See discussions, stats, and author profiles for this publication at: https://www.researchgate.net/publication/292150698 Nghiên cứu lựa chọn dung dịch khoan các giếng dầu khí trong điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao Conference Paper · July 2012 CITATIONS READS 56 2 authors, including: Truong Hoai Nam PetroVietnam 6 PUBLICATIONS 5 CITATIONS SEE PROFILE All content following this page was uploaded by Truong Hoai Nam on 29 January 2016 The user has requested enhancement of the downloaded file PETROVIETNAM Nghiên‱cứu‱lựa‱chọn‱dung‱dịch‱khoan‱các‱giếng‱ dầu‱khí‱trong‱₫iều‱kiện‱áp‱suất‱cao‱-‱nhiệt‱₫ộ‱cao TS Phạm Quang Hiệu Đại học Mỏ - Địa chất ThS Trương Hoài Nam Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trong trình thi công giếng khoan khai thác dầu khí điều kiện nhiệt độ áp suất cao - nhiệt độ cao, chất lượng khả tải mùn khoan dung dịch khoan: độ nhớt, độ thải nước, tính chất lưu biến bị ảnh hưởng nhiều Thực tế đòi hỏi phải có hệ dung dịch đáp ứng yêu cầu công tác tải mùn khoan khỏi đáy giếng điều kiện Bài báo nghiên cứu ảnh hưởng áp suất cao - nhiệt độ cao tới tính chất dung dịch khoan, sở nghiên cứu đề xuất loại dung dịch khoan phù hợp thi công điều kiện Chức bơm rửa giếng khoan Lập mặt cắt nhiệt độ giếng khoan Các chức dung dịch khoan làm mùn khoan đáy đưa mùn khoan lên mặt đất; tạo nên cột áp thuỷ tĩnh cân áp suất vỉa; làm mát khoan cụ giữ hạt mùn trạng thái lơ lửng ngừng tuần hoàn Khoan hoàn thiện giếng điều kiện áp suất đáy cao nhiệt độ cao (HPHT) hoạt động vô khó khăn phức tạp Nhiệt độ đáy giếng yếu tố định, có ảnh hưởng đến tính chất lưu biến độ thải nước dung dịch khoan trình khoan Vấn đề chủ yếu để nhận biết chất dung dịch khoan HPHT lập mô hình mặt cắt nhiệt theo thân giếng tất giai đoạn khoan Lập mô hình khoan mô hình giếng, gồm có mặt cắt nhiệt độ khoảng thân giếng khác nhiệt độ tương ứng dòng chảy Để nhận biết đầy đủ ảnh hưởng nhiệt độ đến trình khoan, cần biết nhiệt độ dung dịch đáy giếng quy luật biến đổi nhiệt độ thời gian tuần hoàn Từ đó, xác định mối liên quan số này, phát quy luật ảnh hưởng chúng trình trám xi măng cột ống chống Tuy nhiên, phụ thuộc vào áp suất đáy nhiệt độ mà tính chất dung dịch khoan thay đổi, ảnh hưởng không tốt đến việc xác định xác tỷ trọng độ nhớt dung dịch khoan mặt điều kiện đáy Trong giếng HPHT, thay đổi bị hạn chế an toàn không cho phép Vì vậy, dự báo hiệu ứng có ý nghĩa định kết khoan giếng HTHP Mặt khác, sai số quan trọng tính toán áp suất dung dịch khoan khoảng vỉa bị bỏ qua, liên quan đến nhiệt độ với tính chất dung dịch khoan Dung dịch khoan di chuyển theo thân giếng, tiếp nhận nhiệt từ môi trường xung quanh tỏa nhiệt vào môi trường (Hình 1) Mức độ trao đổi nhiệt phụ thuộc vào nhiệt độ vận tốc dòng chảy dung dịch, tính dẫn nhiệt vỉa, gradien địa nhiệt vỉa nguyên trạng, tỷ nhiệt dung dung dịch yếu tố khác Khi dung dịch chảy vào giếng xảy truyền nhiệt túy từ vỉa cho dung dịch khoan Khi đến choòng khoan, dung dịch khoan lạnh môi trường đất đá bao quanh vỉa Khi dung dịch dâng lên mặt, dung dịch tiếp tục thu nhiệt điểm - nhiệt độ vỉa dung dịch cân Từ điểm này, dâng tiếp lên mặt, dung dịch khoan nguội dần Thông thường giai đoạn đầu bơm rửa, nhiệt độ thấp Sau đó, nhiệt độ tăng lên dần đạt đến trị số tối đa định trì đến cuối giai đoạn bơm rửa Điều cho thấy, lúc bắt đầu bơm rửa, phần thân giếng bên dung dịch tuần hoàn trạng thái nóng vừa, sau nhiệt độ dung dịch tăng nhanh xuất dung dịch với