Phân tích và đánh giá hiệu quả giếng khoan phát triển mỏ rd trong điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng nam côn sơn

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA DƯƠNG TẤN LỘC PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ GIẾNG KHOAN PHÁT TRIỂN MỎ RD TRONG ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT PHỨC TẠP BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN Chuyên ngành: Kỹ Thuật Khoan – Khai Thác Công Nghệ Dầu Khí Mã số: 60 53 50 LUẬN VĂN THẠC SĨ TP HỒ CHÍ MINH, Tháng 07 năm 2014 Cơng trình hồn thành tại: TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG-HCM Cán hướng dẫn khoa học: TS Tạ Quốc Dũng Cán chấm nhận xét 1: TS Trần Đức Lân Cán chấm nhận xét 2: TS Trần Vũ Tùng Luận văn thạc sĩ bảo vệ Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày 25 tháng 07 năm 2014 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: Chủ tịch Hội đồng: TS Mai Cao Lân Thư ký Hội đồng: TS Nguyễn Hữu Chinh Ủy viên phản biện 1: TS Trần Đức Lân Ủy viên phản biện 2: TS Trần Vũ Tùng Ủy viên Hội đồng: TS Tạ Quốc Dũng Xác nhận Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau luận văn sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA……………… ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập – Tự – Hạnh phúc - - NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SỸ Họ tên học viên: Dương Tấn Lộc MSHV: 12370792 Ngày, tháng, năm sinh: 03/11/1986 Nơi sinh: Long An Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan, Khai Thác & Cơng Nghệ Dầu Khí Mã số: 60 53 50 I TÊN ĐỀ TÀI: PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ GIẾNG KHOAN PHÁT TRIỂN MỎ RD TRONG ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT PHỨC TẠP BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Phân tích tài liệu địa chất – địa tầng, tài liệu khoan giếng khu mỏ RD bồn trũng Nam Cơn Sơn Từ đó, đánh giá mức độ phức tạp trình thi cơng giếng khoan phát triển mỏ Tính tốn thơng số chế độ công nghệ khoan, lựa chọn cấu trúc giếng khoan Dựa mơ hình học đá đánh giá chiều sâu chống ống tỉ trọng dung dịch khoan cho khoảng khoan giếng khoan phát triển mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: IV CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Tạ Quốc Dũng Tp.HCM, ngày …… tháng…… năm 2014 CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO TRƯỞNG KHOA…………………… LỜI CẢM ƠN Luận văn đƣợc hồn thành mơn Khoan, Khai thác dầu khí, khoa Địa Chất Dầu Khí, trƣờng Đại học Bách Khoa thành phố Hồ Chí Minh, dƣới hƣớng dẫn thầy: TS Tạ Quốc Dũng – Phó trƣởng khoa Kỹ thuật Địa Chất Dầu Khí – Trƣờng Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh Sau thời gian học tập nghiên cứu, luận văn cao học chuyên ngành Kỹ Thuật Khoan, Khai Thác & Cơng Nghệ Dầu Khí với đề tài “Phân tích đánh giá hiệu giếng khoan phát triển mỏ RD điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng Nam Cơn Sơn” học viên Dƣơng Tấn Lộc hồn tất Để có đƣợc thành này, tác giả nhận đƣợc nhiều giúp đỡ, truyền đạt kiến thức kinh nghiệm thầy khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí, thầy thỉnh giảng, cán phản biện, đồng nghiệp bạn bè gần xa Tác giả xin chân thành cảm ơn hƣớng dẫn nhiệt tình thầy TS Tạ Quốc Dũng – Phó trƣởng khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu Khí Mặc dù bận công tác giảng dạy hoạt động khoa học nhƣng thầy quan tâm, động viên, hƣớng dẫn tận tình để tác giả hồn thành luận văn Tác giả xin cảm ơn thầy TSKH Trần Xuân Đào – Cán thỉnh giảng giảng dạy truyền đạt nhiều kiến thức kinh nghiệm thực tiễn quý báu lĩnh vực khoan dầu khí Trong q trình thực luận văn, tác giả nhận đƣợc giúp đỡ, cung cấp thông tin, tài liệu từ đồng nghiệp Tác giả xin chân thành cảm ơn giúp đỡ quý báu Cảm ơn gia đình tạo điều kiện chỗ dựa vững để tác giả yên tâm hoàn thành luận văn Tp.HCM, tháng 07 năm 2014 Dƣơng Tấn Lộc I TÓM TẮT LUẬN VĂN Việc xây dựng cấu trúc thân giếng, tính tốn thơng số cần thiết cho trình khoan đƣợc ứng dụng rộng rãi Bằng nghiên cứu khoa học kinh nghiệm thực tiễn xác lập đƣợc độ sâu khoảng khoan lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan để giữ ổn định thành giếng tránh nứt vỡ vỉa Điều đòi hỏi phải nghiên cứu chi tiết cơng nghệ khoan đặc tính đất đá thành hệ Đặc tính thành hệ ảnh hƣởng nhiều đến độ ổn định thành giếng Đối với giếng khoan phát triển mỏ, ảnh hƣởng phức tạp giếng có yếu tố định hƣớng Quỹ đạo giếng thay đổi làm hƣớng giá trị ứng suất tác động thân giếng thay đổi liên tục, ảnh hƣởng đến độ ổn định thành giếng Vì vậy, cần thiết phải nghiên cứu đặc tính đất đá xây dựng cấu trúc thân giếng lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan để tránh nguy sụp lở thành giếng nứt vỡ vỉa Thơng qua đề tài “Phân tích đánh giá hiệu giếng khoan phát triển mỏ RD điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng Nam Cơn Sơn”, tác giả phân tích tài liệu địa chất – địa tầng, tài liệu khoan giếng khu mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn Từ đó, đánh giá mức độ phức tạp q trình thi cơng giếng khoan phát triển mỏ Tính tốn thông số chế độ công nghệ khoan, lựa chọn cấu trúc giếng khoan cho khoảng khoan Sau đó, kiểm chứng lại mơ hình học đá để đánh giá chiều sâu chống ống tỉ trọng dung dịch khoan cho khoảng khoan giếng khoan phát triển mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn II LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn thạc sĩ “Phân tích đánh giá hiệu giếng khoan phát triển mỏ RD điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng Nam Cơn Sơn” cơng trình nghiên cứu cá nhân Các số liệu luận văn số liệu trung thực Tp Hồ Chí Minh, tháng 07 năm 2014 Dƣơng Tấn Lộc III DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ROP: Tốc độ khoan học; WOB: Tải trọng lên choòng; RPM: Tốc độ quay; MSE: Năng lƣợng học riêng; KOP: Toạ độ điểm lái chỉnh xiên; DOC: Độ cắm choòng; ECD: Tỉ trọng tuần hoàn tƣơng đƣơng; Swab: Sự giảm áp giếng kéo thiết bị khỏi giếng; MWD: Đo khoan; LOT: Thí nghiệm nứt vỉa thuỷ lực; XLOT: Thí nghiệm vỡ vỉa; IFC: Hệ số ma sát đá; Pp: Áp suất lỗ rỗng; Sv: Ứng suất thẳng đứng; SHmax: Ứng suất ngang lớn nhất; Shmin: Ứng suất ngang nhỏ nhất; UCS: Độ bền nén đơn trục đá; mTVD: Chiều sâu thẳng đứng, m; mMD: Chiều sâu theo quỹ đạo giếng, m; lb: pound – đơn vị khối lƣợng (1pound = 0,4536kg); 8-1/2": 1/2 inch – đơn vị chiều dài (1inch = 2,540cm); ft: feet – đơn vị chiều dài (1foot = 0,3048m); gal: gallon (1gallon = 4,54lit (Anh) = 3,78lit (Mỹ)); rpm: vòng/phút; gpm: gallon/phút; fpm: feet/phút; ppg: pound/gallon IV DANH SÁCH CÁC HÌNH ẢNH Hình 1.1: Sơ đồ vị trí khu mỏ RD Hình 1.2: Quan trắc breakout log ảnh điện giếng đứng 18 Hình 1.3: Tỉ trọng dung dịch cần thiết ngăn sụp lở thân giếng đá phiến sét 19 Hình 1.4: Cơ chế làm việc choòng 21 Hình 1.5: Mối liên hệ độ cắm chng tính hiệu chng 22 Hình 2.1: Quan hệ tải trọng lên choòng vận tốc học khoan 39 Hình 2.2: Ảnh hƣởng làm đáy giếng đến vận tốc học 39 Hình 2.3: Ảnh hƣởng tải trọng lên choòng đến vận tốc học 41 Hình 2.4: Quan hệ tốc độ khoan học vận tốc quay 44 Hình 2.5: Tính tốn chiều sâu đặt ống chống 52 Hình 2.6: Độ lớn ứng suất dạng đứt gãy 55 Hình 2.7: Ứng suất thành lỗ khoan khoan 55 Hình 2.8: Phân bố cƣờng độ ứng suất lỗ khoan 56 Hình 2.9: Cƣờng độ ứng suất vòng phân bố lỗ khoan 57 Hình 2.10: Hƣớng sụp lở thành giếng hƣớng khe nứt khoan 58 Hình 2.11: Mơ hình thí nghiệm xác định ứng suất ngang 60 Hình 2.12: Biểu đồ ghi áp suất từ thí nghiệm xác định ứng suất ngang 60 Hình 3.1: Mặt cắt kiến tạo cột địa tầng chung bồn trũng Nam Côn Sơn 64 Hình 3.2: Cột địa tầng mỏ RD 66 Hình 3.3: Áp suất thành hệ giếng khu mỏ RD 67 Hình 3.4: Nhiệt độ thành hệ giếng khu mỏ RD 68 Hình 3.5: Đƣờng cong áp suất vỉa vỡ vỉa mỏ RD 71 Hình 3.6: Sơ đồ hoạt động khoan chống ống 72 Hình 3.7: Các đƣờng đặc tính đất đá thành hệ cửa sổ dung dịch mỏ RD 82 Hình 3.8: Thiết lập chiều sâu chống ống lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan 83 Hình 3.9: Đánh giá mức độ rủi ro khoảng khoan 12-1/4” 86 Hình 3.10: Hƣớng khoan dự đốn khoảng khoan 8-1/2” 88 V DANH SÁCH CÁC BẢNG BIỂU Bảng 1.1: Đặc tính tầng chứa Bảng 1.2: Tổng hợp dấu hiệu nhận biết yếu tố gây hạn chế hiệu làm việc choòng khoan 25 Bảng 1.3: Thông số ống chống giếng lựa chọn khoan cắt thân 26 Bảng 2.1: Một số cấu trúc thân giếng điển hình 34 Bảng 2.2: Phạm vi áp dụng phƣơng pháp khoan 37 Bảng 2.3: Chế độ khoan cho chng chóp xoay dựa độ cứng đá (phổ biến) 43 Bảng 2.4: Chế độ khoan cho chng chóp xoay dựa độ cứng đá (Hughes, Reed) 43 Bảng 2.5: Chế độ khoan cho choòng cắm dựa độ cứng đá (Liên Xô) 43 Bảng 3.1: Áp suất vỉa vỡ vỉa mỏ RD 70 Bảng 3.2: Cấu trúc thân giếng tỉ trọng dung dịch khoảng khoan 72 Bảng 3.3: Chng thơng số chế độ khoan cho khoảng khoan 17-1/2” 73 Bảng 3.4: Chế độ thuỷ lực cho khoảng khoan 17-1/2” 74 Bảng 3.5: Đặc điểm kỹ thuật ống chống 13-3/8” 74 Bảng 3.6: Chng thơng số chế độ khoan cho khoảng khoan 12-1/4” 75 Bảng 3.7: Chế độ thuỷ lực cho khoảng khoan 12-1/4” 75 Bảng 3.8: Đặc điểm kỹ thuật ống chống 9-5/8” 76 Bảng 3.9: Chng thơng số chế độ khoan cho khoảng khoan 8-1/2” 77 Bảng 3.10: Chế độ thuỷ lực cho khoảng khoan 8-1/2” 77 Bảng 3.11: Đặc điểm kỹ thuật ống chống lửng 7” 77 Bảng 3.12: Thông số lý đá lỗ khoan mỏ RD 78 Bảng 3.13: Thông số quỹ đạo giếng RD-7P 79 Bảng 3.14: Chiều sâu thả ống chống tỉ trọng dung dịch khoan 84 Bảng 3.15: Kết đánh giá khoảng khoan 87 Bảng 3.16: Ảnh hƣởng góc nghiêng đến áp suất vỉa 88 Bảng 3.17: Tổng kết tỉ trọng dung dịch khoảng khoan 89 VI MỤC LỤC Danh mục từ viết tắt IV Danh sách hình ảnh V Danh sách bảng biểu VI Mở đầu CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN CÔNG TÁC KHOAN BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 1.1 Tổng quan chung bồn trũng Nam Côn Sơn 1.1.1 Những thông tin chung mỏ RD 1.1.2 Tiềm dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 1.1.3 Đặc điểm nghiên cứu địa vật lý 1.2 Tổng quan công nghệ khoan bồn trũng Nam Côn Sơn 1.2.1 Thiết kế giếng khoan nƣớc sâu thềm lục địa Nam Côn Sơn 1.2.1.1 Trở ngại thi cơng giếng nƣớc sâu 1.2.1.2 Rủi ro thi công giếng phát triển mỏ RD 1.2.1.3 Quỹ đạo giếng 1.2.1.4 Ống chống 1.2.2 Những phức tạp khoan qua tầng carbonate bồn trũng Nam Côn Sơn giải pháp 11 1.2.2.1 Phức tạp khoan qua tầng carbonate bồn trũng Nam Côn Sơn 11 1.2.2.2 Các giải pháp cho công tác khoan qua tầng carbonate 13 1.2.3 Ảnh hƣởng ổn định thành giếng lên khả vƣơn xa giếng khoan bồn trũng Nam Côn Sơn 16 1.3 Tổng quan công nghệ khoan phát triển mỏ 20 1.3.1 Hoàn thiện chế độ khoan cho choòng PDC Ø311mm dựa nguyên lý lƣợng học riêng 20 1.3.1.1 Cơ chế phá hủy đất đá choòng PDC 20 1.3.1.2 Nguyên lý lƣợng học riêng (MSE) 21 VII MD, m Incl, deg Azimuth, deg TVD, m Northing, m Easting, m 300 1.67 190.00 299.99 861490.16 411935.34 325 2.50 190.00 324.98 861489.27 411935.19 350 3.33 190.00 349.94 861488.02 411934.97 375 4.17 190.00 374.89 861486.41 411934.68 400 5.00 190.00 399.81 861484.44 411934.33 447 6.44 171.33 446.25 861479.85 411934.38 493 8.29 160.17 492.53 861474.10 411935.91 540 10.34 153.23 538.58 861467.19 411938.94 587 12.49 148.61 584.32 861459.14 411943.45 633 14.69 145.34 629.68 861449.97 411949.45 680 16.93 142.91 674.58 861439.68 411956.91 706 18.20 141.80 699.66 861433.39 411961.76 733 19.48 140.83 724.55 861426.77 411967.08 759 20.76 139.97 749.25 861419.79 411972.85 785 22.05 139.21 773.74 861412.49 411979.07 812 23.34 138.53 798.01 861404.84 411985.75 838 24.63 137.92 822.04 861396.87 411992.87 865 24.63 137.92 846.61 861388.51 412000.42 892 24.63 137.92 871.18 861380.15 412007.97 919 24.63 137.92 895.75 861371.79 412015.52 946 24.63 137.92 920.32 861363.43 412023.07 973 24.63 137.92 944.89 861355.07 412030.61 1000 24.63 137.92 969.46 861346.71 412038.16 1225 24.63 137.92 1173.57 861277.25 412100.88 1449 24.63 137.92 1377.69 861207.79 412163.59 1674 24.63 137.92 1581.81 861138.34 412226.31 1898 24.63 137.92 1785.92 861068.88 412289.02 2123 24.63 137.92 1990.04 860999.42 412351.74 2347 24.63 137.92 2194.16 860929.97 412414.46 80 MD, m Incl, deg Azimuth, deg TVD, m Northing, m Easting, m 2444 19.10 147.08 2284.35 860901.55 412436.69 2542 14.36 162.60 2377.44 860876.68 412448.95 2639 11.41 188.87 2472.25 860855.66 412451.08 2736 11.72 221.58 2567.57 860838.76 412443.04 2833 15.07 245.87 2662.17 860826.20 412424.94 2930 20.00 260.00 2754.86 860818.14 412397.01 2942 20.00 260.00 2765.76 860817.45 412393.10 2954 20.00 260.00 2776.65 860816.76 412389.19 2965 20.00 260.00 2787.55 860816.07 412385.29 2977 20.00 260.00 2798.45 860815.38 412381.38 2988 20.00 260.00 2809.35 860814.69 412377.47 3000 20.00 260.00 2820.25 860814.00 412373.57 3188 20.00 260.00 2997.29 860802.82 412310.11 3377 20.00 260.00 3174.33 860791.63 412246.65 3565 20.00 260.00 3351.37 860780.44 412183.19 3690 20.00 260.00 3468.65 860773.24 412141.02 3.3.2 Cửa sổ dung dịch khoan Cửa sổ dung dịch khoan khoảng chênh lệch tỉ trọng dung dịch khoan cao thấp chấp nhận đƣợc điều kiện khoan Biên dƣới cửa sổ dung dịch khoan giá trị lớn hai đƣờng: đƣờng áp suất sụp lở thân giếng (borehole collapse pressure) đƣờng áp suất lỗ rỗng (pore pressure) Nếu tỉ trọng dung dịch khoan thấp giới hạn dƣới thân giếng bị sụp lở theo phƣơng Shmin Biên đƣờng Shmin - ứng suất thấp ba ứng suất (least principal stress) Nếu tỉ trọng dung dịch khoan cao giới hạn thân giếng bị nứt vỡ theo phƣơng SHmax 81 Hình 3.7: Các đường đặc tính đất đá thành hệ cửa sổ dung dịch mỏ RD 3.3.3 Thiết lập chiều sâu chống ống lựa chọn tỉ trọng dung dịch Từ cửa sổ dung dịch khoan này, xác định đƣợc hai kết chính: Thiết lập chiều sâu đặt chân đế ống chống cho giếng RD-7P Trong giới hạn cửa sổ dung dịch khoan, chiều sâu đặt chân đế ống chống đƣợc thiết lập giới hạn cửa sổ dung dịch khoan để tránh trƣờng hợp ống chống bị nổ bóp méo 82 Hình 3.8: Thiết lập chiều sâu chống ống lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan Lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan Xác định tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết cho trình khoan đoạn thân giếng nhằm hai mục đích chính: − Tỉ trọng dung dịch khoan đủ lớn, cân với áp suất vỉa để ngăn ngừa sụp lở thành giếng − Tỉ trọng dung dịch khoan không lớn để không làm nứt vỡ vỉa 83 Nhƣ vậy, tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết để đảm bảo an toàn cho q trình thi cơng khơng ảnh hƣởng đến thành hệ phải nằm giới hạn cửa sổ dung dịch khoan Từ hình 3.8 xác định giếng RD-7P có ba đoạn thân giếng với cấp ống chống, giá trị cửa sổ dung dịch khoan an toàn ngăn sụp lở thành giếng tránh dung dịch theo bảng 3.14 Bảng 3.14: Chiều sâu thả ống chống tỉ trọng dung dịch khoan Khoảng khoan, inch 17-1/2” Ống chống, inch 13-3/8” Độ sâu quỹ đạo, mMD 1000 Biên dƣới dung Gradient áp dịch khoan,ppg suất vỡ vỉa, ppg 8,41 10,14 12-1/4” 9-5/8” 3000 10,21 11,56 8-1/2” Ống lửng 7” 3690 12,42 12,72  Khoảng khoan 17-1/2” Lớp đá phiến sét khoảng khoan 17-1/2” yếu lớp cát kết khoảng khoan Tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc đề nghị nhằm ngăn chặn bất ổn thân giếng đá phiết sét Để ngăn sụp lở thân giếng lớp đá phiết sét, tỉ trọng dung dịch khoan tối thiểu ~8,41ppg nên đƣợc sử dụng cho khoảng khoan với cửa sổ dung dịch khoan 8,41 – 10,14ppg  Khoảng khoan 12-1/4” Tƣơng tự nhƣ khoảng khoan phía trên, bề dày lớp phiến sét khoảng khoan 12-1/4” biểu yếu lớp cát kết Lớp sét hƣớng thành hệ Mãng Cầu (2590 – 2800m) ảnh hƣởng đến tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết Tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc đề xuất nhằm ngăn bất ổn định thân giếng lớp phiến sét Để ngăn chặn ngăn bất ổn định thân giếng lớp phiến sét này, nên sử dụng tỉ trọng dung dịch khoan tối thiểu ~10,21ppg cho khoảng khoan 12-1/4” 84 Mơ hình ổn định thân giếng rõ cửa sổ dung dịch khoan khoảng khoan ~1,35ppg kế hoạch phát triển giếng RD-7P  Khoảng khoan 8-1/2” Vỉa cát kết thành hệ Dừa dƣới đƣợc cho giảm sản lƣợng Vì vậy, độ lớn ứng suất ngang nhỏ (biên cửa sổ dung dịch khoan) thấp so với điều kiện ban đầu vỉa Khoan qua lớp cát kết với khối lƣợng lớn lớp phủ dẫn đến dính kẹt chênh áp Để ngăn bất ổn định khoảng đá phiến sét, tỉ trọng dung dịch khoan nhỏ để khoan khoảng khoan 12,42ppg Tỉ trọng dung dịch khoan lớn phải dƣới 12,72ppg để tránh dung dịch; cửa sổ dung dịch khoan an toàn hẹp ~0,3ppg 3.3.4 Đánh giá độ rủi ro (QRA) Đánh giá độ rủi ro (QRA) mô Monte Carlo để xem xét thơng số đầu vào mơ hình học đá ảnh hƣởng nhiều kết phân tích ổn thân giếng Biểu đồ xác suất (hình 3.9a) rõ xác suất khoan thành công với cửa sổ dung dịch khoan đƣợc xác định để ngăn breakout phát triển tránh nứt vỡ lan thành hệ Biểu đồ độ nhạy (hình 3.9b) thể độ nhạy tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết (trục dọc) để ngăn chặn thân giếng breakout phát triển rộng phụ thuộc vào thông số đầu vào (trục ngang) Đƣờng gạch màu xanh giá trị thơng số riêng biệt Đƣờng màu xanh giá trị tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết cho ổn định thành giếng phụ thuộc vào thông số đầu vào Độ dốc đƣờng màu xanh tính bất định tính tốn thơng số ảnh hƣởng đến tỉ trọng dung dịch khoan thiết kế 85 Hình 3.9: Đánh giá mức độ rủi ro khoảng khoan 12-1/4” Thông tin từ QRA cho biết liệu cần thiết phải ƣu tiên thu thập cho tính tốn để gia tăng độ tin cậy kết phân tích ổn định thành giếng Phân tích độ rủi ro (QRA) khoảng khoan từ 1000 đến 3000mMD đƣợc khoan với xác suất thành cơng 90% cửa sổ dung dịch khoan từ 10,64 – 11,02ppg (đã xét ảnh hƣởng giảm áp giếng kéo thiết bị khỏi giếng Swab -0,25ppg tỉ trọng tuần hoàn tƣơng đƣơng ECD 0,25ppg – chênh lệch đƣờng đứt nét đƣờng liền nét) 86 Các thông số tác động nhiều đến tỉ trọng dung dịch khoan Pore pressure ứng suất thẳng đứng Sv Tƣơng tự, khoảng khoan đƣợc tóm tắt theo bảng 3.15 Bảng 3.15: Kết đánh giá khoảng khoan Khoảng