Nghiên cứu lựa chọn hệ dụng dịch khoan phù hợp cho tầng đá móng vùng đông nam mỏ rồng

Đối tƣợng, phạm vi và nhiệm vụ nghiên cứu Đối tƣợng nghiên cứu: là quy trình công nghệ khoan và các hệ dung dịch sử dụng trong tầng móng vùng Đông Nam Rồng, có hệ số áp suất ngày càng s

PGS.TS TRẦN ĐÌNH KIÊN

HÀ NỘI – 2014

CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

BÁO CÁO VỀ VIỆC BỔ SUNG, SỬA CHỮA LUẬN VĂN THEO BIÊN BẢN

CỦA HỘI ĐỒNG ĐÁNH GIÁ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Kính gửi: - Trường Đại học Mỏ - Địa chất;

- Phòng Đào tạo Sau đại học

Họ và tên học viên: Hà Văn Hay

Tên đề tài luận văn: “Nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù

hợp cho tầng đá móng vùng đông nam mỏ Rồng”

1 Lỗi chính tả và lỗi chế bản tại các trang đã được sửa chữa

2 Lỗi đơn vị đo tỉ trọng và gradient áp suất

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai công bố trong bất

kỳ công trình nghiên cứu nào khác

Hà Nội, ngày 15 tháng 10 năm 2014

TÁC GIẢ

MỤC LỤC

Trang phụ bìa 1

Lời cam đoan 1

Mục lục 3

Danh sách các ký hiệu và chữ viết tắt 6

Danh mục các bảng biểu 7

Danh mục các hình vẽ và đồ thị 8

LỜI MỞ ĐẦU 1 Tính cấp thiết của đề tài 9

2 Mục đích nghiên cứu 9

3 Đối tượng, phạm vi và nhiệm vụ nghiên cứu 10

4 Nội dung nghiên cứu 10

5 Phương pháp nghiên cứu 11

6 Luận điểm bảo vệ 11

7 Ý nghĩa khoa học học và thực tiễn của luận văn 11

8 Cấu trúc và khối lượng của luận văn 12

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN HOẠT ĐỘNG KHOAN Ở TẦNG MÓNG MỎ RỒNG VÀ VÙNG ĐÔNG NAM RỒNG

1.1 Tổng quan về mỏ Rồng 13

1.2 Đặc điểm đứt gãy cấu tạo Rồng 16

1.3 Đặc điểm tầng đá móng nứt nẻ 18

1.4 Đặc điểm cấu trúc địa chất tầng móng vùng Đông Nam Rồng 19

1.5 Cấu trúc giếng Khoan 22

1.6 Các sự cố và phức tạp khi khoan qua tầng móng 26

1.6.1 Mất dung dịch 26

1.6.2 Các sự cố và phức tạp liên quan đến việc mất dung dịch 27

CHƯƠNG 2: CÔNG TÁC SỬ DỤNG DUNG DỊCH KHOAN MỞ VỈA SẢN PHẨM TẦNG ĐÁ MÓNG VÙNG ĐÔNG NAM MỎ RỒNG ĐÃ VÀ ĐANG

ÁP DỤNG

2.1 Phương pháp sử dụng hệ dung dịch Polimer ít sét có bổ sung chất hoạt

tính bề mặt (P.IS + PAV) 31

2.1.1 Ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch 34

2.1.2 Các biện pháp xử lý việc mất dung dịch 35

2.2 Phương pháp sử dụng hệ dung dịch muối 41

2.2.1 Biện pháp công nghệ khi không mất dung dịch hay tốc độ mất dung dịch nhỏ 45

2.2.2 Biện pháp công nghệ khi mất dung dịch từng phần với tốc độ mất dung dịch lên đến 100 thùng/giờ 46

2.2.3 Biện pháp công nghệ khi mất dung dịch hoàn toàn với tốc độ mất dung dịch trên 100 thùng/giờ 48

CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN HỆ DUNG DỊCH KHOAN PHÙ HỢP CHO TẦNG ĐÁ MÓNG VÙNG ĐÔNG NAM MỎ RỔNG 3.1 Phân tích đánh giá các hệ dung dịch khoan đã được áp dụng 54

3.1.1 Giải pháp sử dụng hệ dung dịch P.IS + PAV 54

3.1.2 Giải pháp sử dụng hệ dung dịch muối 55

3.1.3 Công nghệ khoan áp dụng khi mất dung dịch hoàn toàn 56

3.2 Lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho tầng đá móng vùng Đông Nam mỏ Rồng 60

3.2.1 Các yếu tố cơ bản để lựa chọn một hệ dung dịch khoan 60

3.2.2 Các thông số cơ bản để thiết kế một hệ dung dịch khoan 61

3.2.2.Lựa chọn hệ dung dịch và giải pháp công nghệ khoan cho tầng đá

móng vùng Đông Nam mỏ Rồng 64

3.2.3.1 Lựa chọn hệ dung dịch 66

3.2.3.2 Giải pháp công nghệ khoan khi xảy ra mất dung dịch cho tầng

đá móng vùng Đông Nam mỏ Rồng 70

3.2.3.3 Hiệu quả kinh tế khi sử dụng dung dịch và các giải pháp trên 72

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 76

1 KẾT LUẬN 76

2 KIẾN NGHỊ 78

TÀI LIỆU THAM KHẢO 80

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

P.IS + PAV: Hệ dung dịch polimer ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt CMC LV: Carbua methyl xenlulozo độ nhớt thấp

FCM: Floating Mud Cap

LCM: Vật liệu chống mất dung dịch (Lost Circulation Material)

KR-22: Polimer silic hữu cơ kỵ nước

Gpm: Galong trên phút (gallon per minute)

Bpm: Thùng trên phút (barrel per minute)

OBK: Cacbonat canxi rỗng xốp

YP: Ứng lực cắt động (Lb/100ft2

) PV: Độ nhớt dẻo (CPs)

Gel: Độ bền gel

Nước KT: Nước kỹ thuật

VSP: Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

XNLD: Xí nghiệp liên doanh

γ: Trọng lượng riêng của dung dịch

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

1 Bảng 2.1 Đơn pha chế hệ dung dịch P.IS + PAV 32

2 Bảng 2.2 Thông số hệ dung dịch P.IS + PAV 33

7 Bảng 2.7 Đơn pha chế dung dịch muối NaCl 42

9 Bảng 2.9 Đơn pha chế dung dịch muối CaCl2 44

10 Bảng 2.10 Kích thước của các vật liệu LCM hiện đang sử

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

1 Hình 1.1 Vị trí địa lý vùng Đông Nam mỏ Rồng 14

2 Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp vùng Đông Nam mỏ Rồng 19

3 Hình 1.3 Cấu trúc giếng khai thác sử dụng cho vùng Đông

6 Hình 3.1 Sơ đồ công nghệ khoan mũ dung dịch 70

7 Hình 3.2 Biểu đồ so sánh tỷ lệ thời gian khoan của hai

8 Hình 3.3 Biểu đồ so sánh chi phí dung dịch khoan của hai

LỜI MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Công nghiệp dầu khí ngày càng không ngừng phát triển, trong đó phải

kể đến sự tiến bộ to lớn của công nghệ và kỹ thuật khoan dầu khí Việc ứng dụng những tiến bộ này sẽ góp phần làm tăng tính khả thi và hiệu quả của dự

