ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU, THIẾT KẾ, ĐÁNH GIÁ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ SÉT CHO GIẾNG KHOAN ĐỊNH HƯỚNG Ở MỎ BẠCH HỔ

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
------------

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU, THIẾT KẾ, ĐÁNH GIÁ DUNG DỊCH
KHOAN ỨC CHẾ SÉT CHO GIẾNG KHOAN ĐỊNH HƯỚNG Ở MỎ
BẠCH HỔ

Sinh viên thực hiện: Phan Thanh Nhân
Chuyên ngành: Khoan – khai thác
MSSV: 04PET110013
Lớp: K4-KKT
Khóa: 2014-2019
Người hướng dẫn: ThS. Nguyễn Hữu Trường
KS. Vũ Văn Hưng

Bà Rịa – Vũng Tàu, Tháng 7/2019


TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
------------

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU, THIẾT KẾ, ĐÁNH GIÁ DUNG DỊCH
KHOAN ỨC CHẾ SÉT CHO GIẾNG KHOAN ĐỊNH HƯỚNG Ở
MỎ BẠCH HỔ

Sinh viên thực hiện: Phan Thanh Nhân
Chuyên ngành: Khoan – khai thác

MSSV: 04PET110013
Lớp: K4-KKT
Khóa: 2014-2019
Người hướng dẫn: ThS. Nguyễn Hữu Trường
KS. Vũ Văn Hưng

Bà Rịa – Vũng Tàu, Tháng 7/2019
i


ĐỒ ÁN ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
Người hướng dẫn chính: ThS. Nguyễn Hữu Trường.

Người hướng dẫn phụ: KS. Vũ Văn Hưng.

Người chấm phản biện: ThS. Nguyễn Hữu Tài

Đồ án được bảo vệ tại:
HỘI ĐỒNG CHẤM ĐỒ ÁN TỐT NGHỆP
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
Ngày 30 tháng 07 năm 2019

ii


TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

Họ và tên SV:

Phan Thanh Nhân

MSSV: 04PET110013

Ngành: Kỹ thuật Dầu khí
Lớp: K4KKT
Tên Đồ án tốt nghiệp: Nghiên cứu, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế

1.

sét cho giếng khoan định hướng ở mỏ Bạch Hổ.
Nhiệm vụ: Thiết kế đơn dung dịch khoan cho một giếng khoan có góc nghiên lớn

2.

đã khoan ở mỏ Bạch Hổ. Đánh giá và so sánh dung dịch được thiết kế với dung dịch
khoan sử dụng trong thực tế. Nhận xét những khó khăn, hạn chế còn tồn tại trong thực
tế và đề xuất giải pháp khắc phục cho những hạn chế còn tồn tại.
3.

Ngày giao Đồ án tốt nghiệp: ngày 08 tháng 04 năm 2019.

4.

Ngày hoàn thành Đồ án tốt nghiệp: ngày 19 tháng 07 năm 2019

5.

Họ tên người hướng dẫn:
-

Người hướng dẫn chính: ThS. Nguyễn Hữu Trường

-

Người hướng dẫn phụ: KS. Vũ Văn Hưng

Bà Rịa – Vũng Tàu, ngày
HIỆU TRƯỞNG

TRƯỞNG PHÒNG ĐÀO TẠO

iii

tháng

năm

TRƯỞNG KHOA


s

iv

v


vi


vii


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan những kết quả nghiên cứu được trình bày trong đồ án này là hoàn toàn
trung thực, không vi phạm bất cứ điều gì trong luật sở hữu trí tuệ và phát luật Việt Nam.
Nếu sai, chúng tôi sẽ hoàn toàn chịu trách nhiệm trước pháp luật.
TÁC GIẢ ĐỒ ÁN
(Ký và ghi rõ họ tên)

Phan Thanh Nhân

i


TÓM TẮT ĐỒ ÁN
Sinh viên thực hiện: Phan Thanh Nhân
Lớp: K4KKT
Người hướng dẫn:

