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

29DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
mà vẫn đảm bảo được sản lượng khai thác dầu trong từng 
giai đoạn khai thác của mỏ. 
Từ thực trạng của các mỏ tại bể Cửu Long hiện nay 
(năng lượng vỉa giảm dần với hàm lượng nước trong sản 
phẩm khai thác ngày càng tăng, số lượng giếng có lưu 
lượng thấp chiếm tỷ trọng cao, chi phí khí nén để khai 
thác 1 đơn vị thể tích dầu tăng theo thời gian, hiệu quả 
khai thác thấp và tổn hại vỉa lớn), tác giả nghiên cứu và 
đề xuất các giải pháp công nghệ - kỹ thuật nhằm tối ưu 
hóa chế độ khai thác gaslift. 
2. Cơ sở giải pháp tối ưu chế độ gaslift 
2.1. Chế độ gaslift khai thác tối ưu từng giếng
Khi nghiên cứu động thái của các giếng đơn lẻ, khí 
nén bơm vào cột chất lỏng càng tăng thì lưu lượng dầu 
khai thác cũng tăng do tỷ trọng của chất lưu giảm. Tuy 
nhiên, lưu lượng chất lưu khai thác chỉ tăng đến một giá 
trị Qmax. Nếu tiếp tục tăng lưu lượng khí nén thì lưu lượng 
khai thác lại giảm. Mối quan hệ giữa lưu lượng giếng khai 
thác gaslift và khí nén được biểu diễn bởi phương trình 
[1]: 
Q(V) = aV2 + bV + c
Trong đó: 
Q: Lưu lượng chất lưu khai thác; 
Ngày nhận bài: 12/6/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 12 - 27/6/2019. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 12/8/2019.
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
Nguyễn Hải An
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí
Email: annh1@pvep.com.vn
Tóm tắt
Khai thác thứ cấp bằng gaslift đang được áp dụng rộng rãi ở các giếng dầu vào cuối thời kỳ khai thác, đặc biệt là khu vực có hàm 
lượng nước cao và lẫn tạp chất cơ học. Hàm lượng nước trong chất lưu khai thác càng tăng lên, lượng dầu khai thác được trên một đơn vị 
khí gaslift dùng để bơm ép cũng giảm đi đáng kể, đồng thời cần thêm chi phí xử lý nước ảnh hưởng nghiêm trọng đến hiệu quả kinh 
tế của mỏ. 
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 báo 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. 
Từ khóa: Gaslift, tối ưu hóa khai thác dầu khí, giàn đầu giếng, dòng tiền thuần, bể Cửu Long.
1. Giới thiệu
Các mỏ dầu ở bể Cửu Long 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 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 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 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 
 (1)
30 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
V: Lưu lượng khí nén; 
a, b, c: Các hệ số của hàm, được xác định trong quá trình 
tính toán và khảo sát giếng gaslift.
Vẽ đồ thị mối quan hệ của sản lượng khai thác Q1 = f(Vk), 
lưu lượng riêng của khí nén Ro = f(Vk) và áp suất khí nén Pk = 
f(Vk). Từ Hình 1 có thể xác định chế độ làm việc tối ưu hay tối 
đa lưu lượng chất lưu của giếng gaslift.
Hệ đường cong trên đồ thị cho thấy khi tăng lượng khí 
nén Vk, lưu lượng khai thác giếng Ql ban đầu tăng dần lên. 
Điều này được giải thích là do giảm áp suất đáy Pđ (mật độ 
hỗn hợp chất lỏng trong ống nâng giảm), kéo theo áp suất khí 
nén (Pk) cũng giảm theo. Sự giảm của áp suất khí nén đến một 
giá trị nào đó và bắt đầu tăng trở lại (do lượng khí nén tăng 
mà tiết diện ống không thay đổi), do đó 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, khi đó chênh lệch áp suất giữa vỉa và 
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 sự gia tăng 
áp suất đáy, do đó lưu lượng khai thác giếng giảm theo.
Xác định chế độ làm việc tối ưu của giếng: Từ gốc tọa độ 
kẻ đường thẳng tiếp tuyến với đường cong Q1 = f(Vk). Điểm 
tiếp tuyến thỏa mãn Q/V là lớn nhất (điểm 1), nghĩa là tại đây 
chi phí lượng khí nén để khai thác một đơn vị sản phẩm là nhỏ 
nhất và đường cong Ro = f(Vk) đạt giá trị cực tiểu tại điểm 2. 
