Tải bản đầy đủ

KIỂM SOÁT GIẾNG TRONG QUÁ TRÌNH KHOAN THIẾT KẾ VÀ VẬN HÀNH THIẾT BỊ ĐỐI ÁP TRÊN TÀU KHOAN

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

……***……

TRẦN VĂN HƯNG
LỚP KHOAN – KHAI THÁC A – K57

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI :
KIỂM SOÁT GIẾNG TRONG QUÁ TRÌNH KHOAN
THIẾT KẾ VÀ VẬN HÀNH THIẾT BỊ ĐỐI ÁP TRÊN TÀU
KHOAN

HÀ NỘI – THÁNG 06/2017


LỜI NÓI ĐẦU
Nước ta đi lên từ một nền kinh tế lạc hậu lại bị chiến tranh tàn phá nặng nề, nhu
cầu xây dựng lại và phát triển đất nước với tốc độ cao một cách toàn diện phải có
một ngành năng lượng tương xứng, trong đó dầu khí chiếm một vai trò quan trọng.

Để ngành dầu khí phát triển ổn định và lâu dài, góp phần vào sự nghiệp bảo vệ an
ninh năng lượng quốc gia và phát triển kinh tế thì việc khoan thăm dò - tìm kiếm và
khai thác dầu khí phải luôn được chú trọng và phát triển. Trong đó công tác khoan
là một trong những công đoạn quan trọng cho phép biết được có hay không có dầu
khí và cho phép đưa được dòng sản phẩm lên trên bề mặt. Việc đảm bảo an toàn cho
công tác khoan dầu khí luôn được quan tâm và chú trọng, nhất là công tác phòng
chống phun trào dầu khí. Ngoài việc trang bị cho các chuyên gia, kỹ sư, công nhân
công tác trên công trường khoan các kiến thức an toàn bảo hộ lao động thì các trang
thiết bị máy móc đảm bảo cho công tác khoan dầu khí diễn ra được an toàn thuận
lợi đóng vai trò rất quan trọng. Một trong những thiết bị được dùng rộng rãi và phổ
biến hiện nay nhằm ngăn chặn phun trào dầu khí là hệ thống thiết bị chống phun
trào mà chủ yếu là thiết bị đối áp và các thiết bị phụ trợ. Việc nắm bắt được đặc
điểm cấu tạo nhằm vận hành đúng và an toàn các thiết bị đó góp phần vào sự thành
công chung của công tác khoan dầu khí.
Trong quá trình thực tập tại “Xí nghiệp khoan và sửa giếng” và “Trung tâm
an toàn và bảo vệ môi trường”, được sự quan tâm, giúp đỡ về tài liệu của các chú,
các anh. Em đã tìm hiểu về công tác kiểm soát giếng và thiết bị kiểm soát giếng.
Đặc biệt, sự hướng dẫn tận tình của thầy Nguyễn Trần Tuân và các thầy cô trong bộ
môn, em đã hoàn thiện đồ án tốt nghiệp với đề tài: “ Kiểm soát giếng khoan”.
Đồ án được hoàn thành dựa trên sự tìm hiểu tài liệu và quá trình học tập trên
ghế nhà trường. Do khả năng, trình độ và điều kiện thực tập còn nhiều hạn chế nên
đồ án còn nhiều thiếu sót. Em rất mong được sự góp ý của thầy cô và sự đóng góp
của các bạn giúp em nắm rõ được kiến thức.
Em xin gửi lời cảm ơn đặc biệt tới thầy Nguyễn Trần Tuân và các thầy cô bộ
môn Khoan Khai thác dầu khí- Trường đại học Mỏ Địa Chất, các chú, các anh trong
tại “Xí nghiệp khoan và sửa giếng” và “Trung tâm an toàn và bảo vệ môi trường” đã
cung cấp tài liệu và hướng dẫn em hoàn thiện đồ án này.
Hà Nội, ngày 02 tháng 06 năm 2017
Sinh viên
Trần Văn Hưng


Mục lục

Cụm từ viết tắt
Viết tắt

Tiếng Anh

Tiếng Việt


A

AFL

Annular
Looses

Friction Tổn áp ở khoảng
không vành xuyến

B

TVD

True
Depth

Vertical

C

ECD

…..
Danh mục hình ảnh

Danh mục bảng biểu


Chương 1. Tổng quan về kiểm soát giếng và phun trào dầu khí
Kiểm soát giếng là quy trình mà bản chất của nó là luôn duy trì áp suất thủy tĩnh
của cột dung dịch trong giếng luôn cân bằng với áp suất thành hệ để tránh những sự
cố có thể xảy ra thông qua các phương pháp thích hợp nhất.
Việc kiểm soát giếng liên tục là một yêu cầu cấp bách cho ngành dầu khí, nhất
là trong giai đoạn khoan. Thực tiễn đã chứng minh các giếng khoan dù có được làm
theo chu trình hoàn hảo theo kế hoạch đã đề ra đến đâu thì đôi khi vẫn xảy ra những
sự cố không thể lường trước. Do đó trách nhiệm của ngành dầu khí nói chung và đội
khoan nói riêng là rất quan trọng trong việc kiểm soát, đánh giá và giải quyết được
những hậu quả xảy ra trong quá trình khoan, góp phần giảm thiểu thời gian phi sản
xuất một cách tối đa và mang lại lợi nhuận cho từng giếng khoan.
I.1 Tổng quan về công tác kiểm soát giếng trong những năm gần đây

