Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức triển khai thực tế

Download

Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ 1 (2019) 71 - 80

Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm

dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức

triển khai thực tế

Nguyễn Anh Tuấn ^1,*, Nguyễn Thanh Tùng ¹, Lê Vũ Quân ¹, Lê Quốc Trung ¹, Nguyễn

Văn Đô ¹, Nguyễn Văn Thịnh ²

¹Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam

²Khoa Dầu khí , Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam

THÔNG TIN BÀI BÁO

TÓM TẮT

Quá trình:

Việc triển khai công tác thử vỉa đối tượng móng tại các giếng khoan thăm

dò ở bồn trũng Cửu Long thềm lục địa Nam Việt Nam thường gặp nhiều khó

khăn, thách thức do các nguyên nhân khác nhau như cấu trúc địa chất phức

tạp, bất đồng nhất cao của đá móng và đặc biệt là ảnh hưởng của việc mất

dung dịch trongquátrình khoan. Bài báo nàytrình bày việc giải quyết những

khó khăn thách thức nêu trên, qua đó đề xuất lựa chọn quy trình thử vỉa

hoàn chỉnh và phương thức triển khai thực tế. Bên cạnh đó, các thiết bị thử

vỉa cần được sử dụng đúng, nhằm mục đích nâng cao hiệu quả công tác thử

vỉa, góp phần thu được những dữ liệu đầy đủ và tin cậy nhất phục vụ công

tác đánh giá trữ lượng, phát triển và điều hành quá trình khai thác các vỉa

dầu khí tại bồn trũng Cửu Long.

Nhận bài 10/12/2018

Chấp nhận 05/01/2019

Đăng online 28/02/2019

Từ khóa:

Tầng móng

Giếng khoan thăm dò

Bồn trũng Cửu Long

5 khoảng cho dòng dầu với bề dày mỗi khoảng chỉ

từ 1 đến 20 m (Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000;

1. Mở đầu

Các khoảng chứa dầu trong đá móng nứt nẻ

của các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử

Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu, Cá Ngừ Vàng, Nam

Rồng-Đồi Mồi, ... được đặc trưng bởi tính bất đồng

nhấtcao của đáchứa theo chiều sâu cũng như diện

rộng (Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000). Kết quả

thử vỉa các giếng thăm dò tại đây cho thấy, mặc dù

các giếng dược khoan vào thân đá móng lên đến

hàng nghìn mét nhưng thường thì chỉ có từ 2 đến

Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2001). Khi thi công

khoan qua các đới nứt nẻ kể trên, hiện tượng mất

dung dịch thường xuyên xảy ra với tính chất cũng

nhưmức độ tại mỗi giếng khoan và ởcác chiều sâu

khác nhau rất khác nhau, từ vài chục thùng/giờ

đến vài trăm thùng/giờ, cá biệt có những khoảng

khoan bị mất dung dịch hoàn toàn. Nhiều Nhà

thầu Dầu khí tại Việt nam áp dụng quy trình thử

vỉa cho các vỉa dầu truyền thống cho các vỉa dầu

móng dẫn đến hoăc thời gian thử vỉa bị kéo dài

quá mức cần thiết, hay không thu nhận được đầy

đủ thông tin cần thiết tin cậy để phục vụ công tác

_____________________

^*Tác giả liên hệ

E - mail: [email protected].vn

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

đánh giá trữ lượng, phát triển và điều hành quá

trình khai thác các vỉa dầu khí tại bồn trũng Cửu

Long một cách tốt nhất. Rút kinh nghiệm từ những

tồn tại từ thực tiễn triển khai công tác thừ vỉa của

các Nhà thầu dầu khí hiện nay, tác giả đề xuất lựa

chọn Quy trình thử vỉa hoàn phù hợp với các vỉa

dầu móng tại bồn trũng Cửu Long dựa trên

nguyên tắc vẫn giữ các bước chính của Quy trình

đang áp dụng cho vỉa dầu truyền thống nhưng có

điều chỉnh phương thức, thiết bị và ước thời gian

triển khai cho phù hợp với vỉa dầu trong móng cụ

thể cho các bước sau: Bổ sung việc áp dụng bơm

khí nâng N2 bằng Coil Tubing cho các giếng bị mất

dung dịch trong khi khoan cũng như đo kiểm tra

các khoảng cho dòng (PLT) thành các hạng mục

chắc chắn hay rút gọn thời gian đóng giếng cho các

chế độ phục hồi áp suất vỉa hay đề xuất sơ đồ ra

quyết định linh hoạt trong triển khai thực địa. và

được trình bày tại nội dung chính của bài báo.