Đây chính là chế độ tối ưu được xác định trên quan điểm về 
năng lượng. 
Đối với điểm 3 với giá trị sản lượng cực đại mà giếng có 
thể khai thác bằng gaslift (nếu không bị giới hạn lượng khí 
nén), lưu lượng riêng của khí nén khi sản lượng giếng đạt cực 
đại (điểm 4) sẽ lớn hơn khi khai thác giếng tại chế độ tối ưu 
(điểm 2). Trong thực tế sản xuất, chế độ làm việc của từng 
giếng được lựa chọn trong khoảng từ chế độ khai thác tối ưu 
đến chế độ khai thác cực đại (từ điểm 1 - 3).
2.2. Tối ưu tổ hợp các giếng
Các giàn đầu giếng được thiết kế thiết bị công 
nghệ tối thiểu (tách tạm và đo lưu lượng chất lưu từ 
giếng, phân phối khí gaslift, bơm hóa phẩm) và 
trang bị từ 4 - 8 vị trí để khoan giếng phát triển mỏ. 
Các giàn đầu giếng này chủ yếu là giếng khai thác 
dầu khí và được kết nối bằng đường ống thu gom sản 
phẩm dẫn tới trung tâm xử lý (giàn CPP hoặc FPSO). 
Trung tâm xử lý sẽ đảm trách công việc: tách dầu 
- khí - nước; xử lý và/hoặc ổn định sản phẩm dầu khí; 
nén khí c ... ếng (giàn nhẹ) đã và đang được sử dụng 
rất hiệu quả trong sơ đồ thiết bị khai thác dầu khí tại các 
công trình ngoài khơi bể Cửu Long. Các giàn đầu giếng 
được kết nối tới trung tâm xử lý (giàn xử lý trung tâm hoặc 
FPSO) bằng các đường ống ngầm dưới đáy biển để vận 
chuyển dầu khí cũng như cung cấp khí nén, nước bơm ép.
Xác định chế độ công nghệ gaslift cho các giếng khai 
thác giàn WHP-A: Giàn đầu giếng WHP-A đang hoạt động 
với 5 giếng khai thác dầu khí, trong đó: 3 giếng khai thác từ 
tầng móng và 2 giếng từ tầng cát kết lục nguyên. Sau thời 
gian dài khai thác, năng lượng tự nhiên các vỉa đã suy kiệt. 
Số liệu khảo sát thông số khai thác các giếng cho thấy áp 
suất các vỉa sản phẩm dầu khí các mỏ ở bể Cửu Long đều 
suy giảm hoặc hàm lượng nước trong giếng tăng cao, các 
giếng không tự phun và chủ yếu được chuyển sang chế độ 
khai thác thứ cấp bằng gaslift sử dụng khí đồng hành. Lưu 
lượng cung cấp khí gaslift trung bình từng giếng từ 0,5 tới 
2 triệu ft3 chuẩn/ngày qua van điều tiết vào khoảng không 
vành xuyến và các van gaslift được lắp đặt đúng vị trí tối ưu. 
Trong thực tế sản xuất, các giếng được 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 
của phương pháp khảo sát này là dựa vào việc thay đổi 
lưu lượng khai thác bằng cách thay đổi lượng khí nén và 
các thông số làm việc liên quan khác như: áp suất của khí 
nén, áp suất đáy và áp suất miệng giếng.
Trên cơ sở tài liệu khảo sát giếng, phân tích mối tương 
quan dòng chảy chất lưu từ vỉa vào giếng và lên tới miệng 
giếng trước khi vào hệ thống thiết bị bề mặt. Biểu đồ 
tương quan áp suất đáy giếng và lưu lượng khai thác được 
xây dựng cho từng giếng như trên các Hình 3 - 12. Trong 
đó, tại mỗi thời điểm khảo sát sẽ xây dựng được biểu đồ 
mối quan hệ giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và lưu 
lượng khí nén (còn gọi là đường cong đặc tính nâng của 
giếng). Với nghiên cứu này, mỗi giếng đều được xây dựng 
họ đường cong đặc tính nâng trong 3 trường hợp: theo 
kết quả thử vỉa, theo chế độ khai thác ban đầu và theo chế 
độ khai thác hiện tại.
