Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh ngành dầu khí ngày càng đối mặt với thách thức từ các mỏ trưởng thành, việc nâng cao hiệu quả khai thác trở thành nhiệm vụ cấp thiết nhằm duy trì sản lượng và kéo dài tuổi thọ mỏ. Mỏ X, một mỏ dầu khí đã bước vào giai đoạn suy giảm năng lượng vỉa, điển hình cho các mỏ trưởng thành tại Việt Nam, đang chứng kiến sự giảm sút đáng kể sản lượng khai thác do áp suất vỉa giảm và áp suất cản từ hệ thống thu gom bề mặt cao. Theo ước tính, sản lượng khai thác của bốn giếng gaslift chính tại mỏ này bị hạn chế nghiêm trọng bởi áp suất bề mặt lên tới 210 psig, ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả khai thác.

Mục tiêu nghiên cứu của luận văn là xây dựng và phân tích mô hình khai thác tích hợp từ đáy giếng đến hệ thống thu gom bề mặt nhằm đánh giá tác động của áp suất cản và đề xuất giải pháp giảm áp suất bề mặt để nâng cao sản lượng khai thác. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào mỏ X, với dữ liệu thu thập trong giai đoạn từ đầu năm 2016 đến giữa năm 2016, sử dụng phần mềm chuyên ngành IPM để mô phỏng và phân tích hệ thống khai thác tích hợp.

Nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc cung cấp cơ sở khoa học và kỹ thuật cho các công ty dầu khí trong việc tối ưu hóa khai thác các mỏ trưởng thành, đặc biệt trong điều kiện hạn chế về thời gian khai thác và chi phí đầu tư. Việc giảm áp suất bề mặt từ 210 psig xuống còn 70 psig được kỳ vọng sẽ giúp tăng sản lượng khai thác toàn cụm giếng lên khoảng 15%, mang lại hiệu quả kinh tế rõ rệt chỉ sau khoảng bảy tháng áp dụng.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên hai nhóm lý thuyết chính để phân tích và nâng cao hiệu quả khai thác mỏ X:

  1. Lý thuyết về phương pháp khai thác tác động vào vỉa và giếng: Bao gồm các phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí, can thiệp giếng (non-rig intervention) và các biện pháp thu hồi dầu tăng cường (EOR). Các phương pháp này nhằm bổ sung năng lượng cho vỉa, cải thiện hệ số thu hồi dầu và kéo dài thời gian khai thác. Ví dụ, phương pháp bơm ép nước đã giúp giảm hệ số suy giảm sản lượng từ 37% xuống còn 13% tại một mỏ ở Gulf – Thailand, tăng sản lượng dầu lên khoảng 10%.

  2. Lý thuyết về phương pháp không tác động vào vỉa và giếng: Tập trung vào các biện pháp kỹ thuật nhằm giảm áp suất bề mặt, như sử dụng bơm điện chìm (ESP) và hệ thống giảm áp suất bề mặt (Low Pressure System - LPS). Hệ thống LPS hoạt động bằng cách tách pha khí và pha lỏng, nén khí để giảm áp suất ngược trên bề mặt, từ đó kích thích dòng chảy chất lưu vào giếng. Phương pháp này có ưu điểm chi phí đầu tư thấp, linh động và không ảnh hưởng đến hệ thống khai thác hiện hữu.

Ba khái niệm chuyên ngành quan trọng được sử dụng trong nghiên cứu gồm:

  • Inflow Performance Relationship (IPR): Đặc tính dòng vào của vỉa, mô tả mối quan hệ giữa áp suất vỉa và lưu lượng khai thác.
  • Tubing Performance Relationship (TPR) hoặc Vertical Lift Performance (VLP): Đặc tính dòng ra của giếng, mô tả mối quan hệ giữa áp suất đáy giếng và lưu lượng dòng chảy qua ống khai thác.
  • Phân tích hệ thống khai thác tích hợp: Mô hình hóa đồng thời các yếu tố từ vỉa, giếng đến hệ thống thiết bị bề mặt nhằm đánh giá tương tác và tối ưu hóa toàn bộ hệ thống khai thác.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng dữ liệu thực tế thu thập từ mỏ X, bao gồm thông số địa chất, dữ liệu PVT, kết quả thử giếng, thông số hoàn thiện giếng và áp suất hệ thống thu gom bề mặt. Cỡ mẫu nghiên cứu tập trung vào bốn giếng khai thác gaslift chính của mỏ.

Phương pháp phân tích chính là mô hình hóa và mô phỏng hệ thống khai thác tích hợp bằng phần mềm IPM, trong đó:

  • Mô hình từng giếng (well model) được xây dựng dựa trên dữ liệu cận đáy giếng, đường ống khai thác, kích thước côn (choke size) và dữ liệu PVT.
  • Khớp mô hình (matching) với kết quả thử giếng nhằm đảm bảo độ tin cậy của mô hình.
  • Mô hình toàn hệ thống (network model) tích hợp các giếng và hệ thống thu gom bề mặt để phân tích tương tác và áp suất cản.
  • Phân tích độ nhạy (sensitivity analysis) được thực hiện để xác định các thông số quan trọng ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác.
  • So sánh các kịch bản khai thác nhằm đề xuất giải pháp giảm áp suất bề mặt tối ưu.

