Quá trình thực hiện công tác thi công khoan tại khu vực tầng đá móng mỏ Bạch Hổ luôn tồn tại nhiều khó khăn và thách thức trong việc khoan xuyên qua các tầng đá rắn chắc, nứt nẻ và các khu vực dị thường áp suất. Chính vì thế các sự cố thường gặp trong quá trình thi công giếng khoan mà được xí nghiệp Khoan và Sửa giếng Vietsovpetro ghi nhận lại nhiều nhất là hiện tượng mất dung dịch khoan khi khoan qua các tầng đá móng. Hiện tượng này hết sức nguy hiểm nếu các kỹ sư khoan không biết xử lý đúng quy trình và chính xác nó có thể gây ra hiện tượng kích hoặc phun trào dẫn đến phảy hủy mỏ hoặc nghiêm trọng hơn là cháy nổ giàn khoan gây thiệt hại về người và của. Chính vì tầm quan trọng của việc đảm bảo quá trình thi công an toàn không xảy ra mất dung dịch thì các chuyên gia và kỹ sư Vietsovepetro đã đề ra các hướng xử lý đối với từng trường hợp với từng dấu hiệu nhận biết cụ thể.
Trang 1Nhóm 2 iii Lớp KKT-03
MỤC LỤC
PHẦN I : KHÁI QUÁT VỀ HOẠT ĐỘNG KHOAN TẠI MỎ BẠCH HỔ 1
1.1 Giới thiệu chung về mỏ Bạch Hổ 1
1.1.1 Địa tầng mỏ Bạch Hổ 1
1.1.2 Các đối tượng khai thác dầu khí 3
1.1.3 Phân chia các đới mất dung dịch trong tầng móng mỏ Bạch Hổ 3
a Khối phía Bắc 4
b Khối trung tâm 5
c So sánh khối phía Bắc và khối trung tâm 7
1.2 Hoạt động khoan tại mỏ Bạch Hổ: 7
1.3 Quỹ đạo và cấu trúc giếng 9
1.3.1 Quỹ đạo giếng 9
1.3.2 Cấu trúc giếng 9
PHẦN II : ẢNH HƯỞNG CỦA DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT LÊN HIỆN TƯỢNG MẤT DUNG DỊCH 13
2.1 Mất dung dịch 13
2.1.1 Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực 13
2.1.2 Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực 15
2.1.3 Phân loại các mức độ mất dung dịch 18
2.2 Hiện tượng lưu thể vỉa xâm nhập vào giếng khoan 18
2.3 Hiện tượng sập lở thành giếng khoan 19
2.4 Hiện tượng tích tụ mùn khoan 19
PHẦN III : CÔNG NGHỆ KHOAN VÀ CÁC GIẢI PHÁP CHỐNG MẤT DUNG DỊCH ĐÃ VÀ ĐANG ÁP DỤNG TẠI MỎ BẠCH HỔ 20
3.1 Hệ dung dịch sét Gel/CMC 20
Trang 2Nhóm 2 iv Lớp KKT-03
3.1.1 Ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch 21
a Duy trì tính chất của dung dịch khoan 21
b Giữ ECD ở mức thấp 21
c Khống chế hàm lượng pha rắn trong dung dịch 22
d Hạn chế chênh áp do hiện tượng piston 22
e Lựa chọn vị trí đặt ống chống 23
3.1.2 Biện pháp xử lý mất dung dịch 23
a Biện pháp chống mất dung dịch tốc độ thấp (2-6m 3 /h) 24
b Biện pháp chống mất dung dịch với tốc độ trên 6m 3 /h 25
c Biện pháp chống mất dung dịch hoàn toàn 26
3.2 Hệ dung dịch muối 27
3.2.1 Biện pháp công nghệ khi tốc độ mất dung dịch nhỏ 28
3.2.2 Biện pháp công nghệ khi tốc độ mất dung dịch từng phần (lên đến 16m 3 /h) 28
3.2.3 Biện pháp công nghệ khi tốc độ mất dung dịch trên 16m 3 /h 29
a Phương pháp khoan gần cân bằng 31
b Phương pháp khoan mũ dung dịch (Floating Mud Cap) 31
c Phương pháp sử dụng nút dung dịch 31
d Giải pháp gia cố thành giếng tạm thời 32
3.3 Phương pháp dùng vật liệu chống mất dung dịch (LCM) 34
3.3.1 Quy trình chuẩn bị trước khi bơm LCM 34
3.3.2 Kích thước hạt của LCM 34
3.3.3 Loại LCM 35
a LCM dạng hạt (granules) 35
b LCM dạng mảnh (flakes) 36
Trang 3Nhóm 2 v Lớp KKT-03
c LCM dạng sợi (fibers) 36
3.4 Phương pháp sử dụng các loại LCM tại một số công ty dịch vụ ngoài nước 37
3.4.1 Diesel Oil Bentonite (DOB) 37
3.4.2 Reverse DOB or Oil Fluid Based DOB (RDOB) 38
3.5 Phương pháp chống mất dung dịch bằng cement 39
3.5.1 Diesel Oil – Bentonite – Cement (DOBC) 39
3.5.2 Frac Pak 41
3.6 Phương pháp chống mất dung dịch sử dụng polymer 42
3.6.1 Polymer loại 1 – Surface activated 42
3.6.2 Polymer loại 2 – Downhole activated 42
KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ 44
