Nghiên cứu lựa chọn giải pháp hợp lý để khoan trong điều kiện nhiệt độ áp suất cao ở bể nam côn sơn

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT - VŨ VIẾT HÙNG NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO Ở BỂ NAM CÔN SƠN LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI - 2015 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT - VŨ VIẾT HÙNG NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO Ở BỂ NAM CÔN SƠN Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 60520604 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC PGS.TS TRẦN ĐÌNH KIÊN HÀ NỘI - 2015 i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn “Nghiên cứu lựa chọn giải pháp hợp lý để khoan điều kiện nhiệt độ - áp suất cao bể Nam Cơn Sơn” cơng trình nghiên cứu thân Các số liệu, kết trình bày luận văn trung thực chƣa đƣợc công bố luận văn trƣớc Hà Nội, ngày tháng năm 2015 Tác giả Vũ Viết Hùng ii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i MỤC LỤC ii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT .v DANH MỤC HÌNH VẼ vi DANH MỤC BẢNG BIỂU vii MỞ ĐẦU .1 CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ BỂ NAM CÔN SƠN .4 1.1 Đặc điểm địa chất khu vực Nam Côn Sơn .4 1.2 Vị trí kiến tạo bế Nam Côn Sơn 1.3 Đặc điểm khí hậu, thủy văn .7 1.3.1 Hƣớng vận tốc gió 1.3.2 Chế độ giông bão 1.4 Cấu trúc hình thái bể Nam Côn Sơn 1.4.1 Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng 10 1.4.2 Võng sụt Trung tâm 11 1.4.3 Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng 12 1.4.4 Cấu trúc nâng dạng khối Đông nam 12 1.4.5 Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc 13 CHƢƠNG ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT ẢNH HƢỞNG TỚI CÔNG TÁC KHOAN Ở BỂ NAM CÔN SƠN .18 2.1 Ảnh hƣởng yếu tố khí tƣợng- hải dƣơng học .14 2.1.1 Dòng hải lƣu .14 2.1.2 Hƣớng độ cao sóng 16 2.2 Ảnh hƣởng đặc điểm địa chất đến công tác khoan 18 2.2.1 Đặc điểm địa chất-địa tầng bể Nam Côn Sơn 18 2.2.1.1 Thành tạo trƣớc Kainozoi 18 2.2.1.2 Các thành tạo Kainozoi 19 2.2.2 Hiện tƣợng dung dịch 21 2.2.3 Hiện tƣợng sập lở thành giếng khoan .24 2.2.4 Hiện tƣợng bó hẹp thành giếng khoan 25 iii 2.2.5 Hiện tƣợng khí nơng 26 2.2.6 Dị thƣờng áp suất cao nhiệt độ cao 28 2.3 Một số phức tạp điển hình lô 33 2.3.1 Tại Lô 05-1b .33 2.3.2 Tại Lô 05-2 .33 2.3.3 Tại Lô 05-3 .33 2.3.4 Tại Lô 06 34 2.4 Kết luận 34 CHƢƠNG TỔNG KẾT CÔNG TÁC KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO NHIỆT ĐỘ CAO BỂ NAM CÔN SƠN 36 3.1 Tổng quan điều kiện nhiệt độ cao – áp suất cao (HPHT) 36 3.1.1 Khái niệm HPHT: 36 3.1.2 Phân cấp HPHT 37 3.1.3 Ảnh hƣởng HPHT đến trình khoan .38 3.1.3.1 Ảnh hƣởng HPHT tới dung dịch khoan 38 3.1.3.2 Đối với thiết bị khí 38 3.1.3.3 Nhóm thứ ba .39 3.2 Tổng hợp phƣơng pháp khoan dung dịch sử dụng để khoan điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn 40 3.2.1 Các phƣơng pháp khoan 40 3.2.1.1 Phƣơng pháp khoan “mũ dung dịch” 40 3.2.1.2 Phƣơng pháp khoan dò đƣờng kính nhỏ 48 3.2.2 Kiểm sốt áp suất q trình khoan .48 3.2.3 Phƣơng pháp đo địa chấn khoan .55 3.3 Dung dịch khoan 57 3.3.1 Các hệ dung