ẢNH HƯỞNG CỦA DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT THÀNH HỆ LÊN HIỆN TƯỢNG MẤT DUNG DỊCH VÀ ĐỀ RA CÁC GIẢI PHÁP NGĂN CHẶN MẤT DUNG DỊCH CHO CÁC GIẾNG KHOAN TẦNG MÓNG NỨT NẺ TỰ NHIÊN MỎ BẠCH HỔ

Quá trình thực hiện công tác thi công khoan tại khu vực tầng đá móng mỏ Bạch Hổ luôn tồn tại nhiều khó khăn và thách thức trong việc khoan xuyên qua các tầng đá rắn chắc, nứt nẻ và các khu vực dị thường áp suất. Chính vì thế các sự cố thường gặp trong quá trình thi công giếng khoan mà được xí nghiệp Khoan và Sửa giếng Vietsovpetro ghi nhận lại nhiều nhất là hiện tượng mất dung dịch khoan khi khoan qua các tầng đá móng. Hiện tượng này hết sức nguy hiểm nếu các kỹ sư khoan không biết xử lý đúng quy trình và chính xác nó có thể gây ra hiện tượng kích hoặc phun trào dẫn đến phảy hủy mỏ hoặc nghiêm trọng hơn là cháy nổ giàn khoan gây thiệt hại về người và của. Chính vì tầm quan trọng của việc đảm bảo quá trình thi công an toàn không xảy ra mất dung dịch thì các chuyên gia và kỹ sư Vietsovepetro đã đề ra các hướng xử lý đối với từng trường hợp với từng dấu hiệu nhận biết cụ thể.

ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN MỤC LỤC PHẦN I : KHÁI QUÁT VỀ HOẠT ĐỘNG KHOAN TẠI MỎ BẠCH HỔ 1.1 Giới thiệu chung mỏ Bạch Hổ .1 1.1.1 Địa tầng mỏ Bạch Hổ .1 1.1.2 Các đối tƣợng khai thác dầu khí 1.1.3 Phân chia đới dung dịch tầng móng mỏ Bạch Hổ a Khối phía Bắc .4 b Khối trung tâm c So sánh khối phía Bắc khối trung tâm 1.2 Hoạt động khoan mỏ Bạch Hổ: 1.3 Quỹ đạo cấu trúc giếng 1.3.1 Quỹ đạo giếng 1.3.2 Cấu trúc giếng PHẦN II : ẢNH HƢỞNG CỦA DỊ THƢỜNG ÁP SUẤT LÊN HIỆN TƢỢNG MẤT DUNG DỊCH 13 2.1 Mất dung dịch 13 2.1.1 Mất dung dịch tƣợng xâm thực 13 2.1.2 Mất dung dịch vỡ vỉa thủy lực .15 2.1.3 Phân loại mức độ dung dịch 18 2.2 Hiện tƣợng lƣu thể vỉa xâm nhập vào giếng khoan 18 2.3 Hiện tƣợng sập lở thành giếng khoan .19 2.4 Hiện tƣợng tích tụ mùn khoan 19 PHẦN III : CÔNG NGHỆ KHOAN VÀ CÁC GIẢI PHÁP CHỐNG MẤT DUNG DỊCH ĐÃ VÀ ĐANG ÁP DỤNG TẠI MỎ BẠCH HỔ 20 3.1 Hệ dung dịch sét Gel/CMC 20 Nhóm iii Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN 3.1.1 Ngăn ngừa tình trạng dung dịch 21 a Duy trì tính chất dung dịch khoan 21 b Giữ ECD mức thấp 21 c Khống chế hàm lƣợng pha rắn dung dịch 22 d Hạn chế chênh áp tƣợng piston 22 e Lựa chọn vị trí đặt ống chống 23 3.1.2 Biện pháp xử lý dung dịch 23 a Biện pháp chống dung dịch tốc độ thấp (2-6m3/h) 24 b Biện pháp chống dung dịch với tốc độ 6m3/h 25 c Biện pháp chống dung dịch hoàn toàn 26 3.2 Hệ dung dịch muối 27 3.2.1 Biện pháp công nghệ tốc độ dung dịch nhỏ 28 3.2.2 Biện pháp công nghệ tốc độ dung dịch phần (lên đến 16m3/h) 28 3.2.3 Biện pháp công nghệ tốc độ dung dịch 16m3/h 29 a Phƣơng pháp khoan gần cân 31 