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

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (4.85 MB, 126 trang )

<span class="text_page_counter">Trang 1</span><div class="page_container" data-page="1">

---

ĐINH VIỆT CƯỜNG

PHÂN TÍCH VÀ TỐI ƯU HĨA KHAI THÁC DẦU KHÍ MỎ X – Y

Chuyên ngành : Kỹ thuật Dầu khí Mã số: 8520604

LUẬN VĂN THẠC SĨ

<small>TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2024. </small>

</div><span class="text_page_counter">Trang 2</span><div class="page_container" data-page="2">

<small>CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA –ĐHQG -HCM </small>

<small> Cán bộ hướng dẫn khoa học : PGS.TS. PHẠM SƠN TÙNG ... </small>

<small>Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM ngày 27 tháng 01 năm 2024. </small>

<small>Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: </small>

<small> 1. TS. MAI CAO LÂN, Chủ nhiệm Bộ môn Khoan và khai thác Dầu khí, Chủ tịch Hội đồng. 2. TS. TẠ QUỐC DŨNG, Giảng viên Bộ mơn Khoan và khai thác Dầu khí, Ủy viên Hội đồng. </small>

<small>3. TS. NGUYỄN HỮU NHÂN, Ủy viên Hội đồng. 4. TS. NGUYỄN MINH HẢI, Ủy viên Hội đồng. </small>

<small>5. TS. LÊ NGUYỄN HẢI NAM, Giảng viên Bộ mơn Khoan và khai thác Dầu khí, Thư ký Hội đồng. </small>

<small>Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có). </small>

</div><span class="text_page_counter">Trang 3</span><div class="page_container" data-page="3">

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: ĐINH VIỆT CƯỜNG MSHV: 2170635 Ngày, tháng, năm sinh: 27/04/1983 Nơi sinh: Tp.HCM Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã số : 8520604

I. TÊN ĐỀ TÀI: PHÂN TÍCH VÀ TỐI ƯU HĨA KHAI THÁC DẦU KHÍ MỎ X – Y (ANALYSIS AND OPTIMIZATION OIL AND GAS PRODUCTION AT X-Y FIELD).

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Luận văn này sẽ tập trung nghiên cứu các nội dung sau:

- Thu thập số liệu về dữ liệu khai thác về sản lượng khai thác trong quá khứ, lượng bơm ép khí hiện tại cho các giếng, sơ đồ thiết kế các giếng có ESP…. từ đó xây dựng mơ hình cho từng giếng và mạng lưới các giếng mơ phỏng lại tồn bộ các giếng hiện tại trên mỏ trong 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. II. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 04/092023.

III. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 04/09/2023-18/12/2023 IV. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS.TS. PHẠM SƠN TÙNG

Tp. HCM, ngày 27 tháng 01 năm 2024. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TRƯỞNG KHOA ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

</div><span class="text_page_counter">Trang 4</span><div class="page_container" data-page="4">

LỜI CẢM ƠN

Em xin gửi lời cám ơn chân thành đến các thầy cô Trường Đại Học Bách Khoa nói chung, các thầy cơ Khoa Kỹ Thuật Địa Chất và Dầu Khí nói riêng và đặc biệt là các thầy cơ bộ mơn Khoan và Khai Thác Dầu Khí đã tận tình giảng dạy, chỉ bảo, giúp đỡ em trong suốt thời gian qua.

Em xin tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy Phạm Sơn Tùng đã tận tình hướng dẫn em trong suốt thời gian em thực hiện thực hiện luận văn tốt nghiệp này.

Cám ơn các thầy cơ trong Khoa cùng các bạn cùng khóa là những người giúp đỡ tôi rất nhiều trong suốt thời gian tôi học trong giảng đường này.

Một lần nữa, xin chân thành cảm ơn!

Đinh Việt Cường

</div><span class="text_page_counter">Trang 5</span><div class="page_container" data-page="5">

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế thế giới, cũng như mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia, do đó sản lượng khai thác của mỏ quyết định đến những bước đi chiến lược tiếp theo cho phát triển mỏ và an ninh năng lượng quốc gia. 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.

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. 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.

Từ những yêu cầu về mặt kỹ thuật như trên, đề tài “PHÂN TÍCH VÀ TỐI ƯU HĨA 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. Đối tượng nghiên cứu là giếng mỏ X – Y, trong đó có mười lăm giếng (15) khai thác tại hai cụm mỏ X, Y. Từ các số liệu thu thập trong quá khứ như áp suất giếng, lưu lượng khai thác, sơ đồ khoan giếng, độ sâu giếng….. học viên đã tiến hành xây dựng mơ 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 mơ hình từng giếng trên phần mềm dựa vào việc khớp dữ liệu thực tế khai thác so với mơ hình thơng qua áp suất và nhiệt độ tại đầu giếng. Sau khi quá trình khớp dữ liệu đã hồn tất, học viên tiến hành cơng tác kết nối mơ hình mạng các giếng khai thác để mô phỏng lại thực tiễn đang khai thác tại mỏ X,Y. Từ mơ hình mạng khai thác, học viên đã tiến hành việc tối ưu phân bổ lưu lượng khí bơm ép (Gaslift) cho các giếng khai thác có sử dụng khí bơm ép (Gaslift) và so sánh với việc phân bổ thực tiễn hiện đang áp dụng cho thấy nếu áp dụng phân bổ lưu lượng khí bơm ép theo lưu lượng như trong mơ hình sẽ giúp gia tăng sản lượng khoảng 500

</div><span class="text_page_counter">Trang 6</span><div class="page_container" data-page="6">

thùng dầu/ngày.

