Bài thuyết trình High pressure and high temperature well

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TP.HCMKHOA KT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ I.. TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TP.HCMKHOA KT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ II.. TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TP.HCMKHOA KT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

Trang 1

SVTH: Trần Thị Trang 1513584

Phạm Thành Công 1510334 Hoàng Văn Long 1511804

Lê Đức Duy 1510455

Đỗ Phú Sang 1512780 GVHD: Ph.D Phạm Sơn Tùng

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TP.HCM

KHOA KT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

CNKTDK-2017

High pressure and high

temperature well

Trang 2

• Theo bảng chú giải thuật ngữ SPE E & P, giếng HT có nhiệt độ lỗ dưới đáy không bị xáo trộn (ở chiều sâu hồ chứa hoặc chiều sâu tổng thể) lớn hơn

300 °F hoặc 150 °C Đối với giếng HP, định nghĩa này được đáp ứng khi áp suất lỗ rỗng dự kiến tối đa cho việc khoan vượt quá 0,8 psi / ft, hoặc thiết

bị kiểm soát áp lực đòi hỏi phải có áp suất làm việc cao hơn 10,000 psi

hoặc 69 MPa.

• Theo Bộ năng lượng và Thay đổi Khí hậu (DECC), các giếng áp suất nhiệt

độ cao (uHPHT) là một giếng dầu hoặc khí, nơi vỉa có áp lực lớn hơn

12.500 psi và nhiệt độ trên 330 Fahrenheit (862 bar và 166 Celsius)

I Định nghĩa

2

Trang 3

I Định nghĩa

• Tổng cục Dầu khí Na Uy (NPD) xác định giếng khoan HPHT có chiều sâu hơn 4000m và / hoặc có áp suất khoan giếng vượt quá 69 MPa (10.000 psi) và / hoặc có nhiệt độ trên 150 o C.

• Viện Dầu mỏ định nghĩa giếng khoan HP là những giếng đòi hỏi thiết

bị kiểm soát áp lực với áp suất làm việc cao hơn 69 MPa (10.000 psi) Những định nghĩa này có tính hạn chế hơn và đòi hỏi phải có sự giải thích kỹ thuật sâu rộng hơn về các điều kiện cho mỗi giếng khoan.

3

Trang 4

Hình 1a: Định nghĩa của Halliburton về giếng HPHT

4

Trang 5

Hình 1b: Định nghĩa của Baker Hughes về giếng HPHT

5

CNKTDK-2017

Trang 6

Hình 1c: Định nghĩa của Schlumberger về giếng HPHT

6

CNKTDK-2017

Trang 7

II Thách thức trong khi khoan giếng HPHT

Các mối quan tâm chính của kĩ sư khoan

Trang 8

• Độ chính xác của cảm biến giảm xuống khi nhiệt độ tăng

8

CNKTDK-2017

Trang 9

Thiết bị và phần mềm cho wireline logging và lấy mẫu ở giếng HPHT SlimXtreme (trái), được thiết kế để khoan slimhole trong HPHT và các giếng khoan có độ góc cao, cung cấp một bộ các phép đo ở các lỗ khoan nhỏ nhất là 37/8 inch Các kỹ sư vận hành các công cụ với tốc độ lên đến 1.097 m / h [3.600 ft / h], và dữ liệu có thể được truyền lên bề mặt thông qua đường dây dây chừng 10.970 m [36.000 ft]

SlimXtreme toolstring có thể hoạt động ở áp

suất lên đến 207 MPa

9

CNKTDK-2017

Trang 10

2 ROP thấp trong vùng sản xuất

• Tốc độ khoan (ROP) là một vấn đề chính trong giếng khoan sâu

bởi vì đến một nửa thời gian giàn khoan có thể được sử dụng

trong vài nghìn feet cuối

• ROP chậm (3 đến 5 feet mỗi giờ) là do đá quá tải với cường độ

nén cao

• Lựa chọn và hiệu suất choòng khoan là rất quan trọng để khoan

giếng sâu có hiệu quả

10

CNKTDK-2017

Trang 11

• Như một kết quả, phạm vi tỉ trọng chất lưu chấp nhận được thường nhỏ, cần phải kiểm soát chặt chẽ lưu thông chất lỏng để tránh trào áp lực

