Nghiên cứu xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P mỏ Hải Thạch

Chia sẻ: Tưởng Trì Hoài | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:7

Thêm vào BST

Báo xấu

4
lượt xem 2
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Trong nghiên cứu "Nghiên cứu xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P mỏ Hải Thạch", nhóm tác giả sử dụng mô hình địa cơ để xác định áp suất dòng chảy đáy giếng tới hạn dẫn đến sinh cát, CBHFP (Critical Bottom Hole Flowing Pressure) và Áp suất vỉa suy giảm tối đa (Max.Depletion Rerservoir Pressure) nhằm xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P Mỏ Hải Thạch. Mời các bạn cùng tham khảo!

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Nghiên cứu xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P mỏ Hải Thạch

HỘI NGHỊ TOÀN QUỐC KHOA HỌC TRÁI ĐẤT VÀ TÀI NGUYÊN VỚI PHÁT TRIỂN BỀN VỮNG (ERSD 2022) Nghiên cứu xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P mỏ Hải Thạch Lê Quang Duyến*, Lê Đức Vinh Trường Đại học Mỏ - Địa chất TÓM TẮT Khi khai thác dầu khí trong các vỉa cát kết vấn đề xuất hiện cát sẽ gây ra hậu quả rất nghiêm trọng, nó phá huỷ rất nhanh các thiết bị lòng giếng và trên bề mặt. Chính vì vấn đề này làm cho nhà đầu tư phải nghĩ đến việc khống chế giảm thiểu việc sinh cát khi khai thác.Thực trạng khai thác trong các vỉa cát kết cát xuất hiện tuy nhiên không phải cứ bắt đầu khai thác là sinh cát mà có giếng sau một thời gian khai thác mới bắt đầu có cát, có giếng nếu khai thác hợp lý thì không sinh cát. Điều đó có nghĩa là vấn đề sinh cát không những phụ thuộc vào các yếu tố thành hệ, mà còn do chế độ khai thác gây nên. Từ các vấn đề này để đạt được hiệu quả cao cho quá trình đầu tư khai thác dầu khí việc đánh giá khả năng sinh cát một cách chính xác là cần thiết, do việc đánh giá này sẽ giúp cho nhà đầu tư ra quyết định giếng nào nên khống chế cát giếng nào không nên bởi vì việc khống chế cát rất tốn kém và có rủi ro, tuy nhiên với các giếng có khả năng sinh cát cao thì cần khống chế nó để tránh phiền phức sau này như các lý do ở trên. Trong nghiên cứu này nhóm tác giả sử dụng mô hình địa cơ để xác định áp suất dòng chảy đáy giếng tới hạn dẫn đến sinh cát, CBHFP (Critical Bottom Hole Flowing Pressure) và Áp suất vỉa suy giảm tối đa (Max.Depletion Rerservoir Pressure) nhằm xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P Mỏ Hải Thạch. Ngoài ra nhóm cũng sẽ sử dụng các công cụ khác để đưa ra dự báo sinh cát trong quá trình khai thác giúp cho nhà điều hành khai thác mỏ một cách có hiệu quả nhất. Từ khóa: Mô hình địa cơ; sinh cát; giảm áp. 1. Tổng quan về sinh cát và thực trạng tại mỏ Hải Thạch Hiện tượng sinh cát của thành hệ trong khai thác dầu khí là hiện tượng mà các hạt rắn tách ra khỏi thành hệ với một lượng đáng kể. Các hạt rắn này theo dòng chất lưu vào trong giếng và lên