Phương pháp minh giải tổ hợp tài liệu địa vật lý giếng khoan trong điều kiện địa chất phức tạp

Bài viết trình bày phương pháp tổng hợp giúp nâng cao hiệu quả của việc sử dụng các số liệu thử vỉa đo bằng cáp cùng với tài liệu địa vật lý giếng khoan thu được trong quá trình khảo sát giếng khoan.

PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số 11 - 2018, trang 19 - 22 ISSN-0866-854X PHƯƠNG PHÁP MINH GIẢI TỔ HỢP TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT PHỨC TẠP Nguyễn Lâm Anh, Varlamov Denis Ivanovich Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Email: anhnl.rd@vietsov.com.vn Tóm tắt Thử vỉa cáp phương pháp nghiên cứu phổ biến q trình thi cơng giếng khoan tìm kiếm thăm dị/thẩm lượng Kết nghiên cứu cho phép xác hóa tầng chứa hydrocarbon, xác định áp suất vỉa, ranh giới chất lưu (OWC/GWC), lựa chọn khoảng thử vỉa ống chống xác định đặc điểm chất lưu điều kiện vỉa Tuy nhiên, số trường hợp khó thu thập số liệu đảm bảo chất lượng thời gian đo hợp lý, đặc biệt vỉa chặt sít với chất lưu có tính di động thấp xuất xâm nhập dung dịch khoan Bài báo trình bày phương pháp tổng hợp giúp nâng cao hiệu việc sử dụng số liệu thử vỉa đo cáp với tài liệu địa vật lý giếng khoan thu trình khảo sát giếng khoan Từ khóa: Giếng khoan, vỉa, tầng chứa, gradient áp suất, thiết bị thử vỉa qua cáp, bão hòa, thử vỉa, mẫu từ vỉa Giới thiệu Các giếng khoan tìm kiếm thăm dị/thẩm lượng ngồi nhiệm vụ thu thập thơng tin địa chất phải thu thập liệu xu áp suất vỉa theo độ sâu giếng, độ bão hịa dầu khí vỉa, ranh giới chất lưu lựa chọn đối tượng/khoảng để tiến hành thử vỉa ống chống Việc sử dụng thiết bị thử vỉa qua cáp cho phép thu thập lượng lớn thông tin quan trọng tầng chứa, giúp giảm rủi ro cho việc tiến hành phương pháp thử vỉa (DST & mini DST) có chi phí cao (chiếm 49%), điểm khơng hồn thành, 14 điểm cho kết không đại diện (chiếm 20%) 17 điểm (chiếm 25%) bị hỏng paker bị hở trình đo đạc (Hình 1) Do chất lượng vỉa chứa có xu hướng giảm dần theo Tuy nhiên, hiệu lượng thông tin thu thập từ phương pháp lại phụ thuộc nhiều vào đặc điểm vỉa thường không cho kết tốt khảo sát tầng chứa chặt sít chất lưu di chuyển linh hoạt Do hạn chế mặt thời gian xuất nên thời gian đo điểm lấy mẫu cần phải giảm xuống mức tối đa để tránh rủi ro bị kẹt thiết bị, việc đo áp suất đại diện vỉa điều kiện thân trần lấy mẫu chất lưu vỉa thường khơng thực hồn chỉnh Phương pháp Tại giếng khoan tìm kiếm thăm dị thuộc bể trầm tích Nam Cơn Sơn, áp suất vỉa tiến hành đo 68 điểm thuộc thành hệ Miocene lấy 11 mẫu chất lưu vỉa Trong 68 điểm khảo sát, có 33 điểm thành công Ngày nhận bài: 12/4/2018 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 13/4 - 17/5/2018 Ngày báo duyệt đăng: 4/10/2018 Hình Vị trí thử vỉa giếng khoan cáp DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 19 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Kết khảo sát thiết bị thử vỉa qua cáp STT Vỉa Mẫu số MDS6 MDS6 70 71 Thể tích Độ Áp suất Thời gian bơm linh hồi áp bơm tích lũy hoạt cuối tích lũy (psia) (mD/cp) (litres) 3800,02 3721,40 3690,90 Dạng bầu dục 5269,7 25,8 68,3 36 phút 3778,50 3701,15 3670,65 Dạng bầu dục 5241,6 14,0 74,7 46 phút MDS3 79 3492,96 3433,01 3402,51 MDS5 81 MDS5 MDRT TVDRT TVDSS (m) (m) (m) Dạng Packer Dạng chuẩn 4872,7 29,1 67,5 3699,07 3626,40 3595,90 Dạng bầu dục NA NA 73,4 58 phút 85 3703,02 3630,11 3599,61 Dạng bầu dục NA NA 13,5 47 phút MDS5 86 3715,00 3641,36 3610,86 Dạng bầu dục 5164,3 2,7 118,5 18 phút MDS6 88 3778,60 3701,24 3670,74 Dạng bầu dục 5242,1 9,7 154,0 55 phút MDS6 MDS5 89 91 3786,04 3708,25 3677,75 Dạng bầu dục 3709,71 3636,39 3605,89 Dạng bầu dục 5252,0 NA 3,8 NA 120,0 36,0 51 phút 13 phút 10 H120 93 3954,02 3866,29 3835,79 Dạng bầu dục 6601,6 1,0 24,0 53 phút 11 MDS5 111 3723,42 3649,28 3618,78 5175,4 8,7 84,9 12 phút Dạng chuẩn Bảng Kết phân tích thí nghiệm mẫu