nhiệt độ cao Rõ ràng, nhiệt độ tối đa xác định từ DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 25 THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ Độ sâu Nhiệt độ Khoảng không vành xuyến, 100gal/ph Độ sâu Tuần hoàn ổn định h file Pro tĩn Thời gian Hình Tính chất nhiệt độ không xác định - nhiệt độ dung dịch khoan cần khoan khoảng không vành xuyến, cột cần khoan ống chống Trong khoảng thời gian tuần hoàn ổn định điều kiện tĩnh học xác định, ta có mặt cắt nhiệt độ thay đổi theo thời gian (Hình 2) Cần khoan, 250gal/ph Cần khoan, 100gal/ph Khoảng không vành xuyến, 250gal/ph Hình Mặt cắt nhiệt dung dịch khoan dung dịch từ đáy giếng chảy ra, có nghĩa chất lỏng rửa giếng tuần hoàn hoàn thành nửa chu kỳ (theo chiều dài đường) Thời gian xuất điểm cực đại nhiệt độ phụ thuộc vào công suất máy bơm, đường kính giếng chiều sâu giếng Mật độ độ nhớt dung dịch khoan thay đổi theo thời gian Sự thay đổi cần biết xác để tính áp suất tĩnh áp suất động khoảng khoan [1] Khi ngưng tuần hoàn 24 giờ, nhiệt độ dung dịch khoan khoảng vành xuyến ống gần gradien địa nhiệt Sau thao tác kéo - thả tuần hoàn làm dung dịch lạnh nhanh đáy (đường 1), nhiệt độ dung dịch khoan từ đáy dâng lên mặt tăng lên (đường cong 2) Chiều sâu nguội dần, thay đổi theo lên theo thân giếng với thời gian đến khoảng gần 1/3 chiều sâu đáy (đường 3) Sau khoảng giờ, dung dịch tuần hoàn dung dịch đạt đến cân động lực, khoảng thời gian mặt cắt nhiệt độ giữ nguyên Muốn vậy, để dự báo áp suất đáy tổng sau bắt đầu khoan, cần thiết xây dựng mô hình chất nhiệt độ chưa điều chỉnh Mặt cắt nhiệt độ xác định cách tạo lập mô hình tương ứng Theo thời gian, cân nhiệt tính hai phương pháp: sau dung dịch ngừng tuần hoàn điều kiện tuần hoàn không thay đổi Mặt cắt nhiệt độ ổn định gần với gradien địa nhiệt, mặt cắt nhiệt độ tuần hoàn thay đổi phụ thuộc vào suất bơm Về lý thuyết, sau ngừng tuần hoàn yêu cầu khoảng 16 để nhiệt độ dung dịch khoan đạt đến khoảng 10% gradien địa nhiệt, nhiệt độ dung dịch khoan tuần hoàn cần để cân [1] Đường biểu diễn nhiệt độ cần dự báo nhiệt độ để tính áp suất đáy bơm sau thay đổi lưu lượng bơm Nếu hệ số an toàn không lớn, giảm áp suất tĩnh sau ngừng tuần hoàn đạt tới hạn Sau lập mặt cắt nhiệt độ giếng khoan, vào tương quan mật độ cục bộ, áp suất nhiệt độ tính mật độ dung dịch hiệu dụng Trên hình vẽ mặt cắt nhiệt độ thẳng đứng ống chống cột cần khoan xử lý theo phần mềm MudCADE Dowell Số liệu đầu vào - tỷ nhiệt dung độ dẫn nhiệt thành phần, số liệu đầu Mật độ dung dịch tuần hoàn tương đương (Equivalent Circulating Density - ECD) giếng HPHT thường cao so với mật độ dung dịch hiệu dụng khe hở vành xuyến cần khoan thành giếng (Hình 3) ECD 26 DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 PETROVIETNAM tính theo số đo độ nhớt dung dịch khoan định không gian vành xuyến tăng lên tăng lưu lượng máy bơm Các phương pháp tính có phần phức tạp độ nhớt thay đổi theo nhiệt độ Mật độ tương đương dung dịch khoan tuần hoàn tỷ trọng hiệu dụng dung dịch khoan tuần hoàn độ sâu định giếng khoan; thường lớn tỷ trọng dung dịch mặt, tổn thất áp suất cho ma sát khoảng vành ống mùn khoan lẫn dung dịch Theo dõi ECD đáy nhờ có dụng cụ đo áp suất khoảng không vành xuyến trình khoan (APWD) giúp cho việc dự báo phức tạp trình rửa giếng trước xuất kẹt [1] Trong đó: d: Trọng lượng riêng (ppg) dung dịch P: Áp suất (psi) khoảng không vành xuyến D: Chiều sâu (ft) Trong thời gian tuần hoàn, gia tăng áp suất để thắng ma