ỨNG DỤNG KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT TRONG VỈA ÁP SUẤT CAO NHIỆT ĐỘ CAO

ĐAMH: ỨNG DỤNG KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT TRONG VỈA ÁP SUẤT

CAO NHIỆT ĐỘ CAO

I.

TÍNH CẤP THIẾT CỦA ĐỀ TÀI
Để đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng tăng cần phải tìm kiếm và khai thác nhiều
mỏ dầu khí hơn. Ngày càng có nhiều vỉa được phát hiện ở độ sâu lớn và phức tạp hơn.
Khi khoan qua các thành hệ sâu với đặc trưng là áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT)
phải đối mặt với nhiều thử thách trong khi khoan, thiết kế dung dịch khoan, ống
chống, bơm trám xi măng…
Khoan kiểm soát áp suất (MPD) là phương pháp ngày càng áp dụng rộng rải để khoan
qua các thành hệ phức tạp và địi hỏi sự an tồn về sức khỏe và môi trường. MPD
thường được ứng dụng để khoan qua tầng mất dung dịch trầm trọng, các tầng sâu có
áp suất cao, nhiệt độ cao với đặc trưng là cửa sổ áp suất hẹp.
Đồ án này sẽ nêu rõ những khó khăn khi khoan qua vỉa HPHT, từ đó ứng dụng
phương pháp khoan kiểm sốt áp suất thích hợp.

II.

MỤC TIÊU
Chọn phương pháp khoan kiểm sốt áp suất thích hợp khi khoan qua vỉa áp suất cao,
nhiệt độ cao.

III.

NHIỆM VỤ
Phân tích những khó khăn khi khoan qua vỉa áp suất cao, nhiệt độ cao, nghiên cứu các
phương pháp khoan kiếm sốt áp suất, từ đó chọn phương pháp thích hợp để khoan
qua vỉa HPHT.

IV.

PHẠM VI NGHIÊN CỨU
Phạm vi nghiên cứu là vỉa áp suất cao, nhiệt độ cao và phương pháp khoan kiểm sốt
áp suất

V.

TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU CĨ LIÊN QUAN
1. Trần Nam Tuân (2012). Ứng dụng khoan kiểm soát áp suất giải quyết sự cố mất
dung dịch khi khoan qua tầng móng mỏ Bạch Hổ bể Cửu Long. Luận văn Tốt
nghiệp trường Đại học Bách Khoa Tp.HCM
Tác giả đã phân tích đặc điểm địa chất của tầng móng mỏ Bạch Hổ và ưu nhược
điểm của phương pháp khoan kiểm sốt áp suất. Từ đó,tác giả đã lựa chọn phương
pháp khoan với mũ dung dịch tạo áp để giải quyết hiện tượng mất dung dịch khi
khoan qua tầng móng mỏ Bạch Hổ.


2. Nguyễn Hữu Hạnh (2011). Ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất với áp
suất đáy giếng ổn định cho giếng khoan X thuộc cấu tạo triển vọng Tê Giác Đen.
Luận văn Tốt nghiệp Đại học Bách Khoa Tp.HCM
Dựa trên điều kiện địa chất của giếng khoan X thuộc cấu tạo Tê Giác Đen với điều
kiện áp suất hết sức phức tạp và khảo sát kết quả ứng dụng phương pháp khoan
kiểm soát áp suất ở Việt Nam, luận văn đã lựa chọn phương pháp khoan áp suất
đáy ổn định (CBHP) cho giếng khoan này. Ngoài ra, luận văn cịn trình bày qui
trình lắp đặt thiết bị, thi cơng đến giải quyết sự cố trong quá trình thực hiện.
3. Nguyễn Văn Khang (2010). Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp
suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen. Luận văn Thạc sĩ Đại học
Bách Khoa Tp.HCM

Mục đích nghiên cứu của luận văn là khả năng áp dụng và lựa chọn phương pháp
khoan kiểm soát áp suất thích hợp cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen.
Dựa trên nghiên cứu về điều kiện địa chất của các giếng tương đồng TGD-1X và
TGD-1X-ST1 để đánh giá khả năng ứng dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất
cho giếng TGD-2X. Bên cạnh đó, luận văn cịn khảo sát hiệu quả ứng dụng cơng
nghệ khoan kiểm sốt áp suất tại mỏ Cá Ngừ Vàng từ đó đề xuất phương pháp
khoan áp suất đáy ổn định cho giếng khoan TGD-2X.
VI.

