Bài báo giới thiệu công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) và kết quả ứng dụng phương pháp khoan duy trì áp suất đáy không đổi (CBHP) ở bể Nam Côn Sơn. Đây là giải pháp hiệu quả giúp ổn định thành giếng, tăng cường khả năng kiểm soát giếng, ngăn ngừa và hạn chế mất dung dịch, giảm thiểu thời gian phi sản xuất, giảm nhiễm bẩn thành hệ, tạo điều kiện tốt nhất cho công tác thử vỉa và gọi dòng sản phẩm.
THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số 12 - 2018, trang 20 - 30 ISSN-0866-854X ỨNG DỤNG CƠNG NGHỆ KHOAN KIỂM SỐT ÁP SUẤT CHO CÁC GIẾNG CÓ NHIỆT ĐỘ CAO, ÁP SUẤT CAO TẠI BỂ NAM CÔN SƠN Nguyễn Anh Tuấn, Nguyễn Thanh Tùng, Lê Vũ Quân, Lê Quốc Trung, Trần Đăng Tú Viện Dầu khí Việt Nam Email: tuananguyen@vpi.pvn.vn Tóm tắt Hiện nay, triển vọng dầu khí thềm lục địa Việt Nam thường phát khu vực nước sâu, xa bờ, điều kiện địa chất phức tạp, có dị thường áp suất nhiệt độ… Trong đó, thay đổi áp suất đáy giếng nguyên nhân gây cố trình khoan như: ổn định thành giếng, sập lở, kẹt cột cần khoan, dung dịch khoan, xâm nhập dung dịch vỉa… Bài báo giới thiệu công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) kết ứng dụng phương pháp khoan trì áp suất đáy khơng đổi (CBHP) bể Nam Côn Sơn Đây giải pháp hiệu giúp ổn định thành giếng, tăng cường khả kiểm soát giếng, ngăn ngừa hạn chế dung dịch, giảm thiểu thời gian phi sản xuất, giảm nhiễm bẩn thành hệ, tạo điều kiện tốt cho cơng tác thử vỉa gọi dòng sản phẩm Từ khóa: Khoan kiểm sốt áp suất (MPD), áp suất đáy không đổi (CBHP), nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP) Các phức tạp yếu tố địa chất bể Nam Cơn Sơn ảnh hưởng lớn đến q trình thi công giếng khoan gồm: gắn kết vỉa yếu, bền vững; trương nở mạnh sét số địa tầng gây bó hẹp thành giếng khoan, kẹt thiết bị khoan; tượng dung dịch trầm trọng tầng carbonate; dị thường áp suất, nhiệt độ cao Dị thường áp suất cao, nhiệt độ cao phía Đơng Bắc (như Lơ 05-1c, 05-2, 05-3, 04-3 ) gây khó khăn q trình thi cơng khoan, ảnh hưởng đến tiến độ chi phí khoan Yếu tố địa chất gây nên tượng dị thường áp suất cân trình kết rắn đá, giãn nở nhiệt tăng nhiệt độ nước, sinh thành hydrocarbon, thay khoáng vật, hoạt động kiến tạo Trong số trường hợp môi trường đồng châu thổ (delta), với đặc điểm tốc độ trầm tích lớn gây nên tượng cân trình kết rắn đá dẫn đến dị thường áp suất cao trầm tích bị chôn vùi sâu hơn, chịu nhiệt độ cao Môi trường Ngày nhận bài: 3/5/2018 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 4/5 - 1/6/2018 Ngày báo duyệt đăng: 3/12/2018 20 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 đồng châu thổ trầm tích có tuổi Miocene sớm hệ tầng Thông - Mãng Cầu Nam Côn Sơn thuộc khu vực bể Ở khu vực Đơng Bắc có bề dày trầm tích Cenozoic thay đổi lớn từ 4.000 - 10.000m, phụ đới trũng Trung tâm đới trũng phía Đơng có bề dày trầm tích Cenozoic từ 5.000 - 14.000m (Lơ 05) Khu vực Tây Nam trầm tích Cenozoic có chiều dày từ 3.500 - 4.000m trũng hẹp sâu kề đứt gãy Sơng Hậu Qua cho thấy dị thường nhiệt độ cao gặp khu vực Đông Bắc bể trầm tích lớn bị chơn vùi sâu nên chịu nhiệt độ cao phía Tây Nam gặp trầm tích khơng lớn Điều giải thích cho tượng dị thường áp suất Quan hệ nhiệt độ - chiều sâu Nhiệt độ (oC) Chiều sâu (m) Giới thiệu Hình Quan hệ nhiệt độ độ sâu giếng A bể Nam Côn Sơn [1] PETROVIETNAM Chú giải Mỏ gas Mỏ dầu Cấu tạo Áp suất cao Có thể có áp suất cao Áp suất cao Hình Dị thường áp suất trầm tích Miocene bể Nam Côn