Cơ sở toán của công nghệ khoan kiểm soát áp suất, kiến thức căn bản về kiểm soát giếng và thiết bị sử dụng trong khoan kiểm soát áp suất được trình bày.. Dựa trên các kết luận trong phần
Trang 1NGUYỄN VĂN KHANG
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG KHOAN TGD-2X CẤU TẠO
TÊ GIÁC ĐEN
Chuyên ngành : Kỹ thuật khoan khai thác và công nghệ dầu khí
LUẬN VĂN THẠC SĨ
TP HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2010
Trang 2CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH
Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS Vũ Văn Ái
Cán bộ hướng dẫn khoa học : TSKH Trần Xuân Đào
Cán bộ chấm nhận xét 1 : TS Ngô Hữu Hải
Cán bộ chấm nhận xét 2 : TS Hoàng Quốc Khánh
Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN
THẠC SĨ TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, ngày 23 tháng 7 năm 2010
Trang 3Tp HCM, ngày 25 tháng 01 năm 2010
NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên học viên : Nguyễn Văn Khang Phái: Nam
Ngày tháng năm sinh: 22/07/1978 Nơi sinh: Long An
Chuyên ngành: KT Khoan khai thác và Công nghệ dầu khí MSHV: 03708451
I TÊN ĐỀ TÀI: “Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho
giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen”
II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
• Nghiên cứu lý thuyết khoan kiểm soát áp suất
• Phân tích đặc điểm địa chất cấu tạo Tê Giác Đen và giếng khoan TGD-2X để đánh giá khả năng ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất
• Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất hợp lý cho giếng khoan 2X
TGD-III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 25/01/2010
IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 02/07/2010
V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Vũ Văn Ái
TSKH Trần Xuân Đào
Nội dung và đề cương luận văn thạc sĩ đã được Hội đồng Chuyên ngành thông qua
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN KHOA QL CHUYÊN NGÀNH
TS Vũ Văn Ái
TSKH Trần Xuân Đào
Trang 4Trước hết em xin cám ơn ban lãnh đạo cơ quan hiện đang công tác, công ty Hoàng Long - Hoàn Vũ, đã tạo mọi điều kiện để em được theo học ngành Khoan khai thác và công nghệ dầu khí tại Đại học Bách khoa thành phố Hồ Chí Minh Em xin gửi lời cám ơn sâu sắc nhất tới bạn bè đồng nghiệp tại công ty và đặc biệt là các đồng nghiệp công tác tại phòng Khoan công ty Hoàng Long – Hoàn Vũ luôn đã luôn dành cho em sự hỗ trợ to lớn, nồng nhiệt trong quá trình em theo học cao học và thực hiện luận văn thạc sĩ
Em xin cám ơn ban lãnh đạo khoa Địa chất và Dầu khí cũng như bộ môn Khoan khai thác và đã hết sức tạo điều kiện để em hoàn thành tốt khóa học và luận văn Em xin gửi lời cám ơn trân trọng đến tất cả các thầy cô giáo đã tham gia giảng dạy chương trình đào tạo ngành Khoan khai thác và công nghệ dầu khí
Xin cám ơn tất cả các bạn bè cùng học lớp cao học ngành Kỹ thuật dầu khí khóa
2008 đã cùng chia sẻ những khó khăn, buồn vui trong quá trình học tập tại trường Bách Khoa Xin cám ơn các bạn về những tình cảm thân thiết, tinh thần đoàn kết và giúp đỡ lẫn nhau trong học tập và cả những kỷ niệm khó quên trong suốt khóa học
Sau cùng em xin gửi lời cám ơn chân thành và trân trọng nhất đến các thầy hướng dẫn, thầy Vũ Văn Ái và Trần Xuân Đào đã cho em một định hướng đúng đắn ngay từ đầu
và tận tình hướng dẫn để em có thể hoàn thành luận văn theo đúng thời hạn qui định của nhà trường
Học viên thực hiện Nguyễn Văn Khang
Trang 5Luận văn gồm năm phần chính có thể được trình bày một cách tóm tắt như sau:
1 Phần mở đầu
Trong phần mở đầu, tính cấp thiết của đề tài được nêu ra cùng với mục đích, đối tượng
và phạm vi nghiên cứu Luận điểm bảo vệ, phương pháp nghiên cứu và ý nghĩa thực tiễn và ý nghĩa khoa học cũng được đưa ra trong phần này Cấu trúc của luận văn được trình bày sau cùng trong phần mở đầu
2 Chương 1 Tổng quan
Tổng quan địa chất vùng nghiên cứu và tổng quan về công tác khoan được trình bày trong chương này Phần tổng quan địa chất vùng nghiên cứu được trình bày làm hai phần là tổng quan địa chất bồn trũng Cửu Long và tổng quan địa chất cấu tạo Tê Giác Đen Tương tự phần tổng quan về công tác khoan gồm có tổng quan về công tác khoan tại lô 16-1 và tổng quan công tác khoan tại cấu tạo Tê Giác Đen
Phần cuối của chương này trình bày các công trình nghiên cứu về đề tài và nêu ra các vấn đề còn tồn tại mà đề tài cần tập trung nghiên cứu
3 Chương 2 Cơ sở lý thuyết về công nghệ khoan kiểm soát áp suất
Trong chương này, công nghệ khoan kiểm soát áp suất được giới thiệu với các ưu nhược điểm của nó Cơ sở toán của công nghệ khoan kiểm soát áp suất, kiến thức căn bản về kiểm soát giếng và thiết bị sử dụng trong khoan kiểm soát áp suất được trình bày Các dạng ứng dụng của khoan kiểm soát áp suất được đưa ra và dạng ứng dụng khoan kiểm soát với áp suất đáy ổn định được nhấn mạnh Phần cuối của chương này trình bày sự đánh giá lựa chọn phương pháp khoan kiểm soát áp suất phù hợp cho vùng nghiên cứu
Trang 6Chương này được trình bày thành hai phần chính đó là Đánh giá khả năng ứng dụng khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X và Đề xuất giải pháp khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen Trong phần Đánh giá khả năng ứng dụng có phần khảo sát về hiệu quả ứng dụng của công nghệ khoan kiểm soát
áp suất trong vùng nghiên cứu Dựa trên các kết luận trong phần đánh giá về khả năng ứng dụng đưa ra giải pháp khoan kiểm soát áp suất được cho giếng khoan TGD-2X cụ thể là đưa ra lựa chọn thiết bị, quy trình vận hành hệ thống khoan kiểm soát áp suất và các thông số chế độ khoan phù hợp
5 Kết luận và kiến nghị
Phần này trình bày ngắn gọn các kết quả nghiên cứu của luận văn và kiến nghị những nghiên cứu tiếp theo về đề tài khoan kiểm soát áp suất
Trang 7PHẦN MỞ ĐẦU 1
1 Tính cấp thiết của đề tài 1
2 Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2
3 Luận điểm bảo vệ 2
4 Phương pháp nghiên cứu 2
5 Ý nghĩa thực tiễn và ý nghĩa khoa học 3
6 Cấu trúc của luận văn 3
Chương 1 5
TỔNG QUAN 5
1.1 Tổng quan về địa chất 5
1.1.1 Tổng quan địa chất vùng nghiên cứu 5