án khoan thăm dò, thẩm định và khai thác

Ở Việt Nam, sau hơn 35 năm tìm kiếm, thăm dò và khai thác Dầu khí tại thềm lục địa miền Nam Việt Nam nói chung và vùng Đông Nam mỏ Rồng nói riêng các nhà đầu tư đã khoan trên 750 giếng khoan thăm dò – khai thác với hàng triệu mét khoan và chi phí nhiều tỷ USD Trong quá trình khoan thăm dò và khai thác vào tầng móng, nhiều hệ dung dịch và công nghệ mở vỉa sản phẩm khác nhau đã được áp dụng Tuy nhiên, thực tế cho thấy tại nhiều giếng khoan qua tầng móng khi thi công có biểu hiện dầu khí tốt nhưng khi thử vỉa sản phẩm thì lại cho kết quả không đúng với tiềm năng của vỉa hoặc thậm chí không có dòng Điều đó chứng tỏ quá trình khoan mở vỉa sản phẩm

đã làm cho vỉa bị nhiễm bẩn và sự lưu thông của dòng sản phẩm vào giếng bị hạn chế

Do vậy, luận văn Nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho tầng đá móng vùng Đông Nam mỏ Rồng là cần thiết Kết quả luận văn

không những có ý nghĩa khoa học mà còn có ý nghĩa thực tiễn góp phần nâng cao sản lượng và hiệu quả khai thác dầu khí của vùng Đông Nam mỏ Rồng và góp phần nâng cao hiệu quả cho các dự án tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí đang và sẽ được triển khai tại bồn trũng Cửu long nói chung

2 Mục đích nghiên cứu

Trên cơ sở phân tích các đặc điểm phân bố địa chất, đặc điểm sự phân

bố áp suất, khe nứt và đánh giá, so sánh các hệ dung dịch, các giải pháp khoan

mở vỉa khác nhau đã và đang sử dụng tại tầng móng vùng Đông Nam mỏ Rồng Tác giả nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho tầng đá móng vùng Đông Nam mỏ Rồng nhằm nâng cao hiệu quả khoan mở vỉa sản phẩm, gia tăng sản lƣợng cũng nhƣ hiệu quả kinh tế & kỹ thuật của dự án thăm dò – khai thác dầu khí ở vùng Đông Nam mỏ Rồng nói riêng và bồn trũng Cửu Long nói chung

3 Đối tƣợng, phạm vi và nhiệm vụ nghiên cứu

Đối tƣợng nghiên cứu: là quy trình công nghệ khoan và các hệ dung dịch sử dụng trong tầng móng vùng Đông Nam Rồng, có hệ số áp suất ngày càng suy giảm do tác động của quá trình khai thác dầu khí Trong đó cụ thể các giải pháp ngăn ngừa và xử lý mất dung dịch khi khoan qua tầng đá móng nhằm nâng cao hiệu quả công tác khoan mở vỉa sản phẩm

Phạm vi nghiên cứu: lựa chọn ra hệ dung dịch và giải pháp khoan mở vỉa tối ƣu nhất để áp dụng cho tầng đá móng vùng Đông Nam mỏ Rồng Trong đó trọng tâm nhất là lựa chọn ra hệ dung dịch khoan tối ƣu và hoàn thiện các biện pháp xử lý các phức tạp, sự cố trong quá thi công khoan

Nhiệm vụ của luận văn: là nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho tầng móng vùng Đông Nam mỏ Rồng trên cơ sở điều kiện đặc thù địa chất của tầng đá móng

4 Nội dung nghiên cứu

- Nghiên cứu, phân tích và đánh giá về những khó khăn và phức tạp khi

khoan qua tầng móng – vỉa sản phẩm vùng Đông Nam Rồng

- Nghiên cứu và đánh giá các công nghệ khoan mở vỉa đã và đang áp dụng

tại tầng móng vùng Đông Nam Rồng

- Trên cơ sở các phân tích và đánh giá trên, tác giả sẽ lựa chọn hệ dung

dịch khoan và các giải pháp công nghệ khoan phù hợp nhất cho tầng móng

vùng Đông Nam Rồng

- Hiệu quả kinh tế khi sử dụng dung dịch và các giải pháp trên

5 Phương pháp nghiên cứu

Để thực hiện tốt nội dung nghiên cứu trên, tác giả luận văn đã sử dụng các phương pháp nghiên cứu sau:

1 Tập hợp xử lý và thống kê các tài liệu sản xuất để đánh giá các khó khăn và phức tạp khi khoan qua tầng móng – vỉa sản phẩm vùng Đông

Nam Rồng

2 Nghiên cứu lý thuyết: Chủ yếu thuộc loại nghiên cứu thư mục để làm sáng tỏ các ưu nhược điểm của những công nghệ khoan cũng như hệ dung dịch khoan đã và đang áp dụng để khoan qua tầng móng và khả

năng áp dụng các công nghệ cùng các hệ dung dịch trên

3 Đánh giá thống kê các kết quả nghiên cứu thông qua các số liệu thống

kê từ thực tế khoan ở tầng móng đã và đang áp dụng ở vùng Đông Nam

Rồng

6 Luận điểm bảo vệ

1 Hệ dung dịch polymer ít sét có bổ sung thêm chất hoạt tính bề mặt là

hệ dung dịch thích hợp để khoan qua nóc móng nơi có rủi ro gặp mũ khí

2 Hệ dung dịch muối là hệ dung dịch phù hợp nhất hiện nay để khoan

mở vỉa sản phẩm tầng móng vùng Đông Nam Rồng

3 Công nghệ khoan mũ dung dịch là phương là phương pháp khoan đem lại hiệu quả cao trong tầng móng có hệ số áp suất thấp

7 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận văn

1 Hệ dung dịch muối là hệ dung dịch thích hợp nhất hiện nay để khoan

mở vỉa sản phẩm tầng móng tại vùng Đông Nam Rồng Tuy nhiên hệ dung dịch polymer ít sét có bổ sung thêm chất hoạt tính bề mặt lại phù hợp để khoan qua nóc móng nơi có rủi ro gặp mũ khí

2 Khi khoan các giếng khoan khai thác công nghệ khoan sử dụng mũ dung dịch là phương pháp khoan đem lại hiệu quả cao trong tầng móng có áp

suất thấp khi xảy ra tốc độ mất dung dịch lên đến trên 100 thùng/giờ, bên cạnh đó để khắc phụ mất dung dịch đối với giếng khoan bơm ép thì công nghệ

sử dụng nút cách ly tỏ ra rất hiệu quả

3 Giúp nâng cao chất lượng khoan cho tầng móng: Cải thiện tốc độ khoan, khắc phục sự cố mất dung dịch, giảm thiểu sự nhiễm bẩn vỉa sản phẩm

4 Đề tài xuất phát từ yêu cầu thực tế sản xuất Kết quả nghiên cứu của luận văn sẽ góp phần giải quyết những khó khăn, phức tạp khi khoan mở vỉa

ở tầng móng vùng Đông Nam Rồng

8 Cấu trúc và khối lượng của luận văn

Luận văn gồm phần mở đầu, 3 chương, kết luận, kiến nghị và danh mục tài liệu tham khảo Toàn bộ nội dung của luận văn được trình bày trong 80 trang trên khổ giấy A4, cỡ chữ 14, font chữ Time New Roman, Unicode, trong đó có 8 hình vẽ và 12 bảng biểu

Luận văn được hoàn thành tại bộ môn Khoan - Khai thác, khoa Dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của:

PGS.TS Trần Đình Kiên – Trường Đại học Mỏ - Địa chất

Trong quá trình làm luận văn tác giả đã nhận được sự giúp đỡ và tạo điều kiện của Ban lãnh đạo Liên doanh Vietsovpetro, các bạn đồng nghiệp trong ngành Dầu khí Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc trước sự hỗ trợ hết sức quý báu đó

Tác giả cũng xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Mỏ

- Địa Chất, các cán bộ hướng dẫn khoa học, các cơ quan, đồng nghiệp đã động viên, tạo điều kiện và giúp đỡ tác giả hoàn thành luận văn này

Do luận văn là một đề tài rộng, nhiều vần đề cần tiếp tục được hoàn thiện Tác giả mong nhận được những ý kiến đóng góp để nâng cao và hoàn thiện hơn nữa

Xin chân thành cảm ơn!

