Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan ST-X cấu tạo sư tử trắng

II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Nhiệm vụ của đề tài: Trên cơ sở nghiên cứu về các phương pháp khoan kiểm soát áp suất và các đặc điểm về địa chất, kỹ thuật và điều kiện thi công của giếng ST-

VẤN ĐỀ THỰC TIỄN VÀ TÍNH CẤP THIẾT CỦA ĐỀ TÀI

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 Cá Ngừ Vàng… một loạt cấu tạo mới được phát hiện với tiềm năng dầu khí như Tê Giác Đen, Sư Tử Trắng…Các giếng khoan cũng vươn tới những vùng khó khăn phức tạp hơn như vùng có áp suất cao nhiệt độ cao (HPHT), vùng mỏ mất dung dịch trầm trọng, vùng có thành hệ yếu dễ sập lở…

Trong quá trình thi công các giếng khoan, các sự cố thường xảy ra là kẹt cần, sập lở thành giếng khoan, mất dung dịch, kích khí… do các nguyên nhân chủ quan và khách quan, đặc biệt là ở các giếng có nhiệt độ cao và áp suất cao, dẫn tới mất an toàn trong quá trình thi công Mặt khác, chi phí để giải quyết, khắc phục sự cố là rất lớn nhưng đôi khi không đạt được kết quả, thậm chí phải dừng khoan và đóng giếng

Do đó, việc nghiên cứu và đưa ra các giải pháp công nghệ dựa trên các kỹ thuật tiên tiến nhằm đảm bảo an toàn và hạn chế tối đa các sự cố khi thi công khoan các giếng có địa chất phức tạp như các giếng nhiệt độ cao, áp suất cao là yêu cầu cấp thiết

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất với các ưu điểm nổi bật là ngăn ngừa và khống chế các sự cố do áp suất, giảm nhiễm bẩn vỉa sản phẩm, giảm chi phí và thời gian phi sản xuất hoàn toàn là một giải pháp phù hợp Hiện nay, công nghệ khoan kiểm soát áp suất đã và đang được ứng dụng ngày càng nhiều ở Việt Nam và trên thế giới nhờ các ưu điểm của nó Đã có các nghiên cứu về ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho các giếng ở các cấu tạo như Tê Giác Đen, Hải Thạch Mộc Tinh, Cá Ngừ Vàng…Tuy nhiên, nghiên cứu về ứng dụng cho công nghệ này ở các giếng áp suất cao, nhiệt độ cao còn ít, việc nghiên cứu khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-X trong cấu tạo Sư Tử Trắng là chưa có nên đề tài “Ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng

ST-X cấu tạo Sư Tử Trắng”được thực hiện nhằm giải quyết nội dung đó

MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU

Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất hợp lý cho giếng khoan ST-X thuộc cấu tạo Sư Tử Trắng và các giếng có điều kiện địa chất tương tự để đề phòng các phức tạp, giảm thiểu các sự cố và rủi ro trong quá trình thi công nhằm giảm giá thành giếng khoan và đảm bảo an toàn trong quá trình thi công.

PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

i Tổng hợp và phân tích các tài liệu, báo cáo nghiên cứu khoa học trong và ngoài nước về đề tài ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất và địa tầng giếng khoan ST-X ii Thống kê số liệu thực tế, so sánh kết quả các giếng khoan đã ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất với các giếng không áp dụng công nghệ này trong cùng cấu tạo và các vùng lân cận tương đồng về địa chất iii Kế thừa các nghiên cứu về công nghệ khoan kiểm soát áp suất, kết hợp với thực tế điều kiện thi công giếng khoan ST-X để đề xuất ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất hợp lý.

Ý NGHĨA ĐỀ TÀI

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: Đề tài “Ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-X cấu tạo Sư Tử Trắng” thực hiện trên cơ sở khoa học về phân tích các yếu tố địa chất của giếng có áp suất cao và nhiệt độ cao, tổng hợp các sự cố đã xảy ra ở các giếng cùng cấu tạo và điều kiện tương đồng, kết hợp với việc phân tích đánh giá ứng dụng các giải pháp công nghệ khoan kiểm soát áp suất hợp lý nhằm giảm thiểu sự cố, rủi ro và giá thành cho giếng khoan ST-X Như vậy khi giải quyết tốt nhiệm vụ này sẽ mang ý nghĩa khoa học và thực tiễn.

TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU

Benjamin Gedge et al (2014) The Deployment of Managed Pressure Drilling Technology, to Assist in the Development of Offshore HPHT Gas Condensate Fields in Vietnam-Planning, Engineering, and Implementation SPE-171429-MS

Bài báo báo cáo kết quả ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất vào việc hỗ trợ quá trình thi công khoan các giếng khí, condensate có nhiệt độ cao, áp suất cao của các mỏ ở Việt Nam do Bien Dong POC và Cuu Long JOC điều hành Trong đó, trình bày kết quả thi công thực tế của các giếng khi ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất

Kết quả quá trình thi công các giếng cho thấy sự thành công khi ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho các giếng có áp suất cao, nhiệt độ cao bằng cách kiểm soát tốt tỷ trọng tuần hoàn tương đương, phát hiện sớm kích khí và giữ áp suất đáy không đổi làm giảm rủi ro trong quá trình khoan, giảm thời gian khắc phục sự cố (NPT) cho phép khoan an toàn và hiệu quả hơn qua các vùng phức tạp

Nguyễn Văn Khang (2010) Nghiên cứu úng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen Luận văn Thạc sĩ Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM Đề tài nghiên cứu đưa ra khả năng áp dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X và đề xuất giải pháp khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen

Kết quả là đề xuất giải pháp khoan kiểm soát áp suất với ứng dụng công nghệ khoan với áp suất đáy giếng không đổi (CBHP) cho giếng khoan TGD-2X Kiến nghị tiếp tục nghiên cứu dạng ứng dụng khoan hai tỷ trọng cho công tác khoan ở vùng nước sâu

Felbert Palao (2008) Application of MPD Sys tem to Overcome the Consequences of Lost Circulation Report of Hoan Vu JOC Weatherford Viet Nam

Tồng hợp, đánh giá các kết quả áp dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất thành công cho khoản khoan qua tầng móng nứt nẻ và hang hốc có áp suất dị thường thấp nhằm khống chế và loại bỏ sự cố phức tạp mất dung dịch vào tầng sản phẩm cho giếng ở mỏ Cá Ngừ Vàng.

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG

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 1.1 Vị trí địa lý mỏ sư tử trắng [1]

Hiện nay Mỏ Sư Tử Trắng được điều hành bởi Công ty Liên Doanh điều hành Cửu Long (CLJOC) 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 và tiến hành khai thác với các giếng phát triển ST-1P, ST-2P, ST-3P, ST-4P và đang tiếp tục thi công khoan hai giếng (trong đó có giếng ST-X), dự kiến hoành thành vào tháng hai năm 2016

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 Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Sư Tử Trắng (Hình 3.2) được mô tả theo thứ tự từ đá già tới đá trẻ như sau:

T ậ p F (Oligoxen d ướ i, Đ i ệ p Trà Cú d ướ i): 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

T ậ p E (Oligoxen d ướ i, Đ i ệ p 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

Tr ầ m tích Oligoxen d ướ i ( Đ i ệ p Trà Cú, t ậ p 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

Tr ầ m tích Oligoxen trên ( Đ i ệ p Trà Tân, t ậ p 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

Tr ầ m tích Neogen và Đệ T ứ

Tr ầ m tích Mioxen d ướ i ( Đ i ệ p B ạ ch H ổ , t ậ p 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

Tr ầ m tích Mioxen gi ữ a ( Đ i ệ p Côn S ơ n, t ậ p 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

Tr ầ m tích Mioxen trên ( Đ i ệ p Đồ ng Nai, t ậ p 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

Tr ầ m tích Plioxen – Đệ T ứ ( Đ i ệ p Bi ể n Đ ông, t ậ p 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

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Trắng [1]

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 1.4 Kết quả đo log độ thấm [1]

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 1.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng [1]

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.