sát khoảng không vành xuyến bơm dung dịch khoan từ chiều sâu định lên mặt, tổn thất áp suất ống (APL) APL tăng lên tăng lưu lượng bơm độ nhớt dung dịch, bổ sung cho áp suất thủy tĩnh, tăng áp suất đáy tổng lên thời gian tuần hoàn Lưu lượng máy bơm không gây áp suất dung dịch khoan lớn áp suất nứt vỉa Mỗi trị số lưu lượng bơm tính mật độ tương đương dung dịch tuần hoàn để có tổng áp suất chiều sâu định Bởi tổn thất áp suất phụ thuộc vào độ nhớt tham số hình học giếng hiểu biết ECD cần thiết độ nhớt xác định xác APL lập mô hình phụ thuộc vào lưu lượng máy bơm dung dịch Áp suất tuần hoàn Tổn thất áp suất khoảng không vành xuyến đến bề mặt Áp suất nứt nẻ Áp suất tĩnh Áp suất tuần hoàn tương đương Hình Mật độ tương đương dung dịch khoan tuần hoàn (ECD) Tính áp suất đáy dung dịch khoan Để tính áp suất thủy lực đáy lên vỉa giếng HPHT xác, thay cho sử dụng mật độ dung dịch hiệu dụng mật độ dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD), ta sử dụng áp suất tĩnh (PT ), áp suất động (PĐ) dung dịch áp suất mùn khoan (PM) - thành phần áp suất tổng dung dịch tác động lên đáy giếng Áp suất tĩnh dung dịch khoan với chất lỏng gốc phân tích theo nhiệt độ - thể tích - áp suất (PVT) Dung dịch khoan có gốc chất lỏng hydrocarbon có tính nén cao so với dung dịch gốc nước Áp suất thuỷ tĩnh cột dung dịch khoan giếng khoan yếu tố quan trọng nhất, nhờ chất lưu vỉa không lên mặt đất nối thêm cần khoan, thao tác kéo - thả, thời gian ngừng bơm mở đối áp… tăng khối lượng riêng dung dịch khoan nâng cao ổn định thành giếng Áp suất tĩnh đáy xác định theo tỷ trọng dung dịch khoan đo mặt đất, áp suất bổ sung xuất trình tuần hoàn, xác định tương quan lưu lượng dung dịch khoan tính chất lưu biến dung dịch Mật độ dung dịch bắt đầu tính từ mặt, nhờ đo trực tiếp áp suất nhiệt độ Áp suất thủy tĩnh dự báo nhiệt độ cho phép tính tỷ trọng chiều sâu giếng Trên khoan trường nên đo tỷ trọng dung dịch để nâng cao độ xác số liệu ban đầu Cùng với số liệu PVT, ta tính áp suất thủy tĩnh chiều sâu nhờ phần mềm Dowell MudCADE DSHyd Áp suất động bao gồm tổn thất áp suất ống chất lỏng trộn lẫn nhau, vận tốc chuyển dịch cột cần (hiệu ứng pittong) áp suất quán tính xuất kéo thả cột cần áp suất dư để phá hủy gel xúc biến (Hình 4) Khi dịch chuyển cần khoan chất lỏng nhớt sinh trượt lớp giới hạn liền kề với ống, tạo ứng suất trượt chất lỏng Ứng suất trượt hiệu số DP chất lỏng, bổ sung vào ứng suất thủy tĩnh (a) Áp suất đáy giảm nâng cần “hút theo” (b) tăng lên thả cần “đẩy” (c) Những biến đổi áp suất phụ thuộc vào độ nhớt chất lỏng, thông số hình học giếng vận tốc nâng ống Khi kéo cần với vận tốc lớn, gây tượng sụt áp suất giếng áp suất thủy tĩnh, dẫn đến khí Ngược lại, thả ống với vận tốc lớn, làm tăng nứt vỡ thủy lực DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 27 THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ áp suất tuần hoàn lên choòng khoan Vì vậy, áp suất từ mùn khoan khống chế thay đổi vận tốc khoan Áp suất tổng (PS) tính: ΔP thuỷ tĩnh ΔP động +ΔP thuỷ tĩnh ΔP động + ΔP hydros PS = PT + PĐ + PM Trong đó: PT: Áp suất thủy tĩnh PĐ: Áp suất động PM: Áp suất mùn khoan Hình Hiệu ứng pittong vỉa Lập mô hình ứng suất động hiệu ứng pittong cho phép xác định vận tốc an toàn thao tác kéo - thả Muốn dự báo thành phần áp suất động áp suất tổng cần xây dựng mô hình lưu biến dung dịch khoan Mối tương quan ứng trượt với vận tốc trượt xác định độ nhớt động với vận tốc trượt định nhiệt độ, có nhiều điểm