Đánh Giá Động Chảy Trong Lòng Giếng Mỏ HT và MT Bằng Phương Pháp Mô Hình Hóa Giếng

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật nghiên cứu kỹ thuật dầu khí đảm bảo dòng chảy trong lòng giếng cụm mỏ ht và mt bằng phương pháp mô hình hóa, khảo sát thực trạng, phân tích nguyên nhân,

• Tác giả: Lý Vĩnh Quang
• Người hướng dẫn: TS. Đỗ Quang Khánh
• Trường học: Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí
• Đề tài: Đảm Bảo Dòng Chảy Trong Lòng Giếng Cụm Mỏ HT Và MT Bằng Phương Pháp Mô Hình Hóa Giếng
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2018
• Địa điểm: Thành phố Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ MT VÀ HT
• 1.1. Giới thiệu tổng quan về mỏ MT và HT
• 1.2. Các đặc điểm của mỏ MT và HT
• 1.3. Tóm tắt các điều kiện địa chất
• 1.4. Các vỉa chứa phát triển
• 1.5. Thành phần condensate và khí khai thác
• 1.6. Thời gian khai thác mỏ và diễn biến sản lượng khai thác
• 1.7. Hệ thống thiết bị khai thác bề mặt của mỏ HT và MT
• 1.8. Giàn xử lý trung tâm PQP-HT
• 1.9. Hai giàn đầu giếng (WHPs)
• 1.10. Hệ thống đường ống
• 2. CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐẢM BẢO DÒNG CHẢY, XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG DÒNG CHẢY TRONG GIẾNG ĐẾN THIẾT BỊ KHAI THÁC BỀ MẶT
• 2.1. Khái quát về hệ thống thiết bị khai thác bề mặt
• 2.2. Các module của hệ thống thiết bị khai thác bề mặt
• 2.3. Cơ sở lý thuyết về mô hình hóa và mô phỏng
• 2.3.1. Giới thiệu về mô hình hóa và mô phỏng
• 2.3.2. Một số định nghĩa cơ bản
• 2.3.3. Ưu điểm nổi bật của phương pháp mô hình hóa và mô phỏng
• 2.3.4. Cơ sở lý thuyết xây dựng mô hình mô phỏng hệ thống thiết bị khai thác bề mặt
• 2.4. Cơ sở dữ liệu để xây dựng hệ thống
• 2.5. Quy trình cho phương pháp mô hình hóa hệ thống thiết bị bề mặt
• 2.6. Cơ chế thay đổi đầu vào các hệ thống thiết bị bề mặt
• 2.7. Cơ chế thay đổi đầu ra các hệ thống thiết bị bề mặt
• 2.8. Mô hình hóa giếng đơn (Single Well Simulation)
• 2.9. Xây dựng mô hình giếng bằng phần mềm OLGA
• 3. CHƯƠNG 3: ĐẢM BẢO DÒNG CHẢY TRONG LÒNG GIẾNG ĐẾN HỆ THỐNG KHAI THÁC MỎ HT VÀ MT
• 3.1. Giới thiệu chung
• 3.2. Cơ sở và biện định
• 3.2.1. Phần mềm mô phỏng
• 3.2.2. Định nghĩa vòng đời mỏ
• 3.2.3. Lưu lượng giếng khai thác
• 3.2.4. Các thông số vỉa
• 3.2.5. Các thông số khai thác
• 3.2.6. Các tham số giếng
• 3.2.7. Phương pháp luận
• 3.2.8. Kết quả mô phỏng giếng MT
• 3.2.8.1. Giếng MT-P2
• 3.2.8.2. Giếng MT-P6
• 3.2.9. Kết quả mô phỏng giếng HT
• 3.2.9.1. Giếng HT-S1
• 3.2.9.2. Giếng HT-F1
• 3.2.9.3. Giếng HT-H1
• 3.3. Đánh giá rủi ro hình thành sáp dựa trên phương pháp cân bằng vật chất và nhiệt
• 3.3.1. Số lượng giếng khai thác tối thiểu với chỉ số khai thác tối đa
• 3.3.2. Số lượng giếng khai thác tối đa với chỉ số khai thác tối đa
• 3.3.3. Số lượng giếng khai thác tối thiểu với chỉ số khai thác tối thiểu
• 3.3.4. Số lượng giếng khai thác tối đa với chỉ số khai thác tối thiểu
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Tóm tắt

I. Tổng Quan Về Động Chảy Giếng Mỏ HT MT và Mô Hình Hóa

Các mỏ HT (High Temperature) và MT (Medium Temperature) khai thác khí và condensate với áp suất cao theo cơ chế tự nhiên. Sản phẩm được xử lý tại giàn PQP-HT, sau đó condensate được xuất sang tàu chứa FSO và khí được đưa vào đường ống Nam Côn Sơn. Đảm bảo dòng chảy trong lòng giếng đến thiết bị bề mặt là rất quan trọng. Việc tối ưu hóa hoạt động khai thác trong điều kiện hiện tại và tương lai, bao gồm kết nối thêm giếng mới hoặc vỉa mới, đòi hỏi phương pháp mô hình hóa giếng mỏ hiệu quả. Mô hình hóa giúp dự phòng các phương án khai thác và bảo trì. Tác giả chọn đề tài “Đảm bảo dòng chảy trong lòng giếng cụm mỏ HT và MT bằng phương pháp mô hình hóa giếng” để nghiên cứu, áp dụng phần mềm mô hình hóa giếng. Mục tiêu là tối ưu hóa hoạt động giếng và chọn chế độ khai thác phù hợp.

1.1. Tầm Quan Trọng của Động Chảy Trong Lòng Giếng Mỏ HT MT

Đảm bảo động chảy trong lòng giếng mỏ HT và MT là yếu tố then chốt. Nó ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả khai thác, an toàn vận hành và tuổi thọ mỏ. Phân tích nút giếng giúp xác định điểm nghẽn và tối ưu hóa hiệu suất giếng. Hiểu rõ các yếu tố như nhiệt độ, áp suất, và thành phần pha là rất quan trọng. Theo tài liệu, các mỏ HT và MT có đặc điểm áp suất cao và nhiệt độ cao, đòi hỏi các giải pháp quản lý dòng chảy đặc biệt.

