This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
• tăng tỷ trọng dung dịch (12.5-13ppg) để ổn định thành giếng khoan=> mất dung dịch => giảm lưu lượng bơm => kẹt cần => tăng NPT, tăng cao chi phí xử lý (dung dịch, phụ gia).
Thành hệ LBH 5.2
(tập BI.1)
Trà Tân trên (tập C)
Trà Tân giữa (tập D)
• áp suất cao => tăng tỷ trọng dung dịch liên tục (15.5-17ppg)=> nhiễm bẩn vỉa sản phẩm => thử vỉa khó khăn=> đánh giá sai, tăng cao chi phí.
• Khoan điều khiển dòng hồi dung dịch (Returns Flow Control Drilling).• Khoan hai tỷ trọng (Dual Gradient).• Khoan mũ dung dịch được tạo áp (Pressurized Mud Cap Drilling).
• Khoan với áp suất đáy giếng ổn định (Constant BottomHole Pressure).
• RFCD: giảm rủi ro nguy hiểm cho con người và môi trường bằng cách kiểm soát giếng (kick khí độc) với hệ thống vành xuyến kín.
• DG: dùng ở vùng biển nước sâu. Một cột dung dịch có tỷ trọng nhẹ hơn dung dịch khoan một bình thường được điền đầy từ đáy biển đến đáy giếng và nước biển được điền đầy từ bàn roto đến đáy biển, khi đó ta cần dùng thiết bị ống nối (marine riser). Điều này giúp tránh được tình trạng trên cân bằng quá cao và nguy cơ mất dung dịch.
• PMCD: xử lý sự cố mất dung dịch nặng, chất lưu xâm nhập trong các tầng nứt nẻ/hang hốc.
• CBHP: kiểm soát chính xác áp suất vành xuyến luôn luôn nằm trong vùng giới hạn cửa sổ áp suất, giảm thiểu sự chênh lệch áp suất nhằm ngăn ngừa/ không chế sự cố do áp suất thay đổi đột ngột. Nhờ đó CBHP giảm thiểu thời gian phi sản xuất (NonProductive Time) và chi phí khoan.
CBHP là giải pháp phù hợp nhất để giải quyết bài toán cho giếng khoan X:- Ngăn ngừa/khống chế sự cố mất dung dịch, tăng cường kiểm soát
giếng…- Giảm nhiễm bẩn thành hệ với việc sử dụng dung dịch nhẹ hơn
Kết quả khoan CBHP cho đoạn khoan vỉa sản phẩm 8-1/4” (4390m-4669m)
• P vỉa dự đoán: 15000psi.• T vỉa dự đoán: 1750C.• Thạch học: cát kết xen kẽ đá phiến sét tuổi
Oligocene.• CP Min (hay WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 24psi.• CP Max (hay WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 1254psi.• MW được dùng: 14ppg.• ECD trung bình: 15.6ppg.• Dung dịch khoan : SBM/Synthetic Oil.• Q ổn định nhỏ nhất: 199gpm.• Q ổn định lớn nhất: 450gpm.• CBHP Min: 11712psi.• CBHP Max: 12846psi.
• LV đã nghiên cứu, phân tích, lựa chọn và chứng minh được rằng công nghệ CBHP là giải pháp hữu hiệu để thi công giếng khoan X.
• Giải pháp CBHP đã mang lại thành công to lớn cho dự án: không NPT, không sự cố, sử dụng tỷ trọng dung dịch tối thiểu, giảm tối thiểu nhiễm bẩn vỉa => cắt giảm chi phí khoan (chi phí dung dịch, phụ gia và chi phí NPT) với tổng kinh phí thực hiện chưa bằng chi phí 2 ngày NPT, trong khi giếng khoan trước đã tiêu tốn 5 ngày.…
• Ta có thể kết hợp hai ứng dụng CBHP và PMCD để giải quyết các bài toán an toàn và hiệu quả hơn, chỉ cần một vài bổ sung kỹ thuật nhất định. Đối với các giếng khoan gặp các sự cố mất dung dịch hoàn toàn kèm kick khí trong tầng carbonate (cần ứng dụng PMCD), giếng khoan nhiệt độ áp suất cao có gradient áp suất phức tạp (cần CBHP), vậy ứng dụng kết hợp là phù hợp nhất (một số giếng khoan ở bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn, bể Sông Hồng…).
• Hơn nữa, dạng ứng dụng khoan hai tỷ trọng cũng cần được đầu tư nghiên cứu vì trong tương lai gần công tác thăm dò và tìm kiếm sẽ được tiến đến các vùng nước sâu, giếng có điều kiện HPHT.