1.1.2 Khái quát địa chất cấu tạo triển vọng Tê Giác Đen 6
1.2 Tổng quan công tác khoan trong khu vực nghiên cứu 9
1.3 Các công trình nghiên cứu về đề tài 12
Chương 2 13
CƠ SỞ LÝ THUYẾT CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT 13
2.1 Giới thiệu về khoan kiểm soát áp suất 13
2.1.1 Khoan điều khiển áp suất 13
2.1.2 Khoan kiểm soát áp suất 14
2.1.3 Đặc điểm khoan kiểm soát áp suất 16
2.1.4 Ưu điểm và hạn chế của khoan kiểm soát áp suất 16
2.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất 17
2.2.1 Cơ sở toán của công nghệ khoan kiểm soát áp suất 17
2.2.2 Kiểm soát giếng căn bản 24
Trang 82.3.2 Khoan hai tỷ trọng 39
2.3.3 Điều khiển dòng hồi dung dịch 40
2.3.4 Khoan kiểm soát áp suất với áp suất đáy ổn định 41
Chương 3 44
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT
CHO GIẾNG KHOAN TGD-2X CẤU TẠO TÊ GIÁC ĐEN 44
3.1 Đánh giá khả năng ứng dụng khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan
TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen 44
3.1.1 Khảo sát hiệu quả ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất tại mỏ Cá Ngừ Vàng 44
3.1.2 Đánh giá khả năng ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen 58
3.2 Đề xuất giải pháp khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen 61
3.2.1 Giới thiệu 61
3.2.2 Mục tiêu 64
3.2.3 Giải pháp khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X 64
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 95
TÀI LIỆU THAM KHẢO 96
Trang 9Bảng 1.1 Tóm tắt thông tin dự đoán về đỉnh các tập của giếng khoan TGD-2X cấu tạo
Tê Giác Đen .7
Bảng 2.1 Áp suất thành hệ một số vùng trên thế giới 21
Bảng 3.1 Số liệu về mất dung dịch và thời gian kiểm soát giếng cho 4 giếng khoan tại cấu tạo Cá Ngừ Vàng .49
Biểu đồ 3.1 So sánh chi phí thời gian khoan và kiểm soát giếng giữa giếng khoan có và không sử dụng khoan kiểm soát áp suất 55
Biểu đồ 3.2 So sánh chi phí do mất dung dịch giữa giếng khoan có và không sử dụng khoan kiểm soát áp suất .55
Biểu đồ 3.3 So sánh chi phí do mất dung dịch giữa giếng khoan và không sử dụng khoan kiểm soát áp suất .56
Bảng 3.2 Tóm tắt thông tin về đỉnh các tập của giếng TGD-2X 67
Bảng 3.3 Ma trận kiểm soát giếng 79
Bảng 3.5 Chi tiết đặc tính kỹ thuật cho bình tách hai pha 89
Trang 10Hình 2.1 Khoan điều khiển áp suất 14
Hình 2.2 Biểu đồ thử khả năng chịu đựng tối đa của thành hệ 23
Hình 2.3 Các mẫu thiết bị kiểm soát xoay của công ty Weatherford 29
Hình 2.4 Bên trong thiết bị kiểm soát xoay 29
Hình 2.5 Mặt cắt dọc thiết bị kiểm soát xoay 30
Hình 2.6 Van triển khai đưới giếng 31
Hình 2.7 Thủ tục kéo thả cần trong giếng khoan có lắp van triển khai dưới giếng 31
Hình 2.8 Thiết bị hiển thị điều khiển van điều áp 32
Hình 2.9 Cụm van điều áp cho khoan kiểm soát áp suất trên biển 33
Hình 2.10 Một cụm van điều áp cho khoan kiểm soát áp suất trên đất liền 33
Hình 2.11 Đối áp trong cần 34
Hình 2.12 Van ngược lắp trong cần 35
Hình 2.13 Thiết bị đo dòng Coriolis meter 35
Hình 2.14 Hệ thống thu thập dữ liệu 36
Hình 2.15 Khoan mũ dung dịch tạo áp 38
Hình 2.16 Áp suất đáy giếng khi có và không có tuần hoàn trong khoan truyền thống 41 Hình 2.17 Áp suất đáy giếng khi có và không có tuần hoàn trong khoan kiểm soát áp suất 42
Hình 2.18 Hệ thống khoan kiểm soát áp suất với áp suất đáy ổn định 43
Hình 3.1 Vị trí mỏ Cá Ngừ Vàng 45
Hình 3.2 Cột địa tầng mỏ Cá Ngừ Vàng 46
Hình 3.3 Cấu trúc giếng CNV-2P 47
Hình 3.4 Thiết bị kiểm soát xoay thế hệ 7100 R1 của công ty Weatherford 50
Hình 3.5 Ống nối ngắn chuyên dụng cho khoan kiểm soát áp suất 51
Trang 11Hình 3.8 Dự đoán áp suất thành hệ cho giếng khoan TGD-2X 58
Hình 3.9 Vị trí cấu tạo Tê Giác Đen trong bồn trũng Cửu Long 63
Hình 3.10 Dự đoán áp suất vỉa và áp suất vỡ vĩa và chương trình dung dịch cho giếng khoan TGD-2X 65
Hình 3.11 Cột địa tầng và cấu trúc giếng khoan TGD-2X 68
Hình 3.12 Kết nối hệ thống thiết bị khoan kiểm soát áp suất 70
Hình 3.13 Các giá trị áp suất cho lỗ khoan 12-1/4” x 14-3/4”giếng TGD-2X 71
Hình 3.14 Các giá trị áp suất lỗ khoan 8-1/4”giếng TGD-2X 73
Hình 3.15 Lịch trình bơm để tiếp cần 75
Hình 3.16 Thiết bị kiểm soát xoay thế hệ 7800 của công ty Weatherford 85
Hình 3.17 Cụm van tiết lưu cho hệ thống khoan kiểm soát suất 88
Hình 3.18 Bình tách hai pha 89
Hình 3.19 Giao diện phần mềm thu thập dữ liệu 90
Hình 3.20 Van ngược 91
Hình 3 21 Sơ đồ kết nối hệ thống khoan kiểm soát áp suất cho TGD-2X 93
Trang 12PHẦN MỞ ĐẦU
1 Tính cấp thiết của đề tài
Bồn trũng Cửu Long là khu vực mà hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí đang triển khai một cách rầm rộ với hàng loạt các mỏ đang khai thác như mỏ Bạch
Hổ, mỏ Rồng, mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi, mỏ Rạng Đông, mỏ Sư Tử Đen, mỏ Sư Tử Vàng, mỏ Cá Ngừ Vàng… cũng như một loạt các cấu tạo mới được phát hiện với tiềm năng dầu khí như Tê Giác Trắng, Voi Trắng, Tê Giác Đen Từ thực tế hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí thì chi phí dành cho khoan luôn chiếm một tỷ phần lớn, theo số liệu thống kê chung của các Hãng và Nhà thầu dầu khí thì trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò, chi phí dành cho công tác khoan chiếm đến 65-75% , còn trong giai đoạn phát triển mỏ thì chi phí này là 30-35% Ngoài ra cần phải kể đến những phức tạp
và khó khăn trong công tác thi công khoan cũng chính là những nguyên nhân làm tăng chi phí Việc lựa chọn các giải pháp công nghệ trong thi công không phù hợp cũng làm giảm tính hiệu quả của giếng và làm sai lệch những thông tin ban đầu của mỏ là nguyên nhân gây nên những thiệt hại khó lường Cụ thể trong thi công khoan ở bồn trũng Cửu Long, phức tạp địa chất chính là ở địa tầng Bạch Hổ với sét trương nở, các tầng vỉa có áp suất dị thường cao như các tập C, D, E, tầng móng với các nứt nẻ hang hốc có giá trị áp suất vỉa thấp… Các phức tạp trong khoan thường gặp đó là kẹt, mút, dính cần do trương nở và sập lở thành giếng, mất dung dịch khoan trong tầng nứt nẻ hang hốc… Khi khoan mở vỉa sản phẩm, vấn đề nhiễm bẩn thành hệ cũng là một bài toán khó cho các nhà thầu mặc dù chi phí để giải quyết những hậu quả này là rất lớn và khó khăn
