Luận Văn Thạc Sĩ Về Mô Hình Hóa Ổn Định Giếng Khoan Dầu Khí Áp Suất Cao Nhiệt Độ Cao

• Tác giả: Nguyễn Phạm Xuân Mai
• Trường học: Đại Học Bách Khoa TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Khoa Kỹ Thuật Dầu Khí
• Đề tài: Mô Hình Hóa Ổn Định Giếng Khoan Dầu Khí Áp Suất Cao Nhiệt Độ Cao
• Loại tài liệu: luận văn
• Năm xuất bản: 2023
• Địa điểm: Hồ Chí Minh

• LỜI MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU
• 1.1. Tổng quan về bể Nam Côn Sơn
• 1.2. Tổng quan về điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao (HPHT)
• 1.2.1. Khái niệm về áp suất cao và nhiệt độ cao
• 1.2.2. Khái niệm giếng khoan HPHT
• 1.2.3. Phân loại giếng khoan HPHT
• 1.2.4. Ảnh hưởng của áp suất cao và nhiệt độ cao đến quá trình khoan
• 1.3. Tình hình nghiên cứu liên quan
• 2. CHƯƠNG 2: PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG
• 2.1. Các loại ứng suất trong đá
• 2.1.1. Áp suất lỗ rỗng và ứng suất hiệu dụng
• 2.1.2. Ứng suất kết quả trong đá
• 2.1.3. Ứng suất nhánh trong đá
• 2.1.4. Ứng suất lớn nhất trong đá
• 2.1.5. Các loại đứt gãy
• 2.1.6. Ứng suất xung quanh lỗ khoan
• 2.1.6.1. Ứng suất xung quanh giếng khoan nghiêng
• 2.1.6.2. Ứng suất xung quanh giếng khoan thẳng
• 2.1.7. Tiêu chuẩn phá hủy
• 2.1.8. Ứng dụng tiêu chuẩn phá hủy ổn định thành giếng
• 2.1.9. Các thông số vật lý
• 2.2. Sự mượt ổn định thành giếng
• 2.2.1. Các yếu tố không kiểm soát được
• 2.2.2. Các dấu hiệu của sự mượt ổn định thành giếng
• 3. CHƯƠNG 3: ẢNH HƯỞNG CỦA NHIỆT ĐỘ ĐẾN ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG KHOAN
• 3.1. Lý thuyết về ảnh hưởng nhiệt độ
• 3.2. Phân tích ảnh hưởng nhiệt độ đến ổn định thành giếng HPHT
• 4. CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG HPHT TẠI MỎ X, BỂ NAM CÔN SƠN
• 4.1. Phân tích áp suất và nhiệt độ tại giếng A và giếng B, mỏ X, bể Nam Côn Sơn
• 4.2. Thông số đầu vào cho phân tích ổn định giếng khoan HPHT A và B, mỏ X, bể Nam Côn Sơn
• 4.3. Kết quả tính toán và phân tích ổn định thành giếng HPHT A và B, mỏ X, bể Nam Côn Sơn
• 4.3.1. Kết quả sử dụng phần mềm GMI - WellCheck
• 4.3.2. Kết quả sử dụng phần mềm Matlab
• 4.3.3. So sánh kết quả giữa hai phương pháp
• 5. CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

I. Giới thiệu chung

Nghiên cứu về Mô Hình Hóa Ổn Định Giếng Khoan Dầu Khí Áp Suất Cao Nhiệt Độ Cao (HPHT) là một lĩnh vực quan trọng trong ngành công nghiệp dầu khí. Việc khoan các giếng HPHT đòi hỏi sự hiểu biết sâu sắc về các yếu tố địa chất và kỹ thuật. Khu vực Nam Côn Sơn, nơi có các điều kiện địa chất phức tạp, là một trong những khu vực điển hình cho việc nghiên cứu này. Các giếng khoan trong khu vực này thường gặp phải các vấn đề như sụp lún, mất chất lỏng khoan, và kẹt ống khoan. Do đó, việc áp dụng lý thuyết về ổn định giếng khoan là cần thiết để giảm thiểu rủi ro và tối ưu hóa chi phí khoan.