Van triển khai dưới giếng(Downhole Deployment Valve)
• Sử dụng van chặn dưới giếng DDV (Downhole Deployment ValveTM) khi kéo thả nhằm giảm thiểu thời gian kéo thả chuỗi cần khoan, tăng cường kiểm soát giếng khoan, giảm nhiễm bẩn vỉa (không phải dùng dung dịch tỷ trọng cao để cân bằng áp suất).
DDV như là một phần của chuỗi ống chống, được lắp đặt càng sâu càng tốt (ống chống trung gian cuối cùng…) => kiểm soát giếng khoan, giảm thiểu thời gian kéo thả và chi phí.
[1]. Nguyễn Văn Khang (2010). Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen. Luận văn Thạc sĩ. Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM.
[2]. Tạ Quốc Bảo (2010). Hoang-Long JOC Well 16-1-TGD-X End Of Well Report September 2010. Report of Hoang Long JOC. Weatherford Viet Nam.
[3]. Felbert Palao (2008). Advantages of Managed Pressure Drilling and Recent Deployment of Technology in Viet Nam. Report of PVN. Weatherford Viet Nam.
[4]. Felbert Palao (2010). MPD procedures for Hoang Long JOC. Weatherford Viet Nam.
[5]. George Medley & C. “Rick” Stone (2004). MudCap Drilling When? Techniques for determining when to switch from Conventional to Underbalanced Drilling. SPE/IADC Drilling Conference.
[6]. Dixon. Model 7800 Field Operations Manual. Weatherford International.[7]. Shifeng Tian et al (2007). Parametric Analysis of MPD Hydraulics.
Kết quả khoan cho đoạn khoan CBHP 12-1/4” x 14-3/4” (2947m-3761m) của giếng khoan minh họa:
•P vỉa dự đoán: 11000psi•T vỉa dự đoán: 1450C.•Thạch học: cát kết xen kẽ sét kết tuổi Miocene,
Oligocene.•CP Min (WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 34psi.•CP Max (WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 378psi.•MW được dùng: 10.5ppg.•ECD trung bình: 11.2ppg.•Dung dịch khoan: Ultradril/ WBM.•Q ổn định nhỏ nhất: 395gpm.•Q ổn định lớn nhất: 950gpm.•CBHP Min: 5495psi.•CBHP Max: 7595psi.
(Drilling with Casing)• Vừa khoan vừa chống ống, loại bỏ thời
gian kéo thả chuỗi cần => khả năng ngăn ngừa sự cố rất cao.
• Hầu hết các nhà Thầu đang hoạt động ở Việt Nam đang áp dụng quy trình khoan với bộ khoan cụ và các hệ thống giàn khoan truyền thống (hệ thống tuần hoàn, hệ thống kéo thả…), bên cạnh đó còn tồn tại một số khó khắn nhất định, nên việc chuyển đổi sử dụng từ khoan bằng chuỗi cần sang công nghệ DwC rất phức tạp, tốn kém.
2.3 UBD vs. MPDManaged Pressure Drilling UnderBalanced Drilling
- Ngăn ngừa/Giảm mất dung dịch.- Tăng cường kiểm soát giếng- Ngăn ngừa kẹt cần.- Giảm nhiễm bẩn thành hệ - Tăng ROP.- Khoan giếng khoan HTHP.- Tăng thời gian sử dụng choòng khoan.
=> Giảm thiểu thời gian NPT, chi phí khoan.
- Tránh xâm nhiễm vỉa.- Thử vỉa thuận lợi.- Cải thiện hiệu suất khai thác.- Tăng ROP.- Tránh mất dung dịch.- Tăng thời gian sử dụng. choòng khoan.…
=> Với điều kiện khoan cụ thể của các giếng khoan 16-1-TGD-1X, 16-1-TGD-1X-ST1 và giếng khoan X, chỉ ứng dụng MPD là phù hợp nhất với lý do như sau:
• Quá trình thi công đối mặt với sự cố mất ổn định thành giếng khoan, mất dung dịch và kẹt cần với điều kiện áp suất dị thường cao xảy ra ở tập BI.1, tập C, tập D: chỉ ứng dụng MPD mới có thể giải quyết bài toán.
• Thực hiện mục tiêu giảm nhiễm bẩn vỉa sản phẩm ở tập E. Cả ứng dụng UBD và MPD đều có thể được áp dụng. Tuy nhiên, vỉa sản phẩm có các lớp sét kết dễ trương nở và áp dụng MPD cho cả hai đoạn khoan của cùng một giếng khoan là đợn giản nhất. Hơn nữa, với điều kiện giàn khoan cũng như trình độ chuyên môn của đội khoan không cho phép thực hiện vừa MPD vừa UBD, quá trình sẽ phức tạp hơn nhiều.