Giải pháp tối ưu gaslift tại các giàn đầu giếng bể Cửu Long với hàm lượng nước cao

Để tối đa hóa hiệu quả kinh tế của mỏ cần tính đến chi phí bơm ép khí gaslift (gồm chi phí nén khí), giá bán dầu và khí, chi phí sản xuất khác, sự mất giá của tiền và tỷ lệ lạm phát... Trong bài viết này, chỉ tiêu kinh tế dòng tiền thuần (net cash flow) của mỏ được tính toán để đạt mức tối đa, từ đó điều chỉnh các thông số quyết định trong suốt thời gian khai thác của mỏ bằng cách phân bổ lưu lượng khí bơm ép tới từng giếng khai thác.

PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2019, trang 29 - 36 ISSN-0866-854X GIẢI PHÁP TỐI ƯU GASLIFT TẠI CÁC GIÀN ĐẦU GIẾNG BỂ CỬU LONG VỚI HÀM LƯỢNG NƯỚC CAO Nguyễn Hải An Tổng cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí Email: annh1@pvep.com.vn Tóm tắt Khai thác thứ cấp gaslift áp dụng rộng rãi giếng dầu vào cuối thời kỳ khai thác, đặc biệt khu vực có hàm lượng nước cao lẫn tạp chất học Hàm lượng nước chất lưu khai thác tăng lên, lượng dầu khai thác đơn vị khí gaslift dùng để bơm ép giảm đáng kể, đồng thời cần thêm chi phí xử lý nước… ảnh hưởng nghiêm trọng đến hiệu kinh tế mỏ Để tối đa hóa hiệu kinh tế mỏ cần tính đến chi phí bơm ép khí gaslift (gồm chi phí nén khí), giá bán dầu khí, chi phí sản xuất khác, giá tiền tỷ lệ lạm phát Trong báo này, tiêu kinh tế dịng tiền (net cash flow) mỏ tính tốn để đạt mức tối đa, từ điều chỉnh thông số định suốt thời gian khai thác mỏ cách phân bổ lưu lượng khí bơm ép tới giếng khai thác Từ khóa: Gaslift, tối ưu hóa khai thác dầu khí, giàn đầu giếng, dòng tiền thuần, bể Cửu Long Giới thiệu Các mỏ dầu bể Cửu Long qua giai đoạn khai thác đỉnh giai đoạn suy thoái sản lượng dầu khí với hàm lượng nước (WCT) dòng sản phẩm mức cao Các giếng khai thác áp dụng khai thác thứ cấp gaslift sở sử dụng khí đồng hành làm khí nâng, nén cao áp cấp từ giàn xử lý FPSO Theo thời gian, lượng vỉa giảm dẫn đến nhu cầu dùng khí gaslift để bơm ép cho giàn đầu giếng tăng lên đáng kể khả nén cung cấp khí gaslift có hạn nên dẫn đến tình trạng thiếu hụt nguồn khí gaslift tương lai Hàm lượng nước chất lưu khai thác ngày tăng lên, lượng dầu khai thác đơn vị khí gaslift giảm đáng kể, cần thêm chi phí xử lý nước… ảnh hưởng lớn đến hiệu kinh tế mỏ Vì vậy, việc đảm bảo hiệu sử dụng khí gaslift cho giàn đầu giếng ngày trở nên cấp thiết, đòi hỏi phải nghiên cứu, tối ưu hóa chế độ cơng nghệ cho loại giếng, lượng khí phân bổ cho giếng toàn mỏ Ngày nhận bài: 12/6/2019 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 12 - 27/6/2019 Ngày báo duyệt đăng: 12/8/2019 mà đảm bảo sản lượng khai thác dầu giai đoạn khai thác mỏ Từ thực trạng mỏ bể Cửu Long (năng lượng vỉa giảm dần với hàm lượng nước sản phẩm khai thác ngày tăng, số lượng giếng có lưu lượng thấp chiếm tỷ trọng cao, chi phí khí nén để khai thác đơn vị thể tích dầu tăng theo thời gian, hiệu khai thác thấp tổn hại vỉa lớn…), tác giả nghiên cứu đề xuất giải pháp công nghệ - kỹ thuật nhằm tối ưu hóa chế độ khai thác gaslift Cơ sở giải pháp tối ưu chế độ gaslift 2.1 Chế độ gaslift khai thác tối ưu giếng Khi nghiên cứu động thái giếng đơn lẻ, khí nén bơm vào cột chất