Nghiên cứu ứng dụng dung dịch khoan trong quá trình khoan qua tầng Oligoxen giếng khoan LDN 2x mỏ Lạc Đà Nâu

Thành phần dung dịch khoan

Chất ức chế sự trương nở của sét

Chất bôi trơn là các phụ gia gốc dầu mỏ hoặc gốc dầu thực vật, có tác dụng bôi trơn, làm giảm ma sát giữa các bộ khoan cụ và dung dịch khoan, ống chống thành giếng trong quá trình khoan và gia cố thành giếng. Hàm lượng điều chế thực tế lớn hơn 2-4 lần vì phụ thuộc vào mức độ phản ứng giữa Ca(OH)2 với các nguyên tố khác trong dung dịch. Đặc tính lý hóa và yêu cầu kỹ thuật:. - Độ hòa tan: hòa tan mạnh trong nước. Chất diệt khuẩn. Chất diệt khuẩn được dùng để bảo vệ các polyme trong dung dịch khỏi sự lên men của vi khụẩn. Có thể dùng các chất diệt khuẩn sau:. - Sodium dimethyldithocarbamate: Aquatreat DNM-30, X-CIDE 207. - Hỗn hợp methyliso thiazolone. - Formal dehyde, Glutaradehyde Biocide, Idcide L, Idcide P, Biosafe. Chất làm loãng. Trong quá trình thi công khoan, sét xâm nhập vào hệ dung dịch làm cho hệ bị đặc lại và các thông số của dung dịch bị biến đổi như: tăng độ nhớt, tăng độ bền Gel…nên ta phải cho vào dung dịch chất có tác dụng làm loãng. Bảng 1.4: Các hóa phẩm làm loãng dung dịch khoan. Tên gọi Chức năng chính Chức năng phụ Phạm vi sử dụng Tamin Giảm độ nhớt Giảm độ thải. giảm đô bền Gel. Giảm độ thải nước. hoặc than nâu chứa Cr).

Các thông số của dung dịch 1. Trọng lượng riêng

Trọng lượng riêng của dung dịch là một thông số rất quan trọng tạo nên áp suất thủy tĩnh để cân bằng với áp suất vỉa, nhằm chống lại hiện tượng sập lở và ngăn ngừa dầu, khí, nước xâm nhập vào lỗ khoan. Độ nhớt dẻo là số đo của lực liên kết trong lòng chất lỏng, biểu hiện mức độ liên kết giữa các phân tử với nhau, phụ thuộc hàm lượng, loại và kích cỡ pha rắn có trong dung dịch khoan, đơn vị tính CPs. Ngoài ra độ thải nước lớn còn phá hoại sự ổn định của các tầng đất đá, gây hiện tượng trương nở và ảnh hưởng xấu đến tầng sản phẩm…Vì vậy dung dịch khoan phải chọn có độ thải nước sao cho phù hợp.

Dung dịch khoan có hàm lượng pha rắn cao sẽ làm tăng mức độ mài mòn dụng cụ khoan và các chi tiết trong vận hành khoan đồng thời làm giảm vận tốc cơ học khoan, gây kẹt bộ dụng cụ khoan và nhiễm bẩn tầng sản phẩm.

Các phương pháp tuần hoàn dung dịch

Nước rửa bơm vào lỗ khoan qua khoảng không gian vành xuyến giữa thành lỗ khoan và cần khoan, tới đáy lỗ khoan, đưa mùn khoan lên theo phía trong cần khoan. Người ta dùng phương pháp tuần hoàn hỗn hợp khi khoan qua đất đá kém bền vững, ở vùng tỷ lệ lấy mẫu thấp, vùng dễ mất nước rửa, ở vùng thiếu nước để gia công dung dịch khoan. - Phương pháp này tổng hợp được những ưu điểm của phương pháp tuần hoàn thuận và nghịch và loại trừ được những nhược điểm của chúng.

Khi thi công những giếng khoan dầu khí trên thế giới và tại thềm lục địa Việt Nam, thường gặp phải những khó khăn như: nhiệt độ vỉa cao, thành hệ có áp suất hay thay đổi, sét trương nở bó hẹp thành giếng, đới nứt nẻ, tầng có độ rỗng lớn, tầng sản phẩm khó khai thác, giếng khoan ngang hoặc xiên có góc nghiêng lớn…từ đó dẫn đến nhiều sự cố như: mất dung dịch, dầu khí phun, kẹt cần khoan, sập lở thành giếng khoan….

