phân tích và tối ưu hóa khai thác dầu khí mỏ x y

học viên đã tiến hành xây dựng mô hình khai thác cho từng giếng tại các cụm mỏ X,Y trên phần mềm thương mại cho việc tối ưu khí bơm ép Gaslift là PIPESIM, qua đó tiến hành hiệu chỉnh mô

Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguyên liệu chính trong nền kinh tế toàn cầu, đồng thời cũng là yếu tố chiến lược của mỗi quốc gia Do đó, sản lượng khai thác của mỏ trực tiếp ảnh hưởng đến các quyết định chiến lược về phát triển mỏ và an ninh năng lượng quốc gia Ngành dầu khí Việt Nam, dù còn non trẻ, đã có những đóng góp đáng kể cho sự phát triển của đất nước Trong nhiều năm, dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của Việt Nam, chiếm khoảng 20-30% tổng giá trị xuất khẩu cả nước Hiện nay, ngành dầu khí được coi là ngành công nghiệp mũi nhọn trong quá trình công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước Những năm qua, ngành dầu khí đã đạt được những bước tiến vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí và xây dựng các công trình dầu khí.

Tuy nhiên, việc khai thác và sử dụng liên tục năng lượng từ dầu khí mà chưa tìm ra một nguồn năng lượng khác để thay thế đã làm cho trữ lượng dầu khí trên thế giới giảm xuống Vấn đề đặt ra là ta phải sử dụng và khai thác một cách hiệu quả nhất để tận dụng nguồn năng lượng này Các giếng sau một thời gian khai thác năng lượng vỉa suy giảm dần, không còn đủ lớn để đưa dòng sản phẩm lên miệng giếng Các giếng khai thác tự phun cho lưu lượng thấp dần và đến một lúc nào đó buộc phải ngừng hoạt động do khai thác không hiệu quả Đặc biệt các giếng khai thác có dầu nặng, khai thác trong tầng đá móng, hàm lượng nước cao, năng lượng vỉa thấp…, nên khai thác tự phun cho lưu lượng thấp không đạt được sản lượng mang lợi nhuận kinh tế như nhà thầu đặt ra hoặc khai thác không có hiệu quả Lúc này cần sử dụng các phương pháp khai thác cơ học (hay còn gọi là phương pháp nhân tạo như bơm cần kéo, bơm cần xoắn, bơm pittông thủy lực, bơm phun tia, bơm điện ly tâm ngầm và máy nén khí) thích hợp

Phương pháp khai thác tăng cường bằng bơm ép khí (Gaslift) mặc dù đã đem lại hiệu quả và duy trì sản lượng theo chế độ khai thác Nhưng hiện nay một số giếng đã ngập nước, BS&W rất cao xấp xỉ 85% đến 90% Hơn nữa, qua giai đoạn khai thác cho thấy việc tối ưu gaslift trong điều kiện ràng buộc khai thác của mỏ nhằm đạt được hiệu suất khai thác lâu dài kết đang là một ý tưởng quan trọng giúp nâng cao hiệu suất khai thác đặc biệt là đối với các giếng dầu nặng

Xuất phát từ yêu cầu tăng sản lượng các giếng khai thác đang sử dụng cả bơm điện chìm và bơm ép khí (Gaslift), đồng thời giảm tải cho bơm ESP (giảm áp suất đầu ra, giảm tần số, công suất) giúp tăng tuổi thọ cho bơm trong khi vẫn đảm bảo tối ưu hóa sản lượng Đảm bảo thời gian sản xuất của giếng là liên tục, giếng vẫn khai thác bằng khí nâng trong trường hợp bơm điện chìm gặp sự cố, tránh trường hợp khi bơm dừng hoạt động mới kích hoạt bơm ép khí

Phương pháp nghiên cứu ứng dụng ESP đồng thời với bơm ép khí sẽ đem hiệu quả cải thiện tuổi thọ bơm, tăng sản lượng dầu khai thác của mỗi giếng

Từ những yêu cầu về mặt kỹ thuật như trên, đề tài “PHÂN TÍCH VÀ TỐI ƯU HÓA KHAI THÁC DẦU KHÍ MỎ X – Y” để phân tích, đánh giá tính khả thi và hiệu quả của việc bơm ép khí đồng thời khi chạy bơm ESP Vì vậy việc duy trì, nâng cao hiệu quả khai thác bằng gaslift đồng thời với bơm điện chìm (ESP) là vấn đề có ý nghĩa thực tiễn cao.

Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ép khí đồng hành (Gaslift) vẫn là phương pháp phổ biến nhất hiện nay do chi phí đầu tư ban đầu tương đối thấp, chi phí bảo trì bảo dưỡng thấp Tuy nhiên, do bị giới hạn bởi công suất máy nén, giếng bị ngập nước nên tỷ trọng chất lưu tăng lên, hàm lượng khí đồng hành thấp Bơm điện chìm (ESP) là phương pháp khai thác nhân tạo hiệu quả áp dụng cho giếng ngập nước và hàm lượng khí hòa tan thấp Do đó việc tiến hành đưa ra các giải pháp tổng thể trong đó có giải pháp tối ưu bơm ép khí đồng hành đồng thời cho các giếng khai thác bằng bơm điện chìm (ESP) cũng đem lại hiệu quả

Mục tiêu đặt ra cho luận văn là tiến hành phân tích dữ liệu khai thác, đánh giá lại thông số bơm ép khí (Gaslift) tại các giếng, thông số hoạt động của bơm điện chìm, đặc tính bơm, điều kiện vận hành tại mỏ và tính toán phân bổ lại lưu lượng khí bơm ép (Gaslift), tính toán kết hợp khí bơm ép (Gaslift) cho từng giếng để đánh giá và tối ưu lưu lượng khí bơm ép (Gaslift) và kết hợp tối ưu thông số bơm điện chìm (ESP) sẽ đem lại hiệu quả kinh tế

Trong điều kiện khoa học kỹ thuât phát triển việc ứng dụng các giải pháp phần mềm đặc biệt là trong ngành dầu khí đã được ứng dụng rộng rãi Trong phần này, việc ứng dụng phần mềm Pipesim và Prosper để thiết lập mạng lưới mô phỏng các giếng đang khai thác tại mỏ, nhằm đánh giá phân bổ lại lượng khí bơm ép có giới hạn cho các giếng sử dụng bơm ép khí và đồng thời xây dựng mô hình nhằm đánh giá việc kết hợp đồng thời bơm ép khí (Gaslift) và khai thác cùng bơm điện chìm (ESP) sẽ đưa ra hiệu quả kinh tế cho dự án Đối tượng nghiên cứu là giếng mỏ X – Y Các số liệu phân tích khai thác được thống kê và phân tích, đồng thời kết hợp các số liệu đầu vào như PVT, thiết kế ESP…

Từ đó xây dựng mô hình mạng lưới các giếng khai thác.

Nội dụng nghiên cứu (Nhiệm vụ đề tài)

Luận văn này sẽ tập trung nghiên cứu các nội dung sau:

Thu thập dữ liệu lịch sử khai thác, áp lực bơm hiện tại và thiết kế giếng ESP để lập mô hình từng giếng và toàn hệ thống, bao gồm các giếng hiện hữu trên mỏ, sử dụng phần mềm Pipesim.

 Từ phần mềm Pipesim, tiến hành công tác đánh giá, khớp (matching) dữ liệu phù hợp với thực tế khai thác, từ đó tiến hành đưa ra các kịch bản phân bổ lượng khí bơm ép có giới hạn cho các giếng sao cho đạt lưu lượng khai thác cao nhất cho các giếng

 Từ phần mềm Pipesim, tiến hành đánh giá hiệu quả của việc phân bổ khí bơm ép đồng thời tại các giếng khai thác bằng bơm điện chìm (ESP)

 Đánh giá hiệu quả kinh tế thu được từ việc tối ưu lượng khí phân bổ.

Tổng quan tình hình nghiên cứu trong nước và quốc tế (ưu điểm và hạn chế)

Nghiên cứu quốc tế

Mariana Carvalho, Argimiro Resende Secchi, and Miguel J Bagajewicz, xuất bản ngày 30/08/2016, Model Reformulation and Global Optimization of Oil Production Using Gas Lift, DOI: 10.1021/acs.iecr.6b00223, [1]

Nội dung bài báo đã tiến hành phân tích lưu lượng khai thác hiện tại của các giếng trong mỏ, từ đó lựa chọn phân bổ lại lưu lượng khí bơm ép (Gaslift) cho mỗi giếng làm sao cho tổng lưu lượng khai thác được từ các giếng là lớn nhất dựa trên mô hình toán học MINLP và RYSIA

Trong đó qoj là các giếng dầu khai thác bằng áp suất tự nhiên vỉa được nhưng có thể bơm ép khí (Gaslift) và qoi là các giếng dầu không khai thác được bằng áp suất vỉa tự nhiên mà phải cần bơm ép khí Ưu điểm: trong các mô hình tính toán có tính đến yếu tố độ ngập nước Áp dụng cho các giếng có áp suất vỉa thấp

Nhược điểm: cần phải thiết lập các mô hình ràng buộc phức tạp cho Backpressure, suy giảm áp suất, dòng chảy hai pha

Lamija Dzubur Andrea Sundby Langvik, tháng 06 năm 2012, luận văn thạc sỹ về Optimization of Oil Production – Applied to the Marlim Field, trường đại học Norwegian University of Science and Technology [2]:

Nội dung trong luận văn này tác giả ứng dụng thuật toán Branch & Bound trong mô hình MINLP và so sánh với phần mềm PIPESIM để tối ưu hóa khí bơm ép

𝑞 Ưu điểm: quá trình tính toán cho các kết quả chính xác

Nhược điểm: đòi hỏi cấu hình máy tính mạnh, nhiều ràng buộc khiến mô hình toán phức tạp hơn

Benjamin Julian Tứmte Binder, thỏng 06 năm 2012, luận văn thạc sỹ về Production Optimization in a Cluster of Gas-Lift Wells, trường đại học Norwegian University of Science and Technology [3]:

Nội dung trong luận văn này tác giả ứng dụng lập trình MATLAB cho các mô hình toán MINLP bao gồm: lập trình tuyến tính (LP), lập trình bậc hai (QP), lập trình phi tuyến tính (NLP) để tiến hành tối ưu khí bơm ép Ưu điểm: quá trình tính toán cho các kết quả chính xác và nhanh

Nhược điểm: đòi hỏi cấu hình máy tính mạnh, nhiều ràng buộc khiến mô hình toán phức tạp hơn, đòi hỏi phải tiến hành khảo sát giếng (welltest) liên tục

Ali A Garrouch, Mabkhout M, Al‑Dousari, Zahra Al‑Sarraf, xuất bản ngày 20/07/2019, A pragmatic approach for optimizing gas lift operations, tạp chí Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, doi.org/10.1007/s13202-019-0733-7 [4]:

Nội dung trong bài báo này các tác giả đã ứng dụng thuật toán mạng nơ ron hồi quy (general regression neural network – GRNN) để tính toán tối ưu lưu lượng bơm ép khí

Trong đó: f(x, y): hàm mật độ xác xuất chung

Di 2: Khoảng cách giữa X và mẫu huấn luyện thứ i (Xi) p: khoảng cách của vector X

Y: kết quả GRNN Ưu điểm: quá trình tính toán cho các kết quả chính xác và nhanh

Nhược điểm: mô hình toán phức tạp

Roshan Sharma, Kjetil Fjalestad, Bjứrn Glemmestad, năm 2012, Optimization of lift gas allocation in a gas lifted oil field as non-linear optimization problem, ISSN 1890 1328 [5]:

Nội dung trong bài báo này tác giả đã xây dựng hai phương pháp tối ưu khí bơm ép từ giải thuật solver của MATLAB và giải thuật thử sai (giảm lượng gaslift tuần tự trên mỗi giếng trong mô hình toán phi tuyến) Ưu điểm: quá trình tính toán trên MATLAB cho các kết quả chính xác và nhanh

Nhược điểm: mô hình toán phức tạp, ngoài ra phương pháp thử và sai cho độ chính xác không cao và mất thời gian

Edgar Camargo, José Aguilar, Addison Ríos, Francklin Rivas, Joseph Aguilar-Martin, năm 2008, bài báo về Nodal Analysis- based Design for Improving Gas Lift Wells Production, ISSN: 1790-0832 [6]:

Nội dung trong bài báo này tác giả đã sử dụng phương pháp phân tích điểm nút, từ đó đưa ra lưu lượng khí bơm ép tối ưu

Áp suất tại đầu giếng giảm dần khi dòng chảy đi từ vỉa đến giếng, từ giếng đến mặt đất theo phương trình: Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl Trong đó: ΔPy là suy giảm áp suất trong vỉa; ΔPc là suy giảm áp suất trong bộ hoàn thiện giếng; ΔPp là suy giảm áp suất tại đáy giếng; ΔPl là suy giảm áp suất trong ống khai thác Áp suất tại nút đầu vào là Pwh = Pws – ΔPy – ΔPc – ΔPp, còn áp suất tại nút đầu ra là Pwh = Psep + ΔPl Phương pháp này dễ tính toán và gần với các kết quả thực tế.

