Lựa chọn giải pháp khoan các giếng phát triển mỏ khí hải thạch trong điều kiện nhiệt độ áp suất cao

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT TRƯƠNG HOÀI NAM LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KHOAN CÁC GIẾNG PHÁT TRIỂN MỎ KHÍ HẢI THẠCH TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT HÀ NỘI - 2010 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT _ TRƯƠNG HOÀI NAM LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KHOAN CÁC GIẾNG PHÁT TRIỂN MỎ KHÍ HẢI THẠCH TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO Chuyên ngành: Mã số: Kỹ thuật khoan, khai thác cơng nghệ dầu khí 60.53.50 LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC PGS.TS Lê Xuân Lân HÀ NỘI - 2010 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn “Lựa chọn giải pháp khoan giếng phát triển mỏ khí Hải Thạch điều kiện nhiệt độ - áp suất cao” cơng trình nghiên cứu thân Các số liệu, kết trình bày luận văn trung thực chưa công bố luận văn trước Tác giả Trương Hoài Nam MỤC LỤC Trang Trang phụ bìa Lời cam đoan Mục lục Danh mục ký hiệu, chữ viết tắt Danh mục bảng Danh mục hình vẽ, đồ thị MỞ ĐẦU Chương 1- Đặc điểm khoan hoàn thiện giếng điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao 1.1 Hoạt động tìm kiếm thăm dị dầu khí Việt Nam 1.2 Tổng quan điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao (HPHT) 1.2.1 Khái niệm HPHT 13 13 14 14 1.2.2 Bảng phân cấp HPHT 16 1.2.3 Ảnh hưởng HPHT đến trình khoan hoàn thiện giếng 18 1.3 Đặc điểm địa chất - kỹ thuật bể Nam Côn Sơn 20 1.3.1 Sơ lược q trình tìm kiếm thăm dị 20 1.3.2 Cấu trúc, kiến tạo, địa tầng, trầm tích mơi trường bể Nam Cơn Sơn 21 1.4 Những khó khăn phức tạp thường gặp mỏ Hải Thạch 23 1.4.1 Áp suất cao nhiệt độ cao 23 1.4.2 Các vỉa chứa đa tầng phân tán theo diện tích chiều sâu 25 1.4.3 Yêu cầu kiểm soát giếng, kế hoạch hồn thiện giếng 26 1.4.4 Hiểm họa tầng nơng 27 1.4.5 Thiết bị đầu giếng 27 1.5 Những cố thường xảy khoan hoàn thiện 29 giếng HPHT 1.5.1 Ðặc điểm địa chất ảnh hưởng tới hoạt động khoan 29 1.5.2 Cấu trúc giếng khoan ống chống 31 1.5.3 Dung dịch khoan 34 Chương - Thiết lập chương trình dung dịch điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao 38 2.1 Chức bơm rửa giếng khoan 38 2.2 Lập mặt cắt nhiệt độ giếng khoan 39 2.3 Tính áp suất đáy dung dịch khoan 44 2.4 Kiểm soát áp suất 47 2.5 Lựa chọn dung dịch khoan 50 2.6 Thiết kế thông số dung dịch khoan 53 2.7 Điều chỉnh thông số dung dịch khoan 54 Chương - Kỹ thuật công nghệ trám xi măng điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao 60 3.1 Mục đích yêu cầu trám xi măng giếng khoan 60 3.2 Các tính chất vữa xi măng đá xi măng 61 3.3 Lựa chọn thành phần thông số cho vữa trám 64 3.4 Chế độ bơm trám 69 Chương - Đề xuất giải pháp hợp lý thi cơng giếng khai thác khí mỏ Hải Thạch 71 4.1 Giới thiệu dự án phát triển