bề mặt cùng với sản phẩm khai thác được từ tầng chứa. Đối với thành hệ cát kết yếu nhưng được cố kết, quá trình diễn ra theo hai giai đoạn. - Giai đoạn 1: Xuất hiện các phá huỷ tại chỗ, cát và các mảnh vụn rắn được tạo ra. Đối với đất đá đã cố kết thì đây là giai đoạn sinh cát chủ yếu của quá trình sinh cát. Nếu cố gắng giảm được tác hại ở giai đoạn này thì hàm lượng hạt rắn sẽ giảm đáng kể. Hình 1. Quá trình sinh cát (Tài P. T., 2011) - Giai đoạn 2: Dòng lưu chất vận chuyển các hạt rắn vào giếng. Tuỳ theo lưu lượng khai thác, tỉ trọng của hạt rắn mà nó có thể được dòng lưu chất mang lên trên bề mặt hay nằm lại ở đáy giếng. Vì vậy, nếu cố gắng giảm thiểu được các tác hại cho giai đoạn thứ nhất thì hàm lượng hạt rắn cũng sẽ giảm đáng kể. Đối với thành hệ cát kết vẫn chưa được cố kết thì quá trình sinh cát chủ yếu là giai đoạn vận chuyển. * Tác giả liên hệ Email: lequangduyen@humg.edu.vn 914
Hình 2. Đặc tính phá hủy của cát thành hệ cố kết và chưa cố kết (Tài P. T., 2011) Tại cụm mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh, giếng khoan QD-1P sẽ khoan trên cấu tạo hình móng ngựa của mỏ Hải Thạch. Sau một thời gian khai thác các giếng khoan khai thác dầu khí tại Mỏ Hải thạch Mộc Tinh thường có hiện tượng xâm nhập cát làm giảm hiệu quả khai thác giảm tuổi thọ của giếng. Việc kiểm soát cát luôn là công việc khó khăn, nhất là các giếng khoan khai thác trong các đối tượng địa chất kém ổn định. Nếu trong quá trình khai thác chúng ta không kiểm soát tốt thì nó sẽ gây nên hậu quả khôn lường như phá huỷ hệ thống thiết bị lòng giếng gây nên các nút cát và gây nên hện tượng mất dòng chất lưu. Quan trọng nhất là làm giảm sản lượng của giếng cũng như hiệu quả kinh tế của dự án. 2. Quy trình đánh giá dự báo khả năng sinh cát cho mỏ Hải thạch Các vấn đề liên quan đến việc dự đoán khả năng sinh cát của giếng liên quan đến khá nhiều mảng. Đầu tiên, chúng ta phải dựa vào toàn bộ nguồn dữ liệu từ địa chất, khoan hay công nghệ mỏ... đã được nghiên cứu nhằm đánh giá đúng các tính chất của thành hệ. Quy trình đánh giá khả năng sinh cát như sau: Bước 1: Xây dựng mô hình tính áp suất sinh cát Bước 2: Thu thập và xử lý dữ liệu Bước 3: Phân tích độ nhạy Bước 4: Tổng hợp kết quả đạt được và nhận xét Bước 5: Đề xuất phương pháp kiểm soát cát hợp lý Xây dựng mô Thu thập và xử lý dữ Phân tích độ nhạy hình tính áp liệu trong mỏ X suất sinh cát Tổng hợp kết quả đạt được và nhận xét Đề xuất phương pháp kiểm soát cát hợp lý Hình 3. Quy trình đánh giá khả năng sinh cát 3. Mô hình tính toán áp suất sinh cát (Huấn, 2011) Mô hình tính toán áp suất xuất hiện cát có một ý nghĩa rất quan trọng trong suốt khoảng thời gian quản lý mỏ, kết quả từ mô hình này sẽ cho chúng ta cái nhìn tổng quan về ngưỡng áp suất bắt đầu xuất hiện cát, các kết quả này sẽ được kiểm chứng từ các kết quả thử vỉa hay qua việc áp dụng thực tế các giếng đã khai thác có xuất hiện cát. Mô hình tính toán áp xuất hiện cát là sự tổng hợp rất nhiều kiến thức liên quan đến cơ học đá như độ bền cấu trúc, các loại ứng suất và cơ chế phá hủy đá và nhiều kiến thức khác… 915
