Luận văn thạc sĩ: Tối ưu hóa hệ thống khai thác giếng WHPA1 tại mỏ X

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật phân tích kỹ thuật dầu khí tối ưu hóa hệ thống khai thác cụm giếng whpa1 mỏ x bằng công cụ mô hình hóa và mô, đánh giá thực trạng, chỉ ra hạn chế, đề

• Tác giả: Trần Anh Tuấn
• Người hướng dẫn: TS. Tạ Quốc Dũng
• Trường học: Đại học Bách Khoa, Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí
• Đề tài: Tối ưu hóa hệ thống khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X bằng công cụ mô hình hóa và mô phỏng
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2016
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CẢM ƠN
• LỜI CAM ĐOAN
• TÓM TẮT LUẬN VĂN
• MỤC LỤC
• DANH SÁCH HÌNH VẼ
• 1. CHƯƠNG 1: NGHIÊN CỨU TỔNG QUAN
• 1.1. Các định nghĩa và phạm vi
• 1.2. Các nghiên cứu về tối ưu hóa hệ thống khai thác
• 1.3. Các nghiên cứu về PI/ IPR
• 1.4. Các nghiên cứu về tương quan dòng chảy trong ống
• 2. CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT
• 2.1. Giới thiệu chung
• 2.2. Phương trình Darcy
• 2.3. Chỉ số khai thác (PI)
• 2.4. Quan hệ đặc tính dòng vào (IPR)
• 2.4.1. Các yếu tố chính ảnh hưởng IPR
• 2.4.2. Cơ chế khai thác (drive mechanism)
• 2.4.3. Chênh áp drawdown hay lưu lượng khai thác
• 2.4.4. Hiệu ứng skin
• 2.4.5. Hiệu ứng cạn kiệt
• 2.5. Phương pháp xác định quan hệ IPR
• 2.5.1. Phương trình Vogel
• 2.5.2. Xác định IPR cho giếng khoan ngang
• 2.6. Mô hình dòng chảy trong ống khai thác
• 2.6.1. Các tương quan dòng chảy trong ống thẳng đứng
• 2.6.2. Các tương quan dòng chảy trong ống nằm ngang
• 2.7. Tương quan dòng chảy qua côn khai thác
• 2.7.1. Dòng chảy tới hạn (Critical Flow)
• 2.7.2. Dòng chảy chưa tới hạn (Subcritical Flow)
• 2.7.2.1. Phương trình Asford Pierce
• 2.7.2.2. Tương quan Mechanistic
• 2.8. Các giải thuật tối ưu hóa
• 2.8.1. Phát biểu bài toán
• 2.8.2. Phân loại các phương pháp giải bài toán quy hoạch phi tuyến toàn cục
• 2.8.2.1. Phương pháp đường dốc nhất (Steepest descent method)
• 2.8.2.2. Phương pháp Newton
• 3. CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH VÀ TÍNH TOÁN
• 3.1. Tổng quan về mỏ X
• 3.1.1. Giới thiệu chung
• 3.1.2. Đặc điểm địa tầng
• 3.1.3. Tổng quan về công nghệ mỏ
• 3.1.4. Lịch sử khai thác cụm giếng WHP-A1
• 3.1.5. Thiết kế giếng khoan
• 3.1.6. Thiết kế hoàn thiện giếng
• 3.1.7. Hệ thống công nghệ
• 3.2. Xây dựng mô hình
• 3.2.1. Xây dựng mô hình từng giếng
• 3.2.2. Xây dựng mô hình tích hợp toàn hệ thống
• 3.2.3. Tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X
• 3.2.3.1. Thiết lập tối ưu hóa hệ thống
• 3.2.3.2. Các ứng dụng đã được kiểm tra qua thực tế khai thác
• 3.2.3.3. Các đề xuất ứng dụng tối ưu hóa
• 4. CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tối ưu hóa khai thác giếng WHPA1 mỏ X

Nghiên cứu tập trung vào tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHPA1 tại mỏ X, đặc biệt trong giai đoạn sản lượng suy giảm. Mục tiêu chính là tăng hiệu quả khai thác bằng cách sử dụng công nghệ gas lift và mô hình hóa hệ thống. Các vấn đề chính bao gồm suy giảm áp suất vỉa, tỷ lệ nước tăng cao, và hạn chế về công suất hệ thống xử lý bề mặt. Nghiên cứu sử dụng phần mềm Pipesim để xây dựng mô hình từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, giúp tối ưu hóa phân bổ gas lift và giảm tổn thất áp suất.

1.1. Mô hình hóa hệ thống khai thác

Mô hình hóa được thực hiện từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, bao gồm các giếng WHPA1 và đường ống thu gom. Các tương quan dòng chảy đa pha như Beggs Brill và Hagedorn Brown được sử dụng để mô phỏng dòng chảy trong ống khai thác. Mô hình được hiệu chỉnh dựa trên dữ liệu thực tế từ các giếng, đảm bảo độ chính xác cao. Kết quả mô hình hóa giúp xác định các điểm nghẽn trong hệ thống và đề xuất cải tiến như lắp đặt thêm đoạn ống 12” để giảm tổn thất áp suất.

1.2. Tối ưu hóa phân bổ gas lift

Nghiên cứu sử dụng giải thuật Newton-Raphson để tối ưu hóa phân bổ gas lift trong cụm giếng WHPA1. Kết quả cho thấy việc tối ưu hóa giúp giảm 17% tổng lượng gas lift (3.2 Mmscfd) và tăng 1-2% sản lượng dầu toàn cụm giếng. Nghiên cứu cũng đề xuất đóng các giếng yếu, ngập nước như A-1P và A-3P để tiết kiệm gas lift mà không ảnh hưởng đáng kể đến sản lượng tổng.

II. Mô phỏng khai thác và ứng dụng thực tiễn

Nghiên cứu sử dụng mô phỏng để đánh giá hiệu quả của các giải pháp tối ưu hóa trong điều kiện thực tế. Các kịch bản mô phỏng bao gồm hạn chế về công suất máy nén khí và tổn thất áp suất trên đường ống thu gom. Kết quả mô phỏng cho thấy việc cải tiến hệ thống thu gom và điều chỉnh điểm bơm ép gas lift có thể tăng sản lượng dầu lên đến 6%. Nghiên cứu cũng đề xuất các giải pháp cải hoán trên bề mặt để tối ưu hóa hiệu quả khai thác.

2.1. Đánh giá hiệu quả mô phỏng

Mô phỏng được thực hiện với các kịch bản khác nhau, bao gồm hạn chế công suất máy nén và tổn thất áp suất. Kết quả cho thấy việc tối ưu hóa phân bổ gas lift và cải tiến hệ thống thu gom giúp tăng sản lượng dầu lên đến 223 Sbpd (6%). Mô phỏng cũng xác định các điểm nghẽn trong hệ thống, từ đó đề xuất các giải pháp cải tiến như lắp đặt thêm đoạn ống 12” để giảm tổn thất áp suất.

2.2. Ứng dụng thực tiễn

Nghiên cứu đề xuất các giải pháp cải hoán trên bề mặt để tối ưu hóa hiệu quả khai thác, bao gồm thay đổi nguồn khí gas lift cao áp và thay van gas lift để đưa điểm bơm ép xuống vị trí sâu nhất có thể. Các giải pháp này giúp tăng lưu lượng khai thác toàn cụm giếng thêm 223 Sbpd (6%). Nghiên cứu cũng khẳng định sự phù hợp của các tương quan dòng chảy Beggs Brill và Hagedorn Brown trong mô hình hóa dòng chảy đa pha.

III. Kết luận và kiến nghị

Nghiên cứu đã chứng minh hiệu quả của việc sử dụng mô hình hóa và mô phỏng trong tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHPA1 tại mỏ X. Các giải pháp tối ưu hóa phân bổ gas lift và cải tiến hệ thống thu gom đã giúp tăng sản lượng dầu và giảm chi phí khai thác. Nghiên cứu cũng đề xuất các giải pháp cải hoán trên bề mặt để tiếp tục nâng cao hiệu quả khai thác trong tương lai.

3.1. Kết quả chính

Nghiên cứu đã giảm 17% tổng lượng gas lift (3.2 Mmscfd) và tăng 1-2% sản lượng dầu toàn cụm giếng. Các giải pháp cải tiến hệ thống thu gom và điều chỉnh điểm bơm ép gas lift giúp tăng sản lượng dầu lên đến 6%. Nghiên cứu cũng xác định các điểm nghẽn trong hệ thống và đề xuất các giải pháp cải tiến hiệu quả.

3.2. Hướng phát triển

Nghiên cứu đề xuất tiếp tục cập nhật dữ liệu PVT và thử giếng để nâng cao độ chính xác của mô hình. Các giải pháp cải hoán trên bề mặt cũng cần được triển khai để tối ưu hóa hiệu quả khai thác trong dài hạn. Nghiên cứu cũng khuyến nghị áp dụng phương pháp mô hình hóa và mô phỏng cho các cụm giếng khác tại mỏ X và các mỏ dầu khí khác tại Việt Nam.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Tối ưu hóa khai thác mỏ dầu ở giai đoạn sản lượng suy giảm là một thách thức lớn đối với ngành dầu khí, đặc biệt khi áp suất vỉa giảm thấp hơn điểm bọt khí và tỷ lệ nước ngập tăng cao. Cụm giếng WHP-A1 mỏ X là một ví dụ điển hình, nơi sản lượng khai thác phụ thuộc nhiều vào công nghệ nâng hỗ trợ gas lift, cả về lưu lượng và độ sâu điểm bơm ép. Tình trạng tăng lưu lượng gas lift kéo theo tổn thất áp suất trên đường ống thu gom, làm giảm hiệu quả khai thác toàn cụm giếng. Mỏ X đã đi vào giai đoạn cuối với hệ thống công nghệ bề mặt gần như cố định, gây khó khăn trong việc nâng cấp và cải tiến.

Mục tiêu nghiên cứu là xây dựng mô hình khai thác toàn diện từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, ứng dụng công cụ mô hình hóa và mô phỏng để tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHP-A1, giải quyết các vấn đề thực tế như hạn chế công suất máy nén khí, tổn thất áp suất trên đường ống thu gom và phân bổ gas lift hiệu quả. Nghiên cứu tập trung vào dữ liệu khai thác tháng 03/2016 của 9 giếng thuộc hai tầng móng nứt nẻ và Miocene dưới, với các thông số kỹ thuật chi tiết như áp suất gas lift, lưu lượng gas lift và kích thước choke.

Ý nghĩa của nghiên cứu được thể hiện qua việc tăng sản lượng khai thác toàn cụm giếng từ 1-2% (tương đương 28-58 Sbpd), giảm 17% tổng lượng gas lift (3.2 Mmscfd), đồng thời đề xuất các giải pháp cải tiến hệ thống thu gom và nâng điểm bơm ép gas lift sâu hơn, giúp tăng thêm 6% sản lượng (223 Sbpd). Phạm vi nghiên cứu bao gồm mô hình hóa từng giếng, mô hình tích hợp toàn hệ thống và các bài toán tối ưu hóa với các ràng buộc phi tuyến từ hệ thống xử lý bề mặt.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu dựa trên các lý thuyết và mô hình dòng chảy đa pha trong giếng và đường ống thu gom, bao gồm:

• Phương trình Darcy mô tả dòng chảy hướng tâm từ vỉa vào giếng, tính toán lưu lượng dựa trên áp suất vỉa, áp suất đáy giếng, độ thấm và hệ số skin.
• Chỉ số khai thác (PI) và quan hệ đặc tính dòng vào (IPR), trong đó IPR được xác định bằng phương trình Vogel và các biến thể cho giếng khoan ngang, phản ánh mối quan hệ giữa lưu lượng và áp suất đáy giếng.
• Mô hình dòng chảy đa pha trong ống thẳng đứng và nằm ngang, sử dụng các tương quan thực nghiệm như Beggs-Brill, Hagedorn-Brown, Orkiszewski, Duns & Ros để tính toán tổn thất áp suất do ma sát, thủy tĩnh và gia tốc.
• Giải thuật tối ưu hóa phi tuyến, trong đó giải thuật Newton-Raphson được lựa chọn để giải bài toán tối ưu hóa phân bổ gas lift với các ràng buộc phi tuyến từ hệ thống xử lý bề mặt.

Các khái niệm chính bao gồm: drawdown, hiệu ứng skin, hiệu ứng cạn kiệt, tỷ lệ lỏng hold up, chế độ dòng chảy (slug, sủi bọt, phân tầng), và các ràng buộc kỹ thuật như công suất máy nén khí, áp suất gas lift tối đa.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng dữ liệu thực tế từ cụm giếng WHP-A1 mỏ X, bao gồm:

• Dữ liệu áp suất vỉa, áp suất đáy giếng, chỉ số khai thác, dữ liệu PVT, thông số hoàn thiện giếng.
• Kết quả thử giếng đa pha với nhiều lưu lượng gas lift khác nhau.
• Thông số kỹ thuật hệ thống đường ống thu gom và bình tách.

Phương pháp phân tích gồm:

• Xây dựng mô hình từng giếng bằng phần mềm Pipesim, khớp mô hình với dữ liệu thử giếng và điều chỉnh các tương quan dòng chảy đa pha để phù hợp với đặc tính lưu chất và cấu hình giếng.
• Xây dựng mô hình tích hợp toàn hệ thống, kết nối các giếng với đường ống thu gom và hệ thống xử lý bề mặt.
• Tối ưu hóa khai thác bằng giải thuật Newton-Raphson, thiết lập bài toán tối ưu với các ràng buộc về công suất máy nén khí, áp suất gas lift, lưu lượng gas lift tổng và áp suất đường ống thu gom.
• Timeline nghiên cứu từ tháng 01/2016 đến 07/2016, bao gồm thu thập dữ liệu, xây dựng mô hình, chạy mô phỏng và phân tích kết quả.

Cỡ mẫu nghiên cứu là 9 giếng khai thác thuộc hai tầng địa chất khác nhau, được chọn mẫu dựa trên tính đại diện và dữ liệu khai thác đầy đủ. Phương pháp chọn mẫu đảm bảo tính đa dạng về đặc tính giếng và điều kiện vận hành.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Giảm 17% tổng lượng gas lift (3.2 Mmscfd) trong khi tăng sản lượng khai thác toàn cụm giếng từ 1-2% (28-58 Sbpd). Kết quả này cho thấy phân bổ gas lift tối ưu giúp giảm chi phí vận hành và tăng hiệu quả khai thác.
2. Đóng giếng A-1P hợp lý do khi mở giếng này chỉ tăng 4 Sbpd sản lượng toàn cụm, trong khi giếng này có tỷ lệ nước cao và gây tổn thất gas lift lớn.
3. Đề xuất đóng giếng A-3P trong chu kỳ yếu, ngập nước giúp tiết kiệm 3.06 Mmscfd gas lift, chỉ giảm 5 Sbpd sản lượng toàn cụm, cân bằng giữa hiệu quả và chi phí.
4. Lắp đặt đoạn ống 12” dài 150 m song song tại cụm xử lý trung tâm giảm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom, tăng sản lượng toàn cụm thêm 95 Sbpd (2.6%).
5. Nâng điểm bơm ép gas lift sâu nhất có thể cho các giếng giàu tiềm năng (A-3P, A-6P, A-8P, A-9P) giúp tăng sản lượng thêm 223 Sbpd (6%).

Thảo luận kết quả

Các kết quả tối ưu hóa được minh họa qua biểu đồ so sánh lưu lượng gas lift và sản lượng dầu trước và sau tối ưu hóa, cũng như bảng phân bổ gas lift từng giếng. Việc giảm tổng lượng gas lift đồng thời tăng sản lượng cho thấy hiệu quả của mô hình trong việc cân bằng giữa chi phí năng lượng và sản lượng khai thác.

Việc đóng giếng có tỷ lệ nước cao như A-1P và A-3P được phân tích dựa trên mô hình dòng chảy đa pha và hiệu quả gas lift, phù hợp với các nghiên cứu trước đây về tối ưu hóa khai thác mỏ trưởng thành. Giải pháp cải tiến đường ống thu gom giảm áp suất ngược, tăng drawdown và sản lượng, đồng thời giảm rủi ro vận hành.

So sánh với các nghiên cứu trong nước và quốc tế, nghiên cứu này có điểm mới là áp dụng mô hình hóa toàn hệ thống với các ràng buộc phi tuyến đặc thù của hệ thống xử lý bề mặt, sử dụng giải thuật Newton-Raphson phù hợp với bài toán tối ưu hóa phức tạp. Kết quả có ý nghĩa thực tiễn cao, giúp các công ty dầu khí nâng cao hiệu quả khai thác trong điều kiện hạn chế công suất và áp suất.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Triển khai phân bổ gas lift tối ưu theo mô hình đề xuất nhằm giảm tổng lượng gas lift tiêu thụ ít nhất 15% trong vòng 6 tháng tới, do phòng Khai thác và kỹ thuật mỏ thực hiện.
2. Đóng giếng có tỷ lệ nước cao và hiệu quả thấp (A-1P, A-3P) theo chu kỳ khai thác, giảm tổn thất gas lift và duy trì sản lượng ổn định, áp dụng ngay trong quý tiếp theo.
3. Cải tạo hệ thống đường ống thu gom bằng cách lắp đặt đoạn ống 12” song song dài 150 m tại cụm xử lý trung tâm, dự kiến hoàn thành trong 12 tháng, do phòng kỹ thuật công trình đảm nhiệm.
4. Nâng cấp thiết bị gas lift và thay van gas lift để tăng độ sâu điểm bơm ép, tập trung vào các giếng tiềm năng như A-3P, A-6P, A-8P, A-9P, thực hiện trong vòng 18 tháng nhằm tăng sản lượng thêm 6%.
5. Cập nhật và kiểm tra định kỳ dữ liệu PVT, thử giếng và hiệu năng gas lift để đảm bảo mô hình luôn phản ánh chính xác thực tế khai thác, do phòng kỹ thuật mỏ phối hợp với phòng đo đạc thực hiện hàng quý.

Các giải pháp trên cần được phối hợp đồng bộ, có kế hoạch giám sát và đánh giá hiệu quả liên tục để điều chỉnh kịp thời, đảm bảo tối ưu hóa khai thác bền vững.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Kỹ sư khai thác dầu khí: Nắm bắt phương pháp mô hình hóa và tối ưu hóa khai thác cụm giếng sử dụng gas lift, áp dụng vào quản lý và vận hành mỏ trưởng thành.
2. Chuyên gia kỹ thuật mỏ và địa chất: Hiểu rõ các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác như áp suất vỉa, chỉ số khai thác, tương quan dòng chảy đa pha, hỗ trợ trong thiết kế và đánh giá mỏ.
3. Nhà quản lý dự án dầu khí: Đánh giá các giải pháp kỹ thuật và kinh tế trong tối ưu hóa khai thác, lập kế hoạch cải tạo hệ thống thu gom và xử lý bề mặt.
4. Nghiên cứu sinh và học viên cao học ngành kỹ thuật dầu khí: Tham khảo mô hình nghiên cứu chuyên sâu, phương pháp mô hình hóa, mô phỏng và tối ưu hóa khai thác mỏ dầu giai đoạn suy giảm.

Mỗi nhóm đối tượng có thể ứng dụng kết quả nghiên cứu để nâng cao hiệu quả công việc, từ vận hành thực tế đến nghiên cứu phát triển công nghệ mới.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao phải tối ưu hóa phân bổ gas lift trong cụm giếng?
   Phân bổ gas lift tối ưu giúp giảm tổng lượng khí tiêu thụ, giảm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom, đồng thời tăng sản lượng khai thác toàn cụm giếng. Ví dụ, nghiên cứu đã giảm 17% gas lift và tăng 1-2% sản lượng.

2. Giếng nào nên đóng trong quá trình tối ưu hóa và vì sao?
   Giếng có tỷ lệ nước cao và hiệu quả thấp như A-1P và A-3P nên đóng trong chu kỳ yếu để tiết kiệm gas lift và giảm tổn thất áp suất, trong khi chỉ giảm sản lượng toàn cụm không đáng kể (4-5 Sbpd).

3. Làm thế nào để xác định điểm bơm ép gas lift tối ưu?
   Điểm bơm ép được xác định dựa trên đường cong hiệu năng gas lift và áp suất gas lift trên bề mặt, kết hợp mô hình dòng chảy đa pha và mô phỏng tối ưu hóa. Nghiên cứu đề xuất nâng điểm bơm ép sâu nhất cho các giếng tiềm năng.

4. Tương quan dòng chảy đa pha nào được sử dụng trong mô hình?
   Tương quan Beggs-Brill và Hagedorn-Brown được áp dụng cho dòng chảy đa pha có tỷ lệ nước cao trên 70% trong ống thẳng đứng và nằm ngang, đảm bảo tính chính xác trong tính toán tổn thất áp suất.

5. Giải thuật tối ưu hóa nào phù hợp với bài toán này?
   Giải thuật Newton-Raphson được lựa chọn do khả năng xử lý các ràng buộc phi tuyến phức tạp và hội tụ nhanh, phù hợp với bài toán tối ưu hóa phân bổ gas lift trong hệ thống khai thác có nhiều ràng buộc kỹ thuật.

Kết luận

• Xây dựng thành công mô hình khai thác toàn hệ thống cụm giếng WHP-A1 mỏ X từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, khớp với dữ liệu thực tế khai thác.
• Áp dụng giải thuật Newton-Raphson tối ưu hóa phân bổ gas lift, giảm 17% tổng lượng gas lift và tăng 1-2% sản lượng khai thác toàn cụm.
• Đề xuất đóng giếng có tỷ lệ nước cao và cải tạo hệ thống đường ống thu gom giúp tăng sản lượng thêm 2.6%.
• Nâng điểm bơm ép gas lift sâu nhất cho các giếng tiềm năng giúp tăng sản lượng thêm 6%.
• Kế hoạch tiếp theo là triển khai các giải pháp tối ưu hóa trong thực tế, cập nhật dữ liệu liên tục và mở rộng nghiên cứu cho toàn mỏ.

Luận văn cung cấp công cụ và giải pháp thiết thực cho các công ty dầu khí trong việc tối ưu hóa khai thác mỏ trưởng thành sử dụng gas lift. Đề nghị các đơn vị liên quan phối hợp triển khai và đánh giá hiệu quả để nâng cao năng suất và giảm chi phí vận hành.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1: NGHIÊN CỨU TỔNG QUAN Chương này sẽ tập trung phân tích các nghiên cứu liên quan đến tối ưu hóa khai thác các mỏ dầu giai đoạn sản lượng suy giảm sử dụng công nghệ gas lift. Từ đó đánh giá, so sánh với đối tượng nghiên cứu đề tài của tôi để tìm ra các đặc thù riêng của đối tượng và hướng nghiên cứu mới cho đề tài. Bên cạnh đó, các nghiên cứu chuyên sâu liên quan đến việc chọn lựa các yếu tố quyết định của bài toán mô hình dòng chảy từ vỉa vào giếng, trong ống khai thác và đường ống thu gom như quan hệ IPR (Inflow Performance Relationship), các tương quan dòng chảy trong ống cũng được phân tích, đánh giá và so sánh với đối tượng nghiên cứu để tìm ra những tương đồng và khác biệt, vừa hỗ trợ cho việc xây dựng mô hình, mô phỏng vừa xác định những đóng góp mới từ kết quả nghiên cứu của tôi ứng với đối tượng đặc thù – cụm khai thác WHP-A1 mỏ X.1 Các định nghĩa và phạm vi Hệ thống khai thác Các hệ thống khai thác dầu khí thường khác nhau về giai đoạn khai thác, đặc điểm tầng chứa, cấu hình giếng, công nghệ hỗ trợ khai thác và hệ thống xử lý bề mặt. Trong đề tài nghiên cứu này, hệ thống khai thác được đặc trưng và giới hạn gồm một số giếng khai thác tại một mỏ ở giai đoạn sản lượng suy giảm sử dụng công nghệ gas lift được kết nối với nhau bằng đường ống thu gom và đưa về hệ thống xử lý bề mặt trung tâm.

Các nghiên cứu hiện hữu ứng với một hệ thống khai thác tương tự sẽ được tập trung phân tích để tìm hướng đi mới cho đề tài. Tối ưu hóa Mục tiêu cụ thể của tối ưu hóa trong đề tài này là tối đa hóa lưu lượng khai thác dầu cả hệ thống khai thác ứng với các trường hợp cụ thể, cả bình thường và chuyên biệt. Mô hình hóa và mô phỏng Mô hình hóa: xây dựng mô hình bằng phần mềm chuyên dụng cho toàn bộ hệ thống khai thác. Luận Văn Cao Học 2 Mô phỏng: trên cơ sở mô hình đã xây d ựng, chạy mô phỏng cho các trường hợp cụ thể để đạt kết quả cụ thể tương ứng.2 Các nghiên cứu về tối ưu hóa hệ thống khai thác Tối ưu hóa một hệ thống khai thác luôn là một mục tiêu đầy thách thức do tính đặc thù của cấu hình hệ thống và đặc tính tầng chứa, lưu chất.