b Phƣơng pháp khoan mũ dung dịch (Floating Mud Cap) 31 c Phƣơng pháp sử dụng nút dung dịch 31 d Giải pháp gia cố thành giếng tạm thời 32 3.3 Phƣơng pháp dùng vật liệu chống dung dịch (LCM) 34 3.3.1 Quy trình chuẩn bị trƣớc bơm LCM 34 3.3.2 Kích thƣớc hạt LCM 34 3.3.3 Loại LCM 35 a LCM dạng hạt (granules) 35 b LCM dạng mảnh (flakes) 36 Nhóm iv Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN c LCM dạng sợi (fibers) .36 3.4 nƣớc Phƣơng pháp sử dụng loại LCM số công ty dịch vụ 37 3.4.1 Diesel Oil Bentonite (DOB) 37 3.4.2 Reverse DOB or Oil Fluid Based DOB (RDOB) 38 3.5 Phƣơng pháp chống dung dịch cement 39 3.5.1 Diesel Oil – Bentonite – Cement (DOBC) 39 3.5.2 Frac Pak 41 3.6 Phƣơng pháp chống dung dịch sử dụng polymer 42 3.6.1 Polymer loại – Surface activated .42 3.6.2 Polymer loại – Downhole activated 42 KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ 44 DANH MỤC HÌNH ẢNH 45 TÀI LIỆU THAM KHẢO 46 Nhóm v Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN LỜI NĨI ĐẦU Q trình thực cơng tác thi cơng khoan khu vực tầng đá móng mỏ Bạch Hổ ln tồn nhiều khó khăn thách thức việc khoan xuyên qua tầng đá rắn chắc, nứt nẻ khu vực dị thường áp suất Chính cố thường gặp trình thi cơng giếng khoan mà xí nghiệp Khoan Sửa giếng Vietsovpetro ghi nhận lại nhiều tượng dung dịch khoan khoan qua tầng đá móng Hiện tượng nguy hiểm kỹ sư khoan xử lý quy trình xác gây tượng kích phun trào dẫn đến phảy hủy mỏ nghiêm trọng cháy nổ giàn khoan gây thiệt hại người Chính tầm quan trọng việc đảm bảo q trình thi cơng an tồn khơng xảy dung dịch chun gia kỹ sư Vietsovepetro đề hướng xử lý trường hợp với dấu hiệu nhận biết cụ thể Đây vấn đề thúc đẩy nhóm thực đồ án “Ảnh hưởng dị thường áp suất thành hệ lên tượng dung dịch đề giải pháp ngăn chặn dung dịch cho giếng khoan tầng móng nứt nẻ tự nhiên mỏ Bạch Hổ” nhằm có nhìn tổng quan tượng dung dịch khoan khu vực đá móng mỏ Bạch Hổ Nhóm thực đồ án hy vọng thơng qua đồ án kiến thức tượng dung dịch khoan, dấu hiệu nhận biết biện pháp xử lý cung cấp kiến thức cho thân bổ sung thêm nguồn tài liệu tham khảo quý giá cho bạn sinh viên khác NHĨM THỰC HIỆN ĐỒ ÁN Ơn Kim Thịnh Lê Đức Thọ Phạm Đình Thuận Nhóm vi Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN PHẦN I : KHÁI QUÁT VỀ HOẠT ĐỘNG KHOAN TẠI MỎ BẠCH HỔ 1.1 Giới thiệu chung mỏ Bạch Hổ Mỏ Bạch Hổ nằm trung tâm bể Cửu Long, mỏ lớn Việt Nam đứng vào hàng thứ mỏ phát khu vực vành đai Tây Bắc cung Thái Bình Dương (bao gồm: Nhật Bản, Trung Quốc nước Asean), đứng sau mỏ Đại Khánh Trung Quốc (phát năm 1959) mỏ Minas Indonesia (phát năm 1944) Hình 1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ 1.1.1 Địa tầng mỏ Bạch Hổ Nhóm Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN Bạch