KIỂM SOÁT GIẾNG TRONG QUÁ TRÌNH KHOAN THIẾT KẾ VÀ VẬN HÀNH THIẾT BỊ ĐỐI ÁP TRÊN TÀU KHOAN

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 “Xí nghiệp khoan và sửa giếng” và “Trung tâm an toàn và bảo vệ môi trường”, được sự quan tâm, giúp đỡ về tài liệu của các chú, các anh. Em đã tìm hiểu về công tác kiểm soát giếng và thiết bị kiểm soát giếng. Đặc biệt, sự hướng dẫn tận tình của thầy Nguyễn Trần Tuân và các thầy cô trong bộ môn, em đã hoàn thiện đồ án tốt nghiệp với đề tài: “ Kiểm soát giếng khoan”. Đồ án được hoàn thành dựa trên sự tìm hiểu tài liệu và quá trình học tập trên ghế nhà trường. Do khả năng, trình độ và điều kiện thực tập còn nhiều hạn chế nên đồ án còn nhiều thiếu sót. Em rất mong được sự góp ý của thầy cô và sự đóng góp của các bạn giúp em nắm rõ được kiến thức.

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

……***……

TRẦN VĂN HƯNG LỚP KHOAN – KHAI THÁC A – K57

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI : KIỂM SOÁT GIẾNG TRONG QUÁ TRÌNH KHOAN THIẾT KẾ VÀ VẬN HÀNH THIẾT BỊ ĐỐI ÁP TRÊN TÀU

KHOAN

HÀ NỘI – THÁNG 06/2017

LỜI NÓI ĐẦU

Nước ta đi lên từ một nền kinh tế lạc hậu lại bị chiến tranh tàn phá nặng nề, nhucầu xây dựng lại và phát triển đất nước với tốc độ cao một cách toàn diện phải cómột 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 anninh năng lượng quốc gia và phát triển kinh tế thì việc khoan thăm dò - tìm kiếm vàkhai 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 dầukhí và cho phép đưa được dòng sản phẩm lên trên bề mặt Việc đảm bảo an toàn chocông tác khoan dầu khí luôn được quan tâm và chú trọng, nhất là công tác phòngchống phun trào dầu khí Ngoài việc trang bị cho các chuyên gia, kỹ sư, công nhâncông tác trên công trường khoan các kiến thức an toàn bảo hộ lao động thì các trangthiết bị máy móc đảm bảo cho công tác khoan dầu khí diễn ra được an toàn thuậnlợi đóng vai trò rất quan trọng Một trong những thiết bị được dùng rộng rãi và phổbiến hiện nay nhằm ngăn chặn phun trào dầu khí là hệ thống thiết bị chống phuntrào mà chủ yếu là thiết bị đối áp và các thiết bị phụ trợ Việc nắm bắt được đặcđiểm cấu tạo nhằm vận hành đúng và an toàn các thiết bị đó góp phần vào sự thànhcông chung của công tác khoan dầu khí

Trong quá trình thực tập tại “Xí nghiệp khoan và sửa giếng” và “Trung tâm

an toàn và bảo vệ môi trường”, được sự quan tâm, giúp đỡ về tài liệu của các chú,các anh Em đã tìm hiểu về công tác kiểm soát giếng và thiết bị kiểm soát giếng.Đặc biệt, sự hướng dẫn tận tình của thầy Nguyễn Trần Tuân và các thầy cô trong bộmôn, em đã hoàn thiện đồ án tốt nghiệp với đề tài: “ Kiểm soát giếng khoan”

Đồ án được hoàn thành dựa trên sự tìm hiểu tài liệu và quá trình học tập trênghế nhà trường Do khả năng, trình độ và điều kiện thực tập còn nhiều hạn chế nên

đồ án còn nhiều thiếu sót Em rất mong được sự góp ý của thầy cô và sự đóng gópcủa các bạn giúp em nắm rõ được kiến thức

Em xin gửi lời cảm ơn đặc biệt tới thầy Nguyễn Trần Tuân và các thầy cô bộmôn Khoan Khai thác dầu khí- Trường đại học Mỏ Địa Chất, các chú, các anh trongtại “Xí nghiệp khoan và sửa giếng” và “Trung tâm an toàn và bảo vệ môi trường” đãcung cấp tài liệu và hướng dẫn em hoàn thiện đồ án này

Hà Nội, ngày 02 tháng 06 năm 2017 Sinh viên

Trần Văn Hưng

Mục lục

Cụm từ viết tắt

Looses

Tổn áp ở khoảngkhông vành xuyến

Chương 1 Tổng quan về kiểm soát giếng và phun trào dầu khí

Kiểm soát giếng là quy trình mà bản chất của nó là luôn duy trì áp suất thủy tĩnhcủa cột dung dịch trong giếng luôn cân bằng với áp suất thành hệ để tránh những sự

cố có thể xảy ra thông qua các phương pháp thích hợp nhất

Việc kiểm soát giếng liên tục là một yêu cầu cấp bách cho ngành dầu khí, nhất

là trong giai đoạn khoan Thực tiễn đã chứng minh các giếng khoan dù có được làmtheo chu trình hoàn hảo theo kế hoạch đã đề ra đến đâu thì đôi khi vẫn xảy ra những

sự cố không thể lường trước Do đó trách nhiệm của ngành dầu khí nói chung và độikhoan nói riêng là rất quan trọng trong việc kiểm soát, đánh giá và giải quyết đượcnhững hậu quả xảy ra trong quá trình khoan, góp phần giảm thiểu thời gian phi sảnxuất một cách tối đa và mang lại lợi nhuận cho từng giếng khoan

I.1 Tổng quan về công tác kiểm soát giếng trong những năm gần đây

I.2 Hậu quả của việc mất kiểm soát giếng

Những hậu quả về Kick và phun trào thường rất to lớn, có thể gây thiệt hại cácthiết bị trên giàn, gây ô nhiễm môi trường sinh thái và thậm chí là nguy hiểm đếntính mạng con người Chi phí cho việc khắc phục hậu quả là rất lớn

Sự cố phun trào nếu xảy ra thì ngoài các thiệt hại về chi phí, nhân lực, các công

ty, nhà thầu còn phải giải quyết hậu quả về các sự cố phát sinh có thể xảy ra nhưtràn dầu, chi phí ảnh hưởng gián tiếp đến môi trường xung quanh, đến các ngành cóliên quan như du lịch, đánh cá, vận tải biển…gây ảnh hưởng to lớn đến uy tín và tàisản của các công ty Điển hình như sự cố phun trào ở vịnh Mexico do công ty BPcủa Anh chịu trách nhiệm vào năm 2010

I.3 Các nguyên nhân gây mất kiểm soát giếng

I.3.1 Nguyên nhân địa chất

I.3.1.1 Khoan vào tầng dị thường áp suất

Tại bất kì nơi nào trên thế giới đều có thể tồn tại một dạng địa tầng mà tại đó ápsuất biến đổi một cách bất thường, nghĩa là cao hơn hoặc thấp hơn so với khuynhhướng áp suất thông thường tại khu vực đó Trong trường hợp áp suất thấp hơn so

với khuynh hướng áp suất thông thường thì được hiểu là dị thường áp suất thấp,ngược lại là dị thường áp suất cao Khi khoan các giếng tìm kiếm thăm dò hoặc khaithác qua những địa tầng dị thường này thường gây khó khăn phức tạp thậm chí mấtkiểm soát giếng hoàn toàn.

a) Dị thường áp suất thấp

 Khái niệm:

Dị thường áp suất thấp là trường hợp áp suất vỉa hay áp suất trong địa tầng đónhỏ hơn so với khuynh hướng áp suất thông thường Khi khoan qua địa tầng này sẽxảy ra hiện tượng mất dung dịch Nếu tốc độ mất dung dịch vượt quá lưu lượngbơm thì mực dung dịch trong giếng sẽ bị giảm xuống kéo theo áp suất thuỷ tĩnhgiảm Khi đó tại các tầng có áp suất cao hơn ở bên trên sẽ có hiện tượng mất cânbằng áp suất, chất lưu từ các tầng này sẽ chảy vào giếng, đồng thời có thể xẩy rahiện tượng sập lở thành giếng khoan gây ra nhiều phức tạp trong quá trình xử lý.Hiện tượng này được mô tả trong hình 1.2;

Hình 1.2 Hiện tượng xâm nhập khi mất dung dịch khoan

 Nguyên nhân:

- Vỉa chứa bị suy kiệt: Khi một lượng lớn chất lưu trong vỉa được khai thác hoặc

bị phân tán vì những biến đổi địa chất sẽ làm sụt giảm áp suất chất lưu trong vỉa vàgây ra hiện tượng dị thường áp suất thấp

