Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả- 123docz.net

4.3.3.1 Sự giảm áp khi nâng cột cần khoan

Như đã phân tích ở trên (mục 3.4.5) khi nâng cột cần khoan sẽ xuất hiện một sự giảm áp ở đáy giếng, dẫn đến xuất hiện dòng xâm nhập hoặc gây mất ổn định thành giếng. Sự giảm áp này phục thuộc chủ yếu vào tốc độ nâng. Giải pháp khi sử dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất là tiếp tục tuần hoàn dung dịch và giữ áp suất bề mặt trong quá trình nâng cột cần khoan. Ta thực hiện phân tích sự biến thiên của áp suất đáy giếng phụ thuộc vào tốc độ nâng cột cần và tốc độ bơm.

Hình 4.11 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi, tốc độ bơm 100ppm)

Hình 4.11 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng khi nâng cột cần với tốc độ tuần hoàn bơm 100gpm. Đường màu đỏ thể hiện tốc độ nâng 5 phút/cần, với tốc độ chậm, áp suất đáy giếng gần như không bị ảnh hưởng trong qua trình nâng cột cần khoan. Với tốc độ nâng 1 phút/cần, sự thay đổi áp suất đáy giếng trở lên rõ ràng hơn. Phân tích cho ta thấy không nên nâng cột cần khoan lên với tốc độ quá nhanh, bởi vì nó có thể dẫn tới một sự giảm áp lớn ở đáy giếng, gây ra tình trạng dòng xâm nhập vào giếng.

Hình 4.12 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi, tốc độ bơm 300ppm)

Hình 4.12 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng khi nâng cột cần với tốc độ tuần hoàn bơm 300gpm. So sánh với trường hợp trên khi tốc độ tuần hoàn bơm là 100gpm (Hình 4.11), áp suất ở đáy giếng ít bị ảnh hưởng hơn khi nâng cột cần với tốc độ tuần hoàn cao (300gpm).

Quá trình phân tích áp suất đáy giếng với 2 tốc độ tuần hoàn khác nhau cho thấy không có bất kì dấu hiện xuất hiện dòng xâm nhập, do áp suất đáy giếng giảm xuống trong quá trình nâng cột cần chưa đến giới hạn áp suất vỉa cao nhất ở độ sâu 3035 mTVD là 11,2 ppgEMW.

4.3.3.2 Sự tăng áp khi thả cột cần khoan

Áp suất đáy giếng tăng lên trong quá trình thả cột cần vào giếng. Phân tích sự tăng lên của áp suất đáy giếng được thực hiện để xác định giá trị áp suất lớn nhất, đảm bảo không lớn hơn gradient vỡ vỉa (12ppg EMW) tại tập yếu ILM.

Hình 4.13 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lương riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi)

Hình 4.13 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng khi hạ cột cần khoan với những tốc độ hạ khác nhau từ 5 phút/cần đến 1 phút/cần. Sau khi phân tích ta thấy với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg và áp suất bề mặt 520psi, sự gia tăng áp suất đáy giếng trong quá trình hạ cột cần vẫn nằm trong giới hạn an toàn , nhỏ hơn gradient vỡ vỉa ở tập ILM, đảm bảo an toàn cho công tác khoan.

4.3.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4”

Từ những phân tích và tính toán trên, ta thiết lập bảng kiểm soát giếng cho đoạn thân giếng giếng 12-1/4” với công nghệ MPD. (Bảng 4.8)

Bảng 4.8 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4”

4.4 Chương trình khoan cho đoạn thân giếng 8-1/2”

4.4.1 Phân tích kĩ thuật

4.4.1.1 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn

Tương tự như đoạn thân giếng 12-1/4”, biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn dung dịch trong đoạn thân giếng 8-1/2” cũng được chia thành 2 phần, khác biệt so với gradient địa nhiệt của giếng. Phần dưới có nhiệt độ thấp hơn gradient địa nhiệt do được làm mát bởi dung dịch làm từ bề mặt di chuyển xuống qua cột cần có nhiệt độ thấp. Phần trên có nhiệt độ cao hơn gradient địa nhiệt do bị làm nóng bởi dung dịch từ đáy giếng có nhiệt độ cao di chuyển lên.

4.4.1.2 Phân tích trọng lượng dung dịch tương đương, EMW

Việc phân tích trọng lượng dung dịch khoan tương đương được thực hiện để đánh giá lựa chọn dung dịch khoan có trọng lượng riêng phù hợp nhất cho công tác khoan đoạn thân giếng 8-1/2”. Hình 4.15 cho thấy khoảng trọng lượng dung dịch khoan phù hợp có thể được sử dụng từ 11,5 ppg đến 13,5 ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” bắt đầu được khoan từ độ sâu 3035 mTVD.