dịch khoan dụng bể Nam Côn Sơn 57 3.3.1.1 Hệ dung dịch độ nhớt cao (Hi-Vis) 57 3.3.1.2 Hệ dung dịch nƣớc biển/CMC/Bentonite 57 3.3.1.3 Hệ dung dịch Gel/KCl/PHPA 58 3.3.1.4 Hệ dung dịch KCl/PHPA/Polymer 59 3.3.1.5 Hệ dung dịch Glycol/KCl/PHPA .59 iv 3.3.1.6 Hệ dung dịch gốc tổng hợp 60 3.3.1.7 Hệ dung dịch Glydril 60 3.3.1.8 Hệ dung dịch khoan gốc dầu tổng hợp MEGADRIL 63 CHƢƠNG NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP LỰA CHỌN VÀ TÍNH TỐN DUNG DỊCH KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO VÀ NHIỆT ĐỘ CAO Ở BÊ NAM CÔN SƠN .66 4.1 Cơ sở lý thuyết để lựa chọn dung dịch khoan có giếng HPHT .66 4.1.1 Chức bơm rửa giếng khoan .66 4.1.2 Lập mặt cắt nhiệt độ giếng khoan .67 4.1.3 Tính tốn áp suất đáy dung dịch khoan 72 4.1.4 Kiểm soát áp suất 75 4.1.5 Lựa chọn dung dịch 77 4.1.6 Điều chỉnh thông số dung dịch khoan 79 84 4.2 Đề xuất hệ dung dịch khoan sử dụng khoan điều kiện HPHT .88 4.3 Nghiên cứu đề xuất sử dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp cho công tác khoan điều kiện HPHT 89 4.3.1 Thành phần chức hóa phẩm hệ dung dịch Novapro .90 4.3.2 Đơn pha chế 93 4.3.3 Quy trình pha chế dung dịch .95 4.3.3.1 Tính tốn áp dụng cho giếng khoan dầu khí 05.1b – TL 2X .96 4.3.3.2 Tính tốn, lựa chọn thống số dung dịch khoan cho khoảng khoan sử dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp 98 KIẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .104 Kết luận 104 Kiến nghị 102 v DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT API American Petroleum Institute/ Viện Dầu Khí Hoa Kỳ ASTM American Society for Testing and Materials BHDF Baker Hughes Drilling Fluids/ Nhà thầu dung dịch Baker Hughes BHP Bottom Hole Pressure/ Áp suất đáy BHT Bottom Hole Temperature/ Nhiệt độ đáy BML Below Mud Line / Đƣờng thủy chuẩn BOPE Blow – Out Prevention Equipment/ Thiết bị chống phun ECD đƣơng Equivalent Circulating Density/ Mật độ tuần hoàn dung dịch tƣơng GOM Gulf Of Mexico/ Vịnh Mexico HPHT High Pressure – High Temperature/ Áp suất cao- Nhiệt độ cao HSE Health Safety and Environment/ An toàn – Sức khỏe – Môi Trƣờng LWD Logging While Drilling/ Đo khoan MD Measured Depth/ Chiều sâu thân giếng MMSCF Million Standard Cubic Feet/ Triệu khối tiêu chuẩn MPD Manage Pressure Drilling/ Quản lý áp suất khoan MW Mud Weight / Tỷ trọng dung dịch MWD Measuring While Drilling/ Đo khoan OBM Oil Based Mud / Dung dịch gốc dầu P Pressure/ Áp suất RPM Rotations per minute/ Đơn vị vòng/ phút SBM Synthetic Based Mud/ Dung dịch gốc tổng hợp TVD Total Depth / Tổng chiều sâu WBM Water – Based Mud / Dung dịch gốc nƣớc vi DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 1.1 Vị trí bể Nam Côn Sơn thềm lục địa Việt Nam Hình 1.2 Biểu đồ phân bố bão 50 năm (1960-2009) khu vực bể Nam Cơn Sơn Hình 1.3 Các cấu trúc hình thái bể Nam Côn Sơn 10 Hình 2.1 Hƣớng dịng hải lƣu mùa gió mùa Đơng Bắc 15 Hình 2.2 Hƣớng dịng hải lƣu mùa gió mùa Tây Nam 16 Hình 2.3 Ảnh mẫu lát mỏng đá móng trƣớc Kainozoi 19 Hình 2.4 Địa tầng qua giếng theo hƣớng Tây Nam – Đông Bắc 22 Hình 2.5 Địa tầng qua giếng theo hƣớng Tây Bắc - Đơng Nam 23 Hình 2.6 Hlorite tái sinh phát triển khe nứt giếng khoan DUA-4X 26 Hình 2.7 Mặt cắt địa chất giếng 06-LT-1XR 28 Hình 2.8 Tuyến địa chấn theo hƣớng Tây Bắc – Đông Nam qua lô 28, 11, 05 29 Hình 2.9 Quan hệ nhiệt độ độ sâu - Giếng 04.3-B-2X 30 Hình 2.10 Dị thƣờng áp suất trầm tích Miocene dƣới bể Nam Cơn 31 Hình 2.11 Dị thƣờng áp suất trầm tích Miocene bể Nam Cơn Sơn 32 Hình 3.1 phƣơng pháp khoan mũ dung dịch 42 Hình 4.4 Kết tính tóan áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa theo chiều sâu phƣơng pháp hàm số mũ “d”Khoảng khoan 1600-2200m, Giếng khoan CB-1X 54 Hình 4.1 Mặt cắt nhiệt dung dịch khoan 69 Hình 4.2 Tính chất nhiệt độ khơng xác định 70 Hình 4.3 Mật độ tƣơng đƣơng dung dịch khoan tuần hồn (ECD) 72 Hình 4.4 Hiệu ứng pittong 74 vii DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 3.1 yêu cầu kỹ thuật điều kiện giếng 39 Bảng 3.2 Các tính chất hệ dung dịch Glycol 61 Bảng 3.3 Các hóa phẩm sử dụng cho hệ dung dịch khoan Glycol 63 Bảng 3.4 Thành phần tính chất hệ dung dịch gốc dầu 64 Bảng 4.1 Tính chất dung dịch khoan 79 Bả -1/2” 85 Bả -1/2” 86 Bảng 4.4 thông số dung dịch khoan – cơng đoạn ½” 86 Bảng 4.5 Thành phần hệ dung dịch Novapro 90 Bảng 4.6 Hàm lƣợng chất phụ gia 94 Bảng 4.7 Hàm lƣợng dầu, nƣớc, barit 94 Bảng 4.8 Các khoảng khoan hệ dung dịch áp dụng cho khoảng khoan 97 Bảng 4.9 Trọng lƣợng riêng hệ dung dịch khoan qua tầng Miocene dƣới Oligocene 100 Bảng 4.10 Thông số hệ dung dịch khoan qua tầng Miocene dƣới Oligocene 100 Bảng 4.11 Thể tích dung dịch cần cho khoảng khoan 103 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Cơng tác tìm kiếm thăm dị dầu khí bể Nam Cơn Sơn năm 1970 kỷ trƣớc, cơng ty dầu khí Mỹ Anh thực Từ cuối năm 1974 đến đầu năm 1975, Công ty Mobil Pecten tiến hành khoan 05 giếng lô cấu tạo khác (Mía-1X, ĐH-1X, Hồng-1X, Dừa-1X Dừa- 2X), giếng khoan Dừa-1X có phát dầu Trải qua gần 35 năm, đến 130 giếng khoan thăm dò, thẩm lƣợng phát triển khai thác đƣợc khoan khu vực Cũng khoảng thời gian đó, nhiều tiến khoa học kỹ thuật đƣợc áp dụng nhằm giảm thiểu rủi ro nâng cao hiệu công tác khoan Tuy nhiên, điều kiện địa lý tự nhiên nhƣ đặc điểm địa chất tƣơng đối phức tạp khu vực ảnh hƣởng lớn đến q trình thi cơng giếng khoan Mực nƣớc biển thay đổi lớn, từ vài chục mét phía Tây đến 1,000m phía Đơng, điều kiện hải dƣơng học phức tạp nhƣ dòng hải lƣu, sóng, bão, biển động ảnh hƣởng đến cơng nghệ thi công nhƣ gây nhiều cố liên quan đến công tác định vị giàn khoan lắp đặt hệ thống thiết bị đáy biển Bên cạnh đó, hàng loạt phức tạp địa chất nhƣ tầng carbonate hang hốc nứt nẻ, tập nhiệt độ cao, áp suất cao gây nhiều phức tạp, cố q trình thi cơng, điển hình nhƣ dung dịch, phun trào kẹt cần thi công đến chiều sau thiết kế phải hủy bỏ giếng…có thể kể đến giếng khoan lo 04,05,06 với chi phí lên hang chục triệu USD mà chƣa đạt đƣợc kết mong muốn Tìm hiểu cố xảy khu vực cho thấy việc áp dụng giải pháp công nghệ thi công khu vực có đặc điểm địa chất phức tạp “ điều kiện nhiệt độ cao – áp suất cao” cần đƣợc nghiên cứu cải thiện Đề tài “ nghiên cứu lựa chọn giải pháp hợp lý để khoan điều kiện nhiệt độ cao – áp suất cao bể Nam Cơn Sơn” với mục đích tìm giải pháp khoan hợp lý hiệu điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao bể Nam Côn Sơn nhằm rút học kinh nghiệm nâng cao hiệu cơng tác khoan Bên cạnh , kết đề tài công cụ hỗ trợ giúp 91 CaCl2 CaCl2 có tác dụng tạo độ mặn cho pha nƣớc, thông thƣờng nồng độ nƣớc muối CaCl2 25% khối lƣợng pha nƣớc, trọng lƣợng riêng 10,3 lb/bbl (1,23 G/cm3) Nƣớc muối CaCl2 đƣợc sử dụng với nồng độ cao, nhƣng không nên 40%, nên dƣới 35% Nồng độ CaCl2 pha nƣớc cao làm cho dung dịch ổn định sảy số cố Novapro B Novapro B chất lỏng SBM làm pha liên tục cho hệ dung dịch Novapro Novapro B SBM1416 (hỗn hợp SBM C14 C16) SBM 1618 (SBM C16 SBM C16) Novapro P Novapro P polyamid/axit béo cải biến đƣợc sử dụng làm chất nhũ tƣơng cho hệ dung dịch gốc dầu tổng hợp Novapro Novapro P sử dụng để ổn định nhũ tƣơng nƣớc dầu olefin, nhƣng hiểu qủa cao sử dụng kết hợp với Novapro S Nó cung cấp độ ổn định nhũ tƣơng cao tẩm ƣớt góp phần kiểm soát độ thấm lọc nhiệt độ cao áp suất cao (HTHP) Novapro dung dịch cần từ 3-10 lb/bbl (9-30 kg/m3) phụ thuộc vào đặc tính thiết kế thành phần khác dung dịch Duy trì gia công từ 1-4 lb/bbl (3-12 kg/m3) Novapro P đƣợc chứa thùng gal (18,9l) 55 gal (208 l) Tính chất vật lý: - Ngoại hình: màu nâu, chất lỏng nhớt - Trọng lƣợng riêng: 1,0 G/cm3 - Điểm cháy: >212oF (100oC) - Độ hịa tan: khơng hòa tan nƣớc Novapro S Novapro S polyamid làm chất nhũ tƣơng thứ cấp hệ dung dịch gốc dầu tổng hợp Novapro Hóa phẩm đƣợc thiết kế sử dụng cho hệ dung dịch Novapro cung cấp độ bền nhũ tƣơng cao tẩm ƣớt Novapro S đƣợc sử dụng hệ dung dịch nhũ tƣơng nƣớc olefin, nhƣng có hiệu 92 kết hợp với Novapro P Khi kết hợp sử dụng Novapro P Novapro S cho độ ổn định nhũ cao, đặc tính tẩm ƣớt mạnh Novapro S cịn góp phần giảm độ thấm lọc HPHT Novapro S dung dịch cần từ 2-8 lb/bbl (6-24 kg/m3) phụ thuộc vào tỷ lệ D/N, nhiệt độ tuần hồn, tính chất thiết kế, điều kiện đáy giến để điều chỉnh nồng độ Duy trì gia công đƣợc đề xuất từ 1-2,5 lb/bbl (2,8-7,1 kg/m-3),hoặc cao Novapro S đƣợc chứa thùng gal (18,9 l) 55 gal (208 l) Tính chất vật lý: - Ngoại hình: màu vàng nâu đến nâu, chất lỏng nhớt - Trọng lƣợng riêng: 0,95-1,05 G/cm3 - Điểm cháy: 158oF (70oC) - Độ hịa tan: khơng tan nƣớc Novapro F Novapro F hợp chất hóa học colopha polymer/glycol ether Novapro F chất giảm độ thấm lọc hệ dung dịch gốc dầu tổng hợp Novapro Novapro F đƣợc thêm vào dung dịch để kiểm soát độ thấm lọc hệ Novapro tỷ lệ D/N cao nhiệt độ 392oF (200oC) Novapro F có tác dụng nhanh giảm độ thấm lọc HTHP, bền nhiệt cao lớn 482oF (250oC) Novapro F đƣợc đựng thùng 55 gal (208 l) Tính chất vật lý - Ngoại hình: chất lỏng màu đen-nâu - Trọng lƣợng riêng: 1,01 G/cm3 - Độ hòa tan: không tan nƣớc - Điểm cháy: >195oF (>90oC) - Độ nhớt 77oF (25oC), cP: 129 - Điểm sôi: 410oF (210oC) - Điểm chảy: 23oF (-5oC) Novamod 93 Novamod chất keo hữu sử dụng cho hệ dung dịch nhũ tƣơng nƣớc olefin, để điều chỉnh tính lƣu biến độ bền gel hệ dung dịch Nó đƣợc áp dụng đƣờng kính định hƣớng rộng, góc lớn, ngang giếng sâu để cung cấp khả làm giếng khả mang chứa mùn khoan VG-69 VG-69 bentonite sử lý amine đƣợc sử dụng để tăng độ nhớt độ bền gel dung dịch gốc dầu Versa hệ dung dịch gốc dầu tổng hợp Nova Nó có tác dụng tăng khả mang chứa treo lơ lƣởng chất làm nặng mùn khoan Nồng độ VG-69 thông thƣờng dung dịch từ 2-10 lb/bbl (5,7-28,5 kg/m3), phụ thuộc vào gốc dung dịch hệ dung dịch Trong số áp dụng đặc biệt nồng độ VG-69 từ 10-15 lb/bbl (28,5-43 kg/m3) Tính chất vật lý: - Ngoại hình: bột màu trắng nhạt đến màu nâu cam - Trọng lƣợng riêng: 1,57 G/cm3 Vôi Vôi thông thƣờng Ca(OH)2 Trong hệ dung dịch hàm lƣợng vôi từ 4-8 lb/bbl (12-24kg/m3) hỗ trợ trình hình thành thể nhũ tƣơng Vơi giúp trung hịa axit Khi kiềm giảm ln dầu hiệu tốt để mức độ nhiễm bẩn cần xử lý cách thêm vôi vào trì lƣợng vơi ln cao ngƣơng Barit: Barit có tác dụng tăng tỷ trọng dung dịch 4.3.2 Đơn pha chế Đơn pha chế hệ Novapro đƣợc công ty BK đƣa nhƣ sau: 94 Bảng 4.6 Hàm lƣợng chất phụ gia D/N 60/40 70/30 80/20 90/10 (8,5-10 lb/gal) (11-13 lb/gal) (14-16 lb/gal) (17-18 lb/gal) Novapro P 6-8 lb/bbl 7-9 lb/bbl 8-10 lb/bbl 9-11 lb/bbl Novapro S 2-4 lb/bbl 3-5 lb/bbl 4-6 lb/bbl 5-7 lb/bbl Novapro F 3-5 lb/bbl 3-5 lb/bbl 4-6 lb/bbl 4-6 lb/bbl Novamod 0,5-1 lb/bbl 1-1,5 lb/bbl 0,5-1 lb/bbl lb/bbl Vôi 4-8 lb/bbl 4-8 lb/bbl 3-7 lb/bbl 2-6 lb/bbl VG-9 2-4 lb/bbl 3-6 lb/bbl 3-6 lb/bbl 2-4 lb/bbl (Trọng lƣợng riêng) Bảng 4.7 Hàm lượng dầu, nước, barit D/N 60/40 70/30 80/20 90/10 Trọng lƣợng riêng (lb/gal) 8,5 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Novapro B (bbl) Nƣớc (bbl) CaCl2 (lb/bbl) Barit (lb/bbl) 0,527 0,517 0,495 0,548 0,523 0,498 0,538 0,51 0,482 0,516 0,485 0,373 0,366 0,352 0,252 0,242 0,231 0,146 0,139 0,132 0,062 0,059 46 45,1 43,4 31 29,7 28,5 18 17,1 16,3 7,7 7,3 12,2 39,4 93,8 165,4 219 272,6 341,3 394,2 447,1 515,4 567,6 95 4.3.3 Quy trình pha chế dung dịch Hệ dung dịch đƣợc pha trộn theo bƣớc sau: Trƣớc trộn dầu tổng hợp sở, trộn nƣớc muối CaCl2 hố riêng Bổ xung vào thùng trộn khối lƣợng dầu tổng hợp yêu cầu Thêm chất tạo độ nhớt Thêm vôi, cần thiết, cắt hệ thống từ 15 đến 20 phút Thêm chất tạo nhũ sơ cấp thứ cấp trộn từ 15 đến 20 phút Thêm chấ tẩm ƣớt Từ từ cho nƣớc muối CaCl2 bên khoảng từ 20 đến 30 phút tiếp tục trộn đạt đƣợc yêu cầu Thêm chất giảm độ thải nƣớc Thêm barit để tăng trọng lƣợng riêng dung dịch đến trọng lƣợng riêng thiết kế 10 Thêm chất điều chỉnh lƣu biến, cần Tiếp tục trộn giờ, sau kiểm tra thơng số dung dịch 96 4.3.3.1 Tính tốn áp dụng cho giếng khoan dầu khí 05.1b – TL 2X Biểu đồ áp suất cấu trúc giếng khoan 05.1b – TL 2X Căn vào địa chất, gradient áp suất vỉa, gradient áp suất vỡ vỉa, cấu trúc giếng khoan Giếng 05.1b – TL 2X đƣợc chia làm khoảng khoan nhƣ bảng sau 97 Bảng 4.8 Các khoảng khoan hệ dung dịch áp dụng cho khoảng khoan Khoảng khoan (m) STT Hệ dung dịch Từ Đến 85 250 Nƣớc biển 250 1332 Dung dịch polimer sét 1332 3239 Dung dịch ức chế sét 3239 3586 Dung dịch ức chế sét 3586 4054 Dung dịch gốc dầu tổng hợp 4054 4170 Dung dịch gốc dầu tổng hợp 4170 4498 Dung dịch gốc dầu tổng hợp 4498 4818 Dung dịch sét Tầng HPHT (Miocene dƣới Oligoxen ) giếng 05.1b – TL 2X từ độ sâu 3586 đến 4170m Đây tầng có địa chất phức tạp, thành phần thạch học chủ yếu sét, sét kết, xen lớp cát kết mịn có dị thƣờng áp suất cao bắt buộc phải sử dụng dung dịch có trọng lƣợng riêng lớn Việc sử dụng dung dịch gốc nƣớc thƣờng gặp cố ổn định thành giếng khoan, kẹt mút cần khoan trƣơng nở sét Sử dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp khắc phục đƣợc nhƣợc điểm khơng có tƣơng tác nƣớc với thành hệ, sét thành hệ không bị hydrat hóa hay trƣơng nở thành giếng khoan ổn định Ngoài dung dịch khoan gốc dầu tổng hợp cịn có tính bơi trơn tốt làm tăng tuổi thọ thiết bị giảm cố tối thiểu góp phần làm giảm giá thành khoan Nhƣ áp dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp (hệ dung dịch Novapro) để khoan qua tầng Miocene dƣới Oligoxen giếng 05.1b – TL 2X 98 4.3.3.2 Tính tốn, lựa chọn thống số dung dịch khoan cho khoảng khoan sử dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp a Trọng lượng riêng dung dịch khoan  Phƣơng pháp tính tốn Áp suất thủy tĩnh cột dung dịch đƣợc tính cơng thức sau: Pdd H 10 d (4.1) Trong đó: - Pdd: Áp suất thủy tĩnh cột dung dịch, at - H: Chiều cao cột dung dịch, m - γd: Trọng lƣợng riêng dung dịch, G/cm3 Để khống chế xâm nhập chất lƣu từ vỉa vào giếng, áp suất thủy tĩnh cột dung dịch khoan độ sâu phải lớn áp lực vỉa nhỏ áp lực vỡ vỉa Ta có : Pv< Pdd< Pvv Và Pdd = K.Pv (4.2) (4.3) Trong đó: - Pv, Pvv: Áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa - K: Hệ số dƣ lên thành giếng khoan K phụ thuộc vào chiều sâu giếng khoan H ≤ 1200 K = 1,15÷1,2 1200 ≤ H ≤ 2500 K = 1,1÷1,15 2500 ≤ H ≤ 5000 K = 1,05÷1,1 Áp suất vỉa chiều sâu H đƣợc tính nhƣ sau: Pv Ka H 10 Thay cơng thức (4.1), (4.4) vào (4.3) ta có: (4.4) 99 d K a K H H (4.5) Trong đó: - Ka : gradient áp suất vỉa, at/m - ∆H = H - L = H - 35 - L: khoảng cách từ sàn khoan đến mặt biển, L = 35m  Tính tốn cho khoảng khoan từ 3586 – 4054 m Tại khoảng khoan ta có: - Gradient áp suất vỉa: Ka = 1,5÷1,55 - Hệ số áp suất dƣ lên thành giếng khoan: K = 1,05÷1,1 - Chiều sâu thân giếng khoan tính từ mặt nƣớc biển: ∆H = 4054 m - Chiều sâu thân giếng khoan tính từ sàn khoan: H = ∆H + 35 = 4089 m Trọng lƣợng riêng dung dịch: γd = 1,55.1,05(4054/4089)=1,61 G/cm3 Dựa vào kinh nghiệm thực tế giếng khoan lân cận ta chọn γd = 1,61G/cm3  Tính tốn cho khoảng khoan từ 4054 – 4170 m Tại khoảng khoan ta có: - Gradient áp suất vỉa: Ka = 1,55÷1,6 - Hệ số áp suất dƣ lên thành giếng khoan: K = 1,05÷1,1 - Chiều sâu thân giếng khoan tính từ mặt nƣớc biển: ∆H = 4170 m - Chiều sâu thân giếng khoan tính từ sàn khoan: H = ∆H + 35 = 4205 m Trọng lƣợng riêng dung dịch: γd = 1,6.1,05(4170/4205)=1,67 G/cm3 Dựa vào kinh nghiệm thực tế giếng khoan lân cận ta chọn γd = 1,67 g/cm3  Tính tốn cho khoảng khoan từ 4170 – 4498 m Tại khoảng khoan ta có: - Gradient áp suất vỉa: Ka = 1,15÷1,19 - Hệ số áp suất dƣ lên thành giếng khoan: K = 1,05÷1,1 - Chiều sâu thân giếng khoan tính từ mặt nƣớc biển: ∆H = 4498 m 100 - Chiều sâu thân giếng khoan tính từ sàn khoan: H = ∆H + 35 = 4533 m Trọng lƣợng riêng dung dịch: γd = 1,19.1,05(4498/4533)=1,24 G/cm3 Dựa vào kinh nghiệm