- Nhiệt độ: Trong một vỉa chứa chất lưu hoàn toàn cô lập hay ko có sự liên

thông thủy lực với các vỉa khác Khi nhiệt độ giảm sẽ làm giảm áp suất trong vỉađến một mức dưới bình thường

- Thẩm thấu: Là trường hợp chất lưu trong một vỉa thẩm thấu qua lớp ngăn

cách, có thể là lớp sét, đá trầm tích hoặc hệ thống vi nứt nẻ trong đá chứa Khi mộtlượng lớn chất lưu thẩm thấu ra ngoài sẽ gây hiện tượng dị thường áp suất thấp tạivỉa chứa đó

b) Dị thường áp suất cao

 Khái niệm:

Dị thường áp suất cao là trường hợp áp suất vỉa hay áp suất trong địa tầng đócao hơn so với khuynh hướng áp suất thông thường Trong trường hợp này có sựliên quan và là sự kết hợp của các yếu tố địa chất, vật lí, địa hóa và quá trình độnghọc…

 Nguyên nhân:

- Chênh lệch áp suất chất lưu trong vỉa: Đối với vỉa chứa dạng uốn nếp hoặc

dạng vòm , áp suất từ nơi sâu nhất đi lên nơi sâu hơn Áp suất nơi sâu nhất của vỉa

có thể là bình thường theo chiều sâu Tuy nhiên chất lỏng trong vỉa lại nhẹ hơn sovới tỷ trọng của nước do đó tạo thành mũ khí, khi khoan vỉa tại chiều sâu nông hơnnói trên sẽ gặp dị thường áp suất thành hệ nguyên nhân bởi mũ khí;

Hình 1.3 Dị thường áp suất khi khoan vào vỉa chứa mũ khí

- Hiện tượng thủy động: Chất lưu trong vỉa có thể di chuyển trong thành hệ

mang theo áp suất vỉa, khi có sự liên thông thuỷ động giữa các địa tầng thấm, ápsuất vỉa sẽ theo những kênh dẫn di chuyển tới nơi có áp suất thấp hơn nằm bên trêngây ra dịthường áp suất trong các vỉa này Có nhiều nguyên nhân khác nhau dẫn tới

sự liên thông thuỷ động như các kênh dẫn theo vết đứt gãy hay thành giếng khoan

có chất lượng trám xi măng kém… Hình 1.4;

Hình 1.4 Dị thường áp suất do yếu tố thủy động

- Do lắng đọng trầm tích: Quá trình lắng đọng các vật liệu trầm tích diễn ra liên

tục theo thời gian làm 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 bên trong nó.Quá trình lắng đọng vẫn tiếp tục nhưng nước thoát chậm do đó dưới áp suất thành

hệ tại một số vị trí trong tập sét gradient áp suất sẽ tăng;

- Vòm muối: Ở nhiều vùng, trong một tầng dày có một lớp muối xuất hiện Dưới

tác dụng của tải trọng lớp phủ, vỉa muối biến đổi từ từ và thường có khuynh hướngđùn lên thành dạng vỉa vòm muối Vỉa muối là một đới không thấm, biến đổi từ từ

và tạo thành kiểu dòng chảy dẻo Khi bị dồn nén thì dòng chảy dẻo này sẽ có xuhướng chọc thủng các thành hệ phía trên làm cho các tầng trên bị ép đồng thời dịchchuyển chờm sát vào vòm muối lên phía trên Hydrocacbon sẽ tích tụ vào phần trêncủa thân chờm rồi làm áp suất của đới chờm tăng lên vượt quá áp suất của vùng lân;

- Kiến tạo: Là do sự nén ép theo phương ngang của các vỉa dưới mặt đất Trầm

tích trong môi trường áp suất bình thường nước bị bật ra khỏi sét và chúng bị nénvới áp suất thành hệ tăng Tuy nhiên, cộng với lực nén ngang sau đó nếu chất lỏngkhông thể thoát ra với tốc độ bằng với độ giảm thể tích của lỗ hổng trong đá chứathì đó là kết quả của sự tăng áp suất trong lỗ hổng đá chứa so với bình thường;

- Đứt gãy: Các đứt gãy có thể là nguyên nhân của dị thường áp suất cao Sự

nâng lên hạ xuống của các thành hệ bị đứt gãy có thể mang thành hệ thấm đến bênchống lại thành hệ không thấm Nếu các đưt gãy không kín sẽ cho phép chất lỏng từmột chiều sâu sâu hơn đi lên chiều sâu nông hơn và mang theo áp suất tại đó lêntầng nó di chuyển đến;

I.3.1.2 Khoan vào tầng khí nông

Khoan vào các túi khí nông là một trong những tình trạng nguy hiểm nhất có thểxảy ra Trong trường hợp này khí di chuyển rất nhanh lên bề mặt và không có bất kì

thiết bị cảnh báo nào hữu hiệu ngoài những thông tin địa chất được dự báo trongphần phương án và thi công khoan trước đó

I.3.2 Nguyên nhân công nghệ

I.3.2.1 Không điền đầy dung dịch vào trong giếng khi kéo thả cần khoanKhi cần khoan hoặc cần nặng được kéo ra khỏi giếng khoan, thể tích của dungdịch bằng với thể tích của thép cũng được đưa ra khỏi giếng, do đó phải điền đầydung dịch để giữ cho giếng luôn trong trạng thái đầy Nếu không điền đầy dung dịchkịp thời chiều cao của cột áp thủy tĩnh sẽ giảm do đó sẽ làm giảm áp suất thủy tĩnhtại đáy giếng khoan

I.3.2.2 Hiệu ứng piston khi kéo thả cần khoan

Khi cột cần khoan được kéo lên khỏi đáy giếng trong các công việc khác nhauthì ngay tại bên dưới choòng khoan sẽ xẩy ra hiện tượng giảm áp suất, áp suất đáygiếng có thể giảm một cách đột ngột xuống dưới áp suất vỉa và “hút” chất lưu từvỉa đi vào giếng Hiện tượng giảm áp này được giải thích là khi kéo cần lên khỏiđáy giếng khoan, dung dịch khoan phải di chuyển từ khoảng không phía trênchoòng khoan và cần nặng xuống bên dưới choòng khoan qua khe hở giữa choòngkhoan và thành giếng khoan Mà tiết diện khe hở này nhỏ hơn nhiều so với đáygiếng khoan do đó dung dịch khoan sẽ rất khó khăn để di chuyển xuống phía dướichoòng khoan ngay lập tức gây ra hiện tượng giảm áp bên dưới choòng khoan, ápsuất thuỷ tĩnh bên dưới choòng khoan giảm xuống và có thể nhỏ hơn áp suất vỉa gây

ra Kick Hiện tượng giảm áp này xẩy ra lớn nhất khi choòng khoan vừa rời đáy(Hình 1.5)

Hình 1.5 Hiện tượng piston khi kéo cần

Hiện tượng piston cũng được sinh ra trong quá trình thả cần, khi này áp suấtgiếng bên dưới choòng khoan lại tăng lên và áp suất giếng ngay bên trên choòngkhoan lại giảm xuống

I.3.2.3 Mất tuần hoàn dung dịch

Hiện tượng mất tuần hoàn dung dịch có thể xảy ra tại các thành hệ hang hốc,các đứt gãy tự nhiên, các tầng dưới áp suất bình thường, khoảng không vành xuyến

bị nút do bộ khoan cụ, áp suất tuần hoàn bị đứt đoạn do dung dịch có độ bền gellớn

I.3.2.4 Tỷ trọng dung dịch không thích hợp

Áp suất thuỷ tĩnh trong giếng khoan lớn hơn hoặc bằng áp suất vỉa là điều kiện

cơ bản để ổn định thành giếng khoan và ngăn ngừa hiện tượng Kick Áp suất thuỷtĩnh được quyết định bởi chiều cao cột dung dịch và tỷ trọng của dung dịch khoan

Tỷ trọng của dung dịch khoan không đủ sẽ làm cho áp suất thuỷ tĩnh không đủ lớn

để cân bằng với áp suất vỉa và dòng Kick có thể sẽ xuất hiện

I.3.2.5 Tốc độ khoan quá cao trong các vỉa chứa khí

Khi khoan vào các vỉa chứa khí, khí sẽ xâm nhập vào mùn khoan và cùng vớimùn khoan đi lên bề mặt trong quá trình tuần hoàn Việc khí chứa trong mùn khoanliên quan đến các vấn đề như: tổng thể tích khí chứa trong đất đá, độ thấm của vỉa,tốc độ khoan và thời gian mùn khoan chứa khí nằm trong giếng Nếu khí tronggiếng khoan mang dị thường áp suất khi tuần hoàn lên phía trên nó sẽ giãn nở Mộtkhối lượng nhỏ khí mang áp suất cao xâm nhâp vào giếng khoan cũng có thể làmgiảm một lượng lớn dung dịch được đo tại bề mặt Hiện tượng đó làm suy giảm cột

