Đồ Án Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ Sư Tử Trắng bể Cửu Long

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

1

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

2

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

3

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

4.4 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

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

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

6

29 Hình 3.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng 44

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

38 Hình 4.4 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân

63

41 Hình 4.7

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)

65

42 Hình 4.8

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)

66

43 Hình 4.9

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)

67

44 Hình 4.10

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)

7

47 Hình 4.13 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng

dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi) 70

48 Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân

49 Hình 4.15 Trọng lượng dung dịch khoan tương đương

50 Hình 4.16

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”

73

51 Hình 4.17

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)

75

52 Hình 4.18

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)

75

53 Hình 4.19

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)

76

54 Hình 4.20

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)

76

55 Hình 4.21

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)

77

56 Hình 4.22

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)

78

57 Hình 4.23

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)

78

58 Hình 4.24 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng

dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580psi) 79

8

DANH MỤC BẢNG BIỂU

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

2 Bảng 1.2 Ứng dụng công nghệ MPD ở một số quốc gia

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

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 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4”

với điểm cố định áp suất tại đáy giếng 68

9 Bảng 4.7 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4”

với điểm cố định cố định áp suất tại tập ILM 69

10 Bảng 4.8 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn

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

12 Bảng 4.10 Thông số hoạt động đoạn thân giếng

8-1/2”với điểm cố định áp suất tại 3833 mMD 77

13 Bảng 4.11 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn

14 Bảng 5.1 Dữ liệu khoan mỏ Cá Ngừ Vàng 84

15 Biểu đồ

5.1

Chi phí khoan đoạn thân giếng 8-1/2” trước

và sau khi sử dụng công nghệ MPD 85

9

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH

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

CBHP Constant bottom-hole pressure Cố định áp suất đáy giếng

CLJOC Cuu Long Joint Operation

DGD Dual gradient drilling Khoan tỷ trọng kép

ECD Equivalent circulating density Tỷ trọng tuần hoàn tương

đương EMW Equivalent mud weight Tỷ trọng dung dịch tương

đương ESD Equivalent static density Tỷ trọng tuần hoàn tĩnh tương

đương

FG Fracture gradient Gradient vỡ vỉa

HPHT High pressure high temperature Nhiệt độ, áp suất cao

PMCD Pressurized mud cap drilling Khoan mũ dung dịch

PPG Pound per gallon Pound/ga-lông, đơn vị tỷ trọng hệ Anh-Mỹ PWD Pressuring while drilling Đo áp trong khi khoan

RCD Rotating control device Thiết bị đối áp xoay

ROP Rate of penetration Tốc độ cơ học khoan

10

SBP Surface back pressure Đối áp bề mặt

SBM Synthetic based mud Dung dịch khoan tổng hợp SPP Standpipe pressure Áp suất ống đứng

TVD True vertical depth Chiều sâu thẳng đứng WBM Water based mud Dung dịch khoan gốc nước

11

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

12

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

13

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

14

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:

15

 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

16

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

17

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 -

18

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

19

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

20

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

21

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

22

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 H 2 S

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

23

 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

24

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

25

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

26

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

Nhà

thầu Vị trí

Tầng đối tượng

Dạng phức tạp

Phương pháp MPD

Hệ thống thiết bị

Loại giàn khoan Cửu

Long

JOC

Bể Cửu Long

Granite nứt nẻ Kick khí RFCD

RMDI (RCD)

Granite nứt nẻ

Kick, mất tuàn hoàn CBHP

Sét két, cát kết, bột kết,

đá vôi, tầng móng

Mất tuần hoàn, kẹt cần, kick khí

Đá vôi Limestone, Carbonate

Mất tuần hoàn, kick khí

7800

Tự nâng, giàn bán chìm Plains

Việt

Nam

Lô 124

Bể Phú Khánh

Đá vôi Carbonate

Mất tuần hoàn, kick khí

7800

Giàn bán chìm

27

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

Quốc gia Phương pháp Số lượng Loại giàn Việt Nam

Brunei HSE – HPHT 3 Giếng Tự nâng, đất liền

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

29

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

31

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

32

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:

33

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

34

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

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

36

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

37

Hình 2.13 Thao tác lắp Trục quay sử dụng BRT

2.2 Hệ thống MPD

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

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

38

39

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

 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