thực tế giếng khoan lân cận ta chọn γd = 1,24 G/cm3 Bảng 4.9 Trọng lượng riêng hệ dung dịch khoan qua tầng Miocene Oligocene Khoảng khoan, m Trọng lƣợng riêng, G/cm3 Từ Đến 3586 4054 1,61 4054 4170 1,67 4170 4498 1,24 b Thông số dung dịch khoan Bảng 4.10 Thông số hệ dung dịch khoan qua tầng Miocene Oligocene Khoảng khoan, m Trọng lƣợng PV, cp YP, Độ thấm lb/100ft2 lọc, ml/30’ Độ bền nhũ Từ Đến riêng, G/cm3 3586 4054 1,61 45-55 12-18 400 4054 4170 1,67 45-55 12-18 400 4170 4498 1,24 35-45 15-20 400 tƣơng, V Thể tích dung dịch cho khoảng khoan  Phƣơng pháp tính tốn Thể tích dung dịch cần thiết cho khoảng khoan đƣợc tính theo công thức: Vdd = V1 + V2 + aV3 + V4 + V5 (4.6) 101 Trong đó: - V1: Thể tích bể chứa, V1 = 50m3 - V2: Thể tích máng lắng, sàng rung, V2 = 10m3 - V3: thể tích giếng trƣớc khoảng khoan D2 L V3 (4.7) D: đƣờng kính ống chống trƣớc L: chiều dài cột ống chống trƣớc a: hệ số dự trữ dung dịch Hệ số phụ thuộc vào khoảng khoang có giá trị khoảng 2÷2,5 - V4: Thể tích dung dịch tiêu hao q trình khoan có kể tới tăng thể tích tăng chiều sâu giếng khoan trình khoan V4 = K.l (4.8) l: chiều sâu khoảng khoan K: định mức hao hụt dung dịch K phụ thuộc vào đƣờng kính giếng khoan, tốc độ khoan, chất lƣợng dung dịch khoan đƣợc lấy theo kinh nghiệm nhƣ sau: Chng với đƣờng kính 660 mm lấy K= 0,72 m3/m Chng với đƣờng kính 445 mm lấy K= 0,42 m3/m Chng với đƣờng kính 311 mm lấy K= 0,41 m3/m Chng với đƣờng kính 216 mm lấy K= 0,39 m3/m Chng với đƣờng kính 165 mm lấy K= 0,065 m3/m - V5: thể tích khoảng khoan V5 = 0,785.Dg2.l Trong đó: Dg: đƣờng kính giếng khoan, Dg = M.Dc M: hệ số mở rộng thành giếng M phụ thuộc vào tính chất đất đá Dc: đƣờng kính chng khoan  Tính tốn cho khoảng khoan từ 4170-4498 m - Thể tích bể chứa: V1 = 50 m3 (4.9) 102 - Thể tích máng lắng sàng rung: V2 = 10 m3 - Tính V3: V3 D2 L Trong ta có: - Đƣờng kính ống 245: D = 0,225 m - Chiều dài ống chống 245: L = 3370 m - Đƣờng kính ống chống 195: D = 0,171 m - Chiều dài ống chống 195: L = 4170 – 3370 = 800 m V3 0,1712.800 0, 2252.3370 152, 29m3 - Tính V4: - Định mức tiêu hao dung dịch khoan choòng 165,4: K = 0,065 m3 - Chiều sâu khoảng khoan: l = 4498 – 4170 = 328 m V4 = 0,065.328 = 21,32 m3 - Tính V5: - Đƣờng kính chng khoan: Dc = 165,4 mm - Hệ số mở rộng thành giếng: M = 1,25 - Đƣờng kính giếng khoan: Dg = M.Dc = 1,25.165,4 = 206,75 mm V5 = 0,785.0,206752.328 = 11,01 m3 - Thể tích cần cho khoảng khoan V = 50 + 10 + 2.152,29 + 21,32 + 11,01 = 396,91 m3 Tính tƣơng tự cho khoảng khoan lại, ta đƣợc kết nhƣ bảng sau: 103 Bảng 4.11 Thể tích dung dịch cần cho khoảng khoan Khoảng khoan, m Thể tích dung dịch, m3 Từ Đến 3586 4054 423,36 4054 4170 417,94 4170 4498 396,91 104 KIẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận - Khoan hoàn thiện giếng khoan điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao vô phức tạp gặp nhiều rủi ro so với khoan hoàn thiện giếng điều kiện bình thƣờng - Việc nghiên cứu nguyên nhân địa chất phân loại điều kiện áp suất cao – nhiệt độ cao theo cấp độ khác để lựa chọn trang thiết bị khoan, cơng nghệ khoan, dung dịch khoan , hồn