3.3.1. Mục đích nghiên cứu
Nghiên cứu này đƣợc thực hiện nhằm cung cấp các thông tin cần thiết cho công việc thiết kế giếng khai thác cho một đối tƣợng mỏ thực tế tại Việt Nam. Do đối tƣợng khai thác có dạng cát kết liên kết yếu nên một trong mối quan tâm hàng đầu trong thiết kế giếng là khả năng sụp đổ thành hệ dẫn đến xuất hiện cát trong quá trình khai thác.
Do những khó khăn trong việc xác định trƣờng ứng suất của thành hệ mỏ, ba trƣờng hợp với chế độ ứng suất khác nhau đã đƣợc giả sử và nhiệm vụ đặt ra là tính toán với cả ba chế độ ứng suất này. Cũng do tính không chắc chắn trong xác định trƣờng ứng suất chính xác, để đảm bảo tính thận trọng, tiêu chuẩn Mohr-Coulomb đƣợc yêu cầu sử dụng.
Đáp ứng yêu cầu đặt ra, mô hình dựa trên tiêu chuẩn phá hủy Mohr- Coulomb đã đƣợc chúng tôi sử dụng để phân tích ổn định thành giếng khoan cho ba trƣờng hợp xác định trƣớc với các chế độ ứng suất khác nhau. Với mỗi trƣờng hợp, các phân tích đƣợc thực hiện để lựa chọn góc nghiêng và góc phƣơng vị của thân giếng nhằm giảm thiểu tính mất ổn định. Sau khi hƣớng giếng ổn định nhất đƣợc chọn, phân tích đƣợc thực hiện để xác định áp suất chảy đáy giếng (BHP) không gây sinh cát ứng với các giá trị áp suất vỉa khác nhau nhằm mục đích dự báo khả năng sinh cát trong quá trình khai thác tƣơng lai.
3.3.3. Mô tả các trƣờng hợp phân tích
Dữ liệu đo đạc có từ một mỏ tại Việt Nam đƣợc sử dụng trong các trƣờng hợp ví dụ: cát kết có lực cố kết bằng 1783 psi, góc ma sát bằng 44.2 độ và hệ số Poison bằng 0.15. Tại độ sâu khoảng vỉa dự định khai thác bằng 11142 ft, ứng suất đứng là tƣơng đƣơng với áp suất lớp phủ trên, bằng 10956 psi, áp suất lỗ rỗng bằng 4836 psi và hệ số Biot đƣợc đặt bằng 0.7 nhƣ đã đƣợc phần lớn các nhà nghiên cứu đã đề xuất. Phân tích dữ liệu FIT/LOT hiện có đã đƣa ra giá trị ứng suất ngang nhỏ nhất bằng 9036 psi. Tuy nhiên, không có thông tin nào có thể dùng để xác định chính xác ứng suất ngang lớn nhất. Để bao quát đƣợc mức độ không chắc chắn có thể, phân tích đã đƣợc thực hiện cho ba trƣờng hợp với các ứng suất ngang lớn nhất khác nhau:
psi h H 1.1 9940 2. Trƣờng hợp Ứng suất thấp: psi h H 9036 3. Trƣờng hợp Ứng suất cao: psi h H 1.2 13147
Lƣu ý rằng trạng thái ứng suất đƣợc phân loại thành ba chế độ ứng suất khác nhau dựa trên so sánh độ lớn giữa các ứng suất ngang và đứng [Fjaer, 1992; Anderson, 1951]. Chế độ ứng suất thuận hay đứt gãy tách giãn (NF) ứng với v H h, chế độ ứng suất nghịch hay đứt gãy nén ép (RF) ứng với
v h
H
, và chế độ ứng suất trƣợt ngang (SS) ứng với H v h. Theo phân loại này, trƣờng hợp Cơ sở và trƣờng hợp Ứng suất thấp ở chế độ ứng suất thuận NF và trƣờng hợp Ứng suất cao là ở chế độ ứng suất nghịch RF. Sự khác nhau giữa trƣờng hợp Cơ sở và trƣờng hợp Ứng suất thấp nằm ở chỗ trƣờng hợp thứ nhất có trạng thái ứng suất ngang đẳng hƣớng trong khi trƣờng hợp thứ hai ở trong trạng thái ứng suất bất đẳng hƣớng ngang.