Nhược điểm: mô hình toán dễ có sai số

Ntherful, Ewireko Godfrey, Kwame Nkrumah, ngày 01/01/2014, Optimal Spline Based Gas-Lift Allocation Using Lagrange's Multiplier, International Journal of Engineering Research & Technology (IJERT), ISSN: 2278-0181 [7]:

Nội dung trong luận văn này tác giả đã dùng phương pháp toán tử Lagrange đa biến để tối ưu lưu lượng bơm ép khí

𝛼 𝜎 − 𝛼 𝜎 𝛼 𝜎 Ưu điểm: quá trình tính toán cho độ phù hợp dữ liệu quá khứ cao

Nhược điểm: mô hình toán dễ có sai số

Sun-Young Jung & Jong-Se Lim, xuất bản 28/09/2015, Optimization of gas lift allocation for improved oil production under facilities constraints, tạp chí Geosystem Engineering, doi.org/10.1080/12269328.2015.1084895 [8]:

Nội dung trong bài báo này tác giả đã tiến hành tối ưu hóa phân bổ lượng Gaslift để tối đa hóa lượng dầu khai thác bằng thuật toán di truyền trong điều kiện giới hạn của lượng khí Gaslift có tại mỏ, sản lượng dầu khai thác được dự đoán Phương pháp đa thức bậc n được sử dụng để khớp với đường cong hiệu suất gaslift theo công thức của Edwards, Marshall, & Wade, 1990; Huh, Park, Kang, & Kim, 2010

Phương trình lưu lượng tổng hợp sử dụng trong phương pháp hồi phục dầu bằng ép khí: Q = A + A Q ginj , + A Q ginj , + ⋯ + A Q ginj , = A Q ginj , trong đó Aj là các hệ số được xác định bởi phương pháp bình phương nhỏ nhất, Qi là sản lượng dầu và Qginj,i là lưu lượng bơm ép khí cho giếng i Ưu điểm của phương pháp này là đưa ra kết quả có độ tin cậy cao.

Nhược điểm: mô hình toán dễ có sai số và phức tạp

Muhammad aizuddin b mohammad roslan, xuất bản 09/2012, Gas Lift Optimization Of Bayan Wells Using Prosper, luận văn thạc sỹ trường Universiti Teknologi PETRONAS [9]:

Nội dung trong bài báo này tác giả đã tiến hành sử dụng công cụ Prosper của Schumbeger để tiến hành mô phỏng dòng vào và ra của giếng và nhóm giếng khi thay đổi lưu lượng Gaslift Ưu điểm: quá trình tính toán cho kết quả có độ tin cậy

Nhược điểm: mô hình toán phải hiểu quá trình các mô hình dầu để tiến hành Matching dữ liệu phù hợp với dữ liệu quá khứ

Jarjis Muhammad, xuất bản 04/05/2019, Production Optimization Using GasLift Technique, luận văn thạc sỹ trường Koya University [10]:

Nội dung trong bài báo này tác giả cũng sử dụng công cụ Prosper của hãng Schumbeger để tiến hành mô phỏng dòng vào và ra của giếng và nhóm giếng khi thay đổi lưu lượng Gaslift, nhưng có tính đến yếu tố lợi ích kinh tế khi tính toán so sánh NPV các phương án Ưu điểm: quá trình tính toán cho kết quả có độ tin cậy

Nhược điểm: mô hình toán phải hiểu quá trình các mô hình dầu để tiến hành Matching dữ liệu phù hợp với dữ liệu quá khứ ỉystein Kristoffersen, xuất bản 06/2017, Production Optimization of a field with ESP lifted wells, luận văn thạc sỹ trường Norwegian University of Science and Technology [11]:

Mô hình tối ưu hóa sau đó là một MILP (Hỗn hợp bài toán Quy hoạch tuyến tính số nguyên), một loại bài toán nổi tiếng trong tối ưu hóa lý thuyết mà trong thực tế có thể được giải một cách hiệu quả so với bài toán MINLP phi tuyến tính, mà không tồn tại thuật toán giải chung Phạm vi của công việc này là triển khai mô hình tối ưu hóa theo 2 cách khác nhau Microsoft Excel được sử dụng để tối ưu hóa mô hình mạng Tiếp theo mô hình tối ưu hóa được triển khai trong AMPL Pipesim được sử dụng làm mô hình mỏ để tối ưu Gaslift và ESP Ưu điểm: quá trình tính toán cho kết quả có độ tin cậy

Nhược điểm: mô hình toán phải thu thập nhiều dữ liệu, chậm trong quá trình vòng lặp tính toán

Mohammad Mojammel Huque, xuất bản 08/2017, Production Optimization of Rashidupur Gas Field, Bangladesh, tạp chí Journal of Chemical Engineering, IEB Vol 29, No 1 (2017) 34-39 [12]:

Nghiên cứu trong nước

Nguyễn Hải An, xuất bản năm 2019, Giải Pháp Tối Ưu Gaslift Tại Các Giàn Đầu Giếng Bể Cửu Long Với Hàm Lượng Nước Cao, Tạp chí Dầu khí số 8-2019, trang 29 – 36, ISSN-0866-854X [13]:

Nội dung trong bài báo này tác giả tiến hành dùng thuật toán Largange để tối ưu lượng khí bơm ép và tối đa khai thác tối đa lợi luận

Lượng khí nén cho cả cụm giếng biểu diễn bởi véc tơ cột với n chiều:

Công việc tối ưu khai thác dầu của cụm giếng thực chất là phân bổ hợp lượng khí nén tới các giếng để có lưu lượng khai thác dầu cao nhất theo công thức:

Max (𝑄 ) = Maxf 𝑄 Q: Lưu lượng chất lưu khai thác

V: Lưu lượng khí nén a, b, c: Các hệ số của hàm, được xác định trong quá trình Ưu điểm: quá trình tính toán cho kết quả có độ tin cậy và nhanh

Nhược điểm: mô hình toán phải thu thập nhiều dữ liệu khảo sát của giếng khai thác như hàm lượng nước, hệ số khí -dầu, áp suất miệng giếng liên tục được cập nhật

ThS Nguyễn Văn Tuân - PGS.TS Trần Văn Xuân - ThS Lê Ngọc Sơn -

KS Nguyễn Văn Quế - ThS Trương Tuấn Anh, Tạp chí Dầu khí [15]:

Nội dung trong bài báo này tác giả trình bày các thống kê ứng dụng của bơm ddienj chìm tại mỏ STV – Việt Nam Kết quả nghiên cứu cho thấy việc lắp bơm điện chìm là phù hợp và mang lại lợi ích kinh tế cho các giếng khai thác trong thân dầu móng với chỉ số khai thác cao khi hàm lượng nước xâm nhập lớn, tuy nhiên việc lắp bơm điện chìm cũng gây ra một số tác động không mong muốn cần xử lý như lưu lượng nước khai thác tăng đột ngột gây quá tải cho hệ thống xử lý nước ngoài giàn, việc khai thác lưu lượng cao từ các giếng lắp bơm điện chìm có thể gây sụt giảm sản lượng các giếng lân cận Ngoài ra, lắp bơm điện chìm cũng gây khó khăn nhất định trong công tác đo khảo sát giếng định kỳ, gây quá tải hệ thống cung cấp điện ngoài giàn

Nguyễn Di Tùng đã trình bày thiết kế tối ưu hóa lượng khí bơm ép (gaslift) cho giếng khai thác đa tầng tại hội nghị khoa học công nghệ toàn quốc về cơ khí - động lực năm 2017 Hội nghị diễn ra vào ngày 14 tháng 10 năm 2017 tại Trường Đại học Bách Khoa - Đại học Quốc gia TP HCM theo tài liệu tham khảo [16].

Nội dung bài báo sẽ trình bày phương pháp ứng dụng khai thác gas-lift liên tục cho giếng có nhiều tầng sản phẩm, việc quan trọng nhất chính là cần phải tìm được độ sâu lắp đặt van, số lượng van và tìm được lưu lượng khí bơm ép tối ưu Bằng việc tính toán theo lý thuyết thông qua phần mềm Excel và mô phỏng bằng phần mềm Pipesim cho thấy sự phù hợp đáng kể giữa lý thuyết tính toán và mô phỏng Ưu điểm: quá trình tính toán cho kết quả có độ tin cậy và nhanh

Nhược điểm: mô hình toán phải thu thập nhiều dữ liệu liên tục được cập nhật.

Tính mới và đóng góp của đề tài (Ý nghĩa khoa học và thực tiễn)

Ý nghĩa khoa học

Hiện nay, phương pháp khai thác dầu bằng bơm ép khí (gaslift) và bơm điện chìm (ESP) là một trong các phương pháp được sử dụng rộng rãi tại các mỏ dầu trong nước lẫn thế giới Các mỏ dầu đã qua giai đoạn khai thác đỉnh và đang ở giai đoạn suy thoái sản lượng dầu khí với hàm lượng nước (WCT) trong dòng sản phẩm ở mức rất cao Các giếng khai thác đã và đang áp dụng khai thác thứ cấp bằng bơm ép khí (gaslift) trên cơ sở sử dụng khí đồng hành làm khí nâng, được nén cao áp và cấp từ các giàn xử lý hoặc FPSO Theo thời gian, năng lượng vỉa giảm dẫn đến nhu cầu dùng khí gaslift để bơm ép cho các giàn đầu giếng tăng lên đáng kể trong khi khả năng nén và cung cấp khí gaslift có hạn nên có thể dẫn đến tình trạng thiếu hụt nguồn khí gaslift trong tương lai Hàm lượng nước trong chất lưu khai thác ngày càng tăng lên, lượng dầu khai thác được trên một đơn vị khí bơm ép (gaslift) cũng giảm đi đáng kể, cần thêm chi phí xử lý nước… ảnh hưởng lớn đến hiệu quả kinh tế của mỏ Vì vậy, việc đảm bảo hiệu quả sử dụng khí bơm ép (gaslift) cho các giàn đầu giếng ngày càng trở nên cấp thiết, đòi hỏi phải nghiên cứu, tối ưu hóa chế độ công nghệ cho từng loại giếng, lượng khí phân bổ cho các giếng trên toàn mỏ mà vẫn đảm bảo được sản lượng khai thác dầu trong từng giai đoạn khai thác của mỏ.

Ý nghĩa thực tiễn

Luận văn nghiên cứu cả các giếng đang khai thác dầu bằng bơm ép khí (gaslift) và bơm điện chìm (ESP) có bơm ép khí kết hợp để đưa ra các phương pháp tối ưu lưu lượng khí bơm ép (gaslift) cho các giếng đang khai thác để tối đa lưu lượng dầu khai thác được tại mỏ nhằm tối ưu chi phí sản xuất

Khi khai thác bằng bơm điện chìm, muốn tối ưu hóa lưu lượng cần phải tăng tần số lên mức tối đa và sẽ làm cho nhiệt độ của bơm tăng lên giá trị tới hạn, ảnh hưởng đến tuổi thọ của bơm

Xuất phát từ yêu cầu tăng sản lượng các giếng sử dụng bơm điện chìm, đồng thời giảm tải cho bơm ESP (giảm áp suất đầu ra, giảm tần số, công suất) giúp tăng tuổi thọ cho bơm trong khi vẫn đảm bảo tối ưu hóa sản lượng Đảm bảo thời gian sản xuất của giếng là liên tục, giếng vẫn khai thác bằng khí nâng trong trường hợp bơm điện chìm gặp sự cố, tránh trường hợp khi bơm dừng hoạt động mới kích hoạt bơm ép khí.

Tài liệu cơ sở của luận văn

Bài luận được xây dựng dựa trên các tài liệu chuyên ngành uy tín, bao gồm: "Luồng đa pha trong giếng khoan", "Hệ thống sản xuất dầu mỏ", "Tối ưu hóa sản xuất", "Sổ tay kỹ thuật", "Phương pháp phân tích hệ thống ứng dụng trong kỹ thuật dầu khí", "Tài liệu cơ sở khoan và khai thác" Ngoài ra, tác giả còn tham khảo thêm nhiều nguồn tài liệu khác để đảm bảo tính toàn diện và chính xác của nghiên cứu.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Hiện nay, các phần mền chuyên nghiệp như Pipesim, IPM, well flow… vẫn sử dụng các tương quan thực nghiệm cũng như các mô hình cơ học để tính toán Từ đó ta thấy được ý nghĩa của các mô hình dòng chảy trong giếng là bài toán thực tiến với tầm quan trong không nhỏ trong công tác thiết kế giếng cũng như một số lĩnh vực khác.

GIỚI THIỆU CHUNG VỀ MỎ X – Y VÀ DỮ LIỆU TÍNH TOÁN ĐẦU VÀO

Thiết bị công nghệ

Thiết kế giàn đầu giếng:

Bảng 1.1 Thông số kỹ thuật mỏ X – Y

WHP X Y Độ sâu nước (mét) 68,1 64,9

Thiết kế tuổi thọ giàn (năm):

Các hạng mục dưới nước

20 Cấu trúc giàn khai thác

Số giếng khai thác 12: 8 giếng khai thác, 4 giếng bơm ép nước 12: 10 giếng khai thác (6 ESPs), 2 giếng bơm ép nước Trọng lượng (Tấn):

Khối thượng tầng Ống cọc

Chiều cao (mét) tính từ mặt nước:

Sàn khai thác chính (Maindeck)

Sàn khai thác phụ (Sub-maindeck)

Bơm ép nước (bwpd) Áp suất bơm ép (kpa)

Bảng 1.2 Thông số đường ống nội mỏ X – Y

Các đường ống nội mỏ Từ Đến Chiều dài (m) Đường kính

(inch) Áp suất/Nhiệt độ thiết kế (kpa / o C)

Khai thác : 10 – 13,3 triệu bộ khối/ngày

Bơm ép :18 triệu bộ khối/ngày

Xuất bán : 8 triệu bộ khối/ngày

Sử dụng nội mỏ : 5 triệu bộ khối/ngày

Dữ liệu tính toán đầu vào

Thông số vị trí bơm ép khí:

Hình 1.2 Thông số vị trí bơm ép khí

Initial Pressure at Datum Depth (psia) 3201

Max BHFT at gauge (degF) 215.6

Initial Pressure Intereted at Gauge (psia) 3150

Dữ liệu khai thác các giếng:

Hình 1.4 Dữ liệu khai thác các giếng

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ KHAI THÁC VÀ PHÂN TÍCH ĐIỂM NÚT

Vỉa và khả năng cho dòng

Khả năng cho dòng của vỉa được coi là lưu lượng của dầu và khí với một áp suất đáy giếng cho trước, và áp suất đáy giếng là yếu tố quan trọng đối với khả năng cho dòng của vỉa Khả năng cho dòng của vỉa sẽ xác định loại hoàn thiện giếng và phương pháp khai thác nhân tạo được sử dụng Khả năng cho dòng của vỉa phụ thuộc vào các yếu tố: Áp suất vỉa

Bề dày khoảng cho dòng và độ thấm của vỉa

Loại bán kính vỉa và độ lớn bán kính

Tính chất chất lưu trong vỉa Điều kiện các vùng lân cận đáy giếng Độ thấm tương đối của vỉa

Khả năng cho dòng của vỉa có thể được mô hình toán học dựa trên các dạng cơ chế dòng chảy như dòng chảy tức thời, dòng chảy ổn định và dòng chảy giả ổn định Mối quan hệ giữa áp suất đáy giếng và lưu lượng khai thác có thể được mô tả bằng phương pháp toán học dựa trên cơ chế dòng chảy Mối quan hệ này được biết đến với tên gọi "Mối tương quan hiệu suất dòng vào" (IPR).