lỏng tăng lưu lượng dầu khai thác tăng tỷ trọng chất lưu giảm Tuy nhiên, lưu lượng chất lưu khai thác tăng đến giá trị Qmax Nếu tiếp tục tăng lưu lượng khí nén lưu lượng khai thác lại giảm Mối quan hệ lưu lượng giếng khai thác gaslift khí nén biểu diễn phương trình [1]: Q(V) = aV2 + bV + c (1) Trong đó: Q: Lưu lượng chất lưu khai thác; DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ V: Lưu lượng khí nén; a, b, c: Các hệ số hàm, xác định q trình tính tốn khảo sát giếng gaslift Vẽ đồ thị mối quan hệ sản lượng khai thác Q1 = f(Vk), lưu lượng riêng khí nén Ro = f(Vk) áp suất khí nén Pk = f(Vk) Từ Hình xác định chế độ làm việc tối ưu hay tối đa lưu lượng chất lưu giếng gaslift Hệ đường cong đồ thị cho thấy tăng lượng khí nén Vk, lưu lượng khai thác giếng Ql ban đầu tăng dần lên Điều giải thích giảm áp suất đáy Pđ (mật độ hỗn hợp chất lỏng ống nâng giảm), kéo theo áp suất khí nén (Pk) giảm theo Sự giảm áp suất khí nén đến giá trị bắt đầu tăng trở lại (do lượng khí nén tăng mà tiết diện ống khơng thay đổi), đường cong Pk = f(Vk) phải có giá trị cực tiểu (tại điểm 5) Tại thời điểm áp suất khí nén đạt giá trị cực tiểu, chênh lệch áp suất vỉa đáy có giá trị lớn nhất, nên đường cong Ql = f(Vk) có giá trị cực đại (tại điểm 3) Khi áp suất khí nén tăng dẫn đến gia tăng áp suất đáy, lưu lượng khai thác giếng giảm theo Xác định chế độ làm việc tối ưu giếng: Từ gốc tọa độ kẻ đường thẳng tiếp tuyến với đường cong Q1 = f(Vk) Điểm tiếp tuyến thỏa mãn Q/V lớn (điểm 1), nghĩa chi phí lượng khí nén để khai thác đơn vị sản phẩm nhỏ đường cong Ro = f(Vk) đạt giá trị cực tiểu điểm Đây chế độ tối ưu xác định quan điểm lượng Đối với điểm với giá trị sản lượng cực đại mà giếng khai thác gaslift (nếu khơng bị giới hạn lượng khí nén), lưu lượng riêng khí nén sản lượng giếng đạt cực đại (điểm 4) lớn khai thác giếng chế độ tối ưu (điểm 2) Trong thực tế sản xuất, chế độ làm việc giếng lựa chọn khoảng từ chế độ khai thác tối ưu đến chế độ khai thác cực đại (từ điểm - 3) 2.2 Tối ưu tổ hợp giếng Các giàn đầu giếng thiết kế thiết bị công nghệ tối thiểu (tách tạm đo lưu lượng chất lưu từ giếng, phân phối khí gaslift, bơm hóa phẩm…) trang bị từ - vị trí để khoan giếng phát triển mỏ Các giàn đầu giếng chủ yếu giếng khai thác dầu khí kết nối đường ống thu gom sản phẩm dẫn tới trung tâm xử lý (giàn CPP FPSO) Trung tâm xử lý đảm trách công việc: tách dầu - khí - nước; xử lý và/hoặc ổn định sản phẩm dầu khí; nén khí cung cấp lại cho giàn đầu giếng xuất bờ; xử lý nước đạt chuẩn trước xả thải Thực tế vận hành khai thác giai đoạn cho thấy độ ngập nước giếng cao cao (giếng khai thác tầng đá móng có WCT lên tới 80 - 90%) dẫn tới thiếu hụt lưu lượng khí nén cho gaslift tải lực hệ thống đường ống vận chuyển chất lưu từ giàn đầu giếng xử lý Thực tế sản xuất cho thấy trình khai thác vận hành thiết bị liên quan trực tiếp với từ giếng tới hệ thống thiết bị thu gom, tách pha nén khí cao áp [2] Bài toán trở thành việc tối đa hóa tổng lượng dầu khai thác Qo từ n giếng giàn với lưu lượng giếng qoi lựa chọn tối ưu từ lưu lượng bơm ép khí qgi Trên sở tối ưu phân bổ lưu lượng khí nâng cho giếng qgi, Nishikiori [3] đưa phương trình tổng quát sau: = ∑ = = ( , ,…, ) (2) Lượng khí = ∑nén cho≤ cụm; qgiếng gi ≥ biểu diễn véc tơ cột với n chiều: = ∑ ( ) − o (3) ,…,qgn)T Qg = (qg1, qg2 Công việc tối ưu khai thác dầu cụm giếng thực các( ) ( ) bổ, (hợp ( ) tới = chất phân ) − lý lượng, khí nén , , giếng để có lưu lượng khai thác dầu cao theo cơng thức: ( ) g,) − Max(Qo) ,= Maxf(Q , ( ) (4) Đồng thời thỏa mãn số điều kiện biên: lưu lượng khí nén phân bổ tới giếng khơng âm ∑ tổng=lưu lượng= khí( nén, cấp, … = , giàn: ) không lớn cho = ∑ ≤ (5) ; qgi ≥ Ql ≤ Qlp lưu lượng chất = ∑ lưu( vận) chuyển − o đường ống; Hình Tương quan sản lượng chất lưu khai thác lưu lượng khí nén 30 Ql = Qo + Qw = ( ) , (6) ( )− ( ) , DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 − , ( ) , , ( ) , , ( ) PETROVIETNAM Ql bị hạn chế công suất vận chuyển đường ống nên để đảm bảo max(Qo), toán cần bổ sung thêm việc giảm thiểu lưu lượng nước khai thác, tức min(Qw) hay giảm thiểu độ ngập nước (WTC) 2.3 Hàm mục tiêu Trong nội dung nghiên cứu này, mơ hình lợi nhuận kinh tế hàm mục tiêu q trình = ∑ tối ưu =hóa khai =thác( gaslift , liên , … , tục.)Điều có nghĩa mơ hình xây dựng = ∑sao cho≤hiệu ; qkinh gi ≥ 0tế đạt lớn tính tốn = ∑ ( ) − t: Thời gian tính dịng tiền; ( ) ,( )− , n: Tổng thời gian dự án; Chi tiết: (7) o = Trong đó: = phí sản xuất liên quan đến trình khai thác bảo trì giếng Chi phí trả thuế ước tính dựa giá trị dòng doanh thu luật thuế hành Tuy nhiên, để đơn giản hóa tính tốn, coi thuế giá trị khơng đổi xét tối ưu doanh thu chi phí sản xuất Trên sở tác giả xem xét trường hợp tương ứng với mức lưu lượng khí nén khác cung cấp cho hệ thống = ∑ = = ( , ,…, ) Dòng tiền khoảng thời gian t tổng quát sau: = ∑ ≤ ; qgi ≥ ( ) , , ( ) r: Tỷ lệ chiết khấu; ( ) , ,( ) − , Ct: Dòng tiền thời gian t; Co: Chi phí đầu tư ban đầu dự án Ở giai đoạn đầu khai thác mỏ, giếng khai thác tự phun hàm lượng nước giếng thấp, lượng dầu khai thác tỷ lệ thuận với lợi nhuận Tuy nhiên, sau thời gian dài khai thác, lượng vỉa suy giảm đáng kể nên giếng khơng cịn khả tự phun Thơng thường, khả tự phun hiệu quả, giếng chuyển sang dùng phương pháp khai thác nâng học, dẫn đến làm tăng chi phí Mặt khác, độ ngập nước giếng cao, đồng nghĩa với lượng dầu thu đơn vị chất lưu khai thác giảm, kèm theo chi phí tăng lên tăng chi phí việc tách xử lý nước đủ điều kiện xả thải (8) Ct = PV_(rev(t))- PV_(cost(t)) = ∑ ( ) − o ( ) − , ( )− , ( ) , ( ) , , , , ( ) ( ) Trong đó: PV_(rev(t)) = [(Lượng dầu khai thác × Giá dầu)]t; PV_(cost(t)) = [Lượng khí × Chi phí nén]t + [Lượng nước khai thác × Chi phí xử lý nước]t Trong khn khổ nghiên cứu này, tác giả tính giá trị Ct cho khoảng thời gian 30 ngày {Ct}30 = PV_(rev(30)) - PV_(cost(30)) Trong đó: PV_(rev(30)) = [Lượng dầu khai thác 30 ngày × Giá dầu]t PV_(cost(30)) = [Lượng khí nén 30 ngày × Chi phí nén] + [Lượng nước khai thác 30 ngày × Chi phí xử lý nước] Mơ hình lợi nhuận kinh tế giúp ước lượng lợi nhuận khoảng thời gian cho trước, gồm doanh thu chi phí Những mơ hình tính tốn dịng tiền (Ct) giá trị dòng doanh thu PV_rev trừ giá trị chi phí sản xuất PV_cost, doanh thu PV_rev phản ánh giá