KẾT QUẢ THI CÔNG CÁC GIẾNG CÙNG CẤU TẠO SƯ TỬ TRẮNG

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

Khi khoan các giếng phát triển (ST-1P, ST-2P, ST-3P, ST-4P) ở các đoạn 8-1/2” và 6” đã gặp các sự cố như thành hệ bị bó hẹp (khi kéo thả) do hiện tượng “balloon” , hiện tượng khí xâm nhập khi tiếp cần do áp suất vỉa ở tập D cao hơn dự kiến, mất dung dịch khi khoan tới độ sâu mục tiêu của đoạn 8-1/2” và 6”

Hình 1.6 Các sự cố khi thi công giếng ST-1P [3]

Hình 1.7 Các sự cố khi thi công giếng ST-2P [3]

Hình 1.8 Các sự cố khi thi công giếng ST-3P [3]

Hình 1.9 Các sự cố khi thi công giếng ST-4P [3]

Với điều kiện địa chất phức tạp của các giếng ở 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 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 áp suất là một giải pháp phù hợp, giải quyết thành công những phức tạp cho các giếng khoan HPHT ở cấu tạo Sư Tử Trắng.

CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT

KHÁI NIỆM CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT

2.1.1 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 2.1 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 2.1 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 2.2 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan ở hai trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn

Hình 2.2 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 2.3)

Hình 2.3 Phức tạp trong giếng có cửa sổ áp suất hẹp

2.1.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất

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.” [9] 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 áp suất dòng hồi 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

2.2 CÁC DẠNG ỨNG DỤNG CỦA CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT

2.2.1 Ứng dụng khoan với áp suất đáy giếng không đổi (Constant Bottom- Hole Pressure CBHP)

Quá trình khoan qua vùng cửa sổ áp suất hẹp tiềm ẩn nhiều rủi ro và sự cố Sự gia tăng áp suất ma sát vành xuyến khi giếng ở trạng thái tuần hoàn làm tăng nguy cơ mất dung dịch Khi giếng ngừng tuần hoàn, cột áp suất thủy tĩnh lại nằm dưới giá trị áp suất thành hệ và hiện tượng kick có thể xảy ra (như hình 2.3) Mất dung dịch và kích làm gia tăng thời gian phi sản xuất để xử lý, tăng chi phí khoan và rủi ro an toàn tăng cao

CBHP được sử dụng để kiểm soát chính xác áp suất sao cho áp suất đáy giếng luôn luôn nằm trong vùng giới hạn cửa sổ áp suất hẹp, giảm thiểu sự chênh lệch áp suất nhằm ngăn ngừa sự cố do áp suất thay đổi đột ngột Nhờ đó giảm thiểu thời gian phi sản xuất (Non Productive Time) và cho phép lắp đặt chân đế ống chống sâu hơn và ít lớp ống chống hơn (vì khi khoan qua thành hệ không ổn định và không thể xử lý được sự cố nhà thầu quyết định chống thêm ống chống lửng (không mong đợi) nhằm cách ly thành hệ và giải quyết sự cố)

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 2.4 Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP Đối với khoan kiểm soát áp suất, áp suất đáy giếng bao gồm ba thành phần đó là áp suất thủy tĩnh, áp suất ma sát vành xuyến và áp suất van điều áp bề mặt Áp suất van điều áp được sử dụng như một tham số để kiểm soát áp suất đáy giếng Khi giảm tốc độ và dừng bơm để tiếp cần, giá trị áp suất ma sát giảm hoặc không tồn tại, một giá trị áp suất bề mặt được áp dụng để bù vào phần mất áp suất do ma sát Khi bơm được khởi động lại và tăng tốc độ, áp suất ma sát sẽ tăng (ECD tăng), BHP sẽ tăng theo, điều cần làm là giảm áp suất bề mặt đi một giá trị nhất định sao cho có thể duy trì BHP ổn định (xem hình 2.5)

