PMCD- Khoan mũ dung dịch có áp

Kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất được áp dụng tại tầng móng giếng HSD- BM- 6P do các kỹ sư khoan của công ty khoan dịch vụ nước sâu PVD Well Services

LỜI CẢM ƠN

Trên thực tế không có sự thành công nào mà không gắn liền với những sự hỗ trợ, giúp đỡ dù ít hay nhiều, dù trực tiếp hay gián tiếp của người khác Trong suốt thời gian từ khi bắt đầu thực tập tại công ty dịch vụ khoan dầu khí PVD Well Services đến nay, em đã nhận được rất nhiều sự quan tâm, giúp đỡ của Ban lãnh đạo quý công ty, gia đình và bạn bè Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, em xin gửi đến quý Thầy Cô ở Khoa Dầu khí trường đại học Mỏ - Địa Chất Hà Nội đã cùng với tri thức

và tâm huyết của mình để truyền đạt vốn kiến thức quý báu cho chúng em trong suốt thời gian học tập tại trường Và đặc biệt, trong thời gian này nếu không có những lời hướng dẫn, dạy bảo của các thầy cô trong trường, sự chỉ dạy và giải đáp tận tình của các anh trong công ty PVD Well Services thì em nghĩ đồ án tốt nghiệp này của em rất khó có thể hoàn thiện được Một lần nữa, em xin chân thành cảm ơn

Đồ án tốt nghiệp được thực hiện trong khoảng thời gian gần 3 tháng Bước đầu đi vào thực tế của em còn hạn chế và còn nhiều bỡ ngỡ Do vậy, không tránh khỏi những thiếu sót là điều chắc chắn, em rất mong nhận được những ý kiến đóng góp quý báu của quý Thầy Cô và các bạn học cùng lớp để kiến thức của em trong lĩnh

Em xin gởi lời cảm ơn chân thành và sự tri ân sâu sắc đối với các anh chị trong công ty PVD Well Services đặc biệt là hai anh Vũ Hồng Đức, Bùi Trung Dũng – chuyên viên khoan kiểm soát áp suất đã tạo điều kiện thuận lợi nhất cho em để em

có thể hoàn thành tốt chuyến thực tập tại công ty Và em cũng xin chân thành cám

ơn thầy T.S Nguyễn Thế Vinh – Trưởng khoa Dầu khí trường Đại học Mỏ - Địa Chất đã nhiệt tình trực tiếp hướng dẫn hướng dẫn em hoàn thành tốt đồ án tốt nghiệp

Trong quá trình thực tập, cũng như là trong quá trình làm đồ án tốt nghiệp, khó tránh khỏi sai sót, rất mong các Thầy, Cô bỏ qua Đồng thời do trình độ lý luận cũng như kinh nghiệm thực tiễn còn hạn chế nên đồ án chắc chắn không thể tránh khỏi những thiếu sót, em rất mong nhận được ý kiến đóng góp Thầy, Cô để em học thêm được nhiều kinh nghiệm và sau này có thể ứng dụng vào thực tế sản xuất

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, ngày 5 tháng 4 năm 2016

Sinh viên thực hiện

Ngô Văn Khuê

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU

 Tổng quan về thi công các giếng khoan dầu khí hiện này

Tính tới thời điểm hiện tại thì dầu khí là một nguồn năng lượng quan trọng bậc nhất, góp mặt hầu hết trong mọi lĩnh vực đời sống từ giao thông vận tải, y tế thậm chí cả kinh tế chính trị mà hầu như chưa có một nguồn năng lượng nào khác xứng đáng thay thế cho vai trò của nó Qua thời gian, nhu cầu sử dụng nguồn năng lượng này càng tăng cao đặc biệt là những nước phát triển và đang phát triển Bằng chứng chỉ ra rằng lượng dầu mỏ tiêu thụ của Mỹ trong một ngày bằng tổng lượng dầu sản xuất được của Arabi Saudi – nước sản xuất dầu

mỏ thuộc hàng top đầu thế giới Nhưng vấn đề đặt ra là những nguồn hydrocarbon được khai thác trong điều kiện thuận lời đã dần bị cạn kiệt và yêu cầu đặt ra hoặc là tìm ra nguồn năng lượng mới thay thế hoặc là phát triển công nghệ mới cho phép khoan, tìm kiếm ra những vỉa dầu khí mà trước kia với công nghệ cũ thì nhiệm vụ được coi là bất khả thi

Trên thực tế, những vỉa dầu khí chưa được khai thác hầu hết tồn tại trong điều kiện khắc nghiệt, khó khăn cho công tác khoan như vùng nước sâu, vùng cực lạnh giá hay tác động phức tạp của dị thường nhiệt độ và áp suất Khi đó, chi phí thi công công giếng khoan khai thác dầu khí sẽ bị đội lên cao do liên quan đến thời gian phi sản xuất (NPT - thời gian chòong khoan không tham gia phá hủy đất đá, đó chình là thời gian tiếp cần, chống ống, cứu chữa sự cố,…), chi phí thuê giàn khoan ( thời gian đỉnh điểm có thể lên tới 1 triệu đô-la /1 ngày), ngoài ra tác động lớn đến môi trường nếu gặp sự cố trong khi khoan đặc biệt là khoan trên biển Vì vậy yêu cầu tối quan trọng được đặt ra cho cán bộ, nhân viên ngành dầu khí là:

 Giảm thiểu thời gian thi công;

 Ngăn chặn nguy cơ ảnh hưởng đến môi trường;

 Tiết kiệm chi phí đầu tư;

 Mang lại hiệu quả kinh tế tối đa;

Với những phương hướng và nhiệm vụ trên, sinh viên khoa Dầu khí nói chung và trường Đại học Mỏ - Địa chất nói riêng đang nỗ lực học tập, rèn luyện tích cực để tiếp thu, học hỏi áp dụng khoa học công nghệ mới để đóng góp một phần nhỏ bé cho sự phát triển bền vững của ngành Dầu khí

Công nghệ Khoan kiểm soát áp suất (MPD) đã được nghiên cứu và đưa vào ứng dụng trong ngành công nghiệp dầu khí trong nhiều năm qua Sự áp dụng và hiệu quả làm việc của giải pháp công nghệ MPD đã được chứng minh là có thể giúp đạt được tất cả các chỉ tiêu công nghệ và chỉ tiêu kinh tế đối với các giếng khoan ứng dụng công nghệ mới này.

 Nội dung, mục đích của đề tài.

“Thiết kế công nghệ khoan mũ dung dịch (PMCD) trong quá trình thi công giếng HSD-BM-6P mỏ Hải Sư Đen”.

- Về nội dung :

Đồ án tập trung chủ yếu vào phương pháp khoan mũ dung dịch có áp (PMCD) – một biến thể của phương pháp khoan kiểm soát áp suất (MPD) Nội dung được trình bày thành 4 chương, cụ thể từng chương như sau:

 Chương 1: Tổng quan về công nghệ khoan kiểm soát áp suất

 Chương 2: Phương pháp khoan mũ dung dịch có áp

 Chương 3: Sơ lược về mỏ Hải Sư Đen và giếng HSD-BM-6P

 Chương 4: Thiết kế công nghệ khoan mũ dung dịch có áp trong quá trình thi công giếng HSD-BM-6P mỏ Hải Sư Đen

- Mục đích : Tìm hiểu, giải thích và làm rõ những vấn đề sau của PMCD

 Nguyên lý làm việc;

 Điều kiện áp dụng;

 Thiết bị làm việc và phụ trợ;

 Thông số chế độ PMCD cho giếng khoan;

 Khả năng ứng dụng ở Việt Nam;

vành xuyến API American Petroleum Institute Viện dầu khí mỹ

B

BHP Bottom Hole Pressure Áp suất đáy giếng

BOPD

Barrels of oil per day Thùng dầu/ngàyBOP

Blowout Preventor Đối áp chống phun

C CBHP Constant Bottom Hole Pressure

Áp suất đáy không đổi

CMS Choke Manifold System Hệ thống van điều áp

dịch tương đươngESD Equivalent Static Density Tỷ trọng tĩnh tương

đương

F FMCD Floating Mudcap Drilling Khoan mũ dung

dịch nổi

H

HP Hydrostatic Pressure Áp suất thủy tĩnhHPHT High Pressure High Temperature Áp suất cao, nhiệt

độ cao

I IADC International Associated Drilling Hiệp hội các nhà

Contractor thầu khoan quốc tế

K KKVX Khoảng Không Vành Xuyến Khoảng không vành

xuyến

L

vành xuyếnLCM Lost Circulation Material Vật liệu chèn

M

MPD Managed Pressure Drilling Khoan kiểm soát áp suấtMGV Master Gate Valve Van thủy lực trung tâmMWD Measure While Drilling Đo trong khi khoan