bồn trũng Cửu Long cần phải giải quyết được các

vấn đề có tính chất đặc thù riêng như sau:

Tính bất đồng nhất rất cao của vỉa cả theo

chiều sâu và diện rộng với khoảng chiều sâu mở

vỉa có thể lên đến hàng trăm mét thậm chí hàng

nghìn mét nhưng chỉ có từ 2 đến 5 khoảng cho

dòng chính với bề dày từ 1 vài mét, ít khi lên đến

vài chục mét (Bảng 1, 2 và Hình 1).

Mức độ mất dung dịch trong khi khoan cao

dẫn đến tốn nhiều thời gian để làm sạch dòng chất

lưu từ vỉa;

Việc xác định các khoảng cho dòng dầu và

ranh giới dưới cho dòng cần phải thực hiện bằng

phương pháp đo kiếm tra khai thác (PLT) để có

thông số xác định ranh giới trữ lượng cấp P2 một

cách tin cậy nhất;

Việc xác định áp suất, nhiệt độ vỉa ban đầu

một cách tin cậy cũng gặp nhiều thách thức do hậu

quả của quá trình mất dung dịch cường độ lớn khi

khoan.

2. Nội dung về quy trình thử vỉa cho các giếng

thăm dò bồn trũng Cửu Long

Với mục tiêu và yêu cầu như đề cập trên đây,

tác giả lựa chọn quy trình hoàn chỉnh để triển khai

chương trình thử vỉa dầu khí đối với một giếng

khoan thăm dò vỉa dầu đá móng bồn trũng Cửu

Long bao gồm các bước chính như sau:

- Công tác chuẩn bị: Thả thiết bị thử vỉa lòng

giếng; Chế độ dòng ban đầu; Chế độ đóng giếng đo

phục hồi áp suất vỉa ban đầu; Chế độ làm sạch

dòng; Chế độ đóng giếng đo phục hồi áp suất vỉa

chính, đo PLT; Các chế độ dòng chính, đo PLT và

chế độ dòng lấy mẫu sâu PVT (multi-rate flow,

sampling flow); Chế độ dòng tối đa; Chế độ đóng

giếng đo phục hồi áp suất vỉa cuối (chỉ cần cho

trường hợp tính trữ lượng bằng phương pháp cân

bằng vậtchất); Dập giếng ; Kéo thiết bị thửvỉa lòng

giếng, tháo các thiết bị thử vỉa bề mặt kết thúc thử

vỉa.

Công tác chuẩn bị bao gồm các hạngmục công

việc như tập kết lắp đặt thiết bị bề mặt thử kín áp

suất (pressure test), thử các chức năng của thiết bị

thử vỉa, tính toán lựachọn phương thức gây chênh

áp (bằng nước, dầu diesel hay áp dụng thiết bị

bơm khí N2 bằng ống mềm (coil tubing)). Thông

thường thời gian thực hiện công tác chuẩn bị vào

khoảng từ 60 đến 80 giờ.

Công đoạn thả thiết bị lòng giếng được tiến

hành theo thiết kế ban đầu và kết quả tính toán tạo

chênh áp. Đối với thử vỉa ở đá móng bồn trũng

Cửu Long thường lựa chọn việc tạo chênh áp bằng

rót đầy cốt nước biển trong thiết bị lòng giếng.

2.1. Mục tiêu và yêu cầu đối với công tác thử vỉa

các giếng khoan thăm dò móng bồn trũng Cửu

Long

Mặc dù mục tiêu và yêu cầu thử vỉa dối với

mỗi Nhà thầu dầu khí có thể khác nhau, nhưng

việc thử vỉa các giếng khoan thăm dò cần phải đạt

được các nhiệm vụ chính sau (Schlumberger,

2006; Warren et al., 1963):

Xác định khả năng cho dòng của vỉa dầu, hệ số

sản phẩm, mức độ cho dòng tối đa, mức độ khai

thác tạp chất cơ học và mức độ nhiễm bẩn vỉa

(Skin damage); Xác định các khoảng cho dòng và

tỷ phần đóng góp của từng khoảng. Xác định các

thông số ban đầu của vỉa như: áp suất vỉa, độ thấm,

nhiệt độ vỉa.

