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.