trị thương mại dầu khí PV_cost tính giá trị tổng lượng chi phí cần có để trì khai thác giàn khoảng thời gian cho trước Chi phí tổng chi phí sản xuất thuế Chi Hình Sơ đồ hệ thống cho tính tốn chi phí khí nén DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 31 THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Giàn đầu giếng (giàn nhẹ) sử dụng hiệu sơ đồ thiết bị khai thác dầu khí cơng trình ngồi khơi bể Cửu Long Các giàn đầu giếng kết nối tới trung tâm xử lý (giàn xử lý trung tâm FPSO) đường ống ngầm đáy biển để vận chuyển dầu khí cung cấp khí nén, nước bơm ép Áp suất đáy giếng (psig) Xác định chế độ công nghệ gaslift cho giếng khai thác giàn WHP-A: Giàn đầu giếng WHP-A hoạt động với giếng khai thác dầu khí, đó: giếng khai thác từ tầng móng giếng từ tầng cát kết lục nguyên Sau thời gian dài khai thác, lượng tự nhiên vỉa suy kiệt Số liệu khảo sát thông số khai thác giếng cho thấy áp suất vỉa sản phẩm dầu khí mỏ bể Cửu Long suy giảm hàm lượng nước giếng tăng cao, giếng không tự phun chủ yếu chuyển sang chế độ khai thác thứ cấp gaslift sử dụng khí đồng hành Lưu lượng cung cấp khí gaslift trung bình giếng từ 0,5 tới triệu ft3 chuẩn/ngày qua van điều tiết vào khoảng không vành xuyến van gaslift lắp đặt vị trí tối ưu Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Trong thực tế sản xuất, giếng định kỳ khảo sát lưu lượng - áp suất chế độ khai thác ổn định thông qua xem xét hệ số khí/lỏng (gas liquid ratio - GLR) Bản chất phương pháp khảo sát dựa vào việc thay đổi lưu lượng khai thác cách thay đổi lượng khí nén thơng số làm việc liên quan khác như: áp suất khí nén, áp suất đáy áp suất miệng giếng Trên sở tài liệu khảo sát giếng, phân tích mối tương quan dòng chảy chất lưu từ vỉa vào giếng lên tới miệng giếng trước vào hệ thống thiết bị bề mặt Biểu đồ tương quan áp suất đáy giếng lưu lượng khai thác xây dựng cho giếng Hình - 12 Trong đó, thời điểm khảo sát xây dựng biểu đồ mối quan hệ lưu lượng chất lỏng khai thác lưu lượng khí nén (cịn gọi đường cong đặc tính nâng giếng) Với nghiên cứu này, giếng xây dựng họ đường cong đặc tính nâng trường hợp: theo kết thử vỉa, theo chế độ khai thác ban đầu theo chế độ khai thác Nhận xét chung: Qua xây dựng mơ hình cho Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Kết ứng dụng thảo luận Hình Mối quan hệ lưu lượng chất lỏng khai thác lưu lượng khí nén thực thử vỉa, chế độ khai thác ban đầu - giếng LM-Prod Hình Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng LO-Prod 32 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Áp suất đáy giếng (psig) Hình Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng LM-Prod Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Hình Mối quan hệ lưu lượng chất lỏng khai thác lưu lượng khí nén thực thử vỉa, chế độ khai thác ban đầu - giếng LO-Prod Áp suất đáy giếng (psig) Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) PETROVIETNAM Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Hình Mối quan hệ lưu lượng chất lỏng khai thác lưu lượng khí nén thực thử vỉa, chế độ khai thác ban đầu - giếng B-01Prod Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Hình Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng B-01Prod Áp suất đáy giếng (psig) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Hình 10 Mối quan hệ lưu lượng chất lỏng khai thác lưu lượng khí nén thực thử vỉa, chế độ khai thác ban đầu - giếng B-02Prod Áp suất đáy giếng (psig) Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Hình Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng B-02Prod Lưu lượng khai thác (thùng/ngày) Hình 11 Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng B-03Prod thấy tầng Oligocene có lượng cịn tương đối cao, giếng LO-Prod cịn khả khai thác tự phun, chưa thiết phải khai thác gaslift Vì vậy, cần xét với giếng cịn lại Những giếng tầng móng có hàm lượng nước cao (WCT từ 70 - 90%) địi hỏi phải có phương pháp tối ưu khai thác giúp đạt hiệu cao Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Hình 12 Mối quan hệ lưu lượng chất lỏng khai thác lưu lượng khí nén thực thử vỉa, chế độ khai thác ban đầu - giếng B-03Prod mà không làm tổn hại đến vỉa phải khai thác lên nhiều nước Tổng hợp đường đặc tính nâng tất giếng thời điểm nghiên cứu (Hình 13), qua lưu lượng chất lưu khai thác giếng xác định lưu DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 33 Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Hình 13 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng khơng giới hạn lưu lượng khí nén - Trường hợp A Hình 14 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng trường hợp B Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Hình 16 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng trường hợp tối ưu D Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Hình 15 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng trường hợp tối ưu C Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) Hình 17 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng trường hợp tối ưu E lượng khí nén phân bổ Trong trường hợp không bị giới hạn lưu lượng khí nén, điểm cực đại thường sử dụng để khai thác dầu tối đa Thực tế cho thấy hàm lượng nước cao dẫn tới lượng nước khai thác lớn đáng kể, vượt cơng suất hệ thống thu gom, vận chuyển 34 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 Hình 18 So sánh lượng khí nén cung cấp lưu lượng khai thác chất lưu cho trường hợp chất lưu tới FPSO Hình 14 - 17 biểu diễn trường hợp đánh giá tối ưu chế độ khai thác sở thay đổi hướng tiếp cận tiếp tuyến đường cong đặc tính nâng để xác định lưu lượng khí nén phân bổ lưu lượng chất lưu khai thác Kết đánh giá thông số làm việc giếng PETROVIETNAM tiêu kinh tế tương ứng theo trường hợp thể Bảng ++ Trường hợp A: Lưu lượng khai thác cực đại; ++ Trường hợp B: Các tiếp tuyến đường lưu lượng khai thác vẽ qua gốc tọa độ; Dòng tiền (triệu USD) Lưu lượng dầu nước (thùng/ngày) ++ Trường hợp C: Các tiếp tuyến đường lưu lượng khai thác giếng song song với nhau, tiếp tuyến Lưu lượng khí nén cao áp (nghìn ft3/ngày) Hình 19 Phụ thuộc lưu lượng chất lưu khai thác dòng tiền theo lưu lượng khí nén chọn dựa động thái khai thác cụm giếng khai thác tầng móng; ++ Trường hợp D: Các tiếp tuyến đường lưu lượng khai thác giếng song song với chọn dựa động