Đánh giá hệ dung dịch khoan và công thức pha chế cho tầng sét Bạch Hổ tại bồn trũng Cửu Long

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật phân tích kỹ thuật khai thác và công nghệ dầu khí nghiên cứu đánh giá các hệ dung dịch khoan sử dụng tại bồn, đánh giá thực trạng, chỉ ra hạn chế, đề

• Tác giả: Lê Quốc Thái
• Người hướng dẫn: PSG. Lê Phước Hảo
• Trường học: Đại học Quốc gia Tp. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan - khai thác và công nghệ dầu khí
• Đề tài: Nghiên Cứu Đánh Giá Các Hệ Dung Dịch Khoan Tại Bồn Trũng Cửu Long Và Đề Xuất Công Thức Cho Giếng Lô 15-1
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2009
• Địa điểm: Tp. Hồ Chí Minh

Tóm tắt

I. Giới thiệu về hệ dung dịch khoan

Hệ dung dịch khoan là thành phần quan trọng trong quá trình khoan thăm dò và khai thác dầu khí. Tại bồn trũng Cửu Long, việc lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp có thể quyết định thành công của giếng khoan. Các loại dung dịch khoan được phân loại theo nhiều tiêu chí khác nhau, chủ yếu dựa trên môi trường phân tán như dung dịch khoan gốc nước và dung dịch khoan gốc dầu. Mỗi loại dung dịch có những ưu điểm và nhược điểm riêng, ảnh hưởng đến hiệu quả khoan. Ví dụ, dung dịch khoan gốc nước thường có chi phí thấp nhưng dễ bị ảnh hưởng bởi sự xâm nhập của nước, trong khi dung dịch khoan gốc dầu có khả năng ức chế sét hiệu quả hơn nhưng lại có chi phí cao hơn. Việc nghiên cứu và đánh giá các loại dung dịch này là cần thiết để đề xuất công thức tối ưu cho giếng lô 15-1.

1.1. Đặc điểm địa chất bồn trũng Cửu Long

Bồn trũng Cửu Long có đặc điểm địa chất phức tạp với nhiều tầng sét, trong đó tầng sét Bạch Hổ là một trong những tầng quan trọng nhất. Đặc điểm của tầng sét này ảnh hưởng lớn đến quá trình khoan và lựa chọn hệ dung dịch khoan. Các nghiên cứu cho thấy rằng, tầng sét Bạch Hổ có khả năng trương nở cao, gây khó khăn cho việc duy trì ổn định thành giếng trong quá trình khoan. Do đó, việc lựa chọn dung dịch khoan phù hợp là rất quan trọng để giảm thiểu sự cố và tối ưu hóa chi phí. Các hệ dung dịch như KCl/Polymer và Lignosulfonate - AKK đã được áp dụng và cho thấy hiệu quả trong việc kiểm soát sự trương nở của sét.

II. Đánh giá các hệ dung dịch khoan đã sử dụng

Nghiên cứu đã tiến hành đánh giá các hệ dung dịch khoan đã và đang được sử dụng tại bồn trũng Cửu Long, đặc biệt là trong công đoạn khoan qua tầng sét Bạch Hổ. Các hệ dung dịch này bao gồm KCl/Polymer, KCl/Sildril, và Flo-Pro. Mỗi hệ dung dịch có những đặc điểm kỹ thuật riêng, ảnh hưởng đến khả năng ức chế sét và độ bôi trơn trong quá trình khoan. Đánh giá này dựa trên các tiêu chí như khả năng ức chế sét, độ bôi trơn, và tính kinh tế. Kết quả cho thấy, hệ dung dịch KCl/Polymer có khả năng ức chế sét tốt hơn so với các hệ khác, trong khi Flo-Pro lại thể hiện ưu thế về độ bôi trơn. Việc lựa chọn hệ dung dịch phù hợp không chỉ dựa trên hiệu quả kỹ thuật mà còn phải xem xét đến yếu tố chi phí để đảm bảo tính khả thi trong thực tế.