Khi một giếng thẳng đứng khai thác dầu với lưu lượng q, nó sẽ tạo ra một phễu áp suất có bán kính r xung quanh thân giếng Trong mô hình này, h là bề dày vỉa, k là khả năng thấm dầu theo phương ngang, ào là độ nhớt của dầu, Bo là thể tớch thành hệ, rw là bán kính của giếng, pwf là áp suất đáy giếng, p là áp suất vỉa ở khoảng cách r tính từ tâm giếng

Hình 2.1 Mô hình dòng chảy trong giếng [14]

Dòng chảy tức thời là dạng dòng chảy mà bán kính ảnh hưởng của áp suất giếng không đạt đến ranh giới vỉa Đặc điểm của giai đoạn dòng chảy tức thời là phễu áp suất phát triển nhỏ so với kích thước vỉa Điều này dẫn đến việc vỉa hoạt động như một vỉa vô cùng lớn khi xét theo góc độ phân tích áp suất nhất thời.

Giả sử dòng chảy là một pha, thì theo Dake (1978) lưu lượng khai thác cố định được diễn giải bằng công thức:

Pwf = pi – à x 𝑙𝑜𝑔𝑡 + 𝑙𝑜𝑔 ỉà − 3.23 + 0.87𝑆 (2.1) [14] Trong đó:

Pwf: áp suất đáy giếng, psia

Pi: áp suất vỉa ban đầu, psia

Q: lưu lượng dầu khai thác, thùng/ngày ào: độ nhớt của dầu, cp k: độ thấm của dầu, md h: bề dày vỉa, ft t: thời gian cho dòng, giờ ỉ: độ rỗng

Rw: bán kính giếng, ft

Earlougher (1977) đã đưa ra phương trình áp suất giếng không thay đổi: q = ( )

Phương trình này chỉ dùng cho phân tích hiệu suất giếng có dòng chảy tức thời Phương trình trên cho thấy lưu lượng dầu sẽ giảm theo thời gian, bởi vì bán kính phễu áp suất sẽ giảm theo thời gian, hay là sự sụt giảm áp suất (pi – pwf) tăng theo thời gian, áp suất vỉa sẽ suy giảm theo thời gian Đối với các giếng khí cho dòng chảy tức thời thì:

Trong đó qg là lưu lượng khai thác khí Mscf/d, T là nhiệt độ o R, và m(p) là áp suất giả ổn định của khí được định nghĩa theo công thức:

Dòng chảy trạng thái ổn định'' được định nghĩa là một chế độ dòng chảy trong đó áp suất tại bất kỳ điểm nào trong vỉa vẫn không đổi theo thời gian Điều kiện dòng chảy này chiếm ưu thế khi áp suất phễu đã lan truyền đến một áp suất không đổi ranh giới Ranh giới áp suất không đổi có thể là một tầng chứa nước hoặc một giếng phun nước, trong đó pe đại diện áp suất tại ranh giới áp suất không đổi Giả sử dòng chảy là đơn pha, mối quan hệ lý thuyết sau đây có thể là bắt nguồn từ định luật Darcy cho vỉa chứa dầu theo điều kiện dòng chảy trạng thái ổn định do áp suất biên không đổi tại bán kính re của giếng khoan:

2.1.4 Dòng chảy giả ổn định:

Dòng chảy giả ổn định được định nghĩa như là cơ chế dòng chảy trong đó áp suất ở một điểm bất kỳ trong vỉa suy giảm ở cùng một hằng số theo thời gian Định luật Darcy diễn giải dòng chảy này như sau:

Thời gian cho dòng để phễu áp suất có thể đạt đến bán kính biên

Bởi vì pe không được biết ở bất kỳ thời điểm nào thì áp suất vỉa trung bình sẽ theo công thức:

Trong đó 𝑝̅ là áp suất vỉa trung bình tính bằng psia

Nếu diện tích cho dòng không phải dạng hình tròn thì phương trình sau được sử dụng:

A: diện tích cho dòng, ft2 ɣ = 1.78 là hằng số euler

CA: hệ số hình dạng của dòng, 31,6 áp dụng cho dạng hình tròn

Hình 2.2 Cách xác định CA [14] Đối với giếng khí thì công thức sau được dùng:

Trong đó D: là hệ số dòng chảy phi Darcy, d/Mscf

2.1.5 Dòng chảy trong giếng ngang:

Dòng chảy tức thời, ổn định và giả ổn định trong giếng dầu ngang Theo Joshi (1988), ông đã trình bày mối liên hệ giữa dòng chảy ổn định trong giếng dầu nằm ngang với dòng chảy giả ổn định trong giếng dầu dạng đứng như sau:

KH: là độ thấm ngang trung bình, md

KV: độ thấm đứng, md

ReH: bán kính của diện tích cho dòng, ft

L: chiều dài của giếng ngang (L/2 Pbf), thì lưu lượng khai thác không phụ thuộc vào áp suất Đường cong IPR cho giếng đơn pha lỏng sẽ là một đường thẳng từ áp suất giếng đến áp suất điểm bọt khí Trong trường hợp áp suất điểm bọt khí bằng 0 psia, thì sẽ xảy ra dòng chảy mở tuyệt đối (AOF) khi áp suất giếng đạt giá trị lớn nhất.

2.2.2 LPR cho vỉa đa pha lỏng: Đường cong tuyến tính IPR Những phương trình thực nghiệm cho dạng đường cong IPR bao gồm phương trình Vogel (1968) được mở rộng bởi Standing (1971), phương trình Fetkovich (1973), Bandakhlia và Phương trình Aziz (1989), phương trình Zhang (1992), và phương trình Retnanto và Economides (1998) Phương trình Vogel vẫn được sử dụng rộng rãi Nó được viết dưới dạng:

Trong đó qmax là hằng số biểu thị khả năng cho dòng tối đa của vỉa hay còn gọi là AOF Khi đó qmax có thể được ước tính dựa trên áp suất vỉa và hiệu suất khai thác nằm trên điểm bọt khí Dòng chảy giả ổn định có:

Trong đó C và n là các hằng số thực nghiệm và C = qmax/𝑝̅ 2n

2.2.3 IPR cho các giếng dầu đa pha một phần:

Nếu áp suất vỉa và áp suất đáy giếng là trên áp suất điểm bọt khí Thì khi đó IPR là sự kết hợp của mô hình dòng chảy đơn pha và mô hình Vogel cho dòng đa pha

Hình 2.4 Mô hình Vogel cho đường IPR của giếng dầu đa pha một phần [14] Lưu lượng dòng chảy tại áp suất điểm bọt:

Lưu lượng dòng chảy dưới áp suất điểm bọt: Δ𝑞 = 𝑞 1 − 0.2 − 0.8 (2.25) [14]

Lưu lượng dòng chảy khi áp suất đáy giếng dưới áp suất điểm bọt:

Xây dựng đường cong IPR dựa trên kết quả thực tế

Như đã thấy trong các phần trước thì đường cong IPR cho một giếng có thể được xây dựng bằng cách dùng các tham số của vỉa như độ thấm thành hệ, độ nhớt chất lưu, diện tích thấm cho dòng, bán kính giếng và hệ số nhiễm bẩn và các tham số này là hằng số trong mô hình IPR Tuy nhiên, giá trị của các tham số này không phải lúc nào cũng có sẵn Do đó việc dựa vào kết quả thử nghiệm thực tế (giá trị lưu lượng khai thác và áp suất đáy giếng) thường được dùng để xây dựng một mô hình IPR

Việc xây dựng đường cong IPR thông qua các giá trị thực nghiệm để tính toán ngược lại các giá trị hằng số trên trong mô hình IPR Đối với dòng chảy đơn pha (dầu không bão hòa) thì mô hình hằng số J * có thể dựa vào công thức:

Trong mô hình Vogel, với vỉa đa pha, hằng số J* phụ thuộc trực tiếp vào áp suất đáy giếng pwf1 Cụ thể, nếu áp suất đáy giếng thực nghiệm pwf1 lớn hơn áp suất điểm bọt, hằng số J* được xác định theo công thức nhất định.

Nếu giá trị thực nghiệm của áp suất đáy giếng là nhỏ hơn áp suất điểm bọt thì mô hình hằng số J * sẽ theo phương trình:

(2.31) [14] Đối với vỉa đa pha (vỉa bão hòa), thì phương trình Vogel xây dựng đường cong IPR sẽ cho giá trị qmax như sau:

Chỉ số khai thác tại vị trí trên áp suất điểm bọt sẽ theo công thức:

Nếu mô hình Fetkovich được dùng thì ta cần hai điểm thực nghiệm để xác định:

Trong đó q1 và q2 là lưu lượng khai thác thực nghiệm tai hai giá trị áp suất đáy giếng pwf1 và pwf2 tương ứng

Các phương trình ở các phần trên thật sự hữu dụng để tạo ra đường cong IPR khi đã biết các chỉ số khai thác Ji * Mặc dù số các phương trình để ước tính Ji * cho các loại giếng là khác nhau, Ji * dựa trên kết quả thực nghiệm của mỗi tầng vỉa khai thác Nếu lưu lượng thực nghiệm qi tại áp suất giếng pwfi mà lớn hơn điểm bọt khí ở tầng vỉa khai thác I thì chỉ số khai thác Ji * theo công thức:

Khi lưu lượng thực nghiệm khí tại áp suất giếng đào pwfi nhỏ hơn áp suất điểm bọt tại tầng chứa khai thác i, chỉ số khai thác sẽ được tính theo công thức:

Mô hình IPR trong tương lai

Khả năng cho dòng của vỉa sẽ suy giảm theo thời gian Trong giai đoạn dòng chảy tức thời của vỉa đơn pha, sự suy giảm khai thác là do bán kính của phễu áp suất, tương ứng sự suy giảm áp suất (pi – pwf) dần tăng theo thời gian Tổng quan là biến thiên áp suất vỉa giảm theo thời gian Trong vỉa đa pha, khi áp suất vỉa bị cạn kiệt thì khả năng cho dòng của vỉa cũng suy giảm do sự suy giảm tương đối của độ thấm và sự tăng dần của độ nhớt dầu Các đường cong IPR trong tương lai khi đó sẽ được miêu tả bàng các phương trình Vogel và Fetkovich

Gọi Jp * và Jf * là các chỉ số khai thác trong hiện tại và tương lai Thì phương trình tương quan sau sẽ được sử dụng:

Trong đó 𝑝̅f là áp suất vỉa trong tương lai

Dạng tích phân của mối quan hệ dòng vào của vỉa từ nhiều dòng theo công thức:

Trong đó hàm f(p) là hàm áp suất Trường hợp dòng đa pha đơn giản nhất đó là áp suất biên pe tại vị trí biên re là hằng số, trong đó pe là nhỏ hơn áp suất điểm bọt do đó sẽ tạo dòng đa pha thông qua vỉa Trong trường hợp này f(p) sẽ có giá trị là , với kro là độ thấm tương đối của dầu ở điều kiện bão hòa tại áp suất p Trong phương pháp Fetkovich đã đưa ra giả thuyết rằng là hàm tuyến tính của áp suất p Nếu pi là áp suất thành hệ ban đầu ~ pe thì giả sử đường thẳng sẽ dạng công thức

Phương trình (2.46) có thể điều chỉnh trong trường hợp pe không phải là hằng số nhưng suy giảm tích lũy theo sự gia tăng của quá trình khai thác Giả sử Ji ’ sẽ suy giảm tương ứng sự suy giảm trung bình của áp suất vỉa (diện tích cho dòng) Do đó, khi áp suất tĩnh pe ( 2.100, hệ số ma sát Fanning có thể được ước lượng bằng các tương quan thực nghiệm Trong số các tương quan số học đó, tương quan của tác giả Chen (1979) có độ chính xác và rõ ràng tương tự như phương trình Colebrook-White (của Greogory và Fogarasi, 1985) mà phương trình này được dùng để tạo ra đồ thị hệ số ma sát trong ngành công nghiệp dầu khí Tương quan trong công thức của Chen có dạng:

+ (2.54) [14] Trong đó độ nhám tương đối ε = và δ là đọ nhám tuyệt đối của thành ống

Hệ số ma sát Fanning cũng có thể có được từ hệ số ma sát của Darcy-Wiesbach hay còn gọi là hệ số ma sát Moody (fM) Quan hệ giữa hệ số ma sát Fanning và Moody theo công thức:

Hình 2.6 Đồ thị hệ số ma sát Darcy-Wiesbach (Moody, 1944) [14]

2.5.2 Dòng chảy đa pha trong giếng dầu:

Hầu hết các giếng dầu thường chứa hỗn hợp khí, nước và cát, tạo thành dòng chảy đa pha Để mô hình hóa hiệu suất dòng chảy áp lực thời gian (TPR) trong các giếng dầu đa pha, cần phải sử dụng các mô hình dòng chảy đa pha do tính phức tạp của dòng chảy này Trong dòng chảy đa pha, áp suất trong ống khai thác chịu ảnh hưởng đáng kể bởi sự tương tác của các cơ chế dòng chảy khác nhau, gây ra sự phân bố thay đổi của dòng chảy.