khác Tùy theo loại dung dịch cụ thể ta lựa chọn mô hình lưu biến tương ứng, sở điều chỉnh đường cong lưu biến nhớt kế thí nghiệm định điều kiện HPHT Và ngược lại, tính chất dung dịch khoan phù hợp phụ thuộc định kiểu mô hình chất lỏng dẻo Bingham mô hình hàm số mũ với thông số lựa chọn để tạo tính chất dung dịch khoan theo yêu cầu Chương trình phần mềm Dowell DSHyd MudCADE gồm thuật toán để tính áp suất động sở mô hình chất lỏng dẻo Bingham mô hình hàm số mũ Ưu điểm chúng cho thông số lưu biến dễ so sánh với số thông số đo khoan trường với nhớt kế thường dùng Áp suất mùn khoan - thành phần bổ sung áp suất tổng, xác định tích tụ mùn khoan Mặc dù khoan giếng HPHT với dung dịch có tỷ trọng cao có xu hướng giảm tích tụ mùn khoan, áp suất mùn khoan thành phần áp suất tổng dung dịch khoan bỏ qua Bởi mùn khoan có tỷ trọng lớn dung dịch khoan, tích tụ mùn khoan giếng dẫn đến gia tăng tỷ trọng dung dịch Áp suất mùn khoan phụ thuộc vào vận tốc học khoan, suất bơm, kích thước phân bố hạt mùn Khi tăng vận tốc khoan tích tụ nhiều mùn khoan tạo thành hạt có kích thước lớn lắng nhanh Mặc dù hạn chế gia tăng lắng kết mùn khoan cách tăng lưu lượng bơm, song làm tăng 28 DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 Áp suất tổng cân áp suất tĩnh an toàn thấp áp suất tuần hoàn đạt cao đạt đến điều kiện cân tương ứng khác Áp suất thấp đạt cần khoan kéo lên khỏi đáy bơm mùn khoan đáy Áp suất cao khoan với lưu lượng bơm cao, vận tốc học khoan cao, ngừng tuần hoàn thả cột cần vào dung dịch có độ nhớt cao Trong khoan, tính chất dung dịch thay đổi theo thời gian đến giới hạn để thay đổi mô hình lưu biến chọn ban đầu Các tính chất dung dịch thay đổi tạm thời xảy chất lỏng vừa đồng thời dung dịch theo mô hình hàm số mũ, vào thời điểm khác - chất lỏng dẻo Bingham, kể khoảng khoan giếng Có thể tiến hành so sánh chất thực tế hai mô hình trực tiếp khoan trường chọn mô hình tốt - có ưu điểm dễ dự báo xác tổn thất áp suất khoảng không vành xuyến Trong thực tế, phầm mềm DSHyd thường cho sai số trung bình áp suất dự báo áp suất đo đường ống khoảng 2% Kiểm soát áp suất Nguy hiểm chủ yếu khoan giếng HPHT liên quan với áp suất vỉa dị thường cao Lý tưởng giếng nên khoan với dung dịch khoan có mật độ tương đối cao, vượt áp suất lỗ rỗng Khi đó, dung dịch khoan cần đủ để giảm thiểu nhiễm bẩn vỉa nâng cao vận tốc học khoan lên tối đa Vỉa có áp suất dị thường cao trở thành phức tạp áp suất nứt vỉa thủy lực vùng tương ứng gần áp suất dị thường Điều dễ xảy xuất khí gây nứt vỉa thủy lực, xảy dung dịch khoan khó kiểm soát Thông thường cần cố gắng tránh nứt thủy lực vỉa, chiều sâu tới hạn độ chênh lệch (áp PETROVIETNAM suất an toàn) áp suất lỗ rỗng với áp suất nứt thủy lực vỉa, số giếng không lớn - khoảng 3,4 MPa Nếu áp suất tổng gần áp suất nứt thủy lực vỉa, cần giảm áp suất động Để điều chỉnh áp suất tổng, điều chỉnh giá trị độ nhớt, tỷ trọng dung dịch, hàm lượng pha rắn, lưu lượng máy bơm vận tốc học khoan Chính xác hóa giá trị áp suất dự báo dựa số liệu đo giếng, chọn cách tương đối thông số, để trì tính chất dung dịch khoan đáy Muốn vậy, giảm bớt lưu lượng máy bơm độ nhớt dung dịch, đồng thời trì lưu lượng máy bơm mức cao cho phép để rửa giếng giảm áp suất mùn khoan Vấn đề chủ yếu tìm giá trị tối ưu lưu lượng máy bơm để giảm thiểu ảnh hưởng áp suất động áp suất mùn khoan Để điều chỉnh áp suất động giảm độ nhớt dung dịch khoan, thiết phải theo dõi chặt chẽ phụ gia làm nặng trạng thái lơ lửng Khi