N NPT Non Productive Time Thời gian không phá hủy đáO

OBD Overballanced Drilling Khoan trên cân bằng

P PMCD Pressurized Mud Cap Drilling Khoan sử dụng mũ dung dịch có áp

R

RCD Rotating Control Device Thiết bị đầu xoay kiểm soát áp suấtRFC Return Flow Control Kiểm soát dòng hồi

dung dịchROP RATE OF PENETRATION Tốc độ cơ học khoan

T

TOC TOTALL ORGANIC CARBON Tổng lượng cabon

hữu cơ

TVDSS TRUE VERTICAL DEPTH

SUBSURFACE

Độ sâu thực dưới mặt nước biển

DANH MỤC BẢNG BIỂU

DANH MỤC HÌNH VẼ

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT (MPD) 1.1 Lịch sử phát triển của khoan kiểm soát áp suất

Khoan kiểm soát áp suất không nên được xem là công nghệ mới đối với ngành dầu khi mà chỉ là áp dụng những thiết bị, dụng cụ mới trên cơ sở phát triển, nâng cấp, chuyển đổi những nguyên lý đã tồn tại trong công nghệ khoan truyền thống Để làm rõ điều này, chúng ta cần tìm hiểu rõ lịch sử và bối cảnh ra đời của MPD

Năm 1500, lần đầu tiên Leonardo da Vinci đã phác họa bản vẽ về một cỗ máy sử dụng cho việc khoan giếng Sau đó vào năm 1806, tháp khoan đập cáp đã được ra đời Năm 1859, Drake đã sử dụng động cơ hơi nước để khoan một giếng dầu thương mại đầu tiên ở bán cầu Tây Năm 1901, rất nhiều giếng được khoan ở trạng thái dưới cân bằng tại Texas, Mỹ Sau vài thập kỷ vận hành và thấu hiểu được lợi thế của việc khoan dưới cân bằng, đã đặt yêu cầu về việc điều khiển tốt hơn của dòng chất lưu xâm nhập do phải đối mặt với nguy cơ phun trào

Đầu quay di động được mô tả vào năm 1937 trong bản Catalog của công ty Shaffer Tool Vào năm 1960, đối áp xoay (RCD) cho phép giếng khoan hoạt động với chất lưu nén (khí dầu, không khí, sương và bọt) Khi đề cập đến khoan thổi khí

sẽ thấy những lợi ích sau: gia tăng tốc độ cơ học, kéo dài tuổi thọ choòng khoan, giảm chi phí sản xuất

Có rất nhiều ý kiến cho rằng MPD được trình bày lần đầu tiên vào ba hội nghị chuyên đề dị thường áp suất ở Đại học bang Louisiana giữa năm 1967 và 1972 Các hội nghị chuyên đề xem xét nguồn gốc và mức độ bất thường áp lực và làm thế nào để dự đoán áp suất và gradient nứt gãy từ dữ liệu có sẵn

Tỷ trọng tuần hoàn tương đương (ECD) được sử dụng rộng rãi từ năm 1970 Công nghệ hiện tại kết hợp, bổ sung với những thứ được dùng trong quá khứ để giải quyết những vấn đề chung nhất về khoan như phun trào và mất tuần hoàn

Trong năm 1970, một công ty dầu khí lớn được khoan trong vùng "kick to kick" ngoài khơi Louisiana để tăng tốc độ khoan và tránh bị mất dòng hồi Đây là một trường hợp rõ ràng về kiểm soát áp suất khoan trongVịnh Mexico

Sau một thời gian, cuối cùng ngành công nghiệp dầu khí đã chấp nhận vị trí của công nghệ khoan ngang do khả năng áp dụng và lợi thế của nó, tuy nhiên khi khoan ngang đôi khi cũng vấp phải những vấn đề hạn chế Cột dung dịch với chức

năng ổn định thành giếng khoan, ngăn chặn phun trào, bị tụt mức khi gặp vỉa nứt gãy và sau đó là một cơ số các phức tạp, sự cố xảy ra khi có dòng xâm nhập di chuyển lên bề mặt.

Khoan mũ dung dịch (PMCD) biến thành khoan khô hay khoan không có dòng hồi và được áp dụng tại một số mỏ như Venezuela năm 1980, Nova Scotia năm 1990 và Kazakhstan, cựu Liên bang Xô-viết

Qua thời gian, RCD đã được phát triển và sử dụng đa dạng hơn không chỉ đơn thuần là khoan thổi khí và dưới cân bằng Ngành công nghiệp đã học được cách

sử dụng RCD chính xác điều khiển profile áp lực vành xuyến khi khoan với một hệ dung dịch thông thường Nó cũng cho phép khoan một cách an toàn với EMW gần bằng áp lực lỗ rỗng Mặc dù dòng chất lưu xâm nhập trong khi khoan là điều không mong muốn, tốt hơn hết là chuẩn bị để đối phó với bất kỳ sự cố có thể xảy ra Năm

2003, kỹ thuật khoan này được đưa ra với tên gọi là “Managed Pressure Drilling”

Kể từ năm 2005, hơn 100 giếng đã được khoan sử dụng kỹ thuật MPD bởi một số công ty lớn trên thế giới MPD đã tiết kiệm trực tiếp chi phí và thời gian bằng cách loại bỏ thời gian phi sản xuất liên quan đến mất mát và vấn đề có liên quan đến kiểm soát giếng Có thể kiểm soát áp lực thành giếng bằng cách sử dụng một hệ thống kín và khoan được các giếng trước đây không thể khoan được đến chiều sâu vỉa dự kiến Các công ty vận hành lên kế hoạch và ngân sách giếng cho một thời gian nhất định và sau đó thấy rằng trong trường hợp tốt nhất thì phải dùng đến 20% thời gian trong quỹ giếng cho việc khắc phục mất mát và kick Tuy nhiên, trong một trường hợp gặp phải mất dung dịch trầm trọng và thời gian dành cho kiểm soát giếng tăng gấp đôi hoặc thậm chí gấp ba lần thời gian quỹ giếng Vượt qua thời gian quy hoạch không chỉ đẩy ngân sách vượt qua giới hạn chấp nhận được, ảnh hưởng đến toàn bộ nhà vận hành đặc biệt khi giàn được chia sẻ bởi các nhà khai thác khác trong khu vực Việc lắp đặt MPD đã cho phép khoan thành công qua các đứt gãy cacbonat nhưng không phải tất cả các giếng đều gặp mất dung dịch

và có thể các giếng đó sẽ không sử dụng MPD mặc dù đã lắp đặt Chỉ có giếng gặp phải những tình trạng mất/kick thi MPD mới được kích hoạt để được khoan TD mà không chậm trễ đáng kể

Khoan kiểm soát áp suất đã trở nên phổ biến rộng rãi trên rất nhiều báo chí trong những năm gần đây Bằng cách áp dụng kỹ thuật MPD, có thể khoan giếng với áp lực vỉa rất gần với áp lực nứt vỡ với lượng mất mát dung dịch và dòng chất lưu xâm nhập là tối thiểu Hệ thống phức tạp và tốn kém đã được thiết kế và thực

hiện để duy trì áp lực lên thành giếng sử dụng phần mềm mô hình hóa thủy lực, cụm van tiết lưu bán tự động và bề mặt hệ thống tuần hoàn liên tục, thường xuyên làm việc tương tác lẫn nhau.

1.2 Định nghĩa về khoan kiểm soát áp suất

Khoan Kiểm Soát Áp Suất (MPD) là tên gọi chung của một nhóm các giải pháp công nghệ có khả năng kiểm soát áp suất khoan trong thân giếng khoan nhằm phòng ngừa và loại bỏ các sự cố phức tạp có liên quan như mất dung dịch, xâm nhập, sập lở, …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

Theo hiệp hội nhà thầu khoan quốc tế, MPD được định nghĩa như sau:

“Khoan kiểm soát áp suất là quá trình khoan mang tính thích ứng, nhằm kiểm soát

một cách chính xác áp suất ở khoảng không vành xuyến trên suốt cả chiều dài thân giếng Mục đích của việc áp dụng là để đảm bảo chắc chắn giới hạn thay đổi của áp suất giếng khi khoan luôn phù hợp với điều kiện môi trường vỉa, kiểm soát áp suất thủy lực trong lòng giếng một cách thích hợp để tránh các sự cố liên quan tới áp suất có thể xảy ra trong quá trình khoan”

 Đặc điểm công nghệ:

 MPD ứng dụng những thiết bị và kỹ thuật hiện đại nhằm giảm thiểu rủi ro và chi phí liên quan đến điều kiện giếng khoan như cửa sổ khoan hẹp bằng việc chủ động kiểm soát profile áp suất thuỷ tĩnh ở khoảng không vành xuyến

 MPD có thể bao gồm kiểm soát phản áp bề mặt, tỷ trọng và tính chất lưu biến của dung dịch, mực dung dịch và tổn hao ma sát ở khoảng không vành xuyến, hình dạng giếng khoan hoặc kết hợp các yếu tố trên