trích từ bình chứa Vỉa Độ sâu (MDRT) (m) MDS_3 MDS_5 MDS_5 MDS_5 MDS_5 MDS_5 MDS_6 MDS_6 H_120 3492,96 3699,07 3703,02 3709,71 3715,00 3723,42 3778,60 3786,04 3954,02 Thể tích phần Thể tích lọc dung dịch hydrocarbon (ml) (ml) 600 600 560 700 680 560 550 660 50 0 0 0 (condensate) 500 (dầu) Định dạng Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dầu nhẹ chiều sâu nên mức độ thành công phép đo giảm dần theo chiều sâu Trong khoảng độ sâu 3.800 - 4.000m, hầu hết lần đo xuất điểm paker bị hở Theo kết minh giải, gradient áp suất khoảng vỉa cho thấy có diện vỉa chứa nước Tại khoảng khảo sát (các điểm tiến hành lấy mẫu chất lưu vỉa), kết đo nhận phân tán chất lượng tầng chứa giảm (các điểm 4, 5, Bảng 1) nên không đủ tin cậy để xây dựng gradient áp suất vỉa Tổng cộng lấy 11 mẫu chất lưu vỉa (Bảng 1) Thời gian dừng để lấy mẫu (tại tầng chứa có chất lượng tốt) - - tầng chứa chặt sít Thiết bị đo dòng chất lưu (IFX) theo thời gian thực nhận diện nước vỉa mẫu số 3, vết hydrocarbon mẫu 4, 5, 7, 10 Tuy nhiên kết phân tích mẫu phịng thí nghiệm xác nhận diện hydrocarbon mẫu số 10 (Bảng 2) Kết phân tích mẫu 10 (Bảng 1) cho thấy có diện dầu nhẹ có lẫn filtrate, mẫu cịn lại chứa filtrate Kết nhận diện trực tiếp loại chất lưu trình khảo sát kết phân tích thí nghiệm mẫu thu 20 DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 Dạng IFX Khơng áp dụng Không áp dụng Nước vỉa + Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Khí condensate + Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước + Dấu hiệu khí condensate Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước Dầu + Dung dịch gốc nước Dung dịch gốc nước bình cho thấy khơng trùng khớp hồn tồn với Trong hydrocarbon lỏng xác nhận (Bảng 2) loại khí mẫu (Bảng 1) chưa xác minh mẫu khí tách từ tất bình tích khơng đủ để phân tích (chỉ - lít điều kiện tiêu chuẩn) Kết phân tích pha lỏng (sau tách hydrocarbon) mẫu (Bảng 1) cho thấy diện hỗn hợp filtrate dung dịch khoan (WBMF) với lượng nhỏ nước vỉa Sự diện không đáng kể hydrocarbon mẫu không cho phép xác minh tiềm dầu - khí cơng nghiệp vỉa Sự có mặt vết dầu mẫu số 7, cho thấy vỉa bão hịa dầu, vỉa nước nước vỉa có mặt Vì vậy, việc minh giải kết thu mức độ tin cậy việc xác định tính bão hòa khoảng khảo sát chưa chắn dựa số liệu phân tích có từ phịng thí nghiệm tất phần mẫu chất lỏng chủ yếu dung dịch khoan lẫn cặn bẩn (WBMF) (Hình 2) Cơng tác phân tích thành phần khí thực thể tích khí tách từ mẫu vỉa Kết phân tích thành phần khí cho thấy khí thiên nhiên (Bảng 3) Kết phân tích cho thấy có thay đổi thành phần khí CO2 mẫu Hàm lượng khí CO2 có chênh lệch đáng kể số mẫu Hàm lượng khí CO2 hịa tan nước giả định nồng PETROVIETNAM Hình So sánh kết minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan kết phân tích mẫu từ vỉa Bảng Kết phân tích thành phần khí Thành phần/đặc tính N2 hiếm, %mol CO2 H2 S CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6 dự kiến C7+ dự kiến RG, air = Khối lượng phân tử, g/mol LPG (C3+ C4+), g/sm3 C5+ (điều kiện ổn định), g/sm3 MDS3 @3493 2,19 11,56 MDS5 @3699 1,78 0,60 MDS5 @3703 1,57 1,26 MDS5 @3709,7 2,31 0,47 MDS5 @3715 1,36 12,81 MDS5 @3723,4 1,99 13,41 MDS5 @3778 1,69 13,14 MDS6 @3786 0,94 12,44 79,80 4,15 1,09 0,22 0,22 0,09 0,08 0,16 0,44 0,7333 21,19 101,6 29,7 88,04 6,28 1,91 0,39 0,33 0,12 0,08 0,12 0,35 0,6448 18,63 121,3 25,3 89,51 4,93 1,32 0,27 0,51 0,10 0,07 0,11 0,36 0,6383 18,45 111,92 24,5 89,04 4,92 1,68 0,39 0,42 0,15 0,12 0,11 0,40 0,6407 18,52 129,4 29,3 81,13 3,42 0,76 0,11 0,10 0,03 0,02 0,02 0,25 0,7204 20,95 50 12,8 90,64 4,21 1,12 0,17 0,14 0,03 0,02 0,01 0,34 0,623 18,01 68,1 16,2 80,26 3,15 0,80 0,18 0,16 0,07 0,05 0,07 0,42 0,7336 21,2 79,5 24,1 82,93 2,73 0,49 0,07 0,08 0,03 0,02 0,01 0,25 0,7079 20,46 41,1 12,4 độ CO2 cao (11 - 13 %mol) tương ứng với khoảng bão hòa nước, nồng độ CO2 thấp (0,6 - 1,3 %mol) tương ứng với khoảng bão hịa khí Như vậy, số trường hợp, hàm lượng khí CO2 tiêu để xác định độ bão hòa khơng có mẫu chất lưu vỉa mang tính chất đại diện Việc tích hợp kết minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan, số liệu đo áp suất phân tích hàm lượng CO2 giúp chứng minh tính đắn kết minh giải trước (Hình 3) Trên sở tài liệu đo áp suất vỉa từ tài liệu địa vật lý giếng khoan xác định vị trí ranh giới khí - nước cho vỉa MDS_5 khẳng định chắn kết góp phần luận giải hàm lượng CO2 Như khoảng vỉa đề xuất để tiến hành thử vỉa ống chống (DST) với mức độ tin cậy cao Phần tầng MDS6 theo tài liệu địa vật lý giếng khoan xem vỉa mỏng bão hòa hydrocarbon Tuy nhiên, mẫu lấy từ tầng có hàm lượng CO2 cao kết phân tích pha lỏng cho DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 21 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình Kết minh giải tổ hợp địa vật lý giếng khoan thử vỉa cáp thấy nước vỉa lẫn hàm lượng hydrocarbon thấp tầng (bão hòa HC thấp) Do đó, bỏ qua tầng khơng tiến hành công tác đánh giá Kết luận Phương pháp phân tích tổ hợp địa vật lý giếng khoan (thử vỉa qua cáp địa vật lý giếng khoan) giúp nâng cao hiệu công tác đánh giá chất lượng vỉa chứa nhận dạng loại lưu thể vỉa đồng thời trợ giúp cho định cơng tác khu vực có điều kiện địa chất phức tạp, ngồi cịn tiết kiệm thời gian chi phí đo thân trần cơng tác thử vỉa ống chống nói riêng tăng hiệu cơng tác tìm kiếm thăm dị nói chung Tuy nhiên phương pháp cần thử nghiệm thêm thực tế INTEGRATED OPEN-HOLE DATA INTERPRETATION TECHNIQUE IN TIGHT/ DEEP INVADED RESERVOIRS Nguyen Lam Anh, Varlamov Denis Ivanovich Vietsovpetro Email: anhnl.rd@vietsov.com.vn Summary Modular Formation Dynamics Tester (MDT) and Reservoir Characterisation Instrument (RCI) are commonly used in appraisal/ exploratory wells The results of the MDT/RCI method help clarify the hydrocarbon pay zone, determine reservoir pressures, oil/gas-water contact (OWC/GWC), as well as intervals for drill stem test (DST), and examine the properties of reservoir fluids However, it is sometimes quite difficult to get acceptable results with reasonable measure time, especially in tight reservoirs with low fluid mobility or deeply invaded zones The paper describes a methodology which allows the efficiency of obtained information to be improved by integrating different kinds of well data Key words: Well, reservoir, pay zone, pressure gradient, MDT/RCI, saturation, well test, fluid sample 22 DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số 11 - 2018, trang 23 - 31 ISSN-0866-854X MÔ PHỎNG PHƯƠNG PHÁP KHOAN TỶ TRỌNG Ở GIẾNG KHOAN NƯỚC SÂU BỂ NAM CÔN SƠN Trần Đăng Tú1, Vũ Đức Ứng1, Lê Vũ Quân1, Lê Quốc Trung1, Lê Quang Duyến2, Lê Văn Nam2 Viện Dầu khí Việt Nam Đại học Mỏ - Địa chất Email: tutd@vpi.pvn.vn Tóm tắt Các triển vọng dầu khí nước gần chủ yếu phát khu vực có điều kiện địa chất phức tạp, tiềm ẩn nhiều rủi ro (như: khu vực nước sâu xa bờ ảnh hưởng dị thường áp suất nhiệt độ…) mà phương pháp khoan truyền thống thi công khó khăn khơng thể thi cơng Giải pháp công nghệ khoan nghiên cứu phát triển để giải vấn đề công nghệ khoan tỷ trọng (Dual Gradient Drilling - DGD) - phương pháp công nghệ khoan kiểm soát áp suất (Managed Pressure Drilling - MPD) Bài báo giới thiệu kết mô phương pháp khoan tỷ trọng thực giếng khoan nước sâu bể Nam Côn Sơn Việc mô phương pháp kiểm sốt áp suất xác cơng nghệ khoan tỷ trọng nâng cao hiệu thi công giếng khoan ngăn ngừa phức tạp, cố xảy q trình khoan Từ khóa: Khoan tỷ trọng, khoan kiểm soát áp suất, bể Nam Côn Sơn I Giới thiệu Công nghệ khoan truyền thống hay gọi phương pháp khoan tỷ trọng hệ thống khoan có hệ thống tuần hồn dung dịch hở, mùn khoan đưa từ đáy giếng lên bề mặt đến thiết bị tách khí tách chất rắn để xử lý Dung dịch khoan công nghệ khoan truyền thống 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 chất lưu từ vỉa xâm nhập vào giếng tránh làm vỡ vỉa Hình mơ tả thay đổi áp suất đáy giếng trình khoan trạng thái tuần hoàn ngừng tuần hoàn Tuy nhiên, giếng có giới hạn khoan nhỏ (Hình 2) điển hình khu vực nước sâu, chênh lệch áp suất đáy giếng trạng thái tuần hoàn ngừng tuần hồn vượt q giới hạn khoan, dẫn tới tượng dung dịch khoan dòng chất lưu xâm nhập vào giếng ngừng tuần hoàn Ngày nhận bài: 14/6/2018 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 14 - 29/6/2018 Ngày báo duyệt đăng: 4/10/2018 Để giải vấn đề này, phương pháp khoan tỷ trọng (DGD) áp dụng cho nhiều giếng khoan Hệ thống khoan tỷ trọng dựa hệ thống ống cách nước khơng có dịng hồi dung dịch (LRRS) hệ thống MPD cấp sáng chế Ocean Riser Systems [1] Hệ thống có sử dụng ống cách nước với thay đổi mực dung dịch ống cách nước để kiểm soát áp suất đáy Các kịch mô phương pháp khoan tỷ trọng nhóm tác giả thực cho giếng khoan nước sâu bể Nam Cơn Sơn lập trình Matlab Công nghệ khoan tỷ trọng 2.1 Định nghĩa Khoan tỷ trọng phương pháp khoan kiểm soát áp suất, khác với phương pháp khoan truyền thống sử dụng hệ dung dịch với tỷ trọng khác khoan Dung dịch nhẹ phía trên, dung dịch nặng ống cách nước Dung dịch nặng sử dụng với mục đích tương tự dung dịch phương pháp khoan truyền thống hệ dung dịch nhẹ tạo áp suất không hoạt động DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 23 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Áp suất vỡ vỉa Bản Roto Tuần hoàn Mực nước biển Áp suất đáy giếng Tổn hao áp suất Dung dịch nhẹ Ngừng tuần hoàn D Áp suất vỉa D1 Mặt phân cách D2 Đáy biển Dung dịch nặng Thời gian Hình Sự thay đổi áp suất đáy giếng trình khoan [2] Áp suất đáy giếng Tuần hồn Dịng xâm nhập Đáy giếng khoan Áp suất vỡ vỉa Mất dung dịch TVD Hình Phương pháp khoan tỷ trọng [4] Tổn hao áp suất Ngừng tuần hoàn Áp suất vỉa Khoan tỷ trọng Khoan tỷ trọng Thời gian Hình Phức tạp giếng có giới hạn khoan nhỏ [2] Bơm dung dịch MP Bơm cao áp FP Đường dập giếng Mực dung dịch động Hình Sự khác phương pháp khoan tỷ trọng tỷ trọng [4] Mud Proc Bể dung dịch Đường hồi dung dịch Ống cách nước Bơm ngầm LP BP SSC BOP biển Cần khoan Bộ khoan cụ BHA Hình Hệ thống LRRS [3] Các hệ thống khoan truyền thống có cách kiểm sốt áp suất kiểm soát áp suất thủy tĩnh kiểm soát áp suất tuần hồn Kiểm sốt áp suất thủy tĩnh phương pháp kiểm sốt thực cách thay đổi tỷ trọng dung dịch Kiểm soát áp suất ma sát liên quan đến việc thay đổi lưu lượng tuần hoàn thay đổi tổn thất áp suất khoảng khơng vành xuyến Sự thay đổi lưu lượng tuần hồn gây thay 24 DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 đổi nhanh áp suất đáy giếng có nhược điểm khó kiểm sốt tổn hao áp suất ma sát bơm tắt Hệ thống LRRS sử dụng phương pháp để kiểm soát áp suất giếng kiểm sốt áp suất giếng cách điều chỉnh mực dung dịch nặng ống cách nước Trong hệ thống khoan truyền thống, mực dung dịch nằm bàn Roto hệ thống LRRS, dung dịch nặng bơm xuống cột cần khoan lên khoảng không vành xuyến đến ống cách nước Sau đó, dung dịch bơm thơng qua đường hồi dung dịch lên giàn khoan máy bơm ngầm Sự tuần hoàn khác với phương pháp khoan truyền thống dung dịch không lên bề mặt qua ống cách nước mà thông qua máy bơm ngầm (Hình 3) Theo Hình 4, áp suất đáy sử dụng hệ thống khoan tỷ trọng tính theo cơng thức: (1) (2) DD QQ QQ QQ × ×T T PETROVIETNAM Trong đó: ρ1 : Tỷ trọng dung dịch nhẹ (g/cm3); ρ2: Tỷ trọng dung dịch nặng (g/cm3); D1: Độ sâu đáy biển tính từ bàn Roto (mTVD); D2: Chiều cao cột dung dịch nặng ban đầu ống cách nước (mTVD); D3: Khoảng cách mặt phân cách trước sau mô (mTVD); Pms: Tổn hao áp suất ma sát khoảng không vành xuyến (psi) Từ phương trình (1) thấy áp suất đáy giếng (Pbhp) tỷ lệ nghịch với độ sâu mặt phân cách dung dịch đến bàn Roto (D) Khi giá trị D nhỏ, có nghĩa mặt phân cách hệ dung dịch ống cách nước nông làm cho áp suất đáy cao cột dung dịch nặng ống cách nước tăng ngược lại Mối quan hệ lưu lượng bơm thay đổi độ sâu mặt phân cách hệ dung dịch 1s mô tả phương trình (3) D Q Q Q × T (3) Trong đó: dung dịch ống cách nước Máy bơm dung dịch (MP) bơm dung dịch xuống cột cần khoan lên khoảng không vành xuyến đến ống cách nước Dung dịch tuần hoàn lên bề mặt cách sử dụng máy bơm ngầm (LP) đặt biển để hút dung dịch với mùn khoan trở lại giàn khoan thông qua đường hồi dung dịch Máy bơm cao áp (FP) cho phép điền đầy dung dịch ống cách nước nhanh cần tăng áp suất đáy Các mô thực bỏ qua ảnh hưởng áp suất đầu máy bơm Nó giả định máy bơm bơm với lưu lượng khác áp suất cần thiết Để ngăn ngừa tượng hệ dung dịch nhẹ bị hút vào máy bơm ngầm, khoảng cách từ mặt phân cách hệ dung dịch ống cách nước điểm đặt đầu hút dung dịch máy bơm ngầm đặt 20m mô báo - Máy bơm dung dịch MP đặt giàn khoan thường máy bơm piston phải có áp suất cao bơm Lưu lượng lớn giả định 4.000 lít/phút thời gian cho q trình tăng giảm lên đến 30 giây - Máy bơm ngầm LP thường sử dụng máy bơm ly tâm, đặt biển để bơm dung dịch khoan mùn khoan từ ống cách nước lên giàn khoan Lưu D3: Độ sâu mặt phân cách hệ dung dịch (mTVD); Bảng Các thông số máy bơm Qmud: Lưu lượng bơm giàn; Qfill: Lưu lượng bơm cao áp; Máy bơm Qlift: Lưu lượng bơm ngầm; Ariser_annulus: Tiết diện ngang dòng dung dịch lên giếng; ∆T: Thời gian mô Q Q Q D Tiết diện ngang xác định: Máy bơm dung dịch MP Máy bơm ngầm LP Máy bơm cao áp FP Lưu lượng lớn (lít/phút) 4.000 6.000 6.000 Thời gian tăng/giảm (giây) 30 30 30 × T (4) Trong đó: IDhole/casing/riser: Đường kính đoạn thân trần ống chống ống cách nước (m); ODpipe/BHA: Đường kính ngồi cột cần khoan, khoan cụ BHA (m) 2.2 Các thiết bị sử dụng phương pháp khoan tỷ trọng 2.2.1 Máy bơm Hệ thống LRRS sử dụng máy bơm để kiểm sốt mực Hình Van cột cần khoan DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 25 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình So sánh số điểm chống ống khoan tỷ trọng khoan tỷ trọng [2] lượng lớn giả định 6.000 lít/phút thời gian cho trình tăng giảm lên 30 giây - Máy bơm cao áp FP đặt giàn sử dụng để bơm dung dịch không chứa mùn khoan vào ống cách nước cần tăng mực dung dịch Sự tăng mực dung dịch thực mà không sử dụng máy bơm cao áp FP cách khởi động máy bơm ngầm LP với lưu lượng thấp lưu lượng máy bơm dung dịch MP sử dụng máy bơm cao áp FP cho phép điều chỉnh mực dung dịch nhanh Lưu lượng lớn giả định 6.000 lít/phút thời gian cho trình tăng giảm lên tới 30 giây 2.2.2 Van cột cần khoan Van cột cần khoan đóng vai trị quan trọng phương pháp khoan tỷ trọng Van cột cần loại van ngược nằm vị trí gần chng khoan khoan cụ (BHA) để ngăn mực dung dịch cột cần khoan tụt xuống ngừng tuần hoàn để tiếp cần Van cột cần nạp lò xo áp lực máy bơm giàn đủ lớn làm van mở Khi ngừng tuần hoàn, lực lị xo giảm xuống van đóng lại để ngăn hiệu ứng U-tube (Hình 6) 2.3 Ưu điểm hạn chế việc sử dụng phương pháp khoan tỷ trọng 2.3.1 Ưu điểm Phương pháp khoan tỷ trọng cho phép tàu khoan cỡ nhỏ thi công giếng khoan sâu hơn, làm tăng khả thi công giếng khoan vùng nước sâu, đạt tới mục tiêu khoan mà cần số lượng ống chống, tối ưu đường kính cột ống chống cột ống khai thác, cho phép giếng đưa vào khai thác với lưu lượng lớn, đạt tiêu kinh tế, giảm thời gian không phá hủy đá (Hình 7) 26 DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 - Việc sử dụng số lượng ống chống giúp tiết kiệm thời gian chống ống giảm chi phí giếng Phương pháp khoan tỷ trọng giảm chi phí giếng lên tới 50% - Việc giảm số lượng cấp ống chống đem lại đường kính giếng khoan cột ống khai thác lớn hơn, làm tăng lưu lượng khai thác nâng cao suất giếng - Bằng cách theo dõi mực dung dịch ống cách nước lưu lượng bơm ngầm, phương pháp khoan tỷ trọng phát kick/mất dung dịch tốt giảm thiểu cố liên quan đến vấn đề kiểm soát giếng - Phương pháp khoan tỷ trọng cho phép lưu lượng tuần hoàn tối ưu, khả làm giếng tăng tốc độ học khoan (ROP) Điều khó đạt khoan phương pháp truyền thống, khoan khu vực nước sâu thường dẫn đến ECD cao gây vỡ vỉa, phương pháp khoan tỷ trọng giảm mực dung dịch ống cách nước giữ cho áp suất đáy khơng đổi lưu lượng tuần hồn tăng Ngồi ra, phương pháp cịn sử dụng tỷ trọng dung dịch nặng số trường hợp để làm giếng - Việc sử dụng dung dịch nhẹ (nước biển khí nitrogen) ống cách nước giảm tải trọng cho ống cách nước, giảm thiểu yêu cầu kéo căng - Giàn khoan nhỏ sử dụng để khoan khu vực có độ sâu nước biển lớn trước 2.3.2 Hạn chế - Các thiết bị phương pháp khoan tỷ trọng thiết bị biển, sửa chữa bảo dưỡng phải thực nước cách nâng thiết bị lên bề mặt, tốn chi phí thời gian PETROVIETNAM Shear stress [Pa] Y = 2.4606x0.3007 Shear rate [S - 1] Hình Các thơng số giếng dung dịch khoan [9] - Sự chênh áp tỷ trọng dung dịch nhẹ sử dụng ống cách nước áp suất cột thủy tĩnh nước biển gây bên ống cách nước, cần thiết để đánh giá rủi ro gây bóp méo ống cách nước - Phương pháp khoan tỷ trọng đòi hỏi nhiều lượng phương pháp khoan truyền thống Các giàn khoan cần máy phát điện diesel để tăng công suất lượng, chiếm nhiều khơng gian giàn - Cần phải sửa đổi giàn khoan thích hợp sử dụng công nghệ khoan tỷ trọng Mô phương pháp khoan tỷ trọng cho giếng khoan nước sâu bể Nam Côn Sơn Công cụ mô viết giao diện Matlab, chia thành module hàm sau: - Hàm tính tốn tổn hao áp suất ma sát khoảng không vành xuyến - Hàm tính tốn mở rộng đột ngột hay tổn thất điểm đặc biệt (van, chỗ uốn, gấp khúc) - Hàm tính tốn mực dung dịch ống cách nước - Hàm tính tốn dung dịch Module đọc liệu đầu vào như: lưu lượng, thông số ống chống tính chất dung dịch, liệu Bảng Thông số lưu lượng bơm Thời gian MP (giây) Lưu lượng Q1 (m3/giây) 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 10 0,04 11 0,04 12 0,04 13 0,04 14 0,04 15 0,04 Máy bơm LP Lưu lượng Q2 (m3/giây) 0,04 0,0375 0,035 0,0325 0,03 0,0275 0,025 0,0225 0,02 0,0175 0,015 0,0125 0,01 0,0075 0,005 0,0025 FP Lưu lượng Q3 (m3/giây) 0,0036 0,0072 0,0108 0,0144 0,018 0,0216 0,0252 0,0288 0,0324 0,036 0,0396 0,0432 0,0468 0,0504 0,054 lấy từ Microsoft Excel tính tốn áp suất đáy cách gọi hàm lập trình Matlab Dựa thơng số đầu vào (Hình Bảng 2), nhóm tác giả mơ kịch kiểm soát áp suất cho giếng khoan nước sâu bể Nam Côn Sơn với chiều sâu nước biển lên đến 1.660m DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 3.1 Mơ thử nghiệm Nhóm tác giả mơ kịch sau: (i) tăng áp suất đáy giếng với lưu lượng máy bơm dung dịch MP không đổi; (ii) giữ áp suất đáy ổn định cách giảm lưu lượng máy bơm dung dịch MP Các mô chạy choòng độ sâu 4.976mMD đoạn giếng thân trần 8½inch Dung dịch nhẹ có khối lượng riêng 600kg/ m3, dung dịch nặng có khối lượng riêng 1210,25kg/m3 tính chất lưu biến trình bày Hình 3.1.1 Tăng áp suất đáy giếng với lưu lượng máy bơm dung dịch MP khơng đổi Nhóm tác giả mô tăng áp suất đáy lên 40psi cách tăng mực dung dịch ống cách nước máy bơm dung dịch MP chạy với lưu lượng 2.400 lít/phút Điều thực cách tạm thời tăng lưu lượng máy bơm cao áp FP giảm lưu lượng máy bơm ngầm LP Việc tăng lưu lượng cần thực nhanh tốt Kết mơ trình bày Hình Mơ tả q trình: - Ban đầu máy bơm dung dịch MP máy bơm cao áp FP chạy lưu lượng (2.400 lít/phút) Máy bơm ngầm LP tắt khơng có dịng chảy vào ống cách nước - Khi thử nghiệm bắt đầu lưu lượng máy bơm ngầm LP giảm xuống lưu lượng máy bơm cao áp FP tăng Bảng Kết mơ q trình tăng áp suất đáy 40psi với lưu lượng máy bơm dung dịch MP không đổi Thời gian Mực dung dịch tăng Áp suất tăng 90 giây 49,7m 40psi Xuất dòng vào ống cách nước mực dung dịch bắt đầu tăng - Máy bơm ngầm LP tắt lúc 15 giây - Lưu lượng máy bơm cao áp FP đạt 5.400 lít/phút lúc 25 giây trì đến 65 giây - Quá trình tăng lưu lượng máy bơm ngầm LP đạt 2.400 lít/phút 75 giây, giảm lưu lượng máy bơm cao áp FP 90 giây kết thúc trình thử nghiệm 3.1.2 Giảm lưu lượng máy bơm dung dịch MP để trì áp suất đáy không đổi Khi lưu lượng máy bơm dung dịch MP giảm làm cho áp suất đáy giảm giảm lưu lượng khoảng không vành xuyến Nếu muốn trì áp suất đáy (gần khơng đổi) tăng mực dung dịch ống cách nước Mô tả trình: - Ban đầu máy bơm dung dịch MP máy bơm ngầm LP chạy với lưu lượng 2.400 lít/phút, máy bơm cao áp FP tắt khơng có dịng chảy vào ống cách nước - Hệ thống bắt đầu chạy lưu lượng máy bơm ngầm LP giảm nhanh tốt lưu lượng máy bơm cao áp FP đạt 5.400 lít/phút Lưu lượng máy bơm dung dịch MP giảm xuống 1.860 lít/phút - Dịng chảy vào ống cách nước ngày tăng Lưu lượng máy bơm ngầm LP 11 giây lưu lượng máy bơm cao áp FP đạt lớn 30 giây - Lưu lượng máy bơm cao áp FP giảm xuống từ 33 - 60 giây Hình Kết mô kịch tăng áp suất đáy giếng 40psi với lưu lượng máy bơm dung dịch MP không đổi 28 DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 PETROVIETNAM Bảng Kết mô giảm lưu lượng máy bơm dung dịch MP để giữ áp suất đáy không đổi Áp suất đáy ban đầu Áp suất đáy cuối Áp suất đáy lớn thay đổi lưu lượng máy bơm dung dịch MP Áp suất đáy nhỏ trình thay đổi lưu lượng máy bơm dung dịch MP Mực chất lỏng tăng Thời gian 8.043 psi 8.043 psi 8.045 psi 8.042 psi 26 ,2m 60 giây Hình 10 Kết mô kịch giảm lưu lượng máy bơm dung dịch MP để trì áp suất đáy không đổi Bảng Các kết mô khắc phục cố dung dịch cách giảm áp suất 40psi Áp suất đáy ban đầu Áp suất đáy cuối Sự dung dịch trình giảm áp suất Tổng số dung dịch 8.045psi 8.005psi 138 lít 192 lít Hình 11 Kết mơ kịch giảm áp suất 40psi để khắc phục cố dung dịch DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Kết mô khắc phục cố dung dịch cách giảm áp suất 40psi điều chỉnh lưu lượng máy bơm dung dịch MP Áp suất đáy giếng ban đầu Áp suất đáy giếng cuối Mất dung dịch trình giảm áp suất Tổng lượng dung dịch 8.040psi 8.000psi 9,2 lít 65 lít Hình 12 Kết mô kịch giảm áp suất 40psi cách điều chỉnh lưu lượng máy bơm dung dịch MP để khắc phục cố dung dịch - Lưu lượng máy bơm ngầm LP bắt đầu tăng 56 giây đạt đến lưu lượng máy bơm dung dịch MP (1.860 lít/phút) 60 giây Lúc này, khơng có dịng chảy vào ống cách nước kết thúc q trình mơ 3.2.1 Giảm áp suất 40psi để khắc phục cố dung dịch 3.2 Mô trình xử lý dung dịch - Lưu lượng máy bơm dung dịch MP máy bơm cao áp FP 2.400 lít/phút áp suất đáy ban đầu 8.045psi Hiện tượng dung dịch khoan toàn phần phần xảy tầng có độ thấm cao, thành hệ hang hốc đứt gãy khoan; dẫn đến khơng có giảm dung dịch khoan chảy vào khoảng không vành xuyến bơm dung dịch khoan thông qua cột cần khoan Sự giảm lưu lượng phân loại rò rỉ dung dịch thấp m3/giờ (50 lít/phút) phần dung dịch lớn m3/giờ có dịng hồi lên khoảng không vành xuyến Để khắc phục tượng dung dịch khoan phần cần giảm áp suất đáy Theo phương pháp khoan truyền thống phải thay dung dịch khoan cũ dung dịch nhẹ giảm lưu lương bơm Mô giới thiệu phương pháp giảm mực dung dịch ống cách nước để giảm áp suất đáy để xử lý tượng dung dịch 30 DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 Hiện tượng dung dịch khoan khắc phục cách giảm áp suất 40psi với kết mơ Hình 11 Mơ tả q trình: - Sự cố dung dịch bắt gặp thành hệ nứt nẻ sau 20 giây - Sau 30 giây, bắt đầu giảm áp suất 40psi cách tăng lưu lượng máy bơm ngầm LP - Sự dung dịch bắt đầu giảm khắc phục hoàn toàn sau 200 giây Q trình mơ kết thúc 3.2.2 Giảm áp suất 40psi cách điều chỉnh lưu lượng máy bơm dung dịch MP để khắc phục cố dung dịch Khắc phục cố dung dịch cách điều chỉnh lưu lượng máy bơm dung dịch MP để áp suất giảm 40psi Kết mô hiển thị Hình 12 Mơ tả q trình: - Lưu lượng ban đầu máy bơm dung dịch MP máy bơm ngầm LP 2.400 lít/phút áp suất đáy 8.040psi PETROVIETNAM - Sự cố dung dịch xảy bắt gặp thành hệ nứt nẻ sau 20 giây - Máy bơm ngầm LP đạt lưu lượng lớn 5.400 lít/ phút 70 - 190 giây sau giảm xuống lưu lượng ban đầu 2.400 