11

CNKTDK-2017

Trang 12

4 Thời gian non-productive

• Nghẹt ống và xoắn

• Quyết định do cực kỳ thiếu kinh nghiệm và cực đoan trong HPHT

• Các vấn đề an toàn liên quan đến việc xử lý dung dịch khoan và drilling string ở điều kiện HT

12

CNKTDK-2017

Trang 13

5 Dung dịch khoan

Dung dịch khoan gốc nước không ổn định và không hiệu quả

Dung dịch khoan gốc dầu là giải pháp

• Dung dịch khoan gốc dầu có nhiệt độ ổn định hơn Chúng có thể tái sử dụng được

• Dung dịch khoan gốc dầu bám chắc hơn

măng ít gây ra vấn đề hơn so với dd khoan gốc nước

• Dung dịch khoan gốc dầu cung cấp thêm khả năng bôi trơn

13

CNKTDK-2017

Trang 14

5 Dung dịch khoan

• Để ngăn ngừa sự tổn hại thành hệ hoặc sự sụp đổ của lỗ khoan, dung dịch khoan

phải ức chế sự trương nở của sét Dd khoan cũng phải ổn định về mặt hóa học và

không ăn mòn trong điều kiện HPHT

14

CNKTDK-2017

Trang 15

Trang 16

Trang 17

III Thách thức trong trám xi măng HPHT:

1 Khoảng không vành xuyến nhỏ ở Wellbore sâu

2 Môi trường áp suất cao ở nhiệt độ cao

4 Nhiều mục tiêu có thể nhưng rất khó để đạt được

5 Can thiệp/Khắc phục khó khăn hoặc thiếu chắc chắn

6 Gradient nhiệt độ và áp suất

7 Quản lý áp suất và nhiệt độ trong suốt vòng đời giếng

17

CNKTDK-2017

Trang 18

1 Khoảng không vành xuyến nhỏ ở Wellbore sâu

• Không tuần hoàn lại trong hoạt động trám xi măng

• Các thể tích xi măng/sealing nhỏ và vấn đề nhiễm

bẩn

18

CNKTDK-2017

Trang 19

2 Môi trường áp suất cao ở nhiệt độ cao

• Dự báo nhiệt độ chính xác cho công việc trám xi

măng, đặc biệt ở deepwater

• Thời gian thiết đặt dài

• Xi măng quay ngược và sự mất ổn định ở nhiệt

độ cao

19

CNKTDK-2017

Trang 20

3 Xi măng/sealing có độ bền lâu dài trong môi trường HPHT có mặt

Trang 21

4 Nhiều mục tiêu có thể nhưng rất khó để đạt được

• Cửa sổ gradient áp lực lỗ rỗng-khe nứt hẹp

Trang 22

5 Can thiệp/Khắc phục khó khăn hoặc thiếu chắc chắn

• Kích thước ống/lỗ nhỏ

• Áp lực và nhiệt độ quá cao đối với một số thiết bị

22

CNKTDK-2017

Trang 23

6 Gradient nhiệt độ và áp suất

• Áp suất gây ra do tải tuần hoàn

• Sự biến dạng dẻo của sealants có thể xảy ra

23

Trang 24

7 Quản lý áp suất và nhiệt độ trong suốt vòng đời giếng

• Các vấn đề về động lực học liên quan đến sản

xuất sâu ở nhiệt độ bề mặt

• Thất bại của thiết bị ống

• Công nghệ khoan quản lý áp lực (MPD) cần thiết

để kiểm soát giếng

24

CNKTDK-2017

Trang 25

IV Thách thức trong hoàn thiện giếng HPHT

• Các điều kiện HPHT phổ biến trong môi trường deep water và ảnh hưởng đến mọi khía cạnh của quá trình khai thác, từ việc khoan lắp các van điều khiển an toàn tới thiết bị BOP

• Nhiệt độ và áp suất cao, điều đó đồng nghĩa với việc phân tử Hydrocarbon bị cracking thành dầu nhẹ hơn và khí; wet gas và condensate sẽ chiếm ưu thế trong vỉa

• Hoàn thiện giếng trong các tầng sản phẩm áp suất nhiệt độ cao có những yêu cầu rất phức tạp về mặt kỹ thuật