Các cơ chế dòng chảy:

Hình 2.7 Cơ chế dòng chảy [14]

Như thấy trong hình trên, ít nhất có bốn cơ chế dòng chảy được xác định trong dòng hai pha lỏng – khí Chúng bao gồm dòng chảy bọt khí, dòng chảy lắng, dòng chảy cuộn, và dòng chảy vành xuyến Các cơ chế dòng chảy này hình thành trong việc gia tăng lưu lượng khí trong dòng chất lỏng Đối với dòng chảy bọt khí, pha khí xuất hiện dưới dạng các bọt boing bóng nhỏ liên tục trong pha lỏng Đối với dòng chảy lắng, pha khí hình thành các bọt khí lớn hơn chiếm một phần thành ống Trong dòng chảy cuộn, bọt khí lớn trở nên hỗn loạn dẫn đến mô hình dòng chảy rất hỗ loạn trong cả hai pha khí và lỏng Trong dòng chảy vành xuyến khí trở thành pha liên tục, khi đó dòng chảy lỏng bao bọc toàn bộ thành ống

Trong dòng chảy đa pha, phần trăm thể tích đường ống mà một pha chiếm giữ thường khác với phần trăm thể tích của pha đó trong toàn bộ dòng chảy Sự chênh lệch này xảy ra do sự khác biệt về mật độ giữa các pha, dẫn đến hiện tượng pha đặc hơn trôi xuống dưới theo dòng chảy ngược (pha nhẹ hơn di chuyển nhanh hơn pha đặc hơn) Do đó, phần thể tích tại chỗ của pha nhẹ sẽ lớn hơn phần thể tích tại đầu vào của pha đặc hơn (pha đặc hơn bị "giữ lại" trong đường ống so với pha nhẹ hơn) Cơ chế này được gọi là "giữ lỏng".

YL: giữ lỏng, hệ số ma sát

VL: thể tích pha khí trong ống, ft 3

V: thể tích đoạn ống, ft 3

Cơ chế giữ lỏng phụ thuộc vào cơ chế dòng chảy, tính chất chất lưu, đường kính và cấu hình ống Giá trị của nó chỉ được ước tính từ thực nghiệm

Một số lượng lớn các mô hình TPR được phát triển để phân tích dòng chảy đa pha trong các giếng thẳng đứng Brown (1977) đã trình bày tóm tắt các mô hình này

Các mô hình TPR cho các giếng có dòng đa pha gồm hai loại (1) mô hình dòng chảy đồng nhất và (2) mô hình dòng chảy riêng biệt Mô hình dòng chảy đòng nhất xử lý coi dòng đa pha như là một hỗn hợp đồng nhất và không xét đến việc giữ lỏng trong ống (không có hiện tượng trượt pha) Do đó, các mô hình này thường kém chính xác và thường được hiệu chỉnh tại điều kiện vận hành mỏ Điều thuận lợi nhất của các mô hình đồng nhất này chính là cơ chế cơ học tự nhiên mà nó mang lại Chúng có thể dùng cho cả 3 pha dầu-khí-nước và 4 pha dầu-khí-nước-cát

Khả năng cho dòng của giếng

Khả năng cho dòng của giếng được xác định bằng các kết hợp hiệu suất dòng vào giếng (IPR) và hiệu suất cho dòng của giếng (TPR) Phần này tập trung vào khả năng dự đoán lưu lượng dòng vào giếng “phân tích điểm nút”

Tính chất của chát lỏng tùy thuộc vào vị trí của áp suất và nhiệt độ trong hệ thống khai thác dầu và khí Để miêu tả dòng chất lưu trong hệ thống, thì cần thiết phải chia hệ thống thành các điểm nút (chia các thành phần thiết bị) Tính chất của chất lỏng sẽ được đánh giá Phân tích hệ thống để xác định lưu lượng khai thác và áp suất ở một điểm nút bất kỳ thì được gọi là “phân tích điểm nút” Phân tích điểm nút được thực hiện trên nguyên tắc áp suất là liên tục, nghĩa là, chỉ có duy nhất một giá trị áp suất từ các thiết bị hạ nguồn đến thượng nguồn Đường cong hiệu suất (quan hệ áp suất-lưu lượng) của các thiết bị thượng nguồn còn được gọi là “đường cong hiệu suất dòng vào vỉa”, đường cong hiệu suất của các thiết bị hạ nguồn còn được gọi là “đường cong hiệu suất dòng ra” Điểm giao của hai đường cong này được gọi là điểm vận hành hay điểm tối ưu Để thuận tiện cho việc dùng dữ liệu áp suất thực tế ở áp suất đáy giếng hoặc áp suất đầu giếng, phân tích điểm nút thường được thực hiện bằng cách dùng áp suất đáy giếng hoặc áp suất đầu giếng làm điểm nút phân tích

Phân tích điểm nút tại áp suất đáy giếng:

Khi áp suất đáy giếng được dùng làm điểm nút phân tích, thì hiệu suất dòng vào là phân tích mối quan hệ hiệu suất dòng vào giếng (IPR) và hiệu suất dòng ra giếng là quan hệ hiệu suất trong ống khai thác (TPR), nếu điểm đầu của ống khai thác được đặt tại đầu của khoảng cho dòng

Theo truyền thống, phân tích điểm nút ở đáy giếng được thực hiện bằng cách vẽ các đường cong IPR và TPR và điểm giao chính là điểm nút

Xét điểm nút tại áp suất đáy giếng của giếng dầu Phụ thuộc vào khoảng áp suất vỉa thì ta sẽ có các mô hình IPR khác nhau Nếu áp suất vỉa là trên áp suất điểm bọt, thì IPR dạng đường thẳng sẽ được dùng:

Dòng ra (TPR) có thể được diễn giải bằng nhiều mô hình khác nhau Mô hình đơn giản nhất là mô hình Poettmann–Carpenter:

Trong đó pwh và L là áp suất đầu ống khai thác và chiều dài giếng, khi đó lưu lượng khai thác tối ưu q và áp suất pwf tại điểm nút đáy giếng sẽ được xác định từ đồ thị phương trình (2.134) và (2.135) Điểm khai thác tối ưu:

Nếu áp suất vỉa là dưới áp suất điểm bọt thì khi đó phương pháp IPR theo Vogel được xử dụng:

Nếu dòng ra tai điểm nút được miêu tả bằng mô hình Guo–Ghalambor thì: 144𝑏 𝑝 − 𝑝 + ln −

Nếu áp suất vỉa là trên áp suất điểm bọt, nhưng áp suất đáy giếng nằm trong khoảng của áp suất điểm bọt, khi đó dòng IPR theo Vogel:

Nếu dòng ra của điểm nút (TPR) là theo mô hình Hagedorn-Brown Điểm nút tại đầu giếng:

Khi đầu giếng được dùng làm điểm nút phân tích, thì đường cong dòng vào giếng (WPR) là sự chuyển dạng của đường IPR tới đầu giếng thông qua TPR Đường cong dòng ra là tại choke của đầu giếng (CPR)

Phân tích điểm nút tại đầu giếng là giao điểm của hai đường WPR và CPR

Tùy thuộc vào khoảng áp suất vỉa thì ta sẽ có các mô hình IPR khác nhau Nếu áp suất vỉa nằm trên áp suất điểm bọt thì IPR là dạng đường thẳng:

Nếu TPR theo mô hình Poettmann–Carpenter:

Kết hợp phương trình ta có:

Diễn giải cho dòng vào tại vị trí đầu giếng

Nếu dòng ra tại choke (CPR) là:

Lưu lượng khai thác tối ưu cho điểm nút đầu giếng theo phương trình:

Lưu lượng khai thác tối ưu q và áp suất đầu giếng pwh tại điểm nút là đầu giếng khai thác là giao điểm của hai phương trình

Nếu áp suất vỉa là nhỏ hơn áp suất điểm bọt, thì IPR sẽ theo phương trình Vogel:

𝑝 = 0.125𝑝̅ 81 − 80 − 1 (2.69) [14] Đường dòng ra đầu giếng TPR theo mô hình Guo–Ghalambor:

Nếu áp suất vỉa là trên áp suất điểm bọt, nhưng áp suất cho dòng tại đáy giếng nằm trong khoảng dưới áp suất điểm bọt thì phương trình Vogel cho IPR như sau:

Phương pháp Hagedom-Brown trong phương trình trên có thể được dùng để chuyển đổi từ dòng IPR sang WPR Khi đó dòng CPR:

Lưu lượng dòng khai thác tối ưu q và áp suất đầu giếng phf có thể được xác định bằng đồ thị.

Dự báo khai thác

Với kiến thức về phân tích điểm nút, chúng ta có khả năng dự báo sản lượng khai thác của một giếng Điều này cho phép ước tính lưu lượng khai thác trong tương lai và tổng lưu lượng tích lũy của dầu khí Bằng cách kết hợp thông tin về giá dầu khí, kết quả dự báo có thể được sử dụng để đánh giá hiệu quả kinh tế.

Dự báo khai thác được thực hiện dựa trên nguyên lý cân bằng vật chất Lượng dầu và khí còn lại trong vỉa xác định quan hệ dòng vào IPR trong tương lai, từ đó xác định lưu lượng khai thác của các giếng Lưu lượng khai thác được dự đoán bằng cách dùng đường IPR và đường TPR

Dự báo khai thác sẽ được thực hiện cho các chu kỳ dòng chảy xác định dựa trên cơ chế dòng chảy và cơ chế năng lương vỉa Đối với thể tích vỉa dầu, sẽ có các chu kỳ sau:

Giai đoạn dòng chảy chuyển tiếp

Giai đoạn dòng chảy đơn pha giả ổn định

Giai đoạn dòng chảy hai pha giả ổn định

2.7.1 Khai thác dầu trong giai đoạn dòng chảy chuyển tiếp

Lưu lượng khai thác trong suốt giai đọn chuyển tiếp có thể được dự đoán bằng cách sử dụng phân tích điểm nút từ phương trình IPR chuyển tiếp và TPR trong dòng chảy ổn định Mô hình IPR cho các giếng dầu:

Phương trình (2.188) có thể được dùng để tạo ra các đường cong IPR cho một thời điểm t trong tương lai Thời gian để cho các sóng áp suất đạt đến ranh giới đường cong áp suất vỉa là:

Tương tự đường cong TPR thường được dùng trong giai đoạn dòng chảy chuyển tiếp bằng việc giả thuyết rằng tính chất dòng chảy duy trì không đổi trong giếng Tùy thuộc vào tỷ số khí-lỏng (GLR), thì mô hình TPR có thể được chọn từ một phương pháp đơn giản chẳng hạn như Poettmann–Carpenter và một phương trình phức tạp như Hagedorn–Brown Cần thiết phải lựa chọn một mô hình TPR hiệu quả dựa trên dữ liệu khảo sát chẳng hạn như khảo sát biến thiên dòng chảy tại vị trí các giếng 2.7.2 Khai thác dầu trong giai đoạn giả ổn định:

Khai thác dầu giai đoạn giả ổn định xảy ra do giãn nở chất lỏng tại vỉa dầu chưa bão hòa và hấp phụ khí tại vỉa dầu đã bão hòa Áp suất vỉa giảm đến áp suất điểm bọt khi đó vỉa dầu chưa bão hòa chuyển sang bão hòa Dòng chảy một pha thống trị trong vỉa dầu chưa bão hòa, dòng chảy hai pha thống trị trong vỉa dầu đã bão hòa Mô hình toán học được sử dụng để dự báo khai thác cho hai loại vỉa này, hoặc cùng một vỉa ở các giai đoạn phát triển khác nhau dựa trên áp suất vỉa Đường IPR thay đổi theo thời gian do bão hòa khí và tính chất dòng chảy biến động.

2.7.3 Khai thác dầu trong giai đoạn dòng chảy đơn pha:

Trong giai đoạn dòng chảy chuyển tiếp và thời gian chuyển tiếp, vỉa dầu liên tục cho dòng dầu đơn pha dụa trên điều kiện dòng chảy giả ổn định Đường cong IPR thay đổi theo thời gian bởi vì sự suy giảm của áp suất vỉa, trong khi đó đường TPR được coi là hằng số bởi vì tính chất chất lưu không có nhiều ý nghĩa khi trên áp suất điểm bọt Mô hình TPR có thể được chọn từ mô hình đơn giản của Poettmann– Carpenter cho đến mô hình phức tạp của Hagedorn–Brown Mô hình IPR:

Cơ chế năng lượng vỉa trên áp suất điểm bọt đóng vai trò quan trọng cho sự giãn nở của dầu do khả năng nén kém của dầu Khả năng nén đẳng nhiệt của dầu rất thấp, có nghĩa là khi áp suất của dầu tăng, thể tích của dầu chỉ giảm một lượng rất nhỏ Do đó, khi áp suất của dầu tăng trên áp suất điểm bọt, dầu bắt đầu giải phóng khí gas hòa tan, gây ra sự giãn nở đáng kể trong thể tích của dầu Sự giãn nở này giúp duy trì áp suất trong vỉa, cho phép dầu tiếp tục chảy ra khỏi vỉa giếng khoan.