Ngành: Kỹ thuật Dầu khí
ThS. Nguyễn Hữu Trường

KS. Vũ Văn Hưng

Tên đồ án: “Nghiên cứu, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế sét cho giếng
khoan định hướng ở mỏ Bạch Hổ”. Đồ án có tổng cộng 91 trang nội dung được trình
bày thành 3 chương:
Chương 1: Cơ sở lý thuyết: Gồm 50 trang, trình bày các kiến thức tổng quan về chức
năng, tính chất… của dung dịch khoan; cấu tạo khoáng vật sét, cơ chế trương nở và cơ
chế ức chế trương nở của sét; tổng quan về công nghệ khoan định hướng.
Chương 2: Khái quát đặt điểm và cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ: Gồm 7 trang, trình bày
khái quát về vị trí địa lý, điều kiện tự nhiên, tính chất thạch học, mặt cắt địa tầng… và
lịch sử tìm kiếm thăm dò trong khu vực mỏ Bạch Hổ.
Chương 3: Kết quả nghiên cứu, thảo luận: Gồm 34 trang, trình bày chi tiết kết quả nghiên
cứu của tác giả về việc lựa chọn, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế sét cho giếng
khoan 9002B. So sánh dung dịch đã thiết kế với dung dịch được sử dụng trong thực tế.
Nhận xét những khó khăn trong quá trình thực tế thi công giếng khoan 9002B, đưa ra
những biện pháp hỗ trợ và đề xuất giải pháp cho khó khăn đang mắc phải. Đánh giá kết
quả thử nghiệm của giải pháp được đề xuất khi ứng dụng vào thực tế.

ii


ABSTRACK
Thesis title: “Research, design, evaluate drilling fluid for drilling directional well in
White Tiger oil field”. Thesis consists of 91 pages with three chapters:
Chapter 1: Theoretical basis: Has 50 pages, presenting general knowledge about
functions, properties ... of drilling fluids; structure of clay mineral, swelling mechanism
and inhibition mechanism of clay swelling; Overview of directional drilling.
Chapter 2: Overview of characteristics and geological structure of Bach Ho field: Has 7
pages, presents an overview of location, natural conditions, lithological properties,
stratigraphic section... and history of exploration and exploration in White Tiger oil

field.
Chapter 3: Results of research and discussion: Has 34 pages, Detailed presentation of
the author's research results on selection and evaluation of drilling fluid solution for well
9002B. Compare the prepared solution with the solution used in practice. Receiving
difficulties in the process of actual construction of drilling well 9002B, offering support
measures and proposing solutions to the difficulties that are facing. Evaluation of test
results of the tournament must be proposed in practice.

iii


LỜI CẢM ƠN
Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, tôi xin gửi đến các thầy cô thuộc khoa Dầu Khí – Trường
Đại học Dầu khí Việt Nam, đặc biệt là các thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai thác dầu
khí lời cảm ơn chân thành vì đã đem tri thức và tâm huyết của mình để truyền đạt cho
chúng tôi những kiến thức quý báu, những kinh nghiệm bổ ích cùng những bài học quan
trọng về cuộc sống để chúng tôi có đầy đủ tri thức và kỹ năng để phục vụ công việc của
mình trong tương lai.
Tôi cũng xin cảm ơn đến ThS. Nguyễn Hữu Trường – giảng viên trường Đại học Dầu
khí Việt Nam, thầy đã tận tâm truyền dạy những kiến thức bổ ích cho chúng tôi trên
giảng đường và cũng là người hướng dẫn, giúp đỡ, giải đáp thắc mắc trong quá trình
thực hiện đồ án này.
Tôi cũng xin chân thành cảm ơn ban lãnh đạo và các bác, các anh chị trong viện NCKH
&TK Dầu khí biển (NIPI), đặc biệt là bác Vũ Văn Hưng và các anh chị làm việc ở phòng
thí nghiệm dung dịch và công nghệ giếng khoan đã giúp đỡ, chỉ bảo và hướng dẫn tận
tình, tạo điều kiện thuận lợi nhất để tôi có thể hoàn thành tốt đồ án này.
Sau cùng tôi xin kính chúc quý thầy cô Trường Đại học Dầu khí Việt Nam và toàn thể
anh chị trong viện NCKH & TK Dầu khí biển được dồi dào sức khỏe và thành công
trong công việc.
Trân trọng cảm ơn.

TÁC GIẢ ĐỒ ÁN
(Ký và ghi rõ họ tên)

Phan Thanh Nhân

iv


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ............................................................................................................ I
TÓM TẮT ĐỒ ÁN ......................................................................................................... II
ABSTRACK .................................................................................................................. III
LỜI CẢM ƠN............................................................................................................... IV
MỤC LỤC ...................................................................................................................... V
DANH MỤC HÌNH ẢNH .......................................................................................... VIII
DANH MỤC BẢNG BIỂU ............................................................................................ X
DANH MỤC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ................................................................. XI
LỜI MỞ ĐẦU ................................................................................................................ 1
CHƯƠNG 1.
CƠ SỞ LÝ THUYẾT
1.1.