Hổ mỏ dầu lớn thuộc bể trầm tích Cửu Long, thềm lục địa Nam Việt Nam Mỏ cách thành phố Vũng Tàu 120km (Hình 1.1) Lát cắt địa chất mỏ Bạch Hổ gồm móng kết tinh trước Kainozoi trầm tích lục nguyên Chiều dày tổng cộng mở theo chiều thẳng đứng đá móng 1990m, tầng đá trầm tích 4740m (giếng khoan BH-11) Hình Mặt cắt địa chấn dọc khối nâng Trung tâm mỏ Rồng Bạch Hổ Móng gồm đá macma granitoid kết tinh đai mạch diaba bazanandesite poocfia, hay gọi chung đá móng Đá móng đặc trưng tính bất đồng thạch học cao Theo số liệu mẫu lõi, khối Trung tâm phát triển chủ yếu đá granit biotit, khối Bắc - đá granodiorit biotit sáng xám adamelit với hàm lượng monzonit thạch anh cao, monzodiorit thạch anh diorit kiềm, khối Nam đá granit, granodiorit, monzodiorit thạch anh Độ cứng đá móng nằm khoảng 20-30MPa, phân loại độ cứng theo thang tiêu chuẩn GOST- 122-88-66 đá móng có độ cứng cấp VII Lát cắt trầm tích gồm đá tuổi Paleogen (Oligocen), Neogen (Miocen, Pliocen) Đệ tứ, chúng chia nhỏ thành điệp với tên gọi địa phương Trong Oligocen có hai điệp phân Trà Cú - Oligocen hạ, Trà Tân - Oligocen thượng, Miocen có điệp: Bạch Hổ - Miocen hạ, Cơn Sơn Nhóm 2 Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN Miocen trung, Đồng Nai - Miocen thượng Trầm tích Pliocen Đệ tứ kết hợp chung vào điệp Biển Đông Các thân dầu thương mại tập trung cát kết điệp Trà Cú, Trà Tân Bạch Hổ 1.1.2 Các đối tƣợng khai thác dầu khí Trong phạm vi bể Cửu Long phát 15 mỏ dầu, đó, mỏ Bạch Hổ thuộc loại lớn, mỏ lại thuộc loại trung bình nhỏ Đối tượng chứa dầu mỏ móng nứt nẻ, hang hốc trước Kainozoi Trong lớp trầm tích phủ, thân dầu liên quan tới vỉa cát, cát kết, bột kết thân đá phun trào (effusive) thuộc Oligocen Miocen Trong trầm tích Oligocen dưới, Oligocen Miocen thân dầu có độ sản phẩm khác nhau, trữ lượng nhỏ, cấu tạo phức tạp Bề dày toàn tầng chứa dầu 2150m mở từ móng đến Miocen, phát 126 thân dầu Theo trạng thái pha, tất dầu Theo dạng chứa tự nhiên, đa số thuộc dạng vỉa, bẫy dạng vòm, chắn thạch học kiến tạo Thân dầu đá móng có dạng khối Các thân dầu trầm tích có trữ lượng nhỏ, chiều cao thay đổi khoảng 15-800m Thân dầu móng có chiều cao ước đốn tới 1800m 1.1.3 Phân chia đới dung dịch tầng móng mỏ Bạch Hổ Nhóm Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN Hình Bản đồ cấu tạo bề mặt móng mỏ Bạch Hổ a Khối phía Bắc Độ sâu xảy dung dịch từ 3323-4490m khoảng dung dịch nhiều 3323-4177m Dựa số liệu thu thập, người ta chia khối phía Bắc thành đới dung dịch:  Đới 1-B: độ sâu thẳng đứng 3323-3660m, phân bố phía Tây, đặc biệt Tây Nam khối phía Bắc Mức độ dung dịch chủ yếu phần nghiêm trọng Tại vài giếng tượng dung dịch  Đới 2-B: chiều sâu 3700-3875m, phân bố chủ yếu phía Tây Đới xảy dung dịch phần mức độ rò