Tối Ưu Hóa Hệ Thống Khai Thác Cụm Giếng WHP-A1 Mỏ X Bằng Công Cụ Mô Hình Hóa Và Mô Phỏng

Việc tối ưu hóa khai thác, đặc biệt trong giai đoạn sản lượng suy giảm, là vô cùng quan trọng. Các mỏ dầu khí tại Việt Nam, đặc biệt ở bồn trũng Cửu Long, đang đối mặt với nhiều thách thức. Cụ thể, áp suất vỉa giảm, giếng bị ngập nước, và hoạt động khai thác không ổn định. Tỷ lệ nước và khí trong dòng chảy đa pha tăng cao, gây áp lực lên hệ thống xử lý bề mặt. Việc suy giảm sản lượng đòi hỏi các giải pháp hiệu quả để duy trì và nâng cao sản lượng, đồng thời tối ưu hóa chi phí.

Mục tiêu chính của nghiên cứu là xây dựng một mô hình tin cậy, từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, để quản lý và tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X. Điều này bao gồm giải quyết các vấn đề thực tế của hệ thống và rút ra các bài học để áp dụng cho toàn mỏ. Nghiên cứu tập trung vào dữ liệu từ vùng cận đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt của một cụm khai thác chín giếng tại giàn đầu giếng A1 mỏ X, với ba giếng thuộc tầng móng nứt nẻ và sáu giếng thuộc tầng Miocene dưới.

Một trong những thách thức lớn nhất là tình trạng năng lượng vỉa cạn kiệt và áp suất vỉa thấp hơn điểm bọt khí. Điều này dẫn đến sự phụ thuộc rất lớn của sản lượng khai thác dầu vào công nghệ nâng hỗ trợ, đặc biệt là gas lift. Việc duy trì áp suất vỉa ổn định là yếu tố then chốt để đảm bảo sản lượng khai thác hiệu quả. Các giải pháp cần tập trung vào việc nâng cao áp suất vỉa và giảm độ sụt áp.

Với một mỏ dầu đã đi vào giai đoạn cuối như mỏ X, hệ thống công nghệ thu gom và xử lý bề mặt đã được hoàn thiện và khó có các thay đổi lớn. Tỷ lệ nước gia tăng kéo theo lưu lượng gas lift tăng tương ứng ở hầu hết các giếng theo thời gian làm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom tăng cao, tạo tác động ngược làm giảm drawdown tất cả các giếng dẫn đến hạn chế sản lượng dầu khai thác toàn cụm giếng.

Bên cạnh những vấn đề trên còn có các trường hợp vận hành với hạn chế tổng lưu lượng gas lift hoặc tổng lượng khí xử lý tối đa do các giới hạn của công suất máy nén khí và bình tách. Đây là bài toán khó cần giải quyết để giúp tối ưu hóa khai thác bằng công cụ mô hình hóa và mô phỏng.

Quá trình xây dựng mô hình tập trung vào việc chọn lựa và hiệu chỉnh các mô hình dòng chảy đa pha trong giếng, qua côn khai thác và đường ống thu gom. Mục tiêu là đảm bảo mô hình khớp với dữ liệu thực tế khai thác từng giếng và toàn hệ thống. Việc sử dụng phần mềm Pipesim cho phép mô phỏng chính xác các điều kiện khai thác thực tế.

Với giải thuật Newton-Raphson được xác định là phù hợp nhất để giải các bài toán từ mô hình hệ thống này, kết quả tối ưu hóa trên thực tế đã giúp giảm 17% tổng lượng gas lift (3.2 Mmscfd) và tăng 1-2% (28-58 Sbpd) sản lượng khai thác toàn cụm giếng WHP-A1 đồng thời đưa ra giải pháp phân bổ lưu lượng gas lift một cách tối ưu trong các trường hợp hạn chế đột ngột về tổng lưu lượng gas lift hoặc ii công suất xử lý khí.