mỏ khí Hải Thạch 71 4.2 Địa chất mỏ Hải Thạch 72 4.3 Hệ thống thu gom - xử lý 75 4.4 Miền giới hạn khoan giếng khoan xiên có nhiệt độ áp suất cao 76 4.5 Thiết kế quỹ đạo giếng 78 4.6 Thiết kế cấu trúc giếng khoan yếu tố ảnh hưởng 82 4.7 Thiết kế dung dịch khoan 86 4.8 Chương trình xi măng trám giếng khoan 88 4.9 Lựa chọn giàn khoan 90 4.10 Quản lý áp suất khoan 92 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 93 TÀI LIỆU THAM KHẢO 95 PHỤ LỤC 97 DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT API ASTM BHDF BHP BHT BML BOPE ECD GOM HPHT HSE LWD MPD MD MMscf MW MWD OBM P PDC RPM SBM Tcf TD TVD WBM American Petroleum Institute/ Viện Dầu khí Hoa Kỳ American Society for Testing and Materials Baker Hughes Drilling Fluids/ Nhà thầu dung dịch Baker Bottom Hole Pressure/ Áp suất đáy Bottom Hole Temperature/ Nhiệt độ đáy Below Mud Line/ Đường thủy chuẩn Blow-Out Prevention Equipment/ Thiết bị chống phun Equivalent Circulating Density/ Tỉ trọng tương đương Gulf of Mexico/ Vịnh Mexico High Pressure - High Temperature/ Áp suất cao - nhiệt độ cao Health Safety and Environment/ An tồn-Sức khỏe-Mơi trường Logging While Drilling/ Đo khoan Manage Pressure Drilling/ Quản lý áp suất khoan Measured Depth/ Chiều sâu thân giếng Million Standard Cubic Feet/ Triệu khối tiêu chuẩn Mud weight/ Tỉ trọng dung dịch Measuring While Drilling/ Đo khoan Oil-Based Mud/ Dung dịch gốc dầu Pressure/ Áp suất Polycrystalline Diamond Compact/ Kim cương đa tinh thể Rotations per minute/ đơn vị vòng/phút Synthetic Based Mud/ Dung dịch gốc tổng hợp Trillion Cubic Feet/ Tỉ khối Total Depth/ Tổng chiều sâu Total vertical Depth/ Chiều sâu thẳng đứng Water-Based Mud/ Dung dịch gốc nước DANH MỤC CÁC BẢNG Trang Bảng 1.1 Bảng phân cấp HPHT 16 Bảng 1.2 Bảng tổng hợp điều kiện giếng yêu cầu kỹ thuật 19 Bảng 2.1 Tính chất dung dịch khoan 53 Bảng 4.1 Cơ sở pháp lý phát triển mỏ Hải Thạch 72 Bảng 4.2 Hệ số thu hồi mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh 74 Bảng 4.3 Phân bố vỉa khai thác 81 Bảng 4.4 Các tiêu chuẩn ống chống 86 Bảng 4.5a,b: Chương trình dung dịch dự kiến 88 Bảng 4.6: Chương trình xi măng dự kiến 90 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Trang Hình 1.1: Vị trí bể Nam Cơn Sơn mỏ Hải Thạch 21 Hình 1.2: Tổng tài ngun dầu khí thu hồi bể Nam Cơn Sơn 23 Hình 1.3: Mặt cắt địa chấn vỉa sản phẩm mỏ Hải Thạch 26 Hình 1.4: Bản đồ dự báo khí nơng mỏ Hải Thạch 27 Hình 1.5: Cửa sổ thời thiết khu vực bể Nam Cơn Sơn 28 Hình 1.6: Biều đồ thị cơng thực tế giếng khoan HT-1X 36 Hình 1.7: Biều đồ thị công thực tế giếng khoan MT-1RX 37 Hình 2.1: Măt cắt nhiệt dung dịch khoan 41 Hình 2.2: Tính chất nhiệt độ khơng xác định 42 Hình 2.3: Mật độ tương đương dung dịch khoan tuần hồn - ECD 43 Hình 2.4 Hiệu ứng pittong 45 Hình 2.5 Tối ưu hóa dung dịch khoan 52 Hình 3.1: Kết so sánh xi măng thơng thường với xi măng FlS 63 Hình 3.2: Kết thí nghiệm trạng thái xi măng 64 Hình 4.1: Vị trí mỏ Hải Thạch, Mộc Tinh 71 Hình 4.2 Bản đồ vị trí WHP Hải Thạch chiều sâu nước biển khu vực mỏ 72 Hình 4.3: Phân cấp HPHT vỉa mỏ Hải Thạch 73 Hình 4.4: Dự báo sản lượng khai thác khí condensate 75 Hình 4.5: Hệ thống thu gom - xử lý cụm mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh 76 Hình 4.6: Miền giới hạn giếng khoan xiên có HPHT 77 Hình 4.7: Phân bố mạng lưới giếng khai thác mỏ Hải Thạch 78 Hình 4.8: Mơ quỹ đạo giếng khai thác khơng gian 81 Hình 4.9: Độ lệch đáy giếng khoan 82 Hình 4.10a,b: Sơ đồ thiết kế cấu trúc giếng khoan mỏ Hải Thạch 85 Hình 4.11: Dự kiến cấu trúc ống có sử dụng ELS 87 Hình 4.12: Mơ hình giàn TAD 93 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Trong 40 năm xây dựng phát triển ngành dầu khí, Việt Nam trở thành nước sản xuất xuất dầu mỏ đứng vào hàng thứ ba khu vực Ngành dầu khí hàng năm đóng phần đáng kể vào ngân sách nhà nước, góp phần xứng đáng vào nghiệp xây dựng kinh tế, phát triển xã hội, tạo tiền đề cho việc thực mục tiêu cơng nghiệp hóa, đại hóa đất nước Việt nam nước có tiềm dầu mỏ khí đốt khu vực Đơng Nam Á; diện tích thềm lục địa rộng lớn gồm bể trầm tích: Sơng Hồng, Phú Khánh,Cửu Long, Nam Cơn Sơn, Malay - Thổ Chu, Tư Chính,Trường Sa Hồng Sa Cơng tác tìm kiếm thăm dị hoạt động quan trọng ngành Dầu Khí Việt Nam Trữ lượng dầu khí phát Việt Nam bảo đảm phát triển bền vững thời gian dài; đồng thời, tiềm dầu khí chưa phát lại tương đối lớn lại tập trung vùng nước sâu, xa bờ, vùng có điều kiện địa chất phức tạp Bể Nam Côn Sơn bể trầm tích lớn Việt Nam Các hoạt động tìm kiếm tiến hành khảo sát từ năm 1968 từ năm 1991-1997 bắt đầu triển khai hoạt động khoan tìm kiếm thăm dị Những nghiên cứu cho thấy, tiềm dầu khí bể Nam Cơn Sơn tới năm 2009 có khoảng 200 triệu3 dầu quy đổi phát trữ lượng dầu chưa phát lại khoảng 600-800 triệu m3, chiếm tới 40% trữ lượng tiềm lại thềm lục địa Việt Nam 95 TÀI LIỆU THAM KHẢO Trần Xuân Đào nnk (2008), “Một số kinh nghiệm khoan qua địa tầng cacbonat hang hốc thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn” Trần Châu Giang (2005) “Dị thường áp suất bể trầm tích Việt Nam”, tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN 30 năm Dầu khí Việt Nam Cơ hội mới, thách thức mới, Hà Nội Nguyễn Đình Hà (2005) “Phương pháp phát hiện, xác định dự báo dị thường áp suất bể Nam Côn Sơn”, tuyển báo cáo Hội nghị KHCN “30 năm Dầu khí Việt Nam Cơ hội mới, thách thức Quyển1 Trg 593-603 Tập đồn Dầu khí Việt nam (2007) Địa chất Tài nguyên dầu khí Việt Nam NXB Khoa học Kỹ thuật Trần Hồng Nam nnk “Thiết kế giếng khoan phát triển cho mỏ áp suất cao nhiệt độ cao - Những điều cần lưu ý” Tuyển tập báo cáo HNKH&CN Quốc tế - Dầu Khí Việt Nam 2010 Tăng tốc Phát triển – NXB KH&KT Mike Nguyễn nnk “Phát triển mỏ có nhiệt độ cao áp suất cao Việt Nam: thách thức giải pháp khoan hoàn thiện giếng” A.T Bourgoyne Jr et al (1991) - Applied Drilling Engineering SPE Ali, M.S., Al-Marhoun, M A.,” The effect of High temperature, High Pressure and Aging on water-base drilling fluid,” paper SPE21613, (29 July 1990), 1-25 Alliche, A., and Francois, D.: “Fatigue Behavior of Hardened Cement Paste,” Cement and Concrete Research, (January 1986)16, 199-206 10 Bernt Anadnoy et al (2009) Advanced Drilling and Well Technology 11 Gunnar DeBruijn and …High-Pressure, Technologies Oilfiels Review High-Temperature 12 H.Rabia (1989) Oilwell Drilling Engineering Principles and Pracitice Bảng tiếng Nga Nhà xuất “Nedra” 13 KeelN Adamson (1998), High-Pressure, High-Temperature Well Construction Oilfield Review 14 Robert MacAndrew…Drilling and Testing Hot, High-Pressure Wells 96 15 Magalhaes, A.G et al : “Mechanical Behavior of Cementitious Matrix Composite”, Cement and Concrete Composites, (1996)18 no 1, 9-22 16 Bocca, P and Crotti, M.: “Variations in the Mechanical Properties and Temperature of Concrete Subjected to Cyclic Loads, Including High Loads,” Materials and Structures, (February 2003)36, 40-45 17 Morris, A D., and Garrett, G G.: “A Comparative Study of the Static and Fatigue Behavior of Plain and Steel Fiber Reinforced Mortar in Compression and Direct Tension,” The International Journal of Cement Composites and Lightweight Concrete, (May 1981) 3, no 2, 7391 18 Khandka R.K.: “Leakage behind Casing” M.S Thesis, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, 2007 19 LeRoy-Delage, S., Baumgarte, C., Thiercelin M., and Vidick B.: “New Cement Systems for Durable Zonal Isolation,” paper SPE 59132, IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, February 2000 20 O’Brien, B.T.: “Case against Cementing Casing - Casing Annuli,” paper SPE 35106, IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, March 1996 21 Hahn, D.: “Why Do HP and HT Completions Require Rigorous Engineering Design?”, paper SPE 101509, SPE Distinguished Lecture Series 22 The Aberdeen Drilling Schools, 2002 - High Pressure High Temperature wells 23 The application of HTHP Water Drilling Fluid in a Blowout Operation 24 HPHT development in the UK Continental Shelf 25 High-density cements aplied to solve HPHT challenges in South Texas 26 Bland, R., Mullen, G., Gonzalez, Y., Harvey, Floyd., Pless, M., ”HP/HT DrillingFluids Challenges,” SPE 103731, Presented at IADC/SPE Asia Pacific DrillingTechnology Conference and Exhibition in Bangkok, (13-15 November 2006), 1-11 97 PHỤ LỤC A Kết tính ống chống 10.5 9.0 Effective Burst Pressure (ksi) 7.5 6.0 4.5 Pressure Test Frac @ Shoe w/ Gas Gradient Above Green Ce ment Pressure T est Lost Returns with Wat er C ementing Lost Returns with Mud Drop R unning in Hole Pre-C ement Static Loa d Post-Cement Static Load Green Ce ment Bur Pressure st 1.100 T est Tri-axial 1.250 Tension 1.400 12.0 Overpull Force 3.0 1.5 0.0 -1 -3 -4 Collapse 000 -6 Note: L imits are approximate -7 -700000 -6000 000 -5000000 -4000000 -3 000000 -200000 -1000 000 1000000 2000000 3000000 4000000 Effective T ension (lbf) Hình 5.1: Kết tính ống chống 30” (theo trục) Hình 5.2 Kết tính ống chống 22” (áp suất nổ) 50000 00 6000000 7000000 98 Hình 5.3: Kết tính ống chống 22” (theo trục) Hình 5.4: Kết tính ống chống 18” (áp suất nổ) 99 Hình 5.5: Kết tính ống chống 18” (theo trục) Hình 5.6: Kết tính ống chống 13 5/8” (áp suất nổ) 100 Hình 5.7: Kết tính ống chống 13 5/8” (theo trục) Hình 5.8: Kết tính ống chống 10x10 ¾” (áp suất nổ) 101 Hình 5.9: Kết tính ống chống 10x 10 ¾” (theo trục) Hình 5.10: Kết tính ống chống lửng ½” (áp suất nổ) 102 B Kết tính dung dịch Dữ liệu giếng khoan: 2X Hệ dung dịch: Gốc tổng hợp (Synthetic Based Mud) Tên thương mại: Saraline 200 Date Mud Weight YP PV (ppg) Gel 10sec Gel 10min (Lb/100ft2) HTHP FL Cak e WPS (1/32 ”) (ml) OWR (g/l) LGS LGS ES Excess Lime (%) (ppb) (volt) (ppb) 7/5/2005 10.2 29 22 13 35 3.1 247 80/20 4.9 44.3 1023 5.2 7/6/2005 10.2 30 21 14 35 3.1 252 80/20 4.8 44 1105 5.33 7/7/2005 10.2 30 22 15 35 3.1 252 80/20 4.8 44.04 1100 5.2 7/8/2005 10.2 30 23 15 37 3.1 251 80/20 4.9 44.61 1044 5.07 6.5 7/9/2005 10.6 35 22 14 38 3.3 286 80/20 3.2 29.27 117 7/10/2005 10.8 35 22 15 46 3.3 303 84/16 6.1 55.81 1432 6.5 7/11/2005 11 32 19 13 45 3.1 333 85/15 5.4 49.44 1514 7.28 7/12/2005 11 35 22 14 47 2.8 339 90/10 6.1 55.1 1410 6.76 7/13/2005 12.4 40 21 14 50 2 350 90/10 6.4 58 1434 6.5 7/14/2005 12.7 43 25 18 55 382 90/10 6.4 58.56 1516 7.15 7/15/2005 13.5 50 24 20 62 1.6 320 90/10 5.8 53.01 1355 5.85 7/16/2005 13.7 42 22 16 67 1.8 330 92/8 6.3 57.67 1406 6.5 7/17/2005 13.8 42 16 12 61 1.8 349 93/7 6.2 56.1 1387 5.85 7/18/2005 13.7 43 14 12 64 2 320 93/7 54.62 1289 5.98 7/19/2005 13.8 43 14 12 64 2 311 90/10 55 1290 5.85 7/20/2005 13.8 42 19 13 62 2 329 90/10 5.9 54 1230 7.28 7/21/2005 13.75 48 18 14 67 2 349 90/10 5.9 53.23 1290 7.8 7/22/2005 13.7 46 20 16 83 2 349 90/10 5.9 53.23 1446 7.15 7/23/2005 13.75 45 20 17 88 2 380 92/8 5.7 51.5 1121 8.45 7/24/2005 13.75 39 14 11 90 2 440 93/7 5.8 52.6 1534 7.8 7/25/2005 13.8 44 19 14 97 2 440 93/7 5.4 49.18 1483 6.63 7/26/2005 13.8 42 22 11 82 2 440 93/7 5.8 52.6 1587 8.45 7/27/2005 13.75 42 20 11 92 2 440 93/7 5.8 52.6 1843 8.45 7/28/2005 13.75 40 20 11 92 2 440 93/7 5.8 52.6 1815 8.45 7/29/2005 13.8 42 13 62 2 440 93/7 5.6 51.23 1863 8.5 7/30/2005 13.8 41 14 62 2 440 93/7 5.6 51.23 1825 7.8 7/31/2005 13.7 40 14 60 2 440 93/7 5.6 50.62 1855 8.32 8/1/2005 13.8 41 14 58 2 440 93/7 5.6 50.62 1923 8.06 8/2/2005 13.8 42 18 84 2 440 94.6 5.6 51.4 1934 8.45 8/3/2005 13.8 44 18 11 86 2 440 94/6 5.4 51.3 1980 8.2 8/4/2005 13.8 49 23 12 92 2 357 94/6 5.6 49.5 2000 7.8 8/8/2005 13.75 47 19 11 96 1.9 357 94/6 5.4 50.8 2000 7.8 8/9/2005 13.75 43 16 10 93 1.9 357 94/6 5.1 46.5 2000 7.3 103 Dữ liệu giếng khoan: 4X Hệ dung dịch: Gốc tổng hợp (Synthetic Base Mud) Tên thương mại: Neoflo 1-58 Date Mud Weight YP Gel 10sec PV ppg Gel 10min Lb/100ft2 HTHP FL Cake ml 1/32” WPS OWR LG S LGS ES ExcssL ime volt ppb % ppb 7/1/2006 10 23 16 19 g/l 58 76/24 2.1 18.65 1230 5.1 7/2/2006 10 22 19 11 21 3.4 53 74/26 3.6 32.98 1315 6.63 7/3/2006 10.3 29 21 11 22 49 76/24 2.2 20 1715 5.85 7/4/2006 10.5 30 24 12 24 48 77/23 3.3 29.9 1740 5.85 7/5/2006 10.8 34 25 14 29 2.8 51 76/24 3.2 28.7 1865 6.5 7/6/2006 11 33 25 13 28 2.8 50 76/24 3.1 28.5 1810 5.85 7/7/2006 11 34 24 12 27 50 76/24 3.1 28.5 1767 5.85 7/8/2006 11 18 10 13 3.4 223 85/15 2.5 22.37 1554 5.2 7/9/2006 11 19 14 3.4 223 85/15 2.5 22.37 1569 5.2 7/10/2006 12 23 10 19 2.8 264 85/15 18.6 1903 5.85 7/11/2006 12.2 28 11 19 237 83/17 18.1 1453 5.2 7/12/2006 13.6 33 11 20 250 84/16 1.9 17.5 1780 5.2 7/13/2006 13.5 28 12 19 2.4 234.78 85/15 1.6 14.6 1620 6.5 7/14/2006 13.5 30 10 19 2.8 243.48 85/15 1.6 14.4 1733 5.85 7/15/2006 13.7 31 18 2.8 258.33 84/16 1.1 10.4 1650 5.85 7/16/2006 13.6 30 20 250 84/16 1.9 17.54 1810 5.85 7/17/2006 13.65 29 11 20 250 84/16 1.9 17.54 1830 5.46 7/18/2006 13.65 28 13 20 250 84/16 1.9 17.5 1820 5.46 7/19/2006 13.5 33 14 22 2.8 263.64 85/15 2.1 19.6 1850 7.15 7/20/2006 13.65 37 16 10 27 3.2 272.7 85/15 2.4 21.6 1950 5.85 7/21/2006 13.55 37 16 10 26 263.64 85/15 2.7 24.6 1826 6.5 7/22/2006 13.6 36 15 10 25 2.4 290 84/16 2.2 20.2 1872 5.6 7/23/2006 13.6 38 16 10 27 2.8 263.64 85/15 2.8 25.3 1857 5.2 7/24/2006 13.5 35 14 27 2.8 245.45 85/15 1.8 16.67 1837 6.5 7/25/2006 13.6 34 13 21 2.6 260 86/14 2.3 21.02 1643 6.5 7/26/2006 13.5 34 12 24 263.6 85/15 2.1 19.6 1833 6.8 7/27/2006 13.5 39 17 27 2.8 260 87/13 2.1 18.7 1630 65 7/28/2006 13.5 38 16 25 2.8 260 87/13 18 1454 7.3 7/29/2006 13.6 40 18 26 260 87/13 18.1 1402 6.8 7/30/2006 13.6 27 16 3.2 277.78 88/12 1.8 16.7 1752 5.2 7/31/2006 13.5 27 16 260 87/13 1.8 15.3 1687 4.5 8/1/2006 13.5 30 10 18 3.2 250 87/13 1.7 15.6 1476 4.55 8/2/2006 13.5 34 11 22 250 87/13 2.1 19 1495 5.85 104 Graph Comparison Rheology Saraline 200 vs Neoflo 158 S200_Gel 10' S200 _ Gel 10" N 158 _ Gel 10' N 158 _ Gel 10" S 200 _ PV S 200 _ YP N158 _ PV N 158 _ YP Contamination testing Formulation Nova Nova Primary Emulsifier 8.5 8.5 Secondary Emulsifier 2.8 Viscosifier 10 Lime FL Control Agent Nova M&W M&W M&W 8.5 2.8 2.8 2 9.5 8.5 10 10 11 8 2.5 3 2.5 BF SL SW BF SL SW BF SL 120 degF 25 33 28 26 34 29 20 150 degF 19 23 20 20 27 19 15 180 degF 14 19 16 17 20 16 120 degF 30 42 31 30 39 150 degF 26 32 25 22 25 180 degF 26 30 23 17 120 degF 16 24 18 150 degF 14 19 14 180 degF 14 16 120 degF 21 150 degF 18 180 degF 16 SW 9.3 10 BF SL SW BF SL SW BF SL 29 25 35 31 23 32 29 24 30 19 20 21 20 19 25 23 20 26 12 15 18 19 19 17 21 17 15 20 31 21 35 25 18 20 24 25 27 26 28 24 18 33 14 18 19 20 21 21 20 26 22 20 16 26 12 12 12 15 16 18 17 20 15 20 15 12 17 14 10 14 13 14 13 14 16 12 15 11 10 16 9 11 11 10 13 14 12 10 11 10 13 8 10 10 12 13 28 21 21 32 21 15 22 17 15 16 16 21 15 18 19 24 18 18 20 17 12 20 14 15 14 14 17 12 16 17 21 16 15 16 12 11 17 12 12 12 12 14 11 14 15 2.8 3.6 2.8 3.2 2.8 4.4 2.4 2.8 3.2 2.8 3.2 4.8 PV Yield Point 10' Gel 10" Gel HTHP FL 300 degF @ 300 degF 2.8 4.8 2.8 Nova: Novatec P & S M&W: Suremul & Surewet BF: Base Fluid SL: Solid Tolerance is tested with 35ppb of Bentonite SW: Contamination is tested with 10% by vol sea water Hot rolled at 300degF for 16hrs SW 105 Emulsifier package comparison (Base mud + 25ppb cuttings@ 11.0ppg_hot roller for 16hrs) Cutting recovery %by weight 180 degF 250 degF Plastic Viscosity 120 degF 150 degF 180 degF Yield Point 120 degF 150 degF 180 degF rpm 120 degF 150 degF 180 degF 30" Gel 120 degF 150 degF 180 degF HTHP Fluid Loss 300 degF 350 degF Novatec P & S 97.8 90.92 SureMul EH & Surewet 96.12 78.64 23 19 17 24 20 15 33 23 17 23 19 17 16 13 10 14 10 26 23 19 20 17 15 2.8 3.2 2.8 3.2 Key rheology values comparison Fann 70 thermal stability test with SBM @11.0ppg Novatec P&S SureMul & Surewet Temp degF 106 C Kết tính xi măng 30” Conductor: Simulation with 11.8ppg Lead & 15.8ppg Tail slurry Static Security Checks : Frac Pore Collapse Burst -39 psi psi 2521 psi 3790 psi at 220.0 m at 144.0 m at 208.0 m at 144.0 m Dynamic Security Checks : Frac Pore Collapse Burst -40 psi -18 psi 2520 psi 3788 psi at 220.0 m at 220.0 m at 208.0 m at 166.4 m Depth = 220 m 9.6 9.8 9.6 9.8 Depth = 220 m 7.8 8.0 8.2 Ann Pressure (lb/gal) 8.4 8.6 8.8 9.0 9.2 9.4 Frac Pore Hydrostatic Dynamic 7.6 7.6 7.8 8.0 8.2 Ann Pressure (lb/gal) 8.4 8.6 8.8 9.0 9.2 9.4 Frac Pore Hydrostatic Dynamic 40 80 120 Time (min) 160 40 80 Time (min) Simulation with 11.5ppg LiteFIL slurry Static Security Checks : Frac Pore Collapse Burst -1 psi psi 2550 psi 3790 psi at 220.0 m at 144.0 m at 208.0 m at 144.0 m Dynamic Security Checks : Frac Pore Collapse Burst -2 psi -18 psi 2550 psi 3788 psi at 220.0 m at 220.0 m at 208.0 m at 166.5 m 120 160 107 7.8 7.9 8.0 Ann Pressure (lb/gal) 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 Frac Pore Hydrostatic Dynamic 7.7 7.7 7.8 7.9 8.0 Ann Pressure (lb/gal) 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 Depth = 220 m 8.7 8.7 Depth = 220 m Frac Pore Hydrostatic Dynamic 20 40 60 Time (min) 80 100 20 40 60 Time (min) 80 100 22” Surface casing: Cementing simulation Formation Data MD (m) 220.0 920.0 Frac (lb/gal) 8.60 13.70 Pore (lb/gal) 8.20 8.50 Name Sandstone Sandstone Static Security Checks : Frac Pore Collapse Burst -18 psi 33 psi 3015 psi 4770 psi at 220.0 m at 220.0 