Hiệu quả áp dụng phương pháp khoan kiểm soát áp suất khi thi công các giếng dầu khí ở Việt Nam và xây dựng mô hình tính toán các thông số khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan bể Cửu Long

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất đã được nghiên cứu và áp dụng ngày càng phổ biến trong hoạt động khoan dầu khí. Công nghệ này cho phép thi công an toàn trong điều kiện phức tạp, tiềm ẩn rủi ro như cửa sổ khoan hẹp, nước biển sâu, đá nứt nẻ, dị thường áp suất và nhiệt độ... mà phương pháp khoan truyền thống khó hoặc không thể thực hiện được. Bài báo trình bày các nghiên cứu đánh giá hiệu quả của phương pháp khoan kiểm soát áp suất khi khoan qua các điều kiện phức tạp nêu trên ở Việt Nam và xây dựng mô hình tính toán các thông số khoan kiểm soát áp suất khi thi công giếng khoan bể Cửu Long trong điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao.

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2020, trang 30 - 40 ISSN-0866-854X HIỆU QUẢ ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT KHI THI CƠNG CÁC GIẾNG DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM VÀ XÂY DỰNG MƠ HÌNH TÍNH TỐN CÁC THƠNG SỐ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG KHOAN BỂ CỬU LONG Trần Đăng Tú1, Lê Vũ Quân1, Lê Quốc Trung1, Nguyễn Thế Vinh2, Nguyễn Khắc Long2, Nguyễn Anh Tuấn1 Viện Dầu khí Việt Nam Đại học Mỏ - Địa chất Email: tutd@vpi.pvn.vn Tóm tắt Cơng nghệ khoan kiểm soát áp suất nghiên cứu áp dụng ngày phổ biến hoạt động khoan dầu khí Cơng nghệ cho phép thi cơng an tồn điều kiện phức tạp, tiềm ẩn rủi ro cửa sổ khoan hẹp, nước biển sâu, đá nứt nẻ, dị thường áp suất nhiệt độ mà phương pháp khoan truyền thống khó khơng thể thực Bài báo trình bày nghiên cứu đánh giá hiệu phương pháp khoan kiểm soát áp suất khoan qua điều kiện phức tạp nêu Việt Nam xây dựng mơ hình tính tốn thơng số khoan kiểm sốt áp suất thi công giếng khoan bể Cửu Long điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao Từ khóa: Khoan kiểm sốt áp suất, phản áp bề mặt, áp suất cao - nhiệt độ cao, bể Cửu Long 1.1 Công nghệ khoan truyền thống Công nghệ khoan truyền thống (CD) hệ thống khoan với hệ tuần hoàn dung dịch mở với khơng khí, mùn khoan đưa từ đáy giếng lên bề mặt đến thiết bị tách khí tách chất rắn để xử lý Trong công nghệ khoan truyền thống, dung dịch khoan thiết kế với mục đích trì áp suất đáy giếng lớn áp suất vỉa (khoan cân bằng) nhỏ áp suất vỡ vỉa để đề phòng tượng chất lưu từ vỉa xâm nhập vào giếng ngừng tuần hồn q trình tiếp cần tránh tượng dung dịch Hình mơ tả thay đổi áp suất đáy giếng trình khoan trạng thái tuần hoàn ngừng tuần hoàn Tuy nhiên, giếng có cửa sổ khoan nhỏ (giá trị áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa gần nhau), chênh lệch áp suất đáy giếng trạng thái tuần hoàn ngừng tuần hoàn Ngày nhận bài: 18/11/2019 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 18/11 - 19/12/2019 Ngày báo duyệt đăng: 26/12/2019 30 DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 vượt q giá trị giới hạn cửa sổ khoan, dẫn tới tượng dung dịch khoan chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng (hiện tượng kick) ngừng tuần hồn (Hình 2) 1.2 Cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất Hiệp hội nhà thầu khoan quốc tế (IADC) định nghĩa cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất (MPD) cơng nghệ khoan có khả thích ứng, nhằm kiểm sốt cách xác áp suất khoảng khơng vành xuyến dọc theo thành giếng khoan Mục đích việc áp dụng công nghệ để đảm bảo chắn giới hạn thay đổi áp suất giếng khoan phù hợp với áp suất vỉa, kiểm soát áp suất thủy tĩnh giếng cách thích hợp để tránh cố Áp suất vỡ vỉa Tuần hoàn Áp suất đáy giếng Giới thiệu Tổn hao áp suất Ngừng tuần hoàn Áp suất vỉa Thời gian Hình Sự