Giải pháp giảm thiểu rủi ro khi thi công khoan và hoàn thiện giếng khoan đan dày tại trầm tích Miocene dưới trong giai đoạn cuối của mỏ và các khu vực vỉa suy giảm áp suất, nhiệt độ

Bài viết đánh giá tình trạng phức tạp sự cố xảy ra trong quá trình thi công các giếng khoan tại Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”, các vấn đề mới xuất hiện khi khoan đan dày vào giai đoạn cuối của mỏ. Nghiên cứu sự ảnh hưởng của suy giảm áp suất vỉa, áp suất lỗ rỗng và các yếu tố (như nhiệt độ, độ thẩm thấu dung dịch) lên ứng suất tự nhiên, chế độ ứng suất và độ đảm bảo ổn định thành giếng khoan; đánh giá hiệu quả của các giải pháp chống mất dung dịch khi khoan đan dày tại trầm tích Miocene dưới của bể Cửu Long. Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đề xuất các giải pháp đảm bảo an toàn khi thi công giếng khoan đan dày tại khu vực vỉa suy giảm áp suất, nhiệt độ.

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2019, trang 32 - 40 ISSN-0866-854X GIẢI PHÁP GIẢM THIỂU RỦI RO KHI THI CÔNG KHOAN VÀ HỒN THIỆN GIẾNG KHOAN ĐAN DÀY TẠI TRẦM TÍCH MIOCENE DƯỚI TRONG GIAI ĐOẠN CUỐI CỦA MỎ VÀ CÁC KHU VỰC VỈA SUY GIẢM ÁP SUẤT, NHIỆT ĐỘ Phạm Văn Hiếu1, 2, Tạ Văn Thịnh2 Trường Đại học Dầu khí Gubkin Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Email: hieupv.dr@vietsov.com.vn Tóm tắt Bài báo đánh giá tình trạng phức tạp cố xảy trình thi công giếng khoan Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”, vấn đề xuất khoan đan dày vào giai đoạn cuối mỏ Nghiên cứu ảnh hưởng suy giảm áp suất vỉa, áp suất lỗ rỗng yếu tố (như nhiệt độ, độ thẩm thấu dung dịch) lên ứng suất tự nhiên, chế độ ứng suất độ đảm bảo ổn định thành giếng khoan; đánh giá hiệu giải pháp chống dung dịch khoan đan dày trầm tích Miocene bể Cửu Long Trên sở đó, nhóm tác giả đề xuất giải pháp đảm bảo an tồn thi cơng giếng khoan đan dày khu vực vỉa suy giảm áp suất, nhiệt độ Từ khóa: Phức tạp cố, khoan đan dày, Miocene dưới, bể Cửu Long Giới thiệu Trong giai đoạn cuối mỏ khoan đan dày, mỏ dầu khí thường xuất tình trạng suy giảm áp suất, nhiệt độ vỉa, dẫn đến vấn đề phức tạp cố thi công giếng khoan như: dung dịch khoan trám xi măng, ổn định thành giếng khoan, kẹt chênh áp Đặc biệt, tiến hành sửa chữa giếng cách khoan cắt thân, tượng dung dịch thường xuyên xảy ra, sử dụng dung dịch khoan với tỷ trọng thấp tỷ trọng khoan thân giếng nhiều Tình trạng trở nên trầm trọng phải tăng tỷ trọng dung dịch khoan để đảm bảo ổn định khu vực sét hoạt tính dễ sập lở Trong thi công số giếng khoan đan dày trầm tích Miocene số mỏ bể Cửu Long, Vietsovpetro ghi nhận tượng dung dịch 15 45m3/giờ với tỷ trọng khoan vào khoảng 1,13 - 1,17g/ cm3 Ngoài ra, dung dịch khoan xi măng bơm trám vào thành hệ gây nhiễm bẩn, bít nhét kênh Ngày nhận bài: 5/11/2018 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: - 12/11/2018 Ngày báo duyệt đăng: 8/5/2019 32 DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 dẫn, gây nhiều khó khăn cho việc gọi dòng giảm chất lượng khai thác Vì vậy, việc nghiên cứu đánh giá vấn đề thi công giếng giai đoạn cuối mỏ có ý nghĩa vơ quan trọng với cơng ty dầu khí giới, có Vietsovpetro Đánh giá tình trạng phức tạp cố xảy trình thi cơng giếng khoan Vietsovpetro Hình cho thấy tình trạng dung dịch ổn định thành giếng khoan xảy với tần suất cao, chiếm 25 - 20 - 15% so với tổng số phức tạp cố thống kê tương ứng với năm 2015 - 2017 Chỉ riêng năm 2017 ghi nhận 20 trường hợp dung dịch 12 giếng thi cơng, số xảy khoan gia cố giếng khoan tầng Miocene dưới, nơi ghi nhận áp suất vỉa sụt giảm từ xuống 0,8 lần áp suất cột thủy tĩnh nước vỉa Thống kê tình trạng dung dịch số giàn mỏ Bạch Hổ thi cơng thời gian gần đây, ví dụ như: BK-2, BK-6, BK-9 Những BK tiến hành khoan đan dày khoan cắt thân năm 2017 2018 