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

• Tác giả: Trần Anh Tuấn
• Người hướng dẫn: TS. Tạ Quốc Dũng
• Trường học: Trường Đại học Bách Khoa – ĐHQG – TP.HCM
• 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. Giới Thiệu Tối Ưu Khai Thác Cụm Giếng WHP A1 Mỏ X

Tối ưu hóa khai thác các mỏ dầu khí ở giai đoạn sản lượng suy giảm, đặc biệt là các mỏ sử dụng công nghệ Gas Lift, là một bài toán cấp thiết tại Việt Nam và trên thế giới. Các vấn đề thường gặp là áp suất vỉa suy giảm, giếng ngập nước, hoạt động không ổn định, và tỷ lệ nước, khí tăng cao trong dòng chảy đa pha. Trong khi đó, công suất vận chuyển, xử lý của hệ thống bề mặt, đặc biệt là các đường ống thu gom, bình tách và máy nén khí, thường bị giới hạn. Tính không đồng nhất giữa các giếng trong cùng một cụm khai thác càng làm tăng thêm độ khó của bài toán. Vì vậy, cần có cách tiếp cận hệ thống, kết nối tất cả các thành tố và cập nhật dữ liệu thường xuyên để tối ưu hóa khai thác. Giải pháp mô hình hóa và mô phỏng bằng các phần mềm tin cậy đã trở thành yêu cầu cấp thiết, giúp các công ty dầu khí đưa ra quyết định tối ưu, cân bằng giữa hiệu quả và chi phí.

Nghiên cứu này tập trung vào tối ưu hóa hệ thống khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X, nhằm xây dựng mô hình tin cậy từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, giải quyết các vấn đề thực tế và rút ra các bài học áp dụng cho toàn mỏ. Luận văn này được xây dựng nhằm mục tiêu trên.

1.1. Tính Cấp Thiết Tối Ưu Hóa Khai Thác Cụm Giếng Dầu Khí

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.

1.2. Mục Tiêu Nghiên Cứu Mô Hình Hóa Cụm Giếng WHP A1 Mỏ X

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.

II. Thách Thức Quản Lý Sản Lượng Suy Giảm tại Mỏ X

Việc quản lý sản lượng suy giảm tại mỏ X và cụm khai thác WHP-A1 đặt ra nhiều thách thức. Năng lượng vỉa cạn kiệt, áp suất vỉa thấp hơn điểm bọt khí, và tỷ lệ ngập nước tăng cao. Sản lượng khai thác dầu phụ thuộc rất lớn vào công nghệ nâng hỗ trợ, cụ thể là gas lift, cả về lưu lượng và độ sâu điểm bơm ép. Hệ thống công nghệ thu gom và xử lý bề mặt đã hoàn thiện và khó có các thay đổi lớn. Tỷ lệ nước gia tăng kéo theo lưu lượng gas lift tăng, làm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom tăng cao, giảm drawdown và hạn chế sản lượng dầu khai thác. Ngoài ra, còn có các giới hạn về tổng lưu lượng gas lift hoặc tổng lượng khí xử lý tối đa do công suất máy nén khí và bình tách.

2.1. Năng Lượng Vỉa Cạn Kiệt Áp Suất Vỉa Thấp Tác Động Sản Lượng

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.

2.2. Giới Hạn Công Suất Khó Thay Đổi Hệ Thống Xử Lý Bề Mặt

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.

2.3. Khó khăn về lưu lượng Gaslift do giới hạn công suất máy nén

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.

III. Phương Pháp Xây Dựng Mô Hình Khai Thác Bằng Pipesim

Nghiên cứu này đã xây dựng mô hình khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X từ đáy mỗi giếng lên đến bề mặt, kết nối với đường ống thu gom về đến bình tách cấp một của cụm xử lý trung tâm bằng phần mềm Pipesim. Quá trình xây dựng mô hình tập trung vào chọn lựa và hiệu chỉnh các mô hình dòng chảy đa pha trong giếng, qua côn khai thác và đường ống thu gom, sao cho khớp với dữ liệu thực tế khai thác từng giếng và toàn hệ thống. Giải thuật Newton-Raphson được xác định là phù hợp nhất để giải các bài toán từ mô hình 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.

3.1. Xây Dựng Mô Hình Dòng Chảy Đa Pha Bằng Phần Mềm Pipesim

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.