Nhận xét chung: Qua xây dựng mô hình trên cho 
Hình 3. Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng LM-Prod
Hình 4. Mối quan hệ giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và lưu lượng khí nén 
khi thực hiện thử vỉa, ở chế độ khai thác ban đầu và hiện tại - giếng LM-Prod
Hình 5. Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng LO-Prod Hình 6. Mối quan hệ giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và lưu lượng khí nén 
khi thực hiện thử vỉa, ở chế độ khai thác ban đầu và hiện tại - giếng LO-Prod
Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày)
Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày)
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Á
p 
su
ất
 đ
áy
 g
iế
ng
 (p
si
g)
Á
p 
su
ất
 đ
áy
 g
iế
ng
 (p
si
g)
33DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
thấy tầng Oligocene dưới có năng lượng còn tương đối 
cao, vì thế giếng LO-Prod vẫn còn khả năng khai thác tự 
phun, chưa nhất thiết phải khai thác bằng gaslift. Vì vậy, 
chỉ cần xét với 4 giếng còn lại. Những giếng ở tầng móng 
có hàm lượng nước cao (WCT từ 70 - 90%) đòi hỏi phải có 
phương pháp tối ưu khai thác giúp đạt hiệu quả cao nhất 
mà không quá làm tổn hại đến vỉa khi phải khai thác lên 
quá nhiều nước.
Tổng hợp các đường đặc tính nâng của tất cả các 
giếng ở thời điểm nghiên cứu (Hình 13), qua đó lưu lượng 
chất lưu khai thác của từng giếng được xác định bởi lưu 
Hình 7. Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng B-01Prod
Hình 9. Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng B-02Prod
Hình 11. Áp suất đáy giếng theo lưu lượng chất lỏng khai thác - giếng B-03Prod
Hình 8. Mối quan hệ giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và lưu lượng khí nén 
khi thực hiện thử vỉa, ở chế độ khai thác ban đầu và hiện tại - giếng B-01Prod
Hình 10. Mối quan hệ giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và lưu lượng khí nén 
khi thực hiện thử vỉa, ở chế độ khai thác ban đầu và hiện tại - giếng B-02Prod
Hình 12. Mối quan hệ giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và lưu lượng khí nén 
khi thực hiện thử vỉa, ở chế độ khai thác ban đầu và hiện tại - giếng B-03Prod
Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày)
Lưu lượng chất lỏng khai thác (thùng/ngày)
Lưu lượng khai thác (thùng/ngày)
Á
p 
su
ất
 đ
áy
 g
iế
ng
 (p
si
g)
Á
p 
su
ất
 đ
áy
 g
iế
ng
 (p
si
g)
Á
p 
su
ất
 đ
áy
 g
iế
ng
 (p
si
g)
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
34 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
lượng khí nén được phân bổ. Trong trường hợp không bị 
giới hạn lưu lượng khí nén, điểm cực đại thường được sử 
dụng để khai thác dầu tối đa. Thực tế cho thấy khi hàm 
lượng nước cao dẫn tới lượng nước khai thác lớn đáng kể, 
có thể vượt công suất của hệ thống thu gom, vận chuyển 
Hình 13. Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén ở các giếng khi không giới hạn 
lưu lượng khí nén - Trường hợp A
Hình 15. Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén ở các giếng trong trường hợp 
tối ưu C
Hình 17. Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén ở các giếng trong trường hợp 
tối ưu E
Hình 18. So sánh lượng khí nén cung cấp và lưu lượng khai thác chất lưu 
cho từng trường hợp
Hình 16. Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén ở các giếng trong trường hợp 
tối ưu D
Hình 14. Lưu lượng khai thác theo lưu lượng khí nén ở các giếng trong trường hợp B
chất lưu tới FPSO. 
Hình 14 - 17 biểu diễn các trường hợp đánh giá tối ưu 
chế độ khai thác trên cơ sở thay đổi hướng tiếp cận của 
tiếp tuyến của đường cong đặc tính nâng để xác định lưu 
lượng khí nén được phân bổ và lưu lượng chất lưu khai 
thác. Kết quả đánh giá thông số làm việc của giếng và 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lưu lượng khí nén (nghìn ft3/ngày) 
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
Lư
u 
lư
ợn
g 
ch
ất
 lỏ
ng
 k
ha
i t
há
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
35DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
chỉ tiêu kinh tế tương ứng theo các trường hợp được thể hiện 
trong Bảng 1. 