Oil and gas is the main source of energy and raw materials in the world economy, as well as the strategic nature of each country, thereforce, the production of field will determines the next strategic steps for development and national energy security. However, the continuous the continueously and use of energy from oil and gas without finding another source of energy to replace it has caused the world's oil and gas reserves to decrease.

Although the enhanced mining method using gas injection (Gaslift) has brought efficiency and maintained output according to the reservoir regime. Furthermore, through the production phase, it has been shown that optimizing gaslift within the production constraints of the reservoir to achieve long-term production efficiency is an important idea to help improve production efficiency, especially for heavy oil wells.

From the above technical requirements, the topic "ANALYSIS AND OPTIMIZATION PRODUCTION OF OIL AND GAS FOR X - Y Field" to analyze and evaluate the feasibility and effectiveness of simultaneous gas injection while running ESP pump. Therefore, maintaining and improving production efficiency by gaslift simultaneously with electric submersible pump (ESP) is an issue of high practical significance.

The object of research is wells at X – Y field, of which fifteen wells (15) are producted in two field clusters X and Y. From data collected in the past such as well pressure, production flow, well drilling diagram, well depth... students built an well production model for each well in field clusters X and Y base on commercial software for optimizing gas lift is PIPESIM. Then calibrate each well model on the software based on matching actual production data with the model through pressure and temperature at the wellhead. After the data matching process is completed, students proceed to connect the network model of production wells to simulate the actual production at field X and Y. From the production network model, students have

</div><span class="text_page_counter">Trang 7</span><div class="page_container" data-page="7">

optimized the allocation of gaslift injection to production wells using gaslift and compared it with the current practical allocation. The application shows that if the injection gas flow distribution is applied according to the flow rate as in the model, it will help increase production by about 500 barrels of oil/day.

</div><span class="text_page_counter">Trang 8</span><div class="page_container" data-page="8">

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan toàn bộ nội dung và kết quả nghiên cứu bài luận văn “PHÂN TÍCH VÀ TỐI ƯU HĨA KHAI THÁC DẦU KHÍ MỎ X – Y” là sản phẩm nghiên cứu phân tích của cá nhân tơi.

Sản phẩm được phân tích một cách khách quan, trung thực, có nguồn gốc rõ ràng và chưa được cơng bố dưới bất kỳ hình thức nào ngồi khn khổ của chương trình Cao học này.

Tơi xin cam kết sẵn sàng chịu trách nhiệm nếu có sự thiếu trung thực về thông tin hay kết quả sử dụng trong cơng trình nghiên cứu này.

</div><span class="text_page_counter">Trang 9</span><div class="page_container" data-page="9">

1. Tính cấp thiết của đề tài ... 1

2. Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu ... 2

3. Nội dụng nghiên cứu (Nhiệm vụ đề tài): ... 3

4. Tổng quan tình hình nghiên cứu trong nước và quốc tế (ưu điểm và hạn chế): ... 3

4.1. Nghiên cứu quốc tế ... 4

4.2. Nghiên cứu trong nước ... 10

5. Tính mới và đóng góp của đề tài (Ý nghĩa khoa học và thực tiễn): ... 12

5.1. Ý nghĩa khoa học: ... 12

5.2. Ý nghĩa thực tiễn: ... 13

6. Tài liệu cơ sở của luận văn ... 13

7. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ... 13

CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ MỎ X – Y VÀ DỮ LIỆU TÍNH TỐN ĐẦU VÀO. ... 14

1.1. Thiết bị công nghệ ... 14

1.1.1. Giàn đầu giếng (WHP): ... 14

</div><span class="text_page_counter">Trang 10</span><div class="page_container" data-page="10">

1.1.2. FPSO: ... 15

1.2. Dữ liệu tính toán đầu vào: ... 15

CHƯƠNG 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ KHAI THÁC VÀ PHÂN TÍCH ĐIỂM NÚT. ... 18

2.1. Vỉa và khả năng cho dòng ... 18

2.1.1. Cơ chế dòng chảy: ... 18

2.1.2. Dòng chảy tức thời: ... 19

2.1.3. Dòng chảy ổn định: ... 20

2.1.4. Dòng chảy giả ổn định: ... 21

2.1.5. Dòng chảy trong giếng ngang: ... 22

2.2. Mối quan hệ hiệu suất dòng vào:... 23

2.2.1. LPR cho các vỉa đơn pha lỏng: ... 24

2.2.2. LPR cho vỉa đa pha lỏng: ... 24

2.2.3. IPR cho các giếng dầu đa pha một phần: ... 25

2.3. Xây dựng đường cong IPR dựa trên kết quả thực tế: ... 26

2.5.2. Dòng chảy đa pha trong giếng dầu: ... 33

2.6. Khả năng cho dịng của giếng: ... 35

2.6.1. Phân tích điểm nút: ... 35

</div><span class="text_page_counter">Trang 11</span><div class="page_container" data-page="11">