Xác định chỉ số khí-dầu (GOR), hàm lượng

nước-tạp chất cơ học (BSW), hàm lượng CO₂, H₂S,

thủy ngân... Lấy mẫu chất lưu vỉa phục vụ công tác

phân tích PVT. Xác định các ranh giới biên của vỉa

dầu.

2.2. Lựa chọn quy trình các bước triển khai thử

vỉa cho các giếng khoan thăm dò vỉa dầu móng

bồn trũng Cửu Long và phương thức, thời gian

thực hiện.

Việc lựa chọn quy trình và các bước triển khai

công tác thử vỉa đối với đối tượng vỉa dầu đá móng

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

Bảng 1. Thông tin về mất dung dịch tại một số giếng khoan thăm dò móng bồn trũng Cửu Long (Thang

Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).

Tên giếng

Khoảng mở vỉa (mBRT)

3397

Lưu lượng mất dung dịch (thùng/giờ)

Loại đá

Granit

60.00

11-23

189.00

14.00

121.00

10.00

13.00

17.00

3425-3480

3494

3504-3517

3517

3517-3520

3520-3537

3537-3542

3984

A-2X

Không có tuần hoàn dung dịch

3988.8

3988-3990

4030-4041

4097-4188

3276-3345

3345-3479

3479-3650

3650-3714

3714-3727

3727-3777

3777-3800

3800-4040

4040-4048

4048-4230

4230-4475

4475-4815

4815-4822

4822-5204

145.00

Không có tuần hoàn dung dịch khoan

4-90

16-81

30-221

70-168

150-200

41-186

50-186

17-200

29-216

23-75

126-140

50-170

A-3X

Bảng 2. Thông tin về các khoảng cho dòng thuộc giếng A mỏ B bồn trũng Cửu Long theo kết quả PLT

(Thang Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).

Khoảng cho dòng

MDRT, m MSL, m

Từ đến

3565 3568

Khoảng đóng góp dòng

Thứ Kích cỡ

Lưu lượng

(thùng/ngày)

Lưu lượng

(thùng/ngày)

tự

côn

Từ

3441

đến

3443.4

2665

53.3

3579 3580 3452.4

3588 3591 3459.7

3600 3601 3469.2

3638 3642 3498.5

3653 3656 3509.6

3750 3753 3572.2

3984 3988 3670.6

4007 4011 3675.9

4024 4028 3679.5

4052 4054 3684.2

3453.2 rất nhỏ

3462.1 rất nhỏ

3470

rất nhỏ

3501.6 rất nhỏ

40/64"

3511.8

3573.9

3671.6

3676.8

3680.2

3684.5

53.3

1599

53.3

319.8

266.5

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

Hình 1. Các khoảng cho dòng giếng A mỏ B bồn trũng Cửu Long theo kết quả đo PLT (Thang Long JOC,

Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).

Nếu sau khi mở van thử vỉa tạo chênh áp bằng

sau khi thả xong thiết bị thử vỉa sẽ tiến hành bơm

kiểm tra kín áp suất (Pressure test). Thời gian

thực hiệncông đoạn thả thiết bị lòng giếng thường

kéo dài từ 24 đến 36 giờ.