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN HOẠT ĐỘNG KHOAN Ở TẦNG MÓNG

MỎ RỒNG VÀ VÙNG ĐÔNG NAM RỒNG

1.1 Tổng quan về mỏ Rồng

Mỏ Rồng nằm ở lô 09-1 trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành phố cảng Vũng Tàu 120km – là trung tâm công nghiệp dầu khí của Việt Nam Mực nước biển ở vùng mỏ dao động từ 25 cho đến 60m Hàng năm, nước biển có nhiệt độ thay đổi từ 24,9 đến 29,60C, nồng độ muối từ 33 đến 35g/l, khí hậu là nhiệt đới gió mùa Nhiệt độ trung bình của không khí là 270

C

Mỏ Rồng thuộc vùng có mức độ chấn động địa chấn có thể đạt 8 độ Ricte Phần trên mặt cắt địa chất là á sét nửa cứng có độ bền cao, thuận tiện cho việc xây dựng các công trình biển Điều kiện địa chất công trình các trầm tích đáy

đa dạng Theo số liệu khảo sát địa chất công trình bề mặt đáy gặp nhiều thấu kính bùn, sét chảy có lót đệm lớp á sét tương đối cứng

Đến nay trên mỏ đã xây dựng một giàn khoan cố định (MSP) RP-1 ở khu trung tâm mỏ Rồng và 2 giàn nhẹ RC1 và RC2 trên lần lượt vùng Đông Bắc Rồng và Đông Nam Rồng, 1 giàn phụ RP-2 trên vùng Đông Rồng Lắp hệ thống ống dẫn liên hoàn nối giữa RC-2, RP-1 và RC-1 với hệ thống dẫn dầu của mỏ Bạch Hổ và trạm rót dầu không bến giữa RP-1 và RC-1 Hình 1.1 biểu diễn vị trí mỏ Đông Nam Rồng và các mỏ lân cận thuộc bể Cửu Long

Trên bình đồ cấu trúc của tầng móng, tỷ lệ 1:50.000, vùng mỏ Rồng bao gồm nhiều khối nâng, sụt khác nhau được tách biệt nhau bởi các đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam, Đông – Tây và á Bắc - Nam Các đứt gãy này

có biên độ lớn từ vài trăm tới hơn 1000m Hình các khối nâng, sụt chủ yếu của móng như sau:

CONOCO CONOCO

135

136

134 133

Kim Cöông Tay Hai Thach

07

Dai Bang - Ung Trang

Thien Nga

Hai Au Thanh Long

Bo Cau Mang Cau Dai Hung

04.3

05.1B 05.1C

13

12W 12E

22 21

Rong Doi Rong Bay

11-2

11-1 19

CONOCO

JPVC SOCO

16-2

16-1

15.2 09

Hình 1.1 Vị trí địa lý vùng Đông Nam mỏ Rồng

a Cấu tạo Đông Bắc Rồng (HI): theo đường đồng mức khép kín 4100m nó

được chia thành 2 vòm: vòm bắc và vòm nam, được giới hạn các phía bởi các đứt gãy có phương đông bắc – tây nam Vòm bắc có kích thước 1 x 4,5km và hướng Đông Bắc – Tây Nam là giới hạn Tây của cấu tạo Còn vòm nam có kích thước 2 x 1,5km, biên độ 700m, tại đây đã khoan R-6, R-8

b Cấu tạo trung tâm Rồng (HII): theo bề mặt đường đồng mức khép kín tại

đường đồng mức 3500m với biên độ trên 1000m Cấu tạo dạng vòm bị phân chia thành một loạt các khối bởi các đứt gãy hướng vĩ tuyến, á vĩ tuyến và á kinh tuyến Chiều dài trục cấu tạo có hướng đông bắc – tây nam

Khối đông bắc theo đường đồng mức 2800m có kích thước 1 x 1,5km biên

độ 200m, khối trung tâm theo đường đồng mức khép kín 2800m, có kích thước 8 x 2,5 km, biên độ 400m Ở đây đã khoan thăm dò R-1; R-9; R-101 và

11 giếng khoan khai thác từ giàn khai thác RP-1

Khối nam (HIII) (vùng giếng khoan R-2, R-15, R-16) có hướng á vĩ tuyến

bị phân cách khỏi khối nâng trung tâm bởi một eo sụt, có kích thước 2,5x1,5km

Khối đông nam (vùng R-23 và R-24): là những khối nhỏ tương đối cao của cấu trúc trong dạng chuyển tiếp giữa các cấu tạo Rồng Trung tâm và Rồng Đông nam, sườn phía bắc và nam giáp với các trũng sâu Ở đây có hai khối nhô R-23 và R-24, cỡ diện tích tương ứng là 1,5km2 và 1,5km2 theo đường đồng mức 3400m Cấu tạo có phương á vĩ tuyến

Giếng khoan R-23 đã khoan vào 6-2004 và nhận được dòng dầu tự phun từ móng

c Cấu tạo Đông Rồng (HIV) (vùng R-18, R-11) là khối nâng cao được giới

hạn từ mọi phía bằng các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến Đường đồng mức khép kín của cấu tạo ở độ sâu 4250m, biên độ 500m Trục của cấu tạo gần trục với hướng á vĩ tuyến Khối này là cao nguyên bị lún chìm

ở phía nam, kích thước khoảng 3,5x2,5km Giới hạn khép kín phía Tây của cấu tạo là đứt gãy nghịch hướng Bắc Đông Bắc – Nam Tây Nam

d Cấu tạo Đông Nam Rồng (HV) (Vùng R-14, R21) theo bề mặt móng cấu

tạo Rồng đông nam có cấu trúc phức tạp, đường đồng mức khép kín xác định

tại độ sâu 2950m Trong giới hạn đường đồng mức này kích thước của cấu tạo

là 8x7km, biên độ 600m

1.2 Đặc điểm đứt gãy cấu tạo Rồng

Có 4 hệ thống đứt gãy được quan sát trong diện tích mỏ Rồng, có phương Đông Bắc – Tây Nam, á vĩ tuyến, á kinh tuyến và Tây Bắc – Đông Nam Các