DANH MỤC HÌNH ẢNH 45
TÀI LIỆU THAM KHẢO 46
Trang 4Nhóm 2 vi Lớp KKT-03
LỜI NÓI ĐẦU
Quá trình thực hiện công tác thi công khoan tại khu vực tầng đá móng mỏ Bạch
Hổ luôn tồn tại nhiều khó khăn và thách thức trong việc khoan xuyên qua các tầng đá rắn chắc, nứt nẻ và các khu vực dị thường áp suất Chính vì thế các sự cố thường gặp trong quá trình thi công giếng khoan mà được xí nghiệp Khoan và Sửa giếng Vietsovpetro ghi nhận lại nhiều nhất là hiện tượng mất dung dịch khoan khi khoan qua các tầng đá móng Hiện tượng này hết sức nguy hiểm nếu các kỹ sư khoan không biết
xử lý đúng quy trình và chính xác nó có thể gây ra hiện tượng kích hoặc phun trào dẫn đến phảy hủy mỏ hoặc nghiêm trọng hơn là cháy nổ giàn khoan gây thiệt hại về người
và của Chính vì tầm quan trọng của việc đảm bảo quá trình thi công an toàn không xảy ra mất dung dịch thì các chuyên gia và kỹ sư Vietsovepetro đã đề ra các hướng xử
lý đối với từng trường hợp với từng dấu hiệu nhận biết cụ thể
Đây cũng chính là vấn đề thúc đẩy nhóm thực hiện đồ án “Ảnh hưởng của dị thường áp suất thành hệ lên hiện tượng mất dung dịch và đề ra các giải pháp ngăn chặn mất dung dịch cho các giếng khoan tầng móng nứt nẻ tự nhiên mỏ Bạch Hổ”
nhằm có cái nhìn tổng quan hơn về hiện tượng mất dung dịch khi khoan tại khu vực đá móng tại mỏ Bạch Hổ
Nhóm thực hiện đồ án hy vọng rằng thông qua đồ án này các kiến thức cơ bản
về hiện tượng mất dung dịch khoan, các dấu hiệu nhận biết và biện pháp xử lý sẽ cung cấp kiến thức cho bản thân cũng như bổ sung thêm một nguồn tài liệu tham khảo quý
giá cho các bạn sinh viên khác
NHÓM THỰC HIỆN ĐỒ ÁN
1 Ôn Kim Thịnh
2 Lê Đức Thọ
3 Phạm Đình Thuận
Trang 5Hình 1 1 Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ
1.1.1 Địa tầng mỏ Bạch Hổ
Trang 6Hình 1 2 Mặt cắt địa chấn dọc khối nâng Trung tâm mỏ Rồng và Bạch Hổ
Móng gồm đá macma granitoid kết tinh cùng các đai mạch diaba và andesite poocfia, hay còn gọi chung là đá móng Đá móng đặc trưng bởi tính bất đồng nhất thạch học cao Theo số liệu mẫu lõi, trên khối Trung tâm phát triển chủ yếu là đá granit biotit, còn ở khối Bắc - đá granodiorit biotit sáng xám và adamelit với hàm lượng monzonit thạch anh cao, monzodiorit thạch anh và diorit á kiềm, ở khối Nam -
bazan-đá granit, granodiorit, monzodiorit thạch anh Độ cứng của bazan-đá móng nằm trong khoảng 20-30MPa, nếu phân loại độ cứng theo thang tiêu chuẩn GOST- 122-88-66 thì đá móng có độ cứng cấp VII Lát cắt trầm tích gồm đá tuổi Paleogen (Oligocen), Neogen (Miocen, Pliocen) và Đệ tứ, chúng còn được chia nhỏ hơn thành 6 điệp với các tên gọi địa phương Trong Oligocen có hai điệp được phân ra đó là Trà Cú - Oligocen hạ, và Trà Tân - Oligocen thượng, trong Miocen có 3 điệp: Bạch Hổ - Miocen hạ, Côn Sơn -
Trang 7Nhóm 2 3 Lớp KKT-03
Miocen trung, Đồng Nai - Miocen thượng Trầm tích Pliocen và Đệ tứ được kết hợp chung vào điệp Biển Đông Các thân dầu thương mại tập trung trong cát kết các điệp Trà Cú, Trà Tân và Bạch Hổ
1.1.2 Các đối tƣợng khai thác dầu khí
Trong phạm vi bể Cửu Long đã phát hiện 15 mỏ dầu, trong đó, mỏ Bạch Hổ thuộc loại lớn, các mỏ còn lại thuộc loại trung bình và nhỏ Đối tượng chứa dầu chính của mỏ là móng nứt nẻ, hang hốc trước Kainozoi Trong lớp trầm tích phủ, các thân dầu liên quan tới các vỉa cát, cát kết, bột kết và đôi khi là các thân đá phun trào (effusive) thuộc Oligocen và Miocen dưới
Trong trầm tích Oligocen dưới, Oligocen trên và Miocen dưới các thân dầu có
độ sản phẩm khác nhau, trữ lượng nhỏ, cấu tạo phức tạp