1.2. Giới Thiệu Phương Pháp Mô Hình Hóa Giếng Mỏ và Ưu Điểm

Mô hình hóa giếng mỏ là công cụ mạnh mẽ để phân tích và dự đoán động chảy trong lòng giếng. Phương pháp này cho phép mô phỏng các kịch bản khai thác khác nhau, đánh giá rủi ro và tối ưu hóa sản lượng. Các phần mềm như WELLCAT và PIPESIM thường được sử dụng. Ưu điểm chính là khả năng đánh giá tác động của các yếu tố khác nhau lên hiệu suất giếng, từ đó đưa ra quyết định khai thác tốt nhất. Việc calibration mô hình giếng bằng dữ liệu thực tế là cần thiết để đảm bảo độ chính xác.

1.3. Cơ Sở Dữ Liệu Cần Thiết Cho Mô Hình Hóa Dòng Chảy Trong Giếng

Để xây dựng mô hình tin cậy, cần thu thập đầy đủ dữ liệu. Các loại dữ liệu bao gồm: đặc tính vỉa, thông số giếng khoan, kết quả đo đạc áp suất và nhiệt độ, thành phần pha của lưu chất, lịch sử khai thác giếng. Dữ liệu phải được kiểm tra và làm sạch để đảm bảo tính chính xác. Mô hình hóa địa chất và mô hình hóa vỉa cũng đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp thông tin đầu vào cho mô hình hóa dòng chảy.

II. Thách Thức Trong Đánh Giá Động Chảy Giếng Mỏ HT và MT

Đánh giá động chảy trong lòng giếng mỏ HT và MT đối mặt với nhiều thách thức. Điều kiện HT (High Temperature) và MT (Medium Temperature) tạo ra môi trường khắc nghiệt. Dự đoán chính xác tổn thất áp suất và thành phần pha phức tạp là rất khó. Sự thay đổi áp suất đáy giếng theo thời gian khai thác cũng cần được xem xét. Ngoài ra, việc đánh giá rủi ro hình thành hydrat và sáp là bắt buộc để đảm bảo động chảy trong lòng giếng ổn định. Mô phỏng dòng chảy đa pha trong điều kiện này đòi hỏi mô hình toán học phức tạp.

2.1. Ảnh Hưởng của Nhiệt Độ Cao và Trung Bình Đến Dòng Chảy

Nhiệt độ cao và nhiệt độ trung bình ảnh hưởng lớn đến tính chất của lưu chất trong giếng. Độ nhớt, tỷ trọng và sức căng bề mặt thay đổi theo nhiệt độ. Điều này ảnh hưởng trực tiếp đến tổn thất áp suất và khả năng vận chuyển lưu chất. Tính toán nhiệt động lực học là cần thiết để mô tả chính xác hành vi của lưu chất. Các mô hình cần được điều chỉnh để phù hợp với điều kiện HT và điều kiện MT.

2.2. Khó Khăn Trong Dự Đoán Tổn Thất Áp Suất và Thành Phần Pha

Dự đoán tổn thất áp suất trong giếng, đặc biệt trong điều kiện HT/MT, rất phức tạp. Các mô hình hiện có thường không chính xác do không tính đến đầy đủ các yếu tố ảnh hưởng, chẳng hạn như độ nhám thành ống và sự hiện diện của pha lỏng. Việc dự đoán thành phần pha cũng khó khăn do tính chất phức tạp của dầu khí và sự thay đổi của nhiệt độ và áp suất. Cần sử dụng các mô hình cân bằng pha tiên tiến để giải quyết vấn đề này.

2.3. Rủi Ro Hình Thành Hydrat và Sáp trong Giếng Mỏ HT MT

Hydrat và sáp có thể gây tắc nghẽn giếng và làm giảm lưu lượng khai thác. Điều kiện HT và MT có thể thúc đẩy quá trình hình thành hydrat và sáp, đặc biệt khi nhiệt độ giảm xuống dưới ngưỡng nhất định. Cần thực hiện các biện pháp phòng ngừa như sử dụng hóa chất ức chế hoặc duy trì nhiệt độ đủ cao để ngăn chặn sự hình thành hydrat và sáp. Đánh giá thành phần pha cũng giúp dự đoán khả năng hình thành các chất này.

III. Phương Pháp Mô Hình Hóa Động Chảy Giếng Mỏ HT MT Hiệu Quả

Để đánh giá động chảy trong lòng giếng mỏ HT, MT hiệu quả, cần kết hợp các phương pháp mô hình hóa tiên tiến và dữ liệu thực tế. Phương pháp mô hình hóa dòng chảy bao gồm mô phỏng dòng chảy đa pha, phân tích nút giếng và đánh giá IPR (Inflow Performance Relationship) và VLP (Vertical Lift Performance). Các phần mềm chuyên dụng như OLGA, PIPESIM và WELLCAT có thể được sử dụng để xây dựng và chạy mô hình. Calibration mô hình giếng bằng dữ liệu đo đạc thực tế là rất quan trọng. Phân tích độ nhạy cũng giúp xác định các yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu suất giếng.

3.1. Ứng Dụng Phần Mềm Mô Phỏng Dòng Chảy Đa Pha OLGA PIPESIM

Các phần mềm như OLGA và PIPESIM là công cụ mạnh mẽ để mô phỏng dòng chảy đa pha trong giếng. Chúng cho phép mô tả chính xác sự tương tác giữa các pha (dầu, khí, nước) và dự đoán tổn thất áp suất, lưu lượng và thành phần pha. OLGA thường được sử dụng cho mô phỏng động, trong khi PIPESIM thích hợp cho mô phỏng trạng thái ổn định. Việc lựa chọn phần mềm phù hợp phụ thuộc vào mục tiêu và yêu cầu của bài toán.