2.7. Dự báo khai thác:... 39

2.7.1. Khai thác dầu trong giai đoạn dòng chảy chuyển tiếp ... 39

2.7.2. Khai thác dầu trong giai đoạn giả ổn định: ... 40

2.7.3. Khai thác dầu trong giai đoạn dòng chảy đơn pha: ... 40

2.8. Các phương pháp khai thác nhân tạo: ... 42

2.8.1. Phương pháp khí nâng (Gas lift): ... 42

Áp suất bơm ép tại độ sâu van: ... 50

2.8.2. Các phương pháp bơm ép khác: ... 55

2.9. Tối ưu khai thác: ... 60

2.9.1. Giếng bơm ép khí: ... 63

2.9.2. Cách tiếp cận tối ưu khai thác: ... 63

CHƯƠNG 3. XÂY DỰNG MƠ HÌNH KHAI THÁC CÁC GIẾNG, PHÂN BỔ LƯỢNG KHÍ GASLIFT TỐI ƯU KHAI THÁC CHO CÁC GIẾNG. ... 66

3.1. Tổng quan: ... 66

3.2. Thực hiện mơ hình hóa hệ thống khai thác ... 66

3.2.1. Xây dựng mơ hình giếng đơn và hiệu chỉnh dữ liệu giếng khai thác phù hợp thực tế: ... 67

3.2.2. Thu thập dữ liệu giếng... 67

3.3. Xây dựng mơ hình giếng khai thác ... 67

3.3.1. Giả định ... 68

3.3.2. Thông số dữ liệu đầu vào cần thiết ... 68

3.4. Các trường hợp hiệu chỉnh mơ hình giếng ... 74

Trường hợp 1 – Hiệu chỉnh dữ liệu mơ hình giếng có bơm ép khí dựa vào dữ liệu khảo sát giếng ... 76

</div><span class="text_page_counter">Trang 12</span><div class="page_container" data-page="12">

3.5. Mơ Hình Hóa Mạng Khai Thác ... 91

3.6. Tối ưu bơm ép khí (GLO) ... 98

3.6.1. Trường hợp cơ sở (tại giá trị tổng lưu lượng bơm ép khí = 4,4 triệu bộ khối khí/ngày): ... 98

3.6.2. Tạo ra đường cong làm việc của dòng khai thác ... 99

3.6.3. Thiết lập tối ưu ... 99

3.6.4. Chạy kết quả các trường hợp và phân tích kết quả ... 99

Tiến ... 100

CHƯƠNG 4. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ. ... 104

4.1. Tính mới của giải pháp ... 104

4.2. Khả năng áp dụng ... 104

4.3. Lợi ích áp dụng và đánh giá hiệu quả kinh tế ... 104

4.4. Kết Luận & Đề Xuất: ... 105

4.4.1. Kết luận: ... 105

4.4.2. Đề xuất: ... 106

TÀI LIỆU THAM KHẢO ... 107

</div><span class="text_page_counter">Trang 13</span><div class="page_container" data-page="13">

MỤC LỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.2 Thơng số vỉa. ... 16

Hình 1.3 Thơng số vị trí bơm ép khí. ... 16

Hình 1.4 Thơng số DHG. ... 17

Hình 1.5 Dữ liệu khai thác các giếng ... 17

Hình 2.1 Mơ hình dịng chảy trong giếng [14]. ... 19

Hình 2.2 Cách xác định C<small>A</small> [14]. ... 22

Hình 2.3 Dạng J trong một giếng dầu [14]. ... 23

Hình 2.4 Mơ hình Vogel cho đường IPR của giếng dầu đa pha một phần [14]. ... 25

Hình 2.5 Dịng chảy trong chuỗi ống khai thác [14]. ... 30

Hình 2.6 Đồ thị hệ số ma sát Darcy-Wiesbach (Moody, 1944) [14]. ... 32

Hình 2.7 Cơ chế dịng chảy [14]. ... 33

Hình 2.10 Cấu hình của một giếng bơm ép khí [14]. ... 43

Hình 2.11 Mơ hình hệ thống bơm ép khí đơn giản [14]. ... 45

Hình 2.12 Sơ đồ bơm ép khí liên tục [14]. ... 47

Hình 2.13 Quan hệ áp suất trong bơm ép khí liên tục [14]. ... 47

Hình 2.31 Sơ đồ bơm điện chìm [14]. ... 56

Hình 2.32 Sơ đồ bơm ly tâm ... 57

Hình 2.33 Sơ đồ bơm ly tâm nhiều tầng [14]. ... 58

Hình 2.34 Biểu đồ tính chất bơm ESP 100 cấp [14]. ... 58

Hình 2.35 So sánh đường cong hiệu suất khai thác (IPR) của giếng trước và sau khi thực hiện mơ phỏng. ... 62

Hình 2.36 Đường cong hiệu suất khai thác trong ống khai thác ... 63

</div><span class="text_page_counter">Trang 14</span><div class="page_container" data-page="14">

Hình 2.37 Đường cong hiệu suất giếng bơm ép khí. ... 63

Hình 3.1 Các bước xây dựng mơ hình khai thác giếng đơn. ... 68

Hình 3.2 Mơ hình giếng khai thác đơn chưa nhập dữ liệu ... 69

Hình 3.3 Mơ hình dữ liệu khảo sát giếng. ... 69

Hình 3.4 Đồ thị về độ lệch giếng (Well deviation view in PIPESIM). ... 69

Hình 3.5 Sơ đồ hồn thiện giếng. ... 70

Hình 3.6 Đường kính trong ống khai thác. ... 71

Hình 3.7 Điểm bơm ép khí. ... 71

Hình 3.8 Các tính chất của khí bơm ép. ... 71

Hình 3.9 Điểm đặt bơm điện chìm (ESP). ... 72

Hình 3.10 Các đặc tính của bơm điện chìm (ESP). ... 72

Hình 3.11 Nhập biến thiên địa nhiệt trong mơ hình PIPESIM. ... 72

Hình 3.12 Các tính chất vỉa ... 73

Hình 3.13 Định nghĩa các tính chất của Choke. ... 73

Hình 3.14 Tính chất chất lỏng trong mơ hình giếng đơn. ... 74

Hình 3.15 Đầu vào dữ liệu hiệu chuẩn. ... 74

Hình 3.16 Quy trình hiệu chuẩn dữ liệu mơ hình giếng. ... 75

Hình 3.17 Quy trình hiệu chuẩn dữ liệu mơ hình giếng khi có dữ liệu khảo sát giếng. ... 77