cốt nước biển vẫn không cho dòng sẽ áp dụng

phương pháp bơm khí N2 bằng coil tubing (CT) để

tạo chênh áp hút dòng từ vỉa ra. Trong thời gian và

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

Mục tiêu của chế độ dòng ban đầu là kết nối

lưu thông dòng chất lưu từ vỉa vào thân giếng sau

khi mở van thử vỉa để sau đó đóng giếng đo phục

hồi ápsuất vỉa banđầu tin cậy nhất vì vậy thời gian

của bước này thường rất ngắn (khoảng từ 10 đến

15 phút sau khi mở van thử vỉa). Thời gian cho chế

độ đóng giếng đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu

thường kéo dài từ 30 phút đến 1 giờ. Nhiều Nhà

thầu dầu khí lựa chọn việc bỏ qua các bước chế độ

dòng và đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu ở các

giếng bị mất dung dịch nhiều và tiến hành ngay

chế độ làm sạch dòng sau đó mới quyết định có

thựchiệnhaykhôngcác bướcnày vìsợảnh hưởng

đến độ tin cậy của số liệu thu được, tuy nhiên tác

giả cho rằng không nhất thiết phải bỏ qua không

thực hiện các bước này vì chúng không tốn nhiều

thời gian mà thu được thêm thông tin quý về áp

suất vỉa ban đầu. Hơn nữa, nếu tiến hành các bước

này sau chế độ làm sạch dòng cũng có nguy cơ

không thu được kết quả tuyệt đối tin cậy về áp

suất vỉa ban đầu do ảnh hưởng của mất dung dịch

cũng như thời gian kéo dài của chế độ làm sạch

dòng.

Chế độ làm sạch dòng chất lưu từ vỉa được

thực hiện ngay sau chế độ đóng giếng đo phục hồi

áp suất vỉa ban đầu. Giếng được mở ở chế độ côn

lớn nhất có thể để làm sạch các nhiễm bẩn khi

khoan. Do hàng loạt các giếng khoan thăm dò

móng bồn trũng Cửu Long bị mất dung dịch rất

nhiều cho nên thường khi mở giếng không nhận

được dòng tự nhiên mà phải áp dụng thiết bị bơm

khí N2 bằng ống mềm CT để hút rửa hết dung dịch

nhiễm bẩn trong vỉa. Thời gian làm sạch giếng

bằng bơm khí N2 qua CT sẽ kéo dài tùy theo mức

độ giếng khoan mất dung dịch nhiều hay ít (thông

thường từ 10 tiếng đến nhiều ngày thậm chí hàng

tuần các biệt lên đến nhiều tuần). Sau khi làm sạch

dòng với hàm lượng nước-tạp chất cơ học đạt

dưới 1% giếng sẽ được chuyển sang chế côn làm

việc ổn định khoảng 6 đến 8 giờ để đo thông số

dòng ổn định của chế độ này trước khi đóng giếng

đo phục hồi áp suất vỉa chính. Trong thời gian này

tác giả khuyến cáo thực hiện thả thiết bị PLT đo

xác định các khoảng cho dòng vào thân giếng.

Sau khi kết thúc chế độ làm sạch, giếng sẽ đực

đóng bởi van thử vỉa để thực hiện chế độ đo phục

hồi áp suất vỉa chính. Do hầu hết các giếng khoan

thăm dò móng bồn trũng Cửu Long đều khoan qua

các đới có độ thấm cao nên tác giả cho rằng thời

gian thực hiện chế độ này sẽ ngắn hơn so với các

giếng khoan thăm dò các vỉa dầu truyền thống vì

vậy thông thường chỉ cần từ 12 đến 16 giờ là đủ

để kết thúc chế độ này và thu được sự phục hồi

hoàn toàn áp suất vỉa. Việc đo PLT trong khi giếng

đóng nên thực hiện vào cuối giai đoạn đo phục hồi

áp suất vỉa chính.

Ngay sau khi kết thúc chế độ đo phục hồi áp

suất vỉa chính sẽ tiến hành thực hiện nghiên cứu

các chế độ dòng chính trong đó có chế độ dòng lấy

mẫu chất lưu sâu và sau đó là chế độ cho dòng tối

đa. Trước tiên giếng được mở làm việc ở chế độ

côn nhỏ nhất và sau khoảng 4 giờ cho dòng ổn

định sẽ tiếnhành lấy mẫu sâu chấtlưu vỉa tại chiều

sâu ngay gần với nóc vỉa để thu hồi được mẫu có

chấtlượng nhưdầu thực trong vỉa(representative

samples). Sau khi lấy mẫu xong sẽ tiếp tục thực

hiệnđo các chếđộ dòngchính cho khoảng từ 3đến

5 chế độ côn cho dòng ổn định. Trong thời gian

này sẽ tiến hành đo PLT xác định các khoảng cho

dòng từ vỉa vào thân giếng ở từ 2 đến 3 chế độ côn

cho dòng ổn định. Thời gian thực hiện mỗi chế độ

côn cho dòng ổn định nên kéo dài từ 6 đến 8 giờ là

đủ đảm bảo thu nhận được tài liệu chất lượng. Sau

khi kết thúc thực hiện các chế độ đo dòng chính,

giếng sẽ được chuyển qua chế độ côn lớn nhất cho

dòng chảy để đánh giá khả năng cho dòng tối đa

trong khoảng thời gian từ 3 đến 4 tiếng. Ngay sau

khi kết thúc chế độ cho dòng tối đa, nếu cần số liệu

tính toán trữ lượng bằng phương pháp cân bằng

vật chất sẽ tiến hành đóng giếng đo chế độ phục

hồi áp suất vỉa lần cuối trong thời gian khoảng từ

18 đến 24 giờ và sau đó là giập giếng kéo thiết bị

thử vỉa và kết thúc quy trình còn trong trường hợp

nếu không cần số liệu tính toán trữ lượng bằng

phương pháp cân bằng vật chất sẽ tiến hành ngay

việc giập giếng kéo thiết bị thử vỉa và kết thúc quy

trình.

Trong thực tế triển khai, nhiều Nhà thầu dầu

khí đã thực hiện hết các bước, một số Nhà thầu

chưa thực hiện đầy đủ hết các hạng mục nêu của

quy trình nêu trên (bảng 3, hình 2, 3) dẫn đến phát

sinh một số vấn đề về thiếu thông tin dữ liệu cần

thiết cho giai đoạn sau này với các mỏ đi vào giai

đoạn phát triển, khai thác ví dụ như: Nhiều giếng

khoan thăm dò vỉa dầu móng bồn trũng Cửu Long

không đo PLT dẫn đến thiếu số liệu về các khoảng

cho dòng và đây cũng là số liệu tin cậy nhất để xác

định ranh giới dưới tính trữ lượng cấp P2. Việc lấy

ranh giới dưới tính trữ lượng cấp P2 theo tài liệu

biểu hiện dầu khí trong khi khoan dễ dẫn đến kết

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

quả lạc quan vì kết quả đo PLT các giếng thăm dò

móng cho thấy không phải tất cả các đới chiều sâu

có biểu hiên dầu khí đều cho dòng nhất là ở

khoảngchiều sâu phía dưới thândầu. Ngoài ra, đối

với các giếng khoan thăm dò treo lại sau đó để

chuyển sang giếng khai thác nếu không đo PLT

trong quá trình thử vỉa sẽ thiếu thông tin cần thiết

cho điều hành quá trình khai thác sau này khi bắt

đầu bị ngập nước sẽ khó khăn cho việc xác định

chiều sâu để tiến hành áp dụng các biên pháp ngăn

cách nước. Một số Nhá thầu chỉ ra nguyên nhân

không đo PLT là do giếng có độ lệch lớn, hay giếng

á ngang không thể thả thiết bị đo PLT tuy nhiên có

thể khắc phục được bằng cách thả thiết bị đo PLT

bằng Coil Tubing… Để linh hoạt trong ra quyết

định, một số nhà thầu còn sử dụng sơ đồ ra quyết

định (Hình 4)để thuận tiện cho việc điều hành quá

trình thử vỉa ngoài thực địa.

Bảng 3. Tổng hợp số liệu các bước thử vỉa một số giếng khoan thăm dò móng Cửu Long (Thang Long JOC,

Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC). Giếng A mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1); Giếng B mỏ X Tổng hợp

thử vỉa (DST#1).