thái khai thác giếng LM-01Prod tầng Miocene dưới; ++ Trường hợp E: Các giếng tầng móng giữ nguyên chế độ khai thác chọn trường hợp chế độ khai thác tối ưu C, điều chỉnh lưu lượng khí nén cấp cho giếng LM-01Prod tầng Miocene nên để giếng làm việc chế độ khai thác cực đại Lưu lượng dầu trường hợp A (cơ sở) cao không đáng kể so với trường hợp khác, nước khai thác lớn lượng khí nén cần cung cấp cao, tương đương nghìn ft3 để nâng thùng dầu Trường hợp D C có hiệu khai thác cao phù hợp với điều kiện giới hạn lượng khí nén cung cấp cho giàn WHP-A Trường hợp B thể kết trung gian tối ưu theo truyền thống cho giếng, tức chế độ cân lượng khí nâng chất lỏng khai thác Bảng Đánh giá hiệu kinh tế trường hợp Các trường hợp A B C D E Giếng B-01Prod B- 02Prod LM-Prod B-03Prod OP-Prod WHP-A Qgl (nghìn ft3/ngày) Ql (thùng/ngày) Qgcomp (nghìn ft3/ngày) Qo (thùng/ngày) Qw (thùng/ngày) Qgl (nghìn ft3/ngày) Ql (thùng/ngày) Qgcomp (nghìn ft3/ngày) Qo (thùng/ngày) Qw (thùng/ngày) Qgl (nghìn ft3/ngày) Ql (thùng/ngày) Qgcomp (nghìn ft3/ngày) Qo (thùng/ngày) Qw (thùng/ngày) Qgl (nghìn ft3/ngày) Ql (thùng/ngày) Qgcomp (nghìn ft3/ngày) Qo (thùng/ngày) Qw (thùng/ngày) Qgl (nghìn ft3/ngày) Ql (thùng/ngày) Qgcomp (nghìn ft3/ngày) Qo (thùng/ngày) Qw (thùng/ngày) 2.000 1.090 1.886 153 937 920 960 819,2 134,4 825,6 930 950 830,25 133 817 910 920 813,4 128,8 791,2 930 950 830,25 133 817 1.000 2.025 544 608 1.418 450 1.650 78,75 495 1.155 600 1.980 154,5 594 1.386 500 1.910 70,25 573 1.337 600 1980 154,5 594 1386 1.500 500 1.427 350 150 280 550 199,15 385 165 400 185 372,81 129,5 55,5 330 100 315,3 70 30 1500 500 1426,5 350 150 2.000 1.990 1.851 199 1.791 1.400 500 1.362,5 50 450 700 1700 572,5 170 1.530 650 1.610 529,25 161 1.449 700 1700 572,5 170 1530 600 540 60 600 540 60 600 6.500 6.205 5.707 1.849 4.356 3.050 4.260 2.459,6 1.604,4 2.655,6 2.630 5.415 1.930,06 1.566,5 3.848,5 2.390 5.140 1.728,2 1.472,8 3.667,2 3730 5730 2983,75 1787 3943 540 60 600 540 60 600 540 60 Dòng tiền 30 ngày (USD) 2.553.380 2.507.220 2.415.085 2.275.470 2.711.483 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 35 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Kết đánh giá cho thấy mức độ ảnh hưởng lượng khí cung cấp cho giàn, làm giảm tới 20% lưu lượng dầu (1473 thùng/ngày so với 1849 thùng/ngày) lượng khí bị hạn chế triệu ft3/ngày Chỉ tiêu kinh tế (tổng dòng tiền khoảng thời gian 30 ngày) tính tốn với thông số kỹ thuật tương ứng với trường hợp đánh giá (các số giá dầu chi phí lấy trường hợp; không ảnh hưởng đến xu hướng kết nghiên cứu nên tác giả không đưa cụ thể) Số liệu Hình 19 cho thấy trường hợp E có giá trị dịng tiền cao lưu lượng khai thác dầu thấp 62 thùng/ngày (tương đối) so với trường hợp sở Trường hợp A B có tổng dịng tiền tương đồng trường hợp A cần sử dụng gấp 2,3 lần lượng khí nén Nén khí xử lý nước khai thác khoản chi phí có ảnh hưởng lớn đến dòng tiền trường hợp A - khai thác cực đại trường hợp B Kết luận Cơng nghệ gaslift sử dụng có hiệu mỏ dầu bể Cửu Long giai đoạn sản lượng khai thác suy giảm Hiệu khai thác giảm mạnh yêu cầu tăng lượng khí nén cao áp (đôi vượt công suất vận chuyển