Sập lở đất đá ở thành giếng khoan

Hiện tượng mất dung dịch

Từ hình vẽ trên cho thấy, những giải pháp tổng quát về dung dịch để ngăn ngừa mất dung dịch là áp dụng những hệ dung dịch có tỷ trọng thấp (Các hệ dung dịch gốc dầu, các hệ dung dịch bọt…), hoặc điều chỉnh những thông số lưu biến của dung dịch nhằm giảm chênh áp giữa áp suất cột dung dịch và áp suất thành hệ, đặc biệt đối với những thành hệ có áp suất thấp lại hay thay đổi, điển hình là tầng có đá móng nứt nẻ như ở mỏ Bạch Hổ. Các tầng nứt nẻ thường gặp trong tầng đá móng, mức độ nứt nẻ cao phân bố không đều theo diện tích và độ sâu nên mức độ mất dung dịch biến đổi phức tạp gây nên các sự cố kẹt cần hoặc hủy giếng do dầu, khí, nước xâm nhập vào giếng khoan. - Đảm bảo dự trữ hóa phẩm (đặc biệt là chất làm tăng tỷ trọng) đầy đủ thường xuyên ở trên giàn cũng như đủ thể tích dung dịch dự trữ trên bề mặt (ít nhất bằng một lần thể tích dung dịch trong giếng khoan) khi khoan vào những vỉa dầu, khí áp suất cao.

Tuần hoàn dung dịch với tốc độ bơm không đổi với ECD đủ để áp suất cột dung dịch hơi vượt hơn áp suất thành hệ một giá trị nhất định (độ chênh áp thường không được lớn hơn 5 ÷ 7% tùy thuộc vào độ sâu và thành hệ khoan qua…).

Kẹt cần khoan

Những nguyên nhân chủ yếu gây ra kẹt bộ khoan cụ

Để cứu kẹt trong trường hợp này người ta thường phải dạo cột cần khoan hoặc sử dụng các thiết bị chuyên dụng để lấy vật kẹt ra khỏi giếng như rỏ cứu kẹt, mettric, tarô. Khi khoan qua các tầng sét dễ trương nở, sự tiếp xúc giữa thành giếng và dung dịch khoan sẽ làm cho sét ở thành giếng dễ trương nở gây bó hẹp thành giếng như hình 2.5. Trong thi công các giếng khoan xiên, thân giếng khoan thường nghiêng một góc so với phương thẳng đứng, do đó cần khoan luôn có xu hướng áp sát vào thành giếng khoan ở những vị trí cong như hình 2.6.

Khi kéo bộ khoan cụ lên để tiếp cần hay để thay choòng thì sẽ xảy ra hiện tượng kẹt, không kéo lên được do đường kính của bộ khoan cụ bên dưới đoạn kẹt lớn hơn đường kính lỗ khóa và bị mắc ở đó không qua được.

Dung dịch khoan bị nhiễm khí

Hệ dung dịch Polyme-sét ức chế phèn nhôm kali (AKK)

Hệ dung dịch Polyme-sét ức chế trên nền hợp chất silic hữu cơ (hệ dung.

Hệ dung dịch khoan ức chế Polyme-kali (PHPA-KCl)

Do có khả năng ức chế sét thành hệ và sét mùn khoan nên khi khoan qua các lớp sét trương nở, thành giếng khoan được đảm bảo ổn định, hàm lượng pha sét trong dung dịch được kiểm soát tới mức thấp nhất. Vì vậy tốc độ cơ học khoan của choòng tăng cao hơn so với hệ dung dịch Polyme-sét trên nền Lignosulfonat và Polyme-sét ức chế phèn nhôm kali. Trong hệ PHPA-KCl không chứa các thành phần độc hại như: Crom hoặc Lignosulfonat cho nên đảm bảo cho môi trường sinh thái.

Ngoài ra hệ dung dịch PHPA-KCl còn có tính bôi trơn tốt lên thành giếng.