 MPD cho phép hành động nhanh chóng, kịp thời khi quan sát thấy sự thay đổi áp suất Khả năng tự động điều chỉnh áp lực ở khoảng không vành xuyến tạo điều kiện cho việc khoan thành công vào những vỉa mà trước đây khó có thể đạt được chỉ tiêu về kinh tế

 MPD được sử dụng như là một phương pháp tránh dòng chất lưu xâm nhập vào giếng Bất kỳ dòng chất lưu ngẫu nhiên xâm nhập vào đáy giếng trong quá trình vận hành sẽ được sử lý an toàn bằng những biện pháp thích hợp.Theo Malloy và MacDonald, trung tâm của định nghĩa này được bắt nguồn xung quanh cụm từ “ý định” và “kiểm soát chính xác” Hàng loạt công nghệ hiện có

ở thời điểm hiện tại đã tạo điều kiện cho việc duy trì kiểm soát áp suất đáy giếng từ

bề mặt trong khoảng 30-50 psi Tuy nhiên, một phương pháp MPD không thể giải quyết được tất cả mọi vấn đề mà các kỹ sư khoan phải lựa chọn phương pháp MPD

cụ thể trong quá trình khoan mà gặp phải những khó khăn, phức tạp

Medley và Reynolds đã nhấn mạnh lợi ích của việc kiểm soát áp suất lỗ khoan chính xác có thể giảm thiểu đến 80% sự cố liên quan đến giếng khoan Thêm nữa, việc ứng dụng MPD có những lợi ích thiết thực như: tăng cường khả năng kiểm soát giếng, gia tăng tốc độ cơ học khoan, kéo dài tuổi thọ choòng, giảm thời gian dừng khoan, cần ít cột ống chống hơn, giảm chi phí dung dịch và an toàn hơn với cả khoan trên biển và đất liền

Theo DEA, MPD tiếp tục chứng minh tương lai tươi sáng của nó Chưa có bất kỳ ghi nhận nào về tại nạn kick xảy ra khi áp dụng các kỹ thuật MPD, mặc dù thực tế rằng MPD có thể được sử dụng trong một thời gian ngắn để mô tả đặc trưng vỉa chứa bằng cách cho phép dòng chất lưu nhỏ chảy vào trong giếng Đôi khi vấn

đề xảy ra như kẹt cần, mất dung dịch nhưng không nghiêm trọng như phương pháp khoan truyền thống Những ấn tượng nhất của khoan kiểm soát áp suất là an toàn hoặc an toàn hơn kỹ thuật khoan thông thường và giếng khoan được hoàn thiện thay

vì bị bỏ hoặc lấp giếng với cầu xi măng hoặc trong hồ sơ giếng có tập tin được dán nhãn "quá mạo hiểm - công nghệ không có sẵn "

1.3 Phân loại MPD

Hiệp hội nhà thầu khoan quốc tế chia MPD ra làm 2 loại

 “Phản ứng” : Giếng được thiết kế theo kiểu khoan truyền thống, nếu có sự thay đổi áp suất đột ngột không mong muốn thì thiết bị sẽ được dựng lên để phản ứng với tình hình xấu có thể xảy ra

 “Chủ động” : Thiết bị được dựng sẵn lên để thay đổi một cách chủ động áp suất ở khoảng không vành xuyến, có khả năng kéo dài hoặc thu hẹp độ sâu của chân đế ống chống

Phương pháp MPD “phản ứng” đã được tiến hành cho những giếng phức tạp trong nhiều năm nhưng giờ đây số lượng giếng áp dụng phương pháp MPD “chủ động” đã tăng lên rõ rệt theo thời gian

1.3.1 MPD “phản ứng”

Đây là phương pháp sử dụng phương pháp kiểm soát áp suất và thiết bị như

là một biện pháp dự phòng để giảm thiểu khó khăn phức tạp khi khoan khi chúng nảy sinh Thông thường, các kỹ sư thiết kế giếng khoan một cách truyền thống, các

Hannegan nhấn mạnh rằng sẽ là khôn ngoan nếu biết lập kế hoạch cho quá trình xây dựng, thi công giếng và chương trình dung dịch nhưng sẽ tốt hơn nhiều nếu giàn được lắp đặt thêm ít nhất một RCD, van tiết lưu, van ngược trong cột cần khoan như là biện pháp tăng thêm độ an toàn và hiệu quả để ứng phó với áp suất đáy thay đổi một cách không mong muốn (dung dịch khoan trong giếng không phù hợp khi khoan vào cửa sổ khoan hẹp).

1.3.2 MPD “chủ động”

Chương trình khoan được thiết kế từ đầu cùng với hệ ống chống, dung dịch, đoạn giếng chưa có ống chống, để tận dụng đầy đủ khả năng kiểm soát chính xác profile áp suất thành giếng khoan Theo Hannegan thì cách phân loại MPD này đem lại lợi ích lớn đối với cả khoan trên biển và đất liền Hầu hết các ứng dụng MPD trên biển đều tuân theo cách phân loại này Và thực tế là trên đất liền, số lượng giếng chuyển từ MPD “phản ứng” sang MPD “chủ động” ngày càng tăng Sự thay đổi này đòi hỏi các giếng cần được lên kế hoạch kỹ lưỡng hơn, nhưng những lợi ích đối với chương trình khoan thường lớn hơn chi phí lắp đặt thêm MPD, kỹ thuật và quản lý dự án

Malloy giải thích rằng MPD “chủ động” sử dụng phương pháp và thiết bị MPD để kiểm soát profile áp suất giếng khoan một cách chủ động trong toàn bộ quá trình khoan Cách tiếp cận này sử dụng hàng loạt thiết bị có sẵn với mục đích:

 Kiểm soát tốt hơn vị trí đặt chân đế ống chống với số lượng ống chống ít hơn;

 Kiểm soát tốt hơn tỷ trọng dung dịch yêu cầu và giảm giá thành;

 Cung cấp biện pháp kiểm soát áp suất chính xác cho những cảnh báo trước khi giếng xảy ra nguy cơ mất an toàn;

 Tất cả những điều trên cuối cùng nhằm hướng tới tăng thời gian khoan thuần túy và giảm thời gian phi sản xuất;

Tóm lại, MPD “chủ động” dùng để khoan giếng:

 Thách thức về vận hành;

 Thách thức về kinh tế;

 Được coi là “không thể khoan”

1.4 Khoan dưới cân bằng (UBD) và Khoan kiểm soát áp suất (MPD)

Việc không có khả năng khoan giếng sử dụng phương pháp truyền thống khoan trên cân bằng (OBD) dẫn tới việc thúc đẩy các công ty tìm kiếm những kỹ thuật khoan thay thế như UBD và MPD

Những vấn đề gặp phải trong khi khoan thúc đẩy việc chấp nhận MPD và UBD trong quá khứ bao gồm:

 Yêu cầu giảm thiểu tác động tiêu cực với vỉa sản phẩm;

 Cửa sổ khoan hẹp giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa;

 Yêu cầu giảm chi phí thi công giếng;

 Giảm mất mát dung dịch;

 Loại bỏ hiện tượng kẹt cơ học;

 Tăng tốc độ cơ học khoan;

 Kéo dài tuổi thọ choòng;

 Tăng độ an toàn trong quá trình khoan

1.5 Các phương pháp khoan kiểm soát áp suất thường gặp

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất hiện tại có 3 phương pháp chính bao gồm:

 Costant Bottom-hole Pressure (CBHP): Cố định áp suất đáy giếng;

 Pressurize Mud Cap Drilling (PMCD): Khoan mũ dung dịch;

 Dual Gradient (DG): Tỷ trọng dung dịch kép

1.5.1 Constant Bottom-Hole Pressure” (CBHP): Cố định áp suất đáy giếng.

Cố định áp suất đáy giếng là thuật ngữ dùng để mô tả việc loại trừ sự thay đổi đột ngột của áp suất khoan trong lòng giếng gây nên do sự thay đổi lưu lượng tuần hoàn dung dịch Áp suất tác động lên đáy giếng là tổng của áp suất thủy tĩnh,

áp suất miệng giếng và tổn thất áp suất động trong khoảng không vành xuyến Annular Friction Pressure) Khi ngừng tuần hoàn, AFP mất đi làm cho áp suất đáy giếng giảm xuống (H1)

(AFP-Sự thay đổi áp suất đáy giếng gây ra nhiều phức tạp như mất ổn định thành giếng, sập lở, kẹt cần, mất dung dịch, xâm nhập… đặc biệt đối với các giếng khoan

có giới hạn khoan nhỏ, sự trênh lệch áp suất dưới đáy giếng có thể vượt quá giới hạn khoan gây ra mất dung dịch khi khoan và xâm nhập khi ngừng khoan (H1.2)

Hình 2 Giếng có giới hạn khoan nhỏ

Khác với phương pháp khoan thông thường, CBHP sử dụng hệ thống tuần hoàn kín, dung dịch khi đi lên được dẫn hướng qua hệ thống van tiết lưu tự động có tác dụng tạo phản áp vào trong KKVX khi thay đổi tốc độ bơm nhằm bù lại lượng