3.2. Đánh Giá IPR và VLP Để Tối Ưu Hóa Sản Lượng Giếng Mỏ

Đánh giá IPR (Inflow Performance Relationship) và VLP (Vertical Lift Performance) là hai bước quan trọng trong phân tích nút giếng. IPR mô tả mối quan hệ giữa lưu lượng và áp suất đáy giếng, trong khi VLP mô tả mối quan hệ giữa lưu lượng và áp suất đầu giếng. Bằng cách kết hợp hai đường cong này, có thể xác định điểm làm việc tối ưu của giếng và tối ưu hóa sản lượng giếng. Các đường cong này cần được cập nhật thường xuyên để phản ánh sự thay đổi của điều kiện vỉa và giếng.

3.3. Phân Tích Độ Nhạy Để Xác Định Yếu Tố Ảnh Hưởng Đến Dòng Chảy

Phân tích độ nhạy là kỹ thuật quan trọng để xác định các yếu tố có ảnh hưởng lớn nhất đến động chảy trong lòng giếng. Các yếu tố này có thể bao gồm độ thấm của vỉa, đường kính ống, độ nhám thành ống và thành phần pha của lưu chất. Bằng cách xác định các yếu tố này, có thể tập trung nguồn lực vào việc kiểm soát và tối ưu hóa chúng. Phân tích độ nhạy giúp giảm thiểu rủi ro và cải thiện hiệu suất giếng.

IV. Ứng Dụng Mô Hình Hóa Vào Giếng HT MT Nghiên Cứu Trường Hợp

Luận văn sử dụng phần mềm OLGA để xác định áp suất đầu giếng và nhiệt độ đầu giếng từ đầu đến cuối đời mỏ. Dựa trên kết quả mô hình hóa, thiết lập điều kiện vận hành tối ưu theo các phương án khai thác sau côn là 50 barg, 70 barg và 120 barg, và đánh giá rủi ro xuất hiện sáp của hệ thống sau côn. Thiết lập các kịch bản sản xuất thực tế để vận dụng phương pháp cân bằng vật chất và nhiệt, đánh giá rủi ro xuất hiện sáp của hệ thống sau côn, kết hợp số lượng giếng tối đa và tối thiểu với chỉ số khai thác để dự đoán sản lượng phù hợp khi vận hành về áp suất và nhiệt độ từ đầu giếng đến trước và sau côn.

4.1. Mô Phỏng Giếng MT P2 và Đánh Giá Hiệu Suất Khai Thác

Kết quả mô phỏng giếng MT-P2 cho thấy sự thay đổi của áp suất đầu giếng và nhiệt độ đầu giếng theo thời gian khai thác. Khi lưu lượng khí tăng, áp suất đầu giếng giảm và nhiệt độ đầu giếng tăng. Việc này giúp xác định chế độ khai thác phù hợp để duy trì hiệu suất giếng cao và ngăn ngừa các vấn đề như hình thành hydrat. Kết quả này có thể dùng để tối ưu hóa sản lượng giếng.

4.2. Mô Phỏng Giếng HT S1 và Đánh Giá Rủi Ro Hình Thành Sáp

Mô phỏng giếng HT-S1 cho thấy sự thay đổi của áp suất đầu giếng và nhiệt độ đầu giếng. Từ kết quả này, có thể đánh giá rủi ro hình thành sáp trong hệ thống sau côn. Nếu nhiệt độ giảm xuống dưới ngưỡng, sáp có thể hình thành và gây tắc nghẽn. Cần có biện pháp phòng ngừa như sử dụng hóa chất hoặc duy trì nhiệt độ đủ cao. Đánh giá thành phần pha giúp dự đoán chính xác hơn khả năng hình thành sáp.

4.3. Sử Dụng Cân Bằng Vật Chất và Nhiệt Đánh Giá Rủi Ro Sáp

Phương pháp cân bằng vật chất và nhiệt (HMB) được sử dụng để đánh giá rủi ro hình thành sáp trong hệ thống khai thác. HMB tính toán sự thay đổi của nhiệt độ và áp suất trong hệ thống và xác định các vùng có nguy cơ hình thành sáp. Kết quả HMB giúp đưa ra quyết định về việc sử dụng hóa chất ức chế hoặc điều chỉnh chế độ khai thác để ngăn ngừa sự hình thành sáp. Các kịch bản khai thác khác nhau được mô phỏng để đánh giá rủi ro trong các điều kiện khác nhau.

V. Tối Ưu Hóa Vận Hành Giếng HT MT Dựa Trên Mô Hình Hóa

Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở để tối ưu hóa vận hành giếng HT và MT. Bằng cách sử dụng mô hình hóa, có thể xác định chế độ khai thác phù hợp, dự đoán rủi ro và đưa ra biện pháp phòng ngừa. Việc calibration mô hình giếng bằng dữ liệu thực tế là rất quan trọng. Ngoài ra, việc phân tích độ nhạy cũng giúp xác định các yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu suất giếng. Điều này cho phép tập trung nguồn lực vào việc kiểm soát và tối ưu hóa các yếu tố quan trọng nhất.

5.1. Lựa Chọn Chế Độ Khai Thác Phù Hợp Dựa Trên Mô Hình Hóa

Mô hình hóa giúp xác định chế độ khai thác phù hợp cho từng giếng. Chế độ khai thác phù hợp phải đảm bảo sản lượng giếng cao, đồng thời ngăn ngừa các vấn đề như hình thành hydrat, sáp và xói mòn. Mô hình hóa cũng giúp dự đoán tác động của việc thay đổi chế độ khai thác lên hiệu suất giếng và tổn thất áp suất. Việc lựa chọn chế độ khai thác phù hợp cần xem xét đến các yếu tố như đặc tính vỉa, thông số giếng và thành phần pha của lưu chất.

5.2. Áp Dụng Kết Quả Mô Hình Hóa Để Kiểm Soát Rủi Ro

Kết quả mô hình hóa cung cấp thông tin quan trọng để kiểm soát rủi ro trong quá trình khai thác. Bằng cách dự đoán các vấn đề tiềm ẩn, có thể đưa ra các biện pháp phòng ngừa kịp thời. Ví dụ, nếu mô hình hóa dự đoán nguy cơ hình thành hydrat, có thể sử dụng hóa chất ức chế hoặc duy trì nhiệt độ đủ cao. Tương tự, nếu mô hình hóa dự đoán nguy cơ hình thành sáp, có thể áp dụng các biện pháp làm sạch giếng định kỳ hoặc sử dụng hóa chất hòa tan sáp. Đánh giá rủi ro là một phần quan trọng của quá trình mô hình hóa.

5.3. Tối Ưu Hóa Sản Lượng và Giảm Chi Phí Khai Thác Nhờ Mô Hình Hóa

Mô hình hóa giúp tối ưu hóa sản lượng và giảm chi phí khai thác. Bằng cách xác định chế độ khai thác phù hợp và kiểm soát rủi ro, có thể duy trì hiệu suất giếng cao và kéo dài tuổi thọ mỏ. Mô hình hóa cũng giúp xác định các cơ hội để cải thiện hiệu quả khai thác và giảm chi phí vận hành. Ví dụ, có thể sử dụng mô hình hóa để đánh giá hiệu quả của việc sử dụng bơm hoặc thay đổi đường kính ống.

VI. Kết Luận và Hướng Phát Triển Phương Pháp Mô Hình Hóa Giếng

Nghiên cứu đã chứng minh hiệu quả của phương pháp mô hình hóa giếng trong việc đánh giá động chảy trong lòng giếng mỏ HT và MT. Kết quả mô hình hóa cung cấp thông tin quan trọng để tối ưu hóa vận hành giếng, kiểm soát rủi ro và tối ưu hóa sản lượng giếng. Trong tương lai, cần tiếp tục phát triển các mô hình phức tạp hơn để mô tả chính xác hơn các hiện tượng vật lý xảy ra trong giếng. Cần đầu tư vào việc thu thập dữ liệu thực tế để calibration mô hình giếng và nâng cao độ tin cậy của kết quả mô hình hóa.

6.1. Tóm Tắt Kết Quả Nghiên Cứu và Đóng Góp Thực Tiễn

Nghiên cứu đã thành công trong việc xây dựng và áp dụng phương pháp mô hình hóa giếng để đánh giá động chảy trong lòng giếng mỏ HT và MT. Kết quả nghiên cứu có đóng góp thực tiễn trong việc tối ưu hóa vận hành giếng, kiểm soát rủi ro và tối ưu hóa sản lượng giếng. Các kết quả này có thể được sử dụng để đưa ra quyết định khai thác tốt hơn và cải thiện hiệu quả hoạt động của mỏ. Nghiên cứu cũng cung cấp cơ sở cho các nghiên cứu tiếp theo về mô hình hóa dòng chảy trong điều kiện HT và MT.

6.2. Hướng Nghiên Cứu và Phát Triển Trong Tương Lai

Trong tương lai, cần tiếp tục phát triển các mô hình phức tạp hơn để mô tả chính xác hơn các hiện tượng vật lý xảy ra trong giếng. Các mô hình này cần tính đến các yếu tố như độ nhám thành ống, sự hiện diện của pha lỏng và các phản ứng hóa học. Ngoài ra, cần đầu tư vào việc thu thập dữ liệu thực tế để calibration mô hình giếng và nâng cao độ tin cậy của kết quả mô hình hóa. Mô phỏng quá trình khai thác sẽ ngày càng trở nên quan trọng trong việc quản lý và vận hành mỏ dầu khí.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Cụm mỏ khí và condensate Hải Thạch (HT) và Mộc Tinh (MT) thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn, Việt Nam, là các mỏ có nhiệt độ và áp suất cao, được phát triển theo cơ chế khai thác tự nhiên. Trữ lượng khí tại chỗ ban đầu (GIIP) ước tính khoảng 1.267 tỷ ft³ (P50), với tổng trữ lượng đã thẩm định và có khả năng lên đến gần 2.000 tỷ ft³. Sản lượng khí khai thác ổn định khoảng 72 tỷ ft³/năm trong giai đoạn 2015-2027, trong khi sản lượng condensate đạt đỉnh khoảng 4,2 triệu thùng/năm vào năm 2015 và giảm dần sau đó. Hệ thống khai thác bao gồm hai giàn đầu giếng WHP-MT1 và WHP-HT1, giàn xử lý trung tâm PQP-HT, tàu chứa FSO và đường ống xuất khí Nam Côn Sơn.

Vấn đề nghiên cứu tập trung vào đảm bảo dòng chảy ổn định từ lòng giếng đến thiết bị khai thác bề mặt, nhằm tối ưu hóa hoạt động khai thác trong điều kiện địa chất phức tạp, áp suất và nhiệt độ cao. Mục tiêu chính là xây dựng mô hình mô phỏng dòng chảy trong giếng sử dụng phần mềm OLGA để xác định áp suất đầu giếng (FTHP) và nhiệt độ đầu giếng (FTHT) từ lúc bắt đầu đến kết thúc đời mỏ, đồng thời thiết lập các kịch bản khai thác với áp suất sau côn 50, 70 và 120 barg để đánh giá nguy cơ hình thành sáp (wax) trong hệ thống sau côn. Phạm vi nghiên cứu bao gồm các giếng khai thác thuộc cụm mỏ HT và MT, với dữ liệu thực tế thu thập từ năm 2012 đến 2018.

Nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc tối ưu hóa vận hành hệ thống khai thác, giảm thiểu rủi ro tắc nghẽn do sáp, đồng thời cung cấp cơ sở khoa học cho việc thiết kế và vận hành các mỏ khí có điều kiện địa chất tương tự. Các chỉ số kỹ thuật như áp suất đầu giếng, nhiệt độ đầu giếng và lưu lượng khí được sử dụng làm metrics đánh giá hiệu quả khai thác và rủi ro vận hành.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình sau:

• Lý thuyết đảm bảo dòng chảy (Flow Assurance): Nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy trong lòng giếng và hệ thống khai thác bề mặt, bao gồm áp suất, nhiệt độ, thành phần chất lưu và các hiện tượng vật lý như hình thành sáp, hydrate, và tắc nghẽn.

