Luận án tiến sĩ về tối ưu hóa điều kiện vận hành trong hiệu suất SAGD

Luận án tiến sĩ phân tích response surface optimization for operating conditions in comprehensive sagd performance, xây dựng cơ sở lý luận, kiểm chứng thực nghiệm, đóng góp tri

• Tác giả: Nguyen Xuan Huy
• Người hướng dẫn: Prof. Wisup Bae
• Trường học: Sejong University
• Chuyên ngành: Department of Energy and Mineral Resources Engineering
• Đề tài: Tối ưu hóa điều kiện vận hành trong hiệu suất SAGD bằng phương pháp bề mặt phản hồi
• Loại tài liệu: thesis
• Năm xuất bản: 2012
• Địa điểm: Sejong

Mục lục chi tiết

• DEDICATION
• ACKNOWLEDGMENT
• ABSTRACT
• 1. CHAPTER I: INTRODUCTION
• 1.1. Overview
• 1.2. Description of the problems
• 2. List of Nomenclature and Abbreviations
• 3. CHAPTER 3: EFFECTS OF RESERVOIR PROPERTIES AND OPERATING CONDITIONS ON SAGD PERFORMANCE
• 3.1. The application D-Optimal design and RMS for sensitivity analysis
• 3.2. Effects of reservoir variables
• 3.3. Effect of operational parameters
• 4. CHAPTER 4: RESPONSE SURFACE OPTIMIZATION FOR OPERATING CONDITIONS IN THREE MAJOR RESERVOIRS OF ALBERTA’S OIL SAND
• 4.1. Application of central composite face-centred design for optimizing the operating
• 4.2. Effect of operating parameters on the NPV
• 4.3. Optimization of operating conditions by response surface methodology
• 4.4. Verification of predictive model
• 4.5. Comparison and the best choice for operating conditions in conventional SAGD process
• 4.6. Optimization for Fast-SAGD performance
• 4.7. Optimization for discontinuous SAGD performance
• 5. CHAPTER 5: SUMMARY, CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS
• 5.1. Summary
• 5.2. Conclusions
• 5.3. Recommendations for future work
• REFERENCES
• LIST OF FIGURES
• LIST OF TABLES

Tóm tắt

I. Giới thiệu

Quá trình SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) đã chứng minh là một phương pháp thu hồi nhiệt hiệu quả cho sản xuất dầu nặng và bitumen. Tuy nhiên, có nhiều tranh cãi về các rủi ro kỹ thuật và kinh tế liên quan. Hiệu suất của SAGD phụ thuộc vào hai yếu tố quan trọng: đặc tính của mỏ và điều kiện vận hành. Nghiên cứu này tập trung vào việc tối ưu hóa điều kiện vận hành để tối đa hóa hiệu suất SAGD, đồng thời giảm thiểu chi phí và tác động môi trường. Việc tích hợp các khía cạnh kinh tế và kỹ thuật trong hiệu suất SAGD đóng vai trò quan trọng trong hoạt động thực địa.

1.1. Đặc điểm địa chất của cát dầu Alberta

Cát dầu Alberta chứa một lượng lớn bitumen, với ước tính khoảng 1.7 triệu triệu thùng. Tuy nhiên, chỉ khoảng 10% có thể thu hồi bằng các kỹ thuật hiện tại. Phương pháp SAGD là phương pháp thu hồi nhiệt phổ biến nhất, sử dụng hai giếng ngang song song để tối ưu hóa quá trình sản xuất. Việc hiểu rõ các đặc tính địa chất là rất quan trọng để thiết kế các điều kiện vận hành tối ưu.

1.2. Các phương pháp thu hồi nhiệt

Các phương pháp thu hồi nhiệt như SAGD, Fast-SAGD và Hybrid SAGD đã được áp dụng để cải thiện hiệu suất thu hồi dầu. Mỗi phương pháp có những ưu điểm và nhược điểm riêng, và việc lựa chọn phương pháp phù hợp phụ thuộc vào điều kiện cụ thể của mỏ. Nghiên cứu này sẽ phân tích các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất của từng phương pháp.

II. Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu này sử dụng phương pháp thiết kế thí nghiệm (DOE) và phương pháp bề mặt phản hồi (RSM) để xác định các điều kiện vận hành tối ưu cho quá trình SAGD. Phương pháp này cho phép đánh giá tác động của nhiều yếu tố cùng một lúc, từ đó đưa ra các quyết định chính xác hơn về điều kiện vận hành. Việc áp dụng RSM giúp giảm thiểu sự không chắc chắn trong các mô hình kinh tế và kỹ thuật, đồng thời tối ưu hóa hiệu suất sản xuất.

