Giáo trình Hệ thống kiểm soát giếng khoan 1 (Nghề: Khoan khai thác dầu khí - Cao đẳng) - Trường Cao Đẳng Dầu Khí

Giáo trình Hệ thống kiểm soát giếng khoan 1 nghề Khoan khai thác dầu khí dành cho hệ cao đẳng được biên soạn gồm các nội dung chính sau: Nguyên nhân gây ra hiện tượng phun trào và dấu hiệu nhận biết; Dụng cụ và thiết bị kiểm soát giếng khoan; Thiết lập hệ thống kiểm soát giếng khoan trên mô hình khoan động. Mời các bạn cùng tham khảo!

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM TRƯỜNG CAO ĐẲNG DẦU KHÍ



GIÁO TRÌNH

MÔ ĐUN : HỆ THỐNG KIỂM SOÁT GIẾNG KHOAN 1

NGHỀ : KHOAN KHAI THÁC DẦU KHÍ

TRÌNH ĐỘ : CAO ĐẲNG

(Ban hành kèm theo Quyết định số: 211/QĐ-CĐDK ngày 01 tháng 3 năm 2022

của Trường Cao Đẳng Dầu Khí)

LỜI GIỚI THIỆU

Giáo trình “Hệ thống kiểm soát giếng khoan 1” được biên soạn theo chương trình đào tạo nghề “Khoan khai thác dầu khí” của Bộ Lao động – Thương binh và Xã hội Các kiến thức trong toàn bộ giáo trình có mối liên hệ lôgic chặt chẽ Tuy vậy, giáo trình cũng chỉ là một phần trong nội dung của chuyên ngành đào tạo cho nên người dạy, người học cần tham khảo thêm các giáo trình có liên quan đối với ngành học để việc sử dụng giáo trình có hiệu quả hơn

Hệ thống kiểm soát giếng khoan là một trong những hệ thống thiết bị, thiết bị không thể thiếu trong Khoan dầu khí, là thiết bị cần thiết phục vụ cho việc tạo ra những giếng khoan để có thể thăm dò và để có thể khai thác được nguồn tài nguyên quý giá này Việc vận hành hệ thống đòi hỏi phải có đội ngũ công nhân, kỹ sư vận hành lành nghề, có nhiều kinh nghiệm để có thể luôn nắm vững quy trình vận hành và xử lý được các sự cố trong quá trình vận hành

Khi biên soạn giáo trình chúng tôi đã cố gắng cập nhật những kiến thức mới liên quan đến mô đun “Hệ thống thống kiểm soát giếng khoan 1” phù hợp với đối tượng sử dụng cũng như cố gắng gắn những nội dung lý thuyết với những vấn đề thực tế thường gặp trong sản xuất, đời sống để giáo trình có tính thực tiễn cao

Nội dung của giáo trình gồm 4 bài Qua nội dung các bài học giúp cho học sinh hiểu được sơ đồ tổng hợp hệ thống quay cần, cấu tạo và nguyên lý hoạt động, quy trình vận hành và bảo dưỡng các thiết bị trong hệ thống quay cần

Giáo trình sẽ phục vụ tốt cho việc nghiên cứu, giảng dạy và học tập của giáo viên

và sinh viên trong Trường

Với lòng mong muốn giáo trình này có thể góp phần nâng cao chất lượng học tập, chúng tôi xin chân thành cảm ơn và tiếp nhận những ý kiến đóng góp của các em sinh viên và đồng nghiệp về những thiếu sót không thể tránh khỏi trong nội dung và hình thức để giáo trình hoàn thiện hơn

Trân trọng cảm ơn./

Bà rịa - Vũng Tàu, tháng 3 năm 2022

Tham gia biên soạn

1 Chủ biên: Ks Phạm Thế Anh

2 Ks Vũ Xuân Thạch

3 Ks Bùi Đức Sơn

MỤC LỤC

BÀI 1: GIỚI THIỆU CHUNG 11

1.1 Giới thiệu chung 12

1.2 Tầm quan trọng của việc kiếm soát giếng khoan 13

BÀI 2: NGUYÊN NHÂN GÂY RA HIỆN TƯỢNG PHUN TRÀO VÀ DẤU HIỆU NHẬN BIẾT 15

2.1 Dị thường áp suất 16

2.1.1 Áp suất thủy tĩnh (Hydrostatic pressure): 16

2.1.2 Áp suất vĩa (Pore pressure): 17

2.1.3 Áp suất vỡ vỉa: 18

2.1.4 Dị thường áp suất (Subnormal pressure): 25

2.1.5 Áp suất tuần hoàn (Circulating dynamic pressure): 31

2.2 Nguyên nhân gây ra hiện tượng phun trào (Kick) 32

2.3 Dấu hiệu nhận biết 44

BÀI 3: DỤNG CỤ VÀ THIẾT BỊ KIỂM SOÁT GIẾNG 53

3.1 Dụng cụ và thiết bị lòng giếng 54

3.1.1 Van cần chủ lực 54

3.1.2 Van nổi 55

3.1.3 Van chống phun trong cần khoan (Inside BOP) 56

3.2 Dụng cụ và thiết bị bề mặt 57

3.2.1 Cụm đối áp (BOPs) 57

3.2.2 Các loại đối áp chính hiện nay: 64

3.2.3 Choke Manifold (Cụm phân dòng): 68

3.2.4 Hệ thống điều khiển cụm đối áp 71

3.3 Dụng cụ và thiết bị phụ trợ 83

3.3.1 Đặc điểm kỹ thuật 84

3.3.2 Phương pháp biểu thị loại choke và kill manifold 84

3.3.3 Ví dụ về loại choke và kill manifold 84

3.3.4 Đặc điểm cấu tạo 85

3.3.5 Lắp đặt 86

3.3.6 Hướng dẫn vận hành 87

3.3.7 Bảo dưỡng 88

3.3.8 Kiểm tra 88

BÀI 4: THIẾT LẬP HỆ THỐNG KIỂM SOÁT GIẾNG KHOAN TRÊN MÔ

HÌNH KHOAN ĐỘNG 92

4.1 Nguyên nhân về dụng cụ và thiết bị, dấu hiệu nhận biết và cách khắc phục 93

4.1.1 Sự cố về bơm 93

4.1.2 Sự cố về hệ thống đường ống và van 95

4.2 Nguyên nhân về công nghệ, dấu hiệu nhận biết và cách khắc phục 96

4.2.1 Nguyên nhân 96

4.2.2 Biện pháp 96

4.3 Các sự cố khác và cách khắc phục 97

4.3.1 Có tiếng ồn của hệ thông điều khiển khi chạy 97

4.3.2 Mô tơ điện không thể khởi động 97

4.3.3 Áp suất lên chậm hoặc ngừng lên sau khi bơm điện khởi động và âm thanh phát ra không bình thường khi bơm chạy 97

4.3.4 Bơm điện không thể tự động dừng 97

4.3.5 Áp suất đầu ra của van điều chỉnh quá cao 98

4.3.6 Vận hành khởi động đóng mở đối áp từ bảng điều khiển kíp trưởng không thể thực hiện được 98

4.4 XÁC ĐỊNH SỰ CỐ TRONG KHI KHOAN TRÊN MÔ HÌNH 98

TÀI LIỆU THAM KHẢO 100

GIÁO TRÌNH MÔ ĐUN

1 Tên mô đun: HỆ THỐNG KIỂM SOÁT GIẾNG KHOAN 1

2 Mã mô đun: PETD55144

3 Vị trí, tính chất, ý nghĩa và vai trò của mô đun:

3.1 Vị trí: Là mô đun thuộc chuyên môn của chương trình đào tạo Mô đun này được

dạy trước mô đun hệ thống kiểm soát giếng khoan 2 và sau các môn học, mô đun như: Hệ thống chống ống và trám xi măng, vận hành hệ thống chuỗi cần khoan

và dụng cụ phá hủy đát đá và dạy sau các mô đun, môn học cơ sở

3.2 Tính chất: Mô đun này trang bị những kiến thức, kỹ năng kiểm soát giếng trong

khi khoan

3.3 Ý nghĩa và vai trò của mô đun: Giáo trình này trình bày một cách có hệ thống

các kiến thức về hệ thống kiểm soát giếng khoan trong công nghiệp dầu khí

4 Mục tiêu của mô đun: Hệ thống kiểm soát giếng khoan là một hệ thống vô cùng

quan trọng trong khoan dầu khí Chính vì vậy đòi hỏi người thợ phải nắm được cấu

tạo, vận hành thành thạo

4.1 Về kiến thức:

A1 Giải thích được ý nghĩa của việc kiểm soát giếng khoan

A2 Liệt kê được các thiết bị kiểm soát giếng khoan;

