Công nghệ khoan dầu khí bài giảng điện tử

Phân loại™ Cụ thể hơn, áp suất vỉa dị thường còn được phân thành: ƒ Áp suất vỉa dị thường dương abnormal formation pressure: − Là áp suất vỉa khi có giá trị lớn hơn nhiều so với áp su

BÀI GIẢNG ĐIỆN TỬ

CÔNG NGHỆ KHOAN DẦU KHÍ

Tác giả : ThS Đỗ Quang Khánh

GIỚI THIỆU

Tác giả : ThS Đỗ Quang Khánh

™ Ngành: Khoan và khai thác dầu khí

™ Môn học trước: Cơ sở khoan và khai thác dầu khí

™ Cán bộ giảng dạy: ThS Đỗ Quang Khánh

Thông tin chung

™ Môn học cung cấp cho sinh viên những kiến thức cơ bản về công nghệ và kỹ thuật khoan dầu khí, bao gồm: cơ sở lý thuyết, các khái niệm cơ bản về thủy lực và áp suất, tính toán thiết kế giếng, thiết bị và dụng cụ khoan, qui trình kỹ thuật và công nghệ khoan, đo đạc các thông số trong quá trình khoan, dung dịch khoan và dung dịch hoàn thiện giếng khoan, xử lý sự cố.

Nội dung môn học

™ Kiểm tra thường kỳ (10%), giữa kỳ (20%), và cuối

Hình thức đánh giá môn học

Tài liệu tham khảo chính

™ Kỹ thuật khoan dầu khí

Lê Phước Hảo (dịch), NXB Giáo dục, 1995

™ Cơ sở khoan và khai thác dầu khí

Lê Phước Hảo, NXB Đại học Quốc gia Tp HCM, 2005.

™ Cẩm nang kỹ sư công nghê khoan các giếng sau A.G Klalinin, R.A Grandzumian, A.G Messer,

Tài liệu tham khảo chính

™ Primer of Oilwell Drilling

Ron Baker, Petroleum Extension Service, University of Texas as Austin, Texas, 1997.

™ Applied Drilling Engineering

Adam T Bourgoyne Jr., Martin E Chenevert, Keith K Millheim and F.S Young Jr., Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, 1991.

™ Petroleum Engineering Handbook, Brandley, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, USA, 1992.

Các chủ đề chính

KHOAN

BÀI GIẢNG ĐIỆN TỬ

CÔNG NGHỆ KHOAN DẦU KHÍ

Tác giả : ThS Đỗ Quang Khánh

ÁP SUẤT VỈA - VỠ VỈA

ƒ Các cơ chế hình thành áp suất vỉa dị thường.

ƒ Các phương pháp tính áp suất vỉa.

™ Áp suất vỡ vỉa

ƒ Khái niệm

ƒ Các phương pháp đánh giá áp suất vỡ vỉa

GIỚI THIỆU

™ Áp suất vỉa pfp (Formation Pore Pressure): áp suất của dòng chất lưu trong không gian lỗ không của vỉa chảy từ thành hệ vào giếng khoan

™ Áp suất vỡ vỉa pff (Formation Fracture Pressure): áp suất suất giếng lớn nhất mà thành hệ có thể chịu đựng được mà không gây nên phá huỷ

⇒ 02 thông số cực kỳ quan trọng trong việc tính toán và thiết kế khi tiến hành khoan ⇒ Khảo sát sự thay đổi của hai thông số pfp = F(D) và pff = F(D) theo độ sâu D

™ Khi khoan các giếng sâu để đảm bảo an toàn đòi hỏi áp suất giếng

pw tại bất kỳ độ sâu nào cũng phải lớn hơn áp suất vỉa pfp và nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa pff

™ Áp suất giếng khoan và áp suất thành hệ (Wellbore and Formation Pressure)

ÁP SUẤT VỈA

(tham khảo chính chương 6 Applied Drilling

Engineering)

Khái niệm

™ Áp suất vỉa pfp là áp suất của dòng chất lưu chứa

trong không gian các lổ rỗng chảy từ thành hệ vào giếng khoan.

™ Áp suất vỉa pfp thường được tính thông qua

gradient áp suất vỉa (dp/dD) là tỷ số của áp suất vỉa và độ sâu (psi/ft).