Sơn [1] Chú giải Mỏ gas Mỏ dầu Cấu tạo Áp suất cao Có thể có áp suất cao Áp suất cao cao Lô 04-3, 05-1c, 05-2, 05-3 bể Nam Cơn Sơn nơi tập trầm tích dày Pliocene (> 2.000m) (Hình 3) giá trị gradient nhiệt độ đo cao (Hình 1) Quá trình sinh thành hydrocarbon gây nên cân nguyên nhân gây nên dị thường áp suất khu vực Một số mỏ dầu khí bể Nam Cơn Sơn có đặc điểm địa chất phức tạp, đặc biệt nhiệt độ áp suất vỉa cao Theo kết phân tích liệu từ giếng thăm dò, áp suất đáy giếng lớn 11.500psi nhiệt độ 170oC, có nơi áp suất lên đến 12.000psi nhiệt độ 180oC Với đặc điểm áp suất cao, để đảm bảo an tồn, cần phải sử dụng dung dịch có tỷ trọng cao để khống chế áp suất vỉa Hình cho thấy khoảng từ 2.400 - 4.200mTVD, giới hạn khoan (narrow PP-FP) nhỏ, có vị trí vào khoảng 0,8 - 1ppg Với đặc điểm địa chất này, để khoan đến chiều sâu thiết kế, phải bổ sung cấp ống chống với mác thép đặc chủng kích thước khơng thơng dụng (13⅝'' 10"), dẫn đến phải tăng chi phí thời gian khoan Ngồi ra, điều kiện giới hạn khoan hẹp dễ xảy tượng dung dịch lưu thể vỉa xâm nhập vào giếng gây tượng kiểm sốt giếng Theo thống kê có cố kiểm sốt giếng (well control) giếng có nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP) cố kiểm sốt giếng 20 giếng có áp suất bình thường Trong điều kiện HTHP dễ dẫn đến tượng phun trào giếng khoan không kiểm sốt tốt Trong q trình kéo thả, tượng piston dễ xảy điều kiện chênh lệch áp suất vỉa vỡ vỉa hẹp, dẫn đến trình khoan bị kéo dài làm gia tăng chi phí khoan Ngoài ra, khoan giếng HTHP, điều kiện bắt buộc giàn phải có tiêu chuẩn cao đặc tính kỹ thuật sức chứa, giá thành thuê giàn cao Hình cho thấy giếng khoan bể Nam Côn Sơn, độ sâu khoảng 2.800m xuất dị thường nhiệt độ cao, đến chiều sâu khoảng 3.500m nhiệt độ vỉa lên tới 150oC (khoảng 300oF) độ sâu khoảng 4.100m nhiệt độ vỉa 175oC (khoảng 350oF) Trong điều kiện này, để làm giảm khả xảy cố liên quan đến thiết bị, cần phải sử dụng thiết bị có tiêu chuẩn chịu nhiệt cao dẫn đến giá thành cao Hình Dị thường áp suất trầm tích Miocene bể Nam Cơn Sơn [1] DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 21 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Chiều sâu thẳng đứng (TVD) Biểu đồ khoan giếng bể Nam Côn Sơn (Hình 6) cho thấy rõ khoan qua khu vực HTHP tới vài tháng cho khoảng khoan 2.500 4.000m, trình khoan gặp cố liên quan đến kiểm soát giếng, kẹt cần, dung dịch… Nếu khơng kiểm sốt tốt, giếng khoan gây cố, đòi hỏi nhà điều hành phải áp dụng cơng nghệ kiểm sốt giếng khoan hiệu nhất, đảm bảo cho trình khoan triển khai tiết kiệm, an toàn Bài báo giới thiệu cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất (MPD) phương pháp áp suất đáy không đổi (CBHP), đồng thời đánh giá hiệu việc ứng dụng thực tế công nghệ khoan bể Nam Côn Sơn Gradien áp suất vỉa Gradient áp suất vỡ vỉa Tỷ trọng dung dịch tương đương EMW (ppg) Chiều sâu thẳng đứng (TVD) Hình Gradient áp suất giếng khoan bể Nam Cơn Sơn [2] Nhiệt độ (oF) Hình Gradient nhiệt độ giếng khoan bể Nam Côn Sơn [2] 22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 Cơng nghệ khoan kiểm soát áp suất phương pháp trì áp suất đáy khơng đổi Sự thay đổi áp suất đáy giếng ngun nhân gây tình trạng: ổn định thành giếng, sập lở, kẹt cột cần khoan, dung dịch khoan, xâm nhập dung dịch vỉa… Sự thay đổi áp suất đáy giếng xảy thay đổi trạng thái tuần hồn, ví dụ ngừng tuần hoàn để tiếp cần khoan Trong trạng thái tuần hoàn dung dịch để đưa mùn khoan lên bề