đứt gãy phương Tây Bắc – Đông Nam phân bố chủ yếu ở phần phía Nam vùng nghiên cứu Các đứt gãy chính trong cấu tạo Nam Trung tâm Rồng Đông Nam Rồng và Đông Rồng đã được đặt tên và xác định vị trí trên các bản đồ đẳng sâu theo các mặt phản xạ địa chấn

a Hệ đứt gãy phương ĐôngBắc – Tây Nam gồm 3 nhóm đứt gãy chủ yếu

- Nhóm đứt gãy Bắc và Đông Bắc Rồng

- Nhóm đứt gãy Trung tâm Rồng và Đông Rồng

- Nhóm đứt gãy Đông Nam Rồng

Trong đó bao gồm cả 5 đứt gãy nghịch hoạt động trong pha nén ép đầu Oligocen muộn (cuối SH-10), và cả các đứt gãy có thể hình thành do nén ép trọng lực, ít liên quan đến các đứt gãy sâu hình thành vào cuối Oligocen và Miocen sớm

Nhìn chung các đứt gãy thuận hướng Đông Bắc – Tây Nam đóng vai trò tạo sụt bậc về phía các trũng Đông và Tây Bạch Hổ Các đứt gãy này là các ranh giới giữa các khối Listric của bể Cửu Long Cenozoic sớm Chúng hoạt động đồng trầm tích trong các tầng SH-11, SH-10, SH-8, SH-7 trong Oligocen, một vài đứt gãy tái hoạt động mạnh sau Oligocen (sau SH-5, SH-3)

và sau các tầng SH-10, SH-8 ở vài nơi Pha tái hoạt động đứt gãy sau Oligocen và pha nén ép tạo đứt gãy nghịch vào đầu Oligocen muộn (cuối thời

kỳ SH-10) đóng vai trò quan trọng trong việc tạo ra các nứt nẻ thứ sinh kèm các đứt gãy chính trong đá móng

b Hệ đứt gãy phương á vĩ tuyến gồm có 4 nhóm đứt gãy chủ yếu

- Nhóm đứt gãy Bắc và Đông Bắc Rồng

- Nhón đứt gãy Trung tâm và Đông Rồng

- Nhóm đứt gãy Nam Trung tâm Rồng

- Nhóm đứt gãy Đông Nam Rồng

Hệ đứt gãy này hoạt động mạnh sau tầng SH-11, đồng trầm tích trong các tầng SH-8, SH-7 và tái hoạt động sau Oligocen (sau SH-5 và SH-3) Một vài đứt gãy hình thành do tải trọng trầm tích có phương này

c Hệ đứt gãy phương á kinh tuyến

Gồm có 3 nhóm chính:

- Nhóm đứt gãy Đông Bắc Rồng

- Nhóm đứt gãy Trung tâm Rồng và Đông Rồng

- Nhóm đứt gãy Đông Nam Rồng

Nhìn chung các đứt gãy nhóm này được hình thành và phát triển vào Oligocen muộn (sau SH-11), chúng có thể là các đứt gãy tái hoạt động của các đứt gãy cổ hoạt động trong Jura muộn - Creta

d Hệ đứt gãy phương Tây Bắc – Đông Nam

Nhóm đứt gãy này phát triển chủ yếu ở Nam Trung tâm Rồng Đứt gãy phát triển kế thừa từ móng, hoạt động trầm tích trong Oligocen và tái hoạt động sau Oligocen (sau SH-3)

Tóm lại kết quả nghiên cứu cho thấy: hoạt động đứt gãy tắt dần vào cuối Oligocen, chỉ có các đứt gãy sâu là ranh giới của các khối cấu tạo Rồng có hướng Đông Bắc – Tây Nam, á vĩ tuyến và Tây Bắc – Đông Nam, hoạt động

kế thừa từ móng, có biên độ dịch chuyển lớn tới hơn 1000m, phần lớn chúng tái hoạt động sau Oligocen Hệ đứt gãy chờm nghịch hướng Đông Bắc – Tây Nam hình thành và hoạt động trong pha nén ép đầu Oligocen (cuối SH-10)

1.3 Đặc điểm tầng đá móng nứt nẻ

Theo tài liệu của các giếng khoan trên mỏ Rồng, đá móng trước Kainozoi

bao gồm các đá macma và biến chất, thành phần chủ yếu là đá granit, granodiorit và diorit Ở vùng Đông Nam Rồng (Giếng khoan R-14) trên móng diorite thạch anh có phủ một lớp cuội núi lửa hạt thô Đá macma ở mỏ Rồng (diorite thạch anh) có tuổi tuyệt đối theo phóng xạ K-Ar biến đổi từ 50-78 triệu năm ở vùng Đông Nam Rồng, còn ở vùng Đông Bắc Rồng (Giếng khoan R-7) là 170 triệu năm và gabro ở giếng khoan R-16 vùng Nam Trung tâm Rồng là 50-59 triệu năm Đặc trưng đá móng ở vùng Trung tâm cho thấy đá móng bị nứt nẻ, đôi khi có hang hốc, các nứt nẻ được lấp đầy canxit và zeolit, đôi chỗ có gnei bắt gặp trong giếng R-23 (độ sâu 3685-3690,8m)

Trên cơ sở kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan, phân tích đặc tính chứa của đá móng với khoảng cách mỗi 50m từ nóc móng cao nhất, độ rỗng nứt nẻ biến đổi theo diện và theo độ sâu, giá trị độ rỗng nứt nẻ tăng dần

về phía đứt gãy, đặc biệt là đứt gãy nghịch Tuy nhiên do giếng khoan phần lớn tập trung ở vùng giếng khoan R-14 nên số liệu chưa phản ánh toàn thể xu thế độ rỗng nứt nẻ

1.4 Đặc điểm cấu trúc địa chất tầng móng vùng Đông Nam Rồng

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp vùng Đông Nam mỏ Rồng

Theo những quan điểm mới, mỏ Rồng có cấu tạo phức tạp, bao gồm 32 thân dầu khí, cacbuahydro xác định được trong cấu tạo Rồng, Đông Rồng và Đông Nam Rồng Theo trạng thái pha, có 30 thân dầu, 2 thân khí condensate Hai thân khí condensate thuộc trầm tích Oligocen trên (1 thân) và Oligocen dưới (1 thân) ở cấu tạo Rồng Các thân dầu được phát hiện ở khoảng chiều sâu 1770 – 4250m, tầng chứa dầu khí – 2480m

Theo thành phần, mỏ Rồng có chứa khí condensate Tuy nhiên, do phần khí condensate có khối lượng không đáng kể so với tổng trữ lượng, nên có thể coi đây là mỏ dầu Về con số trữ lượng thu hồi đây là mỏ trung bình

Mỏ này thuộc loại đa vỉa, nhiều thân khoáng Có 29 thân dầu thuộc cấu tạo Rồng, 2 thân thuộc Đông Rồng và 1 thân thuộc Đông Nam Rồng 30 thân dầu được phát hiện trong trầm tích lục nguyên Theo dạng bẫy các thân dầu thuộc loại vỉa và tập trung ở các tầng cát kết – bột của Oligocen dưới, Oligocen trên

và Miocen dưới Thân dầu lớn nhất của mỏ có liên quan đến trầm tích phủ nằm ở Oligocen dưới, đứng thứ hai về trữ lượng là thân dầu trong Miocen dưới, thứ ba nằm trong Oligocen trên

Trong đá móng đã phát hiện 2 thân dầu ở cấu tạo Đông Nam Rồng và ở Đông Rồng Trong đó lớn nhất về trữ lượng là thân dầu trên cấu tạo Đông Nam Rồng