Bề dày toàn bộ các tầng chứa dầu là 2150m được mở ra từ móng đến Miocen, trong đó đã phát hiện 126 thân dầu Theo trạng thái pha, tất cả đều là dầu Theo dạng chứa tự nhiên, đa số thuộc dạng vỉa, bẫy dạng vòm, màn chắn thạch học hoặc kiến tạo Thân dầu chính trong đá móng có dạng khối
Các thân dầu trong trầm tích có trữ lượng nhỏ, chiều cao thay đổi trong khoảng 15-800m Thân dầu móng có chiều cao ước đoán tới 1800m
1.1.3 Phân chia các đới mất dung dịch trong tầng móng mỏ Bạch Hổ
Trang 8 Đới 1-B: độ sâu thẳng đứng 3323-3660m, phân bố ở phía Tây, đặc biệt là Tây Nam của khối phía Bắc Mức độ mất dung dịch chủ yếu là từng phần và nghiêm trọng Tại một vài giếng không có hiện tượng mất dung dịch
Đới 2-B: chiều sâu 3700-3875m, phân bố chủ yếu ở phía Tây Đới này chỉ xảy
ra mất dung dịch từng phần hoặc ở mức độ rò rỉ Tại một vài giếng không có hiện tượng mất dung dịch
Đới 3-B: chiều sâu 3934-4179m, phân bố chủ yếu ở phía Tây Mức độ mất dung dịch chủ yếu là từng phần hoặc rò rỉ, tại một số giếng không bị mất dung dịch Càng hướng về phía Tây Nam thì mức độ mất dung dịch càng nghiêm trọng
Đới 4-B: chiều sâu 4204-4490m, phân bố chủ yếu ở phía Tây Nam với mức độ mất dung dịch nhẹ, chủ yếu là rò rỉ tại một số ít giếng khoan
Trang 9Nhóm 2 5 Lớp KKT-03
Các đới mất
dung dịch
Chiều sâu (m)
Rò rỉ, một phần,
ở một số giếng không mất dung dịch
Rò rỉ, một phần,
ở một số giếng không mất dung dịch
Bảng 1.1: Phân chia các đới mất dung dịch theo độ sâu tại khối phía Bắc
b Khối trung tâm
Có 26 giếng thu thập được dữ liệu đáng tin cậy Chiều sâu thẳng đứng của khoảng mất dung dịch là 3151-4773m, chủ yếu tập trung trong khoảng 3229-4485m Dựa trên dữ liệu thu thập được, người ta chia khối trung tâm ra thành 6 đới mất dung dịch:
Đới 1T: chiều sâu 3151-3393m, chủ yếu ở trung tâm của khối Mức độ mất dung dịch: từng phần, nghiêm trọng
Đới 2T: chiều sâu 3433-3599m, phân bố chủ yếu ở vùng trung tâm khối Mức
độ mất dung dịch: từng phần, nghiêm trọng
Trang 10Các đới mất
dung dịch Chiều sâu (m) Vị trí Số giếng
Các mức độ mất dung dịch
Mất một phần,
rò rỉ, nghiêm trọng
Trang 11Nhóm 2 7 Lớp KKT-03
Bảng 1.2: Phân chia các đới mất dung dịch theo độ sâu tại khối trung tâm
c So sánh khối phía Bắc và khối trung tâm
Mức độ mất dung dịch ở khối trung tâm là nghiêm trọng hơn so với khối phía Bắc Nguyên nhân là do khối phía Bắc chịu biến đổi thứ sinh mạnh hơn khối trung tâm, các khe nứt ở khối phía Bắc thường bị lấp nhét bởi các vật liệu thứ sinh như calcite, zeolite, dẫn tới độ thấm giảm mạnh, khả năng mất dung dịch thấp hơn so với khối trung tâm
Mức độ nứt nẻ phụ thuộc vào thành phần thạch học của móng Ở khối phía Bắc, đất đá ở khu vực phía Tây của khối có tính acid cao hơn nên dễ bị phá vỡ hơn khu vực phía Đông, mức độ nứt nẻ cũng như biến đổi thứ sinh cao hơn hẳn khu vực phía Đông Khu vực phía Đông hầu như không xảy ra hiện tượng mất dung dịch Càng hướng về phía Tây Nam thì mức độ mất dung dịch càng tăng
Ở khối trung tâm, thành phần đất đá chủ yếu là granite, một loại đá acid, nên nó
dễ bị phá vỡ hơn so với đất đá khối phía Bắc Mất dung dịch xảy ra gần như toàn bộ ở khối trung tâm Mức độ mất dung dịch cũng trải rộng từ rò rỉ cho tới mất hoàn toàn dung dịch Càng hướng về vùng trung tâm thì mức độ mất dung dịch càng tăng
Các kết quả nghiên cứu hiện tượng mất dung dịch khoan và đặc trưng của đứt gãy tại tầng móng mỏ Bạch Hổ là tương thích lẫn nhau Qua đó nó thể hiện một mối liên hệ gần giữa mức độ mất dung dịch và tính chất của đứt gãy Do đó nếu ta hiểu được một cách rõ rang đặc tính đứt gãy của khu vực, chúng ta sẽ có khả năng dự đoán được sự phân bố và mức độ mất dung dịch tại từng giếng tương ứng tại khu vực tầng móng mỏ Bạch Hổ nói chung và tại các bể dầu khí nói chung