I.2 Hậu quả của việc mất kiểm soát giếng
Những hậu quả về Kick và phun trào thường rất to lớn, có thể gây thiệt hại các
thiết bị trên giàn, gây ô nhiễm môi trường sinh thái và thậm chí là nguy hiểm đến
tính mạng con người. Chi phí cho việc khắc phục hậu quả là rất lớn.
Sự cố phun trào nếu xảy ra thì ngoài các thiệt hại về chi phí, nhân lực, các công
ty, nhà thầu còn phải giải quyết hậu quả về các sự cố phát sinh có thể xảy ra như
tràn dầu, chi phí ảnh hưởng gián tiếp đến môi trường xung quanh, đến các ngành có
liên quan như du lịch, đánh cá, vận tải biển…gây ảnh hưởng to lớn đến uy tín và tài
sản của các công ty. Điển hình như sự cố phun trào ở vịnh Mexico do công ty BP
của Anh chịu trách nhiệm vào năm 2010.
I.3 Các nguyên nhân gây mất kiểm soát giếng
I.3.1 Nguyên nhân địa chất
I.3.1.1 Khoan vào tầng dị thường áp suất
Tại bất kì nơi nào trên thế giới đều có thể tồn tại một dạng địa tầng mà tại đó áp
suất biến đổi một cách bất thường, nghĩa là cao hơn hoặc thấp hơn so với khuynh
hướng áp suất thông thường tại khu vực đó. Trong trường hợp áp suất thấp hơn so


với khuynh hướng áp suất thông thường thì được hiểu là dị thường áp suất thấp,
ngược lại là dị thường áp suất cao. Khi khoan các giếng tìm kiếm thăm dò hoặc khai
thác qua những địa tầng dị thường này thường gây khó khăn phức tạp thậm chí mất
kiểm soát giếng hoàn toàn.
a) Dị thường áp suất thấp
 Khái niệm:
Dị thường áp suất thấp là trường hợp áp suất vỉa hay áp suất trong địa tầng đó
nhỏ hơn so với khuynh hướng áp suất thông thường. Khi khoan qua địa tầng này sẽ
xảy ra hiện tượng mất dung dịch. Nếu tốc độ mất dung dịch vượt quá lưu lượng
bơm thì mực dung dịch trong giếng sẽ bị giảm xuống kéo theo áp suất thuỷ tĩnh
giảm. Khi đó tại các tầng có áp suất cao hơn ở bên trên sẽ có hiện tượng mất cân
bằng áp suất, chất lưu từ các tầng này sẽ chảy vào giếng, đồng thời có thể xẩy ra
hiện tượng sập lở thành giếng khoan gây ra nhiều phức tạp trong quá trình xử lý.
Hiện tượng này được mô tả trong hình 1.2;

Hình 1.2 Hiện tượng xâm nhập khi mất dung dịch khoan
 Nguyên nhân:
- Vỉa chứa bị suy kiệt: Khi một lượng lớn chất lưu trong vỉa được khai thác hoặc
bị phân tán vì những biến đổi địa chất sẽ làm sụt giảm áp suất chất lưu trong vỉa và
gây ra hiện tượng dị thường áp suất thấp.
- Nhiệt độ: Trong một vỉa chứa chất lưu hoàn toàn cô lập hay ko có sự liên
thông thủy lực với các vỉa khác. Khi nhiệt độ giảm sẽ làm giảm áp suất trong vỉa
đến một mức dưới bình thường.


- Thẩm thấu: Là trường hợp chất lưu trong một vỉa thẩm thấu qua lớp ngăn
cách, có thể là lớp sét, đá trầm tích hoặc hệ thống vi nứt nẻ trong đá chứa. Khi một
lượng lớn chất lưu thẩm thấu ra ngoài sẽ gây hiện tượng dị thường áp suất thấp tại
vỉa chứa đó.
b) Dị thường áp suất cao
 Khái niệm:
Dị thường áp suất cao là trường hợp áp suất vỉa hay áp suất trong địa tầng đó
cao hơn so với khuynh hướng áp suất thông thường. Trong trường hợp này có sự
liên quan và là sự kết hợp của các yếu tố địa chất, vật lí, địa hóa và quá trình động
học…
 Nguyên nhân:
- Chênh lệch áp suất chất lưu trong vỉa: Đối với vỉa chứa dạng uốn nếp hoặc
dạng vòm , áp suất từ nơi sâu nhất đi lên nơi sâu hơn. Áp suất nơi sâu nhất của vỉa
có thể là bình thường theo chiều sâu. Tuy nhiên chất lỏng trong vỉa lại nhẹ hơn so
với tỷ trọng của nước do đó tạo thành mũ khí, khi khoan vỉa tại chiều sâu nông hơn
nói trên sẽ gặp dị thường áp suất thành hệ nguyên nhân bởi mũ khí;

Hình 1.3 Dị thường áp suất khi khoan vào vỉa chứa mũ khí
- Hiện tượng thủy động: Chất lưu trong vỉa có thể di chuyển trong thành hệ
mang theo áp suất vỉa, khi có sự liên thông thuỷ động giữa các địa tầng thấm, áp
suất vỉa sẽ theo những kênh dẫn di chuyển tới nơi có áp suất thấp hơn nằm bên trên
gây ra dịthường áp suất trong các vỉa này. Có nhiều nguyên nhân khác nhau dẫn tới
sự liên thông thuỷ động như các kênh dẫn theo vết đứt gãy hay thành giếng khoan
có chất lượng trám xi măng kém… Hình 1.4;


Hình 1.4 Dị thường áp suất do yếu tố thủy động
- Do lắng đọng trầm tích: Quá trình lắng đọng các vật liệu trầm tích diễn ra liên
tục theo thời gian làm các lớp sét bị nén dưới trọng lượng của các vật chất bên trên.
Độ rỗng của các lớp sét giảm và nước sẽ thấm qua đó xuống các lớp bên trong nó.
Quá trình lắng đọng vẫn tiếp tục nhưng nước thoát chậm do đó dưới áp suất thành
hệ tại một số vị trí trong tập sét gradient áp suất sẽ tăng;
- Vòm muối: Ở nhiều vùng, trong một tầng dày có một lớp muối xuất hiện. Dưới
tác dụng của tải trọng lớp phủ, vỉa muối biến đổi từ từ và thường có khuynh hướng
đùn lên thành dạng vỉa vòm muối. Vỉa muối là một đới không thấm, biến đổi từ từ
và tạo thành kiểu dòng chảy dẻo. Khi bị dồn nén thì dòng chảy dẻo này sẽ có xu
hướng chọc thủng các thành hệ phía trên làm cho các tầng trên bị ép đồng thời dịch
chuyển chờm sát vào vòm muối lên phía trên. Hydrocacbon sẽ tích tụ vào phần trên
của thân chờm rồi làm áp suất của đới chờm tăng lên vượt quá áp suất của vùng lân;
- Kiến tạo: Là do sự nén ép theo phương ngang của các vỉa dưới mặt đất. Trầm
tích trong môi trường áp suất bình thường nước bị bật ra khỏi sét và chúng bị nén
với áp suất thành hệ tăng. Tuy nhiên, cộng với lực nén ngang sau đó nếu chất lỏng
không thể thoát ra với tốc độ bằng với độ giảm thể tích của lỗ hổng trong đá chứa
thì đó là kết quả của sự tăng áp suất trong lỗ hổng đá chứa so với bình thường;
- Đứt gãy: Các đứt gãy có thể là nguyên nhân của dị thường áp suất cao. Sự
nâng lên hạ xuống của các thành hệ bị đứt gãy có thể mang thành hệ thấm đến bên
chống lại thành hệ không thấm. Nếu các đưt gãy không kín sẽ cho phép chất lỏng từ
một chiều sâu sâu hơn đi lên chiều sâu nông hơn và mang theo áp suất tại đó lên
tầng nó di chuyển đến;
I.3.1.2 Khoan vào tầng khí nông
Khoan vào các túi khí nông là một trong những tình trạng nguy hiểm nhất có thể
xảy ra. Trong trường hợp này khí di chuyển rất nhanh lên bề mặt và không có bất kì