thiện giếng đo thử vỉa giếng - Một thơng số quan trọng để bảo đảm an tồn trình khoan theo dõi xác định tỉ trọng dung dịch khoan tuần hoàn tƣơng đƣơng với lựa chọn giá trị tối ƣu ECD khoảng khoan , đặc biệt cửa sổ áp suất nứt vỉa áp suất vỉa - Nghiên cứu hệ dung dịch khoan điều kiện áp suất cao – nhiệt độ cao giải pháp giúp đảm bảo q trình khoan tránh rủi ro cố khơng mong muốn, tiết kiệm chi phí thời gian hồn cơng trình - Lựa chọn hệ dung dịch khoan gốc dầu để khoan điều kiện áp suất cao – nhiệt độ cao giải pháp hợp lý giúp giảm thiểu cố phức tạp xảy khoan điều kiện áp suất cao – nhiệt độ cao - Điều quan trọng phải thƣờng xuyên kiểm tra giám sát việc chấp hành quy trình khoan giếng có áp suất cao – nhiệt độ cao Kiến nghị - Tiếp tục nghiên cứu hoàn thiện công nghệ kỹ thuật khoan điều kiện địa chất – ký thuật môi trƣờng HPHT - Nghiên cứu công nghệ khoan hợp lý: nghiên cứu lựa chọn dung dịch khoan , thiết kế thông số chế độ khoan hợp lý - Xây dựng qui trình cơng nghệ khoan lựa chọn giải pháp hợp lý khoan điều kiện HPHT Bể Nam Côn Sơn 105 TÀI LIỆU THAM KHẢO Trần Đình Kiên (2000), Dung dịch khoan vữa trám, Bài giảng Cao học Trƣờng ĐH Mỏ - Địa Chất, Hà Nội Cao Ngọc Lâm (2000), Thiết kế chế độ khoan tối ưu, Bài giảng Cao học Trƣờng ĐH MỎ - Địa Chất, Hà Nội Hoàng Bá Cƣờng (1996), “Phân tích đánh giá cơng nghệ thi cơng khoan yếu tố ảnh hƣởng đến giá thành khoan điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao cấu tạo Thanh Long”, Báo cáo tổng kết đề tài NCKH cấp Ngành Trần Châu Giang (2005), “Dị thƣờng áp suất bể trầm tích Việt Nam”, Báo cáo NCKH cấp Ngành Phạm Quang Hiệu, Trƣơng Hoài Nam (2012), “Nghiên cứu lựa chọn dung dịch khoan cho giếng dầu khí điều kiện áp suất cao- nhiệt độ cao), Báo cáo NCKH cấp ngành Đình Hữu Kháng (1996), “ Tổng hợp đánh giá cố xảy trình khoan giếng tìm kiếm thăm dị khai thác lơ hợp đồng phân chia sản phẩm giai đoạn 1989-1994”, Báo cáo tổng kết đề tài NCKH cấp Ngành Nguyễn Văn Toàn (1996), “Tổng hợp hệ dung dịch khoan áp dụng bể Nam Côn Sơn”, Báo cáo tổng kết đề tài NCKH cấp Ngành Nguyễn Minh Quý (2012), “Tổng kết công tác thi công khoan Bể Nam Cơn Sơn”, Báo cáo khoa học Viện dầu khí Việt Nam, Trần Hồng Nam (2010), “Thiết kế giếng khoan phát triển mỏ áp suất cao nhiệt độ cao, điều cần lƣu ý”, tuyển báo cáo hội nghị NCKH, “30 năm dầu khí Việt Nam Cơ hội thách thức mới”, trang 593-603 10 Baker Hughes (2001), “HPHT Drilling Fluilds”, Rankin Road Houston, Texas, USA ... lý để khoan điều kiện nhiệt độ cao – áp suất cao bể Nam Côn Sơn? ?? với mục đích tìm giải pháp khoan hợp lý hiệu điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao bể Nam Côn Sơn nhằm rút học kinh nghiệm nâng cao. .. giải pháp công nghệ, kỹ thuật giải triệt để vấn đề nêu 35 36 CHƢƠNG TỔNG KẾT CÔNG TÁC KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO NHIỆT ĐỘ CAO BỂ NAM CÔN SƠN 3.1 Tổng quan điều kiện nhiệt độ cao – áp suất. .. dịch khoan qua tầng có áp suất cao nhiệt độ cao Mục đích nghiên cứu đề tài Trên sở nghiên cứu điều kiện tự nhiên điều kiện địa chất phức tạp ảnh hƣởng tới công tác khoan bể Nam Côn Sơn nghiên cứu