Trong đó V là thể tích của chất lỏng trong vỉa và p là áp suất vỉa Hệ số nén đẳng nhiệt c là nhỏ và là hằng số trong vỉa dầu Giá trị của c có thể được tính toán bằng thực nghiệm

Trong đó Vi là thể tích vỉa bị chiếm bởi thể tích chất lỏng Thể tích chất lỏng V tại áp suất thấp hơn 𝑝̅ bao gồm thể tích chất lỏng còn lại Vi và thể tích chất lỏng đã khai thác:

Thay phương trình ta có:

Trong đó r là tỷ suất thu hồi Nếu dầu tai chỗ ban đầu N đã biết, thì tích lũy thu hồi (tích lũy khai thác) đơn giản sẽ là Np=rN Đối với trường hợp của vỉa không bão hòa, nước thành hệ và đá cũng sẽ nở ra khi áp suất suy giảm Do đó, độ nén c sẽ là độ nén tổng ct

Trong đó co, cw và cf là đọ nén của dầu, nước và đá và So, Sw là độ bão hòa của dầu và nước

Quy trình sau sẽ được thực hiện để dự báo khai thác trong suốt giai đoạn đơn pha:

Giả sử các giá trị áp suất vỉa trung bình 𝑝̅ nằm giữa áp suất vỉa ban đầu pi và áp suất điểm bọt pb Thực hiện phân tích điểm nút để ước tính lưu lượng khai thác q tai mỗi giá trị áp suất vỉa trung bình thì ta sẽ có lưu lượng khai thác trung bình 𝑞 trong khoảng áp suất từ áp suất ban đầu đến áp suất điểm bọt

Tính tỷ suất thu hồi r, lượng khai thác tích lũy Np tại mỗi áp suất vỉa trung bình và biến thiên lượng khai thác tích lũy ΔNp bên trong mỗi khoảng áp suất vỉa trung bình

Tính thời gian khai thác Δt cho mỗi khoảng áp suất vỉa trung bình Δt = ΔNp/𝑞 và thời gian khai thác tích lũy sẽ là t = ⅀ Δt

Khai thác dầu trong giai đoạn dòng chảy hai pha:

Dựa vào áp suất vỉa trung bình suy giảm tới giá trị áp suất điểm bọt, khi đó khí hòa tan sẽ trở thành khí tự do trong vỉa Vf khi đó cơ chế khí hòa tan sẽ trở thành cơ chế chính trong khai thác chất lỏng Dòng chảy giả ổn định hai pha dầu-khí bắt đầu chiếm ưu thế trong vỉa Cả hai đường IPR và TPR đều thay đổi theo thời gian bởi vì sự thay đổi tính chất của chất lưu, liên quan đến độ thấm và tỷ suất khí-lỏng (GLR) Phương pháp hiệu chỉnh Hagedorn–Brown sẽ được dùng trong mô hình TPR Còn IPR có thể được miêu tả bằng phương pháp Vogel

Các phương pháp khai thác nhân tạo

2.8.1 Phương pháp khí nâng (Gas lift):

Công nghệ áp dụng bơm khí để tăng lưu lượng khai thác dầu bằng cách bơm khí nén vào trong các phần bên dưới của ống khai thác thông qua khoảng không vành xuyến giữa ống chống-ống khai thác và các van xả khí nén được lắp đặt dọc theo ống khai thác Khí nén sẽ ảnh hưởng đến dòng chất lỏng theo hai cách: a) năng lượng giãn nở (đẩy) đẩy dầu lên trên bề mặt, b) khí sục hòa tan vào dầu làm cho mật độ hiệu dụng của chất lỏng nhẹ hơn và do đó dễ dàng lên bề mặt Ở đây có bốn cấp độ giếng mà có thể áp dụng phương pháp khí nâng:

Giếng có chỉ số khai thác PI cao, áp suất đáy giếng cao

Giếng có chỉ số PI cao, áp suất đáy giếng thấp

Giếng có chỉ số PI thấp, áp suất đáy giếng cao

Giếng có chỉ số PI thấp, áp suất đáy giếng thấp

Các giếng có chỉ số PI từ 0,5 trở xuống thì được gọi là các giếng khai thác thấp Các giếng có chỉ số PI lớn hơn 0,5 thì được gọi là các giếng có khả năng khai thác cao Áp suất đáy giếng cao có thể hỗ trợ cho cột chất lỏng đi lên khoảng 70% chiều sâu giếng Các giếng có áp suất vỉa thấp chỉ có thể hỗ trợ cột chất lỏng đi lên khoảng 40% chiều sâu giếng

Công nghệ khí nâng đã được áp dụng rộng rãi trong trong ngành dầu khí để khai thác cả các mỏ dầu có chứa cát và mỏ khí Các hình dạng ống khai thác cũng như chiều sâu của giếng đều không phải là vấn đề với công nghệ khí nâng Công nghệ này cũng được áp dụng cho các mỏ khai thác ngoài biển

Một hệ thống khí nâng hoàn chỉnh gồm có:- Trạm nén khí cung cấp khí nén.- Ống góp phun khí có cuộn cảm phun và bộ điều khiển bề mặt chu kỳ thời gian để điều chỉnh lưu lượng và thời gian phun khí.- Chuỗi ống với van dỡ tải và van vận hành cho phép kiểm soát dòng khí đến từng điểm nâng.- Buồng lỗ xuống cung cấp điểm nâng để nâng hạ vật thể.

Hình 2.8 Cấu hình của một giếng bơm ép khí [14]

Cấu hình một giếng bơm ép khí tiêu biểu như trong hình 2.10, bao gồm một van dở tải và van làm việc Có bốn lý do để đặt nhiều van trên giếng:

Chiều sâu khí bơm ép được sâu hơn bằng cách dùng dùng các van với áp suất bơm ép cố định trên bề mặt

Biến đổi năng suất giếng có thể đạt được bằng cách bơm có chọn lọc tại van khí có vị trí thấp hơn hoặc cao hơn trong chuỗi ống khai thác.

Thể tích khí bơm ép vào giếng có thể “đo lường” được thông qua các van

Phun khí ngắt quãng ở bộ sâu dần dần, van có thể được thực hiện để "khởi động" một giếng cho một trong hai dòng chảy liên tục hoặc không liên tục

Sự khác biệt then chốt giữa bơm khí bơm ép liên tục và không liên tục nằm ở đặc điểm dòng chảy của chất lỏng Bơm liên tục tạo ra dòng chảy ổn định, trong khi bơm không liên tục có dòng chảy bắt đầu và dừng, dẫn đến dòng chảy không ổn định.

Trong vận hành khí bơm ép liên tục, thể tích nhỏ khí có áp suất cao được đưa vào ống khai thác để sục khí hoặc làm nhẹ cột chất lỏng trong ống khai thác Điều này cho phép áp suất đáy giếng sẽ có sự hỗ trợ của khí bơm ép làm giãn nở cột chất lỏng giúp đưa chất lỏng lên bề mặt Để việc bơm ép khí hiệu quả, thì việc chỉ sử dụng một van duy nhất đặt tại vị trí sâu nhất đáp ứng áp suất bơm ép cho trước là điều mong muốn

Phương pháp bơm ép khí liên tục được dùng trong các giếng có chỉ số PI cao (≥ 0,5 stb/day/psi) và có áp suất vỉa khá cao so với độ sâu giếng Phương pháp bơm ép khí chu kỳ là phù hợp với các giếng có chỉ số PI cao và áp suất vỉa là thấp hoặc các giếng có PI thấp và áp suất vỉa thấp

Việc sử dụng bơm nén khí liên tục hoặc chu kỳ phụ thuộc vào thể tích chất lỏng khai thác, lượng khí nén có sẵn về thể tích và áp suất, cũng như điều kiện tầng chứa của giếng Ví dụ, khi sự sụt giảm áp suất đáy giếng BHP cao, có thể sử dụng bơm nén chu kỳ do chi phí xử lý cát đắt hoặc xảy ra hiện tượng mũ khí hoặc khí trong thành giếng.

Hình 2.11 miêu tả sơ đồ dòng chảy đơn giản của hệ thống khí nâng khép kín cho một giếng đơn theo phương pháp bơm ép chu kỳ

Một hệ thống bơm ép khí đơn giản bao gồm các thiết bị cơ bản Người vận hành hệ thống phải có kiến thức cơ bản để vận hành, lắp đặt và lựa chọn hệ thống bơm ép khí phù hợp.

Van làm việc chính Đường dây vận hành

Các thiết bị điều khiển bề mặt

Việc nghiên cứu hệ thống bơm ép khí giúp:

Phân tích dòng chất lỏng để đánh giá tiềm năng sử dụng bơp ép khí

Phân tích dòng khí để xác định các yêu cầu cho máy nén khí

Phân tích quy trình dở tải để xác định khoảng cách các van

Thiết kế lắp đặt cho các hệ thống bơm ép liên tục và chu kỳ Đánh giá tiềm năng bơm ép khí:

Bơm ép khí liên tục có thể đáp ứng tất cả các giếng cho mục đích duy trì mức độ áp suất giếng và ứng dụng đối với các giếng cá PI xấp xỉ 0,5 bbl/day/psi trở lên Đối với các giếng giá trị PI thấp hơn 0,2 bbl/day/psi cũng có thể dùng giải pháp bơm ép liên tục nếu áp suất bơm ép là có sẵn Bơm ép gián đoạn thường được áp dụng đối với các giếng có PI nhỏ hơn 0,5 bbl/day/psi

Các giếng bơm ép khí liên tục sẽ chuyển thành bơm ép gián đoạn sau khi áp suất vỉa giảm xuống dưới một mức xác định Do đó các giếng bơm ép khí chu kỳ thường cho lưu lượng khai thác thấp hơn các giếng bơm ép khí liên tục Việc quyết định dùng phương pháp bơm ép khí nào cho các giếng khai thác dầu là bắt đầu từ việc đánh giá tiềm năng sử dụng bơm ép khí theo phương pháp bơm ép liên tục Đánh giá tiềm năng ứng dụng bơm ép khí đòi hỏi phải phân tích hệ thống để xác định các điểm vận hành cho các giá trị bơm ép khí khác nhau sẵn có Nguyên lý là dựa trên một thực tế đó là ở đây chỉ có một giá trị áp suất tại một điểm nút trong hệ thống Áp suất được ước tính dựa trên thông tin từ đầu lên (dòng vào) hay dòng ra Phân tích điểm nút thường được chọn để đưa giá trị bơm ép khí vào ống khai thác

Tiềm năng của các giếng bơm ép khí được kiểm soát bằng lưu lượng khí bơm ép hay tỷ suất khí-lỏng (GLR) Bốn dạng lưu lượng bơm ép khí là hiệu quả trong vận hành lắp đặt khí bơm ép:

Tối ưu khai thác

Thuật ngữ “tối ưu khai thác” được dùng để miêu tả các quá trình khác nhau trong ngành công nghiệp khai thác dầu khí Một định nghĩa chặt chẽ về thuật ngữ này chưa được tìm thấy trong tài liệu Cuốn sách của Begss (2003) ''Tối ưu hóa sản xuất bằng phân tích điểm nút NODAL'' trình bày một phương pháp phân tích hệ thống (được gọi là phân tích NODAL hoặc phân tích Nodal) để phân tích hiệu suất của hệ thống sản xuất Mặc dù toàn bộ hệ thống sản xuất được phân tích dưới dạng một đơn vị tổng thể, các bộ phận tương tác, mạch điện, hệ thống đường ống khai thác phức tạp, máy bơm và máy nén được đánh giá riêng lẻ bằng phương pháp này Các vị trí có lực cản dòng chảy quá mức hoặc sụt áp ở bất kỳ phần nào của mạng lưới đều được xác định

Theo hiểu biết tốt nhất của chúng tôi, tối ưu hóa sản xuất có nghĩa là xác định và triển khai các giá trị tối ưu của các thông số trong hệ thống sản xuất để tối đa hóa tốc độ sản xuất hydrocarbon (hoặc doanh thu chiết khấu) hoặc để giảm thiểu chi phí vận hành trong các ràng buộc kinh tế và kỹ thuật khác nhau Bởi vì một hệ thống có thể được định nghĩa khác nhau nên việc tối ưu hóa sản xuất có thể được thực hiện ở các cấp độ khác nhau như cấp độ giếng, cấp độ nền tảng/cơ sở và cấp độ hiện trường Chương này mô tả tối ưu hóa sản xuất của các hệ thống được xác định là:

Giếng cho dòng tự nhiên

Giếng dùng bơm ép khí

Hệ thống ống khai thác

Hệ thống bơm ép khí

Các thiết bị khai thác

Trong hệ thống khai thác dầu có rất nhiều cách tiếp cận khác nhau và công nghệ khác nhau được dùng để tối ưu khai thác Và cũng tính đến yếu tố hiệu quả kinh tế Giếng cho dòng tự nhiên:

Giếng cho dòng tự nhiên có thể là một hệ thống đơn giản nhất trong bài toán tối ưu khai thác Lưu lượng khai thác từ các giếng được miêu tả bằng dòng vào, kích thước ống khai thác, và áp suất đầu giếng được kiểm soát bởi kích thước choke Bởi vì áp suất đầu giếng thường bị ràng buộc bởi các yêu cầu về thiết bị bề mặt

Hiệu suất dòng vào giếng thường được cải thiện bằng kỹ thuật mô phỏng giếng bao gồm xử lý acid và nứt vỉa thủy lực Trong khi xử lý acid là hiệu quả đối với vỉa có độ thấm cao với hệ số nhiễm bẩn, còn nứt vỉa thủy lực có hiệu quả kinh tế hơn đối với các vỉa có độ thấm thấp Các phương trình dòng vào được phân từ dòng xuyên âm có thể được dùng để dự đoán hiệu suất dòng vào của giếng được xử lý acid Phương trình được phân từ dòng tuyến tính đến dòng xuyên âm có thể được dùng để dự đoán khả năng cho dòng của giếng áp dụng nứt vỉa thủy lực

Hình 2.35 miêu tả mối quan hệ dòng vào (IPR) của giếng trước và sau khi mô phỏng Cho thấy rằng hiệu quả của mô phỏng làm giảm quá trình tăng áp suất đáy giếng Do đó sau khi mô phỏng dự đoán khả năng cho dòng của giếng Phân tích điểm nút cần được thực hiện Điểm khai thác tối ưu của giếng được mô phỏng và giếng không được mô phỏng sẽ được so sánh

Hình 2.16 So sánh đường cong hiệu suất khai thác (IPR) của giếng trước và sau khi thực hiện mô phỏng