m at 908.0 m at 144.0 m Dynamic Security Checks : Frac Pore Collapse Burst -19 psi -12 psi 3003 psi 4737 psi Lithology at 220.0 m at 220.0 m at 908.0 m at 308.8 m 108 Frac Pore Hydrostatic Dynamic 7.8 8.0 8.2 Ann Pressure (lb/gal) 8.4 8.6 Ann Pressure (lb/gal) 10 11 12 8.8 13 9.0 Depth = 920 m 14 9.2 Depth = 220 m Frac Pore Hydrostatic Dynamic 250 50 Time (min) 100 150 Time (min) 200 250 17 7/8” Liner: Formation Data MD (m) 220.0 920.0 1186.0 1420.0 1706.0 2018.0 2356.0 2512.0 2538.0 2590.0 2650.0 Frac (lb/gal) 8.60 13.70 14.62 14.88 15.20 16.40 15.79 15.88 16.74 16.75 16.82 Pore (lb/gal) 8.20 8.50 10.00 10.04 10.12 10.20 10.45 10.45 13.18 13.12 13.20 Name Lithology Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone 109 13 5/8” Casing: Formation Data MD (m) 2512.0 2538.0 2590.0 2650.0 2694.0 2772.0 2845.5 2852.0 2869.0 2890.0 2992.7 3070.3 3124.4 3214.0 3266.0 3300.0 Frac (lb/gal) 15.88 16.74 16.75 16.82 16.85 17.01 17.41 17.40 17.38 17.57 17.50 18.10 18.42 18.47 18.50 18.52 Pore (lb/gal) 10.45 13.18 13.12 13.20 13.21 13.61 14.81 14.78 14.71 14.63 14.85 15.78 17.41 17.46 17.46 17.46 Name Lithology Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Shale Shale Shale Shale Shale Losses with mud circulating at 10bpm (420gpm): Dynamic Security Checks : Frac -700 psi Pore 183 psi Collapse 3852 psi Burst 9644 psi at 2650.0 m at 3214.0 m at 3300.0 m at 144.0 m Hydrostatic under balance at 2650m: 17.8 - 16.8 = 1.0 (ppg) Losses when CMT in place Frac Pore Collapse Burst Static Security Checks : -446 psi 231 psi 3836 psi 10030 psi at 2650.0 m at 3214.0 m at 3275.6 m at 2504.2 m Losses while displacing CMT Dynamic Security Checks : Frac -693 psi Pore 183 psi Collapse 3836 psi Burst 9599 psi at 2694.0 m at 3214.0 m at 3275.6 m at 144.0 m 7/8” Liner: Temperature Results BHCT Simulated BHCT CT at TOC 157 degC 143 degC 127 degC Simulated Max HCT Max HCT Depth Max HCT Time 200 degC 4800.0 m 00:00:00 hr:mn:sc (hr:mn) 133 degC 198 degC Geo Temp 139 degC 200 degC Static temperatures : At Time Top of Cement Bottom Hole 12:00 hr:mn 131 degC 190 degC ... HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT _ TRƯƠNG HOÀI NAM LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KHOAN CÁC GIẾNG PHÁT TRIỂN MỎ KHÍ HẢI THẠCH TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO Chuyên ngành: Mã số: Kỹ thuật khoan, ... độ cao Chương - Thiết lập chương trình dung dịch điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao Chương - Kỹ thuật công nghệ trám xi măng điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao 12 Chương 4- Đề xuất giải pháp. .. ĐẦU Chương 1- Đặc điểm khoan hoàn thiện giếng điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao 1.1 Hoạt động tìm kiếm thăm dị dầu khí Việt Nam 1.2 Tổng quan điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao (HPHT) 1.2.1