Hình 4.15 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 8-1/2”

4.4.1.3 Tổn hap áp suất và trọng lượng tuần hoàn tương đương

Khi tuần hoàn dung dịch trong giếng, ma sát sinh ra giữa dung dịch và bề mặt ống ống, giữa dung dịch và thành giếng khoan, và trong bản thân dung dịch tạo ra một tổn hao áp suất, làm tăng áp suất đáy giếng. Tổn hao này phụ thuộc vào tốc độ bơm. Phân tích mối liên hệ giữa tốc độ bơm và tổn hao áp

suất giúp ta chọn ra được tốc độ bơm hợp lý nhất với trọng lượng dung dịch khoan (Hình 4.16).

Hình 4.16 Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 1,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2”

Hình 4.16 mô phỏng kết quả phân tích ảnh hưởng của tốc độ bơm dung dịch lên trọng lượng tuần hoàn tương đương. Giá trị cụ thể được trình bày trong bảng 4.8. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});

Bảng 4.9 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm

Tốc độ bơm (ga-lông/phút)

Đoạn thân giếng 8-1/2”

Dung dịch 12,5ppg Biến thiên ECD

500 13,48 0 12,47 1,01 100 12,75 0,28 200 12,92 0,17 300 13,07 0,15 500 13,47 0,40

4.4.2 Thông số điều khiển

Qua việc phân tích trọng lượng dung dịch tương đương cho đoạn thân giếng 8-1/2” (Hình 4.15), dung dịch phù hợp được sử dụng sẽ có trọng lượng riêng trong khoảng 11,5 – 13,5ppg. Hệ thống thiết bị công nghệ khoan kiểm soát áp suất bao gồm Hệ thống van điều áp, đối áp xoay 7875 và các vòng đệm được lắp đặt trước khi bắt đầu khoan phần giếng 8-1/2” và được sử dụng

ngay từ đầu. Đối áp bề mặt được ứng dụng cả khi khoan và khi nối cần đề duy trì áp suất đáy giếng hay trọng lượng tuần hoàn tương đương ổn định (áp suất vỉa + 200psi). 200psi là hệ số an toàn cho sự ổn định của giếng và ảnh hưởng cúa áp suất nâng thả cột cần.

Ở giai đoạn đầu tiên khi bắt đầu khoan, dung dịch có trọng lượng riêng 11,5ppg sẽ được sử dụng cho tới khi giá trị đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn cho phép là 750psi khi tuần hoàn và 900psi khi ngừng tuần hoàn.

Khi đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn cho phép, dung dịch ban đầu sẽ được thay thế bằng dung dịch có trọng lượng riêng lớn hơn.

Khi bắt đầu khoan vào nóc của tập cát E ở độ sâu 3646 mTVD, áp suất vỉa được sự đoán cao nhất với giá trị 13,59 ppg EMW, công nghệ MPD sẽ thiết lập điểm cố định áp suất tại độ sâu này với giá trị trọng lượng tuần hoàn tương đương cố định 14,2 ppg EMW.

Bảng 4.9 tổng hợp thông số điều khiển MPD để khoan đoạn thân giếng 8-1/2”. Khi chòong khoăn bắt đầu xâm nhập vào mặt dốc dị thường áp suất, điểm cố định áp suất sẽ được thiết lập. Dung dịch khoan sẽ được tăng trọng lượng riêng khi đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn.

Bảng 4.10 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 8-1/2” với điểm cố định áp suất tại độ sâu 3833 mMD

Phần giếng Áp suất vỉa dự kiến (ppg) Chiều sâu thân giếng mMD Chiều sâu thẳng đứng mTVD

ST-1P-MPD: Cố định ECD đáy giếng Trọng lượng riêng ppg Đối áp bề mặt, psi EMW (ppg) Tuần hoàn Ngừng tuần hoàn 8-1/2” 11,90 3271 3200 11,5 0 425 12,35 12,00 3518 3395 11,5 0 455 12,35 12,90 3655 3500 12,3 62 575 13,33 13,43 3808 3600 12,7 68 600 13,76 13,89 3833 3646 13,2 25 570 14,22 <13,89 4097 3750 13,2 64 573 14,22 <13,89 4283 3829 13,2 69 570 14,22 <13,89 4471 3916 13,2 71 578 14,22

