nghiên cứu sự ảnh hưởng của áp suất cao nhiệt độ cao tới tính chất của dung dịch khoan giếng

LỜI MỞ ĐẦU Trong ngành cơng nghiệp dầu khí địi hỏi nhiều tính chun mơn cao, cơng tác khai thác, chế biến vận chuyện đòi hỏi thực cách tỉ mỉ, cơng tác “lựa chọn dung dịch khoan” việc cần phải quan tâm Đó lí mà chúng em lựa chọn đề tài này, với mục đích đưa phương pháp tối ưu để lựa chọn dung dịch khoan giếng dầu khí điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao Trong q trình khai thác dầu khí giếng khoan, với điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao, chất lượng khả vận tải mùn khoan dung dịch khoan bị ảnh hưởng nhiều (như: độ nhớt, độ thải nước, tính chất lưu biến ) Vì vậy, cần phải có dung dịch khoan đáp ứng yêu cầu việc vận tải mùn khoan khỏi đáy giếng điều kiện Bài báo cáo tham khảo nghiên cứu ảnh hưởng áp suất cao - nhiệt độ cao tới tính chất dung dịch khoan, dựa để đề xuất loại dung dịch khoan phù hợp Qua đây, chúng em xin bày tỏ lòng biết ơn thầy Hoàng Trọng Quang, thầy hướng dẫn cho phép chúng em thực đề tài báo cáo Trong trình thực báo cáo, kiến thức cịn hạn chế, chúng em khơng tránh khỏi thiếu sót Vì lý chúng em mong thầy bạn đọc góp ý để báo cáo hồn thiện Xin chân thành cám ơn! I CHỨC NĂNG CỦA DUNG DỊCH KHOAN Các chức dung dịch khoan làm mùn khoan đáy đưa mùn khoan lên mặt đất; tạo nên cột áp thuỷ tĩnh cân áp suất vỉa; làm mát khoan cụ giữ hạt mùn trạng thái lơ lửng ngừng tuần hoàn Khoan hoàn thiện giếng điều kiện áp suất đáy cao nhiệt độ cao (HPHT :High Pressure-High Temperature) hoạt động vô khó khăn phức tạp Nhiệt độ đáy giếng yếu tố định, có ảnh hưởng đến tính chất lưu biến độ thải nước dung dịch khoan trình khoan Để nhận biết đầy đủ ảnh hưởng nhiệt độ đến trình khoan, cần biết nhiệt độ dung dịch đáy giếng quy luật biến đổi nhiệt độ thời gian tuần hồn Từ đó, xác định mối liên quan số này, phát quy luật ảnh hưởng chúng trình trám xi măng cột ống chống Tuy nhiên, phụ thuộc vào áp suất đáy nhiệt độ mà tính chất dung dịch khoan thay đổi, ảnh hưởng khơng tốt đến việc xác định xác tỷ trọng độ nhớt dung dịch khoan mặt điều kiện đáy II MẶT CẮT NHIỆT ĐỘ GIẾNG KHOAN Để nhận biết chất dung dịch khoan HPHT lập mơ hình mặt cắt nhiệt theo thân giếng tất giai đoạn khoan Dung dịch khoan di chuyển theo thân giếng, tiếp nhận nhiệt từ môi trường xung quanh tỏa nhiệt vào mơi trường (Hình 1) Hình Mặt cắt nhiệt dung dịch khoan Mức độ trao đổi nhiệt phụ thuộc vào nhiệt độ vận tốc dòng chảy dung dịch, tính dẫn nhiệt vỉa, gradien địa nhiệt vỉa, nhiệt dung dung dịch yếu tố khác Khi dung dịch chảy vào giếng xảy truyền nhiệt từ vỉa cho dung dịch khoan Khi đến choòng khoan, dung dịch khoan lạnh môi trường đất đá bao quanh vỉa Khi dung dịch dâng lên mặt, dung dịch tiếp tục thu nhiệt điểm - nhiệt độ vỉa dung dịch cân Từ điểm này, dâng tiếp lên mặt, dung dịch khoan nguội dần Thông thường giai đoạn đầu bơm rửa, nhiệt độ thấp Sau đó, nhiệt độ tăng lên dần đạt đến trị số tối đa định trì đến cuối giai đoạn bơm rửa Điều cho thấy, lúc bắt đầu bơm rửa, phần thân giếng bên dung dịch tuần hồn trạng thái nóng vừa, sau nhiệt độ dung dịch tăng nhanh xuất dung dịch với nhiệt độ cao Rõ ràng, nhiệt độ tối đa xác định từ dung dịch từ đáy giếng chảy ra, có nghĩa chất lỏng rửa giếng tuần hoàn hoàn thành nửa chu kỳ (theo chiều dài đường) Thời gian xuất điểm cực đại nhiệt độ phụ thuộc vào cơng suất máy bơm, đường kính giếng chiều sâu giếng Mật độ độ nhớt dung dịch khoan thay đổi theo thời gian Sự thay đổi cần biết xác để tính áp suất tĩnh áp suất động khoảng khoan Theo thời gian, cân nhiệt tính hai phương pháp: sau dung dịch ngừng tuần hoàn điều kiện tuần hồn khơng thay đổi Mặt cắt nhiệt độ ổn định gần với gradien địa nhiệt, mặt cắt nhiệt độ tuần hoàn thay đổi phụ thuộc vào suất bơm Trên hình vẽ mặt cắt nhiệt độ thẳng đứng ống chống cột cần khoan xử lý theo phần mềm MudCADE Dowell Số liệu đầu vào - tỷ nhiệt dung độ dẫn nhiệt thành phần, cịn số liệu đầu - nhiệt độ dung dịch khoan cần khoan khoảng không vành xuyến, cột cần khoan ống chống Trong khoảng thời gian tuần hoàn ổn định điều kiện tĩnh học xác định, ta có mặt cắt nhiệt độ thay đổi theo thời gian (Hình 2) Hình Tính chất nhiệt độ khơng xác định Khi ngưng tuần hoàn 24 giờ, nhiệt độ dung dịch khoan khoảng vành xuyến ống gần gradien địa nhiệt Sau thao tác kéo - thả tuần hoàn làm dung dịch lạnh nhanh đáy (đường 1), nhiệt độ dung dịch khoan từ đáy dâng lên mặt tăng lên (đường cong 2) Chiều sâu nguội dần, thay đổi theo lên theo thân giếng với thời gian đến khoảng gần 1/3 chiều sâu đáy (đường 3) Sau khoảng giờ, dung dịch tuần hoàn dung dịch đạt đến cân động lực, khoảng thời gian mặt cắt nhiệt độ giữ nguyên Sau lập mặt cắt nhiệt độ giếng khoan, vào tương quan mật độ cục bộ, áp suất nhiệt độ tính mật độ dung dịch hiệu dụng Mật độ dung dịch tuần hoàn tương đương (Equivalent Circulating Density - ECD) giếng HPHT thường cao so với mật độ dung dịch hiệu dụng khe hở vành xuyến cần khoan thành giếng (Hình 3) ECD tính theo số đo độ nhớt dung dịch khoan định không gian vành xuyến tăng lên tăng lưu lượng máy bơm Mật độ tương đương dung dịch khoan tuần hoàn tỷ trọng hiệu dụng dung dịch khoan tuần hoàn độ sâu định giếng khoan; thường lớn tỷ trọng dung dịch mặt, tổn thất áp suất cho ma sát khoảng vành ống mùn khoan lẫn dung dịch ECD=d + P 0.052 D Trong đó: d: Trọng lượng riêng (ppg) dung dịch P: Áp suất (psi) khoảng không vành xuyến D: Chiều sâu (ft) Trong thời gian tuần hoàn, gia tăng áp suất để thắng ma sát khoảng không vành xuyến bơm dung dịch khoan từ chiều sâu định lên mặt, tổn thất áp suất ống (APL) APL tăng lên tăng lưu lượng bơm độ nhớt dung dịch, bổ sung cho áp suất thủy tĩnh, tăng áp suất đáy tổng lên thời gian tuần hồn Lưu lượng máy bơm khơng gây áp suất dung dịch khoan lớn áp suất nứt vỉa Mỗi trị số lưu lượng bơm tính mật độ tương đương dung dịch tuần hồn để có tổng áp suất chiều sâu định Bởi tổn thất áp suất phụ thuộc vào độ nhớt tham số hình học giếng hiểu biết ECD cần thiết độ nhớt xác định xác APL lập mơ hình phụ thuộc vào lưu lượng máy bơm dung dịch Hình Mật độ tương đương dung dịch khoan tuần hoàn (ECD) III ÁP SUẤT ĐÁY CỦA DUNG DỊCH KHOAN Tính áp suất đáy dung dịch khoan Để tính áp suất thủy lực đáy lên vỉa giếng HPHT xác, thay cho sử dụng mật độ dung dịch hiệu dụng mật độ dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD), ta sử dụng áp suất tĩnh (PT), áp suất động (PĐ) dung dịch áp suất mùn khoan (PM) - thành phần áp suất tổng dung dịch tác động lên đáy giếng Áp suất tĩnh dung dịch khoan với chất lỏng gốc phân tích theo nhiệt độ - thể tích áp suất (PVT) Dung dịch khoan có gốc chất lỏng hydrocarbon có tính nén cao so với dung dịch gốc nước Áp suất thuỷ tĩnh cột dung dịch khoan giếng khoan yếu tố quan trọng nhất, nhờ chất lưu vỉa khơng lên mặt đất nối thêm cần khoan, thao tác kéo - thả, thời gian ngừng bơm mở đối áp… tăng khối lượng riêng dung dịch khoan nâng cao ổn định thành giếng Áp suất tĩnh đáy xác định theo tỷ trọng dung dịch khoan đo mặt đất, áp suất bổ sung xuất q trình tuần hồn, xác định tương quan lưu lượng dung dịch khoan tính chất lưu biến dung dịch Mật độ dung dịch bắt đầu tính từ mặt, nhờ đo trực tiếp áp suất nhiệt độ Áp suất thủy tĩnh dự báo nhiệt độ cho phép tính tỷ trọng chiều sâu giếng Trên khoan trường nên đo tỷ trọng dung dịch để nâng cao độ xác số liệu ban đầu Cùng với số liệu PVT, ta tính áp suất thủy tĩnh chiều sâu nhờ phần mềm Dowell MudCADE DSHyd Áp suất động bao gồm tổn thất áp suất ống chất lỏng trộn lẫn nhau, vận tốc chuyển dịch cột cần (hiệu ứng pittong) áp suất quán tính xuất kéo thả cột cần áp suất dư để phá hủy gel xúc biến (Hình 4) Hình Hiệu ứng pittong Khi dịch chuyển cần khoan chất lỏng nhớt sinh trượt lớp giới hạn liền kề với ống, tạo ứng suất trượt chất lỏng Ứng suất trượt hiệu số DP chất lỏng, bổ sung vào ứng suất thủy tĩnh (a) Áp suất đáy giảm nâng cần “hút theo” (b) tăng lên thả cần “đẩy” (c) Những biến đổi áp suất phụ thuộc vào độ nhớt chất lỏng, thơng số hình học giếng vận tốc nâng ống Khi kéo cần với vận tốc lớn, gây tượng sụt áp suất giếng áp suất thủy tĩnh, dẫn đến khí Ngược lại, thả ống với vận tốc lớn, làm tăng nứt vỡ thủy lực vỉa Lập mơ hình ứng suất động hiệu ứng pittong cho phép xác định vận tốc an toàn thao tác kéo - thả Muốn dự báo thành phần áp suất động áp suất tổng cần xây dựng mơ hình lưu biến dung dịch khoan Mối tương quan ứng trượt với vận tốc trượt xác định độ nhớt động với vận tốc trượt định nhiệt độ, có nhiều điểm khác Tùy theo loại dung dịch cụ thể ta lựa chọn mơ hình lưu biến tương ứng, sở điều chỉnh đường cong lưu biến nhớt kế thí nghiệm định điều kiện HPHT Và ngược lại, tính chất dung dịch khoan phù hợp phụ thuộc định kiểu mơ hình chất lỏng dẻo Bingham mơ hình hàm số mũ với thơng số lựa chọn để tạo tính chất dung dịch khoan theo yêu cầu Chương trình phần mềm Dowell DSHyd MudCADE gồm thuật tốn để tính áp suất động sở mơ hình chất lỏng dẻo Bingham mơ hình hàm số mũ Ưu điểm chúng cho thông số lưu biến dễ so sánh với số thông số đo khoan trường với nhớt kế thường dùng Áp suất mùn khoan - thành phần bổ sung áp suất tổng, xác định tích tụ mùn khoan Mặc dù khoan giếng HPHT với dung dịch có tỷ trọng cao có xu hướng giảm tích tụ mùn khoan, áp suất mùn khoan thành phần áp suất tổng dung dịch khoan bỏ qua Bởi mùn khoan có tỷ trọng lớn dung dịch khoan, tích tụ mùn khoan giếng dẫn đến gia tăng tỷ trọng dung dịch Áp suất mùn khoan phụ thuộc vào vận tốc học khoan, suất bơm, kích thước phân bố hạt mùn Khi tăng vận tốc khoan tích tụ nhiều mùn khoan tạo thành hạt có kích thước lớn lắng nhanh Mặc dù hạn chế gia tăng lắng kết mùn khoan cách tăng lưu lượng bơm, song làm tăng áp suất tuần hoàn lên chng khoan Vì vậy, áp suất từ mùn khoan khống chế thay đổi vận tốc khoan Áp suất tổng ( PS ) tính: PS =PT + P Đ + PM Trong đó: PT : Áp suất thủy tĩnh P Đ : Áp suất động P M : Áp suất mùn khoan Áp suất tổng cân áp suất tĩnh an toàn thấp áp suất tuần hoàn đạt cao đạt đến điều kiện cân tương ứng khác Áp suất thấp đạt cần khoan kéo lên khỏi đáy bơm mùn khoan đáy Áp suất cao khoan với lưu lượng bơm cao, vận tốc học khoan cao, ngừng tuần hoàn thả cột cần vào dung dịch có độ nhớt cao Trong khoan, tính chất dung dịch thay đổi theo thời gian đến giới hạn để thay đổi mơ hình lưu biến chọn ban đầu Các tính chất dung dịch thay đổi tạm thời xảy chất lỏng vừa đồng thời dung dịch theo mơ hình hàm số mũ, vào thời điểm khác - chất lỏng dẻo Bingham, kể khoảng khoan giếng Có thể tiến hành so sánh chất thực tế hai mơ hình trực tiếp khoan trường chọn mơ hình tốt - có ưu điểm dễ dự báo xác tổn thất áp suất khoảng khơng vành xuyến Trong thực tế, phầm mềm DSHyd thường cho sai số trung bình áp suất dự báo áp suất đo đường ống khoảng 2% Kiểm soát áp suất Nguy hiểm chủ yếu khoan giếng HPHT liên quan với áp suất vỉa dị thường cao Lý tưởng giếng nên khoan với dung dị ch khoan có mật độ tương đối cao, vượt áp suất lỗ rỗng Khi đó, dung dịch khoan cần đủ để giảm thiểu nhiễm bẩn vỉa nâng cao vận tốc học khoan lên tối đa Vỉa có áp suất dị thường cao trở thành phức tạ p áp suất nứt vỉa thủy lực vùng tương ứng gần áp suất dị thường Điều dễ xảy xuất khí gây nứt vỉa thủy lực, xảy dung dịch khoan khó kiểm sốt Thơng thường cần cố gắng tránh nứt thủy lực vỉa, chiều sâu tới hạn độ chênh lệch (áp suất an toàn) áp suất lỗ rỗng với áp suất nứt thủy lực vỉa, số giếng không lớn - khoảng 3,4 MPa Nếu áp suất tổng gần áp suất nứt thủy lực vỉa, cần giảm áp suất động Để điều chỉnh áp suất tổng, điều chỉnh giá trị độ nhớt, tỷ trọng dung dịch, hàm lượng pha rắn, lưu lượng máy bơm vận tốc học khoan Chính xác hóa giá trị áp suất dự báo dựa số liệu đo giếng, chọn cách tương đối thông số, để trì tính chất dung dịch khoan đáy Muốn vậy, giảm bớt lưu lượng máy bơm độ nhớt dung dịch, đồng thời trì lưu lượng máy bơm mức cao cho phép để rửa giếng giảm áp suất mùn khoan Vấn đề chủ yếu tìm giá trị tối ưu lưu lượng máy bơm để giảm thiểu ảnh hưởng áp suất động áp suất mùn khoan Để điều chỉnh áp suất động giảm độ nhớt dung dịch khoan, thiết phải theo dõi chặt chẽ phụ gia làm nặng trạng thái lơ lửng Khi pha rắn dung dịch khoan tạo thành huyền phù xảy phân lớp theo tỉ trọng, tượng lắng kết Sự tạo nút pha rắn tình gây phức tạp đáy khơng kiểm sốt đầy đủ áp suất đáy Mật độ dung dịch tăng đột ngột gây khe nứt khơng lường trước làm dung dịch, lúc mật độ thấp kích thích dịng chảy chất lưu làm ổn định thành giếng Sự lắng kết dung dịch xảy điều kiện động tĩnh, không lâu sau xảy điều kiện vận tốc trượt thấp đến đạt độ nhớt tĩnh Giảm áp suất tổng cách điều chỉnh áp suất tĩnh thực nhờ hệ số an tồn áp suất, lớn áp suất lỗ rỗng Khi giếng giai đoạn tới hạn, hệ số giảm theo thời gian với áp suất tuần hồn bổ sung, ngăn dịng phun Sau đó, trước tiến hành kéo thả, cần thay dung dịch giếng dung dịch đặc Trong trường hợp tuyệt đối thận trọng tiếp cần khoan, khơng có áp suất động dễ xảy giếng phun (thơng với khí) Khi kéo - thả cột cần khoan phải tiến hành đều, nhẹ nhàng, hạn chế tối đa thao tác giật Cần theo dõi lưu lượng máy bơm thay dung dịch tỷ trọng thấp dung dịch đặc trước thả cần khoan Như vậ y, thời gian kéo thả áp suất mùn khoan không Ảnh hưởng vận tốc kéo thả gia tốc đến áp suất tổng dự báo nhờ có phần mềm DSHyd MudCADE Khi thiết kế giếng xác định sử dụng vận tốc tối ưu thao tác kéo thả Lưu lượng bơm - Lưu lượng tối thiểu máy bơm bơm rửa giếng thường không lớn mùn khoan dung dịch khoan có tỷ trọng cao Vì khoan giếng thẳng đứng HPHT bơm rửa thân giếng thường yếu tố tới hạn lưu lượng bơm cho giếng nhanh chóng xác định yếu tố khác Mặc dù lưu lượng máy bơm thấp trì ECD thấp, chương trình khoan giếng yêu cầu lưu lượng bơm lớn để rút ngắn thời gian xỏi rửa đáy để kip thời tiến hành phân tích thạch học mùn khoan, số khí pha rắn dung dịch khoan Phương án tốt nhấ t thiết kế áp suất đầu máy bơm thấp công suất thiết bị khoan Điều cho phép sử dụng tiêu âm động tăng đáng kể áp suất động nhờ nâng cao vận tốc dòng chảy khoảng khơng, sử dụng tiến hành biện pháp kiểm soát giếng IV LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN Dung dịch khoan sử dụng khoan giếng dầu khí thường gồm có: - - Dung dịch khoan gốc nước gồm: dung dịch khoan không phân tán; dung dịch khoan phân tán; dung dịch khoan hoạt tính canxi; dung dịch khoan gốc nước hiệu cao; dung dịch khoan hàm lượng pha rắn thấp; dung dịch khoan polime; dung dịch khoan gốc nước muối (khoáng) Dung dịch khoan gốc dầu mỏ gồm: nhũ tương “dầu nước” nhũ tương dầu - nước; dung dịch khoan dầu mỏ Dung dịch khoan tổng hợp, có tính chất tương tự dung dịch gốc dầu, tác hại đến môi trường Mỗi loại dung dịch có ưu điểm giá thành, tác động đến mơi trường đặc tính khoan Trong 10 năm gần đây, dung dịch khoan gốc fomiat* (muối axit focmic H.COOH Fomiat natri, kali xezi) sử dụng nhiều dung dịch khoan Trong giếng HPHT thu hẹp dần dung dịch khoan truyền thống dựa vào gốc halogen Chất lỏng chứa halogen nhiệt độ cao gây ăn mòn mạnh thép tác động xấu đến môi trường xung quanh Với trị số kiềm pH dung dịch, tốc độ ăn mòn sử dụng dung dịch gốc fomiat thấp Vì vậ y, để trì độ pH cần thiết dung dịch khoan thường sử dụng chất đệm từ carbonate Khác với galogenua, fomiat dễ phá hủy sinh học, nên sử dụng không hạn chế ảnh hưởng đế n môi trường sinh thái Fomiat hồn tồn hịa tan tốt nước sử dụng để tạo nhũ tương ngược nước muối khơng chứa pha rắn có tỷ trọng 2,370; giảm lượng chất làm nặng nước rửa Giảm hàm lượng pha rắn thường làm tăng vận tốc khoan học khoan giếng cải thiện kiểm sốt thơng số lưu biến dung dịch khoan Hoạt tính nước nước muối fomiat thấp, nên nhờ q trình thẩm thấu khơng gây trương nở mạnh sét tạo thành ổn định thành giếng Đối với dung dich khoan gốc dầu, có ưu điểm giếng HPHT tính ổn định (cũng như tính lưu biến tính thấm) Loại dung dịch khoan gốc hydrocarbon có độ ổn định giới hạn nhiệt độ cao 230o C 16 thí nghiệm phịng Dung dịch gốc dầu chống kẹt cố chênh áp tác động lên cần khoan, bảo đảm an toàn vỉa ổn định giếng đá diệp thạch sét, sét tầng muối Nhược điểm dung dịch khoan gốc dầu sử dụng điều kiện HPHT khí hịa tan vào chất lỏng gốc, gây khó khăn cho việc phát phun khí Đồng thời, khí xâm nhập hịa tan, đọng lại dung dịch giữ nguyên thể tích dung dịch, kể lên đến gần mặt Khi khí ngồi, thể tích khí tăng nhanh, đòi hỏi phải phản ứng kịp thời để kiểm sốt giếng khoan Ngồi ra, dung dịch khoan gốc dầu có tính giãn nhiệt cao so với dung dịch gốc nước, điều làm cho áp suất dư ngồi ống tăng lên MAGMA-TEQ hệ dung dịch gốc dầu loại dung dịch nhũ tương nghiên cứu ứng dụng công trường khoan Loại dung dịch ổn định nhiệt độ 316o C áp suất đến 30.000psi Để thỏa mãn tất yêu cầu khoan, hệ dung dịch cần tính tốn cụ thể kiểm tra Đặc điểm sử dụng dung dịch khoan phải tương ứng với vận tốc lý thuyết kéo thả dụng cụ khoan bảo đảm hệ số an toàn áp suất độ bền tất điều kiện Để thu thông số dung dịch thỏa mãn yêu câu làm việc điều chỉnh ba biến số: độ nhớt, mật độ dung dịch lưu lượng máy bơm Các yêu cầu dung dịch khoan Các yêu cầu chung dung dịch khoan tổng hợp Bảng Tính chất dung dịch khoan Độ nhớt dẻo Các đặc tính cần thiết để khoan giếng HPHT Càng thấp để giảm thiểu tỷ trọng tương đương dung dịch khoan tuần hoàn (ECD) Giới hạn chảy ứng suất trượt tĩnh Đủ để ngăn cản lắng kết, song không cao ứng suất trượt tĩnh áp suất doa pittong Độ thải nước điều kiện HPHT Đủ thấp để ngăn ngừa nhiễm bẩn vỉa rủi ro kẹt chênh áp cần khoan Tính lưu biến HPHT Dùng để kiểm tra lắng kết, phát triển ứng suất trượt tĩnh tỷ trọng tương đương dung dịch khoan (ECD) Tính nén ép Cần phải rõ ràng để xác định áp suất đáy ECD Độ ổn định nhiễm bẩn tạp chất Ổn định có khí, dung dịch muối xi măng Độ hịa tan khí Cần thiết để phát xác khí phun lập mơ hình Tính ổn định theo thời gian Tính chất khơng thay đổi theo thời gian khơng điều kiện tĩnh mà điều kiện động Dính kết với mùn khoan Tính chất khơng liên kết với mùn khoan Làm nặng Có thể làm nặng nhanh khí phun Bảng Tính chất dung dịch khoan Khi thiết kế dung dịch khoan HPHT, cần phải tính đến nhiều tiêu Để giải vấn đề này, Dowell thiết kế phương pháp tối ưu thông số dung dịch, thỏa mãn tất u cầu cơng tác khoan (Hình 5) Hình Tối ưu hóa dung dịch khoan Điều chỉnh thông số dung dịch khoan Trọng lượng riêng dung dịch khoan lựa chọn vào điều kiện ngăn ngừa xuất dầu khí, sụt lở đất đá khoan qua Yếu tố xác định áp suất vỉa (lỗ rỗng trong) chất lưu; áp suất từ phía giếng khoan cần phải đủ để ngăn ngừa dịng chảy khơng kiểm sốt Trọng lượng riêng dung dịch tăng an tồn khoan giếng cao Đồng thời, tăng trọng lượng riêng làm tăng chênh áp lên đáy, tăng hàm lượng pha rắn dung dịch khoan, dẫn đến giảm tốc độ học khoan làm nhiễm bẩn tầng sản phẩm Trọng lượng riêng yếu tố bảo đảm ổn định thành giếng khoan Để ngăn ngừa sụt lở thành giếng khoan bảo đảm tốc độ khoan cao phải xuất phát từ lựa chọn giá trị tối ưu trọng lượng riêng Để trì áp suất đáy giới hạn làm việc, cần phải thường xuyên kiểm tra trọng lượng riêng dung dịch Sau lựa chọn chất lỏng gốc, bắt đầu xây dựng mô hình trọng lượng riêng số liệu áp suất - thể tích - nhiệt độ (PVT) điểm cụ thể Khi đó, cần tính áp suất tĩnh để bảo đảm tăng cao áp suất lỗ rỗng với hệ số an toàn thấp chiều sâu khác Vật liệu làm nặng lựa chọn để đạt đến trọng lượng riêng dung dịch yêu cầu dựa vào áp suất giếng khoan lân cận yếu tố khác lắng kết đông đặc dung dịch khoan Barit phụ gia làm nặng nghiền mịn đến kích thước cỡ hạt yêu cầu (thường 75mm) Đối với dung dịch để khoan điều kiện HPHT, quan trọng chất lượng barite, tạp chất bẩn kích thước hạt phân bố khơng phát sinh thêm vấn đề phức tạp môi trường HPHT Sự diện tạp chất sét barit tạo cấu trúc nhiệt độ 135° C 10 Trong hệ dung dịch khoan để đạt tỷ trọng