1.1 Tình hình nghiên cứu

Tình hình nghiên cứu về ổn định giếng khoan HPHT đã được nhiều nhà khoa học và kỹ sư quan tâm. Các nghiên cứu này không chỉ tập trung vào lý thuyết mà còn áp dụng thực tiễn để giải quyết các vấn đề trong quá trình khoan. Việc phân tích các yếu tố như áp suất, nhiệt độ và tính chất của đá là rất quan trọng để đảm bảo sự ổn định của giếng khoan. Các nghiên cứu trước đây đã chỉ ra rằng việc áp dụng các mô hình toán học có thể giúp dự đoán và kiểm soát các tình huống không mong muốn trong quá trình khoan.

II. Lý thuyết phân tích ổn định giếng khoan

Lý thuyết phân tích ổn định giếng khoan là nền tảng cho việc hiểu rõ các yếu tố ảnh hưởng đến sự ổn định của giếng khoan HPHT. Các yếu tố như áp suất lỗ rỗng, áp suất hiệu dụng và tính chất cơ học của đá cần được xem xét kỹ lưỡng. Việc xác định các thông số này giúp kỹ sư có thể tính toán được áp suất sụp lún và từ đó đưa ra các biện pháp khắc phục kịp thời. Một trong những phương pháp phổ biến là sử dụng mô hình toán học để mô phỏng các điều kiện thực tế trong quá trình khoan.

2.1 Các yếu tố ảnh hưởng

Các yếu tố ảnh hưởng đến ổn định giếng khoan bao gồm áp suất, nhiệt độ và tính chất của đá. Áp suất lỗ rỗng cao có thể dẫn đến tình trạng sụp lún, trong khi nhiệt độ cao có thể làm giảm độ bền của đá. Việc phân tích các yếu tố này giúp kỹ sư đưa ra các quyết định chính xác trong quá trình khoan. Ngoài ra, việc sử dụng các phần mềm mô phỏng như GMI - WellCheck cũng giúp tối ưu hóa quá trình thiết kế giếng khoan.

III. Phân tích ổn định giếng khoan HPHT tại khu vực X

Phân tích ổn định giếng khoan HPHT tại khu vực X là một phần quan trọng trong nghiên cứu này. Việc áp dụng lý thuyết vào thực tiễn giúp xác định được các rủi ro có thể xảy ra trong quá trình khoan. Các mô hình toán học được sử dụng để tính toán áp suất sụp lún và xác định hướng khoan phù hợp. Kết quả từ phân tích này không chỉ giúp giảm thiểu rủi ro mà còn tối ưu hóa chi phí khoan.

3.1 Kết quả phân tích

Kết quả phân tích cho thấy rằng việc áp dụng các mô hình toán học có thể giúp dự đoán chính xác các tình huống có thể xảy ra trong quá trình khoan. Các thông số như áp suất và nhiệt độ được tính toán một cách chính xác, từ đó đưa ra các biện pháp khắc phục kịp thời. Điều này không chỉ giúp nâng cao hiệu quả khoan mà còn giảm thiểu chi phí cho các dự án dầu khí.

IV. Kết luận và khuyến nghị

Nghiên cứu về Mô Hình Hóa Ổn Định Giếng Khoan Dầu Khí Áp Suất Cao Nhiệt Độ Cao đã chỉ ra tầm quan trọng của việc áp dụng lý thuyết vào thực tiễn. Các kết quả đạt được từ nghiên cứu này có thể được áp dụng rộng rãi trong ngành công nghiệp dầu khí, đặc biệt là trong các khu vực có điều kiện địa chất phức tạp như Nam Côn Sơn. Khuyến nghị cho các nghiên cứu tiếp theo là nên tập trung vào việc phát triển các mô hình toán học chính xác hơn để cải thiện khả năng dự đoán và kiểm soát các tình huống không mong muốn trong quá trình khoan.

4.1 Đề xuất nghiên cứu tiếp theo

Đề xuất cho các nghiên cứu tiếp theo là nên mở rộng phạm vi nghiên cứu sang các khu vực khác có điều kiện địa chất tương tự. Việc áp dụng các công nghệ mới trong phân tích ổn định giếng khoan cũng cần được xem xét. Ngoài ra, việc hợp tác giữa các nhà nghiên cứu và các công ty dầu khí sẽ giúp nâng cao chất lượng nghiên cứu và ứng dụng thực tiễn.

Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh nhu cầu năng lượng toàn cầu ngày càng tăng, đặc biệt là nguồn tài nguyên dầu khí, việc khai thác các mỏ có điều kiện áp suất và nhiệt độ cao (HPHT) trở thành thách thức lớn đối với ngành công nghiệp dầu khí. Khu vực bể Nam Côn Sơn, với diện tích gần 100.000 km² thuộc thềm lục địa Việt Nam, là một trong những vùng có điều kiện địa chất phức tạp và tiềm năng dầu khí lớn, với trữ lượng khí khoảng 215 triệu tấn quy dầu và trữ lượng dầu khoảng 65 triệu tấn quy dầu. Nhiệt độ đáy giếng tại một số mỏ như Hải Thạch - Mộc Tinh lên tới 170-190°C, áp suất tầng chứa vượt quá 10.000 psi, tạo ra môi trường khoan HPHT đặc thù.

Việc khoan các giếng dầu khí HPHT tại đây gặp nhiều rủi ro như sập thành giếng, mất dung dịch khoan, kẹt dụng cụ khoan, làm tăng chi phí và thời gian thi công. Do đó, nghiên cứu mô hình hóa ổn định thành giếng khoan, phân tích ảnh hưởng của áp suất và nhiệt độ, lựa chọn hướng khoan và tỉ trọng dung dịch khoan phù hợp là rất cần thiết nhằm giảm thiểu rủi ro và tối ưu hóa chi phí.

Mục tiêu nghiên cứu tập trung vào việc tổng hợp lý thuyết ổn định thành giếng trong điều kiện HPHT, áp dụng mô hình hóa cho hai giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn, sử dụng phần mềm GMI - WellCheck và chương trình tính toán Matlab để xác định tỉ trọng dung dịch khoan và hướng khoan tối ưu. Nghiên cứu có ý nghĩa khoa học và thực tiễn quan trọng, góp phần nâng cao hiệu quả thi công và khai thác dầu khí trong điều kiện khắc nghiệt.

Phạm vi nghiên cứu bao gồm phân tích các yếu tố áp suất, nhiệt độ, ứng suất thành giếng và ảnh hưởng của chúng đến ổn định thành giếng trong khoảng thời gian và địa điểm khoan tại bể Nam Côn Sơn, Việt Nam.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu dựa trên các lý thuyết và mô hình phân tích ổn định thành giếng khoan trong điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao, bao gồm:

• Lý thuyết ổn định thành giếng khoan: Phân tích ứng suất tại thành giếng dựa trên tensor ứng suất ba chiều, xác định áp suất sập thành giếng (collapse pressure) và áp suất gây nứt (fracture pressure) theo mô hình Mohr-Coulomb và các tiêu chuẩn địa kỹ thuật.

• Ảnh hưởng của nhiệt độ đến ổn định thành giếng: Nhiệt độ cao làm thay đổi ứng suất nhiệt và cơ học trong thành đá, ảnh hưởng đến sự phân bố ứng suất và khả năng chịu lực của thành giếng. Nghiên cứu sử dụng các mô hình tính toán ứng suất nhiệt và áp dụng hệ số giãn nở nhiệt để đánh giá ảnh hưởng này.

• Khái niệm chính:

  • Áp suất vỉa (pore pressure) và áp suất vỉa bất thường (abnormal pressure)
  • Ứng suất hiệu dụng (effective stress)
  • Tỉ trọng dung dịch khoan (mud weight window)
  • Góc nghiêng và hướng khoan (well trajectory)
  • Ứng suất nén ngang lớn nhất và nhỏ nhất (maximum and minimum horizontal stresses)

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng phương pháp tổng hợp lý thuyết và phân tích thực nghiệm, kết hợp mô hình hóa số học và phần mềm chuyên dụng:

• Nguồn dữ liệu: Dữ liệu địa chất, địa vật lý, áp suất, nhiệt độ và thông số khoan thu thập từ hai giếng khoan HPHT tại bể Nam Côn Sơn, bao gồm logs địa vật lý, kết quả thí nghiệm áp suất và nhiệt độ thực tế.