thiết bị cảnh báo nào hữu hiệu ngoài những thông tin địa chất được dự báo trong
phần phương án và thi công khoan trước đó.
I.3.2 Nguyên nhân công nghệ
I.3.2.1 Không điền đầy dung dịch vào trong giếng khi kéo thả cần khoan
Khi cần khoan hoặc cần nặng được kéo ra khỏi giếng khoan, thể tích của dung
dịch bằng với thể tích của thép cũng được đưa ra khỏi giếng, do đó phải điền đầy
dung dịch để giữ cho giếng luôn trong trạng thái đầy. Nếu không điền đầy dung dịch
kịp thời chiều cao của cột áp thủy tĩnh sẽ giảm do đó sẽ làm giảm áp suất thủy tĩnh
tại đáy giếng khoan.
I.3.2.2 Hiệu ứng piston khi kéo thả cần khoan
Khi cột cần khoan được kéo lên khỏi đáy giếng trong các công việc khác nhau
thì ngay tại bên dưới choòng khoan sẽ xẩy ra hiện tượng giảm áp suất, áp suất đáy
giếng có thể giảm một cách đột ngột xuống dưới áp suất vỉa và “hút” chất lưu từ
vỉa đi vào giếng. Hiện tượng giảm áp này được giải thích là khi kéo cần lên khỏi
đáy giếng khoan, dung dịch khoan phải di chuyển từ khoảng không phía trên
choòng khoan và cần nặng xuống bên dưới choòng khoan qua khe hở giữa choòng
khoan và thành giếng khoan. Mà tiết diện khe hở này nhỏ hơn nhiều so với đáy
giếng khoan do đó dung dịch khoan sẽ rất khó khăn để di chuyển xuống phía dưới
choòng khoan ngay lập tức gây ra hiện tượng giảm áp bên dưới choòng khoan, áp
suất thuỷ tĩnh bên dưới choòng khoan giảm xuống và có thể nhỏ hơn áp suất vỉa gây
ra Kick. Hiện tượng giảm áp này xẩy ra lớn nhất khi choòng khoan vừa rời đáy
(Hình 1.5).

Hình 1.5 Hiện tượng piston khi kéo cần


Hiện tượng piston cũng được sinh ra trong quá trình thả cần, khi này áp suất
giếng bên dưới choòng khoan lại tăng lên và áp suất giếng ngay bên trên choòng
khoan lại giảm xuống.
I.3.2.3 Mất tuần hoàn dung dịch
Hiện tượng mất tuần hoàn dung dịch có thể xảy ra tại các thành hệ hang hốc,
các đứt gãy tự nhiên, các tầng dưới áp suất bình thường, khoảng không vành xuyến
bị nút do bộ khoan cụ, áp suất tuần hoàn bị đứt đoạn do dung dịch có độ bền gel
lớn.
I.3.2.4 Tỷ trọng dung dịch không thích hợp
Áp suất thuỷ tĩnh trong giếng khoan lớn hơn hoặc bằng áp suất vỉa là điều kiện
cơ bản để ổn định thành giếng khoan và ngăn ngừa hiện tượng Kick. Áp suất thuỷ
tĩnh được quyết định bởi chiều cao cột dung dịch và tỷ trọng của dung dịch khoan.
Tỷ trọng của dung dịch khoan không đủ sẽ làm cho áp suất thuỷ tĩnh không đủ lớn
để cân bằng với áp suất vỉa và dòng Kick có thể sẽ xuất hiện.
I.3.2.5 Tốc độ khoan quá cao trong các vỉa chứa khí
Khi khoan vào các vỉa chứa khí, khí sẽ xâm nhập vào mùn khoan và cùng với
mùn khoan đi lên bề mặt trong quá trình tuần hoàn. Việc khí chứa trong mùn khoan
liên quan đến các vấn đề như: tổng thể tích khí chứa trong đất đá, độ thấm của vỉa,
tốc độ khoan và thời gian mùn khoan chứa khí nằm trong giếng. Nếu khí trong
giếng khoan mang dị thường áp suất khi tuần hoàn lên phía trên nó sẽ giãn nở. Một
khối lượng nhỏ khí mang áp suất cao xâm nhâp vào giếng khoan cũng có thể làm
giảm một lượng lớn dung dịch được đo tại bề mặt. Hiện tượng đó làm suy giảm cột
áp thủy tĩnh trong giếng khoan nhỏ nhưng hậu quả nó để lại trên bề mặt là rất lớn.
Nếu khoan với tốc độ cao trong thành hệ chứa khí, hàm lượng khí chứa trong
dung dịch cũng sẽ tăng và vấn đề trên sẽ xảy ra. Sự giãn nở một cách nhanh chóng
của khí gần bề mặt làm cho cột áp suất thủy tĩnh giảm, mất dung dịch tuần hoàn về
bể chứa. Khi cột áp suất thủy tĩnh giảm xuống dưới áp suất thành hệ thì hiện tượng
Kick bắt đầu.
I.4 Biện pháp kiểm soát giếng khoan
I.4.1 Các giai đoạn kiểm soát giếng
I.4.1.1 Kiểm soát giếng sơ cấp
 Khái niệm


Kiểm soát sơ cấp là lựa chọn và điều chỉnh tỷ trọng của dung dịch khoan để tạo
ra áp suất thuỷ tĩnh đủ lớn nhằm chống lại sự xâm nhập của chất lưu trong vỉa vào
trong giếng cũng như sự mất dung dịch vào các vỉa yếu trong quá trình khoan. Mục
tiêu của kiểm soát sơ cấp là phòng ngừa các hiện tượng gây khó khăn trong quá
trình khoan, giảm thiểu các rủi ro có thể xuất hiện (Hình 2.4).