4.2 Về kỹ năng:

B1 Thiết lập được hệ thống kiểm soát giếng khoan

B2 Phát hiện được dấu hiệu giếng bị xâm nhập (kick)

4.3 Về năng lực tự chủ và trách nhiệm:

C1 Tuân thủ tuyệt đối các qui định về an toàn, pccc, nội quy phòng học/ phòng mô hình

và quy chế của nhà trường;

C2 Tuân thủ các qui trình vận hành các thiết bị cơ khí, điện, tự động hóa có liên quan; C3 Xác định được công việc phải thực hiện, hoàn thành các công việc theo yêu cầu, không để xảy ra sự cố, hư hỏng đối với hệ thống thiết bị;

5 Nội dung của mô đun:

Thời gian đào tạo (giờ)

Tổng

số

Trong đó

Lý thuyết

Thực hành/

thí nghiệm/

bài tập/

thảo luận

Thi/ Kiểm tra

LT TH

I Các môn học chung/ đại cương 23 465 180 260 17 8

COMP62004 Pháp luật 2 30 18 10 2 0

COMP64010 Giáo dục quốc phòng và An ninh 4 75 36 35 2 2

SAEN52001 An toàn vệ sinh lao động 2 30 23 5 2 0

II Các môn học, mô đun chuyên

môn ngành, nghề 64 1575 443 1052 31 49 II.1 Môn học, mô đun kỹ thuật cơ sở 13 255 120 122 9 4

AUTM52111 Cơ sở điều khiển quá trình 2 45 14 29 1 1

II.2 Môn học, mô đun chuyên môn

PETD62036 Nguyên lý phá hủy đất đá 2 30 28 0 2 0 PETD53137 Thí nghiệm dung dịch khoan 3 75 14 58 1 2

5.2 Chương trình chi tiết mô đun

Số TT Tên các bài trong mô đun

Thời gian (giờ)

Tổng

số

Lý thuyết

Thực hành, thí nghiệm, thảo luận, bài tập

Kiểm tra

LT TH

1 Bài 1: Giới thiệu chung 2 2

2.Tầm quan trọng của việc

2

Bài 2: Nguyên nhân gây ra

hiện tượng phun trào và dấu

hiệu nhận biết

20 9 11

2.Nguyên nhân gây ra hiện

tượng phun trào 3 3

1.Thiết lập hệ thống kiểm soát

giếng để kéo và thả chuỗi cần

2.Thiết lập hệ thống kiểm soát

3.Khoan và kiểm soát giếng

6.3 Học liệu, dụng cụ, mô hình, phương tiện: Giáo trình, giáo án, qui trình vận

hành

6.4 Các điều kiện khác:

7 Nội dung và phương pháp đánh giá:

7.1 Nội dung:

- Kiến thức: Đánh giá tất cả nội dung đã nêu trong mục tiêu kiến thức

- Kỹ năng: Đánh giá tất cả nội dung đã nêu trong mục tiêu kỹ năng

- Năng lực tự chủ và trách nhiệm: Trong quá trình học tập, người học cần: + Nghiên cứu bài trước khi đến lớp

+ Chuẩn bị đầy đủ tài liệu học tập

+ Tham gia đầy đủ thời lượng mô đun theo quy định

+ Nghiêm túc trong quá trình học tập

7.2 Phương pháp:

Người học được đánh giá tích lũy mô đun như sau:

7.2.1 Cách đánh giá

- Áp dụng quy chế đào tạo Cao đẳng hệ chính quy ban hành kèm theo Thông tư

số 09/2017/TT-LĐTBXH, ngày 13/3/2017 của Bộ trưởng Bộ Lao động – Thương binh

Chuẩn đầu ra đánh giá

Số cột

Thời điểm kiểm tra

giờ

qua sản phẩm học tập

Tự luận/

Trắc nghiệm/

Sản phẩm học tập

A1, A2 B1, B2 C1, C2, C3

giờ

Kết thúc mô

đun qua sản phẩm Viết/ Thông

học tập

Tự luận và trắc nghiệm/

Sản phẩm học tập

A1, A2 B1, B2 C1, C2, C3

8 Hướng dẫn thực hiện mô đun

8.1 Phạm vi, đối tượng áp dụng: Đối tượng HSSV trường Cao đẳng Dầu khí

8.2 Phương pháp giảng dạy, học tập mô đun

8.2.1 Đối với người dạy

* Lý thuyết: Áp dụng phương pháp dạy học tích cực bao gồm: nêu vấn đề, hướng dẫn

đọc tài liệu, bài tập tình huống, câu hỏi thảo luận…

* Bài tập: Phân chia nhóm nhỏ thực hiện bài tập theo nội dung đề ra

* Thảo luận: Phân chia nhóm nhỏ thảo luận theo nội dung đề ra

* Hướng dẫn tự học theo nhóm: Nhóm trưởng phân công các thành viên trong nhóm

tìm hiểu, nghiên cứu theo yêu cầu nội dung trong bài học, cả nhóm thảo luận, trình bày nội dung, ghi chép và viết báo cáo nhóm

8.2.2 Đối với người học: Người học phải thực hiện các nhiệm vụ như sau:

- Nghiên cứu kỹ bài học tại nhà trước khi đến lớp Các tài liệu tham khảo sẽ được

cung cấp nguồn trước khi người học vào học mô đun này (trang web, thư viện, tài liệu )

- Tham dự tối thiểu 70% các buổi giảng lý thuyết và 100% buổi học thực hành Nếu người học vắng >30% số tiết lý thuyết hoặc >0% số tiết thực hành phải học lại mô đun mới được tham dự kì thi lần sau

- Tự học và thảo luận nhóm: là một phương pháp học tập kết hợp giữa làm việc theo nhóm và làm việc cá nhân Một nhóm gồm 2-3 người học sẽ được cung cấp chủ đề thảo luận trước khi học lý thuyết, thực hành Mỗi người học sẽ chịu trách nhiệm về 1 hoặc một số nội dung trong chủ đề mà nhóm đã phân công để phát triển và hoàn thiện tốt nhất toàn bộ chủ đề thảo luận của nhóm

- Tham dự đủ các bài kiểm tra thường xuyên, định kỳ

- Tham dự thi kết thúc mô đun

- Chủ động tổ chức thực hiện giờ tự học

9 Tài liệu tham khảo:

[1] Lê Phước Hảo – “Cơ sở khoan và khai thác dầu khí” – Nhà xuất bản đại học quốc

gia TP.HCM (2011)

[2] J.P Nguyen – “Kỹ thuật khoan dầu khí” – Nhà xuất bản giáo dục (1995)

[3] IWCF – Well control

BÀI 1: GIỚI THIỆU CHUNG

❖ GIỚI THIỆU BÀI 1

Bài 1 giới thiệu về tầm quan trọng của hệ thống kiểm soát giếng khoan trong công tác khoan dầu khí để người học có được kiến thức nền tảng và dễ dàng tiếp cận công việc sau này