 + Trường hợp A: Lưu lượng khai thác cực đại;
 + Trường hợp B: Các tiếp tuyến của đường lưu lượng khai 
thác được vẽ đi qua gốc tọa độ;
 + Trường hợp C: Các tiếp tuyến của đường lưu lượng 
khai thác của các giếng song song với nhau, các tiếp tuyến 
Bảng 1. Đánh giá hiệu quả kinh tế các trường hợp
Hình 19. Phụ thuộc của lưu lượng chất lưu khai thác và dòng tiền thuần theo lưu lượng khí nén 
này được chọn dựa trên động thái khai thác của cụm 
giếng khai thác trong tầng móng;
 + Trường hợp D: Các tiếp tuyến của đường lưu 
lượng khai thác của các giếng song song với nhau và 
được chọn dựa trên động thái khai thác của giếng 
LM-01Prod tầng Miocene dưới;
 + Trường hợp E: Các giếng tầng móng được giữ 
nguyên chế độ khai thác đã được chọn ở trường hợp 
chế độ khai thác tối ưu C, chỉ điều chỉnh lưu lượng khí 
nén cấp cho giếng LM-01Prod ở tầng Miocene nên để 
giếng làm việc ở chế độ khai thác cực đại.
Lưu lượng dầu của trường hợp A (cơ sở) cao hơn 
không đáng kể so với các trường hợp khác, nhưng 
nước khai thác rất lớn và lượng khí nén cần cung cấp 
rất cao, tương đương trên 3 nghìn ft3 để nâng được 1 
thùng dầu. Trường hợp D và C có hiệu quả khai thác 
rất cao và phù hợp với điều kiện giới hạn lượng khí 
nén cung cấp cho giàn WHP-A. Trường hợp B thể hiện 
kết quả trung gian tối ưu theo truyền thống cho từng 
giếng, tức là chế độ cân bằng lượng khí nâng và chất 
lỏng khai thác.
Các 
trường 
hợp 
Giếng B-01Prod B- 02Prod LM-Prod B-03Prod OP-Prod WHP-A 
Dòng tiền thuần 
trong 30 ngày 
(USD) 
A 
Qgl (nghìn ft3/ngày) 2.000 1.000 1.500 2.000 0 6.500 
2.553.380 
Ql (thùng/ngày) 1.090 2.025 500 1.990 600 6.205 
Qgcomp (nghìn ft3/ngày) 1.886 544 1.427 1.851 0 5.707 
Qo (thùng/ngày) 153 608 350 199 540 1.849 
Qw (thùng/ngày) 937 1.418 150 1.791 60 4.356 
B 
Qgl (nghìn ft3/ngày) 920 450 280 1.400 0 3.050 
2.507.220 
Ql (thùng/ngày) 960 1.650 550 500 600 4.260 
Qgcomp (nghìn ft3/ngày) 819,2 78,75 199,15 1.362,5 0 2.459,6 
Qo (thùng/ngày) 134,4 495 385 50 540 1.604,4 
Qw (thùng/ngày) 825,6 1.155 165 450 60 2.655,6 
C 
Qgl (nghìn ft3/ngày) 930 600 400 700 0 2.630 
2.415.085 
Ql (thùng/ngày) 950 1.980 185 1700 600 5.415 
Qgcomp (nghìn ft3/ngày) 830,25 154,5 372,81 572,5 1.930,06 
Qo (thùng/ngày) 133 594 129,5 170 540 1.566,5 
Qw (thùng/ngày) 817 1.386 55,5 1.530 60 3.848,5 
D 
Qgl (nghìn ft3/ngày) 910 500 330 650 0 2.390 
2.275.470 
Ql (thùng/ngày) 920 1.910 100 1.610 600 5.140 
Qgcomp (nghìn ft3/ngày) 813,4 70,25 315,3 529,25 0 1.728,2 
Qo (thùng/ngày) 128,8 573 70 161 540 1.472,8 
Qw (thùng/ngày) 791,2 1.337 30 1.449 60 3.667,2 
E 
Qgl (nghìn ft3/ngày) 930 600 1500 700 0 3730 
2.711.483 
Ql (thùng/ngày) 950 1980 500 1700 600 5730 
Qgcomp (nghìn ft3/ngày) 830,25 154,5 1426,5 572,5 0 2983,75 
Qo (thùng/ngày) 133 594 350 170 540 1787 
Qw (thùng/ngày) 817 1386 150 1530 60 3943 
Lưu lượng khí nén cao áp (nghìn ft3/ngày) 
Lư
u 
lư
ợn
g 
dầ
u 
và
 n
ướ
c 
(t
hù
ng
/n
gà
y)
D
òn
g 
tiề
n 
th
uầ
n 
(t
riệ
u 
U
SD
)
36 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Kết quả đánh giá còn cho thấy mức độ ảnh hưởng của 
lượng khí cung cấp cho giàn, có thể làm giảm tới 20% lưu 
lượng dầu (1473 thùng/ngày so với 1849 thùng/ngày) nếu 
lượng khí bị hạn chế dưới 2 triệu ft3/ngày.