25

CNKTDK-2017

Trang 26

1 Dung dịch hoàn thiện giếng

Trang 27

• Độ ổn định lỗ khoan- khối lượng riêng lưu chất hiện tại giới hạn ở mức 20 lb / gal

• Khả năng ăn mòn - các hợp kim mới có thể cần được kiểm soát ăn mòn

• Fluid Stability - thiết bị kiểm tra đánh giá 500°F

• Formation compatibility - thiết bị kiểm tra đánh giá 500°F

27

CNKTDK-2017

Trang 28

STC-EERSD2017, 20/10/2017

• Hạn chế của các dung dịch hoàn thiện giếng truyền thống

* Ô nhiễm môi trường của các DD gốc muối halogenua có thể gây phá hủy cấu trúc CRA (Corrosion Resistant Alloys)

* Các gốc muối Cl và Br có thể gây ăn mòn cục bộ

28

Trang 29

• Dung dịch mới gốc Fomic có thể được sử dụng để tối ưu hóa quá trình khai thác

• Hòa tan trong nước

Trang 30

STC-EERSD2017, 20/10/2017

Stress cracking of

CRA in CaBr2

brine, 160ºC

30

Trang 31

STC-EERSD2017, 20/10/2017

SG 1.7 K/Cs formate, 160ºC

31

Trang 32

STC-EERSD2017, 20/10/2017

2 Kích thích vỉa

• Proppants - Công nghệ hiện tại giới hạn ở 400 °F và 25 kpsi

• Transport fluid – tỷ trọng cao để chống lại áp suất do lực ma sát

• Kiểm soát áp suất đầu giếng - Giới hạn áp suất của các thiết bị hiện tại là 20 kpsi Yêu cầu hoạt động dưới biển

• Thiết bị kiểm tra - Thiết bị phòng thí nghiệm để kiểm tra chức năng của hạt chèn

và sự tương thích với thành hệ là 400ºF

32

Trang 33

STC-EERSD2017, 20/10/2017

2 Kích thích vỉa

Proppant-selection guide

33

Trang 34

3 Bắn mở vỉa

Bắn mìn đối với các giếng HPHT yêu cầu các loại đạn được thiết kế lớp bỏ bọc chắc chắn hơn để chịu được nhiệt độ và áp suất cao Khi đạn mang càng nhiều vỏ thì lại càng ít thuốc nổ bên trong nên giảm khả năng đâm xuyên tạo kênh dẫn dầu từ vỉa vào

• Đốt và kích nổ các chất nổ - giới hạn là 400°F đến 450°F

• Độ tin cậy cơ học của ống chống – Các ống chống bị bóp méo ở

áp suất trên 20 kpsi

34

CNKTDK-2017

Trang 35

Trang 36

4 Các thiết bị hoàn thiện giếng

• Seal technology - Giới hạn là 400º F

• Vận hành và bảo trì - Kiểm soát từ xa và yêu cầu bảo trì tối thiểu được quyết định bởi độ sâu cực đại

36

CNKTDK-2017

Trang 37

5 Well testing

• Thiết bị bề mặt phải đối phó với chu kỳ dòng chảy dài

• Các hoạt động của thiết bị kiểm tra bị giới hạn bởi nhiệt độ và áp suất

• Thể tích chất lưu trong giếng khoan có thể cần thời gian đóng giếng lâu hơn

• Với tỷ trọng cao, dung dịch khoan chứa lượng chất rắn cao có thể nút các lỗ thông áp suất, giảm độ tin cậy của dụng cụ, và stick

Trang 38

6 Wireline testing

• Các thông số đo lường trở nên không đáng tin cậy theo

thời gian dưới giếng

• Hiện tại không thể chịu được nhiệt độ trên 250°F.