3.3.4. Ảnh hƣởng của góc nghiêng và góc phƣơng vị giếng khoan
Chƣơng trình đã đƣợc sử dụng để nghiên cứu ảnh hƣởng của góc nghiêng và góc phƣơng vị lên ổn định giếng khoan. Áp suất chảy đáy giếng (BHP) tối thiểu để giếng khoan ổn định đƣợc tính toán với một số góc nghiêng (iˆ ) và góc phƣơng vị (aˆ ) khác nhau. Các kết quả đƣợc thấy trên các hình 3.9-3.11.
Kết quả tính toán của trƣờng hợp Cơ sở trình bày trên Hình 3.9 cho thấy rằng giếng khoan đứng là ổn định hơn giếng khoan ngang với mọi góc phƣơng vị. Tuy nhiên, quỹ đạo giếng khoan ổn định nhất không nhất thiết theo phƣơng đứng. Trong trƣờng hợp này, giếng ổn định nhất có độ nghiêng o
40 và nằm trong mặt phẳng song song với ứng suất tại chỗ nhỏ nhất h.
Hình 3.9: Sự phụ thuộc của áp suất đáy tới hạn vào độ nghiêng (trƣờng hợp Cơ sở)
Tính toán các áp suất đáy giếng tối thiểu cho trƣờng hợp Ứng suất thấp đƣợc trình bày trên Hình 3.10 cho các góc nghiêng và góc phƣơng vị khác nhau. Do trạng thái ứng suất ngang là đẳng hƣớng trong trƣờng hợp này, các kết quả là không phụ thuộc vào góc phƣơng vị giếng khoan. Điều này đƣợc thấy trên Hình 3.10 mà trên đó các đƣờng ứng với các góc phƣơng vị khác nhau là trùng nhau. Với trƣờng hợp này, quỹ đạo giếng khoan ổn định nhất luôn theo chiều đứng, tức góc nghiêng o
iˆ0 .
Hình 3.11 trình bày các kết quả tính cho trƣờng hợp Ứng suất cao. Trƣờng hợp này có chế độ ứng suất nghịch (RF) với ứng suất ngang bất đẳng hƣớng. Tƣơng phản với hai trƣờng hợp trên, độ nghiêng giếng khoan ổn định nhất luôn theo chiều ngang. Quỹ đạo giếng ổn định nhất là tƣơng ứng với một giếng khoan nằm ngang với góc phƣơng vị bằng o
30 .
Hình 3.11: Sự phụ thuộc của áp suất đáy tới hạn vào độ nghiêng (trƣờng hợp Ứng suất cao)
Tổng kết lại, nghiên cứu về ảnh hƣởng của góc nghiêng và góc phƣơng vị giếng khoan đã chỉ ra rằng: khoan đứng chỉ giảm thiểu sự mất ổn định chỉ khi trạng thái ứng suất là đẳng hƣớng và ở chế độ ứng suất thuận (NF). Khi ứng suất ngang bất đẳng hƣớng và/hoặc trong chế độ ứng suất nghịch (RF), quỹ đạo giếng ổn định nhất có thể không còn theo chiều đứng. Trong những trạng thái này, giếng khoan lệch hay ngang có thể ổn định hơn giếng khoan đứng. Góc nghiêng và góc phƣơng vị của giếng khoan ổn định nhất cần đƣợc xác định chính xác bằng các phân tích ổn định địa cơ học.