áp suất động bị mất đi, nhờ đó áp suất ở đáy giếng được giữ cố định trong suốt quá trình khoan (H1.3)

Hình 3 Áp suất đáy giếng với CBHP

Ứng dụng xa hơn của phương pháp CBHP này là nâng cao an toàn trong khi thi công các giếng khoan có nhiệt độ cao và áp suất cao (HPHT), với hệ thống Secure Drilling cho phép theo dõi chính xác tình trạng dưới đáy giếng, phát hiện nhanh chóng các dấu hiệu của xâm nhập, tự động điều chỉnh áp suất miệng giếng kịp thời để giảm thiểu thể tích xâm nhập Việc có thể điều chỉnh chính xác áp suất đáy giếng còn cho phép giảm tỷ trọng dung dịch khoan và tăng tốc độ cơ học khoan nên đáng kể

Hình 4 Hệ thống Sercure Drilling

1.5.2 Pressurize Mud-Cap Drilling (PMCD): Khoan mũ dung dịch

Đây là phương pháp được sử dụng để khoan qua các địa tầng mất dung dịch trầm trọng như carbonat và đá móng nứt nẻ thường gặp ở Việt Nam Phương pháp này sử dụng một dung dịch nhẹ có độ nhớt cao để bơm vào khoảng không vành xuyến đồng thời duy trì một áp suất lên miệng giếng nhằm ngăn ngừa hiện sự giảm

áp và xâm nhập tại đáy giếng, nước biển hoặc dung dịch muối sẽ được sử dụng thay thế dung dịch khoan để bơm trong cần, nó sẽ mang theo mùn khoan và điền vào trong những khe nứt trong vỉa Phương pháp này ngăn ngừa được hiện tượng mất dung dịch và xâm nhập đồng thời cùng xảy ra Cho phép hạ thấp chi phí dung dịch khoan và giảm sự ảnh hưởng của dung dịch khoan tới chất lượng vỉa chứa chứa

Hình 5 Sơ đồ khoan với PMCD

1.5.3 Dual Gradient (DG): Tỷ trọng dung dịch kép

Đây là phương pháp làm thay đổi hình dạng đường gradien áp suất của dung dịch trong giếng nhờ các biện pháp khác nhau như bơm đẩy, thay đổi tỷ trọng một phần dung dịch… Mục đích của phương pháp này là điều chỉnh đường gradien áp suất vào trong khoảng giới hạn khoan nhằm kéo dài khoảng khoan giữa các lần chống ống Phương pháp này sử dụng cho khoan những vùng nước sâu, nơi có sự khác biệt giữa gradien áp suất của nước biển và gradien áp suất vỉa, cho phép giảm

số lượng ống chống kỹ thuật sử dụng trong giếng, nâng cao độ an toàn trong khi khoan

Ngoài ra còn có một phương pháp nữa trong công nghệ MPD đó là phương pháp hướng dòng sản phẩm (RFC) Phương pháp này không kiểm soát bất kì một áp suất nào trong giếng, nó chỉ bịt kín miệng giếng bằng thiết bị của MPD và hướng dòng dung dịch đi tới sàng rung để ngăn ngừa bất cứ rủi ro khí độc nào có thể thoát

dòng sang đường tiết lưu để đưa vào thiết bị tách khí khi có bất cứ dấu hiệu của xâm nhập khí Phương pháp này được coi là một phương pháp an toàn dùng trong ngăn ngừa hiện tượng khí trong các tầng cát nông xâm nhập nhanh.

1.6 Ưu điểm của công nghệ khoan kiểm soát áp suất

Công nghệ MPD đưa vào sử dụng tại Việt Nam trong những năm vừa qua đã cho thấy những ưu điểm vượt trội so với phương pháp khoan thông thường tại những giếng phức tạp

MPD thật sự quan trọng và cần thiết cho quá trình thi công giếng khoan, đặc biệt là những nơi có điều kiện khoan khó khăn phức tạp như trên biển vì nó biến những giếng khoan trước đây được coi là “bất khả thi” trở thành khoan được mà vẫn đảm bảo điều kiện về kỹ thuật và kinh tế Các nhà khoa học đã nghiên cứu và chỉ ra rằng khoảng 70% vỉa hidrocacbon ngoài khơi là không thể khoan được với công nghệ khoan truyền thống Tuy nhiên sự xuất hiện của MPD đã giúp ngành công nghiệp dầu khí đạt được những bước tiến vượt bậc

Khoảng một nửa lượng hidrocacbon, hidrat khí chưa được khai thác liên quan đến những phức tạp sau:

 Mất tuần hoàn/ kẹt cơ học;

 Tốc độ cơ học khoan thấp;

 Cửa sổ khoan hẹp giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa;

 Nguy cơ về khí nông xâm xập;

 Thời gian ngừng khoan lớn do phải tuần hoàn chất lưu xâm nhập, kick ra ngoài;

 Không thể đạt tới độ sâu tầng sản phẩm với kích thước ống chống ban đầu.Xem xét tới việc mất doanh thu do giảm kích thước ống chống ở chiều sâu vỉa, chi phí giếng cũng tăng lên do việc kéo dài thời gian khoan, tăng chi phí ống chống

do yêu cầu số lượng ống chống kỹ thuật lớn hơn vì vậy ống khai thác kích thước sẽ nhỏ hơn rất nhiều và kéo theo lưu lượng sản phẩm nhỏ không đáp ứng được yêu cầu nhà thầu và ảnh hưởng đến môi trường sinh thái xung quanh

Áp suất tuần hoàn cao, khó khăn trong việc truyền mômen quay cho choòng, dễ dàng bị kẹt dính là những lý do khó khăn của khoan lỗ khoan nhỏ, chưa kể tới công tác can thiệp giếng như kỹ thuật địa vật lý bằng cáp tời, thả và trám xi măng ống chống, hoàn thiện giếng

Những ưu điểm của công nghệ mới có thể nhận thấy rõ ràng đó là:

 Nâng cao độ an toàn, giảm thiểu rủi ro trong khi khoan;

 Với việc sử dụng hệ thống tuần hoàn kín, MPD cho phép theo dõi và kiểm soát toàn bộ quá trình tuần hoàn dung dịch, dòng dung dịch hồi về được đưa qua hệ thống van tiết lưu điều chỉnh áp lực trước khi được đưa tới sang rung bằng ống kín, do vậy có thể loại trừ hoàn toàn rủi ro khí độc thoát lên trên sàn khoan Các thiết bị phát hiện H2S, Gas, đo tỉ trọng và lưu lượng dung dịch hồi về tại hệ thống van tiết lưu cho phép nhanh chóng phát hiện tình trạng giếng, tự động cảnh báo và phản ứng lại với các sự thay đổi bất thường;

 Ổn định áp suất đáy giếng, loại trừ các hiện tượng phức tạp khoan;

 Với việc sử dụng phản áp trên bề mặt tác động vào trong giếng, MPD cho phép giữ ổn định áp suất đáy giếng trong suốt quá trình khoan, loại trừ được các sự cố có thể xuất hiện do sự thay đổi áp suất đáy giếng như sập lở, co bóp thành giếng;

 Khoan gần cân bằng, gia tăng tốc độ cơ học, phòng ngừa dính cần;

 Công nghệ MPD sử dụng phản áp miệng giếng để duy trì áp suất đáy giếng,

do đó cho phép sử dụng một dung dịch nhẹ dưới cân bằng và duy trì lượng chênh áp tại đáy giếng tại một giá trị nhỏ, điều này rất có ý nghĩa trong việc làm tăng tốc độ cơ học trong khi khoan, kéo dài tuổi thọ chòong khoan Mặt khác việc duy trì chênh áp nhỏ cho phép ngăn ngừa khả năng dính cần vào thành giếng do chênh áp;

1.7 Ứng dụng khoan kiểm soát áp suất trong thực tế

1.7.1 Khoan qua vùng mất dung dịch

Việc khoan qua vùng mất dung dịch trầm trọng với phương pháp khoan thông thường luôn là một thử thách lớn Kể cả với việc sử dụng vật liệu lấp nhét (LCM) để chống mất dung dịch không phải lúc nào cũng thành công, đặc biệt với những vùng khoan qua đứt gãy lớn hay vùng carbonate hang hốc Việc làm mất dung dịch ồ ạt thường đi kèm với hiện tượng xâm nhập tại các địa tầng nông hơn do cột dung dịch trong giếng giảm xuống Phương pháp PMCD cho phép duy trì và kiểm soát cột dung dịch trong khoảng không vành xuyến đồng thời sử dụng dung dịch khoan rẻ tiền (nước biển) để khoan qua vùng mất dung dịch, điều này không những giảm tác động đến chất lượng vỉa chứa mà còn làm tăng tốc độ cơ học, giảm những sự cố không mong muốn

1.7.2 Khoan trong các vỉa sản phẩm bị 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 tầng suy giảm với một thành hệ có áp suất cao ở phía trên dễ xảy ra hiện tượng 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 lệch 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 duy trì áp suất đáy không đổi (CBHP) cho 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 cao ở phía trên

Như vậy, công nghệ MPD đã giải quyết được những khó khăn chủ yếu trong công tác khoan những giếng có giếng khoan có vỉa sản phẩm bị suy giảm như mất tuần hoàn dung dịch, kẹt cột cần khoan thông qua việc kiểm soát chính xác áp suất đáy giếng nằm trong giới hạn khoan an toàn

1.7.3 Khoan trong điều kiện áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT)

Khoan trong điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao: Đây là điều kiện rất dễ bắt gặp hiện tượng xâm nhập khí, dầu, có thể dẫn đến sự cố phun trào cực kì nguy hiểm Áp suất cao và nhiệt độ cao của đáy giếng làm thay đổi các thông số ở đáy giếng Nhiệt độ và áp suất thay đổi ảnh hưởng đến trọng lượng riêng, độ nhớt của dung dịch khoan, sự di chuyển của cột cần, momen xoắn, khả năng vận chuyển mùn,… Khi khoan trong điều kiện HPHT, tổn thất áp suất ở khoảng không vành xuyến rất lớn, ảnh hưởng trực tiếp bởi nhiệt độ cao và áp suất cao của vỉa, đặc biệt

là tại các giếng khoan sâu Do đó, kiểm soát giếng bằng phương pháp kiểm soát sơ cấp rất dễ xảy ra sự cố Chìa khóa cho ứng dụng công nghệ MPD vào điều kiện vỉa HPHT là phải sử dụng hệ thống đối áp chịu được áp suất cao, lắp đặt phía dưới cụm thiết bị điều khiển MPD Thiết bị kiểm soát xoay (RCD) và van điều áp lòng giếng

là các thiết bị chủ chốt trong ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất tại điều kiện áp suất vỉa ở nhiệt độ cao, áp suất cao

Điều kiện môi trường áp suất cao, nhiệt độ cao đòi hỏi phải sử dụng các van điều áp tự động, làm việc chính xác để điều chỉnh áp suất đáy giếng khoan - bị thay đổi bởi sự biến động của nhiệt độ đáy giếng, sự quay của cột cần khoan khi làm việc, hiện tượng piston khi kéo thả cột cần và các hiện tượng khác, có thể gây ra sự thay đổi đáng kể áp suất giếng

Sự điều chỉnh áp suất đáy giếng được thực hiện thông qua thay đổi chế độ đóng mở van điều áp và điều chỉnh phản áp bề mặt bổ sung Để thực hiện trong môi trường HPHT, thiết bị mô phỏng dòng chảy cải tiến được lắp đặt cùng với cụm van điều áp và lưu lượng kế

1.7.4 Khoan các giếng khoan vươn xa

Giếng khoan vươn xa là các giếng khoan định hướng có khoảng dịch đáy rất lớn so với chiều sâu thẳng đứng của giếng, tỉ lệ thường vượt quá tỉ số 2:1 Mục đích của giếng khoan vươn xa là để đạt tới mục tiêu cách rất xa so với vị trí đặt giàn khoan; cho phép giếng khoan tiếp xúc lớn nhất với vùng vỉa chứa, để tăng tối đa sản lượng và khả năng hút dầu của giếng

Các giếng khoan mở rộng liên quan đến quá trình khoan định hướng, tại đó, giếng thường tiến hành cắt xiên tại chiều sâu nhỏ, khi thân giếng có độ dịch đáy lớn Các sự cố chủ yếu liên quan đến các giếng khoan mở rộng hay giếng khoan xiên là hiện tượng xoắn và kẹt cột cần, khả năng làm sạch mùn kém, thân giếng dễ

bị bóp méo hoặc sập lở, tổn thất ma sát lớn,…

Trong các giếng khoan kéo dài, yêu cầu kiểm soát áp suất lòng giếng là nguyên nhân phải thực hiện quá trình kiểm soát áp suất vành xuyến một cách liên tục và chính xác Các biện pháp đo áp suất lòng giếng được sử dụng để phát hiện các dấu hiệu về sự thay đổi áp suất cũng như tính chất dung dịch ở khoảng không gian vành xuyến, giúp người vận hành có thể có các điều chỉnh về dung dịch khoan một cách kịp thời, chính xác

Mục tiêu kiểm soát áp suất giếng khoan kéo dài có thể thực hiện được dễ dàng bằng việc ứng dụng công nghệ khoan duy trì áp suất đáy không đổi (CBHP)

1.7.5 Khoan các giếng khoan có thành hệ kém ổn định, trương nở hoặc xâm nhập khí

Khoan các giếng có thành hệ kém ổn định: Thành hệ giếng khoan kém ổn định đòi hỏi việc kiểm soát áp suất giếng khoan thông qua kiểm soát áp suất của cột dung dịch khoan phải chính xác và linh hoạt, tránh sập lở hoặc phá vỡ sự ổn định của thành giếng

Để thi công các giếng khoan tại các vỉa có hiện tượng trương nở thành hoặc xâm nhập khí, có thể sử dụng hệ dung dịch khoan ức chế sự trương nở sét, đồng thời duy trì áp suất đáy giếng, ngăn sự xâm nhập dung dịch khoan vào thành hệ cũng như từ thành hệ vào giếng

1.7.6 Khoan vào các tầng có chứa hàm lượng H 2 S cao

H2S là loại khí có tính axit, khi giếng khoan đi qua các tầng có chứa H2S với hàm lượng cao mà không kiểm soát được hiện tượng xâm nhập khí, H2S sẽ đi vào giếng, hòa tan vào dung dịch khoan, làm thay đổi nồng độ pH của dung dịch Dung dịch khoan sẽ có tính axit nếu như có chứa khí H2S hòa tan Khi di chuyển trong lòng giếng với tốc độ và áp suất cao, H2S sẽ ăn mòn thiết bị cơ khí một cách nghiêm trọng, khiến các thiết bị làm việc sai lệch so với thiết kế và đánh mất đi tính an toàn của thiết bị

H2S còn là một khí độc, khi H2S đi lên, thoát ra sàn làm việc của công nhân với nồng độ cao, sẽ cực kì nguy hiểm đến sức khỏe và tính mạng của con người

Khoan kiểm soát áp suất cho phép ngăn chặn xâm nhập H2S và loại bỏ khí xâm nhập khỏi giếng, tránh được tác hại của nó gây ra

1.8 Ứng dụng công nghệ MPD ở Việt Nam

Hiệu quả của việc sử dụng công nghệ MPD đối với công tác khoan đã được thấy rõ qua những giếng đã thi công tại VN tiêu biểu nhất là chiến dịch khoan phát triển mỏ Cá Ngừ Vàng của nhà thầu Hoàn Vũ JOC năm 2008 Với 6 giếng sử dụng công nghệ MPD cho phép khoan qua tầng đá móng nứt nẻ một cách nhanh chóng, công nghệ MPD đã cho thấy ưu điểm rõ rệt trong việc khoan các giếng phức tạp, cho phép khoan sâu vào trong tầng móng với độ sâu 6526m, chưa từng đạt được ở

VN Ta có thể thấy rõ ưu điểm của MPD qua các số liệu tại bảng 1 sau đây:

Bảng 1 Số liệu khoan trong đá móng một số giếng Cá Ngừ Vàng.

Loss rate (bph)

Total Mud losses (bbl)

Well control Time (hour)

hạ xuống chỉ còn 60 bph Thời gian chi phí cho các hoạt động kiểm soát giếng trong khoảng khoan 8 ½’ cũng giảm xuống còn 7 giờ so với hơn hàng trăm giờ của các giếng trước, nhờ các yếu tố này, nhà thầu đã tiết kiệm được một chi phí rất lớn chi cho công tác khoan và kiểm soát giếng So sánh từ số liệu thực tế giữa 2 giếng CNV-1P ST1 sử dụng công nghệ MCD và giếng CNV-2P sử dụng MPD, tỷ lệ thời gian không khoan (NPT) đã giảm từ 34% xuống còn 4%, chi phí khoan cũng tiết kiệm được tới hơn 70% Biểu đồ sau đây so sánh chi phí khoan và kiểm soát giếng trong khoảng khoan 8 ½’ giữa 2 giếng trên

Hình 6 Chi phí khoan thân giếng 8 ½’ trước và sau khi sử dụng MPD

1.9 Tiềm năng ứng dụng và phát triển công nghệ MPD tại Việt Nam

Trong những năm gần đây hoạt động khoan thăm dò cũng như khoan phát triển mỏ không ngừng gia tăng về số lượng, trải dài suốt thềm lục địa Việt Nam Phía bắc, tại khu vực bể Sông Hồng, một số nhà thầu đang thực hiện các chiến dịch khoan như: Salamander, Petronas, Premier Oil, Quad Energy, dự kiến sẽ khoan một

số giếng thăm dò trong các lô 100-101/04, 104-109/05… đây là những nơi có điều kiện địa chất phức tạp, một số giếng bắt buộc phải sử dụng công nghệ MPD để

khống chế các sự cố có thể xảy ra như xâm nhập khí, sập lở và mất dung dịch Trong khoảng thời gian từ 2011 đến 2015, các nhà thầu sẽ khoan 10 giếng, trong đó công nghệ MPD có thể được áp dụng trong khoảng 4-6 giếng Trong giai đoạn 2015-2020 dự kiến số lượng các giếng sử dụng công nghệ MPD là trên 10 giếng khoan.