Hình 3.18 Dữ liệu khảo sát giếng trong mơ hình giếng. ... 77

Hình 3.19 So sánh các tương quan dịng chảy ... 78

Hình 3.20 Thiết lập các điều kiện biên. ... 78

Hình 3.21 Phương pháp hiệu chuẩn so sánh với dữ liệu đo. ... 79

</div><span class="text_page_counter">Trang 15</span><div class="page_container" data-page="15">

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

... 79

Hình 3.23 Hiệu chỉnh hệ số giữ lỏng. ... 80

Hình 3.24 Đường cong vận hành giếng sau khi hiệu chỉnh các hệ số... 80

Hình 3.25 Giá trị U được hiệu chỉnh theo dữ liệu khảo sát địa nhiệt. ... 81

Hình 3.26 Khớp dữ liệu nhiệt độ dựa trên hai điểm đo. ... 81

Hình 3.27 Áp suất được khớp hóa. ... 81

Hình 3.28 Khớp hóa dữ liệu nhiệt độ. ... 82

Hình 3.29 Thiết lặp tương quan cho Choke. ... 82

Hình 3.30 Thiết lập các điều kiện biên trong dữ liệu áp suất/nhiệt độ. ... 82

Hình 3.31 Khớp dữ liệu choke dựa trên áp suất đoạn ống và áp suất đầu ống khai thác. ... 83

Hình 3.32 Chọn phương pháp tương quan cho choke là “mechanistic”. ... 83

Hình 3.33 Phân tích độ nhạy của hệ số xả trong khớp dữ liệu áp suất/nhiệt độ ... 84

Hình 3.34 Kết quả phân tích nhạy cho hệ số xả Cd. ... 84

Hình 3.38 Dữ liệu choke trong PIPESIM. ... 84

Hình 3.36 Giá trị đầu vào PI để phân tích độ nhạy. ... 85

Hình 3.37 Đồ thị giếng X-7P theo giá trị PI ban đầu. ... 85

Hình 3.38 Phân tích nhạy giá trị PI theo điều kiện gần nhất. ... 86

Hình 3.39 Quy trình khớp hóa dữ liệu cho các giếng chỉ có áp suất đầu giếng và áp suất đường ống khai thác. ... 88

Hình 3.40 Dữ liệu choke được khớp hóa. ... 88

</div><span class="text_page_counter">Trang 16</span><div class="page_container" data-page="16">

Hình 3.41 Thay đổi đường cong áp suất khi tiến hành phân tích độ nhạy % nước.

... 89

Hình 3.42 Kết quả khớp hóa dữ liệu cho giếng Y-2P. ... 89

Hình 3.43 Dữ liệu hiệu suất bình tách. ... 90

Hình 3.44 Kết quả khớp hóa dữ liệu giếng DD-6P. ... 90

Hình 3.45 Khớp hóa dữ liệu giếng DD-3P với hệ số đầu bơm là 1. ... 90

Hình 3.46 Khớp hóa dữ liệu giếng Y-3P với hệ số đầu bơm là 0,8. ... 91

Hình 3.47 Khớp hóa dữ liệu PI giếng Y-3P. ... 91

Hình 3.48 Quy trình xây dựng mơ hình mạng các giếng khai thác. ... 92

Hình 3.49 Mạng khai thác kết nối giữa các giếng. ... 93

Hình 3.50 Chi tiết isometric ống ngầm/ống đứng trong PIPESIM. ... 93

Hình 3.51 Isometric của ống ngầm trong PIPESIM. ... 93

Hình 3.52 Nhập chi tiết thơng số ống đứng. ... 94

Hình 3.60 Sơ đồ ống đứng... 94

Hình 3.54 Nhập giá trị đo của đường ống ngầm. ... 95

Hình 3.55 Khớp hóa dữ liệu áp suất ống ngầm. ... 95

Hình 3.56 Các điều kiện biên (áp suất hoặc lưu lượng) của mạng khai thác. .. 96

Hình 3.57 Mơ phỏng việc khớp hóa dữ liệu trong mạng khai thác ... 97

Hình 3.58 Quy trình tối ưu khí bơm ép ... 98

Hình 3.59 Nút “Run” trong cửa sổ Well Optimizer ... 100

Hình 3.60 Kết quả từ việc phân bổ lại lưu lượng khí bơm ép ... 101

Hình 3.61 Mơ phỏng kết quả tại các lưu lượng bơm ép khí khác nhau ... 103

</div><span class="text_page_counter">Trang 17</span><div class="page_container" data-page="17">

MỤC LỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Thông số kỹ thuật mỏ X – Y ... 14