3.3.5. Ảnh hƣởng của sự suy giảm áp suất vỉa
Các tính toán trên đƣợc thực hiện với áp suất vỉa ban đầu. Tuy nhiên, áp suất vỉa thƣờng giảm đi trong quá trình khai thác. Để cho thấy ảnh hƣởng của sự suy giảm áp suất vỉa, các phân tích đã đƣợc thực hiện cho ba trƣờng hợp với các áp suất vỉa khác nhau. Với mỗi trƣờng hợp, quỹ đạo (góc nghiêng và góc phƣơng vị) của giếng ổn định nhất đƣợc sử dụng trong tính toán. Các kết quả nhận đƣợc của trƣờng hợp Cơ sở, trƣờng hợp Ứng suất thấp và trƣờng hợp Ứng
suất cao đƣợc thấy trên các hình 3.12, 3.13 và 3.14 tƣơng ứng. Trên các hình vẽ này, lƣu ý rằng áp suất đáy giếng phải nhỏ hơn áp suất vỉa trong một giếng khai thác. Vì vậy, các điểm hoạt động phải nằm trong nửa phần tam giác bên phải, nằm dƣới của đồ thị. Phần này tiếp đó đƣợc chia thành miền khai thác không cát (sand free operating envelope) và miền phá hủy (sand failure zone).
Miền khai thác không cát cho trƣờng hợp Cơ sở đƣợc thấy trên Hình 3.12. Khi áp suất vỉa ban đầu 4836 psi giảm xuống 3800 psi, áp suất đáy giếng tối thiểu để không gây lở cát giảm từ 4108 psi xuống 3800 psi (tức mức giảm áp tối đa giảm từ 728 psi xuống 0 psi). Điều này có nghĩa rằng giếng có thể không có khả năng khai thác không lở cát khi áp suất vỉa giảm xuống dƣới 3800 psi.
Hình 3.12: Đồ thị biểu diễn điều kiện khai thác không cát (trƣờng hợp Cơ sở)
Trên Hình 3.13 là đồ thị biểu diễn điều kiện khai thác không cát cho trƣờng hợp Ứng suất thấp. Khi áp suất vỉa giảm từ 4836 psi xuống 2800 psi, áp suất đáy giếng tối thiểu giảm từ 3818 psi xuống 2800 psi (tức mức giảm áp tối đa giảm từ 1018 psi xuống 0 psi). Điều này có nghĩa là giếng có thể không có khả năng khai thác không cát khi áp suất vỉa giảm xuống dƣới 2800 psi. Khoảng thời gian khai thác không cát của trƣờng hợp này, do vậy, có thể dài hơn so với trƣờng hợp Cơ sở.
Hình 3.13: Đồ thị biểu diễn điều kiện khai thác không cát (trƣờng hợp Ứng suất thấp) Với trƣờng hợp Ứng suất cao, đồ thị biểu diễn điều kiện khai thác không cát đƣợc trình bày trên Hình 3.14. Tại áp suất vỉa ban đầu bằng 4836 psi, áp suất đáy giếng tối thiểu bằng 4534 psi. Giếng không thể khai thác không có cát khi áp suất vỉa nhỏ hơn 4200 psi. Điều này có nghĩa là miền khai thác không cát trong trƣờng hợp này nhỏ hơn so với hai trƣờng hợp trƣớc.
3.3.6. Nhận xét chung
Dự báo đã đƣợc thực hiện cho 3 trạng thái ứng suất khả dĩ với các góc nghiêng giếng, góc phƣơng vị giếng và sự suy giảm áp suất vỉa khác nhau. Có thể thấy rằng: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Quỹ đạo giếng ổn định nhất không phải luôn theo chiều đứng mà phụ thuộc vào trạng thái ứng suất.
Quá trình khai thác dẫn đến áp suất vỉa suy giảm sẽ làm trầm trọng thêm các vấn đề về ổn định thành giếng.
Các kết quả tính toán nhận đƣợc là một trong những thông tin cần thiết phục vụ thiết kế khai thác. Thiết kế cuối cùng cần dựa thêm nhiều thông tin khác liên quan đến hiệu quả đầu tƣ.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
* Đề tài đã hoàn thành nội dung nghiên cứu đề ra bao gồm:
Tổng quan phƣơng pháp và xây dựng chƣơng trình tính toán dựa trên các mô hình giải tích phân tích ổn định thành lỗ khoan thông dụng.
Sử dụng chƣơng trình trong nghiên cứu tối ƣu hóa quỹ đạo giếng và dự báo khả năng xuất hiện cát trong khai thác dầu khí.