Cấu trúc địa chất vùng Đông Nam Rồng: Thân dầu thuộc cấu tạo cùng tên,

theo bản đồ cấu trúc mặt móng có đường đẳng sâu khép kín ngoài cùng – 2975m diện tích là 20,3km2, biên độ chiều cao là 885m

Trên cấu tạo đã tiến hành thăm dò địa chấn 3D và khoan 3 giếng khoan thăm dò (R-14, R-21, R-22) và 4 giếng khoan khai thác (R-201, 203, 206 và 305), các tài liệu rất phù hợp với nhau và cho ra khái niệm tin cậy về hình thái cấu trúc theo mặt móng

Phần đỉnh vòm của cấu tạo trong vùng các giếng khoan 14, 21,

R-203, R-206 và R-305 và được khoanh định bởi đường đẳng sâu -2500m Cấu tạo bị phức tạp bởi nhiều đứt gãy kiến tạo cả dạng phay thuận và phay nghịch Biên độ trong đường khép kín không quá 300m Đứt gãy chạy theo 3 hướng: Đông Bắc, á kinh tuyến và á vĩ tuyến, chúng chia cấu tạo thành 7 khối: Khối Bắc, khối Tây Bắc (giếng khoan R-305), khối Đông Bắc, khối Trung Tâm (R-21), khối Tây Nam (R-201 và R-14), khối Nam (R-206), khối Đông Nam(R-203) Mỗi khối đặc trưng có độ nghiêng mặt móng khác nhau Góc nghiêng lớn nhất (trong khoảng bình độ - 2500 đến -2975m) thấy ở khối Tây Nam (300) và khối Đông Bắc (400) Góc nghiêng của mặt móng thoải hơn là ở các khối Tây – Bắc (80), khối Nam (130) và khối Đông Nam (120), do vậy diện tích trong đường biên – 2975m lớn hơn đáng kể so với các khối trung tâm, khối Tây Nam và Đông Bắc Những khối thoải thường có vòm nhỏ và lún chìm, một phần trong đó có dạng biên khép kín và biên độ chiều cao không quá 50m

Lát cắt địa chất thuộc vùng Đông Nam Rồng gồm: đá móng, đá lục nguyên phun trào thuộc Oligocen trên, chủ yếu là đá lục nguyên và trầm tích tuổi từ Miocen đến đệ tứ Việc phân chia địa tầng trong các giếng khoan cho thấy rằng: trên phần đã khoan ở Đông Nam Rồng vắng trầm tích Oligocen dưới Phần còn lại, lát cắt tương tự với các vùng khác của mỏ Trong lát cắt Đông Nam Rồng không thấy các đới dị thường áp suất tăng và giảm, Gradient áp suất vỉa tăng cực đại ở trên mức thủy tĩnh 1,15 lần thấy ở lớp sét thuộc Oligocen trên, nằm phủ trên đá móng, nó là màn chắn cho thân dầu ở vùng Đông Nam Rồng Mất dung dịch khi khoan trong đá móng là bằng chứng về dùng dung dịch khoan nặng và là chỉ số tin cậy tồn tại đá chứa

Thân dầu trong đá móng Đông Nam Rồng được phát hiện đầu tiên là giếng khoan R-14, khi thử vỉa đã thu được dầu lưu lượng 860m3/ngày Lưu lượng cực đại là 1316m3/ngày đo được ở giếng khoan R-21

Đá chứa là dăm kết núi lửa, gặp ở một số giếng khoan trong phần nóc thân dầu, cũng thấy đá diorite thạch anh nứt nẻ hang hốc phân bố trong biên chứa dầu phần chính của đá móng Mặt móng (SH – móng ) có đặc điểm cấu trúc được mô tả như trên nóc phần thấm chứa của thân dầu Thân dầu được xếp vào dạng khối, được lót đệm bằng nước đáy đều khắp cấu tạo Ranh giới dầu nước theo kết quả thử vỉa xác định ở độ sâu -2975m Chiều cao thân dầu – 885m, hệ số lấp đầy bẫy chứa là 1 Do biên độ của các đứt gãy không vượt qua chiều cao thân dầu, nó được coi như là một hệ thống thủy lực duy nhất

1.5 Cấu trúc giếng Khoan

Tùy thuộc vào sự phức tạp của địa tầng, chiều sâu giếng khoan mà cấu trúc

giếng khoan và chiều sâu ống chống có thể khác nhau Do đặc điểm mặt cắt địa chất của vùng Đông Nam Rồng là không có tầng Oligocen dưới, mặt khác tầng Oligocen trên có hệ số dị thường áp suất vỉa khoảng 1,10 -1,15 Cấu trúc giếng khoan được phân làm 2 loại như sau:

+ Cấu trúc giếng khai thác:

- Ống cách nước Ф720mm được thả tới độ sâu 120m, khi khoan để thả ống chống này chúng ta sử dụng choòng 660,4mm và mở rộng thành giếng đến 914mm Ống chống này được trám xi măng toàn bộ tới đáy biển

- Ống dẫn hướng Ф508mm được thả tới độ sâu 250m để gia cố các tầng của Pliocen cũng như để lắp đặt thiết bị đầu giếng và đối áp nhằm đảm bảo an toàn cho quá trình khoan giếng, khoảng thân giếng khoan bằng choòng 660,4mm

- Ống kỹ thuật Ф340mm được thả tới độ sâu 1100m là nóc của tầng Miocen sớm để gia cố các lớp sét, cát bở rời, không bền vững của tầng Pliocen,

Miocen trên và dưới Khoảng thân giếng này được khoan bằng choòng 444,5mm Xi măng được trám toàn bộ thân ống

- Ống khai thác Ф245mm được thả tới nóc móng Khoan thả ống bằng choòng 311,1mm, được trám xi măng từ nóc móng tại chiều sâu 2200m lên tới phía trên cách chân đế ống chống Ф340mm khoảng 150m

- Thân trần trong móng Ф215,9mm tới đáy giếng thiết kế

+ Cấu trúc giếng khai thác/bơm ép:

Hình 1.3 Cấu trúc giếng khai thác sử dụng cho vùng Đông Nam mỏ Rồng

Hình 1.4 Cấu trúc giếng bơm ép sử dụng cho vùng Đông Nam mỏ Rồng

1.6 Các sự cố và phức tạp khi khoan qua tầng móng

Trên cơ sở phân tích thời gian thi công cũng như theo dõi tại thực tế hiện trường quá trình khoan mở vỉa sản phẩm tầng móng vùng Đông Nam mỏ Rồng có áp suất vỉa thấp, chúng ta có thể thấy rằng phức tạp chủ yếu là mất dung dịch còn các phức tạp khác chỉ là hệ quả của việc mất dung dịch

1.6.1 Mất dung dịch

Mất dung dịch là mối quan tâm hàng đầu khi khoan mở vỉa trong tầng

móng vùng Đông Nam mỏ Rồng Thời gian xử lý mất dung dịch chiếm trên 13% thời gian thi công trong tầng móng Tuy nhiên, thực tế thi công đã chứng minh khi tốc độ mất dung dịch càng cao thì đá móng với độ nứt nẻ và độ thấm càng lớn và có khả năng khai thác dầu càng lớn Tốc độ mất dung dịch tại mỏ

là rất khác nhau, từ vài thùng/giờ cho đến mất hoàn toàn

Hoạt động khoan tại vùng Đông Nam mỏ Rồng được tiến hành đồng thời

cả khoan thăm dò – thẩm lượng và khoan khai thác Do vậy, việc xem xét và

xử lý mất dung dịch cần phải được chia làm hai trường hợp:

- Các giếng khoan tại vùng chưa khai thác, nơi áp suất tầng sản phẩm vẫn còn cao, tương đương áp suất thủy tĩnh ban đầu, giá trị áp suất vỉa thường trong khoảng 1,0 -1,10

- Các giếng tại vùng đã khai thác, nơi có áp suất tầng sản phẩm thấp so với

áp suất vỉa ban đầu, thường chỉ còn trong khoảng 0,9

Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu về việc mất dung dịch trong tầng đá móng vùng Đông Nam mỏ Rồng, chúng ta có thể đưa ra các nhận định và đánh giá sau:

Các giếng khoan tại vùng đã khai thác do áp suất vỉa thấp hơn nhiều so với áp suất vỉa ban đầu nên tốc độ và khối lượng mất dung dịch cao hơn nhiều so với các giếng khoan tại vùng mới

Trong khi đó việc xử lý mất dung dịch tại các giếng khoan thẳng đứng và giếng khoan xiên lại phức tạp hơn so với các giếng khoan ngang vì tại các giếng khoan này sự chênh áp tăng lên khi chiều sâu thẳng đứng tăng lên, trong khi giếng khoan ngang thì chiều sâu thẳng đứng gần như không thay đổi

Trong khi đó, không có mối quan hệ nào giữa tỷ trọng của dung dịch khoan hay số mét khoan được với khối lượng của dung dịch khoan bị mất Không có nghĩa là cứ tỷ trọng dung dịch càng cao thì khối lượng mất dung dịch càng lớn hay số mét khoan càng dài thì khối lượng mất càng nhiều Khối lượng và tốc độ mất dung dịch được quyết định bởi 3 yếu tố chính: Kích thước của nứt nẻ, chiều dài của khe nứt và sự chênh lệch áp suất giữa

áp suất thủy tĩnh và áp suất vỉa Thực tế thi công cho thấy tốc độ khoan tăng lên và dung dịch bị mất đi khi gặp phải các khe nứt của đá móng Tuy nhiên, nếu việc mất dung dịch nhanh chóng chấm dứt chứng tỏ các khe nứt này không liên thông Còn nếu tốc độ mất dung dịch thấp hơn 100 thùng/giờ và giảm đi khi tiếp tục khoan nhưng không dừng hẳn thì chứng tỏ khe nứt này

có liên thông nhưng kích thước khe nứt được khoan qua không lớn

1.6.2 Các sự cố và phức tạp liên quan đến việc mất dung dịch

a 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 (hay nước biển) vào trong giếng khoan thì sẽ làm cho chiều cao của cột dung dịch trong giếng khoan giảm dẫn đến áp suất thủy tĩnh giảm và làm cho khí xâm nhập vào trong giếng khoan và hòa trộn với chất lỏng trong giếng khoan làm cho trọng lượng riêng của dung dịch bị giảm đi và đến một giới hạn nào đó sẽ làm cho cột áp suất tạo bởi dung dịch khoan thấp hơn áp suất vỉa và dẫn đến giếng khoan bị phun trào

b Sập lở thành giếng khoan

Như đã trình bày ở trên sau khi giếng khoan bị mất dung dịch hoàn toàn thì cột áp suất của dung dịch giảm đi và đến một giới hạn nào đó khi thấp hơn áp suất vỉa thì sẽ làm cho lưu thể vỉa xâm nhập đồng thời cũng kéo theo hiện tượng sập lở thành giếng khoan do cột áp suất thủy tĩnh của dung dịch không đủ lớn để khống chế thành giếng

c Mức độ làm sạch giếng khoan kém

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 phía trên không nhiều dẫn đến sự tích tụ mùn khoan ở đáy giếng Trong quá trình khoan định hướng, mùn khoan có thể bị lắng đọng lại ở đáy giếng khoan Tuy nhiên, từ thực tế thi công cho thấy khối lượng mùn khoan nằm ở phía dưới là rất ít vì nó đã chui phần lớn vào các khe nứt

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 hóa chất nào có thể hòa tan hay

di chuyển được lượng mùn khoan nằm trong các khe nứt này vào giếng và đưa lên bề mặt

d Sự cố đứt gãy cần khoan

Trong quá trình khoan định hướng nếu gặp hiện tượng mất dung dịch từng phần hay hoàn toàn thì thường gặp phải trường hợp mô men xoắn của bộ cần khoan tăng cao do mức độ làm sạch giếng khoan kém dẫn đến lượng mùn khoan tích tụ ở đáy giếng

Đối với các giếng khoan ngang và khoan xiên có độ lệch lớn thì mô men xoắn phổ biến khi xảy ra hiện tượng mất dung dịch là khoảng 25kftlbs Trong nhiều trường hợp khi chiều sâu của giếng khoan tăng lên 5000 – 6000m thì mô men xoắn lên đến xấp xỉ 35kftlbs, tương đương giới hạn bền

cho phép của cần khoan 5’’ Mô men xoắn cao là nguyên nhân dẫn đến các sự

cố đứt gãy bộ khoan cụ, tốc độ khoan chậm và làm tăng thời gian thi công khoan

Bên cạnh những yếu tố trên, do dung dịch bị mất hoàn toàn nên nhiều khi phải sử dụng nước biển để khoan, đây là dung dịch chưa qua xử lý nên khả năng ăn mòn rất mạnh và làm cho cần khoan bị mòn nhanh dẫn đến thủng

và đứt cần khoan trong quá trình thi công

e Kẹt cần khoan

Kẹt cần khoan là một trong những sự cố khoan phức tạp và phổ biến Hiện tượng kẹt cần xảy ra khi lực kéo căng cần cho phép nhỏ hơn lực giữ cần khoan tại điểm kẹt Trong nhiều trường hợp, kẹt cần không thể khắc phục được phải bỏ lại bộ cần khoan, thậm chí cả giếng khoan Đối với tầng móng

có áp suất vỉa thấp thì nguyên nhân cơ bản gây ra kẹt cần là do cơ học

Do mất dung dịch, phải khoan không tuần hoàn nên mùn khoan không được vận chuyển kịp thời ra khỏi giếng khoan, chúng tích tụ dần và lắng đóng gây ra kẹt cần Vị trí kẹt cần thường xảy ra ở điểm chuyển tiếp đường kính của bộ khoan cụ và thường xuất hiện trong các đoạn khoan có sự thay đổi lớn

về đường kính mà ở đó vận tốc dòng chảy dung dịch trong vành xuyến có sự đột biến từ vận tốc lớn qua vận tốc nhỏ hoặc phía thấp của thân giếng khoan xiên mà nguyên nhân chính có thể do tốc độ khoan quá nhanh so với tốc độ tuần hoàn, chế độ thủy lực không hợp lý hay chất lượng dung dịch kém

f Suy giảm tốc độ khoan khi chiều sâu giếng tăng lên

Khi giếng khoan bi mất dung dịch hoàn toàn, phải khoan không tuần hoàn nên không đưa được mùn khoan lên trên bề mặt làm cho chúng bị lắng đọng ở đáy giếng khoan dẫn đến hiệu quả phá hủy đất đá kém đi Răng choòng không thể cắm sâu vào trong đất đá, hố lõm phá hủy nông và nhiều khi choòng khoan phải nghiền lại chính mùn khoan đã phá vỡ trước đó Bên

cạnh đó, do khối lương mùn khoan lớn tích tụ dưới đáy giếng nên cũng cản trở và làm giảm tốc độ quay của choòng khoan và thậm chí có thể làm kẹt bộ khoan cụ