Bảng 1.2 Thông số đường ống nội mỏ X – Y ... 15

Bảng 3.1 Các dữ liệu cần thiết cho chuẩn hóa mơ hình giếng. ... 67

Bảng 3.2 Biến thiên địa nhiệt ở các độ sâu khác nhau ... 72

Bảng 3.3 Ví dụ về nhập dữ liệu áp suất và nhiệt độ vào mơ hình PIPESIM ... 77

Bảng 3.4 Kết quả so sánh mô phỏng và giá trị đo. ... 87

Bảng 3.5 Lưu lượng khai thác mô phỏng mỏ X – Y. ... 96

Bảng 3.5 Các kết quả của trường hợp cơ sở ... 98

Bảng 3.7 Kết quả từ việc phân bổ lại lượng khí bơm ép ... 101

Bảng 3.8 Mô phỏng kết quả cho các lưu lượng bơm ép khí khác nhau của mỗi giếng. ... 102

Bảng 3.9 Mơ phỏng kết quả tổng lưu lượng cho các lưu lượng bơm ép khí khác nhau. ... 102

</div><span class="text_page_counter">Trang 18</span><div class="page_container" data-page="18">

MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế thế giới, cũng như mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia, do đó sản lượng khai thác của mỏ quyết định đến những bước đi chiến lược tiếp theo cho phát triển mỏ và an ninh năng lượng quốc gia. Ngành dầu khí nước ta tuy cịn khá trẻ, nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh tế nước nhà. Từ nhiều năm nay dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của Việt Nam, chiếm tỷ lệ khoảng 20 - 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước. Đến nay ngành dầu khí là một ngành cơng nghiệp mũi nhọn trong cơng cuộc cơng nghiệp hố và hiện đại hố đất nước. Trong những năm qua đã có những bước đi vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí cũng như xây dựng các cơng 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, khơng cịn 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 khơng 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

</div><span class="text_page_counter">Trang 19</span><div class="page_container" data-page="19">

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.

2. 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 hịa 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 thơng số bơm ép khí (Gaslift) tại các giếng, thơng số hoạt động của bơm điện chìm, đặc tính bơm, điều kiện vận hành tại mỏ và tính tốn phân bổ lại lưu lượng khí bơm ép (Gaslift), tính tốn kết hợp khí bơm ép (Gaslift) cho từng giếng để đánh giá

</div><span class="text_page_counter">Trang 20</span><div class="page_container" data-page="20">

và tối ưu lưu lượng khí bơm ép (Gaslift) và kết hợp tối ưu thơng 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 mơ 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 mơ hình mạng lưới các giếng khai thác.

3. Nội dụng nghiên cứu (Nhiệm vụ đề tài):

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

 Thu thập số liệu về dữ liệu khai thác về sản lượng khai thác trong quá khứ, lượng bơm ép khí hiện tại cho các giếng, sơ đồ thiết kế các giếng có ESP…. từ đó xây dựng mơ hình cho từng giếng và mạng lưới các giếng mơ phỏng lại tồn bộ các giếng hiện tại trên mỏ trong 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. 4. Tổng quan tình hình nghiên cứu trong nước và quốc tế (ưu điểm và hạn

chế):

</div><span class="text_page_counter">Trang 21</span><div class="page_container" data-page="21">

Đã có nhiều cơng trình nghiên cứu về tối ưu Gaslift cho các cụm giếng khai thác nhằm tăng sản lượng khai thác của các tác giả trong và ngồi nước, một vài cơng trình được khảo sát trong mục này.

4.1. 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 tốn học MINLP và RYSIA

𝑚𝑎𝑥𝑆 = 𝑞 + 𝑞

Trong đó q<small>oj</small> là các giếng dầu khai thác bằng áp suất tự nhiên vỉa được nhưng có thể bơm ép khí (Gaslift) và q<small>oi</small> là các giếng dầu không khai thác được bằng áp suất vỉa tự nhiên mà phải cần bơm ép khí.

Ưu điểm: trong các mơ hình tính tốn 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 mơ hình MINLP và so sánh với phần mềm PIPESIM để tối ưu hóa khí bơm ép.

𝑞

</div><span class="text_page_counter">Trang 22</span><div class="page_container" data-page="22">

Ưu điểm: q trình tính tốn cho các kết quả chính xác.

Nhược điểm: địi hỏi cấu hình máy tính mạnh, nhiều ràng buộc khiến mơ hình toán phức tạp hơn.

Benjamin Julian Tømte Binder, tháng 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 mơ hình tốn 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: q trình tính tốn cho các kết quả chính xác và nhanh.

Nhược điểm: địi hỏi cấu hình máy tính mạnh, nhiều ràng buộc khiến mơ hình tốn phức tạp hơn, địi 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 tốn tối ưu lưu lượng bơm ép khí.

2𝜎 <sup>⋅ exp −</sup>

(𝑌 − 𝑌 )2𝜎

Trong đó:

f(x, y): hàm mật độ xác xuất chung.

D<small>i</small><sup>2</sup>: Khoảng cách giữa X và mẫu huấn luyện thứ i (X<small>i</small>). p: khoảng cách của vector X.

</div><span class="text_page_counter">Trang 23</span><div class="page_container" data-page="23">

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 mơ hình tốn phi tuyến).

Ưu điểm: q trình tính tốn trên MATLAB cho các kết quả chính xác và nhanh. Nhược điểm: mơ hình tốn phức tạp, ngồi ra phương pháp thử và sai cho độ chính xác khơng 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.

Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl

ΔPy = Pws – Pwfs = Suy giảm áp suất trong vỉa.