thay đổi áp suất đáy giếng q trình khoan PETROVIETNAM Tuần hồn Áp suất vỡ vỉa Mất dung dịch Áp suất đáy giếng Tổn hao áp suất Dòng xâm nhập Ngừng tuần hồn Áp suất vỉa Thời gian Hình Phức tạp giếng có cửa sổ khoan nhỏ OBD–overbalanced pressure drilling: khoan cân MPD–managed pressure drilling: khoan kiểm soát áp suất UBD–underbalanced drilling: khoan cân (0,0) Áp suất vỡ vỉa Chiều sâu OBD UBD Thành hệ ổn định Áp suất vỉa 1.3 Các phương pháp khoan kiểm soát áp suất 1.3.1 Phương pháp khoan trì áp suất đáy giếng khơng đổi Phương pháp trì áp suất đáy giếng không đổi (CBHP) 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 Trong phương pháp này, hệ thống tuần hoàn dung dịch kín sử dụng, 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 ổn định suốt q trình khoan MPD Hình mơ tả trạng thái áp suất đáy giếng trì ổn định thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch phương pháp khoan trì áp suất đáy giếng khơng đổi 1.3.2 Phương pháp khoan mũ dung dịch có áp Áp suất Hình Biểu diễn loại áp suất phương pháp khoan khác [1] Áp suất vỡ vỉa Tuần hoàn Áp suất đáy giếng liên quan tới áp suất xảy q trình khoan Hình biểu diễn loại áp suất phương pháp khoan khác [1] Ngừng tuần hoàn Áp suất vỉa Phản áp bề mặt Thời gian PBHP = PHH + PAFP + PSBP Hình Áp suất đáy giếng phương pháp khoan trì áp suất đáy khơng đổi Khoan mũ dung dịch có áp (PMCD) phương pháp khoan khơng có dòng hồi dung dịch lên miệng giếng, áp dụng để khoan qua tầng nứt nẻ, dễ xảy tượng dung dịch trầm trọng Dung dịch khoan giá thành thấp bơm qua cột cần khoan, vận chuyển mùn khoan vào tầng vỉa có tượng nứt vỡ (giống phương pháp khoan mò) Hệ dung dịch nặng có độ nhớt cao bơm vào khoảng không vành xuyến, trì áp suất nén từ cụm điều áp máy bơm, cân với áp suất đẩy đáy giếng khoan Hệ tuần hoàn giếng áp dụng phương pháp khoan mũ dung dịch có áp hệ dung dịch kín Hình cho thấy dung dịch khoan thay đem theo toàn mùn khoan vào nứt nẻ mũ dung dịch tạo nút kín khoảng DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 31 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ khơng vành xuyến ngăn tượng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng xảy 1.3.3 Phương pháp khoan trọng lượng riêng dung dịch kép Dung dịch độ nhớt cao Khoan với đường trọng lượng riêng dung dịch kép (DGD) phương pháp thi công giếng ngồi khơi vùng nước sâu Dòng nước rửa không lên “bề mặt” (trên giàn khoan) thơng qua ống bao đường kính lớn giống phương pháp truyền thống Dòng hồi dung dịch bơm tràn đáy biển (khi khoan qua tầng đất đá nằm gần đáy biển) quay trở lại bể chứa dung dịch giàn khoan, thông qua sử dụng đường hồi dung dịch có đường kính nhỏ đặt riêng biệt máy bơm chìm bề mặt đáy biển “Bơm ép mùn dung dịch khoan đáy biển” (Pump and dump) sử dụng “ống dẫn dòng dung dịch hồi đường kính nhỏ” (Riserless mud return) giải pháp hay áp dụng phương pháp khoan trọng lượng riêng dung dịch kép, cho phép khoan khoảng khoan qua địa tầng gần đáy biển Các phương pháp tạo hệ dung dịch kép thể Hình Ranh giới tiếp xúc mũ dung dịch dung dịch hy sinh Dung dịch hy sinh vào khe nứt Hình Khoan mũ dung dịch có áp [2] Dung dịch khí 32 DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 Hạt cầu Khí Bơm ngầm Đáy biển 1.3.4 Phương pháp kiểm sốt dòng hồi dung dịch Hệ thống kiểm sốt dòng hồi dung dịch (RFC) lắp đặt để phản ứng cách an toàn hiệu với biến đổi bất ngờ giếng khoan Khi vận hành hệ thống kiểm sốt dòng hồi dung dịch hai van thủy lực lắp đặt đường hồi dung dịch, van cho phép dòng dung dịch hồi theo đường dung dịch truyền thống trở sàng rung, đường chuyển hướng tới hệ thống van tiết lưu giàn khoan (Hình 7) Trong q trình khoan có tượng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng tượng rò rỉ khí giàn khoan dòng hồi dung dịch chuyển