Theo số liệu phân tích thời gian thi công thì trên 30% thời gian thi công trong tầng móng là thời gian kéo thả và tháo lắp bộ cần khoan Điều này chứng tỏ tuổi thọ của choòng khoan trong đá móng là thấp nên số lần yêu cầu

để thay choòng khoan cao

Thực tế chứng minh, số mét khoan được trung bình cho mỗi choòng khoan trong đá móng chỉ là 126m với tốc độ khoan trung bình chỉ là 6,1m/giờ Con số này rất thấp so với số mét khoan được và tốc độ khoan trung bình của choòng khoan kim cương nhân tạo (PDC) trong tầng sét mỏ Bạch Hổ là 1500m/choòng và 25m/giờ

CHƯƠNG 2: CÔNG TÁC SỬ DỤNG DUNG DỊCH KHOAN MỞ VỈA SẢN PHẨM TẦNG ĐÁ MÓNG VÙNG ĐÔNG NAM MỎ RỒNG ĐÃ

VÀ ĐANG ÁP DỤNG

Do tính chất thạch học của tầng móng phong hóa nứt nẻ và gradient áp suất của tầng móng ngày càng suy giảm do tác động của quá trình khai thác, chỉ còn trong khoảng từ 0,9 – 1,0 nên dẫn đến hiện tượng mất dung dịch là phức tạp lớn nhất khi khoan mở vỉa sản phẩm trong tầng móng Các phức tạp khác như dầu khí xâm nhập, khả năng làm sạch giếng khoan kém, mô men xoắn tăng cao, giảm tải trọng lên choòng chỉ là các yếu tố phức tạp liên quan đến việc mất dung dịch

Do đó lựa chọn dung dịch khoan phù hợp và áp dụng công nghệ khoan hợp lý trong việc xử lý mất dung dịch đảm bảo giảm thiểu tối đa việc vỉa sản phẩm bị nhiễm bẩn là yếu tố then chốt trong quá trình mở vỉa sản phẩm trong tầng móng Khi ta giải quyết thành công vấn đề này thì các phức tạp liên quan cũng sẽ cơ bản được giải quyết

Hiện nay, có hai hệ dụng dịch khoan chính đang được các Nhà thầu Dầu khí sử dụng để khoan mở vỉa sản phẩm tầng móng vùng Đông Nam mỏ Rồng là hệ dung dịch polimer ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt và hệ dung dung dịch muối (NaCl, CaCl2 hoặc KCl) Đi cùng với việc sử dụng các

hệ dung dịch trên là các công nghệ khoan tương ứng được các nhà thầu dầu khí sử dụng để khoan và xử lý mất dung dịch khi khoan qua tầng móng

2.1 Phương pháp sử dụng hệ dung dịch Polimer ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt (P.IS + PAV)

Hệ dung dịch này được sử dụng chủ yếu ở xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt – Nga Vietsovpetro (VSP) để khoan mở vỉa sản phẩm trong tầng móng của vùng Đông Nam Rồng mỏ Rồng, nhằm bảo vệ tối đa khả năng

thẩm thấu của vỉa Hệ dung dịch Polimer ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt (P.IS + PAV) có thành phần – đơn pha chế như sau:

Bảng 2.1: Đơn pha chế hệ dung dịch P.IS + PAV

Diệt khuẩn Chống lên men và thối rữa dung dịch 1,5 – 2

Bôi trơn Tăng tính bôi trơn và chống kẹt mút

cần khoan, giảm mô men quay

15 – 20

Ngoài các thành phần nêu trên, có thể bổ sung thêm Polimer silic hữu cơ để tăng tính bền nhiệt, chất làm cải thiện các tính chất thấm chứa tự nhiên của tầng sản phẩm Tuy nhiên, trọng lượng riêng của hệ dung dịch trên lớn hơn 1 (khoảng 1,05 ± 0,02 G/cm3) với trọng lượng riêng như vậy hệ dung dịch P.IS + PAV chỉ phù hợp để khoan các giếng khoan tại vùng chưa khai thác, nơi áp suất tầng sản phẩm vẫn còn cao (1,0 – 1,10), trong khi gradient áp suất trong tầng móng tại vùng Đông Nam Rồng hiện nay chỉ còn khoảng 0,9 nên mất dung dịch là không thể trách khỏi khi khoan tại vùng này

Cùng với hệ dung dịch trên thì vì nhiều lý do chủ quan cũng như khách quan nên công nghệ khoan thông thường vẫn được áp dụng tại VSP kể từ khi phát hiện ra dầu trong tầng móng vùng Đông Nam Rồng Tuy nhiên, rất nhiều giải pháp kỹ thuật khác nhau nhằm giảm thiểu và ngăn ngừa hiện tượng mất

dung dịch cũng nhƣ nâng cao hiệu quả công tác khoan mở vỉa đã đƣợc ứng dụng và thu đƣợc các kết quả đáng ghi nhận

Bảng 2.2: Thông số hệ dung dịch P.IS + PAV

2.1.1 Ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch

a Giảm trọng lượng riêng của dung dịch khoan:

Đây là nguyên tắc cơ bản nhất để ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch xảy ra Tuy nhiên, khi gradient áp suất vỉa thấp dưới 1 thì không thể giảm thêm trọng lượng riêng của dung dịch Polimer hay Polimer ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt được nữa vì trọng lượng riêng của nước (khi chưa pha thêm hóa chất, phụ gia) đã là 1G/cm3 Do vậy một số hỗn hợp dung dịch khác nhau đã được dự định, thử nghiệm và ứng dụng tại VSP

b Duy trì các tính chất của dung dịch khoan:

Trước hết cần phải duy trì độ bền gel, điểm chảy tỏa và độ nhớt ở mức phù hợp như thiết kế để đảm bảo làm sạch giếng khoan một cách hiệu quả vì

độ nhớt cao sẽ làm tăng trọng lượng riêng của dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD) trong lúc tuần hoàn Để làm được việc này, phải duy trì hàm lượng sét cũng như pha rắn trong dung dịch ở mức thấp nhất, bên cạnh đó khống chế độ thải nước thấp để ngăn ngừa việc tạo vỏ mùn quá dày làm phát sinh lực ma sát trong quá trình kéo thả dẫn đến áp suất của cột dung dịch tăng lên do hiện tượng piston

b Giảm thiểu áp suất phát sinh trong quá trình kéo thả:

pha thêm chất bôi trơn vào dung dịch khi xuất hiện mô men xoắn và lực

ma sát lớn hơn giữa cần khoan và thành giếng đồng thời định kỳ và khi điều kiện giếng khoan yêu cầu bơm các hỗn hợp dung dịch có độ nhớt cao (Hivis Sweep) để làm sạch mùn khoan trong giếng