2.1. Thiết kế thí nghiệm

Thiết kế thí nghiệm D-Optimal và các phương pháp thiết kế khác như Box-Behnken và Central Composite Design đã được áp dụng để tối ưu hóa các điều kiện vận hành. Các yếu tố như áp suất bơm, tỷ lệ tiêm hơi và khoảng cách giữa các giếng được xem xét để xác định ảnh hưởng của chúng đến hiệu suất SAGD. Kết quả cho thấy rằng việc tối ưu hóa các yếu tố này có thể dẫn đến sự cải thiện đáng kể trong hiệu suất sản xuất.

2.2. Phân tích độ nhạy

Phân tích độ nhạy được thực hiện để xác định các yếu tố có ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu suất SAGD. Kết quả cho thấy rằng độ thấm, độ rỗng và tỷ lệ tiêm hơi là những yếu tố quan trọng nhất. Việc hiểu rõ các yếu tố này giúp các nhà quản lý có thể đưa ra các quyết định chính xác hơn trong việc thiết kế và vận hành các dự án khai thác dầu.

III. Kết quả và thảo luận

Kết quả nghiên cứu cho thấy rằng việc áp dụng phương pháp bề mặt phản hồi đã giúp xác định các điều kiện vận hành tối ưu cho quá trình SAGD. Các điều kiện này không chỉ cải thiện hiệu suất thu hồi dầu mà còn giảm thiểu chi phí vận hành. Nghiên cứu cũng chỉ ra rằng việc áp dụng công nghệ mới như dSAGD có thể mang lại lợi ích kinh tế lớn hơn so với các phương pháp truyền thống.

3.1. Tối ưu hóa điều kiện vận hành

Các điều kiện tối ưu cho quá trình SAGD đã được xác định thông qua phân tích RSM. Kết quả cho thấy rằng việc điều chỉnh áp suất tiêm và tỷ lệ tiêm hơi có thể dẫn đến sự cải thiện đáng kể trong hiệu suất thu hồi dầu. Điều này cho thấy tầm quan trọng của việc tối ưu hóa các điều kiện vận hành trong việc nâng cao hiệu quả sản xuất.

3.2. Ứng dụng thực tiễn

Nghiên cứu này có giá trị thực tiễn cao trong việc cải thiện hiệu suất thu hồi dầu từ cát dầu Alberta. Việc áp dụng các phương pháp tối ưu hóa có thể giúp giảm thiểu chi phí và tác động môi trường, đồng thời nâng cao lợi nhuận cho các dự án khai thác dầu. Điều này đặc biệt quan trọng trong bối cảnh nhu cầu năng lượng ngày càng tăng và áp lực về môi trường.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Khai thác tài nguyên dầu nặng và bitum phi truyền thống đang đóng vai trò then chốt trong việc bù đắp sự suy giảm sản lượng dầu thô truyền thống trên toàn cầu. Tại tỉnh Alberta của Canada, tổng trữ lượng bitum tại chỗ ước tính đạt khoảng 1,7 nghìn tỷ thùng, đưa khu vực này trở thành nơi lưu giữ tài nguyên hydrocacbon lỏng lớn thứ ba thế giới. Mặc dù vậy, với các công nghệ khai thác nhiệt hiện hữu, tỷ lệ thu hồi thực tế chỉ đạt mức khiêm tốn khoảng 10% đến 15% tổng trữ lượng do độ nhớt của dầu bitum vô cùng cao, dao động từ 100.000 cP đến hơn 5.000.000 cP trong điều kiện vỉa tự nhiên.

Phương pháp khai thác nhiệt trọng lực có hỗ trợ hơi nước (Steam-Assisted Gravity Drainage - SAGD) truyền thống sử dụng cặp giếng khoan ngang song song đã chứng minh hiệu quả kỹ thuật rõ rệt, mang lại hệ số thu hồi dầu đạt từ 45% đến 55%. Tuy nhiên, việc vận hành liên tục gây ra chi phí đầu tư và chi phí nhiên liệu khí đốt cực kỳ lớn để tạo hơi, dẫn đến tỷ lệ hơi nước trên dầu tích lũy (CSOR) cao và làm tăng rủi ro kinh tế khi giá năng lượng biến động. Hơn nữa, các phương pháp tối ưu hóa mô phỏng cổ điển thường tách rời từng biến số, bỏ qua các hiệu ứng tương tác đa chiều giữa thông số địa chất vỉa và điều kiện vận hành.