Nhằm loại bỏ và hạn chế tối đa những phức tạp và hậu quả không mong muốn, các nhà Thầu khoan cũng đã đưa ra hàng loạt các giải pháp công nghệ-kỹ thuật như tối
ưu cấu trúc giếng, các hệ dung dịch khoan và dung dịch mở vỉa sản phẩm cho các địa
Trang 13tầng khác nhau, công nghệ hoàn thiện giếng…Nhưng thực tế thi công vẫn không thể loại bỏ được chúng một cách triệt để Việc nghiên cứu và đưa ra một giải pháp công nghệ phù hợp hơn nhằm hạn chế tối đa những tồn đọng trên là một hướng nghiên cứu đúng đắn và phù hợp với thực tế thi công khoan tại bồn trũng Cửu Long nói chung và
cho cấu tạo Tê Giác Đen nói riêng Cũng chính từ những lý do trên, đề tài “Nghiên
cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen” sẽ có ý nghĩa thực tiễn và có tính cấp thiết với thực tế thi công
khoan hiện nay
2 Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Mục đích nghiên cứu của luận văn này là nghiên cứu công nghệ khoan kiểm soát
áp suất và đưa ra giải pháp phù hợp cho giếng khoan thẩm lượng TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen
Đối tượng nghiên cứu của luận văn là Công nghệ khoan kiểm soát áp suất và thiết
bị công nghệ cụ thể là: Lựa chọn thiết bị, vận hành thiết bị và lựa chọn chế độ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X
Luận văn có phạm vi nghiên cứu là Công nghệ khoan kiểm soát áp suất, tập trung vào dạng ứng dụng khoan với áp suất đáy ổn định cho cấu tạo Tê Giác Đen, lô 16-1, bồn trũng Cửu Long
3 Luận điểm bảo vệ
- Khả năng áp dụng Công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan 2X
TGD Đề xuất giải pháp Khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGDTGD 2X cấu tạo
Tê Giác Đen
4 Phương pháp nghiên cứu
Luận văn này được thực hiện thông qua nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm Trên cơ sở phương pháp nghiên cứu lý thuyết về khoan kiểm soát áp suất và đánh giá khả năng ứng dụng của công nghệ này đề xuất giải pháp hợp lý cho vùng nghiên cứu
Trang 14Luận văn nghiên cứu lý thuyết công nghệ khoan kiểm soát áp suất, các tính năng
và vận hành thiết bị của hệ thống các thiết bị khoan kiểm soát áp suất Luận văn cũng nghiên cứu các phương pháp khác nhau của khoan kiểm soát áp suất và các điều kiện địa chất giếng khoan phù hợp cho từng phương pháp
Luận văn sẽ thống kê và phân tích các sự cố trong thực tế thi công hai giếng khoan TGD-1X và TGD-1X-ST1 và đánh giá khả năng ứng dụng của công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan thẩm lượng TGD-2X vào cùng cấu tạo Cuối cùng luận văn sẽ đề xuất giải pháp công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X
5 Ý nghĩa thực tiễn và ý nghĩa khoa học
Hiện tại ở Việt Nam chưa có nhiều nghiên cứu chính thức về công nghệ khoan kiểm soát áp suất Luận văn này được thực hiện với mong muốn là công trình nghiên cứu đóng góp làm tài liệu tham khảo cho sinh viên chuyên ngành khoan khai thác, các
kỹ sư khoan và cho công ty Hoàng Long – Hoàn Vũ Nội dung của luận văn là nghiên cứu công nghệ khoan kiểm soát áp suất và đưa ra giải pháp cụ thể cho giếng khoan cụ thể là TGD-2X nên luận văn được hy vọng góp phần nhỏ vào việc nâng cao hiệu quả công tác xây dựng giếng khoan TGD-2X
6 Cấu trúc của luận văn
Luận văn gồm có phần mở đầu, ba chương, phần kết luận, kiến nghị và phần danh mục các tài liệu tham khảo như được trình bày dưới đây
Phần Mở Đầu
1 Tính cấp thiết của đề tài
2 Mục đích nghiên cứu, đối tượng nghiên cứu, phạm vi nghiên cứu
3 Luận điểm bảo vệ
4 Phương pháp nghiên cứu
5 Ý nghĩa thực tiễn và ý nghĩa khoa học
6 Cấu trúc của luận văn
Trang 15Chương 1 Tổng quan
1.1 Tổng quan địa chất
1 2 Tổng quan công tác khoan
1.3 Các công trình nghiên cứu về đề tài
Chương 2 Cơ sở lý thuyết về công nghệ khoan kiểm soát áp suất
2.1 Giới thiệu về công nghệ khoan kiểm soát áp suất
2.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất
2.3 Các dạng ứng dụng của công nghệ khoan kiểm soát áp suất
Chương 3 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen
3.1 Đánh giá khả năng ứng dụng khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan 2X cấu tạo Tê Giác Đen
TGD-3.2 Đề xuất giải pháp Khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo
Tê Giác Đen
Kết luận và kiến nghị
Tài liệu tham khảo
Trang 16Chương 1 TỔNG QUAN 1.1 Tổng quan về địa chất
1.1.1 Tổng quan địa chất vùng nghiên cứu
Bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng tạo rift Đệ Tam sớm nằm ở vị trí ngoài khơi đông nam bờ biển Việt Nam Bồn trũng kéo dài từ 9º đến 11º vĩ độ Bắc bao gồm một diện tích khoảng một trăm năm mươi nghìn (150000) cây số vuông (km2)
Góc tây bắc của lô 16.1 nằm khoảng bảy mươi (70) cây số phía nam thành phố Vũng Tàu Mực nước của lô 16.1 nằm trong khoảng từ 20m đến 50m Diện tích của lô 16.1 khoảng một nghìn chín trăm bảy mươi bốn (1974) cây số vuông
Bồn trũng Cửu Long có thể được chia ra làm bốn vùng chính như sau:
• Khối Bắc Cửu Long
• Khối Tây Nam Cửu Long (hay Tây Bạch Hổ)
• Khối Đông Nam Cửu Long (hay Đông Bạch Hổ)
• Khối nâng Rồng – Bạch Hổ (hay vùng Trung Tâm)
Bốn khối này khác nhau ở thời kỳ Oliocene nhưng dần dần ít khác nhau ở thời kỳ Miocene Từ Miocene sớm đến Miocene trung, bồn trũng Cửu Long đơn giản là một máng trũng Từ Miocene muộn đến gần đây bồng trũng Cửu Long liên kết với bồn trũng Nam Côn Sơn thành một, gọi chung là bồn trũng Nam Việt Nam
Khối tây nam Cửu Long bị cắt bởi các hệ thống đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam và hướng Đông-Tây Ở khu vực này, hướng của cấu tạo phát triển theo hướng Nam và Đông, với cấu trúc bậc thang thấp dần về phía nam và bị cắt bởi các đứt gãy có hướng Đông Tây Biên độ của các đứt gãy thay đổi từ 100m đến 1000m Lô 16.1 nằm
ở phần phía bắc của bồn trũng
Hệ thống đứt gãy trong vùng nghiên cứu được xác định chủ yếu dựa vào tài liệu địa chấn Dựa trên các kết quả nghiên cứu, các đứt gãy chính trong vùng có thể được chia ra là bốn hệ thống chính là Đông Bắc-Tây Nam, Bắc-Nam, Đông-Tây, Tây Bắc-
Trang 17Đông Nam Đông Bắc-Tây Nam là hệ thống đứt gãy chính, kiểm soát hướng cấu trúc đứt gãy chung của vùng