❖ MỤC TIÊU BÀI 1

Sau khi học xong chương này, người học có khả năng:

➢ Về kiến thức:

- Trình bày được các phương pháp kiểm soát giếng khoan

- Giải thích được tầm quan trọng của việc kiểm soát giếng khoan

❖ PHƯƠNG PHÁP GIẢNG DẠY VÀ HỌC TẬP BÀI 1

- Đối với người dạy:

+ Thiết kế giáo án theo thể loại lý thuyết, thực hành hoặc tích hợp phù hợp với bài học Giáo án được soạn theo bài hoặc buổi dạy

+ Tổ chức giảng dạy: Chia ca, nhóm (phụ thuộc vào số lượng sinh viên/lớp)

- Đối với người học:

+ Chuẩn bị tài liệu, dụng cụ học tập, vở ghi đầy đủ;

+ Hoàn thành các bài thực hành kỹ năng;

+ Tổ chức làm việc nhóm, làm việc độc lập;

+ Tuần thủ quy định an toàn, giờ giấc

❖ ĐIỀU KIỆN THỰC HIỆN BÀI 1

- Phòng học chuyên môn hóa/nhà xưởng: Phòng mô hình

- Trang thiết bị máy móc: Máy tính, máy chiếu

- Học liệu, dụng cụ, nguyên vật liệu: Giáo án, giáo trình, quy trình thực hành

- Các điều kiện khác: Không có

❖ KIỂM TRA VÀ ĐÁNH GIÁ BÀI 1

- Nội dung:

✓ Kiến thức: Kiểm tra và đánh giá tất cả nội dung đã nêu trong mục tiêu kiến thức

✓ Kỹ năng: Đánh giá tất cả nội dung đã nêu trong mục tiêu kĩ năng

✓ Năng lực tự chủ và trách nhiệm: Trong quá trình học tập, người học cần:

+ Nghiên cứu bài trước khi đến lớp

+ Chuẩn bị đầy đủ tài liệu học tập

+ Tham gia đầy đủ thời lượng mô đun

+ Nghiêm túc trong quá trình học tập

- Phương pháp:

✓ Điểm kiểm tra thường xuyên: Không

✓ Kiểm tra định kỳ lý thuyết: Không

✓ Kiểm tra định kỳ thực hành: Không

NỘI DUNG BÀI 1

1.1 GIỚI THIỆU CHUNG

Là hệ thống không thể thiếu trong quá trình khoan, hệ thống kiểm soát giếng khoan giúp cho công tác khoan được tiến hành một cách an toàn và hiệu quả, tránh những sự cố đáng tiếc xảy ra trong quá trình khoan như: phun trào giếng khoan, cháy

nổ giàn khoan,…

Kiểm soát giếng khoan trong công nghiệp khoan và khai thác dầu khí được coi là yếu tố cốt lõi và rất quan trọng nhằm bảo vệ cho con người, môi trường và thiết bị Kiểm soát giếng khoan gồm nhiều yếu tố kỹ thuật công nghệ, thiết bị tích hợp để ngăn chặn hoặc loại bỏ dòng áp suất chất lưu trong thành hệ khoan qua không mong muốn xâm nhập vào giếng, đây là yếu tố bất lợi cho giếng vì nó gây tăng áp suất đột ngột trong giếng đang khoan, dẫn tới nguy cơ gây xâm nhập “Kick” trong giếng Nếu yếu tố chất lưu xâm nhập không được ngăn chặn, khống chế, hoặc loại bỏ bởi kỹ thuật, thiết bị công nghệ phù hợp và kịp thời, dẫn tới giếng khoan bị phun trào “Blowout”, điều này xảy ra trong thực tế thì hậu quả thiệt hại vô cùng lớn cho con người đang làm việc trên giàn đang khoan, hủy hoại giàn khoan và gây ngưng trệ toàn bộ dự án trong thời gian rất dài Việc xử lý hậu quả sự cố gây rất nhiều tốn kém do phải loại bỏ phun trào và xử lý ô nhiễm môi trường biển (du lịch, đánh bắt thủy sản, ) hoặc môi trường xung quanh giàn khoan đang hoạt động trên đất liền (môi trường sống, gây hư hại môi trường đất, nước )

Phương pháp kiểm soát giếng thông thường được tích hợp sẵn với thiết bị kiểm soát giếng trên giàn khoan để khống chế, loại bỏ chất lưu xâm nhập khi cần, thiết bị luôn phải hoạt động tốt và thực hiện công việc của chúng hoặc sẵn sàng để đưa vào làm việc Tuy nhiên theo thời gian các thiết bị giảm chức năng, do đó chúng cần phải bảo trì, kiểm tra thường xuyên theo thủ tục để phát hiện bất thường (hư hỏng, mất chức năng, ) từ

vận hành tại các giàn khoan đều được đào tạo và cấp chứng chỉ các khóa kiểm soát giếng của tổ chức quốc tế IWCF theo các mức độ khác nhau và đưa ra các kịch bản “Kick”,

“Blowout” khác nhau để kiểm soát được giếng

Do đó, đòi hỏi người thợ khoan phải hiểu và vận hành một cách an toàn, hiệu quả

hệ thống kiểm soát giếng khoan

1.2 TẦM QUAN TRỌNG CỦA VIỆC KIẾM SOÁT GIẾNG KHOAN

Nhiệm vụ của công tác kiểm soát giếng khoan có thể được chia ra làm 3 loại: + Primary Well control

+ Secondary Well control

+ Tertiary well control

Các loại này được miêu tả như sau:

• Primary Well control (Hmud>Pf):

Đây là phương pháp duy trì độ cao của cột áp suất thủy tĩnh dung dịch trong giếng (Hmud) để cân bằng với áp suất của thành hệ tác dụng lên dung dịch khi khoan qua thành hệ đó (Pf)

Tuy nhiên cần lưu ý rằng việc duy trì sự cân bằng với áp suất thành hệ là một yêu cầu tối thiểu theo lý thuyết Thông thường để khoan tốt cần phải có cột áp suất thủy tĩnh cao hơn so với áp suất thành hệ và nó được duy trì tại toàn bộ thời gian giếng được khoan để làm sao không cho phép có bất cứ hiện tượng bất ngờ nào xảy ra Lượng áp suất được thêm vào để duy trì áp suất cột dung dịch luôn cao hơn so với áp suất thành

hệ đó là “Trip margin” hoặc “Overbalance” (trên cân bằng)

• Secondary well control (Hmud<Pf):

Nếu vì bất cứ một lý do nào đó mà cột áp thủy tĩnh nhỏ hơn áp suất thành hệ, một lượng chất lỏng xâm nhập từ thành hệ vào giếng khoan (Kick) ngay lập tức để chống lại hoặc giảm sự mất cột áp dung dịch trong giếng khoan

Mục đích của Secondary Well control là để chữa tình trạng đó bằng một hay hai cách sau:

+ Cho phép chất lỏng xâm nhập đi lên bề mặt qua đường choke một cách vô hại hoặc

+ Đóng giếng để cung cấp một áp suất bề mặt cho việc phục hồi lại cân bằng giữa

áp suất trong và ngoài giếng khoan

Quy trình này sau đó chống lại sự xâm nhập tiếp theo của chất lỏng thành hệ và cho phép một phương pháp triệt tiêu Kick có giá trị được áp dụng để phục hồi lại cột áp suất thủy tĩnh dung dịch thích hợp trong giếng khoan Điều đó sẽ được thiết lập lại trạng thái ưu tiên ban đầu là Primary Well Control

• Tertiary well control

Kiểm soát giếng tam cấp (Tertiary well control) được tiến hành trong trường hợp không thể kiểm soát được vỉa bằng các chế độ kiểm soát sơ cấp và thứ cấp, như trong tình trạng giếng bị phun ngầm hay phun trào tự do mất kiểm soát…