* Các kết quả nghiên cứu của đề tài (phƣơng pháp, chƣơng trình tính toán) có thể sử dụng trong các công việc liên quan đến thiết kế khai thác dầu khí nhƣ:
Dự báo thời điểm bắt đầu có cát trong khai thác cho các giếng chƣa có cát hiện có.
Xác định mức giảm áp tối ƣu cho các giếng đã có cát.
Tối ƣu quỹ đạo giếng hay hƣớng lỗ bắn mở vỉa cho các giếng tƣơng lai.
Xác định trọng lƣợng dung dịch khoan nhằm giảm thiểu sự cố khoan do sụt lở thành hệ.
* Một phần nội dung thực hiện trong đề tài đã đƣợc báo cáo và đăng trong tuyển tập Hội nghị KH&CN Mỏ toàn quốc lần thứ 22 (8/2011-Nha Trang).
* Kiến nghị về công việc tiếp theo:
Thu thập số liệu liên quan và thực hiện thêm các kiểm định nhằm định hƣớng dạng tiêu chuẩn phù hợp cho các dạng thành hệ đất đá khác nhau tại Việt Nam.
TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Anh
[1] Papanastasious P. and Zevos A. (2005), “Application of Computational Geomechanics in Petroleum Engineering”, Proceeding of 5th GRACM International Congress on Computational Mechanics, Limassol, 29 June – 1 July, 2005.
[2] Fjaer, E. (1992), Petroleum Related Rock Mechanics, Elsevier Publications.
[3] Zhou S., Hillis R. R., and Sandiford M. (1996), “On the Mechanical Stability of Inclined Wellbore”, SPE Drilling & Completion, June 1996, pp. 67-73.
[4] Karstad E. and Aadnoy B. S. (2005), “Optimization of Borehole Stability Using 3D Stress Optimization”, SPE paper 97149, Society of Petroleum Engineers.
[5] Penperthy W. L., and Shaughnessy C. M. (1992), Sand Control, Society of Petroleum Engineers, Richarson, TX, 1992.
[6] Yi X., Valko P. P., and Russel J. (2005), “Effect of Rock Strength Criterion on the Predicted Onset of Sand Production”, International Journal of Geomechanics, March 2005, pp. 66-73.
[7] Al-Awad M. N. J. and Desouky S. F. M. (1997), “Prediction of Sand Production from a Saudi Sandstone Reservoir, Oil Gas Science and Technology, Vol. 52, No.4, pp. 1-8.
[8] Hudson J. A. and Harrison J. P. (1997), Engineering Rock Mechanics: An Introduction to the Principles, Pergamon Press Inc. [9] Chales P. A. and Roatesi S. (1999), “A Fully Analytical Solution of
Wellbore Stability Problem under Undrained Condition Using a Linearised Cam-Clay Model” , Oil Gas Science and Technology, Vol. 54, No. 5, pp. 551-563.
[10] Vasarhelyi B., Van P. (2006), “Influence of Water Content on the Streng of Rock”, Engineering Geology, Vol. 84, pp. 70-74.
[11] Wu B. , Tan C. P. (2002), “Sand Production Prediction of Gas Field: Methodology and Laboratory Verification”, Society of Petroleum Engineering, SPE paper No. 77841.
[12] Anderson, E. M. (1951), The Dynamics of Faulting and Dyke Formation with Applications to Britain, Oliver and Boyd, Edinburgh.
[13] Al-Ajmi A. M. and R. W. Zimmerman (2005), “Relation between the Mogi and the Coulomb failure criteria”, Int. J. Rock Mech, Vol. 42, pp. 431-39, 2005.
[14] Ewy, R. T. (1999) “Wellbore-stability predictions by use of a modified Lade criterion”, SPE Drilling Comp, pp. 85-91. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
[15] Fjaer E., Holt R.M., Horsrud P., Raaen A.M. and Risnes R. (2008) “Petroleum Relate- Rock Mechanics”, 2nd Edition, pp. 1-12.