Hình 2.5 Kiểm soát sơ cấp
 Nhiệm vụ của quá trình kiểm soát sơ cấp
Kiểm soát sơ cấp phải được tiến hành liên tục ngay từ khi bắt đầu khoan và duy
trì suốt trong quá trình thi công giếng khoan, bao gồm các công việc:
- Tính toán và sử dụng dung dịch khoan với tỷ trọng thích hợp với từng
khoảng khoan khác nhau;
- Giữ đầy dung dịch trong giếng khoan tại mọi thời điểm suốt quá trình thi
công;
- Giám sát thể tích dung dịch trong giếng và trong bể chứa một cách liên tục
trong suốt quá trình khoan;
- Phát hiện và xử lý kịp thời sự thay đổi tỷ trọng, thể tích, lưu lượng của dung
dịch khoan.
I.4.1.2 Kiểm soát giếng thứ cấp
 Khái niệm
Trong quá trình khoan, vì một lí do nào đó mà xảy ra hiện tượng áp suất thuỷ
tĩnh không thể giữ được cao hơn áp suất vỉa và gây ra hiện tượng chất lưu xâm nhập
một cách không mong muốn hay còn gọi là “Kick”, hình 2.6. Khi này kiểm soát sơ
cấp chuyển sang kiểm soát thứ cấp. Kiểm soát thứ cấp là việc sử dụng phương pháp


cùng với thiết bị chống phun hợp lý để khống chế sự xâm nhập của dòng chất lưu
và loại bỏ nó một cách an toàn, đưa giếng về giai đoạn kiểm soát sơ cấp.

Hình 2.6 Kiểm soát thứ cấp
 Nhiệm vụ
Việc đầu tiên trong kiểm soát thứ cấp là đóng giếng bằng thiết bị chống phun
(BOP). Thể tích của “Kick” phụ thuộc vào độ thấm của thành hệ xảy ra “Kick”,
mức độ mất cân bằng và thời gian mất cân bằng của giếng. Việc phát hiện và
đóng nhanh các thiết bị chống phun sẽ quyết định đến sự thành công của kiểm
soát giếng thứ cấp.
Bước tiếp theo sẽ tiến hành cứu chữa tình trạng đó là:
- Cho phép dòng chất lưu xâm nhập đi lên bề mặt qua đường “Choke” một
cách an toàn;
- Đóng giếng và tính toán tỷ trọng dung dịch thích hợp để dập giếng. Dùng
phương pháp thích hợp đưa “Kick” ra khỏi giếng, thay thế dung dịch cũ bằng
dung dịch dập giếng, đưa giếng về trạng thái kiểm soát sơ cấp và tiếp tục khoan.
I.4.2 Các phương pháp kiểm soát giếng
Mục đích của các phương pháp kiểm soát giếng khác nhau đều nhằm tuần hoàn
chất lưu xâm nhập ra khỏi giếng một cách an toàn. Bằng cách tuần hoàn một loại
dung dịch dập giếng có tỷ trọng phù hợp để ngăn chặn chất lưu xâm nhập hoặc tuần
hoàn chúng lên bề mặt.
I.4.2.1 Phương pháp khoan mũ dung dịch có áp (PMCD)
Đây là phương pháp được sử dụng để khoan qua các địa tầng mất dung dịch
trầm trọng như carbonat và đá móng nứt nẻ thường gặp ở Việt Nam. Phương pháp


này sử dụng một dung dịch nhẹ có độ nhớt cao để bơm vào khoảng không vành
xuyến đồng thời duy trì một áp suất lên miệng giếng nhằm ngăn ngừa hiện sự giảm
áp và xâm nhập tại đáy giếng, nước biển hoặc dung dịch muối sẽ được sử dụng thay
thế dung dịch khoan để bơm trong cần, nó sẽ mang theo mùn khoan và điền vào
trong những khe nứt trong vỉa. Phương pháp này ngăn ngừa được hiện tượng mất
dung dịch và xâm nhập đồng thời cùng xảy ra. Cho phép hạ thấp chi phí dung dịch
khoan và giảm sự ảnh hưởng của dung dịch khoan tới chất lượng vỉa chứa chứa.

Hình 2.7 Sơ đồ khoan với PMC
I.4.2.2 Phương pháp khoan tỉ trọng dung dịch kép (DGD)
Đây là phương pháp làm thay đổi hình dạng đường gradien áp suất của dung
dịch trong giếng nhờ các biện pháp khác nhau như bơm đẩy, thay đổi tỷ trọng một
phần dung dịch… Mục đích của phương pháp này là điều chỉnh đường gradien áp
suất vào trong khoảng giới hạn khoan nhằm kéo dài khoảng khoan giữa các lần
chống ống. Phương pháp này sử dụng cho khoan những vùng nước sâu, nơi có sự
khác biệt giữa gradien áp suất của nước biển và gradien áp suất vỉa, cho phép giảm


số lượng ống chống kỹ thuật sử dụng trong giếng, nâng cao độ an toàn trong khi
khoan.
Ngoài ra còn có một phương pháp nữa trong công nghệ MPD đó là phương
pháp hướng dòng sản phẩm (RFC). Phương pháp này không kiểm soát bất kì một áp
suất nào trong giếng, nó chỉ bịt kín miệng giếng bằng thiết bị của MPD và hướng
dòng dung dịch đi tới sàng rung để ngăn ngừa bất cứ rủi ro khí độc nào có thể thoát
lên sàn khoan. Hệ thống van trên đường hồi dung dịch có thể ngay lập tức chuyển
dòng sang đường tiết lưu để đưa vào thiết bị tách khí khi có bất cứ dấu hiệu của
xâm nhập khí. Phương pháp này được coi là một phương pháp an toàn dùng trong
ngăn ngừa hiện tượng khí trong các tầng cát nông xâm nhập nhanh.
I.4.2.3 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (RFC)

I.4.2.4 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (CBHP)
Cố định áp suất đáy giếng là thuật ngữ dùng để mô tả việc loại trừ sự thay đổi
đột ngột của áp suất khoan trong lòng giếng gây nên do sự thay đổi lưu lượng tuần
hoàn dung dịch. Áp suất tác động lên đáy giếng là tổng của áp suất thủy tĩnh, áp
suất miệng giếng và tổn thất áp suất động trong khoảng không vành xuyến (AFPAnnular Friction Pressure). Khi ngừng tuần hoàn, AFP mất đi làm cho áp suất đáy
giếng giảm xuống (Hình 2.8).

Hình 2.8 Sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan
Sự thay đổi áp suất đáy giếng gây ra nhiều phức tạp như mất ổn định thành
giếng, sập lở, kẹt cần, mất dung dịch, xâm nhập… đặc biệt đối với các giếng khoan
có giới hạn khoan nhỏ, sự trênh lệch áp suất dưới đáy giếng có thể vượt quá giới


hạn khoan gây ra mất dung dịch khi khoan và xâm nhập khi ngừng khoan (Hình
2.9).

Hình 2.9 Giếng có giới hạn khoan nhỏ
Khác với phương pháp khoan thông thường, CBHP sử dụng hệ thống tuần hoàn
kín, dung dịch khi đi lên được dẫn hướng qua hệ thống van tiết lưu tự động có tác
dụng tạo phản áp vào trong KKVX khi thay đổi tốc độ bơm nhằm bù lại lượng áp
suất động bị mất đi, nhờ đó áp suất ở đáy giếng được giữ cố định trong suốt quá
trình khoan (Hình 2.10).

Hình 2.10 Áp suất đáy giếng với CBHP
Ứng dụng xa hơn của phương pháp CBHP này là nâng cao an toàn trong khi thi


công các giếng khoan có nhiệt độ cao và áp suất cao (HPHT), với hệ thống Secure
Drilling cho phép theo dõi chính xác tình trạng dưới đáy giếng, phát hiện nhanh
chóng các dấu hiệu của xâm nhập, tự động điều chỉnh áp suất miệng giếng kịp thời
để giảm thiểu thể tích xâm nhập. Việc có thể điều chỉnh chính xác áp suất đáy giếng
còn cho phép giảm tỷ trọng dung dịch khoan và tăng tốc độ cơ học khoan nên đáng
kể.


Chương 2. Kiểm soát hiện tượng xâm nhập
II.1 Áp suất
1. Áp suất trong lỗ khoan và thành hệ
Áp suất được hiểu là lực tác dụng trên một đơn vị diện tích, có thể được biểu thị
bằng nhiều đơn vị khác nhau như: KG/cm2 hay theo tiêu chuẩn API kí hiệu là psi.
a. Áp suất trong lỗ khoan (áp suất đáy – BHP)
Là tổng các áp suất tác dụng lên đáy giếng, bao gồm: áp suất thủy tĩnh + áp suất
bề mặt áp suất động.
+ Áp suất thủy tĩnh (HSP)
Được tạo bởi cột chất lỏng trong giếng, giá trị phụ thuộc vào tỷ trọng của chất
lưu (MW) và chiều cao của chúng (TVD), đơn vị có thể lấy là: at hay theo hệ đơn vị
API. Ta có:
HSP = 0.052 x MW x TVD
Trong đó: 0.052 là hệ số chuyển dổi hay cn gọi là gradient áp suất của chất lưu (
Psi/ST )
. MW tính theo PPg
. TVD tính theo St
GRadien áp suất của chất lưu được hiểu là tỷ trọng của chất lưu lên trên một
đơn vị độ sâu. Ví dụ 1 SOOt cột nước ngọt có tỷ trọng 8.33 PPg sẽ tác dụng áp
suất = 0,052 x 8,33 x 1 = 0,433 ( Psi )
Do vậy gradient áp suất của nước ngọt là : 0,433 Psi/St
Sau đây cho biết gradien áp suất của một số chất lưu xâm nhập trong giếng
( bảng 1.1 )
Bảng 1.1 Gradient áp suất của một số chất lưu trong giếng
Chất lưu

Tỷ trọng (ppg)

Gradient áp suất (psi/ft)

Khí

3

0.156

Hỗ hợp khí-dầu-nước

3 9

0.156 0.465

Nước ngọt

8 33

0.433

Nước mặn

9 10

0.465 0.520

+ Áp suất bề mặt là áp suất tác dụng bởi giếng đóng bằng đối áp BOP.


+ Áp suất động là áp suất sinh ra do sự dịch chuyển của chất lưu và sự dịch
chuyển của cần khoan.
Áp suất đáy giếng sẽ thay đổi phụ thuộc vào trạng thái làm việc của giếng trong
quá trình thi công.
• BHP khi không tuần hoàn = 0.052 x ppg x TVD
• BHP khi khoan hoặc tuần hoàn = 0.052 x ppg x TVD + AFL
AFL (Annular Friction Losses) – tổn áp ở khoảng không vành xuyến
• BHP khi thả cần vào giếng = 0.052 x ppg x TVD x SuP
SuP (Swurge Pressure ) – Áp suất dâng ở cuối cột cần khi thả.
• BHP khi kéo cần ra khỏi giếng = 0.052 x ppg x TVD x SwP
SwP (Swab Pressure) – Áp suất giảm ở cuối chuỗi cần khi kéo.
• BHP khi đóng giếng (do hiện tượng “kick” nên phải đóng giếng mà
choòngcòn đang nằm tại đáy áp suất thành hệ sẽ cân bằng với áp suất đáy
giếng ở giai đoạn đầu đóng giếng). Lúc đó ta tính được
• Tổng áp suất bên trong cột cần
BHP = Áp suất thủy tĩnh trong cần + Áp suất đóng giếng trong cần
(S/DDP) =0.0052xPPgxTVD+SIDPP
• Tổng áp suất trong KKV xuyến
BHP= Áp suất cột dung dịch ở KKVX +Áp suất đóng giếng trong
ống chống (S/CP) + Áp suất thủy tĩnh của dòng chất lưu xâm nhập
(HSP of influxe)= 0.052xPPgxTVD+SICP+HSP of influxe
Giá trị BHP chính xác được xác định khi chất lưu xâm nhập không di
chuyển lên trên
b, Áp suất vỉa: (PP- Pore pressure)
Áp suất vỉa (áp suất lỗ rỗng) được hiểu đó là áp suất của các chất lưu chứa
trong vỉa. Áp suất vỉa có thể chịu ảnh của nhiều yếu tố trong đó có trọng lượng của
lớp phủ lên nén ép lên cả phần rắn và phần rỗng. Nếu các chất luwu dễ dàng di
chuyển và thoát ra được thì các hạt nắn sẽ mất đi tính chỗng đỗ và sẽ xích lại gần
nhau hơn, quá trình này có thế nhận biết dễ dàng khi khai thác.
Người ta phân áp suất vỉa thành 3 loại:
• Áp suất vỉa dị thường âm (Gradien áp suất <0.443Psi/ft)
• Áp suất vỉa bình thường (0.433 • Áp suất vỉa dị thường dương (0.465
Áp suất vỉa là một trong những đại lượng rất quan trọng cần phải được đánh giá
trước khi khoan nhằm đảm bảo an toàn, nhũng rủi ro và chi phí thi công


• Áp suất vỉa dị thường âm (Subrormal pressuare) là áp suất thủy
tĩnh của thành hệ có giá trị nhỏ hơn áp suất vỉa bình thườngthường ở các vỉa đã khai thác cạn kiệt hoặc như tang móng mỏ
Bạch Hổ, khoan trong tần này rất dễ xảy ra hiện tượng mất dung
dịch
• Áp suất vỉa bình thường (Normal Pressuare) là áp suất thủy tỉnh
của chất luw được “bẫy” lại tự nhiên trong thành hệ , có gradient
áp suất thay đổi từ 0.433 đến 0.645 Psi/ft tùy vào vuàng địa chất
mỏ. Trong thành hệ này lớp phủ được cấu tao bởi các hạt đá,
chiều dày lớp phủ tăng dần theo chiều sâu nhưng phần rỗng sẽ
giảm do sự nén ép của đá mặc dù các chất lưu vẫn di chuyển tự do
• Áp suất dị thường dương (Abnormal Pressual) là áp suất của
thành hệ lớn hơn áp áp suất thủy tĩnh của các chất luu trong đó.
Nguyên nhân của hiện tượng dị thường dương là do chất lưu bị
nén ép của lớp đá phủ khi không có sự thoát ra của chất lưu vì
thành hệ đã được làm kín hoàn toàn. Áp suất dị thường dương có
thẻ gây ra hiệng tượng phun trào rất nguy hiểm hiểm khi khoan
 Các nguyên nhân gây ra dị thường áp suất vỉa:
Có nhiều nguyên nhân gây ra dị tường áp suất cho một thành hệ nhất định.
Các nguyên nhân có thể xảy ra đồng thời hay độc lập. Ở đây ta chỉ xét đến
dị thường dương. Người ta phân ra hai loại nguyên nhân đó là nguyên nhân
kiến tạo và nguyên nhân thạch học.
+ Nguyên nhân kiến tạo:
• Sự nén ép không cân bằng (Disequilibrium/ Under compaction) do sự
lắng đọng nhanh làm cho chất lưu không thoát ra kịp trong khi đó lại
chịu sự nén ép của các lớp trầm tích phía trên vấ tiếp tục xảy ra. Sự
nén ép đó đã làm cho chất lưu trong lỗ rỗng bị néo tăng lên và tạo nên
áp suất dị thường dươngTh
• Thế nằm đất gãy (Faulting) Sự hoạt động trồi lên của cánh dưới trong
đứt gãy nghịch đã đẩy các thnahf hệ ở dưới sâu (có áp suất lớn hơn)
lên vị trí mới có độ sâu và áp suất nhỏ hơn, do vậy đã tạo nên miền có
áp suất dị thường dương lớn hơn áp suất ở cánh trái
• Hiệu ứng phun( Artesian effect)
Một đới dẫn nươc ở dưới sâu có điểm lộ trên bề mặt (ở độ cao lớn) sẽ
tạo ra một cột nước có áp suất khác nhau tùy vị trí. Khi khoan vào các
đới nước này mà vị trí giếng khoan thấp hơn điểm lộ của đới nước thì
nước sẽ xâm nhấp vào giếng gây ra hiện tượng phun (kích)
• Mũ khí (gas cap)