áp thủy tĩnh trong giếng khoan nhỏ nhưng hậu quả nó để lại trên bề mặt là rất lớn.Nếu khoan với tốc độ cao trong thành hệ chứa khí, hàm lượng khí chứa trongdung dịch cũng sẽ tăng và vấn đề trên sẽ xảy ra Sự giãn nở một cách nhanh chóngcủa khí gần bề mặt làm cho cột áp suất thủy tĩnh giảm, mất dung dịch tuần hoàn về

bể chứa Khi cột áp suất thủy tĩnh giảm xuống dưới áp suất thành hệ thì hiện tượngKick bắt đầu

I.4 Biện pháp kiểm soát giếng khoan

I.4.1 Các giai đoạn kiểm soát giếng

I.4.1.1 Kiểm soát giếng sơ cấp

 Khái niệm

Kiểm soát sơ cấp là lựa chọn và điều chỉnh tỷ trọng của dung dịch khoan để tạo

ra áp suất thuỷ tĩnh đủ lớn nhằm chống lại sự xâm nhập của chất lưu trong vỉa vàotrong giếng cũng như sự mất dung dịch vào các vỉa yếu trong quá trình khoan Mụctiêu của kiểm soát sơ cấp là phòng ngừa các hiện tượng gây khó khăn trong quátrình khoan, giảm thiểu các rủi ro có thể xuất hiện (Hình 2.4)

Hình 2.5 Kiểm soát sơ cấp

 Nhiệm vụ của quá trình kiểm soát sơ cấp

Kiểm soát sơ cấp phải được tiến hành liên tục ngay từ khi bắt đầu khoan và duy trì suốt trong quá trình thi công giếng khoan, bao gồm các công việc:

- Tính toán và sử dụng dung dịch khoan với tỷ trọng thích hợp với từngkhoảng khoan khác nhau;

- Giữ đầy dung dịch trong giếng khoan tại mọi thời điểm suốt quá trình thicông;

- Giám sát thể tích dung dịch trong giếng và trong bể chứa một cách liên tụctrong suốt quá trình khoan;

- Phát hiện và xử lý kịp thời sự thay đổi tỷ trọng, thể tích, lưu lượng của dungdịch khoan

I.4.1.2 Kiểm soát giếng thứ cấp

 Khái niệm

Trong quá trình khoan, vì một lí do nào đó mà xảy ra hiện tượng áp suất thuỷtĩnh không thể giữ được cao hơn áp suất vỉa và gây ra hiện tượng chất lưu xâm nhậpmột cách không mong muốn hay còn gọi là “Kick”, hình 2.6 Khi này kiểm soát sơcấp chuyển sang kiểm soát thứ cấp Kiểm soát thứ cấp là việc sử dụng phương pháp

cùng với thiết bị chống phun hợp lý để khống chế sự xâm nhập của dòng chất lưu

và loại bỏ nó một cách an toàn, đưa giếng về giai đoạn kiểm soát sơ cấp

Hình 2.6 Kiểm soát thứ cấp

 Nhiệm vụ

Việc đầu tiên trong kiểm soát thứ cấp là đóng giếng bằng thiết bị chống phun(BOP) Thể tích của “Kick” phụ thuộc vào độ thấm của thành hệ xảy ra “Kick”,mức độ mất cân bằng và thời gian mất cân bằng của giếng Việc phát hiện vàđóng nhanh các thiết bị chống phun sẽ quyết định đến sự thành công của kiểmsoát giếng thứ cấp

Bước tiếp theo sẽ tiến hành cứu chữa tình trạng đó là:

- Cho phép dòng chất lưu xâm nhập đi lên bề mặt qua đường “Choke” mộtcách an toàn;

- Đóng giếng và tính toán tỷ trọng dung dịch thích hợp để dập giếng Dùngphương pháp thích hợp đưa “Kick” ra khỏi giếng, thay thế dung dịch cũ bằngdung dịch dập giếng, đưa giếng về trạng thái kiểm soát sơ cấp và tiếp tục khoan.I.4.2 Các phương pháp kiểm soát giếng

Mục đích của các phương pháp kiểm soát giếng khác nhau đều nhằm tuần hoànchất lưu xâm nhập ra khỏi giếng một cách an toàn Bằng cách tuần hoàn một loạidung dịch dập giếng có tỷ trọng phù hợp để ngăn chặn chất lưu xâm nhập hoặc tuầnhoàn chúng lên bề mặt

I.4.2.1 Phương pháp khoan mũ dung dịch có áp (PMCD)

Đây là phương pháp được sử dụng để khoan qua các địa tầng mất dung dịchtrầm trọng như carbonat và đá móng nứt nẻ thường gặp ở Việt Nam Phương pháp

này sử dụng một dung dịch nhẹ có độ nhớt cao để bơm vào khoảng không vànhxuyến đồng thời duy trì một áp suất lên miệng giếng nhằm ngăn ngừa hiện sự giảm

áp và xâm nhập tại đáy giếng, nước biển hoặc dung dịch muối sẽ được sử dụng thaythế dung dịch khoan để bơm trong cần, nó sẽ mang theo mùn khoan và điền vàotrong những khe nứt trong vỉa Phương pháp này ngăn ngừa được hiện tượng mấtdung dịch và xâm nhập đồng thời cùng xảy ra Cho phép hạ thấp chi phí dung dịchkhoan và giảm sự ảnh hưởng của dung dịch khoan tới chất lượng vỉa chứa chứa

Hình 2.7 Sơ đồ khoan với PMCI.4.2.2 Phương pháp khoan tỉ trọng dung dịch kép (DGD)

Đây là phương pháp làm thay đổi hình dạng đường gradien áp suất của dungdịch trong giếng nhờ các biện pháp khác nhau như bơm đẩy, thay đổi tỷ trọng mộtphần dung dịch… Mục đích của phương pháp này là điều chỉnh đường gradien ápsuất vào trong khoảng giới hạn khoan nhằm kéo dài khoảng khoan giữa các lầnchống ống Phương pháp này sử dụng cho khoan những vùng nước sâu, nơi có sựkhác biệt giữa gradien áp suất của nước biển và gradien áp suất vỉa, cho phép giảm

số lượng ống chống kỹ thuật sử dụng trong giếng, nâng cao độ an toàn trong khikhoan.

Ngoài ra còn có một phương pháp nữa trong công nghệ MPD đó là phươngpháp hướng dòng sản phẩm (RFC) Phương pháp này không kiểm soát bất kì một ápsuất nào trong giếng, nó chỉ bịt kín miệng giếng bằng thiết bị của MPD và hướngdòng dung dịch đi tới sàng rung để ngăn ngừa bất cứ rủi ro khí độc nào có thể thoátlên sàn khoan Hệ thống van trên đường hồi dung dịch có thể ngay lập tức chuyểndòng sang đường tiết lưu để đưa vào thiết bị tách khí khi có bất cứ dấu hiệu củaxâm nhập khí Phương pháp này được coi là một phương pháp an toàn dùng trongngăn ngừa hiện tượng khí trong các tầng cát nông xâm nhập nhanh

I.4.2.3 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (RFC)

I.4.2.4 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (CBHP)

Cố định áp suất đáy giếng là thuật ngữ dùng để mô tả việc loại trừ sự thay đổiđột ngột của áp suất khoan trong lòng giếng gây nên do sự thay đổi lưu lượng tuầnhoàn dung dịch Áp suất tác động lên đáy giếng là tổng của áp suất thủy tĩnh, ápsuất miệng giếng và tổn thất áp suất động trong khoảng không vành xuyến (AFP-Annular Friction Pressure) Khi ngừng tuần hoàn, AFP mất đi làm cho áp suất đáygiếng giảm xuống (Hình 2.8)

Hình 2.8 Sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan

Sự thay đổi áp suất đáy giếng gây ra nhiều phức tạp như mất ổn định thànhgiếng, sập lở, kẹt cần, mất dung dịch, xâm nhập… đặc biệt đối với các giếng khoan

có giới hạn khoan nhỏ, sự trênh lệch áp suất dưới đáy giếng có thể vượt quá giới

hạn khoan gây ra mất dung dịch khi khoan và xâm nhập khi ngừng khoan (Hình2.9).