Như ta đã biết, nếu tốc độ thả cần khoan quá nhanh sẽ làm áp suất của cột dung dịch trong giếng tăng và trong điều kiện áp suất vỉa thấp thì sẽ rất dễ dẫn đến mất dung dịch Do vậy phải khống chế tốc độ thả cần khoan, đặc biệt

là khi thả qua đới gây mất dung dịch để ngăn ngừa hiện tượng trên

Bên cạnh đó, để áp suất của cột dung dịch không bị tăng đột ngột thì phải quay cần để giảm độ bền gel của dung dịch trước khi bơm đồng thời phải bơm từ lưu lượng nhỏ sau mới đến lưu lượng lớn

c Giữ trọng lượng riêng của dung dịch tuần hoàn tương đương thấp:

Thực chất là giảm thiểu sự chênh lệch giữa trọng lượng riêng của dung dịch và trọng lượng riêng của dung dịch khi tuần hoàn bằng cách dung trì chế

độ thủy lực (lưu lượng bơm) ở mức yêu cầu thấp nhất đủ để làm sạch giếng khoan

d Khống chế hàm lượng pha rắn trong dung dịch:

Trong quá trình khoan, mùn khoan sẽ đi vào dung dịch Khi hàm lượng mùn khoan trong dung dịch (pha rắn) cao sẽ làm cho trọng lượng riêng của dung dịch tăng lên và làm cho cột áp suất của dung dịch tăng dẫn đến mất dung dịch Do vậy, thực tế thi công cho thấy cần phải khống chế hàm lượng pha rắn trong dung dịch không vượt quá 4% bằng cách thường xuyên và khi điều kiện giếng khoan yêu cầu phải bơm các hỗn hợp dung dịch có độ nhớt cao để làm sạch giếng khoan

2.1.2 Các biện pháp xử lý việc mất dung dịch

Mất dung dịch là phức tạp lớn nhất khi khoan trong tầng móng Mất dung dịch nặng thường dẫn đến nhiều phức tạp khác và làm ảnh hưởng xấu đến vỉa sản phẩm Để xử lý việc mất dung dịch trong tầng móng XNLD Việt – Nga Vietsovpetro đã sử dụng các hỗn hợp dung dịch khác nhau Những hỗn hợp dung dịch này được làm từ các vật liệu khác nhau như sét trộn với vỏ trấu CMC, polyacrylamide và các vật liệu mà axit có thể hòa tan Tuy nhiên, không một hỗn hợp dung dịch nào trong các hỗn hợp trên có thể ngăn ngừa được việc mất dung dịch khi khoan qua đới mất dung dịch nặng và giảm thiệu được tác động xấu đến tầng sản phẩm

Để cải thiện việc chống mất dung dịch trong tầng móng cũng như bảo quản vỉa sản phẩm Trong những năm gần đây, một số hỗn hợp như dung dịch polime, dung dịch polime hàm lượng sét thấp đã được sử dụng để xử lý khi xảy ra hiện tượng mất dung dịch Thành phần và chức năng chính của các hỗn hợp dung dịch này như sau:

Bảng 2.3: Thành phần và chức năng của các hỗn hợp vật liệu

chống mất dung dịch

Thành phần

Chức năng

Nước ngọt Môi trường phân tán Tạo trọng lượng riêng

Polyacrylamide Chất tạo độ nhớt

OBK (đá vôi xốp) Chất lấp nhét Trọng lượng riêng thấp, hòa

tan trong axit Bentonite Lấp nhét, tạo gel Khống chế mất dung dịch

Bảng 2.4: Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của dung dịch polimer

AV cps

PV Cps

YP lb/

1000ft2

Gel 1/10

FL ml/3 0’

γ T/m

3

Trước khi bơm

K1 (mD)

Sau khi bơm

K2(mD)

Sau khi xử

lý axit

K3(mD) Nước ngọt,

Hỗn hợp dung dịch này không độc hại với môi trường và thực tế sử dụng cho thấy dung dịch này trong điều kiện nhiệt độ cao nhưng tính chất dung dịch ổn định, OBK có trọng lượng riêng thấp và dễ dàng hòa tan bằng axit, với nồng độ 5% OBK hạt mịn có thể dễ dàng khống chế việc mất dung dịch Qua kết quả thí nghiệm cho thấy hỗn hợp dung dịch này gần như không gây hư hại cho vỉa sản phẩm vì sau khi xử lý bằng axit thì độ thấm của vỉa đã phục hồi trên 75%

b Biện pháp chống mất dung dịch với tốc độ trên 6m 3 /giờ:

Hỗn hợp dung dịch polymer hàm lượng sét thấp đã được VSP sử dụng thành công để khống chế hiện tượng mất dung dịch với tốc độ mất của dung dịch lớn hơn 6m3/giờ

Bảng 2.5: Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của dung dịch Polimer hàm lượng sét thấp

Độ thấm của mẫu lõi đá

móng

FV sec

AV cps

PV cps

YP lb/

1000ft2

Gel 1/10

FL ml/30’

γ T/m3

Trước khi bơm

K1 (mD)

Sau khi bơm

K2(mD)

Sau khi

xử lý axit K3(mD) Nước ngọt,

lượng sét 3% góp phần làm tăng độ bền gel, chịu nhiệt và khả năng lấp nhét OBK có trọng lượng riêng thấp với kích thước hạt từ mịn đến trung bình và

có thể hòa tan trong axit có tác dụng lấp nhét các nứt nẻ Dung dịch Polymer hàm lượng sét thấp làm giảm khả năng hư hại vỉa sản phẩm, dung dịch này không độc hại, giá thành thấp và khả năng hòa tan bằng axit cao

Kết quả tại phòng thí nghiệm cho thấy vỉa sản phẩm gần như không bị

hư hại vì sau quá trình xử lý bằng axit thì độ thấm của mẫu lõi đã phục hồi gần như hoàn toàn 505mD/529mD

c Biện pháp chống mất dung dịch hoàn toàn:

Thực tế thi công nhiều năm qua tại XNLD Vietsovpetro cũng như các Nhà thầu Dầu khí khác tại bồn trũng Cửu Long cũng như vùng Đông Nam Rồng cho thấy khi xảy ra hiện tượng mất dung dịch hoàn toàn thì việc ngăn ngừa và khống chế là rất khó khăn, nhiều biện pháp khác nhau đã được áp dụng nhưng hiệu quả thành công lại rất thấp Cho đến nay khi gặp mất dung dịch hoàn toàn XNLD Vietsorpetro vẫn áp dụng phương pháp khoan thuần túy và kết hợp bơm các hỗn hợp vật liệu chống mất dung dịch như vỏ trấu, mùn cưa để giảm thiểu tốc độ mất dung dịch Do vậy thời gian để xử lý hiện tượng này thường kéo dài, hiệu quả không cao và dễ kéo theo các phức tạp khác trong quá trình thi công như làm tắc choòng khoan và động cơ đáy, lưu thể vỉa xâm nhập vào trong giếng và gây kẹt cần khoan làm cho chi phí khoan tăng cao trong khi đó vỉa sản phẩm lại bị nhiễm bẩn nặng hơn

Bên cạnh biện pháp truyền thống trên, hệ dung dịch bọt nhớt đàn hồi (Visco-elastic mud pill) cũng đang được xem xét để áp dụng tại XNLD VSP Trong phòng thí nghiệm thì dung dịch này đã thành công, với tính chất và kết quả như sau: