Giải pháp xử lý tình trạng mất ổn định thành giếng khoan
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 3 - 2019, trang 42 - 46
ISSN-0866-854X
GIẢI PHÁP XỬ LÝ TÌNH TRẠNG MẤT ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG KHOAN
Phạm Văn Hiếu1, 2
1Trường Đại học Dầu khí Gubkin
2Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: hieupv.dr@vietsov.com.vn
Tóm tắt
Bài báo phân tích các nguyên nhân gây ra tình trạng mất ổn định thành giếng khoan từ quá trình thi công 250 giếng khoan tại các
mỏ của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” (với quỹ đạo, hệ dung dịch khoan và góc lệch khác nhau). Trên cơ sở đó, tác giả đề xuất các
giải pháp xử lý tình trạng mất ổn định thành giếng khoan như doa lại thân giếng kết hợp với quét tập dung dịch độ nhớt cao, xử lý dung
dịch (tăng hàm lượng bôi trơn, hàm lượng ức chế sét, giảm độ thải nước của dung dịch tới mức tối thiểu cho phép), kết hợp tăng tỷ trọng
dung dịch khoan trong giới hạn cho phép… Nghiên cứu cũng cho thấy việc đánh giá sự ảnh hưởng của các phương pháp khoan đến thời
gian ổn định thành giếng giúp giảm thiểu các phức tạp, sự cố xảy ra trong quá trình khoan.
Từ khóa: Phức tạp, sự cố, mất ổn định thành giếng khoan, đặc tính cơ học đất đá, bó hẹp thành giếng.
1. Giới thiệu
Mất ổn định thành giếng khoan là hiện
“Vietsovpetro”. Đây là cơ sở quan trọng để triển khai công tác thiết
kế thi công, tiết kiệm tối ưu chi phí trong công tác khoan - khai thác
dầu khí. Ví dụ như kéo thả ống chống, thả thiết bị đo địa vật lý, thử vỉa
trong thân trần, tính toán và thiết kế cột ống chống, tỷ trọng dung
dịch và thời gian đảm bảo thi công an toàn giếng khoan, nghiên cứu
các giải pháp ngăn ngừa hư hỏng ống chống và kiểm soát quá trình
tạo hang hốc trên thành giếng khoan do bị sập lở.
tượng xảy ra trong quá trình khoan, do sự
chênh lệch đáng kể giữa đường kính của
thân giếng khoan với đường kính của choòng
khoan và thành giếng không giữ được kết
cấu ban đầu. Đặc biệt là khi khoan các giếng
khoan định hướng với góc nghiêng lớn hoặc
khi khoan qua các tầng đất đá có nhiều đứt
gãy, tập trung ứng suất thì mất ổn định thành
giếng khoan có thể xảy ra với mức độ nghiêm
trọng, ảnh hưởng đến công tác khoan. Mất ổn
định thành giếng khoan chủ yếu do tương tác
hóa - lý và do sự thay đổi về mặt cơ học của
đất đá.
2. Khảo sát tình trạng mất ổn định thành giếng khoan tại Vietsov-
petro trong giai đoạn 2010 - 2017
Việc nghiên cứu về tình trạng phức tạp và sự cố trong quá trình
khoan và hoạt động khoan cắt thân tại Vietsovpetro trong giai đoạn
2010 - 2017 được tiến hành trên 250 giếng khoan với quỹ đạo, hệ
dung dịch khoan và góc lệch khác nhau. Kết quả nghiên cứu cho thấy
rất nhiều phức tạp và sự cố đã diễn ra trong giai đoạn này (Hình 1).
Hiện tượng mất ổn định thành giếng
khoan gây ra việc tăng thời gian khoan, thậm
chí phải hủy giếng khoan. Ước tính mỗi năm
trên thế giới phải chi tới gần 500 triệu USD liên
quan trực tiếp hoặc gián tiếp tới vấn đề mất
ổn định thành giếng khoan [1].
Năm
Bài toán phân tích các nguyên nhân gây ra
tình trạng mất ổn định thành giếng khoan và
giải pháp để xử lý các sự cố liên quan đến vấn
đề này tại các mỏ của Liên doanh Việt - Nga
Ngày nhận bài: 5/7/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 5/7 - 4/10/2018.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/3/2019.
Hình 1. Kết quả nghiên cứu các phức tạp và sự cố xảy ra trong quá trình khoan trong giai đoạn 2010 - 2017
DẦU KHÍ - SỐ 3/2019
42
PETROVIETNAM
Như vậy, trên tổng số 190 giếng được thống kê và nghiên cứu có đến 62% số
giếng khoan xảy ra tình trạng mất ổn định thành giếng khoan [2, 3].
địa tầng Miocene dưới và 15 ngày đối
với tầng Oligocene. Sau đó, các biểu
hiện phức tạp tăng dần liên quan đến
sự mất ổn định thành giếng khoan,
bó hẹp thành giếng, sập lở với cường
độ khác nhau. Thời gian trung bình
thân giếng ổn định chỉ từ 3 - 5 ngày.
Trong trường hợp tỷ trọng dung dịch
không đủ để giữ áp suất thành hệ thì
quá trình này diễn ra nhanh hơn, chỉ
sau vài giờ đến một ngày. Biểu hiện
mất ổn định thành giếng khoan chủ
yếu xảy ra tại khoảng chiều sâu 2.100 -
4.000m và theo chiều sâu thẳng đứng,
tương ứng với địa tầng Miocene dưới
và Oligocene.
Đặc biệt trong giai đoạn 2016 - 2017, 60% trường hợp xảy ra phức tạp
sự cố (bao gồm kẹt dính, mất ổn định thành giếng, mất dung dịch, không
thể thả thiết bị tới chiều sâu thiết kế, biểu hiện dầu khí nước) là do nguyên
nhân phức tạp địa chất. Phức tạp địa chất chủ yếu gặp phải khi khoan thân
giếng 215,9mm, qua khu vực chuyển tiếp giữa Miocene dưới và Oligocene
trên hoặc đơn thuần Oligocene trên nơi thành phần đất đá chủ yếu là sét và
sét kết (Hình 2 và 3).
Nghiên cứu được tiến hành trên 31 giếng khoan trong năm 2016 có đến
19 giếng khoan xảy ra sự cố điển hình như: Mất dung dịch khi khoan và bơm
trám xi măng, mất ổn định thành giếng khoan, kẹt bộ khoan cụ, không thể
thả thiết bị địa vật lý bằng cáp… (Hình 2).
Kết quả thống kê và phân tích 35 giếng được khoan trong năm 2017
cho thấy 33 giếng khoan xảy ra sự cố: Mất ổn định thành giếng, mất dung
dịch khi khoan và bơm trám xi măng, sự cố về cần khoan, kẹt bộ khoan cụ…
(Hình 3).
Thời gian giếng khoan trong trạng
thái thân trần đóng vai trò quan trọng
và ảnh hưởng tới hiện tượng mất ổn
định thành giếng khoan, làm giảm
đáng kể độ bền của đất đá, vì vậy cần
tiến hành chống ống càng nhanh để
đảm bảo an toàn cho thân giếng.
Nghiên cứu về thời gian ổn định thành giếng khoan tính từ thời điểm
khoan phá được tiến hành trên cơ sở số liệu báo cáo khoan của 30 giếng
khoan trên mỏ Bạch Hổ (Hình 4). Kết quả phân tích cho thấy thời gian đất
đá ổn định tính từ thời điểm khoan phá đạt giá trị lớn nhất là 7 ngày đối với
Việc tiến hành thống kê và phân
tích thời gian thi công giếng khoan
được áp dụng bằng các phương pháp
khoan khác nhau. Ví dụ: khoan rotor,
khoan bằng RSS, khoan bằng động
cơ đáy. Thống kê được tiến hành trên
26 giếng khoan. Kết quả cho thấy
thời gian thi công 1m khoan lần lượt
là 0,143 giờ và 0,321 giờ đối với công
đoạn 215,9mm và 311,15mm tương
ứng với sử dụng công nghệ khoan
RSS và động cơ đáy hoặc khoan rotor
(Bảng 1). Thời gian từ khi khoan phá
đến khi chống ống sử dụng công nghệ
khoan RSS tiết kiệm được 3 - 4 ngày so
với các phương pháp khoan còn lại.
Trên 20 giếng được xem xét và đánh
giá khi sử dụng phương pháp khoan
RSS chỉ xảy ra 4 trường hợp phức tạp
liên quan đến mất ổn định thành
giếng. Trong năm 2011, Vietsovpetro
lần đầu tiên sử dụng công nghệ khoan
bằng RSS kết hợp với đo LWD. Việc áp
dụng LWD trong khi khoan thân giếng
311,15mm và 215,9mm cho phép tiết
Hình 2. Phân bổ các dạng phức tạp sự cố trong năm 2016
Hình 3. Phân bổ các dạng sự cố phức tạp trong năm 2017
DẦU KHÍ - SỐ 3/2019
43
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
kiệm thời gian thi công từ 1 - 2 ngày so với
các phương pháp khoan thông thường. Sự
kết hợp RSS và LWD cho phép giảm nguy cơ
phức tạp liên quan đến mất ổn định thành
giếng khoan.
3. Nguyên nhân và các biện pháp xử lý tình
trạng mất ổn định thành giếng khoan
Nguyên nhân gây ra hiện tượng mất ổn
định thành giếng khoan do nhiều yếu tố, có
thể được phân loại theo khả năng kiểm soát
(Bảng 2).
Dấu hiệu nhận biết tình trạng mất ổn
định thành giếng khoan là nguyên nhân
chính dẫn đến sập lở thành giếng hoặc bó
Hình 4. Thời gian ổn định thành giếng sau khi khoan phá tại mỏ Bạch Hổ
Bảng 1. So sánh thời gian thi công 1m khoan bằng các phương pháp khác nhau
Khoảng khoan
Từ Đến
Thời gian chi tiết cho các công việc (giờ)
Bộ Tổng
khoan Bơm rửa Kéo thả
Chiều dài
khoảng
khoan
Giếng
khoan
Thời
gian 1m
khoan
TT
Khoan
Doa
thời
gian
cụ
Sử dụng công nghệ khoan của Barker Hughes
0,143
0,205
0,130
0,099
0,097
0,150
0,130
0,104
0,137
0,210
0,170
0,202
0,156
0,148
0,218
0,244
0,367
0,152
0,188
0,144
0,252
0,154
0,321
0,256
0,277
0,259
0,441
0,441
0,252
1
2
125 BK-15
BC-A-1X
506 RC-5
GT-5XP
1.310
1.290
1.200
1.257
1.409
1.732
1.729
1.404
2.321
1.288
3.096
3.222
2.791
3.342
3.627
4.070
3.378
3.757
3.536
3.426
1.786
1.932
1.591
2.085
2.218
2.338
1.649
2.353
1.215
2.138
203,5
155,5
89
10,5
3
43,5
9,75
7,25
13
91,5
77,75
48
17
4,25
0,5
366
250,25
157,75
203
3
13
4
116,5
129
12,5
17
61
5
GT-6P
24,5
47,75
28
160,5
104,75
47,75
77,75
71,5
95
2,5
12,25
7
333,5
303,75
170,75
323,25
255,5
362,5
6
1212 BK-14
1216 BK-14
ThT 4XP
ThT 6P
129,25
77,75
157
9,75
10,25
21,75
13,5
17
7
8
66,75
60
9
109
1,5
10
70 RC-7
116,75
54,5
79,25
Sử dụng công nghệ khoan của Schlumberger
1
2
129 BK-15
131 BK-15
407 RC-DM
R-24
1.325
1.357
1.992
1.745
2.277
1.424
2.207
1.250
1.508
2.348
3.070
3.211
3.456
3.214
3.798
3.538
3.988
2.812
2.812
3.674
1.745
1.854
1.464
1.469
1.521
2.114
1.781
1.562
1.304
1.326
137
170
15,5
12
38
25
77
64,5
81,5
78,5
182
70
4,5
3
272
274,5
319,25
358,5
557,5
321
3
201
17,5
16,75
34,5
21,5
19
19,25
27,75
61
4
215,75
158,5
122,75
189,5
99,5
19,75
121,5
78,5
8,75
6,5
5
ThT 3X
6
1706 BK-17
423 RC-4
510 RC-5
1713 BK-17
ThT 5P
28,25
27,25
16,5
38,5
24,5
7
91
335,5
225
8
24
78,5
81
9
147
12,5
16,25
49,5
8
328,5
204,5
10
97,75
58
Phương pháp khoan bằng động cơ đáy hoặc rotor thực hiện bởi Vietsovpetro
1
2
3
4
5
6
10006 BK-10
1203 BK-14
R-19
1.300
1.257
1.330
2.184
2.097
1.381
3.375
3.278
2.932
3.258
3.166
3.755
2.075
2.021
1.602
1.074
1.069
2.374
259,33
281,5
187,2
174,5
244,2
353,75
53,5
80,5
36,25
37,5
11
47,33
29,75
34,5
33,5
43
160,5
161
115,7
116
9,67
7
41,5
112
16,75
28
530,33
559,75
415,15
473,5
2004 BK-2
R-29
157
471,95
599
8003 BK-8
41,25
25,5
150,5
DẦU KHÍ - SỐ 3/2019
44
PETROVIETNAM
hẹp ống chống trong quá trình khoan, hoàn thiện giếng
và khai thác được thể hiện trong Bảng 3. Những dấu hiệu
được chia làm 2 nhóm cơ bản: dấu hiệu trực tiếp và dấu
hiệu gián tiếp [4, 5]. Dấu hiệu trực tiếp của mất ổn định
thành giếng dễ nhận thấy nhất là sự thay đổi đường kính
thân giếng, qua kết quả đo địa vật lý đường kính thân
giếng bằng phương pháp Caliper.