khoan 17-1/2” 12-1/4” 8-1/2” Độ sâu quỹ đạo, mMD 250 – 1000 1000 – 3000 3000 – 3690 Xác suất khoan thành công 90% 90% 60% Tỉ trọng dung dịch khoan, ppg 8,87 – 9,64 10,64 – 11,02 12,56 – 12,66 Thông số ảnh hƣởng nhiều đến tỉ trọng dung dịch khoan Pp Pp, Sv Pp, Sv Khoảng lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan thu hẹp xét đến ảnh hƣởng Swab -0,25ppg ECD 0,25ppg Riêng khoảng khoan 8-1/2” không xét đến ảnh hƣởng Swab ECD cửa sổ dung dịch khoan đoạn hẹp Các thông số nhạy cảm đến tỉ trọng dung dịch khoan tuỳ thuộc vào khoảng khoan Nhƣng nhìn chung, pore pressure ảnh hƣởng lớn đến tỉ trọng dung dịch khoan 3.3.5 Chọn hƣớng khoan Hình 3.10 thể áp lực sụp lở thành giếng (borehole collapse pressure) tất hƣớng khoan thành hệ Trong đó, hình thể thông số quỹ đạo giếng hành RD-7P (vị trí vng màu trắng hình) Mũi tên hƣớng phát triển ứng suất ngang lớn SHmax Tại độ sâu 3494mMD (3284mTVD), giếng có góc phƣơng vị 2600, góc lệch thân giếng 200 giá trị borehole collapse độ sâu 11,39ppg Hƣớng khoan đƣợc chọn theo phƣơng ứng suất ngang lớn (hƣớng Tây Bắc Đơng Nam), theo hƣớng khoan giá trị borehole collapse thấp (hình 3.10 bên trái) 87 Hình 3.10: Hướng khoan dự đốn khoảng khoan 8-1/2” Tại độ sâu 3284mTVD, góc lệch 200, tỉ trọng dung dịch khoan yêu cầu giữ ổn định thành giếng ~11,39ppg Trong độ sâu, thân giếng đứng, tỉ trọng dung dịch khoan cần ~11,0ppg đảm bảo ngăn ngừa sụp lở thành giếng (hình 3.10 phía trên, bên phải) Góc phƣơng vị ảnh hƣởng không đáng kể đến tỉ trọng dung dịch khoan (hình 3.10 phía dƣới, bên phải) Tƣơng tự, khoảng khoan đƣợc tóm tắt bảng 3.16 Bảng 3.16: Ảnh hưởng góc nghiêng đến áp suất vỉa Khoảng khoan 17-1/2” 12-1/4” 8-1/2” Độ sâu quỹ đạo 686mMD 2493mMD 3494mMD Phƣơng vị 1420 1570 Góc lệch 170 170 2600 mTVD 200 Borehole collapse đoạn giếng nghiêng 6,2ppg 9,94ppg 11,39ppg Borehole collapse đoạn giếng đứng độ sâu ~6,0ppg ~9,7ppg ~11,0ppg 88 Tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc yêu cầu để đảm bảo ổn định thành giếng tỉ lệ với góc lệch thân giếng Tại đoạn thân giếng nghiêng, tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết cao so với đoạn thân giếng đứng độ sâu Tuy nhiên, tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc yêu cầu để đảm bảo ổn định thành giếng gần nhƣ không chịu ảnh hƣởng góc phƣơng vị giếng Nhƣ vậy, sau đánh giá QRA đƣợc kết sau: − Tại khoảng khoan 17-1/2”, giá trị borehole collapse pressure thấp giá trị pore pressure nên biên dƣới cửa sổ dung dịch khoan cần thiết để giữ ổn định thành giếng theo mơ hình học đá thấp so với biểu đồ áp suất − Tại hai khoảng khoan: 12-1/4” 8-1/2”, giá trị borehole collapse pressure cao giá trị pore pressure nên biên dƣới cửa sổ dung dịch khoan cần thiết để giữ ổn định thành giếng theo mô hình học đá cao so với biểu đồ áp suất Bảng 3.17: Tổng kết tỉ trọng dung dịch khoảng khoan Tỉ trọng dung dịch khoan, ppg Khoảng khoan Mơ hình học đá Biểu đồ áp suất Ban đầu Sau đánh giá QRA 17-1/2” 9,00 – 10,25 8,41 – 10,14 8,87 – 9,64 12-1/4” 9,60 – 11,40 10,21 – 11,56 10,64 – 11,02 8-1/2” 11,60 – 12,50 12,42 – 12,72 12,56 – 12,66 89 CHƢƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Giếng khoan RD-7P thuộc mỏ RD nằm khu vực địa chất phức tạp, gồm nhiều thành hệ khác với lớp đá mỏng, có mạch đá cứng, áp suất thành hệ cao Vì vậy, cơng tác khoan địi hỏi khơng phải khoan đến đƣợc mục tiêu ban đầu mà cịn cần có linh hoạt tính tốn chế độ khoan hợp lý Mặt khác, tính chất đất đá biến đổi qua tầng đất đá ảnh hƣởng không nhỏ đến việc xây dựng mơ hình học đá cho giếng khoan để đƣa cấu trúc giếng khoan, tỉ trọng dung dịch khoan… cần thiết cho đoạn thân giếng Giếng RD-7P thuộc mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn đƣợc chia thành khoảng khoan đƣợc tác giả phân tích tính toán: − Khoảng khoan 17-1/2” khoan thành hệ Biển Đơng có lớp cát kết sét kết với vài lớp mỏng carbonate Giá trị borehole collapse pressure khoảng thấp, vào pore pressure để chọn biên dƣới cửa sổ dung dịch khoan Ống chống sử dụng khoảng khoan có kích thƣớc 13-3/8” với chiều sâu chân đế 1000mMD (969mTVD) Đây khoảng khoan nơng nên tải trọng lên chng tốc độ quay không lớn nhƣng lƣu lƣợng bơm rữa cao Tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc đề nghị 8,41 – 10,14ppg Tuy nhiên, để đạt xác suất khoan thành công cao (đạt khoảng 90%), khoảng lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan hẹp để đảm bảo yêu cầu Swab ECD là: 8,87 – 9,64ppg (độ lớn giá trị Swab ECD 0,25ppg) − Khoảng khoan 12-1/4” khoan qua nhiều thành hệ khác (Nam Cơn Sơn, Mãng Cầu, Thơng) Vì vậy, cấu tạo địa chất biến đổi phức tạp qua nhiều lớp đất đá khác nhau: cát kết, sét kết số lƣợng đá vơi, carbonate, than đá Quỹ đạo giếng khoảng có độ nghiêng lớn ~170, cần tỉ trọng dung dịch khoan cao để giữ ổn định so với giếng thẳng đứng độ sâu Ống chống sử dụng khoảng khoan có kích thƣớc 9-5/8” với chiều sâu chân đế ~3000mMD (2819mTVD) Đây khoảng khoan sử dụng tải trọng lên choòng tốc độ quay lớn để phá vỡ mạch đá cứng, lƣu lƣợng bơm cao để làm đáy vận chuyển mùn 90 khoan Tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc đề nghị 10,21 – 11,56ppg Tuy nhiên, để đạt hiệu khoan cao (đạt khoảng 90%), khoảng lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan hẹp để đảm bảo yêu cầu Swab ECD là: 10,64 – 11,02ppg (độ lớn giá trị Swab ECD 0,25ppg) − Khoảng khoan 8-1/2” khoan thành hệ Dừa với sét kết bột kết với nhiều lớp than đá Quỹ đạo giếng khoảng có độ nghiêng lớn 200 Khoảng khoan nằm độ sâu lớn, áp suất cao, góc nghiêng lớn so với hai khoảng nên tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết cao để giữ ổn định so với giếng thẳng đứng độ sâu Ống chống sử dụng khoảng khoan ống lửng 7” với chiều sâu chân đế ~3690mMD (3469mTVD) Đây khoảng khoan sâu, tốc độ khoan nhanh nên lƣu lƣợng bơm thấp hai khoảng khoan Tỉ trọng dung dịch khoan đƣợc đề nghị 12,42 – 12,72ppg Tuy nhiên, để đạt xác suất khoan thành công cao (đạt khoảng 60%), khoảng lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan hẹp hơn: 12,56 – 12,66ppg (chƣa kể Swab ECD) Khoảng khoan có xác suất khoan thành công thấp (60%) độ sâu lớn, góc nghiêng thân giếng cao, cửa sổ dung dịch khoan hẹp Kết thiết kế giếng khoan theo mơ hình học đá dự báo tỉ trọng dung dịch khoan xác với cửa sổ dung dịch khoan hẹp Đồng thời tối ƣu hoá đƣợc chiều sâu chống ống Tại khoảng khoan có giá trị borehole collapse pressure cao pore pressure, biên dƣới cửa sổ dung dịch khoan cần thiết để giữ ổn định thành giếng mơ hình học đá cao biểu đồ áp suất vỉa Đoạn thân giếng có góc lệch khơng q 200 giếng RD-7P (250 – 720mMD 2430 – 2920mMD) yêu cầu tỉ trọng dung dịch khoan để giữ ổn định thành giếng thấp đoạn thân giếng lân cận có góc lệch cao Điều chứng tỏ góc lệch thân giếng ảnh hƣởng nhiều đến tỉ trọng dung dịch khoan để giữ ổn định thành giếng Bên cạnh đó, mơ hình học đá góc phƣơng vị giếng gây ảnh hƣởng đến tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết 91 Kiến nghị Đề tài luận văn bao hàm nhiều kiến thức, khơng có kiến thức chuyên ngành kỹ thuật công nghệ khoan mà cịn kiến thức địa chất, đặc tính lý đất đá…Vì