Tải bản đầy đủ
b) Dị thường áp suất cao

b) Dị thường áp suất cao

Tải bản đầy đủ

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