thiết bị chống phun trào dầu khí lắp đặt tại giếng thc – 08,tiền hải – thái bình

Trong quá trình thực tập tại Viện dầu khí Việt Nam VPI và Công ty TNHH một thành viên Sông Hồng PVEP Sông Hồng, được sự giúp đỡ về tài liệu của các anh bên VPI và PVEP Sông Hồng em đã tì

LỜI NÓI ĐẦU 1

PHẦN 1 TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ VÀ THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO 3

CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ 3

1.1 Tình hình khoan thăm dò – khai thác dầu khí ở Việt Nam 3

1.2 Phun trào dầu khí 5

1.2.1 Hiện tượng phun trào dầu khí 5

1.2.2 Nguyên nhân 6

1.2.3 Các dấu hiệu dự báo 10

1.2.4 Hậu quả của sự phun trào dầu khí 12

1.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa hiện tượng phun trào dầu khí 13

CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO 15

2.1 Một số loại van chính 15

2.1.1 Van an toàn sâu (van cản) (Checkguard valve hoặc drop in valve) 15

2.1.2 Van trên cần chủ lực (Kelly valve) 16

2.1.3 Van nổi và van nắp (the float valve and flapper) 18

2.1.4 Van an toàn một chiều (non return safety valve hoặc là Gray valve) 19

2.1.5 Van cửa (Gate valve) 19

2.1.6 Van an toàn tự động (fail safe valve) 20

2.2 Thiết bị kiểm tra và kiểm soát dung dịch 21

2.2.1 Bể đo thể tích (Pit Volume Measurement) 21

2.2.2 Thiết bị đo dòng chảy 22

2.2.3 Thùng chứa dự trữ (Trip tank) 22

2.2.4 Bình tách khí khỏi dung dịch (Mud Gas Separator) 24

2.2.5 Thiết bị khử khí (Degassers) 25

2.2.6 Cụm phân dòng (Choke manifold) 26

2.3 Cụm đối áp 29

2.4 Đường xả và dập giếng (Choke and kill line) 30

2.4.1 Đường xả (Choke line) 31

2.4.2 Đường dập giếng (Kill line) 33

2.5 Hệ thống hướng dòng (Diverter system) 33

PHẦN 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP 37

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ THIẾT BỊ ĐỐI ÁP 37

1.1 Chức năng chính của đối áp 37

1.2 Phân loại 37

1.3 Lắp đặt thiết bị đối áp 38

1.4 Đối áp vạn năng 43

1.5 Đối áp ngàm 46

1.5.1 Đối áp ôm cần ( pipe ram) 47

1.5.2 Đối áp chặn giếng khoan (blind ram 47

1.5.3 Đối áp cắt cần (shear ram) 47

1.5.4 Đối áp ôm cần vạn năng (multi – rams) 47

1.6 Đối áp quay (rotaring BOPs) 48

CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG KHOAN THC – 08 Ở TIỀN HẢI – THÁI BÌNH (CHẾ TẠO BỞI CÔNG TY THIẾT BỊ DẦU KHÍ SANDONG JINZHOU) 51

2.1 Thông số cơ bản của giếng khoan 51

2.2 Đối áp vạn năng 53

2.2.1 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer hình cầu 55

2.2.2 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer dạng nêm 59

2.2.3 Vận hành và chú ý 63

2.2.4 Bảo dưỡng 64

2.2.5 Sự sai hỏng và khắc phục 74

2.2.6 Lắp đặt 75

2.3 Đối áp ngàm 75

2.3.1 Nguyên tắc vận hành đóng và mở 76

2.3.2 Nguyên tắc bịt kín 76

2.3.3 Đặc điểm cấu tạo 77

2.3.4 Đặc điểm và cấu tạo của những phần chính 79

2.3.5 Hệ thống khóa ngàm bằng tay 85

2.3.6 Hệ thống cửa phụ bịt kín 86

2.3.7 Thiết bị khóa thủy lực tự động 86

2.3.8 Cấu tạo bịt kín trục ngàm và hệ thống bịt kín thứ hai trục ngàm 89

2.3.9 Lắp đặt và vận hành 92

2.3.10 Thay thế bộ ngàm và thiết bị đóng ngàm 94

2.3.11 Sửa chữa và thay thế bộ xi lanh dầu 94

CHƯƠNG 3 HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN CỤM THIẾT BỊ ĐỐI ÁP 98