CẤU TRÚC ĐỒ ÁN
1. Cơ sở lý thuyết vỉa áp suất cao, nhiệt độ cao
a. Định nghĩa, phân loại vỉa HPHT
b. Những khó khăn khi khoan qua vỉa HPHT
- Khó khăn khi khoan
 Trong kiểm soát giếng
 Tốc độ khoan thấp
 Non-Production Time
 Trong thiết kế dung dịch khoan
- Khó khăn trong bơm trám xi măng
- Khó khăn trong Hồn thiện giếng
2. Cơ sở lý thuyết của phương pháp khoan kiểm soát áp suất
a. Tổng quan về phương pháp MPD
b. Phân loại
- Khoan với áp suất đáy ổn định (CBHP)
 Ứng dụng áp suất hồi ( Application of Backpressure)
 Hệ thống tuần hoàn liên tục (CCS)
- Khoan với mũ dung dịch tạo áp (PMCD)
- Khoan với tỷ trọng kép (DG)

 Subsea Mudlift Drilling
 Mud Dilution
3. Ứng dụng khoan kiểm soát áp suất khi khoan qua vỉa HPHT



. CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHƯƠNG PHÁP KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT.
I.1. Giới thiệu phương pháp khoan kiểm soát áp suất.
.1.1. Định nghĩa

- Theo Hiệp hội Quốc tế các nhà thầu Khoan (IADC):
 Từ tháng 2/ 2004 đến tháng 1/2008:
“ Qui trình khoan thích hợp được sử dụng để điều khiển một cách chính
xác áp suất vành xuyến trong tồn bộ giếng”.
“Mục tiêu là đảm bảo những giới hạn môi trướng áp suất đáy giếng và
kiểm sốt thích hợp áp suất vành xuyến”

 Bổ sung những định nghĩa trên vào tháng 1/2008:
“ MPD nhằm tránh sự xâm nhập của chất lưu vỉa lên bề mặt. Bất kì dịng
chảy bất thường sẽ được xử lý bằng một qui trình thích hợp.”
- Theo Weatheford
 “Khoan kiểm soát áp suất là một phương pháp tiên tiến trong việc
kiếm soát giếng bằng cách sử dụng hệ thống dung dịch khoan được
gia áp và kín để kiểm sốt chính xác hơn áp suất giếng.”
Hình 1 thể hiện sự khác nhau giữa phương pháp khoan truyền thống và MPD. Đối với
phương pháp khoan truyền thống, dòng dung dịch khoan về tiếp xúc trược tiếp với môi
trường. Trong khi, dòng dung dịch về của MPD là vòng kín nhờ thiết bị kiểm sốt tuần
hồn (RCD).

Hình 1. Khác nhau đường dung dịch về giữa khoan truyền thống và MPD.

I.1.2. Khác nhau giữa MPD với UBD và phương pháp khoan truyền thống.
Mục đích của MPD là kiểm soát áp suất đáy giếng nằm trong cửa sổ áp suất giống
như phương pháp khoan truyền thống. Tuy nhiên, MPD sử dụng thêm những thiết
bị mới nhờ đó kiểm soát áp suất giếng hiệu quả hơn cũng như cung cấp nhiều
thông tin về những điều kiện đáy giếng. Thông tin này và việc kiểm sốt áp suất
giếng có ích trong việc đưa ra những quyết định và định hướng tốt hơn khi khoan
qua điều kiện áp suất phức tạp.
MPD có vẻ giống như Khoan dưới cân bằng (UBD). Thậm chí, MPD cịn sử dụng
nhiều thiết bị giống như UBD. Tuy nhiên, UBD có xu hướng ngăn chặn những vấn
đề ảnh hưởng đến thành hệ, trong khi MPD có ích trong việc ngăn chặn các vấn đề
liên quan đến khoan. UBD cho phép dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng bằng
cách sử dụng cột dung dịch có áp suất bé hơn áp suất vỉa. MPD di trì áp suất đáy
giếng lớn hơn áp suất vỉa và bé hơn áp suất vỡ vỉa.
“UBD liên quan đến những vấn đề vỉa, trong khi MPD liên quan đến những
vấn đề khoan.”
I.1.3. Khi nào cần ứng dụng MPD?
Những trường hợp cần phải xem xét sử dụng MPD:
- Những vấn đề khoan mà các phương pháp khác không giải quyết được:
 Chất lưu xâm nhập và mất dung dịch.


 Hiện tượng pittong – xilanh (Surge and Swab).
 Cửa sổ áp suất hẹp.
- Thời gian không khoan (flat time) và thời gian không hiệu quả (NPT) cao.
- Liên quan đến những vấn đề về Sức khỏe, An toàn và Môi trường (HSE).
- Hết cấp ống chống trước khi đến mục tiêu.
Những vấn đề khoan mà MPD có thể giảm thiểu:
- Giảm thiểu hiện tượng dầu khí phun và mất dung dịch.

- Giảm vấn đề kẹt cần.
- Giúp đạt đến mục tiêu khi khoan các giếng sâu.
- Ổn định thành hố khoan tốt hơn.
- Giảm thời gian không khoan và thời gian không hiệu quả.
- Giảm số cấp ống chống.
- Giúp sớm phát hiện và giảm thiểu thể tích chất lưu xâm nhập.
- Giảm số lần thay đổi dung dịch khoan để đạt đến mục tiêu.
- Giảm thiểu vấn đề phình và ép của thành hệ (ballooning
andbreathing), cũng như hiện tượng pittong – xilanh (surge
and swab).
Hình 2 cho thấy thời gian không hiệu quả (NPT) để xử lý những vấn đề như: phun
trào, mất dung dịch, kẹt cần…có thể được giảm thiểu 42% nhờ phương pháp MPD.

Hình 2. Những sự cố MPD có thể giảm thiểu.


I.1.4. Phân loại.
Hiện nay có nhiều cách phân loại kỹ thuật MPD. Trong phạm vi
nghiên cứu của đồ án này, MPD sẽ được phân loại để có cái nhìn
tổng qt về các phương pháp đặc trưng của MPD. Vì vậy, một số
phương pháp mới đang được nghiên cứu sẽ không được đề cập trong
đồ án này.
MPD được chia thành 4 “loại” (Variations), đó là: Khoan với áp suất
đáy ổn định (Constant Bottomhole Pressure - CBHP), Mũ dung dịch
được gia áp (Pressurized Mud Cap Drilling - PMCD), Khoan với tỷ
trọng kép (Dual Gradient – DG) và Khoan kiểm sốt dịng về hoặc
khoan bảo đảm Sức khỏe, An tồn, Mơi trường (Health, Safe and
Enviroment – HSE). Trong đó, một số “loại” bao gồm nhiều “phương
pháp” (Method) nhỏ.
Á

M
T
D
S
Ứ
H
p
ũ
ỷ
ứ
ệ
n
ị
u
c
g
a
n
s
d
t
g
u
r
k
h
d
t
ấ
n

ọ
h
ơ
ụ
a
d
t
g
ỏ
ịn
e
g
c
,
d
h
ị
k
t
á
u
c
é
A
u
p
n
h
p
n

ầ
g
â
s
n
D
t
u
d
g
i
G
o
h
ịấ
a
à
o
t
c
n
à
h
,á
n
h
p
ồ
k
ilM

h
P
iơ
o
iM
ê
a
C
n
D
t
r
t
ụ
c

Hình 3. Phân loại các phương pháp MPD.

I.2. Kỹ thuật khoan Kiểm soát áp suất.
Phần này sẽ thể hiện chi tiết hơn về bản chất của từng phương pháp
được phân loại ở phần trước.
I.2.1 Khoan với áp suất đáy ổn định (CBHP).
CBHP được sử dụng rất rộng rãi nhằm duy trì áp suất đáy ln ổn
định khi giếng chuyển từ trạng thái khơng tuần hồn sang tuần hoàn


và ngược lại. Có được áp suất đáy ổn định mang đến nhiều lợi ích
như:
- Tránh được các vấn đề khoan liên quan đến sự thay đổi liên
tục tỷ trọng dung dịch tương đương.

- Khoan qua tầng có cửa sổ áp suất hẹp.
- Đạt đến mục tiêu một cách an tồn và giảm thời gian khơng
hiệu quả NPT.
CBHP bao gồm hai phương pháp: Ứng dụng áp suất hồi (Application
of Back Pressure - ABP) và Hệ thống tuần hoàn liên tục (Continuous
Circulation System – CCS). ABP sử dụng bơm để tạo ra áp suất hồi
tại vành xuyến khi tháo hay lắp cần khoan, nhằm duy trì áp suất đáy
giếng giống như khi đang tuần hoàn. CCS sử dụng thiết bị Đầu nối
tuần hoàn liên tục ( Continuous Circulation Coupler – CCC) nhằm duy
trì tuần hồn dung dịch khoan ngay cả khi đang tháo, lắp cần.
I.2.1.1 Ứng dụng áp suất hồi.
Trong phương pháp khoan truyền thống, dung dịch khoan có tỷ trọng
thích hợp được lựa chọn để áp suất giếng nằm trong cửa sổ áp suất.
Khi giếng ở trạng thái tĩnh, áp suất đáy giếng là áp suất thủy tĩnh
của cột dung dịch khoan. Khi chuyển sang trạng thái tuần hoàn, áp
suất đáy giếng bao gồm áp suất ma sát vành xuyến (annulus friction
pressure) và áp suất do tỷ trọng tuần hoàn tương đương (Equivalent
Circulation Density – ECD). Do vậy, đối với vỉa có của sổ áp suất hẹp,
giếng có thể được kiểm sốt ở trạng thái tĩnh, nhưng khi tuần hồn
áp suất đáy giếng sẽ vượt qua áp suất vỡ vỉa, điều đó làm ảnh
hưởng đến thành hệ. Ngược lại, nếu giảm tỷ trọng dung dịch khoan
để kiểm soát giếng khi tuần hồn thì hiện tượng chất lưu vỉa xâm
nhập sẽ xảy ra khi ngưng tuần hoàn.

BHP during drilling
BHP when not drilling

Conventional
Drilling
MW +ECD

CBHP MPD
MW + ECD + BP

MW

MW + BP

Bảng 1. So sánh áp suất đáy giữa khoan truyền thống và CBHP

ABP có thể sử dụng dung dịch khoan với tỷ trọng nhẹ hơn bằng cách
tạo áp suất hồi từ bề mặt khi giếng khơng tuần hồn. Khi tuần hồn,
áp suất hồi tại vành xuyến được giảm tương ứng với sự xuất hiện


của áp suất ma sát (AFP), nhờ đó áp suất đáy giếng được duy trì ổn
định (Hình 4).

Hình 4. Quá trình thay đổi áp suất đáy khi tuần hồn và ngưng tuần hoàn.

I.2.1.2 Hệ thống tuần hoàn liên tục (CCS).
Trong phương pháp khoan truyền thống, việc tuần hoàn dung dịch
phải tạm dừng khi tháo lắp cần, nhưng CCS cho phép việc tuần hoàn
dung dịch được thực hiện trong giai đoạn này. Điều này có ích trong
việc ngăn chặn một số vấn đề xảy ra khi tắt mở bơm liên tục.
Khi ngưng tuần hoàn dung dịch, sự suy giảm của áp suất đáy giếng
có thể dẫn đến sự cố phun trào vì sự xâm nhập của chất lưu vỉa.
Thậm chí thành hệ có thể nén ép hố khoan gây ra kẹt cần. Hơn nữa,
khi ngưng tuần hoàn, dung dịch khoan sẽ bắt đầu hình thành trạng
thái “keo” (gel). Khi khởi động bơm, áp suất gia tăng cho đến khi

phá vỡ trạng thái keo và gây ra hiện tượng tăng áp suất đột ngột
(pressure spike) như Hình 5. Điều này làm cho dung dịch khoan đi
vào thành hệ.


Hình 5. Sự thay đổi đột ngột của áp suất khi tắt và khởi động tuần hồn.

CCS có thể giải quyết những vấn đề trên bằng cách sử dụng Đầu nối
tuần hồn liên tục (Continuous Circulation Coupler –CCC). Qui trình
hoạt động của CCC khi tháo lắp cần được thể hiện như Hình. CCC ơm
chặt cần khoan, rams trên và rams dưới đóng để tạo thành một
buồng kín, đường dung dịch khoan vào buồng này mở để gia áp như
bước 2 trong hình. Đường vào dung dịch qua ống đứng đóng, quá
trình tháo cần được tiến hành bằng Snubber, rams giữa đóng để chia
buồng thành hai phần riêng biệt như bước 3 trong hình. Dung dịch
khoan ở phần trên được xả ra như bước 4 trong hình. Sau đó cần chủ
đạo di chuyển để gắn cần khoan mới như bước 5.
Sử dụng CCS đem lại nhiều lợi ích như:
 Giảm thời gian khơng tuần hồn.
 Giảm khả năng kẹt cần bởi giữ mùn khoan không lắng
xuống đáy giếng.
 Tỷ trọng tuần hồn tương đương ln được duy trì.


Hình 6. Cấu tạo của CCC


Hình 7. Qui trình tháo lắp cần có sử dụng CCC.

I.2.2. Khoan với mũ dung dịch tạo áp (PMCD).
PMCD là phương pháp thích hợp cho những giếng xảy ra hiện tượng
phun trào và mất dung dịch nghiêm trọng. PMCD thường được sử
dụng khi khoan qua tầng móng nứt nẻ và tầng cacbonat.
Hình 8 trình bày hai phương pháp được sử dụng khi khoan tầng có
cửa sổ áp suất hẹp. Trong trường hợp sử dụng phương pháp CBHP thì
áp suất hồi tại bề mặt rất cao. Khi đó phương pháp PMCD có thể xem
xét đưa vào sử dụng.