ΔPc = Pwfs- Pwf = Suy giảm áp suất trong bộ hoàn thiện giếng. ΔPp = Pwf-Pwh = Suy giảm áp suất tại đáy giếng.

ΔPl = Pwh – Psep = Suy giảm áp suất trong ống khai thác.

Áp suất tại nút đầu vào: Pwh (dòng vào) = Pws – Δpy – Δpc – ΔPp. Áp suất tại nút đầu ra: Pwh (dòng ra) = Psep + ΔPl

Ưu điểm: q trình tính tốn đơn giản rất gần với các ý nghĩa trong phân tích

</div><span class="text_page_counter">Trang 24</span><div class="page_container" data-page="24">

khai thác.

Nhược điểm: mơ hình tốn 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.

𝑆𝑀𝐼𝑁 = 𝜎 −(𝑎 + 𝑐𝛼 )(1 + 𝑏𝛼 )

= (𝜎 + 𝑏𝛼 𝜎 − 𝑎 − 𝑐𝛼 )(1 + 𝑏𝛼 )= (𝜎 + 𝑏𝛼 𝜎 − 𝑎 − 𝑐𝛼 )

σ = (𝑎 + 𝑐𝛼)/(1 + 𝑏𝛼) ∂𝑆𝑀𝐼𝑁

∂𝑎 <sup>= 2</sup> <sup> (𝜎 + 𝑏𝛼 𝜎 − 𝑎 − 𝑐𝛼 )(−1) = 0</sup>∂𝑆𝑀𝐼𝑁

∂𝑏 <sup>= 2</sup> <sup> (𝜎 + 𝑏𝛼 𝜎 − 𝑎 − 𝑐𝛼 )(𝛼 𝜎 ) = 0</sup>∂𝑆𝑀𝐼𝑁

∂𝑐 <sup>= 2</sup> <sup> (𝜎 + 𝑏𝛼 𝜎 − 𝑎 − 𝑐𝛼 )(−𝛼 ) = 0</sup>

𝑎 = <sup>𝐷</sup>𝐷 <sup>; 𝑏 =</sup>

𝐷𝐷 <sup>; 𝑐 =</sup>

𝐷𝐷

</div><span class="text_page_counter">Trang 25</span><div class="page_container" data-page="25">

Ưu điểm: q trình tính tốn cho độ phù hợp dữ liệu q khứ cao. Nhược điểm: mơ hình tốn 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 tốn 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.

𝑄 = 𝐴 + 𝐴 𝑄<sub>ginj ,</sub> + 𝐴 𝑄<sub>ginj ,</sub> + ⋯ + 𝐴 𝑄<sub>ginj ,</sub> = 𝐴 𝑄<sub>ginj ,</sub>

trong đó Aj là các hệ số được xác định bởi bình phương nhỏ nhất, Qi là sản lượng dầu và Q<small>ginj,i </small>là lưu lượng bơm ép khí cho giếng i.

Ưu điểm: quá trình tính tốn cho kết quả có độ tin cậy.

</div><span class="text_page_counter">Trang 26</span><div class="page_container" data-page="26">

Nhược điểm: mơ hình tốn 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 mơ phỏng dịng vào và ra của giếng và nhóm giếng khi thay đổi lưu lượng Gaslift.

Ưu điểm: q trình tính tốn cho kết quả có độ tin cậy.

Nhược điểm: mơ hình tốn phải hiểu q trình các mơ 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 mơ phỏng dịng 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 tốn so sánh NPV các phương án.

Ưu điểm: quá trình tính tốn cho kết quả có độ tin cậy.

Nhược điểm: mơ hình tốn phải hiểu q trình các mơ hình dầu để tiến hành Matching dữ liệu phù hợp với dữ liệu quá khứ.

Øystein 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]:

Mơ hình tối ưu hóa sau đó là một MILP (Hỗn hợp bài tốn 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 khơng tồn tại thuật tốn giải chung. Phạm vi của công việc này là triển khai mơ hình tối ưu hóa theo 2 cách khác nhau. Microsoft Excel được sử dụng để tối ưu hóa mơ hình

</div><span class="text_page_counter">Trang 27</span><div class="page_container" data-page="27">

mạng. Tiếp theo mơ hình tối ưu hóa được triển khai trong AMPL. Pipesim được sử dụng làm mơ hình mỏ để tối ưu Gaslift và ESP.

Ưu điểm: q trình tính tốn cho kết quả có độ tin cậy.

Nhược điểm: mơ hình toán phải thu thập nhiều dữ liệu, chậm trong quá trình vịng lặp tính tốn.

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]:

Nội dung trong phần luận văn này tác giả đã xây dựng mơ hình quản lý mỏ tích hợp cho khai thác khí – Mỏ Rashidupur Gas Field, Bangladesh để tối ưu tối kế hoạch khai thác và đánh giá rủi ro của mỏ, kết hợp các thông số đầu vào của vỉa, dòng vào giếng, dòng ra giếng và các thiết bị bề mặt cho một giàn cụ thể. Sau khi có mơ hình của mỏ, tác giả đã tiến hành đưa ra các giả thuyết về sản lượng khai thác cùng với các biểu hiện của vỉa tương ứng, từ đó đưa ra chiến lược khai thác phù hợp thông qua bộ phần mềm PROSPER, MBAL, GAP của hãng IPM. PROSPER để mô phỏng đường cong khai thác trong giếng, sau đó phần mềm MBAL ước tính các điều kiện vỉa bằng phương trình cân bằng vật chất. Cuối cùng là phần mềm GAP lấy các thông số từ PROSPER và MBAL để đưa ra dự báo khai thác.