Mô hình được xây dựng dựa trên các số liệu giải thích sự ảnh hưởng của áp suất vỉa và độ giảm áp đến sự phá hủy thành hệ.Trục X chính là áp suất vỉa và trục Y là áp suất đáy giếng.Một đường thẳng chạy xéo xuyên qua (màu tím), biểu thị các vị trí mà áp suất vỉa bằng với áp suất đáy giếng, nó chia đồ thị ra thành hai phần.Phần phía trên thể hiện cho trường hợp khoan trên cân bằng và bơm ép, và phần phía dưới đường thẳng thể hiện cho quá trình giảm áp, khai thác của giếng. Đường phá hủy cũng được thể hiện trên đồ thị (màu xanh). Trong ví dụ trên, đường phá hủy giao với đường chéo tại vị trí áp suất khoảng 1800 psi, đây là giới hạn mà áp suất đáy giếng không được thấp hơn nếu không muốn xảy ra hiện tượng sinh cát. Đường phá hủy này tùy vào từng giá trị độ bền của đá và từng kiểu hoàn thiện khác nhau sẽ khác nhau.Độ bền của đá thường sẽ được xác định bởi giá trị UCS (Unconfined Compressive Strength).Đường phá hủy sẽ minh họa cho các giá trị nào mà áp suất của vỉa và đáy giếng sẽ gây nên sự phá hủy thành hệ.Trong đồ thị trên, vùng màu xanh lá cây có các điều kiện áp suất ở trên đường phá hủy là vùng không sinh cát, trong khi vùng màu đỏ là vùng mà thành hệ tại đó bị phá hủy và có khả năng sinh cát. Hình 4. Minh họa mô hình áp suất sinh cát (Tài P. H., 2007) 4. Xác định vùng khai thác không sinh cát cho giếng QD-1P mỏ Hải Thạch Giếng Trong nghiên cứu này chúng tôi thực hiện tính toán vùng khai thác an toàn cho giếng khoan QD-1P là giếng khoan nghiêng với các số liệu dầu vào như sau: Bảng 1. Thông số giếng khoan QD-1P STT Thông số Giá trị Đơn vị 1 Đường kính giếng khoan 12,25 inch 2 Góc lệch 55 deg 3 Góc phương vị 210 deg 4 Hệ số poison 0,25 5 Ứng suất nsen 1 trục UCS 1750 psi 6 Áp suất lỗ rỗng 3350 psi 7 Ứng suất thẳng đứng 6700 psi 8 Ứng suát ngang nhỏ nhất 4800 psi 9 Ứng suất ngang lớn nhất 5200 psi 10 Góc phương vị 90 deg 11 Góc nghiêng 0 % 12 Tỷ lệ thay đổi ứng suất 0,62 13 Hệ số Biot Elastic 1 14 Đường kính hạt trung bình (D50) 300 micron 15 Đường kính vỉa lớn nhất 1965 inch Với các thông số như trên ta đã có thể xây dựng một mô hình phá hủy đơn giản cho các giếng thẳng đứng với các số liệu đầu vào tương ứng. Tuy nhiên, giếng QD-1P được hoàn thiện là giếng có độ nghiêng, do đó ta cần phải hiệu chỉnh các giá trị ứng suất cho phù hợp. Cách đơn giản nhất là ta sử dụng phương pháp dời trục tọa độ để tính lại các giá trị ứng suất mới, như minh họa trong hình 5 916