vậy, để giải tốt cách chi tiết địi hỏi phải có đầu tƣ nghiên cứu tổng thể nhiều lĩnh vực khác Cần áp dụng kết thu đƣợc từ việc phân tích, đánh giá để áp dụng yêu cầu thực tế bồn trũng Nam Côn Sơn nhƣ khu vực có điều kiện địa chất, lý đất đá, áp suất thành hệ tƣơng tự Cần có thêm số liệu thực tế giúp việc lập mơ hình học đá có độ xác cao hơn, đặc biệt thông số ảnh hƣởng nhiều đến tỉ trọng dung dịch khoan nhƣ áp suất lỗ rỗng – Pp, ứng suất thẳng đứng – Sv Qua nghiên cứu đề tài này, tác giả nhận thấy tầm quan trọng việc thăm dò địa vật lý giếng khoan nghiên cứu mẫu lõi Dù cơng nghệ khoan có phát triển đại, nhƣng áp dụng công nghệ khoan không phù hợp với đặc điểm địa chất, địa tầng, tính lý đất đá… dẫn đến kết khoan khơng nhƣ mong muốn Vì vậy, cần thiết thu thập đƣợc số liệu khoan thực tế quan trọng 92 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Dae Yeun Jung Rong Doi – Rong Doi Tay Drilling Programme, Korea National Oil Corporation, Apr 2012 [2] GeoMechanics Internal Report, Korea National Oil Corporation, 2012 [3] Fusell et al., Single Well Performance Prediction for Gas, Condensate Reservoirs, Oct 1973 [4] Feng Gui et al., “The incluence of wellbore stability on the fisibility of extended reach drilling well: A case study from offshore Vietnam,” presented at the IADC/SPE 156221 Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, Tianjin, China, Jul 2012 [5] John M Shaughessy et al., “Problem of ultra-deep high-temperature, highpressure drilling,” presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Colorado, USA, Oct 2003 [6] Trần Xuân Đào Thiết Kế Công Nghệ Khoan Các Giếng Dầu Và Khí Nhà Xuất Bản Khoa Học Kỹ Thuật, 2007 [7] John Ford et al., Drilling Engineering, Department of Petroleum Engineering, Heriot - Watt University, Edinburgh, UK, 2004 [8] Bill Mitchell Advanced Oil well drilling engineering, Library of Congress, USA, Jul 1995 [9] Mark Zoback et al., GeoMechanics Technical Reference, Texas, USA, Aug 2004 [10] Đỗ Nguyên Giáp “Phân tích đánh giá phức tạp khoan qua trầm tích carbonate bồn trũng Nam Cơn Sơn đề xuất giải pháp công nghệ phù hợp,” Đại học Bách Khoa Tp HCM, tháng 07 năm 2012 [11] Nguyễn Tuấn Anh “Thiết kế cho giếng khoan nƣớc sâu thềm lục địa Nam Côn Sơn khơi Việt Nam,” Đại học Bách Khoa Tp HCM, tháng 01 năm 2012 93 LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ tên học viên: DƢƠNG TẤN LỘC Ngày, tháng, năm sinh: 03/11/1986 Phái: Nam Nơi sinh: Long An Địa liên lạc: C12/331 – Tân Nhựt – Bình Chánh – Tp.HCM Quá trình đào tạo: Năm Cơ sở đào tạo Từ 09/2005 đến 01/2010 ĐH Bách Khoa Tp.HCM Từ 09/2012 đến Q trình cơng tác: Năm Từ 04/2010 đến Bằng cấp/chun mơn Kỹ sƣ Địa chất Khống sản ĐH Bách Khoa Tp.HCM Thạc sĩ Khoan–Khai thác Dầu Khí Đơn vị công tác Công Ty Cổ Phần Địa chất Khoáng Sản – Geosimco 94 ... giếng khoan thăm dò giếng khoan phát triển mỏ 61 CHƢƠNG 3: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ GIẾNG KHOAN PHÁT TRIỂN MỎ RD BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 63 3.1 Phân tích yếu tố địa chất mỏ RD bồn trũng Nam. .. hệ mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn 67 3.1.3 Phức tạp thi công giếng khoan phát triển mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn 68 3.2 Hoàn thiện thiết kế giếng khoan RD- 7P mỏ RD bồn trũng Nam Côn. .. phát triển mỏ RD bồn trũng Nam Côn Sơn II LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn thạc sĩ ? ?Phân tích đánh giá hiệu giếng khoan phát triển mỏ RD điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng Nam Cơn Sơn? ??