Với bể Nam Côn Sơn, công tác khoan phát triển mỏ tại đây đang được tích cực đẩy mạnh trong đó dự án khoan phát triển 2 mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh của nhà thầu Biển là một trong những dự án trọng điểm của tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam, dự kiến trong vòng 4 năm từ 2011 đến 2015 khoan 16 giếng và tất cả đều sẽ

sử dụng công nghệ MPD để khoan qua các địa tầng phức tạp dưới cùng

Đặc điểm của bể Nam Côn Sơn là nơi có nhiều khó khăn đối với công tác khoan bởi các yếu tố địa chất đặc biệt phức tạp, trong bể thường xuyên xảy ra hiện tượng mất dung dịch ồ ạt và có thể kèm theo đó là khí phun gây ra những sự cố rất trầm trọng, ngoài ra các sự cố hay phức khác như mất ổn định thành giếng, sập nở, kẹt cần, dính cần cũng thường xuyên xảy ra, một số giếng khác lại có nhiệt độ và áp suất cao

Tại bể Cửu Long, công nghệ MPD từ lâu đã được lựa chọn để khắc phục hiện tượng mất dung dịch trong đá móng nứt nẻ, nhà thầu Hoàn Vũ đã sử dụng MPD cho 6 giếng mỏ Cá Ngừ Vàng, mang lại lợi ích lớn Trong giai đoạn sắp tới 2011-2015 dự kiến tại đây sẽ có khoảng từ 15-20 giếng sử dụng công nghệ MPD Ngoài ra, đối với các bồn trũng khác triển vọng sử dụng công nghệ MPD cũng rất lớn nhằm nâng cao yếu tố an toàn cho công tác khoan Triển vọng thị trường của công nghệ khoan kiểm soát áp suất trong giai đoạn 2011-2020 được nêu nên trong bảng sau:

Bảng 2 Dự báo triển vọng thị trường MPD tại Việt Nam giai đoạn 2011-2020

STT Nhà Thầu Lô Bồn Trũng Số lượng giếng2011-2015 2016-2020

6 Côn Sơn JOC 10, 11-1 Nam Côn Sơn 4 5

CHƯƠNG 2: PHƯƠNG PHÁP KHOAN MŨ DUNG DỊCH

2.1 Giới thiệu phương pháp khoan mũ dung dịch (PMCD).

2.1.1 Định nghĩa

Phương pháp khoan mũ dung dịch có áp (PMCD), cùng với phương pháp cố định áp suất đáy không đổi (CBHP) là hai phương pháp khoan kiểm soát áp suất phổ biến nhất đã từng được áp dụng tại Việt Nam

Theo định nghĩa của hiệp hội nhà thầu khoan quốc tế (IADC), thì PMCD là một biến thể của MPD mà khi khoan không có dòng tuần hoàn dung dịch lên tới bề mặt, cột dung dịch ở khoảng không vành xuyến được duy trì trên vùng mất dung dịch trầm trọng, nơi mà có khả năng tiếp nhận dung dịch và mùn khoan Cột dung dịch này yêu cầu sự quan sát cẩn thận từ bề mặt để có thể điều chỉnh về giá trị cân bằng với áp suất dưới đáy

Mỗi 100 psi áp suất vành xuyến tăng, một thể tích và lưu lượng sẽ được thiết kế

Áp suất này tăng lên do khí xâm nhập vào vành xuyến và lưu lượng bơm, thể tích được tính toán đủ để đẩy khí quay trở lại những đứt gãy

 PMCD liên tục

Trong phương pháp bơm liên tục qua vành xuyến, cột dung dịch cũng được thiết

nhập với tốc độ nhanh, việc tạo ra cột dung dịch sẵn có trong vành xuyến rất khó Trong những trường hợp như vậy, giếng có thể được bơm liên tục dung dịch xuống qua khoảng không vành xuyến.

Áp suất bề mặt được giám sát nhưng chất lưu được bơm xuống khoảng không vành xuyến được xác định trước và phải đủ nhanh để khống chế được tốc độ di chuyển của khí, đóng vai trò đẩy khí quay trở lại vỉa

Khoan tiếp tục sử dụng nước biển xuống qua cột cần khoan Quan sát áp suất bơm và áp suất của vành xuyến sẽ cung cấp những thông tin cần thiết để có quyết định kịp thời sẽ làm gì tiếp theo với giếng

2.1.3 Nguyên lý

PMCD có khả năng ứng phó với hiện tượng mất tuần hoàn dung dịch bằng việc

sử dụng cùng lúc 2 loại dung dịch khác nhau Một loại nặng, nhớt bơm qua khoảng không vành xuyến tới độ sâu nhất định Đây chính là mũ dung dịch có tác dụng như một hàng rào ngăn chặn sự di chuyển lên trên của khí xâm nhập Loại thứ hai nhẹ hơn, ít gây tổn hại đến vỉa, ít tốn kém hơn được bơm qua cột cần khoan và được coi

là dung dịch hi sinh Thỉnh thoảng, hóa chất với độ nhớt cao được bơm xuống qua cột cần khoan trước khi diễn ra công tác tiếp cần với mục đích làm sạch lỗ khoan và mùn khoan sinh ra bị đẩy vào vỉa

Hình 1 Phương pháp PMCD

Dựa vào hình 2.1 có thể thấy rằng nếu như chỉ dùng một loại dung dịch thể hiện bằng đường gạch đứt màu xanh bên tay trái, áp suất đáy giếng khi khoan vào vỉa có thể nhỏ hơn áp suất vỉa và rất có nguy cơ gây ra hiện tượng kick và phun Tuy nhiên nếu áp dụng phương pháp PMCD bằng cách sử dụng 2 loại dung dịch kết hợp phản

áp bề mặt có thể cho áp suất đáy giếng giá trị phù hợp luôn nằm trong giới hạn khoan kể cả ở trạng thái động và tĩnh

Kỹ thuật này tận dụng khả năng tự nhiên của vỉa nứt vỡ để chứa dung dịch và mùn khoan Thay vì cố gắng cứu việc mất dung dịch, PMCD đẩy dung dịch hi sinh

và mùn khoan vào vỉa chứa Áp suất bề mặt ở khoảng không vành xuyến đảm bảo chắc chắn rằng việc kiểm soát giếng được duy trì và giếng thì đầy dung dịch trong suốt quá trình khoan Lưu lượng bươm xuống khoảng không vành xuyến cần được

thiết kế để ngăn cản bất kỳ dòng khí xâm nhập nào lên bề mặt và ép khí xâm nhập xuống lại vỉa Lượng khí xâm nhập được xác định bởi do lượng áp suất tăng lên ở

bề mặt trong khi giếng đóng tại đối áp xoay

2.1.4 Khả năng ứng dụng

PMCD là một giải pháp hiệu quả cho bài toán thời gian, chu kỳ “mất, kick , cứu” Kỹ thuật này có thể giảm thiểu việc mất dung dịch một cách nghiêm trọng và giảm thiểu thời gian ngừng khoan khi bắt gặp vùng cạn kiệt, hoặc vỉa chứa hang hốc, đứt gãy lớn PMCD cho phép khoan vào vỉa mất dung dịch nghiêm trọng mà quá trình khoan vẫn có thể được tiếp tục trong khi không tốn chi phí lớn cho dung dịch và vấn đề kiểm soát giếng, tránh phức tạp, sự cố được đảm bảo

Trong thực tế ngoài khoan trường, không phải cứ gặp vỉa mất dung dịch là chúng ta có thể áp dụng PMCD Lượng mất mát phải đủ lớn để vỉa có thể chấp nhận toàn bộ lượng dung dịch hi sinh và lượng mùn khoan tạo ra trong quá trình khoan Nếu có dòng tuần hoàn, thậm chí tuần hoàn một phần thì phần mũ dung dịch sẽ bị đẩy ra ngoài khoảng không vành xuyến Vì thế không thể sử dụng kỹ thuật PMCD

mà thay vào đó là phương pháp khoan cố định áp suất (CBHP)