• Phương pháp phân tích:

  • Xây dựng mô hình toán học ổn định thành giếng dựa trên lý thuyết ứng suất và ảnh hưởng nhiệt độ.
  • Sử dụng chương trình Matlab để tính toán tỉ trọng dung dịch khoan tối ưu và phân tích hướng khoan.
  • Áp dụng phần mềm GMI - WellCheck để kiểm tra và so sánh kết quả tính toán.
  • Phân tích rủi ro và đánh giá hiệu quả mô hình hóa trong thực tế khoan.

• Timeline nghiên cứu: Nghiên cứu được thực hiện trong khoảng thời gian học tập và thực hiện luận văn thạc sĩ, với các giai đoạn thu thập dữ liệu, xây dựng mô hình, tính toán và kiểm chứng kết quả.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Xác định tỉ trọng dung dịch khoan phù hợp: Kết quả tính toán cho thấy tỉ trọng dung dịch khoan cần nằm trong khoảng từ 1.3 đến 1.5 g/cm³ để đảm bảo ổn định thành giếng, tránh sập thành và mất dung dịch. So sánh với phần mềm GMI - WellCheck, sai số dưới 5%, chứng tỏ độ tin cậy của mô hình.

2. Ảnh hưởng của nhiệt độ đến áp suất sập thành giếng: Nhiệt độ cao làm tăng áp suất sập thành giếng lên khoảng 10-15% so với trường hợp không xét đến nhiệt độ, đặc biệt tại các độ sâu trên 4.000 m với nhiệt độ đáy giếng lên tới 190°C.

3. Phân tích hướng khoan tối ưu: Hướng khoan nghiêng khoảng 45° và theo hướng ứng suất ngang nhỏ nhất giúp giảm thiểu rủi ro sập thành giếng và kẹt dụng cụ, tăng hiệu quả khoan lên khoảng 20% so với hướng khoan thẳng đứng.

4. Đánh giá rủi ro khoan HPHT: Mô hình hóa cho thấy các vùng có sự chênh lệch nhiệt độ và áp suất lớn giữa thành giếng và dung dịch khoan là điểm dễ xảy ra sự cố sập thành và mất dung dịch, chiếm khoảng 30% tổng chiều sâu khoan.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính của sự thay đổi áp suất sập thành giếng là do ảnh hưởng của nhiệt độ cao làm giãn nở nhiệt thành đá, thay đổi ứng suất hiệu dụng. Kết quả này phù hợp với các nghiên cứu quốc tế về khoan giếng HPHT tại vùng Vịnh Mexico và Biển Đông, nơi cũng ghi nhận sự gia tăng áp suất sập thành giếng do nhiệt độ.

Việc lựa chọn hướng khoan theo ứng suất ngang nhỏ nhất giúp giảm ứng suất cắt tại thành giếng, từ đó giảm nguy cơ sập thành và kẹt dụng cụ. Kết quả này tương đồng với các nghiên cứu thực nghiệm và mô hình hóa tại các mỏ dầu khí có điều kiện địa chất phức tạp.

Dữ liệu có thể được trình bày qua biểu đồ tỉ trọng dung dịch khoan theo độ sâu, bảng so sánh áp suất sập thành giếng với và không xét nhiệt độ, cũng như sơ đồ hướng khoan và ứng suất tại thành giếng để minh họa hiệu quả lựa chọn hướng khoan.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Áp dụng mô hình tính toán tỉ trọng dung dịch khoan: Các công ty khoan nên sử dụng mô hình và phần mềm tính toán tương tự để xác định tỉ trọng dung dịch khoan phù hợp, giảm thiểu rủi ro sập thành và mất dung dịch trong vòng 6 tháng tới.

2. Lựa chọn hướng khoan tối ưu: Thiết kế hướng khoan nghiêng khoảng 45° theo hướng ứng suất ngang nhỏ nhất nhằm tăng hiệu quả khoan và giảm thiểu sự cố, áp dụng cho các dự án khoan mới trong khu vực Nam Côn Sơn.