pha rắn dung dịch khoan tạo thành huyền phù xảy phân lớp theo tỉ trọng, tượng lắng kết Sự tạo nút pha rắn tình gây phức tạp đáy không kiểm soát đầy đủ áp suất đáy Mật độ dung dịch tăng đột ngột gây khe nứt không lường trước làm dung dịch, lúc mật độ thấp kích thích dòng chảy chất lưu làm ổn định thành giếng Sự lắng kết dung dịch xảy điều kiện động tĩnh, không lâu sau xảy điều kiện vận tốc trượt thấp đến đạt độ nhớt tĩnh Giảm áp suất tổng cách điều chỉnh áp suất tĩnh thực nhờ hệ số an toàn áp suất, lớn áp suất lỗ rỗng Khi giếng giai đoạn tới hạn, hệ số giảm theo thời gian với áp suất tuần hoàn bổ sung, ngăn dòng phun Sau đó, trước tiến hành kéo thả, cần thay dung dịch giếng dung dịch đặc Trong trường hợp tuyệt đối thận trọng tiếp cần khoan, áp suất động dễ xảy giếng phun (thông với khí) Khi kéo - thả cột cần khoan phải tiến hành đều, nhẹ nhàng, hạn chế tối đa thao tác giật Cần theo dõi lưu lượng máy bơm thay dung dịch tỷ trọng thấp dung dịch đặc trước thả cần khoan Như vậy, thời gian kéo thả áp suất mùn khoan không Ảnh hưởng vận tốc kéo thả gia tốc đến áp suất tổng dự báo nhờ có phần mềm DSHyd MudCADE Khi thiết kế giếng xác định sử dụng vận tốc tối ưu thao tác kéo thả Lưu lượng bơm - Lưu lượng tối thiểu máy bơm bơm rửa giếng thường không lớn mùn khoan dung dịch khoan có tỷ trọng cao Vì khoan giếng thẳng đứng HPHT bơm rửa thân giếng thường yếu tố tới hạn lưu lượng bơm cho giếng nhanh chóng xác định yếu tố khác Mặc dù lưu lượng máy bơm thấp trì ECD thấp, chương trình khoan giếng yêu cầu lưu lượng bơm lớn để rút ngắn thời gian xỏi rửa đáy để kip thời tiến hành phân tích thạch học mùn khoan, số khí pha rắn dung dịch khoan Phương án tốt thiết kế áp suất đầu máy bơm thấp công suất thiết bị khoan Điều cho phép sử dụng tiêu âm động tăng đáng kể áp suất động nhờ nâng cao vận tốc dòng chảy khoảng không, sử dụng tiến hành biện pháp kiểm soát giếng Lựa chọn dung dịch khoan Dung dịch khoan sử dụng khoan giếng dầu khí thường gồm có: - Dung dịch khoan gốc nước gồm: dung dịch khoan không phân tán; dung dịch khoan phân tán; dung dịch khoan hoạt tính canxi; dung dịch khoan gốc nước hiệu cao; dung dịch khoan hàm lượng pha rắn thấp; dung dịch khoan polime; dung dịch khoan gốc nước muối (khoáng) - Dung dịch khoan gốc dầu mỏ gồm: nhũ tương “dầu nước” nhũ tương dầu - nước; dung dịch khoan dầu mỏ - Dung dịch khoan tổng hợp, có tính chất tương tự dung dịch gốc dầu, tác hại đến môi trường Mỗi loại dung dịch có ưu điểm giá thành, tác động đến môi trường đặc tính khoan Trong 10 năm gần đây, dung dịch khoan gốc fomiat* (muối axit focmic H.COOH Fomiat natri, kali xezi) sử dụng nhiều dung dịch khoan Trong giếng HPHT thu hẹp dần dung dịch khoan truyền thống dựa vào gốc halogen Chất lỏng chứa halogen nhiệt độ cao gây ăn mòn mạnh thép tác động xấu đến môi trường xung quanh Với trị số kiềm pH dung dịch, tốc độ ăn mòn sử dụng dung dịch gốc fomiat DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 29 THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ Bảng Tính chất dung dịch khoan thấp Vì vậy, để trì độ pH cần thiết dung dịch khoan thường sử dụng chất đệm từ carbonate Khác với galogenua, fomiat dễ phá hủy sinh học, nên sử dụng không hạn chế ảnh hưởng đến môi trường sinh thái ống tăng lên MAGMA-TEQ hệ dung dịch gốc dầu loại dung dịch nhũ tương nghiên cứu ứng dụng công trường khoan Loại dung dịch ổn định nhiệt độ 316oC áp suất đến 30.000psi Fomiat hoàn toàn hòa tan tốt nước sử dụng để tạo