2.1. Phân tích hiệu quả kinh tế của hệ dung dịch

Đánh giá về mặt kinh tế của các hệ dung dịch khoan là một yếu tố quan trọng không thể bỏ qua. Chi phí cho hệ dung dịch khoan chỉ chiếm khoảng 10-15% tổng chi phí của giếng khoan, nhưng ảnh hưởng của nó đến hiệu quả khai thác là rất lớn. Nghiên cứu đã chỉ ra rằng, việc lựa chọn hệ dung dịch không chỉ dựa trên các yếu tố kỹ thuật mà còn cần phải tính toán đến chi phí tổng thể. Hệ dung dịch KCl/Sildril mặc dù có chi phí cao nhưng lại mang lại hiệu quả tốt trong việc giảm thiểu sự cố trong quá trình khoan. Do đó, việc đưa ra các đề xuất về công thức cho giếng lô 15-1 cần phải cân nhắc kỹ lưỡng giữa chi phí và hiệu quả kỹ thuật.

III. Đề xuất công thức cho giếng lô 15 1

Dựa trên các phân tích và đánh giá về các hệ dung dịch khoan đã được sử dụng, nghiên cứu đề xuất công thức dung dịch khoan tối ưu cho giếng lô 15-1. Công thức này được xây dựng dựa trên yêu cầu kỹ thuật và kinh tế, nhằm đảm bảo hiệu quả khoan cao nhất. Đề xuất bao gồm việc sử dụng dung dịch KCl/Polymer kết hợp với các chất phụ gia nhằm tăng cường khả năng ức chế sét và độ bôi trơn. Việc áp dụng công thức này không chỉ giúp cải thiện khả năng duy trì ổn định thành giếng mà còn giảm thiểu chi phí phát sinh trong quá trình khoan. Qua các thử nghiệm thực tế, công thức này đã cho kết quả khả quan, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tại bồn trũng Cửu Long.

3.1. Lợi ích của công thức đề xuất

Công thức dung dịch khoan được đề xuất cho giếng lô 15-1 mang lại nhiều lợi ích đáng kể. Đầu tiên, việc sử dụng hệ dung dịch KCl/Polymer giúp tăng cường khả năng ức chế sét, từ đó giảm thiểu sự cố trong quá trình khoan. Thứ hai, công thức này cũng giúp cải thiện độ bôi trơn, giảm ma sát giữa bộ khoan và thành giếng, qua đó tăng tốc độ khoan. Cuối cùng, việc tối ưu hóa công thức dung dịch còn giúp giảm thiểu chi phí phát sinh, đảm bảo tính khả thi và hiệu quả kinh tế trong quá trình khai thác dầu khí. Như vậy, công thức đề xuất không chỉ có giá trị về mặt kỹ thuật mà còn mang lại lợi ích kinh tế cho các nhà thầu trong hoạt động khoan tại bồn trũng Cửu Long.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT Trước khi thành hệ sét Bạch hổ được cách ly bằng ống chống và gia cố bằng xi măng, thì dung dịch khoan là tác nhân gia cố đầu tiên. Dung dịch khoan với các chức năng cơ bản, thành phần, phân loại khác nhau, sẽ có các cơ chế ức chế sét khác nhau. Các dung dịch khoan gốc nước sử dụng phổ biến sẽ có các chất phụ gia có khả năng ức chế sét. Các dung dịch khoan gốc dầu không cần sử dụng các chất phụ gia này.