Phụ lục: LƢỢC ĐỒ VÀ CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN
A.1. Lược đồ tính toán với tiêu chuẩn Mohr-Coulomb
Đọc dữ liệu: v, h, H, iˆ ,
aˆ, pp, , D, 0, ,
Áp suất giếng (trọng lƣợng dung dịch khoan) tối thiểu = pw
Tính toán các ứng suất tại chỗ tại lân cận lỗ khoan
1 h w p 1 w w p p Tính toán Ứng suất
hƣớng tâm Tính toán các Ứng suất chính
Tính toán Ứng suất cắt lớn nhất & Ứng suất hiệu dụng trung
bình Tiêu chuẩn Mohr-Coulomb Không ổn định Ổn định Tính toán Ứng suất cắt lớn nhất & Ứng suất hiệu dụng trung
bình Tính toán Ứng suất dọc trục &
Ứng suất tiếp tại vị trí mật độ ứng suất lớn nhất
A.2. Lược đồ tính toán với tiêu chuẩn Mogi-Coulomb
Đọc dữ liệu: v, h, H, iˆ ,
aˆ, pp, , D, 0, ,
Áp suất giếng (trọng lƣợng dung dịch khoan) tối thiểu = pw
Tính toán các ứng suất tại chỗ tại lân cận lỗ khoan
1 h w p 1 w w p p Tính toán Ứng suất
hƣớng tâm Tính toán các Ứng suất chính
Tính toán Ứng suất cắt lớn nhất & Ứng suất hiệu dụng trung
bình Tiêu chuẩn Mogi-Coulomb Không ổn định Ổn định Tính toán Ứng suất cắt lớn nhất & Ứng suất hiệu dụng trung
bình Tính toán Ứng suất dọc trục &
Ứng suất tiếp tại vị trí mật độ ứng suất lớn nhất
A.3. Lược đồ tính toán với tiêu chuẩn Lade sửa đổi
Đọc dữ liệu: v, h, H, iˆ ,
aˆ, pp, , D, 0, ,
Tính toán tham số các tham số độ bền của tiêu chuẩn Lade sửa đổi
Tính toán các ứng suất tại chỗ tại lân cận lỗ khoan
Tính toán Ứng suất dọc trục & Ứng suất tiếp tại vị trí mật độ ứng suất lớn nhất (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
A.4. Chương trình tính toán $debug implicit none character*80 infile real pi parameter(pi=3.141592654) real mudfac parameter(mudfac=0.0519) real pw
c--- Wellbore pressure, psi real pwmogi,pwmohr,pwmlade c--- Critical wellbore pressure, psi
real sighb,sighs,sigv
c--- In situ principle stress, psi real pp
c--- Pore pressure, psi real sigx,sigy,sigzz
c--- Transformed in situ stress in Cartesian form, psi real ia
c--- Well inclination angle, degree real aa
c--- Well azimuth angle, degree (with biggest in situ horizontal stress) real tauyz,tauxz,tauxy
c--- Induced shear stresses acting on the wall of a borehole real taurteta,taurz,tautetaz
c--- Induced stresses acting on the wall of a borehole real sigr,sigteta,sigz
c--- Induced stresses in polar form real teta
c--- Angular position around borehole for maximum sigteta real nuy
c--- Poisson's ratio, fraction real sig1
real sig2 real sig3
c--- Principal stresses acting on the wall of a borehole, psi real phi
c--- Rock angle of internal friction, degree real tau0
c--- Apparent cohesion of the reservoir rock, psi real ucs
c--- Uniaxial Compressive Strength, psi real alpha
c--- Biot Constant real tvd
real teta1,teta2,sigtetad1,sigtetad2,sigtetad real sigmin
c--- Angular position of maximum and minimum tangential stresses. namelist/ISS/sigv,sighs,sighb,ia,aa,pp namelist/RD/alpha,tvd namelist/FSD/tau0,phi,nuy real a,b real sigp1,sigp2 real tauoct,taumogi real taumax,taumohr real aad,iad,phid real s,eta,ap,bp,cp,dp c integer i,j
integer k real mohr(0:50) c real mohr(0:9,0:3) c real mogi(0:9,0:3) c real mlade(0:9,0:3)