Hình 2.9 Giếng có giới hạn khoan nhỏKhác với phương pháp khoan thông thường, CBHP sử dụng hệ thống tuần hoànkín, dung dịch khi đi lên được dẫn hướng qua hệ thống van tiết lưu tự động có tácdụng tạo phản áp vào trong KKVX khi thay đổi tốc độ bơm nhằm bù lại lượng ápsuất động bị mất đi, nhờ đó áp suất ở đáy giếng được giữ cố định trong suốt quátrình khoan (Hình 2.10)

Hình 2.10 Áp suất đáy giếng với CBHPỨng dụng xa hơn của phương pháp CBHP này là nâng cao an toàn trong khi thi

công các giếng khoan có nhiệt độ cao và áp suất cao (HPHT), với hệ thống SecureDrilling cho phép theo dõi chính xác tình trạng dưới đáy giếng, phát hiện nhanhchóng các dấu hiệu của xâm nhập, tự động điều chỉnh áp suất miệng giếng kịp thời

để giảm thiểu thể tích xâm nhập Việc có thể điều chỉnh chính xác áp suất đáy giếngcòn cho phép giảm tỷ trọng dung dịch khoan và tăng tốc độ cơ học khoan nên đángkể

Chương 2 Kiểm soát hiện tượng xâm nhập II.1 Áp suất

1 Áp suất trong lỗ khoan và thành hệ

Áp suất được hiểu là lực tác dụng trên một đơn vị diện tích, có thể được biểu thịbằng nhiều đơn vị khác nhau như: KG/cm2 hay theo tiêu chuẩn API kí hiệu là psi

a Áp suất trong lỗ khoan (áp suất đáy – BHP)

Là tổng các áp suất tác dụng lên đáy giếng, bao gồm: áp suất thủy tĩnh + áp suất

bề mặt áp suất động

+ Áp suất thủy tĩnh (HSP)

Được tạo bởi cột chất lỏng trong giếng, giá trị phụ thuộc vào tỷ trọng của chấtlưu (MW) và chiều cao của chúng (TVD), đơn vị có thể lấy là: at hay theo hệ đơn vịAPI Ta có:

HSP = 0.052 x MW x TVDTrong đó: 0.052 là hệ số chuyển dổi hay cn gọi là gradient áp suất của chất lưu (Psi/ST )

MW tính theo PPg

TVD tính theo St

GRadien áp suất của chất lưu được hiểu là tỷ trọng của chất lưu lên trên mộtđơn vị độ sâu Ví dụ 1 SOOt cột nước ngọt có tỷ trọng 8.33 PPg sẽ tác dụng ápsuất = 0,052 x 8,33 x 1 = 0,433 ( Psi )

Do vậy gradient áp suất của nước ngọt là : 0,433 Psi/St

Sau đây cho biết gradien áp suất của một số chất lưu xâm nhập trong giếng( bảng 1.1 )

Bảng 1.1 Gradient áp suất của một số chất lưu trong giếng

+ Áp suất động là áp suất sinh ra do sự dịch chuyển của chất lưu và sự dịchchuyển của cần khoan.

Áp suất đáy giếng sẽ thay đổi phụ thuộc vào trạng thái làm việc của giếng trongquá trình thi công

• BHP khi không tuần hoàn = 0.052 x ppg x TVD

• BHP khi khoan hoặc tuần hoàn = 0.052 x ppg x TVD + AFL

AFL (Annular Friction Losses) – tổn áp ở khoảng không vành xuyến

• BHP khi thả cần vào giếng = 0.052 x ppg x TVD x SuP

SuP (Swurge Pressure ) – Áp suất dâng ở cuối cột cần khi thả

• BHP khi kéo cần ra khỏi giếng = 0.052 x ppg x TVD x SwP

SwP (Swab Pressure) – Áp suất giảm ở cuối chuỗi cần khi kéo

• BHP khi đóng giếng (do hiện tượng “kick” nên phải đóng giếng màchoòngcòn đang nằm tại đáy áp suất thành hệ sẽ cân bằng với áp suất đáygiếng ở giai đoạn đầu đóng giếng) Lúc đó ta tính được

• Tổng áp suất bên trong cột cần

BHP = Áp suất thủy tĩnh trong cần + Áp suất đóng giếng trong cần(S/DDP) =0.0052xPPgxTVD+SIDPP

• Tổng áp suất trong KKV xuyến

BHP= Áp suất cột dung dịch ở KKVX +Áp suất đóng giếng trongống chống (S/CP) + Áp suất thủy tĩnh của dòng chất lưu xâm nhập(HSP of influxe)= 0.052xPPgxTVD+SICP+HSP of influxe

Giá trị BHP chính xác được xác định khi chất lưu xâm nhập không dichuyển lên trên

b, Áp suất vỉa: (PP- Pore pressure)

Áp suất vỉa (áp suất lỗ rỗng) được hiểu đó là áp suất của các chất lưu chứatrong vỉa Áp suất vỉa có thể chịu ảnh của nhiều yếu tố trong đó có trọng lượng củalớp phủ lên nén ép lên cả phần rắn và phần rỗng Nếu các chất luwu dễ dàng dichuyển và thoát ra được thì các hạt nắn sẽ mất đi tính chỗng đỗ và sẽ xích lại gầnnhau hơn, quá trình này có thế nhận biết dễ dàng khi khai thác

Người ta phân áp suất vỉa thành 3 loại:

• Áp suất vỉa dị thường âm (Gradien áp suất <0.443Psi/ft)

• Áp suất vỉa bình thường (0.433 <Gradien áp suất<0.465 Psi/ft)

• Áp suất vỉa dị thường dương (0.465 <Gradien áp suất< 1.0 Psi/ft)

Áp suất vỉa là một trong những đại lượng rất quan trọng cần phải được đánh giátrước khi khoan nhằm đảm bảo an toàn, nhũng rủi ro và chi phí thi công

• Áp suất vỉa dị thường âm (Subrormal pressuare) là áp suất thủytĩnh của thành hệ có giá trị nhỏ hơn áp suất vỉa bình thường-thường ở các vỉa đã khai thác cạn kiệt hoặc như tang móng mỏBạch Hổ, khoan trong tần này rất dễ xảy ra hiện tượng mất dungdịch

• Áp suất vỉa bình thường (Normal Pressuare) là áp suất thủy tỉnhcủa chất luw được “bẫy” lại tự nhiên trong thành hệ , có gradient

áp suất thay đổi từ 0.433 đến 0.645 Psi/ft tùy vào vuàng địa chất

mỏ Trong thành hệ này lớp phủ được cấu tao bởi các hạt đá,chiều dày lớp phủ tăng dần theo chiều sâu nhưng phần rỗng sẽgiảm do sự nén ép của đá mặc dù các chất lưu vẫn di chuyển tự do

• Áp suất dị thường dương (Abnormal Pressual) là áp suất củathành hệ lớn hơn áp áp suất thủy tĩnh của các chất luu trong đó.Nguyên nhân của hiện tượng dị thường dương là do chất lưu bịnén ép của lớp đá phủ khi không có sự thoát ra của chất lưu vìthành hệ đã được làm kín hoàn toàn Áp suất dị thường dương cóthẻ gây ra hiệng tượng phun trào rất nguy hiểm hiểm khi khoan

 Các nguyên nhân gây ra dị thường áp suất vỉa:

Có nhiều nguyên nhân gây ra dị tường áp suất cho một thành hệ nhất định.Các nguyên nhân có thể xảy ra đồng thời hay độc lập Ở đây ta chỉ xét đến

dị thường dương Người ta phân ra hai loại nguyên nhân đó là nguyên nhânkiến tạo và nguyên nhân thạch học

+ Nguyên nhân kiến tạo:

• Sự nén ép không cân bằng (Disequilibrium/ Under compaction) do sựlắng đọng nhanh làm cho chất lưu không thoát ra kịp trong khi đó lạichịu sự nén ép của các lớp trầm tích phía trên vấ tiếp tục xảy ra Sựnén ép đó đã làm cho chất lưu trong lỗ rỗng bị néo tăng lên và tạo nên

áp suất dị thường dươngTh

• Thế nằm đất gãy (Faulting) Sự hoạt động trồi lên của cánh dưới trongđứt gãy nghịch đã đẩy các thnahf hệ ở dưới sâu (có áp suất lớn hơn)lên vị trí mới có độ sâu và áp suất nhỏ hơn, do vậy đã tạo nên miền có

áp suất dị thường dương lớn hơn áp suất ở cánh trái

• Hiệu ứng phun( Artesian effect)

Một đới dẫn nươc ở dưới sâu có điểm lộ trên bề mặt (ở độ cao lớn) sẽtạo ra một cột nước có áp suất khác nhau tùy vị trí Khi khoan vào cácđới nước này mà vị trí giếng khoan thấp hơn điểm lộ của đới nước thìnước sẽ xâm nhấp vào giếng gây ra hiện tượng phun (kích)

• Mũ khí (gas cap)

Thường xuất hiện trong các vỉa dạng uốn nếp lồi có tầng chắn tốt, ápsuất từ phần sâu nhất trong vỉa có xu hướng dịch chuyển lên phầnnông hơn Nếu tồn tại khí trong vỉa thì sẽ tạo ra mũ khí có áp suất lớn

dị thương (vì khí nhẹ hơn dầu và nước nên dễ dịch chuyển hơn )