rỉ Tại vài giếng khơng có tượng dung dịch  Đới 3-B: chiều sâu 3934-4179m, phân bố chủ yếu phía Tây Mức độ dung dịch chủ yếu phần rò rỉ, số giếng khơng bị dung dịch Càng hướng phía Tây Nam mức độ dung dịch nghiêm trọng  Đới 4-B: chiều sâu 4204-4490m, phân bố chủ yếu phía Tây Nam với mức độ dung dịch nhẹ, chủ yếu rò rỉ số giếng khoan Nhóm Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN Các đới Chiều sâu dung dịch (m) Vị trí Số giếng Mức độ dung dịch Rò rỉ, phần, số giếng 1-B 3323 - 3660 Tây Nam 15 khơng dung dịch Rò rỉ, phần, số giếng 2-B 3700 - 3875 Tây 13 không dung dịch Rò rỉ, phần, số giếng 3-B 3934 - 4179 Tây 11 không dung dịch 4-B 4204 - 4490 Tây Nam Rò rỉ Bảng 1.1: Phân chia đới dung dịch theo độ sâu khối phía Bắc b Khối trung tâm Có 26 giếng thu thập liệu đáng tin cậy Chiều sâu thẳng đứng khoảng dung dịch 3151-4773m, chủ yếu tập trung khoảng 3229-4485m Dựa liệu thu thập được, người ta chia khối trung tâm thành đới dung dịch:  Đới 1T: chiều sâu 3151-3393m, chủ yếu trung tâm khối Mức độ dung dịch: phần, nghiêm trọng  Đới 2T: chiều sâu 3433-3599m, phân bố chủ yếu vùng trung tâm khối Mức độ dung dịch: phần, nghiêm trọng Nhóm Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN  Đới 3T: chiều sâu 3629-3707m, phân bố chủ yếu vùng trung tâm khối Mức độ dung dịch: rò rỉ, phần  Đới 4T: chiều sâu 3747-3897m, phân bố cách ngẫu nhiên vùng trung tâm khối Mức độ dung dịch: rò rỉ, nghiêm trọng  Đới 5T: chiều sâu 3970-4132m, chủ yếu phía Nam khối Mức độ dung dịch: rò rỉ, phần, nghiêm trọng  Đới 6T: chiều sâu lớn 4221m, phân bố chủ yếu vùng trung tâm phía Nam khối Mức độ dung dịch: rò rỉ, phần, nghiêm trọng phân bố cách ngẫu nhiên Tuy nhiên khu vực trung tâm khối dung dịch xảy mức độ nặng Mức độ dung dịch thường giảm theo chiều sâu Các đới Chiều sâu (m) Vị trí Số giếng 1T 3151 - 3393 Trung tâm 2T 3433 - 3599 Trung tâm 20 dung dịch Các mức độ dung dịch Mất phần, rò rỉ Mất phần, rò rỉ Mất phần 3T 3629 - 3707 Trung tâm 18 (ở vài giếng), rò rỉ, nghiêm trọng 4T 5T 6T Nhóm 3747 - 3897 3970 - 4132 >4221 Trung tâm Khu vực phía Nam Trung tâm phía Nam 19 Rò rỉ, nghiêm trọng Mất phần, 19 rò rỉ, nghiêm trọng Mất phần, 14 rò rỉ, nghiêm trọng Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN Là giải pháp nhà thầu nghiên cứu thử nghiệm tốc độ dung dịch lớn, chưa áp dụng rộng rãi tồn số hạn chế định  Nút Form-A: Đây nút ép nhà thầu MI (Mud International) sản xuất, hòa tan acid Đây hỗn hợp dung dịch polymer gốc nước, sử dụng liên kết dạng mạch bơm xuống giếng khoan đông lại điều kiện nhiệt độ đáy giếng Nút Form-A gồm thành phần chính: FORM-A PLUG, chất tăng tốc FORM-A PLUG chất ức chế FORM-A PLUG Ngay nút FORM-A PLUG bơm xuống đới dung dịch với thể tích vượt 100%, cần