nhũ tương ngược nước muối không chứa pha rắn có tỷ trọng 2,370; giảm lượng chất làm nặng nước rửa Giảm hàm lượng pha rắn thường làm tăng vận tốc khoan học khoan giếng cải thiện kiểm soát thông số lưu biến dung dịch khoan Hoạt tính nước nước muối fomiat thấp, nên nhờ trình thẩm thấu không gây trương nở mạnh sét tạo thành ổn định thành giếng Để thỏa mãn tất yêu cầu khoan, hệ dung dịch cần tính toán cụ thể kiểm tra Đặc điểm sử dụng dung dịch khoan phải tương ứng với vận tốc lý thuyết kéo thả dụng cụ khoan bảo đảm hệ số an toàn áp suất độ bền tất điều kiện Đối với dung dich khoan gốc dầu, có ưu điểm giếng HPHT tính ổn định (cũng như tính lưu biến tính thấm) Loại dung dịch khoan gốc hydrocarbon có độ ổn định giới hạn nhiệt độ cao 230oC 16 thí nghiệm phòng Dung dịch gốc dầu chống kẹt cố chênh áp tác động lên cần khoan, bảo đảm an toàn vỉa ổn định giếng đá diệp thạch sét, sét tầng muối Nhược điểm dung dịch khoan gốc dầu sử dụng điều kiện HPHT khí hòa tan vào chất lỏng gốc, gây khó khăn cho việc phát phun khí Đồng thời, khí xâm nhập hòa tan, đọng lại dung dịch giữ nguyên thể tích dung dịch, kể lên đến gần mặt Khi khí thoát ngoài, thể tích khí tăng nhanh, đòi hỏi phải phản ứng kịp thời để kiểm soát giếng khoan Ngoài ra, dung dịch khoan gốc dầu có tính giãn nhiệt cao so với dung dịch gốc nước, điều làm cho áp suất dư 30 DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 Để thu thông số dung dịch thỏa mãn yêu câu làm việc điều chỉnh ba biến số: độ nhớt, mật độ dung dịch lưu lượng máy bơm Trên hình vẽ ta thấy rõ, giá trị khác thông số dẫn đến thông số dung dịch khác Ví dụ, mức độ nguy nứt vỉa thấp (tỷ trọng tương đương dung dịch thấp) đạt nhờ mật độ dung dịch thấp, độ nhớt thấp ứng suất trượt tĩnh lưu lượng bơm thấp Các yêu cầu dung dịch khoan Các yêu cầu chung dung dịch khoan tổng hợp Bảng Khi thiết kế dung dịch khoan HPHT, cần phải tính đến nhiều tiêu Để giải vấn đề này, Dowell thiết kế phương pháp tối ưu thông số dung dịch, thỏa mãn tất yêu cầu công tác khoan (Hình 5) [1, 3] Điều chỉnh thông số dung dịch khoan Trọng lượng riêng dung dịch khoan lựa chọn vào điều kiện ngăn ngừa xuất dầu khí, PETROVIETNAM Độ nhớt cao gel Dung dịch tỷ trọng cao Lưu lượng bơm lớn Dung dịch tỷ trọng thấp Lưu lượng bơm nhỏ Hình Tối ưu hóa dung dịch khoan sụt lở đất đá khoan qua Yếu tố xác định áp suất vỉa (lỗ rỗng trong) chất lưu; áp suất từ phía giếng khoan cần phải đủ để ngăn ngừa dòng chảy không kiểm soát Trọng lượng riêng dung dịch tăng an toàn khoan giếng cao Đồng thời, tăng trọng lượng riêng làm tăng chênh áp lên đáy, tăng hàm lượng pha rắn dung dịch khoan, dẫn đến giảm tốc độ học khoan làm nhiễm bẩn tầng sản phẩm Trọng lượng riêng yếu tố bảo đảm ổn định thành giếng khoan Để ngăn ngừa sụt lở thành giếng khoan bảo đảm tốc độ khoan cao phải xuất phát từ lựa chọn giá trị tối ưu trọng lượng riêng Để trì áp suất đáy giới hạn làm việc, cần phải thường xuyên kiểm tra trọng lượng riêng dung dịch Sau lựa chọn chất lỏng gốc, bắt đầu xây dựng mô hình trọng lượng riêng số liệu áp suất - thể tích nhiệt độ (PVT) điểm cụ thể Khi đó, cần tính áp suất tĩnh để bảo đảm tăng cao áp suất lỗ rỗng với hệ số an toàn thấp chiều sâu khác Vật liệu làm nặng lựa chọn để đạt đến trọng lượng riêng dung dịch yêu cầu dựa vào áp suất giếng khoan lân cận yếu tố khác lắng kết đông đặc dung dịch khoan Barit phụ gia làm nặng nghiền mịn đến kích thước cỡ hạt yêu cầu (thường 75mm) Đối với dung dịch để khoan điều kiện