hướng sang hệ thống van tiết lưu giàn khoan Tại đây, toàn chất lưu vỉa xâm nhập dễ dàng đưa khỏi giếng khoan Việc sử dụng thiết bị kiểm sốt xoay (RCD) giúp khơng phải tiến hành đóng hệ thống chống phun trào (BOP), giảm thiểu việc khí rò rỉ giàn Dung dịch Dung dịch hạt cầu Dung dịch Nâng dung dịch khí Dung dịch Dung dịch Chất phụ gia thể rắn có trọng lượng nhẹ Nâng dung dịch cách dùng bơm ngầm Hình Các phương pháp tạo hệ dung dịch kép [2] RCD Van hướng dòng chảy tới sàng rung Đối áp vành xuyến BOP Đường dập giếng Cụm phân dòng Hướng dòng đến hệ thống tách khí Hình Hệ thống kiểm soát dòng hồi dung dịch [2] PETROVIETNAM Bảng So sánh chi phí khoan chi phí kiểm soát giếng giếng CNV-1PST1 CNV-2P Tên giếng Số ngày khoan Chi phí khoan (nghìn USD) Kiểm sốt giếng (ngày) Chi phí kiểm sốt giếng (nghìn USD) Chi phí ngày (nghìn USD) CNV-1PST1 24,6 10.334 12,4 5.206 420 CNV-2P Tiết kiệm % tiết kiệm 6,7 18 73 2.818 7.516 73 0,3 12 98 105 5.101 98 420 Khoan mũ dung dịch Khoan mũ dung dịch CNV - 1PST1 CNV - 1PST1 Thời gian kiểm soát ếng (ngày), 12,4; 34% Thời gian kiểm soát giếng (ngày), 12,4; 34% Thời gian Thời gian Khoan (ngày), Khoan (ngày), 24,6; 66% 24,6; 66% Khoan MPD - CNV - 2P MPD - CNV - 2P Khoan Thời gian kiểm Thời gian kiểm soát giếng soát giếng (ngày), (ngày), 0,3; 4% 0,3; 4% Chi phí kiểm sốt giếng (nghìn USD) 5.206 2.818 2.000 - 105 CNV-1PST1 CNV-2P Hình So sánh chi phí khoan chi phí kiểm sốt giếng hai giếng CNV-1PST1 CNV-2P [3] 2.439 di chuyển tuần hoàn loại khoan, cho phép cột cần khoan Chi phí muối (nghìn USD) 2.500 bỏ tượng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng Mất dung dịch (nghìn thùng) 2.000 1.4 Ưu điểm phương pháp khoan kiểm soát áp suất 1.500 So với phương pháp khoan truyền thống, MPD có ưu điểm sau: 1.000 Áp dụng giếng khó thi cơng; Mang lại hiệu kinh tế thi công giếng bị coi khơng thể đem lại hiệu kinh tế; Chi phí khoan (nghìn USD) 4.000 Cho phép khoan qua thành hệ nứt nẻ; Thời gian Thời gian khoan (ngày), khoan (ngày), 6,7; 96% 6,7; 96% 8.000 6.000 xử lý dấu hiệu cố nhanh chóng, hiệu quả; Giảm chi phí khoan trám xi măng; 10.334 10.000 Khoan mũ dung dịch Khoan MPD Tăng tốc độ học khoan (ROP); Hình Biểu đồ phân tích thời gian khoan thời gian kiểm soát giếng giếng CNV-1PST1 CNV-2P [3] 12.000 Ghi 792 Kiểm soát hiệu vị trí đặt ống chống thi cơng, giúp giảm 500 thiểu số cấp cột ống81 chống; 26 Kiểm- soát tốt trọng lượng riêng dung dịch yêu cầu CNV-1PST1 CNV-2P chi phí dành cho dung dịch khoan; Kiểm soát điều chỉnh linh hoạt áp suất đáy giếng, phát Kéo dài thời gian khoan túy rút ngắn thời gian phi sản xuất (NPT) Áp dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất Việt Nam 2.1 Sử dụng phương pháp khoan mũ dung dịch có áp tầng móng nứt nẻ mỏ Cá Ngừ Vàng Trong trình khoan qua tầng móng nứt nẻ giếng CNV-1PST1 thuộc mỏ Cá Ngừ Vàng, tượng tuần hoàn, nhà thầu khoan áp dụng công nghệ khoan mũ dung dịch sử dụng dung dịch khoan nước muối với hàm lượng cao Để pha chế loại dung dịch cần lượng muối lớn dẫn đến chi phí dung dịch khoan tăng cao Ngoài ra, vấn đề thời tiết thường xuyên làm gián đoạn việc cung cấp muối, kéo dài thời gian thi cơng Sau đó, áp dụng hệ thống MPD giếng khoan CNV-2P nhằm xử lý cố chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng dung dịch Ứng dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất so sánh giếng CNV-1PST1 CNV2P cho thấy lợi ích đáng kể chi phí: Giảm 30% thời gian kiểm sốt giếng (Hình 9), tương đương với tiết kiệm 5,1 triệu USD (Bảng 1); DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 33 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng So sánh chi phí muối thể tích dung dịch giếng CNV-1PST1 CNV-2P Tên giếng Mất dung dịch (nghìn thùng) Chi phí/thùng (nghìn USD) Chi phí muối (nghìn USD) MW (ppg) Ghi CNV-1PST1 81 30,13 2.439 10,2 CNV-2P Tiết kiệm % tiết kiệm 12.000 26 55 30,16 792 1.647 68 9,8 Khoan mũ dung dịch Khoan MPD Chi phí khoan (nghìn USD) 10.334 Chi phí kiểm sốt giếng (nghìn USD) 10.000 Bảng Kết sử dụng khoan MPD on thõn ging 12ẳ ì 14ắ 8.000 thõn ging on 12ẳ ì 14ắ Thi gian bt u khoan 5.206 6.000 30 Kế hoạch khoan Thứ 4.000 8/7 2.000 11 Kết Thứ 9/7 CNV-1PST1 2.439 2.500 Thời gian kết thúc khoan 20 30 Thứ 2.818 13/7 105 Thứ 13/7 CNV-2P Độ sâu từ 2.947m Chiều sâu khoan (m) Thời gian khoan (giờ) Ghi 3.715m 768 133 Dựa kế hoạch khoan 12/7 3.761m 814 89 Chi phí muối (nghìn USD) Mất dung dịch (nghìn thùng) 2.000 1.500 792 1.000 500 81 26 CNV-1PST1 CNV-2P Hình 10 So sánh thể tích chi phí dung dịch hai giếng CNV-1PST1 CNV-2P [3] Giảm 55 nghìn thùng tiêu thụ nước muối tương đương với tiết kiệm 1,647 triệu USD (Bảng 2) 2.2 Sử dụng phương pháp khoan trì áp suất đáy khơng đổi giếng áp suất cao - nhiệt độ cao mỏ Hải Thạch, Mộc Tinh Tại mỏ Hải Thạch Mộc Tinh, giếng khoan thăm dò khu vực thường gặp cố trình khoan điều kiện địa chất phức tạp, đặc biệt vấn đề nhiệt độ cao, áp suất cao Cửa sổ khoan Mỏ Hải Thạch Mộc Tinh hẹp Vì cần áp dụng phương pháp khoan trì áp suất đáy giếng không đổi để tránh cố điều kiện động điều kiện tĩnh hay nói cách khác điều kiện tuần hồn ngừng tuần hoàn dung dịch khoan Hệ thống van điều áp MPD cho phép phát chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng sớm tuần hoàn chất lưu vỉa xâm nhập ngồi 34 DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 Sử dụng hệ thống MPD, Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đơng (Bien Dong POC) tiến hành khoan an toàn tới chiều sâu thiết kế giảm thiểu số cấp ống chống Quá trình khoan sử dụng công nghệ MPD mỏ Hải Thạch, Mộc Tinh giúp nhà điều hành phát hiện tượng dung dịch tượng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng sớm, tăng độ an toàn cho giếng khoan điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao 2.3 Sử dụng phương pháp khoan trì áp suất đáy không đổi giếng khoan mỏ Tê Giác Đen Các giếng TGD-1X, TGD-2X mỏ Tê Giác Đen khoan qua vỉa HPHT, gặp tượng ổn định thành giếng dung dịch Sau đó, nhà thầu lên kế hoạch áp dụng công nghệ khoan kiểm sốt áp suất đoạn thân giếng 14½” 14ắ v 8ẳ ca ging TGD-2X on thõn ging 14ẵ 14¾” lên kế hoạch khoan từ 2.925m đến 3.715m, khoảng 5m tập “D” (Trà Tân giữa) Áp dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất với mục tiêu kiểm sốt trọng lượng riêng tuần hồn tương đương Số liệu Bảng cho thấy kết áp dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất thnh cụng cho on thõn ging 12ẳ ì 14ắ so với kế hoạch khoan Khi ứng dụng công nghệ này, chiều sâu khoan 814m 89 theo kế hoạch khoan phải tiến hành khoan 133 cho khoảng khoan 768m Như vậy, việc PETROVIETNAM Bảng Kết sử dụng công nghệ khoan kiểm sốt áp suất đoạn thân giếng 8¼” Đoạn thân giếng 8¼” Kế hoạch khoan Kết Thời gian bắt đầu khoan 14 Thứ 22/8 Thứ 25/8 Thời gian kết thúc khoan 30 Thứ 28/8 30 Thứ 27/8 Độ sâu từ 2.947 m Chiều sâu khoan Thời gian khoan (giờ) 4.736m 346 131,5 4.669m 279 50,5 áp dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất đoạn thân giếng giúp giảm thời gian khoan tăng số mét khoan so với kế hoạch Bảng cho thấy kết ứng dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất thành cơng cho đoạn thân giếng 8¼” so với kế hoạch khoan: Số khoan áp dụng 50,5 nhỏ nhiều so với số khoan theo kế hoạch khoan (131,5 giờ) Xác định thông số MPD cho giếng khoan bể Cửu Long Các thơng số gồm: Tổn thất áp suất ma sát khoảng không vành xuyến (AFL); Phản áp bề mặt (SBP); Trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương (ECD); Trọng lượng riêng tĩnh tương đương (ESD) Trước đây, nhóm tác giả phát triển cơng cụ tính tốn thơng số