Trong vùng cấu tạo thuộc lô 16.1, hệ thống Đông-Tây, Đông Bắc-Tây Nam là các
hệ thống đứt gãy chính và vài đứt gãy trong hệ thống này có thể đã có từ buổi đầu hình thành bồn trũng Trong quá trình lắng đọng trầm tích thời kỳ Oliocene muộn, xuất hiện quá trình tái hoạt động theo những hướng này một cách yếu ớt Hướng của các đứt gãy
là giống nhau, các đứt gãy ở thời kỳ Oligoxen muộn phổ biến qua tập D Các đứt gãy
bị tắt dần đến các tập Mioxen dưới
1.1.2 Khái quát địa chất cấu tạo triển vọng Tê Giác Đen
Mô tả cấu tạo
Cấu tạo triển vọng Tê Giác Đen nằm ở phần đông nam lô 16-1 Các mục tiêu triển vọng nằm trong lớp Oliocene thượng và thành hệ đá cát kết Trà Tân trung (các tập C
và D) và thành hệ cát kết Trà Tân hạ (tập E)
Các mục tiêu cấu trúc triển vọng của cấu tạo Tê Giác Đen nằm bên trong khép kín bốn chiều bị đứt gãy tại đỉnh tập C và khép kín bị đứt gãy ba chiều tại đỉnh tập E Giếng 16.1-TGD-2X sẽ khoan vào đỉnh cấu tạo triển vọng Tê Giác Đen để tiến hành thử các vỉa cát kết thành hệ Oliocene thượng Trà Tân trung (tập D) và Oliocene
hạ Trà Tân hạ (tập E)
Vị trí giếng khoan trên cấu tạo triển vọng được chọn ở đỉnh thấp của cấu tạo để khoan vào các vỉa thuộc tập E và đi vào các tập đá núi lửa khoảng 1m
Địa tầng cấu tạo Tê Giác Đen
Cột địa tầng cấu tạo Tê Giác Đen và đỉnh các tập của cấu tạo được trình bày trong bảng 1.1 và hình 1.1 dưới đây
Trang 18Đỉnh cấu tạo Tập
Chiều sâu(m) thực từ đáy biển
Chiều sâu(m) thực từ bàn rôto
Ghi chú
Biển Đông A Đáy biển
Đồng Nai BIII 784 819 Sai số ±5m
Côn Sơn BII 1193 1228 Sai số ±5m
Bạch Hổ trên BI.2 2080 2115 Sai số ±5m
Lớp cát E 4420 4455 Sai số ±30m Trà Tân dưới
Đỉnh Volcanics 4700 4735 Sai số ±20m
Chiều sâu thiết kế
1 m vào trong lớp Volcanic
Bảng 1.1 Tóm tắt thông tin dự đoán về đỉnh các tập của giếng khoan TGD-2X cấu tạo
Tê Giác Đen
Trang 19Đặc điểm địa chất của cấu tạo này là nhiệt độ cao và áp suất cao Áp suất đáy thành hệ tại độ sâu 5100m trong giếng khoan TGD-1X-ST1 lên đến 16.5ppg thậm chí 16.8ppg (gần 14500psi) và nhiệt độ khoảng 195 độ C
Về cơ lý, tính chất thành hệ đất đá tập 5.2 (Bạch Hổ dưới, BI.1) là thành hệ cát tương đối bở rời, có kết cấu không chắc chắn và độ thấm cao (Kết quả thử độ thấm bằng phương pháp địa vật lý giếng khoan cho thấy độ thấm có thể lên đến vài trăm
mD Thành hệ Trà Tân, bao gồm Trà Tân trên (C), Trà Tân giữa (D) cũng là một thành
hệ không ổn định là do tầng đá phiến sét có áp suất dị thường Áp suất vỉa sản phẩm trong tập E (Trà Tân dưới) tăng rất cao do là các tầng cát mỏng nằm xen kẹp giữa các vỉa phiến sét sinh dầu Các điều kiện này dẫn đến việc sử dụng dung dịch khoan có tỷ trọng cao để kiểm soát giếng khoan gây nên nhiễm bẩn vỉa sản phẩm và các sự cố có liên quan Tốc độ cơ học khoan trong giếng khoan TGD-1X-ST1 qua tập C tương đối chậm ở vào khoảng 10m một giờ, tốc độ cơ học khoan qua đoạn D và E rất chậm vào khoảng 4m một giờ
Các phức tạp địa chất như áp suất cao, nhiệt độ cao, thành hệ kém gắn kết, kém
ổn định được cho là bởi cấu tạo Tê Giác Đen nằm bên trong các đứt gãy khép kín bốn chiều, các lớp trầm tích được thành tạo trong thời gian ngắn Vả lại các giếng khoan ở cấu tạo Tê Giác Đen đều khoan vào đỉnh cấu tạo thường là nơi có áp suất cao nhất của cấu tạo
Ở thành hệ Bạch Hổ dưới và Trà Tân trên, các lớp sét bên trên có độ rỗng và tính liên thông kém tạo thành lớp chắn tốt, gây ra áp suất cao cho các lớp dưới khi bị nén
ép Khi khoan qua các tầng này phải tăng tỷ trọng dung dịch để cân bằng áp suất thành
hệ, dẫn đến khả năng mất dung dịch ở các lớp bên trên do tình trạng áp suất lòng giếng cao hơn nhiều so với áp suất thành hệ hoặc có thể xảy ra sự cố kẹt cần do chênh áp Thành hệ Trà Tân dưới nơi chứa vỉa sản phẩm mục tiêu gồm các lớp cát/sét xen kẹp, vừa là tầng sinh vừa là tầng chứa Áp suất ở tập này cũng rất cao nên khi khoan qua đoạn này cũng phải tăng liên tục tỷ trọng dung dịch Việc sử dụng tỷ trọng dung
Trang 20dịch cao dẫn đến khả năng làm nhiễm bẩn thành hệ gây khó khăn cho công tác thử
vỉa
Hình 1.1: Mô tả cột địa tầng cấu tạo Tê Giác Đen (giếng khoan TGD-1X-ST1)
1.2 Tổng quan công tác khoan trong khu vực nghiên cứu
Công tác khoan tại cấu tạo lô 16-1
Giữa tháng hai năm 2005 và tháng mười một năm 2005 công ty Hoàng Long
khoan ba giếng thăm dò và bốn giếng thẩm lượng Giếng khoan đầu tiên vào cấu tạo Tê
Giác Trắng, giếng TGT-1X đã cho dòng thương mại từ các vỉa trong thành hệ Bạch Hổ
Trang 21hạ và Oligocene thượng Năm giếng thẩm lượng sau đó cũng cho dòng thương mại 1-TGT-2X, 16-1-TGT-3X, 16-1-TGT-4X and 16-1-TGT-5X) ở cấu tạo Tê Giác Trắng Tuy nhiên hai giếng khoan 16-1-TGV-1X vào cấu tạo L và 16-1-TGX-1X vào cấu tạo K-West bị khô
(16-Giữa tháng ba năm 2007 và tháng bảy năm 2008 công ty Hoàng Long khoan tiếp sáu giếng thăm dò trong đó có giếng khoan 16-1-TGD-1X và 16-1-TGD-1X-ST1 vào đỉnh cấu tạo E Các giếng cho dòng ở tầng Miocene hạ và Oliocene nhưng chưa phải là dòng thương mại
Từ tháng tư đến tháng tám năm 2008 công ty Hoàng Long còn khoan thêm hai giếng thẩm lượng vào các khối H4 và H3-Bắc của cấu tạo Tê Giác Trắng để đánh giá các đặc tính của vỉa chứa sản phẩm
Công tác khoan tại cấu tạo Tê Giác Đen
Hai giếng đã được khoan trong cấu tạo triển vọng này, cả hai đều khoan tại đỉnh cấu tạo Giếng TGD-1X khoan đến độ sâu 4625m và giếng khoan thân hai TGD-1X-ST1 (điểm cắt xiên từ 650m) khoan đến chiều sâu khoảng 5100m
Cả hai giếng khoan đều gặp các sự cố nghiêm trọng, cụ thể giếng khoan TGD-1X khoan từ tháng 31 tháng 5 năm 2007 đến 21 tháng 8 năm 2007 Quá trình thi công giếng khoan TGD-1X bị tạm dừng sau khi giải quyết vấn đề về kiểm soát giếng Giếng khoan thân hai TGD-1X-ST1 khoan từ 30 tháng 10 năm 2007 đến 4 tháng 7 năm 2008 Giếng khoan thân hai gặp các sự cố nghiêm trọng trong quá trình thi công nhưng cuối cùng cũng khoan đến được các mục tiêu và thực hiện thử vỉa Trong giếng khoan TGD-1X-ST1 khi khoan qua tập C (thành hệ Trà Tân trên) từ 3317m đến 3329m, có hiện tượng sập lở thành hệ gây bó cần làm cho phải tăng tỷ trọng dung dịch lên 12.5ppg Sau khi tăng tỷ trọng dung dịch và khoan đến độ sâu 3336m thì mất tuần hoàn Lưu lượng bơm được giảm xuống và vừa xoay vừa kéo cần lên nhưng kéo đến 3321m thì bị kẹt cần Tại điểm kẹt này cần khoan không thể xoay được và cũng không tuần hoàn được Khoảng 45 barrel chất chống mất dung dịch được rót xuống khoảng không vành