Việc giảm thiểu ảnh hưởng của các yếu tố địa chất
lên sự mất ổn định thành giếng khoan trong quá trình thi
công giếng khoan cần thực hiện các giải pháp đồng bộ:
- Tăng cường độ chính xác dự đoán áp suất vỉa, áp
suất lỗ rỗng cũng như xác định chính xác ranh giới các
địa tầng.
- Tăng cường kiểm soát địa chất trong quá trình
thiết kế và thi công giếng khoan.
Một số biện pháp để xử lý hiện tượng mất ổn định
thành giếng khoan tại Vietsovpetro:
- Khi thiết kế giếng khoan cần cân nhắc việc ảnh
hưởng của các khu vực đứt gãy địa chất, tránh đi qua các
khu vực đứt gãy.
- Doa lại thân giếng và bơm kết hợp quét tập dung
dịch độ nhớt cao.
- Doa lại thân giếng kết hợp xử lý dung dịch: tăng
hàm lượng bôi trơn, hàm lượng ức chế sét, giảm độ thải
nước của dung dịch tới mức tối thiểu cho phép.
- Áp dụng các biện pháp công nghệ giúp đo được
áp suất vỉa trong quá trình khoan.
- Tăng cường chất lượng dung dịch khoan bằng việc
sử dụng các hệ dung dịch có hàm lượng ức chế sét cao,
phù hợp với địa tầng của vùng mỏ.
- Doa lại thân giếng kết hợp tăng tỷ trọng dung dịch
khoan trong giới hạn cho phép.
Theo kết quả thống kê và phân tích khi áp dụng
những phương pháp trên cho thấy phương pháp
tăng tỷ trọng cho mức độ hiệu quả cao. Thống kê tại
Vietsovpetro cho thấy có 69 trường hợp trên tổng số
114 trường hợp hiện tượng mất ổn định thành giếng
được xử lý thành công bằng phương pháp tăng tỷ trọng,
đạt 61%.
- Việc tăng tỷ trọng dung dịch trong giới hạn cho
phép giúp tăng áp lực lên thành giếng khoan, giúp kiểm
soát thân giếng tốt hơn, vì vậy cần nghiên cứu tìm ra cửa
sổ dung dịch phù hợp.
- Tăng cường nghiên cứu về tính chất cơ lý đất đá để
xác định cửa sổ dung dịch khoan chính xác.
Bảng 2. Nguyên nhân gây ra tình trạng mất ổn định thành giếng khoan
Yếu tố không kiểm soát được
Khu vực nứt nẻ, đứt gãy
Yếu tố kiểm soát được
Áp suất đáy giếng
Ứng suất do kiến tạo địa chất
Ứng suất tự nhiên lớn
Góc lệnh và góc phương vị
Địa tầng chuyển tiếp
Địa tầng đất đá di chuyển
Thành hệ kém bền vững
Phản ứng cơ hóa giữa đất đá và nước từ dung dịch khoan
Cột cần khoan bị rung động
Tầng sét phiến dị thường áp suất cao
Xói mòn thành giếng do chế độ bơm rửa
Thay đổi nhiệt độ
Bảng 3. Dấu hiệu nhận biết biểu hiện tình trạng mất ổn định thành giếng khoan
Dấu hiệu trực tiếp
Tăng đường kính thân giếng
Dấu hiệu gián tiếp
Moment quay lớn, lực ma sát lớn
Bị vướng, treo khi thả cần khoan, ống chống và các thiết bị đo địa
vật lý
Bó hẹp thân giếng
Lượng mùn khoan lớn hơn bình thường
Lượng mảnh vỡ đất đá lớn
Tăng áp suất bơm
Kẹt cần khoan
Mảnh vỡ đất đá trên sàn rung
Tăng mức độ rung lắc cột cần
Hư hỏng cần khoan
Mùn khoan bị lắng tại đáy giếng sau khi kéo thả
Cần bơm lượng xi măng nhiều hơn trong khi bơm trám
Khó khăn chỉnh xiên khi khoan
Không thể thả thiết bị đo địa vật lý
Chất lượng đo địa vật lý kém
Xuất hiện khí vành xuyến do chất lượng trám xi măng kém
Tạo lòng máng
Cường độ tăng góc lớn
DẦU KHÍ - SỐ 3/2019
45
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
4. Kết luận
Tài liệu tham khảo
- Việc xử lý vấn đề mất ổn định thành giếng khoan
được Vietsovpetro ưu tiên hàng đầu. Trong đó, việc tạo áp
lực cần thiết lên thành giếng khoan là giải pháp cơ bản để
kiểm soát tình trạng mất ổn định thành giếng khoan.
1. Nguyễn Văn Hùng, Trịnh Quang Trung, Lương Hải
Linh. Phát triển phần mềm phân tích trạng thái ứng suất
xung quanh thành giếng khoan trong ứng dụng bài toán địa
cơ học. Tạp chí Dầu khí. 2017; 4: trang 24 - 36.
- Thời gian ổn định của đất đá tại các khoảng chiều
sâu khác nhau. Việc xác định cường độ trương nở, bó hẹp
thành giếng rất cần thiết giúp cho thiết kế xây dựng giếng
khoan cũng như áp dụng các giải pháp công nghệ phù
hợp. Tại tầng Miocene dưới của mỏ Bạch Hổ, thời gian ổn
định thành giếng từ 3 - 7 ngày chưa tính đến ảnh hưởng
của các thông số khác của dung dịch lên độ bền đất đá.
2. Vietsovpetro. Các tài liệu tổng kết phức tạp sự cố
trong quá trình thi công giếng khoan tại Liên doanh Việt -
Nga “Vietsovpetro” giai đoạn 2010 - 2017.
3. Vietsovpetro. Báo cáo khoan tại Liên doanh Việt -
Nga “Vietsovpetro” giai đoạn 2010 - 2017.
4. Borivoje Pašić, Nediljka Gaurina-Međimurec,
Davorin Matanović. Wellbore instability: causes and
consequences. Rudarsko-geološko-naftni zbornik. 2007;
19(1): p. 87 - 98.
- Việc sử dụng công nghệ khoan RSS kết hợp với
LWD cho phép giảm thời gian thi công giếng khoan, góp
phần giảm thiểu các sự cố liên quan đến tình trạng mất ổn
định thành giếng khoan.
5. В.С.Войтенко. Управление горным давлением
при бурении скважин. Москва: Недра. 1985.
- Tăng cường nghiên cứu về độ bền cơ học, thông số
cơ lý đất đá, áp suất lỗ rỗng. Trên cơ sở đó, xác định cửa sổ
dung dịch khoan phù hợp.
SOLUTIONS TO HANDLE WELLBORE INSTABILITY
Pham Van Hieu1, 2
1Gubkin State University of Oil and Gas (National Research University)
2Vietsovpetro
Email: hieupv.dr@vietsov.com.vn
Summary
This paper analyses the causes of wellbore instability from the process of drilling 250 wells on offshore fields of Vietsovpetro (with
different trajectory, drilling muds and deviation). On that basis, the author proposes solutions to handle the condition of wellbore
instability, e.g. reaming and back reaming with high-viscosity sweep, mud condition, increasing of mud weight in allowable mud weight
window. The research also shows the appraisal of drilling method’s influence on the duration of wellbore stability helps reduce well
problems and accidents during the drilling process.
Key words: Drilling problem and accident, wellbore instability, mechanical properties of rock, wellbore swelling.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2019
46
5 trang
16/04/2022
1280
Bạn đang xem tài liệu "Giải pháp xử lý tình trạng mất ổn định thành giếng khoan", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- giai_phap_xu_ly_tinh_trang_mat_on_dinh_thanh_gieng_khoan.pdf