3.2. Giải Thuật Newton Raphson Tối Ưu Phân Bổ Gas Lift Cụm Giếng

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.

IV. Ứng Dụng Tối Ưu Phân Bổ Gas Lift và Cải Hoán Đường Ống

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. Nghiên cứu khẳng định việc duy trì đóng giếng A-1P thường xuyên là hợp lý, và đề xuất xem xét đóng A-3P khi giếng này trong chu kỳ yếu, ngập nước. Giải pháp mô hình hóa cũng giúp xác định điểm nghẽn hệ thống và đề xuất lắp đặt thêm một đoạn ống 12” dài 150 m tại cụm xử lý trung tâm để giảm tổn thất áp suất, 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 và đề xuất cải hoán để thay đổi nguồn khí gas lift cao áp.

4.1. Đánh Giá Hiệu Quả Đóng Mở Giếng Tiết Kiệm Gas Lift

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.

4.2. Cải Hoán Đường Ống Giúp Tăng Sản Lượng Khai Thác Dầu Khí

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.

4.3. Tối Ưu Điểm Bơm Ép Gas Lift Nâng Cao Hiệu Suất WHP A1

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%).

V. Kết Luận Tương Quan Dòng Chảy Thuật Toán Tối Ưu

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 là độ tin cậy của đường cong hiệu năng gas lift từng giếng và thuật toán tối ưu hóa được áp dụng. Nghiên cứu vẫn còn những hạn chế nhất định, như dữ liệu PVT không được cập nhật riêng cho từng giếng, và các tính toán chỉ áp dụng cho lưu lượng khai thác tức thời.

5.1. Đánh Giá Các Tương Quan Dòng Chảy Đa Pha Khác Nhau

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.

5.2. Yếu Tố Quyết Định Độ Chính Xác Bài Toán Tối Ưu Gas Lift

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.

5.3. Hạn Chế Cần Khắc Phục Dữ Liệu PVT Tính Toán Tức Thời

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.

VI. Tương Lai Ứng Dụng AI vào Tối Ưu Khai Thác Mỏ X

Trong tương lai, việc ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI) và các công nghệ mới vào tối ưu hóa khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X sẽ mang lại những tiềm năng to lớn. 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. Đồng thời, 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, để nâng cao hiệu quả của quá trình mô hình hóa và mô phỏng.

6.1. Ứng Dụng Trí Tuệ Nhân Tạo Tối Ưu Hóa Dầu Khí

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.

6.2. Thu Thập Dữ Liệu Thời Gian Thực Machine Learning

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.

6.3. Cập Nhật Mô Hình Dòng Chảy Cải Thiện Dữ Liệu PVT

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.

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 các công ty dầu khí, đặc biệt tại các mỏ thuộc bồn trũng Cửu Long. Cụm khai thác WHP-A1 mỏ X đang đối mặt với tình trạng năng lượng vỉa cạn kiệt, áp suất vỉa thấp hơn điểm bọt khí và tỷ lệ ngập nước tăng cao, làm giảm hiệu quả khai thác. Sản lượng khai thác dầu phụ thuộc lớn vào công nghệ nâng hỗ trợ gas lift, trong đó lưu lượng và độ sâu điểm bơm ép khí là các biến số quan trọng. Hệ thống công nghệ thu gom và xử lý bề mặt đã hoàn thiện, khó có thể thay đổi lớn, trong khi tỷ lệ nước gia tăng kéo theo lưu lượng gas lift tăng, làm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom tăng cao, ảnh hưởng ngược đến drawdown và sản lượng khai thác toàn cụm giếng.

Mục tiêu nghiên cứu là xây dựng mô hình khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X từ đáy giếng đến bề mặt, kết nối với hệ thống thu gom và xử lý bề mặt, nhằm tối ưu hóa khai thác, giải quyết các vấn đề thực tế của hệ thống. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào 9 giếng khai thác thuộc giàn đầu giếng A1, gồm 3 giếng tầng móng nứt nẻ và 6 giếng tầng Miocene dưới, với dữ liệu khai thác cập nhật tháng 03/2016. Nghiên cứu sử dụng phần mềm mô phỏng Pipesim để xây dựng và hiệu chỉnh mô hình, áp dụng các thuật toán tối ưu hóa phù hợp với các ràng buộc phi tuyến từ hệ thống xử lý bề mặt.