3.1 Hệ thống điều khiển cụm đối áp trên bề mặt 98

3.1.1 Bộ tích áp (Accumulator unit module) 100

3.1.2 Hệ thống bơm không khí (Air pump assembly) 102

3.1.3 Hệ thống bơm điện (Electric pump assembly) 102

3.1.4 Bảng điều khiển 103

3.2 Hệ thống điều khiển FKQ 640-6 cụm BOP bề mặt được sử dụng tại giếng THC-08 ở Thái Bình 105

3.2.1 Giới thiệu chung 105

3.2.2 Thông số kỹ thuật chính 109

3.2.3 Cấu trúc và đặc điểm 109

3.2.4 Nguyên lý làm việc và vận hành 112

3.2.5 Lắp đặt và chạy thử 116

3.2.6 Vận hành, bảo dưỡng và bôi trơn 120

3.2.7 Các sự cố và cách khắc phục 122

3.3 Một số bộ phận trong hệ thống điều khiển cụm đối áp 123

3.3.1 Bộ điều áp YTK - 02 123

3.3.2 Van xoay 4 ngả - 3 vị trí 34ZS21-25 125

3.3.3 Van xả tràn JYS21 – 25 127

3.3.4 Máy bơm trục khuỷu QB21-60/QB21-80 131 CHƯƠNG 4

TÍNH TOÁN XÁC ĐỊNH ĐƯỜNG KÍNH CỦA XI LANH ĐIỀU KHIỂN

ĐỐI ÁP NGÀM LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG THC-08 135

TIỀN HẢI – THÁI BÌNH 135

4.1 Các công thức thường sử dụng để tính toán xi lanh thủy lực 135

4.1.1 Diện tích A, lực F, và áp suất p 135

4.1.2 Quan hệ giữa lưu lượng Q, vận tốc v, và diện tích A 136

4.1.3 Tính toán đường kính 137

4.2 Tính toán đường kính xi lanh thủy lực của đối áp ngàm lắp đặt tại giếng THC - 08 138

4.2.1 Tính đường kính xi lanh 138

4.2.2 Tính nắp xi lanh 141

KẾT LUẬN 143 TÀI LIỆU THAM KHẢO

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN

1 Hình 1.1.1 Một số mỏ dầu khí ở Việt Nam 4

2 Hình 1.1.2 Thùng chứa dự trữ tuần hoàn liên tục 6

3 Hình 1.1.3 Áp suất xung động và hiệu ứng piston 7

4 Hình 1.1.4 Mất tuần hoàn dung dịch dẫn tới “Kích” 9

5 Hình 1.1.5 Áp suất bình thường và áp suất dị thường 9

6 Hình 1.1.6 Nổ giàn khoan Montara do phun trào 13

19 Hình 1.2.12 Cụm phân phối dòng đối với áp suất làm

việc 10000 psi và 15000 psi – lắp đặt bề mặt

25 Hình 1.2.18 Đường dập giếng 33

26 Hình 1.2.19 Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên bề mặt 34

27 Hình 1.2.20 Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên giàn nổi 35

28 Hình 2.1.1 Lắp 2 đối áp với 2 đường phân dòng 39

29 Hình 2.1.2 Lắp 3 đối áp với 2 đường phân dòng 39

30 Hình 2.1.3 Lắp 3 đối áp với 3 đường phân dòng 40

31 Hình 2.1.4 Lắp 3 đối áp với 4 đường phân dòng 40

33 Hình 2.1.6 Kiểm soát giếng trong trường hợp phun

40 Hình 2.2.1 Sơ đồ hệ thống đối áp 13 5/8” x 10000 psi

cho công đoạn khoan 8 ½” tại giếng

47 Hình 2.2.8 Bản vẽ phác họa của paker hình nêm 62

48 Hình 2.2.9 Thay thế packer khi dụng cụ khoan ở

trong giếng

65

49 Hình 2.2.10 Sự thể hiện phần khuất của BOP vạn năng

(với packer hình cầu)

67

50 Hình 2.2.11 Đối áp vạn năng loại FH35-70/105 69

51 Hình 2.2.12 Đối áp vạn năng loại FHZ54-14 72

59 Hình 2.2.20 Thiết bị khóa trục thủy lực tự động 87

60 Hình 2.2.21 Hệ thống khóa tự động hướng kính thủy

lực

88

62 Hình 2.2.24 Cấu tạo của khóa bịt kín xi lanh 95

64 Hình 2.3.1 Hệ thống kiểm soát đối áp bề mặt 98

65 Hình 2.3.2 Sơ đồ nguyên lý của hệ thống điều khiển 99

66 Hình 2.3.3 Hệ thống điều khiển cụm đối áp bề mặt 100

70 Hình 2.3.7 Sơ đồ nguyên lý hệ thống kiểm soát BOP 104

71 Hình 2.3.8 Bảng điều khiển BOP từ xa 104

72 Hình 2.3.9 Hệ thống điều khiển FKQ 640 - 6 105

73 Hình 2.3.10 Sơ đồ hệ thống điều khiển FKQ 640-6 106

74 Hình 2.3.11 Hệ thống điều khiển cụm BOP bề mặt 110

75 Hình 2.3.12 Nguyên lý đấu điện của hệ thống điều

khiển đối áp nắp trên mặt

112

80 Hình 2.4.2 Sơ đồ xi lanh thủy lực 136

2 Bảng 2.2 2 Danh sách các bộ phận của BOP vành

xuyến (Packer hình cầu)

BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN

1 psi = 0,07 kG/cm2

1 Pa = 1,02.10-5 kG/cm2

1 inch = 2,54 cm

LỜI NÓI ĐẦU

Nước ta đi lên từ một nền kinh tế lạc hậu lại bị chiến tranh tàn phá nặng

nề, nhu cầu xây dựng lại và phát triển đất nước với tốc độ cao một cách toàn diện phải có một ngành năng lượng tương xứng, trong đó dầu khí chiếm một vai trò quan trọng

Để ngành dầu khí phát triển ổn định và lâu dài, góp phần vào sự nghiệp bảo vệ an ninh năng lượng quốc gia và phát triển kinh tế thì việc khoan thăm

dò - tìm kiếm và khai thác dầu khí phải luôn được chú trọng và phát triển Trong đó công tác khoan là một trong những công đoạn quan trọng cho phép biết được có hay không có dầu khí và cho phép đưa được dòng sản phẩm lên trên bề mặt Việc đảm bảo an toàn cho công tác khoan dầu khí luôn được quan tâm và chú trọng, nhất là công tác phòng chống phun trào dầu khí Ngoài việc trang bị cho các chuyên gia, kỹ sư, công nhân công tác trên công trường khoan các kiến thức an toàn bảo hộ lao động thì các trang thiết bị máy móc đảm bảo cho công tác khoan dầu khí diễn ra được an toàn thuận lợi đóng vai trò rất quan trọng Một trong những thiết bị được dùng rộng rãi và phổ biến hiện nay nhằm ngăn chặn phun trào dầu khí là hệ thống thiết bị chống phun trào mà chủ yếu là thiết bị đối áp và các thiết bị phụ trợ Việc nắm bắt được đặc điểm cấu tạo nhằm vận hành đúng và an toàn các thiết bị đó góp phần vào sự thành công chung của công tác khoan dầu khí

Trong quá trình thực tập tại Viện dầu khí Việt Nam (VPI) và Công ty TNHH một thành viên Sông Hồng (PVEP Sông Hồng), được sự giúp đỡ về tài liệu của các anh bên VPI và PVEP Sông Hồng em đã tìm hiểu về thiết bị chống phun trào Và được sự đồng ý của bộ môn Thiết bị dầu khí và công trình cùng với sự hướng dẫn tận tình trực tiếp của thầy Trần Văn Bản và sự giúp đỡ của các thầy cô trong bộ môn em đã xây dựng nên đồ án tốt nghiệp về

thiết bị chống phun trào dầu khí đề tài “Thiết bị chống phun trào dầu khí lắp

đặt tại giếng THC – 08,Tiền Hải – Thái Bình ” với chuyên đề “ Tính toán đường kính xi lanh của đối áp ngàm lắp đặt tại giếng THC – 08” Đồ án gồm

2 phần chính:

Phần I Tổng quan về tình hình khoan thăm dò - khai thác dầu khí ở Việt Nam Sự phun trào dầu khí và thiết bị chống phun trào

Phần II Thiết bị đối áp

Đồ án được hoàn thành dựa trên sự tìm hiểu tài liệu và quá trình học tập

ở trường Do khả năng, trình độ hiểu biết còn hạn chế và hạn chế về tài liệu và thực tế nên đồ án còn nhiều sai sót Vì vậy, em rất mong được sự đóng góp ý kiến của thầy cô và các bạn

Em xin chân thành cảm ơn thầy Trần Văn Bản đã hướng dẫn và chỉ bảo tận tình, cùng các thầy cô trong bộ Thiết bị dầu khí và công trình trường Đại học Mỏ - Địa chất đã giúp đỡ để em có thể hoàn thành đồ án này Em cũng xin gửi lời cảm ơn chân thành tới các anh bên VPI và VPEP Sông Hồng đã giúp đỡ em về mặt tài liệu

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 05 năm 2011

Sinh viên: Nguyễn Điển Chi

PHẦN 1 TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ VÀ THIẾT BỊ

CHỐNG PHUN TRÀO CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT

NAM SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ 1.1 Tình hình khoan thăm dò – khai thác dầu khí ở Việt Nam

