Đề tài: Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ sư tử trắng bể Cửu Long

LỜI MỞ ĐẦU

Dầu khí là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang tính chiến lược trong quá

trình phát triển của quốc gia, đóng góp phần lớn vào GDP cả nước, đưa đất nước tiến lên con đường công nghiệp hóa, hiện đại hóa.

Ngành công nghiệp dầu khí là một chuỗi các công tác tìm kiếm thăm dò,

khoan, khai thác đến chế biến và tiêu thụ sản phẩm. Một trong những yếu tố quyết

định đến sự thành công của quá trình thăm dò và khai thác dầu khí chính là công nghệ khoan. Trên cơ sở nhận thức rõ tầm quan trọng của công nghệ khoan, qua thời

gian nghiên cứu học tập tại trường, và qua đợt thực tập tốt nghiệp, thực tập sản xuất

tại Tổng Công Ty Cổ Phần Khoan và Dịch Vụ Khoan Dầu Khí, tôi đã thực hiện đề

tài tốt nghiệp: “Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ Sư

Tử Trắng bể Cửu Long” với mục đích nghiên cứu và ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất. Đề tài được hoàn thành thành tại Bộ môn Khoan Khai Thác,

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội, dưới sự hướng dẫn của:

 Tiến sĩ Nguyễn Thế Vinh, Chủ nhiệm Khoa Dầu khí, Phó Chủ nhiệm Bộ

môn Khoan Khai Thác

 Thạc sĩ Nguyễn Viết Bột, Giám đốc Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng

khoan dầu khí PVD

Qua đây, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy TS Nguyễn Thế Vinh,

và Ông Nguyễn Viết Bột đã dành công sức hướng dẫn tận tình, chu đáo trong quá

trình thực hiện Đề tài. Ngoài ra, tôi xin cám ơn Ông Vũ Hồng Đức, kỹ sư khoan

kiểm soát áp suất của Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng khoan dầu khí PVD đã

giúp đỡ tôi rất nhiều trong quá trình thực tập tại công ty.

Nhân đây, tôi cũng xin được cảm ơn sự dạy dỗ, giúp đỡ nhiệt tình từ các thầy

cô giáo trong bộ môn Khoan Khai Thác, tập thể cán bộ công nhân viên Tổng công ty cổ phần khoan và dịch vụ khoan dầu khí và các bạn sinh viên khóa 2008 chuyên

ngành Khoan Khai Thác đã giúp tôi hoàn thành bản đồ án này.

Trong quá trình làm đồ án, mặc dù đã cố gắng tìm hiểu, nghiên cứu tài liệu nhưng do kiến thức còn hạn chế nên bản thân không thể tránh khỏi những thiếu sót. Vì thế tôi rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của quý thầy cô cùng bạn đọc để

bản đồ án được hoàn thiện hơn.

Tôi xin chân thành cảm ơn! Hà nội, ngày tháng năm 2013

Sinh viên thực hiện Bùi Quang Vũ

MỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU ................................................................................................... 1 MỤC LỤC ......................................................................................................... 2 DANH MỤC HÌNH ẢNH ................................................................................ 5 DANH MỤC BẢNG BIỂU .............................................................................. 8 DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH ..................................................... 9 CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT (MANEGED PRESSURE DRILLING) .............................................. 11 1.1 Giới thiệu ................................................................................................... 11 1.2 Lịch sử và quá trình phát triển công nghệ MPD ....................................... 11 1.3 Định nghĩa công nghệ MPD ...................................................................... 12 1.3.1 Công nghệ khoan truyền thống .......................................................... 12 1.3.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) ...................................... 14 1.4 Các phương pháp trong công nghệ MPD .................................................. 15 1.4.1 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (Constant Bottom-Hole Pressure CBHP) .......................................................................................... 15 1.4.2 Phương pháp khoan mũ dung dịch (Pressurized Mud Cap Drilling – PMCD)……………………………………………………………………17 1.4.3 Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (Dual Gradient Drilling – DGD)……………………………………………………………………...20 1.4.4 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (Return Flow Control – RFC)………………………………………………………………………22 1.5 Ưu điểm của công nghệ MPD ................................................................... 22 1.5.1 Duy trì kiểm soát giếng, hạn chế rò rỉ khí, và khí độc H2S ............... 22 1.5.2 Ổn định áp suất đáy giếng, ngăn ngừa các rủi ro trong khi khoan .... 23 1.5.3 Khoan thành công qua các tầng mất dung dịch trầm trọng ............... 23 1.6 Phạm vi ứng dụng của công nghệ MPD ................................................... 23 1.6.1 Mỏ có nhiệt độ và áp suất cao ............................................................ 23 1.6.2 Mỏ suy giảm ....................................................................................... 24 1.6.3 Giếng khoan vươn xa ......................................................................... 24 1.7 Cơ sở lựa chọn và khả năng ứng dụng công nghệ MPD ở Việt Nam ....... 25 CHƯƠNG 2 - HỆ THỐNG THIẾT BỊ TRONG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT.................................................................................. 28

2.1 Thiết bị chính ............................................................................................ 28 2.1.1 Đối áp xoay (Rotating Control Device - RCD) ................................. 28 2.1.2 Hệ thống van điều áp (Choke Manifold System) .............................. 31 2.1.3 Dụng cụ lắp ráp Trục quay (Bearing Running Tool – BRT) ............. 35 2.2 Hệ thống MPD .......................................................................................... 37 CHƯƠNG 3 - ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ GIẾNG ST-1P ............................................................................................................... 39 3.1 Đặc điểm địa chất mỏ Sư Tử Trắng .......................................................... 39 3.1.1 Vị trí địa lý ......................................................................................... 39 3.1.2 Địa tầng .............................................................................................. 40 3.2 Đặc điểm địa chất giếng ST-1P ................................................................. 44 3.2.1 Biều đồ áp suất dự kiến ...................................................................... 44 3.2.2 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến .................................................................... 46 3.3 Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới quá trình khoan giếng ST-1P ........ 47 3.4 Những khó khăn trong công tác khoan giếng HPHT ST-1P .................... 48 3.4.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ ..................................................................... 49 3.4.2 Ảnh hưởng của áp suất ....................................................................... 50 3.4.3 Ảnh hưởng của hiện tượng trương nở thành hệ ................................. 50 3.4.4 Ảnh hưởng của khí hòa tan ................................................................ 51 3.4.5 Ảnh hưởng của hiện tượng piston khi kéo thả cần ............................ 52 CHƯƠNG 4 - THIẾT KẾ KỸ THUẬT KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG HPHT ST-1P ............................................................................ 54 4.1 Đặc điểm kỹ thuật của giếng ST-1P .......................................................... 54 4.1.1 Thông số chung của giếng ................................................................. 54 4.1.2 Mặt cắt địa chất của giếng .................................................................. 58 4.1.3 Cấu trúc giếng khoan ......................................................................... 56 4.1.3 Profile giếng khoan ............................................................................ 58 4.2 Đánh giá lựa chọn phương pháp khoan kiểm soát áp suất ........................ 60 4.3 Chương trình khoan MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4” .......................... 61 4.3.1 Phân tích kĩ thuật ................................................................................ 61 4.3.2 Thông số điều khiển ........................................................................... 64 4.3.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả ................................... 68 4.3.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” ..... 70

4.4 Chương trình khoan cho đoạn thân giếng 8-1/2” ...................................... 71 4.4.1 Phân tích kĩ thuật ................................................................................ 71 4.4.2 Thông số điều khiển ........................................................................... 73 4.4.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả ................................... 77 4.4.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2” ....... 80 5.1 Hiệu quả ứng dụng công nghệ MPD ở bể Cửu Long ............................... 80 KẾT LUẬN ..................................................................................................... 82 KIẾN NGHỊ .................................................................................................... 83 TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................... 84

DANH MỤC HÌNH ẢNH

STT HÌNH TÊN HÌNH ẢNH TRANG

1 Hình 1.1 13 Áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan truyền thống

2 Hình 1.2 Sự thay đổi áp suất đáy giếng khi khoan 13

3 Hình 1.3 Phức tạp trong giếng có giới hạn khoan nhỏ 14

4 Hình 1.4 Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP 16

5 Hình 1.5 Áp suất đáy giếng ổn định trong CBHP 16

6 Hình 1.6 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD 18

7 Hình 1.7 Áp suất đáy giếng trong phương pháp PMCD 19

8 Hình 1.8 Gradient áp suất sử dụng phương pháp DGD 20

9 Hình 1.9 Bơm chèn chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch 21

10 Hình1.10 Sử dụng bơm đẩy để thay đổi tỉ trọng 22

11 Hình 2.1 Một số mẫu RCD cơ bản 28

12 Hình 2.2 RCD lắp đặt trên đối áp vạn năng 28

13 Hình 2.3 Tuần hoàn dung dịch khoan qua RCD 29

14 Hình 2.4 Phần thân của RCD 30

15 Hình 2.5 Trục quay 31

16 Hình 2.6 Hệ thống van điều áp 32

17 Hình 2.7 Van thủy lực 33

18 Hình 2.8 Thiết bị xử lý thông minh 33

19 Hình 2.9 Thiết bị đo dòng 34

20 Hình 2.10 Thiết bị thủy lực 34

21 Hình 2.11 Màn hình và bàn phím điều khiển 35

22 Hình 2.12 Dụng cụ lắp ráp Trục quay – BRT 36

23 Hình 2.13 Thao tác lắp Trục quay sử dụng BRT 37

24 Hình 2.14 Sơ đồ tổng quan hệ thống MPD 37

24 Hình 2.15 Sơ đồ chi tiết hệ thống MPD 38

25 Hình 3.1 Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Trắng 39

26 Hình 3.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Trắng 42

27 Hình 3.3 Tập cát E và F 43

28 Hình 3.4 Kết quả đo log độ thấm 43

29 Hình 3.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng 44

30 Hình 3.6 Áp suất lỗ rỗng dự kiến 45

31 Hình 3.7 Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P 46

32 Hình 3.8 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến của giếng ST-1P 47

33 Hình 3.9 Vùng xác định nhiệt độ và áp suất cao 48

34 Hình 3.10 Hiện tượng piston khi kéo thả cột cần khoan 53

35 Hình 4.1 Mặt cắt địa chấn giếng ST-1P 55

36 Hình 4.2 Cấu trúc giếng khoan ST-1P 57

37 Hình 4.3 Profile giếng khoan 59

38 Hình 4.4 61 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 12-1/4”

39 Hình 4.5 63 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 12-1/4”

40 Hình 4.6 63

Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg cho đoạn giếng 12-1/4”

41 Hình 4.7 65

ST-1P MPD cố định áp suất ở độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,6ppg)

42 Hình 4.8 66

ST-1P MPD cố định áp suất ở độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,6ppg)

43 Hình 4.9 67

ST-1P MPD cố định áp suất ở tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,5ppg)

44 Hình 4.10 67

ST-1P MPD cố định áp suất ở tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,5ppg)

45 Hình 4.11 68 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Tốc độ bơm 100gpm)

46 Hình 4.12 69 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Tốc độ bơm 300gpm)

47 Hình 4.13 70 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi)

48 Hình 4.14 71 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 8-1/2”

49 Hình 4.15 72 Trọng lượng dung dịch khoan tương đương đoạn thân giếng 8-1/2”

50 Hình 4.16 73

Liên hệ giữa tỷ trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng 12,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2”

51 Hình 4.17 75

ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3518 mMD (Áp suất vỉa 11,9ppg; trọng lượng dung dịch 11,5ppg;ECD cố định 12,35ppg)

52 Hình 4.18 75

ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3655 mMD (Áp suất vỉa 12,9ppg; trọng lượng dung dịch 12,3ppg;ECD cố định 13,33ppg)

53 Hình 4.19 76

ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3808 mMD (Áp suất vỉa 13,4ppg; trọng lượng dung dịch 12,5ppg;ECD cố định 13,76ppg)

54 Hình 4.20 76

ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3833 mMD (Áp suất vỉa 13,9ppg; trọng lượng dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg)

55 Hình 4.21 77

ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở 3833 mMD (Áp suất vỉa< 13,9ppg; trọng lượng dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg)

56 Hình 4.22 78

Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 100 gpm)

57 Hình 4.23 78

Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 300 gpm)

58 Hình 4.24 79 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580psi)

DANH MỤC BẢNG BIỂU

STT BẢNG TÊN BẢNG TRANG

1 Bảng 1.1 Ứng dụng công nghệ MPD tại Việt Nam 26

2 Bảng 1.2 27 Ứng dụng công nghệ MPD ở một số quốc gia trên thế giới

3 Bảng 4.1 Thông số chung của giếng 56

4 Bảng 4.2 Thông số mặt cắt địa chất của giếng 57

5 Bảng 4.3 Thông số ống chống 59

6 Bảng 4.4 Thông số profile giếng khoan 61

7 Bảng 4.5 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm 67

8 Bảng 4.6 68 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định áp suất tại đáy giếng

9 Bảng 4.7 69 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định cố định áp suất tại tập ILM

10 Bảng 4.8 74 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4”

11 Bảng 4.9 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm 76

12 Bảng 4.10 77 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 8- 1/2”với điểm cố định áp suất tại 3833 mMD

13 Bảng 4.11 83 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2”

14 Bảng 5.1 Dữ liệu khoan mỏ Cá Ngừ Vàng 84

15 85 Biểu đồ 5.1 Chi phí khoan đoạn thân giếng 8-1/2” trước và sau khi sử dụng công nghệ MPD

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH

KÍ HIỆU NGHĨA TIẾNG ANH NGHĨA TIẾNG VIỆT

AFP Annulur friction pressure Áp suất ma sát vành xuyến

BHP Bottom-hole pressure Áp suất đáy giếng

BOP Blowout preventer Đối áp chống phun

BP Back pressure Áp suất van điều áp

BPH Barrel per hour Thùng/giờ

CBHP

CLJOC Công ty điều hành Cửu Long

DGD Constant bottom-hole pressure Cố định áp suất đáy giếng Cuu Long Joint Operation Company Dual gradient drilling Khoan tỷ trọng kép

EOP End off point

ECD Equivalent circulating density

EMW Equivalent mud weight

ESD Equivalent static density

FG Fracture gradient Điểm kết thúc cắt xiên Tỷ trọng tuần hoàn tương đương Tỷ trọng dung dịch tương đương Tỷ trọng tuần hoàn tĩnh tương đương Gradient vỡ vỉa

HPHT High pressure high temperature Nhiệt độ, áp suất cao

GPM Gallon per minute Ga-lông/phút

KOP Kick off point Điểm cắt xiên

MD Measure depth Chiều sâu theo thân giếng

OBM Oil based mud Dung dịch khoan gốc dầu

PMCD Pressurized mud cap drilling Khoan mũ dung dịch

PP Pore pressure

PPG Pound per gallon

PWD Pressuring while drilling Áp suất vỉa Pound/ga-lông, đơn vị tỷ trọng hệ Anh-Mỹ Đo áp trong khi khoan

RCD Rotating control device Thiết bị đối áp xoay

ROP Rate of penetration Tốc độ cơ học khoan

SBP Surface back pressure Đối áp bề mặt

SBM Synthetic based mud Dung dịch khoan tổng hợp

SPP Standpipe pressure Áp suất ống đứng

TD Total depth Tổng độ sâu

TVD True vertical depth Chiều sâu thẳng đứng

WBM Water based mud Dung dịch khoan gốc nước

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT (MANAGED PRESSURE DRILLING)

1.1 Giới thiệu

Cùng với sự phát triển kinh tế, nhu cầu về năng lượng của thế giới đang ngày một tăng cao đòi hỏi ngành công nghiệp dầu khí phải liên tục gia tăng sản lượng hàng năm trong khi nguồn tài nguyên dầu khí là hữu hạn, và những vùng mỏ trữ lượng lớn, dễ khai thác ngày càng ít đi. Điều này đã buộc ngành công nghiệp khoan – khai thác dầu khí phải đối mặt với những khó khăn, thử thách hơn, đồng thời phải nâng cao hiệu quả công tác khoan, khai thác các mỏ nhỏ, mỏ cận biên.

Để có thể đáp ứng được với môi trường khoan phức tạp tại những khu vực đó, cần thiết phải có những công nghệ khoan hiện đại, giúp cho việc khống chế và kiểm soát giếng được dễ dàng và hiệu quả hơn, một trong những công nghệ đó là Khoan kiểm soát áp suất MPD.

Ngay từ khi đưa vào áp dụng, công nghệ MPD cho thấy hiệu quả to lớn cho công tác khoan tại những vùng mỏ có điều kiện phức tạp mà trước đó rất khó thi công bằng các phương pháp khoan truyền thống. Khoan kiểm soát áp suất (MPD) đang dần trở thành công nghệ khoan phù hợp làm tăng đáng kể hiệu quả kinh tế cũng như khả năng khoan thành công các giếng khoan khó, giảm chi phí tiêu tốn cho khắc phục sự cố trong công tác khoan, đặc biệt là trong công tác khoan ngoài khơi. 1.2 Lịch sử và quá trình phát triển công nghệ MPD

Vào thế kỉ 15, Leonardo da Vinci đã phác họa một động cơ cho giếng khoan. Năm 1859, động cơ hơi nước được sử dụng để khoan giếng dầu có tiềm năng kinh tế đầu tiên. Năm 1901 công nghệ khoan dưới cân bằng được ứng dụng ở mỏ Spindletop bang Texas. Trải qua nhiều thập kỉ nghiên cứu và ứng dụng những lợi thế của khoan dưới cân bằng trên thực tế, các nhà khoa học đã nhận thấy sự cần thiết phải có một công nghệ để kiểm soát tốt hơn dòng xâm nhập vào giếng.

Những năm 1960, đối áp xoay (Rotating Cotrol Device - RCD) cho phép khoan với những dung dịch có khả năng nén như khí và dung dịch bọt.

Hiệu quả của nó được nhận thấy rõ ràng trong việc làm tăng đáng kể tốc độ khoan cơ học và tăng tuổi thọ của choòng khoan, dẫn đến giảm chi phí giá thành khoan.

Qua thời gian, cùng với việc ứng dụng công nghệ khoan dưới cân bằng và khoan bằng khí nén với RCD, các nhà khoa học đã biết cách sử dụng RCD để điều khiển áp suất trong vành xuyến hiệu quả hơn.

Năm 2003, công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) chính thức được

ghi nhận bởi hiệp hội các nhà thầu khoan thế giới (IADC).

Đến năm 2005, các công ty khoan đã thành công với hơn 100 giếng sử dụng công nghệ MPD. MPD góp phần tiết kiệm thời gian, chi phí bằng cách hạn chế tối đa sự lãng phí thời gian liên quan đến mất dung dịch và các vấn đề kiểm soát giếng khác. Sử dụng một hệ thống tuần hoàn kín, MPD kiểm soát áp suất trong thân giếng hiệu quả hơn và khoan thành công những giếng từng bị đánh giá là không thể khoan được với những công nghệ khoan truyền thống.

Trong những năm vừa qua, công nghệ MPD đã được ứng dụng rộng rãi trên thế giới. Thông qua việc sử dụng công nghệ MPD, chúng ta có thể đồng thời xử lý được 2 vấn đề phức tạp trong công tác khoan đó là mất dung dịch và giới hạn khoan nhỏ. 1.3 Định nghĩa công nghệ MPD 1.3.1 Công nghệ khoan truyền thống

“Công nghệ khoan truyền thống” sử dụng một hệ thống tuần hoàn mở, mùn khoan được đưa từ đáy giếng lên bề mặt rồi đi đến các thiết bị tách khí và tách chất rắn để xử lý. Áp suất vành xuyến được điều chỉnh bởi tỷ trọng của dung dịch khoan và tốc độ tuần hoàn dung dịch. Ở trạng thái tĩnh khi ngừng tuần hoàn bơm, áp suất đáy giếng (BHP) bằng áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch trong giếng khoan. Còn ở trạng thái động, khi tuần hoàn dung dịch, áp suất đáy giếng bằng tổng của áp suất thủy tĩnh và tổn hao áp suất vành xuyến (AFP) do tuần hoàn gây ra. Hình 1.1 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan truyền thống. Áp suất đáy giếng tăng lên trong quá trình tuần hoàn có thể lớn hơn áp suất vỡ vỉa (FP) gây ra hiện tượng mất dung dịch.

Hình 1.1 Áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan truyền thống Trong công nghệ khoan truyền thống, dung dịch khoan được thiết kế với mục đích duy trì áp suất đáy giếng lớn hơn áp suất vỉa (khoan trên cân bằng) và nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa để đề phòng hiện tượng chất lưu từ vỉa xâm nhập vào giếng khi ngừng tuần hoàn trong quá trình tiếp cần và tránh hiện tượng mất dung dịch. Hình 1.2 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan ở hai trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn.

Hình 1.2 Sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan

Tuy nhiên, đối với những giếng có giới hạn khoan nhỏ, sự chênh lệch áp suất đáy giếng giữa trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn có thể vượt quá giới hạn khoan, dẫn tới hiện tượng mất dung dịch khi khoan và dòng xâm nhập vào giếng khi ngừng tuần hoàn (Hình 1.3).

Hình 1.3 Phức tạp trong giếng có giới hạn khoan nhỏ

1.3.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD)

Khoan Kiểm Soát Áp Suất (Managed Pressure Drilling) ứng dụng một hệ thống tuần hoàn kín có áp suất để tuần hoàn dung dịch khoan, cho phép kiểm soát tốt hơn và hiệu quả hơn sự thay đổi áp suất ở đáy giếng nhằm phòng ngừa, loại bỏ hoặc hạn chế các phức tạp có liên quan như mất dung dịch khoan, xâm nhập dung dịch vỉa, sập lở thành giếng khoan… cho phép khoan an toàn qua các địa tầng phức tạp như có dị thường cao về nhiệt độ, áp suất, vùng có giới hạn an toàn khoan nhỏ, vùng mất dung dịch trầm trọng…

Hiệp hội các nhà thầu khoan quốc tế (IADC) đã định nghĩa công nghệ

MPD như sau:

“Khoan kiểm soát áp suất là một phương pháp khoan hiện đại, được sử dụng để kiểm soát chính xác áp suất vành xuyến dọc thân giếng khoan. Mục tiêu của công nghệ khoan kiểm soát áp suất là xác định chính xác những giới hạn áp suất đáy giếng để điều chỉnh áp suất vành xuyến phù hợp.”

Đặc điểm công nghệ:

 Công nghệ MPD sử dụng thiết bị và kĩ thuật để hạn chế tối đa những vấn đề khó khăn, phức tạp và tiêu tốn chi phí cho những giếng có giới hạn khoan nhỏ bằng cách kiểm soát chính xác áp suất dọc thân giếng khoan;

 Công nghệ MPD bao gồm việc kiểm soát đối áp bề mặt (BP), tỉ trọng dung dịch khoan, tính lưu biến của dung dịch, mực dung dịch ở vành xuyến và tổn hao áp suất trong quá trình tuần hoàn;

 Công nghệ MPD cho phép thay đổi, điều chỉnh áp suất đáy giếng

một cách chủ động, nhanh và chính xác;

 Công nghệ MPD cho phép hạn chế và ngăn ngừa dòng xâm nhập

vào giếng trong quá trình khoan.

1.4 Các phương pháp trong công nghệ MPD 1.4.1 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (Constant Bottom-Hole

Pressure CBHP) Sự thay đổi áp suất đáy giếng là nguyên nhân chính gây ra nhiều vấn đề như mất ổn định thành giếng, hiện tượng sập lở, kẹt cột cần khoan, mất dung dịch khoan, hiện tượng xâm nhập dung dịch vỉa… Sự thay đổi áp suất đáy giếng xảy ra khi thay đổi trạng thái tuần hoàn, ví dụ ngừng tuần hoàn để tiếp cần khoan. Như đã nêu trên, trong trạng thái tuần hoàn dung dịch để đưa mùn khoan lên bề mặt, áp suất đáy giếng bằng tổng của cột áp thủy tĩnh của dung dịch trong giếng khoan và tổn hao áp vành xuyến suất dọc thân giếng. Ở trạng thái tĩnh khi ngừng tuần hoàn, tổn hao áp suất mất đi làm cho giá trị áp suất đáy giếng giảm xuống, gây ra các phức tạp nêu trên. Đặc biệt với những giếng khoan khó, địa tầng không ổn định thì sự thay đổi áp suất đáy giếng sẽ làm gia tăng rủi ro xảy ra sự cố trong quá trình khoan.

Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (CBHP) là phương pháp được sử dụng để điều chỉnh hay hạn chế tối đa ảnh hưởng của sự thay đổi đột ngột áp suất đáy giếng gây ra do thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch khoan. Trong phương pháp này, một hệ thống tuần hoàn kín được sử dụng, dung dịch khoan khi đi lên bề mặt được dẫn hướng đến một hệ thống van tiết lưu tự động hoặc bán tự động, hệ thống van này tạo ra đối áp bề mặt lên dòng dung dịch thông qua việc đóng mở thay đổi tiết diện van. Áp suất này tác động vào khoảng không vành xuyến nhằm bù lại lượng tổn hao áp suất bị giảm đi khi

giảm lưu lượng bơm, do đó áp suất đáy giếng được giữ cố định trong suốt quá trình khoan.

Hình 1.4 Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP Hình 1.4 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng được duy trì ổn định khi

thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch bằng phương pháp CBHP.

Hình 1.5 Áp suất đáy giếng ổn định trong phương pháp CBHP

Hình 1.5 mô phỏng phương thức ứng dụng đối áp bề mặt (BP) trong phương pháp CBHP. Theo lý thuyết, khi ngừng tuần hoàn dung dịch thì tổn hao áp suất do ma sát giảm đi sẽ được bù lại bằng đối áp bề mặt với giá trị tương đương cho phép kiểm soát áp suất đáy giếng (BHP) luôn ổn định. Phương pháp CBHP tạo ra khả năng có thể khoan được ở những khu vực có giới hạn khoan nhỏ đến rất nhỏ. Đặc biệt, phương pháp CBHP có thể điều chỉnh chính xác cơ chế áp suất trong giếng nhờ ứng dụng đối áp bề mặt duy trì áp suất đáy giếng ổn định, cho phép sử dụng dung dịch khoan có tỉ trọng nhỏ hơn, từ đó làm gia tăng tốc độ cơ học khoan.

Ưu điểm của phương pháp CBHP:  Sử dụng hệ thống van tiết lưu điều chỉnh đối áp bề mặt, cho phép hạn chế tối đa sự thay đổi áp suất đáy giếng khi thay đổi trạng thái tuần hoàn của giếng.

 Áp suất đáy giếng ở trạng thái động và trạng thái tĩnh đều được duy trì ổn định và dễ dàng điều chỉnh trong giới hạn khoan nhỏ giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa.

 Khả năng duy trì áp suất đáy giếng ổn định trong giới hạn khoan cho phép khoan sâu hơn trước khi phải thay đổi tỉ trọng dung dịch và chống ống.

 Trong quá trình nối cần khi ngừng tuần hoàn, dòng xâm nhập được kiểm soát bằng việc sử dụng đối áp bề mặt duy trì áp suất đáy giếng.  Ít phải thay đổi tỉ trọng dung dịch khoan, gia tăng tốc độ cơ học

khoan, giảm tổn hại vỉa.

1.4.2 Phương pháp khoan mũ dung dịch (Pressurized Mud Cap Drilling –

PMCD) Khoan mũ dung dịch (PMCD) là phương pháp khoan không tuần hoàn dung dịch và mùn khoan lên bề mặt, được sử dụng để khoan qua các địa tầng mất dung dịch trầm trọng như cacbonat và đá móng nứt nẻ thường thấy ở Việt Nam. Phương pháp này sử dụng đồng thời hai hệ dung dịch có tính chất riêng biệt, một dung dịch nặng có độ nhớt cao được bơm vào khoảng vành xuyến và duy trì áp suất trên miệng giếng để ngăn ngừa sự giảm áp và dòng xâm nhập vào đáy giếng, một dung dịch nhẹ và sẵn có, không tốn kém, thường là nước biển hoặc dung dịch muối sẽ được bơm vào giếng qua cột cần khoan -

khi đi qua choòng khoan, dung dịch này mang theo các hạt mùn khoan bít nhét, lấp đầy vào những khe nứt, lỗ rỗng hay hang hốc trong vỉa. Hình 1.6 mô tả quá trình tuần hoàn trong phương pháp khoan mũ dung dịch.

Hình 1.6 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD Phương pháp khoan mũ dung dịch giảm thiểu được hiện tượng mất dung dịch và xâm nhập chất lưu xảy ra cùng một lúc, cho phép tiết kiệm chi phí dung dịch khoan và hạn chế nhiễm bẩn gây ra bởi dung dịch khoan tới chất lượng vỉa chứa. Hình 1.7 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng khi sử dụng phương pháp khoan mũ dung dịch. Áp suất đáy giếng bằng tổng của áp suất tuần hoàn bơm, áp suất bề mặt và áp suất của mũ dung dịch ngoài khoảng vành xuyến.

Hình 1.7 Áp suất đáy giếng trong phương pháp PMCD

Ưu điểm của phương pháp PMCD:  PMCD cho phép khoan thành công qua các địa tầng phức tạp với hệ dung dịch có chi phí thấp, ít tốn kém như nước muối hoặc nước biển;

 Phụ thuộc vào đặc điểm của các địa tầng phức tạp, nứt nẻ, mất dung dịch trầm trọng, mùn khoan dễ dàng được nén ép vào thành hệ nên có thể bỏ qua quá trình xử lý mùn khoan trên bề mặt;

 Sự nén ép, bít nhét mùn khoan vào các địa tầng phức tạp nứt nẻ làm

gia tăng mức độ ổn định của thành hệ;

 Sử dụng dung dịch khoan có tỉ trọng nhỏ làm gia tăng tốc độ cơ học

khoan, tiết kiệm chi phí dung dịch;

 Khoan thành công qua các địa tầng mất dung dịch trầm trọng trước khi cần tiến hành công tác chống ống, trám xi măng để cách li, tăng chiều sâu chống ống.

1.4.3 Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (Dual Gradient Drilling – DGD) Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (DGD) sử dụng bơm đẩy hoặc bơm chèn dung dịch có tỉ trọng nhỏ hơn vào trong cột ống với nhằm làm thay đổi đường gradient áp suất của dung dịch trong giếng khoan ở phần phía trên của cột ống. Phương pháp này được ứng dụng ở các môi trường khoan nước sâu, giếng có giới hạn khoan nhỏ. Mục đích của phương pháp tỉ trọng dung dịch kép là điều chỉnh đường gradient áp suất của dung dịch khoan vào trong giới hạn khoan nhằm kéo dài khoảng cách giữa các lần chống ống, cho phép giảm số lượng ống chống kỹ thuật sử dụng trong giếng, nâng cao mức độ an toàn khi khoan. Hình 1.8 mô tả sự khác nhau giữa gradient áp suất của dung dịch trong phương pháp khoan truyền thống và phương pháp tỉ trọng dung dịch kép.

Hình 1.8 Gradient áp suất sử dụng phương pháp DGD

Trong phương pháp bơm chèn để giảm tỉ trọng phần phía trên của cột dung dịch, ta sử dụng các chất bơm chèn như khí Nito hoặc không khí. Hình

1.9 mô tả quá trình bơm chèn các chất pha loãng vào phần trên của cột dung dịch.

Hình 1.9 Bơm chèn chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch

Ngoài phương pháp bơm chèn các chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch, người ta còn sử dụng một hệ thống bơm đặt trên đáy biển để tuần hoàn dung dịch khoan ra khỏi khoảng vành xuyến và lên bề mặt theo đường tuần hoàn riêng.

Hình 1.10 mô tả việc sử dụng bơm đẩy để tuần hoàn dung dịch khoan lên bề mặt. Trong khi tuần hoàn dung dịch khoan lên theo đường riêng, phần trong ống bao cách nước sẽ được điền đầy bởi hệ thống bơm nước biển, nhằm cân bằng áp suất trong và ngoài ống bao.

Hình 1.10 Sử dụng bơm đẩy để thay đổi tỉ trọng dung dịch khoan

1.4.4 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (Return Flow Control –

RFC) Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (RFC) sử dụng thiết bị trong công nghệ MPD để bịt kín miệng giếng, hướng mùn khoan theo hệ thống đường ống đi tới sàng rung hoặc thiết bị tách khí để ngăn ngừa tất cả những rủi ro do khí độc trong dung dịch thoát lên sàn khoan ảnh hưởng tới sức khỏe và tính mạng con người. Hệ thống van trên đường hồi có thể ngay lập tức hướng dòng dung dịch sang hệ thống van tiết lưu để đưa vào thiết bị tách khí khi có bất kì dấu hiệu của hiện tượng khí xâm nhập. Phương pháp này được coi là một giải pháp an toàn được ứng dụng cho những giếng khoan trong địa tầng cát nông có khí xâm nhập nhanh.

1.5 Ưu điểm của công nghệ MPD 1.5.1 Duy trì kiểm soát giếng, hạn chế rò rỉ khí, và khí độc H2S

Công nghệ MPD sử dụng một hệ thống tuần hoàn kín có áp suất, cho

phép:

 Kiểm soát toàn bộ quá trình tuần hoàn dung dịch;  Phát hiện dòng xâm nhập sớm trong quá trình khoan và dạo cột cần

khoan;

 Thiết lập đối áp bề mặt lên đáy giếng tự động, kiểm soát giếng chính

xác, hiệu quả;

 Dễ dàng phát hiện sự xuất hiện của khí, đặc biệt là khí độc H2S, hạn

chế tối đa những nguy hại do thoát khí lên sàn khoan.

1.5.2 Ổn định áp suất đáy giếng, ngăn ngừa các rủi ro trong khi khoan

Ứng dụng đối áp bề mặt lên đáy giếng, công nghệ MPD tạo ra những

ưu điểm:

 Áp suất đáy giếng được duy trì ổn định trong suốt quá trình khoan

cả ở trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn;

 Ngăn ngừa hiện tượng sập lở thành giếng khoan do sự chênh lệch

giữa áp suất đáy giếng và áp suất thành hệ;

 Áp suất đáy giếng được duy trì trên cân bằng với mức chênh lệch nhỏ, đảm bảo ổn định thành giếng và gia tăng tốc độ cơ học khoan.

1.5.3 Khoan thành công qua các tầng mất dung dịch trầm trọng

 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD cho phép khoan thành công qua các địa tầng granite, đá móng nứt nẻ mất dung dịch trầm trọng;

 Tiết kiệm, giảm giá thành trong tổng chi phí cho dung dịch khoan

do chỉ sử dụng dung dịch có sẵn như nước biển, nước muối;

 Giảm thời gian không sản xuất liên quan đến các vấn đề kiểm soát

giếng như mất dung dịch hay dòng xâm nhập.

1.6 Phạm vi ứng dụng của công nghệ MPD 1.6.1 Mỏ có nhiệt độ và áp suất cao

Điều kiện áp suất và nhiệt độ cao là một trong những khó khăn, thách thức lớn nhất trong công tác khoan. Áp suất và nhiệt độ cao tác động trực tiếp lên dung dịch khoan, làm thay đổi các tính chất của dung dịch như tỉ trọng, độ nhớt, tính lưu biến của dung dịch… gây khó khăn cho công tác kiểm soát giếng. Đặc biệt, trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, khả năng xuất hiện dòng xâm nhập vào giếng là rất lớn. Chính vì thế yêu cầu một công nghệ kiểm soát giếng tối ưu.

Công nghệ MPD sử dụng một hệ thống van tiết lưu, tự động điều chỉnh áp suất bề mặt lên đáy giếng, duy trì áp suất đáy giếng ổn định khi mà áp suất đáy giếng chịu ảnh hưởng của sự thay đổi nhiệt độ, quá trình kéo thả cột cần khoan và sự thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch khoan, đảm bảo một công tác khoan an toàn và hiệu quả.

1.6.2 Mỏ suy giảm

Mỏ suy giảm là những thành hệ đã được khai thác, áp suất vỉa sụt giảm đi đáng kể so với ban đầu. Khi sử dụng công nghệ khoan truyền thống để khoan qua một tẩng suy giảm với một thành hệ có áo suất cao ở phía trên dễ xảy ra hiện thượng mất tuần hoàn. Nguyên nhân là do áp suất thân giếng phải được duy trì ở trạng thái trên cân bằng khi khoan qua thành hệ có áp suất cao, nhưng khi xâm nhập vào tầng suy giảm, sự chênh lệnh áp suất giữa đáy giếng và tầng suy giảm lớn, dung dịch khoan xâm nhập vào thành hệ, gây ra hiện tượng mất tuần hoàn. Vấn đề này được giải quyết bằng phương pháp khoan cố định áp suất đáy giếng (CBHP) chp phép điều chỉnh áp suất đáy giếng phù hợp, không vượt quá giới hạn vỡ vỉa ở tầng suy giảm, mà vẫn duy trì được trạng thái cân bằng với thành hệ có áp suất cao ở phía trên.

Tương tự trong quá trình khoan vào thành hệ có áp suất cao với một tầng suy giảm ở trên, phương pháp cố định áp suất đáy giếng có khả năng duy trì ổn định áp suất thân giếng trong giới hạn khoan an toàn, tránh hiện tượng vỡ vỉa, mất dung dịch ở tầng suy giảm mà vẫn duy trì được trạng thái trên cân bằng ở thành hệ có áp suất cao.

Như vậy, công nghệ MPD đã giải quyết được những khó khăn chủ yếu trong công tác khoan những giếng ở vùng mỏ suy giảm như mất tuần hoàn dung dịch, kẹt cột cần khoan thông qua việc duy trì chính xác áp suất đáy giếng trong giới hạn khoan an toàn.

1.6.3 Giếng khoan vươn xa

Giếng khoan vươn xa hay còn gọi là giếng khoan xiên định hướng, được định nghĩa là giếng có tỉ lệ giữa khoảng dịch đáy và chiều sâu thằng đứng lớn hơn hai. Do góc nghiêng của thân giếng lớn dẫn đến những khó khăn, thách thức phổ biến trong công tác khoan giếng vươn xa như sự ổn định thành giếng khoan, khó khăn trong việc làm sạch mùn khoan, tăng momen kéo thả cột cần… đẩy cao giá thành khoan.

Ứng dụng công nghệ MPD với phương pháp cố định áp suất đáy giếng hay phương pháp tuần hoàn liên tục cho phép giảm thời gian ngừng tuần hoàn dung dịch, tránh hiện tượng lắng đọng mùn khoan trong thân giếng, kiểm soát tổn hao áp suất ở khoảng không vành xuyến, hạn chế tối đa các sự cố xảy ra do sự thay đổi áp suất thân giếng.

1.7 Cơ sở lựa chọn và khả năng ứng dụng công nghệ MPD ở Việt Nam

Trong những năm vừa qua, công tác khoan thăm dò – khai thác dầu khí tại Việt Nam phát triển rầm rộ với số lượng giếng khoan hàng năm tăng lên không ngừng. Tại bồn trũng Cửu long, bên cạnh các mỏ đang được 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… một loạt cấu tạo mới được phát hiện với tiềm năng dầu khí như Tê Giác Trắng, Voi Trắng, Tê Giác Đen…Các giếng khoan cũng vươn tới những vùng khó khăn phức tạp hơn như vùng có áp suất nhiệt độ cao (HPHT), vùng mỏ mất dung dịch trầm trọng, vùng có thành hệ yếu dễ sập lở. Từ thực tế hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí cho thấy chi phí dành cho công tác khoan luôn chiếm một tỷ phần lớn, theo số liệu thống kê chung của các Công ty 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, 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 cần do trương nở và sập lở thành giếng, mất dung dịch khoan trong tầng nứt nẻ hang hốc, 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 trên, các nhà Thầu khoan đã đưa ra hàng loạt các giải pháp công

nghệ - kỹ thuật như tối ưu cấu trúc giếng, 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 riêng và Việt Nam nói chung.

Chính vì thế, công nghệ khoan kiểm soát áp suất MPD đã và đang được đưa các công ty dầu khí như HLHV, Premier Oil, Cuulong JOC, Petronas, Biển Đông POC… đưa vào áp dụng cho những giếng khoan phức tạp đem lại hiệu quả kinh tế cao (Bảng 1.1).

Bảng 1.1 Ứng dụng công nghệ MPD tại Việt Nam

Vị trí Nhà thầu Tầng đối tượng Dạng phức tạp Phương pháp MPD Loại giàn khoan Hệ thống thiết bị

Kick khí RFCD Tự nâng Bể Cửu Long Granite nứt nẻ Cửu Long JOC RMDI (RCD) 9000

CBHP Tự nâng Hoàn Vũ JOC Granite nứt nẻ Kick, mất tuàn hoàn RCD 7100 Lô 9.2 Bể Cửu Long

PMCD Tự nâng Petronas Carilagi RCD 7800 Bể Sông Hồng Sét két, cát kết, bột kết, đá vôi, tầng móng Mất tuần hoàn, kẹt cần, kick khí

PMCD Premier Oil RCD 7800 Đá vôi Limestone, Carbonate Mất tuần hoàn, kick khí Lô 12W Bể Nam Côn Sơn Tự nâng, giàn bán chìm

PMCD Đá vôi Carbonate RCD 7800 Plains Việt Nam Lô 124 Bể Phú Khánh Mất tuần hoàn, kick khí Giàn bán chìm

Bảng 1.2 Ứng dụng công nghệ MPD ở một số quốc gia trên thế giới

Quốc gia Phương pháp Số lượng Loại giàn

PMCD 1 Giếng Tự nâng

Việt Nam CBHP Nhiều giếng Tự nâng

RCD Nhiều giếng Tự nâng

PMCD 24 Giếng Tự nâng, bán chìm, tàu khoan Malaysia RCF 1 Giếng Tự nâng

CBHP 1 Giếng Tự nâng

PMCD 27 Giếng Indonesia Tự nâng, bán chìm, tàu khoan, đất liền

PMCD + DDV 7 Giếng Tự nâng, đất liền

PMCD 2 Giếng Đất liền PNG CBHP 1 Giếng Đất liền

Myanmar CBHP 1 Giếng Tàu khoan

3 Giếng Brunei HSE – HPHT Tự nâng, đất liền

HSE Nhiều giếng Đất liền Australia CBHP 1 Giếng Đất liền

New Zealand HSE Nhiều giếng Đất liền

CHƯƠNG 2 HỆ THỐNG THIẾT BỊ TRONG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT

2.1 Thiết bị chính 2.1.1 Đối áp xoay (Rotating Control Device - RCD)

Đối áp xoay là một trong những thiết bị chính trong công nghệ khoan

kiểm soát áp suất có chức năng bịt kín khoảng vành xuyến.

Hình 2.1 Một số mẫu RCD cơ bản

Vị trí lắp đặt: RCD được lắp đặt bên trên cụm đối áp BOP, ngay phía

trên đối áp vạn năng. (Hình 2.2)

Hình 2.2 RCD lắp đặt trên đối áp vạn năng

Chức năng: RCD là thiết bị cho phép bịt kín vành xuyến tại miệng giếng khoan giống như đối áp vạn năng, tuy nhiên RCD không có chức năng thay thế các thiết bị đối áp trong công tác kiểm soát giếng, nó chỉ có nhiệm vụ kiểm soát dung dịch khoan đi lên từ khoảng không vành xuyến, hướng dòng tuần hoàn từ khoảng không vành xuyến qua RCD đến hệ thống van tiết lưu (Hình 2.3) trong khi vẫn đảm bảo hoạt động của công tác khoan diễn ra bình thường. RCD góp phần tạo nên một hệ thống tuần hoàn kín có áp suất, điểm đặc trưng trong công nghệ MPD.

Hình 2.3 Tuần hoàn dung dịch khoan qua RCD Cấu tạo của RCD gồm 2 phần chính: Thân và Trục quay. Phần thân (Hình 2.4) được gắn vào mặt bích phía trên của đối áp vạn năng trong cụm đối áp. Trong thân có cơ cấu chốt chữ C được sử dụng để giữ cố định Trục quay và làm kín khoảng không giữa Thân và Trục quay. Cơ cấu chốt chữ C được đóng mở bởi hệ thống thủy lực trong thân RCD. Trên thân có đường tuần hoàn để dẫn dung dịch khoan tới hệ thống van điều tiết.

Hình 2.4 Phần thân của RCD

Trục quay (Hình 2.5) được lắp phía trong RCD, có hai bộ phận chính là phần tĩnh và phần động. Phần tĩnh được chốt chữ C giữ cố định trong thân RCD. Phần động có chức năng ôm kín và quay cùng với cột cần khoan trong quá trình khoan. Hai đầu bịt được làm từ cao su đặc biệt, cho phép cần khoan chuyển động lên xuống và dãn nở khi đầu nối đi qua. Phần động và phần tĩnh được lắp ráp bởi hệ thống ổ bi. Trục quay bịt kín khoảng không giữa cột cần khoan và thân RCD, hướng dung dịch khoan vào đường tuần hoàn tới hệ thống van điều áp.

Hình 2.5 Trục quay

2.1.2 Hệ thống van điều áp (Choke Manifold System) Hệ thống van điều áp (Choke Manifold System – CMS – Hình 2.6) là chìa khóa cho sự thành công của công nghệ khoan kiểm soát áp suất. CMS được bố trí lắp đặt trên đường tuần hoàn đi lên của dung dịch khoan từ đáy giếng.

Chức năng: CMS có khả năng điều chỉnh các dạng áp suất khác nhau như áp suất đáy giếng, áp suất ống đứng, đối áp bề mặt. CMS được sử dụng phổ biến nhất trong ứng dụng khoan cố định áp suất đáy giếng (CBHP) để điều chỉnh đối áp bề mặt bằng việc đóng mở các van trong hệ thống, duy trì áp suất đáy giếng ổn định trong quá trình nối cần, ngăn ngừa những mối nguy hại xảy ra do sự thay đổi áp suất đáy giếng.

Hình 2.6 Hệ thống van điều áp

Hệ thống van điều áp được chia thành 3 dạng cơ bản:  Hệ thống điều khiển bằng tay (Manual Choke);  Hệ thống bán tự động (Semi - automatic Choke);  Hệ thống tự động (PC Control Automatic Choke). Tuy nhiên hiện nay, các công ty dầu khí hầu như chỉ sử dụng hệ thống van điều áp được điều khiển tự động do những ưu điểm nổi bật như khả năng điều chỉnh linh hoạt và hạn chế được tối đa sai sót trong quá trình kiểm soát công tác khoan.

Cấu tạo: Hệ thống van điều áp tự động bao gồm những chi tiết:

 Van thủy lực;

 Thiết bị thủy lực;

 Thiết bị đo dòng;

 Thiết bị xử lý thông minh.

Hình 2.7 Van thủy lực

Van điều áp (Hình 2.7) được điều khiển bằng thiết bị thủy lực trong hệ thống. Có van A và van B, được sử dụng riêng biệt hoặc đồng thời, tạo ra phản áp bề mặt lên đáy giếng thông qua việc đóng mở để thay đổi tiết diện của dòng tuần hoàn lưu thông qua van.

Hình 2.8 Thiết bị xử lý thông minh

Thiết bị xử lý thông minh (Inteligent Control Unit – ICU – Hình2.8 ) là bộ não của toàn bộ hệ thống. ICU ghi nhận tất cả dữ liệu về thông số dung dịch , các trạng thái áp suất, chế độ khoan hiển thị lên màn hình điều khiển. Đồng thời truyền lệnh điều khiển để điều chỉnh áp suất qua việc đóng mở van.

Hình 2.9 Thiết bị đo dòng

Thiết bị đo dòng (Hình 2.9) được lắp phía sau van điều áp, có nhiệm vụ cung cấp những dữ liệu quan trọng của dung dịch như lưu lượng thể tích, lưu lượng khối lượng, tỉ trọng và nhiệt độ của dung dịch…Những dữ liệu này phục vụ cho công tác phân tích trạng thái pha, đưa ra dấu hiệu nhận biết khi bị mất dung dịch hoặc có dòng xâm nhập vào giếng, kiểm soát hiệu quả công tác khoan.

Hình 2.10 Thiết bị thủy lực

Thiết bị thủy lực (Hydraulic Power Unit – HPU – Hình 2.10) được bố trí gần các van điều áp. HPU trực tiếp đóng mở các van điều áp dưới sự điều khiển của thiết bị xử lý thông minh. Một bơm khí nén bên trong HPU sử dụng

khí nén từ giàn để tạo áp suất cho chất lỏng thủy lực trong bình chứa, cung cấp năng lượng thủy lực điều khiển các van.

Hình 2.11 Màn hình và bàn phím điều khiển

Màn hình điều khiển (Hình 2.10) là nơi hiển thị các dữ liệu, thông số kĩ thuật trong công tác khoan, đồng thời trực tiếp ghi nhận các giá trị được thiết lập từ người điều khiển, có thể nhập trực tiếp các giá trị qua màn hình hoặc sử dụng bàn phím.

2.1.3 Dụng cụ lắp ráp Trục quay (Bearing Running Tool – BRT) Dụng cụ lắp ráp Trục quay (Bearing Running Tool – BRT – Hình 2.12) là dụng cụ cần thiết trong công tác lắp đặt hệ thống thiết bị công nghệ khoan kiểm soát áp suất nói chung và cụ thể là công tác lắp ráp đối áp xoay RCD.

Hình 2.12 Dụng cụ lắp ráp Trục quay – BRT

Các thao tác lắp ráp Trục xoay vào RCD (Hình 2.13)  Mở chốt chữ C bên trong Thân của RCD;  Lắp ghép BRT xuyên qua Trục quay, sử dụng hệ thống điều khiển đóng BRT, kiểm tra áp suất để chắc chắn Trục quay đã được cố định trên BRT;

 Nối BRT vào cột cần khoan;  Hạ BRT để đưa Trục quay qua bàn Roto vào thân RCD;  Đóng chốt chữ C ở RCD để cố định Trục quay, kéo Trục quay lên với lực khoảng 5000 psi kiểm tra khả năng chịu tải của chốt chữ C;  Sau khi đảm bảo chốt chữ C đã đóng kín hoàn toàn, mở BRT để kéo

BRT lên, Trục quay đã được lắp ghép thành công

Các thao tác tháo Trục quay từ RCD ta làm ngược lại trình tự trên. Trong công tác khoan, đầu bịt ở Trục quay xoay cùng cột cần khoan và làm việc trong môi trường áp suất cao nên rất dễ hư hỏng. Việc phải thay đầu bịt tương đối thường xuyên, chính vì thế nắm rõ các nguyên lý và thao tác lắp ráp Trục quay là rất cần thiết.

Hình 2.13 Thao tác lắp Trục quay sử dụng BRT

Hình 2.14 mô tả một sơ đồ tổng quan hệ thống MDP, bao gồm 2 thiết

2.2 Hệ thống MPD bị chính đó là đối áp xoay (RCD) và cụm van điều áp.

Hình 2.14 Sơ đồ tổng quan hệ thống MPD

Hình 2.15 là một sơ đồ chi tiết hệ thống đường ống và thiết bị MPD được lắp đặt trên giàn khoan. Việc bố trí hệ thống đường ống, dây dẫn, vị trí các thiết bị được khảo sát, tính toán kĩ lưỡng để đảm bảo việc lắp đặt thuận tiện, hợp lý và tiết kiệm tối đa thời gian.

CHƯƠNG 3 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ GIẾNG ST-1P

3.1 Đặc điểm địa chất mỏ Sư Tử Trắng 3.1.1 Vị trí địa lý Mỏ Sư Tử Trắng thuộc bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa phía Nam nước ta, nằm ở phía đông nam lô 15-1, cách Vũng Tàu 135km về phía đông, độ sâu nước biển trung bình là 56m.

Hình 3.1 Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Trắng

Hiện nay Mỏ Sư Tử Trắng được điều hành bởi Công ty Liên Doanh điều hành Cửu Long (CLJOC) gồm 5 đơn vị thành viên: Tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí Việt Nam, Perenco, Tập đoàn Dầu Khí Quốc gia Hàn Quốc và Geopetrol. Có thể nói liên doanh đã hoàn thành việc thăm dò và

thẩm lượng các khu vực cấu tạo chính ở mỏ Sư Tử Trắng, với 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X và ST-4X.

3.1.2 Địa tầng Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh học, tài liệu Karota giếng khoan của mỏ, các nhà địa chất đã phân chia và gọi tên các đơn vị địa tầng theo tên địa phương cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ. Từ trên xuống cột địa tầng tổng hợp của mỏ Sư Tử Trắng (Hình 3.2) được mô tả như sau:

 Trầm tích Neogen và Đệ Tứ Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ (Điệp Biển Đông, tập A): Trầm tích Biển Đông phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen. Thành phần thạch học bao gồm cát, sét và sét bột xen kẽ sỏi đá màu xám, màu vàng và màu xanh. Thường gặp ở đây nhiều mảnh vôi sinh vật biển. Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với cát màu xám sáng và xám xanh với một ít mác nơ, có một số lượng lớn foraminifera. Chiều dày của điệp từ 600 ÷ 700m.

Trầm tích Mioxen trên ( Điệp Đồng Nai, tập BII): Điệp Đồng Nai gồm các lớp cát bở rời và cát không gắn kết màu xanh lẫn sét nhiều màu. Chiều dày điệp từ 500 ÷ 800 m. Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích Điệp Côn Sơn.

Trầm tích Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn, tập BII): Phần dưới của điệp này được cấu tạo bởi các lớp hạt thô màu xám và xám trắng với sét màu nâu đỏ, trong sét có lớp kẹp than. Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời. Thành phần chính là thạch anh chiếm 80%, Fenpat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi có màu loang lổ, bở rời mềm dẻo. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu. Bề dày của điệp từ 400 ÷ 800 m.

Trầm tích Mioxen dưới (Điệp Bạch Hổ, tập BI): Điệp Bạch Hổ là sự xen kẹp các lớp cát, sét và sét bột, cát xám sáng, xẫm, sét màu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo (đặc biệt là tầng trên của điệp – tầng sét Rotalia). Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới của điệp. Đây là tầng đá chắn mang tính chất khu vực rất tốt. Đá bột kết xám và nâu đỏ. Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kẹp cát kết tăng lên. Căn cứ vào đặc điểm thạch học và cổ sinh người ta chia Điệp Bạch Hổ ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Bạch Hổ trên và phụ điệp Bạch Hổ dưới. Bề dày của điệp thay đổi từ 300 ÷ 1200 m.

 Trầm tích Paleogen Trầm tích Oligoxen trên (Điệp Trà Tân, tập C và D): Trầm tích này bao gồm các lớp cát kết hạn mịn đến trung, màu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết màu nâu chuyển dần sang đen về phía dưới. Điệp Trà Tân được chia ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Trà Tân trên – tập C và phụ điệp Trà Tân dưới – tập D. Phụ điệp Trà Tân trên được đánh dấu bởi sự xuất hiện của các đá sét giàu hữu cơ xẫm màu, phụ điệp có sự xen kẽ giữa cát kết,. Tập D được xem như địa tầng tương đương với phụ điệp Trà Tân dưới, được khám phá và đặt tên trong quá trình khoan giếng 15-A-1X tại cấu trúc Trà Tân, bề dày của tập D trong giếng vào khoảng 307 ÷ 950 m.

Trầm tích Oligoxen dưới (Điệp Trà Cú, tập E và F): Trầm tích này bao gồm các lớp cát – sét xen kẽ hạt trung và hạt nhỏ màu nâu xám lẫn với bột kết màu nâu đỏ bị nén chặt nhiều và nứt nẻ. Ở đáy của điệp gặp sỏi kết và các mảnh đá móng tạo thành tập lót đáy của lớp phủ trầm tích. Điệp Trà Cú được chia làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Trà Cú trên – Tập E và phụ điệp Trà Cú dưới – tập F. Vỉa sản phẩm nằm trong tập cát E và F ở độ sâu hơn 4000m và là vỉa khí condensate.

Tập E (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú trên): được xem như phần địa tầng phía trên của Điệp Trà Cú, xác định lần đầu tiên tại giếng CL-1X qua các đặc trưng đồng nhất trong các đoạn của giếng. Các lớp trầm tích của tập E được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày từ 185m ở phần đỉnh và mở rộng tới hơn 550m ở phần cánh. Ranh giới phía trên của tập E là một bề mặt xói mòn được xác định như nền móng của lớp cát kết ở tập D phía trên, chính vì vậy tập E có thể vắng mặt hay bị xói mòn trong phần phía trên của cấu trúc mỏ Sư Tử Trắng. Tập E bao gồm chủ yếu là các lớp đá sét nâu vàng và tối màu, hoặc sự xen kẽ giữa cát kết và bột kết.

Tập F (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú dưới): được xem như địa tầng phía dưới của Điệp Trà Cú, cũng giống như tập E, tập F được xác định lần đầu tiên tại giếng CL-1X và các lớp trầm tích của tập F được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày thay đổi từ 207m ở phần đỉnh và mở rộng đến hơn 500m ở phần cánh của cấu tạo. Các loại đá sét có màu từ nâu nhạt tới nâu sẫm, độ cứng từ mềm tới rất cứng hoặc đặc biệt cứng, mức độ cứng tăng dần theo chiều sâu.

Hình 3.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Trắng

Hình 3.3 Tập cát E và F

Tập cát E có bề dày từ 185 ÷ 550m, tập cát F có bề dày từ 207 ÷ 500m. Phía dưới tập E và F là tầng đá móng granite. Tầng chắn là tập sét D đóng vai trò như đá mẹ, giàu vật liệu hữu cơ với TOC = 1÷10% và bề dày từ 30 ÷ 900m. Do bề dày của tập sét mở rộng về phía Tây Bắc và thu hẹp dần về phía Đông Nam, cho nên độ thấm của hai tập cát này phân bố không đồng đều, phần trên đỉnh của tập cát có độ thấm lớn nhưng càng xuống sâu độ thấm càng nhỏ. Độ thấm dao động trong khoảng rất lớn từ cao (hơn 50md), trung bình (7 ÷ 50md) đến thấp (0,02 ÷ 7md) và rất thấp (khoảng 0,001 ÷ 0,002md).

Hình 3.4 Kết quả đo log độ thấm

Theo kết quả đo log độ thấm 4 giếng thăm dò ST-1X, ST-2X, ST-3X, ST-4X, các nhà địa chất đã chia tập cát E và F ra thành từng khu vực với độ thấm khác nhau từ thấp đến cao (Hình 3.4). Khu vực màu vàng là nơi có triển vọng dầu khí.

Hình 3.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng

Phân bố áp suất trong cấu tạo Sư Tử Trắng rất phức tạp và không đồng nhất. (Hình 3.5) Tại vị trí 2 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST- 2X gradient áp suất ổn định trong cả 2 tập E và F. Đối với giếng ST-3X, gradient áp suất ở tập F tương đương với 2 giếng ST-1X và ST-2X, tuy nhiên gradient áp suất trong tập E của giếng ST-3X lại lớn hơn tập F. Gradient áp suất trong tập E tại vị trí giếng ST-4X lớn hơn gradient áp suất trong tập E của giếng ST-3X. Có thể thấy trong cấu tạo Sư Tử Trắng tồn tại ít nhất 2 hệ thống áp suất riêng biệt. Sự phức tạp và không đồng nhất về phân bố áp suất gây rất nhiều khó khăn cho công tác khoan, đòi hỏi phải có được kiến thức, kinh nghiệm kĩ thuật và sự hiểu biết rõ ràng để đạt được thành công.

3.2 Đặc điểm địa chất giếng ST-1P 3.2.1 Biều đồ áp suất dự kiến Áp suất lỗ rỗng của giếng ST-1P được dự kiến dựa trên dữ liệu thu được từ các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X và ST-4X cũng như một số giếng khác trong mỏ Sư Tử Đen, mỏ Sư Tử Vàng và 44

những mỏ lân cận. Áp suất lỗ rỗng của các giếng ở khu vực mỏ Sư Tử Đen thay đổi trong khoảng từ 8,4 đến 9,5ppg EMW (Equivalent Mud Weight). Tuy nhiên, khu vực mỏ Sư Tử Trắng lại có một sự khác biệt nhỏ về địa tầng vào khoảng 1000m của tập E và F (hạt vụn Oligoxen) nằm ngay trên tầng móng. Chính vì thế áp suất lỗ rỗng ở mỏ Sư Tử Trắng dự kiến tăng lên tới 13,3ppg. Sự gia tăng áp suất đầu tiên được phát hiện gần nóc của tập D với một lớp sét dày ở khoảng độ sâu 2825mTVD (True Vertical Depth), và sự gia tăng thứ hai phát hiện được tại lớp cát trên nóc tập E vào khoảng độ sâu 3655mTVD. Áp suất lỗ rỗng của giếng ST-1P được dự kiến thay đổi từ 8,4 ÷ 14ppg EMW (Hình 3.6).

Hình 3.6 Áp suất lỗ rỗng dự kiến

Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P (Hình 3.7) bao gồm đường biểu diễn áp suất lỗ rống (màu xanh) và đường biểu diễn áp suất vỡ vỉa (màu đỏ),

được xây dựng dựa trên cơ sở thông tin áp suất lỗ rỗng của thành hệ và quá trình kiểm tra thử độ tiếp nhận của vỉa (Formation Intake Test – FIT). Sau khi khoan và chống ống ta tiếng hành kiểm tra độ tiếp nhận vỉa cho đoạn thân giếng 12-1/4’’ với dung dịch có trọng lượng riêng 13,5ppg và sử dụng dung dịch có trọng lượng riêng 15,3ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” mà không gây vỡ vỉa.

Hình 3.7 Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P

3.2.2 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến Biểu đồ nhiệt độ dự kiến giếng ST-1P (Hình 3.8) được tính toán từ các kết quả thăm dò khảo sát và dữ liệu của các giếng trong khu vực mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Trắng. Gradient nhiệt độ của mỗi giếng trong khu vực khác nhau thay đổi trong khoảng 3,23 ÷ 3,50 oC/100mTVD. Gradient nhiệt độ trung bình thông thường trong khu vực rơi vào khoảng 3,37 ÷ 3,47 oC/100mTVD. So sánh với gradient nhiệt độ của khu vực này với Lô 01&02 (2,78 ~ 3,3 oC/100mTVD), Lô 15-2 (2,8 ~ 3,2 oC/100mTVD), and mỏ Rồng (2,7 ~

Nhiệt độ cao nhất của giếng ST-1P được dự kiến có thể lên tới 153oC ở

3,5 oC/100mTVD), có thể thấy gradient nhiệt độ của mỏ Sư Tử Trắng là tương đối cao. chiều sâu 3916m TVD (4471m MD).

Hình 3.8 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến của giếng ST-1P

Như đã trình bày ở các phần trước, điều kiện địa chất của mỏ Sư Tử

3.3 Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới quá trình khoan giếng ST-1P Trắng là rất phức tạp và gây nhiều khó khăn cho công tác khoan như:

- Đất đá mềm, bở rời từ tầng Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn) trở lên có

- Các đất đá trầm tích nhiều sét trong tầng Mioxen dưới và tầng

- Nhiệt độ cao và dị thường áp suất cao trong tầng Oligoxen có thể gây

thể gây ra hiện tượng sập lở thành giếng khoan. Oligoxen có thể gây bó hẹp thành giếng khoan do sự trương nở của sét. ra hiện tượng kick và những phức tạp đáng kể khác.

h n ĩ t a ỉ v

ộ đ

t ệ i h N

3.4 Những khó khăn trong công tác khoan giếng HPHT ST-1P Giếng ST-1P được xem là một giếng có nhiệt độ và áp suất cao (High Pressure High Temperature – HPHT) khi nhiệt độ đáy giếng trong trạng thái tĩnh lớn hơn 150 oC (Hình 3.8) và áp suất vỉa dự kiến trên 10000psi (Hình 3.7).

Hình 3.9 Vùng xác định nhiệt độ và áp suất cao

Trong môi trường giếng HPHT, trạng thái pha của các thành phần khác nhau trong dung dịch khoan sẽ bị thay đổi theo nhiệt độ và áp suất trong giếng. Những thành phần chính trong dung dịch khoan là nước, dầu nền và chất làm nặng. Hai loại dung dịch khoan thường được sử dụng đó là dung dịch gốc nước (WBM) và dung dịch gốc dầu tổng hợp (Synthetic Based Mud - OBM). Dung dịch khoan khác nhau sẽ chịu ảnh hưởng khác nhau của nhiệt độ và áp suất.

Tỉ trọng, tính lưu biến của dung dịch khoan chịu ảnh hưởng của cả nhiệt độ và áp suất, đặc biệt trong những giếng có khoảng khoan an toàn nhỏ giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa như giếng HPHT. Do đó việc tính toán, xác định chính xác sự phân bố áp suất và nhiệt độ trong giếng là rất cần thiết. Có sự khác nhau rất lớn về sự xâm nhập của hydrocacbon vào dung dịch gốc dầu và dung dịch gốc nước. Khả năng hòa tan hydrocacbon của dung dịch gốc dầu lớn hơn nhiều so với dung dịch gốc nước, điều này tạo ra sự khác biệt đáng kể khi có dòng xâm nhập vào giếng. Ví dụ khi có sự xâm nhập của một dòng dầu dễ bay hơi vào dung dịch gốc nước trong giếng, khí tự do trong dầu sẽ được giải phóng khi dung dịch khoan tuần hoàn lên trên bề mặt do có sự giảm áp, và khí tự do sẽ giãn nở theo các định luật của chất khí. Tuy nhiên khi dòng dầu dễ bay hơi xâm nhập vào dung dịch gốc dầu, nó sẽ hòa tan hoàn toàn vào dung dịch khoan và tạo ra một hệ dung dịch mới với đặc tính khác biệt. Trong trạng thái trên cân bằng trong quá trình khoan, áp suất đáy giếng được duy trì lớn hơn áp suất thành hệ để ngăn chặn dòng xâm nhập từ vỉa vào giếng. Nhưng nếu một giếng HPHT được khoan trên cân bằng qua một tầng chứa khí và áp suất giảm xuống trong những giai đoạn nhất định như ngừng tuần hoàn bơm để nối cần, khí sẽ bắt đầu xâm nhập và khuếch tán vào dung dịch khoan làm thay đổi đặc tính của dung dịch. Điều này có thể dẫn tới những nguy cơ tiềm ẩn có thể xảy ra khi dung dịch khoan được tuần hoàn trở lại.

3.4.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ Trong công tác khoan những giếng có nhiệt độ và áp suất cao, sự thay đổi nhiệt độ đáng kể xuất hiện trong quá trình thay đổi trạng thái tuần hoàn đóng mở bơm. Nhiệt độ cao làm giãn nở, tăng thể tích và giảm tỉ trọng của dung dịch khoan, do đó trọng lượng của dung dịch khoan ở đáy giếng nơi chịu ảnh hưởng trực tiếp của nhiệt độ sẽ nhỏ hơn trọng lượng của dung dịch trên bề mặt. Dung dịch khoan được tuần hoàn xuống thông qua cột cần khoan, nó làm mát phần dưới giếng, trong khi dung dịch khoan có nhiệt độ cao từ đáy giếng lại làm nóng phần phía trên của giếng trong quá trình đi lên bề mặt. Khi ngừng tuần hoàn, nhiệt độ trong giếng sẽ dần trở lại gradient địa nhiệt của khu vực. Nghĩa là nhiệt độ phần trên của giếng sẽ giảm xuống và nhiệt độ

phần dưới sẽ tăng lên. Nếu nhiệt độ tổng thể của hệ dung dịch tăng lên, sẽ xảy ra sự giãn nở nhiệt. Dung dịch gốc dầu chịu ảnh hưởng của sự giãn nở nhiệt này lớn hơn so với dung dịch gốc nước. Chúng ta có thể theo dõi sự gia tăng thể tích dung dịch trong bể chứa trên bề mặt, và nếu giếng đang ở trạng thái đóng, sẽ xuất hiện sự tăng áp trong giếng. Hiểu biết về khả năng giãn nở nhiệt của dung dịch rất quan trọng trong công tác kiểm soát vì tỉ trọng và tính chất lưu biến của dung dịch thay đổi rất nhanh ở những vị trí khác nhau trong giếng.

3.4.2 Ảnh hưởng của áp suất Trong những giếng có nhiệt độ và áp suất cao, xuất hiện nhiều trạng thái áp suất hơn so với những giếng khoan thông thường. Điều này xảy ra do sự thay đổi tỉ trọng và tính chất lưu biến của dung dịch khoan dưới ảnh hưởng của áp suất và nhiệt độ trong giếng. Áp suất cao làm tăng tỉ trọng của dung dịch khoan, do đó khi giếng được khoan trong điều kiện áp suất cao thì tỉ trọng dung dịch khoan ở đáy giếng sẽ lớn hơn trên bề mặt. Sự thay đổi tính chất lưu biến của dung dịch khoan do ảnh hưởng của áp suất cao như tăng độ nhớt, giảm độ linh động sẽ dẫn tới sự biến đổi làm tăng tổn hao ma sát trong quá trình tuần hoàn dung dịch khoan.

3.4.3 Ảnh hưởng của hiện tượng trương nở thành hệ Những giếng HPHT thường sâu hơn các giếng khoan thông thường, do đó giếng có thể chịu ảnh hưởng của hiện tượng trương nở thành hệ ở những độ sâu tương đối lớn. Hiện tượng trương nở thành hệ có thể xuất hiện trong suốt quá trình khoan giếng, khi mà thể tích dung dịch khoan tuần hoàn trở lại không ổn định, thay đổi từ thấp đến cao. Tốc độ dòng hồi về quá cao có thể là biểu hiện của sự xuất hiện dòng xâm nhập vào giếng, hành động đóng giếng sẽ được người kỹ sư khoan thực hiện khi cần thiết để đảm bảo an toàn. Tuy nhiên việc phân biệt giữa dấu hiệu của sự trương nở thành hệ với những dấu hiệu của dòng xâm nhập hay mất dung dịch khoan là rất cần thiết để có thể đưa ra những giải pháp và hành động chính xác, hiệu quả nhất. Theo kết quả nghiên cứu, hiện tượng trương nở thành hệ có thể xảy ra ở cả trạng thái tuần hoàn động và tĩnh. Hiện tượng trương nở thành hệ là đặc điểm đặc trưng của các thành hệ sét. Khi bơm ở trạng thái tuần hoàn, áp suất thủy tĩnh và áp suất ở khoảng

không vành xuyến được duy trì lớn hơn áp suất thành hệ, sự chênh áp này nén ép thành hệ lại, làm mở rộng đường kính giếng khoan. Sau đó, trong quá trình tắt bơm ngừng tuần hoàn phục vụ công tác tiếp cần, áp suất đáy giếng và trong khoảng không vành xuyến giảm xuống ở trạng thái tĩnh, nhỏ hơn áp suất của thành hệ bị nén ép, thành hệ bắt đầu giãn nở, làm hẹp đường kính của giếng khoan. Sự thay đổi đường kính giếng khoan làm tăng thể tích dung dịch tuần hoàn ra ngoài miệng giếng, gây ra dấu hiệu giống với hiện tượng dòng xâm nhập vào giếng và giếng có thể bị đóng lại không cần thiết. Hiện tượng trương nở thành hệ vẫn xuất hiện ở các giếng khoan thông thường, tuy nhiên ít phổ biến hơn so với các giếng khoan HPHT. Hiện tượng trương nở thành hệ cũng xảy ra khá thường xuyên với những địa tầng nứt nẻ như tầng đá móng granite ở mỏ Sư Tử Trắng. Khi khoan qua thành hệ nứt nẻ với trạng thái áp suất trên cân bằng, các khe nứt của thành hệ được mở rộng và điền đầy bởi sự xâm nhập của dung dịch khoan. Sau đó khi ngừng tuần hoàn, áp suất đáy giếng giảm xuống, áp suất thành hệ nén các khe nứt dần đóng lại, trờ về trạng thái ban đầu, đẩy dung dịch khoan ra ngoài trờ lại vào trong giếng. Dòng dung dịch này có thể gây ra những dấu hiệu tăng thể tích dòng hồi về, tương tự như dòng xâm nhập, dẫn đến sự hiểu nhầm trong công tác kiểm soát giếng. Công nghệ MPD là giải pháp tối ưu để giảm ảnh hưởng của những hiện tượng này bằng phương pháp luôn duy trì một áp suất đáy giếng ổn định ở cả trạng thái tuần hoàn động và tĩnh trong suốt quá trình khoan.

3.4.4 Ảnh hưởng của khí hòa tan

Kick được định nghĩa là có một dòng chất lưu ở vỉa xâm nhập vào thân giếng trong khi khoan. Kick có thể xuất hiện theo hai trường hợp. Trường hợp thứ nhất là khi cột áp thủy tĩnh của dung dịch khoan nhỏ hơn áp suất vỉa dẫn đến chất lưu vỉa xâm nhập vào đáy giếng. Trường hợp thứ hai là sự thay đổi áp suất đáy giếng giữa trạng thái động và trạng thái tĩnh hoặc những ảnh hưởng nhất thời làm áp suất đáy giếng giảm xuống thấp hơn áp suất vỉa. Hiện tượng piston khi kéo thả cần là ví dụ điển hình cho trường hợp này. Dòng kick sẽ rất khó để phát hiện khi sử dụng dung dịch gốc dầu trong công tác khoan. Nguyên nhân là do khí đã hòa tan vào dung dịch gốc dầu (khí khó hòa tan được trong dung dịch gốc nước). Khi khí đã hòa tan trong dung

dịch, chúng ta có thể không phát hiện được dòng kick cho tới khi những bọt khí tiến lên gần bề mặt. Tuy nhiên, dòng khí không hòa tan ngay lập tức vào dung dịch khoan, quá trình này cần một khoảng thời gian nhất định. Chính vì thế, thời gian khí hòa tan vào dung dịch là khoảng thời gian quan trọng để ta có thể kịp thời nhận ra những dấu hiệu của kick. Đối với những giếng HPHT, khí dễ dàng hòa tan hoàn toàn dung dịch khoan gốc dầu ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, vì vậy rất khó nhận biết được các dấu hiệu của kick. Trong khi dòng xâm nhập tiến lên trên bề mặt, chúng ta sẽ không nhận thấy bất kì sự thay đổi nào về thể tích của dung dịch trong bể chứa cho tới khi những bọt khí tự do bắt đầu thoát ra. Ngay sau đó, tốc độ và lưu lượng hồi về của dòng dung dịch sẽ tăng lên một cách đột ngột, chúng ta cần phải đóng giếng nhanh nhất có thể. Nguyên tắc quan trọng là không được để dòng kick thoát ra ngoài miệng giếng, khi đó chúng ta sẽ không có khả năng đưa dòng kick ra xa khu vực giàn. Hơn thế nữa, khi khí tự do thoát ra ngoài trạng thái hỗn hợp, áp suất đáy giếng sẽ giảm đi tạo cơ hội cho những dòng xâm nhập mới tiến vào đáy giếng. Phụ thuộc vào hệ số giãn nở riêng biệt, khí có thể tiến nhanh lên bề mặt rất mãnh liệt, gây nguy hiểm cho con người và phá hủy thiết bị. Thậm chí ngay cả khi dòng kick đã được phát hiện và được tuần hoàn ra qua hệ thống van tiết lưu của giàn, tốc độ tuần hoàn phải phù hợp để đảm bảo sự an toàn của hệ thống van tiết lưu và các thiết bị liên quan. Dòng xâm nhập có áp suất cao có thể thay thế toàn bộ cột dung dịch khoan trong giếng bằng chất lưu vỉa, vì vậy hệ thống van tiết lưu phải được điều khiển chính xác để có được tốc độ tuần hoàn dòng kick ra hợp lí.

3.4.5 Ảnh hưởng của hiện tượng piston khi kéo thả cần Hiện tượng piston được sử dụng để miêu tả ảnh hưởng của quá trình chuyển động lên xuống cột cần khoan trong giếng, tạo ra sự chênh áp trong thân giếng, đặc biệt là ở đáy giếng. Khi choòng khoan được đưa xuống đáy giếng, do khe hở giữa choòng khoan và thân giếng nhỏ, tốc độ dung dịch khoan đi lên qua choòng khoan chậm hơn tốc độ choòng khoan đi xuống, dung dịch phía dưới choòng khoan bị nén ép làm tăng áp suất dưới đáy giếng. Ngược lại, khi choòng khoan được kéo lên trên, tốc độ dung dịch đi qua khe hở giữa choòng khoan và thành giếng xuống phía dưới thấp hơn tốc độ kéo

cần lên tạo ra sự sụt áp dưới đáy giếng. Sự biến đổi của áp suất trong giếng trong quá trình kéo thả cột cần phụ thuộc vào khe hở giữa choòng khoan và thân giếng, độ nhớt của dung dịch khoan và tốc độ di chuyển của cột cần.

Trong những giếng HPHT, khi mà khoảng an toàn khoan giữa áp suất lỗ rỗng và áp suất vỉa nhỏ, thì sự thay đổi lớn về áp suất đáy giếng sẽ dẫn đến những phức tạp trong công tác khoan. Khi kéo cột cần lên quá nhanh, áp suất đáy giếng giảm xuống sẽ tạo điều kiện cho những dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng và có thể gây ra hiện tượng kick. Còn trong trường hợp đưa choòng khoan xuống quá nhanh, điều ngược lại sẽ xẩy ra, áp suất đáy giếng tăng lên có thể lớn hơn giá trị áp suất vỡ vỉa gây sập lở thành hệ. Hiện tượng piston khi kéo thả cần có thể được kiểm soát hợp lý thông qua việc sử dụng hệ thống MPD và điều chỉnh hợp lý tốc độ kéo thả cột cần khoan.

Hình 3.10 Hiện tượng piston khi kéo thả cột cần khoan

CHƯƠNG 4 THIẾT KẾ KỸ THUẬT KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG HPHT ST-1P

Giếng ST-1P được thiết kế khoan xiên định hướng với góc nghiêng lớn

4.1 Đặc điểm kỹ thuật của giếng ST-1P 4.1.1 Thông số chung của giếng Giếng ST-1P nằm ở lô 15-1, được khoan trong cấu tạo Sư Tử Trắng – Bể Cửu Long với đối tượng khai thác chính là tập cát kết Oligocen E và F, đã được thẩm định thông qua các giếng thăm dò và thầm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X và ST-4X. Giếng ST-1P được thiết kế khoan xuyên qua tầng sản phẩm sau đó trám xi măng và bắn mở vỉa. Chiều sâu dự kiến của nóc tầng sản phẩm E là 3984 mMD (3673 mTVD) và tầng F 4244 mMD (3803 mTVD). nhất 60o , chiều sâu tối đa của giếng 4471 mMD. Giếng ST-1P được thiết kế ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho đoạn thân giếng 12-1/4” và 8-1/2”. Bảng 4.1 giới thiệu một số thông số chung của giếng.

Bảng 4.1 Thông số chung của giếng

Tên giếng ST-1P

Kiểu giếng Giếng khai thác

Mỏ Sư Tử Trắng – Bể Cửu Long

Tầng chứa Tập E và F

Đá chứa Cát kết

Áp suất vỉa Áp suất cực đại dự kiến 8500 ÷8700psi tại nóc của tập cát E độ sâu 3984m

Gradient vỡ vỉa

Nhiệt độ vỉa 0.85 psi/ft 3.47oC/100m, nhiệt độ cực đại là 153 oC tại độ sâu 4471m trong trạng thái tĩnh

Chiều sâu giếng 4471m

Góc nghiêng tối đa 60 o

Chất lưu Condensate

Hệ số thu hồi 0.15 ÷ 0.35

4.1.2 Mặt cắt địa chất của giếng

Hình 4.1 Mặt cắt địa chấn giếng ST-1P

Hình 4.1 mô tả mặt cắt địa chấn của giếng ST-1P với chiều sâu và sự

phân bố của vỉa sản phẩm E và F.

Bảng 4.2 Thông số mặt cắt địa chất của giếng

Tập Thành hệ Dung sai (m) Chiều sâu thẳng đứng (m) Chiều sâu theo thân giếng(m)

B3 Đồng Nai 728 728 +/-30

B2 Côn Sơn 1410 1410 +/-30

B1 1988 1988 +/-30 Bạch Hổ ILM 2413 2420 +/-30

C Trà Tân trên 2588 2609 +/-30

D Trà Tân dưới 2868 2910 +/-30

E-cát Trà Cú trên 3673 3984 +/-50

F-sét Trà Cú 3738 4114 +/-50

F-cát Trà Cú dưới 3803 4244 +/-50

TD 3916 4471 +/-50

Dựa vào các đặc điểm phân tích về điều kiện địa chất, cấu trúc giếng

4.1.3 Cấu trúc giếng khoan khoan ST-1P được thiết kế bao gồm các cột ống chống:

- Cột ống chống định hướng 30” - Cột ống chống dẫn hướng 20” - Cột ống chống trung gian thứ nhất 13-3/8” - Cột ống chống trung gian thứ hai 9-5/8” - Cột ống chống khai thác (cột ống chống lửng) 7” Bảng 4.3 biểu thị thông số các cột ống chống trong cấu trúc giếng ST-

1P, bao gồm:

Bảng 4.3 Thông số ống chống

Chiều sâu thả

Tên ống chống

Thẳng đứng (m) Thân giếng (m) Đường kính ống chống (in) Đường kính choòng khoan (in) Chiều cao trám xi măng (m)

120 0 120 - Định hướng 30 - 0

245 0 245 245 Dẫn hướng 20 26 0

1993 0 1993 1993 Trung gian 1 13-3/8 16 0

3035 0 3090 1242 Trung gian 2 9-5/8 12-1/4 0

Khai thác 7 8-1/2 2855 3915 2890 4471 2990

Hình 4.3 mô tả cấu trúc, chiều sâu thả và chiều cao trám xi măng các

cột ống chống của giếng ST-1P.

Hình 4.2 Cấu trúc giếng khoan ST-1P

4.1.3 Profile giếng khoan Căn cứ vào những điều kiện địa chất, những yêu cầu về thiết kế giếng và các dạng profile, cùng với kinh nghiệm thực tế trong công tác khoan các giếng vùng mỏ Sư Tử Trắng, ta chọn profile giếng khoan dạng tiếp tuyến, gồm 7 đoạn với 3 lần cắt xiên. Thông số profile của giếng được trình bày trong bảng 4.4.

Bảng 4.4 Thông số profile giếng khoan

Dạng thân giếng Góc xiên (o)

Chiều dài theo thân giếng khoan (m) Hình chiếu mặt cắt lên phương thẳng đứng (m)

Đoạn thẳng đứng phía trên 2100 2100 0

318 0 ÷ 21.69 Đoạn cắt xiên lần 1 325

625 21.69 Đoạn ổn định góc xiên lần 1 674

273 21.69 ÷ 39.71 Đoạn cắt xiên lần 2 317

77 39.71 Đoạn ổn định góc xiên lần 2 100

208 39.71 ÷ 60 Đoạn cắt xiên lần 3 324

315 60 Đoạn ổn định góc xiên lần 3 631

60 Tổng 4471 3916

Hình 4.3 mô tả profile của giếng khoan ST-1P với thông số chi tiết

đươc nêu trong bảng 4.4.

Hình 4.3 Profile giếng khoan

4.2 Đánh giá lựa chọn phương pháp khoan kiểm soát áp suất Trong công tác thi công các giếng khoan thăm dò (ST-1X, ST-2X, ST- 3X, ST-4X) thuộc cấu tạo Sư Tử Trắng với điều kiện địa chất phức tạp, đặc biệt là giếng có nhiệt độ và áp suất cao, khi khoan đoạn thân giếng 12-1/4” qua thành hệ yếu ILM ( Intra Lower Miocence) đã xảy ra sự cố sập lở thành giếng gây bó kẹt cột cần khoan và hiện tượng dòng xâm nhập, buộc phải tăng tỉ trọng của dung dịch khoan. Tuy nhiên khi khoan đến đoạn tiếp theo lại xảy ra hiện tượng mất tuần hoàn. Lưu lượng bơm được giảm xuống để vừa xoay vừa kéo cột cần lên. Nhưng khi kéo lên độ sâu thấp hơn lại bị kẹt cột cần và không tuần hoàn được dung dịch. Đội khoan ngay lập tức bổ sung vật liệu bít nhét vào vành xuyến và bơm đầy vào vùng mất dung dịch. Cột cần khoan được giải phóng nhưng tỉ trọng của dung dịch tăng lên và hiện tượng mất dung dịch lại xảy ra. Tốc độ mất dung dịch tăng lên buộc phải chống ống chống lửng để cách ly thành hệ không ổn định. Khi khoan đoạn thân giếng tiếp theo qua thành hệ yếu bên dưới chân đế ống chống 9-5/8” cũng xảy ra sự cố sập lở thành hệ, bó kẹt cột cần khoan và hiện tượng dòng xâm nhập ở độ sâu 3916m, đội khoan bắt buộc phải tăng tỉ trọng dung dịch khoan và hiện tượng mất dung dịch lại xảy ra. Thời gian kiểm soát giếng và chi phí để xử lý các phức tạp tăng lên đáng kể. Bên cạnh đó, công tác thử vỉa cho các giếng này không thành công. Nguyên nhân do vỉa sản phẩm đã bị nhiễm bẩn trong quá trình khoan. Công tác thử vỉa được tiến hành nhiều lần tuy nhiên lưu lượng thu được thấp và dòng không ổn định, nguyên nhân được xác định do dung dịch khoan được sử dụng để cân bằng áp suất vỉa có tỉ trọng cao gây nhiễm bẩn vỉa sản phẩm. Hai vấn đề nêu trên đặt ra yêu cầu cần phải sử dụng một công nghệ khoan phù hợp hơn cho các giếng khai thác với tỉ trọng dung dịch nhẹ hơn, tránh nhiễm bẩn thành hệ và hạn chế tối đa các sự cố kèm theo do tính chất phức tạp của điều kiện địa chất nói chung và các giếng nhiệt độ áp suất cao (HPHT) nói riêng. Với điều kiện địa chất phức tạp của giếng HPHT ST-1P và cấu tạo Sư Tử Trắng, rất dễ xảy ra các sự cố khi có một biến động nhỏ của áp suất đáy giếng, gây ra những hậu quả nghiêm trọng (tốn thời gian, chi phí để xử lý thậm chí phải ngừng khoan để đóng giếng). Kiểm soát chính xác áp suất đáy

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất được thiết kế và ứng dụng cho 2

giếng bằng cách giữ đáy giếng ổn định trong giới hạn khoan giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa là mục tiêu được đặt ra. Bằng những ưu điểm vượt trội, công nghệ khoan kiểm soát đáy giếng với phương pháp khoan cố định áp suất đáy giếng (CBHP) là một giải pháp phù hợp, giải quyết thành công những phức tạp cho giếng khoan ST-1P, đáp ứng các yêu cầu và mục tiêu cho giếng khoan. đoạn thân giếng khoan 12-1/4” và 8-1/2” với thông số hoạt động khác nhau.

4.3 Chương trình khoan MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4” 4.3.1 Phân tích kĩ thuật Những thông số hoạt động khoan kiểm soát áp suất được tính toán và xác định dựa trên phân tích kĩ thuật về nhiệt độ tuần hoàn, tỷ trọng của dung dịch khoan, tổn hao áp suất, tốc độ nâng thả…

4.3.1.1 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn

Hình 4.4 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 12-1/4” Hình 4.4 mô tả biểu đồ nhiệt độ của giếng khi tuần hoàn. Khi giếng ở trạng thái tĩnh ngừng tuần hoàn, biểu đồ nhiệt độ cùa dung dịch sẽ tương đồng với gradient địa nhiệt. Tuy nhiên trong trạng thái tuần hoàn, do sự truyền

nhiệt và tính chất đối lưu, biểu đồ nhiệt độ của dung dịch sẽ thay đổi, khác với gradient địa nhiệt. Trong khi dung dịch khoan từ bề mặt có nhiệt độ thấp đi xuống làm mát choòng khoan và phần phía dưới giếng, thì dung dịch khoan ở đáy giếng nhận một lượng nhiệt từ môi trường đất đá xung quanh di chuyển lên theo khoảng không vành xuyến và làm nóng phần phía trên. Biểu đồ nhiệt độ giúp ta phân tích tính toán trọng lượng dung dịch tuần hoàn tương đương chính xác hơn.

4.3.1.2 Phân tích trọng lượng dung dịch tương đương, EMW Trọng lượng dung dịch tương đương (Equivalent Mud Weight) là giá trị áp suất (psi) được chuyển đổi về đơn vị trọng lượng riêng dung dich (ppg) nhằm giúp đội khoan dễ nhận biết và so sánh giữa trạng thái áp suất đáy giếng với trọng lượng dung dịch khoan đang được sử dụng. Ở trạng thái tĩnh khi ngừng tuần hoàn, áp suất được chuyển đổi sang trọng lượng tĩnh tương đương ( Equivalent Static Density, ESD) theo công thức:

Ở trạng thái động khi tuần hoàn, áp suất được chuyển đổi sang trọng lượng tuần hoàn tương đương ( Equivalent Circulating Density, ECD) theo công thức:

Trong đó:

 MW là trọng lượng riêng dung dịch khoan được sử dụng (ppg);

 SBP là đối áp bề mặt được sử dụng (psi);

 AFP là tổn hao áp suất khi tuần hoàn (psi);

 D là chiều sâu theo phương thẳng đứng (ft). Việc phân tích trọng lượng dung dịch khoan tương đương được thực hiện để đánh giá lựa chọn dung dịch khoan có trọng lượng riêng phù hợp nhất cho công tác khoan đoạn thân giếng 12-1/4”. Hình 4.5 cho thấy khoảng trọng lượng riêng dung dịch khoan phù hợp có thể được sử dụng từ 10,5 ppg đến 11,5 ppg cho đoạn thân giếng 12-1/4” bắt đầu được khoan từ độ sâu 2003m.

Hình 4.5 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 12-1/4”

4.3.1.3 Tổn hao áp suất và tr trọng lượng tuần hoàn tương đương Khi tuần hoàn dung dịch trong giếng, ma sát sinh ra giữa dung dịch và bề mặt ống ống, giữa dung dịch và thành giếng khoan, và trong bản thân dung dịch tạo ra một tổn hao áp suất, làm tăng áp suất đáy giếng. Tổn hao này phụ thuộc vào tốc độ bơm và đặc tính dung dịch. Phân tích mối liên hệ giữa tốc độ bơm và tổn hao áp suất giúp ta chọn ra được tốc độ bơm hợp lý nhất với trọng lượng riêng dung dịch khoan (Hình 4.6).

Hình 4.6 Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg cho đoạn thân giếng 12-1/4”

Kết quả mô phỏng từ hình 4.6 cho thấy trọng lượng tuần hoàn tương đương tăng lên khi tăng tốc độ bơm. Giá trị cụ thể được trình bày trong bảng 4.5.

Bảng 4.5 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm

Đoạn thân giếng 12-1/4”

Tốc độ bơm (ga-lông/phút) Dung dịch 10,5ppg Biến thiên ECD

1000 10,90

0 0,37 10,53

200 0,17 10,70

400 0,03 10,73

600 0,05 10,78

800 0,05 10,83

1000 0,03 10,86

4.3.2 Thông số điều khiển Hệ thống thiết bị công nghệ khoan kiểm soát áp suất bao gồm Hệ thống van điều áp, đối áp xoay 7875 và các đầu bịt được lắp đặt trước khi bắt đầu khoan đoạn thân giếng 12-1/4”.

Qua việc phân tích trọng lượng dung dịch tương đương cho đoạn thân giếng 12-1/4” (Hình 4.5) với áp suất vỉa dự kiến là 11,2 ppg EMW tại độ sâu 3035 mTVD, ta lựa chọn dung dịch khoan có trọng lượng riêng từ 10,5 ÷ 11ppg. Ở giai đoạn ban đầu của đoạn thân giếng 12-1/4”, giếng sẽ được khoan theo phương pháp truyền thống với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg, nghĩa là không sử dụng đối áp bề mặt trong quá trình khoan và tiếp cần, do áp suất đáy giếng dung dịch 10,5ppg tạo ra đã ở trạng thái trên cân bằng. Khi bắt đầu khoan vào nóc của tập D, đới chuyển tiếp áp suất đầu tiên ở khoảng độ sâu 2868mTVD, hệ thống công nghệ MPD bắt đầu được ứng dụng. Nghĩa là đối áp bề mặt sẽ được sử dụng cả trong quá trình khoan và tiếp cần để duy trì một áp suất đáy giếng hay trọng lượng dung dịch tuần hoàn tương đương ECD cố định (áp suất vỉa + 200psi). 200psi là giới hạn an toàn cho sự ổn định của giếng và ảnh hưởng của áp suất nâng thả cột cần. Đối áp bề mặt

được sử dụng khi khoan là 316psi và khi tiếp cần là 516psi để tạo ra trọng lượng tuần hoàn tương đương cố định ở đáy giếng 11,6ppg EMW (Bảng 4.6). Bảng 4.6 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định áp suất tại đáy giếng

ST-1P-MPD: Cố định ECD đáy giếng

Đối áp bề

EMW, ppg

Trọng

mặt, psi

Phần giếng

Chiều sâu thân

Chiều sâu thẳng

Mô tả

Ngừng

lượng riêng

Tuần

giếng mMD

đứng mTVD

(ppg)

hoàn

tuần hoàn

2003

13-3/8”

11,84 12,19

2514

2500

ILM

10,5

316

516 11,68 11,65

3090

3035

TD

11,60 11,60

Áp suất vỉa dự

12-1/4”

2003

13-3/8”

11,57 11,93

kiến 11,2ppg

2514

2500

ILM

11

54

270 11,58 11,74

3090

3035

TD

11,60 11,60

Hình 4.7 ST-1P MPD cố định ở độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg; ECD cố định 11,6ppg)

Hình 4.7 và 4.8 mô tả áp suất cố định ở đáy giếng 11,6ppg EMW ở độ sâu 3090 mMD với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg (Hình 4.7) và 11ppg (Hình 4.8). Tuy nhiên, ILM là một thành hệ yếu với gradient vỡ vỉa được đánh giá khoảng 12ppg. Do đó nếu duy trì điểm cố định áp suất ở đáy

giếng là 11,6ppg thì áp suất ở tập ILM sẽ tương đối lớn 11,65 ÷ 11,68ppg (Bảng 4.5), gần với giá trị gradient vỡ vỉa.

Hình 4.8 ST-1P MPD cố định ở độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,6ppg)

Để đảm bảo an toàn cho công tác khoan, tránh xảy ra sự cố vỡ vỉa, ta sẽ

lựa chọn điểm cố định áp suất ở tập ILM, với giá trị 11,5ppg (Bảng 4.7).

Bảng 4.7 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định áp suất tại tập ILM

ST-1P-MPD: Cố định ECD tại tập ILM

Chiều

Đối áp bề mặt,

EMW, ppg

psi

Phần giếng

sâu thân

sâu thẳng

Mô tả

Ngừng

giếng mMD

đứng mTVD

Trọng lượng riêng ppg

Tuần hoàn

tuần hoàn

2003

13-3/8”

11,62 11,76

2514

2500

ILM

10,5

235

376 11,50 11,50

Áp suất

3090

3035

TD

11,45 11,30

12-1/4”

vỉa dự kiến

2003

13-3/8”

11,49 11,63

11,2ppg

2514

2500

ILM

11

35

160 11,50 11,50

3090

3035

TD

11,54 11,39

Bảng 4.7 cho thấy thông số hoạt động với điểm cố định áp suất tại tập ILM, trọng lượng dung dịch tương đương khi khoan qua tập ILM luôn được giữ cố định với giá trị 11,5ppg.

Hình 4.9 ST-1P MPD cố định ở tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11.2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,5ppg)

Hình 4.10 ST-1P MPD cố định ở tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,5ppg)

Hình 4.9 và Hình 4.10 mô tả điểm cố định áp suất tại tập ILM được duy trì 11,5ppg với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg (Hình 4.9) và 11ppg (Hình 4.10). Dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg sẽ được sử dụng để duy trì áp suất cố đinh nếu như đối áp bề mặt không tiến đến giới hạn cho phép của các thiết bị. Nếu đối áp bề mặt quá cao, gần đến giới hạn tối đa cho phép, ta sẽ sử dụng dung dịch có tỷ trọng 11ppg để thay thế.

4.3.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 4.3.3.1 Sự giảm áp khi nâng cột cần khoan Như đã phân tích ở trên (mục 3.4.5) khi nâng cột cần khoan sẽ xuất hiện một sự giảm áp ở đáy giếng, dẫn đến xuất hiện dòng xâm nhập hoặc gây mất ổn định thành giếng. Sự giảm áp này phục thuộc chủ yếu vào tốc độ nâng. Giải pháp khi sử dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất là tiếp tục tuần hoàn dung dịch và giữ áp suất bề mặt trong quá trình nâng cột cần khoan. Ta thực hiện phân tích sự biến thiên của áp suất đáy giếng phụ thuộc vào tốc độ nâng cột cần và tốc độ bơm.

Hình 4.11 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi, tốc độ bơm 100ppm)

Hình 4.11 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng khi nâng cột cần với tốc độ tuần hoàn bơm 100gpm. Đường màu đỏ thể hiện tốc độ nâng 5 phút/cần, với tốc độ chậm, áp suất đáy giếng gần như không bị ảnh hưởng trong qua trình nâng cột cần khoan. Với tốc độ nâng 1 phút/cần, sự thay đổi áp suất đáy giếng trở lên rõ ràng hơn. Phân tích cho ta thấy không nên nâng cột cần khoan lên với tốc độ quá nhanh, bởi vì nó có thể dẫn tới một sự giảm áp lớn ở đáy giếng, gây ra tình trạng dòng xâm nhập vào giếng.

Hình 4.12 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi, tốc độ bơm 300ppm)

Hình 4.12 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng khi nâng cột cần với tốc độ tuần hoàn bơm 300gpm. So sánh với trường hợp trên khi tốc độ tuần hoàn bơm là 100gpm (Hình 4.11), áp suất ở đáy giếng ít bị ảnh hưởng hơn khi nâng cột cần với tốc độ tuần hoàn cao (300gpm). Quá trình phân tích áp suất đáy giếng với 2 tốc độ tuần hoàn khác nhau cho thấy không có bất kì dấu hiện xuất hiện dòng xâm nhập, do áp suất đáy giếng giảm xuống trong quá trình nâng cột cần chưa đến giới hạn áp suất vỉa cao nhất ở độ sâu 3035 mTVD là 11,2 ppgEMW.

4.3.3.2 Sự tăng áp khi thả cột cần khoan Áp suất đáy giếng tăng lên trong quá trình thả cột cần vào giếng. Phân tích sự tăng lên của áp suất đáy giếng được thực hiện để xác định giá trị áp suất lớn nhất, đảm bảo không lớn hơn gradient vỡ vỉa (12ppg EMW) tại tập yếu ILM.

Hình 4.13 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lương riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi)

Hình 4.13 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng khi hạ cột cần khoan với những tốc độ hạ khác nhau từ 5 phút/cần đến 1 phút/cần. Sau khi phân tích ta thấy với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg và áp suất bề mặt 520psi, sự gia tăng áp suất đáy giếng trong quá trình hạ cột cần vẫn nằm trong giới hạn an toàn , nhỏ hơn gradient vỡ vỉa ở tập ILM, đảm bảo an toàn cho công tác khoan.

4.3.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4”

Từ những phân tích và tính toán trên, ta thiết lập bảng kiểm soát giếng

cho đoạn thân giếng giếng 12-1/4” với công nghệ MPD. (Bảng 4.8)

Bảng 4.8 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4”

4.4 Chương trình khoan cho đoạn thân giếng 8-1/2”

4.4.1 Phân tích kĩ thuật 4.4.1.1 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn

Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 8-1/2”

Tương tự như đoạn thân giếng 12-1/4”, biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn dung dịch trong đoạn thân giếng 8-1/2” cũng được chia thành 2 phần, khác biệt so với gradient địa nhiệt của giếng. Phần dưới có nhiệt độ thấp hơn gradient địa nhiệt do được làm mát bởi dung dịch làm từ bề mặt di chuyển xuống qua cột cần có nhiệt độ thấp. Phần trên có nhiệt độ cao hơn gradient địa nhiệt do bị làm nóng bởi dung dịch từ đáy giếng có nhiệt độ cao di chuyển lên.

4.4.1.2 Phân tích trọng lượng dung dịch tương đương, EMW

Việc phân tích trọng lượng dung dịch khoan tương đương được thực hiện để đánh giá lựa chọn dung dịch khoan có trọng lượng riêng phù hợp nhất cho công tác khoan đoạn thân giếng 8-1/2”. Hình 4.15 cho thấy khoảng trọng lượng dung dịch khoan phù hợp có thể được sử dụng từ 11,5 ppg đến 13,5 ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” bắt đầu được khoan từ độ sâu 3035 mTVD.