mặt, áp suất đáy giếng tổng cột áp thủy tĩnh dung dịch giếng khoan tổn hao áp suất ma sát khoảng không vành xuyến dọc thân giếng Ở trạng thái tĩnh ngừng tuần hoàn, tổn hao áp suất dẫn đến giảm giá trị áp suất đáy giếng, gây phức tạp Đặc biệt với giếng khoan địa tầng không ổn định, thay đổi áp suất đáy giếng làm gia tăng rủi ro xảy cố trình khoan Phương pháp trì áp suất đáy giếng không đổi phương pháp sử dụng để điều chỉnh hay hạn chế tối đa ảnh hưởng thay đổi đột ngột áp suất đáy giếng gây thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch khoan Với việc sử dụng hệ thống tuần hồn kín, dung dịch khoan lên bề mặt dẫn hướng đến hệ thống van tiết lưu tự động bán tự động, hệ thống van tạo phản áp bề mặt lên dòng dung dịch thơng qua việc đóng mở thay đổi tiết diện van Áp suất tác động vào khoảng không vành xuyến nhằm bù lại lượng tổn hao áp suất bị giảm giảm lưu lượng bơm, áp suất đáy giếng giữ cố định suốt trình khoan PETROVIETNAM bù lại lượng phản áp bề mặt với giá trị tương đương cho phép kiểm soát áp suất đáy giếng (BHP) ổn định Phương pháp CBHP tạo khả khoan khu vực có giới hạn khoan nhỏ đến nhỏ Đặc biệt, phương pháp CBHP điều chỉnh xác áp suất giếng nhờ bổ sung phản áp bề mặt để trì áp suất đáy giếng ổn định, cho phép sử dụng dung dịch khoan có tỷ trọng nhỏ hơn, từ làm gia tăng tốc độ học khoan Ưu điểm phương pháp CBHP: Hình Biểu đồ thi công khoan giếng HTHP [2] Áp suất vỡ vỉa Tuần hoàn Áp suất đáy giếng Ngừng tuần hoàn Áp suất vỉa Phản áp bề mặt Thời gian PBHP = PHH + PAFP + PSBP Hình Áp suất đáy giếng phương pháp CBHP Trạng thái tĩnh PBHP = PHH + PAFL Chiều sâu Trạng thái động PBHP = PHH + PAFL + PSBP PBHP: Áp suất đáy giếng PHH: Áp suất thủy tĩnh PAFL: Tổn hao áp suất ma sát KKVX PSBP: Phản áp bề mặt PP FP Áp suất Hình Áp suất đáy giếng ổn định phương pháp CBHP [3] Hình mơ tả trạng thái áp suất đáy giếng trì ổn định thay đổi trạng thái tuần hồn dung dịch phương pháp CBHP Hình mô phương thức ứng dụng phản áp bề mặt (SBP) phương pháp CBHP Theo lý thuyết, ngừng tuần hồn dung dịch tổn hao áp suất ma sát giảm - Sử dụng hệ thống van tiết lưu điều chỉnh phản áp bề mặt, cho phép hạn chế tối đa thay đổi áp suất đáy giếng thay đổi trạng thái tuần hoàn giếng - Áp suất đáy giếng trạng thái động trạng thái tĩnh trì ổn định dễ điều chỉnh giới hạn khoan nhỏ gradient áp suất vỉa gradient áp suất vỡ vỉa - Khả trì áp suất đáy giếng ổn định giới hạn khoan cho phép khoan sâu trước phải thay đổi tỷ trọng dung dịch chống ống - Trong trình tiếp cần ngừng tuần hồn, dòng xâm nhập kiểm sốt việc sử dụng phản áp bề mặt trì áp suất đáy giếng - Ít phải thay đổi tỷ trọng dung dịch khoan, gia tăng tốc độ học khoan Mục tiêu khoan kiểm soát áp suất đưa áp suất giếng nằm khoảng áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa, nhằm tránh cố xâm nhập khí, dầu, nước dung dịch vỉa có giới hạn khoan hẹp, thường gặp mỏ thuộc vùng biển sâu Khi công đoạn khoan vừa bắt đầu (máy bơm bắt đầu hoạt động), áp suất khoảng khơng vành xuyến phía miệng giếng gần Khi đóng máy bơm để tiếp cần (máy bơm ngừng hoạt động), phản áp bề mặt bổ sung phải trì giá trị khoảng vài trăm psi thay cho giá trị áp suất ma sát khoảng khơng vành xuyến Hình bổ sung phản áp bề mặt vào hệ thống tuần hoàn, trọng lượng tuần hoàn tương đương tổn thất áp suất ma sát bị thiếu hụt q trình tuần hồn bị gián đoạn Về mặt lý thuyết, để giữ cho áp suất đáy giếng khơng thay đổi bổ sung giá trị phản áp bề mặt tương DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 23 THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ đương ngừng tuần hồn Do vậy, kiểm sốt áp suất đáy giếng khoan khơng bị thay đổi, ngăn chặn tượng xâm nhập dòng chất lưu từ vỉa vào giếng 10 700 600 600 500 500 400 400 300 300 200 200 100 100 Phản áp bề mặt (psi) Tốc độ bơm (gpm) 700 0 Thời gian (phút) Tốc độ bơm (gpm) Phản áp bề mặt (psi) Hình Đồ thị áp suất giếng khoan sử dụng phản áp bề mặt CBHP [4] Việc áp dụng phản áp bề mặt từ miệng giếng giúp công tác khoan sử dụng hệ dung dịch có trọng lượng riêng nhỏ nén ép Tuy nhiên, cột áp thủy tĩnh giếng trạng thái giếng ngừng tuần hoàn điều kiện “dưới cân bằng” Do vậy, phản áp bề mặt thực chức trì điều kiện áp suất lòng giếng trạng thái cân gần cân với vỉa khoan qua 2.1 Nguyên lý hoạt động Để chuyển giếng từ trạng thái khơng tuần hồn tới trạng thái tuần hồn mà khơng xảy tượng dung dịch hay tượng kick, gây biến động áp suất đáy giếng, thực theo phương pháp: giảm từ từ tốc độ máy bơm đồng thời đóng từ từ van điều tiết áp suất bề mặt để tăng áp suất khoảng Bearing assembly với đường kính ngồi 19,63” nên dùng với hầu hết loại rotor Tại vị trí bearing assembly lắp đặt: - Wireline lubricator: Thiết bị làm kín Wireline tool q trình điều áp - Casing stripper - Test plug Protective sleeves Hai vành cao su dạng hình nón tạo vành làm kín ơm lấy cần khoan thả qua RCD Khả làm kín chúng tăng lên áp suất khoảng không vành xuyến tăng lên Độ bền tin cậy chúng đảm bảo cho q trình làm kín cho cần khoan tới 6⅝” đầu nối có đường kính tới 8,89” Mặt bích cho phép RCD nối dài lên giống phần ống nâng Chốt giữ (Latching assembly) cho phép việc ôm giải phóng bearing assembly Locking dogs nằm bên Latching assembly cho phép việc điều chỉnh từ xa việc ôm giải phóng bearing assembly thiết bị khác protective sleeves, logging adapter, snubbing adapter, test plus Ống bảo vệ (protective sleeves): Bảo vệ cho chốt giữ thả cần khoan hay khoan cụ đáy qua Mặt bích thường lắp mặt bích hệ thống đối áp bề mặt Mặt bích có nhiều kích thước khác tương ứng với kích thước BOP khác Hình 10 Thiết bị kiểm soát xoay RCD model 7875 [3] 24 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 PETROVIETNAM khơng vành xuyến, tới máy bơm dừng hoàn toàn áp suất khoảng không vành xuyến tương đương với giá trị ECD giếng tuần hoàn (ECD trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương, tổng giá trị áp suất lòng giếng thời điểm khác nhau) - Hệ thống van điều áp tự động (automatic choke) điều khiển máy tính lắp đặt đường tuần hồn để tự động thực quy trình điều áp theo mức áp suất thay đổi máy bơm làm việc ngưng hoạt động - Van chiều lắp cột cần khoan (NRV, non return valve) cho phép ngăn dòng dung dịch khơng bị chảy ngược hệ thống tạm ngưng tuần hoàn, van cột cần (floating valve) cho phép ngăn dòng dung dịch khoan lên kéo cần khoan - Các loại máy bơm chuyên dụng sử dụng để trì bổ sung áp suất liên tục qua khoảng không vành xuyến từ bề mặt thông qua việc kết hợp với hệ thống van điều áp, nhằm mục tiêu điều chỉnh xác dễ dàng áp suất khoảng không vành xuyến trình thay đổi chế độ làm việc máy bơm - Áp suất bề mặt bổ sung tác động vào đáy giếng thơng qua đóng kín phần hoàn toàn van điều áp Với thiết bị kiểm soát áp suất, trình khoan, dòng chất lưu xâm nhập ngăn chặn thông qua điều chỉnh tăng áp suất ma sát khoảng không vành xuyến - Trong số trường hợp, máy bơm dùng cho phương pháp thi công thông