Nếu bắt gặp vỉa có gradient áp suất thậm chí nhỏ hơn tỷ trọng của nước biển, khi

đó cột dung dịch ở khoảng không vành xuyến không thể điền đầy được dù tốc độ bơm đủ lớn Khi đó, phương pháp PMCD phải chuyển sang một phương pháp khác

là FMCD như sẽ được trình bày ở dưới

2.2 Khoan mũ dung dịch nổi (FMCD)

FMCD được coi là một biến thể của PMCD ngoài khoan trường FMCD được áp dụng khi dung dịch không đủ khả năng để tạo áp suất bề mặt ở khoảng không vành xuyến và khi đó, dung dịch được coi là “nổi” trong giếng khoan Phương pháp này được sử dụng trong nhiều năm và được biết với tên gọi “Khoan mù” hay khoan mũ dung dịch thông thường

Kỹ thuật này sẽ được sử dụng trong đoạn 8-1/2” nếu áp suất vỉa mà khi khoan gặp phải trong vùng mất tuần hoàn thấp hơn gradient áp suất thủy tĩnh của nước biển và lưu lượng mất rất lớn Dung dịch nhẹ ở khoảng không vành xuyến sẽ được sử dụng là nước biển

Giếng có thể bị kick nếu dòng tuần hoàn bị mất Trong phương pháp khoan

mũ dung dịch thông thường , nguy hiểm là giếng có thể bị kick mà không nhìn thấy

bất kì hiện tượng ở bề mặt tới khi khí vỡ và thoát ra Để tránh hiện tượng này, dung dịch hãm (nước biển) liên tục được bơm xuống khoảng không vành xuyến để đẩy khí vỉa trở lại vỉa, vì vậy giếng ở trạng thái chân không.

Mực dung dịch ngoài khoảng không vành xuyến sẽ dao động lên và xuống,

vì vậy nó “nổi”, khi mà giếng ở trạng thái cân bằng Điều này có nghĩa là mực chất lưu ở khoảng không vành xuyến dưới bề mặt Không có áp suất bề mặt và mực dung dịch trong khoảng không vành xuyến không thể giám sát được và vì thế rất khó để xác định xem giếng có chảy hay không Không có mùn khoan lên bề mặt, nước biển được bơm xuống khoảng không vành xuyến và cần khoan để cung cấp năng lượng cho choòng và tiếp tục quá trình khoan

Nếu FMCD được tiến hành, vẫn có khuyến cáo rằng đối áp xoay nên được lắp đặt Việc này cho phép khoảng không vành xuyến được đóng và giám sát trong mọi thời điểm, và nó sẽ tránh được sự xâm nhập của khí không mong đợi di chuyển lên tới bề mặt

2.3 Thiết bị, dụng cụ vận hành PMCD.

Thiết bị chính cho việc vận hành PMCD là (1) môđen đối áp xoay 7875 (RCD) cung cấp một áp suất kín quanh cột cần khoan cho phép kiểm soát áp suất vành xuyến trong suốt quá trình khoan và kéo thả.(2) ống bên trong dạng chuông,

và (3) một số van và lỗ thông với kích thước khác nhau để phù hợp với dòng hồi chất lưu, bơm ép hay xả áp

Môđen RCD 7875 sẽ được dựng lên trên đối áp BOP 10M kích thước 3/4’’ Để lắp đặt cụm RCD, trục trên đối áp sẽ được tháo ra, thiết bị ống chụp của giàn được tháo ra WFT inner barrel riser được dựng lên, liên kết RCD với hệ thống cửa rẽ nhánh Điều này cho phép quá trình khoan truyền thống diễn ra bình thường với việc sử dụng hệ thống hồi dung dịch có sẵn trên giàn

18-Một khi quá trình khoan cần được tiến hành với hệ thống MPD, thiết bị trục xoay được lắp đặt trong thân của RCD và dòng hồi từ giếng được chuyển hướng qua hệ thống van điều áp 7-1/16” 5M bên ngoài thân RCD

Đường ra 7-1/16” 5M được trang bị van vận hành bằng tay và một van thủy lực sử dụng bảng điều khiển với đơn vị cung cấp thủy lực

Dòng chảy tới hệ thống van điều áp MPD được cấu thành từ đầu nối GL53 6” và hệ thống ống thép bọc cao su 6”

Đường ra 2-1/6” 5M trên thiết bị RCD sẽ cung cấp đường chảy tới van xả áp của giàn, trip tank và hệ thống chuyển đổi áp suất Đường tới trip tank được sử dụng như một đường điền dung dịch truyền thống

Đường ra thứ hai 7-1/16” trên RCD với 4-1/16” 5M HGV & MGV sẽ được nối với ống đứng cho việc bơm qua khoảng không vành xuyến trong suốt quá trình vận hành PMCD Van này nối với ống đứng qua đường ống kích thước 4” Một ống chạc chữ T 4-1/16” 5M được cài đặt để nối đường bơm nước sâu, cho đường bơm qua KKVX bù đắp lại lượng mất mát lớn nếu vỉa nứt nẻ là vùng cạn kiệt (áp suất vỉa thấp hơn gradient nước biển)

2.3.1 Đối áp xoay (RCD)

Một đối áp xoay mã hiệu RCD 7875 với mặt bích ở đáy có kích thước 18-3/4”, áp suất giới hạn 10M và đỉnh kích thước 21-1/4” áp suất 5M được sử dụng cho dự án này

Một cụm đối áp có các thông số như sau :

• Đường ra: 2 đường 7-1/16” 5M và 1 đường 2-1/16” 5M;

• Đường kính trong: 18-3/4”;

• Bộ đỡ RCD 7875 có bộ làm kín kép tăng độ an toàn

Độ kín giữa thiết bị và cột cần càng tăng khi áp suất càng lớn;

• Đường kính trong của bộ đỡ là 8.88” Bộ đỡ thuộc loại

tự bôi trơn nên không yêu cầu thêm đường ống cho bôi trơn;

• Áp suất làm việc: 1000psi trong điều kiện quay ở 100 rpm; 2000 psi trong điều kiện tĩnh Áp suất làm việc động sẽ giảm khi tốc độ quay tăng

Chú ý: Thiết bị đối áp xoay RCD sẽ không được sử dụng như đối áp vạn năng hoặc đối áp ôm cần của BOP RCD chỉ sử dụng như thiết bị rẽ hướng và được sử dụng cùng với BOP làm tăng khả năng đóng kín giếng khi có hay không có cần trong giếng RCD không thay thế bất kì phần thiết bị nào của cụm đối áp BOP

Hình 3: Áp suất làm việc RCD và tốc độ quay của cột cần

Dựa vào hình ta thấy vùng làm việc an toàn là vùng màu xanh Tốc độ quay cột cần tỷ lệ nghịch với áp suất làm việc của RCD Cụ thể là ở trạng thái tĩnh, RCD có áp suất làm việc chịu được tới 2000 psi, tuy nhiên khi tốc độ quay cột cần đạt 200 rpm thì áp suất làm việc của RCD giảm chỉ còn cỡ

500 psi

2.3.2 Những thành phần khác của RCD

Bộ phận điều khiển thủy lực

• Bộ điều khiển điện thủy lực cung cấp nguồn năng lượng thủy lực cần thiết cho việc đóng mở chốt kẹp RCD (bảo đảm

an toàn hoặc giải phóng nút kiểm tra, bộ

Bảng điều khiển 7875 HPU – HMI

• Là nơi thao tác để người vận hành RCD

Bộ điều khiển thiết bị thả

• Điều khiển chốt giữ trên thiết bị thả để bám chặt hay nhả bộ đỡ;

2.3.3 Hệ thống van điều áp

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

a Chức năng

Hệ thống van điều áp có khả năng điều chỉnh các dạng áp suất khác nhau như áp suất đáy giếng, áp suất ống đứng, phản áp bề mặt Hệ thống van điều áp được sử dụng phổ biến trong phương pháp khoan kiểm soát áp duy trì áp suất đáy không đổi (CBHP) để điều chỉnh phản áp bề mặt bằng việc đóng mở các van trong hệ thống, duy trì áp suất đáy không đổi trong quá trình tiếp cần, ngăn ngừa những mối nguy hại có thể xảy ra do sự thay đổi áp suất đáy giếng

 Hệ thống van điều áp được chia thành 3 dạng cơ bản:

 Hệ thống van điều áp điều khiển bằng tay (Manual Choke);

 Hệ thống van điều áp bán tự động (Semi- automatic Choke);

 Hệ thống van điều áp 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 hoặc bán tự động do những ưu điểm nổi bật như khả năng điều chỉnh linh hoạt và hạn chết được tối đa những sai sót trong quá trình khoan kiểm soát áp suất bằng tay

b Cấu tạo

 Hệ thống van điều áp tự động bao gồm những chi tiết

 Lưu lượng kế (Mass flowmeter): Đây là dụng cụ dùng thu thập các dữ liệu quan trọng về tỷ trọng và lưu lượng dòng, cũng như trọng lượng riêng và nhiệt độ của dòng dung dịch hồi trong thời gian thực Dữ liệu được chuyển qua bộ kiểm soát thông minh (Intelligent control unit)

 Van tiết lưu (Drilling Choke): thiết bị này đóng, mở để điều chỉnh lượng phản áp bề mặt tương ứng cho khoảng không vành xuyến của giếng khoan

 Bộ kiểm soát thông minh (Intelligent control unit): là nơi thu thập và lưu trữ tất cả các thông tin cần thiết cho việc đo và phân tích các tính chất vật lý, bao gồm cả việc phản ứng với các bất lợi trong giếng khoan

Hình 4 Cụm van điều áp kiểm soát dòng xâm nhập.