Bảng cho thấy thời gian gần tượng dung dịch xảy khu vực mà trước khơng có PETROVIETNAM Đầu treo, ống chống khơng kín 8% 3% Hư hỏng cần khoan 9% 13% 5% 4% 6% Biểu dầu khí nước 6% 8% Năm 2017 15% Mất dung dịch khoan gia cố giếng khoan 20% Năm 2016 25% Năm 2015 5% 4% 4% Kẹt không thả ống chống 10% Kẹt khoan cụ Mất ổn định thành giếng 13% 30% 15% 17% 0% 10% 25% 20% 30% 40% Hình Tình trạng phức tạp cố xảy q trình thi cơng giếng khoan Vietsovpetro giai đoạn 2015 - 2017 Bảng Tình trạng dung dịch khoan mỏ Bạch Hổ Giếng khoan Platform 2002B BK-2 2006 BK-2 2003 BK-2 556B BK-2 2001B BK-2 668 BK-6 6001 BK-6 436B BK-6 442B BK-6 9002 BK-9 9002BB BK-9 2002BB BK-2 BK-2 BK-2 BK-2 BK-2 BK-2 BK-6 BK-6 BK-6 BK-6 BK-9 BK-9 BK-2 Đường kính thân giếng (inch) 8,5 - 6,5 12,25 12,25 8,5 8,5 8,5 8,5 6,5 8,5 8,5 8,5 6⅛ Khoảng khoan (m) 2.300 - 2.995 1.333 - 3.083 2.443 - 3.609 1.723 - 3.419 1.300 - 3.158 1.440 - 3.265 1.364 - 3.285 1.413 - 3.091 1.380 - 3.118 2.152 - 3.466 1.701 - 3.255 3.375 - 4.002 Trước đó, giới hạn cửa sổ dung dịch để khoan khu vực tầng sản phẩm 23 thường mức 1,15 - 1,19g/cm3, chí lên tới 1,31g/cm3 khoan với tầng Oligocene Tuy nhiên, - năm gần cấu trúc địa chất chiều sâu thẳng đứng tương tự giới hạn tỷ trọng dung dịch khoan thấp trước khoảng 0,01 - 0,04g/cm3 ghi nhận tượng dung dịch 15 - 45 m3/giờ Điều cho thấy giới hạn áp suất vỡ vỉa khu vực có dấu hiệu suy giảm khơng đồng đều, khơng đẳng hướng Ví dụ: BK-2, năm 2017 cắt thân giếng 556B với tỷ trọng dung dịch lên tới 1,17g/cm3 Nóc tầng sản phẩm 23-horizon 2.784/-2715,6 2.972/-2744,1 3.123/-2743,5 3.231/-2739,3 3.076/-2.744 3.196/-2770,6 3.178/-2767,9 2997,5/-2.760 3.061/-2.771 3.089/-2.875 3.573/-2765,8 3.809/-2731,4 Tỷ trọng dung dịch (g/cm3) 1,13 - 1,38 1,07 - 1, 21 1,13 - 1,31 1,10 - 1, 17 1,10 - 1,13 1,12 - 1,16 1,12 - 1,15 1,14 - 1,17 1,10 - 1,14 1,15 - 1,19 1,10 - 1,17 1,14 - 1,15 Mất dung dịch có/khơng Khơng Khơng Khơng Khơng Có Có Có Khơng Có Khơng Có Có Năm thi cơng 7/2013 12/2014 3/2008 10/2017 8/2017 6/2017 9/2017 6/2017 10/2017 3/2013 6/2018 11/2018 xảy dung dịch, nhiên khoan giếng 2001B với tỷ trọng 1,13g/cm3 xảy tượng dung dịch Các vấn đề chung thi công giếng khoan khu vực vỉa suy giảm áp suất, nhiệt độ Khu vực áp suất vỉa suy giảm thường xuất giai đoạn cuối khai thác mỏ (late reservoir life of field), vỉa khơng có đủ áp suất cần thiết để đẩy sản phẩm dầu khí nước lên bề mặt, dẫn đến ngưng trình khai thác Để đảm bảo trình khai thác tiếp tục cần áp dụng phương pháp khai thác, giải pháp cơng nghệ để DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 33 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ tích trữ đủ lượng vỉa cần thiết (khai thác định kỳ), khai thác gaslift Nguyên nhân dẫn đến phức tạp cố khoan khu vực vỉa suy giảm áp suất, nhiệt độ Nghiên cứu [1, 2] khó khăn khoan khu vực áp suất vỉa suy giảm "cửa sổ" tỷ trọng dung dịch hay gọi khoảng điều chỉnh tỷ trọng dung dịch bị thu hẹp, việc đảm bảo ổn định thành giếng khoan, xử lý dung dịch khoan khe nứt tự nhiên khe nứt thứ sinh hình thành trình khoan trở nên khó khăn Nhóm tác giả cho việc giảm tỷ trọng dung dịch tương đương (ECD), giảm thiểu dung dịch tăng cường hiệu làm giếng khoan giải pháp công nghệ tối ưu khoan khu vực áp suất vỉa suy giảm Tại tầng chắn đặc trưng tập sét áp suất lỗ rỗng gần giữ nguyên suy giảm không đáng kể so với áp suất ban đầu, áp suất lỗ rỗng thơng vỉa cát sụt giảm mạnh theo thời gian khai thác mỏ Qua cơng thức tính áp suất vỡ vỉa xây dựng Ben Eaton (1), thấy áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa tồn mối quan hệ: Khoan khu vực áp suất vỉa suy giảm khó thành cơng khoảng cách áp suất lỗ rỗng tập sét áp suất vỡ vỉa thủy lực tập cát sản phẩm xen kẹp hẹp Khoảng cách cho phép tỷ trọng dung dịch từ tỷ trọng