Chỉ tiêu kinh tế (tổng dòng tiền thuần trong khoảng 
thời gian 30 ngày) đã được tính toán cùng với các thông 
số kỹ thuật tương ứng với từng trường hợp đánh giá (các 
chỉ số giá dầu và chi phí đều được lấy bằng nhau trong 
mọi trường hợp; do không ảnh hưởng đến xu hướng kết 
quả nghiên cứu nên tác giả không đưa ra cụ thể). Số liệu 
trên Hình 19 cho thấy trường hợp E có giá trị dòng tiền 
thuần cao nhất mặc dù lưu lượng khai thác dầu thấp hơn 
62 thùng/ngày (tương đối) so với trường hợp cơ sở. Trường 
hợp A và B có tổng dòng tiền thuần tương đồng nhau 
trong khi trường hợp A cần sử dụng gấp 2,3 lần lượng khí 
nén. Nén khí và xử lý nước khai thác là các khoản chi phí 
có ảnh hưởng lớn đến dòng tiền thuần của trường hợp 
A - khai thác cực đại cũng như trường hợp B. 
4. Kết luận 
Công nghệ gaslift được sử dụng có hiệu quả tại các 
mỏ dầu bể Cửu Long trong giai đoạn sản lượng khai thác 
suy giảm. Hiệu quả khai thác giảm mạnh do yêu cầu tăng 
lượng khí nén cao áp (đôi khi vượt quá công suất vận 
chuyển của đường ống hoặc lượng khí có thể cấp cho 
giàn) và chi phí xử lý nước tăng cao, dẫn đến lợi nhuận của 
dự án cũng bị ảnh hưởng đáng kể. 
Đặc tính vỉa và chất lưu vỉa thay đổi theo điều kiện 
khai thác, động thái làm việc của các giếng không ổn định 
và chịu ảnh hưởng lớn, đòi hỏi phải có giải pháp điều 
chỉnh chế độ công 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 5 giếng làm cơ sở phân bổ hợp lý 
lượng khí nén nhằm tối ưu chế độ công nghệ cho các cụm 
giếng khai thác ngoài khơi để mang lại giá trị lợi nhuận 
cao nhất. 
Kết quả phân tích cho thấy các thông số chế độ của 
giếng có thể điều chỉnh và lựa chọn thông qua việc phân 
bổ lượng khí nén cung cấp cho từng giếng. Thông số khảo 
sát của giếng khai thác như hàm lượng nước, hệ số khí - 
dầu, áp suất miệng giếng... liên tục được cập nhật sẽ cho 
phép xây dựng các đường cong đặc tính nâng và dự báo 
sản lượng khai thác dầu, tính toán hiệu quả kinh tế do 
cụm giếng mang lại.
Tài liệu tham khảo
1. Cao Ngọc Lâm. Công nghệ khai thác dầu khí. Đại 
học Mỏ - Địa chất. 2002.
2. Lê Xuân Lân, Ngô Hữu Hải, Nguyễn Hải An, Nguyễn 
Thế Vinh, Lê Huy Hoàng. Công nghệ mỏ dầu khí. Nhà xuất 
bản Khoa học Kỹ thuật. 2017.
3. 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. 8 - 11 October, 1989. 
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 re-
compression 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.
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