Khoan là phương pháp duy nhất cho ta lời giải đáp cuối cùng có hay không có dầu, khí, than và các loại khoáng sản khác trong lòng đất Trong ngành công nghiệp dầu khí công tác khoan giếng là một trong những khâu rất quan trọng không thể thiếu, thông qua giếng khoan để tiến hành việc tìm kiếm thăm dò, khai thác sản phẩm và làm nhiều công tác nghiên cứu tiếp theo Ở Việt Nam, công tác khoan thăm dò và khai thác dầu khí đang phát triển rất nhanh chóng và trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn trong nền kinh tế quốc dân Từ những ngày đầu thành lập đến nay, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã được Tổng cục Dầu khí (nay là Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam) triển khai mạnh mẽ ở cả miền Bắc, miền nam và ở một số lô thềm lục địa Việt Nam Đã có nhiều phát hiện dầu khí ở trên đất liền và ở thềm lục địa

Trong những năm qua, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tiến hành khảo sát trên

107 nghìn km tuyến địa chấn 2D, 65 nghìn km2 địa chấn 3D, khoan hơn 980 giếng tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng và khai thác với số mét khoan trên 3,3 triệu m Từ công tác thăm dò đã xác định được các bể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí như: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn,

Mã Lay – Thổ Chu, Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Hoàng Sa và Trường Sa với diện tích gần 1 triệu km2

Trong năm 2010 vừa qua, công tác tìm kiếm thăm dò đã đạt được những kết quả đáng kể, bao gồm:

Đã tiến hành thu nổ 26.974 km tuyến địa chấn 2D và 5.846 km2 địa chấn 3D

Đã khoan 28 giếng khoan thăm dò – thẩm lượng với tổng số mét khoan gần 91.000m và tổng số tiền đầu tư ước tính 645 triệu USD Có thêm 6 phát hiện dầu khí mới ở các lô 15-1/05, 16-2, 113, 09-2/09, 05-1 b&c gia tăng

trữ lượng là 43 triệu tấn quy dầu, và nhiều giếng khoan thẩm lượng đạt kết quả tốt như giếng Hải Sư Đen – 5XP (Lô 15-2/01); Hàm Rồng – 2X (Lô 106); Đông Đô – 3X (Lô 01&02); Sư Tử Nâu – 3X – ST (Lô 15-1); Gấu Chúa – 2X (Lô 106)…

Hình 1.1.1 Một số mỏ dầu khí ở Việt Nam

Hiện nay, kỹ thuật và công nghệ khoan dầu khí phát triển rất nhanh chóng Phương pháp khoan thăm dò và khai thác dầu khí chủ yếu bây giờ là phương pháp khoan xoay, gồm có: phương pháp khoan Roto (hoặc đầu quay

di động) có động cơ đặt trên mặt đất và truyền chuyển động quay cho choong khoan thông qua cột cần khoan; và phương pháp khoan bằng động cơ chìm (chủ yếu là động cơ tuabin hoặc động cơ trục vít) có động cơ đặt ngầm trong

lỗ khoan bên trên choong khoan Cùng với sự phát triển của công nghệ, các

khai thác dầu khí đã được chế tạo làm cho tốc độ thương mại và tốc độ khoan cao giúp đẩy nhanh tiến độ và hiệu quả trong công tác khoan

Bên cạnh việc phát triển khoa học công nghệ thì trong công tác khoan việc chú ý đảm bảo môi trường làm việc an toàn cho các cán bộ công nhân viên công tác trên các giàn khoan dầu khí cũng là một phần quan trọng không thể thiếu Các sự cố như cháy, nổ, mất kiểm soát giếng dầu, phun trào, tràn dầu…có thể xảy ra nếu công tác phòng chống không được quan tâm đúng mức, trong đó công tác phòng chống phun trào dầu khí bất ngờ là một trong những công tác được quan tâm hàng đầu, thực tế ngành dầu khí Việt Nam đã phải đối mặt với sự cố dầu,khí phun như: sự cố khí phun – ACTINA tại Việt Nam năm 1993 Để đảm bảo an toàn cho công tác khoan, trên giàn khoan thường được trang bị bộ thiết bị chống phun trào mà bộ phận chính của bộ thiết bị chính là thiết bị đối áp Sự hoạt động tin cậy của hệ thống chống phun trào và việc vận hành chúng an toàn đảm bảo sự thành công của công tác khoan

1.2 Phun trào dầu khí

1.2.1 Hiện tượng phun trào dầu khí

Sự xâm nhập của chất lưu chứa trong thành hệ vào giếng khoan gây ra hiện tượng “Kích” “Kích” xảy ra trong quá trình hoàn thiện giếng, sửa giếng, hoặc quá trình khoan đe dọa tới việc mất kiểm soát giếng.Nếu không được giám sát thì “Kích” có thể phát triển thành sự phun trào

Trong các vỉa khoan qua có thể có khí, nước hoặc dầu Qua các kẽ nứt,

lỗ hổng, khí xâm nhập vào lỗ khoan Nếu áp lực vẫn lớn hơn áp lực dung dịch thì khí đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan, gây ra phun khí và nhiều khí sẽ phun dầu Hiện tượng phun xảy ra không phải chỉ do khí có áp lực xâm nhập vào lỗ khoan Khí có thể xâm nhập dần dần vào dung dịch, dưới dạng những bọt khí cùng dung dịch đi lên, áp lực lên bọt khí giảm dần, kích thước của chúng tăng dần lên Cuối cùng, các bọt khí trở nên rất lớn chiếm phần lớn thể tích và làm cho tỷ trọng dung dịch giảm hẳn xuống Trọng lượng của cột nước không đủ

để chống lại áp lực của vỉa và hiện tượng phun sẽ xảy ra

Nước và dầu ngấm dần vào dung dịch cũng làm giảm tỷ trọng của nó

và gây phun Hiện tượng phun cũng có thể xảy ra khi mực nước rửa trong lỗ

khoan bị hạ thấp (do ngừng tuần hoàn hoặc do kéo cần khoan lên mà không

bù dung dịch vào lỗ khoan)

1.2.2 Nguyên nhân

Một số nguyên nhân chính tại sao “Kích” xuất hiện:

1.2.2.1 Không điền đầy dung dịch vào lỗ khoan

Phần lớn “ Kích” xuất hiện khi mũi khoan ngừng khoan,trong khi kéo cần Khi bơm đóng trong khoảng thời gian kéo cần, có một sự giảm áp suất trong thân lỗ khoan cân bằng với áp suất khoảng không vành xuyến bị mất Nếu mật độ tuần hoàn và áp suất giếng tương đương gần bằng nhau, dòng chảy có thể xuất hiện khi sự tuần hoàn ngừng Khi ống được tháo ra, mức độ dung dịch trong thân giếng giảm, nguyên nhân của sự giảm áp suất thủy tĩnh