thường có nhiều cấp tốc độ sử dụng với vai trò giống loại bơm chuyên dụng, với vai trò bơm dự phòng, thực đầy đủ chức yêu cầu thiết bị cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất Với việc sử dụng phương pháp khoan kiểm soát áp suất, rủi ro hay gặp phải hệ thống tuần hoàn mở (trong công nghệ khoan thông thường) loại bỏ Khi máy bơm dung dịch dần chuyển sang chế độ ngừng hoạt động, cụm van điều áp đóng lại từ từ; đồng thời, van chiều lắp cột cần khoan ngăn áp suất không cho dung dịch chảy ngược khỏi giếng, giúp áp suất khoảng không vành xuyến tăng dần (đây trình nén áp suất đối bổ sung vào giếng) 2.2 Hệ thống thiết bị áp dụng phương pháp khoan CBHP 2.2.1 Thiết bị kiểm soát xoay (RCD) RCD thiết bị kiểm soát xoay (Hình 10) [5] Thiết bị này được lắp bên của cụm đối áp giàn khoan (surface BOP stack), tạo một vành bịt kín an toàn xung quanh cần khoan và các đầu nối quá trình cột cần khoan quay, để chuyển hướng một cách chủ động dòng hồi dung dịch từ khoảng không vành xuyến RCD cũng có thể chuyển hướng dòng hồi dung dịch cùng với mùn khoan qua một hệ thống van tiết lưu riêng tới các thiết bị tách, cho phép sử dụng nhiều phương pháp khoan khác nhau: MPD, UBD, air drilling Việc chuyển hướng dòng hồi dung dịch này giúp nâng cao hiệu quả Lực làm kín Dòng chảy từ khoảng khơng vành xuyến Áp suất giếng khoan (psi) Ngoài phạm vi hoạt động Phạm vi hoạt động Số vòng quay phút Model 7875 Hình 11 Mặt cắt dọc thiết bị kiểm soát xoay giới hạn áp suất làm việc [5] DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 25 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ an toàn, sức khỏe bảo vệ môi trường quá trình khoan kiểm soát áp suất Có thể tháo cụm thiết bị trục quay để nhanh chóng chuyển từ khoan kiểm soát áp suất sang khoan truyền thống và ngược lại Với loại RCD có giới hạn áp suất làm việc định phụ thuộc vào tốc độ quay cột cần khoan (Hình 11) 2.2.2 Hệ thống van điều áp Hệ thống van điều áp (choke manifold system) bố trí lắp đặt đường tuần hoàn lên dung dịch khoan từ đáy giếng (Hình 12) Hệ thống có khả điều chỉnh dạng áp suất khác như: áp suất đáy giếng, áp suất ống đứng, phản áp bề mặt Hệ thống van điều áp sử dụng phổ biến phương pháp khoan kiểm sốt áp suất trì áp suất đáy không đổi để điều chỉnh phản áp bề mặt việc đóng mở van hệ thống, trì áp suất đáy khơng đổi q trình tiếp cần, ngăn ngừa mối nguy hại xảy thay đổi áp suất đáy giếng Hệ thống van điều áp chia thành dạng bản: - Hệ thống van điều áp điều khiển 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 nay, cơng ty dầu khí chủ yếu sử dụng hệ thống van điều áp tự động có ưu điểm: khả điều chỉnh linh hoạt hạn chế tối đa sai sót q trình kiểm sốt cơng tác khoan Hệ thống van điều áp tự động gồm chi tiết Hình 12 - Lưu lượng kế (mass flowmeter) dụng cụ dùng thu thập liệu quan trọng khối lượng thể tích dòng, trọng lượng riêng nhiệt độ dòng dung dịch hồi thời gian thực Dữ liệu chuyển qua kiểm sốt thơng minh (intelligent control unit) - Van tiết lưu (drilling choke) đóng, mở để điều chỉnh lượng phản áp bề mặt tương ứng cho khoảng không vành xuyến giếng khoan - Bộ kiểm sốt thơng minh nơi thu thập lưu trữ thông tin cần thiết cho việc đo phân tích tính chất vật lý, gồm việc phản ứng với bất lợi giếng khoan 2.2.3 Van chiều cột cần (NRV) Trong quá trình khoan kiểm soát áp suất thường sử dụng phản áp bề mặt (surface back-pressure) tác động vào khoảng không vành xuyến, nhiều trường hợp áp suất khoảng