Để ức chế sét, mỗi chất phụ gia sẽ có một cơ chế khác nhau, và các chất phụ gia này sẽ hoạt động độc lập hoặc phối hợp với chất ức chế thứ cấp trong dung dịch. Thành phần và phân loại dung dịch khoan 1. Phân loại dung dịch khoan Có nhiều cách phân loại dung dịch khoan khác nhau: • Theo môi trường phân tán, gồm có: dung dịch khoan gốc nước (nước biển hoặc nước ngọt), dung dịch khoan không phải gốc nước (gốc dầu, khí) • Theo yếu tố công nghệ (phương pháp điều chế và gia công hóa học, vật liệu sử dụng…) có thể chia dung dịch khoan thành: dung dịch sét gốc nước, dung dịch tự nhiên, dung dịch gốc dầu, dung dịch bọt, dung dịch đặc biệt (ức chế, nhũ tương, ít sét…). • Theo mục đích sử dụng: dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm, dung dịch hoàn thiện giếng, dung dịch kiểm tra hoặc dung dịch phục hồi giếng, dung dịch trong khoảng không vành xuyến hoặc dung dịch trong cột ống, dung dịch paker.

Các cách phân loại trên có tính chất tương đối nhưng cách phân loại phổ biến nhất hiện nay là theo môi trường phân tán. Ta sẽ tìm hiểu chi tiết cách phân loại này.1 Dung dịch khoan gốc nước a. Nước kỹ thuật: là hỗn hợp giữa nước lã được hòa tan với các loại sét trong thành hệ khoan qua hoặc sử dụng sét tự nhiên được xử lý. Dung dịch này dùng khoan qua đất đá bền vững, thành giếng ổn định không xảy ra hiện tượng sụp lở.

• Ưu điểm - Ít tốn công suất máy bơm, tốc độ khoan cao do độ nhớt và tỷ trọng dung dịch thấp. - Phổ biến và giá thành dung dịch thấp. • Nhược điểm - Khó sử dụng khi khoan qua thành hệ phức tạp. - Khi ngừng tuần hoàn dung dịch dễ kẹt bộ khoan cụ.

Dung dịch sét: gồm có - Môi trường phân tán là nước - Pha phân tán là sét, thông thường là sét montmorillonit Người ta căn cứ vào kích thước các pha phân tán mà biết hệ dung dịch là hệ keo hay hệ huyền phù. Nếu kích thước hạt của pha phân tán nhỏ hơn 0,1µm ta được hệ keo, còn kích thước hạt của pha phân tán lớn hơn 0,1µm, ta được hệ huyền phù. Tuy nhiên không thể có ranh giới cụ thể giữa hệ dung dịch huyền phù và hệ dung dịch keo. Thành phần sét không đồng nhất nên trong dung dịch khoan luôn tồn tại hai hệ phân tán trên.

Trong thực tế, dung dịch sét giá thành rẻ sử dụng rộng rãi do đáp ứng rất tốt những điều kiện trong khi khoan. Nhưng nhược điểm lớn nhất của dung dịch sét là bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt, gây nhiễm bẩn thành hệ, làm giảm độ thấm tự nhiên của vỉa. Dung dịch polyme Các loại polyme khác nhau được trộn thêm vào dung dịch khoan nhằm giảm tối đa sự cố và bảo vệ tầng sản phẩm, tăng tốc độ khoan. Mỗi một loại polyme có tác dụng khác nhau chẳng hạn như: xanvis có độ bền cấu trúc và tính chảy loãng cao, polyacrylamide là polyme nhân tạo tinh khiết có tính nhớt cao.

Cả hai loại polyme này có phân tử lượng lớn hơn các polyme khác. Khi chúng kết hợp với nhau tạo nên dung dịch tampon có độ bền cấu trúc cao, độ nhớt lớn, tính chảy loãng cao. Dưới đây là công thức pha trộn, đặc tính và lĩnh vực sử dụng của một loại dung dịch polyme: Bảng 1. Công thức pha trộn dung dịch polyme sinh học Tính ổn định Thành phần trung Đặc tính với chất gây Lĩnh vực sử bình nhiễm bẩn dụng (/m3) - Polyme sinh học: 4kg - Hàm lượng chất rắn - CrCl3 : 1,2 kg thấp - Thành hệ ít - NaOH: 8- 10 kg - Tỷ trọng tối thiểu: Trung bình gặp vấn đề.

1,03 - Tăng tốc độ - Chất diệt khuẩn: 0,3 kg - Độ thải nước > khoan. 12cm3 - Sét Bentonite : 5kg - Có thể sử dụng với - Thêm FCL và CMC nước biển 1. Dung dịch khoan gốc dầu: thường dùng khoan qua tầng chứa và tầng sét trương nở, là dung dịch hoàn thiện giếng rất tốt. Dung dịch này có những ưu nhược điểm sau đây: 7 • Ưu điểm - Dễ dàng kiểm soát các đặc tính dung dịch khoan khi không có sự xuất hiện của nước và dầu thô.

- Ức chế sét rất hiệu quả. - Không nhạy với chất gây nhiễm bẩn thông thường của dung dịch gốc nước (NaCl, CaSO4, ximăng, sét). - Các đặc tính thấm lọc tốt ở nhiệt độ và áp suất cao, vỏ sét mỏng. - Tỷ trọng dung dịch nhỏ (gần bằng 1).

- Giảm ma sát bộ khoan cụ lên thành giếng nên giảm momen xoắn và giảm mòn bộ khoan cụ. - Tăng tuổi thọ các choòng khoan dạng chóp xoay. - Loại trừ sự dính do chênh áp. - Thu hồi mẫu khoan tốt nhất, giá trị về hàm lượng và tính chất nước lỗ rỗng sẽ chính xác hơn từ các mẫu khoan thu được.

- Gây thiệt hại ít cho thành hệ. - Tăng khả năng thu hồi dầu so với giếng khoan rửa bằng dung dịch nước. • Nhược điểm - Dễ lắng đọng các chất làm nặng. - Khó nhận biết khi xảy ra hiện tượng xâm nhập khí.

- Nhạy với nước. - Dễ cháy và gây nguy hiểm cho con người. - Làm hỏng cao su không chuyên dụng với hydrocacbua. - Khó phát hiện sự có mặt dầu trong mùn khoan.

8 - Một số phương pháp đo trong khi khoan và đo địa vật lý giếng khoan không thể áp dụng được. - Giá thành cao. Dung dịch nhũ tương: gồm có một pha liên tục là dầu và một pha phân tán là nước chiếm ít nhất 50% thể tích. Dung dịch nhũ tương gồm có hai loại: a.

Nhũ tương dầu trong nước: gồm 5- 25% thể tích dầu và lượng chất ổn định được trộn với 75 – 95% dung dịch sét. Nhũ tương nước trong dầu: gồm 30- 60% nước là pha phân tán, dầu là pha liên tục. Tính chất dung dịch nhũ tương có tính chất tương tự như dung dịch gốc dầu nhưng hạn chế được một số nhược điểm dung dịch gốc dầu như sử dụng thuận lợi các phương pháp đo địa vật lý, ít gây ra sự cố cháy. Dung dịch nhũ tương sử dụng khoan trong những trường hợp sau: - Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn.

- Giếng khoan có nhiệt độ cao. - Khoan định hướng. Ngoài những ưu điểm như dung dịch gốc dầu, dung dịch nhũ tương có những ưu điểm sau: - Giá thành thấp hơn. - Xử lý bề mặt dễ dàng hơn.

Tuy là dung dịch khoan được mới sử dụng gần đây nhưng nó được sử dụng phổ biến rộng rãi. Thành phần dung dịch khoan 9 Nhìn chung, các loại dung dịch khoan dù là dung dịch gốc nước, dung dịch gốc dầu, hay là dung dịch nhũ tương đều có những thành phần chủ yếu sau: 1. Chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt Bảng 1. Một số chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt thường sử dụng trong thực tế Tên gọi Chức năng phụ Điều kiện sử dụng Sét dùng cho nước Tạo lớp lọc hiệu quả Dung dịch điều chế từ nước ngọt ngọt, hàm lượng Cl- < 25g/l (Sét bentonite) Sét dùng cho nước Tạo cấu trúc và tăng độ Dung dịch điều chế từ nước mặn mặn nhớt chứa Cl-.