MPD Microsoft Excel Tuy nhiên, sau q trình sử dụng nhóm tác giả nhận thấy cơng cụ tính tốn hạn chế Vì vậy, nhóm tác giả phát triển cơng cụ viết giao diện Matlab Module đọc liệu đầu vào lưu lượng, thông số ống chống tính chất dung dịch, liệu lấy từ Microsoft Excel (Hình 12) 3.1 Phương pháp xác định Để giữ cho trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương ổn định cần tính tốn xác phản áp bề mặt Việc tính tốn phản áp bề mặt xác đảm bảo cho thành công thi cơng giếng khoan theo phương pháp trì áp suất đáy không đổi [4] Do vậy, phải nghiên cứu xây dựng ứng dụng mơ hình tính tốn phản áp bề mặt tối thiểu cho khoảng khoan định Tổn thất áp suất khoảng không vành xuyến tính tốn theo giả định sau: Ghi Dựa kế hoạch khoan 24/8 Đến TD 30, thứ ngày 27/8 - Nhiệt độ ảnh hưởng đến tính tốn tổn thất áp suất khoảng khơng vành xuyến; - Các thành phần dụng cụ đáy (BHA) giả thiết lấy cấp đường kính trung bình có nhiều cấp đường kính khác nhau; - Thành giếng ổn định, đường kính lỗ khoan theo thiết kế Trong cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất, giá trị áp suất đáy giếng xác định theo công thức [5]: PBHP = PAFL + PHH + PSBP (1) Trong đó: PBHP: Áp suất đáy giếng khoan (psi); PAFL: Tổn thất áp suất ma sát khoảng không vành xuyến (psi); PHH: Áp suất thủy tĩnh cột dung dịch giếng khoan tạo (psi); PSBP: Phản áp bề mặt (psi) Áp suất thủy tĩnh phụ thuộc vào khối lượng riêng dung dịch khoan chiều sâu giếng khoan mà phụ thuộc vào hàm lượng mùn khoan (C) khối lượng riêng mùn khoan (ρc) Theo Erdem Tercan [2], áp suất thủy tĩnh xác định theo công thức sau: PHH = 0,052× [(1-C) × ρ + 8,345 × C × ρc] × H (2) Trong đó: C: Hàm lượng mùn khoan (%); ρ: Khối lượng riêng dung dịch khoan (ppg); ρc: Khối lượng riêng mùn khoan (g/cm3); H: Chiều sâu giếng khoan (ft) Giá trị tổn thất áp suất ma sát khoảng khơng vành xuyến giếng khoan tuần hồn (PAFL) phụ thuộc vào lưu lượng tuần hồn, chế độ dòng chảy, đường kính thủy lực tính chất lưu biến dung dịch khoan DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 35 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Lưu lượng tuần hoàn dung dịch khoan xác định dựa vào tốc độ lên trung bình dòng dung dịch khoan khoảng khơng vành xuyến: = Trong đó: 24,51 × − (3) , hạt mùn sau gia công hóa Dung dịch khoan có lẫn học tuần hồn giếng tính tốn theo mơ hình chất lỏng Herschel - Bulkley Khi hệ số chảy xác định theo công thức: , νa: Tốc độ lên dung dịch khoan khoảng không vành xuyến (ft/m); Q: Lưu lượng tuần hồn dòng dung dịch (gpm); dh: Đường kính ống chống (với đoạn chống ống) giếng khoan (với đoạn thân trần) (in); di: Đường kính ngồi phận khoan cụ (in); Trong đó: τy: Ứng suất trượt hai lớp chất lỏng khoảng không vành xuyến (psi) Hệ số ma sát chất lỏng (f ) thay đổi theo chế độ chảy Hệ số ma sát chế độ chảy tầng, chảy chuyển tiếp, chảy rối xác định theo công thức: Để xác định ứng suất trượt hai lớp chất lỏng × 16N reg cắt trượt (γw) ứng thành giếng (τw), tốc độ24,51 16suất trượt = f lam = f trans = − tĩnh (τf ) phải xác định trước: N Re g N Re c (4) = 1,066 × với - - , (5) (6) Chế độ dòng chảy dung dịch khoan xác , hệ số Reynold chuẩn (Nrec) định dựa vào mối quan hệ hệ số Reynold tính tốn , (Nreg) , Nrec = 3470 - 1370n (7) , (8) Trong đó: , G: Hệ số điều chỉnh ứng suất trượt thành giếng; YP: Ứng suất trượt động (psi); n: Hệ số chảy dung dịch khoan; dhyd: Đường kính thủy lực tương ứng với thành phần khoan cụ giếng khoan (ft); (9) dh: Đường kính ống chống (với đoạn chống ống) giếng khoan (với đoạn thân trần), (ft); di: Đường kính ngồi phận khoan cụ (ft); DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 16 N Re g f trans = f turb = 16N reg N f turb = Re c (11) a , b N Re g Trong đó: flam: Hệ số ma sát chất lỏng trạng thái chảy