Ví dụ về kiểm soát giếng tam cấp như:

- Khoan giếng giải vây bên cạnh cắt với thân giếng đang bị phun trào, sau đó bơm dung dịch với tỷ trong lớn để dập giếng

- Nhanh chóng bơm dung dịch nặng với tỷ trong tương đương để dập giếng

- Bơm Barite hoặc các vật liệu có tỷ trọng nặng vào để bít giếng

- Bơm dung dịch xi măng để bít giếng

❖ TÓM TẮT BÀI 1

Trong bài này, một số nội dung chính được giới thiệu:

- Giới thiệu chung

- Tầm quan trọng của việc kiểm soát giếng khoan

❖ CÂU HỎI VÀ TÌNH HUỐNG THẢO LUẬN BÀI 1

1 Trình bày các phương pháp kiểm soát giếng khoan?

2 Trình bày tầm quan trọng của việc kiểm soát giếng khoan trong công tác khoan dầu khí?

3 Công tác kiểm soát giếng khoan được chia làm mấy giai đoạn? Nêu rõ từng giai đoạn trong công tác kiểm soát giếng khoan dầu khí?

BÀI 2: NGUYÊN NHÂN GÂY RA HIỆN TƯỢNG PHUN TRÀO VÀ DẤU

HIỆU NHẬN BIẾT

❖ GIỚI THIỆU BÀI 2

Bài 2 trình bày các dấu hiệu nhận biết khi giếng khoan gặp sự cố phun trào và phân tích các nguyên nhân gây ra hiện tượng này để người học có được kiến thức nền tảng và dễ dàng tiếp cận công việc sau này

- Phân tích được nguyên nhân giếng bị phun trào

- Ước lượng được áp suất vỡ vỉa sau khi thực hiện ép thử áp suất (LEAK OF TEST)

❖ PHƯƠNG PHÁP GIẢNG DẠY VÀ HỌC TẬP BÀI 2

- Đối với người dạy:

+ Thiết kế giáo án theo thể loại lý thuyết, thực hành hoặc tích hợp phù hợp với bài học Giáo án được soạn theo bài hoặc buổi dạy

+ Tổ chức giảng dạy: Chia ca, nhóm (phụ thuộc vào số lượng sinh viên/lớp)

- Đối với người học:

+ Chuẩn bị tài liệu, dụng cụ học tập, vở ghi đầy đủ;

+ Hoàn thành các bài thực hành kỹ năng;

+ Tổ chức làm việc nhóm, làm việc độc lập;

+ Tuần thủ quy định an toàn, giờ giấc

❖ ĐIỀU KIỆN THỰC HIỆN BÀI 2

- Phòng học chuyên môn hóa/nhà xưởng: Phòng mô hình

- Trang thiết bị máy móc: Máy tính, máy chiếu

- Học liệu, dụng cụ, nguyên vật liệu: Giáo án, giáo trình, quy trình thực hành

- Các điều kiện khác: Không có

❖ KIỂM TRA VÀ ĐÁNH GIÁ BÀI 2

- Nội dung:

✓ Kiến thức: Kiểm tra và đánh giá tất cả nội dung đã nêu trong mục tiêu kiến thức

✓ Kỹ năng: Đánh giá tất cả nội dung đã nêu trong mục tiêu kĩ năng

✓ Năng lực tự chủ và trách nhiệm: Trong quá trình học tập, người học cần:

+ Nghiên cứu bài trước khi đến lớp

+ Chuẩn bị đầy đủ tài liệu học tập

+ Tham gia đầy đủ thời lượng mô đun

+ Nghiêm túc trong quá trình học tập

- Phương pháp:

✓ Điểm kiểm tra thường xuyên: 1 điểm kiểm tra (hình thức: vấn đáp, bảng kiểm)

✓ Kiểm tra định kỳ lý thuyết: Không

✓ Kiểm tra định kỳ thực hành: Không

❖ NỘI DUNG BÀI 2

2.1 DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT

2.1.1 Áp suất thủy tĩnh (Hydrostatic pressure):

Áp suất thủy tĩnh là áp suất được gây ra bởi cột chất lỏng và phụ thuộc vào tỷ trọng và chiều cao thẳng đứng hoặc chiều sâu của cột chất lỏng đó

Hydrostatic pressure = Depth (True vertical) x Density

P = .g.D

Trong đó: P: Áp suất thủy tĩnh

: Tỷ trọng trung bình của dung dịch khoan

g: Gia tốc trọng trường D: Chiều sâu thẳng đứng của cột dung dịch

Lưu ý: Chỉ có chiều sâu thẳng đứng của cột chất lỏng cần quan tâm còn các hình dạng khác của giếng khoan là không quan trọng khi tính toán áp suất thủy tĩnh

MW: Tỷ trọng dung dịch (lb/gal)

- Khi áp suất được đo bằng pound per square inch và chiều sâu được đo bằng feet thì đơn vị tỷ trọng dung dịch được chuyển đổi từ ppg sang gradient áp suất psi/foot

- Bây giờ phương trình được viết như sau:

Hydro static pressure = Depth x Mud weight x 0.052

psi ft ppg

Các hệ số chuyển đổi cho các đơn vị tỷ trọng dung dịch khác (Conversion factors for other mud weight units):

Specific gravity x 0.433 = psi/ft (mud weight to pressure gradient)

Pound per cubic foot / 144 = psi/ft (mud gradient to pressure gradient)

Kilogrammes per cubic metre x 0.00044 = psi/ft

Kilogrammes per cubic metre / 2262 = psi/ft

2.1.2 Áp suất vĩa (Pore pressure):

Áp suất vỉa là áp suất trên chất lỏng chứa trong lỗ hổng thành hệ

Tất cả các đá trầm tích đều có độ rỗng, do đó áp suất vỉa tại bất cứ chiều sâu nào bằng với áp suất thủy tĩnh được gây ra bởi dung dịch chứa trong lỗ hổng thành hệ Đó

là trường hợp áp suất bình thường nơi mà áp suất giữa các hạt được gây ra bởi

Overburrdent load Nếu khác với trường hợp trên là dị thường áp suất (áp suất cao hơn hoặc nhỏ hơn so với áp suất bình thường – Abnormal and Subnormal Pressure)

Khi nói đến áp suất trong công tác thi công người ta thường biểu diễn chúng ở dạng gradient (psi/ft) hoặc tỷ trọng dung dịch tương đương (lb/gal) với các hệ số chuyển đổi được nói đến trong phần 1

Để chuyển đổi các áp suất dưới bề mặt sang gradient tại một mốc đo lường nhất định thường là chiều cao của bàn rôto hoặc mực nước biển, nó giúp cho chúng ta có hướng so sánh giữa áp suất vỉa, tỷ trọng dung dịch và tỷ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương Để giải thích cho vấn đề trên, áp suất vỉa bình thường bằng với áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch (nước) từ bề mặt đến thành hệ quan tâm Do đó gradient áp suất bình thường sẽ bằng với gradient áp suất thủy tĩnh tại điểm đó Độ lớn của gradient áp suất phụ thuộc vào thành phần dung dịch (nước) và nhiệt độ của nó Ví dụ nước chứa hàm lượng muối cao sẽ có gradient cao hơn nước chứa khí Nước vỉa có hàm lượng muối (NaCl) 80,000 ppm tại nhiệt độ 25oC có gradient là 0.465 psi/ft, nước sạch có hàm lượng muối bằng 0 có gradient áp suất bằng 0.433 psi/ft Trong các thành hệ lắng đọng tại môi trường biển hàm lượng muối có thể thay đổi theo chiều sâu và dạng thành hệ Mức thấp nhất của hàm lượng muối có gradient bằng 0.45 psi/ft trong đó mức cao nhất là 0.515 psi/ft Bảng sau đưa ra một số gradient áp suất vỉa bình thường tại một số khu vực:

Hình 2 1: Gradient áp suất vỉa bình thường tại một số khu vực trên thế giới

2.1.3 Áp suất vỡ vỉa:

Để khoan một giếng khoan theo kế hoạch và an toàn cần thiết phải biết về độ lớn của các áp suất vỡ vỉa có thể xuất hiện Thể tích lớn nhất của bất cứ chất lỏng xâm nhập nào không kiểm soát được vào trong giếng khoan đều phụ thuộc vào áp suất vỡ vỉa của các thành hệ đó Nếu áp suất trong giếng khoan bằng hoặc vượt quá áp suất vỡ vỉa đó thì sau đó thành hệ sẽ bị vỡ và tiếp sau đó là mất dung dịch, mất áp suất thủy tĩnh và mất primary control Trong kế hoạch của một giếng khoan, các gradient áp suất vỡ vỉa

có thể được ước lượng từ offset data hoặc nếu không thể thì được ước lượng từ phương pháp Daines được mô tả sau đây Khi một giếng khoan được khoan, sau khi chống ống

và chân ống chống được khoan phá, LEAK OF TEST sẽ được tiến hành để xác định áp suất vỡ vỉa của công đoạn tiếp theo

Ứng suất và nứt vỡ (stresses and fractures):

Ứng suất xuất hiện tự nhiên dưới bề mặt trái đất và có thể phân tích ra ba thành phần cơ bản đó là:

- Maximum stress có phương thẳng đứng vì áp suất phủ lên trên đá chứa và chất lỏng thành hệ Nó được định nghĩa là Overburdent pressure

- Tại những khu vực mà lực kiến tạo không hoạt động thì các ứng suất theo phương nằm ngang (2 và 3) bằng nhau, mặc dù trong một số trường hợp tại những chiều sâu nông các ứng suất theo phương ngang vượt quá ứng suất theo phương dọc

- Dưới một lực kiến tạo không lớn lắm nên hai ứng suất theo phương nằm ngang

- Trong trường hợp lực kiến tạo lớn như là những vùng núi và các thành hệ bị oằn mạnh theo lực kiến tạo thì ứng suất lớn nhất có thể theo phương nằm ngang Điều

đó không giống như tại các chiều sâu lớn nơi mà Overburdent pressure chiếm ưu thế lớn nhất

Nếu áp suất trên thành giếng khoan vượt quá ứng suất nhỏ nhất tại bất cứ điểm nào thì hiện tượng vỡ vỉa có thể xảy ra Trong hầu hết các trường hợp overburdent pressure đều lớn hơn lực kiến tạo (tectonic force)

Dự đoán gradient áp suất vỡ vỉa:

Formation fracture pressure là áp suất cần để gây ra vỡ vỉa để toàn bộ dung dịch

có thể di vào trong đó Ký hiệu PFB: Formation Breakdown (ppg) hoặc gradient vỡ vỉa

GFB (psi/foot)

Có một số kỹ thuật để ước lượng áp suất vỡ vỉa Chúng được áp dụng nhiều để

dự đoán gradient áp suất vỡ vỉa trong các khu vực nơi có nhiều dữ liệu liên quan đến các ứng suất bề mặt có thể ngược lại một số khác không sử dụng được ở các khu vực

chưa biết Phương pháp Daines là phương pháp sử dụng kết quả của Leak of test đã

được thực hiện trong thành hệ đầu tiên để đưa một hệ số ứng suất Sự xác định chế độ ứng suất bề mặt đó có thể sử dụng để dự đoán áp suất vỡ vỉa trong các thành hệ tiếp theo

1 Giả sử rằng Leak of test thứ nhất được thực hiện và ứng suất lớn nhất theo chiều

dọc và là overburdent Do đó ứng suất kiến tạo được tính toán như sau:

Trong đó:

Vậy:

Trong đó: S : Overburdent pressure(psi)

Overburdent pressure có thể được tính toán từ density logs bằng việc xác định từ tỷ trọng của mùn khoan (cutting bulk densities)

2 Hệ số ứng suất kiến tạo (tectonic stress coefficient - ) có thể được tính toán từ:

Nếu như các vỉa tiếp theo nằm ngang và cấu trúc bể chứa không thay đổi theo chiều sâu thì  là một hệ số Nó được tính toán lại sau khi tiến hành LEAK OF TEST tiếp theo

3 Để ước lượng áp suất vỡ vỉa tại chiều sâu quan tâm giữa LEAK OF TEST để tiếp tục khoan người ta tính toán độ lớn của ứng suất cơ bản lớn nhất như sau:

Trong đó tất cả các giá trị trên đều áp dụng tại điểm đang quan tâm

4 Sử dụng hệ số ứng suất kiến tạo, vậy ứng suất kiến tạo tại điểm cần quan tâm được xác định như sau:

5 Sử dụng thích hợp hệ số Poissons, áp suất vỡ vỉa tại điểm quan tâm là:

Thủ tục trên được lặp lại khi tiếp tục khoan và đồ thị áp suất vỡ vỉa được vẽ theo chiều sâu

Leak of test:

Leak of test được tiến hành để xác định gradient áp suất vỡ vỉa để tính toán dung sai kick (Kick tolerance) cho công đoạn sau của giếng được khoan Nó cung cấp các dữ liệu cơ bản cần thiết cho việc tính toán áp suất vỡ vỉa sau này và nó thử sự thành công của công tác trám xi măng giếng khoan tại chân đế ống chống

Áp suất vỡ vỉa thông thường được xác định cho các thành hệ thông qua Leak of test (LOT) dưới chân ống chống hoặc một test thử độ tiếp nhận của vỉa (Formation Itegrity Test - FIT) có thể được tiến hành để kiểm tra độ bền của vỉa được thực hiện sau khi chống ống và trám xi măng

Các thủ tục thông thường để tiến hành LOT như sau:

- Trước khi tiến hành LOT đồng hồ áp suất sắp sử dụng phải được kiểm tra chính xác và giới hạn trên của của áp suất phải được xác định Giới hạn tuyệt

- Chống ống và trám xi măng giếng khoan và chờ cho xi măng đông cứng trước khi LOT để tránh sự giãn nở của xi măng khi chưa đông cứng khi tiến hành test

- Tiến hành khoan phá cốc xi măng, chân đế ống chống và khoảng 5 đến 10 ft vào thành hệ mới Một số công ty tiến hành khoan vào thành hệ mới 20ft

- Choòng khoan được kéo vào trong ống chống, tuần hoàn sạch giếng với dung dịch khoan

- Giếng khoan được đóng với việc sử dụng BOP, đường bơm trám xi măng được nối với cần khoan bởi vì các thiết bị bơm trám xi măng bơm được với

áp suất cao, thể tích bơm nhỏ và có thể đom được chính xác lượng xi măng được bơm xuống giếng khoan

- Khi giếng khoan được đóng, máy bơm xi măng sẽ bơm một thể tích nhỏ trên một đơn vị thời gian (thường ¼ hoặc ½ barrel trên một đơn vị thời gian, thường là 1 phút) Khi bơm áp suất trong giếng tăng do giếng đã đóng, áp suất tăng đều sau mỗi thể tích bơm được duy trì Đồ thị giữa áp suất trong giếng khoan với thể tích bơm được vẽ gần như là một đường thẳng cho đến khi hiện tượng vỡ vỉa xảy ra Tại điểm chất lỏng bắt đầu đi vào thành hệ, áp suất trong giếng sẽ giảm Tiến hành ngừng bơm

“Các quy trình tiến hành thi công khoan cho giàn khoan nổi” được thiết kế để xác định tỷ trọng dung dịch tương đương Test trên được dùng để làm vỡ thành hệ và được thực hiện sau mỗi lần chống ống và khoan công đoạn tiếp theo với các thiết bị bơm trám

xi măng với áp suất cao:

1 Với các thiết bị khoan nổi, làm sạch ratehole và khoan vào thành hệ mới từ 10ft Tuần hoàn sạch giếng Đảm bảo tỷ trọng dung dịch vào giếng và dung dịch

5-ra khỏi giếng hầu hết có kết quả bằng nhau

2 Kéo choòng khoan lên trên chân ống chống

3 Lắp bộ thiết bị bơm trám xi măng là điền đầy ống bơm trám bằng dung dịch Thử đường ống đến 2500 psi Tiến hành bơm thốc (break circulation) để đảm bảo vòi phun thủy lực của choòng sạch Dừng bơm và bắt đầu tuần hoàn

4 Đóng đối áp ôm cần (pipe rams) Đóng valve trên đường choke, kill

5 Bơm dung dịch vào cần khoan với tốc độ chậm (1/4 hoặc ½ BPM)

6 Ghi lại và vẽ áp suất theo thể tích bơm Tiếp tục bơm chậm cho đến khi có hai điểm qua điểm leak-off

7 Dừng bơm, cho phép áp suất ổn định Nếu áp suất ổn định ghi lại giá trị đó (thông thường áp suất sẽ ổn định sau 15 phút)

8 Giảm áp suất vào trong thiết bị bơm trám xi măng, ghi lại thể tích giảm áp suất

9 Mở ram, tháo các thiết bị bơm trám xi măng, tiến hành khoan

Lưu ý: Với ống chống 20” và 133/8” thường bơm ½ barrel

Leak off test được sử dụng cho các giếng khoan thăm dò hoặc một số các giếng khoan phát triển tại các vùng chưa biết Leak off test không sử dụng cho các giếng khoan khai thác Integrity test được làm để chứng tỏ chân ống chống có thể chịu được tỷ trọng dung dịch lớn nhất cho công đoạn khoan sau cộng với hệ số an toàn

Áp suất vỡ vỉa được biểu diễn bởi gradient áp suất vỡ vỉa:

Formation Breakdown gradient = Formation Breakdown presssure / Shoe

depth, true vertical (psi/foot)

P FB

G FB = (psi/ft) Shoe depth, True vertical

Độ bền vỡ vỉa được biểu diễn bởi tỷ trọng dung dịch tương đương – tỷ trọng dung dịch tối đa có thể đưa vào trong giếng để cung cấp áp suất vỡ vỉa

Maximum equivalent mud weight (ppg) / 0.052 Shoe depth, True vertical

2.1.4 Dị thường áp suất (Subnormal pressure):

Các dị thường áp suất thành hệ có nghĩa là áp suất vỉa lớn hơn áp suất thủy tĩnh của chất lỏng chứa trong lỗ hổng đá chứa của vỉa đó Đối với gradient áp suất, Gradient

dị thường áp suất sẽ nằm trong khoảng gradient áp suất bình thường (0.433 psi/ft đến 0.465 psi/ft) và overburdent gradient (1.0 psi/ft) Một số quan tâm chính trong dị thường

áp suất sẽ được nói tới sau đây Chúng có liên quan và là sự kết hợp của các yếu tố địa chất, vật lý, địa hóa và quá trình động học và có thể xuất hiện tại bất cứ nơi nào trên thế giới

- Differential fluid pressure (Sự chênh lệch áp suất chất lưu trong vỉa):

Theo hình bên dưới, vỉa có dạng vòm hoặc nếp oằn, áp suất từ nơi sâu nhất đi lên nơi nông hơn Áp suất tại nơi sâu nhất của vỉa có thể là bình thường theo chiều sâu Tuy nhiên chất lỏng trong vỉa lại nhẹ hơn so với tỷ trọng của nước do đó tạo thành mũ khí, khi khoan vỉa tại chiều sâu nông hơn nói trên sẽ gặp dị thường áp suất thành hệ nguyên nhân bởi gas cap

Hình 2 2: Sự chênh lệch áp suất chất lưu trongg vỉa

- Surchaging of Shallow Formations:

Thông thường xảy ra ở các thành hệ đứt gãy với chuyển động nâng lên hạ xuống của vỏ trái đất

Trong trường hợp đứt gãy tự nhiên, các đứt gãy cho phép các chất lỏng rò rỉ hoặc thấm qua (seepage) Điều đó là kết quả của việc thành hệ tại chiều sâu nông có áp suất cao hơn bình thường theo chiều sâu của chúng

Tại một số mỏ đã khai thác tình trạng tương tự đã xảy ra khi “downhole

blowout” xảy ra Sau nhiều năm, chất lỏng tích tụ lại và tạo nên một áp suất lớn hơn, sau đó nó sẽ từ từ xâm nhập từ giếng ban đầu và ảnh hưởng đến các giếng khác gần đó trong khu vực mỏ Điều đó rất nguy hiểm cho công việc phát triển mỏ sau đó, nơi mà các kết quả đáng tin cậy trước đó cho thấy rằng không có dị thường áp suất

- Sediment Compression(trầm tích):

Khi các lớp sét được lắng đọng, độ rỗng của sét là lớn hơn 50% Sự lắng đọng tiếp tục theo thời gian, các lớp sét bị nén dưới trọng lượng của các vật chất bên trên Độ rỗng của các lớp sét giảm và nước sẽ thấm qua đó xuống các lớp trong nó Quá trình trầm tích tiếp tục diễn ra, mà nước không thoát được nhanh so với hiện tượng trầm tích đang diễn ra Do đó dưới áp suất overburden pressure, tại một số điểm trong tập sét gradient áp suất bình thường sẽ tăng khoảng từ 0.465 hoặc cao hơn nữa là 1 psi/ft

- Salt bed (tầng muối):

Tầng muối có cùng các tính chất như các tầng đá khác Các tính chất của sự truyền áp suất trong vỉa giống như chất lỏng hơn là chất rắn Muối có cấu trúc tinh thể

và thành phần thực tế của chúng phụ thuộc vào dạng muối, lượng nước trong tinh thể và nhiệt độ vỉa Các vỉa muối hạt to (thô) có áp suất sấp xỉ 1 psi/ft Sau khi khoan qua tầng muối tiếp tục ta lại gặp tầng sét, cát… với áp suất bình thường cho nên gặp rất nhiều khó khăn trong công tác thi công vì phải thay đổi nhiều hệ dung dịch, sự ăn mòn ống chống, bộ khoan cụ, hiện tượng dính ống, khó khăn trong công tác trám xi măng giếng khoan v.v…

- Mineralization (hiện tượng khoáng hóa):

Sự biến đổi các thành phần khoáng vật trong đá trầm tích có thể là nguyên nhân gây ra sự thay đổi hàm lượng của tổng thể tích khoáng vật có trong dung dịch Sự tăng thể tích của các chất rắn từ thành hệ vào dung dịch là nguyên nhân dẫn đến việc tăng áp suất của cột dung dịch khoan

- Kiến tạo (Tectonic):

Là một lực nén áp dụng theo phương nằm ngang trong các vỉa dưới mật đất Trầm tích trong môi trường áp suất bình thường nước bị bật ra khỏi sét và chúng bị nén với một overburdent pressure tăng Tuy nhiên, cộng với lực nén ngang hay nén hông diễn

ra sau đó nếu chất lỏng không thể thoát ra tại một tốc độ bằng với tốc độ giảm thể tích các lỗ hổng trong đá chứa thì đó là kết quả của sự tăng áp suất trong lỗ hổng đá chứa so với bình thường

và là dị thường áp suất tại chiều sâu nó đến

- Cấu trúc mỏ (Reservoir structure):

Các dị thường áp suất có thể phát triển trong các đất đá nén bình thường Trong một mỏ mà tại đó một địa hình cấu trúc cao chứa dầu và khí Một gradient dị thường áp suất cao đo được so với bề mặt theo các hình sau:

2.1.5 Áp suất tuần hoàn (Circulating dynamic pressure):

Áp suất tuần hoàn được cung cấp bởi máy bơm trên giàn khoan và nó đại diện cho tổng áp suất được yêu cầu để dịch chuyển dung dịch khoan từ máy bơm qua các đường ống bề mặt, cột cần khoan, vòi phun thủy lực của choòng và qua khoảng không vành xuyến lên bề mặt

Hình 2 4: Áp suất tuần hoàn

Tất cả các áp suất được cung cấp bởi máy bơm được dùng cho quá trình tuần hoàn trên đều vượt qua những tổn hao áp suất do ma sát giữa dung dịch và các bề mặt tiếp xúc với nó

Lượng tổn hao áp suất đó được dùng để đưa dung dịch lên khoảng không vành xuyến Khi khoảng không vành xuyến rộng, dung dịch sẽ dịch chuyển một cách từ từ do

đó sử dụng rất ít năng lượng Áp suất vành xuyến hoặc tổn hao áp suất hoạt động như là một “back pressure” trên bề mặt các thành hệ và khoảng không vành xuyến nơi nó đi qua Điều đó là nguyên nhân các máy bơm khi tuần hoàn dung dịch tăng một lượng áp suất trong tổng áp suất bơm để thực hiện điều đó Kết quả áp suất tại đáy giếng khoan (botttom hole pressure) được sử dụng khi tuần hoàn tăng hơn so với áp suất tĩnh tại đáy giếng khoan (static bottom hole pressure) Lượng tăng đó bằng với tổn hao áp suất tại khoảng không vành xuyến

Circulating BHP (psi) = Static BHP (psi) + Annulus pressure loss (psi)

Điều này có thể biểu diễn bởi đơn vị gradient áp suất hoặc các dơn vị tỷ trọng dung dịch tương dương Ưu điểm của phương trình trên là không cần chính xác chiều sâu

Chuyển đổi áp suất sang tỷ trọng dung dịch tương đương ta nhận được công thức:

Equivalent Circulation Density (ppg) = Static Mud weight (ppg) + [(Annular pressure loss / True vertical depth) / 0.052] (converting psi to ppg)

Thông thường Equivalent Circulation Density (ECD) cao hơn khoản 2 hoặc 3 phần mười ppg so với Static Mud Weight (SMW)

2.2 NGUYÊN NHÂN GÂY RA HIỆN TƯỢNG PHUN TRÀO (KICK)

Kiểm soát giếng sơ cấp được định nghĩa là sử dụng dung dịch khoan để khống chế áp suất chất lỏng thành hệ Dung dịch khoan phải có tỷ trọng để cung cấp đủ trên cân bằng với áp suất vỉa Nếu như sự trên cân bằng bị mất thậm chí chỉ tạm thời thì chất lỏng thành hệ cũng có thể xâm nhập vào giếng khoan Việc chống lại mất kiểm soát giếng sơ cấp là cực kỳ quan trọng

Kick: Chất lỏng xâm nhập là sự xâm nhập không mong muốn của chất lỏng thành

hệ vào trong giếng khoan mà áp suất thành hệ vượt quá áp suất thủy tĩnh được gây ra bởi hệ dung dịch Chất lỏng xâm nhập không được phát hiện ngay là cực kỳ nguy hiểm đặc biệt là khí

Các nguyên nhân chính của hiện tượng kick là:

- Không rót đầy dung dịch vào trong giếng khi kéo thả (Failing to fill the hole properly when tripping)

- Khi kéo bộ khoan cụ lên bề mặt tạo nên hiện tượng piston tại các vùng dễ xảy ra hiện tượng kick (Swabbing in a kick while tripping out)

- Tỷ trọng dung dịch không thích hợp (Insufficient mud weight)

- Dị thường áp suất (Abnormal pressure)

- Mất dung dịch (Lost circulation)

- Gặp các tầng khí nông (Shallow gas sands)

- Tốc độ khoan quá cao trong các vỉa chứa khí (Excessive drilling rate in gas bearing sands)

- Một số vấn đề đặc biệt khác như: Thử vỉa, Khoan bên cạnh một giếng khoan trước đó

Ngày nay hơn 50% hiện tượng phun trào là do nguyên nhân thứ nhất và thứ hai hoặc cả hai

a Không điền đầy dung dịch vào trong giếng khi kéo thả (Failing to fill the hole properly when tripping):

Đây là một trong những nguyên nhân thông thường nhất của hiện tượng kick Nếu như cần khoan hoặc cần nặng được kéo ra khỏi giếng khoan, thể tích của dung dịch bằng với thể tích của thép cũng được đưa ra khỏi giếng, do đó phải điền đầy dung dịch

để giữ cho giếng luôn trong trạng thái đầy Nếu điều đó không được thực hiện chiều cao của cột dung dịch sẽ giảm do đó sẽ làm giảm áp suất thủy tĩnh tại đáy giếng khoan Khi

áp suất đáy giếng giảm thấp hơn so với áp suất vỉa tại bất cứ điểm nào trên thân giếng

hiện tượng kick sẽ xảy ra

Một điều quan trọng để đảm bảo rằng lượng dung dịch được thêm vào trong giếng khoan để thay thể thể tích cần khoan được kéo ra khỏi giếng cần được tính cẩn thận và chúng bằng nhau Cẩn thận kiểm tra thể tích bể dung dịch hoặc thể tích điền dung dịch vào giếng khoan là rất quan trọng Nếu có sự nghi ngờ hoặc sau khi tuần hoàn lại và kiểm tra mực dung dịch trong bể chứa vẫn thấy nghi ngờ thì cách an toàn nhất là đóng giếng và tiến hành kiểm tra áp suất Nếu không có gì xảy ra thì tuần hoàn sạch giếng trước khi tiến hành kéo cần Khi khả năng xảy ra hiệu ứng piston cao, nên tiến hành doa dạo khoảng kẹt mút đó và khi kéo ống lên đến chân ống chống cuối cùng nên tuần hoàn sạch giếng và xác định xem việc kéo toàn bộ cần khoan ra khỏi giếng có an toàn không Nếu thể tích dung dịch điền vào giếng khoan không thích hợp không được phát hiện sớm và càng ngày nguy hiểm càng tăng thì hiển nhiên là càng ngày càng có nhiều chất lỏng xâm nhập vào giếng khoan Nếu chất lỏng xâm nhập là khí thì nó sẽ tự nhiên giãn

nở và đi lên trên bề mặt

Giếng khoan phải được điền đầy khi kéo thả Một phương pháp chính xác đo thể tích dung dịch thực tế cần để điền đầy giếng là ghi lại một cách chính xác với việc biết được thể tích thép của bộ khoan cụ kéo ra khỏi giếng

Nếu thể tích dung dịch cần để điến đầy giếng nhỏ hơn so với thể tích thép đã biết được kéo ra khỏi giếng khoan thí sau đó:

- Một phần chất lỏng có trong giếng đi vào từ thành hệ

- Khí đã xuất hiện trong giếng khoan và đã giãn nở

Lưu ý rằng thể tích của thép tạo nên cần nặng thường gấp 5 đến 10 lần so với thể tích thép tạo nên cần khoan cùng một chiều dài Điều đó có nghĩa là lượng dung dịch cần để thay thế thể tích cần nặng, nếu giếng không được điền đầy thì mực chất lỏng trong giếng sẽ nhỏ hơn rất nhiều so với khi ta thay thế thể tích cần khoan

Có hai cách kiểm soát thể tích dung dịch khi kéo thả là:

+ Điền đầy dung dịch vào trong giếng với việc đếm hành trình bơm (Mud fill-up line with stroke counter):

