Tải bản đầy đủ
I.4 Biện pháp kiểm soát giếng khoan

I.4 Biện pháp kiểm soát giếng khoan

Tải bản đầy đủ

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

• 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