2.4 Quy trình vận hành của PMCD

Khi khoan, nếu gặp phải vỉa mất dung dịch lớn (nhiều hơn 300 bbl/h), chúng

ta sẽ chuyển từ khoan kiểm soát áp suất (MPD) sang khoan với mũ dung dịch có áp (PMCD) bằng cách bơm nước biển xuống cần khoan và khoảng không vành xuyến

để tạo ra áp suất xác thực, từ đó sẽ biết được áp suất lỗ rỗng để có những bước tiếp theo Nhưng trước khi xác định được áp suất vỉa, chúng ta cần đi qua hàng loạt quá trình xử lý và tính toán

2.4.1 Khi gặp mất tuần hoàn

 Tiếp tục xoay và bơm dung dịch xuống cột cần khoan;

 Kéo khỏi đáy và chờ chỉ thị của đốc công, kỹ sư vận hành và kỹ sư công nghệ

 Ghi lại áp suất của ống đứng;

Nếu một phần dung dịch được tuần hoàn lên tới bề mặt, ước tính lượng mất mát trong trạng thái động và tĩnh;

 Nếu lượng mất nhỏ hơn 300 thùng/giờ hoặc có 1 phần dung dịch tuần hoàn lại bề mặt, thì phải trả lời những câu hỏi sau trước khi khoan

 Liệu có thể tiếp tục khoan ở tình trạng mất mát, quan sát thấy có 1 phần dung dịch lên tới bề mặt mà vẫn kinh tế không?

 Liệu có thể khoan một cách an toàn? Ví dụ khả năng pha trộn dung dịch để chống lại sự mất mát có tối ưu không?

 Nếu không, liệu có thể giảm tỷ trọng tuần hoàn tương đương bằng cách giảm lưu lượng bơm mà vẫn tiếp tục khoan được?

 Nếu vậy, với lưu lượng bơm thấp thì có thể làm sạch đáy giếng một cách hiệu quả hay không?

 Nếu không, có thể giảm tỷ trọng tuần hoàn tương đương bằng cách hạ tỷ trọng nước muối thay vì giảm lưu lượng?

 Thực tế, liệu có an toàn hơn nếu giảm tỷ trọng nước muối?

Nếu lượng mất nghiêm trọng, cần phải xem xét việc chuyển sang khoan bằng

mũ dung dịch có áp Chúng ta cần phải hiểu rằng PMCD chỉ hiệu quả nếu lượng mất mát lớn hơn 300 thùng/ giờ hoặc mất hoàn toàn vào trong vỉa với khả năng chấp nhận một cách liên tục mùn khoan, dung dịch và chất lưu từ khoảng không vành xuyến

 Để đánh giá một cách chính xác, chúng ta cần dự tính hơn nữa khả năng mất dung dịch của vỉa bằng thí nghiệm bơm ép với quy trình như sau:

 Weatherford – Mở van bơm ép 4-1/16’’ ở khoảng không vành xuyến trên đầu

ra của đối áp xoay;

 Thợ khoan – Dừng bơm xuống cột cần, xả áp ở ống đứng tới 0 psi;

 Bắt đầu đếm số chu trình và điền đầy khoảng không vành xuyến với nước biển bằng bơm số 3 ở lưu lượng 100 gpm Đóng van tiết lưu của cụm phâm

dòng và van 4-1/6’’ nẳm trên đường ra của đối áp xoay; bơm nước biển xuống cột cần với tốc độ 100 gpm trong 2 phút;

 Tăng thêm 50 gmp đạt tới giới hạn lớn nhất là 550 gpm Khi đã đạt được áp suất, chúng ta biết rằng khoảng không vành xuyến giờ đã đầy Kiểm tra van tiết lưu để biết quá trình làm đấy giếng, dừng bơm;

 Khi quá trình làm đầy lỗ khoan được hoàn thành, kiểm tra và ghi lại lượng mất mát ở trạng thái tĩnh;

 Quan sát áp suất đóng cần và áp suất ống chống và tăng thêm 50 gpm tới 550 gpm (2 phút mỗi lần);

 Nếu áp suất vành xuyến vượt quá 500 psi (50% áp suất cực đại của đối áp xoay) PMCD phải đợi cho đến khi bắt gặp nứt vỉa lớn hơn/khả năng bơm lớn hơn Nếu thấp hơn 500 psi, PMCD có thể được tiến hành

2.4.2 Chuyển sang PMCD

 Kíp trưởng – Lắp đặt bơm số 3 làm việc để bơm nước biển xuống khoảng không vành xuyến ở tốc độ 100 gpm giữ vành xuyển đầy với van vành xuyến 4-1/6’’ mở trên đối áp xoay Van tiết lưu MPD luôn đóng;

 Kíp trưởng bơm xuống cột cần khoan với tốc độ yêu cầu đảm bảo cho việc làm sạch lỗ khoan (500-550 gpm);

 Quan sát dấu hiệu của khí xâm nhập Nếu có khí xâm nhập được phát hiện, tăng tốc độ bơm ở vành xuyến hoặc thay nước biển bằng nước muối (trọng lượng cần được xác nhận);

 Nếu không phát hiện khí xâm nhập, vẫn giữ vành xuyến đầy, giám sát áp suất vành xuyến

 Bắt đầu khoan với chế độ PMCD

2.4.3 Khoan tiếp với chế độ PMCD

 Nước biển được bơm xuống để giữ vành xuyến đầy và chặn dòng khí xâm nhập lên tới bề mặt;

 Giữ áp suất vành xuyến với chế độ kiểm soát giếng PMCD;

 Bơm nước biển xuống cột cần ở tốc dộ 500-550 gpm cho công tác khoan;

 Giám sát ứng suất xoắn và kéo với việc làm sạch lỗ khoan, bơm 30-50 thùng

độ nhơt cao mỗi mẻ;

 Giám sát áp suất đóng cần, áp suất vành xuyến, xu hướng kéo và xoắn cẩn thận Ghi lại con số sau mỗi 15 phút, xem xét sự thay đổi trong xu hướng đó;

 Nếu phát hiện ra sự tăng lên về ứng suất xoắn và kéo, bơm 30 thùng chất độ nhớt cao để quét, làm trơn và doa;

 Nếu không có sự cải thiện, quyết định sẽ đến từ nhà thầu khoan;

 Kiểm tra và ghi lại ứng suất kéo, xoắn (trọng lượng kéo cần, hạ cần và quay) mỗi lần để chắc chắn rằng việc làm sạch lỗ 1 cách phù hợp;

 Bơm 1 lần từ 30-50 thùng có độ nhớt cao để quét, ống làm việc và doa lại;

 Nếu không có sự cải thiện nào – Tăng tốc độ bơm ép qua cột cần, ống làm việc, doa ngược

 Nếu vẫn không có sự cải thiện nào – tạo ra chu trình kéo trả, bơm dung dịch qua cột cần tới chân đế ông chống

 Áp suất phải được ghi lại và giám sát để đảm bảo các thông số chế độ khoan

và quán sát dòng chảy vào giếng;

 Áp suất trong cần - mỗi cần dựng và mỗi lần 15 phút

 Áp suất vành xuyến - mỗi cần dựng và mỗi lần 15 phút

 Để đảm bảo giám sát đúng lượng chất lưu bơm vào trong giếng trong suốt quá trình PMCD, những chỉ dẫn sau cần được sử dụng

 Chỉnh số chỉ số hành trình xuống 0 trước khi bắt đầu bơm xuống vành xuyến qua đường bơm;

 Kíp trưởng thông cáo thợ dung dịch ưu tiên bơm xuống khoảng không vành xuyến;

 Kíp trưởng thông báo thợ dung dịch bất kì thông số nào của bơm thay đổi;

 Thợ dung dịch ghi lại lưu lượng đã bơm xuống mỗi giờ

2.4.4 Công tác tiếp cần khi khoan.

 Quan sát ứng suất xoắn và kéo để kiểm tra nếu cần chất độ nhớt cao trước khi tiến hành tiếp cần Chất đẩy, quét có thể được bơm trước khi dừng khoan;

 Kíp trưởng bơm chất có độ nhớt cao xuống quét trước khi tiến hành tiếp cần;

 Kíp trưởng kéo cần khỏi đáy, đo và ghi lại ứng suất kéo và xoắn;

 Kíp trưởng tiếp tục bơm nước biển xuống cột cần khoan trong 1-3 phút để làm sạch vụn mùn khoan;