Hình 2.5 Sự thay đổi áp suất trong khoan CBHP

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 áp suất dòng hồi 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 áp suất dòng hồi 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 áp suất dòng hồi 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

2.2.2 Ứng dụng khoan với mũ dung dịch tạo áp (Pressurized Mud Cap Drilling-PMCD)

PMCD được ứng dụng để xử lý sự cố mất dung dịch nặng hoặc mất tuần hoàn có thể kéo theo sự cố kẹt cần hoặc chất lưu xâm nhập từ tầng trên Đối tượng xử lý chính của ứng dụng là các tầng đá móng nứt nẻ, tầng đá vôi hang hốc (ví dụ như tầng đá vôi hang hốc Limestone ở bể Nam Côn Sơn)

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT

ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CỦA CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG ST-X

3.1.1 Phân tích đặc điểm giếng ST-X

Dựa trên phân tích các yếu tố như nhiệt độ, áp suất, địa tầng của giếng khoan ST-

X kết hợp với dữ liệu thực tế khi thi công các giếng khoan trước (đã trình bày ở chương I) để đánh giá các rủi ro, phức tạp có thể dẫn tới sự cố khi thi công khoan giếng ST-X a) Vị trí và cột địa tầng giếng khoan ST-X

Giếng ST-X 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 đồng thời kiểm tra mức độ liên kết với giếng ST-2P ở tầng Oligocen F Cấu tạo Sư Tử Trắng đã được thẩm định qua các giếng thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X, ST-4X và đã hoàn thành khai thác pha một qua các giếng ST-1P, ST-2P, ST-3P và ST-4P Sơ đồ phân bố các giếng như hình bên dưới

Hình 3.1 Sơ đồ phân bố các giếng trong cấu tạo Sư Tử Trắng [2]

Giếng ST-X khoan qua các địa tầng với mục tiêu đáy giếng là 4974.5mMD/4150mTVDss như hình bên dưới:

Hình 3.2 Cột địa tầng giếng ST-X [2]

Hình 3.3 Mặt cắt địa chất của giếng ST-X [2]

Như đã phân tích ở trên, điều kiện địa chất của mỏ Sư Tử 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 thể gây ra hiện tượng sập lở thành giếng khoan

- Các đất đá trầm tích nhiều sét trong tầng Mioxen dưới và tầng Oligoxen có thể gây bó hẹp thành giếng khoan do sự trương nở của sét

- Nhiệt độ cao và dị thường áp suất cao, sự phức tạp và không đồng nhất về phân bố áp suất trong tầng Oligoxen có thể gây ra hiện tượng kick và những phức tạp đáng kể khác cho công tác khoan b) Biểu đồ nhiệt độ dự kiến:

Hình 3.4 Gradient nhiệt độ dự kiến [2]

Biểu đồ nhiệt độ dự kiến giếng ST-X (Hình 3.4) được tính toán từ các kết quả thăm dò khảo sát và dữ liệu của các giếng trong khu vực cấu tạo Sư Tử Trắng Gradient nhiệt độ của mỗi giếng trong khu vực khác nhau thay đổi trong khoảng 3,32 ÷ 3,61 o C/100mTVD Nhiệt độ cao nhất của giếng ST-X dự kiến có thể lên đến 170 0 C ở 4150mTVDss (TD) với gradient nhiệt độ khoảng 3.43 0 C/100m

So sánh với gradient nhiệt độ của khu vực này với Lô 01&02 (2,78 ~ 3,3 o C/100mTVD), Lô 15-2 (2,8 ~3,2 0 C/100mTVD) và mỏ Rồng (2,7 ~3,5 o C/100mTVD), có thể thấy gradient nhiệt độ của giếng ST-X là tương đối 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 Cần lưu ý về khả năng giãn nở nhiệt của dung dịchvì tỉ trọng và tính chất lưu biến của dung dịch thay đổi rất nhanh ở những vị trí khác nhau trong giếng dẫn tới thay đổi vể tỉ trọng tuần hoan tương đương gây ra khó khăn trong công tác kiểm soát áp suất đáy giếng c) Biểu đồ áp suất dự kiến:

Hình 3.5 Biểu đồ áp suất dự kiến của giếng ST-X [2]

Biểu đồ áp suất dự kiến của giếng ST-X được xây dựng dựa trên các dữ liệu thực tế từ các giếng ST-1P, 2P, 3P, 4P Trong đó, áp suất vỉa từ trên xuống tới tập D-seq (Lower Tra Tan) là 8.4ppg, sau đó tăng dần và đạt 13.21ppg trong tập D-sand Theo mô hình ban đầu, áp suất vỉa tối đa ở tầng khai thác E-sand là 13.2ppg và tầng F-sand là 12.7ppg Tuy nhiên, do mỏ Sư Tử Trắng đã khai thác trong hai năm với 4 giếng ST- 1P, ST-2P, ST-3P, ST-4P dẫn tới áp suất suy giảm trong tầng khai thác E-sand và F- sand nên áp suất vỉa và vỡ vỉa của giếng ST-X ở tầng F-sand cũng suy giảm tương ứng là 1000psi như hình bên dưới Theo mô hình ứng suất đất đá cho giếng ST-X dự đoán không có suy giảm ở tập E-sand tuy nhiên theo thực tế thi công các giếng trước, hiện tượng mất dung dịch đã xảy ra khi chống ống lửng 7” qua tầng này do thành hệ yếu và áp suất vỡ vỉa thấp hơn dự kiến Cần có phương án dự phòng cho trường hợp này

Hình 3.6 Mô hình áp suất ban dầu và mô hình áp suất suy giảm do khai thác [2]

Tầng khai thác F-sand tương ứng với đoạn khoan 6” Do áp suất suy giảm nên cửa sổ áp suất của đoạn này trở nên hẹp hơn

Hình 3.7 Cửa sổ áp suất của giếng ST-X [2]

Dựa trên phân tích các yếu tố về địa tầng, nhiệt độ, áp suất cho thấy giếng ST-X có các rủi ro, phức tạp có thể dẫn tới sự cố khi thi công khoan giếng như sau:

- 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

- Cửa sổ áp suất tầng khai thác hẹp và phức tạp do nằm trong vùng mỏ suy giảm dẫn tới khả năng mất dung dịch và mất ổn định thành giếng khoan khi thi công qua đoạn này 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 dung dịch

Vậy vấn đề đặt ra là kiểm soát áp suất đáy giếng một cách chính xác trong giới hạn an toàn của cửa sổ áp suất khi thi công qua tầng có cửa sổ áp suất hẹp và sụt giảm về áp suất do hiện tượng mỏ suy giảm do khai thác (đoạn 8-1/2” và 6”) của giếng ST-

X để tránh các rủi ro về kiểm soát giếng như mất dung dịch hoặc kích khí có khả năng gặp phải như khi thi công các giếng trước cùng cấu tạo

3.1.2 Phân tích các dạng công nghệ khoan kiểm soát áp suất để ứng dụng giải quyết tích cực các vấn đề phức tạp trong thi công giếng ST-X

Trong xu hướng công nghệ khoan kiểm soát áp suất được ứng dụng ngày càng nhiều trên thế giới, công nghệ này đã được đưa vào ứng dụng thành công tại vùng bồn trũng Cửu Long ngoài khơi Việt Nam Hiện nay, ba ứng dụng của công nghệ này được ứng dụng ở Việt Nam là khoan điều khiển dòng hồi dung dịch, khoan với áp suất đáy không đổi và khoan với mũ dung dịch tạo áp Cả ba ứng dụng này đã được ứng dụng để khoan qua các tầng có phức tạp áp suất ở các mỏ khác nhau (đã trình bày ở chương I) và mang lại thành công trong việc giải quyết các phức tạp và sự cố khác nhau nhờ vào các đặc tính riêng biệt của các ứng dụng Ứng dụng khoan điều khiển dòng hồi