tầng; ftrans: Hệ số ma sát chất lỏng trạng thái chuyển tiếp; fturb: Hệ số ma sát chất lỏng trạng thái chảy rối; 1,75 − lg(n1,75 ) − lg(n) lg(n) + 3,93 lg(n) + 3,93 a,b: b = a =Hệ số; a = b= 50 50 Hệ số ma sát xác định dựa hệ số Reynolds chế độ dòng chảy theo cơng thức: 12 ĐĐ ã ă ă Đ 8 ã f = ă ă f trans + f + f turb ă ăâ â â ã12 12 lam á 1,076 × PHH × va2 × f × Li PAF L = ∑ 10 × dhyd PV: Độ nhớt dẻo chất lỏng (lb.s/ft2); 36 f lam = (12) Do tổn thất áp suất ma sát khoảng không vành xuyến xác định công thức: k: Chỉ số độ sệt dung dịch; dhyd = dh - di (10) , = 1,066 × (13) Trong đó: Li chiều dài thành phần khoan cụ giếng khoan (ft); Giá trị áp suất đáy giếng (PBHP) thu từ thiết bị đo áp suất (PWD) lắp đặt thiết bị đo khoan (MWD) Như vậy, giá trị phản áp bề mặt phương trình (1) xác định sau thu thông số áp suất đáy giếng khoan, tổn thất áp suất ma sát khoảng không vành xuyến áp suất thủy tĩnh cột dung dịch a b N Re PETROVIETNAM giếng khoan tạo nên Mặt khác, để ngăn ngừa tượng ổn định thành giếng, giá trị phản áp bề mặt bổ sung từ bề mặt phải tạo áp suất đáy giếng lớn áp suất vỉa Ngoài ra, thay đổi cơng thức tính áp suất đáy giếng khoan (PBHP) phương trình (1) giá trị phản áp bề mặt (PSBP) phụ thuộc vào áp suất vỉa (PV ) nhỏ đoạn xét Để ngăn ngừa tượng ổn định thành giếng, giá trị phản áp bề mặt (PSBP) bổ sung từ bề mặt phải tạo áp suất đáy giếng (PBHP) lớn so với áp suất vỉa (PV ) PBHP = PAFL + PHH + PSBP ≥ PV ܲSBP ≥ ܲV − (ܲAFL + HH (14) Trọng lượng dung dịch tương đương (EMW) giá trị áp suất (psi) chuyển đổi đơn vị trọng lượng riêng dung dịch (ppg) nhằm giúp đội khoan dễ nhận biết so sánh trạng thái áp suất đáy giếng với trọng lượng dung dịch khoan sử dụng Ở trạng thái tĩnh, ngừng tuần hoàn, áp suất chuyển đổi sang trọng lượng riêng tĩnh tương đương (ESD) theo công thức: PSBP ESD = EMW + 0,052 × H (15) Ở trạng thái động, tuần hoàn áp suất chuyển đổi sang trọng lượng riêng tuần hồn tương đương (ECD) theo cơng thức: ECD = EMW + PAFL + PSBP 0,052× H (16) Trong đó: ECD: Trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương (ppg); ESD: Trọng lượng riêng tĩnh tương đương (ppg); EMW: Trọng lượng riêng dung dịch tương đương (ppg); PHH (17) 0,052 × H PHH: Áp suất thủy tĩnh cột dung dịch giếng khoan tạo nên (psi); với: EM W = H: Chiều sâu thẳng đứng giếng khoan (ft); PSBP: Phản áp bề mặt (psi); PAFL: Tổn hao áp suất ma sát khoảng không vành xuyến (psi); 3.2 Thông số đầu vào giếng khoan bể Cửu Long 3.2.1 Những khó khăn gặp phải thi cơng đoạn thân giếng 8½” Căn vào điều kiện thi cơng giếng khoan (có nhiệt độ cao, áp suất cao từ độ sâu khoảng 4118mMD; tượng dung dịch; tượng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng bất ổn định thành giếng) ưu điểm cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất, việc áp dụng phương pháp vào thi công giếng khoan mang lại hiệu tích cực, tránh cố tiềm ẩn xảy (chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng, bó hẹp thành gây kẹt cần khoan, dung dịch, moment xoắn, kéo lớn), giảm chi phí chống ống xử lý cố Khoảng khoan 3239,28 - 4300,68 mTVD đoạn thân giếng 8½” (MW = 12,8 - 13,8ppg) qua hệ tầng Trà Cú Thượng xuất dị thường áp suất cao lên đến 13,7ppg (Hình 11) Việc kiểm sốt trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương ổn định cần thiết 3.2.2 Thông số đầu vào giếng khoan (Hình 12) 3.3 Kết tính tốn thơng số khoan kiểm sốt áp suất cho đoạn thân giếng 8½” - Để kiểm sốt xác áp suất đáy giếng hay gọi trọng lượng riêng tuần hồn tương đương cần xác định phản áp bề mặt điều kiện tĩnh điều kiện động khoan qua đoạn thân giếng 8½” với trọng lượng riêng dung dịch 12ppg - Hình 13 thể mối tương quan tốc độ bơm phản áp bề mặt trình tiếp cần độ sâu 3800 mTVD, nơi gặp dị thường áp suất vỉa lớn (13,7ppg) Phản áp bề