ƒ Hình 1:

− Sự phân bố thông thường của áp suất chất lưu dưới bề mặt trpog

các tầng trầm tích châu thổ nông:

Phân loại (tt)

™ Hình 1:

ƒ Sự phân bố thông thường của áp suất chất lưu dưới bề mặt trong các tầng trầm tích châu thổ nông

⇒ pabnor.f ≠ 0.052×ρ×D + po

Phân loại

™ Cụ thể hơn, áp suất vỉa dị thường còn được phân thành:

ƒ Áp suất vỉa dị thường dương (abnormal formation

pressure):

− Là áp suất vỉa khi có giá trị lớn hơn nhiều so với áp suất thủy tĩnh lý thuyết của dòng chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước một cách bất thường:

⇒ psub.f << 0.052 x ρ x D + po

ÁP SUẤT VỈA DỊ THƯỜNG

CƠ CHẾ HÌNH THÀNH

(tham khảo chính chương 6 Applied Drilling Engineering)

Ảnh hưởng của sự nén chặt

ƒ Φ: độ rỗng trung bình được xác định từ:

và thường tuân theo quan hệ hàm mũ:

có phương đường thẳng trên đồ thị bán logarit (semilog)

ƒ Trong trường hợp ngoài khơi nó bao gồm hai thành phần:

−Từ bề mặt đến đáy biển: nước biển có tỷ trọng ρsw = 8,5 lbm/gal

b g

ρ ρ

s

D K

e .

0 −Φ

=Φ

g g

sw

0

0 .

ρ ρ

ρ ρ

σ

áp suất vỉa bình thường chỉ có thể được duy trì nếu tồn tại đoạn đường thấm được đủ cho nước trong thành hệ thoát ra

dễ dàng

ƒ Để minh họa nguyên lý này, ta

xem mô hình (trên hình 2).

Hình 2. Mô hình sự nén chặt trầm tích một chiều

Ảnh hưởng của sự nén chặt

™ Mô tả

ƒ Trong mô hình trên, các hạt đất đá được biểu diễn bằng các piston tiếp xúc với một piston khác qua các lò xo chịu nén Nước nguyên sinh điền đầy không gian giữa các piston, có một đoạn đường dòng chảy tự nhiên đến bề mặt Tuy nhiên, đoạn đường này có thể bị cản trở (được biểu diễn bằng việc đóng van trong mô hình) Các piston chịu tải trọng do trọng lượng của lớp phủ bên trên hay tải trọng địa tĩnh σob tại độ sâu chôn vùi cho trước Cản trở lại tải trọng này là do:

− Ứng suất mạng tại mối tiếp xúc hạt với hạt theo phương thẳng đứng σz, và:

Ảnh hưởng của sự nén chặt

− Khi nào mà nước trong lỗ rỗng còn có thể thoát ra nhanh như tốc

độ nén chặt tự nhiên thì áp suất lỗ rỗng vẫn giữ là áp suất thủy tĩnh Ứng suất mạng vẫn tiếp tục tăng khi các piston chuyển động lại gần nhau hơn cho đến khi ứng suất của lớp phủ bên trên được cân bằng Tuy nhiên, nếu đoạn dòng chảy của nước bị bít lại hoặc bị cản trở mạnh thì ứng suất của lớp phủ bên trên tăng sẽ dẫn đến sự tăng áp suất của nước trong lỗ rỗng lớn hơn

áp suất thủy tĩnh Thể tích lỗ rỗng cũng sẽ vẫn lớn hơn bình thường đối với độ sâu chôn vùi cho trước Sự giảm độ thấm tự nhiên qua sự nén chặt của các trầm tích hạt mịn như đá phiến hay evaporit có thể tạo ra một nút bít kín cho phép tạo thành áp suất vỉa dị thường

Ảnh hưởng của sự nén chặt

− Ứng suất của lớp phủ bên trên theo phương thẳng đứng là kết quả của tải trọng địa tĩnh tại độ sâu của tầng trầm tích Ds đối với các trầm tích có tỷ trọng khối trung bình ρb được cho bởi:

φ ρ + φ

− ρ

ob gdD

Ảnh hưởng của sự nén chặt

Hình 3: Đường cong tỷ trọng khối hỗn hợp từ dữ liệu đo carota tỷ trọng ở khu vực bờ vịnh Hoa kỳ

Ảnh hưởng của sự nén chặt

Hình 4: Đường phương

độ rỗng trung bình tính được ở khu vực bờ vịnh Hoa kỳ

1,95 2,02 2,06 2,11 2,16 2,19 2,24 2,27 2,29 2,33 2,35 2,37 2,38 2,40 2,41 2,43 2,44 2,45 2,46 2,47 2,48