Timeline nghiên cứu kéo dài từ tháng 1 đến tháng 6 năm 2016, bao gồm thu thập dữ liệu, xây dựng mô hình, chạy mô phỏng và phân tích kết quả.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

  1. Áp suất cản bề mặt hiện tại là nguyên nhân chính hạn chế sản lượng khai thác: Áp suất bề mặt trung bình của cụm giếng gaslift là khoảng 210 psig, gây giảm lưu lượng khai thác đáng kể. Mô hình tích hợp cho thấy áp suất này làm giảm sản lượng khai thác khoảng 15% so với điều kiện áp suất bề mặt tối ưu.

  2. Giảm áp suất bề mặt xuống còn 70 psig giúp tăng sản lượng khai thác toàn cụm giếng lên 15%: Khi áp dụng hệ thống thiết bị hỗ trợ bề mặt (Low Pressure System - LPS), áp suất bề mặt giảm đáng kể, kích thích dòng chảy từ vỉa vào giếng. Kết quả mô phỏng cho thấy sản lượng dầu khai thác tăng từ mức hiện tại lên tương ứng với mức tăng 15%, tương đương với khoảng 500-700 thùng/ngày.

  3. Hiệu quả kinh tế của giải pháp giảm áp suất bề mặt được thể hiện rõ ràng: Thời gian hoàn vốn đầu tư dự kiến khoảng 7 tháng, với chi phí đầu tư thấp hơn nhiều so với các phương pháp bơm ép nước hoặc khí truyền thống. Điều này phù hợp với điều kiện thời gian khai thác còn lại của mỏ X chỉ khoảng 2 năm.

  4. Mô hình tích hợp giúp xác định chính xác các điểm nút áp suất và lưu lượng trong hệ thống khai thác: Việc lựa chọn điểm nút tại đáy giếng (bottom hole) thay vì đầu giếng giúp mô hình phản ánh chính xác hơn các tổn thất áp suất trong ống khai thác và thiết bị bề mặt, từ đó đưa ra các giải pháp tối ưu hơn.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính của việc giảm sản lượng khai thác tại mỏ X là do áp suất cản từ hệ thống thu gom bề mặt quá cao, làm giảm chênh lệch áp suất giữa vỉa và đáy giếng, từ đó giảm lưu lượng dòng chảy. Việc áp dụng hệ thống LPS giúp giảm áp suất này, kích thích dòng chảy và tăng sản lượng.

So sánh với các nghiên cứu tương tự tại Malaysia và các mỏ trưởng thành khác trên thế giới, kết quả của luận văn phù hợp với xu hướng ứng dụng các giải pháp giảm áp suất bề mặt để nâng cao hiệu quả khai thác trong giai đoạn cuối đời mỏ. Khác biệt là nghiên cứu này đã xây dựng mô hình tích hợp chi tiết cho cụm giếng gaslift, đồng thời đánh giá hiệu quả kinh tế cụ thể cho mỏ X.

Dữ liệu có thể được trình bày qua biểu đồ so sánh sản lượng khai thác trước và sau khi áp dụng hệ thống LPS, bảng thống kê áp suất bề mặt và lưu lượng từng giếng, cũng như biểu đồ phân tích thời gian hoàn vốn đầu tư.

Đề xuất và khuyến nghị

  1. Triển khai hệ thống Low Pressure System (LPS) cho cụm giếng gaslift tại mỏ X: Giảm áp suất bề mặt từ 210 psig xuống 70 psig nhằm tăng sản lượng khai thác khoảng 15%. Thời gian thực hiện dự kiến trong vòng 3 tháng, do Công ty Điều hành Dầu khí PVEP chủ trì.

  2. Tăng cường giám sát và thu thập dữ liệu vận hành hệ thống thu gom bề mặt: Định kỳ kiểm tra áp suất, lưu lượng và hiệu suất thiết bị để đảm bảo hệ thống hoạt động ổn định và phát hiện sớm các vấn đề kỹ thuật. Thực hiện liên tục trong suốt thời gian khai thác.

  3. Áp dụng mô hình mô phỏng tích hợp để tối ưu hóa vận hành khai thác: Sử dụng phần mềm IPM để phân tích các kịch bản vận hành, điều chỉnh áp suất bề mặt và các thông số khai thác nhằm duy trì hiệu quả tối ưu. Thực hiện đánh giá định kỳ 6 tháng/lần.

  4. Nghiên cứu mở rộng áp dụng phương pháp phân tích hệ thống khai thác tích hợp cho các mỏ trưởng thành khác: Đặc biệt là các mỏ có điều kiện tương tự mỏ X, nhằm nâng cao hiệu quả khai thác và giảm chi phí đầu tư. Thời gian nghiên cứu mở rộng dự kiến 1-2 năm, phối hợp giữa các viện nghiên cứu và doanh nghiệp dầu khí.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

  1. Các kỹ sư khai thác dầu khí: Luận văn cung cấp phương pháp mô hình hóa và phân tích hệ thống khai thác tích hợp, giúp họ hiểu rõ hơn về tác động của áp suất bề mặt và các giải pháp kỹ thuật để nâng cao sản lượng.