Hình 4.15 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 8-1/2”

4.4.1.3 Tổn hap áp suất và trọng lượng tuần hoàn tương đương Khi tuần hoàn dung dịch trong giếng, ma sát sinh ra giữa dung dịch và bề mặt ống ống, giữa dung dịch và thành giếng khoan, và trong bản thân dung dịch tạo ra một tổn hao áp suất, làm tăng áp suất đáy giếng. Tổn hao này phụ thuộc vào tốc độ bơm. Phân tích mối liên hệ giữa tốc độ bơm và tổn hao áp

suất giúp ta chọn ra được tốc độ bơm hợp lý nhất với trọng lượng dung dịch khoan (Hình 4.16).

Hình 4.16 Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 1,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2”

Hình 4.16 mô phỏng kết quả phân tích ảnh hưởng của tốc độ bơm dung dịch lên trọng lượng tuần hoàn tương đương. Giá trị cụ thể được trình bày trong bảng 4.8.

Bảng 4.9 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm

Đoạn thân giếng 8-1/2”

Tốc độ bơm (ga-lông/phút) Dung dịch 12,5ppg Biến thiên ECD

500 13,48

0 1,01 12,47

100 0,28 12,75

200 0,17 12,92

300 0,15 13,07

500 0,40 13,47

4.4.2 Thông số điều khiển Qua việc phân tích trọng lượng dung dịch tương đương cho đoạn thân giếng 8-1/2” (Hình 4.15), dung dịch phù hợp được sử dụng sẽ có trọng lượng riêng trong khoảng 11,5 – 13,5ppg. Hệ thống thiết bị công nghệ khoan kiểm soát áp suất bao gồm Hệ thống van điều áp, đối áp xoay 7875 và các vòng đệm được lắp đặt trước khi bắt đầu khoan phần giếng 8-1/2” và được sử dụng

Khi đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn cho phép, dung dịch ban

ngay từ đầu. Đối áp bề mặt được ứng dụng cả khi khoan và khi nối cần đề duy trì áp suất đáy giếng hay trọng lượng tuần hoàn tương đương ổn định (áp suất vỉa + 200psi). 200psi là hệ số an toàn cho sự ổn định của giếng và ảnh hưởng cúa áp suất nâng thả cột cần. Ở giai đoạn đầu tiên khi bắt đầu khoan, dung dịch có trọng lượng riêng 11,5ppg sẽ được sử dụng cho tới khi giá trị đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn cho phép là 750psi khi tuần hoàn và 900psi khi ngừng tuần hoàn. đầu sẽ được thay thế bằng dung dịch có trọng lượng riêng lớn hơn. Khi bắt đầu khoan vào nóc của tập cát E ở độ sâu 3646 mTVD, áp suất vỉa được sự đoán cao nhất với giá trị 13,59 ppg EMW, công nghệ MPD sẽ thiết lập điểm cố định áp suất tại độ sâu này với giá trị trọng lượng tuần hoàn tương đương cố định 14,2 ppg EMW. Bảng 4.9 tổng hợp thông số điều khiển MPD để khoan đoạn thân giếng 8-1/2”. Khi chòong khoăn bắt đầu xâm nhập vào mặt dốc dị thường áp suất, điểm cố định áp suất sẽ được thiết lập. Dung dịch khoan sẽ được tăng trọng lượng riêng khi đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn.

Bảng 4.10 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 8-1/2” với điểm cố định áp suất tại độ sâu 3833 mMD

ST-1P-MPD: Cố định ECD đáy giếng

Phần

Áp suất vỉa dự

Chiều sâu thân

Chiều sâu thẳng

Đối áp bề mặt, psi

giếng

Trọng lượng riêng

EMW (ppg)

giếng mMD

đứng mTVD

kiến (ppg)

Ngừng tuần

ppg

Tuần hoàn

hoàn

11,90

3271

3200

11,5

0

425 12,35

12,00

3518

3395

11,5

0

455 12,35

12,90

3655

3500

12,3

62

575 13,33

13,43

3808

3600

12,7

68

600 13,76

8-1/2”

13,89

3833

3646

13,2

25

570 14,22

<13,89

4097

3750

13,2

64

573 14,22

<13,89

4283

3829

13,2

69

570 14,22

<13,89

4471

3916

13,2

71

578 14,22

Hình 4.17 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3518 mMD (Áp suất vỉa 11,9ppg; trọng lượng riêng dung dịch 11,5ppg;ECD cố định 12,35ppg)

Hình 4.18 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3655 mMD(Áp suất vỉa 12,9ppg; trọng lượng riêng dung dịch 12,3ppg;ECD cố định 13,33ppg)

Hình 4.19 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3808 mMD (Áp suất vỉa 13,4ppg; trọng lượng riêng dung dịch 12,57ppg;ECD cố định 13,76ppg)

Hình 4.20 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3833 mM (Áp suất vỉa 13,9ppg; trọng lượng riêng dung dịch 14,22ppg;ECD cố định 14,22ppg)

Hình 4.21 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3833 mMD (Áp suất vỉa< 13,9ppg;trọng lượng riêng dung dịch 14,22ppg;ECD cố định14,22ppg)

4.4.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 4.4.3.1 Sự giảm áp khi nâng cột cần Quá trình phân tích ảnh hưởng của tốc độ nâng cột cần với tốc độ nâng nhanh 1 phút/cần đến chậm 5 phút/cần cũng được thực hiện cho đoạn thân giếng 8-1/2” để thấy được sự khác nhau về trọng lượng tuần hoàn tương đương ECD trong giếng. Phân tích được mô phỏng ở độ sâu 3833 mMD, nới áp suất vỉa dự kiến lớn nhất 13,9 ppg. Mô phỏng được thực hiện với dung dịch có trọng lượng riêng 13,2 ppg, áp suất bề mặt 580 psi, tốc độ bơm là 100 gpm và 300 gpm với mục đích duy trì trọng lượng tuần hoàn tương đương ECD 14,22 ppg EMW ở độ sâu 3833 mMD.

Hình 4.22 mô tả sự thay đổi trọng lượng tuần hoàn tương đương với những tốc độ nâng cột cần khoan khác nhau từ 5 phút/cần đến 1 phút/cần. và tốc độ bơm 100 gpm. Với tốc độ (5 phút/cần) giá trị ECD gần như không bị ảnh hưởng.

Hình 4.22 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch

13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 100 gpm)

Hình 4.23 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 300 gpm)

Hình 4.23 mô tả sự thay đổi trọng lượng tuần hoàn tương đương với tốc độ bơm 300 gpm. Có thể thấy tốc độ 300 gpm tạo ra ECD ổn định hơn so với tốc độ bơm 100 gpm.

4.4.3.2 Sự tăng áp khi thả cột cần Áp suất đáy giếng tăng lên trong quá trình thả cột cần vào giếng. Phân tích sự tăng lên của áp suất đáy giếng được thực hiện để xác định giá trị áp suất lớn nhất, đảm bảo không lớn hơn gradient vỡ vỉa. Hình 4.24 mô tả sự thay đổi trọng lượng tuần hoàn tương đương khi hạ cột cần khoan với tốc độ hạ khác nhau. Tuy nhiên sự gia tăng trọng lượng tuần hoàn tương đương vẫn nhỏ hơn gradient vỡ vỉa, đảm bảo an toàn công tác khoan.

Hình 4.24 Phân tích áp suất khi thả cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi)

4.4.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2”

Từ những phân tích và tính toán trên, ta thiết lập bảng kiểm soát giếng

cho đoạn thân giếng 8-1/2” với công nghệ MPD. (Bảng 4.11)

Bảng 4.11 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2”

5.1 Hiệu quả ứng dụng công nghệ MPD ở bể Cửu Long

Hiệu quả của việc sử dụng công nghệ MPD đối với công tác khoan đã được thấy rõ qua những giếng đã thi công tại Việt nam, tiêu biểu nhất là chiến dịch khoan phát triển mỏ Cá Ngừ Vàng của nhà thầu Hoàn Vũ JOC. Với 6 giếng sử dụng công nghệ MPD cho phép khoan qua tầng đá móng nứt nẻ một cách nhanh chóng. Công nghệ MPD đã cho thấy ưu điểm rõ rệt trong việc khoan các giếng phức tạp, cho phép khoan sâu vào trong tầng móng với độ sâu 6526m, giếng có chiều sâu lớn nhất ở Việt nam. Bảng 5.1 cho thấy khi áp dụng công nghệ MPD, trọng lượng riêng dung dịch trong giếng CNV-2P được điều chỉnh thấp hơn so với các giếng trước (9,2 ppg). Điều này làm giảm lượng chênh áp dưới đáy giếng khoan giúp cho tốc độ mất dung dịch được hạ xuống chỉ còn 60 thùng/giờ. Thời gian chi phí cho các hoạt động kiểm soát giếng trong đoạn thân giêng 8-1/2” cũng giảm xuống còn 7 giờ so

với hơn hàng trăm giờ của các giếng trước, nhờ các yếu tố này, nhà thầu đã tiết kiệm được một chi phí rất lớn chi cho công tác khoan và kiểm soát giếng.

Bảng 5.1 Dữ liệu khoan mỏ Cá Ngừ Vàng

Tên

Trọng lượng

Thể tích mất dung

Thời gian kiểm soát

Công

Độ sâu trong tầng

giếng

nghệ

Tốc độ mất dung dịch (thùng/giờ)

riêng (ppg)

dịch (thùng)

giếng (giờ)

móng (m)

9,6 – 9,8

20-160

55000

298 MCD

CNV-3X

4084-6123 (2039)

4975-6330

9,6-10,4

20-60

19000

82 MCD

CNV-4X

(1355)

4100-5477

9,8-10,2

40-250

137000

197 MCD

CNV-1P

(1377)

CNV-2P

9,2-9,8

60 26000

7 MPD

4274-6526 (2252)

So sánh từ số liệu thực tế giữa 2 giếng CNV-1P Sidetrack sử dụng công nghệ MCD và giếng CNV-2P sử dụng MPD, tỷ lệ thời gian tổn thất (NPT) đã giảm từ 34% xuống còn 4%, chi phí khoan cũng tiết kiệm được tới hơn 70%. Biểu đồ sau đây so sánh chi phí khoan và kiểm soát giếng trong khoảng khoan 8-1/2” giữa 2 giếng trên.

Biểu đồ 5.1: Chi phí khoan đoạn thân giếng 8-1/2” trước và sau khi sử

dụng MPD

KẾT LUẬN

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất là một công nghệ mới có khả năng nâng cao hệ số an toàn và hiệu quả kinh tế cho công tác khoan. Công nghệ khoan kiểm soát áp suất giải quyết được rất nhiều phức tạp xảy ra do sự thay đổi áp suất thân giếng trong khi khoan, giúp cho các nhà thầu khoan dầu khí giải quyết được những bài toán hóc búa trong công tác thi công những giếng khoan phức tạp mà trước đây không thể thực hiện bằng phương pháp khoan truyền thống.

Đồ án đã trình bày những hiểu biết về công nghệ khoan kiểm soát áp với những phương pháp, hệ thống thiết bị và khả năng ứng dụng của công nghệ, bên cạnh đó là việc thiết kế kỹ thuật để ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng có nhiệt độ và áp suất cao ST-1P mỏ Sư Tử Trắng bể Cửu Long.

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất với phương pháp khoan cố định áp suất đáy giếng được đánh giá, lựa chọn là giải pháp tối ưu nhất cho giếng khoan nhiệt độ áp suất cao HPHT ST-1P với những mục tiêu đề ra như: ổn định thành giếng, tăng cường khả năng kiểm soát giếng, ngăn ngừa và hạn chế mất dung dịch, giảm thiểu thời gian không sản xuất, giảm nhiễm bẩn thành hệ tạo điều kiện tốt nhất cho công tác thử vỉa và gọi dòng sản phẩm. Ngoài ra ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất còn làm tăng tốc độ cơ học khoan nhờ sử dụng dung dịch có tỷ trọng nhỏ, dẫn tới giảm chi phí giá thành khoan.

KIẾN NGHỊ

Việc áp dụng thử nghiệm thành công công nghệ MPD tại Việt Nam trong thời gian qua cho thấy tiềm năng phát triển của dịch vụ mới này trong tương lai là rất lớn. MPD cho phép tăng hệ số an toàn trong thi công, hạn chế thời gian tổn thất cho tuần hoàn và kiểm soát giếng, làm tăng tốc độ khoan cơ học, vì thế cho phép giảm tồng thời gian thi công khoan giếng khoan.

Hiện nay công tác khoan thăm dò và phát triển mỏ đang được đẩy mạnh ra các khu vực mới nơi mà điều kiện địa chất được dự báo là rất khó khăn, gây cản trở lớn đến công tác khoan. Chính vì thế, giải pháp sử dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất là một trong những ưu tiên hàng đầu của các công ty dầu khí, mở ra một tiềm năng rất lớn cho tương lai của dịch vụ kỹ thuật cao này. Cần tiếp tục triển khai tìm hiểu, nghiên cứu những phương pháp trong công nghệ khoan kiểm soát áp suất để đưa ra được quyết định, giải pháp chính xác nhất cho từng trường hợp, điều kiện cụ thể. Không ngừng nâng cao trình độ, hiểu biết của đội ngũ sử dụng và vận hành hệ thống thiết bị công nghệ khoan kiểm soát áp suất để đủ khả năng ứng phó trong mọi tình huống khác nhau.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. GVC Lê Văn Thăng, ĐH Mỏ - Địa Chất, Bài giảng công nghệ khoan. [2]. GVC Trần Văn Bản, ĐH Mỏ - Địa Chất, Bài giảng thiết bị khoan dầu khí. [3]. JP Nguyễn, NXB Giáo Dục, Kỹ thuật khoan dầu khí. [4]. PGS.TS Trần Đình Kiên, ĐH Mỏ - Địa Chất, Bài giảng dung dịch khoan và vữa trám. [5]. PGS.TS Hoàng Dung, ĐH Mỏ - Địa Chất, Bài giảng nguyên lý phá hủy đất đá. [6]. GVC. Vũ Đình Hiền, ĐH Mỏ - Địa Chất, Bài giảng cơ sở khoan. [7]. TS Phạm Quang Hiệu, ĐH Mỏ - Địa Chất, Bài giảng khoan định hướng. [8]. PGS.TS Lê Phước Hảo, ĐH Bách Khoa TP.HCM, Kỹ thuật khoan dầu khí. [9]. PGS.TS Lê Phước Hảo, ĐH Bách Khoa TP.HCM, Cơ sở khoan và khai thác dầu khí.