Không phải là cứ đường kính ống khai thác càng lớn thì khả năng cho dòng của giếng càng lớn Bởi vì ống khai thác càng lớn càng làm giảm hiệu quả bơm ép khí Ngoài ra đường kính ống khai thác lớn còn làm giảm khả năng tải chất lỏng của giếng khí do sự không tương thích của động nhiệt học của dòng khí cần thiết để đẩy chất lỏng Kích thước ống khai thác tối ưu sẽ giảm tổn thất áp suất do ma sát và do đó lưu lượng khai thác tối đa Phân tích điểm nút có thể vẽ các đường cong hiệu suất khai thác trong ống khai thác và từ đó xác định kích thước ống khai thác tối ưu

Tối ưu khai thác của một giếng đơn bơm ép khí chủ yếu tập trung vào việc xác định lưu lượng bơm ép khí tối ưu Lưu lượng khí bơm ép tối ưu có thể được xác định từ đường cong hiệu suất bơm ép, mà đường cong này có thể được xác định bằng cách tạo ra phân tích điểm nút từ các phần mềm ví dụ như Pipesim, WellFlo

Hình 2.17 Đường cong hiệu suất khai thác trong ống khai thác

Hình 2.18 Đường cong hiệu suất giếng bơm ép khí

2.9.2 Cách tiếp cận tối ưu khai thác: Để tối ưu khai thác tại mỏ thì có hai cách tiếp cận đặc trưng sau: a) cách mô phỏng; b) cách tối ưu thử nghiệm

Cách tiếp cận tối ưu bằng mô phỏng:

Phương pháp mô phỏng là một loại phương pháp thử và sai Một chương trình máy tính mô phỏng các điều kiện dòng chảy (áp suất và tốc độ dòng chảy) với các giá trị cố định của các biến trong mỗi lần chạy Tất cả các giá trị tham số được nhập thủ công trước mỗi lần chạy Các kịch bản khác nhau được nghiên cứu với các bộ dữ liệu đầu vào khác nhau Lời giải tối ưu cho một bài toán cho trước được lựa chọn trên cơ sở kết quả của nhiều lần chạy mô phỏng với các giá trị tham số khác nhau Vì vậy, cách tiếp cận này tốn nhiều thời gian hơn

Phương pháp tối ưu hóa là một loại phương pháp dựa trên trí tuệ tiếp cận Nó cho phép một số giá trị của tham số được xác định bởi chương trình máy tính trong một lần chạy Các giá trị tham số được tối ưu hóa để đảm bảo hàm mục tiêu được tối đa hóa (lưu lượng khai thác là hàm mục tiêu) hoặc tối thiểu hóa (chi phí là hàm mục tiêu) dưới các ràng buộc kỹ thuật hoặc kinh tế nhất định Rõ ràng, phương pháp tối ưu hóa hiệu quả hơn phương pháp mô phỏng

Quy trình tối ưu khai thác:

Quy trình sau đây có thể được tuân theo trong sản xuất tối ưu hóa:

Xác định mục tiêu chính của nghiên cứu tối ưu hóa Các mục tiêu có thể là tối đa hóa tổng lượng khai thác dầu/khí hoặc giảm thiểu tổng chi phí vận hành

Xác định phạm vi (ranh giới) của mạng lưới khai thác

Dựa trên đặc điểm của mạng lưới khai thác và loại chất lỏng, chọn một chương trình máy tính (phần mềm)

Tổng hợp các giá trị thông số của các thành phần/thiết bị trong mạng lưới khai thác dầu khí bao gồm hiệu suất dòng giếng, kích thước ống khai thác, kích thước choke, kích thước ống công nghệ, công suất bơm, mã lực máy nén, v.v nhằm giám sát, tối ưu hóa và kiểm soát hoạt động khai thác.

Thu thập thông tin chất lỏng bao gồm thành phần chất lỏng và các thuộc tính tại các điểm khác nhau trong mạng lưới khai thác

Thu thập thông tin dòng chất lỏng phản ánh điểm vận hành hiện tại, bao gồm áp suất, lưu lượng dòng chảy, và nhiệt độ tại tất cả các điểm đo

Xây dựng mô hình máy tính cho mạng khai thác

Hiệu chuẩn mô hình cho mỗi giếng/thiết bị trong mạng khai thác bằng cách mô phỏng và hiệu chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành hiện tại của giếng/thiết bị

Hiệu chuẩn mô hình tối ưu ở mức độ các thiết bị bằng cách mô phỏng và hiệu chỉnh các điểm vận hành hiện tại của thiết bị

Hiệu chuẩn mô hình tối ưu ở mức độ toàn mỏ bằng cách mô phỏng và hiệu chỉnh các điểm vận hành hiện tại của mỏ

Chạy mô phỏng cho các trường hợp khác nhau

Chạy tối ưu cho các mô hình

Thực hiện kết quả tối ưu với các phương pháp vòng lặp mở và vòng lặp đóng

Các phần mềm tối ưu khai thác:

XÂY DỰNG MÔ HÌNH KHAI THÁC CÁC GIẾNG, PHÂN BỔ LƯỢNG KHÍ GASLIFT TỐI ƯU KHAI THÁC CHO CÁC GIẾNG

Tổng quan

Mô hình hóa đại diện dữ liệu khai thác và điều kiện hoạt động cốt lõi cho toàn bộ quy trình sản xuất, quản lý giếng và thiết bị khai thác tại mỏ X-Y Giải pháp mô phỏng dòng chảy đa pha cho giếng và đường ống (PIPESIM) được sử dụng nhằm mô hình hóa sản xuất, thể hiện chính xác nhất tiềm năng khai thác của mỏ Mô hình bao gồm 15 giếng khai thác thực tế, hệ thống đường ống thu gom, đường đứng và giàn khai thác Nhóm mô hình đã hiệu chỉnh chính xác từng phần của mô hình thông qua quy trình công việc được thiết kế chuyên biệt Với mô hình đã hiệu chỉnh, nhóm có thể hỗ trợ ra quyết định hàng ngày và định lượng khả năng tối ưu hóa sản lượng Khả năng tối ưu hóa của PIPESIM giúp nghiên cứu các kịch bản tối ưu bơm ép khí và xác định các lợi ích khai thác tiềm năng.

Việc phân bổ một cách hợp lý tổng lượng khí bơm ép giới hạn hiện tại Mô hình mô phỏng khai thác đã chỉ ra rằng tiềm năng có thể tăng khoảng 500 thùng dầu/ngày bằng cách phân bổ lại lượng khí bơm ép cho các giếng theo cách hợp lý hơn

Lượng dầu thu thêm khi tăng lượng khí bơm ép có sẵn Mô hình khai thác cho thấy rằng lượng dầu sẽ tăng lên thêm nếu ta phân bổ bơm ép khí cho các giếng hợp lý

Một vài các đề xuất để cải thiện sự chính xác của mô hình mô phỏng cũng đã được đưa ra, các giải pháp trong tương lai cũng được đưa ra để tối ưu hệ thống khai thác hiện tại và tăng hiệu quả quản lý mỏ.

Thực hiện mô hình hóa hệ thống khai thác

Quá trình mô hình hóa được thực hiện dựa trên ba (03) thành phần chính: Hiệu chỉnh dữ liệu giếng với điều kiện thực tế, xây dựng mô hình mạng lưới các giếng khai thác và các trường hợp tối ưu khí bơm ép

3.2.1 Xây dựng mô hình giếng đơn và hiệu chỉnh dữ liệu giếng khai thác phù hợp thực tế:

Bước đầu tiên để đạt được mục tiêu tối ưu hóa khai thác chính là xây dựng mô hình giếng khai thác đơn và tiến hành khớp dữ liệu khai thác thực tế Quá trình này sẽ bao gồm thu thập dữ liệu giếng, xây dựng mô hình giếng, chuẩn hóa dữ liệu thực tế

3.2.2 Thu thập dữ liệu giếng Để đạt được mục tiêu chuẩn hóa dữ liệu thực tế của giếng thì chất lượng dữ liệu và tính đầy đủ của dữ liệu là cần thiết Dưới đây là danh sách các dữ liệu cần thiết:

Bảng 3.1 Các dữ liệu cần thiết cho chuẩn hóa mô hình giếng

Dữ liệu cần thiết Miêu tả

Dữ liệu PLT/FGS Thông số này để thực hiện quá trình chuẩn hóa mô hình giếng

Dữ liệu thử vỉa (Test Data)

Dữ liệu kiểm tra giếng, bao gồm thông tin về giá trị áp suất và nhiệt độ, đóng vai trò là đầu vào trực tiếp để hiệu chuẩn mô hình giếng Thêm vào đó, chiều sâu lỗ khoan cũng là một thông số cần thiết trong quá trình hiệu chuẩn này.

Dữ liệu áp suất, nhiệt độ thể tích (PVT Data) Dữ liệu PVT chính là thông số đầu vào cho phần mềm PIPESIM để tạo ra mô hình chất lỏng trong giếng Áp suất vỉa (Reservoir

Áp suất giếng lưu là áp suất ban đầu được sử dụng trong mô hình giếng, đồng thời cũng là một trong những điểm áp suất quan trọng cần hiệu chuẩn trong mô hình giếng để đảm bảo tính chính xác của các kết quả thu được.

(Temperature profile) Được dùng để cung cấp thông tin về nhiệt độ trong mô hình (từ vỉa cho đến hệ thống đường ống)

Thông số độ lệch giếng

(Deviation Survey) Được dùng như thông số đầu vào cho mô hình ống khai thác Bộ dữ liệu này cung cấp các thông tin về độ sâu và cấu hình của giếng trong phần mềm PIPESIM

(Wellbore Schematic) Được dùng để cung cấp các thông tin đường kính trong và độ sâu của giếng Điểm bơm ép khí hiện tại

(Current gas lift injection point) Được dùng để đưa vào xác định điểm bơm ép khí trong ống khai thác và điểm tại đó hệ thống bơm ép khí được đặt trong mô hình giếng

Thông số IPR từ vỉa vào giếng (Chỉ số khai thác PI) Chỉ số này cung cấp từ các thông tin vỉa từ đáy giếng đến đầu giếng.

Xây dựng mô hình giếng khai thác

Quá trình này để thực hiện xây dựng mô hình khai thác cho một giếng đơn trong phần mềm PIPESIM

Tất cả các thông số đầu vào của giếng được áp dụng như là giếng dạng thẳng đứng Giếng được hoàn thiện theo dạng thẳng đứng, các thông số quan hệ dòng vào (bbls/d/psi)

Các mô hình giếng khoan được giả định dựa vào độ sâu chuẩn của áp suất vỉa Điều này sẽ đảm bảo rằng áp suất dòng chảy ở đáy giếng và áp suất vỉa chứa có cùng độ sâu; do đó sẽ không có hiện tượng lệch do cột áp thủy tĩnh

Giả định rằng khí bơm ép được đặt ở vị trí bơm ép sâu nhất, và đã biết điểm bơm ép tối ưu

3.3.2 Thông số dữ liệu đầu vào cần thiết

Quá trình xây dựng mô hình khai thác cho một giếng đơn trong PIPESIM sẽ cần bộ năm (05) bước/dữ liệu đầu vào như sau:

Hình 3.1 Các bước xây dựng mô hình khai thác giếng đơn

Tạo mô hình khai thác cho giếng đơn

Mô hình khai thác cho giếng đơn trong PIPESIM cần có ba (03) thành phần chính: Mô hình choke ở đầu giếng, mô hình ống khai thác, mô hình hoàn thiện giếng Hình bên dưới là mô hình thô của giếng khai thác chưa nhập dữ liệu i Xây dựng mô hình ii Nhập dữ liệu đầu vào cho ống khai thác iii Nhập dữ liệu đầu vào cho vỉa v Nhập các tính chất chất lưu iv Nhập dữ liệu đầu vào cho Choke

Hình 3.2 Mô hình giếng khai thác đơn chưa nhập dữ liệu Đối với mô hình này, áp suất dòng vào giếng chính là áp suất vỉa, trong khi áp suất đầu ra giếng chính là áp suất dòng được đo Ống khai thác trong mô hình này chính là ống khai thác và điểm cuối của ống khai thác chính là choke

Dữ liệu đầu vào của ống khai thác

Thông số khảo sát độ lệch giếng

Dữ liệu độ lệch giếng được lấy từ dữ liệu khoan giếng TVD/MD cuối cùng được cung cấp tương ứng với độ sâu chuẩn mà áp suất vỉa được báo cáo

Hình 3.3 Mô hình dữ liệu khảo sát giếng

Hình 3.4 Đồ thị về độ lệch giếng (Well deviation view in PIPESIM)

Từ sơ đồ hoàn thiện giếng, các thông số liên quan để xây dựng mô hình ống khai thác trong PIPESIM là đường kính trong giếng (ID) Các thay đổi của đường kính trong ống khai thác

Hình 3.5 Sơ đồ hoàn thiện giếng

Thông số đường kính trong của ống được nhập như bên dưới:

Hình 3.6 Đường kính trong ống khai thác

Trong phần mềm PIPESIM, người dùng có thể nhập thông số chi tiết của hệ thống bơm ép khí cũng như cấu hình bơm điện chìm (ESP) Tuy nhiên, để tối ưu hóa lượng bơm ép khí, cần sử dụng điểm bơm ép sâu nhất lấy từ sơ đồ hoàn thiện giếng.

Hình 3.7 Điểm bơm ép khí

Thiết lập tính chất thiết bị bơm ép chẳng hạn như lưu lượng khí bơm ép, tỷ trọng riêng của khí, nhiệt độ của khí bơm ép tại bề mặt

Hình 3.8 Các tính chất của khí bơm ép Đối với các giếng có bơm điện chìm (ESP), các thông tin về ESP có thể được nhập

Hình 3.9 Điểm đặt bơm điện chìm (ESP)

Các tính chất của bơm điện chìm (ESP) chẳng hạn như thông tin nhà sản xuất, tốc độ quay thiết kế, số cấp bơm, hệ số đầu bơm

Hình 3.10 Các đặc tính của bơm điện chìm (ESP)

Thông số khảo sát địa nhiệt

Nhiệt độ địa nhiệt biến thiên tùy theo độ sâu của giếng Nhiệt độ đầu giếng cố định là 30 độ C, nhiệt độ mực nước biển là 27 độ C, nhiệt độ đáy biển là 25 độ C Tuy nhiên, nhiệt độ vỉa, tức là nhiệt độ ở tầng chứa dầu khí, có thể thay đổi tùy thuộc vào từng giếng cụ thể.