Giếng A mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1)

Thời

gian

Giờ

Áp suất Nhiệt độ Lưu lượng

Lưu lượng

nước

Tỷ trọng

dầu

API

Lưu lượng khí

GOR WTC

Kích cỡ

côn

đầu giếng đầu giếng

dầu

Giai đoạn

Psia

°C

Thùng/ngày Triệu ft³/ngày Thùng/ngày ft³/thùng

Rửa giếng

Hồi áp ban đầu 12,8

Dòng chính

Hồi áp chính

Dòng lớn

15 128/64 372,2

47,1

28,2

63,5

26,6

46,7

3351

2455

3116

7,49

6,81

7,88

2235

2774

2529

43,1

834,6

1066

944,5

36 48/64

46,5

3,2 181/64 317,4

45,63

Giếng B mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1)

Thời

gian

Giờ

Áp suất Nhiệt độ

đầu giếng đầu giếng

Lưu lượng

nước

Tỷ trọng

dầu

API

Lưu lượng dầu Lưu lượng khí

GOR WTC

Kích cỡ

côn

Giai đoạn

Psia

°C

107

Thùng/ngày Triệu ft³/ngày Thùng/ngày ft³/thùng

Rửa giếng

247 64/64

2 Hồi áp ban đầu 65

1667

3883

1774

3862

3638

3801

2263

1263

4951

2531

3110

Dòng chính

Hồi áp chính 96

62 64/64

108

5593

1848

3093

32/64

48/64

64/64

59,9

101

104

4216

7260

8031

6425

176

3660

386

2355

2528

0,5

0,3

Dòng lớn

0,2 96/64

Hình 2. Các bước trong quy trình thử vỉa giếng A mỏ B Bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, Hoan

Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

Hình 3. Các bước trong quy trình thử vỉa giếng C mỏ D Bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, Hoan

Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC ).

Hình 4. Sơ đồ ra quyết định các bước trong quy trình thử vỉa giếng M mỏ N (Thang Long JOC, VRJ).

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

chọn thiết bị bề mặt cần lưu ý một số điểm chính

sau: các bình tách và bình đo cần đáp ứng được

biên độ đo lưu lượng dầu khí cao lên đến 20 nghìn

thùng/ngày đêm. Các bình chứa chất lưu cũng cần

đảm bảo chứa và bơm chuyển ra tàu một lượng

lớn chất lưu nhiễm dung dịch bị mất trong khi

khoan.

Các thiết bị bề mặt trong thử vỉa dưới sâu cho

các giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long

hoàn toàn tương tự như thử vỉa các đối tượng

truyền thống chi tiết như ở Hình 6 bao gồm các

thiết bị chính sau: Parker, Van thử vỉa, Ổ lắp máy

đo nhiệt độ, áp suất, máy lấy mẫu, Van tuần hoàn…

2.3. Các thiết bị bề mặt và lòng giếng sử dụng

trong thử vỉa dầu khí các giếng thăm dò móng

bồn trũng Cửu Long

Các thiết bị bề mặt trong thử vỉa dầu khí các

giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long hoàn

toàn tương tự như thử vỉa các đối tượng truyền

thống chi tiết như ở Hình 5 bao gồm các thiết bị

chính sau: cụm đầu giếng, cụm điều tiết chế độ

côn, bình tách 3 pha, bình chứa chất lưu thử vỉa,

Cụm máy bơm, cụm van điều tiết dòng dầu, cụm

van điều tiết dòng khí, máy nén khí, cụm điều

khiển van đóng giếng sự cố… Tuy nhiên, khi lựa

Client :VRJ

Surface Layout

Surface Equipment Layout

( Trrident 17)

RIG FLOOR

Test separator and

Surge tank overboard

CAT

WALK

WAY

Test Deck

Rig line

Cantilever Deck

MainDeck

Item Equipment Description

Flowhead

Choke Manifold

Separator

Surge tanktwin compartment 100bbl

Transfer Pump

Oil manifold

Gas manifold

Well test container

Air Compressor

10 Acquisition Cabin

11 DSTContainer

12 ESDStation

Hình 5. Sơ đồ thiết bị thử vỉa các giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, VRJ;

Schlumberger, 2000).

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

DST String Configuration - IRDV/Bearfoot Test String, 9 5/8" Casing

Reference depth to top of tool joint - Measured depth RKB.

Connection Type.

Top.

O.Dia. I.Dia. Length. Depth

Inch.

String Description.

Bottom.

6 1/2" - 4 SA Box.

5" - 4 SA Box.

5" - 4 SA Pin.

5" - 4 SA Box.

4.5" - 4 SA Pin.