Nghiên cứu này được thực hiện nhằm giải quyết bài toán tối ưu hóa điều kiện vận hành kỹ thuật gắn liền với hiệu quả kinh tế trên ba khu vực mỏ cát dầu trọng điểm của Alberta gồm Athabasca, Cold Lake và Peace River. Thông qua việc ứng dụng phương pháp quy hoạch thực nghiệm (DOE) và phương pháp bề mặt đáp ứng (RSM), nghiên cứu phát triển quy trình bơm ép hơi gián đoạn (discontinuous SAGD - dSAGD) nhằm giảm thiểu 15% đến 30% lượng hơi tiêu thụ, hạ thấp phát thải môi trường và tối đa hóa giá trị hiện tại thuần (NPV) cho toàn bộ vòng đời khai thác mỏ.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên nền tảng lý thuyết khai thác nhiệt trọng lực SAGD và lý thuyết quy hoạch thực nghiệm thống kê tối ưu hóa đa biến:

• Lý thuyết khai thác nhiệt SAGD: Cơ chế truyền nhiệt đối lưu và dẫn nhiệt từ buồng hơi (steam chamber) làm giảm độ nhớt của bitum từ hàng triệu cP xuống dưới 10 cP ở nhiệt độ trên 200°C, cho phép dầu và nước ngưng chảy tự nhiên về giếng sản xuất phía dưới nhờ trọng lực.
• Phương pháp bề mặt đáp ứng (RSM): Ứng dụng mô hình hồi quy đa thức bậc hai để thiết lập mối tương quan toán học giữa các yếu tố đầu vào và hàm mục tiêu kinh tế kỹ thuật. Mô hình bậc hai tổng quát có dạng:

$$y = \beta_0 + \sum_{i=1}^{k} \beta_i x_i + \sum_{i=1}^{k} \beta_{ii} x_i^2 + \sum_{i<j}\sum \beta_{ij} x_i x_j + \varepsilon$$

Trong đó các hệ số biểu thị tác động tuyến tính, bậc hai và tương tác chéo giữa các biến số thực nghiệm.

• Các khái niệm then chốt: Tỷ lệ hơi dầu tích lũy (CSOR - thước đo hiệu quả nhiệt năng), Giá trị hiện tại thuần (NPV - chiết khấu dòng tiền 10%), Công nghệ Fast-SAGD (kết hợp giếng kích thích hơi luân phiên CSS cách 50m), và Công nghệ dSAGD (bơm hơi ngắt quãng theo chu kỳ tối ưu).

Phương pháp nghiên cứu

Quy trình nghiên cứu kết hợp mô phỏng số nhiệt động lực học vỉa và phân tích thống kê toán học với các giai đoạn cụ thể:

• Nguồn dữ liệu và công cụ mô phỏng: Dữ liệu địa chất lấy từ ba tầng chứa điển hình gồm McMurray (Athabasca, độ sâu 210-243m), Clearwater (Cold Lake, độ sâu 370-500m) và Bluesky (Peace River, độ sâu 400-750m). Mô phỏng động thái khai thác 3D được thực hiện trên phần mềm STARS thuộc bộ công cụ CMG (Computer Modelling Group).
• Cỡ mẫu và thiết kế thực nghiệm: Sử dụng thiết kế tối ưu D-optimal với 10 biến độc lập để sàng lọc các thông số vỉa (độ rỗng, bề dày vỉa, độ thấm, độ bão hòa dầu, độ dẫn nhiệt đá) và thông số vận hành (khoảng cách cặp giếng 5-15m, áp suất bơm 1.500-4.500 kPa, lưu lượng hơi 400-700 m³/ngày). Sau đó, thiết kế phức hợp tâm diện (FCCD) và Box-Behnken gồm 27 đến 54 kịch bản mô phỏng được triển khai để xây dựng bề mặt đáp ứng cho từng tầng chứa.
• Lý do lựa chọn phương pháp: Thiết kế D-optimal và FCCD cho phép giảm thiểu số lượng chạy mô phỏng từ hàng nghìn ca thử nghiệm xuống mức tối ưu mà vẫn đảm bảo độ tin cậy thống kê cao với hệ số tương quan R² đạt trên 0,95 và kiểm định độ bất tương thích (Lack of Fit) có P-value lớn hơn 0,05.
• Phân tích kinh tế: Xây dựng mô hình tài chính tích hợp định giá dòng tiền chiết khấu 10%, phản ánh chi phí đầu tư ban đầu (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX bao gồm giá khí đốt và nước xử lý), và rủi ro biến động giá bitum trên thị trường quốc tế.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Phân tích phương sai (ANOVA) và bề mặt đáp ứng từ các tập dữ liệu mô phỏng đã chỉ ra các phát hiện mang tính đột phá:

• Thứ bậc tác động của các biến số: Trong các yếu tố vỉa, độ rỗng (porosity) và bề dày vỉa (thickness từ 20m đến 40m) chi phối trên 60% mức độ biến thiên của NPV, tiếp theo là độ bão hòa dầu và độ thấm. Đối với thông số vận hành, áp suất bơm ép (IP) và lưu lượng bơm hơi cực đại (MSIR) là hai yếu tố có ảnh hưởng quyết định nhất đến tốc độ mở rộng buồng hơi và chỉ số kinh tế.
• Tối ưu hóa áp suất và lưu lượng theo tầng chứa:
  • Tại mỏ Athabasca: Điều kiện vận hành tối ưu của SAGD truyền thống đạt khoảng cách cặp giếng 5m, lưu lượng hơi 700 m³/ngày ở áp suất bơm 1.500 kPa.
  • Tại mỏ Cold Lake: Khoảng cách giếng tối ưu là 15m, lưu lượng hơi 400 m³/ngày ở áp suất 3.100 kPa.
  • Tại mỏ Peace River: Khoảng cách giếng tối ưu là 15m, lưu lượng hơi 600 m³/ngày ở áp suất cao 4.500 kPa.
• Hiệu quả vượt trội của công nghệ dSAGD: Khi áp dụng chế độ bơm hơi ngắt quãng theo chu kỳ 6 tháng bơm và 3 đến 6 tháng nghỉ, chỉ số CSOR giảm từ 18% đến 30% so với SAGD thông thường. Đồng thời, giá trị NPV của dự án tăng từ 12% đến 25% nhờ tiết kiệm hàng triệu USD chi phí nhiên liệu khí đốt.

Thảo luận kết quả

Cơ chế nâng cao hiệu quả của dSAGD nằm ở việc điều tiết dòng nhiệt truyền vào tầng chứa. Trong giai đoạn ngắt bơm hơi, nhiệt lượng tích tụ tại buồng hơi tiếp tục lan tỏa sâu vào khối bitum lạnh xung quanh thông qua cơ chế dẫn nhiệt thuần túy, trong khi áp suất vỉa được duy trì ổn định. Hiện tượng này giúp hạn chế tổn thất nhiệt lên các tầng đá nóc (overburden) từ 12% đến 20%, ngăn ngừa sự lãng phí hơi nước ngưng tụ vô ích tại đáy giếng.

So với công nghệ Fast-SAGD (đòi hỏi khoan thêm các giếng CSS phụ trợ cách 50m với chi phí CAPEX tăng thêm khoảng 30%), dSAGD tận dụng nguyên vẹn hạ tầng cặp giếng SAGD sẵn có mà vẫn đạt hệ số thu hồi dầu tương đương hoặc cao hơn, đặc biệt hiệu quả tại các vỉa chôn sâu như Clearwater và Bluesky.

Dữ liệu mô phỏng khi được trực quan hóa qua biểu đồ phân bố xác suất chuẩn của phần dư (Normal Probability Plot) cho thấy các điểm phân bố hoàn toàn bám sát đường thẳng chuẩn, chứng minh mô hình hồi quy không bị chệch. Bảng phân tích ANOVA khẳng định giá trị F-test của mô hình đạt mức thống kê có ý nghĩa rất cao (P-value < 0,0001), chứng minh phương pháp RSM có khả năng dự báo chính xác động thái khai thác mỏ trong thực tế.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các kết quả tối ưu hóa định lượng, bốn nhóm giải pháp hành động chiến lược được đề xuất cho các đơn vị vận hành mỏ:

• Chuyển đổi chế độ bơm ép sang quy trình dSAGD: Các kỹ sư vận hành mỏ cần thiết lập chu kỳ bơm ép gián đoạn với thời gian bơm liên tục 6 tháng kết hợp giai đoạn nghỉ từ 3 đến 6 tháng cho các cụm giếng sau giai đoạn phát triển buồng hơi ban đầu. Mục tiêu cắt giảm 20% lượng hơi tiêu thụ và giảm CSOR xuống dưới mức 2,5 trong vòng 12 tháng đầu áp dụng.
• Chuẩn hóa áp suất và khoảng cách cặp giếng theo từng tầng chứa: Ban quản lý kỹ thuật cần áp dụng dải áp suất bơm ép tối ưu từ 3.100 kPa đến 4.500 kPa cho các tầng chứa sâu trên 350m (Cold Lake và Peace River) và duy trì khoảng cách cặp giếng từ 10m đến 15m. Kế hoạch này cần hoàn thành chuẩn hóa thiết kế giếng khoan trong quý 2 năm 2026.
• Ứng dụng phần mềm tối ưu hóa RSM tích hợp mô phỏng tự động: Bộ phận công nghệ thông tin và mô hình hóa mỏ cần tích hợp thuật toán bề mặt đáp ứng và hàm Desirability vào quy trình giám sát số liệu mỏ theo thời gian thực. Giải pháp này giúp tự động hiệu chỉnh lưu lượng bơm hơi theo biến động giá khí và giá dầu, hướng tới mục tiêu gia tăng 15% NPV trong lộ trình 24 tháng.
• Tăng cường giải pháp thu hồi nhiệt và giảm thiểu phát thải: Doanh nghiệp khai thác cần đầu tư hệ thống trao đổi nhiệt khép kín và tái sử dụng 90% nước ngưng sản xuất nhằm giảm thiểu 25% lượng phát thải khí nhà kính CO2 trên mỗi thùng bitum, đáp ứng các tiêu chuẩn môi trường nghiêm ngặt trong giai đoạn 3 năm tới.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang lại giá trị thực tiễn và lý thuyết sâu sắc cho các nhóm đối tượng chuyên môn:

• Kỹ sư công nghệ mỏ và kỹ sư khai thác dầu khí: Sử dụng trực tiếp ma trận thông số tối ưu về áp suất, lưu lượng và khoảng cách giếng để thiết kế và vận hành các dự án khai thác nhiệt SAGD ngoài thực địa.
• Chuyên viên kinh tế năng lượng và quản lý dự án: Áp dụng mô hình tài chính tích hợp phân tích độ nhạy đa biến để đánh giá chính xác rủi ro đầu tư, tối ưu hóa dòng tiền và xây dựng kế hoạch vốn cho các dự án cát dầu quy mô lớn.
• Giảng viên, nghiên cứu sinh và học viên cao học: Khai thác quy trình kết hợp giữa phần mềm mô phỏng CMG STARS và công cụ thống kê RSM làm tài liệu giảng dạy, nghiên cứu chuyên sâu trong lĩnh vực kỹ thuật dầu khí và khai thác tài nguyên phi truyền thống.
• Các cơ quan hoạch định chính sách và bảo vệ môi trường: Tham khảo các số liệu định lượng về mức tiêu thụ năng lượng và phát thải để xây dựng các khung tiêu chuẩn kỹ thuật xanh cho ngành công nghiệp khai khoáng.

Câu hỏi thường gặp

Phương pháp dSAGD khác biệt như thế nào so với SAGD truyền thống?

SAGD truyền thống bơm hơi liên tục vào giếng tiêm, trong khi dSAGD vận hành giếng tiêm theo chu kỳ ngắt quãng với các khoảng thời gian nghỉ được tính toán tối ưu, giúp tận dụng hiện tượng dẫn nhiệt tự nhiên của vỉa, giảm từ 18% đến 30% lượng hơi tiêu thụ mà vẫn duy trì sản lượng khai thác ổn định.

Tại sao phương pháp RSM lại vượt trội hơn các phương pháp tối ưu hóa cổ điển?

Phương pháp cổ điển thay đổi từng biến số đơn lẻ nên tốn kém hàng nghìn ca chạy mô phỏng và bỏ qua tương tác chéo giữa các thông số. RSM sử dụng ma trận thực nghiệm khoa học giúp giảm hơn 80% số lượng phép thử, đồng thời thiết lập chính xác phương trình toán học đa biến mô tả toàn diện hệ thống vỉa.

Yếu tố nào ảnh hưởng mạnh nhất đến giá trị kinh tế NPV của dự án cát dầu?

Về mặt địa chất, độ rỗng và bề dày vỉa quyết định trên 60% biến thiên của NPV. Về mặt vận hành, áp suất bơm ép và lưu lượng bơm hơi là hai yếu tố chi phối lớn nhất do tác động trực tiếp đến chi phí nhiên liệu khí đốt và tốc độ thu hồi dầu bitum.

Công nghệ dSAGD có thể áp dụng hiệu quả cho mỏ Athabasca không?

Có thể áp dụng tốt, tuy nhiên hiệu quả kinh tế và mức độ tiết kiệm năng lượng của dSAGD thể hiện rõ rệt nhất tại các tầng chứa chôn sâu như Clearwater (Cold Lake) và Bluesky (Peace River) với mức cải thiện NPV cao hơn từ 15% đến 25% so với các tầng chứa nông.

Việc áp dụng kết quả nghiên cứu giúp giảm thiểu tác động môi trường ra sao?

Bằng việc cắt giảm từ 15% đến 25% tổng lượng hơi nước cần sinh ra trong suốt vòng đời dự án, phương pháp giúp giảm tương ứng lượng khí đốt thiên nhiên tiêu thụ tại các lò hơi, từ đó cắt giảm hàng chục nghìn tấn khí thải CO2 và tiết kiệm đáng kể nguồn nước ngầm phục vụ tái chế nhiệt.

