Quỹ đạo giếng khoan tối ưu

Thiết kế quỹ đạo giếng khoan trong trường hợp này tức là dựa vào mô hình địa cơ học tìm quỹ đạo giếng khoan sao cho áp suất gây sập lở (collapse pressure) là nhỏ nhất, khi đó tỷ trọng dung dịch khoan yêu cầu là nhỏ nhất và rủi ro trong khi khoan cũng được giảm thiểu, hạ giá thành thi công giếng khoan.

Để tìm được quỹ đạo giếng khoan tối ưu nhất, ta sẽ thay đổi các thông số góc nghiêng và góc phương vị của giếng và tính áp suất gây sập lở ở từng độ sâu cho từng cặp giá trị của gióc nghiêng và góc phương vị. Sau đó ta vẽ đồ thị thể hiện mối quan hệ giữa ba đại lượng trên.

Những cặp giá trị nào cho giá trị của áp suất gây sập lở nhỏ nhất ứng với quỹ đạo giếng khoan tối ưu nhất.

Hình 4-50: Giá trị collapse presure ứng với từng góc nghiêng và góc phương vị khác nhau tính bằng excel.

Giá trị collapse pressure ứng vói từng góc nghiêng và góc phương vị khác nhau tính bằng excel.

Đồ thị trên thể hiện mối quan hệ giữa giá trị collapse pressure và quỹ đạo giếng khoan tại độ sâu TVD = 2909 m.

Nhìn vào đồ thị ta thấy, áp suất gây sập lở đạt giá trị nhỏ nhất tại độ sâu đang xét là quỹ đạo giếng khoan ứng với góc nghiêng 00 (giếng đứng) và góc phương vị là 900. Giá trị lớn nhất của collapse pressure ứng với quỹ đạo giếng khoan có góc nghiêng là 900 và góc phương vị là 00 (giếng ngang có hướng song song với hướng ứng suất ngang lớn nhất) đây là quỹ đạo có nguy cơ xảy ra nhiều rủi ro và có thể yêu cầu đặt nhiều cấp ống chống nhất, là chi phí có thể tăng cao lên.

Với việc sử dụng hàm VLOOKUP trong excel ta có thể dễ dàng tính toán quỹ đạo giếng khoan thích hợp ở từng độ sâu bất kì của giếng và vẽ ra đồ thị thể hiện mối tương quan giữa quỹ đạo giếng khoan và collapse pressure (Phụ lục B)

Từ đồ thị đó, ta kết hợp với một số yêu cầu khác để lựa chọn ra một quỹ đạo thích hợp cho giếng sao cho an toàn, giảm chi phí và vẫn đến được mục tiêu trong lòng đất.

KẾT LUẬN

Công tác khoan một giếng khoan dầu khí luôn tiêu tốn rất nhiều tiền bạc và công sức, thậm chí có thể gây ra rất nhiều rủi ro, gây hại cho con người và môi trường. Đặc biệt, bồn trũng Nam Côn Sơn lại là khu vực có cấu tạo địa chất phức tạp với nhiều loại thành hệ khác nhau, áp suất thành hệ cao. Vì vậy, việc lập kế hoạch cụ thể và chi tiết cho một giếng khoan trước khi tiến hành ngoài thực địa là rất quan trọng.

Đề tài này đã xây dựng được mô hình địa cơ học và ứng dụng nó để phân tích ổn định thành giếng khoan cho giếng PVC-1P trong khu vực mỏ Hải Thạch, mộc Tinh thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn bằng bằng Microsoft excel.

Ta thấy kết quả tính toán và thiết kế cho giếng này cũng phù hợp với những giếng thực tế đã từng được khoan trước đó trong khu vực mỏ Hải Thạch, mộc Tinh thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn. Cụ thể :

Bảng 0-8: Trọng lượng riêng dung dịch để xuất cho giếng PVC-1P Đường kính ống MD (m) Tỉ trọng (ppg) 30” 0-320 26” 320-1342 9.5 21”1/2 1342-2624 10.5 16”1/2 2624-2958 14.5 12”1/4 2958-3780 17 8”1/2 3780-4312 17.5

Dựa vào đồ thị về phân tích áp suất gây sập lở ta thấy: giếng sẽ ổn định hơn khi được khoan với góc nghiêng càng nhỏ (giếng càng đứng) và có góc phương vị gần với giá trị 00 hoặc 1800 (hướng song song với hướng của ứng suất ngang lớn nhất). Ngoài ra, từ đồ thị hình 4.6 ta cũng thấy giá trị áp suất gây sập lở có giá trị thay đổi nhiều so với sự thay đổi của góc nghiêng trong khi nó lại ít biến động khi thay đổi góc phương vị.

Với kết quả tính toán trên, kết hợp với một số yêu cầu khác, ta có thể chọn được quỹ đạo giếng khoan, số cấp, chiều sâu đặt chân đế ống chống và tỷ trọng dung dịch khoan phù hợp cho giếng PVC-1P một cách phù hợp nhất.

KIẾN NGHỊ

Do hạn chế về thời gian đề tài chưa xét đến ảnh hưởng của nhiều yếu tố khác trong qua trình thiết kế giếng khoan. Vì vậy, để có thể đạt được khả năng thành công cao hơn trong công tác khoan, tác giả xin đưa ra một số kiến nghị như sau:

Đề tài chưa xét đến ảnh hưởng của nhiệt độ, dị thường áp suất, và các đứt gãy trong quá trình xây dựng mô hình địa cơ học. Vì vậy, để tăng tính an toàn và khả năng thành công cho giếng khoan, cần phải đưa vào những ảnh hưởng của các yếu tố bên ngoài lên trường ứng suất trong quá trình tính toán.

Để có được các thông số về độ bền đất đá và ứng suất hiện tại của giếng đang thiết kế thì cách tốt nhất là thống kê từ các giếng lân cận, nếu số liệu giếng lân cận càng lớn và chính xác thì kết quả tính toán cho giếng đang thiết kế sẽ có độ chính xác cao hơn. Vì vậy, khi thiết kế giếng khoan cần phải thu thập tối đa những số liệu đã có trong quá trình khoan các giếng lân cận, sau đó kết hợp với tài liệu địa chấn để đưa ra được kết quả tính toán đáng tin cậy nhất.

Sau khi đã hoàn thành thiết kế và tiến hành khoan giếng, số liệu đo log của giếng đó phải được thu thập liên tục để kiểm tra và tính toán lại sao cho phù hợp nhất, các kết quả thiết kế ban đầu như quỹ đạo, tỷ trọng dung dịch khoan, chiều sâu đặt chân đế ống chống…, có thể được điều chỉnh trong suốt quá trình khoan nếu như nó không phù hợp.

[1]Dương Tấn Lộc (2014), 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 Bách Khoa Hồ Chí Minh, Tp Hồ Chí Minh.

[2]Hoàng Thanh Tùng (2015), Tích hợp mô hình địa cơ và phương pháp onset of

sanding để dự báo khả năng sinh cát của vỉa khí tầng Miocen mỏ Hải Thạch, mộc Tinh,Nam Côn Sơn, Đại học Bách Khoa Hồ Chí Minh,Tp Hồ Chí Minh.

[3] Nguyễn Thị Ba Liên (2011), Mô hình phân tích ổn định thành giếng khoan

phục vụ tối ưu hóa quỹ đạo giếng và dự báo khả năng xuất hiện cát trong khai thác dầu khí, Đại học Công Nghệ - Đại học Quốc gia Hà Nội, Hà Nội.

[4]E. FJÆR, R.M.HOLT,P.HORSRUD, A.M. RAAEN & R. RISNES (2008),

Petroleum Related Rock Mechanics, Developments in Petroleum science 53,

ELSEVIER.

[5] BERNT S. AADNØY, REZA LOOYEH (2010), Petroleum rock

mechanics:drilling operations and well design, ELSEVIER, USA.

[6]McPhee, Colin (2005) Geomechnics: Application To Sand Failure Prediction

And Wellbore Stability, HELIX RDS.

[7]Adel M. Al-Ajmi, Robert W. Zimmerman (2009) A new well path

A-1.Cách xác định các thông số qua biểu đồ thí nghiệm Leak Off Test, Extended Leak Off Test VÀ Mini-Fracture

a) Thí nghiệm leak off test

Hình A-1: Thí nghiệm leak off test

- Thí nghiệm bắt đầu tại điểm 0, khi áp suất bề mặt bằng áp suất khí quyển. - Đoạn từ 0 tới 1: bắt đầu bơm dung dịch vào giếng với lưu lương nhỏ, làm

áp suất tăng theo một đường thẳng.

- Đoạn từ 1 tới 2: Tới điểm 1,chất lưu bắt dầu đi vào thành hệ với một lưu lượng nhỏ, tốc độ tăng áp suất giảm xuống mắc dù lưu lượng bơm không đổi. Điểm đó gọi là điểm leak off pressure (LOP) hay fracture initiation pressure (FIP) tức là điểm mà dung dịch bắt đầu đi vào thành hệ. Duy trì bơm đến áp suất đạt tới điểm 2, đây là giá trị áp suất cao nhất trong thí nghiệm. Sau đó đóng bơm.

- Sau khi đóng bơm, áp suất sẽ ngay lập tức giảm xuống tại điểm 3. Sự giảm nhanh áp suất này phản ánh ảnh hưởng do ma sát trong hệ thống bơm và ma sát với thành giếng từ bề mặt xuống đáy. Đây gọi là điểm instantenious shut – in pressure (ISIP)

- Sau khi đạt đến điểm 3, áp suất sẽ giảm chậm lại và ổn định trong khoảng từ điểm 4 tới điểm 5.

tại đó chất lưu trong giếng bắt đầu chảy vào vỉa (LOP). Đó chính là điểm 1 nơi đường tăng áp suất thay đổi (hình vẽ), giá trị này thường lớn hơn ứng suất ngang nhỏ nhất khoảng 10 tới 15%

b) Thí nghiệm extended leak off test.

Hình A-2: Thí nghiệm extended leak off test.

- Tương tự như ở LOT ban đầu áp suất miệng giếng là áp suất khí trời (điểm 0) sau đó bơm chất lưu với lưu lượng q.

- Ban đầu áp suất tăng tuyến tính đến điểm 1. Sau khi đạt đến điểm 1, sự tăng áp suất giảm do chất lưu đi vào giếng. Như trong thí nghiệm LOT đây là điểm LOP hay FIP.

- Duy trì bơm đến khi áp suất đạt tới điểm 2. Sau đó đường cong áp suất thay đổi đột ngột. Đây chính là điểm bắt đầu xuất hiện khe nứt. Áp suất tại điểm 2 gọi là formation breakout pressure (FBP) hay áp suất xuất hiện khe nứt ở thành hệ.

- Tiếp tục bơm chất lưu vào giếng với cùng lưu lượng, khe nứt phát triển rộng ra tới điểm 3.sau đó ngừng bơm.

- Ngay khi ngừng bơm, áp suất giảm nhanh về áp suất tại 4 do ảnh hưởng của lực ma sát như trong thí nghiệm LOT.

suất này chính bằng ứng suất ngang nhỏ nhất σh cần tìm.

 Như vậy với thí nghiệm ELOT ta có thể xác định được đồng thời áp suất tại đó chất lưu bắt đầu đi vào vỉa và ứng suất ngang nhỏ nhất của thành hệ. So với LOT thí nghiệm ELOT xác định được ứng suất ngang nhỏ nhất chính xác hơn nhưng tốn nhiều thời gian và chi phí hơn.

c) Thí nghiệm mini fracture

Hình A-3: Thí nghiệm mini – fracture test (McPhee, 2005)

- Giai đoạn đầu tiên trong thí nghiệm Mini-fracture dùng để kiểm tra hệ thống làm việc, chất lưu được bơm vào giếng với lưu lượng nhỏ để đưa áp suất đáy giếng tới một giá trị P nhỏ hơn giá trị chất lưu bắt đầu đi vào vỉa FIP (như trong thí nghiệm LOT và ELOT) sau đó ngừng bơm để áp suất giảm xuống dần. Đường giảm áp trong giai đoạn này thể được theo dõi để xem các bộ phận trong hệ thống có hoạt động theo đúng yêu cầu hay chưa. - Sau đó là giai đoạn tạo khe nứt trong thành hệ, chất lưu được bơm vào

giếng với lưu lượng lớn hơn so vơi giai đoạn 1. Áp suất đáy giếng sẽ tăng tuyến tính tới điểm khe nứt bắt đầu xuất hiện gọi là điểm fracture initiation fracture (FIP). Do ảnh hưởng lực ma sát của chất lưu gần lỗ khoan, áp suất của giếng sau khi đã xuất hiện khe nứt vẫn tiếp tục tăng lên tới giá trị khe nứt mở rộng ra gọi là formation breakdown pressure (FBP). Sau khi đạt tới

sẽ giảm tới điểm fracture propagation pressure (FPP) đây là điểm mà khe nứt đã mở rộng hoàn toàn ứng với áp suất đang thực hiện.

- Sau đó là giai đoạn tắt bơm, chất lưu được ngừng bơm vào giếng. Áp suất sẽ ngay lập tức giảm tới điểm instantenious shut-in pressure (ISIP) do ảnh hường của ma sát trong hệ thống như phần LOT và ELOT. Sau đó, áp suất giảm chậm dần tới điểm fracture closured pressure (FCP) là điểm mà khe nứt bắt đầu đóng lại. Giá trị này được xác định chính là ứng suất ngang

nhỏ nhất.

Nhưng trong một số trường hợp giá trị FCP này không xác định được trong quá trình thí nghiệm.

- Giai đoạn tiếp theo là giai đoạn mở lại (reopening), sau khi áp suất giếng giảm về giá trị ban đầu, chất lưu tiếp tục được bơm lại với lưu lượng như ở giai đoạn tạo khe nứt. Khi áp suất trong giếng tăng tới giá trị fracture reopening pressure (FRP) tức là giá trị tại đó khe nứt ban đầu được tái mở ra, chất lưu sẽ đi vào thành hệ và đường tăng áp suất sẽ chậm hơn. Giá trị FRP chính bằng ứng suất ngang nhỏ nhất.