tĩnh đến tỷ trọng động nhỏ, kéo theo khoảng thay đổi tỷ trọng dung dịch bị co hẹp Khu vực có khơng đồng lớp đất đá xen kẹp, áp suất suy giảm mức độ khác nhau, độ thẩm thấu khác kéo theo tính chất lý biến đổi khác Một số quan điểm cho để giải vấn đề giới hạn khoảng tỷ trọng dung dịch cần áp dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất (managed pressure drilling) Kết áp dụng thực tế công nghệ khoan chứng minh tính đắn hiệu quả, giảm thiểu rủi ro không lường trước [3] Ngun nhân dẫn đến tuần hồn dung dịch liên quan đến khoan khu vực cát suy giảm áp suất vỉa giảm gradient áp suất vỡ vỉa, giá trị tỷ trọng dung dịch đảm bảo ổn định thành giếng tương đối cao khoan lớp sét xen kẹp Kiểm soát xử lý tượng dung dịch trường hợp thường tốn kém, thực Đối với tầng cát suy giảm áp suất vỉa, cần có phương án để tránh giảm thiểu tình trạng dung dịch khoan hiệu tiết kiệm xử lý Việc sử dụng loại chất bít nhét thơng thường vỏ trấu, khơng đem lại hiệu kích thước hạt bít nhét lớn so với kích thước lỗ rỗng khe nứt tự nhiên thứ sinh dạng micro khu vực trầm tích Ngồi ra, tạo lớp vỏ bùn dày thành giếng kết hợp với chênh áp áp suất cột chất lỏng giếng áp suất vỉa nguyên nhân dẫn đến kẹt chênh áp khoan cụ Vấn đề cần tìm tổ hợp chất bít nhét phù hợp, giúp tăng độ bền thành giếng khoan, kéo theo tăng giá trị áp suất vỡ vỉa [4] 34 DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 = − × 1− + (1) Trong đó: Gradient FP: Gradient áp1suất − vỡ vỉa; × , − cột đất đá); σv: Ứng suất thẳng đứng1(tạo Ppore: Áp suất lỗ rỗng (hoặc áp suất vỉa); ϑ: Hệ số possion; D: Chiều sâu thẳng đứng Sự suy giảm áp suất vỡ vỉa tỷ lệ thuận với suy giảm áp suất vỉa Tại khu vực tầng chắn đáy khu vực chứa sản phẩm xuất gia tăng ứng suất, dẫn đến việc khoan tầng khó khăn hơn, tốc độ khoan học chậm Việc suy giảm áp suất vỉa ứng suất cột đất đá không thay đổi, đến giá trị giới hạn dẫn đến việc sập vỉa lực nén ép Có thể ngăn ngừa tượng việc thiết kế chống ống chiều sâu phù hợp giúp cách ly khu vực suy giảm áp suất Sau tiếp tục thi cơng phần lại vỉa việc sử dụng tỷ trọng giới hạn cho phép chí áp dụng khoan cân (underbalanced drilling) thực cần thiết Khoan đan dày (infill drilling) với mục đích tăng cường thu hồi dầu, đảm bảo sản lượng khai thác từ đến nửa sau giai đoạn khai thác mỏ Việc khai thác thời gian dài dẫn đến việc suy giảm áp suất vỉa, kéo theo thay đổi tỷ lệ thuận ứng suất tự nhiên phân bố khu vực xung quanh thành giếng khoan, dẫn đến thay đổi “cửa sổ” dung dịch khoan Vì vậy, việc sử dụng thông số khoan giếng trước thân giếng trường hợp khoan cắt thân khơng phù hợp Việc áp dụng cách máy móc dẫn đến phức tạp cố nghiêm trọng Sự suy giảm áp suất vỡ vỉa áp suất sập lở thành giếng diễn đồng thời, nhiên mức độ suy giảm không giống Đối với vỉa không đồng nhất, giếng khoan có góc lệch lớn suy giảm áp suất vỡ vỉa thường lớn mức PETROVIETNAM độ suy giảm áp suất sập lở Điều giải thích cho việc “cửa sổ” dung dịch bị hẹp lại suy giảm áp suất vỉa (Hình 2) [5, 6] Việc suy giảm ứng suất tự nhiên giải thích qua cơng thức (2) Khi tiến hành khoan đan dày − khu vực ghi × áp+suất vỉa, suy giảm = nhận suy giảm 1− ảnh hưởng tới trạng thái ứng suất tự nhiên nằm ngang ổn định thành giếng khoan Qua cơng thức (2) Hoek Hình 3, thấy tỷ lệ giá trị suy giảm ứng 1− suất nằm ngang × α, ,giá trị phụ thuộc vào 1− đặc tính đất đá (hệ số Possion hệ số Biot) ℎ1 = = + ℎ 1− + 1− 1− 1− × ( − ) × ( − ) (2) Trong đó: σH, σh, Pp: Tương ứng giá trị cực đại cực tiểu tự nhiên đất đá trước suy giảm áp suất; σH1, σh1, Pp1: Tương ứng giá trị ứng suất cực đại cực tiểu nằm ngang suy giảm áp suất; ϑ: Hệ số Possion; α: Hệ số Biot Ứng suất σh Phân bố lại ứng suất ngang Suy giảm áp suất vỉa po pt Suy giảm ứng suất vỉa cát Δσh σ'h Δp Khu vực tập trung ứng