mặt tăng lên bước tương ứng với việc giảm tốc độ bơm từ từ bơm tắt Phản áp bề mặt tối thiểu bổ sung trình tiếp cần hay bơm tắt 800psi Khi cơng tác tiếp cần hồn thành, tốc độ bơm tăng dần lên 600gpm với giảm từ từ phản áp bề mặt tối thiểu đến 130psi - Với kết tính tốn phản áp bề mặt, có thơng số MPD sau: ++ Với trọng lượng riêng dung dịch 12ppg trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương khoảng 14,5 - 15ppg; ++ Phản áp bề mặt cần bổ sung thông qua hệ thống van điều áp bơm tắt 800 - 1200psi; ++ Khi bơm bật, phản áp bề mặt cần bổ sung thông qua hệ thống van điều áp 200 - 500psi; DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 37 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Gradient áp suất (ppg) 10 12 14 16 18 Gradient áp suất vỉa Gradient áp suất vỡ vỉa 500 1000 Đồng Nai (B3) 1500 Côn Sơn (B2) Bạch Hổ (ILM) Trà Tân thượng (C) Chiều sâu mTVD 2000 Bạch Hổ (B1) 2500 Đoạn thân giếng 12¼" 3000 Trà Tân hạ (D) Trà Tân hạ (D-cát) 3500 Đoạn thân giếng 8½" Trà Cú thượng (E) Trà Cú thượng (E-cát) 4000 Trà Cú (F-sét) 4500 Đoạn thân giếng 6" Trà Cú hạ (F-cát) 5000 Hình 11 Biểu đồ áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa cột địa tầng giếng khoan bể Cửu Long [6] FLUID AND HYDRAULICS WELL PARAMETERS MW 12 ppg Cut.Dens g/cm3 Cut.Conc 10 % R600 79 R300 R6 Casing size MD Lower MD Upper Casing OD Casing ID Hole Diameter [m] [ft] [m] [ft] [in] [in] [in] ° ݂݈݀݁݁ܿ‫݊݋݅ݐ‬ 818,70793 99 324,819 249,53 818,70793 20,000 19,124 26 48 ° ݂݈݀݁݁ܿ‫݊݋݅ݐ‬ 7234,605 99 324,819 1997 6552,157 13,375 12,375 16 ° ݂݈݀݁݁ܿ‫݊݋݅ݐ‬ 11499,905 99 324,819 3239,28 10628,07768 9,625 8,535 12,25 ° ݂݈݀݁݁ܿ‫݊݋݅ݐ‬ 8,5 R3 PV 31 cP YP 17 lb/100ft^2 PP 13,7 ppg FP 17,2 ppg Flow rate 600 Bit Location Final MD 4040 13255,24 3300 10827,3 3719 12202,039 5,920 4118 13511,158 3300 10827,3 3800 12467,8 5,920 8,5 4592,2 15067,0082 4118 13511,158 4300 14108,3 5,920 8,5 5148,2 16891,2442 4020 13189,62 4843,28 15890,80168 4,500 3,826 5148,2 gpm DRILLSTRING Bx TVD [ft] [m] [m] [ft] [in] [m] Inner [ft] [in] Outside Riser parameter Diameter Intinal Mud Level 18,75 99 22 324,819 Drill Pipe Diameter 5,356 Length 3905 12813 157 515,117 56 183,736 Drill Pipe Diameter Length Bottom hole assembly Diameter 6,375 Length Choke Line Diameter Length 30,5 100,0705 Hình 12 Thơng số đầu vào giếng khoan 38 DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 PETROVIETNAM 700 900 Tốc độ bơm, gpm 700 500 600 400 500 300 400 300 200 200 100 Phản áp bề mặt, psi 800 600 100 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Thời gian Tốc độ bơm (gpm) Phản áp bề mặt (psi) Hình 13 Mối liên hệ áp suất van điều áp tốc độ bơm trình tiếp cần cho phép tăng chất lượng khoan, tăng tốc độ học khoan, giảm thiểu chi phí liên quan đến thời gian phi sản xuất (NPT), cho phép khoan an toàn qua vỉa nhiệt độ cao áp suất cao, cửa sổ khoan hẹp Cơng tác xây dựng mơ hình tính tốn thơng số MPD cho đoạn thân giếng 8½” có dị thường áp suất cao giếng khoan bể Cửu Long giúp trình khoan tới chiều sâu thiết kế an toàn đạt hiệu cao Kết nghiên cứu chứng minh tính khả thi kỹ thuật, hiệu kinh tế ứng dụng công nghệ khoan kiểm sốt áp suất khu vực có điều kiện địa chất phức tạp tầng móng nứt nẻ, điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao… Tài liệu tham khảo Deepak M.Gala, Julmar Shaun Toralde, Weatherford Managed pressure drilling 101: Moving beyond “It’s always been done that way” 2011 Erdem Tercan Managed pressure drilling techniques, equipment & applications Middle East Technical University 2010 Hình 14 Biểu diễn kết khoan MPD thành công cho đoạn thân giếng 8½” ++ Trọng lượng riêng tĩnh tương đương giữ khoảng 14 - 14,4ppg bơm tắt với giá trị phản áp bề mặt bổ sung khoảng 300 - 600psi Hình 14 thể kết áp dụng phương pháp