1.2 Hoạt động khoan tại mỏ Bạch Hổ:
Trước giải phóng miền Nam, ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam, hoạt động TKTD dầu khí được tiến hành bởi những công ty dầu khí nước ngoài như Mobil, Pecten, Union Texas Sau ngày miền Nam giải phóng, công tác TKTD dầu khí bước vào giai đoạn mới, đánh dấu bằng việc thành lập Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam, nay là Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam Công tác TKTD ở thềm lục địa phía Nam được triển khai bởi các công ty AGIP (Italia), Deminex CHLB Đức và
Trang 12Nhóm 2 8 Lớp KKT-03
Bowvalley (Canada) Một bước ngoặt quan trọng của ngành dầu khí Việt Nam là sự ra đời của XNLD VietsovPetro năm 1981 nay là Liên doanh Việt - Nga VietsovPetro Đến năm 1986, dòng dầu công nghiệp đầu tiên được phát hiện từ trầm tích Miocen ở
mỏ Bạch Hổ Hai năm sau (1988), dầu tiếp tục được phát hiện trong đá móng nứt nẻ trước Đệ tam Sự phát hiện này làm thay đổi phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác tại mỏ Bạch Hổ, góp phần tăng nhanh sản lượng khai thác hàng năm đồng thời đưa ra quan điểm địa chất mới trong thăm dò dầu khí ở bể Cửu Long nói riêng và ở thềm lục địa Việt Nam nói chung Theo thống kê của PVN, số lượng giếng được khoan hàng năm tại các bể trầm tích của Việt Nam được trình bày trong hình 2.4 [5] cho thấy số lượng giếng tăng nhanh sau mỗi năm Điều này phản ánh hai khía cạnh: Thứ nhất là hoạt động TKTD dầu khí của Việt Nam ngày càng được đẩy mạnh; Thứ hai là trình độ
kỹ thuật, công nghệ khoan đã có những bước tiến đáng kể, cho phép rút ngắn thời gian khoan, tăng số lượng giếng khoan được Trong số các giếng được khoan: Giếng có chiều dài lớn nhất là giếng 09.2-CNV-6P với 6555m (chiều sâu giếng là 4609m); Giếng có độ dời đáy lớn nhất là giếng 15.1-SD-24P với 4842m (chiều sâu giếng là 3057m, chiều dài giếng là 6350m); Giếng sâu nhất tại mỏ Bạch Hổ là giếng BH-905 với 5009m (chiều dài giếng 5050m)
Mỏ dầu Bạch Hổ được phát hiện vào năm 1975 và được đưa vào khai thác năm
1986 Các thân dầu nằm trong các đá cát sét thuộc lớp phủ trầm tích và trong đá móng nứt nẻ, hang hốc Giếng khoan đầu tiên phát hiện tại mỏ Bạch Hổ là ВН- 1, do công ty Mobil khoan vào năm 1975 trên phần vòm của cấu tạo được phát hiện theo kết quả thăm dò địa chấn 2D Khi thử vỉa, dòng dầu thu được từ cát kết thuộc Miocen hạ Các công việc tiếp theo được thực hiện vào năm 1983, sau khi XNLD Vietsovpetro thành lập, đã đưa đến việc phát hiện các thân dầu lớn trong trầm tích Oligocen năm 1985, trong đá móng năm 1986 Ở thời kỳ đầu (1983-1987) đối tượng thăm dò chính là các tầng Miocen hạ và Oligocen, sau năm 1987 là đá móng
Thời gian bắt đầu đưa các thân dầu mỏ Bạch Hổ vào khai thác như sau: Miocen dưới: từ ngày 26/06/1986 (giếng BH-1); Oligocen trên: từ ngày 25/11/1987 (giếng BH-700); Oligocen dưới: từ ngày 13/05/1987 (giếng BH-14); tầng móng: từ ngày 06/09/1988 (giếng BH-1)
Trang 13Nhóm 2 9 Lớp KKT-03
1.3 Quỹ đạo và cấu trúc giếng
1.3.1 Quỹ đạo giếng
Do đặc thù các mỏ dầu khí của Việt Nam đều nằm ngoài khơi, nên để giảm giá thành thi công xây lắp, hầu hết các giếng khoan thăm dò hay khai thác đều là giếng định hướng Từ vị trí mỗi giàn có thể có từ 6-16 giếng Các giếng ở mỏ Bạch Hổ được thiết kế theo 2 dạng chủ yếu: dạng 3 đoạn (hình ) và dạng 5 đoạn (hình ) Dạng 3 đoạn được thiết kế để khai thác dầu trong Miocen hạ hoặc Oligocen, còn dạng 5 đoạn được
áp dụng để khai thác dầu trong Oligocen và đặc biệt là đá móng Trước đây dạng quỹ đạo (c) ít được áp dụng do hạn chế về mặt kỹ thuật và thiết bị, nhưng ngày nay dạng quỹ đạo giếng này được xem như chiến lược phát triển của PVN để tiếp cận các vỉa dầu trong thân móng, vì nó cho phép tăng chiều dài và diện tích tiếp xúc của thân giếng với vỉa sản phẩm và cắt qua nhiều hệ thống khe nứt