  2. Các nhà quản lý dự án dầu khí: Thông tin về hiệu quả kinh tế và thời gian hoàn vốn của giải pháp giảm áp suất bề mặt giúp họ đưa ra quyết định đầu tư hợp lý, đặc biệt trong bối cảnh mỏ trưởng thành với thời gian khai thác hạn chế.

  3. Các nhà nghiên cứu và sinh viên chuyên ngành kỹ thuật dầu khí: Luận văn là tài liệu tham khảo quý giá về cơ sở lý thuyết dòng chảy đa pha, mô hình hóa hệ thống khai thác tích hợp và ứng dụng phần mềm IPM trong nghiên cứu thực tiễn.

  4. Các công ty dầu khí và tổ chức tư vấn kỹ thuật: Có thể áp dụng kết quả nghiên cứu để phát triển các giải pháp tối ưu hóa khai thác cho các mỏ trưởng thành, đồng thời nâng cao năng lực phân tích và mô phỏng hệ thống khai thác.

Câu hỏi thường gặp

  1. Phương pháp giảm áp suất bề mặt có phù hợp với tất cả các mỏ trưởng thành không?
    Phương pháp này phù hợp với các mỏ có áp suất cản bề mặt cao và sản lượng bị hạn chế do áp suất ngược. Tuy nhiên, cần đánh giá kỹ điều kiện kỹ thuật và kinh tế từng mỏ trước khi áp dụng. Ví dụ, mỏ X đã chứng minh hiệu quả rõ rệt với hệ thống LPS.

  2. Tại sao chọn điểm nút là đáy giếng trong mô hình tích hợp?
    Điểm nút đáy giếng giúp mô hình phản ánh chính xác tổn thất áp suất trong ống khai thác và thiết bị bề mặt, tránh sai số do sử dụng bảng VLP không phù hợp trong suốt vòng đời mỏ. Điều này nâng cao độ tin cậy của mô hình.

  3. Chi phí đầu tư cho hệ thống LPS so với các phương pháp khác như bơm ép nước thế nào?
    Hệ thống LPS có chi phí đầu tư thấp hơn nhiều so với bơm ép nước hoặc khí, đồng thời thời gian triển khai nhanh (khoảng 12-16 tuần) và hiệu quả tức thì, phù hợp với mỏ có thời gian khai thác còn lại ngắn.

  4. Phần mềm IPM có những ưu điểm gì trong mô hình hóa hệ thống khai thác?
    IPM tích hợp các công cụ PROSPER và GAP giúp mô phỏng đồng thời các yếu tố từ vỉa, giếng đến thiết bị bề mặt, cho phép phân tích tương tác phức tạp và tối ưu hóa khai thác toàn hệ thống một cách chính xác và hiệu quả.

  5. Giải pháp đề xuất có thể áp dụng cho các mỏ có đặc điểm khác với mỏ X không?
    Giải pháp có thể điều chỉnh và áp dụng cho các mỏ trưởng thành có đặc điểm tương tự, nhưng cần hiệu chỉnh mô hình và đánh giá lại các thông số kỹ thuật, kinh tế phù hợp với từng trường hợp cụ thể.

Kết luận

  • Luận văn đã xây dựng thành công mô hình khai thác tích hợp cho mỏ X, phản ánh chính xác hoạt động của cụm giếng gaslift và hệ thống thu gom bề mặt.
  • Áp suất cản bề mặt hiện tại là nguyên nhân chính làm giảm sản lượng khai thác, với mức áp suất khoảng 210 psig.
  • Giải pháp giảm áp suất bề mặt bằng hệ thống Low Pressure System (LPS) giúp tăng sản lượng khai thác lên khoảng 15%, giảm áp suất xuống còn 70 psig.
  • Hiệu quả kinh tế của giải pháp được chứng minh với thời gian hoàn vốn khoảng 7 tháng, phù hợp với điều kiện khai thác còn lại của mỏ.
  • Nghiên cứu mở ra hướng ứng dụng phương pháp phân tích hệ thống khai thác tích hợp cho các mỏ trưởng thành khác, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác và phát triển bền vững ngành dầu khí.

Hành động tiếp theo: Các đơn vị khai thác nên triển khai thử nghiệm hệ thống LPS tại mỏ X, đồng thời áp dụng mô hình IPM để tối ưu hóa vận hành khai thác. Đối với các mỏ trưởng thành khác, cần tiến hành đánh giá tương tự để lựa chọn giải pháp phù hợp.

Hãy liên hệ với các chuyên gia kỹ thuật và nghiên cứu để được tư vấn chi tiết và hỗ trợ triển khai giải pháp tối ưu cho mỏ của bạn!