Hình 8. Hai giải pháp (CBHP và PMCD) cho vỉa có cửa sổ áp suất hẹp

PMCD sử dụng kết hơp hai dung dịch khoan khác nhau, một dung
dịch mù (sacrifical fluid) nhẹ, rẻ tiền và một dung dịch có tỷ trọng
lớn hơn. Dung dịch mù rẻ tiền, thường được sử dụng là nước biển,
được bơm trong cần khoan và qua choong khoan. Mùn khoan sẽ
được đưa vào vùng mất dung dịch bởi dung dịch mù. Dung dịch
nặng, hiện diện tại vành xuyến trên vùng bị mất dung dịch, nhằm
duy trì áp suất đáy giếng và tránh hiện tượng phun trào (Hình 9).


Hình 9. Kỹ thuật khoan với mũ dung dịch tạo áp

Những lợi ích của phương pháp PMCD:
 Giải quyết được hiện tượng mất dung dịch trầm trọng mà các
phương pháp khác khơng làm được.
 Cắt giảm chi phí một cách đáng kể vì dung dịch khoan đắt tiền
khơng đi vào thành hệ.
 Cải thiện tốc độ khoan cơ học (ROP) vì khoan với dung dịch mù
có tỷ trọng nhẹ.
 Giảm đáng kể thời gian không hiệu quả (NPT) mà các phương

pháp khoan khác phải có để giải quyết hiện tượng mất dung
dịch và phun trào.
I.2.3. Khoan với tỷ trọng kép (DG).
Đối với mơi trường biển sâu, nước biển đóng vai trị đáng kể làm cửa
sổ áp suất hẹp vì tỷ trọng của nước biển bé hơn đất đá rất nhiều.
Bên cạnh cửa sổ áp suất hẹp, khi khoan ở biển sâu, số cấp ống


chống có thể hết khi chưa đạt đến mục tiêu hoặc đường kính giếng
khơng như mong muốn. Tuy nhiên, DG có thể giúp khoan đến mục
tiêu với đường kính giếng như mong muốn.
I.2.3.1. Khoan sử dụng bơm nâng dung dịch (SMD).
SMD sử dụng các thiết bị như: Bơm dung dịch nâng (Seawater
Pump), Bộ chuyển hướng tuần hoàn đặt ở đáy biển (Subsea Rotating
Diverter), Bộ xử lý mùn khoan (Cutting Process)…Các thiết bị chi tiết
được thể hiện như trong Hình 10.

Hình 10. Sơ đồ thiết bị sử dụng trong phương pháp SMD

Dung dịch mang theo mùn khoan, bộ xử lý mùn khoan sẽ tách và
nghiền mùn khoan thành bột. Sau đó, dung dịch được đưa lên bề
mặt qua đường hồi (return line) bằng sự trợ giúp của Bơm nâng dung
dịch ở đáy biển mà không gây ra các vấn đề với ống chống.Dung
dịch khoan được sử dụng có tỷ trọng lớn hơn nước biển, điều này
giúp khoan qua thành hệ có của sổ áp suất hẹp và số cấp ống chống
ít hơn.


Hình 11. Số cấp ống chống yêu cầu khi dùng phương pháp khoan truyền thống.

Hình 12. Số cấp ống chống khi dùng phương pháp SMD.

I.2.3.2 Hòa tan dung dịch khoan (MD).
MD là một phương pháp mới của DG. Trong phương pháp này, dung
dịch khoan có tỷ trọng lớn được sử dụng. Một dung dịch khác nhẹ


hơn được bơm vào vành xuyến tại độ sâu thích hợp để hòa tan với
dung dịch khoan hồi về.
Dung dịch khoan, sau khi được hòa tan, sẽ đi qua máy tách khí và
sàn rung để loại bỏ khí hịa tan và mùn khoan. Sau đó, bơm ly tâm
sẽ tách dung dịch này thành hai dung dịch nặng và nhẹ riêng biệt
như Hình 13.

Hình 13. Hệ thống tuần hồn dung dịch của phương pháp MD.

Tương tự như SMD, MD giúp khoan đến mục tiêu với số cấp ống
chống giảm đáng kể so với khi khoan chỉ với một dung dịch của
phương pháp truyền thống như Hình 14.


Hình 14. Số cấp ống chống yêu cầu của phương pháp MD.

Ưu điểm của phương pháp này là sử dụng được trong hầu hết trong
các dự án ngoài biển, nhiều thiết bị của phương pháp này đã được
sử dụng trong trong nền cơng nghiệp khoan vì vậy khơng cần huấn
luyện nhiều.