Ý nghĩa nghiên cứu thể hiện ở việc cung cấp giải pháp tối ưu hóa khai thác trong điều kiện áp suất vỉa suy giảm, tỷ lệ nước và khí tăng cao, đồng thời đề xuất các phương án cải thiện hiệu quả thu hồi dầu, giảm tổn thất gas lift, nâng cao sản lượng khai thác toàn cụm giếng. Kết quả nghiên cứu có thể áp dụng cho các mỏ dầu tương tự trong và ngoài nước, góp phần nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành mỏ dầu khí.

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 khoan và đường ống thu gom, bao gồm:

• Phương trình Darcy mô tả dòng chảy hướng tâm từ vỉa vào giếng, liên quan đến lưu lượng, độ thấm, áp suất vỉa và áp suất đáy giếng.
• Chỉ số khai thác (PI) biểu diễn quan hệ giữa lưu lượng dòng vào và chênh áp drawdown, được cập nhật thường xuyên dựa trên dữ liệu thử giếng và đo áp suất đáy giếng.
• Quan hệ đặc tính dòng vào (IPR) mô tả mối quan hệ giữa lưu lượng và áp suất đáy giếng, đặc biệt trong điều kiện áp suất vỉa thấp hơn điểm bọt khí, với các phương trình thực nghiệm như Vogel và các biến thể cho giếng khoan ngang.
• Mô hình dòng chảy đa pha trong ống khai thác và đường ống thu gom, sử dụng các tương quan dòng chảy như Beggs-Brill, Hagedorn-Brown, Orkiszewski, Duns & Ros để tính toán tổn thất áp suất do ma sát, thay đổi độ cao và gia tốc.
• Giải thuật tối ưu hóa phi tuyến như Newton-Raphson, thuật toán di truyền và phương pháp Thứ tự Từ Điển Liên Tục (FSL) được áp dụng để giải bài toán tối ưu hóa phân bổ gas lift và lưu lượng khai thác trong điều kiện ràng buộc phức tạp.

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 từ hệ thống xử lý bề mặt.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu nghiên cứu bao gồm:

• Dữ liệu địa chất khu vực mỏ X, gồm hai tầng móng nứt nẻ và Miocene dưới.
• Dữ liệu áp suất vỉa, áp suất đáy giếng, chỉ số khai thác từng giếng.
• Dữ liệu PVT của chất lưu vỉa.
• Kết quả thử giếng bằng đồng hồ đo lưu lượng đa pha.
• Dữ liệu hoàn thiện giếng và thông số kỹ thuật hệ thống đường ống thu gom, bình tách.
• Dữ liệu vận hành thực tế tháng 03-07/2016.

Phương pháp phân tích gồm:

• Xây dựng mô hình từng giếng từ đáy giếng đến bề mặt, hiệu chỉnh mô hình với dữ liệu thử giếng đa lưu lượng gas lift.
• Xây dựng mô hình tích hợp toàn hệ thống khai thác, bao gồm các giếng, đường ống thu gom và hệ thống xử lý bề mặt.
• Áp dụng các thuật toán tối ưu hóa phi tuyến trong phần mềm Pipesim để giải bài toán phân bổ gas lift và tối đa hóa sản lượng khai thác toàn cụm giếng.
• Phân tích độ nhạy các tham số, đánh giá các ràng buộc kỹ thuật như công suất máy nén khí, áp suất gas lift, lưu lượng tối đa đường ống thu gom.
• Thời gian nghiên cứu từ tháng 01 đến tháng 07 năm 2016, với các bước xây dựng mô hình, hiệu chỉnh, chạy mô phỏng và tối ưu hóa.

Cỡ mẫu nghiên cứu là 9 giếng khai thác thuộc giàn WHP-A1 mỏ X, được chọn mẫu dựa trên đặc điểm địa tầng, kiểu hoàn thiện giếng và dữ liệu khai thác thực tế.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Giảm 17% tổng lượng gas lift (khoảng 3.2 Mmscfd) đồng thời tăng 1-2% sản lượng khai thác toàn cụm giếng (tương đương 28-58 Sbpd) sau khi áp dụng tối ưu hóa phân bổ gas lift bằng giải thuật Newton-Raphson. Kết quả này cho thấy hiệu quả rõ rệt trong việc tiết kiệm khí và tăng sản lượng dầu.