HPHT, quan trọng chất lượng barite, tạp chất bẩn kích thước hạt phân bố không phát sinh thêm vấn đề phức tạp môi trường HPHT Sự diện tạp chất sét barit tạo cấu trúc nhiệt độ 135oC Trong hệ dung dịch khoan để đạt tỷ trọng cao hàm lượng barit cho vào đạt đến 78% khối lượng 45% thể tích Để có dung dịch khoan có tỷ trọng cao, hàm lượng pha rắn đạt đến tối đa, dung dịch dễ tiếp thu trở thành tạo gel trường hợp thấm lọc Hàm lượng pha rắn giảm, sử dụng phụ gia làm nặng có dung trọng cao hematit Trong trường hợp phải đo hàm lượng pha rắn độ thải nước để bảo đảm yêu cầu quy định thông số thiết kế khoan Độ nhớt cần phải đủ để giữ pha rắn trạng thái lơ lửng Giảm độ nhớt nói chung có hiệu tốt khoan: giảm chi phí lượng cho tuần hoàn dung dịch khoan, làm tốt đáy giếng nhờ chảy rối sớm dòng choòng, thể khả thực công suất thuỷ lực lên choòng, giảm tổn thất áp suất khoảng không vành xuyến giếng khoan Gel chất lỏng độ nhớt cao có ảnh hưởng vô lớn đến áp suất dung dịch khoan, đến tác động lên vỉa thao tác kéo thả Giải vấn đề cách phối hợp phụ gia phù hợp dung dịch khoan nhằm mục đích ngăn ngừa tạo cấu trúc lớn với giữ cho chất làm nặng trạng thái lơ lửng Nếu ứng suất trượt tĩnh gel độ nhớt xác định điều kiện đáy, lập mô hình ảnh hưởng chúng lên áp suất động Trong trường hợp, dòng chảy không bị hạn chế vận tốc gia tốc nâng cột cần khoan, cần có quy định đặc biệt để tiếp tục tiến hành công tác Đơn giản tăng mật độ dung dịch khoan trước nâng cột cần khoan Ứng suất trượt tĩnh cần phải đủ để giữ pha rắn dung dịch khoan trạng thái lơ lửng, đặc biệt cần đến áp suất dư cao để phá hủy gel Áp suất, cần thiết để phục hồi tuần hoàn, lập mô hình giai đoạn thiết kế, giá trị áp suất động phụ tính đến thực thiết kế Ứng suất trượt tĩnh sử dụng dung dịch khoan khoan giếng, làm nặng vật liệu barit, hematit, manhetit, galenit… chủ yếu giữ vụn đất đá trạng thái lơ lửng thời gian tuần hoàn gián đoạn Vì vậy, yêu cầu dung dịch khoan tăng cường xúc biến chúng dòng chảy Ứng suất trượt tĩnh lớn kéo theo nguy hiểm khác - “kẹt áp suất” Dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào dung dịch tạo gel không phát dòng trào miệng gel chưa vỡ xuất dòng chảy mạnh, từ dẫn đến tình tồi tệ việc kiểm soát giếng Vấn đề nghiêm trọng khả dòng khí, DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 31 THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ số điều kiện xảy tạo gel dung dịch khoan gốc nước Nếu khí có chứa khí carbonic (CO2), pH giảm xuống, giảm hiệu chất làm phân tán đẩy carbonate ion bicarbonate vào dung dịch khoan tiếp tục phát triển tạo gel Dung dịch gel gốc nước có hàm lượng hạt rắn cao đặc biệt nhạy cảm với hiệu ứng Để giảm thiểu “áp suất cô kết”, tính chất tạo gel dung dịch khoan nên trì mức thấp Ứng suất trượt động: Làm mùn khoan giếng khoan nhờ vận tốc dòng chảy lên ứng suất trượt động dung dịch khoan Mặc dù vấn đề kiểm soát lắng đọng mùn khoan bơm rửa giếng vấn đề lớn, trực tiếp đánh giá khả ảnh hưởng lắng kết Lập mô hình ảnh hưởng lắng kết không dễ thông thường đánh giá thực nghiệm phòng thí nghiệm tính toán khả giảm thiểu Công ty Shlumberger tiến hành nghiên cứu điều kiện nhiệt độ phòng với giá trị áp suất, sử dụng thử lắng kết động, sở xác định nguyên tắc định ảnh hưởng phụ gia làm nặng, chế lắng kết phụ gia, loại trừ lắng kết mạnh Các biện pháp giới thiệu chương trình khoan tối ưu hóa tính chất dung dịch khoan thao tác kéo - thả cho phép giảm thiểu hậu lắng kết [1] Trong điều kiện