Tổng quan về dung dịch khoan và các chức năng .............................................3

1.1.1.

Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan lên bề mặt ..........3

1.1.2.

Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần hoàn ......................4

1.1.3.

Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ ............................................................ 4

1.1.4.

Giữ ổn định và gia cố thành giếng khoan ................................................5

1.1.5.

Khống chế sự xâm nhập của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng ..............6

1.1.6.

Hỗ trợ phá hủy đất đá ..............................................................................7

1.1.7.

Truyền năng lượng cho động cơ đáy .......................................................7

1.1.8.

Truyền dẫn thông tin địa chất lên bề mặt ................................................8

1.1.9.

Kiểm soát sự ăn mòn ...............................................................................8

1.1.10.

Đảm bảo đầy đủ cho công tác đánh giá thành hệ ....................................9

1.1.11.

Hỗ trợ giảm tải trọng của bộ khoan cụ và ống chống lên móc câu .......10

1.2.

Các thông số của dung dịch khoan ..................................................................10

1.2.1.

Khối lượng riêng/tỷ trọng ......................................................................10

1.2.2.

Tính lưu biến của dung dịch khoan .......................................................11

1.2.2.

Độ thải nước .......................................................................................... 18

1.2.3.

Hàm lượng cát........................................................................................19

1.2.4.

Độ pH .....................................................................................................20

1.2.5.

Độ ổn định (C) .......................................................................................20
v


1.2.6.
1.3.

Độ lắng ngày đêm ..................................................................................20
Phân loại dung dịch khoan ...............................................................................20

1.3.1.

Dung dịch khoan gốc nước ....................................................................21

1.3.2.

Dung dịch khoan gốc dầu ......................................................................22

1.3.3.

Dung dịch khoan là nhũ tương .............................................................. 23

1.3.4.

Dung dịch khoan là không khí, chất bọt và dung dịch bọt gốc nước ....23

1.4.

Các hóa phẩm chính để pha chế dung dịch khoan và chức năng liên quan .....24

1.4.1.

Chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt .......................................................... 24

1.4.2.

Chất tăng tỷ trọng ..................................................................................24

1.4.3.

Chất ức chế sét .......................................................................................25

1.4.4.

Chất bôi trơn .......................................................................................... 25

1.4.5.

Chất giảm độ thải nước ..........................................................................25

1.4.6.

Chất tăng độ pH .....................................................................................26

1.4.7.

Chất diệt khuẩn ......................................................................................26

1.5.

Một số hệ dung dịch khoan sử dụng ở Vietsovpetro .......................................26

1.5.1.

Hệ dung dịch polymer sét ......................................................................26

1.5.2.

Hệ ức chế Lignosulfonat - KCl/FCL .....................................................26

1.5.3.

Hệ dung dịch polymer ức chế KCl/Glycol/IDcap .................................26

1.5.4.

Hệ dung dịch Ultradril ...........................................................................27

1.5.5.

Hệ dung dịch KGAC/KGAC Plus .........................................................27

1.6.

Các cơ chế ức chế sét của dung dịch khoan .....................................................28

1.6.1.

Thành phần khoáng vật và cấu trúc của sét ...........................................28

1.6.2.

Sự trương nở và hydrat hóa sét .............................................................. 34

1.6.3.

Cơ sở khoa học để nâng cao khả năng ức chế sét ..................................35

1.7.

Các thí nghiệm liên quan .................................................................................38

1.7.1.

Thí nghiệm xác định tỷ trọng.................................................................38

1.7.2.

Thí nghiệm đo lưu biến ..........................................................................42

1.7.3.

Thí nghiệm đo độ thải nước API ........................................................... 44

1.7.4.

Thí nghiệm đo độ nhớt phễu ..................................................................47

1.8.
1.8.1.

Tổng quan về giếng khoan định hướng ........................................................... 48
Giới thiệu ............................................................................................... 48
vi


1.8.2.

Ứng dụng ............................................................................................... 49
CHƯƠNG 2.

KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM VÀ CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT CỦA MỎ BẠCH HỔ
2.1.

Vị trí địa lý và điều kiện tự nhiên ....................................................................54

2.2.

Tính chất thạch học và mặt cắt địa tầng........................................................... 55

2.3.

Điều kiện nhiệt độ, áp suất giếng khoan, sơ lược đặc tính của dầu và nước vỉa .
.......................................................................................................................... 57

2.4.

Lịch sử tìm kiếm, thăm dò trong khu vực ........................................................58
CHƯƠNG 3.
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU VÀ THẢO LUẬN

3.1.

Tổng quan về giếng 9002B ..............................................................................60

3.2.

Thiết kế và đánh giá chất lượng dung dịch cho giếng khoan 9002B ...............63

3.2.1.

Mô tả địa tầng khoan qua.......................................................................63

3.2.2.

Chọn hệ dung dịch tương ứng cho mỗi đoạn khoan .............................. 65

3.2.3.

Đánh giá tính chất và khả năng ức chế của hệ dung dịch KCl/FCL và

KGAC trong phòng thí nghiệm .....................................................................................69
3.3.

Thực tế thi công giếng khoan 9002B ............................................................... 80

3.4.

Công nghệ làm sạch các GK góc nghiêng lớn bằng việc bơm quét các tập dung

dịch quét tỷ trọng cao độ nhớt thấp ...............................................................................86
3.5.

Kết quả áp dụng công nghệ làm sạch giếng khoan góc nghiên lớn .................90

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ..................................................................................... 93
TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................... 95

vii


DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1.1. Dung dịch khoan vận chuyển mùn khoan ở đáy giếng [2] .............................. 3
Hình 1.2. Quá trình hình thành vỏ mùn trên thành giếng [3] ..........................................5
Hình 1.3. Động cơ đáy [4] ............................................................................................... 8
Hình 1.4. Truyền thông tin địa chất lên bề mặt [6] .........................................................9
Hình 1.5. Sự thay đổi của độ nhớt theo tỷ lệ trượt [7] ..................................................11
Hình 1.6. Phễu đo độ nhớt Marsh funnel viscosity .......................................................13
Hình 1.7. Khoảng PV đề nghị theo tỷ trọng dung dịch khoan [8].................................14
Hình 1.8. Khoảng giá trị YP tối ưu theo tỷ trọng dung dịch [8] ...................................16
Hình 1.9. Khả năng tạo Gel của mỗi loại bền Gel theo thời gian [3] ............................ 18
Hình 1.10. Cấu trúc tứ diện Silic [10] ...........................................................................29
Hình 1.11. Cấu trúc bát diện nhôm [10] ........................................................................30
Hình 1.12. Cấu trúc phân lớp của sét [10] .....................................................................31
Hình 1.13. Cấu trúc tinh thể của khoáng vật sét Montmorillonite [10] ........................32
Hình 1.14. Cấu trúc khoáng vật sét Kaolinite [10] ........................................................33

Hình 1.15. Cấu trúc khoáng vật sét Illite [10] ............................................................... 34
Hình 1.16. Sơ đồ trao đổi cation có kích thước khác nhau với khoáng vật sét [10] .....36
Hình 1.17. Ức chế sét theo cơ chế màng bao bọc [10] ..................................................38
Hình 1.18. Bộ cân tỷ trọng không gia áp .......................................................................39
Hình 1.19. Bộ cân tỷ trọng có gia áp .............................................................................40
Hình 1.20. Máy đo lưu biến V-G meter ........................................................................42
Hình 1.21. Thiết bị đo độ thải nước API .......................................................................44
Hình 1.22. Sơ đồ thiết bị thân chứa mẫu .......................................................................45
Hình 1.23. Lớp vỏ mùn .................................................................................................46
Hình 1.24. Thước kẹp ....................................................................................................47
Hình 1.25. Phễu đo độ nhớt (do Nga sản xuất) ............................................................. 48
Hình 1.26. Giếng khoan phát triển mỏ [4].....................................................................50
Hình 1.27. Giếng khoan giải vây [4] .............................................................................50
Hình 1.28. Giếng khoan sidetrack [4] ...........................................................................51
Hình 1.29. Giếng khoan qua vỉa có vị trí bề mặt khó tiếp cận [4] ................................ 52
viii


