Nhằm mục đích hiểu được sự tương tác giữa hệ thống trên bề mặt và vỉa, mô hình hóa hệ thống khai thác tích hợp ngày càng phát triển không ngừng và được ứng dụng
rộng rãi. Việc xây dựng mô hình tích hợp trong luận văn này giúp cho việc dự báo khai
thác và toi ưu hóa khai thác từ đó sẽ tạo tiền dé để hoạch định việc phát triển mỏ.
Với dé tài luận văn “UNG DUNG PHƯƠNG PHÁP MO HÌNH HÓA HE THONG KHAI THÁC TÍCH HỢP NHẰM TOI UU HÓA KHAI THAC CHO MO xX”, một số kết luận được đưa ra như sau:
— Các cơ sở lý thuyết cho phương pháp mô hình hóa tích hợp được tổng quát hóa bao gồm phương trình dòng chảy của chất lưu đa pha trong vỉa, phương trình dòng chảy trong ống. các phương pháp tích hợp bài toán vỉa và hệ thống bé mặt cũng như các phương pháp giải dé cân bang bài toán via và bề mặt
— Xây dựng mô hình hệ thông khai thác tích hợp cho đối tượng là tầng Y của
mỏ X. Việc xây dựng tập trung vào xây dựng và hiệu chỉnh các mô hình dòng
chảy trong giếng cho phù hợp với thực tế khai thác, kết nỗi các giếng và xây dựng thành mô hình dòng chảy trong hệ thống thiết bị bề mặt và cuối cùng là tích hợp các mô hình thành một mô hình hệ thống khai thác tích hợp hoàn
chỉnh
— Ứng dụng mồ hình tích hợp cho tầng Y của mỏ X trước tiên cho việc dự báo khai thác để hiểu được ảnh hưởng của bề mặt xuống vỉa qua đó sẽ tác động đến khả năng khai thác của vỉa. Hai phương án để tối ưu khai thác băng mô hình tích hợp được đưa ra là thay đổi áp suất bình tách cao áp và thay đối lượng khí gas lift bơm ép vào giếng. Trong phương án thay đổi áp suất bình tách cao áp ở gần cụm khai thác A thì áp suất tối ưu được đề xuất là khoảng 175 psig. Tuy nhiên khi đặt bình tách ở áp suất này, thì cần phải xem xét kĩ ảnh hưởng ở giếng XX-6P vì mô hình tính toán được áp suất đáy giếng thấp nhưng sản lượng khai thác không cao. Do đó, một số vấn đề ảnh hưởng khai
thác của giêng được đưa ra như có khả năng ảnh hưởng của áp suât ngược
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 76
trên bề mặt khi áp suất bình tách thay đổi làm kìm hãm khả năng khai thác của giếng hoặc có thé lượng gas lift bơm ép xuống giếng hiện nay không hiệu quả cho việc nâng dau lên bề mặt. Trong phương án thay đổi lượng gas lift bơm ép thì tác giả chọn đối tượng giếng XX-6P để thí nghiệm thay đôi khí gas lift bơm ép. Thực tế khai thác hiện nay thì giếng XX-6P được bơm ép 5.5 triệu feet khối ngày, với tính toán từ mô hình tích hợp thì lượng khí gas lift tối ưu nên là 4 triệu feet khối ngày thì sản lượng khai thác dự báo từ giếng XX-6P sẽ đạt cực đại. Đồng thời, mô hình cũng đưa ra lượng khí gas lift giới hạn nên bơm cho giéng này là ở 5 triệu feet khối ngày vì nếu cao hơn giá trị này thì không có hiệu quả cho việc nâng dau lên bề mặt do đó làm giảm sản lượng khai thác của giếng. Cuối cùng, việc thay đổi gas lift cho giếng XX-6P dé tôi ưu hóa khai thác đã cho thay rằng không có ảnh hưởng đến sản lượng dau khai thác từ các giếng thuộc cụm khai thác A
Một số hướng dé phát triển dé tài này như sau:
— Nghiên cứu tối ưu hóa gas lift cho toàn mỏ bằng mô hình hóa hệ thống khai
thác tích hợp
— _ Nghiên cứu việc mở rộng mô hình tích hợp với liên kết với mô hình mô phỏng hệ thống xử lý dầu (HY SIS)
— _ Nghiên cứu việc tích hợp hai hay nhiều mô hình dòng chảy trong via với một mô hình dòng chảy trong hệ thống thiết bị khai thác bề mặt vì trong thực tế có một số mỏ nhỏ cận biên được phát hiện gan đây sé được kết nối với các
giàn khai thác của các mỏ lân cận. Thông qua mô hình tích hợp sẽ giúp các
nhà thầu hiểu được tương tác về mặt thủy lực đối với các mỏ được kết nối từ đó sẽ hoạch định được kế hoạch khai thác chính xác hơn
— Đối với trường hợp mỏ X vì là mỏ dâu nên tác giả sử dụng mô hình chất lưu Black Oil dé cho mô hình dòng chảy trong via và mô hình dòng chảy trong giếng trong việc xây dựng mô hình hệ thống khai thác tích hợp. Tuy nhiên, mô hình hệ thống tích hợp cũng có thể được dùng cho các trường hợp mỏ khí và khi đó mô hình Compositional sẽ được dùng dé nghiên cứu. Vì vậy, ứng
dụng mô hình chất lưu Compositional cho việc xây dựng mô hình hệ thống khai thác tích hợp cho một mỏ khí nao đó cũng là một hướng phát triển
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 76
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[3]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]