Công việc đòi hỏi sự phức tạp bởi vì các mục tiêu màta tìm kiếm nam sâu trong lòng dat, vị trí mà ta không thé biết tường tận các yếu tố vàtính chất địa tầng do sự cách trở về mặt không
TINH CAP THIET CUA DE TÀI Để thi công một giếng thăm dò hay khai thác dầu khí, các công ty chuyên trách
MỤC ĐÍCH, DOI TƯỢNG VA NỘI DUNG NGHIÊN CỨU Mục đích: Đề tài đặt ra với mong muốn nghiên cứu được các phức tạp địa chất,
Đối tượng nghiên cứu: Giếng khoan 7X tại vùng mỏ Thỏ Trắng
Nghiên cứu về tong quan co so ly thuyết sự cố kẹt cần khoan Phức tạp địa chất vùng mỏ Thỏ Trang có thé dẫn đến sự cố kẹt cần khoan Các thông tin địa chất, thông số kỹ thuật khoan, trang thiết bị kỹ thuật và yếu tố con người sẽ ảnh hưởng đến khả khoan tại mỏ Thỏ trắng.
3 LUẬN DIEM BAO VE Nguyên nhân chính dẫn đến sự cố ket cần khoan tại giếng khoan 7X thuộc mỏ Thỏ Trang là do sự trương nở của sét và chênh lệch áp suất thủy tĩnh so với áp suất lỗ rỗng thành hệ kết hợp với sự hình thành vỏ mùn khoan dày Do đó sẽ lựa chọn dung dịch có tính ức chê sự trương nở của sét và tạo vỏ bùn tot.
PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU VÀ TÀI LIEU NGHIÊN CỨU Dựa vào kiến thức đã học và tong hop tài liệu liên quan từ đó trình bày cơ sơ ly
thuyét và các thông sô liên quan về sự cô kẹt can khoan.
Dựa vào kiến thức thực tế của các kỹ sư khoan, giám sát khoan va tong hop dé đưa ra những dự đoán logic và khả thi của các loại sự cố kẹt cần khoan.
Dự đoán sự cố kẹt cần khoan cho giếng khoan 7X tại vùng mỏ Thỏ Trang.
Dựa trên các báo cáo thực tế về công tác khoan tại các giếng đã thi công, nhận xét và rút ra giải pháp.
Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIEN Dự đoán được xu hướng xảy ra sự cô kẹt cần khoan ở mỏ Thỏ Trang dé có những
CÁU TRÚC LUẬN VĂN Chương I Cơ sở lý thuyết
1.3 Lý thuyết về chế độ khoan và phương pháp khoan1.4 Tống quan các phức tạp địa chất khi khoan ở cùng mỏ Thỏ TrangChương II Lý thuyết về kẹt cần khoan
2.2 Lý thuyết về địa chất liên quan đến ket cần khoan.
2.3 Các dạng kẹt cần khác nhau.
2.4 _ Tổng quan các bài báo về kẹt cần khoan.
Chương IIL Tổng quan nguyên nhân và biện pháp phòng tránh sự cố kẹt cần khoan tại mó Thỏ Trắng
3.1 _ Các nguyên nhân về dia chất.
3.2 Cac nguyên nhân về kỹ thuật.
3.3 Cac nguyên về bộ dụng cụ khoan và trang thiết bị.
3.4 _ Các nguyên nhân vẻ con người và vận hành.
CHƯƠNG IV: Dự đoán sự có ket cần khoan cho giếng khoan 7X 4.1 Van dé tôn tại và giải pháp dé xuất.
4.2 _ Giới thiệu về giếng khoan 7X.
4.3 Dự báo sự cô kẹt can khoan cho giếng khoan 7X.
4.3 Xử lý khi kẹt cần khoan.
CƠ SỞ LÝ THUYET
1.1 Lý thuyết về dung dịch khoan và làm sạch giếng khoan [1] [3]
1.1.1 Tỉ trọng dung dịch khoan
Trong quá trình khoan, thông số thường được chọn để điều chỉnh áp suất đáy giếng (bottom hole pressure) là tỉ trọng dung dịch khoan Đây là một trong những thông số quan trọng để đảm bảo quá trình khoan an toàn Cửa số áp suất được định nghĩa dựa trên nên tảng là tỉ trọng dung dịch khoan Điều quan trọng là phải hiểu được khái niệm của tỉ trọng dung dịch tương đương EMW (equivalent mud weight), ti trọng tuần hoàn tương đương ECD (equivalent circulating density) và nghiên cứu mới đây nhất là tỉ trọng tinh tương đương ESD (equivalent static mud density).
EMW và ECD có ý nghĩa tương tự nhau trong kỹ thuật Tuy nhiên khi ta dé cập tới điều kiện tĩnh hay áp suất đáy giếng tĩnh ta dùng EMW/ESD, còn khi ta đề cập tới trạng thái động hay tuần hoàn ta dùng ECD Cả hai trạng thái tĩnh hay động đều gây ảnh hưởng tới áp suât vành xuyên trên bê mặt.
Nhà thâu thường dùng dung dịch khoan gốc dầu hoặc gốc nước (SBM hoặc OBM) để thi công giếng khoan, loại dung dịch khoan này có ảnh hưởng đáng kế đến độ nén của dung dịch khoan tại một độ sâu nhất định với nhiệt độ tương ứng Ti trọng hiệu dụng của dung dịch khoan dưới giếng có thé cao hơn giá tri đo tại bé trên bề mặt là 0.5ppg Dé tính độ nén, khái niệm ESD được dùng thông dụng hơn Dùng ESD sẽ tính được tất cả các yếu tố tác động lên sự thay đối cột áp thủy tĩnh hiệu dụng, áp suất vành xuyến Mở rộng hon, dùng ESD có thé tinh được không những độ nén mà còn tính được tải trọng do mùn khoan gây ra.
Công thức tính EMW, ECD:
E.C.D =Mud Weight + Annular Hricnon Pressure Loss (1.2)
Hay đối với dung dịch khoan có tỉ trọng > 13ppg:
E.M.W: ti trọng mun khoan tương đương (ppg)
E.C.D: tỉ trọng tuần hoàn tương đương (ppg)
E.S.D: ti trọng tinh min khoan tương đương (ppg)
Hydrostatic Pressure: áp suất thủy tinh (psi) True Vertical Depth: chiêu sâu thang đứng that (ft)
Mud Weight: Ti trong dung dich khoan (ppg)
Annular Friction Pressure Loss: ton thất áp suất vành xuyén (psi) YP: gidi han chay, YP=s6 doc Fann300-PV
PV= Số đọc Fann600- Số đọc Fann300 Hole Diameter: đường kính giếng (inch) Pipe OD: đường kính ngoài của Ống (inch)
1.1.2 Độ nhót quy ước Độ nhớt là khả năng chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các phần tử của dung dich Độ nhớt quy ước là chỉ số chảy loãng của dung dịch biểu thi bằng thời gian kính trong 4.5 mm và thể tích phéu là 1500 ml.
Khi khoan qua tang dat đá nứt nẻ nhiều lỗ rỗng có áp lực via thấp, có thé tăng độ nhớt dé đỡ tốn thất dung dịch Đồng thời khi tăng độ nhớt giúp việc lay mau dat tỉ lệ cao, tạo điều kiện tốt nâng mùn khoan lên mặt đất, tăng độ ôn định thành giếng khoan ở tầng đất đá bở rời Tuy vậy, độ nhớt tăng làm tốn hao công suất máy bơm tăng, hệ số hút đây máy bơm giảm và khó loại trừ mùn khoan ra khỏi dung dịch có độ nhớt cao.
Tuy nhiên, trong thực tế người ta thường dùng hệ số nhót hiệu dụng và xem đó là một thông số của dung dịch khoan.
Trong đó: u: Độ nhớt hiệu dụng, cps
V,: Vận tốc dung dịch trong khoảng không vành xuyén k,: Chỉ số déo, poise n: Chi số mũ Độ nhớt hiệu dung này sé làm thay đối chế độ dòng chảy của dung dịch trong khoảng không vành xuyến hay trong cần khoan, thể hiện qua số Reynolds:
V: Vận tốc trung bình dòng chảy d: Đường kính ống p: Tỉ trọng chất lỏng u: Hệ số nhớt động lực của chất lỏng v: Hệ số nhớt động học của chất lỏng
Khi: Re < 2100: chế độ chảy tầng
2100 < Re < 4000: chế độ chuyền tiếp Re > 4000: chế độ chảy rối
1.1.3 Độ thải nước (B) Độ thải nước (độ thấm lọc) là khả năng nước tách ra khỏi dung dịch để đi vào khe nut và lỗ rỗng của dat đá xung quanh thành lỗ khoan dưới tác dụng của áp suất dư
AP = áp suất cột dung dịch — áp suất via (kg/cm?) Độ thải nước được xác định băng lượng chất lỏng thu được với mẫu dung dịch đo trên máy FILTER PRES-API dưới áp suất 100psi trong 30 phút, đơn vị tính là cm?/30 Kèm theo sự thải nước là sự tạo thành lớp vỏ sét trên thành giếng, lớp vỏ này có tác dụng giữ thành giếng 6n định, tránh hiện tượng sụp lở Trong điều kiện khoan bình thường B = 4-10 cm?/30,, độ dày vỏ bùn K = 0.5-1.5 mm. Độ thải nước lớn tạo ra lớp vỏ sét dày, xốp và dễ bị phá vỡ, lớp vỏ sét này làm hẹp thành giếng nên dễ gây kẹt bộ khoan cụ Ngoài ra, độ thải nước lớn còn phá hoại sự 6n định các tầng đất đá, gây hiện tượng trương nở và ảnh hưởng xấu đến tầng sản phẩm Vì vậy, dung dịch khoan phải có độ thải nước nhỏ (kèm theo là vỏ bùn mỏng bên chắc) để khắc phục những vẫn đề trên.
1.1.4 Ứng suất trượt tĩnh (độ bền Gel) Ứng suất trượt tĩnh 0 là đại lượng đặc trưng cho độ bên cấu trúc (hay tính xúc biến) của dung dịch khi để nó vên tĩnh một thời gian Được xác định băng lực tối thiểu cần đặt lên một đơn vị diện tích để buộc dung dich trở lại trạng thái chảy loãng, đơn vi tính dyn/cm?.
Ag: Góc xoắn so với vị trí cân bang n: Hang số dụng cụ đo
Hiện nay người ta thường xác định độ bền Gel được đo băng máy Fan với tốc độ quay 3 vòng/phút, tại thời điểm: 0”, 10”, 1’, 10’, 30°, đơn vị sử dụng là Ib/100fE. e Hạn chế mat dung dịch. e Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ do ngăn ngừa min khoan lang đọng khi ngừng tuân hoàn dung dịch. e Khó tách min khoan khỏi đáy giếng nên vận tốc cơ học khoan giảm. e Tăng tốn thất áp suất máy bơm khi khôi phục tuần hoàn, dễ gây phá vỡ via và mat dung dịch. Ứng suất trượt tĩnh phụ thuộc vào thành phân tạo nên dung dịch như sét, nước, các chất hóa học khác Sét có độ phân tán kém, độ cứng của nước cao thì ứng suất trượt tĩnh nhỏ, cầu trúc của nó có độ bền kém.
Có thể lựa chọn độ bền Gel 10° đối với mỗi loại dung dịch như sau: e Dung dịch bình thường: Gel 10’ = 15-40 1b/100ft?. e Dung dich nặng: Gel 10’ = 30-50 Ib/100fÉ. e Tampon chống mat dung dich: Gel 10° = 40-100 Ib/100f.
Khi lượng mtn khoan (đặc biệt là sét) tăng lên, độ bền Gel của dung dịch cũng tăng lên.
1.1.5 Độ nhot dẻo (PV) Độ nhớt dẻo là số đo của lực liên kết trong lòng chat lỏng, biéu hiện mức độ liên kết giữa các phân tử với nhau, phụ thuộc hàm lượng, loại và kích cỡ pha ran hiện diện trong dung dịch khoan, don vi tính cp. Độ nhớt dẻo của dung dịch còn là số đo lực chồng lại khi có hiện tượng chuyển động hay trượt trong bản thân chất lỏng, hay do sự ma sát giữa các hạt và chất lỏng bao quanh nó Sự thay đối độ nhớt dẻo cho biết sự thay đối hàm lượng và đặc tính chất ran trong dung dịch.
Khi tang PV thì thành phần hạt rắn tăng, kích thước hạt ran giảm hoặc kết hợp ca hai Đây là điều mong muốn đối với dòng chảy dung dịch trong khoảng không vành xuyến Tuy nhiên khi tăng giá trị PV cao làm tốn thất thủy lực lớn và giảm vận tốc thâm lọc của dung dịch tại choòng Với dung dịch nhẹ nên duy trì PV thấp ở mức tối thiểu nhằm tăng tối đa đặc tính chảy loãng của dung dịch.
Veoo: giá trị đọc trên Fann tại vận tốc quay 600 vòng/phút Wszoo: giá trị đọc trên Fann tại vận tốc quay 300 vòng/phút
1.1.6 Ứng lực cắt động (YP)
Ung lực cat động còn gọi là điểm chảy của chat lỏng là giá trị ứng suất can thiết dé chat lỏng bat đầu chuyển động, còn gọi là điểm chảy của chất lỏng Nó chỉ ra lực hút giữa các phân tử chất lỏng khi chất lỏng bắt đầu chuyển động Ứng lực cắt động còn biểu hiện kha năng vận chuyển mùn khoan lên mặt đất, khi dung dịch tuần hoàn.
Người ta xác định ứng lực cắt động băng dụng cụ đo lưu biến (nhớt kế Fann): e Doc giá tri quay V3oq e Tinh YP = V3o9 — PV (1b/100ft”) (1.9) Ung lực cat động can thiết của dung dịch dé dam bảo vận chuyển min khoan va rửa sạch đáy giếng hiệu quả phụ thuộc vào độ 6n định của dung dịch trong giếng Dưới điều kiện Ổn định, ứng lực cắt động tối thiểu cần thiết để hạn chế quá trình lăng đọng khi góc xiên tăng lên.
LÝ THUYET VE KET CÂN KHOAN
Lý thuyết về kẹt cần khoan [7][8][10] a Sự trương nớ sét và những khó khăn do nó gây ra
Tính trương nở của sét là khả năng hấp thụ nước của sét làm thể tích sét tăng lên.
Khi tiếp xúc với nước, tùy thuộc vào tính chất và cau trúc của sét mà nước dễ dàng xâm nhập vào khoảng giữa các lớp trong mạng lưới tinh thể theo các khe nứt và vết ran nhỏ, làm cho thé tích sét tăng lên 10-12 lần hoặc hơn nữa.
Sự trương nở sét chính là nguyên nhân quan trọng nhất gây ra nhiều sự cố trong quá trình khoan Khi sét bị Hydrat hóa nó sẽ bị trương nở mạnh (đặc biệt là sét
Montmorillonite), thé tích của sét tăng lên gap nhiều lần, bó chặt bộ khoan cụ và lam bó hẹp giếng khoan Bên cạnh đó khi trương nở sét trở nên rất yếu, không bền vững nữa và rat dé rơi vào trong giếng, làm sập lở thành hệ và kẹt bộ khoan cụ.
Sự trương nở sét phụ thuộc chủ yếu vào thành phần khoáng vật và các cation trao đổi trên mang hấp phụ ngoài của khoáng vật sét, nơi các lớp đơn phân tử của nước được hấp thụ trên bề mặt của các tinh thé Qua các kết quả phân tích thành phan khoáng vật của các mẫu sét đặc trưng thuộc bồn trũng Cửu Long, cho thay rang các lớp sét bao gồm chủ yếu các khoáng vật sau: Montmorillonite (45%), Hydromica (15%), Kaolinite (40%) Khoáng vật sét Montmorillonite chiếm nhiều nhất và nó cũng là loại khoáng vật có độ hoạt tính cao nhất khi tiếp xúc với môi trường phân tán Đây chính là nguyên nhân gây mat ồn định thành giếng khoan khi khoan qua các thành hệ sét băng các hệ dung dịch không phù hợp hoặc có chất lượng thấp.
Ngoài ra thành phan các cation trao đổi của khoáng vật sét và thành phần độ hạt của nó cũng ảnh hưởng rất lớn đến mức độ trương nở của sét Hóa trị của các cation càng lớn và kích thước hạt của chúng càng nhỏ thì liên kết giữa các tinh thể càng chặt và mức độ trương nở của sét càng kém.
Sau khi nước xâm nhập vào sét, thể tích của sét tăng lên, tức là sét bắt đầu trương nở và khi đó quá trình phân tán sét cũng bắt đầu xảy ra Khi đó các lưỡng cực nước sẽ bao quanh các hạt sét và quay đầu dương về phía các hạt sét Nếu các cation kim loại trong dung dịch có hóa trị càng thấp, kích thước càng lớn thì chúng càng dễ bị tách khỏi sét, khi đó sét càng dê phân tán, và các lưỡng cực nước sẽ quay dau âm về phía các cation kim loại vừa tách khỏi Hiện tượng các hạt sét được bao quanh bởi một lớp vỏ nước bên chặt như vậy gọi là quá trình hydrat hóa các hạt sét Lớp nước liên kết chặt với bề mặt hạt sét gọi là lớp nước liên kết hay nước hấp phụ Các phân tử nước của lớp nước liên kết này có tác dụng định hướng đến các phân tử nước của lớp tiếp theo, các phân tử nước của các lớp tiếp theo thường liên kết không chặt với các lớp bên trong và lớp thứ hai gọi là lớp khuếch tán Lớp nước liên kết và lớp khuếch tán được gọi là vỏ hydrat hóa của hạt sét Lớp ngoài cùng của lớp vỏ hydrat hóa cũng có thé tồn tại các lưỡng cực nước và các cation kim loại nhưng chúng không định hướng được gọi là lớp nước tự do Chiều dày của lớp vỏ hydrat hóa này biểu hiện mức độ thấm ướt của các hạt sét Lực hút các phân tử nước vào bề mặt các hạt sét càng mạnh thì vỏ hydrat hóa càng dày, sét được thấm ướt càng tốt Nếu các hạt sét được tham ướt kém thì chúng dé dàng dính lại với nhau Trong quá trình chuyền động chúng va chạm vào nhau, hạt sét này dính vào hạt sét kia và cứ thế tiếp tục như vậy làm khói lượng hạt sét tăng dan lên Do trọng lượng ban thân những cục sét to này bị lang xuống dưới đáy Đây chính là hiện tượng đông tụ các hạt keo sét.
Như vậy quá trình trương nở, hydrat hóa và đông tụ các hạt keo sét chính là nguyên nhân chính gây ra hiện tượng sập lở biến dạng thành lỗ khoan, lắng mùn khoan, mat ôn định thành giếng dẫn đến các sự cố trong quá trình khoan qua tập sét.
Hình 2.1: Sự hydrat hóa sét làm bó chat bộ khoan cụ
Sự hydrat hóa của sét trong khi khoan chủ yếu gây ra bởi nước thải của dung dịch khoan Nếu lượng nước thải trong dung dịch quá lớn mà trong đó lại không có các tác nhân ức ché sự trương nở của sét tốt thì khi lượng nước này thấm vào thành hệ sét, sẽ hap thụ trên bề mặt cau tử sét làm phá vỡ cấu trúc và các liên kết của sét Tuy nhiên, cũng với lượng nước thải của dung dịch lớn mà trong dung dịch khoan này chứa nhiều hóa phẩm ức chế sét thì khi chúng thắm vào thành hệ sẽ làm giảm đáng kế sự trương nở của sét đồng thời thông qua đó tạo một lớp vỏ bùn dai mỏng bám trên thành giếng có tác dụng tạo sự ôn định thành giếng.
Qua đó chúng ta thay rang tinh chất của dung dịch khoan, đặc biệt là khả năng ức chế sét trương nở có vai trò rất quan trọng trong việc giữ 6n định thành giếng, tạo sự vững chắc cho thành giếng khoan, vì thế đã có rất nhiều công trình nghiên cứu đưa vào áp dụng các chất phụ gia ức chế sét khác nhau vào dung dịch khoan nên nước nhằm nâng cao khả năng ức chế sự trương nở của sét giúp giảm đáng ké các sự cố gây ra bởi sét. b Mất cân băng áp suất với thành hệ
Sự mat cân bang giữa áp suất của cột dung dịch khoan Py và áp suất lỗ rỗng của đất đá (Py) là nguyên nhân quan trong làm mat 6n định thành giếng khoan Điều kiện cần giúp giếng khoan được 6n định và vững chắc là:
Trong đó: AP là độ chênh áp suất tới hạn
Trong trường hợp nếu áp suất cột dung dịch trong giếng khoan lớn hơn áp suất lỗ rỗng của đất đá quá một giá trị tới hạn sẽ gây phá hủy thành hệ giếng khoan, dẫn đến mat dung dịch khoan.
Mat dung dich là van dé vô cùng phức tạp Hiện tượng mat dung dịch trầm trọng sẽ gây ra nhiêu tốn thất và kéo theo nhiều sự cô trong quá trình khoan Khi khoan qua các thành hệ có sự gắn kết yếu, các thành hệ có độ thấm cao, các thành hệ nứt nẻ và hang hốc thường xảy ra mat dung dịch dẫn đến mat 6n định thành giếng khoan.
Trong trường hợp áp suất lỗ rỗng của đất đá vượt quá áp suất của cột dung dịch khoan trong giếng sẽ dẫn đến hiện tượng khí và chat lỏng từ via xâm nhập vào giếng, có thể gây sập lở thành giếng khoan.
Khi áp suất thành hệ quá lớn so với áp suất cột dung dịch trong giếng khoan thì sét sẽ rơi vào giếng tạo thành từng mảng, làm mất 6n định và mở rộng thành giếng khoan, gây bít giếng khoan và kẹt bộ khoan cụ Ở đây nguyên nhân chính không do tính chất hóa học của dung dịch tạo nên mà hoàn toàn phụ thuộc vào tính chất vật lý tạo nên Đề giải quyết vấn đề này thông thường người ta tăng tỉ trọng tuần hoàn tương đương của dung dịch giúp tạo một áp suất cân băng với áp suất thành hệ Dấu hiệu rõ nhất của hiện tượng này là ngay lúc mất 6n định thành giếng là moment quay của bộ khoan cụ tăng do sét bó chặt giếng tạo nên lực cản và xuất hiện mùn khoan trên hệ thống tách lọc mùn khoan.
Hình 2.3: Thành hệ sét bị phá hủy do áp suất vỉa quá lớn c Lý thuyết về kẹt chênh áp
Ket chênh áp là hiện tượng chuỗi cần khoan bị tựa vào thành giếng khoan do sự chênh lệch áp suất thủy tĩnh với áp suất lỗ rỗng của thành hệ kết hợp với võ bùn dày trên thành giếng khoan. ô4 MUD CAKE x
TONG QUAN NGUYEN NHAN VA BIEN PHAP PHONG TRANH SU CO KET CAN KHOAN TAI MO THO TRANG
3.1 Các nguyên nhân về dia chất [2] [7]
“ Thường gặp ở công đoạn trên cùng của giếng khoan: cát bở rời, sỏi và bùn
“ Các biểu hiện: e Khoan xóc,rung e Pay giếng trôi lên mỗi khi kéo thả cần khoan e Vướng khi kéo tha va moment quay cao e_ Có nhiều mảnh đất đá sập lở e Mat dung dịch.
= Tăng ti trọng dung dịch trong trường hợp này không giải quyết được vấn đề.
= Cần phải có vỏ bùn tốt.
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Tao ra vỏ bùn có độ thâm thấu nước thấp.
= Không bơm vượt quá lưu lượng cần thiết dé làm sạch giếng khoan
“Tránh quay choòng hoặc định tâm gần khu vực có van dé
“ Kéo tha qua khu vực có vấn đề một cách thận trọng
“ Làm sạch đáy giếng khoan trước khi khoan tiếp xuống
# Su dụng các tạp dung dịch có độ nhớt cao để bơm quét qua 3.1.2 Địa tầng có tính hoạt tính
> _ Dâu hiệu nhận biết: z Những loại đá sét phién/ sét có hoạt tính cao với nước sẽ hút nước và trương nở ra
# Phản ứng trương nở phụ thuộc vào thời gian
= Van dé này sẽ được hạn chế bởi dung dịch góc dầu OBM
= Thay doi tỉ trong dung dịch không mang lại kết quả
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
Khoan va chồng ống thật nhanh Giữ dung dịch có đủ chất ức chế theo đặc tính kỹ thuật
Theo dõi sát sao hàm lượng keo sét trong dung dịch (MBT)
Hạn chế tối đa chiều dài bộ khoan cụ Khi thả cột cần dé kiểm tra thân giếng một cách thường xuyên Xả bỏ va làm loãng dung dịch nếu can thiết
Nếu có thé thì sử dụng dung dịch gốc dau (OBM )
3.1.3 Địa tang nhiêu nứt né hoặc có vet nứt địa chan
Vấn đề phức tạp trong trường hợp này không thể phòng ngừa được Giếng khoan sau khi sập lở có thé trở về điều kiện 6n định
Tăng tỉ trọng dung dịch có tác dụng rất ít Mat dung dịch có thé dẫn đến những van đề khác Có thé xảy ra kẹt chênh áp
Biện pháp phòng ngừa kẹt cần:
Kiểm tra đều đặn, liên tục tình trạng giếng khoan Khoan doa đều đặn và liên tục
Giới hạn vận tốc kéo thả cần khoan khi đến khu vực phức tạp Giới hạn áp suất tuần hoàn và áp suất sóng (surge pressures)
Hạn chê tôi đa sự dao động rung của cột cân khoan.
3.1.4 Địa tầng dễ dịch chuyển
> Dau hiệu nhận biết: Địa tầng muối Địa tầng đá sét phiến dẻo
Biện pháp phòng ngừa kẹt cần:
Duy trì đủ tỉ trọng dung dịch khoan Sử dụng choòng PDC loại lệch tâm
Thường xuyên khoan doa và kéo thả kiểm tra thân giếng Giữ cho cần luôn chuyên động khi ở trong thân giếng
Bơm các tập nước ngọt
“ Bom chất bôi tron gốc dau 3.1.5 Đá sét phiến bị nén cơ học
= Khi các ứng suất trong giếng khoan lớn hơn lực ép của địa tang, đá phiến sẽ bị đây vào lòng giếng
#® Các địa tầng đá sét phiến (shale Formations) bi nén bởi các ứng suất: e Dia áp lực (Geo-pressured ) e Thủy áp lực (Hydro- pressured) e Ứng xuất quá tải do góc lệch của giếng (Overburden stress Hole angle) e Luc kién tao (Tectonic stress)
= Lam cho thân giếng bị mở rộng ra
= Gây ra các van dé về làm sạch giếng khoan
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Gitt cho giếng khoan sạch min khoan
= Theo giỏi áp suất via
= Tăng tỉ trọng dung dịch càng sớm càng tốt
“ Tránh dé xảy ra sự giảm tỉ trong dung dich
# Ghi chép lai mun khoan trên sàng rung
= Hạn chế tối da thời gian dé thân trần giếng khoan
3.2 Các nguyên nhân về kỹ thuật [2] [7]I8]
3.2.1 Ket do quỹ đạo giéng khoan
= Khi các giếng khoan có quỹ đạo không thăng đứng và góc nghiên lớn.
= Các giếng khoan ngang z Những vi trí dạng “chân chó” (Doglegs)
# Đôi khi thay bộ khoan cụ cứng hơn có thể gap sự cô kẹt bộ cần khoan.
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Hạn chế tối đa việc thay đôi hướng thân giếng khoan
= Han chế tối đa việc thay đổi cầu trúc bộ khoan cụ
“ Chú ý đến việc khoan doa cân thận khi kéo thả cần
= Kéo thả cần một cách từ từ khi tới vùng cần lưu ý
“Tránh bom rửa quá lâu tại những đoạn dia tầng yếu
“ Kiểm tra độ lệch thân giếng một cách đều đặn
= Cần có kinh nghiệm khoan tốt 3.2.2 Ket do rãnh lỗ khoan (ket 6 khóa)
= Thường xuất hiện trong tầng có độ thấm cao và độ cứng thành hệ không cao
“ Những rãnh bị cat trên thành giếng khoan do sự quay của cần khoan
= Có thé xuất hiện dưới chân dé ống chéng nếu có rãnh cat do mai mòn trong ống chống
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Nếu bị kẹt thì quay và day cột cần xuống
= Xuất hiện tai những địa tầng có độ thâm thấu cao
= Cột cần khoan bị dính vào lớp vỏ bùn dày
= Cột cần khoan bị ghìm chặt vào thành giếng khoan bởi áp suất giữa dung dịch khoan và địa tầng
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Chọn Bộ khoan cụ có diện tích tiếp xúc với thành giếng khoan ít nhất
=" Giữ tỉ trong dung dịch tối thiểu
“Có bé dung dich trống dự phòng dé trộn hoặc điều chỉnh dung dich.
“ Giữ cho cần khoan chuyén động và bơm tuần hoàn bat kỳ khi nào có thể.
= Liên tục theo dõi áp suất via.
= ĐỒ thị khả năng kẹt dính cột cần khoan và chênh lệch áp suất rút ra từ thực tế tổng kết 600 giếng khoan trong vùng vịnh Mexico.
= Mot khả năng dính cần có thé chấp nhận là khoảng 20% nếu chênh lệch áp suất không bao giờ dé vượt quá 2000 psi (136 at).
3.2.4 Kẹt do chất lượng dung dịch kém
“ Tốc độ khoan cơ học thấp
"Các chất phụ gia không tương thích và bền với thành hệ
“Các tính chất dung dịch hồi về thay đối.
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
“ Sử dụng hệ dung dịch khoan chất lượng tốt nhất néu có thé, nhất là đối với các giếng khoan có độ lệch lớn
“Luôn đảm bảo các thông số dung dịch khoan đúng như yêu cau thiết kế
# Dam bao hệ thong làm sạch dung dich hoạt động tốt
“ Cung ứng kịp thời, day đủ các hóa chất dùng điều chế dung dịch
> Trong thuc tế, vỏ bùn được làm sạch qua một số cách và qua đó làm giảm thiểu khả năng kẹt dính cần do chênh áp:
= Khi khoan, cần khoan đang quay sẽ đè lên một phía thành giếng khoan và làm sạch vỏ bùn chỗ đó.
= Khi kéo thả cần kiểm tra thân giếng, các định tâm và choòng khoan sẽ làm sạch một mảng lớn vỏ bùn trên thành giếng.
“ Khoan doa là cách tốt nhất để làm sạch vỏ bùn nhưng tốn nhiều thời gian nhất.
= Một phương pháp khác có thé làm sạch vỏ bùn là dùng chối quét.
> Ngâm cầu hỗn hợp dung dịch (dầu) để giải phóng cột cần bị kẹt dính. ô Đõy là một hỗn hop gdm chất cú hoạt tớnh bề mặt, chất tạo nhũ y op gs tuong va chat lỏng góc dầu (hoặc dầu diesel).
“ Câu dung dịch này làm giảm lực tác dụng bề mặt giữa thành giếng khoan và cột cân khoan, nó cũng thâm vào vỏ bùn trên thành giêng và tạo sự tách vỏ bùn khỏi thành giếng.
= Ti trọng của cầu dung dịch phải nhẹ hon tỉ trọng của dung dịch khoan Trong trường hợp này sự giảm áp lực thủy tĩnh có thể là một yếu tốt quan trọng cần phải xem xét.
= Sự thành công của việc ngâm cầu hỗn hop dung dịch (dau) giải phóng can phụ thuộc vào:
Thể tích của cầu phải bao phủ được tat cả cột cần khoan bên dưới điểm kẹt Thường thường phải sử dụng tăng 1,5 lần thé tích để tính cả sự mở rộng thành giếng khoan.
Hỗn hop được bơm vào vành xuyến đến điểm kẹt và dé lại khoản 1,5-5.0 m3 trong cột cần khoan Sau mỗi 0.5 giờ lại đây 0,1-0,5 m3 hỗn hợp ra ngoài và liên tục doa cùng với quay cột cần khoan
Cau hỗn hợp dung dịch phải được ngâm ít nhất 8 gid cho ngắm tác dụng trước khi bơm hết ra ngoài Khi bơm rửa cầu dung dịch cần phải bơm từ từ (5-101/s), chờ áp suất 6n định sau 10-15 phút mới tiếp tục tăng lưu lượng lên từ từ để tránh tạo ra sự sập lở thành giếng khoan.
Nếu can khoan không được giải phóng sau 40 giờ thì tiền hành ngâm thì có thể nghỉ tới phương án cắt cần và khoan thân hai.
Cầu hỗn hợp dung dịch cần phải được bơm càng sớm càng tốt ngay sau khi cột cần khoan bị kẹt.
3.3 Các nguyên nhân về bộ dung cu khoan và trang thiết bị [2] [7]
3.3.1 Kẹt do ống chống hoặc cần khai thác bị móp méo
“ Ap xuât vỉa quá lớn so với áp suât móp ông giới hạn hoặc chat lượng ống chống quá kém.
= Ong chống bị kéo căng hoặc đè tải quá nhiều khi thả làm giảm hệ số bên về chồng móp méo.
= Chân dé ống chống được tram xi măng kém và bị phá hủy trong khi kéo thả cần khoan.
= Các ông chống trở nên không đồng đều do vặn nối không đúng yêu cầu hoặc do chất lượng bom tram xi măng kém.
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Sử dụng ống chống có chất lượng tốt và hệ số an toàn cao cho những địa tầng có áp suất vỉa quá lớn.
“ Thực hiện các thao tác kéo tha đúng quy trình.
# Sau khi bom tram xi măng, phải chờ đủ thời gian an toàn trước lúc tiếp tục khoan.
3.3.2 Đường kính lỗ khoan bị thu hẹp
“ Do choòng khoan và định tâm mòn quá nhiều khi khoan qua các tầng có tính mài mòn cao.
# Do thay loại choòng khoan khác ( PDC sau choòng 3 chop xoay)
"Sau khi khoan cat mẫu. ® BỊ kẹt khi thả choòng khoan mới.
> Biện Pháp Phong ngừa ket can:
= Luôn luôn đo kiểm tra đường kính choòng
“Kéo thả cần một cách can thận.
“ Khoan doa những đoạn nghi bi thu hẹp đường kính.
“ Sử dụng choòng và định tâm có găn các hạt kim cương bảo vệ đường kính, chỗng mài mòn.
= Nếu can thiết, có thé sử dụng thiết bị mở rộng thành giếng.
= Khi bị kẹt bộ cần khoan thì giật búa lên để giải phóng.
Các nguyên nhân về con người va vận hành [2] [7]
3.4.1 Vật lạ rơi vào giếng khoan
“Các vật nhỏ vỡ, rơi ra từ các thiết bị trong giếng khoan.
= Roi xuống từ trên miệng giếng khoan.
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
= Kiếm tra kỹ các thiết bị trước khi thả vào giếng khoan.
= Sử dụng miếng vuốt cần khi kéo can.
= Nếu gặp kẹt can: e Doa cần và giật búa thủy lực e Thả cần xuống đến đoạn đường kính thân giếng lớn hơn.
3.4.2 Các tang xi mang rơi hoặc xi mang chưa đông cứng
= Ket cột cần khoan liên quan đến xi măng thường gặp khi các tảng xi măng vỡ ra va rơi xuống từ ngay dưới chân dé ống chống hoặc từ cầu xi măng, gây kẹt cột cần khoan.
= Có thé gặp khi cột cần khoan bị cắm vào trong xi măng mềm, hoặc chưa đông cứng thật sự mà chỉ đông lại một cách giả tạo dưới tác động của áp suất đè lên thôi.
> Biện Pháp Phong ngừa ket can:
= Sử dung biện pháp và chất lượng bom tram xi măng tốt.
= Chờ thêm thời gian là biện pháp phòng ngừa tốt nhất
CONG GIENG KHOAN 7X
4.1 Van đề tôn tại và giải pháp đề xuất [8][9][10]
Thông qua các lịch sử khoan cũng như thông tin địa chất từ các giếng trước đó chúng ta có thé nhận thay nguyên nhân chính của sự cô kẹt cần khoan ở khu vực này là sự trương nở của sét va kẹt dính chênh áp Tuy nhiên nguyên nhân chính là do sự trương nỡ của sét nhưng chúng ta không thể loại bỏ nguyên nhân này ra khỏi hoàn toàn việc giếng khoan, chúng ta chấp nhận phải khoan qua những địa tầng này, còn nguyên nhân dẫn tới sự cô kẹt dính chênh áp là do sự chênh lệch áp suất thủy tĩnh với áp suất lỗ rỗng thành hệ kết hợp với sự hình thành vỏ bùn dày trên thân giếng Vì vậy em xin dé xuât giải pháp giải quyêt hai van dé này như sau:
- _ Lựa chọn dung dịch khoan nhăm đảm bảo tính 6n định thân giếng cũng như ngăn chặn sự cố kẹt cần khoan.
- _ Kinh nghiệm làm sạch tốt giếng khoan.
- _ Kính nghiệm làm sạch vỏ bùn khoan.
4.1.1 Lựa chọn dung dịch khoan nhằm đảm bảo tinh on định thân giếng cũng như ngăn chặn sự cô kẹt cần khoan
Tính không ổn định thân giếng là một trong những van dé phức tạp và thường xảy ra nhất khi khoan qua các thành hệ sét dễ trương nở khi tiếp xúc với dung dịch khoan Do đó khi khoan qua các thành hệ có hàm lượng sét hoạt tính cao thì hệ dung dịch khoan đòi hỏi phải có khả năng ức chế sét tốt, độ thải nước nhỏ, đồng thời các thông số kỹ thuật cũng phải phù hợp với hệ tầng khoan qua Thực tế thi công khoan qua các địa tang Miocene ha, Oligocene thượng và Oligocene hạ cho thấy những diễn biến phức tạp, đặc trưng nhất là sập lở, bó hẹp thành giếng khoan liên quan đến các lớp sét bị trương nở khi tiếp xúc với dung dịch khoan làm cho sự cố kẹt cần khoan hay xay ra.
Qua phân tích các van dé liên quan đến tinh 6n định của thành giếng khoan va những biện pháp được dé xuất nham nâng cao độ bền thành giếng Từ đó ta rút ra kết luận:
— Mối tương tác của sét thành hệ với dung dịch khoan là một trong những yếu tố cơ bản để lựa chọn hệ dung dịch phù hop, đảm bảo ồn định thân giếng khi khoan qua các hệ tầng chứa sét Hệ dung dịch có khả năng ức chế sét cao sẽ quyết định tính 6n định thành giếng, đây chính là van dé then chốt giúp nâng cao độ bên của thành giếng khoan.
— Các hệ dung dịch được chọn nhằm đảm bảo tính 6n định thành giếng khoan, chỉ có thể đạt hiệu quả cao khi có các tính chất công nghệ phù hợp với từng điều kiện địa chất cụ thể của từng mỏ.
— Đảm bảo chế độ khoan téi ưu còn là yếu tổ không kém phan quan trọng dé duy trì tính ôn định của thân giếng khoan.
4.1.2 Kinh nghiệm làm sạch tốt giếng khoan
> Tai sao phải làm sạch tốt giếng khoan.
= Việc làm sạch giếng khoan kém sẽ dẫn đến việc tập trung nhiều min khoan trong vành xuyén và có khả năng gây ra kẹt dính cột cần khoan.
= Ví dụ: như trong trường hợp thủng cần khoan, khi vận tốc dòng chảy trong vành xuyến yếu đi và mun khoan sé bị don lại.
= Đối với các giếng khoan xiên, mùn khoan tập trung lại bên phía dưới bộ cần và có thé dịch chuyền lên phía trên như những dun cát trồi lên dẫn đến kẹt cần khoan.
> Biện pháp phòng ngừa ket can:
— Đối với các giếng thăng đứng hoặc gần như thăng đứng:
# Luu chọn và duy trì các tính chất của dung dịch khoan.
= Bom với lưu lượng đủ theo yêu cầu đối với đường kính giếng khoan.
= Kiểm soát tốc độ khoan cơ học.
= Bơm rửa giếng khoan trước khi kéo cần.
= Tién hành bơm rửa giếng khoan nếu bị vướng tải nhiều khi kéo can.
— Đối với các giếng khoan xiên:
= Tăng lưu lượng bom theo góc lệch của giếng.
“Các giếng lệnh 30° cần thêm 20% tốc độ dòng chảy trong vành xuyến.
“Các giếng lệch 50° đến 60° cần gấp đôi tốc độ dòng chảy trong vành xuyên so với giêng thăng đứng.
Dùng dung dịch có độ nhớt thấp để có được dòng chảy tối. Đề làm sạch lớp mùn khoan đọng lại phía bên dưới bộ cần khoan, nên bơm: e Đối với giếng 35°, bơm tập dung dịch có độ nhớt thấp và tiếp theo là tập dung dịch có độ nhớt cao hoặc tỉ trọng cao hơn. e Đối với giếng >45°, ngoài các tập dung dịch như trên thì quay và doa cân là van dé then chốt.
> Những kinh nghiệm dé làm sạch tốt giếng khoan:
= Làm sạch giếng khoan ngay khi vừa khoan. Đảm bảo các thông số dung dịch khoan theo thiết kế.
= Bơm rửa sạch giếng khoan trước khi kéo can.
# Doa và quay cân liên tục.
Lên kế hoạch và thực hiện kéo thả cần kiểm tra thân giếng theo điều kiện giếng khoan.
Theo dõi mùn khoan trên sàn rung.
Bảo đảm tất cả các thiết bị làm sạch dung dịch hoạt động tốt
4.1.3 Kinh nghiệm làm sạch vó bùn
> Trong thuc tế, vỏ bùn được làm sạch qua một số cách và qua đó làm giảm thiểu khả năng kẹt dính cần do chênh áp:
= Khi khoan, cần khoan đang quay sẽ đè lên một phía thành giếng khoan và làm sạch vỏ bùn chỗ đó.
= Khi kéo thả cần kiểm tra thân giếng, các định tâm và choòng khoan sẽ làm sạch một mảng lớn vỏ bùn trên thành giếng.
= Khoan doa là cách tốt nhất dé làm sạch vỏ bùn nhưng tốn nhiều thời gian nhất.
= Mot phương pháp khác có thé làm sạch vỏ bùn là dùng chối quét.
> Ngâm cầu hỗn hợp dung dịch (dầu) để giải phóng cột cần bị kẹt dính. Đây là một hỗn hợp gom chất có hoạt tính bề mặt, chất tạo nhũ tương và chất lỏng góc dầu (hoặc dầu diesel).
= Cầu dung dich này làm giảm lực tác dụng bề mặt giữa thành giếng khoan và cột cần khoan, nó cũng thấm vào vỏ bùn trên thành giếng và tạo sự tách vỏ bùn khỏi thành giếng.
= Ti trọng của cầu dung dịch phải nhẹ hon tỉ trọng của dung dich khoan Trong trường hợp này sự giảm áp lực thủy tĩnh có thé là một yếu tô quan trọng cần phải xem xét.
— Sự thành công của việc ngâm câu hỗn hợp dung dịch (dau) giải phóng cần phụ thuộc vào:
= Thể tích của cầu phải bao phủ được tất cả cột cần khoan bên dưới điểm kẹt Thường thường, phải sử dụng tăng 1,5 lần thé tích để tính cả sự mở rộng thành giếng khoan.
= Hỗn hợp được bơm vao vành xuyến đến điểm kẹt và dé lại khoản 1,5-5.0 m3 trong cột cần khoan Sau mỗi 0,5 giờ lại đây 0,1-0,5 m3 hỗn hop ra ngoài và liên tục doa cùng với quay cột cần khoan (8-
= (au hỗn hợp dung dịch phải được ngâm ít nhất 8 giờ cho ngắm tác dụng trước khi bơm hết ra ngoài Khi bơm rửa cầu dung dịch cần phải bơm từ từ (5-101/s), chờ áp suất 6n định sau 10-15 phút mới tiếp tục tăng lưu lượng lên từ từ để tránh tạo ra sự sập lở thành giếng khoan.
= Néu cần khoan không được giải phóng sau 40 giờ thì tiến hành ngâm thì có thể nghỉ tới phương án cắt cần và khoan thân hai.
= (au hỗn hợp dung dịch can phải được bơm càng sớm càng tốt ngay sau khi cột cần khoan bị kẹt.
4.2 Giới thiệu về giếng khoan 7X [2]
Giêng khoan 7X gồm 4 đoạn khoan và 4 cấp ống chống: e Đoạn khoan 26”, chồng ống 20”: đoạn này khoan đến độ sâu 250m. e Đoạn khoan l71⁄2”, chống ống 13 3/8”: đoạn này khoan từ độ sâu 250m đến độ sâu 969m. e Đoạn khoan 12 1⁄4”, chống ông 9 5/8”: đoạn này khoan từ độ sâu 1969m đến độ sâu 3457m. e Đoạn khoan 8 1⁄2”, chống ống lửng 7”: đoạn này khoan qua tang sản phẩm từ độ sâu 3457m đến 4062m
5 Š = KBUBAJICHT BI TDA7IH€HTOB KOHCTPYKUMA Tnotu.
S : J[ọT010T.| Ê 1AB.IeHnn Pru, PTDH Pa-pa m 3 § © | xononKa | 5 (riew))
H ' : ơ L- Mop.Bona oO dal 200 › Prpn= 1,3Pr O71 Ln |@120 p.BOA
3100 ap =1,15-1,20Pr a ®245MMˆ - @3100M 1,20 0,02 lẻ 130 0,02 3265 rà
Om, | Exc Page liliper EB 1,34- 1,42
3428 i; aed ~ ®178w @3428Hình 4.1: Cột địa tang và cấu trúc giếng khoan.
Casing Point #711mm 4E 120 MD 120 TVD
265 MD 265 TVD ơ fo Ne 1800097 " ễ,ễỎ Í Tp
‘Casing Point #340mm EOC #1 (3D-S) 4969 MD 1800 TVD : 769MD 748 TVD 2s7ss 21072°az -
Top of casing #178mm 3246 MD 2920 TVD ae :— 28.75° 210.72°az
_ 1312 departure : š KOP #2 ị £ 3333 MD 2997 TVD m,A