Trang 22xuyến và bơm đẩy vào vùng gây mất dung dịch Cần khoan được giải phóng và tỷ trọng dung dịch được tăng đến 13ppg Tốc độ mất dung dịch lại tăng đến 40 barrel một giờ Mất tuần hoàn lại tiếp tục diễn ra dẫn đến quyết định phải chống ống chống lửng 11-3/4” để cô lập khoảng thành hệ bất ổn định và gây mất dung dịch này Vì theo thiết
kế ban đầu là chống ống 9-5/8” cho đoạn khoan này Thời gian phi sản xuất để xử lý các sự cố sập lở thành hệ gây bó cần, kẹt cần, mất tuần hoàn khi khoan qua đoạn này trong giếng khoan TGD-1X-ST1 là hơn 5 ngày (121 giờ) với chi phí mỗi ngày khoảng
500 ngàn mỹ kim
Giếng khoan TGD-2X sẽ nhắm đến mục tiêu là các vỉa nằm trong tập D và E Tại
vị trí giếng khoan TGD-2X các vỉa này không theo cấu trúc nên có chiều sâu sâu hơn nhiều so với các vỉa tương tự ở hai giếng khoan trước là TGD-1X và TGD-1X-ST1 Điều này dẫn đến áp suất có thể sẽ rất cao và quan trọng hơn là nhiệt độ vỉa sẽ rất cao
Dự đoán áp suất đáy khoảng 12000psi và nhiệt độ khoảng 182 độ C tại chiều sâu thiết
kế, với độ tăng nhiệt độ 3.3 độ C/100m
Nghiên cứu các tài liệu khoan và các sự cố thì có hai vần đề chính cần quan tâm
đó là:
Đoạn LBH5.2 và đoạn “C” của giếng khoan TGD-1X gặp rất nhiều sự cố do phải tăng tỷ trọng dung dịch khoan để cân bằng với áp suất thành hệ và để ổn định thành hệ Khi khoan qua đoạn này gặp rất nhiều sự cố như bó cần, kẹt cần, mất tuần hoàn… mà tốn rất nhiều thời gian (phi sản xuất) để xử lý
Công tác thử vỉa giếng khoan và không thành công có thể là do vỉa sản phẩm bị nhiễm bẩn trong quá trình thi công khoan qua vỉa sản phẩm trong tập D Công tác thử vỉa ở giếng khoan TGD-1X-ST1 được tiếng hành làm hai lần kéo dài khoảng 56 ngày
Ở cả hai lần thử vỉa, giếng khoan đều cho dòng nhưng rất chập chờn, lưu lượng không cao được cho là do trong quá trình khoan đoạn vỉa sản phầm này đã sử dụng dung dịch
có tỷ trọng rất cao (đến 15.5-17ppg) để cân bằng với áp suất vỉa
Trang 23Hai vấn đề này đặt ra yêu cầu về sử dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất để khoan giếng TGD-2X với tỷ trọng dung dịch nhẹ hơn nhằm giảm hoặc tránh nhiễm bẩn thành hệ và giảm các sự cố gây bởi tính bất ổn định của thành hệ giếng khoan
1.3 Các công trình nghiên cứu về đề tài
Công nghệ khoan kiểm soát áp suất đã và đang được sử dụng khá phổ biến trên thế giới và trong khu vực cho các mục đích khác nhau Đây là một công nghệ mà bản chất của nó được dựa vào cơ chế vận hàng bằng việc điều tiết và kiểm soát áp suất động ở ngoài vành xuyến và đáy giếng thông qua các thiết bị chuyên dụng cho phép kiểm soát và điều tiết các giá trị áp suất của hệ thống theo ý muốn chủ quan của người vận hành một cách linh hoạt Cụ thể ở Việt Nam, giải pháp công nghệ này đã được đưa vào áp dụng khoan cho một giếng ở mỏ Cá Ngừ Vàng cho khoảng khoan trong tầng móng nứt nẻ và hang hốc có áp suất dị thường thấp nhằm khống chế và loại bỏ sự cố phức tạp mất dung dịch vào tầng sản phẩm Kết quả khoan giếng ở mỏ Cá Ngừ Vàng
đã thành công khi được áp dụng công nghệ kiểm soát áp suất Sau kết quả này, các tác giả Felbert Palao và Hoàng Văn Thức đã có đúc kết thông qua báo cáo khoa học tại hội nghị Công Nghệ Khoan và Hoàn Thiện Giếng năm 2009 về kinh nghiệm sử dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất để chống mất dung dịch tại mỏ Cá Ngừ Vàng
Tuy nhiên, hiệu quả khi áp dụng công nghệ này không chỉ đơn thuần cho vấn đề phức tạp mất dung dịch mà cần phải có những nghiên cứu mở rộng và phát triển công nghệ này với những mục đích khác như vấn đề ổn định thành giếng khi khoan qua các tập đất đá có điều kiện địa chất phức tạp, cũng như khả năng hạn chế nhiễm bẩn vỉa…Chính vì vậy, nội dung của luận văn này sẽ tập trung nghiên cứu khả năng ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng TGD-2X và đề xuất giải pháp khoan kiểm soát áp suất để tăng tối đa khả năng thành công cho giếng khoan thẩm lượng này
Trang 242.1.1 Khoan điều khiển áp suất
Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (managed pressure drilling) là một bộ phận của công nghệ khoan điều khiển áp suất (control pressure drilling) Ngoài công nghệ khoan kiểm soát áp suất, trong công nghệ khoan điều khiển áp suất còn có công nghệ khoan thổi khí (air drilling) và công nghệ khoan dưới cân bằng (underbalanced drilling) Hình 2.1 minh họa cho các bộ phận và đặc điểm của công nghệ khoan điều khiển áp suất trong đó có khoan kiểm soát áp suất
Trong khi phương pháp khoan thổi khí được ứng dụng với mục đích chính là tăng tốc độ cơ học khoan (increase ROP) và giảm giá thành giếng khoan (cost driven), phương pháp khoan dưới cân bằng được dùng với mục đích tránh nhiễm bẩn vỉa sản phẩm tăng năng suất cho (PI driven) thì phương pháp khoan kiểm soát áp suất với khả năng kiểm soát chính xác áp suất vành xuyến được ứng dụng để tăng khả năng thi công khoan (drillability driven) các giếng khoan có điều kiện địa chất phức tạp, giảm thiểu tối đa thời gian phi sản xuất Để giải quyết các vấn đề trong phạm vi nghiên cứu, luận văn này sẽ tập trung nghiên cứu lý thuyết về khoan kiểm soát áp suất
Trang 25Hình 2.1 Khoan điều khiển áp suất (nguồn www.weatherford.com)
2.1.2 Khoan kiểm soát áp suất
Hiệp hội các nhà thầu khoan quốc tế định nghĩa khoan kiểm soát áp suất như sau:
“Khoan kiểm soát áp suất là một quá trình khoan thích ứng được sử dụng để kiểm
soát một cách chính xác áp suất vành xuyến trong suốt chiều dài thân giếng Mục
tiêu là nhằm xác định các giới hạn áp suất môi trường dưới giếng khoan để điều chỉnh
áp suất thủy lực vành xuyến cho phù hợp Chủ định của kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất là để tránh không cho dòng chất lỏng xâm nhập vào giếng từ thành hệ trào liên tục
Trang 26lên bề mặt Bất kỳ xâm nhập không mong muốn nào của chất lưu vỉa vào giếng trong quá trình khoan cũng sẽ được chặn lại theo một quy trình thích hợp.”