Hình 1 4 Quỹ đạo giếng tại mỏ Bạch Hổ
Trang 14Nhóm 2 10 Lớp KKT-03
Ống khai thác 194mm (75/8") hoặc 178mm (7")
Hình 1 5 Cấu trúc giếng điển hình của đối tượng đá móng bể trầm tích Cửu Long
Đối với các giếng khai thác dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng, phần thân giếng trong đá móng thường được để dạng thân trần Các cột ống trung gian 245mm thường được thả đến nóc tầng móng Tùy thuộc vào vị trí các giếng trong mỏ, dùng choòng 215,9mm hoặc 165,1mm để khoan đoạn thân giếng còn lại
1.4 Độ dời đáy và tỉ lệ cong xiên
Theo tỷ lệ, giếng khoan định hướng ở thềm lục địa Nam Việt Nam chiếm trên 90% tổng số giếng được khoan Góc nghiêng của giếng nằm trong khoảng 300 đến 600,
cá biệt có những giếng đạt góc nghiêng tới 800
Độ dời đáy chính là khoảng cách giữa miệng và đáy giếng theo phương ngang Cùng với sự phát triển của kỹ thuật, công nghệ khoan, độ dời đáy của giếng ngày càng gia tăng, điều này cho phép giảm chi phí xây lắp
Khái niệm độ dời đáy lớn mang tính tương đối, phụ thuộc vào kỹ thuật và công nghệ thi công và phụ thuộc vào từng giai đoạn phát triển của từng đơn vị sản xuất Độ dời đáy của các giếng ở thềm lục địa Nam Việt Nam phổ biến nhỏ hơn 2500m, nên theo tác giả các giếng có độ dời đáy lớn hơn 1000m được xem là có độ dời đáy lớn
Trang 15để thay thế các thành phần dụng cụ bị hư hỏng Theo đánh giá, thời gian kéo thả trong những giếng có chiều dài lớn có thể còn lớn hơn tuổi thọ của choòng
1.5 Một số đặc điểm thi công ở mỏ Bạch Hổ
Các loại choòng được sử dụng ở mỏ Bạch Hổ bao gồm choòng ba chóp xoay và choòng kim cương thuộc nhiều chủng loại khác nhau của các hãng Hughes, Reed, Smith, Security, Varel, HTC, Hycalog, British Bits với các kiểu, loại phù hợp với từng loại đất đá bao gồm: choòng ba chóp xoay dạng răng phay để khoan đất đá từ mềm đến cứng, nửa mài mòn hoặc mài mòn, choòng hợp kim (insert bit) cho đất đá từ trung bình đến rất cứng và mài mòn cao, hoặc choòng PDC, choòng kim cương
Các thông số CĐK đã áp dụng cho các đường kính choòng khác nhau được trình bày trong bảng 1.3
Các hệ dung dịch đã được sử dụng cho từng đối tượng địa chất bao gồm:
Hệ dung dịch độ nhớt cao (Hi-Vis)
Hệ dung dịch nước biển/CMC/Bentonite
Hệ dung dịch Gel/KCl/PHPA
Hệ dung dịch KCl/PHPA/Polymer
Hệ dung dịch Glycol/KCl/PHPA
Hệ dung dịch gốc dầu tổng hợp
Trang 17Về mặt lý thuyết, mất dung dịch có thể chia thành hai loại sau:
Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực
Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực
2.1.1 Mất dung dịch do hiện tƣợng xâm thực
Hiện tượng này xảy ra khi có sự chênh lệch áp suất từ giếng vào vỉa (chênh áp dương) đủ lớn để phá vỡ mối liên kết nội tại sẵn có trong vỉa
Trang 18Nhóm 2 14 Lớp KKT-03
Hình 2 1 Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực – nguồn: Baker Hughes INTEQ
Hiện tượng mất dung dịch do xâm thực chỉ xảy ra khi khoan vào những thành
hệ hang hốc nứt nẻ hoặc những thành hệ yếu không bền vững hoặc những thành hệ mà
áp suất đã bị suy giảm do quá trình khai thác như thành hệ Carbonate, thành hệ tro núi lửa … với các đặc điểm sau:
Trong những thành hệ yếu, không bền vững thông thường có độ thấm cao Cho phép dung dịch xâm nhập vào thành hệ làm giảm liên kết của các hạt đá Các thành hệ này thường là những vỉa cát xuất hiện ở những tầng nông, những vỉa sỏi cuội Carbonate ám tiêu san hô Mất dung dịch trong các trường hợp này có thể gây ra các phức tạp như mất dung dịch toàn phần, sập nở thành giếng gây ra kẹt cần khoan…