0,43 0,38 0,35 0,32 0,29 0,27 0,24 0,22 0,20 0,18 0,16 0,15 0,14 0,13 0,12 0,11 0,10 0,098 0,092 0,085 0,079

Ảnh hưởng của sự nén chặt

ƒ Thí dụ 1:

− Xác định giá trị độ rỗng tại bề mặt φ0 và hệ số độ dốc của độ rỗng

K đối với khu vực bờ vịnh U.S Sử dụng dữ liệu tỷ trọng khối trên

hình 3, tỷ trọng trung bình của hạt là 2,60g/cm3 và tỷ trọng trung bình của chất lưu trong lỗ rỗng là1,074 g/cm3

ƒ Lời giải:

− Các tính toán độ rỗng được nêu trong bảng 1 Tỷ trọng khối được ghi ở cột (2) được đọc từ hình 3 tại độ sâu cho ở cột (1)

Các giá trị độ rỗng ở cột (3) được tính theo phương trình 6.3b với

tỷ trọng trung bình của hạt là 2,6g/cm3 và tỷ trọng của chất lưu là 1,074 g/cm3 là:

60 , 2 60

Ảnh hưởng của sự nén chặt

− Các độ rỗng tính toán được vẽ trên hình H6.4 Độ rỗng tại bề mặt

φ0 là 0,41 được hiển thị trên đường phương của độ rỗng tại độ sâu bằng không Độ rỗng 0,075 được đọc từ đường phương tại độ sâu 20000ft Do vậy, hệ số độ dốc của độ rỗng là:

và độ rỗng trung bình có thể được tính là:

1 s

0

ft 000085 ,

0 2000

) 075 , 0

41 , 0 ln(

0e 41 ,

= φ

Ảnh hưởng của sự nén chặt

™ Ứng suất của lớp phủ bên trên theo phương thẳng đứng là kết quả của tải trọng địa tĩnh được tính một cách dễ dàng tại bất kỳ độ sâu nào khi tìm được một biểu thức thuận tiện đối với sự thay đổi độ rỗng trung bình của trầm tích theo độ sâu Thay phương trình 6.3a vào phương trình 6.2 ta có:

∫ ρ − φ + ρ φ

= σ

D

0

fl g

Ảnh hưởng của sự nén chặt

™ Tại giàn khoan, PT 6.5 phải được lấy tích phân 2 thành phần Từ bề mặt đến đáy biển, tỷ trọng nước biển ρsw = 8,5 lbm/gal và độ rỗng = 1,0 Từ đường đáy biển (mudline) đến

độ sâu khảo sát thì tỷ trọng chất lưu được giả thiết là bằng

tỷ trọng danh định của chất lưu trong thành hệ (the normal formation fluid density) ở khu vực và độ rỗng có thể được

tính bằng phương trình 6.4 Do vậy, phương trình 6.5 trở

D

w D

s

KD 0

fl g

g sw

) e

1

( K

g

( gD

s g w

sw

σ

Ảnh hưởng của sự nén chặt

™ Thí dụ 3:

ƒ Tính ứng suất của lớp phủ bên trên theo phương thẳng đứng

do tải trọng địa tĩnh ở gần bờ vịnh Mexico tại độ sâu 10000ft

Sử dụng mối quan hệ độ rỗng đã xác định trong thí dụ 2.

™ Lời giải:

ƒ Ứng suất của lớp phủ bên trên theo phương thẳng đứng do tải trọng địa tĩnh gây ra có thể được tính bằng phương trình 6.6 với độ sâu mực nước bằng không

ƒ Tỷ trọng hạt, độ rỗng tại bề mặt và hệ số độ dốc của độ rỗng

được xác định trong thí dụ 2 lần lượt là 2,60 g/cm3, 0,41 và 0.000085ft-1

ƒ Như trong bảng 1 đối với khu vực bờ vịnh tỷ trọng danh nghĩa

của chất lưu trong lỗ hổng là 1,074 g/cm3

Ảnh hưởng của sự nén chặt

ƒ Chuyển đổi đơn vị tỷ trọng thành lbf/gal bằng hằng số qui đổi 0,052 để chuyển ρg thành psi/ft và đưa các giá trị này vào phương trình 6.6, ta có:

Ảnh hưởng của sự nén chặt

Hình 5: Thí dụ về ứng suất nén dưới tải trọng địa tĩnh dư (Example

of compressive stress in excess of geostatic load)

Ảnh hưởng của quá trình tạo trầm tích

(Diagenetic Effects)

™ Quá trình tạo trầm tích:

ƒ Là một khái niệm liên quan đến sự biến đổi hoá học của các khoáng vật đá bởi các quá trình địa chất Đá phiến và carbonate trãi qua các sự thay đổi về cấu trúc tinh thể góp phần tạo nên áp suất dị thường

ƒ Một thí dụ thông dụng là sự biến đổi của sét montmorillonite thành các sét illite, chlorite và kaolinite trong khi nén chặt có mặt của ion kali.