Kết luận

• Luận văn đã thiết lập thành công quy trình tích hợp giữa phương pháp quy hoạch thực nghiệm (DOE), phương pháp bề mặt đáp ứng (RSM) và mô phỏng số CMG STARS để tối ưu hóa toàn diện quá trình khai thác SAGD.
• Xác định định lượng thứ bậc ảnh hưởng của các thông số vỉa và điều kiện vận hành, chỉ ra độ rỗng, bề dày tầng chứa, áp suất bơm và lưu lượng hơi là các biến số cốt lõi chi phối chỉ số NPV.
• Đề xuất giải pháp công nghệ bơm ép hơi gián đoạn (dSAGD) độc đáo, giúp giảm tỷ lệ hơi dầu tích lũy CSOR từ 18% đến 30% và nâng cao giá trị hiện tại thuần NPV lên tới 25%.
• Xây dựng bộ thông số vận hành chuẩn mực cho ba vùng mỏ cát dầu lớn nhất Canada (Athabasca, Cold Lake, Peace River), tạo cơ sở khoa học vững chắc cho việc thiết kế mỏ thực tế.
• Các đơn vị vận hành mỏ và kỹ sư công nghệ dầu khí nên chủ động ứng dụng khung phương pháp luận tối ưu hóa này vào các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu nhiệt để tối đa hóa lợi nhuận kinh tế song hành với việc bảo vệ môi trường bền vững.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Response Surface Optimization for Operating Conditions in Comprehensive SAGD Performance NGUYEN XUAN HUY The Graduate School of Sejong University Department of Energy and Mineral Resources Engineering Response Surface Optimization for Operating Conditions in Comprehensive SAGD Performance NGUYEN XUAN HUY A Doctoral Thesis Submitted to the Department of Energy and Mineral Resources Engineering and Graduate School of Sejong University in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Engineering May 2012 Approved by Prof. Wisup Bae Major Advisor This certifies that the dissertation of Nguyen Xuan Huy is approved. Professor Taewoong Chung Professor Wisup Bae Professor Jonggeun Choi Professor Kyungiun Jun Professor Myung Jin Nam The Graduate School of Sejong University May, 2012 Dedication To my parents and my younger sister and brother Acknowledgment My name is Huy Xuan Nguyen. I have over 10 years experience in the area of petroleum geology and reservoir simulation in the oil and gas industry.

(2004) degrees in petroleum engineering and MBA degree (2008) in petroleum economic from Ho Chi Minh University of Technology as considered the top university with the high quality education in Vietnam. I have positioned the lecturer in teaching undergraduate and science research at Faculty of Geology and Petroleum Engineering, Ho Chi Minh City University of Technology since 2003. In 2009, I received the PhD scholarship program in petroleum engineering from Sejong University under the supervisor of Professor Wisup Bae. Currently, my research interested in the section of petroleum economic management, chemical EOR flooding, thermal oil recovery processes, particularly the oil recovery improvement on SAGD process and the application innovative technologies to exploit the unconventional resources based on electromagnetic heating, nuclear energy, single-well SAGD, and operation optimization.

I am author and coauthor of more than 20 technical papers including SCI Journals, SPE, AAPG and international conferences around the world. I would like to express my special appreciation to my supervisor Prof.Wisup Bae for kind support and academic valuable suggestions throughout my work. I also would like to express my sincere thank to the members of petroleum lab in Sejong University Ngoc T. B Nguyen, Cuong Dang, Taemoon Chung, Tho N.

Tu, and Danh H. Nguyen for their generosity and suggestions. Their assistances are essential in performing my research successfully and have made my studying life here more enjoyable and priceless. By the fact of completing this thesis, I am immensely indebted to my parents, Nguyen Xuan Lang and Tran Thi Tuyet Nhung younger sister and brother.

They have encouraged and nurtured in the development of my personality and support any decision and future career direction. Last but not least, I would like to express my sincere thank to my friends in Vietnamese Students Association in Korea for their generosity and help during study time in Korea. Abstract The steam assisted gravity drainage (SAGD) process has proven to be an effective thermal recovery method for heavy oil and bitumen production. However, there has been much dispute over the question of technical and economical risks.

The technical efficiency of the SAGD process depends on two important factors: reservoir properties and operating conditions. The SAGD performance was investigated based on the variables of reservoir properties such as thickness, porosity, permeability, oil saturation, viscosity, rock thermal conductivity, along with operating variables as including preheating, injector/producer spacing, injection pressure, steam injection rate and subcool temperature. In addition, the economic risks associate to the cost of initial investment for building ground facilities, operating costs, and the uncertainties of oil and gas prices. The integration of economic and technical aspects for SAGD performance plays an important role in field operation.