Để làm rõ hơn định nghĩa về công nghệ khoan kiểm soát áp suất, một vài thông tin có thể được thêm vào như sau:
a) Quy trình khoan kiểm soát áp suất sử sụng một tập hợp các công cụ và kỹ thuật nhằm làm giảm thiểu rủi ro và chi phí liên quan đến công tác thi công các giếng khoan có giới hạn về môi trường dưới giếng hẹp bằng cách chủ động kiểm soát áp suất thủy lực khoan trong khoảng không vành xuyến
b) Khoan kiểm soát áp suất có thể bao gồm điều khiển áp suất ngược, tỷ trọng dung dịch, tính lưu biến của dung dịch, chiều cao dâng của cột dung dịch trong vành xuyến, ma sát gây ra khi tuần hoàn dung dịch và các thông số hình học lỗ khoan hay là một tổng hợp nào đó các tham số đã nêu ra
c) Khoan kiểm soát áp suất cho phép các hành động điều chỉnh được thực hiện nhanh hơn để ngăn ngừa hay giải quyết các sự cố có thể xảy ra do thay đổi về áp suất Khả năng kiểm soát động áp suất vành xuyến cho phép khoan những giếng có điều kiện khắc nghiệt mà công tác khoan khó hoặc không thể thực hiện được nếu sử dụng công nghệ khoan truyền thống
Diễn giải theo cách ngắn gọn, khoan kiểm soát áp suất điều khiển áp suất đáy giếng theo công thức toán sau:
P đáy (khoan kiểm soát áp suất) = P thủy tĩnh + P ma sát vành xuyến + P van tiết lưu
Trong khi áp suất đáy trong khoan truyền thống là:
P đáy (khoan truyền thống) = P thủy tĩnh + P ma sát vành xuyến
Như vậy để thay đổi áp suất đáy trong khoan truyền thống cần phải thay đổi tỷ
trọng dung dịch khoan (thay đổi P thủy tĩnh) hoặc thay đổi lưu lượng bơm (thay đổi
Trang 27P ma sát vành xuyến hay thay đổi ECD - tỷ trọng tuần hoàn tương đương) Trong khi đó áp suất đáy trong khoan kiểm soát áp suất có thể được điều chỉnh dễ dàng thông qua điều
chỉnh giá trị P van tiết lưu của van tiết lưu (van điều áp) trên thiết bị cụm van tiết lưu của
hệ thống khoan kiểm soát áp suất (MPD choke manifold) Trong khoan kiểm soát áp suất, áp suất thân giếng khoan luôn được duy trì cân bằng hoặc trên cân bằng so với áp suất thành hệ một giá trị rất nhỏ, và bất kỳ sự xâm nhập nào của chất lưu thành hệ khoan qua vào thân giếng khoan đều được kiểm soát cẩn thận và được đưa ra khỏi giếng bằng các thiết bị bề mặt Mục đích của sự kiểm soát là đưa lượng chất lưu xâm nhập ra khỏi giếng khoan và giếng khoan được cân bằng trước khi công tác khoan tiếp tục
2.1.3 Đặc điểm khoan kiểm soát áp suất
Khác với hệ thống khoan truyền thống, khoan kiểm soát áp suất là một hệ thống kín và có thể tạo ra và điều chỉnh áp suất bề mặt trong khoảng không vành xuyến
Hệ thống thiết bị cho khoan kiểm soát áp suất gồm có thiết bị kiểm soát xoay, van an toàn lắp dưới giếng, cụm van tiết lưu, thiết bị theo dõi các thông số, ống nối ngắn, ổ bi cho thiết bị kiểm soát xoay
Khoan kiểm soát áp suất có thể được triển khai ở nhiều dạng khác nhau như khoan kiểm soát áp suất với áp suất đáy ổn định, khoan mũ dung dịch tạo áp, khoan hai
tỷ trọng, khoan kiểm soát dòng hồi dung dịch (còn gọi là phương pháp khoan an toàn
vì mục đích kiểm soát dòng hồi dung dịch, tránh không cho đi lên sàn khoan vì mục đích an toàn cho đội khoan)
2.1.4 Ưu điểm và hạn chế của khoan kiểm soát áp suất
Ưu điểm
Mục đích của việc ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất là để giảm thiểu các rủi ro và giải quyết các vấn đề khó khăn liên quan đến công tác thi công giếng
Trang 28khoan dầu khí So với khoan truyền thống, khoan kiểm soát áp suất có các ưu điểm sau:
1 Sử dụng dung dịch có tỷ trọng nhẹ hơn
2 Giảm mất dung dịch
3 Tăng tốc độ cơ học khoan
4 Giảm nhiễm bẩn thành hệ
5 Giảm thời gian rửa sạch giếng
6 Tăng khả năng kiểm soát chống phun
7 Giảm thời gian phi sản suất
Hạn chế
Cùng với các ưu điểm của mình khoan kiểm soát áp suất cũng có những hạn chế của nó như chi phí cao và các giàn khoan muốn sử dụng thiết bị khoan kiểm soát áp suất có thể cần phải được sửa đổi, điều chỉnh hay gia cố thêm nếu hiện trạng của giàn khoan không tương hợp với thiết bị khoan kiểm soát áp suất được đề nghị sử dụng
2.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất
2.2.1 Cơ sở toán của công nghệ khoan kiểm soát áp suất
Một vài nguyên tắc căn bản của công nghệ khoan kiểm soát áp suất cần được trình bày để hiểu sâu hơn về các hoạt động khoan kiểm soát áp suất Phần trình bày này không nên được xem là cơ sở toán chính xác, cuối cùng cho các mô hình khoan kiểm soát áp suất phức tạp nhưng nó chứa đựng những thông tin cơ bản cần thiết để hiểu các vấn đề của công nghệ khoan kiểm soát áp suất
Tính toán áp suất đáy
Áp suất đáy của một giếng khoan điền đầy chất lỏng được xác định như sau: BHP=DxMWxC
Trong đó:
Trang 29BHP = Áp suất đáy giếng (bottom-hole pressure)
D = Chiều sâu giếng khoan (depth)
MW = Tỷ trọng dung dịch (density)
C = Hệ số chuyển đổi (units conversion factor)
hoặc, theo hệ thống đo lường Anh:
BHP = D x MW x 0.052
Trong đó:
MW = Tỷ trọng dung dịch khoan
Giãn nỡ (hoặc nén) của bong bóng khí khi không có dòng dung dịch
Định luật khí tổng quát chỉ ra rằng thể tích của bong bóng khí sẽ giãn nở 100% khi
áp suất tuyệt đối giảm 50% (được điều chỉnh theo nhiệt độ tuyệt đối và hệ số Z)
Định luật khí lý tưởng
Khi một bong bóng khí chịu một áp suất nào đó di chuyển lên trên trong giếng khoan, quan hệ áp suất/thể tích phải được xem xét trong hiệu ứng giảm áp suất Biểu thức Strong-White cho khí mùn khoan (gas cutting) đề nghị năm 1962 là một giải pháp thay thế cho giảm áp suất và khí giãn nở Đối với khí lý tưởng:
Trang 30Strong đưa ra một phương trình để tính toán giá trị áp suất đáy giảm do khí lẫn trong dung dịch khoan Trong phương trình gốc, áp suất được trình bày với đơn vị là atmosphere Phương trình gốc là:
Trong đó:
h = chiều sâu, ft
G = gradient áp suất thủy tĩnh, atm/ft
Patm = áp suất thủy tĩnh tại đáy, atm
Paxm = áp suất ngược tại bề mặt, atm
w/100 = tỷ lệ thể tích khí trong dung dịch khoan tại bề mặt
Nếu đầu giếng mở thông với không khí, phương trình được đơn giản thành:
Hiệu ứng mất áp suất vành xuyến theo kích cỡ bong bóng khí
Mất áp suất vành xuyến (APL) ảnh hưởng đến ảnh hưởng đến sự giãn nở bong bóng khí do áp suất tăng Kết quả là biểu thức Strong-White cho sự giảm áp suất đáy,
vì sự giãn nỡ bong bóng khí và di chuyển lên trên trong quá trình tuần hoàn, cho một câu trả lời rất hay Không đi vào các giải pháp phức tạp cho sự mất áp suất vành xuyến,
áp suất bề mặt và thể tích bong bóng khí, rõ ràng khí mùn khoan (gas cutting) được đo
Trang 31tại sàn rung trong quá trình thi công khoan kiểm soát áp suất có ít quan hệ hoặc tác dụng tới áp suất đáy
Áp suất thủy tĩnh
Áp suất thủy tĩnh được định nghĩa là áp suất gây nên bởi tỷ trọng và chiều cao của cột dung dịch
Áp suất thủy tĩnh = Tỷ trọng dung dịch x Chiều cao cột dung dịch
Tỷ trọng dung dịch được đo theo ppg (pound per gallon), thường được chuyển sang psi/ft Hệ số chuyển đổi là 0,052
Áp suất thành hệ bình thường
Áp suất thành hệ bình thuờng là áp suất thủy tĩnh của nước từ bề mặt tới thành hệ dưới lòng đất Gradient áp suất thành hệ thông thường ở bất kỳ vùng nào sẽ bằng gradient áp suất thủy tĩnh của nước chiếm chỗ trong các khoảng không trong thành hệ vùng đó Độ lớn của gradient áp suất thủy tĩnh ảnh hưỏng bởi muối và khí hoà tan trong nước thành hệ Nồng độ muối càng cao thì gradient áp suất thủy tĩnh càng lớn Nồng độ khí hòa tan càng cao thì gradient áp suất thủy tĩnh càng nhỏ
Trang 32Dưới đây là bảng gradient áp suất thành hệ thông thường ở một số vùng trên thế giới
Nước vỉa Áp suất
psi/ft
Gradient (SG)
Vùng Nước ngọt
0.452 0.465 0.478
1.00
1.01 1.02
1.04 1.07 1.10
Núi Rocky và continent, Mỹ
Mid-Những vùng chứa nhiều trầm tích nhất trên thế giới
Biển Bắc, Biển Đông Vịnh Mê-xi-cô, Mỹ
Một vài vùng trong vịnh Mê-xi-cô
Bảng 2.1 Áp suất thành hệ một số vùng trên thế giới
Khi thiếu nguồn dữ liệu chính xác về áp suất thành hệ, gradient áp suất thành hệ thông thường được lấy là 0,465 psi/ft
Áp suất thành hệ dị thường
Áp suất không tuân theo quy luật của áp suất thành hệ bình thường được xem là
áp suất dị thường Ta có áp suất dị thường dương hoặc dị thường âm
Các nguyên nhân chính sinh ra áp suất dị thường là do đất đá không được nén ép
đủ theo chiều sâu, các vùng chứa muối, khoáng hóa, do kiến tạo, đứt gãy, diapir hoặc
do cấu trúc vỉa
Áp suất vỡ vỉa
Để khoan một cách an toàn chúng ta cần biết về áp suất vỡ vỉa của thành hệ sắp khoan qua Lượng tối đa chất lưu vỉa không kiểm soát có thể tràn vào giếng phụ thuộc vào áp suất vỡ vỉa
Khi áp suất trong giếng bằng hay lớn hơn áp suất áp suất vỡ vỉa, thành hệ bắt đầu rạn nứt kéo theo việc mất dung dịch dẫn đến mất kiểm soát giếng sơ cấp thông qua cân bằng áp suất thủy tĩnh và áp suất thành hệ Áp suất vỡ vỉa liên quan đến trọng lượng
Trang 33của đất đá và chất lưu vỉa nằm phía trên vùng quan tâm Hai yếu tố này tạo nên áp suất nén ép của lớp đất đá phủ trên (overburden pressure) Nếu cho rằng tỷ trọng trung bình của lớp trầm tích dày là 19.2ppg thì gradient nén ép sẽ là 0,052x19.2 = 1.0 psi/ft
Trên đất liền trầm tích được nén ép tốt hơn nên gradient đè nén gần bằng 1.0psi/ft Dưới biển, ở các lớp nông, do có các tầng đất đá bở rời dày và do chiều sâu của nước biển nên gradient nén ép nhỏ hơn 1.0psi/ft nhiều Điều này làm cho các vị trí đặt chân ống chống bề mặt của các giếng khoan ngoài khơi rất yếu, dễ vỡ Đây là nguyên do vì sao khi gặp kích khí nông ta không bao giờ được đóng giếng
Phép thử khả năng chịu đựng tối đa của thành hệ
Phép thử khả năng chịu đựng tối đa của thành hệ (Leak-off test) được thực hiện
để đưa ra giá trị thực tế để dự đoán áp suất vỡ vỉa và giá trị áp suất có thể tác động lên bên trong giếng cho đoạn khoan kế tiếp Phép thử này cũng được dùng để tính toán áp suất vỡ vĩa và kiểm tra xi măng
Phép thử được tiến hành bằng cách tăng dần áp suất bên trong giếng (bơm dung dịch) khi giếng đóng cho đến khi dung dịch khoan trong giếng bắt đầu bắn vào trong thành hệ Lúc này đồng hồ đo áp suất trên bề mặt giảm giá trị đột ngột Dưới đây là một đồ thị tiêu biểu cho phép thử khả năng chịu đựng tối đa của thành hệ
Trang 34Hình 2.2 Biểu đồ thử khả năng chịu đựng tối đa của thành hệ
Trang 35Áp suất tối đa cho phép trên bề mặt của khoảng không vành xuyến
Áp suất tối đa cho phép trên bề mặt của khoảng không vành xuyến (Maximum allowable annular surface pressure -MAASP) là giá trị áp suất tối đa áp lên trên bề mặt của khoảng không vành xuyến trước khi thành hệ tại điểm đặt chân ống chống bắt đầu nứt vỡ
MAASP = (gradient vỡ vỉa – gradient dung dịch) x chiều cao giếng
Điểm đặt chân ống chống
Điểm đặt chân ống chống phải được xác định sao cho thành hệ tại điểm đó có khả năng chịu đựng ở một mức chấp nhận nào đó trước bị nứt vỡ khi giếng khoan gặp kích
Áp suất bơm tuần hoàn
Áp suất cung cấp bởi máy bơm của giàn khoan là tổng áp suất thành phần trong
hệ thống tuần hoàn dung dịch Áp suất bơm này phải đủ lớn để thắng ma sát giữa dung dịch với bất kỳ bề mặt nào mà nó tiếp xúc khi tuần hoàn
Các tổn thất áp suất trong hệ thống tuần hoàn dung dịch:
• Tổn thất áp suất trên các đường ống bề mặt
• Tổn thất áp trong cột cần khoan
• Tổn thất áp suất tại choòng
• Tổn thất áp suất trong khoảng không vành xuyến
2.2.2 Kiểm soát giếng căn bản
Hầu hết hoạt động khoan kiểm soát áp suất có liên quan đến việc tuần hoàn giếng khoan trong một hệ thống đóng kín với tốc độ bơm không đổi và điều khiển van tiết lưu Các kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất gắn liền với các quy trình kiểm soát giếng căn bản và
có thể có một vài sửa đổi nào đó
Các kỹ sư hay người vận hành thiết bị cần ý thức rằng các ý tưởng về kiểm soát giếng áp dụng trực tiếp cho một điều kiện rất cụ thể như không mất tuần hoàn và một lượng khí nhỏ nhất xuất hiện trong cột dung dịch khoan (và không có khí trong cần