suất σh Chiều sâu Ngoài việc thay đổi áp suất vỉa, q trình khai thác dẫn đến suy giảm nhiệt độ vỉa Giống áp suất, thay đổi nhiệt độ kéo theo thay đổi ứng suất, nguyên nhân phát sinh thêm ứng suất bổ sung thành giếng khoan chưa kể đến thay đổi nhiệt độ vỉa trình khoan Q trình khoan dung dịch khoan tuần hồn liên tục từ bể chứa vào cần xuống đáy giếng lên khoảng không vành xuyến trước trở lại bể chứa Sự tuần hoàn dung dịch đồng thời giảm nhiệt độ vỉa sâu, tăng nhiệt độ vỉa nơng phía Sự thay đổi nhiệt độ vỉa liên tục ảnh hưởng đến độ bền cấu trúc làm giảm độ bền mỏi thành hệ Việc kéo theo hàng loạt phức tạp cố liên quan đến ổn định thành giếng khoan Trong trường hợp bỏ qua ảnh hưởng nhiệt độ tới đặc tính đàn hồi đất đá, dựa cơng thức Hoek thấy thành giếng khoan xuất ứng suất bổ sung, thể qua công thức (3) =0 Hình Ảnh hưởng suy giảm áp suất lên cửa sổ dung dịch khoan = Giá trị ứng suất Ứng suất thẳng đứng Sv = ( 1− ) 3(1− ) × ( ( − − 0) (3) 0) Trong đó: Ứng Ứn suấ t nằ g su mn ất n ằ mn gan gan g cự g cự c đạ c ti ểu i SH max Shm in Suy giảm áp suất Hình Sự ảnh hưởng áp suất vỉa lên thay đổi ứng suất tự nhiên nằm ngang ứng suất bổ sung σrT, σθT, σzT: Tương ứng рlà=các thành giếng khoan - ứng suất hướng tâm, tiếp tuyến (1− ) (Р − Р0 ) р = chiều trục; 1− ( 1− ) (Р − Р0 ) 1− αm: Hệ số giãn nở=nhiệt;− − 0 ⁄ Tw: Nhiệt độ thành giếng khoan; E: Young modulus; р = T0: Nhiệt độ ban đầu vỉa DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 35 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Sự chênh lệch áp suất cột chất lỏng giếng áp suất vỉa gây thẩm thấu dung dịch khoan vào thành hệ thành giếng khoan Việc thẩm thấu gây nhiễm bẩn thành hệ gia tăng áp suất lỗ rỗng =0 thành giếng phía sau lớp vỏ bùn dung dịch tạo Việc hình thành áp suất = sau ) cao áp × ( lớp−vỏ 0bùn ( ) 1− suất tự nhiên vỉa dẫn đến hình thành ứng suất bổ sung thành giếng đến thay đổi áp = Vì có ( thể − dẫn 0) 3(1− ) suất vỡ vỉa áp suất sập lở khu vực thành giếng Ứng suất bổ sung thể qua công thức (4) р р = р = = = (1− ) (Р − Р0 ) 1− ( 1− ) (Р − Р0 ) 1− − 0⁄ − (4) Trong đó: σrp, σθp, σzp: Tương ứng ứng suất bổ sung - ứng suất hướng tâm, tiếp tuyến dọc trục; Рw: Áp suất lỗ rỗng thành giếng; Р0: Áp suất lỗ rỗng áp suất vỉa tự nhiên; P: Áp suất cột thủy tĩnh dung dịch Sự thay đổi áp suất lỗ rỗng dẫn đến thay đổi độ lớn hướng ứng suất cực đại, cực tiểu nằm ngang Sự thay đổi hướng ứng suất cực đại kéo theo thay đổi hướng ổn định thành giếng khoan, đặc biệt quan trọng giếng khoan có góc lệch lớn giếng khoan ngang Mức độ thay đổi hướng ứng suất cực đại nằm ngang phụ thuộc vào nhiều yếu tố độ lớn chênh lệch áp suất, nhiệt độ vỉa thời điểm ban đầu, góc ứng suất cực đại hướng đứt gãy đặc tính học đất đá Vì vậy, việc thay đổi áp suất lỗ rỗng làm thay đổi chế độ ứng suất (chế độ đứt gãy) Ví dụ ban đầu dạng đứt gãy dạng trượt ngang “Strikeslip” lúc mối quan hệ ứng suất tự nhiên sau: SHmax > Sv > Shmin Tuy nhiên, sau thời gian suy giảm áp suất vỉa áp suất lỗ rỗng, ứng suất cực đại cực tiểu nằm ngang suy giảm, giá trị Sv gần khơng thay đổi Đến thời điểm giá trị SHmax xuống thấp Sv, lúc mối quan hệ ứng suất sau Sv > SHmax > Shmin, chế độ ứng suất lúc đứt gãy thuận “Normal fault” [7 - 9] Giải pháp xử lý tượng dung dịch khoan khoan qua trầm tích Miocene Vietsovpetro Để xử lý tình trạng dung dịch khoan, giải pháp sử dụng dung dịch bít nhét từ vỏ trấu để khoan tầng đá móng, nơi xuất nứt nẻ lớn lỗ rỗng dạng tổ ong cho thấy có hiệu Tuy nhiên, khu vực trầm Tốc độ dung dịch, m3/giờ Khoan tới 3083m Phát dung dịch Khoan tới 3158m Bơm 5m3 dung dịch bít nhét (LCM) từ vỏ trấu Đặt 8m3 LCM ( CaCO3 F 30kg/m3, CaCO3 M 70kg/m3, CaCO3 C 30kg/m3, DV Celba M 30kg/m3, DV - Misc M 40kg/m3) Đặt 10m3 LCM ( CaCO3 F 30kg, CaCO3 M 70kg, CaCO3 