Hình 5 Phương pháp đổi trục tọa độ (E. Fjaer, 2008) Do việc dời trục sẽ làm thay đổi các giá trị ứng suất do đó chúng ta cần hiệu chỉnh để phù hợp với các giá trị ứng suất mới. Quan sát trong hình chúng ta sẽ thấy các giá trị ứng suất tự nhiên σv, σH, σh được thể hiện bằng các giá trị z’, x’, y’ tương ứng trong hệ trục tọa độ bên trái. Chúng ta sẽ chuyển các giá trị z’,x’,y’ sang hệ trục tọa độ z, x, y như hình bên phải, trong đó z là hướng song song với trục của giếng, x là hướng ứng suất hướng tâm thấp nhất và y là hướng ứng suất ngang. Việc dời trục sẽ cho ta các giá trị ứng suất mới do đó chúng ta cần phải tính toán lại các giá trị này theo các giá trị ứng suất cũ kết hợp với góc nghiêng và góc phương vị tương ứng tại vị trí giếng. Hình 6 Các thông số hình học mới của giếng (E. Fjaer, 2008) Ta thấy việc xác định các ứng suất mới sẽ phụ thuộc vào các góc nghiêng i và góc phương vị θ. Theo 𝜎 𝑥 = 𝜎 𝐻 𝑐𝑜𝑠 2 𝜃 𝑐𝑜𝑠 2 𝑖 + 𝜎ℎ 𝑠𝑖𝑛2 𝜃 𝑐𝑜𝑠 2 𝑖 + 𝜎 𝑣 𝑠𝑖𝑛2 𝑖 (E. Fjaer, 2008)các giá trị ứng suất mới sẽ được tính toán theo các công thức dưới đây: (E. Fjaer, 2008) 𝜎 𝑦 = 𝜎 𝐻 𝑠𝑖𝑛2 𝜃 + 𝜎ℎ 𝑐𝑜𝑠 2 𝜃 (1) 𝜎 𝑧 = 𝜎 𝐻 𝑐𝑜𝑠 𝜃 𝑠𝑖𝑛 𝑖 + 𝜎ℎ 𝑠𝑖𝑛 𝜃 𝑠𝑖𝑛 𝑖 + 𝜎 𝑣 𝑐𝑜𝑠 𝑖 2 2 2 2 2 (2) (3) 𝜏 𝑥𝑦 = (𝜎 𝐻 − 𝜎ℎ ) 𝑠𝑖𝑛 2 𝜃 𝑐𝑜𝑠 𝑖 1 Ngoài ra, các giá trị ứng suất tiếp cũng được hiệu chỉnh cho phù hợp: 2 𝜏 𝑥𝑧 = 𝑠𝑖𝑛 2 𝑖(𝜎 𝑣 − 𝜎 𝐻 𝑐𝑜𝑠 2 𝜃 − 𝜎ℎ 𝑠𝑖𝑛2 𝜃) 1 (4) 2 𝜏 𝑧𝑦 = (𝜎 𝐻 − 𝜎ℎ ) 𝑠𝑖𝑛 2 𝜃 𝑠𝑖𝑛 𝑖 1 (5) 2 (6) Hình 7. Ứng suất 𝜎′ 𝜃1 = 3𝜎 𝑦 − 𝜎 𝑥 − 𝑝 𝑤 (1 − 𝐴) − 𝐴𝑃𝑜 Theo hình 3.12 ta có: 𝜎′ 𝜃2 = 3𝜎 𝑥 − 𝜎𝑦 − 𝑝 𝑤 (1 − 𝐴) − 𝐴𝑃𝑜 (7) (8) 917
Để tránh tạo cát thì ứng suất tiếp hiệu dụng lớn nhất, 𝜎′ 𝜃2 − 𝑝 𝑤 , phải nhỏ hơn độ bền hiệu dụng của Các đại lượng tương tự như trường hợp giếng thẳng đứng. 𝜎′ 𝜃2 − 𝑝 𝑤 ≤ 𝑈 thành hệ, U. (9) 𝑝 𝑤 ≥ 𝑥 𝑦 − 𝑃𝑜 3𝜎 −𝜎 −𝑈 𝐴 Giải bất phương trình trên, theo áp suất đáy giếng, pw: 2−𝐴 2−𝐴 (10) Độ giảm áp tới hạn (CDP) (Critical Drawdown Pressure) được định nghĩa là độ giảm áp từ áp suất vỉa 𝑝 𝑤 = 𝑃𝑜 − 𝐶𝐷𝑃 tới giá trị áp suất tại đó dây ra sự phá hủy thành hệ. Do đó, áp suất đáy giếng được cho là: (11) 𝑃𝑜 = [3𝜎 𝑥 − 𝜎 𝑦 − 𝑈 + 𝐶𝐷𝑃(2 − 𝐴)] 1 Thế phương trình 10 vào phương trình Error! Reference source not found., ta thu được: 2 (12) 𝐶𝐷𝑃 = [2𝑃𝑜 − (3𝜎 𝑥 − 𝜎 𝑦 − 𝑈)] 1 Hay: 2−𝐴 (13) Áp suất tới hạn (CRP) (Critical Reservoir Pressure) được định nghĩa là độ suy giảm áp suất vỉa tương 𝐶𝑅𝑃 = 𝑥 𝑦 3𝜎 −𝜎 −𝑈 ứng với CDP = 0.Nghĩa là tại áp suất này thành hệ bị phá hủy dưới bất kì độ giảm áp nào. Khi đó: 2 (14) Độ bền thành hệ, U được xác định dựa vào thí nghiệm mẫu trục thành dày với tỷ số đường kính ngoài và đường kính trong (nằm trong khoảng từ 3 đến 3,8). (S.M. Willson (BP America Inc.), Z.A. Moschovidis, 𝑈 = 3.1𝑇𝑊𝐶 J.R. Cameron ( PCM INC.) & I.D. Palmer (BP America Inc.), SPE 78168) (Tài P. T., 2011) Khi đó: (15) Với: TWC được xác định từ thí nghiệm. Ngoài ra, TWC (Thick-Walled Cylinder streng) còn được xác định theo công thức thực nghiệm sau: (S.M. Willson (BP America Inc.), Z.A. Moschovidis, J.R. Cameron 𝑇𝑊𝐶 = 83𝑈𝐶𝑆 0.5262 ( PCM INC.) & I.D. Palmer (BP America Inc.), SPE 78168) (16) 𝐶𝐿𝐹 = 𝜃2 𝑤 𝜎′ −𝑝 Hệ số tải trọng (LF) (Loading