khoan kéo lên đỉnh nút đối áp vành xuyến đóng lại Nút bơm ép vào đới dung dịch từ từ áp suất thiết kế Thời gian đông nút từ - Mặc dù FORM-A PLUG hồ tan axit, nhiên, chiều sâu vào vỉa sản phẩm nút khơng thể dự đốn nên dẫn đến axit khơng thể làm hồn tồn nhiều khả dẫn đến vỉa sản phẩm bị lấp nhét hoàn toàn  Nút DRILPLEX: DRILPLEX hệ thống nút dạng sợi sét chất lượng cao Hệ thống đảm bảo tạo hỗn hợp dung dịch có độ bền GEL YP dị thường cao Việc sử dụng nút DRILPLEX xử lý việc dung dịch ngăn ngừa dung dịch vào khe nứt Tuy nhiên, nút DRILPLEX lại làm nhiễm bẩn vỉa, sét trương nở lấp nhét khe nứt d Giải pháp gia cố thành giếng tạm thời Là giải pháp sử dụng thiết bị đặc biệt thiết kế nhằm cách ly tạm thời phần thân giếng bị sập lở nghiêm trọng nước rửa khơng kích thước giếng khoan Nhóm 32 Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN Hình Thiết bị APL Thiết bị ống thép xẻ rãnh, có khả mở rộng Khơng ống chống ống chống lửng bình thường, APL thả qua ống chống trước đến phần lỗ khoan gặp phức tạp Tại APL mở rộng tới đường kính mong muốn (đường kính ống chống trước đó) Khi APL mở rộng trám xi măng, tiến hành thả dụng cụ đáy khoan qua xi măng Phần vỉa cách ly với vỉa khác giếng khoan vỏ bọc xi măng cho phép thiết lập lại trình khoan bình thường Cơng nghệ APL áp dụng trường hợp sau:  Thành giếng không ổn định  Thành hệ sét chảy - trương nở, dung dịch nghiêm trọng, đứt gẫy, đới dị thường áp suất  Khơng làm giảm đường kính giếng khoan  Cách ly khu vực phức tạp, hồn thiện ống chống Cơng nghệ APL có ưu điểm sau:  Khơng làm giảm đường kính giếng khoan  Cách ly khu vực phức tạp với khu vực thi công khác  Cho phép đạt đường kính giếng khoan lớn  Cho phép mở vỉa sản phẩm với đường kính lớn  Giảm thiểu số cột ống chống giếng khoan Nhóm 33 Lớp KKT-03 ĐỒ ÁN KỸ THUẬT KHOAN  Cho phép cách ly tạm thời đới phức tạp vị trí nào, chân ống chống vị trí cách xa chân ống chống trước  Giảm chi phí giếng khoan Phƣơng pháp dùng vật liệu chống dung dịch (LCM) 3.3 3.3.1 Quy trình chuẩn bị trƣớc bơm LCM Một số loại vật liệu chống dung dịch đòi hỏi nghiêm ngặt quy trình chuẩn bị Muốn áp dụng thành cơng phương pháp LCM đòi hỏi phải chuẩn bị theo quy trình tiêu chuẩn sau:  Xác định vị trí, nguyên nhân mức độ dung dịch  Xem lại hồ sơ mỏ để biết kiện xảy mỏ khứ  Lựa chọn phương pháp xử lý  Xác định thể tích giếng khoan kích thước lỗ chng khoan  Tính tốn thể tích LCM cần phải bơm  Chuẩn bị sẵn sàng thiết bị phụ trợ cần thiết (máy bơm, máy trộn, ), hoạt động cần thiết  Rửa bể trộn LCM  Đảm bảo cách ly vật liệu LCM với dung dịch khoan bắt đầu sử dụng 3.3.2 Kích thƣớc hạt LCM Thực tiễn chứng minh kích thước hạt phù hợp để điều chế LCM cho đới nứt nẻ kích thước cỡ trung (74-2000 micromet) cỡ mịn (