• Sự tích áp vào vỉa cát khi khoan tới tang cats

Hiện tượng này có thể xuất hiện khi có sự liên thông giữa hai đốichênh lệch áp suất hay sự phun trào ngầm Nếu giếng khai thác đi quacác thnahf hệ khác nhau , trong đó có thể là tầng cát có tính thấm tốthơn ở trên và một tầng khí cao áp ở phía dưới Nếu sự các ly giếngkhông tốt thì áp suất của taagf khí sẽ liên thông lên tầng cát làm tăng

áp ở tầng này

• Vòm muối (Salt dome)

Nếu trong một tầng dày có một lớp muối xuất hiện dưới tác dụng néncủa lớp phủ làm cho vỉa muối biến đổi và có xu hướng chồng lên hìnhthành dạng vòm muối Vỉa mưới là một đới không thấm, biến đổi từ

từ và tạo ra kiểu dòng chảy ảo Khi bị dồng nến thì dòng chảy dẻonày có xu hướng chọc thủng các thành hệ phía trên, làm cho các tầngtrên bị ép và dịch chuyển chờm sát vào vòm muối lên phía trên.Huydro các bon sẽ tích tụ vào phần trên của thân chờm tăng lên vượtquá áp suất của vùng lân cận

+ Nguyên nhân thạch học:

• Các quá trình hình thành đá

• Quá trình thành đã của các khoáng vật sét Smeetite

• Sự biến dổi từ thạch cao thành cao trong điều kiện vỉaCác quá trình thành đã và phản ứng trên đã biến nước trongtrạng thái phân tử trở thành nước vỉa bị nén ép và gia tăng ápsuất

• Sự thành đá của các khoáng vật khác trong điều kiện không có

sự thoát nước ra bên ngoàiQuá trình này được coi là sự phá hủy độ rỗng, đá bị nén ép lại,

có mật độ cao, trọng lượng riêng lớn, từ đó tạo điều kiện choquá trình nén ép dưới cân bằng diễn ra và tạo ra áp suất dịthường dương trong vỉa Ngược lại quá trình này là sự hào tancác khoáng vật sẽ làm tăng thể tích lỗ rỗng và độ thấm,từ đólàm giảm áp suất vỉa do tác động của quá trình nén ép,

• Sự thẩm thấu (sự di chuyển vào chất lưu)

Khi tồn tại một màng bán thấm phân chia 2 chất luw có dộ khoánghóa khác nhau, chất lưu có độ khoáng hóa thấp (nước ngọt) sẽ dịchchuyển qua màng thấm đến chất lưu có dộ khoáng hóa cao hơn (nướcbiển) để đạt trọng thái cân bằng về thành phần hóa học, người ta gọi

đó là hiện tượng thẩm thấu hay thấm lọc Hiện tượng thẩm thấu này

sẽ gây nên áp suất thẩm thấu mà theo Marine và Frizt (năm 1981) thì

đó là một trong những nguyên nhân gây nên hiện tượng dị thường ápsuất

• Thủy nhiệt

Khi nhiệt độ tăng lên thì thể tichscar mội trường rỗng cũng tăng lên.Thế nhưng sự giãn nở của đất đá được coi là không đáng kể so vớichất lưu Tức là thể tích của chất lưu sẽ gia tăng nhiều hơn so với thểtích coi như không đổi của khung đá khi điều kiện nhiệt độ gia tăng.Điều này làm cho áp suất gia tăng trong vỉa tạo ra dị thường áp suấtdương Tuy nhiên đây không phải nguyên nhân chủ yếu vì nó tácđộng không đáng kể

 Dự đoán và phát hiển các áp suất vỉa

+ phương pháp dự đoán trước khi khoan

c, Áp suất nứt vỡ vỉa (Fracture pressuare)

Là áp suất tại đó đất đá thành hệ bị nứt vớ làm cho chất lưu có thể chảy vàotrong vỉa

Áp suât vỡ vỉa thường được đo bằng Gradien áp suất giống

• Dựa vào đường đạc tính chuẩn đã được xác lập của đá phủ sét theo độsâu, thông thường độ sâu càng lớn thì:

- Căn cứ vào số liệu áp suất vỉa của các giếng khoan lân cân

+ Phương pháp dự đoán tỏng quá trình khoan

- Phát hiện căn cứ vào các dấu hiệu khi khoan

• Thay đổi tốc độ cơ học (thường ở đới có áp suất dị thường là đới cóchất lưu và đá mềm hơn nên vch|

• Thay đổi hình dạng, kích thước và lượng mùn khoan (khi khoan vàođới dị thường áp suất thì hình dạng, kích thước hạt mung thường sắccạnh, lượng hạt mùn sinh ra nhiều hơn bình thường

• Tăng mô men quanh choòng, tăng lực kéo cột cần

• Trương nở và sạt lở sét thành hệ do Pv > Ptt

• Tăng hàm lượng khí đi lên cùng dung dịch

• Giảm tỷ trọng sét (xác định tỷ trọng hạt mùn trên mặt)

• Tăng nhiệt đông đường ống dẫn dung dịch (2-6/100ft)

- Phát hiện bằng các thiết bị đo trong khi khoanNhờ bộ cảm biến láp đặt trên dụng cụ khoan Việc thu thập và xử lýthông tin được thực hiện nhanh chóng hệ thống máy tính nối trực tiếp cớicác bộ cảm biến

+ Phương pháp xác định sau khi khoan

- Khi giếng hở: căn cứ vào chiều cao cột dung dịch (có tỷ trọng đãbiết) ở trạng thái tĩnh cân bằng với áp suất vỉa mà ta dễ dàng tínhđược (Ptt=Pv+0.052xT)

- Khi giếng ở trạng thái đóng: căn cứ vào áp suất ở KKV xuyếngiữa ống chống và cần khoan

II.1.1 Áp suất thủy tĩnh

Là áp suất của cột chất lưu, sinh ra bởi tải trọng của cột dung dịch tại bất cứ độsâu nào trong giếng.Cần phải lưu ý là áp suất thủy tĩnh là hàm phụ thuộc vào trọnglượng mùn khoan (MW) dung dịch và chiều sâu thằng đứng (TVD) của giếng, kíchthước hay hình dạng của cột chất lưu không ảnh hưởng đến giá trị áp suất thủy tĩnh

HP (psi) = 0.052 * MW (ppg)* TVD (ft)[2.1]

Với 0.052 là hệ số chuyển đổi đơn vị

Hình 2.1 Hình dạng các cột chất lưu khác nhau không ảnh hưởng đến HP

Ví dụ 2.1: Xác định áp suất thủy tĩnh tại đáy giếng có trọng lượng mùn khoandung dịch là 9.2 ppg, MD là 6750 ft và TVD là 6130 ft

 Ta có: HP = 0.052 * 9.2 * 6130 = 2933 psi

II.1.2 Hệ số chuyển đổi trọng lượng mùn

II.1.3 Áp suất động học tuần hoàn

II.1.4 Áp suất đáy giếng

II.1.5 Áp suất chất lưu vỉa (PF)

II.1.6 Dị thường áp suất

II.1.6.1 Sự khác nhau của áp suất chất lỏng

II.1.6.2 Sự quá tải của vỉa nông

II.1.6.3 Sự nén ép các lớp trầm tích

II.1.6.4 Mỏ muối

II.1.6.5 Sự khoang hóa

II.1.7 Áp suất nứt vỡ vỉa (PFB)

Là giá trị áp suất cần thiết để vượt quá giá trị áp suất lỗ rỗng thành hệ và độ bềncủa đất đá để tạo ra các đứt gãy.Áp suất vỡ vỉa này phụ thuộc vào loại thành hệ (độ

bền, độ thấm) và tính chất của lưu chất Áp suất vỡ vỉa thường tăng theo độ sâu Ápsuất vỡ vỉa thường được xác định ngay phía dưới chân đế ống chống thông qua haithí nghiệm LOT (leak off test) và FIT (formation integrity test).