• Mô hình mô phỏng giếng đơn (Single Well Simulation): Sử dụng phần mềm OLGA để mô phỏng dòng chảy đa pha trong giếng khai thác, dựa trên các thông số vỉa, giếng và thiết bị bề mặt. Mô hình này cho phép dự báo áp suất đầu giếng (FTHP) và nhiệt độ đầu giếng (FTHT) theo thời gian.

• Phương pháp cân bằng vật chất và nhiệt (Heat & Material Balance - HMB): Áp dụng để đánh giá rủi ro hình thành sáp trong hệ thống sau côn, dựa trên cân bằng nhiệt độ và thành phần vật chất trong dòng chảy.

Các khái niệm chính bao gồm:

• FTHP (Flow Tubing Head Pressure): Áp suất đầu giếng tại ống khai thác.

• FTHT (Flow Tubing Head Temperature): Nhiệt độ đầu giếng tại ống khai thác.

• Wax Formation Risk: Nguy cơ hình thành sáp trong hệ thống đường ống và thiết bị khai thác.

• Productivity Index (PI): Chỉ số khai thác thể hiện hiệu suất giếng.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu chính bao gồm số liệu thực tế từ các giếng khai thác HT và MT, báo cáo vận hành mỏ, thông số địa chất và thiết bị khai thác bề mặt. Cỡ mẫu nghiên cứu gồm các giếng tiêu biểu như MT-P2, MT-P6, HT-S1, HT-F1, HT-H1 với các thông số áp suất, nhiệt độ và lưu lượng thu thập trong giai đoạn từ 2012 đến 2018.

Phương pháp phân tích sử dụng phần mềm mô phỏng OLGA để xây dựng mô hình giếng đơn, kết hợp với phần mềm HYSYS để mô phỏng điều kiện vận hành sau côn. Phân tích độ nhạy (sensitivity analysis) được thực hiện để đánh giá ảnh hưởng của các thông số như áp suất vỉa, nhiệt độ, tỷ lệ nước-khí (WGR), tỷ lệ condensate-khí (CGR) đến hiệu suất khai thác và nguy cơ hình thành sáp.

Timeline nghiên cứu bao gồm:

• Thu thập và xử lý dữ liệu thực tế (2012-2017).

• Xây dựng và hiệu chỉnh mô hình mô phỏng (2017).

• Thực hiện các kịch bản khai thác và đánh giá rủi ro (2017-2018).

• Tổng hợp kết quả và đề xuất giải pháp (2018).

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Áp suất và nhiệt độ đầu giếng biến đổi theo thời gian khai thác: Áp suất đầu giếng giảm từ khoảng 12000 psig xuống còn khoảng 7200 psig trong suốt vòng đời mỏ, trong khi nhiệt độ đầu giếng dao động từ 115°C đến 180°C tùy giếng và thời điểm khai thác. Ví dụ, giếng MT-P2 có áp suất đầu giếng giảm từ 9000 psig xuống còn 5000 psig, nhiệt độ đầu giếng giảm từ 150°C xuống 120°C.

2. Ảnh hưởng của áp suất sau côn đến nhiệt độ dòng chảy và nguy cơ hình thành sáp: Các kịch bản vận hành với áp suất sau côn 50, 70 và 120 barg cho thấy nhiệt độ sau côn tương ứng giảm, làm tăng nguy cơ hình thành sáp. Cụ thể, áp suất sau côn 50 barg dẫn đến nhiệt độ thấp nhất, tăng nguy cơ tắc nghẽn do sáp lên đến 30% so với kịch bản 120 barg.

3. Số lượng giếng khai thác và chỉ số khai thác PI ảnh hưởng đến rủi ro sáp: Khi số lượng giếng khai thác tối đa kết hợp với PI tối đa, nhiệt độ hỗn hợp dòng chảy giảm, làm tăng nguy cơ hình thành sáp. Ngược lại, số lượng giếng tối thiểu với PI tối thiểu giúp duy trì nhiệt độ cao hơn, giảm nguy cơ sáp xuống dưới 10%.

4. Mô hình mô phỏng OLGA và HYSYS cho phép dự báo chính xác các thông số vận hành: Kết quả mô phỏng khớp với số liệu thực tế, cho phép thiết lập các điều kiện vận hành tối ưu nhằm cân bằng giữa sản lượng khai thác và rủi ro vận hành.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân biến động áp suất và nhiệt độ đầu giếng chủ yếu do sự suy giảm áp suất vỉa và thay đổi lưu lượng khai thác theo thời gian. Việc lựa chọn áp suất sau côn thấp nhằm tăng lưu lượng khai thác nhưng đồng thời làm giảm nhiệt độ dòng chảy, tạo điều kiện thuận lợi cho sáp kết tinh và tắc nghẽn đường ống. So sánh với các nghiên cứu trong ngành, kết quả này phù hợp với các báo cáo về rủi ro sáp trong mỏ khí có nhiệt độ cao và áp suất cao.

Việc sử dụng mô hình mô phỏng giúp dự báo chính xác các điều kiện vận hành, từ đó đề xuất các kịch bản khai thác phù hợp. Biểu đồ áp suất và nhiệt độ đầu giếng theo thời gian có thể được trình bày để minh họa sự thay đổi và hỗ trợ quyết định vận hành. Bảng tổng hợp rủi ro sáp theo các kịch bản áp suất sau côn và số lượng giếng khai thác cũng giúp đánh giá hiệu quả các phương án.

Kết quả nghiên cứu có ý nghĩa thực tiễn lớn trong việc tối ưu hóa khai thác, giảm thiểu sự cố tắc nghẽn do sáp, đồng thời nâng cao hiệu quả kinh tế và an toàn vận hành cho cụm mỏ HT và MT.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Điều chỉnh áp suất sau côn trong khoảng 70-120 barg: Để cân bằng giữa lưu lượng khai thác và giảm nguy cơ hình thành sáp, nên ưu tiên vận hành ở áp suất sau côn khoảng 70-120 barg. Chủ thể thực hiện là đội ngũ vận hành mỏ, thời gian áp dụng ngay trong giai đoạn khai thác hiện tại.

2. Tối ưu hóa số lượng giếng khai thác và chỉ số PI: Đề xuất duy trì số lượng giếng khai thác ở mức vừa phải, kết hợp với chỉ số khai thác PI phù hợp để giữ nhiệt độ dòng chảy ổn định, giảm rủi ro sáp. Công ty điều hành cần phối hợp với phòng kỹ thuật để lập kế hoạch khai thác linh hoạt, áp dụng trong vòng 1-2 năm tới.

3. Áp dụng mô hình mô phỏng OLGA và HYSYS định kỳ: Thực hiện mô phỏng định kỳ để cập nhật các điều kiện vận hành, dự báo rủi ro và điều chỉnh kịp thời các thông số khai thác. Bộ phận kỹ thuật và quản lý dự án chịu trách nhiệm triển khai, áp dụng liên tục trong suốt vòng đời mỏ.

4. Triển khai hệ thống giám sát và cảnh báo sớm rủi ro sáp: Lắp đặt cảm biến nhiệt độ và áp suất tại các vị trí chiến lược trong hệ thống sau côn để giám sát liên tục, kết hợp với phần mềm phân tích dữ liệu để cảnh báo sớm nguy cơ tắc nghẽn. Chủ thể thực hiện là phòng tự động hóa và vận hành, hoàn thành trong 12 tháng tới.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Kỹ sư khai thác dầu khí: Luận văn cung cấp kiến thức chuyên sâu về mô hình hóa dòng chảy trong giếng và thiết bị khai thác bề mặt, giúp tối ưu hóa vận hành và giảm thiểu rủi ro tắc nghẽn do sáp.

2. Nhà quản lý dự án mỏ khí: Thông tin về các kịch bản khai thác và đánh giá rủi ro hỗ trợ ra quyết định chiến lược, lập kế hoạch khai thác hiệu quả và an toàn.

3. Chuyên gia mô phỏng và phân tích kỹ thuật: Cung cấp phương pháp và ứng dụng phần mềm OLGA, HYSYS trong mô phỏng dòng chảy đa pha, làm cơ sở cho các nghiên cứu và dự án tương tự.

4. Sinh viên và nghiên cứu sinh ngành kỹ thuật dầu khí: Tài liệu tham khảo quý giá về lý thuyết đảm bảo dòng chảy, mô hình hóa giếng và thiết bị khai thác bề mặt trong điều kiện địa chất phức tạp.

Câu hỏi thường gặp

1. Mô hình OLGA có ưu điểm gì trong mô phỏng dòng chảy giếng?
   OLGA cho phép mô phỏng dòng chảy đa pha trong giếng với độ chính xác cao, dự báo được áp suất và nhiệt độ đầu giếng theo thời gian, hỗ trợ đánh giá rủi ro vận hành như hình thành sáp.

2. Tại sao áp suất sau côn ảnh hưởng đến nguy cơ hình thành sáp?
   Áp suất sau côn thấp làm giảm nhiệt độ dòng chảy, tạo điều kiện cho sáp kết tinh và bám dính trong đường ống, gây tắc nghẽn và giảm hiệu suất khai thác.

3. Làm thế nào để giảm thiểu rủi ro tắc nghẽn do sáp trong hệ thống khai thác?
   Có thể điều chỉnh áp suất vận hành, sử dụng hóa chất chống sáp, duy trì nhiệt độ dòng chảy phù hợp và áp dụng mô hình mô phỏng để dự báo và điều chỉnh kịp thời.

4. Phương pháp cân bằng vật chất và nhiệt (HMB) được sử dụng như thế nào trong nghiên cứu?
   HMB giúp đánh giá sự phân bố nhiệt độ và thành phần vật chất trong hệ thống sau côn, từ đó xác định nguy cơ hình thành sáp và đề xuất các biện pháp vận hành phù hợp.

5. Nghiên cứu này có thể áp dụng cho các mỏ khí khác không?
   Có, đặc biệt là các mỏ khí và condensate có điều kiện địa chất tương tự về áp suất và nhiệt độ cao, cần đảm bảo dòng chảy ổn định và giảm thiểu rủi ro vận hành.

Kết luận

• Xây dựng thành công mô hình mô phỏng dòng chảy trong giếng cụm mỏ HT và MT sử dụng phần mềm OLGA, xác định được áp suất và nhiệt độ đầu giếng theo vòng đời mỏ.
• Đánh giá các kịch bản vận hành với áp suất sau côn 50, 70 và 120 barg, xác định nguy cơ hình thành sáp và đề xuất áp suất vận hành tối ưu.
• Phân tích ảnh hưởng của số lượng giếng khai thác và chỉ số PI đến rủi ro tắc nghẽn do sáp, từ đó đề xuất các giải pháp vận hành linh hoạt.
• Nghiên cứu cung cấp cơ sở khoa học và thực tiễn cho việc tối ưu hóa khai thác, giảm thiểu rủi ro vận hành trong các mỏ khí có điều kiện phức tạp.
• Khuyến nghị áp dụng mô hình mô phỏng định kỳ và triển khai hệ thống giám sát để nâng cao hiệu quả và an toàn khai thác.

Next steps: Triển khai các giải pháp vận hành đề xuất, cập nhật mô hình mô phỏng theo dữ liệu thực tế, và mở rộng nghiên cứu áp dụng cho các mỏ khí khác trong khu vực.

Các đơn vị khai thác và quản lý mỏ nên áp dụng kết quả nghiên cứu để nâng cao hiệu quả vận hành và đảm bảo an toàn khai thác khí và condensate.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Phần mở đầu động hiện tại cũng như dự đoán hoạt động của nó trong tương lai cho việc quản lý điều hành mỏ. - Ra quyết định để thay đổi nguyên tắc vận hành các thiết bị khai thác hoặc cơ sở dé xây dựng cơ sở hạ tầng mới, bảo đảm an toàn sản xuất, tránh suy giảm sản lượng khai thác và các rủi ro khi vận hành. - Cho phép tối ưu hóa cơ sở hạ tầng hiện có một cách hiệu quả và điều chỉnh khai thác theo yêu câu của nhà điều hành. - Ứng dụng cho các phần mềm mô phỏng để lập kế hoạch xây dựng hệ thống xử lý phù hợp với sự linh hoạt cần thiết dé thực hiện các yêu cầu khác trong tương lai.

e Hạn chế của dé tai: - Chủ yếu là ứng dụng trong thiết kế chưa đi sâu phân tích ảnh hưởng đến quá trình khai thác. - Van dé đảm bảo dòng chảy chưa giải quyết triệt dé. Bài bao “Production Optimization in an Oil Producing Asset — The BP Azeri Field Optimizer Case Authors. (7) e Van dé và phương pháp nghiên cứu: - Tối ưu hóa khai thác mỏ Azeri bằng phương pháp mô hình hóa và tối ưu hóa, hỗ trợ bởi các phan mém nhu Aspen HYSYS, PROSPER, Microsoft Excel, lưu trữ dữ liệu Aspen IP.21 và co sở dit liệu Microsoft SQL.

Công cụ này hỗ trợ các chức năng sau: thu thập dữ liệu và xác định các thông số ảnh hưởng, xây dựng mô hình và hiệu chỉnh, tối ưu hiệu quả và kinh tế. - Phương pháp này được thiết kế dựa trên các quy trình làm việc sẵn có, cho phép khả năng thay đối thông số của mô hình mô phỏng và tối ưu hóa bang cách tự động kiểm soát thông số hiển thị trên thiết bị. Điều này cho phép nhóm nghiên cứu tối ưu hóa một cách kịp thời và hiệu quả. - Mục tiêu chính của một mô hình tối ưu hóa là đánh giá hoạt động thực tế của các thiết bị để tối ưu hóa hoạt động của thiết bị đó.

Để kết quả có ý nghĩa, mô hình cần được hiệu chỉnh định ky dé phản ánh ton thất hiệu suất và các thông số phải gần đúng với thực tế. e Kết quả thu được: Phần mở đầu - Bài nghiên cứu mô tả kỹ thuật và các phương pháp được sử dụng để tôi ưu hóa khai thác mỏ dầu khí Azeri và đề cập đến những lợi ích đạt được cho đến nay: Tối ưu hóa hiệu suất làm việc đối với các thiết bị sẵn có trên bờ cũng như ngoài khơi. * Xác định các nguyên tắc điều hành tốt nhất dé tối ưu hóa khai thác trong trường hop thiết bị khai thác bị hư hỏng. * Xác định các sự cô tắc nghẽn khai thác và kế hoạch đầu tư bồ xung.

- Hệ thống đã được kiểm nghiệm thông qua một số tình huống khai thác thực tiễn và đã chứng minh là có khả năng: *« Xác định được những hoạt động xử lý tiém ân có thé tao ra các cơ hội dé hoàn thiện tính kinh tế. * Xác định sự cô tac nghẽn khai thác trong nhiều tinh hung khai thác khác nhau. Liên hệ đồng thời các hoạt động xử lý bắt buộc trên bờ và ngoài khơi để tìm ra giải pháp tối ưu về tổng thê. v Tỷ lệ khai thác tăng trung bình 3%.

e Hạn chế của dé tai: Chưa chỉ ra được ảnh hưởng của việc tăng lưu lượng khai thác đến toàn mỏ. Bài báo “Production data management and reporting system to optimize production analysis ”. (8) e Vấn đề và phương pháp nghiên cứu: - PDMAR (Production Data Management And Reporting) là chương trình để quản lý các dữ liệu về hoạt động và khai thác dầu khí. Nó hỗ trợ tích hợp cho hệ thống tự động hóa và mạng lưới kinh doanh, đảm bảo cung cấp thông tin khai thác nhanh chóng và chính xác.

Nó bao gôm cơ sở đữ liệu sản xuất, thu thập dữ liệu từ cấp độ tự động hóa, các module dữ liệu nhập vào, các module phân phối dầu và khí, xây dựng công thức, hệ thống chuyên môn, xác nhập dữ liệu, an ninh, module quản lý tài sản, liên kết đến các ứng dụng khác, báo cáo tong hop và trình duyệt dữ liệu. Nó cung cấp các module cầu Hình tùy biến cho phép người dung tạo và sửa đối thích hợp với điều kiện lĩnh vực làm việc của họ. - PDMAR sử dụng RDBMS. thuong mại để lưu trữ dữ liệu.

Nó sử dụng các dịch vụ mới nhất của Microsoft.NET Framework và Web để tăng tốc độ xử lý, lưu trữ và chuyển Phần mở đầu giao dữ liệu hiệu quả. Người sử dụng có thể tìm kiếm những báo cáo hàng ngày cho hoạt động sản xuất, thông tin thử giếng mới nhất, tình trạng An toàn-Sức khỏe-Môi trường (HSE) và phan bó dầu khí, lưu trữ hóa chất, vận chuyển và tiện ích. thông qua giao diện Web một cách dễ dàng. Giao tiếp dữ liệu được thực hiện tự động từ cơ sở dữ liệu thương mại cũng như phần mém khai thác dau khí.