- Tới một giá trị nào đó, khe nứt sẽ mở ra to hơn chất lưu đi vào thành hệ nhiêu làm cho áo suất đáy giếng giảm xuống mặc dù lưu lượng bơm vẫn không đổi đến giá trị FPP sau đó tắt bơm và đường giảm áp suất như ở giai đoạn 2. Giai đoạn reopening có thể được lặp đi lặp lại một số lần tùy vào yêu cầu của người thực hiện.

A-2.Xác định UCS dựa vào dữ liệu đo Log

Có nhiều phương pháp đã được đưa ra để tính toán UCS từ các dữ liệu đo log. Sau đây là một số mô hình được sử dụng :

 Mô hình đối với thành hệ cát kết.

Mô hình này được ứng dụng tốt nhất trong thành hệ cát kết đã cố kết với Dt nằm trong khoảng 65 tới 120 micro gây trên feet.

- Vernik :

UCS = 145*(254-204*Vclay)(1-2.7*Phi)2

Trong đó : Vclay là thể tích sét trong lỗ rỗng, và Phi là độ rỗng thành hệ. Mô hình này sử dụng tốt trong thành hệ có Phi < 0.3 và Vclay < 0.3. - Freyburg UCS = 145([10670/Dt]-31.5 - Schlumberger UCS = 561exp(M*7.83*E-7) Trong đó : M là modun sóng P. - GMI-browse

UCS = 6105 exp(M*1.31 E-7) - Hemlock

UCS = 0.00175M-3043 - GMI-literature-Phi :

UCS = 6105 exp(M*1.31 E-7) - GMI-Jizba-phi :

UCS = 4697(Phi)-0.466 - GMI-Jizba-M :

Hình A-4 : Mối tương quan giữa UCS và (a) độ rỗng, (b) modun sóng nén P, (c) vận tốc truền sóng âm trong thành hệ cát kết.

 Mô hình đối với thành hệ sét.

- Horsrud-Vp UCS = 2.12 E9*(Dt)-2.93 - Horsrud-Phi UCS = 424.7*(Phi)-0.96 - Literature Phi UCS = 145.2*(Phi)-1.143 - GMI literature Phi

Mối tương quan của UCS với các thông số trên trong thành hệ sét được thể hiện :

Hình A- 5: Mối tương quan giữa UCS với (a) độ rỗng, (b) vận tốc truyền sóng âm trong thành hệ sét.

 Mô hình đối với thành hệ đá vôi (limestone).

- quatif – Phi : UCS = 20849exp(-6.95*Phi) - Militzer – Dt : UCS = (7682/Dt)1.82 - Golubev – Dt : UCS = 10(2.44+109.14/Dt) - Rzhewski – Phi UCS = 40000*(1- A*Phi)2

UCS = 19700exp(-4.8*Phi)

Mối tương quan giữa UCS và các thông số đo log trong thành hệ được thể hiện :

Hình A-6 : Mối tương quan giữa UCS với (a) độ rỗng, (b) vận tốc truyền sóng âm trong thành đá vôi

B-1. Tính quỹ đạo giếng khoan

Từ giá trị MD và TVD ta tính độ nghiêng của giếng ở từng độ sâu bằng công thức:

Sau đó ta tính toán độ giời đáy của giếng (HD) ứng với từng độ sâu j, theo công thức :

Trong đó là độ dời đáy và góc nghiêng của giếng tại độ sâu j-1 ngay trên độ sâu j đang tính toán.

B-2. Đồ thị rada giữa ứng suất vòng và độ bền nén đơn trục tại độ sâu TVD

Từ góc nghiêng, góc phương vị và tỷ trọng dung dịch khoan nhỏ nhất được đề xuất của giếng ta tính các thành phần ứng suất vòng quanh lỗ khoan theo các công thức từ (1.33) tới (1.36) và (1.42) tới (1.44)

Sau đó vẽ đồ thị dạng radar thể hiện mối tương quan giữa ứng suất vòng quanh lỗ khoan và độ bền nén đơn trục ở một độ sâu bất kỳ ta có đồ thị dạng:

Hình B.2: Đồ thị radar giữa ứng suất vòng quanh lỗ khoan và độ bền nén đơn trục.

B-3. Tính áp suất sập lở

Ta sẽ tính áp suất gây sập lở theo tiêu chuẩn Mohr kết hợp các công thức từ (1.33) tới (1.36) và các công thức cho trong bảng (2-3)

B-4. Thiết kế quỹ đạo giếng khoan tối ưu

Trong phần này ta có thể ứng dụng hàm VLOCKUP trong excel và tạo ra một bảng giá trị các thông số cần cho tính toán Cp ứng với từng độ sâu TVD nhất định:

Ứng suất ngang nhỏ nhất σh

Ứng suất xung quanh thành giếng đứng