khoan, lượng lắng kết xảy dung dịch khoan, tính theo thành phần mịn nhiều dung dịch bơm vào Sau xác định thể tích lắng kết dung dịch bơm vào sử dụng phương pháp tương ứng, để thực lắng kết đến tối thiểu Đặc biệt, tỷ trọng dung dịch có biến đổi xuất phân lớp theo tỷ trọng, điều có nghĩa không nên sử dụng chế độ dòng chảy tầng lưu lượng máy bơm thấp dễ tạo lắng kết Sau xác định chất lắng kết, trình thiết kế xem tính chất thủy lực đơn pha chế dung dịch khoan Để thiết kế dung dịch thế, tiếp tục hoạt động giới hạn áp suất lỗ rỗng áp suất nứt thủy lực vỉa thời gian Những giới hạn áp suất xác định khe hở (cửa sổ) áp suất làm việc tới hạn cần phải có giới hạn, áp suất động xuất hiệu ứng pitstong kéo thả Tính ổn định dung dịch khoan: Nhiệt độ cao làm giảm độ ổn định dung dịch sét Nghiên cứu cho thấy, nhiệt độ bình thường độ ổn định dung dịch đáp ứng yêu cầu khoan nhiệt độ 120oC giữ chất làm nặng 32 DẦU KHÍ - SỐ 7/2012 Trong giếng HPHT, ổn định nhiệt độ dung dịch khoan thời điểm chủ yếu thiết kế đơn pha chế Sự giảm lưu lượng dung dịch khoan thành phần chúng liên quan với yếu tố nhiệt độ yếu tố tạm thời ảnh hưởng đến tất tính chất dung dịch khoan Dung dịch khoan gốc nước gốc dầu xấu tạo cấu trúc nhiệt độ cao, chế khác Độ thải nước tăng lên theo nhiệt độ có ảnh hưởng làm giảm sút phụ gia hóa học tạo cấu trúc Cuối cùng, hàm lượng pha rắn biến đổi không lớn kết độ thải nước có tác động mạnh đến độ nhớt dung dịch có hàm lượng pha rắn cao, điển hình khoan giếng HPHT Kiểm tra chất lượng nguyên liệu có ý nghĩa quan trọng đến chất lượng dung dịch quy định Ý nghĩa quan trọng việc xác định lắng kết tính lưu biến kích thước hạt Số hiệu quy định điều chế bảo đảm dung dịch khoan bơm vào giếng theo khả lớn tương ứng với thành phần mẫu thực phòng thí nghiệm Sau có kết thí nghiệm tối ưu hóa dung dịch khoan thành phần đăng ký để điều chế khoan trường Hiện nay, để kiểm tra liên tục chất lượng dung dịch khoan điều kiện HPHT, người ta sử dụng máy FMP (hãng Dowell) - ghi lại số liệu về: trọng lượng riêng, nhiệt độ, tính chất lưu biến (ứng suất trượt động độ nhớt dẻo nhiệt độ định) Các số liệu dung dịch khoan phân tích máy đo PRISM cho chương trình kiểm soát công việc theo dõi thể dạng đồ thị tham số dung dịch theo thời gian Tài liệu tham khảo Trương Hoài Nam Lựa chọn giải pháp khoan giếng phát triển mỏ khí Hải Thạch điều kiện nhiệt độ - áp suất cao Luận văn thạc sỹ kỹ thuật, Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội 2010 A.G Kalinin, R.A Gandzunmian, A.G Messer Cẩm nang Kỹ sư - Công nghệ khoan giếng sâu Trương Biên, Nguyễn Xuân Thảo, Phạm Thành, Trần Văn Bản dịch Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội 2006 A.T Bourgoyne Jr et al Applied Drilling Engineering SPE 1991 Bernt Anadnoy et al Advanced Drilling and Well Technology 2009  ... PETROVIETNAM suất an toàn) áp suất lỗ rỗng với áp suất nứt thủy lực vỉa, số giếng không lớn - khoảng 3,4 MPa Nếu áp suất tổng gần áp suất nứt thủy lực vỉa, cần giảm áp suất động Để điều chỉnh áp suất. .. tương đương (ECD), ta sử dụng áp suất tĩnh (PT ), áp suất động (PĐ) dung dịch áp suất mùn khoan (PM) - thành phần áp suất tổng dung dịch tác động lên đáy giếng Áp suất tĩnh dung dịch khoan với... THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ áp suất tuần hoàn lên choòng khoan Vì vậy, áp suất từ mùn khoan khống chế thay đổi vận tốc khoan Áp suất tổng (PS) tính: ΔP thuỷ tĩnh ΔP động + P thuỷ tĩnh ΔP động + ΔP hydros PS = PT + PĐ +