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

• 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

• 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

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.

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.