Main problems to solve are how to design optimal operating conditions for a reasonable steam requirement with certain injection pressure to maximize economic feasibility under reservoir conditions. Recently, some innovative techniques based on the background SAGD operation have been applied such as conventional SAGD, Fast-SAGD, Hybrid SAGD, FA-SAGD. Most previous literatures implemented sensitivity analysis and optimization of SAGD performance by classical methods based on numerical simulations lead to a lack of confidence level and ignored interactions effects between considered parameters, which may cause low efficiency issues in a field operation. In addition, the SAGD economic models have not fully information with limited consideration on few factors.

These restrictions can be avoided by the application design of experiment and response surface methodology to determine the optimal operating conditions for the production prediction. Then, discontinuous SAGD technique was operated to control the amount of injected steam at several specific injection time intervals. The results showed that the effect of reservoir parameters on SAGD performance is the most important with order ranking as porosity, thickness, oil saturation, permeability, viscosity, and then interaction factors of reservoir properties. Subsequent to injection pressure and steam injection rate have a greatest effect in operational parameters.

The results of this study showed uncertainties ranking of reservoir and operational parameters are a target for best choice on oil sand projects. The new concept of the discontinuous SAGD process is applied to three major formations of Alberta’s oil sands after optimal operation conditions based on response surface methodology. The results showed that both oil recovery factor and economic profit are much higher than other techniques of Fast-SAGD and conventional SAGD process, especially the effective at deeper burial reservoirs of Clearwater and Bluesky formations. Moreover, amount of steam injection rate and cumulative steam oil ratio (CSOR) reduced significantly to cause lower operating costs as steam cost, led to increase NPV as well as minimal environmental damages.

This study will help to improve heavy oil recovery with the minimal environmental damages and with lower production cost. Table of Contents ASÍT/ACÍ.0 0 0088000094 List of Nomenclature and Abbbrr€ViAfÏOIIS.2 Description of the problems.3 Research objective and methodology. ened ng TH ng ng TK tne ede e bee teens 4 1.1 Geological characteristics in Alberta oil sands.2 Athabasca oil sands.00 cee nnn 202000001 121 n1 nh bebe nh hy và 6 1.3 Cold Lake oil sands. c2 22000000001 212 bene bbe beet ee khen 7 1.4 Peace River oil sandS.

c0 000 2001 111 nnnn tbe t be ten bee ee nha 8 1.5 Lloydminster oil sands. c2 20222 nn nh ewes 8 1.6 A review of the development of thermal recovery technology. 2000020 nee b bbe b bebe e bends 9 1.2 Fast-SAGD technIque.3 Hybrid SAGD technique.5 The control of operating parameters under reservoir condifIons. Design of Experiment and Response Surface Methodology 2.1 Response surface methodologøy.2 Two-Level Factorial Designs.3 Two-Level Fractional Factorial Designs.4 Central Composite Design (CCT).5 Box-Behnken desIgn.

Face Centred Central Composite Design (FCCD). bn nee eben been bebe nh sa 24 2. Model adequacy checking.1 Test for significant Ofr€ØT©SSION. ene bebe bende bbb bebe eben sa28 2.

cnn e ebb eben nhe 29 2.4 Lack of Fit T€SẨ. L0 000020000212 212 eben deb ee tbe beeen ees 3] 2. 00000020 bn need bbb bb bbe ens 32 Chapter 3: Effects of Reservoir Properties and Operating Conditions on SAGD Performance 3.1 The application D-Optimal design and RMS for sensitivity analys1s.2 Effects of reservoir variables. nnn b nD ebb deeb bbe TK Ebner bene 38 3.

eee eee enn ed cee ĐT ĐT bee tne kh ấy 39 3. enn 212 nent dnb cent beet nh nh hấu 39 3. c7 20000002 bn bette bb bb bbe tebe been hy 40 3. 000000 En Een EEE bn nde bn ent bbb k beeen nở 40 3.6 Rock thermal conduCfIVIfV.

e kent een ne eben ene es Al 3.3 Effect of operational paramefters.1 Vertical well spacing (IPS). cece ence ence eben nh nhe 4] 3.2 Injection PT€SSUT€. 2020000002 bbb ng bbe been key 42 3.3 Steam Injection Rafe. n ne bbb ebb b eee ey 42 3.