5" - 4 SA Pin.

5" - 4 SA Box.

3 1/2" PH6 Pin.

3 1/2" IF Pin.

4 1/2" IF Pin.

3 1/2" IF Pin.

4 1/2" IF Pin.

3 1/2" IF Pin.

3 1/2" EUE Pin.

N / A.

Inch. Meter. m(top)

3.00

3.83

3.39

0.46

2.59

1.83

0.46

2.70

0.40

1.53

0.49

9.60

3.00

-4.35

-0.96

-0.50

2.09

3.92

4.38

7.08

7.48

9.01

9.50

19.10

Flowhead.

Crossover.

Stiff joint 1.

Stiff joint 2

Crossover.

Stiff joint 3

Crossover.

Lubricator Valve assembly.

Crossover.

3 1/2" PH6 tubing.- 1 single

3 1/2" PH6 tubing.- xxx pups

3 1/2" PH6 tubing.- XXX stands

Crossover.

Slip joint - SLPJ-F ( Open )

Slip joint - SLPJ-F ( 50% Close )

Slip joint - SLPJ-F ( Close )

Crossover.

6 1/2" Drill collar ( 3 Stand.)

Crossover.

Single shot reversing valve ( SHRV -F )

Crossover.

6 1/2" Drill collar ( 2 Jts.)

Crossover.

6 1/2" Q.Union.

6 1/2" - 4 SA Pin.

5" - 4 SA Pin.

5" - 4 SA Box.

5" - 4 SA Pin.

4.5" - 4 SA Box.

5" - 4 SA Box.

3 1/2" PH6 Box.

3 1/2" IF Box.

4 1/2" IF Box.

3 1/2" IF Box.

4 1/2" IF Box.

3 1/2" IF Box.

3 1/2" EUE Box.

N / A.

8.50

5.00

8.50

5.00

8.50

8.25

5.00

4.50

5.00

6.50

5.00

6.50

5.00

4.75

8.25

3.83 3322.39 22.10

3.83

2.25

2.50

2.81

2.50

2.38

2.50

2.81

2.50

2.25

2.45

2.25

2.44

2.43

3344.49

3344.84

3353.43

3361.27

3368.34

3368.82

3454.32

3454.80

3455.87

3456.35

3475.35

3475.83

3481.83

3485.14

3487.55

3488.06

0.35

8.59

7.83

7.07

0.48

85.50

0.48

1.07

0.48

19.00

0.48

6.00

3.31

2.41

0.52

0.31

Tester valve ( IRDV-Dual Valve )

Gauge adaptor ( DGA ) - MP - XXXX m.

Hydraulic jar - Closed ( JAR-F )

Safety joint ( SJB-F )

Crossover.

1.63 3488.37

1.00 3490.00

2.60

0.26

37.96

0.30

9 5/8" Positrieve packer ( Top )

9 5/8" Positrieve packer ( Btm )

31/2" Perforated pup joint.

Crossover.

4 Joints 2 7/8" EUE tubing.

Wireline re entry guide

Bottom of the string

3 1/2" EUE Pin.

2 7/8" EUE Pin.

N/A

3491.00

3493.60

3493.86

3531.82

3532.12

3525.70

3 1/2" EUE Box.

2 7/8" EUE Box.

3 1/2" EUE Box.

4.50

4.75

2.88

3.50

Casing Shoe

NOTE

STRING DESIGN IS FOR TEST IN BOTH 9 5/8" CASING WITH RETRIEVABLE PACKER

FINAL STRING DIAGRAM WILL BE ISSUED ON SITE.

Hình 6. Sơ đồ thiết bị thử vỉa dưới sâu cho giếng thăm dò A mỏ B bồn trũng Cửu Long (Thang Long

JOC, VRJ; Schlumberger, 2000).