không vành xuyến cao áp lực bên bộ khoan cụ, lúc này dung dịch cùng mùn khoan có xu hướng bị đẩy ngược vào bên cột cần khoan và có thể làm: tắc động đáy, hỏng thiết bị đo, chí có thể xảy phun bên cột cần khoan, chính là lý phải dùng NRV lắp đặt bên cột cần khoan (Hình 13) 2.2.4 Thiết bị hiển thị tốc độ áp suất dòng chảy tức thời Các phép đo tức thời không cung cấp số liệu quan trọng cho hệ thống kiểm sốt tự động, mà hiển thị kết trình tác động từ mặt xuống giếng khoan Thiết bị cho phép theo dõi phát kịp Van tiết lưu Lưu lượng kế Hình 12 Cụm van điều áp kiểm sốt dòng xâm nhập [3] 26 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 PETROVIETNAM thời thay đổi bất thường giếng khoan để kiểm sốt áp suất đáy cách xác giới hạn khoan (Hình 14) ++ Phát dung dịch Hình 15 ví dụ cho trường hợp hình cảnh báo dung dịch Ngồi ra, hệ thống kiểm sốt dung dịch có thiết bị như: bình tách đa pha, hệ thống sản xuất nitrogen… Kết ứng dụng phương pháp khoan trì áp suất đáy bể Nam Côn Sơn 3.1 Phát chất lưu xâm nhập (kick) sớm Hình 13 Van chiều lắp cột cần khoan Mục tiêu việc sử dụng khoan kiểm soát áp suất để đảm bảo giếng khoan an toàn qua khoảng khoan có cửa sổ áp suất nhỏ (narrow kick/ loss margin) mà không gặp cố Phương pháp giúp kiểm soát áp suất đáy giếng, hạn chế dòng chất lưu vỉa xâm nhập với lưu lượng nhỏ thành hệ dị thường áp suất cao, làm gia tăng an toàn, giảm thiểu khả xảy cố bảo vệ tính nguyên vẹn thành hệ Bên cạnh đó, phương pháp phát sớm dòng chất lưu (lỏng khí) xâm nhập vào giếng, giảm thời gian kéo thả 3.2 Phát chất lưu xâm nhập sớm vào giếng Trong khoan, hệ thống MPD phát xuất khí bề mặt, đồng thời xác định cố dễ so với dùng phương pháp khoan thơng thường Hình 14 Màn hình bàn phím điều khiển Hình 16 cho thấy dung dịch khoan xâm nhập trở lại giếng tượng co ép sau phá hủy (ballooning) đất đá vỉa lưu lượng kế (coriolis fow meter), dừng bơm để tiếp cần 3.3 Phát khí xâm nhập vào giếng Trong trình khoan, tỷ trọng dung dịch dòng xuống dòng lên (in-out) xác định xác thơng qua lưu lượng kế Hình 17 cho thấy xuất chất lưu xâm nhập tốc độ dòng lên (flow out) tăng ảnh hưởng giãn nở chất lưu Hình 18 cho thấy phát khí bề mặt hệ thống lưu lượng kế tin cậy so với việc phát cảm biến đo mudlogging Hình 15 Màn hình hiển thị tượng dung dịch giếng khoan [6] DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 3.4 Kiểm sốt áp suất thơng qua tỷ trọng tuần hồn tương đương (ECD) Chất lưu xâm nhập (Ballooning) trình tiếp cần Hình 16 Phát chất lưu xâm nhập q trình tiếp cần [6] MW giảm dòng chảy tăng lên giãn nở khí Khoan tiếp Hệ thống phát khí bề mặt Các biểu trạng thái dòng chảy phương pháp khoan trì áp suất đáy khơng đổi (MPD-CBHP) mơ để xác định thơng số tuần hồn sử dụng khoan Các thông số trì áp suất đáy khơng đổi giới hạn khoan cho phép Điều xác định tiến hành khoan cách điều chỉnh áp phản áp bề mặt thông qua hệ thống van tiết lưu (MPD choke) Hình 19 20 kế hoạch kiểm sốt tỷ trọng tuần hoàn tương đương/tỷ trọng tĩnh tương đương (ECD/ESD) với việc quan trọng đảm bảo trì áp suất đáy điều kiện tĩnh động Để trì áp suất đáy khơng đổi bơm tắt (static condition), sử dụng bơm chuyên dụng để tạo phản áp bề mặt thông qua hệ thống van tiết lưu (choke manifold), áp suất khoảng khơng vành xuyến trì khơng đổi suốt chiều dài thân giếng Từ Hình 20, thấy q trình tiếp cần khơng trì áp suất đáy lớn áp suất vỉa Do vậy, việc tạo phản áp bề mặt thay đổi trạng thái tuần hoàn với việc sử dụng