Các kết quả tối ưu hóa cũng giúp đánh giá việc đóng hay mở các giếng yếu, ngập nước từ góc độ tối đa hóa tổng lưu lượng khai thác hàng ngày toàn cụm giếng: khẳng định việc duy trì đóng giếng A-1P thường xuyên là hợp lý do tổng lượng dầu toàn cụm giếng chỉ tăng 4 Sbpd khi mở giếng, đề xuất xem xét đóng A-3P khi giếng này trong chu kỳ yếu, ngập nước do sản lượng toàn cụm giếng chỉ giảm 5 Sbpd trong khi tiết kiệm được 3.06 Mmscfd gas lift khi đóng giếng này.

Giải pháp mô hình hóa cũng giúp xác định được điểm nghẽn hệ thống, qua đó đề xuất lắp đặt một đoạn ống 12” dài 150 m tại cụm xử lý trung tâm song song với đoạn ống hiện hữu từ Pig Receiver đến bình tách cấp một để cùng vận chuyến dòng lưu chất WHP-A1 từ đường ống thu gom P8 về bình tách, giảm đáng kể tổn thất áp suất trên đoạn thu gom này, giúp tăng 95 Sbpd (2.6%) toàn cụm giếng.

Mô hình cũng cho phép đánh giá điểm bơm ép gas lift sâu nhất có thể từ thiết kế van gas lift hiện hữu của các giếng và áp suất gas lift trên bề mặt, từ đó đề xuất cải hoán trên bề mặt WHP-A1 để thay đổi nguồn khí gas lift cao áp kết hợp với thay van gas lift để đưa điểm bơm ép xuống vị trí sâu nhất có thể với các giếng giàu tiềm năng nhất là A-3P, A-6P, A-8P và A-9P, giúp tăng lưu lượng khai thác toàn cụm giếng thêm 223 Sbpd (6%).

Nghiên cứu này khẳng định sự phù hợp của các tương quan dòng chảy Beggs Brill và Hagedorn Brown cho dòng chảy đa pha có tỷ lệ nước cao trên 70% trong ống khai thác thẳng đứng đường kính 4 ½” và tương thích của tương quan Beggs Brill sửa đổi với phần ống khai thác nằm ngang.

Hai yếu tố quyết định đến tính chính xác của kết quả bài toán tối ưu hóa phân bổ gas lift một cụm giếng kết nối với nhau bằng đường ống thu gom là độ tin cậy của đường cong hiệu năng gas lift từng giếng và thuật toán tối ưu hóa được áp dụng.

Cuối cùng, nghiên cứu này vẫn còn những hạn chế nhất định ảnh hưởng đến kết quả tối ưu hóa như dữ liệu PVT không được cập nhật và áp dụng riêng cho từng giếng, độ không chắc chắn trong kết quả thử giếng, các tính toán kết quả tối ưu hóa chỉ áp dụng cho lưu lượng khai thác tức thời mà chưa xét đến hiệu quả trong quãng thời gian đủ rộng.

Việc ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI) vào tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X hứa hẹn mang lại những bước tiến vượt bậc. AI có khả năng phân tích dữ liệu lớn, nhận diện các mô hình phức tạp, và đưa ra dự đoán chính xác, giúp tối ưu hóa quá trình khai thác một cách hiệu quả.

Việc thu thập và phân tích dữ liệu thời gian thực từ các giếng, kết hợp với các thuật toán machine learning, sẽ giúp đưa ra các quyết định tối ưu hóa nhanh chóng và chính xác hơn. Điều này cho phép các kỹ sư và nhà quản lý đưa ra các điều chỉnh kịp thời, tối đa hóa sản lượng và giảm thiểu rủi ro.

Để nâng cao hiệu quả của quá trình mô hình hóa và mô phỏng, cần tiếp tục nghiên cứu và cập nhật các mô hình dòng chảy đa pha, cũng như cải thiện độ chính xác của dữ liệu PVT. Việc này đảm bảo rằng mô hình phản ánh chính xác các điều kiện khai thác thực tế, từ đó đưa ra các khuyến nghị tối ưu hóa hiệu quả.