Hình 4.17 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3518 mMD (Áp suất vỉa 11,9ppg; trọng lượng riêng dung dịch 11,5ppg;ECD cố định 12,35ppg)

Hình 4.18 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3655 mMD(Áp suất vỉa 12,9ppg; trọng lượng riêng dung dịch 12,3ppg;ECD cố định 13,33ppg)

Hình 4.19 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3808 mMD (Áp suất vỉa 13,4ppg; trọng lượng riêng dung dịch 12,57ppg;ECD cố định 13,76ppg)

Hình 4.20 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3833 mM (Áp suất vỉa 13,9ppg; trọng lượng riêng dung dịch 14,22ppg;ECD cố định 14,22ppg)

Hình 4.21 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3833 mMD (Áp suất vỉa< 13,9ppg;trọng lượng riêng dung dịch 14,22ppg;ECD cố định14,22ppg)

4.4.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 4.4.3.1 Sự giảm áp khi nâng cột cần 4.4.3.1 Sự giảm áp khi nâng cột cần

Quá trình phân tích ảnh hưởng của tốc độ nâng cột cần với tốc độ nâng nhanh 1 phút/cần đến chậm 5 phút/cần cũng được thực hiện cho đoạn thân giếng 8-1/2” để thấy được sự khác nhau về trọng lượng tuần hoàn tương đương ECD trong giếng. Phân tích được mô phỏng ở độ sâu 3833 mMD, nới áp suất vỉa dự kiến lớn nhất 13,9 ppg. Mô phỏng được thực hiện với dung dịch có trọng lượng riêng 13,2 ppg, áp suất bề mặt 580 psi, tốc độ bơm là 100 gpm và 300 gpm với mục đích duy trì trọng lượng tuần hoàn tương đương ECD 14,22 ppg EMW ở độ sâu 3833 mMD.

Hình 4.22 mô tả sự thay đổi trọng lượng tuần hoàn tương đương với những tốc độ nâng cột cần khoan khác nhau từ 5 phút/cần đến 1 phút/cần. và tốc độ bơm 100 gpm. Với tốc độ (5 phút/cần) giá trị ECD gần như không bị ảnh hưởng.

Hình 4.22 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 100 gpm)

Hình 4.23 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng riêng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 300 gpm) (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});

Hình 4.23 mô tả sự thay đổi trọng lượng tuần hoàn tương đương với tốc độ bơm 300 gpm. Có thể thấy tốc độ 300 gpm tạo ra ECD ổn định hơn so với tốc độ bơm 100 gpm.

4.4.3.2 Sự tăng áp khi thả cột cần

Hình 4.24 mô tả sự thay đổi trọng lượng tuần hoàn tương đương khi hạ cột cần khoan với tốc độ hạ khác nhau. Tuy nhiên sự gia tăng trọng lượng tuần hoàn tương đương vẫn nhỏ hơn gradient vỡ vỉa, đảm bảo an toàn công tác khoan.

Hình 4.24 Phân tích áp suất khi thả cột cần

4.4.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2”

Từ những phân tích và tính toán trên, ta thiết lập bảng kiểm soát giếng cho đoạn thân giếng 8-1/2” với công nghệ MPD. (Bảng 4.11)

Bảng 4.11 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2”

5.1 Hiệu quả ứng dụng công nghệ MPD ở bể Cửu Long

Hiệu quả của việc sử dụng công nghệ MPD đối với công tác khoan đã được thấy rõ qua những giếng đã thi công tại Việt nam, tiêu biểu nhất là chiến dịch khoan phát triển mỏ Cá Ngừ Vàng của nhà thầu Hoàn Vũ JOC. Với 6 giếng sử dụng công nghệ MPD cho phép khoan qua tầng đá móng nứt nẻ một cách nhanh chóng. Công nghệ MPD đã cho thấy ưu điểm rõ rệt trong việc khoan các giếng phức tạp, cho phép khoan sâu vào trong tầng móng với độ sâu 6526m, giếng có chiều sâu lớn nhất ở Việt nam. Bảng 5.1 cho thấy khi áp dụng công nghệ MPD, trọng lượng riêng dung dịch trong giếng CNV-2P được điều chỉnh thấp hơn so với các giếng trước (9,2 ppg). Điều này làm giảm lượng chênh áp dưới đáy giếng khoan giúp cho tốc độ mất dung dịch được hạ xuống chỉ còn 60 thùng/giờ. Thời gian chi phí cho các hoạt động kiểm soát giếng trong đoạn thân giêng 8-1/2” cũng giảm xuống còn 7 giờ so

với hơn hàng trăm giờ của các giếng trước, nhờ các yếu tố này, nhà thầu đã tiết kiệm được một chi phí rất lớn chi cho công tác khoan và kiểm soát giếng.