Lỗ khoan phải được giữ đầy với dòng dung dịch đi lên từ thùng chứa dự trữ

mà có thể giám sát để đảm bảo rằng lỗ khoan được lấp đầy với một lượng dung dịch chính xác, nếu lỗ khoan không nhận được thể tích dung dịch đúng,

nó có thể được phát hiện

Hình 1.1.2 Thùng chứa dự trữ tuần hoàn liên tục

1.2.2.2 Hiệu ứng piston của dòng chất lưu vỉa trong thân giếng và sự xung động

Hiệu ứng piston là khi áp suất đáy lỗ giảm thấp hơn áp suất vỉa do ảnh hưởng của việc kéo cột cần mà cho phép dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào thân giếng Cả cường độ keo và độ nhớt của dung dịch có ảnh hưởng lớn đối với hiệu ứng piston Hiệu ứng piston sẽ gia tăng mạnh hơn nếu khối dung dịch dày, choong khoan bị đóng cặn, vòi phun bị khóa, hoặc van áp suất ngược ở trong cột cần

Xung động là khi áp suất đáy lỗ gia tăng do ảnh hưởng của việc kéo cột cần quá nhanh trong lỗ Dung dịch chảy xuống lỗ bị mất có thể xuất hiện nếu việc bảo dưỡng không diễn ra và áp suất đứt gãy gia tăng Cần phải kiểm tra chính xác thể tích bị thay thế trong thùng chứa dự trữ một cách thường xuyên

Hình 1.1.3 Áp suất xung động và hiệu ứng piston

1.2.2.3 Dung dịch thiếu tỷ trọng

Ít khi “Kích “ có nguyên nhân từ tỷ trọng dung dịch quá thấp so với 2 nguyên nhân trên Nếu “Kích” xuất hiện trong khi khoan do tỷ trọng dung

dịch không đủ, có thể có một thiếu sót xuất hiện hoặc do kỹ thuật thấp (sự pha loãng dung dịch khoan một cách không cố ý như thêm nước hoặc thêm chất lưu vỉa có tỷ trọng thấp) Trong bất kỳ trường hợp nào, hướng và biểu đồ áp suất đều được đánh giá lại Sự xâm nhập vào vỉa có áp suất địa áp (vỉa chứa

có áp suất chất lưu vượt quá áp suất thủy tĩnh bình thường) mà không có dấu hiệu báo trước có thể xuất hiện, hoặc sự đứt vỡ có xê dịch của đá dọc theo bề mặt đứt vỡ (mặt đứt gãy) hoặc sự phân vỉa không chỉnh hợp có thể xuất hiện Trong một số trường hợp thì sự giảm không đáng kể tỷ trọng dung dịch không

đủ để gây ra hiện tượng “Kích” do các giếng khoan với áp suất trên áp suất cân bằng

1.2.2.4 Tính dự báo kém

Cả dung dịch khoan và chương trình chống ống có ảnh hưởng lớn trong kiểm soát giếng Những chương trình này phải linh động đủ để cho phép cột ống chống sâu hơn được lắp đặt; mặt khác một vị trí có thể xuất hiện nơi mà không thể kiểm soát “Kích” hoặc mất tuần hoàn Kiểm soát giếng là một phần quan trọng của kế hoạch giếng, nhưng cũng không nên quá tập trung vào mà làm hiệu quả toàn bộ việc khoan bị giảm sút

1.2.2.5 Mất tuần hoàn dung dịch

Việc tăng tỷ trọng dung dịch tới một giá trị vượt quá ngưỡng áp suất nứt vỡ thấp nhất, đối với hiện tượng “Kích”, điều này gần như là bình thường trong vòng 40 – 50 giây “Kích” có thể vẫn xuất hiện trong quá trình khoan,

nó có thể do nứt vỡ vỉa có áp suất lỗ rỗng thấp hơn vùng áp suất bình thường Hơn nữa việc lắp đặt ống chống sau khi khoan qua tầng có địa áp, tỷ trọng dung dịch được giữ cao để cân bằng với những vỉa này Nếu áp suất lỗ rỗng giảm đáng kể, những vỉa có áp suất thấp hơn dễ bị ảnh hưởng đối với nứt vỡ Nếu nứt vỡ xuất hiện, mức độ dòng chất lưu trong khoảng không vành xuyến

có thể giảm do mất tuần hoàn dung dịch và kết quả của sự mất áp suất thủy tĩnh có thể cho phép dòng chất lưu vỉa chảy vào gây ra “Kích” Sự tồn tại của một vùng áp suất lỗ rỗng bình thường và một vùng mất tầng tuần hoàn dung dịch trong cùng một lỗ khoan là những thầnh phần gây ra “Kích” Kết hợp bảo dưỡng tối đa với quan sát thường xuyên là rất cần thiết để thành công trong khoan những loại giếng kiểu này

Hình 1.1.4 Mất tuần hoàn dung dịch dẫn tới “Kích”

1.2.2.6 Vỉa có áp suất dị thường

Việc khoan qua vùng có áp suất dị thường cũng là 1 nguyên nhân gây

ra “Kích” Trong một số vùng có lượng cát tương ứng mà tiếp tục khoan mở vào biển hoặc tới bề mặt Trong những vùng này, nước được ép từ những vỉa

đá phiến sét, di chuyển qua thấm vào cát và được phun tới biển hoặc tới tràn qua bề mặt

Hình 1.1.5 Áp suất bình thường và áp suất dị thường

Một vài nguyên nhân gây ra mất tuần hoàn dung dịch là: trọng lượng dung dịch tăng lên đến giá trị lớn hơn làm áp suất của vỉa yếu; sự bó kẹt dụng

cụ hoặc sạt lở; khi kéo thả bộ dụng cụ quá nhanh tạo ra lực ép đẩy dung dịch

từ giếng vào vỉa

Ngoài các nguyên nhân chính kể trên thì còn có một số nguyên nhân khác gây ra “Kích” như:

- Quá trình thử vỉa:trong quá trình thử, ở phía dưới của paker hoặc phần thấp nhất của cần khoan được lấp đầy bởi chất lưu vỉa

- Kẹt cần do chênh áp

- Khoan vào giếng gần kề: chất lưu từ giếng gần kề có thể thâm nhập vào giếng đang khoan gây ra “Kích”

1.2.3 Các dấu hiệu dự báo

Có nhiều dấu hiệu dự báo trước nguy cơ sắp xảy ra hoặc bắt đầu có sự xâm nhập chất lỏng vỉa

1.2.3.1 Tốc độ khoan tăng

Việc tăng đáng kể thông số này có thể do:

Thay đổi độ khoan của đất đá do khoan vào thành hệ đất đá xốp hoặc nứt nẻ

Giảm độ chênh áp giữa áp suất thủy tĩnh trong giếng khoan với áp suất

lỗ hổng trong thành hệ

1.2.3.2 Hiện tượng dị thường khi làm đầy dung dịch trong giếng khoan

Khi kéo bộ khoan cụ lên, cần phải tiếp thêm dung dịch vào giếng thay thể tích toàn bộ khoan cụ rút ra khỏi giếng và do đó giữ được mực dung dịch khoan tối đa Thao tác nhờ bể chứa chuyên dùng hoặc bể chứa vận hành để dễ giám sát thể tích dung dịch thêm vào Cần phải so sánh thể tích này với thể tích bộ khoan cụ vừa đưa ra khỏi giếng khoan Nếu thể tích dung dịch nhỏ hơn thì tức là đã có chất lỏng xâm nhập vào giếng khoan

Sự xâm nhập này không xảy ra khi mới bắt đầu nâng hạ mà là hậu quả bơm phụt do vận tốc nâng cột cần khoan gây ra Hiệu ứng piston này càng lớn khi:

- Vận tốc nâng thả càng lớn

- Độ nhớt và keo của dung dịch càng cao

- Choong khoan bị bít

- Cần nặng có kích thước càng lớn

Sự xâm nhập có thể ngừng nếu tác động của hiệu ứng piston giảm nhưng

sự xâm nhập lại làm mất thăng bằng giếng khoan do khí giãn nở, đẩy một phần dung dịch khoan ra khỏi giếng Tương tự như vậy, khi chiều cao cột chất lỏng xâm nhập, ví dụ nước vỉa, tăng dần trong giếng có thể đủ để khơi mào sự phun

1.2.3.3 Mất tuần hoàn dung dịch

Sự mất tuần hoàn dung dịch này có thể do độ thải nước lớn trong thành

hệ quá xốp và thấm hoặc nứt nẻ tự nhiên hay do áp suất chênh trong giếng khoan gây ra

Sự mất tuần hoàn dung dịch này làm giảm mực thủy tĩnh, có thể gây ra

sự xâm nhập

Trong thành hệ chứa khí có chiều dày lớn, tỷ trọng dung dịch cần thiết

để khống chế áp suất lỗ hổng trong phần trên của thành hệ chứa có thể là quá lớn đối với các lớp dưới, nơi mà gradient áp suất lỗ hổng bé hơn gradient thủy tĩnh Vì vậy, tầng chứa có thể bị nứt nẻ và dung dịch có thể bị mất khi khoan

1.2.3.4 Dung dịch nhiễm khí

Dung dịch nhiễm khí cũng được coi như một dấu hiệu của sự xâm nhập, nhưng cần phải xác định những điều kiện xuất hiện hiện tượng này Các nguyên nhân có thể là:

- Khoan trong thành hệ đất đá thấm chứa khí, dung dịch khoan có tỷ trọng đủ Đây không phải là sự xâm nhập mà là khí kết hợp với mùn khoan của dung dịch Hàm lượng khí trong dung dịch có liên quan trực tiếp với đường kính giếng khoan, tốc độ khoan, lưu lượng bơm, độ rỗng của đất đá và

áp suất lỗ hổng Vấn đề sẽ trở nên nghiêm trọng nếu tốc độ khoan quá lớn và hàm lượng khí trong giếng quá nhiều, điều này làm giảm đáng kể áp suất thủy tĩnh và có thể gây ra xâm nhập

- Khoan trong tầng sét chứa khí có áp suất cao nhưng không có độ thấm Khi ngừng bơm, giếng khoan sẽ không bị hiện tượng xâm nhập Có thể gặp những thành hệ khác tương tự như là thành hệ thấm, chúng gây ra sự xâm nhập khí Các dấu hiệu này cần được chú ý để xác định tỷ trọng tối thiểu của dung dịch khoan và chiều sâu tương lai của chân đế ống chống

- Sự xâm nhập khí khi ngừng tuần hoàn dung dịch

- Nút dung dịch nhiễm khí thường xuất hiện ở cuối đợt tuần hoàn một thể tích dung dịch của giếng Khí này sinh ra do hiện tượng piston khi tiếp cần hoặc do sự khuyếch tán khí qua lớp vỏ sét Sự khuyếch tán khí không phụ thuộc vào độ chênh áp và càng lớn khi càng có nhiều dầu trong dung dịch khoan, do đó nó đạt được giá trị cực đại đối với dung dịch khoan gốc dầu Nút dung dịch nhiễm khí cần được xem như là hiện tượng bình thường nhưng không được bỏ qua, vì đó là dấu hiệu báo trước sự xâm nhập nghiêm trọng hơn hoặc cho những thông tin về áp suất ở đáy

- Không khí trong bộ khoan cụ do tiếp thêm cần, H2S hoặc CO2 do sự phân hủy các sản phẩm điều chế dung dịch khoan

1.2.3.5 Tăng lưu lượng thu hồi ở hệ thống tuần hoàn Tăng mực dung dịch trong các bể chứa

Các dấu hiệu tăng này trong giếng khoan chứng tỏ chắc chắn đã có sự xâm nhập Việc tăng mực dung dịch trong các bể chứa là thông tin có thể đo được trên hiện trường nhưng lại bị ảnh hưởng bởi: tính ì của dòng chảy do hệ thống máng dẫn dài, các bể chứa lớn, vận hành thường xuyên trong các bể chứa, các bể chứa dung dịch trên các giàn khoan nổi không ổn định

Nên quan sát sự gia tăng lưu lượng dung dịch thu hồi tại hệ thống các máng dẫn, phải có hai lưu lượng kế gắn ở đầu vào và ra khỏi giếng khoan và một dụng cụ so sánh

1.2.4 Hậu quả của sự phun trào dầu khí

Sự phun trào dầu khí có thể xuất hiện trong suốt quá trình khoan, quá trình thử giếng, quá trình hoàn thiện giếng, quá trình khai thác hoặc quá trình bảo dưỡng giếng Sự phun trào dầu khí có thể xảy ra ở bề mặt, dưới đáy biển, hay dưới lòng đất, chúng để lại hậu quả rất nghiêm trọng Sự phun trào có thể gây hỏng hóc các trang thiết bị trên giàn khoan, gây cháy giàn, gây ô nhiễm môi trường, có thể gây thiệt hại về người

Ở Việt Nam,vào năm 1982, sự cố tại giàn khoan F200 khi đang khoan tại giếng 76 Tiền Hải – Thái Bình bất ngờ gặp tầng khí nông phun trào làm toàn bộ máy khoan này sụp đổ và bị chôn vùi Rất may không có thiệt hại về người

Trên thế giới cũng có nhiều vụ phun trào dầu khí xảy ra gây hậu quả nghiêm trọng như vụ nổ giàn khoan Ixtoc ở vũng Campenche, Vịnh Mexico

vào ngày 3/6/1979 nguyên nhân là do phun trào đầu giếng, vụ nổ giàn Deepwater Horizon vào ngày 20/4/2010 làm 11 người chết và gây hậu quả nghiêm trọng về môi trường Và lần gần đây nhất là vụ nổ giàn Vermilion Block 380 A Platform vào ngày 2/9/2010 làm 1 người bị thương, 13 người sống sót

Hình 1.1.6 Nổ giàn khoan Montara do phun trào

1.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa hiện tượng phun trào dầu khí

Để ngăn ngừa các hiện tượng phun, áp suất trong lỗ khoan phải lớn hơn

so với áp suất vỉa Trị số áp lực dư phải phụ thuộc vào độ sâu lỗ khoan, độ rỗng và độ thấm của đất đá ở vỉa Người ta tạo áp lực dư bằng dung dịch nặng Khi làm nặng dung dịch sét phải chú ý giữ độ nhớt của nó nhỏ nhất Trong suốt thời gian khoan, tỷ trọng dung dịch phải được kiểm tra thường xuyên

Trong trường hợp khí xâm nhập vào dung dịch cần phải tiến hành sử dụng các biện pháp khử khí trên bề mặt Trong trường hợp khoan các tầng khí

có áp lực đủ lớn, để hạn chế lượng khí xâm nhập vào dung dịch, trong thời gian ngắn, cần khoan với tốc độ cơ học bé và lưu lượng tuần hoàn lớn

Không mở vỉa có khả năng xuất hiện dầu khí mà trước đó không chống ống theo thiết kế

Khi kéo cần khoan lên phải đổ thêm dung dịch vào lỗ khoan một cách liên tục, không đổ gián đoạn

Cột ống định hướng phải được trám xi măng đến tận miệng, bảo đảm bịt kín lỗ khoan khi chống phun dầu khí

Khi tỷ trọng dung dịch giảm đi hơn 0,02 phải tìm cách phục hồi

Phải dự trữ một lượng dung dịch bằng 1,5 ÷ 3 lần thể tích lỗ khoan với các thông số quy định trong bảng thiết kế, phải dự trữ chất làm nặng

Chỉ được kéo cần khoan lên sau khi đã bơm rửa sạch lỗ khoan bằng dung dịch có thông số như đã quy định theo thiết kế, và quay cột cần khoan

Khi có cần, nếu mực dung dịch sét ở ngoài cần khoan không hạ xuống thì có nghĩa là đã xuất hiện hiện tượng piston Trong trường hợp đó phải hạ cột cần xuống dưới đoạn xuất hiện, bơm rửa rồi mới tiếp tục kéo cột cần lên

Trước khi mở vỉa áp lực lớn, phải đặt van ngược ở dưới cần vuông

Để ngăn chặn hiện tượng phun đột ngột, người ta thường lắp đặt hệ thống thiết bị chống phun Hệ thống thiết bị chống phun gồm nhiều loại thiết

bị khác nhau, ta có thể phân ra thành 2 loại chính là thiết bị được lắp đặt vào dụng cụ khoan và thiết bị lắp đặt ở miệng giếng

Các thiết bị được lắp đặt vào dụng cụ khoan như:

- Van an toàn sâu

- Van trên cần chủ lực

- Van nổi, van nắp

- Van an toàn một chiều

- Van an toàn tự động

và một số các thiết bị khác

Thiết bị lắp đặt ở miệng giếng là cụm đối áp

Cụm đối áp cùng với thiết bị lắp đặt trên dụng cụ khoan, thiết bị hỗ trợ khác có tác dụng bịt kín giếng và đóng giếng trong trường hợp phun trào dầu khí xảy ra Chúng ta sẽ tìm hiểu rõ hơn các thiết bị này ở những phần sau

CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO

Bộ thiết bị chống phun trào dùng để bịt kín nhanh chóng và chắc chắn miệng giếng khi trong đó có hoặc không có cột ống; để điều tiết tuần hoàn dung dịch lên vỉa và bơm áp vào vỉa, để dẫn dòng vỉa đến một chỗ an toàn; để thực hiện quá trình khoan với thổi khí; để thực hiện tuần hoàn ngược…Trong

cơ cấu của thiết bị chống phun trào có các van đối áp kiểu chấu (bít toàn bộ hoặc có lỗ để đóng giếng khi có cột ống), kiểu vành khăn hay tổng hợp (để bít

lỗ trong giếng có một phần bất kỳ nào đó của cột cần: zamoc, cần khoan, cần chủ lực); kiểu tự quay (để làm kín miệng giếng khi có cột cần khoan hoặc cần chủ lực quay trong giếng) Không thể tính việc quay cột ống khi van đối áp (prevento) cơ kiểu chấu, kiểu vành khăn đóng kín hoàn toàn Trong bộ thiết bị chống phun trào còn có bộ phận điều khiển prevent thủ công và từ xa, có hệ thống ống dẫn cùng van lá (hoặc van tiết lưu) cao áp được điều khiển từ xa

2.1 Một số loại van chính

2.1.1 Van an toàn sâu (van cản) (Checkguard valve hoặc drop in valve)

Van an toàn sâu được lắp đặt khi cần thiết Nó được lắp đặt ngầm bên trong ống bao có thể thay thế được Ống bao có vùng lõm mà bên trong chứa van cản (loại van chỉ cho phép chất lỏng chảy theo một chiều) packer bịt kín Khi cần kiểm soát áp suất, nó được đưa xuống trong cột cần khoan đến vị trí

đã xác định trước và nó được lắp đặt tự động trong ngàm nổi Nó có tác dụng như một van cản để ngăn dòng chảy đi lên qua cột cần khoan trong khi vẫn cho phép dung dịch chảy hoặc được bơm xuống từ vòi phun

Trong khi kéo thả cột cần khoan trong lỗ khoan, van kiểm soát áp suất phía trên trong khoảng không vành xuyến và trong cần khoan Van an toàn sâu được bơm xuống và chốt tại một vị trí xác định trước và được lắp đặt tự động trong ngàm nổi

Trước khi cắt cột cần, van bảo vệ chống lại sự thoát ra của áp suất giếng Việc lắp đặt van làm đơn giản hóa hơn việc kiểm soát giếng từ khi áp suất vỉa không thể truyền lên cột cần khoan

Trong khi kéo thả, van chứa áp suất phía trên thân giếng, cho phép phần trên kết nối mở

Van có thể làm kín với áp suất lên tới 10000 psi và điều khiển hoàn toàn dễ dàng

Hình 1.2.1 Van treo

2.1.2 Van trên cần chủ lực (Kelly valve)

Phần trên cần chủ lực là van an toàn được lắp đặt giữa đoạn nối cần chủ lực và khớp đầu cột ống khoan (thiết bị đặt ngay trên cột ống khoan được treo từ móc trên ròng rọc di động và dùng để cho cột ống khoan có thể quay ở phía dưới và dung dịch khoan từ ống cao áp chảy qua khớp đầu này và vào cần chủ lực) Cần chủ lực sẽ được đóng nếu áp suất ống khoan đe dọa làm gia tăng áp suất làm việc của ống rửa hoặc ống mềm quay

Phần dưới cần chủ lực một van chống phun khi tiếp cần (full opening safety valve) sẽ được lắp đặt ngay bên dưới cần chủ lực Một chìa vặn thích hợp có thể sẽ được sử dụng trên sàn khoan cho mục đích đóng và mở Khi một ống giữ bùn được sử dụng, nó sẽ được lắp đặt phía trên đỉnh cần chủ lực

Cả van phía trên và phía dưới cần chủ lực có áp suất làm việc bằng hoặc lớn hơn áp suất làm việc của BOP

Hầu hết van loại này có dạng hình cầu, là van an toàn áp suất cao được vận hành hoặc trong một vài trường hợp bằng thủy lực nếu nó được lắp đặt trên top drive

Chúng bịt kín tuyệt đối áp suất phía trên và phía dưới và được sử dụng cho nhiều ứng dụng

Van sẽ được đóng để chặn bất kỳ dòng chảy nào Nếu dòng chảy bắt đầu trong khi lắp hoặc tháo ống thì một van Gray bên trong BOP sẽ được lắp đặt phía trên nó Van trên cần chủ lực sau đó sẽ mở và ống được thả quay trở lại đáy

Van trên cần chủ lực có thể bảo vệ với áp suất lên tới 15000 psi

Hình 1.2.2 Van trên cần chủ lực

2.1.3 Van nổi và van nắp (the float valve and flapper)

Van nổi được lắp đặt bên trong cột cần nặng được sử dụng rộng rãi bởi các nhà điều hành nhằm mục đích để dễ dàng lắp dặt và đóng van an toàn ở

bề mặt Cả van nắp và kiểu van cản ngòi (dart type check valve) có thể được

sử dụng Nếu van cản bị rò rỉ, vận tốc dòng chất lỏng giảm đủ để van an toàn đóng thành công mà không cắt van

Van nổi và van nắp là kiểu van áp suất ngược, về bản chất sử dụng thì chúng có cùng một mục đích, nhưng khác nhau trong thiết kế

Những van này đóng tức thời có tác dụng chống lại áp suất ngược thấp hoặc cao và cho phép dòng chất lỏng đầy chảy qua cột cần khoan Một ưu điểm khác là chúng ngăn mùn khoan khỏi xâm nhập vào cột cần khoan, do đó giảm khả năng kéo cột chống nước (cột ống thí dụ ống khai thác có chứa nước, dung dịch khoan hoặc dầu) Áp suất dị thường và vùng áp suất dưới bình thường không dự báo trước là yếu tố quyết định đối với việc loại van gì được lắp đặt hoặc khả năng không lắp đặt bất kỳ loại van nào trong cả 2 loại

đó Việc mong đợi áp suất dị thường được thể hiện qua loại van nắp được dùng phổ biến vì làm giảm bớt phức tạp trong việc ghi lại áp suất cột cần đóng Điều bất lợi trong việc sử dụng van là ống phải được điền đầy trong khi thả xuống và sự tuần hoàn ngược là không thể

2.1.4 Van an toàn một chiều (non return safety valve hoặc là Gray valve)

Được lắp trong cột cần để bảo vệ máy bơm, đầu quay, ống mềm khỏi hiện tượng “Kích”

Hình 1.2.4 Van Gray

2.1.5 Van cửa (Gate valve)

Van cửa phải đặc biệt để thích hợp đối với khí và dầu có lưu huỳnh theo yêu cầu Van cửa cũng phải sẵn sàng để có thể sử dụng đối với việc vận hành bằng khí nén hoặc thủy lực Khi lắp đặt van phải được đảm bảo về tiêu chuẩn an toàn, kích thước, áp suất làm việc, đầu nối, thân và vật liệu chế tạo, điều kiện làm việc (như nhiệt độ, áp suất và thành phần của chất lỏng)

Hình 1.2.5 Van cửa được vận hành bằng áp lực kiểu “HCR”

Van cửa Cameron kiểu “F” lại loại van thường được sử dụng trên hệ thống đường ống BOP Van kiểu ống dẫn không có túi để chất rắn ngưng tụ

và chân van đã được tôi để làm giảm sự ăn mòn Cửa và thân van có thể được thay thế mà không cần phải tháo van ra Những van loại này có thể được lắp đặt với việc vận hành bằng thủy lực hoặc khí nén Áp suất điều khiển thấp, áp suất vận hành cao Van có kích thước từ 1-13/16 đến 6-6/8 inch có áp suất làm việc từ 2000 tới 10000 psi Van kiểu “F” được mở và giữ ở vị trí mở bởi

áp suất kiểm soát trong xy lanh vận hành Lực đóng van được cung cấp bởi áp suất thân van tác dụng lên vùng cần van, cộng với tác dụng của một lò xo dạng ruột gà

2.1.6 Van an toàn tự động (fail safe valve)

Đường xả và đường dập dòng áp suất cao lắp đặt từ cụm BOP tới cụm phân dòng trên sàn giàn khoan Để đóng những đường này khi cần thiết, mỗi đường phải được lắp đặt hai van an toàn tự động Những van này có thể được đóng bằng thủy lực từ bề mặt, nhưng khi mở áp suất thoát ra, lò xo tự động tác dụng lực vào cửa van đóng Những van này luôn được đánh giá cùng một

áp suất như cụm thiết bị và đường xả và đường diệt dòng

Do giới hạn về khoảng không gian trong van đầu tiên đầu ra từ cụm thiết bị (bên trong van) là 90 độ nhằm mục đích tránh xa mùn khoan và cát Đầu ra valve là trực tiếp và phải có thể giữ được áp suất từ phần trên cũng như phần dưới khi đường xả và đường dập dòng được kiểm tra

Hình 1.2.6 Van kiểu “F” và van an toàn tự đóng

2.2 Thiết bị kiểm tra và kiểm soát dung dịch

Việc lắp đặt và vận hành chính xác thiết bị này là nền tảng có ảnh hưởng đến việc kiểm soát giếng cơ bản và thứ cấp Sau đây là những phần quan trọng của của thiết bị này

2.2.1 Bể đo thể tích (Pit Volume Measurement)

Một bình cộng thể tích (A pit volume totalizing (PVT)) nên được lắp đặt

Một bảng hiển thị đã hiệu chỉnh và thiết bị báo động âm nên được lắp đặt ở trạm của thợ khoan

Thiết bị đo kèm theo được yêu cầu đối với tất cả bể chứa gồm:

- Một phao nổi cho hệ thống cộng thể tích để ngắt những phao khác khi

thùng dự trữ đang được sử dụng

- Một thước chia độ kiểu thang được lấy chuẩn

- Một thước chia độ kiểu thang từ xa, có thể trông thấy được từ trạm của

thợ khoan đối với thùng dự trữ (trip tank)