Với những thành hệ suy giảm áp suất (thường là vỉa cát) Áp suất bị suy giảm xuống dưới mức trung bình ở các vỉa đang khai thác trong cùng mỏ hoặc
Trang 19Nhóm 2 15 Lớp KKT-03
những mỏ lân cận, gây ra hiện tượng dãn nở của các chất lưu trong thành hệ Trong trường hợp này, trọng lượng riêng dung dịch cần thiết để khống chế các thành hệ thường quá cao khi khoan qua những vỉa bị suy giảm áp suất thấp Mất dung dịch trong những trường hợp này có thể dẫn tới các phức tạp như mất dung dịch toàn phần, kẹt cần khoan…
Đối với những thành hệ hang hốc nứt nẻ thường là những vỉa Carbonate, đá núi lửa áp suất thấp Những thành hệ này được tạo ra bởi dòng chảy liên tục của chất lưu (dòng nước ngầm), làm phân rã phân khối đá trong thành hệ tạo
ra những hang hốc dạng castơ, sau đó được nấp đầy bởi chất lỏng Khi khoan vào những thành hệ gặp hang hốc cột cần khoan sẽ rơi tự do qua những khoảng trống và dung dịch sẽ mất nhanh chóng vào các hang hốc đó
Mất dung dịch vào những thành hệ nứt nẻ tự nhiên hoặc được hình thành hay
mở rộng do quá trình thủy động lực Nứt nẻ tự nhiên tồn tại trong rất nhiều trường hợp
có thể xuất hiện dưới điều kiện áp suất không cân bằng Mất dung dịch có thể xuất hiện trong trường hợp khoan vào đứt gãy địa chất không kín…
Tùy theo tốc độ mất dung dịch vào vỉa và khả năng xử lý trong quá trình thi công mà có thể được phân loại mức độ mất tuần hoàn dung dịch sơ bộ như sau:
Mất dung dịch nhẹ: Hiện tượng mất dung dịch rò rỉ xảy ra trong những thành
hệ được cấu tạo bởi những hạt thô có độ thấm từ trung bình đến cao Tốc độ mất dung dịch trong trường hợp này thường nhỏ hơn 2m3/giờ Đôi khi có thể nhầm lẫn với sự tổn hao dung dịch xảy ra trên bề mặt
Mất dung dịch từng phần : Hiện tượng mất dung dịch từng phần xảy ra trong những thành hệ được cấu tạo bởi những hạt thô, sỏi cuội có độ thẩm thấu cao hay trong những thành hệ nứt nẻ tự nhiên nhỏ Tốc độ mất dung dịch trong trường hợp này trên 25m3/giờ hoặc toàn phần không có dòng trở về ( mất tuần hoàn)
2.1.2 Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực
Hiện tượng này xảy ra khi áp lực do cột dung dịch khoan tạo ra lớn hơn giá trị
áp lực gây vỡ vỉa Các nứt nẻ được tạo ra hoặc được mở rộng do sự mất cân bằng áp
Trang 20Nhóm 2 16 Lớp KKT-03
suất sẽ khó hoặc không trở lại trạng thái tự nhiên ban đầu của nó Trong trường hợp này hiện tượng mất dung dịch có thể vẫn tồn tại mặc dù áp suất giảm đi sau đó
Hình 2 2 Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực – nguồn: Baker Hughes INTEQ
Mất dụng dịch được tạo ra bởi sự chênh lệch áp suất trong quá trình thi công thường do hai nguyên nhân sau:
Cấu trúc giếng khoan không hợp lý Nếu một cột ống chống trung gian nào đó được chống trên vùng chuyển tiếp từ đới áp suất trung bình sang đới áp suất cao,thì việc yêu cầu sử dụng dung dịch có trong lượng riêng để cân bằng với đới áp suất cao sẽ tạo ra hiện tượng vỡ vỉa tại chân ống chống trong vùng đới
có áp suất thấp hơn và dung dịch sẽ bị mất vào vùng này
Áp suất đáy giếng cao Các nguyên nhân làm tăng áp suất đáy giếng có thể do các tác động cơ học, điều kiện thành giếng khoan hoặc đặc tính của dung dịch
Trang 21Nhóm 2 17 Lớp KKT-03
Tác động cơ học có thể là do: chế độ thủy lực không hợp lý, tốc độ kéo thả cột cần khoan quá nhanh gây ra hiện tượng piston Tốc độ khoan quá nhanh làm tăng hàm lượng mùn khoan trong dung dịch trong khi chế độ thủy lực không hợp lý sẽ dẫn tới tăng trọng lượng riêng dung dịch tuần hoàn hoàn tương đương ECD, làm tăng áp lực động hoặc do sự va đập của cần khoan
Nguyên nhân do điều kiện thành giếng khoan :Trong quá trình khoan vào thành