Giếng khoan được làm đầy lại với fill-up line, phương pháp này được làm sau mỗi 5 cần dựng và sau mỗi cần nặng được kéo lên khỏi giếng, tuy nhiên cũng có thể 10 cần khoan hoặc 2 cần nặng tùy theo từng trường hợp

Thể tích dung dịch điền thêm bvào giếng khoan được tính toán bởi số hành trình bơm cần thiết để thay thế thể tích bộ khoan cụ đã biết hoặc được bơm từ Trip tank với

số đọc thể tích dung dịch đặt trên sàn khoan Trong thực tế một sự thay đổi trong trip tank chỉ ra sự thay đổi lớn của cột dung dịch trong giếng

Ưu điểm của phương pháp này là khoảng thời gian điền đầy dung dịch vào giếng đều đặn, kiểm tra được thể tích dung dich trong giếng khoan Hạn chế chính của phương pháp này là nếu có các sự cố xảy ra trong giếng khác hoặc các yêu cầu khác của giàn thì

có thể phá vỡ quá trình đều đặn điền đầy dung dịch vào giếng

+ Continuous Circulating Trip Tank:

Trip tank (xem hình vẽ Figure 1) được đặt như hình vẽ để cung cấp dung dịch liên tục bởi trọng lực hoặc có thể dùng bơm để điền đầy dung dịch vào giếng Ưu điểm của hệ thống này là duy trì giếng khoan luôn ở trạng thái được điền đầy và thể tích dung dịch sử dụng luôn chính xác

Một nhược điểm của hệ thống là không chứa dung dịch cho toàn bộ quá trình kéo thả Đội thi công khoan luôn phải kiểm tra mực dung dịch trong trip tank khi cần thiết phải kéo thả toàn bộ bộ khoan cụ trong giếng Điều đó rất dễ dàng dẫn đến sự sao lãng, đặc biệt khi cần nặng được kéo lên bề mặt

Áp suất đáy giếng (BHP) khi Tripping Dry sẽ giảm khi kéo cần khoan lên bề mặt

và không điền đầy dung dịch vào giếng Điều đó cho phép mực dung dịch trong giếng giảm và làm giảm cột áp suất thủy tĩnh Trong ví dụ trên (Trpping dry) có bao nhiêu cần dựng để làm giảm áp suất thủy tĩnh đi một lượng 50 psi trên cân bằng

Lưu ý: Áp suất thủy tĩnh giảm cả ngoài khoảng không vành xuyến và cả ở trong

Áp suất đáy giếng (BHP) khi Tripping Wet sẽ giảm khi kéo cần khoan lên bề mặt

và không điền đầy dung dịch vào giếng Điều đó cho phép mực dung dịch trong giếng giảm và làm giảm cột áp suất thủy tĩnh Trong ví dụ trên (Trpping wet) có bao nhiêu cần dựng để làm giảm áp suất thủy tĩnh đi một lượng 50 psi trên cân bằng

Lưu ý: Áp suất thủy tĩnh chỉ giảm ở khoảng không vành xuyến khi cả thép và dung dịch khoan trong cần đều được kéo lên (POOH)

b Khi kéo bộ khoan cụ lên bề mặt tạo nên hiện tượng piston tại các vùng dễ xảy

ra hiện tượng kick (Swabbing in a kick while tripping out):

Khi bộ khoan cụ được kéo lên bề mặt trong quá trình kéo thả , dung dịch sẽ tự chảy để lấp các khoảng trống Nguồn năng lượng cần thiết để dung dịch thực hiện quá

trình đó sẽ làm giảm áp suất thủy tĩnh Kết quả là tổng áp suất được gây ra bởi cột dung dịch sẽ giảm

Tác động của việc kéo choòng và bộ khoan cụ lên có thể được so sánh với sự tổn hao áp suất trong một ống có sự kéo lên của piston

Có một số hệ số cơ bản xuất hiện trong sự giảm áp suất của hiệu ứng piston:

- Tốc độ kéo cần (Pipe pulling speed)

- Khoảng hở nhỏ giữa cần khoan và thành giếng hoặc giếng khoan có đường kính nhỏ (Small Hole Clearance or Slim Hole Geometry)

- Độ nhớt của dung dịch cao hay Độ bền gen lớn (High Mud Viscosity or Gel strength)

Khi tiến hành kéo cần áp suất thủy tĩnh luôn thay đổi, tuy nhỏ nhưng phải trong một giới hạn cho phép Do đó một áp suất trên cân bằng hay trip margin được đưa vào

để hạn chế vấn đề trên

Hiện tượng piston có thể xảy ra trong khi xuất hiện kick có thể được giảm bởi thực hiện tốt các bước trong công tác khoan, bao gồm sử dụng một hệ số trip margin thích hợp

Các bước đó bao gồm:

- Tuần hoàn sạch giếng trước khi tiến hành kéo cần

- Lưu ý áp suất và các điểm trong giếng khoan bị kẹt mút (tight spots) trong quá trình kéo thả

- Dung dịch tuần hoàn thích hợp với điều kiện giếng cho phép (độ nhớt hoặc độ bền gel của dung dịch không quá cao trong quá trình kéo cần)

- Quan sát cẩn thận tốc độ kéo cần

Hiện tượng kick gây ra bởi hiệu ứng piston là đặc biệt nguy hiểm khi đoạn xảy

ra hiệu ứng piston lại được sử dụng các thao tác kéo cần theo cách thông thường Nếu như những thay đổi nhỏ trong việc điền đầy dung dịch khi thay thể thể tích cột cần khoan không được ghi lại, điều đó sẽ trở nên khó kiểm soát sau này Sẽ không phát hiện được một tín hiệu cảnh báo kick nào xuất hiện trong giếng

Khi khí xâm nhập vào trong giếng khoan, nó chỉ chiếm một thể tích rất nhỏ trong cột dung dịch Khí xâm nhập với hiệu ứng piston và tỷ trọng nhẹ hơn dung dịch mang

áp suất vỉa sẽ từ từ đi lên bề mặt và giãn nở Ban đầu nó giãn nở chậm và sẽ là rất lớn khi chúng ở gần bề mặt Phải đặc biệt quan tâm khi tiến hành kéo cần để đảm bảo không xảy ra hiện tượng piston

Như đã đề cập ở trên, choòng khoan và balling stabilizer thường là nguyên nhân

xảy ra trong giếng là tiến hành các thủ tục điền đầy dung dịch vào giếng khi kéo cần và thể tích của trip tank phải được theo dõi cẩn thận

Một hệ số an toàn để bù phần trên cân bằng cho áp suất gây ra bởi hiệu ứng piston được tính toán như sau:

c Mất tuần hoàn dung dịch (Lost Circulation):

Hiện tượng kick có thể xảy ra khi mất hoàn toàn dung dịch Hiện tượng mất dung dịch có thể xảy ra tại các thành hệ hang hốc (cavernous formations), các đứt gãy tự nhiên (naturally fractured), các tầng dưới áp suất bình thường (sub-normal pressured zones or pressure depleted), khoảng không vành xuyến bị nút do bộ khoan cụ (BHA) hình cầu hoặc vảy sét, áp suất tuần hoàn bị đứt đoạn do dung dịch có độ bền gel lớn

Khi các hiện tượng kick trên xảy ra, nó sẽ nhanh chóng trở nên rất nguy hiểm khi một lượng lớn chất lỏng xâm nhập xuất hiện trước khi chúng ta tăng mực dung dịch trong khoảng không vành xuyến, do đó khoảng không vành xuyến phải được điền đầy nước để duy trì cột áp suất thủy tĩnh có thể trong giếng Trong một số trường hợp lượng dung dịch trong giếng chỉ giảm vài trăm ft và nước được thêm vào làm giảm sự dưới cân bằng trong giếng một cách tối đa Nếu dòng chất lỏng kick vẫn xuất hiện thì nước