Hình 1.30. Giếng khoan qua đứt gãy [4] ......................................................................52
Hình 1.31. Giếng khoan qua vòm muối [4] ...................................................................53
Hình 2.1. Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ [11]........................................................................54
Hình 3.1. Quỹ đạo thiết kế của giếng khoan 9002B [12] ..............................................61
Hình 3.2. Quá trình sa lắng hạt mùn khoan [13] ........................................................... 62
Hình 3.3. Cấu tạo địa tầng giếng 9002B khoan qua [12] ..............................................64
Hình 3.4. Cốc chứa dung dịch và máy khuấy................................................................ 71
Hình 3.5. Máy nén và khuôn tạo mẫu sét ......................................................................76
Hình 3.6. Mẫu sét đã được nén ......................................................................................77
Hình 3.7. Máy đo độ trương nở của sét Swell meter .....................................................78
Hình 3.8. Khuôn chứa mẫu của máy Swell meter .........................................................78
Hình 3.9. Biểu đồ thể hiện sự trương nở của sét trong các dung dịch khác nhau .........79

Hình 3.10. Biểu đồ so sánh tỷ trọng dung dịch ............................................................. 81
Hình 3.11. Biểu đồ so sánh độ nhớt dung dịch ............................................................. 81
Hình 3.12. Biểu đồ so sánh giá trị V6 của dung dịch ....................................................82
Hình 3.13. Biểu đồ so sánh độ thải nước của dung dịch khoan ....................................83
Hình 3.14. Biểu đồ so sánh giá trị gel 1’ .......................................................................84
Hình 3.15. Biểu đồ so sánh giá trị gel 10’ .....................................................................84
Hình 3.16. Biểu đồ so sánh giá trị độ nhớt dẻo ............................................................. 85
Hình 3.17. Biểu đồ so sánh giá trị ứng lực cắt động .....................................................85
Hình 3.18. Sự phân bố tốc độ dòng chảy trong giếng [13] ...........................................88
Hình 3.19. Sự phân tán mùn khoan nhờ hoạt động xoay cần khoan [13] .....................89
Hình 3.20. Mối quan hệ của mức độ phân tán mùn khoan và tốc độ xoay cần [13] .....89
Hình 3.21. Mùn khoan trên sàng rung khi bơm rửa thường ..........................................91
Hình 3.22. Mùn khoan trên sàng rung khi bơm rửa bằng tập dung dịch THWLV ...........91
Hình 3.23. Thể tích mùn khoan thu được sau 2 phút bơm quét bằng dung dịch thông
thường và dung dịch THWLV ........................................................................................... 92

ix


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1. Chiều sâu mặt cắt cột địa tầng mỏ Bạch Hổ [9] ...........................................55
Bảng 3.1. Yêu cầu thiết kế về thành phần hóa phẩm của từng đơn dung dịch khoan (đv:
kg/m3) ............................................................................................................................ 66
Bảng 3.2. Yêu cầu thông số của từng đơn dung dịch khoan cho giếng 9002B.............67
Bảng 3.3. Đơn pha chế dung dịch KCl/FCL và KGAC ................................................69
Bảng 3.4. Thông số tính chất hệ dung dịch KCl/FCL và KGAC ..................................71
Bảng 3.5. Đơn pha chế dung dịch KCl/FCL và KGAC điều chỉnh lần 1 .....................72
Bảng 3.6. Thông số hệ dung dịch KCl/FCL và KGAC sau khi điều chỉnh lần 1 .........73
Bảng 3.7. Đơn pha chế dung dịch và KGAC điều chỉnh lần 2......................................74
Bảng 3.8. Thông số hệ dung dịch và KGAC sau khi điều chỉnh lần 2.......................... 74

Bảng 3.9. Thông số thực tế của dung dịch khoan sử dụng cho đoạn khoan 178mm [14]
.......................................................................................................................................80
Bảng 3.10. Đơn điều chế dung dịch tỷ trọng cao độ nhớt thấp .....................................87
Bảng 3.11. Thông số dự kiến tập dung dịch quét tỷ trọng cao độ nhớt thấp THWLV .....87
Bảng 3.12. Lưu lượng bơm quét đề xuất .......................................................................87
Bảng 3.13. Tốc độ xoay cần đề xuất .............................................................................90
Bảng 3.14. Số chu kỳ bơm rửa trước khi kéo thả .......................................................... 90

x


DANH MỤC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
AKK

:

Phèn nhôm kali

API

:

Viện Dầu khí Mỹ

B

:

Độ thải nước của dung dịch khoan

C

:

Độ ổn định của dung dịch khoan

CMC

:

Carboxyl methyl cellulose

FA

:

Lực đẩy nổi

FCL

:

Ferro chrom lynocylphonate

FV

:

Độ nhớt phễu

g

:

Gia tốc trọng trường

Gel1/10

:

Độ bền Gel sau 1 phút và 10 phút

IADC

:

Hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia

K

:

Độ dày vỏ mùn

KOP

:

Kick off point

LWD

:

Logging while drilling

m

:

Khối lượng

MD

:

Chiều sâu thân giếng khoan

MWD

:

Measure while drilling

PAV

:

Chất hoạt tính bề mặt

PAG

:

Poly alkylen glycol

PAC

:

Poly anionic cellulose

PV

:

Độ nhớt dẻo

Ptt

:

Áp suất thủy tĩnh

Pv

:

Áp suất vỉa

Pvv

:

Áp suất nứt vỉa

∆P

:

Chênh lệch áp suất

rpm

:

Vòng trên phút

SG

:

Specific gracity

TVD

:

Chiều sâu thẳng đứng của giếng khoan

THWLV

:

Tập dung dịch có tỷ trọng cao, độ nhớt thấp
xi


µ

:

Độ nhớt

ρ

:

Khối lượng riêng

δ

:

Tỷ trọng

ϕ

:

Ký hiệu chỉ tốc độ quay của máy đo lưu biến V-G metter

VSP

:

Liên doanh Vietsopetro

xii


LỜI MỞ ĐẦU
Nền công nghiệp dầu khí ở nước ta có lịch sử hình thành và phát triển hơn 70 năm và
nhanh chóng trở thành ngành công nghiệp giữ vai trò đầu tàu kinh tế của đất nước. Đã
trải qua nhiều giai đoạn khó khăn gian khổ, song mỗi bước đi lên đều ghi dấu bản lĩnh
và khát vọng, đều để lại dấu ấn lịch sử đáng tự hào vì ngọn lửa Dầu khí luôn được gìn
giữ, lan truyền, tiếp nối qua từng thế hệ.
Đi đôi với sự thành công đó là sự phấn đấu không ngừng nghỉ và sự tìm tòi, nghiên cứu
các công nghệ kỹ thuật tiên tiến để ứng dụng vào thực tế. Một trong những kỹ thuật tiên
tiến đó là công nghệ khoan định hướng. Song song với quá trình ứng dụng một công
nghệ kỹ thuật nào đó vào thực tế thì luôn có những khó khăn, phức tạp cần phải vượt
qua. Đối với kỹ thuật khoan định hướng, khi góc nghiêng của giếng càng lớn thì việc
vận chuyển mùn khoan từ đáy giếng lên bề mặt càng khó khăn, đòi hỏi ngoài việc thiết
kế và sử dụng dung dịch khoan có tính chất lưu biến phù hợp, cần kết hợp với các biện
pháp hỗ trợ khác như: tuần hoàn dung dịch với lưu lượng thích hợp, kết hợp xoay cần
để khuếch tán mùn khoan vào dung dịch, bơm rửa giếng và dạo cần…
Ở Việt Nam, Bạch Hổ là mỏ Dầu Khí lớn nhất và được khai thác bởi Liên doanh Việt –
Nga. Tầng sản phẩm chủ yếu ở mỏ Bạch Hổ là đá móng granitoid Mesozoi trong các bể
trầm tích Đệ tam. Để khoan đến tầng đá móng thì thường phải khoan qua hai địa tầng
Miocene và Oligocene là những địa tầng trầm tích có nhiều sét trương nở. Do đó nếu

dung dịch khoan được sử dụng không có tính ức chế sét phù hợp thì sẽ gây ra những sự
cố phức tạp trong quá trình thi công giếng khoan.
Trên cơ sở đó, tác giả đã lựa chọn đề tài: “Nghiên cứu, thiết kế, đánh giá dung dịch
khoan ức chế sét cho giếng khoan định hướng ở mỏ Bạch Hổ”.
Mục tiêu của đề tài: Tổng kết kiến thức đã học, kết hợp với các kiến thức thu được trong
các quá trình thực tập tại đơn vị sản xuất và làm tài liệu tham khảo cho môn học dung
dịch khoan cho các khóa sau tại trường đại học Dầu Khí Việt Nam. Dựa vào yêu cầu kỹ
thuật thiết kế ban đầu để thiết kế dung dịch khoan cho một giếng cụ thể ở mỏ Bạch Hổ.
So sánh thông số dung dịch đã pha chế với dung dịch được sử dụng thực tế tại khoan
1