Bảng 5.1 Dữ liệu khoan mỏ Cá Ngừ Vàng Tên giếng Độ sâu trong tầng móng (m) Trọng lượng riêng (ppg) Tốc độ mất dung dịch (thùng/giờ) Thể tích mất dung dịch (thùng) Thời gian kiểm soát giếng (giờ) Công nghệ CNV-3X 4084-6123 (2039) 9,6 – 9,8 20-160 55000 298 MCD CNV-4X 4975-6330 (1355) 9,6-10,4 20-60 19000 82 MCD CNV-1P 4100-5477 (1377) 9,8-10,2 40-250 137000 197 MCD CNV-2P 4274-6526 (2252) 9,2-9,8 60 26000 7 MPD

So sánh từ số liệu thực tế giữa 2 giếng CNV-1P Sidetrack sử dụng công nghệ MCD và giếng CNV-2P sử dụng MPD, tỷ lệ thời gian tổn thất (NPT) đã giảm từ 34% xuống còn 4%, chi phí khoan cũng tiết kiệm được tới hơn 70%. Biểu đồ sau đây so sánh chi phí khoan và kiểm soát giếng trong khoảng khoan 8-1/2” giữa 2 giếng trên.

Biểu đồ 5.1: Chi phí khoan đoạn thân giếng 8-1/2” trước và sau khi sử dụng MPD

82 KẾT LUẬN

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất là một công nghệ mới có khả năng nâng cao hệ số an toàn và hiệu quả kinh tế cho công tác khoan. Công nghệ khoan kiểm soát áp suất giải quyết được rất nhiều phức tạp xảy ra do sự thay đổi áp suất thân giếng trong khi khoan, giúp cho các nhà thầu khoan dầu khí giải quyết được những bài toán hóc búa trong công tác thi công những giếng khoan phức tạp mà trước đây không thể thực hiện bằng phương pháp khoan truyền thống.

Đồ án đã trình bày những hiểu biết về công nghệ khoan kiểm soát áp với những phương pháp, hệ thống thiết bị và khả năng ứng dụng của công nghệ, bên cạnh đó là việc thiết kế kỹ thuật để ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng có nhiệt độ và áp suất cao ST-1P mỏ Sư Tử Trắng bể Cửu Long.

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất với phương pháp khoan cố định áp suất đáy giếng được đánh giá, lựa chọn là giải pháp tối ưu nhất cho giếng khoan nhiệt độ áp suất cao HPHT ST-1P với những mục tiêu đề ra như: ổn định thành giếng, tăng cường khả năng kiểm soát giếng, ngăn ngừa và hạn chế mất dung dịch, giảm thiểu thời gian không sản xuất, giảm nhiễm bẩn thành hệ tạo điều kiện tốt nhất cho công tác thử vỉa và gọi dòng sản phẩm. Ngoài ra ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất còn làm tăng tốc độ cơ học khoan nhờ sử dụng dung dịch có tỷ trọng nhỏ, dẫn tới giảm chi phí giá thành khoan.

83 KIẾN NGHỊ

Việc áp dụng thử nghiệm thành công công nghệ MPD tại Việt Nam trong thời gian qua cho thấy tiềm năng phát triển của dịch vụ mới này trong tương lai là rất lớn. MPD cho phép tăng hệ số an toàn trong thi công, hạn chế thời gian tổn thất cho tuần hoàn và kiểm soát giếng, làm tăng tốc độ khoan cơ học, vì thế cho phép giảm tồng thời gian thi công khoan giếng khoan.

Hiện nay công tác khoan thăm dò và phát triển mỏ đang được đẩy mạnh ra các khu vực mới nơi mà điều kiện địa chất được dự báo là rất khó khăn, gây cản trở lớn đến công tác khoan. Chính vì thế, giải pháp sử dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất là một trong những ưu tiên hàng đầu của các công ty dầu khí, mở ra một tiềm năng rất lớn cho tương lai của dịch vụ kỹ thuật cao này.

Cần tiếp tục triển khai tìm hiểu, nghiên cứu những phương pháp trong công nghệ khoan kiểm soát áp suất để đưa ra được quyết định, giải pháp

Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả

Mục lục