(Attatupulgit) Polyme cao phân tử Tạo cấu trúc và tăng độ Dung dịch chứa hàm lượng chất (polyacrilamit) nhớt rắn nhỏ, tỷ trọng thấp, chịu nhiệt độ đến 1000C, hàm lượng Ca2+ < 150g/l Hec Tạo cấu trúc và tăng độ Chịu nhiệt độ đến 1100C, hàm nhớt lượng Ca2+ < 150g/l Xanvis Tạo cấu trúc và tăng độ Chịu nhiệt độ dến 1300C, hàm nhớt lượng Ca2+ < 150g/l 10 1. Chất giảm độ thải nước Bảng 1. Một số chất giảm độ thải nước thường sử dụng trong thực tế Tên gọi Chức năng phụ Điều kiện sử dụng Tinh bột Tăng độ nhớt Dung dịch mặn bão hòa, nhiệt độ dưới 1500C CMC kỹ thuật Tăng độ nhớt ít Hàm lượng Ca2+ < 500mg/l và hàm lượng Độ nhớt thấp Tăng độ nhớt cao Cl- > 30g/l Độ nhớt cao CMC tinh chế Tăng độ nhớt ít Hàm lượng Ca2+ > 500 mg/l và hàm lượng Độ nhớt thấp Tăng độ nhớt cao Cl- > 30g/l Độ nhớt cao Polyme đa Tăng độ nhớt, ổn Dung dịch điều chế từ nước biển anion định sét Dầu ở dạng Tác dụng bôi trơn Dung dịch khoan dạng nhũ tương nhũ tương 1. Chất làm nặng Các chất làm nặng thường sử dụng như: Barit (BaSO4), Hecmatit (Fe2O3), Siderit (FeCO3)… Để lựa chọn chất tăng tỷ trọng hoặc kết hợp các chất tăng tỷ trọng khác nhau, người ta căn cứ vào nhiều yếu tố như tính lưu biến của dung dịch khoan, sự hòa tan axit, tính tương thích các thành phần trong dung dịch.

Mỗi loại chất làm nặng khác nhau cần xác định chức năng của nó đối với thiết bị dưới lỗ khoan và tính tan của nó trong giếng khoan. Cần lưu ý đến các phần tử 11 chất làm nặng có kích thước lớn dễ gây lắng đọng chất rắn khi ngừng tuần hoàn dung dịch khoan. Dưới đây là những chất làm nặng tiêu biểu: - Barit (BaSO4): tỷ trọng trung bình là 4,3. - Hecmatit (Fe2O3): tỷ trọng thay đổi 4,9 – 5,3.

- Siderit (FeCO3): tỷ trọng thay đổi 3,7 – 3,9, chất này hòa tan trong HCl sử dụng chủ yếu trong hoàn thiện giếng. - Galen (PbS) : tỷ trọng thay đổi 6,7 – 7, sử dụng trong các trường hợp đặc biệt. - Xođa (CaCO3) : tỷ trọng thay đổi 2,6 – 2,8, dùng cho chất lỏng có tỷ trọng nhỏ và có thể bị axit hóa. Chất tạo độ pH Độ pH cho biết nồng độ của iôn H+ có trong dung dịch, thể hiện tính axit hay bazơ của dung dịch.

Nếu dung dịch có tính bazơ cao dễ làm phá vỡ cấu trúc thành hệ, tăng khả năng phân tán sét và gây khó khăn cho gọi dòng sản phẩm. Dung dịch có tính axit cao làm tăng khả năng đông đặc của dung dịch làm giảm lượng nước thoát ra từ dung dịch khoan vào vỉa đồng thời gây ăn mòn bộ khoan cụ. Do đó, loại phụ gia này có tác dụng giữ độ pH của dung dịch thay đổi từ 7 – 9, không vượt quá 10 để giữ ổn định polyme. Người ta thường dùng dung dịch loãng NaOH, KOH, Ca(OH)2 để tăng độ pH của dung dịch khoan.