trường. Đánh giá khả năng ức chế sét của hệ dung dịch được sử dụng. Đánh giá khả
năng làm sạch giếng khoan của đơn dung dịch được sử dụng và đưa ra các biện pháp hỗ
trợ, cũng như đề xuất giải pháp cho những khó khăn mắc phải. Nhận sét kết quả của việc
áp dụng giải pháp hỗ trợ được đề xuất vào thực tế.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: Mang lại cái nhìn tổng quan về các sự cố phức tạp khi
thi công giếng khoan có góc nghiên lớn vào địa tầng có nhiều sét trương nở. Đưa ra các
giải pháp hỗ trợ làm sạch giếng khi thi công các giếng khoan có góc nghiên lớn.
Phương pháp nghiên cứu: Phương pháp nghiên cứu lý thuyết – Tổng hợp các kiến thức
đã học được ở trường Đại học Dầu khí Việt Nam và các tài liệu cho phép ở Liên doanh
Việt - Nga. Phương pháp nghiên cứu thực nghiệm – Tiến hành các thí nghiệm cần thiết
với những thiết bị có sẵn được hỗ trợ ở viện NCKH & TK dầu khí biển và phòng thí
nghiệm dung dịch khoan ở PVU. Phương pháp phân tích, tổng hợp – Dựa vào các lý
thuyết đã tổng hợp và kết quả thí nghiệm, đưa ra kết luận và nhận sét các vấn đề còn tồn
tại đồng thời đưa ra các giải pháp khắc phục những hạn chế còn tồn tại.
Đối tượng nghiên cứu: Hai hệ dung dịch ức chế sét được sử dụng phổ biến khi khoan
qua tầng Miocene và Oligocene ở Liên doanh Việt – Nga (Vietsovpetro) là hệ dung dịch
ức chế vừa KCl/FCL và hệ dung dịch ức chế cao KGAC.
Phạm vi nghiên cứu: Các giếng khoan định hướng qua tầng Miocene và Oligocene thuộc

mỏ Bạch Hổ.
Trong đồ án, tác giả có kế thừa một số kết quả thuộc nghiên cứu của viện NCKH & TK
Dầu khí biển (NIPI) thuộc Liên Doanh Việt – Nga (Vietsovpetro).

2


CHƯƠNG 1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT
Trong chương này sẽ tìm hiểu một số khái niệm liên quan đến dung dịch khoan và công
nghệ khoan định hướng.
1.1.

Tổng quan về dung dịch khoan và các chức năng

Trong quá trình thi công các giếng khoan, dung dịch khoan giữ vai trò rất quan trọng,
và là một phần không thể thiếu trong công tác thi công giếng khoan. Có thể nói dung
dịch khoan là máu của giếng khoan vì nó đảm nhận các chức năng chính sau:
1.1.1. Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan lên bề mặt
Song song với quá trình phá hủy đất đá là quá trình giải phóng mùn khoan ở đáy giếng
khoan. Nếu mùn khoan được giải phóng khỏi đáy giếng thì dụng cụ phá hủy đất đá mới
thực sự có điều kiện tiếp xúc, phá hủy đất đá liên tục và như vậy thì vận tốc khoan mới
có điều kiện tăng lên. Nếu mùn khoan được vận chuyển ra khỏi đáy giếng thì có thể
giảm thiểu các sự cố, phức tạp trong quá trình thi công giếng khoan như: kẹt bộ khoan
cụ, tốc độ khoan cơ học giảm… [1]

