4.4.1 Phân tích kĩ thuật
4.4.1.1 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn
72
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
73
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.
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
74
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
75
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)
76
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)
77
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.
78
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)
79
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
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.
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
80