2. Đề xuất đóng giếng A-1P thường xuyên là hợp lý, vì khi mở giếng này chỉ tăng thêm 4 Sbpd sản lượng toàn cụm, trong khi giếng này có tỷ lệ nước cao. Tương tự, đóng giếng A-3P trong chu kỳ yếu, ngập nước giúp tiết kiệm 3.06 Mmscfd gas lift mà chỉ giảm 5 Sbpd sản lượng, thể hiện hiệu quả kinh tế và kỹ thuật.

3. Lắp đặt đoạn ống 12” dài 150 m song song tại cụm xử lý trung tâm giúp giảm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom, tăng thêm 95 Sbpd (2.6%) sản lượng toàn cụm giếng. Đây là giải pháp cải hoán hệ thống bề mặt có tác động tích cực đến hiệu quả khai thác.

4. Điều chỉnh điểm bơm ép gas lift sâu nhất có thể cho các giếng giàu tiềm năng (A-3P, A-6P, A-8P, A-9P) bằng cách thay van gas lift và nguồn khí cao áp, giúp tăng thêm 223 Sbpd (6%) sản lượng khai thác toàn cụm giếng.

Thảo luận kết quả

Các kết quả tối ưu hóa cho thấy sự phù hợp của các tương quan dòng chảy Beggs-Brill và Hagedorn-Brown trong mô hình dòng chảy đa pha có tỷ lệ nước cao trên 70% trong ống thẳng đứng đường kính 4 ½”. Tương quan Beggs-Brill sửa đổi được áp dụng cho phần ống nằm ngang, đảm bảo tính chính xác mô phỏng tổn thất áp suất.

Việc giảm tổng lượng gas lift đồng thời tăng sản lượng khai thác phản ánh hiệu quả phân bổ khí nâng hợp lý, giảm áp suất ngược trên đường ống thu gom, tăng drawdown và khai thác dầu hiệu quả hơn. So sánh với các nghiên cứu trước đây, kết quả này khẳng định tầm quan trọng của việc cập nhật đường cong hiệu năng gas lift từng giếng và lựa chọn thuật toán tối ưu phù hợp.

Đề xuất đóng giếng yếu dựa trên phân tích chi tiết về sản lượng và tiết kiệm khí lift, giúp giảm chi phí vận hành và tăng hiệu quả khai thác toàn cụm. Giải pháp cải hoán đường ống thu gom làm giảm tổn thất áp suất, tăng lưu lượng vận chuyển, phù hợp với các giới hạn công suất máy nén khí và bình tách.

Điều chỉnh điểm bơm ép sâu nhất tận dụng tối đa khả năng nâng khí, tăng lưu lượng khai thác các giếng tiềm năng, đồng thời giảm tổn thất khí và áp suất ngược. Các kết quả có thể được trình bày qua biểu đồ so sánh lưu lượng dầu và gas lift trước và sau tối ưu hóa, bảng số liệu phân bổ gas lift từng giếng, và đồ thị áp suất đường ống thu gom.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Áp dụng tối ưu hóa phân bổ gas lift theo mô hình đã xây dựng nhằm giảm tổng lượng khí sử dụng ít nhất 15-20% trong vòng 6 tháng tới, do phòng Khai thác và kỹ thuật mỏ thực hiện.

2. Đóng giếng có tỷ lệ nước cao và sản lượng thấp như A-1P và A-3P trong các chu kỳ yếu, nhằm tiết kiệm khí gas lift và giảm chi phí vận hành, thực hiện theo kế hoạch khai thác hàng tháng.

3. Cải hoán hệ thống đường ống thu gom bằng việc lắp đặt đoạn ống 12” song song dài 150 m tại cụm xử lý trung tâm, dự kiến hoàn thành trong 12 tháng, do bộ phận kỹ thuật công trình đảm nhiệm, nhằm giảm tổn thất áp suất và tăng sản lượng khai thác.

4. Thay thế van gas lift và điều chỉnh điểm bơm ép sâu nhất cho các giếng tiềm năng (A-3P, A-6P, A-8P, A-9P) trong vòng 9 tháng, nhằm tối đa hóa lưu lượng khai thác, do phòng kỹ thuật và vận hành phối hợp thực hiện.