3. Đào tạo và nâng cao nhận thức kỹ thuật: Tổ chức các khóa đào tạo chuyên sâu về ổn định thành giếng và ảnh hưởng nhiệt độ cho kỹ sư khoan và kỹ thuật viên trong vòng 1 năm, nhằm nâng cao năng lực xử lý các tình huống khoan HPHT.

4. Đầu tư trang thiết bị kiểm soát nhiệt độ và áp suất: Trang bị các thiết bị đo nhiệt độ và áp suất chính xác, đồng bộ với mô hình tính toán để giám sát liên tục trong quá trình khoan, giảm thiểu rủi ro và chi phí sửa chữa.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Kỹ sư khoan và thiết kế giếng: Nghiên cứu cung cấp công cụ và kiến thức để thiết kế giếng khoan HPHT an toàn, hiệu quả, giảm thiểu rủi ro kỹ thuật.

2. Các công ty dầu khí và dịch vụ khoan: Giúp tối ưu hóa chi phí khoan, nâng cao hiệu quả khai thác tại các mỏ có điều kiện áp suất và nhiệt độ cao.

3. Nhà nghiên cứu và học viên ngành dầu khí: Cung cấp cơ sở lý thuyết và phương pháp mô hình hóa ổn định thành giếng trong điều kiện HPHT, phục vụ nghiên cứu và đào tạo.

4. Cơ quan quản lý và hoạch định chính sách năng lượng: Hỗ trợ đánh giá tiềm năng và rủi ro trong khai thác dầu khí tại các vùng biển sâu, từ đó xây dựng chính sách phù hợp.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao cần nghiên cứu ổn định thành giếng trong điều kiện HPHT?
   Ổn định thành giếng giúp giảm thiểu sự cố sập thành, mất dung dịch và kẹt dụng cụ, từ đó giảm chi phí và thời gian khoan, đảm bảo an toàn cho quá trình khai thác.

2. Ảnh hưởng của nhiệt độ đến ổn định thành giếng như thế nào?
   Nhiệt độ cao làm giãn nở nhiệt thành đá, thay đổi ứng suất hiệu dụng và tăng áp suất sập thành giếng, cần được tính toán chính xác để lựa chọn dung dịch khoan phù hợp.

3. Làm thế nào để xác định tỉ trọng dung dịch khoan tối ưu?
   Sử dụng mô hình toán học kết hợp dữ liệu thực tế và phần mềm chuyên dụng như GMI - WellCheck để tính toán tỉ trọng dung dịch khoan trong khoảng an toàn, tránh sập thành và nứt vỡ.

4. Hướng khoan ảnh hưởng thế nào đến ổn định thành giếng?
   Hướng khoan theo ứng suất ngang nhỏ nhất giúp giảm ứng suất cắt tại thành giếng, giảm nguy cơ sập thành và kẹt dụng cụ, nâng cao hiệu quả khoan.

5. Nghiên cứu này có thể áp dụng cho các khu vực khác không?
   Mô hình và phương pháp có thể điều chỉnh và áp dụng cho các khu vực có điều kiện HPHT tương tự, tuy nhiên cần hiệu chỉnh theo đặc điểm địa chất và dữ liệu thực tế từng vùng.

Kết luận

• Nghiên cứu đã tổng hợp và áp dụng thành công lý thuyết ổn định thành giếng trong điều kiện áp suất và nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn.
• Mô hình tính toán tỉ trọng dung dịch khoan và hướng khoan tối ưu giúp giảm thiểu rủi ro kỹ thuật và chi phí khoan.
• Ảnh hưởng của nhiệt độ đến áp suất sập thành giếng là yếu tố quan trọng cần được xem xét trong thiết kế giếng HPHT.
• Kết quả nghiên cứu có tính ứng dụng cao, hỗ trợ các công ty dầu khí trong khai thác hiệu quả và an toàn.
• Đề xuất các giải pháp kỹ thuật và đào tạo nhằm nâng cao năng lực quản lý và thi công giếng HPHT trong thời gian tới.

Hành động tiếp theo là triển khai áp dụng mô hình vào các dự án khoan thực tế và tiếp tục nghiên cứu mở rộng để hoàn thiện phương pháp phân tích ổn định thành giếng trong các điều kiện địa chất phức tạp hơn.