MPD vào đoạn thân giếng 8½” Với trọng lượng riêng dung dịch 12ppg (nhỏ nhiều so với điểm dị thường áp suất cao 13,7ppg), việc trì ổn định trọng lượng riêng tuần hồn tĩnh điều kiện bơm tắt trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương điều kiện bơm bật giúp khoan qua đoạn thân giếng có dị thường áp suất cao dễ dàng Kết luận Cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất giải pháp khoan sử dụng nhiều công nghệ thiết bị đặc biệt, giúp giảm thời gian nâng cao hiệu khoan MPD cho phép loại bỏ cố gặp phải khoan điều kiện tiềm ẩn nhiều rủi ro thực phương pháp khoan truyền thống Phương pháp Ben Gedge, Harpreet Kaur Dalgit Singh, Elsofron Bandico Refugio, Bao Ta Quoc, Nguyen Viet Bot Managed pressure drilling - A solution for drilling the challenging and uni-drillable well in Vietnam and South Easst Asia SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia 22 - 24 October, 2013 Nguyễn Khắc Long, Nguyễn Văn Thành, Trương Văn Từ, Nguyễn Văn Khương Nghiên cứu sở xác định phản áp bề mặt công nghệ khoan kiểm sốt áp suất Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất 2015; 49: trang 13 - 17 API Recommended practive 13D Rheology and hydraulics of oil-well drilling fluids 2009 Cuu Long JOC Drilling problem for well X Ben Gedge Managed pressure drilling applllied to manage ECD in an HPHT DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 39 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Clastic Formation in Vietnam SPE MPD/USD ATW-Penang, Malaysia 2011 Maren Maland Managed pressure drilling Norwegian University of Science and Technology, ORGE, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics 2013 Steve William Nas, Benjamin J.Gedge, Felbert Palao, Viet Bot Nguyen Advantages of managed pressure drilling and the recent deployment of the technology in Vietnam IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, Ho Chi Minh City, Vietnam - November, 2010 EFFICIENCY OF MANAGED PRESSURE DRILLING TECHNOLOGY FOR OIL AND GAS WELLS IN VIETNAM AND BUILDING A COMPUTING MODEL FOR DETERMINING MANAGED PRESSURE DRILLING PARAMETERS FOR WELLS IN CUU LONG BASIN Tran Dang Tu1, Le Vu Quan1, Le Quoc Trung1, Nguyen The Vinh2, Nguyen Khac Long2, Nguyen Anh Tuan1 Vietnam Petroleum Institute Hanoi University of Mining and Geology Email: tutd@vpi.pvn.vn Summary Managed pressure drilling technology has been studied and widely applied in the oil and gas drilling activities This technology enables safe execution under complex and risky conditions such as narrow drilling windows, deep water, fractured rocks, abnormal pressure and temperature, etc., in which the conventional drilling technology is not appropriate The paper presents studies evaluating the efficiency of the managed pressure drilling method when drilling through these complicated conditions in Vietnam and building a model to calculate the managed pressure drilling parameters for wells in the Cuu Long basin under high pressure, high temperature conditions (HPHT) Key words: Managed pressure drilling, back surface pressure, high pressure high temperature, Cuu Long basin 40 DẦU KHÍ - SỐ 1/2020 ... khoan kiểm soát áp suất 1.3.1 Phương pháp khoan trì áp suất đáy giếng khơng đổi Phương pháp trì áp suất đáy giếng khơng đổi (CBHP) phương pháp sử dụng để điều chỉnh hay hạn chế tối đa ảnh hưởng... giữa) Áp dụng công nghệ khoan kiểm sốt áp suất với mục tiêu kiểm sốt trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương Số liệu Bảng cho thấy kết áp dụng công nghệ khoan kiểm sốt áp suất thành cơng cho đoạn... loại áp suất phương pháp khoan khác [1] Ngừng tuần hoàn Áp suất vỉa Phản áp bề mặt Thời gian PBHP = PHH + PAFP + PSBP Hình Áp suất đáy giếng phương pháp khoan trì áp suất đáy khơng đổi Khoan