cao hàm lượng barit cho vào đạt đến 78% khối lượng 45% thể tích Để có dung dịch khoan có tỷ trọng cao, hàm lượng pha rắn đạt đến tối đa, dung dịch dễ tiếp thu trở thành tạo gel trường hợp thấm lọc Hàm lượng pha rắn giảm, sử dụng phụ gia làm nặng có dung trọng cao hematit Trong trường hợp phải đo hàm lượng pha rắn độ thải nước để bảo đảm yêu cầu quy định thông số thiết kế khoan Độ nhớt cần phải đủ để giữ pha rắn trạng thái lơ lửng Giảm độ nhớt nói chung có hiệu tốt khoan: giảm chi phí lượng cho tuần hồn dung dịch khoan, làm tốt đáy giếng nhờ chảy rối sớm dòng choòng, thể khả thực cơng suất thuỷ lực lên chng, giảm tổn thất áp suất khoảng không vành xuyến giếng khoan Gel chất lỏng độ nhớt cao có ảnh hưởng vơ lớn đến áp suất dung dịch khoan, đến tác động lên vỉa thao tác kéo thả Giải vấn đề cách phối hợp phụ gia phù hợp dung dịch khoan nhằm mục đích ngăn ngừa tạo cấu trúc lớn với giữ cho chất làm nặng trạng thái lơ lửng Nếu ứng suất trượt tĩnh gel độ nhớt xác định điều kiện đáy, lập mơ hình ảnh hưởng chúng lên áp suất động Trong trường hợp, dòng chảy không bị hạn chế vận tốc gia tốc nâng cột cần khoan, cần có quy định đặc biệt để tiếp tục tiến hành công tác Đơn giản tăng mật độ dung dịch khoan trước nâng cột cần khoan Ứng suất trượt tĩnh cần phải đủ để giữ pha rắn dung dịch khoan trạng thái lơ lửng, đặc biệt cần đến áp suất dư cao để phá hủy gel Áp suất, cần thiết để phục hồi tuần hồn, lập mơ hình giai đoạn thiết kế, giá trị áp suất động phụ tính đến thực thiết kế Ứng suất trượt tĩnh sử dụng dung dịch khoan khoan giếng, làm nặng vật liệu barit, hematit, manhetit, galenit… chủ yếu giữ vụn đất đá trạng thái lơ lửng thời gian tuần hoàn gián đoạn Vì vậy, u cầu dung dịch khoan tăng cường xúc biến chúng dịng chảy Ứng suất trượt tĩnh q lớn kéo theo nguy hiểm khác - “kẹt áp suất” Dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào dung dịch tạo gel khơng phát dịng trào miệng gel chưa vỡ xuất dịng chảy mạnh, từ dẫn đến tình tồi tệ việc kiểm soát giếng Vấn đề nghiêm trọng khả dịng khí, số điều kiện xảy tạo gel dung dịch khoan gốc nước Nếu khí có chứa khí carbonic (CO 2), pH giảm xuống, giảm hiệu chất làm phân tán đẩy carbonate ion bicarbonate vào dung dịch khoan tiếp tục phát triển tạo gel Dung dịch gel gốc nước có hàm lượng hạt rắn cao đặc biệt nhạy cảm với hiệu ứng Để giảm thiểu “áp suất kết”, tính chất tạo gel dung dịch khoan nên trì mức thấp 11 Ứng suất trượt động: Làm mùn khoan giếng khoan nhờ vận tốc dòng chảy lên ứng suất trượt động dung dịch khoan Mặc dù vấn đề kiểm soát lắng đọng mùn khoan bơm rửa giếng vấn đề lớn, trực tiếp đánh giá khả ảnh hưởng lắng kết Lập mơ hình ảnh hưởng lắng kết khơng dễ thơng thường đánh giá thực nghiệm phịng thí nghiệm tính tốn khả giảm thiểu Công ty Shlumberger tiến hành nghiên cứu điều kiện nhiệt độ phòng với giá trị áp suất, sử dụng thử lắng kết động, sở xác định nguyên tắc định ảnh hưởng phụ gia làm nặng, chế lắng kết phụ gia, loại trừ lắng kết mạnh Các biện pháp giới thiệu chương trình khoan tối ưu hóa tính chất dung dịch khoan thao tác kéo - thả cho phép giảm thiểu hậu lắng kết Trong điều kiện khoan, lượng lắng kết xảy dung dịch khoan, tính theo thành phần mịn nhiều dung dịch bơm vào Sau xác định thể tích lắng kết dung dịch bơm vào sử dụng