Factor) được định nghĩa như sau: 𝑈 (17) 𝐿𝐹 = 𝑥 𝑦 3𝜎 −𝜎 −2𝑝 −𝐴(𝑃 −𝑝 ) Thế các phương trình 3.2 và 3.8 vào phương trình Error! Reference source not found.), ta được: 𝑤 𝑜 𝑤 3.1𝑇𝑊𝐶 (18) Từ phương trình ta rút ra kết luận sau: (I.D. Palmer and N. Higgs, Higgs Technologies, and I. Ispas, K. Baksh, and K.O Krieger, BP plc, SPE 98252) Nếu LF ≥ 1 thì thành hệ có khả năng bị phá hủy Nếu LF < 1 thì thành hệ không bị phá hủy. 5. Kết quả tính toán cho giếng QD- 1P Bảng 2 Kết quả tính toán ranh giới phá hủy (sinh cát) đối với giếng QD 1-P: STT Thông số Giá trị Đơn vị 1 Áp suất đáy giếng suy giảm tối đa (Max.Drawdown, CBHFP) 813,55 psi 2 Áp suất vỉa suy giảm tối đa (Max.Depletion Rerservoir Pressure) 1659,03 psi - Do vậy, việc khống chế áp suất đáy giếng để duy trì áp suất vỉa nằm trong ngưỡng không sinh cát sẽ tối ưu hóa quá trình khai thác; Hình 8. Vùng sinh cát của giếng QD-1P 918
Mô hình tính áp suất sinh cát là một công cụ hữu hiệu trong công tác quản lý và hạn chế sinh cát. Thông qua mô hình này, ta xác định được ngưỡng áp suất sinh cát và độ giảm áp tới hạn của thành hệ. Từ đó, người kỹ sư dầu khí hay các chuyên gia công nghệ mỏ có thể nhanh chóng đưa ra các biện pháp quản lý mỏ kịp thời để hạn chế sinh cát và tối ưu khai thác mỏ Cần lưu ý rằng trong hầu hết các kết quả nghiên cứu về hiện tượng sinh cát (ngoại trừ các mỏ đã xuất hiện cát trong quá trình khai thác) việc vẽ ranh giới giữa vùng áp suất an toàn và vùng áp suất không an toàn là do kết quả tính toán từ mô hình chứ không phải từ thực nghiệm. Nếu việc khai thác đã xuất hiện cát thì việc hạn chế, khắc phục là quá trễ và gây ra tổn thất cả sức người và sức của. Vì thế có thể khẳng định rằng, đối với hẩu hết các giếng chưa được đưa vào khai thác hay đối với các giếng đã khai thác nhưng chưa thấy xuất hiện cát thì mô hình tính áp suất sinh cát này hay cụ thể hơn là các biểu đồ thể hiện vùng áp suất an toàn sẽ góp phần không nhỏ cho công tác quản lý mỏ. Tài liệu tham khảo Bellarby, J. (2009). Well completion design. Aberdeen. Bellarby, J. (2009). Well Completion Design, Volume 56. Oxford,United Kingdom: Elsevier’s Science & Technology Department. Bellarby, Jonathan. (2009). Well Completion Design-Volume 56. Oxford, United Kingdom: Elsevier's Science & Technology Department. Dũng, T. Q. (2012). Thiết kế ống lọc có lèn sỏi khống chế cát cho giếng X thuộc bồn trũng Malay Thổ Chu. E. Fjaer, R. H. (2008). Petroleum Related Rock Mechanics, 2nd Edition. Hungary: Elsevier Publications. H.H. Abass, SPE, A.H. Habbtar, SPE, A. Shebatalhamd, SPE, Saudi Aramco. (SPE 814292). Sand Control during Drilling, Perforation, Completion and Production. Halliburton. (n.d.). Halliburton Sand Control. Henry A. Ohen, Spe, Intrgrated Reservoir Solutions, Core Laborates. (SPE 82236). Calibrated Wireline Mechanical Rock Properties Model for Predicting and Preventing