 Thí nghiệm LOT:

Xác định giá trị áp suất mà tại đó thành hệ bắt đầu bị xâm nhập bởi lưu chất Thínghiệm này thường được áp dụng cho những giếng thăm dò để xác định giá trịápsuất tối đa mà thành hệ tại vị trí đang khảo sát có thể chịu được trước khi dòng chấtlưu bị mất vào thành hệ

Mục đích chính của thí nghiệm LOT là để tính toán độ bền thành hệ (dùng ápsuất tại thí nghiệm LOT để xác định áp suất lớn nhất mà thành hệ có thể chịu đượctạm thời)

Quy trình thí nghiệm LOT được thực hiện như sau:

- Khoan xuống dưới chân đế ống chống khoảng 5-10 ft để vào thành hệ mới

- Choòng khoan được kéo lên tới chân đế ống chống và tiến hành tuần hoàn mùn khoan trước khi bắt đầu LOT

- Đóng giếng bằng thiết bị chống phun rồi bơm vào giếng với giá trị bơm xác định ở từng thời điểm Ở mỗi thời điểm tăng giá trị lên từ 0.25 đến 0.5 thùng

và đợi cho giá trị áp suất ổn định

- Đồng thời vẽ biểu đồ bao gồm giá trị áp suất ổn định và thể tích bơm cho mỗi lần tăng, chúng sẽ được thể hiện trên đồ thị bằng đường thẳng

- Tiếp tục bơm cho đến khi đường thẳng bắt đầu thay đổi hệ số góc và xuất hiện đường cong thì dừng bơm Ghi nhận lại giá trị áp suất tại thời điểm đó chính là áp suất vỡ vỉa, lúc này áp suất trên bơm tăng chậm và từ từ giảm xuống

Áp suất vỡ vỉa được xác định như sau:Pfr = Php + PLOT

Trong đó:

Pfr: áp suất vỡ vỉa (psi)

Php: áp suất thủy tĩnh trong giếng (psi)

PLOT:áp suất thử vỉa (psi)

Hình 2.3 Thí nghiệm xác định LOT

 Thí nghiệm Formation Integrity (FormationIntegritytest)

Thí nghiệm này được thực hiện nhằm xác định trước giá trị áp suất mà khônggây ra đứt gãy thành hệ, và sẽ không xuất hiện điểm đứt gãy như thí nghiệmLOT.Trong nhiều trường hợp, giá trị độ bền thành hệ đủ để đảm bảo cho giếngvẫncòn nguyên vẹn trong trường hợp kiểm soát giếng, đặc biệt trong quá trình pháttriển giếng.Việc thực hiện thí nghiệm FIT nhằm đảm bảo rằng việc tiếp tục khoantới độ sâu mục tiêu kế tiếpsẽ v ẫn đảm bảo giếng được kiểm soát mà không có bất

cứ sự cố phun trào nào

II.1.8 Áp suất lớn nhất cho phép ở trên mặt khoảng không vành xuyến(MAASP)

II.2 Khái niệm hiện tượng kick

Kick là sự xâm nhập của dòng chất lưu không mong muốn từ thành hệ như khí,dầu, nước vào trong lỗ khoan Khi kick xảy ra nó sẽ dẫn đến những hậu quả như tốnthời gian để kiểm soát và xử lý, quá trình khoan có thể tiềm ẩn rủi ro, nguy hiểm vớidòng kick có áp suất cao và đôi khi thiết bị hay bộ khoan cụ dưới giếng có thể bịkẹt Do đó việc kiểm soát dòng kick ngay khi vừa mới xâm nhập là yêu cầu tiênquyết để giảm những rủi ro về sau

Nếu dòng kick xâm nhập không được kiểm soát hoàn toàn mà tiếp tục xuất hiện

và di chuyển trong giếng, sẽ đến một lúc dòng kick này sẽ không còn kiểm soátđược nữa và dẫn đến phun trào

Hình 3.1 Kick khi có sự chênh lệch áp suất giữa áp suất giếng và áp suất vỉa

II.3 Nguyên nhân hiện tượng kick

II.3.1 Không điền kịp thời vào lỗ rỗng

II.3.1.1 Mud Fill-Up Line, with Stroke Counter

II.3.1.2 Continuous Circualting Trip Tank

II.3.2 Swabbing in a kick ( lưu thông

II.3.3 Không bù đủ dung dich

II.3.4 Áp suất vỉa dị thường

II.3.5 Mất tuần hoàn

II.3.6 Tầng cát nông

II.3.7 Tốc độ khoan lớn trong tầng cát chứa khí

II.4 Dấu hiệu nhận biết hiện tượng kick

II.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa chất lưu xâm nhập

II.2.5.1 Tăng tỷ trọng dung dịch phù hợp

II.2.5.2 Giảm hiệu ứng piston khi kéo thả cần

II.2.5.3 Bù đủ dung dịch khi kéo cần

II.2.5.4 Kịp thời tìm biện pháp phục hồi khi mất dung dịch

II.5 Thể tích xâm nhập cho phép Kick tolerance

A Tài liệu 1

Thể tích xâm nhập cho phép là giới hạn thể tích xâm nhập lớn nhất có thể đi vàogiếng và tuần hoàn ra ngoài, và nó là nguyên nhân hình thành tổn hại cho giếng.Thể tích xâm nhập cho phép là chức năng của áp suất vỉa và áp suất nứt vỡ vỉa.Trên giàn nổi được tăng chiều sâu cột nước và ống bao làm giảm Thể tích xâmnhập cho phép

Phương pháp đơn giản trên giàn sửa chữa

1) Thể tích xâm nhập cho phép hoặc thể tích khi đóng giếng

= (MAASP – SIDPP) ÷ (gradient dung dịch – gradient dòng chảy)

= Độ dài dòng chảy khi đóng giếng ( Đơn vị : bbl)

2) Chuyển độ dài tính toán trên tới thể tích phần khoảng không vành xuyến bêndưới chân đế ống chống Đơn vị thể tích là bbl

3) Sử dụng định luật khí Boyles để chuyển đổi thể tích trên tới thể tích điềukiện đáy giếng

Tại đó : P1 = áp suất nứt vỡ vỉa tại chân đế

V1 = thể tích đã được chuyển đổi 2)

Dung dịch

Gradient nứt vỡ vỉa

Áp suất nứt vỡ vỉa tại chân đế

Khoảng không DC/OH

Khoảng không DP/OH

= 0.72 x 5 000 ft = 3 600 psi0.0291 bbl/ft (800 ft cần nặng)0.0459 bbl/ft

(0.72 – 0.52) x 5 000 ft = 1 000 psi

= 5000.12 psi/ft

= 500 + (10 000 ft x 10 x 0.052) = 5 700psi

Bước 1: (1000 – 500) ÷ (0.52 – 0.12)

1250 ft (bao gồm cần nặng và 450 ft cột ống)Cần nặng = 23.28 thùng

Khoảng không cột ống = 450 ft x 0 459 = 20.655 bbls

Tổng chiều dài 1250 ft Tổng thể tích 43.935 bbls Bước 2: 1250 ft chuyển đổi sang thể tích dưới chân đế

1250 x 0.0459 = 57.375 bbls Bước 3: Chuyển đổi thể tích tới điều kiện dưới giếng

(3600 x 57.375) ÷ 5700 = 36.236 bbls

Thể tích xâm nhập cho phép là nhỏ hơn so với thể tích đã tính toán ở bước 1) và 2)

Vậy thể tích xâm nhập cho phép = 36.236 bbls.

B Tài liệu mạng

 Trạng thái/tính chất khí trong giếng

Khí là chất lưu có thể nén ép cao Thể tích của chúng phụ thuộc vào nhiệt độ và

áp suất Để hiểu về tính chất của khí, ta tính toán bên ngoài giếng trong suất quátrình ngừng hoạt động Chúng ta cần sử dụng định luật khí lí tưởng:

PV/T = constant

Giả sử có 2 ống đầy dung dịch Một ống mở tiếp xúc khí quyển và một ốngđóng Giả sử có hai lượng khí bằng nhau được bơm vào hai ống Trường hợp ống

Hình 2 Trạng thái khí trong ống đóngTrong giếng thực nếu giãn nở khí được ngăn ngừa được thể hiện trong ví dụ ốngđóng sau đó giếng sẽ nứt vỡ khi khí đạt tới bề mặt.