5. Cập nhật dữ liệu PVT và thử giếng định kỳ để hiệu chỉnh mô hình, đảm bảo độ chính xác và hiệu quả tối ưu hóa liên tục, thực hiện hàng quý.

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 vận hành mỏ trưởng thành.

2. Chuyên gia kỹ thuật mỏ và địa chất: Hiểu rõ ảnh hưởng của đặc tính tầng chứa, áp suất vỉa và hoàn thiện giếng đến hiệu quả khai thác, hỗ trợ thiết kế và điều chỉnh kế hoạch khai thác.

3. Nhà quản lý dự án và đầu tư dầu khí: Đánh giá hiệu quả kinh tế của các giải pháp tối ưu hóa khai thác, đưa ra quyết định đầu tư cải hoán hệ thống bề mặt và công nghệ nâng.

4. Nhà nghiên cứu và sinh viên ngành kỹ thuật dầu khí: Tham khảo phương pháp xây dựng mô hình dòng chảy đa pha, áp dụng thuật toán tối ưu hóa phi tuyến trong khai thác dầu khí, phục vụ nghiên cứu và học tập chuyên sâu.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao phải tối ưu hóa phân bổ gas lift trong cụm giếng?
   Gas lift là công nghệ nâng hỗ trợ quan trọng trong giai đoạn sản lượng suy giảm. Tối ưu phân bổ giúp giảm lượng khí sử dụng, giảm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom, tăng drawdown và sản lượng khai thác, đồng thời tiết kiệm chi phí vận hành.

2. Mô hình hóa khai thác cụm giếng được xây dựng dựa trên dữ liệu nào?
   Mô hình sử dụng dữ liệu áp suất vỉa, áp suất đáy giếng, chỉ số khai thác, dữ liệu PVT, kết quả thử giếng đa pha, thông số hoàn thiện giếng và hệ thống đường ống thu gom, được cập nhật liên tục để đảm bảo độ chính xác.

3. Giải thuật Newton-Raphson có ưu điểm gì trong tối ưu hóa?
   Newton-Raphson là giải thuật phi tuyến nhanh hội tụ, phù hợp với bài toán tối ưu hóa phân bổ gas lift có nhiều ràng buộc phi tuyến, giúp đạt kết quả tối ưu trong thời gian ngắn và độ chính xác cao.

4. Tại sao cần đóng giếng có tỷ lệ nước cao?
   Giếng có tỷ lệ nước cao làm tăng lưu lượng nước trong hệ thống, gây tổn thất áp suất và giảm hiệu quả khai thác dầu. Đóng giếng này giúp tiết kiệm khí gas lift và tăng sản lượng khai thác toàn cụm.

5. Giải pháp cải hoán đường ống thu gom có tác động thế nào?
   Lắp đặt đoạn ống song song giúp giảm tổn thất áp suất trên đường ống thu gom, giảm áp suất ngược, tăng lưu lượng vận chuyển và sản lượng khai thác, đồng thời giảm áp lực lên máy nén khí và bình tách.

Kết luận

• Xây dựng thành công mô hình khai thác cụm giếng WHP-A1 mỏ X từ đáy giếng đến hệ thống xử lý bề mặt, hiệu chỉnh với dữ liệu thực tế.
• Áp dụng giải thuật Newton-Raphson tối ưu hóa phân bổ gas lift, giảm 17% lượng khí sử dụng và tăng 1-2% sản lượng khai thác toàn cụm.
• Đề xuất đóng giếng yếu và cải hoán hệ thống đường ống thu gom giúp tăng thêm 2.6% sản lượng và tiết kiệm khí gas lift đáng kể.
• Điều chỉnh điểm bơm ép gas lift sâu nhất cho các giếng tiềm năng tăng thêm 6% sản lượng khai thác.
• Tiếp tục cập nhật dữ liệu và mở rộng mô hình cho toàn mỏ, đồng thời triển khai các giải pháp đề xuất trong vòng 12 tháng tới để nâng cao hiệu quả khai thác.

Hành động tiếp theo: Áp dụng các giải pháp tối ưu hóa đã đề xuất, theo dõi hiệu quả vận hành và cập nhật mô hình định kỳ để đảm bảo khai thác hiệu quả và bền vững.