Ưu điểm: Tính ứng dụng cao.

Nhược điểm: Tuy nhiên trong phần tối ưu khai thác, tác giả chủ yếu đưa ra phương án thay đổi đường kính tubing khai thác để tối ưu khai thác, chưa tính đến các giải pháp tăng gaslift và độ tăng của hàm lượng nước.

4.2. 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

</div><span class="text_page_counter">Trang 28</span><div class="page_container" data-page="28">

ưu lượng khí bơm ép và tối đa khai thác tối đa lợi luận. 𝑄(𝑉) = 𝑎𝑉 + 𝑏𝑉 + 𝑐

V: Lưu lượng khí nén.

a, b, c: Các hệ số của hàm, được xác định trong quá trình.

Ưu điểm: q trình tính tốn cho kết quả có độ tin cậy và nhanh.

Nhược điểm: mơ 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

</div><span class="text_page_counter">Trang 29</span><div class="page_container" data-page="29">

lượng các giếng lân cận... Ngoài ra, lắp bơm điện chìm cũng gây khó khăn nhất định trong cơng tác đo khảo sát giếng định kỳ, gây quá tải hệ thống cung cấp điện ngoài giàn.

Nguyễn Di Tùng, thiết kế tối ưu hóa lượng khí bơm ép (gaslift) cho giếng khai thác đa tầng, hội nghị KHCN toàn quốc về cơ khí - động lực năm 2017, Ngày 14 tháng 10 năm 2017 tại Trường ĐH Bách Khoa – ĐHQG TP HCM [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 tốn 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 tốn và mơ phỏng.

Ưu điểm: q trình tính tốn cho kết quả có độ tin cậy và nhanh.

Nhược điểm: mơ hình tốn phải thu thập nhiều dữ liệu... liên tục được cập nhật. 5. Tính mới và đóng góp của đề tài (Ý nghĩa khoa học và thực tiễn): 5.1. 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 dịng 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

</div><span class="text_page_counter">Trang 30</span><div class="page_container" data-page="30">

nên cấp thiết, đòi hỏi phải nghiên cứu, tối ưu hóa chế độ cơng nghệ cho từng loại giếng, lượng khí phân bổ cho các giếng trên tồn mỏ mà vẫn đảm bảo được sản lượng khai thác dầu trong từng giai đoạn khai thác của mỏ.

5.2. 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.

6. Tài liệu cơ sở của luận văn

Luận văn được xây dựng trên cơ sở các tài liệu: multiphase flow in wells, petroleum production systems, production optimization, engineering handbook, phương pháp phân tích hệ thống ứng dụng trong kỹ thuật dầu khí, tài liệu cơ sở khoan và khai thác ngồi ra cịn một số tài liệu khác.

7. 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 mơ hình cơ học để tính tốn. Từ đó ta thấy được ý nghĩa của các mơ hình dịng chảy trong giếng là bài tốn thực tiến với tầm quan trong khơng nhỏ trong công tác thiết kế giếng cũng như một số lĩnh vực khác.

</div><span class="text_page_counter">Trang 31</span><div class="page_container" data-page="31">

CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ MỎ X – Y VÀ DỮ LIỆU TÍNH TỐN ĐẦU VÀO.

Diện tích ban đầu của lơ là 11.900 km2. Kết thúc thời kỳ thăm dò nhà điều hành đã trả lại tồn bộ diện tích khơng phát hiện được dầu khí thương mại (Khoảng 98,9% diện tích ban đầu của lơ hợp đồng). Diện tích cịn lại của lô hợp đồng là 115,81 km2 cho mỏ X – Y.

X - Y nằm ở phía Đơng Bắc bồn trũng Cửu Long, cách Vũng Tàu khoảng 160 km về hướng Đơng, nơi có độ sâu nước biển xấp xỉ 70m.

Trong sơ đồ khai thác, dòng sản phẩm khai thác từ các giếng của mỏ X và Y sẽ được vận chuyển về tàu FPSO qua hệ thống đường ống ngầm dưới biển. Dịng sản phẩm dầu khí được đưa vào hệ thống xử lý, tách lọc trên tàu FPSO. Sau khi xử lý, dầu sẽ được trữ tại FPSO để xuất bán. Ngoài ra, trên FPSO cũng được thiết kế hệ thống bơm ép khí nâng cho giếng khai thác và hệ thống bơm ép nước xuống vỉa nhằm cung cấp cho 2 giàn đầu giếng X – Y qua hệ thống đường ống nội mỏ.

1.1. Thiết bị công nghệ 1.1.1. Giàn đầu giếng (WHP): Thiết kế giàn đầu giếng:

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

<small>Chân đế Khối thượng tầng Ống cọc Phần khoan </small>

<small>1.810 931 1.339 Chiều cao (mét) tính từ mặt nước: </small>

<small>Sân bay (Helideck) Weather deck </small>

<small>Sàn khai thác chính (Maindeck). Sàn khai thác phụ (Sub-maindeck). </small>

<small>Khí (MMSCF) Gas lift (kpa) Bơm ép nước (bwpd) Áp suất bơm ép (kpa) </small>

</div><span class="text_page_counter">Trang 32</span><div class="page_container" data-page="32">

Đường ống nội mỏ

Bảng 1.2 Thông số đường ống nội mỏ X – Y

<small>Các đường ống nội mỏ Từ Đến Chiều dài (m) </small> <sup>Đường </sup><sub>(inch) </sub> <sup>kính </sup>