Vì vậy khi bắt gặp hiện tượng xâm nhập trong giếng, giãn nở khí phải được diễn

ra để làm giảm áp suất giếng khoan Đó là phương pháp dập giếng cơ bản Trên giànkhoan, giãn nở khí được đưa ra ngoài trong việc kiểm soát đường điều tiết trên bềmặt Thể tích xâm nhập cho phép được dựa vào việc xâm nhập khí, khí được tuầnhoàn ra ngoài giếng bằng kiểm soát vận tốc nhằm giảm áp suất và bảo toàn thể tíchgiãn nở tới bề mặt để dễ dàng điều khiển

 Thể tích xâm nhập cho phép KICK TOLERANCES

1 Định nghĩa

Với mục đích thực tiễn, thể tích xâm nhập cho phép có thể được định nghĩa làkích thước xâm nhập lớn nhất có thể chấp nhận được mà không tạo nứt nẻ chân đếống chống trước đó Thể tích xâm nhập cho phép cũng được định nghĩa là giới hạn

áp suất lỗ rỗng tối đa cho phép tại độ sâu thực hoặc trọng lượng dung dịch tối đa cóthể chấp nhận được mà không tạo nứt nẻ chân đế ống chống trước đó Bảng 1 đưa ragiá trị thể tích xâm nhập cho phép đặc trưng từ các công ty khác nhau Giá trị lớnnhất trong áp dụng cho giếng thăm dò, giá trị thấp nhất cho giếng phát triển

Thể tích xâm nhập cho phép phụ thuộc vào kích thước xâm nhập tối đa, áp suấtvỉa tối đa tại chiều sâu thực và trọng lượng dung dịch tối đa, không tạo nứt nẻ điểmyếu nhất trên giếng thân trần, thường là chân đế ống chống phía trước Yếu tố khácảnh hưởng đến thể tích cho phép chất lưu xâm nhập bao gồm khối lượng riêng củachất lưu xâm nhập và nhiệt độ tuần hoàn

Bảng 1 Gía trị đặc trưng của thể tích xâm nhập cho phép từ các công ty khácnhau

Kích thước giếng (inch) Thể tích xâm nhập (thùng)

Các thành phần quan trọng của thế tích xâm nhập cho phép là:

- Áp suất lỗ rỗng từ chiều sâu thực

- Trọng lượng dung dịch tối đa được sử dụng

- Gradient nứt vỡ tại dòng chân đế ống chống

- Kiểu thể tích dòng chảy có thể được tuần hoàn an toàn ra ngoài

- Kiểu giếng: thăm dò hay phát triển

 Khi tính toán thể tích xâm nhập cho phép

Sau thử nghiệm rò và trước khi khoan thẳng, thể tích xâm nhập cho phép nênđược tính tại khoảng cách thông qua phần giếng được khoan tại trọng lượng dungdịch dự kiến Nếu các yếu tố như trọng lượng dung dịch hay hình dạng cột cầnkhoan thay đổi, sau đó thể tích xâm nhập cho phép phải được tính toán lại Khikhoan vào trong vùng áp suất quá cao với độ tăng áp suất lỗ rỗng nhanh chóng, vàtăng trọng lượng dung dịch để bù lại, thể tích xâm nhập cho phép (giới hạn bởi độbền thành hệ tại chân đế ống chống trước đó) sẽ được giảm nhanh chóng Điều nàyđược thể hiện ở ví dụ 3.3

- Trọng lượng dung dịch thêm vào lớn hơn trong lượng dung dịch lưu thông

- Thể tích xâm nhập cho phép khi khoan: Đây là áp suất lỗ rỗng tối đa có thểchấp nhận được mà không cần vượt quá trọng lượng tối đa dung dịch chophép

• Thể tích xâm nhập cho phép tuần hoàn

Từ hình 3.5 cho thấy khi điểm cao nhất của bọt khí đạt tới chân đế ống chốngtrong khi đang được tuần hoàn theo phương pháp Kỹ sư, áp suất của chân ốngchống tính bởi:

Px = Pf – Pg – (TD – H – CSD) x (3)

Tại đó :

Pf = áp suất vỉa tại chiều sâu thẳng đứng, psi

Pg = áp suất bọt khí = H x G

H = chiều cao bọt khí tại chân ống chống, ft

G = gradient khí = 0.05 tới 0.15 psi/ft

TD = tổng chiều sâu thẳng đứng, ftCSD = chiều sâu ống chống, ft = trọng lượng dung dịch tối đa phần giếng khoan tiếp theo, ppg

Hình 3.5 Tuần hoàn dòng khí bằng phương pháp Kỹ sưBiến đổi phương trình trên theo H và thay Px bằng gradient nứt vỡ vỉa tại chânống chống (FG) ta được:

H = (4)

Tại đó:

FG = gradient nứt vỡ vỉa tại chân ống chống, ppg

Pf = áp suất lỗ rỗng, psiTrong giếng thẳng đứng và gần thẳng đứng FBG (gradient phá vỡ vỉa) luôn lớnhơn FG (gradient nứt vỡ vỉa) Trong giếng có độ dốc cao FBG luôn nhỏ hơn FG Đểtuần hoàn thể tích xâm nhập cho phép, nó được đề xuất để giảm giá trị ghi chéptrong suốt thử nghiệm rò ở giếng thẳng đứng dưới 100 psi và để sử dụng giá trị kếtquả xấp xỉ với giá trị của FG.

Thể tích dòng chảy tại chân ống chống là :

V1 = H x Ca (bbl) (5)Tại đó Ca = khoảng không giữa cột ống và giếng, bbl/ft

Ở điều kiện đáy giếng, thể tích của dòng chảy V2 tính bởi :

P2V2 = P1V1(ảnh hưởng của T và Z lúc này là không đáng kể)

V2 = (6)Tại đó:

P1 = áp suất nứt vỡ vỉa tại chân ống chống, psiP2 = Pf, psi

Giá trị V2 là tuần hoàn thể tích xâm nhập cho phép, thùng

• Trọng lượng dung dịch thêm vào

Áp suất đóng giếng tối đa cho phép của cột cần khoan (DPSIP) cho bởi :

DPSIP = (FG – m) x CSD x 0.052 (7)Giới hạn trọng lượng dung dịch thêm vào :

Thể tích xâm nhập cho phép = (FG – m) (8)

Ví dụ 1: Tuần hoàn thể tích xâm nhập cho phép

Tính toán thể tích xâm nhập cho phép với các thông số giếng như sau :

Áp suất vỉa tối đa tại đoạn giếng tiếp theo = 14 ppgGiả sử ống chống 8 ½” tại đoạn giếng tiếp theo và cột cần khoan 5” từ bềmặt tới chiều sâu thực.

T = nhiệt độ bề mặt + gradient nhiệt độ + 460

Chú ý hằng số 460 được đề cập để chuyển đổi độ Rankin, phải được hoàn thànhtrước khi định luật khí thực có thể được sử dụng

T1 (tại chân ống chống) = 60 + 0.02(Fo/ft) x 14500 (ft) + 460 = 810 R

T2 (tại chiều sâu thực) = 60 + 0.02 x 17000 + 460 = 860 R

V2 = 115 thùng (được so sánh với 107.8 thùng mà không ảnh hưởng nhiệt độ)

Nếu FG = 15.2 ppg, khi đó : H = 1482.87 ft,

V1 = 68 thùng V2 = 63 thùng (không ảnh hưởng nhiệt độ) V2 = 67 thùng (ảnh hưởng nhiệt độ)

 Ảnh hưởng của FG tới thể tích xâm nhập cho phép

Các ví dụ trước cho thấy rõ ảnh hưởng của gradient nứt vỡ trong thể tích chấtlưu xâm nhập Nếu một giếng được lên kế hoạch với thể tích xâm nhập cho phép 50thùng dựa vào ước tính gradient nứt vỡ 15 ppg, và nếu trong khi khoan giếnggradient nứt vỡ thực được tìm ra khác với giá trị thiết kế, hai kế hoạch có thể đượcxem xét:

1 Nếu FG thực lớn hơn giá trị thiết kế, thì phần giếng khoan dưới chân ốngchống có thể được khoan thêm so với kế hoạch nếu muốn Nói cách khác,giếng thực sự bền hơn giếng kế hoạch

2 Nếu FG thực nhỏ hơn giá trị thiết kế, thì ngược lại trên là đúng.Phần giếngkhoan phía dưới có thể không được khoan tới chiều sâu dự định Phần này

có thể được khoan đến chiều sâu nông hơn với áp suất lỗ rỗng nhỏ hơn hoặcmột nút trám xi măng được đặt tại chân đế ống chống để gia cố chân ốngchống Thao tác cuối cùng được thực hiện bởi người đã tìm thành công tạivùng có FG nhỏ hơn 15 ppg

Ví dụ 2: Thể tích xâm nhập cho giếng HPHT

Dữ liệu này đề cập tới giếng có áp suất cao, nhiệt độ cao Cột ống 13 3/8”không được kỳ vọng để thấy vỉa HPHT, nhưng áp suất vỉa tại chiều sâu thực(12.25”) được kỳ vọng cao

Gradient nứt vỡ tại chân ống chống 13 3/8” 16 ppg

Chú ý: FG được xác định từ giếng khoan vùng ranh giới , giếng thực sự bị rò

RKB tới MSL 85 ft

Tính thể tích xâm nhập cho phép tại chiều sâu thực giếng, với :

1) Thể tích xâm nhập tối đa

2) Tăng trọng lượng dung dịch thêm vào

3) Áp suất lỗ rỗng lớn nhất nếu thể tích xâm nhập thiết kế tối đa là 100 thùngTrả lời

1) Trước tiên, giải thích áp suất nứt vỡ tại chân ống chống theo đơn vị psi:

FP = 16 x 0.052 x 10008 = 8326 psi

Tại đó FP là áp suất nứt vỡ theo psi

Khi giếng có áp suất cao và nhiệt độ cao, bổ sung hệ số an toàn 100 psi để giảm

FP từ 8326 psi xuống 8226 psi, hoặc gradient nứt vỡ 15.8 ppg Đó là vì thí nghiệm

rò thực được sử dụng để xác định giá trị áp suất nứt vỡ, mà lớn hơn gradient nứt vỡ

Hoặc 15.8 – 15.5 = 0.3 ppg trọng lượng dung dịch thêm vào

Chú ý : Những tính toán này không ảnh hưởng của ECD

3) Thể tích xâm nhập cho phép khoan

Vì thế với ví dụ trên nếu kích thước xâm nhập tối đa 100 thùng được duy trì sau

đó áp suất lỗ rỗng cho phép tối đa tại chiều sâu thực được tính toán như sau:

 Thể tích xâm nhập cho phép trong khi khoan

Trong giếng thăm dò, giá trị áp suất lỗ rỗng và trọng lượng dung dịch được thayđổi liên tục, nên tính toán lại thể tích xâm nhập cho phép như giếng được khoan

Sử dụng dữ liệu từ ví dụ trước, bảng áp suất lỗ rỗng và giá trị trọng lượng dungdịch được thay đổi cùng với tính toán thể tích xâm nhập cho phép đưa ra dưới đây:

Áp suất lỗrỗng(ppg)

Kích thước xâmnhập(bbl)

Trọng lượngdung dịchthêm vào(ppg)

 Biểu đồ thể tích xâm nhập cho phép

Với mục đích thiết lập kế hoạc, nó rất hữu ích để xây dựng biểu đồ thể tích xâmnhập cho phép như hình 3.6 Trong hình này, thể tích xâm nhập được thể hiện trêntrục x (điểm 2), và SIDP được vẽ trên trục y Điểm 1 là giá trị lớn nhất SIDP đượctính bởi phương trình (7) Điểm 2 là thể tích xâm nhập cho phép lớn nhất thu được

từ phương trình (3) với áp suất đóng cần khoan đầu tiên bằng 0 Đường thẳng nối

các điểm 1 và 2 được gọi là: biểu đồ thể tích xâm nhập cho phép Nếu có ảnh hưởng

của nhiệt độ và độ nén khí thì đồ thị thu được là đường cong

Tất cả các điểm

phía trên và bên phải

biểu hiện trong điều

kiện phun trào và mất

tuần hoàn Vùng phía

dưới biểu hiện điều

kiện an toàn và đưa ra

thể tích xâm nhập cho

phép cho bất kì tổ hợp

nào của kích thước xâm

nhập và áp suất đóng

cột cần khoan Hình 3.6 Biểu đồ thể tích xâm nhập cho phép

Chú ý thể tích xâm nhập cho phép phụ thuộc vào giá trị trọng lượng dung dịch

và áp suất lỗ rỗng Do đó đường cong phải được cập mỗi khi các giá trị này thay

đổi

Ví dụ 3 Biểu đồ thể tích xâm nhập cho phép

Xây dựng biểu đồ thể tích xâm nhập cho phép từ giếng cho bởi ví dụ 2 tại chiều

sâu 13500 ft và 14190 ft

Trả lời:

1 Thể tích xâm nhập lớn nhất = 330 thùng tại 13500 ft và 197 thùng tại 1419 ft

(điểm 2)

2 SIDP lớn nhất = 364 psi tại 13500 ft và 156 psi tại 14190 ft (điểm 1)

3 Đường nối điểm 1 và 2 đưa ra biểu đồ thể tích xâm nhập cho phép

4 Từ hình 3.6, bảng dưới đây có thể xây dựng kích thước xâm nhập, cho phép

mà không nứt chân ống chống

Thể tích xâm nhập (bbl) SIDP lớn nhất (psi)

Chiều sâu giếng =

Chiều sâu giếng = 14190 ft 50 118

 Thay đổi trong tính toán thể tích xâm nhập cho phép

Giá trị thể tích xâm nhập cho phép có thể tăng khi:

1 Khoan vào vùng có độ xốp và độ thấm cao

2 Sử dụng công nghệ thiết bị phát hiện xâm nhập thấp hoặc giàn cũ

3 Một vài vùng chuyển tiếp với áp suất lỗ rỗng tăng được dự kiến bắt gặptrong phần giếng mở tương tự

4 Khoan từ giàn bán chìm

 Sử dụng thể tích xâm nhập cho phép để tính áp suất lỗ rỗng bên trong

Áp suất trong giếng tạo ra bởi bọt khí khi nó được tuần hoàn ra ngoàigiếng, có thể tính toán dễ dàng bằng cách giải phương trình (3.3) cho áp suấtkhí tại đầu bọt khí Phương trình có thể thu được bằng cách kết hợp phươngtrình (3.3) và phương trình liên quan đến chiều cao bọt khí tại bất kì chiều sâunào đó (sử dụng định luật khí lý tưởng) để thu được phương trình áp suất khí tạiđầu bọt khí

Áp suất khí tại bất kì chiều sâu nào trong giếng khoan được cho bởi:Pchiều sâu bất kì = ½[A + (A2 + 4.Pf.M.N.yf.m)0.5] (3.9)

Phương trình (3.9) có thể sử dụng để xác định áp suất trong cột ống chống và ápsuất trên bề mặt Hai giá trị này có thể được sử dụng để tính toán áp suất vỡ ướctính và sau đó sử dụng để chọn loại/trọng lượng cột ống chống phù hợp Áp suất bềmặt ước tính lớn nhất cũng có thể được sử dụng như áp suất thử nghiệm ống chống

bề mặt

Quy trình giải phương trình (3.9) như sau:

(1) Thể tích xâm nhập phù hợp nên được lựa chọn dựa vào giá trị đưa ra ở bảng3.1 ( ví dụ 50 bbl cho giếng 8 ½”, 100 bbl cho giếng 12 ¼”,…)

Thể tích được tính theo chiều cao của bọt khí tại chiều sâu thực, ví dụ khi xâmnhập bắt đầu diễn ra

yf =

(2) Tính M và N

M = tỉ số khoảng không giếng/DP khoảng không ống chống/DP

N =

Zb, Zx = hệ số nén tại đáy giếng và chiều sâu X

Tb, Zx = nhiệt độ Rankin tại đáy giếng và chiều sâu X

Với hầu hết các giếng, giá trị của N là một giá trị xấp xỉ

(3) Tính Pg = áp suất thủy tĩnh trong bọt khí

(5) Áp suất tại đỉnh bọt khí khi nó được tuần hoàn ra ngoài giếng cho bởi:

Pchiều sâu bất kì = ½[A + (A2 + 4.Pf.M.N.yf.m)0.5]

(6) Áp suất này nên được tính tại các điểm khác nhau và so sánh với áp suất nứt

vỡ vỉa (FG) để xác định nếu lựa chọn chiều sâu lắp đặt cột ống thích hợp.(7) Áp suất khi bọt khí đạt tới bề mặt được sử dụng trong:

• Tính toán thiết kế vỡ ống

• Áp suất thử nghiệm ống chống

• Lựa chọn đầu giếng

Ví dụ 4 Áp suất trong do hiện tượng xâm nhập

Tính áp suất trong tại bề mặt và chân ống chống cho giếng sau, giả sử xâm nhậpxảy ta tại chiều sâu thực TD với áp suất vỉa lớn nhất là 12376 psi

Tính áp suất nứt vỡ nhỏ nhất FG cần thiết tại chân ống:

Trọng lượng dung dịch tối đa cho khoảng không dưới chân ống = 14.5 ppg

Áp suất vỉa lớn nhất tại khoảng không dưới chân ống 12377 psi

(14 ppg)Gỉa sử khoảng không giếng dưới chân ống 8 ½”, cột cần 5” từ bề mặt tới TD

Trả lời:

Có hai cách giải bài toán này:

1.Thể tích xâm nhập cho phép lớn nhất cho giếng này được sử dụng để tính ápsuất trong Từ ví dụ 3.1 thể tích xâm nhập cho phép tối đa cho giếng này là 108

bbls Nó có thể được coi là trường hợp xấu nhất trước khi đội khoan thông báo độkhuếch đại hố khoan Ngày nay, nó là trường hợp hiếm gặp do thiết bị phát hiệnxâm nhập có thể tìm ra xâm nhập là 10 bbls hoặc nhỏ hơn.

2.Thể tích xâm nhập cho phép thiết kế đã đưa ra là 50 bbls (bảng 3.1) được sửdụng để tính áp suất trong giếng Đây là trường hợp thiết thực hơn và được sử dụngrộng rãi trong công nghiệp