- PDMAR được sử dụng rộng khắp từ trên bờ đến giàn khai thác ở ngoài khơi. Với cách thức truyền dữ liệu tối ưu, hoạt động chuyên các dữ liệu sẽ diễn ra trong thời gian ngăn. Các dữ liệu được liên kết tự động giữa các lớp kiểm soát và cấp quản lý nên cho độ tin cậy cao và thu thập dữ liệu chính xác hơn. Dé điều khiến và liên kết các giếng, hệ thong di động được kết hợp chặt chẽ với thiết bị cầm tay, giúp nhà thâu ghi lại những dữ liệu quan trọng, sử dụng đồng bộ hóa một cách tự động.

e Kết quả thu được: - PDMAR giúp tính toán lý thuyết khí, dầu và nước khai thác hàng ngày bằng cách áp dụng phương trình đường đặc tính dòng vào IPR. - Các kỹ sư và người quản lý sử dụng ít thời gian hơn để phân tích dữ liệu khai thác và theo dõi hoạt động. Bây giờ họ tập trung vào phân tích dữ liệu hon là việc thu thập dữ liệu như trước đây. - PDMAR giúp tăng tốc thời gian lay dữ liệu khai thác.

Các kỹ sư và người quan lý có thé mở báo cáo sản xuất và hoạt động hàng ngày chỉ băng một thao tác đơn giản. Họ nhận báo cáo khai thác hàng ngày mỗi buổi sáng thông qua Email và Web. e Hạn chế của dé tai: - Báo cáo về sản xuất là nguén thông tin thô chưa được phân tích và xử lý do đó chưa có đóng góp trong công tác đảm bảo dòng chảy của cụm mỏ. Bài bao “Integration of Production and Process Facility Models in a Single Simulation Tool”.

(9) e Van dé va phương pháp nghiên cứu: - Tối ưu hóa hiệu qua khai thác các hệ thống dau khí lớn va phức tạp (liên quan đến các giếng, mạng lưới đường ống công nghệ, các thiết bị khai thác.) đòi hỏi một nỗ lực chung của các kỹ sư làm việc trong bộ phận kỹ thuật khác nhau của công ty điều hành (phòng công nghệ mỏ, khai thác, vận hành và trang thiết bị bề mặt). Tuy nhiên phân tích và quyết định Phần mở đầu bởi những bộ phận thường được đưa ra một cách độc lập chứ không phải băng cách tiếp cận chung. Vì vậy, hầu hết các quyết định có ảnh hưởng hạn chế về hiệu suất tổng thể của hệ thống. Trong những năm gan đây, hoạt động công ty dâu khí đã bat đầu quan tâm giải quyết van dé nay và đã to chức nhóm đa chức năng phân tích tốt hơn các lĩnh vực của họ dé cải thiện hoạt động và tối ưu hóa khai thác.

- Hệ thống thiết bị khai thác bề mặt các loại hydrocarbon (khí, condensate va dau tir trung bình đến nặng) đều phải được xem xét sớm ở giai đoạn thiết kế. Ngoài ra, đặc tinh của chất lưu thay đổi (suy giảm khai thác, tăng lượng nước khai thác, GOR thay đổi) cũng phải được đưa vào kiểm soát để tránh những rắc rối trong tương lai có thể ảnh hưởng đến kế hoạch khai thác dự kiến. - Tuy nhiên, một số van đề có thé không được dự báo hoặc giải quyết ở giai đoạn thiết kế. Theo đó, thông tin liên lạc giữa các bộ phận kỹ thuật chịu trách nhiệm cho việc theo dõi hoạt động của hệ thống và các công cụ mô phỏng là rất cần thiết.

Điều này có thể giữ cho các thiết bị khai thác tối ưu nhất có thể bằng cách tránh hoặc giảm thiểu các rủi ro trong vận hành, chi phí hoạt động thấp nhất có thé, cải thiện việc sử dụng cơ sở hạ tầng hiện tại, phát hiện cơ hộ tối ưu hóa khai thác trong hệ thống và đưa ra các kế hoạt phát triển mỏ trong tương lai. - Các phan sau cua bài nghiên cứu mồ tả từng giai đoạn, cach thực hiện cua một nhóm chuyên gia Schlumberger và PEMEX có chuyên môn công nghệ mỏ, công nghệ xử lý và khai thác, đã triển khai và thực hiện công việc để cùng nhau mô phỏng tích hợp mạng lưới hoạt động, phân tích dữ liệu dé xác định và thực hiện các giải pháp, kiến nghị nhằm giảm chi phí khắc phục và tôi ưu hóa hiệu quả của hệ thong khai thác cho mỏ San Munuel. e Kết quả đạt được: - Kết quả thực hiện các giải pháp của dự án tăng sản lượng khai thác vượt quá 2000 BOPD mà không can phải đầu tư bồ xung và giảm chi phí hoạt động hon 600,000 USD/năm. - Các công cụ mô phỏng cũng được chứng minh là rất có giá trị để xác định cơ hội tối ưu hóa, chiến lược quy hoạch va dé xuất các giải pháp cho hệ thống thiết bị bé mặt của mỏ.

Cuối cùng là hiệu quả và lợi nhuận trên cơ sở phương tiện khai thác hiện hữu. e Hạn chê cua dé tài: Phần mở đầu - Mô phỏng quá trình khai thác làm tăng sản lượng nhưng không chỉ ra các nguy cơ ảnh hưởng đến dòng chảy có thé gây sự cô ngừng khai thác. Tóm lại, qua nghiên cứu của các tác giả đi trước tác giả nhận thấy rằng các công trình nghiên cứu của các tác giả đi trước đối tượng nghiên cứu chủ yếu là các mỏ dau, các nghiên cứu về mỏ khí và condensate còn khá hạn chế. Một số nghiên cứu về vấn đề khí đồng hành chỉ dừng lại ở mức giải quyết một phần trong quá trình xử lý của hệ thống khai thác.

Các nghiên cứu được đề cập trước đó đánh giá trên các thiết bị xử lý sau côn mà chưa đánh giá được van dé đảm bảo dòng chảy trước côn. Trong khi dé tài tác giả lựa chọn nhăm nghiên cứu về mô hình chuyến tiếp theo thời gian của các giếng khai thác trong cụm mỏ HT và MT với điều kiện địa chất phức tạp, nhiệt độ cao, áp suất cao.