Trang 36khoan) Dù sao chăng nữa thì thì người vận hành thiết bị khoan kiểm soát áp suất cũng phải thành thạo các kỹ thuật kiểm soát giếng chống phun
Kiểm soát giếng sơ cấp
Kiểm soát giếng sơ cấp là quá trình duy trì cột áp suất thủy tĩnh của dung dịch khoan trong thân giếng khoan sao cho nó lớn hơn áp suất vỉa và nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa Nếu áp suất cột thủy tĩnh nhỏ hơn áp suất vỉa thì chất lưu vỉa sẽ xâm nhập vào giếng Nếu áp suất cột thủy tĩnh lớn hơn áp suất vỡ vỉa sẽ gây vỡ vỉa và mất dung dịch Khi mất dung dịch nhiều quá sẽ làm cho áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan trong giếng nhỏ hơn áp suất vỉa và chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng
Như vậy trong khi khoan ta luôn duy trì áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch lớn hơn áp suất thành hệ Độ chênh lệch áp suất này gọi là biên độ an toàn kéo cần (trip margin)
Kiểm soát giếng thứ cấp
Khi áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan không thể khống chế chất lưu vỉa xâm nhập giếng khoan thì giếng sẽ bắt đầu có dòng chảy do chất lưu vỉa đi vào giếng Dòng chảy này sẽ gây phun trào nếu không được kiểm soát Để kiểm soát, chống cho giếng khỏi phun lúc này ta dùng thiết bị đối áp để ngăn không cho dòng chất lưu vỉa phun trào ra khỏi giếng
Sau khi đóng đối áp, dòng chất lưu vỉa không mong muốn được ngăn lại với một
áp suất đóng giếng nào đó Bước kế tiếp là thực hiện tuần hoàn dung dịch dập giếng để đưa khối chất lưu vỉa xâm nhập ra khỏi giếng và tái thiết lập kiểm soát giếng sơ cấp Như vậy kiểm soát giếng gồm có hai phần quan trọng đó là kiểm soát giếng bằng
áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan trong giếng và kiểm soát bằng thiết bị đối áp Mục tiêu của kiểm soát giếng là không để xảy ra phun trào, đảm bảo an toàn trong suốt quá trình thi công giếng khoan
Trang 37Nguyên nhân gây kích
Cần nắm rõ các nguyên nhân gây ra kích để phòng tránh xảy ra kích cũng như có những hành động đúng và kịp thời khi gặp kích
• Không điền đầy đủ dung dịch vào giếng khoan khi kéo cần
• Hiệu ứng áp suất thông khi kéo cần
• Tỷ trọng dung dịch không hợp lý
• Áp suất dị thường
• Mất dung dịch
• Khí nông
• Tốc độ khoan không hợp lý trong vùng cát có chứa khí
Dấu hiệu nhận biết kích
Đội khoan làm việc trực tiếp tại khoan trường, nhất là kíp trưởng, thợ cả, các giám sát khoan cần nắm rõ các dấu hiệu có kích để có hành động và biện pháp xử lý kích thích hợp kịp thời Dưới đây là các dấu hiệu nhận biết giếng khoan gặp kích:
• Tốc độ tuần hoàn dung dịch tăng
• Thể tích bể chứa dung dịch tăng
• Tốc độ khoan tăng đột ngột
• Tỷ trọng dung dịch hồi về tại sàn rung giảm
• Thay đổi kích thước và hình dạng hạt cắt
• Các thuộc tính dung dịch thay đổi
• Thay đổi nhiệt độ của dòng dung dịch hồi về
• Tăng D-Exponent
• Tăng khí kéo cần, khí nối cần, khí nền trong dòng dung dịch hồi về
• Tăng giá trị moment xoắn
Các bước đóng giếng
Có hai cách đóng giếng đó là:
• Đóng mềm - Soft shut-in
Trang 38• Đóng cứng - Hard shut-in
Đóng mềm - Soft shut-in
(1) Khi thấy có dấu hiệu kích, lập tức cho dừng xoay và kéo cần sao cho đầu nối tránh ra ngoài bộ đối áp
(2) Dừng bơm Kiểm tra dòng dung dịch hồi về
(3) Mở van thông đường xả
(4) Đóng đối áp vành xuyến
(5) Đóng đường xả để đọc áp suất giếng
(6) Thông báo cho người giám sát khoan Đọc và bắt đầu vẽ biểu đồ áp suất Kiểm tra thể tích tăng của bể dung dịch
Đóng cứng - Hard shut-in
(1) Khi thấy có dấu hiệu kích, lập tức cho dừng xoay và kéo cần khi vẫn đang bơm sao cho đầu nối tránh ra ngoài bộ đối áp
(2) Dừng bơm Kiểm tra dòng dung dịch hồi về
(3) Đóng đối áp vành xuyến hoặc đối áp ôm cần
(4) Mở van đường xả
(5) Thông báo cho người giám sát khoan Đọc và bắt đầu vẽ biểu đồ áp suất Kiểm tra thể tích tăng của bể dung dịch
Các phương pháp kiểm soát giếng
Có ba phương pháp kiểm soát giếng bằng cách kiểm soát áp suất đáy:
• Phương pháp Thợ khoan (Driller method): đưa khối chất lỏng/khí xâm nhập
ra khỏi giếng trước khi tăng tỷ trọng dung dịch để bơm vào dập giếng
• Phương pháp Chờ và tăng tỷ trọng (Wait and weight method): Chuẩn bị dung dịch dập giếng rồi mới bắt đầu tiến hành bơm dung dịch này vào dập giếng đồng thời đưa khối xâm nhập ra ngoài
• Phương pháp Đồng thời (Concurrent method): Vừa bơm vừa cho tăng tỷ trọng dung dịch
Trang 39Trong ba phương pháp trên, hai phương pháp Thợ khoan và phương pháp Chờ và tăng tỷ trọng dung dịch thường hay được sử dụng
Ngoài ra còn có phương pháp kiểm soát giếng volumetric Trong phương pháp này, trong tình huống không thể sử dụng các phương pháp kiểm soát giếng bằng cách kiểm soát áp suất đáy, khối chất lỏng xâm nhập sẽ được xả ra từ từ theo một tốc độ định trước
Thiết bị kiểm soát giếng chống phun
Hệ thống kiểm soát giếng gồm có các thiết bị sau:
• Đối áp chống phun (BOP)
• Đối áp trong cần (IBOP) và các van ngược
• Bộ đóng mở đối áp điều khiển bằng thủy lực (Accumulators-Koomey Unit)
• Bộ hướng dòng (Diverter)
• Bộ tách khí
• Thiết bị đo tốc độ tuần hoàn dung dịch và thể tích bể chứa dung dịch
• Các loại đồng hồ đo áp suất và hệ thống hiển thị thông số khoan liên quan
2.2.3 Thiết bị sử dụng trong công nghệ khoan kiểm soát áp suất
Thiết bị kiểm soát xoay
Thiết bị kiểm soát xoay (rotating control device) được dùng trong tất cả các ứng dụng của khoan kiểm soát áp suất do yêu cầu làm kín vành xuyến trong quá trình khoan, tiếp cần và kéo cần Thiết bị kiểm soát xoay đã là một thiết bị cho thuê mang tính thương mại từ những năm 1930s Các thế hệ thiết bị kiểm soát xoay mới có thể làm việc với áp suất 5000psi trong trạng thái tĩnh và 2500psi trong trạng thái động Dưới đây là một vài mẫu thiết bị kiểm soát xoay của công ty Weatherford
Trang 40Hình 2.3 Các mẫu thiết bị kiểm soát xoay của công ty Weatherford
Các hình bên dưới là các mặt cắt thể hiện cấu tạo của thiết bị kiểm soát xoay
Hình 2.4 Bên trong thiết bị kiểm soát xoay
psi
c 2500 psi