Hình 3.11 Nhập biến thiên địa nhiệt trong mô hình PIPESIM

Thông số đầu vào cho tính chất vỉa

Chỉ số khai thác (PI) được dùng làm chỉ số PI của giếng trong mô hình dòng vào giếng (IPR) Đối với những giếng vượt qua vùng áp suất điểm bọt khí, tùy chọn sử dụng phương trình Vogel là hợp lý

Hình 3.12 Các tính chất vỉa

Nhập thông số dữ liệu choke

Dữ liệu choke cũng là cần thiết nhập vào mô hình giếng khai thác

Hình 3.13 Định nghĩa các tính chất của Choke

Chỉ có kích thước cỡ côn của choke là được nhập vào, các giá trị khác là mặc định trong PIPESIM

Nhập thông tin tính chất chất lưu

Tính chất tiêu biểu là Black Oil: phần trăm nước (water cut), tỷ số khí dầu (GOR), tỷ trọng riêng của khí & nước và giá trị API

Đối với các giếng có nhiều dữ liệu PVT hơn, có thể sử dụng tùy chọn "Dữ liệu hiệu chuẩn nâng cao" trong mô hình giếng đơn Tùy chọn này cho phép nhập dữ liệu PVT trực tiếp vào mô hình, giúp cải thiện độ chính xác của mô hình hóa tính chất chất lỏng.

Tất cả các mô hình giếng đơn đều sử dụng hiệu chuẩn duy nhất dựa trên dữ liệu PVT Có một số điểm ở hai giai đoạn chính được nhập: tại/dưới điểm bọt khí

Hình 3.15 Đầu vào dữ liệu hiệu chuẩn

Sau khi thực hiện năm (05) bước nhập dữ liệu cho tất cả các giếng Tùy thuộc vào dữ liệu có sẵn của mỗi giếng, các giếng sẽ được hiệu chỉnh tương ứng với các trường hợp khác nhau.

Các trường hợp hiệu chỉnh mô hình giếng

Để bắt đầu quá trình hiệu chỉnh mô hình giếng, nguyên tắc tiến hành hiệu chuẩn như sau:

Hình 3.16 Quy trình hiệu chuẩn dữ liệu mô hình giếng

Quy trình hiệu chuẩn bắt đầu với hiệu chuẩn giá trị áp suất, yếu tố quan trọng ảnh hưởng đến mô hình Đặc tính áp suất giếng chịu tác động của tương quan dòng chảy đa pha từ vỉa đến đầu giếng PIPESIM cung cấp nhiều tương quan dòng chảy dựa trên các công thức khác nhau; tương quan có độ lệch thấp nhất giữa áp suất mô phỏng và đo được sẽ được lựa chọn sử dụng.

Nếu đã tiến hành khớp dữ liệu áp suất nhưng vẫn chưa được kết quả tốt thì tiếp theo là thay đổi hệ số ma sát và hệ số giữ lỏng sẽ là bước đánh giá tiếp theo Sai số cho các thông số này nằm trong khoảng từ 0,8 đến 1,2 để giữ cho mô hình sát với thực tế nhất

Nhiệt độ sẽ là thông số hiệu chuẩn tiếp theo, tập thông số nhiệt độ sẽ phụ thuộc vào nhiệt độ của môi trường xung quanh giếng, được gọi là nhiệt độ môi trường xung quanh Giá trị U được đặt mặc định trong PIPESIM là 2 Btu/hr/ft2/F với giả định giếng không được cách nhiệt, ta sẽ thay đổi giá trị U dọc theo giếng cho đến khi đạt được khoảng cách thấp nhất giữa các điểm nhiệt độ mô phỏng và nhiệt độ đo được

Sau khi đã hiệu chuẩn xong giá trị nhiệt độ ta cần thiết phải kiểm tra lại giá trị hiệu chuẩn áp suất trước đó để đảm bảo rằng cả áp suất và nhiệt độ đều được hiệu

Hiệu chuẩn giá trị áp suất Bằng cách chọn tương quan dòng chảy khác nhau

Hiệu chuẩn tập dữ liệu nhiệt độ Bằng cách thay đổi giá trị hệ số nhiệt

Hiệu chuẩn hệ số Choke Bằng cách thay đổi từng cái một, tương quan tới hạn giá trị choke

Kiểm tra kết quả Hiệu chuẩn IPR mô hình Bằng cách phân tích độ nhạy chỉ số khai thác PI chuẩn

Tiếp theo, hiệu chuẩn giá trị choke được thực hiện nhằm tìm mối tương quan giữa áp suất trước và sau choke Tương tự như hiệu chuẩn áp suất, phương pháp thử và sai được sử dụng với các giá trị tương quan khác nhau trong PIPESIM Mục tiêu là tìm ra tương quan phù hợp nhất, mang lại độ lệch nhỏ nhất giữa giá trị mô phỏng và áp suất đo được ở các vị trí xung quanh choke.

Việc hiệu chuẩn mô hình IPR là bước tiếp theo Khi có được giá trị áp suất vỉa, nên chỉ có cơ hội tác động đến việc giảm áp suất của giếng để phù hợp với cả áp suất vỉa và áp suất đáy giếng Áp suất giảm đó có thể được thay đổi bằng cách thay đổi chỉ số khai thác của giếng vì tất cả các mô hình giếng đều sử dụng mô hình IPR đơn giản nhất trong PIPESIM, mô hình Well PI Độ nhạy của PI sẽ thu được để tìm giá trị phù hợp nhất về áp suất giảm giữa áp suất vỉa và áp suất đáy giếng

Và phần cuối của quy trình, chúng ta phải kiểm định lại các mô hình đã hiệu chỉnh so với các dữ liệu gần nhất đo được trước khi tiến hành công tác tối ưu giếng

Tại mỏ X-Y, sẽ có 15 mô hình giếng và được phân thành hai nhóm Quá trình hiệu chuẩn dữ liệu cho mỗi nhóm theo hai trường hợp sau:

Trường hợp 1 – Hiệu chỉnh dữ liệu mô hình giếng có bơm ép khí dựa vào dữ liệu khảo sát giếng

Tại mỏ LAM SON JOC, các giếng khoan hiện hữu phần lớn đã được trang bị các hệ thống đo lưu lượng lắp đặt cố định dưới đáy giếng, cung cấp dữ liệu đo liên tục về áp suất và nhiệt độ tại đáy giếng Quá trình hiệu chỉnh mô hình giếng nhằm phù hợp với dữ liệu đo tại đáy giếng được thực hiện thông qua hai bước:

Hình 3.17 Quy trình hiệu chuẩn dữ liệu mô hình giếng khi có dữ liệu khảo sát giếng Để so sánh giá trị đo được và giá trịn tính toán trên mô hình, thì ta cần thiết phải thêm dữ liệu đo áp suất và nhiệt độ vào trong mô hình PIPESIM

Bảng 3.3 Ví dụ về nhập dữ liệu áp suất và nhiệt độ vào mô hình PIPESIM

MD (m) Áp suất (psig) Nhiệt độ ( o C)

Nhiệt độ đo được dùng để hiệu chuẩn dữ liệu bao gồm: nhiệt độ dòng chảy, nhiệt độ đáy giếng, và nhiệt độ vỉa

Dữ liệu áp suất/nhiệt độ đo được nhập vào mô hình PIPESIM như bên dưới:

Hình 3.18 Dữ liệu khảo sát giếng trong mô hình giếng

Hiệu chuẩn dữ liệu áp suất Dựa vào dữ liệu đo và dữ liệu khảo sát giếng, chọn phương pháp hiệu chuẩn tốt nhất mà nó có thể khớp dữ liệu áp suất tại các điểm đo

Hiệu chuẩn dữ liệu nhiệt độ Phân tích độ nhạy dựa trên giá trị U để hiệu chuẩn nhiệt độ ở vỉa và đầu ống khai thác

Hiệu chuẩn giá trị choke Chọn hiệu chuẩn choke tốt nhất có thể phản ánh sự sụt giảm áp suất giữa đầu giếng và dòng chảy

Dự đoán về điều kiện thử nghiệm khác để đảm bảo khả năng dự đoán của mô hình

Hiệu chỉnh giá trị PI nếu cần Để hiệu chuẩn mô hình giếng trong PIPESIM, chia giếng thành 3 phần chính, mục đích này nhằm mục đích tách biệt tác động của từng thành phần đối với hoạt động tổng thể của giếng, các phần chính là: i) Dòng chất lỏng từ vỉa đến đáy giếng; ii) Dòng chất lỏng từ đáy giếng đến đầu giếng (choke); iii) Dòng chất lỏng trong choke Để hiệu chỉnh các ứng xử của dòng chảy trong phần thẳng đứng của giếng thì phương pháp “So sánh tương quan dòng chảy” trong PIPESIM được dùng:

Hình 3.19 So sánh các tương quan dòng chảy

Với lưu lượng khai thác và áp suất đầu ra (áp suất tại đầu ống khai thác – choke) là các điều kiện biên, PIPESIM sẽ tính toán áp suất vỉa cần thiết để đưa chất lỏng tới điểm cuối là áp suất đầu ống khai thác

Sau khi chọn phương pháp tương quan dòng chảy, các điều kiện biên đưa vào đã chính xác Như đã đề cập ở trên các điều kiện biên được đưa vào chính là áp suất đầu ra (đầu ống khai thác – choke ) và lưu lượng dòng chảy:

Hình 3.20 Thiết lập các điều kiện biên

Mối liên hệ áp suất và độ sâu từ các phương pháp tương quan:

Hình 3.21 Phương pháp hiệu chuẩn so sánh với dữ liệu đo

Phương pháp tương quan dòng chảy nào gần với đường dữ liệu đo nhất sẽ được chọn Tuy nhiên, để lựa chọn phương pháp tương quan nào là tốt nhất, thì cần thiết phải xem xét thêm các tham số khác (chẳng hạn như sự phụ thuộc nhiệt độ) Nếu hiệu chuẩn nhiệt độ không khớp với dữ liệu nhiệt độ, thì điều đó có nghĩa là các tính chất của chất lỏng (mật độ, độ nhớt) phụ thuộc vào nhiệt độ có thể ảnh hưởng đến dữ liệu áp suất Để phương pháp tương quan khớp với mô hình, việc hiệu chỉnh hệ số ma sát hoặc hệ số giữ lỏng là phương pháp tốt nhất

Hình bên dưới, giếng X-7P không thể khớp dữ liệu từ các mô hình có sẵn, vì vậy giếng này đã được điều chỉnh dựa trên hệ số giữ chất lỏng/hệ số ma sát để khớp dữ liệu

Hình 3.22 Không có phương pháp tương quan nào phù hợp dữ liệu giếng X-7P

Hình 3.23 Hiệu chỉnh hệ số giữ lỏng

Mô Hình Hóa Mạng Khai Thác

Để đạt được mục tiêu tối ưu hóa bơm ép khí, ta cần thiết phải xây dựng một mô hình mạng các giếng khai thác mà mô hình này sẽ miêu tả một cách chính xác hành vi của dòng chất lỏng trong hệ thống khai thác

Hình 3.48 Quy trình xây dựng mô hình mạng các giếng khai thác

Quá trình xây dựng mạng khai thác các giếng bắt đầu bằng việc nhập mô hình tất cả các giếng đã được khớp hóa dữ liệu Để nhập mô hình các giếng đơn vào mạng, tạo một đối tượng giếng trong mạng là bước đầu tiên

Nếu ta không chọn mục mô hình dòng chảy và tương quan dòng chảy cho mỗi giếng, thì mô hình các giếng đơn sẽ được dùng mô hình chất lưu và tương quan dòng chảy mặc định

Sau khi hoàn thành nhập mô hình tất cả các giếng đơn và nhập các thông số cần thiết, quy trình xây dựng mạng khai thác sẽ được tiếp tục với bước nhập thông số đường ống khai thác Đầu nối giữa vật thể giếng và điểm nối không ảnh hưởng đến kết quả mô phỏng cuối cùng Đây là những kết nối giả, chi tiết về đường dòng chảy của giếng có thể được nhập vào bên trong đối tượng giếng

Chi tiết của ống ngầm/ống đứng được nhập chi tiết bằng cách nhấp đúp vào các đường nối Khi đó, mô hình nhánh đơn của hệ thống ống được tạo ra tự động Thông tin của ống ngầm/ống đứng có thể nhập bằng cách hiệu chỉnh mô hình nhánh đơn hiện có.