hệ sét không ổn định ( sét chảy),sét sẽ phân tán nhanh vào dung dịch làm gia tăng hàm lượng chất rắn trong dung dịch,dẫn đến tăng trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương.Sự tích tụ của mùn khoan tại khu vực giếng khoan bị xói lở cũng làm tăng trọng lượng riêng dung dịch quá gới hạn cho phép Gây ra hiện tượng vỡ vỉa Trong những giếng khoan xiên, mùn khoan không được vận chuyển lên bề mặt kịp thời sẽ đọng ở phía thấp của giếng khoan xiên và dần dần làm tăng trọng lượng riêng dung dịch
Các nguyên nhân do đặc tính của dung dịch khoan như độ nhớt và độ bền gel quá lớn,hàm lượng chất rắn trong dung dịch, trọng lượng riêng trong dung dịch, sự lắng đọng của Barite là nhũng yếu tố sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến sự tăng áp suất tại đáy giếng khoan
Ngoài ra, thông số góc nghiêng giếng khoan “hole angle” cũng được xem xét đến như một nhân tố quyết định đến độ ổn định của thành giếng khoan Nếu mà góc nghiêng của giếng tăng, thì khoảng chênh lệch áp suất do tỉ trọng dung dịch tạo ra tối thiểu để giữ thành hệ ổn định và tỉ trọng dung dịch để tạo ra các nứt nẻ sẽ suy giảm Hiện tượng này được mô tả trong hình 2.3 Do đó việc kiểm soát ECD nằm trong vùng chênh lệch áp suất đó là vô cùng cần thiết nhằm giữ thành hệ ổn định
Trang 22Nhóm 2 18 Lớp KKT-03
Hình 2 3 Đồ thị biểu diễn mối liên hệ giữa tính ổn định của thành hệ và góc
nghiêng của giếng
2.1.3 Phân loại các mức độ mất dung dịch
Việc phân loại các cấp độ mất dung dịch dựa trên cơ sở sự sụt giảm của lưu lượng là cần thiết không chỉ giúp lựa chọn được biện pháp xử lý nhanh chong cho từng cấp độ mà còn giúp tính toán chính xác thể tích cần thiết để bù đắp Nhiều biện pháp
xử lý sự cố mất dung dịch được áp dụng nhưng thất bại đa phần là do không xác định chính xác mức độ mất dung dịch để tính toán cụ thể lưu lượng chất xử lý cần thiết để bơm Trong nền công nghiệp dầu khí có rất nhiều tiêu chuẩn phân loại các mức độ mất dung dịch, trong đó có các loại chính sau đây được cho trong bảng 2.1
Tốc độ mất dung dịch
(bbl/giờ) Mức độ mất dung dịch Loại thành hệ thường gặp phải
<25 Rò rỉ Cát có độ thấm, độ rỗng tốt 25-100 Một phần Cát hạt thô
>100 Nghiêm trọng Nứt nẻ, đứt gãy, hang hốc
>500 Hoàn toàn Hang hốc, đứt gãy lớn, ám tiêu
Bảng 2.1: Phân loại các cấp độ mất dung dịch
2.2 Hiện tượng lưu thể vỉa xâm nhập vào giếng khoan
Nếu tốc độ mất dung dịch vào vỉa sản phẩm lớn hơn lưu lượng bơm dung dịch vào trong giếng khoan Sẽ làm cho chiều cao của cột dung dịch trong giếng khoan
Trang 23Nhóm 2 19 Lớp KKT-03
giảm dần, dẫn đến áp suất thuỷ tĩnh giảm và làm cho khí xâm nhập vào trong giếng khoan,hoà trộn với chất lỏng trong giếng khoan làm cho trọng lượng riêng của dung dịch bị giảm đi và đến một tới hạn nào đấy sẽ làm cho cột áp suất tạo bởi dung dịch khoan thấp hơn áp suất của vỉa và đi kèm theo giếng khoan bị phun trào
2.3 Hiện tƣợng sập lở thành giếng khoan
Như đã trình bày ở trên Sau khi giếng khoan bị mất dung dịch hoàn toàn,cột áp suất của dung dịch giảm đi và đến một tới hạn nào đó thấp hơn áp suất vỉa, dẫn đến lưu thể vỉa xâm nhập Đồng thời cũng kéo theo hiện tượng sập lở thành giếng khoan,do cột áp suất thuỷ tĩnh của dung dịch không đủ lớn để khống chế thành giếng khoan
2.4 Hiện tƣợng tích tụ mùn khoan
Rất khó để đánh giá sự thành công của việc làm sạch giếng khoan khi trong quá trình khoan xảy ra hiện tượng mất dung dịch từng phần hay mất dung dịch hoàn toàn Số lượng mùn khoan được vận chuyển lên bề mặt không được nhiều dẫn đến sự tích
tụ mùn khoan ở đáy giếng khoan Trong khoan định hướng,mùn khoan có thể bị tích tụ