Năm 2003, nhà thầu Cửu Long JOC đã sử dụng thiết bị kiểm soát xoay hướng dòng (Rotating Marine Diverter Insert) khi khoan qua tầng đối tượng đá móng granite nứt nẻ, cho phép tuần hoàn lượng chất lưu xâm nhập ra khỏi giếng một cách an toàn hơn khi nó không đi lên đến sàn khoan và cần khoan vẫn có thể di chuyển trong quá trình xử lý lượng chất lưu không mong muốn này Các thiết bị khoan kiểm soát áp suất trong tình huống này cho thấy những lợi ích của một hệ thống đóng kín có thể tạo áp thay vì một hệ thống đường hồi dung dịch đơn giản mở ra thông với không khí trong khoan truyền thống

Thiết bị RMDI là một thiết bị kiểm soát xoay với một thiết bị tiếp hợp để hỗ trợ làm kín bên trong, RMDI được sử dụng trên giàn khoan tự nâng (jackup) và giàn cố định Platform Khi được lắp đặt trên giàn, RMDI cho phép vận hành quy trình khoan với một lượng lớn cần khoan, đáp ứng mục tiêu an toàn sức khỏe và môi trường với hệ thống dòng hồi dung dịch được làm kín Thiết bị RMDI sử dụng bộ ổ chắn và làm kín dòng 9000, với khả năng chịu đựng áp suất động và tĩnh tại bề mặt là 500psi

Phương pháp này chỉ được sử dụng như một biện pháp an toàn khi khả năng khí xâm nhập thường xuyên xảy ra khi khoan trong các giếng đã biết trước có khí độc Khi giếng được đóng lại, hệ thống thiết bị khoan kiểm soát áp suất sẽ ngăn dòng khí không đi lên sàn khoan tránh gây cháy nổ và ngăn dung dịch trào ra đầu ống nối ngắn (bell nipple) của ống bao Kỹ thuật kiểm soát giếng ở đây vẫn không thay đổi so với khoan truyền thống là dựa trên sự phát hiện tăng dòng hồi dung dịch hoặc tăng mực dung dịch ở các bể chứa

CƠ SỞ TÍNH TOÁN CỦA CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT 49

Hình 3.10 Cửa sổ áp suất

Cửa sổ áp suất được tạo thành bởi hai giới hạn của áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa Trong quá trình khoan ta duy trì áp suất đáy giếng sao cho nó lớn hơn áp suất vỉa và nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa Nếu áp suất đáy giếng nhỏ hơn áp suất vỉa thì chất lưu vỉa sẽ xâm nhập vào giếng gây nên kích Nếu áp suất đáy giếng lớn hơn áp suất vỡ vỉa sẽ gây mất dung dịch (xem hình 3.10) Khi mất dung dịch nhiều quá sẽ làm cho áp suất thuỷ tĩnh của cột dung dịch khoan trong giếng giảm mạnh dẫn đến áp suất đáy giếng nhỏ hơn áp suất vỉa và chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng

Khi xem xét cửa sổ áp suất, các đường biên an toàn thường được sử dụng theo yếu tố chủ quan, đó là ranh giới kéo thả và ranh giới kích (kick/ trip margins) Trong khi đó, nếu áp dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất phù hợp thì có thể không cần xem xét đến các ranh giới an toàn này nghĩa là có thể điều chỉnh giá trị áp suất đáy giếng gần áp suất thành hệ hoặc áp suất vỡ vỉa hơn Thông số duy nhất có thể dùng để điều chỉnh cửa sổ áp suất là hình dạng thân giếng Nói cách khác, lựa chọn độ sâu đặt chân đế ống chống là phương tiện thiết yếu để kiểm soát cửa sổ áp suất