- Một dây cáp nhỏ có thể được sử dụng để kết nối phao trong bể với

thước chia độ ở trên sàn khoan

2.2.2 Thiết bị đo dòng chảy

Một thiết bị nên được lắp đặt để đo tốc độ dòng chảy và bùn khoan quay trở lại Thiết bị này nên hiển thị và báo động ở trạm của thợ khoan

Hình 1.2.7 Hệ thống dòng chảy bùn khoan

2.2.3 Thùng chứa dự trữ (Trip tank)

Thùng chứa dự trữ được sử dụng để điền đầy lỗ khoan trong quá trình

đo bùn khoan hoặc nước trong khoảng không vành xuyến khi tuần hoàn bị

tương tự khác Có hai kiểu thùng dự trữ cơ bản – cung cấp theo kiểu trọng lực

và kiểu bơm Hệ thống kiểu bơm tốt hơn vì nó an toàn hơn và quá trình vận hành có lợi hơn Thùng dự trữ cách biệt khỏi hệ thống bùn khoan bề mặt để ngăn chặn sự mất hoặc tăng bùn khoan vô ý khỏi thùng dự trữ do van đang bị

mở ra

Hình 1.2.8 Thùng dự trữ cung cấp theo kiểu bơm

Trong quá khứ, nhiều vụ phun trào xuất hiện do hiệu ứng piston hoặc

ko điền đầy dung dịch trong khi kéo cột cần khoan ra khỏi lỗ khoan Để cung cấp chính xác dòng chảy thay thế thể tích ống bị lấy ra, thùng chứa dự trữ được phát triển để đo chính xác trong khoảng ± 1 thùng chất lỏng chảy vào hoặc chảy ra khỏi giếng khoan

Để ngăn chặn mất áp suất thủy lực cần thiết phải điền đầy lỗ khoan bằng một kế hoạch định kỳ, hoặc liên tục, việc sử dụng một bình dự trữ để giữ thể tích dung dịch theo yêu cầu Thể tích cột ống kim loại được kéo ra có thể tính toán được, nhưng thêm vào dung dịch cần thiết để thay thế phần bị thấm

mất do tác dụng của lọc có thể chỉ được dự đoán trước bằng cách so sánh với thể tích bùn khoan cần phải có để điền đầy lỗ khoan thích hợp ở những lần kéo trước Vì lý do này, việc ghi lại thể tích bùn khoan cần phải có là rất quan trọng

2.2.4 Bình tách khí khỏi dung dịch (Mud Gas Separator)

Bình tách được lắp đặt đoạn cuối của ống góp thót (Choke manifolf) Loại van tự động, ống góp thót đặt trên mặt đất gần ngay cụm chống phun và nối cửa ra của cụm đó Thiết bị này có thể hướng dòng chảy sang hố dự trữ, thùng chứa bùn hoặc thiết bị điều chế bùn Thiết bị này được dùng để khởi động tuần hoàn trong giếng sau khi đã bỏ cụm nắp bít và để đưa dẫn bùn khoan nặng vào trong giếng để khống chế nó) để tách khí khỏi dung dịch khoan Điều này có nghĩa tạo ra một sự thoát khí an tòan và dung dịch lỏng có thể được sử dụng quay trở lại để hoạt động hệ thống

Có hai loại bình tách khí khỏi dung dịch: bình tách chân không và bình tách áp lực

- Bình tách kiểu chân không là thiết bị tiêu chuẩn trên hầu hết tất cả các giàn khoan và được nhắc tới trong lĩnh vực mỏ như là một bình tách ‘phá khí’ (gas buster) hoặc là ‘giá rẻ’ (poorboy) Thuận lợi chính của loại bình tách này

là vận hành đơn giản mà không yêu cầu van điều chỉnh trên đường xả bùn hoặc khí Bình tách loại này vận hành dựa trên nguyên tắc trọng lực hoặc áp suất thủy tĩnh

- Bình tách khí khỏi dung dịch kiểu áp lực được thiết kế để vận hành với

áp suất ngược vừa phải, thường là 50 psi hoặc ít hơn Bình tách áp lực là thiết

bị để khắc phục sự mất áp suất dòng khi một đường thoát có độ dài quá mức đòi hỏi một tháp đốt an toàn và đốt khí nguy hiểm ở một khoảng cách xa khỏi giàn khoan Bình tách áp lực được xem như là một thiết bị đặc biệt trên giàn

và không được cung cấp bởi nhà thầu

Hình 1.2.10 Thiết bị khử khí

2.2.6 Cụm phân dòng (Choke manifold)

Cụm phân dòng là một sự bố trí về các van, chi tiết nối, các đường dẫn

và các đoạn co thắt mà được lắp ráp trên một vài tuyến đường đi của dòng chảy để kiểm soát dòng chảy của bùn, khí và dầu từ khoảng không vành xuyến suốt quá trình “Kích” Cụm phân dòng dùng để hướng dòng chảy của dung dịch từ khoảng không vành xuyên ra khỏi giếng khoan đi tới hố chứa hoặc thải ra bên ngoài

Hình 1.2.11 Cụm phân dòng đối với áp suất làm việc

5000psi – lắp đặt bề mặt

Hình 1.2.12 Cụm phân dòng đối với áp suất làm việc 10000psi và

1500psi – lắp đặt bề mặt

Hình 1.2.14 Hệ thống kiểm soát giếng (cụm BOP và cụm phân dòng)

2.4 Đường xả và dập giếng (Choke and kill line)

Một hệ thống đường dập và xả giếng đối với một thiết bị chống phun trào bao gồm: một đường xả có một thành phần cơ cấu nối ghép đường xả dành cho việc kết nối đường xả với thiết bị chống phun, một đường dập giếng

có một thành phần cơ cấu nối ghép đường dập giếng dành cho việc kết nối đường dập giếng với thiết bị chống phun

Hình 1.2.15 Đường xả và dập giếng

2.4.1 Đường xả (Choke line)

Trên đường xả (Choke line), một van được vận hành bằng thủy lực trong khi những cái khác là dự phòng hoặc là van an toàn Hầu như thường được lắp ngoài mạn cùng với một van an toàn bên cạnh nối mặt bích chỉ được

sử dụng nếu van thủy lực bị hỏng để vận hành thích hợp Nhiều nhà vận hành đặt van thủy lực bên trong van an toàn Kinh nghiệm cho thấy rằng khoảng cách ngắn giữa thân giếng và van có thể bị nút bởi chất rắn khoan hoặc barit trong suốt quá trình khoan bình thường Do đó, khi một vấn đề xuất hiện, ống phân dòng không vận hành được do bị nút Vấn đề có thể được làm giảm xuống tối thiểu và thường được loại trừ bằng cách đặt van thủy lực bên cạnh

tổ hợp ống chống

Vị trí van thủy lực bên ngoài là lựa chọn tốt hơn trong trường hợp van bên trong luôn là van an toàn Nếu van thủy lực lắp ở bên ngoài mạn, hệ