ne nnn ebb ng ke sa 43 Chapter 4: Response Surface Optimization for Operating Conditions in Three Major Reservoirs of Alberta’s Oil Sand. eee tee c0 2n ng ng ng ng ky.1 Application of central composite face-centred design for optimizing the operating LO)0618 C0) 0 2.22000002002021 1211 n1 nn ng ng nh nàn nh thà và 52 4.2 Effect of operating parameters on the NPV.3 Optimization of operating conditions by response surface methodology.4 Verification of predictive model.00 00 ccc cence ence ence ee een teeny 57 4.5 Comparison and the best choice for operating conditions in conventional SAGD process 4.6 Optimization for Fast-SAGD performance.7 Optimization for discontinuous SAGD performance.2 Cold Lake oIlsands. c7 220000000212 212 n1 1 nh bebe ete: 64 4.1Application of Box-Behnken design for optimizing the operating conditions.2 Effect of operating parameters on the NPV.3 Optimization of operating conditions by response surface methodology.4 Verification of predictive model.5 Comparison and the best choice for operating conditions in conventional SAGD PTOCESS. nnn enon bebe tee tettttttttattetetttstetateeeeeee 1 OD 4.6 Optimization for Fast-SAGD performance.7 Optimization for discontinuous SAGD performance.3 Peace River oilsandsS.

nen cn nen ene nde bbe enn so 77 4.1 Application of central composite face-centred design for optimizing the operating.2 Effect of operating parameters on the NPV.3 Optimization of operating conditions by response surface methodology.4 Verification of predictive model.5 Comparison and the best choice for operating conditions in conventional SAGD process 4.6 Optimization for Fast-SAGD performance.7 Optimization for discontinuous SAGD performance. 85 Chapter 5: Summary, Conclusions and Recommendatfions. Een ebb bbe Eee ben nas 90 5. 22000000202 212 1 n1 denne etd e cde ede b dee teens 9] 5.3 Recommendations for future WOTK.

C2222 ete ene nhà. 93 References List of Figures 1. The regions of Albertan Oil Sands, cross section and stratigraphic succession, 2008, AAPG. Typical viscosities of bitumen in three majors oil sands 1.

The production mechanism of SAGD horizontal well pairs (NEB, 2004) 1. Operation of injection and production in SAGD process (NEB, 2004) 1. The Fast —SAGD process 1. Arrangement of wells in HSAGD and Fast-SAGD system 2.

Sample experimental designs (a) 2” factorial design, (b) 3Ý factorial design, (c) central composite design and (d) face-centred cubic design 2. The points distribution of a Central Composite Design 2.3 Box- Behnken design 2. Geometry of Face Centred Central Composite for three variables. Normal probability plot of residuals 2.

The desirability curve for the goal as minimum 2. The desirability curve for the goal as maximum 2. The desirability curve for the goal as maximum 2. The desirability curve for the goal as Within range 3.

The order ranking of variables 3. Normal probability plot of NPV response 3. Effects of reservoir and operational parameters on NPV responses 4. The order ranking of factors affecting on NPV, Athabasca oilsands 4.2 Effects of operating conditions on NPV, Athabasca oilsands 43 Response surface plots, Athabasca oilsands 4.

Cumulative oil in Athabasca oil sands 4. Cumulative SOR in Athabasca oil sands 4. Oil rates in Athabasca oil sands 4. The order ranking of factors affecting on NPV, Cold Lake Oilsands 4.

Effects of operating conditions on NPV, Cold Lake oilsands 4. Surface response map, Cold Lake oilsands 4. Optimal operating conditions of CSS well in Fast SAGD, Cold Lake oil sands 411. Response Surface plots in Fast-SAGD, Cold Lake oil sands 4.

Cumulative oil in Cold Lake 4. Cumulative steam oil rate in Cold Lake 4. Oil rate in Cold Lake 4. The order ranking of factors affecting on NPV, Peace River oilsands 4.

Effects of operating conditions on NPV, Peace River oilsands 4. Surface response map in SAGD process, Peace River oilsands 4. Optimal operating conditions of CSS well in Fast SAGD, Peace River oil sands 4. Response Surface plots in Fast-SAGD, Peace River oilsands 4.

Cumulative Oil in Peace River Oilsands 4. Cumulative SOR in Peace River Oilsands 4. Oil rates in Peace River Oilsands List of Tables 1.1 Geological features of Cold Lake in Alberta (National Energy Board, 2000) 2. Coded factor levels for Box-Behnken designs for optimizations involving four and five factors 2.2 Comparison of efficiency of central composite design and Box-Behnken design 3.

Variables and D-optimal design levels 3. The D-optimal design with 10 independent variables 3. ANOVA for response surface quadratic model 3. Regression coefficients of the predicted quadratic polynomial model.