C 30kg, DV Celba M 30kg, DV - Misc M 40kg/m3) Đặt 10m3 LCM (vỏ trấu 40kg + CaCO3 M 45kg + CaCO3 F 5kg/m3) Đặt 5m3 LCM (vỏ trấu 40kg + CaCO3 M 45kg + CaCO3 F 5kg/m3) Đặt 10m3 LCM (100kg/m3 Bentonite + 50kg/m3 CaCO3 M + 50kg/m3 CaCO3 F) Sau thả ống chống bơm LCM (100kg/m3 bentonite + 25kg/m3 CaCO3 C + 40kg/m3 Misc C) 12 Bơm LCM (100kg/m3 bentonite + 25kg/m3 CaCO3 C + 25kg/m3 CaCO3 M + 40kg/m3 Misc C) 12 Hình Tình trạng dung dịch biện pháp xử lý giếng 2001B BK-2 36 DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 10 15 PETROVIETNAM tích Miocene với đặc tính địa chất hồn tồn khác so với tầng đá móng Đất đá Miocene gồm thành phần cát kết sét kết xen kẹp, chủ yếu kênh dẫn liên thông vỉa cát khe nứt nẻ nhỏ Việc sử dụng dung dịch bít nhét từ vỏ trấu khơng có hiệu Trong năm 2017 2018, Vietsovpetro xử lý 20 phức tạp liên quan đến tượng dung dịch, chủ yếu xảy trầm tích Miocene Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả đề cập tới giếng khoan điển hình 2001B BK-2, 10008B BK-10 2002BB BK-2 khoan năm 2017 - 2018 phân tích tính phù hợp giải pháp áp dụng Kết thử nghiệm giếng khoan 2001B 10008B (Hình 5) cho thấy việc sử dụng dung dịch bít nhét có vỏ trấu khơng xử lý triệt để tượng dung dịch trầm tích Miocene Dung dịch bít nhét từ vỏ trấu thường tạo lớp vỏ bùn dày thành giếng làm giảm tốc độ dung dịch, nhiên sau doa lại thân giếng, lớp vỏ trấu thành giếng bị làm sạch, giếng tiếp tục dung dịch Trong điều kiện giếng 2001B thay dung dịch bít nhét từ vỏ trấu Tốc độ dung dịch, m3/giờ 45 Khoan tới 3872m Tại 3632m đặt 5m3 dung dịch bít nhét (LCM) từ vỏ trấu 22 Đặt 6m3 LCM (25kg/m3 vỏ trấu) hỗn hợp gồm CaCO3 F (hạt mịn), CaCO3 M (hạt trung bình), CaCO3 C (hạt thơ), DV-Celba M (trung bình), DV-Misc M (trung bình) với tỷ lệ khác (bổ sung thêm hàm lượng nhỏ vỏ trấu) tốc độ dung dịch giảm từ m3/giờ xuống m3/giờ, chí có thời điểm khơng dung dịch (Hình 4) Đồng quan điểm với tác giả [6, 10] việc tiến hành nứt vỉa thủy lực “Fracture” kết hợp bít nhét vật liệu trơ với kích cỡ khác vào khe nứt thứ sinh giúp tăng cường độ bền thành hệ, kéo theo giá trị áp suất vỡ vỉa thành hệ tăng lên, giúp xử lý dung dịch cách hiệu Các cơng ty dầu khí giới tiến hành thử nghiệm hỗn hợp CaCO3 với kích cỡ, hình dạng hạt khác Kết xử lý dung dịch giếng 10008B BK-10 (Hình 5), sử dụng dung dịch bít nhét từ vỏ trấu (25kg/ m3) tốc độ dung dịch dao động khoảng - 10m3/ Khi thay dung dịch bít nhét (kết hợp CaCO3 F-M tỷ lệ 1:1, 50 - 100kg/m3 + 100 - 200 kg sét/m3) đồng thời tiến hành ép vỡ vỉa lần với áp suất bề mặt lên tới 25atm để bít nhét hạt CaCO3 sét vào khe nứt nẻ thứ sinh Tại 3860m đặt 5m3 LCM (25kg/m3 vỏ trấu) Kéo cần lên 3632m Tốc độ dung dịch, m3/giờ Thả cần doa từ 3632m tới 3934m 2,3 Tại 3860m bơm 5m3 LCM (25kg/m3 vỏ trấu) 12 Tại 3632m ép 1,4m3 dung dịch với áp suất 20atm Đặt 8m3 LCM (25 kg/m3 vỏ trấu) Giảm tỷ trọng dung dịch từ 1,17 xuống 1,16g/cm3 Thả doa xuống tới 3934m Bơm rửa tiếng 20 Khoan thân giếng 152,4mm từ 3872m tới 3888m 10 Kéo cần lên 3432m Đặt 8m3 LCM (25kg/m3 vỏ trấu) Thả cần từ 3432m tới 3632m Đặt 8m3 LCM (25 kg/m3 vỏ trấu) 1,5 Kéo cần vào chân đế 3632m Ép 2,3m3 dung dịch với áp suất 25atm Giảm tỷ trọng dung dịch xuống 1,15 g/cm3 Thả doa tới 3934m 0 14 Khoan thân giếng 152,4mm từ 3888m tới 3895m 10 Kéo cần lên 3831m Đặt 5m3 LCM (25kg/m3 vỏ trấu) Khoan thân giếng 152,4mm từ 3895m tới 3934m Tại 3860m đặt 8m3 LCM (25 kg/m3 vỏ trấu) Doa xuống tới 3934m 4,8 2,7 Thả khoan cụ làm Doa từ 3905m tới 3934m Đặt 5m3 DMC -WS LCM (CaCO3 F -M tỷ lệ 1:1, 50100kg/m3, + 100 - 200 kg sét/m3) Kéo cần lên 3632m Ép thêm 0,7m3 dung dịch với áp suất 20atm Thả từ 3632m tới 3671m Thả bơm từ 3671m tới 3934m Kéo thả doa thân giếng nhiều lần Hình Tình trạng dung dịch biện pháp xử lý giếng 10008B BK-10 DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 37 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ tốc độ dung dịch giảm rõ rệt không dung dịch kể doa lại thân giếng bơm rửa nhiều lần Tương tự giếng 10008B BK-10 việc ép vỡ vỉa kết hợp bít nhét (CaCO3 kích thước khác nhau) vào khe nứt thứ sinh thực cho thấy hiệu việc chống dung dịch giếng khoan 2002BB BK-2 Quy trình xử lý dung dịch giếng 2002BB thể Hình Từ kết phân tích đưa kết luận việc dùng tổ hợp hạt trơ (CaCO3, DV-Celba, DV-Misc), sét với thành phần tỷ lệ khác cho thấy tính hiệu vỏ trấu xử lý dung dịch trầm tích Miocene Việc tiến hành vỡ vỉa thủy lực để bít nhét hạt trơ vào khe nứt thứ sinh cần thiết Việc giúp tăng độ bền thành hệ, giảm thiểu dung dịch Việc sử dụng tổ hợp bít nhét với thành phần từ CaCO3 vừa hiệu quả, vừa giúp khôi phục kênh dẫn dễ dàng việc xử lý acid vùng cận đáy giếng Ngược lại, Khoan thân giếng 6⅛" tới 4002m Kéo thả thông giếng 4002 - 3750 - 4002m Tại đáy bơm rửa giếng kết hợp bơm ВПНВ + НПВВ Kinh nghiệm xử lý ổn định thành giếng khoan đan dày tầng Miocene mỏ Vietsovpetro Như phân tích trên, ngồi tượng dung dịch ổn định thành giếng thường xuyên xảy khoan đan dày Mất ổn định thành giếng xảy kết nhiều nguyên nhân, nhiên giai đoạn cuối mỏ nguyên nhân sau cần đặc biệt ý xem xét: tương tác đất đá nước tách từ dung dịch khoan, hóa phẩm dung dịch dập giếng, hóa phẩm xử lý vùng cận đáy giếng, hóa phẩm khai thác Tất yếu tố ảnh hưởng đến độ bền cấu trúc làm thay đổi đặc tính học đất đá dẫn đến làm độ liên kết lớp đất đá, có khu vực sét bị Tốc độ dung dịch, m3/giờ Bơm rửa vòng 10m3 LCM: СаСО3 F = 100 kg/m³, СаСО3 М = 100kg/m³, DV Celba F = 40kg/m³, DV Misc M = 36kg/m³ 0 Thả ống lửng 127mm tới 3928m Kéo hết ống lửng 10 Kéo cần vào chân đế, ép 2m3 dung dịch 35at Kéo vào chân đế Bơm rửa giếng Thả cần, doa 3698 - 3726m, 3856 - 4002m 20 Kéo cần Đo địa vật lý Thả Scraper/ribar 0 Bơm 10m3 LCM 1,19g/cm³, 146 sec: CaCO3 C 30kg/m³, DV-Misc C 20kg/m³, DV - Misc F - 20kg/m³, trấu 15 kg/m³ 15 Bơm rửa giếng Kéo thả thông giếng tới 3980m, thân giếng tốt Kéo thông Bơm rửa 3391m Thả ống lửng 127mm tới đáy Bơm xi măng tốt Hình Tình trạng dung dịch biện pháp xử lý giếng 2002BB BK-2 DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 15 Kéo cần vào chân đế, ép 1,5m3 dung dịch 35at Bơm 8m3 "Celba" 38 LCM DMC V = 10m³ 1,16+ g/cm³: trấu 30kg/m³ Dừng bơm hồi lại 6m3 Thả cần Doa tới đáy Thả khoan cụ Doa 3922 - 4002m Doa tới đáy, bơm rửa vòng Thả khoan cụ Doa 3911 - 4002m Thả cần tới đáy Bơm rửa LCM: celba M 30kg/m³ +CaCO3-M 24kg/m³ + CaCO3-F 80kg/m³ + Misc F 48kg/m³ + MiscM 24kg/m³ Doa xuống đáy dung dịch, dừng bơm hồi 5m3 Tốc độ dung dịch, m3/giờ Kéo cần Hồi 6m3 dừng bơm Bơm rửa 3360m Thả địa vật lý, chờ thời tiết Chuẩn bị lại thân giếng, doa 3620 - 3942m cần xem xét việc sử dụng sét làm thành phần bít nhét, sét vào khe nứt trương nở gây nhiễm bẩn thành hệ, khó khăn khôi phục kênh dẫn chất lưu 0 PETROVIETNAM trương nở, bão hòa nước dẫn đến bị chảy xệ khoan qua Thực tế khoan cắt thân số giếng khu vực BK-2 mỏ Bạch Hổ, để đảm bảo ổn định thành giếng cần tăng tỷ trọng dung dịch thêm 0,04 - 0,06g/cm3 so với thân giếng cao tỷ trọng dung dịch thiết 0,06g/cm3 Cụ thể giếng khoan 485BB BK-2, tỷ trọng dung dịch thiết kế 1,14g/cm3, nhiên theo thực tế giếng khoan phải tăng tỷ trọng dung dịch lên 1,20g/cm3 để giảm thiểu tình trạng chảy xệ tập sét Tuy nhiên việc tăng tỷ trọng giảm thiểu phần mà xử lý cách triệt để Theo kinh nghiệm khoan mỏ Vietsovpetro để xử lý dạng phức tạp trên, nhóm tác giả khuyến cáo thực biện pháp sau: - Nhiều lần doa kỹ thân giếng kết hợp bước tăng tỷ trọng điều chỉnh dung dịch Ví dụ: tăng hàm lượng ức chế sét, giảm độ thải nước, tăng độ nhớt khoảng thiết kế cho phép - Hạn chế tốc độ kéo thả qua khu vực