Nhập mô hình các giếng vào mạng

Xây dựng sơ đồ khai thác ứng với mỗi giếng

Kết nối toàn mỏ bằng hệ thống đường ống

Thiết lặp các điều kiện biên Nhập chi tiết isometric các đường ống

Chạy mô phỏng mạng khai thác

Hình 3.49 Mạng khai thác kết nối giữa các giếng

Hình 3.50 Chi tiết isometric ống ngầm/ống đứng trong PIPESIM

Hình 3.51 Isometric của ống ngầm trong PIPESIM

Tương tự như việc định nghĩa isometric của đường ống ngầm, chi tiết về ống đứng cũng được nhập vào bằng cách nhấp đúp vào thẻ ống đứng

Hình 3.52 Nhập chi tiết thông số ống đứng

Hình 3.53 Sơ đồ ống đứng

Sau khi đã tiến hành nhập các dữ liệu cần thiết vào mô hình mạng thì bước tiếp theo là khớp hóa dữ liệu của mỏ hiện tại Quy trình khớp hóa dữ liệu cho đường ống khai thác là tương tự với quy trình khớp hóa dữ liệu cho giếng, tương quan dòng đa pha trong ống đứng và ngang cung cấp sự sai khác thấp nhất giữa dữ liệu mô phỏng và dữ liệu đo chính là đối tượng có thể áp dụng cho đường ống ngầm

Giá trị áp suất và nhiệt độ đo được có thể được nhập vào trong mô hình chi tiết như trong hình bên dưới

Hình 3.54 Nhập giá trị đo của đường ống ngầm Để khớp hóa dữ liệu trong ống ngầm, phương pháp thử và sai được áp dụng đối với tất cả các tương quan dòng chảy Tuy nhiên, nếu ngay tương quan đầu tiên được chọn và ra kết quả sai, thì ta nên xem xét thay đổi hệ số giữ lỏng và hệ số ma sát

Sau khi hiệu chỉnh khớp hóa dữ liệu áp suất, cần thiết phải khớp hóa dữ liệu hành vi của nhiệt độ Thông thường việc hiệu chỉnh giá trị U có thể giúp ta khớp hóa nhiệt độ dọc theo đường ống ngầm Việc thay đổi giá trị U (giá trị mặc định trong PIPESIM là 2 Btu/hr/ft2/F) tới giá trị thấp nhất và cao nhất có thể giúp cho việc khớp hóa đường nhiệt độ

Tương quan dòng chảy của ống ngầm được coi là đã khớp dữ liệu khi đường cong có ít nhất hai giá trị khớp dữ liệu đo

Hình 3.55 Khớp hóa dữ liệu áp suất ống ngầm

Sau khi đã hoàn thành mô hình, miêu tả chất lỏng bên trong và tương quan dòng chảy, tiếp theo là ta tiến hành nhập các điều kiện biên vào mô hình Trong PIPESIM có nhiều lựa chọn để miêu tả điều kiện biên tùy thuộc vào loại chất lưu, để thuận tiện dầu được coi là loại Black Oil Để thiết lặp điều kiện biên ta chọn cửa số Boundary Conditions

Hình 3.56 Các điều kiện biên (áp suất hoặc lưu lượng) của mạng khai thác

Mạng khai thác sẽ tính toán áp suất đầu vào cho tất cả các giếng khi điều kiện biên ta chọn là lưu lượng xác định; ngược lại lưu lượng khai thác của giếng sẽ được tính nếu áp suất là điều kiện biên được chọn Do độ tin cậy của áp suất vỉa, nên ta sẽ chọn áp suất làm điều kiện biên của mô hình và khi đó lưu lượng khai thác sẽ được so sánh giữa giá trị mô phỏng và giá trị đo

Mô hình mạng chi tiết mỏ X-Y:

Việc khai thác dầu từ các giếng mỏ X sẽ được thu thập trên giàn X Từ giàn X dầu được vận chuyển thông qua đường ống đứng 12 inch xuống đáy biển và đi qua đường ống ngầm dài 2.800 mét trước khi chảy lên ống mềm kết nối tháp xoay tàu xử lý FPSO, từ đây dầu tiếp tục đi tiếp một đoạn 60 mét trong đường ống 10 inch để đến điểm trộn lẫn

Tương tự, dầu từ mỏ Y sẽ được thu thập tại giàn Y trước khi di chuyển xuống đáy biển thông qua đường ống đứng 10 inch và sau đó trong đường ống ngầm dài 2.554 mét, sau đó đến ống mềm kết nối tháp xoay tàu xử lý FPSO, tiếp tục dầu đi tiếp đoạn 60 mét trong đường ống 10 inch để đến điểm trộn lẫn dầu mỏ X

Tại điểm trộn lẫn, dầu của hai mỏ X và Y được trộn lẫn vào nhau Dầu sau khi trộn lẫn được đưa đi qua đoạn ống 14 inch dài 20 mét để đến bình tách cao áp Đây là điểm cuối (Sink) trong mô hình mạng lưới khai thác

Sau khi toàn bộ mạng khai thác được thiết lặp và tất cả các thiết bị đều được thiết lặp trong mô hình, thì cần thiết phải tiến hành kiểm tra tính đúng của giếng trong mô hình, điều này để đảm bảo giếng đáp ứng tốt công tác tối ưu khí bơm ép, mô hình các giếng khai thác cần phải đáp ứng khớp hóa dữ liệu tại 3 điểm dữ liệu đo quan trọng: áp suất vỉa, áp suất đáy giếng và áp suất đầu ống khai thác Điều đó chỉ ra rằng khả năng dự đoán lưu lượng khai thác của mô hình trong tương lai khi tất cả các giếng đều tương tác với nhau; dẫn đến kết luận rằng mô hình mạng đã phù hợp và sẵn sàng cho mục đích tối ưu hóa

Bảng 3.5 Lưu lượng khai thác mô phỏng mỏ X – Y

Giàn Giếng Số đo (thùng) Mô phỏng (thùng

Kết quả mô phỏng đạt được tương tự khi vẽ đồ thị áp suất so với khoảng cách, và so sánh giá trị đo với giá trị mô phỏng, áp suất đầu giếng và áp suất đầu đo là phù hợp với giá trị đo tại giếng

Hình 3.57 Mô phỏng việc khớp hóa dữ liệu trong mạng khai thác

Tối ưu bơm ép khí (GLO)

Bằng việc sở hữu mô hình đại diện mỏ khai thác đã kiểm chứng, quá trình thực hiện tối ưu bơm ép khí sẽ được tiến hành Điều kiện ràng buộc của mô hình khai thác mỏ và các trường hợp lựa chọn cho quá trình tối ưu bơm ép khí được đưa ra để đảm bảo hiệu quả tối ưu.

Quy trình tối ưu khiw bơm ép:

Hình 3.58 Quy trình tối ưu khí bơm ép

3.6.1 Trường hợp cơ sở (tại giá trị tổng lưu lượng bơm ép khí = 4,4 triệu bộ khối khí/ngày):

Trường hợp cơ sở là mô hình mạng khai thác bị giới hạn lưu lượng khí bơm ép 4,4 triệu bộ khối khí/ngày

Bảng 3.6 Các kết quả của trường hợp cơ sở

Trường hợp cơ sở Tổng lưu lượng khí bơm ép (triệu bộ khối khí/ngày) 4,4

Tổng lượng khí bơm ép tại điểm cuối (triệu bộ khối khí/ngày) 22,2

Tổng lượng dầu khai thác tại điểm cuối (thùng/ngày) 15.432

Chạy mô hình mạng Tạo ra các đường cong khai thác của dòng chảy

Thiết lập các tối ưu Định nghĩa các trường hợp tối ưu Chạy mô phỏng tối ưu cho từng trường hợp Phân tích kết quả đạt được

3.6.2 Tạo ra đường cong làm việc của dòng khai thác Để cải thiện tốc độ và tiến hành chạy tối ưu nhanh hơn giúp quá trình ra quyết định tốt hơn, đường cong làm việc của dòng chất lỏng có thể được tạo ra

Khi chạy tối ưu khí bơm ép lần đầu, PIPESIM sẽ mất thời gian để tạo ra đường cong làm việc cho tất cả các giếng

Bằng cách chọn tính năng Operation-Well Optimizer, ta có thể dùng tính năng tối ưu hóa khí bơm ép trong PIPESIM Chức năng Well Optimizer trong PIPESIM không chỉ dùng để tối ưu khí bơm ép, mà nó còn có chức năng tối ưu bơm điện chìm, kích cỡ choke và tình trạng đóng/mở giếng nếu ta kết hợp vào trong bài toán tối ưu Cần phải hết sức cẩn thận khi xác định một vấn đề tối ưu hóa, việc cho phép tối ưu hóa tất cả các biến cùng lúc có thể dẫn đến một vấn đề quá phức tạp mà quy trình tối ưu hóa sẽ khó giải quyết

Phần thiết lập chính cho tối ưu khí bơm ép (GLO) là trong mục Optimize Trong thẻ mục Optimize này có vài lựa chọn mà ta cần hiểu và nghiên cứu kỹ trước khi tiến hành công tác mô phỏng khi đó sẽ ảnh hưởng đến kết quả cuối cùng của quá trình tối ưu Ở thẻ này có ba hạng mục chính đó là: loại tối ưu, các biến kiểm soát, và các tùy chọn lưu trữ/điều khiển tạo đường cong

Trong cửa số loại tối ưu được dùng, việc lựa chọn đúng loại tối ưu phù hợp có thể giải quyết các ràng buộc tuyến tính hoặc phi tuyến tính Trong phần này kho dữ liệu phương thức tối ưu SDR được chọn sẽ ưu tiên phương pháp SDR MINLP 3.6.4 Chạy kết quả các trường hợp và phân tích kết quả

Các ràng buộc về đầu vào Để thể hiện chính xác các đặc tính điều kiện của mỏ, thì cần thiết phải thu thập các thông tin điều kiện ràng cuộc của mỏ Đối với mỏ X – Y hiện tại chỉ có ràng buộc là lưu lượng bơm ép khí không quá 1,5 triệu bộ khối khí/ngày cho mỗi giếng Để nhập các ràng buộc đầu vào vào trong bài toán tối ưu thì ta chọn thẻ Local

Constraints Trong thẻ này, các ràng buộc của giếng, nhánh và các điểm nút trong mô hình mỏ được xác định Hơn nữa ta cũng có lựa chọn để tạo ra một nhóm các giếng mà nhóm các giếng này là cùng một mỏ khai thác hoặc có các tính chất tương tự nhau Để thiết lập ràng buộc khí bơm ép trong mỏ và các ràng buộc khác cho toàn bộ hệ thống khai thác, thẻ Global Constraint sẽ diễn giải tính năng này Trong thẻ Global Constraint, lưu lượng khí bơm ép tối đa có sẵn cho toàn bộ hệ thống khai thác được xác định Theo quy trình này, sau khi hoàn thành nhập các ràng buộc đầu vào, quá trình tối ưu có thể bắt đầu mô phỏng hệ thống dựa trên ràng buộc lưu lượng khí bơm ép tối ưu Trong phần này ta nhập “lưu lượng khí bơm ép là cố định” trong hộp thoại Optimization Targets

Sau khi có đầy đủ các định nghĩa cho bài toán tối ưu hóa lượng khí bơm ép trong mạng khai thác, ta có thể chạy các trường hợp, ta sẽ nhấn thẻ Optimize

Hình 3.59 Nút “Run” trong cửa sổ Well Optimizer

Sau khi quá trình tối ưu kết thúc và mô hình hội tụ về giải pháp tối ưu, ta có thể xem kết quả tối ưu trong thẻ Kết quả

Các trường hợp tối ưu khí bơm ép (GLO)

Trong mục Well Optimizer của PIPESIM, các trường hợp GLO sẽ được tạo ra

Các trường hợp này dựa trên điều kiện khai thác thực tế của hệ thống mỏ Đối với hệ thống khai thác hiện tại, có vài giếng trong mỏ Y hiện đang áp dụng khai thác chỉ bằng ESP Các giếng này sẽ được đánh dấu là giếng ESP trong cơ chế GLO Các giếng này sẽ không có nhiều đóng góp trong quá trình tối ưu

GLO với các lưu lượng bơm ép khí khác nhau

Mục tiêu chính của trường hợp này là xác định hiệu quả của việc phân bổ lại lưu lượng khí bơm ép thông qua việc sử dụng dữ liệu khai thác thực tế Việc phân tích này nhằm ước tính mức gia tăng lưu lượng khai thác tiềm năng, giúp nhà điều hành đưa ra quyết định sáng suốt về cách tối ưu hóa hoạt động sản xuất của mình Bằng cách đánh giá sự thay đổi lưu lượng khai thác sau khi phân bổ lại, các nhà điều hành có thể hiểu rõ hơn về tiềm năng sản xuất của giếng và thực hiện các điều chỉnh phù hợp để tối đa hóa sản lượng.

Bằng cách phân bổ lại tổng lưu lượng khí bơm ép hiện tại (4,4 triệu bộ khối khí/ngày), thì ta thấy có sự gia tăng đáng kể dầu và chất lỏng khai thác từ mỏ

Bảng 3.7 Kết quả từ việc phân bổ lại lượng khí bơm ép

Trường hợp cơ sở Giá trị tối ưu

Hình 3.60 Kết quả từ việc phân bổ lại lưu lượng khí bơm ép

Từ kết quả so sánh trên, ta thấy có sự tăng đáng kể dầu khai thác được bằng cách tận dụng cùng một lượng khí bơm ép sẵn có theo cách phân bố hợp lý hơn cho mỗi giếng Tuy nhiên, trong thực tế có nhiều hạn chế trong hệ thống khai thác không cho phép khai thác theo lượng khai thác này

Bằng cách chạy nhiều trường hợp khác nhau của lưu lượng bơm ép khí ta có kết quả như bảng sau:

Pr od uc ct io n Ra te (b bl s/ d)

Bảng 3.8 Mô phỏng kết quả các lưu lượng bơm ép khí khác nhau của mỗi giếng

Ta nhận thấy việc phân bổ lượng khí bơm ép sẽ ưu tiên cho các giếng có lưu lượng khai thác lớn Tuy nhiên, việc tăng tổng lưu lượng bơm ép khí, từ đó tăng lưu lượng bơm ép khí của mỗi giếng cho thấy chỉ hiệu quả ở một mức độ bơm ép nhất định, khi càng tăng lượng bơm ép khí sẽ không tăng được thêm lưu lượng dầu khai thác

Ví dụ điển hình, giếng Y-9P ghi nhận lượng khí khai thác tăng từ 2.182 thùng/ngày lên mức cao nhất 2.201 thùng/ngày khi lượng khí bơm ép tăng từ 3,5 triệu bộ khối khí/ngày lên 6,5 triệu bộ khối khí/ngày, tương ứng với tổng lượng khí bơm ép gia tăng 7 triệu bộ khối khí/ngày.

Bảng 3.9 Mô phỏng kết quả tổng lưu lượng cho các lưu lượng bơm ép khí khác nhau

Tổng lượng khí bơm ép

Tổng lưu lượng chất lỏng (STB/d)

Tổng lưu lượng nước (STB/d)

Tổng lưu lượng tại điểm chứa

Hình 3.61 Mô phỏng kết quả tại các lưu lượng bơm ép khí khác nhau