phương pháp tương ứng, để thực lắng kết đến tối thiểu Đặc biệt, tỷ trọng dung dịch có biến đổi xuất phân lớp theo tỷ trọng, điều có nghĩa khơng nên sử dụng chế độ dòng chảy tầng lưu lượng máy bơm thấp dễ tạo lắng kết Sau xác định chất lắng kết, q trình thiết kế xem tính chất thủy lực đơn pha chế dung dịch khoan Để thiết kế dung dịch thế, tiếp tục hoạt động giới hạn áp suất lỗ rỗng áp suất nứt thủy lực vỉa thời gian Những giới hạn áp suất xác định khe hở (cửa sổ) áp suất làm việc tới hạn cần phải có giới hạn, áp suất động xuất hiệu ứng pitstong kéo thả V KẾT LUẬN Tính ổn định dung dịch khoan: Nhiệt độ cao làm giảm độ ổn định dung dịch sét Nghiên cứu cho thấy, nhiệt độ bình thường độ ổn định dung dịch đáp ứng yêu cầu khoan nhiệt độ 120 ° C giữ chất làm nặng Trong giếng HPHT, ổn định nhiệt độ dung dịch khoan thời điểm chủ yếu thiết kế đơn pha chế Sự giảm lưu lượng dung dịch khoan thành phần chúng liên quan với yếu tố nhiệt độ yếu tố tạm thời ảnh hưởng đến tất tính chất dung dịch khoan Dung dịch khoan gốc nước gốc dầu xấu tạo cấu trúc nhiệt độ cao, chế khác Độ thải nước tăng lên theo nhiệt độ có ảnh hưởng làm giảm sút phụ gia hóa học tạo cấu trúc Cuối cùng, hàm lượng pha rắn biến đổi không lớn kết độ thải nước có tác 12 động mạnh đến độ nhớt dung dịch có hàm lượng pha rắn cao, điển hình khoan giếng HPHT Kiểm tra chất lượng nguyên liệu có ý nghĩa quan trọng đến chất lượng dung dịch quy định Ý nghĩa quan trọng việc xác định lắng kết tính lưu biến kích thước hạt Số hiệu quy định điều chế bảo đảm dung dịch khoan bơm vào giếng theo khả lớn tương ứng với thành phần mẫu thực phịng thí nghiệm Sau có kết thí nghiệm tối ưu hóa dung dịch khoan thành phần đăng ký để điều chế khoan trường Hiện nay, để kiểm tra liên tục chất lượng dung dịch khoan điều kiện HPHT, người ta sử dụng máy FMP (hãng Dowell) - ghi lại số liệu về: trọng lượng riêng, nhiệt độ, tính chất lưu biến (ứng suất trượt động độ nhớt dẻo nhiệt độ định) Các số liệu dung dịch khoan phân tích máy đo PRISM cho chương trình kiểm sốt cơng việc theo dõi thể dạng đồ thị tham số dung dịch theo thời gian VI TÀI LIỆU THAM KHẢO 1) Trương Hoài Nam Lựa chọn giải pháp khoan giếng phát triển mỏ khí Hải Thạch điều kiện nhiệt độ - áp suất cao Luận văn thạc sỹ kỹ thuật, Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội 2010 2) A.G Kalinin, R.A Gandzunmian, A.G Messer Cẩm nang Kỹ sư - Công nghệ khoan giếng sâu Trương Biên, Nguyễn Xuân Thảo, Phạm Thành, Trần Văn Bản dịch Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội 2006 3) A.T Bourgoyne Jr et al Applied Drilling Engineering SPE 1991 4) Bernt Anadnoy et al Advanced Drilling and Well Technology 2009 13 ... dịch khoan sử dụng khoan giếng dầu khí thường gồm có: - - Dung dịch khoan gốc nước gồm: dung dịch khoan không phân tán; dung dịch khoan phân tán; dung dịch khoan hoạt tính canxi; dung dịch khoan. .. hiệu cao; dung dịch khoan hàm lượng pha rắn thấp; dung dịch khoan polime; dung dịch khoan gốc nước muối (khoáng) Dung dịch khoan gốc dầu mỏ gồm: nhũ tương “dầu nước” nhũ tương dầu - nước; dung. .. tụ mùn khoan, áp suất mùn khoan thành phần áp suất tổng dung dịch khoan khơng thể bỏ qua Bởi mùn khoan có tỷ trọng lớn dung dịch khoan, tích tụ mùn khoan giếng dẫn đến gia tăng tỷ trọng dung dịch