sét chảy xệ nhằm giảm thiểu hiệu ứng piston - Trước thả ống chống cần xem xét đặt tập dung dịch tỷ trọng cao độ nhớt cao khu vực sét chảy xệ Tuy nhiên cần tính tốn để áp lực tồn cột dung dịch không gây vỡ vỉa, dung dịch kẹt chênh áp khoan hoàn thiện giếng khoan đan dày giếng khu vực mỏ suy giảm áp suất, nhiệt độ - Tái sử dụng giếng chết khai thác không hiệu quả, giúp tránh rủi ro thi công khoan, giảm giá thành giếng khoan - Lựa chọn quỹ đạo khoan tối ưu nhằm giảm thiểu nguy vỡ vỉa thủy lực sập lở thành giếng khoan Sự thay đổi áp suất, nhiệt độ làm thay đổi hướng ứng suất nằm ngang cần lựa chọn lại hướng khoan mới, sử dụng hướng khoan giếng cũ có nguy cao xảy phức tạp cố - Đo ghi nhận thay đổi áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa thường xun, sở kiểm sốt ảnh hưởng yếu tố khác gây ảnh hưởng lên ứng suất - Nghiên cứu tổ hợp chất bít nhét phù hợp với điều kiện đặc thù mỏ Việc sử dụng chất bít nhét phù hợp kết hợp với nứt vỉa thủy lực giúp tăng cường độ bền thành hệ, tăng áp suất vỡ vỉa giúp tăng khả thi công giếng thành công chất lượng cao Sử dụng tổ hợp hạt trơ CaCO3, DV-Celba, DV- Misc… với thành phần, kích cỡ hạt tỷ lệ khác cho hiệu khu vực trầm tích Miocene - Trước bơm xi măng cần bơm rửa đẩy tập dung dịch tỷ trọng độ nhớt cao khỏi giếng Kết hợp điều chỉnh dung dịch theo hướng giảm độ nhớt kiểm soát tỷ trọng để tránh dung dịch bơm xi măng Trên giới, tổ hợp CaCO3 với kích cỡ hạt hình dạng khác kết hợp graphite sử dụng phổ biến - Tối ưu hóa chế độ khoan, chế độ thủy lực, nghiên cứu tính khả thi phương pháp khoan kiểm soát áp suất điều kiện cụ thể mỏ Trong trình khoan khu vực tầng chắn tầng sản phẩm phải thay đổi thông số khoan để phù hợp đảm bảo tốc độ khoan Việc áp dụng đồng giải pháp cho thấy hiệu quả, giúp giảm thiểu tượng ổn định thành giếng sét chảy xệ thi công số giếng khoan cắt thân mỏ Bạch Hổ - Xác định chiều sâu đặt chân đế ống chống cách tối ưu nhằm tránh làm hẹp thêm khoảng cửa sổ tỷ trọng dung dịch vốn bị thu hẹp suy giảm áp suất nhiệt độ vỉa - Lắp phân bố định tâm ống chống hợp lý, hạn chế tốc độ thả Kết luận Việc áp suất nhiệt độ vỉa suy giảm nguy dẫn đến suy giảm áp suất vỡ vỉa, thu hẹp “cửa sổ” dung dịch khoan Nếu mức độ suy giảm áp suất vỡ vỉa lớn lúc khó thực thành cơng cơng tác khoan bơm trám xi măng khu vực này, đặc biệt giếng có góc lệch lớn, quỹ đạo phức tạp Dựa sở giải pháp đưa tùy thuộc vào chiến lược khoan, hoàn thiện giếng hay kế hoạch khai thác mỏ Một số giải pháp đề xuất nhằm giảm thiểu rủi ro ổn định thành giếng khoan, dung dịch tiến hành - Kiểm soát điều chỉnh tỷ trọng dung dịch tương đương (ECD) cách áp dụng công nghệ giải pháp kỹ thuật đại; tăng cường làm giếng khoan Sử dụng hệ dung dịch đảm bảo chất lượng: đảm bảo ổn định tầng sét, giảm thông số lưu biến Đồng thời, sử dụng thiết bị khoan đại, xem xét việc sử dụng: cột cần tiêu chuẩn với đường kính nhỏ cho phép, khoan kết hợp mở rộng thành giếng cách phù hợp nhằm giảm tổn hao vành xuyến, giảm tỷ trọng tương đương - Nghiên cứu thiết kế cấu trúc giếng khoan để khoan cách ly khu vực có nguy dung dịch Giúp việc xử lý dung dịch dễ dàng DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 39 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Do khoảng khoan khu vực không dài, lượng tiêu tốn dung dịch không nhiều xem xét sử dụng hệ dung dịch tốt nhằm giảm thiểu mức độ gây nhiễm bẩn thành hệ Morten Kartevoll Drilling problems in depleted reservoirs Master's thesis, Universitetet i Stavanger 2009 - Để tránh giảm thiểu dung dịch, xi măng bơm trám đề nghị nghiên cứu sử dụng loại xi măng nhẹ kết hợp phụ gia bít nhét phù hợp với điều kiện mỏ Xem xét khả sử dụng loại xi măng nhẹ Microspher diện rộng, loại xi măng qua thử nghiệm Vietsovpetro Thiết kế chương trình bơm xi măng