ƒ Nước trong các tầng trầm tích sét là gồm cả nước tự do trong

lỗ rỗng lẫn nước hydrat hóa được giữ chặt hơn trong cấu trúc

lớp ngoài của đá phiến (Hình 6)

Ảnh hưởng của quá trình tạo trầm tích

™ Hình 6 Quá trình thành tạo sét từ montmorillonite thành illite

a Montmorillonite

trước thành tạo

b Sự mất nước trong lổ rỗng và giữa các lớp

c Sự biến mất của

lớp nước cuối

cùng giữa các lớp

biến đổi montmorillonite

thành illite

d Giai đoạn cuối cùng của sự nén

chặt

Ảnh hưởng của quá trình tạo trầm tích

™ Giải thích sự thành tạo illinite từ sét montmorillonite:

ƒ Trước tiên, nước trong lỗ rỗng bị mất đi khi nén chặt các lớp sét montmorillonite; nước trong cấu trúc ở lớp bên trong đá phiến

có chiều hướng được giữ lại lâu hơn Khi đạt tới độ sâu chôn vùi (ở nhiệt độ 200 – 3000F), montmorillonite bị khử nước thoát

ra khỏi các lớp xen kẽ cuối và trở thành illite

ƒ Nước hydrat hoá trong các lớp xen kẽ cuối có tỷ trọng lớn hơn đáng kể so với nước tự do, và do vậy nó trãi qua sự tăng thể tích khi bị giải hấp và trở thành nước tự do

ƒ Khi độ thấm các tầng trầm tích phủ bên trên đủ́ thấp thì nước thoát ra khỏi lớp xen kẻ cuối, có thể đưa đến kết quả hình thành

áp suất dị thường Nước cuối cùng ở trong lớp xen kẻ được thoát ra tương đối tự do kết hợp muối bị hòa tan Đó là ý tưởng

để giải thích nước ngọt đôi khi được tìm thấy tại độ sâu trong các thành hệ chịu áp suất dị thường

Ảnh hưởng của quá trình tạo trầm tích

ƒ Ái lực đối với nước ngọt được minh họa bởi sét montmorillonite được xem là làm cho các thành hệ đá phiến hoạt động theo một cách nào đó, tương tự với một màng bán thấm hay một sàng ion cục bộ

ƒ Có những sự tương đồng giữa áp suất thẩm thấu.

ƒ Hình thành bởi màng bán thấm và áp suất hấp phụ (hình thành bởi sét hay đá phiến

ƒ Chuyển động của nước qua đá phiến có thể được điều khiển bởi:

− Chênh lệch các thế hoá học do gradient độ mặn.

− Chênh lệch giữa khả năng thấm của dòng do gradient áp suất gây nên.

Ảnh hưởng của quá trình tạo trầm tích

™ Đối với những áp suất dị thường hiện tại thì phải có sự hiện diện của một áp suất của đá chắn che phủ (an overlying pressure seal) Trong một số trường hợp, một vùng tương đối mỏng của mũ đá đặc (a relatively thin section of debse caprock) xuất hiện tạo thành một thể

kín Hình 7 minh họa cơ chế được giả thuyết mà ở đó thành hệ đá

phiến hoạt động như một sàng ion cục bộ tạo thành một mũ đá như vậy

Hình 7 : Cơ chế xảy ra đối với thành hệ chịu nút bít kín áp suất

trên vùng áp suất dị thường

Ảnh hưởng của tỷ trọng chênh lệch Differential Density Effects

™ Khi chất lưu trong lỗ rỗng có ở bất kỳ cấu trúc thành hệ không nằm ngang nào cũng có tỷ trọng kém hơn nhiều so với tỷ trọng danh nghĩa của chất lưu trong lỗ rỗng ở khu vực, ta có thể gặp phải các áp suất dị thường trong các đoạn đầu dốc cắm của cấu trúc

™ Người ta thường gặp phải tình trạng này khi khoan một mỏ khí có góc cắm đáng kể Do hư hỏng dự đoán từ mối hiểm họa tiềm tàng này, sự tự phun thường hay xảy ra tại các vùng cát chứa khí được khoan trước đó ở các giếng khác Tuy nhiên, độ lớn của áp suất dị thường có thể được tính dễ dàng bằng cách dùng các khái niệm áp suất thủy tĩnh.