lít/phút - Máy bơm dung dịch MP điều chỉnh lưu lượng ban đầu 2.400 lít/phút từ 51 - 200 giây - Ở 210 giây, máy bơm dung dịch MP máy bơm ngầm LP chạy với lưu lượng nhau, khơng có dịng chảy vào ống cách nước Tiếp tục chạy đến 220 giây sau kết thúc q trình mơ Kết luận Các kịch mô phương pháp kiểm sốt áp suất cơng nghệ khoan tỷ trọng GDG thực giếng khoan nước sâu bể Nam Côn Sơn mô thành công Kết mơ phỏng, đặc biệt phương pháp kiểm sốt áp suất công nghệ khoan tỷ trọng cho thấy hệ thống LRRS lý thuyết sử dụng để khoan qua giới hạn khoan hẹp Hiệu suất hệ thống LRRS phụ thuộc nhiều vào việc sử dụng mơ hình tính tốn thủy lực chất lượng cao, độ tin cậy thông số đầu vào áp suất, tính chất chất lưu, thời gian thực tế thi cơng độ xác điều khiển bơm áp suất cao Tài liệu tham khảo Fossli, Sangesland Patents Assigned to ocean riser systems 2004 Tran Dang Tu et al Building and applying surface back pressre calculation model using constant bottom holde pressure technique in managed pressure drilling for exploration well in Cuu Long bassin Proceeding of the IPE2017 HUMG 2017 Arne Handal Gas influx handling for dual gradient drilling Norwegian University of Science and Technology 2011 Kjartan Örn Sigurjonsson Dual gradient drilling simulations Norwegian University of Science and Technology, NTNU 2011 Lê Vũ Quân, Nguyễn Minh Quý, Nguyễn Văn Đô, Nguyễn Văn Khương Các phức tạp địa chất ảnh hưởng đến cơng tác khoan bể Nam Cơn Sơn Tạp chí Dầu khí 2012; 5: trang 31 - 36 Nguyễn Thành Sơn Hiện trạng thách thức phát triển Dầu khí Việt Nam Tạp chí Năng lượng Việt Nam 2017 Tarald Husevåg Gaup Simualtions of dual gradient drilling Norwegian University of Science and Technology, NTNU 2012 Petter Hejna Investigation of U-tube effect in drilling operation Master of Science Thesis, NTNU 2010 K.L.Smith, A.D.Gault, D.E Witt, C.E.Weddle Subsea mudlift drilling joint industry project: Delivering dual gradient drilling technology to industry SPE Annual Technical conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana 30 September - October, 2001 SIMULATION OF DUAL GRADIENT DRILLING AT DEEPWATER WELL, NAM CON SON BASIN Tran Dang Tu1, Vu Duc Ung1, Le Vu Quan1, Le Quoc Trung1, Le Quang Duyen2, Le Van Nam2 Vietnam Petroleum Institute Hanoi University of Mining and Geology Email: tutd@vpi.pvn.vn Summary Recently, prospects for new oil and gas in Vietnam have mainly been discovered in areas with complex geological conditions and potential risks (e.g areas in deep water or with abnormal pressure and temperature), making it difficult or even impossible to apply the conventional drilling method A new technological solution has been researched and developed to solve this problem, namely dual gradient drilling (DGD), one of the four methods of managed pressure drilling (MPD) The paper presents the simulation results of dual gradient drilling method performed at a deepwater well in the Nam Con Son basin The simulation of precise pressure control in dual gradient drilling technology will improve the efficiency of drilling operations and prevent complexities and problems during the drilling process Key words: Dual gradient drilling, managed pressure drilling, Nam Con Son basin DẦU KHÍ - SỐ 11/2018 31 ... vậy, số trường hợp, hàm lượng khí CO2 tiêu để xác định độ bão hòa khơng có mẫu chất lưu vỉa mang tính chất đại diện Việc tích hợp kết minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan, số liệu đo áp suất... tác đánh giá Kết luận Phương pháp phân tích tổ hợp địa vật lý giếng khoan (thử vỉa qua cáp địa vật lý giếng khoan) giúp nâng cao hiệu công tác đánh giá chất lượng vỉa chứa nhận dạng loại lưu thể... áp suất phân tích hàm lượng CO2 giúp chứng minh tính đắn kết minh giải trước (Hình 3) Trên sở tài liệu đo áp suất vỉa từ tài liệu địa vật lý giếng khoan xác định vị trí ranh giới khí - nước cho