phù hợp (lượng spacer, lượng vữa xi măng, tỷ trọng xi măng…), nhằm giảm thiểu áp suất động cột chất lỏng vành xuyến Nghiên cứu tính khả thi đưa vào thử nghiệm SealBondTM Spacer bơm trám khu vực có nguy dung dịch Yu Baohuaa, Yan Chuanlianga, Tan Qianga, Deng Jingena, Guan Shen Wellbore stability in high temperature and highly-depleted reservoir EJGE 2013; 18: p 909 - 922 - Kiểm soát tốc độ kéo thả cần tránh gây hiệu ứng piston lên thành hệ - Đối với mỏ chưa suy giảm áp suất cần xem xét phương án khoan phát triển mỏ đảm bảo số lượng giếng kế hoạch xây dựng mỏ sớm Tài liệu tham khảo Halliburton Sag resistant, economical fluid Solution for narrow margin, depleted permeable zone, high angle wellbore www.halliburton.com 2017 J.Adachi, L.Bailey, O.H.Houwen, G.H.Meeten, P.W.Way, Schlumberger, F.Growcock, R.S.Schlemmer, M-I LLC Depleted zone drilling: Reducing mud losses into fractures IADC/SPE Drilling Conference - March, 2004 Saddok Benaissa Sealant improves drilling in depleted sands Drilling contractor May/June, 2006 Paul O.Fekete, Adewale Dosunmu, Anthony Kuerunwa, Evelyn B.Ekeinde, Anyanwu Chimaroke, Odagme S.Baridor Wellbore stability management in depleted and low pressure reservoirs SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Lagos, Nigeria - August, 2013 Yuan Jun-Liang, Deng Jin-Gen, Tan Qiang, Yu BaoHua, Fan Bai-Tao Effects of long-term development on wellbore xtability: A case study of Bohai Bay basin The Open Petroleum Engineering Journal 2013; 6: p - Junliang Yuan, Jingen Deng, Yong Luo, Shisheng Guo, Haishan Zhang, Qiang Tan, Kai Zhao, Lianbo Hu The research on borehole stability in depleted reservoir and caprock: Using the geophysics logging data Scientific World Journal 2013 M.S.Asadi, A.Khaksar, A.White, Z.Yao Wellbore stability analysis in depleted deepwater reservoirs: A case study from Australia SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Manama, Bahrain - 11 March, 2015 10 M.W.Alberty, M.R.McLean Fracture gradients in depleted reservoirs - Drilling wells in late reservoir life SPE/ IADC Drilling Conference 27 February - March, 2001 RISK MITIGATION SOLUTION FOR INFILL DRILLING AND WELL COMPLETION IN LOWER MIOCENE SEDIMENTS IN LATE RESERVOIR LIFE AND IN PRESSURE AND TEMPERATURE DEPLETED ZONES Pham Van Hieu1, 2, Ta Van Thinh2 Gubkin State University of Oil and Gas (National Research University) Vietsovpetro Email: hieupv.dr@vietsov.com.vn Summary The article evaluates the condition of well’s problems and accidents during drilling at Vietsovpetro Joint Venture and arising problems when drilling in late reservoir life The effects of well and pore pressure and temprature depletion on the in-situ stress, wellbore stability, and mud loss are investigated The efficiency of solutions for curing mud losses during infill drilling in the Lower Miocene sediments of the Cuu Long basin is also analysed Based on that, the authors give a series of recommendations to ensure safe well construction through the pressure and temperature depleted zones Key words: Well’s problems and accidents, infill drilling, Lower Miocene, Cuu Long basin 40 DẦU KHÍ - SỐ 5/2019 ... chung thi công giếng khoan khu vực vỉa suy giảm áp suất, nhiệt độ Khu vực áp suất vỉa suy giảm thường xuất giai đoạn cuối khai thác mỏ (late reservoir life of field), vỉa khơng có đủ áp suất cần thi t... độ nhớt cao khu vực sét chảy xệ Tuy nhiên cần tính tốn để áp lực tồn cột dung dịch khơng gây vỡ vỉa, dung dịch kẹt chênh áp khoan hoàn thi n giếng khoan đan dày giếng khu vực mỏ suy giảm áp suất,. .. hẹp lại suy giảm áp suất vỉa (Hình 2) [5, 6] Việc suy giảm ứng suất tự nhiên giải thích qua công thức (2) Khi tiến hành khoan đan dày − khu vực ghi × áp+ suất vỉa, suy giảm = nhận suy giảm 1−