Kết quả thử vỉa áp dụng quy trình nêu trên tại

bồn trũng Cửu Long mang lại hiệu quả kinh tế rõ

nét cho các nhà thầu dầu khí, ví dụ: Giếng A mỏ B

(Hình 2) tiết kiệm 01 ngày thuê giàn.

sạch dòng; Chế độ đóng giếng đo phục hồi áp suất

vỉa chính; Các chế độ dòng chính và chế độ dòng

lấy mẫu sâu PVT; Chế độ dòng tối đa; Chế độ đóng

giếng đo phục hồi áp suất vỉa cuối (lựa chọn); Chế

độ làm sạch dòng đối với các giếng thăm dò tầng

móng bồn trũng Cửu Long thường kéo dài rất lâu

từ vài chục đến vài trăm giờ do hầu hết các giếng

bị mất dung dịch nhiều. Phương pháp bơm khí

nén N2 bằng Coil Tubing được khuyến cáo áp

dụng cho tất cả các chiến dịch thử vỉa các giếng

trên; Thời gian của chế độ đóng giếng đo phục hồi

áp suất vỉa đối với các giếng thăm dò tầng móng

bồn trũng Cửu Long thường ngắn hơn nhiều so

với các giếng thăm dò đối tượng truyền thống.

3. Kết luận

Trên cơ sở Quy trình thử vỉa cho các vỉa dầu

khí truyền thống, tác giả đã hiệu chỉnh bổ sung

một số bước cũng như phương thức triển khai

thực tế và để đề xuất Quy trình thử vỉa hoàn chỉnh

phù hợp với các giếng khoan thăm dò vỉa dầu đá

móng bồn trũng Cửu Long bao gồm các bước

chính như sau: chế độ dòng ban đầu; chế độ đóng

giếng đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu; Chế độ làm

Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80

Phương pháp đo kiểm tra dòng khai thác PLT

các giếng khoan thăm dò trong móng Bồn

trũng Cửu long.

được tác giả khuyến cáo áp dụng cho các giếng

thăm dò tầng móng bồn trũng Cửu Long để có đủ

thông tin cần thiết tin cậy trong tính toán trữ

lượng và đưa ra định hướng khai thác mỏ một

cách hiệu quả.

Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000. Các đặc tính

thấm chứa đặc trưng của thân dầu trong móng

mỏ Bạch Hổ qua phân tích tài liệu khảo sát

giếng khoan. Tuyển tập hội nghị khoa học công

nghệ 2000 “Ngành dầu khí trước thềm thế kỷ

21”.

Tài liệu tham khảo

Schlumberger, 2000. Downhole Testing Services.

Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2001. Đặc điểm phân

bố các đới cho dòng sản phẩm và tiếp nhận

nước trong thân dầu móng mỏ Bạch Hổ. Hội

nghị khoa học kỷ niệm 20 năm thành lập Xí

nghiệp liên doanh Vietsovpetro, Vũng Tàu 2001.

Schlumberger, 2006. Fundamentals of Formation

Testing.

Thang Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC,

JVPC, 2010. Báo cáo thử vỉa các giếng khoan

thăm dò trong móng Bồn trũng Cửu long.

Warren, J. E., and Root, P. J., 1963. The behavior of

naturally fractured reservoirs. Soc. Petrol. Eng.

245-255.

Thang Long JOC, VRJ, 2009. Chương trình thử vỉa

ABSTRACT

Selection process for petroleum reservoir testing exploration well in

Cuu Long Basin foundation and actual deployment

Tuan Anh Nguyen ¹, Tung Thanh Nguyen ¹, Quan Vu Le ¹, Trung Quoc Le ¹, Do Van Nguyen ¹,

Thinh Van Nguyen ²

¹Vietnam Petroleum Institute (VPI) , Vietnam

²Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam

The practice of well test operations in the exploration wells for the basement target of the Cuu long

basin normally faces numerous of challenges due to various reasons such as the high heterogeneity of

reservoir roks and especially the impact of severe mud losses during drilling. This paper seeks to

overcome the above mentioned challenges by recommending an appropriate complete testing procedure

together with the practical application methodology. Beside on that, the used testing equipment in order

to improve the efficiency of the well testing jobs, obtaining the most reliable sufficient data for the

reservoir evaluation, reserve calculation and production management of the basement oil reservois in

the Cuu long basin.

10 trang yennguyen 24560 Free

Download

Bạn đang xem tài liệu "Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức triển khai thực tế", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên

File đính kèm:

lua_chon_quy_trinh_thu_via_dau_khi_cho_cac_gieng_khoan_tham.pdf