hệ thống van tiết lưu cần thiết 3.5 Tăng hiệu quả, giảm thời gian kéo thả Hình 17 Hệ thống phát khí lên bề mặt [6] Hình 18 So sánh phát khí lên bề mặt lưu lượng kế Mudlogging [6] 28 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 Quy trình kéo thả sử dụng để trì áp suất đáy khơng đổi q trình kéo cần (POOH) Khả làm giảm hiệu ứng piston, tăng hiệu kéo thả cho phép cột cần khoan chuyển động hiệu Dưới dây ví dụ việc sử dụng phản áp bề mặt phương pháp CBHP để giảm hiệu ứng piston so sánh với phương pháp khoan truyền thống, không sử dụng phản áp bề mặt Thời gian dự báo kéo cần (POOH) từ độ sâu 28.900ft không sử dụng phản áp bề mặt 31,3 Sử dụng phản áp bề mặt 300psi để ngăn chặn tượng piston thời gian kéo cần 24,2 (Hình 21) Ví dụ chứng minh việc sử dụng phản áp bề mặt giảm 7,1 23% thời gian đảm bảo EMW đáy giếng không bị giảm áp suất vỉa PETROVIETNAM Hình 19 Kế hoạch kiểm sốt tỷ trọng tuần hoàn tương đương điều kiện bơm bật [6] Khi khơng sử dụng MPD cho cơng đoạn 12¼’’ 8½’’ điều kiện địa chất phức tạp dự đoán (áp suất vỡ vỉa LOT thấp 0,8ppg áp suất vỉa cao 0,2ppg so với dự đoán) giếng khoan gặp nhiều vấn đề kiểm soát giếng (gain, loss) Nhà điều hành tăng cấp ống chống dự phòng (Expandable liner) 11¾ × 13⅝’’ khơng thể khoan tiếp cơng đoạn 12¼’’ Công đoạn khoảng vài tuần để thực với thời gian không sản xuất (NPT) khoảng 400 Sau nhà thầu cung cấp dịch vụ MPD thay cao su làm kín hệ thống thiết bị kiểm soát quay loại cao su tự nhiên hiệu hơn, nhà điều hành áp dụng hệ thống MPD - với ứng dụng phản áp bề mặt cho giếng HTHP Hình 20 Kế hoạch kiểm soát tỷ trọng tĩnh tương đương điều kiện bơm tắt [6] Việc sử dụng cơng nghệ khoan trì áp suất đáy không đổi cho phép lựa chọn tỷ trọng dung dịch hợp lý khoan qua khoảng khoan khó khăn giếng, nơi có giới hạn khoan nhỏ (chỉ 0,8 - 1ppg EMW) nên hạn chế phức tạp xảy ra, đồng thời tránh việc sử dụng thêm ống chống lửng Từ ứng dụng thực tế cho thấy với tiến cơng nghệ chế tạo, cao su bịt kín thiết bị RCD hoạt động hiệu hơn, cho phép hệ thống CBHP hoạt động an toàn thời gian dài đảm bảo cho giếng khoan thi cơng an tồn hiệu Kết luận Hình 21 So sánh kéo thả sử dụng SBP không sử dụng SBP [7] 3.6 Ứng dụng thực tế công nghệ CBHP bể Nam Cơn Sơn Tại số giếng có điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao bể Nam Côn Sơn sử dụng cơng nghệ khoan trì áp suất đáy giếng không đổi Công nghệ “phát chất lưu xâm nhập sớm” giúp nhà điều hành phát hiện tượng dung dịch (loss) tượng chất lưu xâm nhập vào giếng, tăng độ an tồn cho giếng khoan Vấn đề hệ thống cao su làm kín RCD dễ bị hỏng sau thời gian ngắn sử dụng, nhà điều hành định tạm dừng sử dụng MPD cho giếng Cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất với phương pháp khoan trì áp suất đáy không đổi đánh giá, lựa chọn giải pháp phù hợp cho giếng khoan có nhiệt độ cao, áp suất cao nhằm ổn định thành giếng, tăng cường khả kiểm soát giếng, ngăn ngừa hạn chế dung dịch, giảm thiểu thời gian phi sản xuất, giảm nhiễm bẩn thành hệ, tạo điều kiện tốt cho cơng tác thử vỉa gọi dòng sản phẩm Ngồi ra, cơng nghệ giúp tăng tốc độ học khoan nhờ sử dụng dung dịch có tỷ trọng nhỏ, giảm chi phí khoan Cơng nghệ áp dụng thành công số giếng khoan bể Nam Cơn DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Sơn Trong bối cảnh sản lượng khai thác dầu khí nước suy giảm, việc gia tăng tìm kiếm thăm dò khu vực có điều kiện địa chất phức tạp (nhiệt độ cao, áp suất cao, nước sâu xa