đường ống lượng khí cấp cho giàn) chi phí xử lý nước tăng cao, dẫn đến lợi nhuận dự án bị ảnh hưởng đáng kể chịu ảnh hưởng lớn, đòi hỏi phải có giải pháp điều chỉnh chế độ cơng nghệ phù hợp theo thời gian Giải pháp đề xuất sử dụng phương pháp đồ thị biểu diễn mối quan hệ giếng - vỉa cho cụm giếng làm sở phân bổ hợp lý lượng khí nén nhằm tối ưu chế độ công nghệ cho cụm giếng khai thác khơi để mang lại giá trị lợi nhuận cao Kết phân tích cho thấy thơng số chế độ giếng điều chỉnh lựa chọn thơng qua việc phân bổ lượng khí nén cung cấp cho giếng Thông số khảo sát giếng khai thác hàm lượng nước, hệ số khí dầu, áp suất miệng giếng liên tục cập nhật cho phép xây dựng đường cong đặc tính nâng dự báo sản lượng khai thác dầu, tính toán hiệu kinh tế cụm giếng mang lại Tài liệu tham khảo Cao Ngọc Lâm Công nghệ khai thác dầu khí Đại học Mỏ - Địa chất 2002 Lê Xuân Lân, Ngô Hữu Hải, Nguyễn Hải An, Nguyễn Thế Vinh, Lê Huy Hồng Cơng nghệ mỏ dầu khí Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật 2017 N.Nishikiori, R.A.Redner, D.R.Doty, Z.Schmidt An improved method for gas lift allocation optimization SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas - 11 October, 1989 Đặc tính vỉa chất lưu vỉa thay đổi theo điều kiện khai thác, động thái làm việc giếng không ổn định SOLUTIONS TO GAS LIFT OPTIMISATION OF OIL WELLS WITH HIGH WATER-CUT IN CUU LONG BASIN Nguyen Hai An Petrovietnam Exploration Production Corporation Email: annh1@pvep.com.vn Summary Artificial gas lift is frequently used in secondary recovery to boost the production rate of mature oil fields, especially in areas with high water-cut and suspended solids The high water-cut of production stream may require large amount of gas for lifting a unit volume of crude In addition, the production operation is costly because the ratios of water/oil become higher and oil production rates decline dramatically To maximise the economic return of oil production, it is important to into account the cost of lift gas injection (including recompression costs), the sale price of oil and gas, other production costs, the money discount rate and the rate of inflation In this paper, the net cash flow of the field is maximised, then decisive parameters will be adjusted over the production life of the field by allocating the flow rate of injected gas to each production well Key words: Gas lift, gas lift optimisation, wellhead platform, net cash flow, Cuu Long basin 36 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 ... Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng trường hợp tối ưu D Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày) Hình 15 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén giếng trường hợp tối ưu C Lưu... khai thác gaslift Vì vậy, cần xét với giếng cịn lại Những giếng tầng móng có hàm lượng nước cao (WCT từ 70 - 90%) địi hỏi phải có phương pháp tối ưu khai thác giúp đạt hiệu cao Lưu lượng khí... chế độ làm việc tối ưu hay tối đa lưu lượng chất lưu giếng gaslift Hệ đường cong đồ thị cho thấy tăng lượng khí nén Vk, lưu lượng khai thác giếng Ql ban đầu tăng dần lên Điều giải thích giảm