™ Để khoan một cách an toàn vùng khí gần đỉnh cấu trúc đòi hỏi tỷ trọng dung dịch khoan cao hơn là khi khoan vùng gần

Ảnh hưởng của tỷ trọng chênh lệch

™ Thí dụ 4:

ƒ Xét vùng cát chứa khí trên hình H6.8 gặp phải ở khu vực bờ vịnh Hoa Kỳ Nếu phần chứa đầy nước của cát có áp suất bình thường và sự tiếp xúc khí - nước xảy ra tại độ sâu 5000 ft thì trọng lượng dung dịch khoan đòi hỏi để khoan qua đỉnh của cấu trúc cát một cách an toàn tại độ sâu 4000 ft là bao nhiêu? Giả thuyết khí có tỷ trọng trung bình là 0,8 lbm/gal

Ảnh hưởng của tỷ trọng chênh lệch

™ Lời giải:

ƒ Đối với khu vực vịnh Mexico gradient áp suất vỉa bình thường được cho trong bảng B6.1 là 0,465 psi/ft tương ứng với tỷ trọng danh nghĩa của nước là 8,94 lbm/gal Do vậy, áp suất lỗ rỗng tại mặt tiếp xúc khí - nước là:

p = 0,456 (5000) = 2325 psi

ƒ Áp suất trong vùng của khí tĩnh tại 4000 ft là:

p = 2325 – 0.052(0.8)(5000-4000) = 2283 psi

ƒ Điều này tương ứng với một gradient: 2283/4000 = 0.571 psi/ft

ƒ Tỷ trọng dung dịch khoan cần thiết để cân bằng áp suất này trong khi khoan là:

ƒ Ngoài ra, tỷ trọng dung dịch khoan cần tăng khoảng 0,3 lbm/gal

để vượt qua các biến đổi đột ngột của áp suất trong các thao

) /

(

11 052

, 0

571 ,

0

gal lbm

=

=

ρ

Ảnh hưởng của sự di chuyển chất lưu

™ Dòng chảy của các chất lưu từ một thành hệ sâu lên một thành hệ nông hơn có thể đưa đến kết quả thành hệ nông chịu áp suất dị thường Khi điều này xảy ra người ta nói thành hệ nông chịu tải.

™ Như trên Hình 9 đường đi của dòng chảy đối với kiểu di

chuyển chất lưu này có thể là tự nhiên hoặc nhân tạo Thậm chí nếu chuyển động lên trên của các chất lưu đã bị dừng lại cũng đòi hỏi một thời gian rất lâu để áp suất trong vùng chịu tải giảm đi và trở về bình thường Nhiều sự tự phun nghiêm trọng đã xảy ra khi gặp phải một thành hệ nông chịu tải không mong muốn Tình trạng này là đặc biệt phổ biến ở các mỏ cũ.

Ảnh hưởng của sự di chuyển chất lưu

a- Nứt gãy bị rò rĩ b Xi măng hay ống

chống bị rò rĩ

c- Improperly abandoned underground blowout

™ Những môi trường có áp suất dị thường (Abnormal Pressure Environments)

ƒ Sự cố (Occurrences)

ƒ Nguồn gốc (Origins)

VIDEO

CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH ÁP SUẤT VỈA

(tham khảo chính chương 6 Applied Drilling

Engineering)

Giới thiệu

™ Các kỹ thuật để phát hiện và đánh giá áp suất vỉa dị thường thường được phân thành

ƒ Các phương pháp dự đoán

ƒ Các phương pháp trong khi khoan

ƒ Các phương pháp kiểm nghiệm

™ Việc lập kế hoạch giếng tìm kiếm ban đầu phải phù hợp với thông tin áp suất vỉa tìm được bằng phương pháp dự đoán Các đánh giá ban đầu này được cập nhật thường xuyên trong khi khoan, sau khi khoan qua khoảng mục tiêu

™ Yên cầu:

ƒ Xác định có tồn tại áp suất dị thường hay không?

ƒ Nếu có tồn tại áp suất dị thường thì phải xác định:

− Độ sâu bắt đầu xuất hiện áp suất dị thường

− Độ lớn của áp suất dị thường