Wellbore Collapse and Sanding. Huấn, N. Q. (2011). Đánh Giá thành hệ nghiên cứu khả năng sinh cát và lựa chọn phương pháp hoàn thiện giếng phù hợp. I.D. Palmer and N. Higgs, Higgs Technologies, and I. Ispas, K. Baksh, and K.O Krieger, BP plc. (SPE 98252). Prediction of Sanding Using Oriented Perforatinos in a Deviated Well, and Validation in the Field. Ian Palmer (BP), Hans Vaziri (BP), Stephen Willson (BP), Zissis Moschovidis (PCM), John Cameron (PCM), Ion Ispas (BP). (SPE 84499). Predicting and Managing Sand Production: A New Strategy. Michael Golan. Curtis H.Whitson. (1996). Well performance (second ed.). S.M. Willson (BP America Inc.), Z.A. Moschovidis, J.R. Cameron ( PCM INC.) & I.D. Palmer (BP America Inc.). (SPE 78168). New Model for Prediting the Rate or Sand Production. Tài, P. H. (2007). Kiểm soát cát trong khai thác Dầu khí bằng ống lọc. Tài, P. T. (2011). Nghiên cứu khả năng sinh cát cho mỏ X thuộc bồn trũng Cửu Long và đề xuất phương pháp kiểm soát cát. ABSTRACT Research to determine the non-sand-producing area for the QD-1P well in Hai Thach field Le Quang Duyen*, Le Duc Vinh Hanoi University of Mining and Geology When prodution oil and gas in sandstone reservoirs, the problem of sand appearance will cause very serious consequences, it quickly destroys equipment in wells and on the surface. Because of this problem, investors have to think about controlling and minimizing the generation of sand when operation. Actual situation of mining in sandstone reservoirs appears, however, not every time you start operating, you will generate sand. There are wells after a period of exploitation, only sand will begin to appear, there are wells, if exploited properly, they will not produce sand. That means that the problem of sand generation depends not only on the formation factors, but also caused by the produting regime. From these issues, in order to achieve high efficiency for the oil and gas investment process, it is necessary to accurately assess the ability to generate sand, because this assessment will help investors make a decision on the well. Which well should and should not be controlled because sand control is expensive and risky, however, with wells with 919
high sand production, it is necessary to control it to avoid future troubles like the reasons in this article. In this study, the authors used geomechanical models to determine the critical bottom flow pressure leading to sand generation, CBHFP (Critical Bottom Hole Flowing Pressure) and Maximum Depletion Rerservoir pressure to determine the non-sand production area for the QD-1P well in Hai Thach field. In addition, the team will also use other tools to forecast sand generation during production to help operators in the most efficient way. Keywords: Geomechanical model; sand generation; pressure resrervoir. 920