Hình 1.1. Dung dịch khoan vận chuyển mùn khoan ở đáy giếng [2]
3


Nhìn chung, quá trình làm sạch giếng khoan và vận chuyển mùn khoan phụ thuộc vào:

vận tốc đi lên của dòng dung dịch; tính chất dung dịch đang được sử dụng; hình dạng,
kích thước và tỷ trọng của hạt mùn khoan.
1.1.2. Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần hoàn
Trong quá trình khoan, vì những lý do cần xử lý theo yêu cầu công nghệ, đôi khi phải
tạm dừng quá trình tuần hoàn dung dịch. Trong quá trình ngưng tuần hoàn, dung dịch
phải đảm bảo chức năng giữ hạt mùn khoan và chất làm nặng ở trạng thái lơ lửng để
tránh xảy ra hiện tượng phức tạp như giảm tỷ trọng dung dịch, phun trào, sập lở thành
giếng kẹt bộ khoan cụ…. Để đảm bảo chức năng này thì dung dịch khoan được sử dụng
cần phải có: tính lưu biến phù hợp; giá trị độ bền Gel hợp lý.
Để đánh giá khả năng giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của dung dịch khoan,
người ta căn cứ vào khả năng giữ hạt mùn có đường kính lớn nhất ở trạng thái lơ lửng
trong dung dịch.
Nếu dung dịch không có cấu trúc thì không có khả năng giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng.
Tùy vào khả năng tạo mùn của đất đá, người ta lựa chọn dung dịch có tính chất phù hợp
để nó có thể giữ được hạt mùn ở trạng thái lơ lửng khi dung dịch ngưng tuần hoàn.
1.1.3. Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ
Trong quá trình thi công giếng khoan, do sự tiếp xúc giữa dụng cụ phá hủy đất đá ở đáy,
giữa bộ khoan cụ với thành hệ, nên nhiệt độ ở nơi tiếp xúc thường rất cao (có thể lên
đến 1000oC). Trong quá trình nghiên cứu, người ta nhận thấy rằng công suất phục vụ
cho quá trình phá hủy đất đá là rất nhỏ (thậm chỉ chỉ đạt 0,01%), phần còn lại sinh ra
nhiệt năng làm nóng bộ khoan cụ. Khi nhiệt độ tăng lên, độ bền của dụng cụ khoan giảm
rất nhanh (thậm chí có thể gây hư hỏng bộ khoan cụ ngay lập tức) [1]. Khi tuần hoàn,
dung dịch khoan thu nhiệt ở những điểm có nhiệt độ cao và làm giảm nhiệt độ tại những
điểm đó.
Nói chung, quá trình làm mát này phụ thuộc vào tính chất của dung dịch khoan, nghĩa
là phụ thuộc vào lưu lượng, khả năng dẫn nhiệt và phụ thuộc vào kích thước hình học
của bộ khoan cụ. Kinh nghiệm cho thấy, nước làm mát tốt nhất và khí là kém nhất.

4

Ngoài khả năng làm mát, dung dịch còn đảm nhận chức năng bôi trơn bộ khoan cụ.
Dung dịch giúp làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ với thành giếng và mùn khoan. Để
tăng khả năng bôi trơn của dung dịch khoan, người ta thêm vào dung dịch phụ gia bôi
trơn.
1.1.4. Giữ ổn định và gia cố thành giếng khoan
Trong quá trình khoan, do sự chênh áp giữa áp suất cột dung dịch với áp suất vỉa mà
một phần nước được tách ra khỏi dung dịch và đi vào các khe nứt, lổ hỗng của đất đá ở
thành giếng và để lại trên thành giếng những hạt keo. Những hạt keo này liên kết với
nhau tạo thành lớp màng xung quanh thành giếng. Quá trình này gọi là quá trình tạo lớp
vỏ mùn ở thành giếng (Hình 1.2).

Hình 1.2. Quá trình hình thành vỏ mùn trên thành giếng [3]
Độ dày của lớp vỏ mùn phụ thuộc vào tính chất của dung dịch và tính chất của đất đá ở
thành giếng.
• Vỏ mùn được hình thành trên bề mặt nếu các khe nứt, lổ hỗng của các khe nứt có
kích thước nhỏ.
• Vỏ mùn được hình thành từ bên trong khe nứt, lổ hỗng nếu các khe nứt, lổ hỗng có
kích thước tương đối lớn.
Nhìn chung quá trình tạo vỏ mùn trên thành giếng khoan thường phụ thuộc vào chất
lượng dung dịch (độ thải nước) và hàm lượng pha rắn (pha keo) trong dung dịch. Nếu
dung dịch có chất lượng tốt và chứa nhiều hạt keo thì các hạt keo sẽ sắp xếp có thứ tự,
chặt xít trên thành giếng và tạo thành một lớp vỏ mùn mỏng nhưng rắn chắc, có khả
5