Đã có nhiều nghiên cứu tập trung vào chủ đề này. Trong bài báo SPE 57313 "Gas Lift Optimization Efforts and Challenges" của Y.Chia, Sies Hussain năm 1999, các tác giả đã nêu bật các nỗ lực và thách thức trong quá trình tối ưu hóa sử dụng gas lift tại các mỏ dầu giai đoạn sản lượng suy giảm đặc trưng bởi sự gia tăng tỷ lệ nước và khí. Sử dụng kết quả tính toán tối ưu gas lift kết hợp với thử giếng ở nhiều giá trị lưu lượng gas lift là rất quan trọng để hiệu chỉnh mô hình. Bằng công cụ tối ưu hóa gas lift, áp suất hệ thống đã đư ợc làm giảm bằng cách giảm lượng gas lift hay đóng các giếng có tỷ lệ khí-dầu (GOR) cao để tăng thu hồi dầu các giếng còn lại, kết quả là làm gia tăng sản lượng khai thác toàn mỏ.

Sản lượng khai thác cũng tăng nh ờ tối ưu gas lift đối với các cụm khai thác sử dụng chung đường ống vận chuyển về giàn trung tâm. Các thách thức gồm có kiểu hoàn thiện giếng kép, vỉa có bề dày nhỏ bị hạn chế lưu lượng do hiện tượng nón khí và nón nước, nhũ tương dầu-nước làm tăng độ nhớt pha lỏng và sinh cát. Mặc dù có đối tượng là mỏ dầu giai đoạn sản lượng suy giảm và biến số tối ưu hóa chính là gas lift tương tự đề tài nghiên cứu của tôi, bài báo chỉ mới đưa ra các vấn đề và giới thiệu các giải pháp mang tính quản lý một cách chung chung, mang tính tổng kết cho toàn mỏ với quy mô cực lớn (150 giếng khai thác sử dụng gas lift) mà không đi vào phân tích cụ thể, định lượng chi tiết các vấn đề và giải pháp, kết quả. Bài báo, do vậy chỉ mang tính định hướng một cách định tính và tạo tiền đề cho một nghiên cứu chuyên sâu ứng với một đối tượng cụ thể trong đề tài nghiên cứu của tôi.

Trong luận văn thạc sĩ “Ứng dụng phương pháp mô hình hóa hệ thống khai thác tích hợp nhắm tối ưu hóa khai thác mỏ X” của Phạm Ngọc Đăng Khoa, Đại học Bách Khoa thành phố Hồ Chí Minh, tháng 6-2015, tác giả đã tập trung xây dựng mô Luận Văn Cao Học 3 hình tích hợp khai thác bắt đầu từ dòng chảy trong vỉa vào giếng, qua ống khai thác đến hệ thống thu gom và các thiết bị xử lý bề mặt đến điểm cuối là tàu chứa dầu FPSO bằng kết hợp ba phần mềm Avocet, Eclipse và Pipesim với mục tiêu cải thiện độ chính xác của dự báo khai thác tính đến các tác động của hệ thống bề mặt và tối ưu hóa khai thác. Luận văn đã hệ thống hóa cơ sở lý thuyết rất rộng bao gồm các phương trình dòng chảy trong vỉa, trong ống khai thác, qua côn, phương pháp thiết lập cân bằng của phân tích điểm nút… Áp dụng cách tiếp cận này để xây dựng mô hình cho mỏ X, các tính toán đã cho ra dự báo khai thác bằng mô hình tích hợp thấp hơn so với không tích hợp và đề xuất hai phương án tối ưu hóa khai thác là thay đổi áp suất bình tách cao áp và thay đ ổi lượng khí bơm ép vào một giếng. Đặc điểm của hệ thống khai thác sử dụng gas lift và mục tiêu tối ưu hóa sử dụng cách tiếp cận mô hình hóa là tương đồng với nghiên cứu của tôi. Tuy nhiên, với mô hình tích hợp được xây dựng theo diện rộng này, mục tiêu cải thiện độ chính xác dự báo khai thác tính đến tác động của hệ thống bề mặt là thực tế hơn so với mục tiêu tối ưu hóa khai thác.

Thiết lập tối ưu hóa khai thác bằng gas lift của luận văn này chỉ dừng ở mức thử nghiệm với một giếng khai thác dựa trên các thông tin lịch sử khai thác còn thiếu chi tiết và chưa chặt chẽ, đặc biệt dựa trên mô hình với một phần các kết nối của hệ thống bề mặt là giả định cho tương lai. Mô hình được thiết lập cũng như cách tiếp cận trong luận văn này, do vậy, chưa thật sự thể hiện độ tin cậy và tính ứng dụng cao để tối ưu hóa khai thác một hệ thống gồm nhiều giếng với các đặc thù khác nhau. Đề tài nghiên cứu của tôi sẽ tập trung vào mục tiêu tối ưu hóa khai thác một cụm giếng trong thời gian thật với dữ liệu lịch sử khai thác chi tiết của từng giếng và các điều kiện ràng buộc mang tính hệ thống như hạn chế công suất đường ống thu gom, hạn chế lưu lượng, áp suất gas lift và các kịch bản khai thác khác nhau. Trong nghiên cứu “Global Optimization of Gas allocation to a Group of Wells in Artificial lift using Non Linear Constrained Programming”, Journal of Energy Resources Technology” của Gabriel A.Torres (Đại học Los Andes, Venezuela) và Luis E.

