Tải file PDF Tác giả
Đơn vị công tác
1 Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG-HCM; thong.nguyen2711@hcmut.edu.vn; tovietnam@hcmut.edu.vn; ttmaihuong@hcmut.edu.vn
2 Trường Đại Học Dầu Khí Việt Nam; taiph@pvu.edu.vn
3 Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí Việt Nam, Hà Nội; hoangcm@pvep.com.vn
*Tác giả liên hệ: nxhuy@hcmut.edu.vn; Tel.: +84–909453698
Tóm tắt
Thông thường lượng dầu sót lại trong mỏ sau giai đoạn bơm ép nước là rất lớn, nhất là hoạt động khai thác ở mỏ Rồng Đen, bể Cửu Long. Một phần đáng kể lượng dầu sót này có thể được thu hồi, đạt hiệu quả kinh tế bằng cách sử dụng bơm ép khí CO2 và nước luân phiên (WAG). Sử dụng bơm ép WAG trong phòng thí nghiệm cho thấy áp suất trộn lẫn tối thiểu của khí CO2 ở khoảng 2950 psi. Thí nghiệm bơm ép mẫu lõi bằng phương pháp WAG cho kết quả rất đáng chú ý, hệ số thu hồi của thí nghiệm WAG trước khi bơm ép nước thứ cấp là 88,6%. Lượng thu hồi của bơm ép nước thứ cấp đạt 68,6%, bơm ép WAG sau bơm ép nước, thu hồi thêm 17,9%. Kết quả cho thấy hệ số thu hồi dầu của WAG trước khi bơm ép nước lớn hơn tổng hệ số thu hồi của bơm ép nước và bơm ép WAG sau khi bơm ép nước là 2,1%, cho thấy việc áp dụng WAG trước khi bơm ép nước đạt hiệu quả hơn sau khi bơm ép nước thứ cấp và WAG tam cấp.
Từ khóa
Trích dẫn bài báo
Thông, N.G.; Tài, P.H.; Hoàng, C.M.; Nam, T.V.; Nam, L.Q.; Hương, T.T.M.; Huy, N.X. Khảo sát thí nghiệm bơm ép khí nước luân phiên trong mẫu cát kết Miocen mỏ Rồng Đen, bể Cửu Long. Tạp chí Khí tượng Thuỷ văn 2022, 742, 55-64.
Tài liệu tham khảo
1. Sanchez, N.L. Management of Water Alternating Gas (WAG) Injection Projects. All Days 1999. Doi: 10.2118/53714-MS.
2. Christensen, J.R.; Stenby, E.H.; Skauge, A. Review of WAG Field Experience. SPE Reserv. Eval. Eng. 2001, 4(2), 97–106. Doi: 10.2118/71203-PA.
3. Caudle, B.H.; Dyes, A.B. Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection. Trans. AIME 1958, 213(1), 281–283. doi: 10.2118/911-G.
4. Zhang, P.; Brodie, J.; Daae, V.; Erbas, D.; Duncan, E. BP North Sea Miscible Gas Injection Projects Review. All Days 2013. doi: 10.2118/166597-MS.
5. Hien, D.H.; Giao, P.H.; Ngoc, P.Q.; Qu, N.M.; Dung, B.V.; Huy, D.D.; Giang, P.T.; Long, H. Numerical Simulation of Low Salinity Water Flooding on Core Samples for an Oil Reservoir in the Nam Con Son Basin, Vietnam. Energies 2021, 14(9), 2658. doi: 10.3390/en14092658.
6. Taber, J.J. Technical Screening Guides for the Enhanced Recovery of Oil. All Days 1983. Doi: 10.2118/12069-MS.
7. An, N.H. Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằng bơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen. Trường Đại Học Mỏ – Địa Chất, 2012. Available online: http://luanan.nlv.gov.vn/luanan?a=d&d=TTcFlGyIrjAW2012.1.1&e=–vi–20–1–txt–txIN%7CtxME–#.
8. Thắng, P.Đ.; Vinh, N.T. và cs. Nghiên cứu giải pháp gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cho tầng mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ. Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ–Địa chất 2013, 42, 14–21.
9. Ha, G.T. et al. Design & implementation of CO2 Huff–n–Puff operation in a Vietnam offshore field. Soc. Pet. Eng. Abu Dhabi Int. Pet. Exhib. Conf. ADIPEC 2012 – Sustain. Energy Growth People, Responsib. Innov. 2012, 4, 2754–2761. doi: 10.2118/161835-ms.
10. Rahimi, V.; Bidarigh, M.; Bahrami, P. Experimental Study and Performance Investigation of Miscible Water–Alternating–CO2 Flooding for Enhancing Oil Recovery in the Sarvak Formation. Oil Gas Sci. Technol. Rev. d’IFP Energies Nouv. 2017, 72(6), 35. Doi: 10.2516/ogst/2017030.
11. Amao, A.M.; Siddiqui, S.; Menouar, H.; Herd, B.L. A new look at the minimum miscibility pressure (MMP) determination from slimtube measurements. Proc. SPE Symp. Improv. Oil Recover. 2012, 1, 324–336. Doi: 10.2118/153383-ms.
12. Kulkarni, M.M.; Rao, D.N. Experimental investigation of miscible and immiscible Water–Alternating–Gas (WAG) process performance. J. Pet. Sci. Eng. 2005, 48(1–2), 1–20. Doi: 10.1016/j.petrol.2005.05.001.
13. Rapoport, L.A.; Leas, W.J. Properties of Linear Waterfloods. J. Pet. Technol. 1953, 5(05), 139–148. Doi: 10.2118/213-g.