Tải bản đầy đủ
Chương 2. Kiểm soát hiện tượng xâm nhập

Chương 2. Kiểm soát hiện tượng xâm nhập

Tải bản đầy đủ

+ 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

II.4 Dấu hiệu nhận biết hiện tượng kick
II.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa chất lưu xâm nhập
II.2.5.1 Tăng tỷ trọng dung dịch phù hợp
II.2.5.2 Giảm hiệu ứng piston khi kéo thả cần
II.2.5.3 Bù đủ dung dịch khi kéo cần
II.2.5.4 Kịp thời tìm biện pháp phục hồi khi mất dung dịch
II.5 Thể tích xâm nhập cho phép Kick tolerance
A. Tài liệu 1
Thể tích xâm nhập cho phép là giới hạn thể tích xâm nhập lớn nhất có thể đi vào
giếng và tuần hoàn ra ngoài, và nó là nguyên nhân hình thành tổn hại cho giếng.
Thể tích xâm nhập cho phép là chức năng của áp suất vỉa và áp suất nứt vỡ vỉa.
Trên giàn nổi được tăng chiều sâu cột nước và ống bao làm giảm Thể tích xâm
nhập cho phép.
Phương pháp đơn giản trên giàn sửa chữa
1) Thể tích xâm nhập cho phép hoặc thể tích khi đóng giếng
= (MAASP – SIDPP) ÷ (gradient dung dịch – gradient dòng chảy)
= Độ dài dòng chảy khi đóng giếng ( Đơn vị : bbl).
2) Chuyển độ dài tính toán trên tới thể tích phần khoảng không vành xuyến bên
dưới chân đế ống chống. Đơn vị thể tích là bbl.
3) Sử dụng định luật khí Boyles để chuyển đổi thể tích trên tới thể tích điều
kiện đáy giếng.
Tại đó : P1 = áp suất nứt vỡ vỉa tại chân đế.
V1 = thể tích đã được chuyển đổi 2).
P2 = áp suất thành hệ.
V2 = thể tích xâm nhập cho phép.
Chú ý : Thể tích xâm nhập cho phép sẽ nhỏ hơn 2 kết quả tính toán ở bước 1) và
2).
Ví dụ thể tích xâm nhập cho phép
Well Data
Chiều sâu

10 000 ft TVD

Chân đế

5 000 ft TVD

Dung dịch

10 ppg

Gradient nứt vỡ vỉa

0.72 psi/ft

Áp suất nứt vỡ vỉa tại chân đế

= 0.72 x 5 000 ft = 3 600 psi

Khoảng không DC/OH

0.0291 bbl/ft (800 ft cần nặng)

Khoảng không DP/OH

0.0459 bbl/ft

MAASP

(0.72 – 0.52) x 5 000 ft = 1 000 psi

SIDPP giả định

= 500

Dòng khí

0.12 psi/ft

Áp suất vỉa

= 500 + (10 000 ft x 10 x 0.052) = 5 700
psi

Bước 1:

(1000 – 500) ÷ (0.52 – 0.12)
1250 ft (bao gồm cần nặng và 450 ft cột ống)
Cần nặng = 23.28 thùng
Khoảng không cột ống = 450 ft x 0..459 = 20.655 bbls
Tổng chiều dài 1250 ft

Bước 2:

Tổng thể tích 43.935 bbls

1250 ft chuyển đổi sang thể tích dưới chân đế
1250 x 0.0459 = 57.375 bbls

Bước 3:

Chuyển đổi thể tích tới điều kiện dưới giếng
(3600 x 57.375) ÷ 5700 = 36.236 bbls

Thể tích xâm nhập cho phép là nhỏ hơn so với thể tích đã tính toán ở bước 1) và 2)
Vậy thể tích xâm nhập cho phép = 36.236 bbls.

B. Tài liệu mạng
 Trạng thái/tính chất khí trong giếng
Khí là chất lưu có thể nén ép cao. Thể tích của chúng phụ thuộc vào nhiệt độ và
áp suất. Để hiểu về tính chất của khí, ta tính toán bên ngoài giếng trong suất quá
trình ngừng hoạt động. Chúng ta cần sử dụng định luật khí lí tưởng:
PV/T = constant