3.2.2 Phân tích các thông số thủy lực của công nghệ khoan kiểm soát áp suất

Khác với khoan truyền thống, khoan kiểm soát áp suất là một hệ thống kín và có thể tạo ra hay điều chỉnh áp suất bề mặt trong khoảng không vành xuyến dựa vào các thông số như áp suất ma sát vành xuyến (annular frictional losses-AFL), áp suất dòng hồi tại bề mặt (back pressure-BP), áp suất thủy tĩnh (hydrostatic head-HH) và tổn thất áp suất tại các choke (choke line-CL) Áp suất đáy giếng sẽ bị tác động bởi tỷ trọng, đặc tính lưu biến của dung dịch khoan, lưu lượng tuần hoàn, khả năng vận chuyển mùn khoan, hình dạng giếng và hình thể chuỗi cần khoan Ảnh hưởng của các thông số này đến áp suất đáy giếng là khác nhau, đồng thời chúng cũng tác động qua lại với nhau

Vì vậy, cần có sự cân nhắc kĩ cho việc chọn thông số nào để điều chỉnh áp suất thành giếng trong suốt quá trình khoan để có thể thiết kế một ứng dụng khoan kiểm soát áp suất phù hợp

Tính áp suất đáy giếng (bottomhole pressure-BHP), dùng công thức sau [11] : BHP(psi) = HH(psi) + AFL(psi) + BP(psi) + CL(psi) (3.1)

Cột áp thủy tĩnh (hydrostatic head-HH) phụ thuộc vào tỷ trọng dung dịch (mud weight-MW) và chiều sâu thẳng đứng thật của giếng (true vertical depth-TVD):

HH(psi) = 0.0052 xMW(ppg) xTVD(ft) (3.2)

Cột áp thủy tĩnh (hydrostatic head-HH) còn phụ thuộc vào đặc tính thành hệ và tốc độ khoan cơ học (rate of penetration-ROP) Đặc tính thành hệ thể hiện qua tỉ trọng mùn khoan (cutting density-CD), tốc dộ khoan cơ học thể hiện qua mật độ mùn khoan (cutting concentration-CC) trong cột lưu chất khi khoan [11] :

HH(psi) = 0.0052x[(1 – CC)xMW(ppg) + 8.345xCCxCD]xTVD(ft) (3.3)

Tải trọng do mùn khoan gây ra có ảnh hưởng trực tiếp đến mômen xoắn và mômen trượt Lưu lượng tuần hoàn tăng thì mật độ mùn khoan trong vành xuyến giảm, BHP giảm Nhưng khi mật độ mùn khoan giảm tới một mức giới hạn, khi đó nếu tăng lưu lượng tuần hoàn thì BHP lại tăng Sự thay đổi này là do khi tăng lưu lượng tuần hoàn thì ma sát động chiếm ưu thế hơn Khi lưu lượng tuần hoàn tăng vượt qua một giới hạn nào đó, dòng chảy chuyển từ trang thái chảy tầng sang chuyển tiếpvà chảy rối, điều này làm BHP tăng đột ngột Khi lưu lượng tuần hoàn không đủ mùn khoan bắt đầu tích tụ và làm cho cột dung dịch trong vành xuyến nặng hơn

Trong điều kiện khoan, áp suất ma sát vành xuyến (annular frictional losses- AFL) phụ thuộc vào các tham số như lưu lượng (Q), chế độ dòng chảy, chiều dài chuỗi cần, tính lưu biến và đường kính thủy lực

Với các chế độ dòng chảy khác nhau, tính lưu biến được tính thông qua các mô hình khác nhau Ngày nay, hầu hết các dung dịch khoan được cho là tuân theo mô hình của Herschel-Bulkley (mô hình mũ điều chỉnh) hơn so với các mô hình khác (mô hình chất lỏng dẻo Bingham, mô hình hàm mũ) Tính lưu biến của dung dịch khoan đóng vai trò quan trọng trong việc kiểm soát đáy giếng Hầu hết các dung dịch khoan đang sử dụng có giá trị giới hạn chảy khác không gây ra bước nhảy áp suất đột ngột khi bắt đầu bơm (tăng đột ngột) và khi bắt đầu dừng bơm (giảm đột ngột)

Theo mô hình Herschel-Bulkley, các thông số của tính lưu biến gồm có:

R: tham số về tính lưu biến ( R=0 Power-Law, R=1 Plastic Bingham, 0