<small>Áp suất/Nhiệt độ thiết kế (kpa / </small>

1.1.2. FPSO: Công xuất xử lý:

Chất lỏng : 27.000 thùng/ngày Khí

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 Nước

Khai thác : 13.000 thùng/ngày Bơm ép : 15.000 thùng/ngày 1.2. Dữ liệu tính tốn đầu vào:

Thơng số vỉa

</div><span class="text_page_counter">Trang 33</span><div class="page_container" data-page="33">

Hình 1.1 Thơng số vỉa. Thơng số vị trí bơm ép khí:

Hình 1.2 Thơng số vị trí bơm ép khí. Thơng số DHG:

</div><span class="text_page_counter">Trang 34</span><div class="page_container" data-page="34">

Hình 1.3 Thông số DHG. Dữ liệu khai thác các giếng:

Hình 1.4 Dữ liệu khai thác các giếng

</div><span class="text_page_counter">Trang 35</span><div class="page_container" data-page="35">

CHƯƠNG 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ KHAI THÁC VÀ PHÂN TÍCH ĐIỂM NÚT.

2.1. 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.

Bán kính giếng khoan. Tính chất chất lưu trong vỉa.

Điều kiện các vùng lân cận đáy giếng. Độ thấm tương đối của vỉa.

Khả năng cho dịng của vỉa có thể được mơ hình tốn học dựa trên các dạng cơ chế của dòng chảy như dòng chảy tức thời, dòng chảy ổn định và dòng chảy giả ổn định. Phân tích mối tương quan giữa áp suất đáy giếng và lưu lượng khai thác có thể được biểu diễn dạng toán học dựa vào cơ chế dòng chảy. Mối quan hệ này được biểu diễn gọi là “Mối tương quan hiệu suất dòng vào” (IPR).

2.1.1. Cơ chế dòng chảy:

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 mơ hình này, h là bề dày vỉa, k là khả năng thấm dầu theo phương ngang, µ<small>o</small> là độ nhớt của dầu, B<small>o</small> là thể tích thành hệ, r<small>w</small> là bán kính của giếng, p<small>wf</small> là áp suất đáy giếng, p là áp suất vỉa ở khoảng cách r tính từ tâm giếng.

</div><span class="text_page_counter">Trang 36</span><div class="page_container" data-page="36">

Hình 2.1 Mơ hình dịng chảy trong giếng [14]. 2.1.2. Dòng chảy tức thời:

Dòng chảy tức thời được định nghĩa là cơ chế dòng chảy mà bán kính ảnh hưởng của áp suất giếng khơng đạt đến ranh giới của vỉa. Trong giai đoạn dòng chảy tức thời, phễu áp suất phát triển nhỏ so với kích thước vỉa. Do đó, vỉa hoạt động như một vỉa vơ cùng lớn theo quan điểm 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:

P<small>wf </small>= p<small>i</small> – <sup>.</sup> <sup>µ</sup> x 𝑙𝑜𝑔𝑡 + 𝑙𝑜𝑔

<small>Øµ</small> − 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. µo: độ nhớt của dầu, cp.

k: độ thấm của dầu, md. h: bề dày vỉa, ft.

t: thời gian cho dòng, giờ.

</div><span class="text_page_counter">Trang 37</span><div class="page_container" data-page="37">

Ø: độ rỗng. Ct: tổng độ nén

Rw: bán kính giếng, ft. S: hệ số nhiễm bẩn.

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

Đối với các giếng khí cho dịng chảy tức thời thì:

Dịng chảy trạng thái ổn định'' được định nghĩa là một chế độ dịng 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 khơng 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 khơng đổi. Giả sử dịng 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 khơng đổi tại bán kính r<small>e</small> của giếng khoan:

</div><span class="text_page_counter">Trang 38</span><div class="page_container" data-page="38">

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

Nếu diện tích cho dịng khơng phải dạng hình trịn thì phương trình sau được sử dụng:

Trong đó:

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

CA: hệ số hình dạng của dịng, 31,6 áp dụng cho dạng hình trịn.

</div><span class="text_page_counter">Trang 39</span><div class="page_container" data-page="39">

Hình 2.2 Cách xác định C<small>A</small> [14]. Đối với giếng khí thì cơng thức sau được dùng:

𝑞 =

(2.11) [14].

</div><span class="text_page_counter">Trang 40</span><div class="page_container" data-page="40">

𝑎 = + +

<small>/</small> (2.12) [14]. 𝐼 = (2.13) [14].

Trong đó:

KH: là độ thấm ngang trung bình, md KV: độ thấm đứng, md

ReH: bán kính của diện tích cho dịng, ft L: chiều dài của giếng ngang (L/2 <0.9reH),ft 2.2. Mối quan hệ hiệu suất dòng vào:

IPR được dùng để đánh giá khả năng cho dòng của vỉa trong kỹ thuật khai thác dầu khí. Đường cong IPR thể hiện mối tương quan giữa áp suất đáy giếng và lưu lượng dòng chảy. Độ lớn của độ dốc đường cong IPR được gọi là “hiệu suất khai thác” (ký hiệu là PI hay J), trình bày theo cơng thức:

𝐽 = (2.14) [14].

J không phải là hằng số trong vùng dịng chảy hai pha.

Hình 2.3 Dạng J trong một giếng dầu [14].

Đường cong IPR thường được xây dựng dựa trên việc sử dụng mơ hình dòng vào của vỉa.

</div>