và chất đống lại ở đáy giếng khoan Tuy vậy, từ thực tế thi công khoan cho thấy khối lượng mùn khoan nằm ở đáy giếng khoan là rất ít bởi vì nó đã chui phần lớn vào các khe nứt nẻ Bên cạnh vật liệu chống mất dung dịch (LCM) thì đây là tác nhân chính gây ra sự nhiễm bẩn vỉa Tuy nhiên, không có hoá chất nào có thể hoà tan hay di chuyển được lượng mùn khoan nằm trong các khe nứt này
Trang 24Nhóm 2 20 Lớp KKT-03
PHẦN III : CÔNG NGHỆ KHOAN VÀ CÁC GIẢI PHÁP CHỐNG MẤT
DUNG DỊCH ĐÃ VÀ ĐANG ÁP DỤNG TẠI MỎ BẠCH HỔ
Do tính chất thạch học của tầng móng mỏ Bạch Hổ là đới phong hóa nứt nẻ và gradient áp suất thấp 0.7-0.9 SG nên thường dẫn đến mất dung dịch trầm trọng khi khoan qua tầng sản phẩm Các vấn đề khác như kick, khả năng làm sạch mùn khoan kém, momen xoắn tăng làm đứt gãy cần khoan, kẹt cần khoan, giảm tải trọng chiều trục lên chòong khoan…là các vấn đề gây ra bởi hiện tượng mất dung dịch
Do đó việc lựa chọn những hệ dung dịch khoan khác nhau cho phù hợp với điều kiện thực tế khi khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm cả về chỉ tiêu kinh tế,
kỹ thuật là những ưu tiên cần thiết Mục đích là giảm thiểu sự nhiễm bẩn của vỉa sản phẩm, thi công an toàn và tiết kiệm thời gian khi khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng
có dị thường áp suất âm
Hiện nay có nhiều hệ dung dịch khoan khác có thể dùng để khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm,nhưng hiện nay vì điều kiện kinh tế kỹ thuật
mà Vietsovpetro thường áp dung rộng rãi là dung dịch GEL/CMC,và các hệ dung dịch muối như NaCl,CaCl2,KCl Chúng là những hệ dung dịch rẻ, rễ kiếm và đảm bảo được việc xử lý mất dung dịch ở tốc độ mất dưới 16m3/giờ
Đối với tầng móng có dị thường áp suất âm có tốc độ mất dung dịch lớn không
có loại dung dịch nào kiểm soát được, xí nghiệp liên doanh cho phép khoan bằng nước biển được bơm bên trong cột cần khoan trong khi khoan, đồng thời bơm nước biển vào khoảng không vành xuyến,đảm bảo áp suất trong khoảng không vành xuyến luôn luôn lớn hơn áp suất của vỉa Đi cùng với việc sử dụng các hệ dung dịch trên là các công nghệ khoan đáp ứng các điều kiện xử lý thực tế khi khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm là xử lý mất dung dịch khi tiến hành khoan vào vỉa sản phẩm
3.1 Hệ dung dịch sét Gel/CMC
Tầng nóc của móng là nơi tập trung các mũ khí với độ dày 50-100m, hệ dung dịch sét khống chế khí tốt hơn so với dung dịch muối nên sẽ được lựa chọn là dung dịch khoan từ nóc móng xuống hết chiều dày của tập khí Trong thực tế tại
Trang 25Nhóm 2 21 Lớp KKT-03
Vietsovpetro, sau khi khoan hết một choòng khoan đầu tiên của cấp đường kính 1/2’’ (khi khoan vào trong móng), dung dịch sét sẽ được thay thế hoàn toàn bằng dung dịch muối
8-Thành phần hệ dung
dịch Chức năng Nồng độ
Soda Ash Điều chỉnh độ cứng 1,45 kg/m3
Caustic Soda Điều chỉnh độ PH 1,45 kg/m3
Bentonite Tạo cấu trúc, tăng độ
Bảng 3.1: Đơn pha chế hệ dung dịch Gel/CMC
3.1.1 Ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch
a Duy trì tính chất của dung dịch khoan
Biện pháp:
Duy trì độ bền gel, điểm chảy tỏa và độ nhớt ở mức thấp nhất mà vẫn đảm bảo làm sạch giếng khoan hiệu quả Vì độ nhớt cao sẽ làm tăng ECD Cụ thể, phải duy trì hàm lượng sét và pha rắn ở mức thấp
Khống chế việc tạo vỏ mùn quá dày làm phát sinh lực ma sát trong quá trình kéo thả bộ khoan cụ gây ra tăng áp suất động của cột dung dịch
Duy trì tỉ trọng của dung dịch ở mức thấp nhất cho phép
Kiểm soát nồng độ pha rắn trong dung dịch
b Giữ ECD ở mức thấp
ECD (Equivalent Circulating Density) được tính bằng công thức sau:
Với:
APL (Annular Pressure Loss), psi
TVD, ft