Gomez (Đại học Tulsa, Hoa Kỳ), năm 2002, các tác giả đã phát triển một thuật toán phi tuyến, dựa trên hàm mục tiêu và các điều Luận Văn Cao Học 4 kiện ràng buộc để tối ưu hóa phân bổ lưu lượng gas lift cho một cụm giếng khai thác cho mục tiêu tối đa hóa khai thác dầu toàn cụm giếng trong điều kiện tổng lưu lượng gas lift bị hạn chế do các lý do kỹ thuật và kinh tế. Thuật toán là một dạng quy hoạch toàn phương liên tiếp (Sequential Quadratic Programming) sử dụng các phương trình Kuhn-Tucker, Lagrange…, được phát triển dựa trên việc khớp với đường cong hiệu năng gas lift từng giếng đã cho ra các kết quả rất tích cực so với các giải thuật đã được thừa nhận trước đó. Bên cạnh đó, nghiên cứu này đã khẳng định tầm quan trọng của độ tin cậy của đường cong hiệu năng gas lift mỗi giếng đối với kết quả tối ưu hóa khai thác một cụm giếng. Nghiên cứu cũng chỉ ra rằng các phương pháp tối ưu hóa khác nhau thường cho kết quả tương tự nhau về lưu lượng dầu khai thác của toàn cụm giếng nhưng lại có khác biệt lớn về lưu lượng gas lift phân bổ cho từng giếng.

Theo tôi, đây là một nghiên cứu hữu ích khẳng định hướng đi tối ưu hóa sử dụng thuật toán phi tuyến, cụ thể là quy hoạch toàn phương liên tiếp. Tuy nhiên, nghiên cứu này chỉ mới đặt ra hạn chế duy nhất về tổng lưu lượng gas lift trong khi không thiết đặt các ràng buộc khác của hệ thống khai thác như hạn chế về công suất đường ống thu gom gây áp suất ngược cao, hạn chế về áp suất gas lift… Thuật toán giải pháp được đề nghị từ nghiên cứu, do vậy chỉ có giá trị tham khảo với tối ưu hóa bởi ràng buộc tổng lưu lượng gas lift. Với các ràng buộc mang tính hệ thống khác của bài toán tối ưu hóa trong đề tài của tôi, các giải thuật khác cần được nghiên cứu sử dụng. Bài báo SPE 136977 “Gas Lift Optimization under Facilities constraints” của H.Wilkinson, năm 2010 cũng là một nghiên cứu tìm phương án tối ưu hóa sử dụng gas lift để tối đa hóa thu hồi dầu các mỏ trưởng thành gồm các giếng khai thác từ nhiều tầng chứa với các ràng buộc từ hệ thống khai thác hoàn thiện gồm đường ống thu gom và các thiết bị xử lý bề mặt.

Nghiên cứu đã tập trung đưa ra phương án sắp xếp các ràng buộc và đề xuất thuật toán hợp lý để giải bài toán tối ưu hóa, đảm bảo đạt kết quả tin cậy nhất trong thời gian ngắn hơn các thuật toán đã được thừa nhận trước đó. Phương pháp Thứ tự Từ Điển Liên Tục (Feasibilized Sequential Lexicographic Order, FSL) được lựa chọn áp dụng trong đó các ràng buộc tuyến tính có quyền ưu tiên hơn các ràng buộc phi tuyến, các ràng Luận Văn Cao Học 5 buộc phi tuyến rẻ có quyền ưu tiên hơn các ràng buộc phi tuyến đắt và đến lượt mình, các ràng buộc phi tuyến đắt ưu tiên hơn các giá trị hàm mục tiêu. Lựa chọn này đã giúp vượt qua các bế tắc trong xử lý các ràng buộc đa dạng bằng các giải thuật trên đường tiến đến giá trị hàm mục tiêu.