bờ) cách sử dụng công nghệ giải pháp hiệu giúp thi cơng khoan an tồn, tiết kiệm chi phí, đồng thời bảo vệ thành giếng vỉa sản phẩm Tài liệu tham khảo Nguyễn Minh Quý nnk Báo cáo tổng kết nhiệm vụ khoa học cấp ngành "Tổng kết công tác thi công khoan bể Nam Côn Sơn" 2012 Drilling program well X, block Y, Nam Con Son basin 2011 Erdem Tercan Managed pressure drilling techniques, equipment & applications 2010 Tran Dang Tu & et al Building and applying surface back pressure calculation model using constant bottom hole pressure technique in managed pressure drilling for exploration well in Cuu Long basin 2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering for Unconventional Resources (IPE-2017, HUMG) 19/10/2017 Deepak M.Gala, Julmar Shaun Toralde Managed pressure drilling 101: Moving beyond “It’s always been done that way” www.spe.org 15/1/2011 Benjamin Gedge & et al The deployment of managed pressure drilling technology, to assist in the development of offshore HPHT gas condensate fields in Vietnam - Planning, engineering, and implementation SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Adelaide, Australia 14 - 16 October, 2014 Craig Starkey, Travis Webre, Mike Rafferty, Paul Fredericks, John Hobin Bill Rehm, Jerome Schubert, Arash Haghshenas, Amir Saman Paknejad, Jim Huges Managed pressure drilling 2008 SPE Workshop “Improve well control and drilling performance with the advances in managed pressre drilling technology” 20 - 21 February, 2017 APPLICATION OF MANAGED PRESSURE DRILLING TECHNIQUE FOR HIGH TEMPERATURE HIGH PRESSURE WELLS IN NAM CON SON BASIN Nguyen Anh Tuan, Nguyen Thanh Tung, Le Vu Quan, Le Quoc Trung, Tran Dang Tu Vietnam Petroleum Institute Email: tuananguyen@vpi.pvn.vn Summary Nowadays, new oil and gas prospects in the continental shelf of Vietnam are discovered in deep water, offshore areas where there are complex geological conditions, pressure and temperature anomalies, etc Among which, the change of bottom hole pressure is the main cause of incidents during drilling such as instability of wellbore, collapses, loss of circulation, and influx of reservoir fluids, etc The paper presents the Managed Pressure Drilling (MPD) technology and the results of application of the Constant Bottom Hole Pressure (CBHP) method in the Nam Con Son basin This is an effective solution that helps stabilise wellbore, improve well control, prevent and limit the loss of circulation, minimise non-production time, reduce contamination of formation, and create the best conditions for well testing Key words: Managed Pressure Drilling (MPD), Constant Bottom Hole Pressure (CBHP), High Temperature, High Pressure (HTHP) 30 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 ... thẳng ứng (TVD) Hình Gradient áp suất giếng khoan bể Nam Cơn Sơn [2] Nhiệt độ (oF) Hình Gradient nhiệt độ giếng khoan bể Nam Cơn Sơn [2] 22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2018 Cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất. .. thống kê có cố kiểm soát giếng (well control) giếng có nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP) cố kiểm sốt giếng 20 giếng có áp suất bình thường Trong điều kiện HTHP dễ dẫn đến tượng phun trào giếng khoan. ..PETROVIETNAM Chú giải Mỏ gas Mỏ dầu Cấu tạo Áp suất cao Có thể có áp suất cao Áp suất cao Hình Dị thường áp suất trầm tích Miocene bể Nam Cơn Sơn [1] Chú giải Mỏ gas Mỏ dầu Cấu tạo Áp suất cao Có thể