Thường xuất hiện trong các vỉa dạng uốn nếp lồi có tầng chắn tốt, áp
suất từ phần sâu nhất trong vỉa có xu hướng dịch chuyển lên phần
nông hơn. Nếu tồn tại khí trong vỉa thì sẽ tạo ra mũ khí có áp suất lớn
dị thương (vì khí nhẹ hơn dầu và nước nên dễ dịch chuyển hơn )
• Sự tích áp vào vỉa cát khi khoan tới tang cats
Hiện tượng này có thể xuất hiện khi có sự liên thông giữa hai đối
chênh lệch áp suất hay sự phun trào ngầm. Nếu giếng khai thác đi qua
các thnahf hệ khác nhau , trong đó có thể là tầng cát có tính thấm tốt
hơn ở trên và một tầng khí cao áp ở phía dưới. Nếu sự các ly giếng
không tốt thì áp suất của taagf khí sẽ liên thông lên tầng cát làm tăng
áp ở tầng này
• Vòm muối (Salt dome)
Nếu trong một tầng dày có một lớp muối xuất hiện. dưới tác dụng nén
của lớp phủ làm cho vỉa muối biến đổi và có xu hướng chồng lên hình
thành dạng vòm muối. Vỉa mưới là một đới không thấm, biến đổi từ
từ và tạo ra kiểu dòng chảy ảo. Khi bị dồng nến thì dòng chảy dẻo
này có xu hướng chọc thủng các thành hệ phía trên, làm cho các tầng
trên bị ép và dịch chuyển chờm sát vào vòm muối lên phía trên.
Huydro các bon sẽ tích tụ vào phần trên của thân chờm tăng lên vượt
quá áp suất của vùng lân cận.
+ Nguyên nhân thạch học:
• Các quá trình hình thành đá.
• Quá trình thành đã của các khoáng vật sét Smeetite
• Sự biến dổi từ thạch cao thành cao trong điều kiện vỉa
Các quá trình thành đã và phản ứng trên đã biến nước trong
trạng thái phân tử trở thành nước vỉa bị nén ép và gia tăng áp
suất.
• Sự thành đá của các khoáng vật khác trong điều kiện không có
sự thoát nước ra bên ngoài
Quá trình này được coi là sự phá hủy độ rỗng, đá bị nén ép lại,
có mật độ cao, trọng lượng riêng lớn, từ đó tạo điều kiện cho
quá trình nén ép dưới cân bằng diễn ra và tạo ra áp suất dị
thường dương trong vỉa. Ngược lại quá trình này là sự hào tan
các khoáng vật sẽ làm tăng thể tích lỗ rỗng và độ thấm,từ đó
làm giảm áp suất vỉa do tác động của quá trình nén ép,
• Sự thẩm thấu (sự di chuyển vào chất lưu)


Khi tồn tại một màng bán thấm phân chia 2 chất luw có dộ khoáng
hóa khác nhau, chất lưu có độ khoáng hóa thấp (nước ngọt) sẽ dịch
chuyển qua màng thấm đến chất lưu có dộ khoáng hóa cao hơn (nước
biển) để đạt trọng thái cân bằng về thành phần hóa học, người ta gọi
đó là hiện tượng thẩm thấu hay thấm lọc. Hiện tượng thẩm thấu này
sẽ gây nên áp suất thẩm thấu mà theo Marine và Frizt (năm 1981) thì
đó là một trong những nguyên nhân gây nên hiện tượng dị thường áp
suất.
• Thủy nhiệt.
Khi nhiệt độ tăng lên thì thể tichscar mội trường rỗng cũng tăng lên.
Thế nhưng sự giãn nở của đất đá được coi là không đáng kể so với
chất lưu. Tức là thể tích của chất lưu sẽ gia tăng nhiều hơn so với thể
tích coi như không đổi của khung đá khi điều kiện nhiệt độ gia tăng.
Điều này làm cho áp suất gia tăng trong vỉa tạo ra dị thường áp suất
dương. Tuy nhiên đây không phải nguyên nhân chủ yếu vì nó tác
động không đáng kể
 Dự đoán và phát hiển các áp suất vỉa
+ phương pháp dự đoán trước khi khoan

c, Áp suất nứt vỡ vỉa (Fracture pressuare)
Là áp suất tại đó đất đá thành hệ bị nứt vớ làm cho chất lưu có thể chảy vào
trong vỉa
Áp suât vỡ vỉa thường được đo bằng Gradien áp suất giống
• Dựa vào đường đạc tính chuẩn đã được xác lập của đá phủ sét theo độ
sâu, thông thường độ sâu càng lớn thì:
• Tỷ trọng đá càng tăng do bị nén ép
• Độ rỗng thành hệ càng giảm
• Vận tốc truyền sóng âm tăng
• Điện trở kháng tăng
• Độ dẫn điện giảm
Ở những đoạn có dị thương áp suất là đoạn có đường đặc tính mới lệch khỏi
đường đặc tính đã biết
Căn cứ vào số liệu áp suất vỉa của các giếng khoan lân cân
+
-

Phương pháp dự đoán tỏng quá trình khoan
Phát hiện căn cứ vào các dấu hiệu khi khoan




Thay đổi tốc độ cơ học (thường ở đới có áp suất dị thường là đới có



chất lưu và đá mềm hơn nên vch|
Thay đổi hình dạng, kích thước và lượng mùn khoan (khi khoan vào

đới dị thường áp suất thì hình dạng, kích thước hạt mung thường sắc
cạnh, lượng hạt mùn sinh ra nhiều hơn bình thường

Tăng mô men quanh choòng, tăng lực kéo cột cần

Trương nở và sạt lở sét thành hệ do Pv > Ptt

Tăng hàm lượng khí đi lên cùng dung dịch

Giảm tỷ trọng sét (xác định tỷ trọng hạt mùn trên mặt)

Tăng nhiệt đông đường ống dẫn dung dịch (2-6/100ft)
- Phát hiện bằng các thiết bị đo trong khi khoan
Nhờ bộ cảm biến láp đặt trên dụng cụ khoan. Việc thu thập và xử lý
thông tin được thực hiện nhanh chóng hệ thống máy tính nối trực tiếp cới
các bộ cảm biến
+ Phương pháp xác định sau khi khoan
-

-

Khi giếng hở: căn cứ vào chiều cao cột dung dịch (có tỷ trọng đã
biết) ở trạng thái tĩnh cân bằng với áp suất vỉa mà ta dễ dàng tính
được (Ptt=Pv+0.052xT)
Khi giếng ở trạng thái đóng: căn cứ vào áp suất ở KKV xuyến
giữa ống chống và cần khoan

II.1.1 Áp suất thủy tĩnh
Là áp suất của cột chất lưu, sinh ra bởi tải trọng của cột dung dịch tại bất cứ độ
sâu nào trong giếng.Cần phải lưu ý là áp suất thủy tĩnh là hàm phụ thuộc vào trọng
lượng mùn khoan (MW) dung dịch và chiều sâu thằng đứng (TVD) của giếng, kích
thước hay hình dạng của cột chất lưu không ảnh hưởng đến giá trị áp suất thủy tĩnh.


HP (psi) = 0.052 * MW (ppg)* TVD (ft)[2.1]
Với 0.052 là hệ số chuyển đổi đơn vị

Hình 2.1 Hình dạng các cột chất lưu khác nhau không ảnh hưởng đến HP
Ví dụ 2.1: Xác định áp suất thủy tĩnh tại đáy giếng có trọng lượng mùn khoan
dung dịch là 9.2 ppg, MD là 6750 ft và TVD là 6130 ft.
 Ta có: HP = 0.052 * 9.2 * 6130 = 2933 psi
II.1.2 Hệ số chuyển đổi trọng lượng mùn
II.1.3 Áp suất động học tuần hoàn
II.1.4 Áp suất đáy giếng
II.1.5 Áp suất chất lưu vỉa (PF)
II.1.6 Dị thường áp suất
II.1.6.1 Sự khác nhau của áp suất chất lỏng
II.1.6.2 Sự quá tải của vỉa nông
II.1.6.3 Sự nén ép các lớp trầm tích
II.1.6.4 Mỏ muối
II.1.6.5 Sự khoang hóa
II.1.7 Áp suất nứt vỡ vỉa (PFB)
Là giá trị áp suất cần thiết để vượt quá giá trị áp suất lỗ rỗng thành hệ và độ bền
của đất đá để tạo ra các đứt gãy.Áp suất vỡ vỉa này phụ thuộc vào loại thành hệ (độ


bền, độ thấm) và tính chất của lưu chất. Áp suất vỡ vỉa thường tăng theo độ sâu. Áp
suất vỡ vỉa thường được xác định ngay phía dưới chân đế ống chống thông qua hai
thí nghiệm LOT (leak off test) và FIT (formation integrity test).
 Thí nghiệm LOT:
Xác định giá trị áp suất mà tại đó thành hệ bắt đầu bị xâm nhập bởi lưu chất. Thí
nghiệm này thường được áp dụng cho những giếng thăm dò để xác định giá trịáp
suất tối đa mà thành hệ tại vị trí đang khảo sát có thể chịu được trước khi dòng chất
lưu bị mất vào thành hệ.
Mục đích chính của thí nghiệm LOT là để tính toán độ bền thành hệ (dùng áp
suất tại thí nghiệm LOT để xác định áp suất lớn nhất mà thành hệ có thể chịu được
tạm thời).
Quy trình thí nghiệm LOT được thực hiện như sau:
-

Khoan xuống dưới chân đế ống chống khoảng 5-10 ft để vào thành hệ mới.
Choòng khoan được kéo lên tới chân đế ống chống và tiến hành tuần hoàn

-

mùn khoan trước khi bắt đầu LOT.
Đóng giếng bằng thiết bị chống phun rồi bơm vào giếng với giá trị bơm xác
định ở từng thời điểm. Ở mỗi thời điểm tăng giá trị lên từ 0.25 đến 0.5 thùng

-

và đợi cho giá trị áp suất ổn định.
Đồng thời vẽ biểu đồ bao gồm giá trị áp suất ổn định và thể tích bơm cho

-

mỗi lần tăng, chúng sẽ được thể hiện trên đồ thị bằng đường thẳng.
Tiếp tục bơm cho đến khi đường thẳng bắt đầu thay đổi hệ số góc và xuất
hiện đường cong thì dừng bơm. Ghi nhận lại giá trị áp suất tại thời điểm đó
chính là áp suất vỡ vỉa, lúc này áp suất trên bơm tăng chậm và từ từ giảm
xuống

Áp suất vỡ vỉa được xác định như sau:Pfr = Php + PLOT
Trong đó:
Pfr: áp suất vỡ vỉa (psi)
Php: áp suất thủy tĩnh trong giếng (psi)
PLOT:áp suất thử vỉa (psi)


Hình 2.3 Thí nghiệm xác định LOT
 Thí nghiệm Formation Integrity (FormationIntegritytest)
Thí nghiệm này được thực hiện nhằm xác định trước giá trị áp suất mà không
gây ra đứt gãy thành hệ, và sẽ không xuất hiện điểm đứt gãy như thí nghiệm
LOT.Trong nhiều trường hợp, giá trị độ bền thành hệ đủ để đảm bảo cho giếng
vẫncòn nguyên vẹn trong trường hợp kiểm soát giếng, đặc biệt trong quá trình phát
triển giếng.Việc thực hiện thí nghiệm FIT nhằm đảm bảo rằng việc tiếp tục khoan
tới độ sâu mục tiêu kế tiếpsẽ v ẫn đảm bảo giếng được kiểm soát mà không có bất
cứ sự cố phun trào nào.
II.1.8 Áp suất lớn nhất cho phép ở trên mặt khoảng không vành xuyến
(MAASP)


II.2 Khái niệm hiện tượng kick
Kick là sự xâm nhập của dòng chất lưu không mong muốn từ thành hệ như khí,
dầu, nước vào trong lỗ khoan. Khi kick xảy ra nó sẽ dẫn đến những hậu quả như tốn
thời gian để kiểm soát và xử lý, quá trình khoan có thể tiềm ẩn rủi ro, nguy hiểm với
dòng kick có áp suất cao và đôi khi thiết bị hay bộ khoan cụ dưới giếng có thể bị
kẹt. Do đó việc kiểm soát dòng kick ngay khi vừa mới xâm nhập là yêu cầu tiên
quyết để giảm những rủi ro về sau.
Nếu dòng kick xâm nhập không được kiểm soát hoàn toàn mà tiếp tục xuất hiện
và di chuyển trong giếng, sẽ đến một lúc dòng kick này sẽ không còn kiểm soát
được nữa và dẫn đến phun trào.

Hình 3.1 Kick khi có sự chênh lệch áp suất giữa áp suất giếng và áp suất vỉa
II.3 Nguyên nhân hiện tượng kick
II.3.1 Không điền kịp thời vào lỗ rỗng
II.3.1.1 Mud Fill-Up Line, with Stroke Counter.
II.3.1.2 Continuous Circualting Trip Tank.
II.3.2 Swabbing in a kick. ( lưu thông
II.3.3 Không bù đủ dung dich
II.3.4 Áp suất vỉa dị thường
II.3.5 Mất tuần hoàn
II.3.6 Tầng cát nông
II.3.7 Tốc độ khoan lớn trong tầng cát chứa khí


Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×