Trang 39

7 Smart well

Để đạt được sản lượng tối ưu, yêu cầu quản lý vỉa rất phức tạp Smart well là hoàn thiện giếng với các thiết bị hoàn thiện cho phép theo dõi giếng khoan với thời gian thực sau đó truyền và phân tích dữ liệu

• Điện tử - Công nghệ hiện tại giới hạn đến 15 kpsi và 275 ºF

• Nguồn - Giới hạn pin hiện tại là 350 ºF

• Dynamic seal- Giới hạn hiện tại cho công nghệ này là 400 ºF

39

CNKTDK-2017

Trang 40

Trang 41

V Mỏ Hải Thạch – Mộc Tinh

1 Giới thiệu

Mỏ Hải Thạch – Mộc Tinh nằm ở Lô 02-03, thuộc bồn

trũng Nam Côn Sơn, trên thềm lục địa phía Nam nước

ta

41

CNKTDK-2017

Trang 42

2 Giếng 05-2-HT-1P

42

CNKTDK-2017

Độ sâu của giếng 4055m TVD, 4312m MD

Water depth 134 m (mean sea level)

Áp suất vỉa lên tới 12000psi,

Nhiệt độ hầu hết lên tới 172°C trong, dao động trong khoảng từ

165 o C tới 177 o C

Độ bão hòa khí từ 60% tới 80%,

Nồng độ H2S < 5ppm , CO2 < 5%.

Trang 43

Dự báo pore pressure và fracture pressure

• Do giếng có nhiệt độ cao và áp suất cao, vài chỗ sự chênh lệch giữa mud

pressure và fracture pressure rất thấp nên dễ xảy ra hiện tượng mất tuần hoàn do

mud pressure thường vượt quá fracture pressure

• Để dự báo pore pressure và fracture pressure ở Hải Thạch-Mộc Tinh, các kỹ sư

chủ yếu dựa vào dữ liệu thu được từ giếng Còn một cách nữa là dựa vào

extended leak-off test (XLOT) hoặc integrity test (FIT)

43

CNKTDK-2017

Trang 44

Trang 45

STC-EERSD2017, 20/10/2017

Nhiệt độ

• Nhiệt độ ảnh hưởng tới tính lưu biến của mùn khoan, như mud cake, filtration rate

… nhiệt độ còn ảnh hưởng tới việc lựa chọn loại xi măng, drilling fluid system, ECD…

• Các bước xác định nhiệt độ

Miocene, Middle Miocene, Lower Miocene, Oligocene, … cuối cùng là đá móng

45

Trang 46

2 Các yêu cầu

Nhiệt độ

46

Trang 47

Mud program for well X

• Thường trong các giếng này người ta sử dụng dung dịch khoan có tỷ trọng cao để giảm áp suất trên bề mặt, việc này gây khó khăn: cho quá trình khoan, clean up giếng, và gây kẹt cần…

• Đối với giếng 05-2-HT-1P lựa chọn tỷ trọng dung dịch khoan dựa vào đá trong thành hệ, pore pressure, fracture pressure

• Khi khoan giếng ở các vùng không ổn định, áp suất mùn khoan phải nằm trong khoảng giữa pore pressure và fracture pressure

47

Trang 48

System

MW (ppg)

PV (cP)

Yield Point (lb/100

ft 2 )

ES (V)

WPS (mg/l)

17.1/2 PH and 17.1/2

x 21.1/2”

UR

1,342 - 2,624 m (~1,282 m)

SBM (Normal Grind Barite)

10.5 – 12.5 ALAP

As per 6 rpm >600

14.5 – 15.5 ALAP

As per 6 rpm >600

17.0 – 17.5 ALAP

As per 6 rpm >500

SBM (Fine Grind Barite)

17.5 – 17.8

ALAP

As per 6 rpm

Trang 49

Casing seat challenges

Hole Section Depth Interval

(m MD BRT) 30” Conductor Hammer Driven / 26”

Trang 50

Production Tubing

50

CNKTDK-2017

Trang 51

Trang 52

• Do đó, cần lắp thiết bị BOP size 18-3/4” có thể chịu được áp suất lên tới 15000 psi

52

CNKTDK-2017

Trang 53

Giới thiệu tổng quan về PIPESIM software

KHOA KT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ CNKTDK-2017 53

Tiêu đề	High Pressure And High Temperature Well
Tác giả	Trần Thị Trang, Phạm Thành Công, Hoàng Văn Long, Đỗ Phú Sang
Người hướng dẫn	Ph.D Phạm Sơn Tùng, Lê Đức Duy
Trường học	Trường Đại Học Bách Khoa Tp.Hcm
Chuyên ngành	Khoa Kt Địa Chất Và Dầu Khí
Thể loại	Graduation Project
Năm xuất bản	2017
Thành phố	Tp.Hcm

Định dạng
Số trang	61
Dung lượng	4,22 MB