Luận văn thạc sĩ: Nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch ức chế sét cho giếng khoan nghiêng lớn

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật nghiên cứu kỹ thuật dầu khí nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch ức chế sét phù hợp để thi công những giếng khoan, khảo sát thực trạng, phân tích nguyên

• Tác giả: Tạ Xuân Trường
• Người hướng dẫn: TS. Đỗ Quang Khánh
• Trường học: Đại học Bách Khoa - ĐHQG TP.HCM
• Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí
• Đề tài: Nghiên Cứu Hệ Dung Dịch Ức Chế Sét Cho Giếng Khoan Nghiêng Lớn
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2020
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
• LỜI CAM ĐOAN
• DANH MỤC HÌNH VẼ
• DANH MỤC BẢNG BIỂU
• 1. CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT TẠI CÁC VÙNG MỎ CỦA LD VIETSOVPETRO VÀ NHỮNG PHỨC TẠP XẢY RA TRONG QUÁ TRÌNH THI CÔNG KHOAN
• 1.1. Khái quát đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
• 1.1.1. Thành tạo trầm tích Kainozoi
• 1.1.2. Các thành tạo trầm tích Neogen - hệ Đệ Tứ
• 1.1.3. Các thành tạo trầm tích Paleogene
• 1.1.4. Thành tạo đá móng tiền Kainozoi
• 1.1.5. Đặc điểm địa chất của thành hệ Miocene hạ tại mỏ Bạch Hổ
• 1.2. Những phức tạp xảy ra trong quá trình thi công giếng khoan có góc nghiêng lớn ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
• 2. CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LÝ THUYẾT VÀ TỔNG QUAN VỀ CÁC HỆ DUNG DỊCH ỨC CHẾ SÉT ĐÃ VÀ ĐANG ĐƯỢC ÁP DỤNG THI CÔNG CHO CÁC GIẾNG KHOAN CỦA VIETSOVPETRO
• 2.1. Cơ chế tác dụng của các phụ gia ức chế sét
• 2.1.1. Cơ chế tác dụng của các phụ gia ức chế sét trong hệ dung dịch khoan
• 2.1.2. Các cơ chế ức chế sét
• 2.1.2.1. Cơ chế ức chế bằng các muối đơn hóa trị
• 2.1.2.2. Ức chế bằng các ion đa hóa trị
• 2.1.2.3. Cơ chế ức chế của các hóa phẩm làm loãng
• 2.1.2.4. Cơ chế ức chế của các polime cao phân tử
• 2.1.2.5. Cơ chế ức chế của các polime silic hữu cơ kị nước KR-22
• 2.2. Tổng quan về các hệ dung dịch ức chế sét đã và đang được áp dụng thi công cho các giếng khoan của vietsovpetro
• 2.2.1. Hệ dung dịch FCL
• 2.2.2. Hệ dung dịch FCL-AKK
• 2.2.3. Hệ dung dịch KCL-Glycol
• 2.2.4. Hệ dung dịch Glydril
• 2.2.5. Hệ dung dịch Ultradril của MI-SWACO
• 2.2.6. Hệ dung dịch KGAC
• 2.2.7. Hệ dung dịch KGAC-Plus
• 3. CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU, THÍ NGHIỆM, LỰA CHỌN HỆ DUNG DỊCH THI CÔNG CHO GIẾNG KHOAN CỦA VIETSOVPETRO
• 3.1. Những thiết bị và phương pháp thí nghiệm để nghiên cứu các hệ và các đơn pha chế dung dịch
• 3.1.1. Dụng cụ đo tỷ trọng dung dịch khoan
• 3.1.3. Máy đo lưu biến 6 tốc độ “Viscometer”
• 3.1.4. Thiết bị đo độ thải nước
• 3.1.5. Thiết bị đo pha rắn, hàm lượng dầu, hàm lượng chất bôi trơn
• 3.1.6. Dụng cụ đo hàm lượng cát
• 3.1.7. Dụng cụ đo hàm lượng (K+)
• 3.1.8. Dụng cụ đo độ dính của vỏ bùn
• 3.1.9. Thiết bị đo khả năng bôi trơn
• 3.1.10. Lò nung mẫu quay
• 3.1.11. Hệ thống cân phân tích: Model – SA 310 và SL1000
• 3.1.12. Phương pháp xác định độ pH
• 3.1.13. Hộp phân tích hoá chất (hàm lượng keo, ion Ca++, CL-, …)
• 3.2. Các kết quả thí nghiệm so sánh giữa các hệ dung dịch với các đơn pha chế khác nhau
• 4. CHƯƠNG 4: CÁC KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC KHI ÁP DỤNG HỆ DUNG DỊCH KGAC PLUS TẠI MỘT SỐ GIẾNG KHOAN VÀ CÁC GIẢI PHÁP NHẰM HOÀN THIỆN HỆ DUNG DỊCH
• 4.1. Các kết quả áp dụng hệ dung dịch KGAC-Plus tại một số giếng khoan
• 4.2. Một số giải pháp nhằm hoàn thiện hệ dung dịch KGAC Plus
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO
• LÝ LỊCH TRÍCH NGANG

Tóm tắt

I. Giới thiệu về hệ dung dịch ức chế sét

Hệ dung dịch ức chế sét đóng vai trò quan trọng trong quá trình khoan giếng, đặc biệt là đối với các giếng khoan có góc nghiêng lớn. Việc sử dụng hệ dung dịch phù hợp không chỉ giúp ổn định thành giếng mà còn giảm thiểu các sự cố liên quan đến sét trong khoan. Nghiên cứu này tập trung vào việc phát triển và ứng dụng hệ dung dịch KGAC Plus, một hệ dung dịch mới được cải tiến từ hệ KGAC trước đó. Hệ dung dịch này được thiết kế để khắc phục các nhược điểm của các hệ dung dịch truyền thống, nhằm đảm bảo hiệu quả cao hơn trong việc ức chế sét và giảm thiểu các sự cố trong quá trình khoan. Theo nghiên cứu, việc áp dụng hệ dung dịch KGAC Plus đã cho thấy khả năng ức chế sét tương đương và có phần vượt trội so với hệ Ultradril của MI-SWACO, một trong những hệ dung dịch tốt nhất hiện nay.

II. Đặc điểm địa chất và thách thức trong khoan

Chương này phân tích các đặc điểm địa chất tại các vùng mỏ của Vietsovpetro, nơi có sự hiện diện của các thành hệ sét hoạt tính cao. Các phức tạp trong quá trình thi công khoan thường xảy ra do sự không ổn định của các thành hệ này, dẫn đến các vấn đề như sập lở, kẹt cần và mất dung dịch. Những thách thức này đòi hỏi một hệ dung dịch ức chế sét hiệu quả, có khả năng duy trì độ ổn định của thành giếng trong những điều kiện địa chất phức tạp. Việc hiểu rõ về tính chất dung dịch và kỹ thuật khoan là rất cần thiết để lựa chọn được hệ dung dịch phù hợp, giúp giảm thiểu rủi ro và chi phí trong quá trình khoan. Nghiên cứu cũng chỉ ra rằng việc lựa chọn hệ dung dịch không phù hợp có thể dẫn đến tăng chi phí và kéo dài thời gian thi công, ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác dầu khí.

III. Nghiên cứu và phát triển hệ dung dịch KGAC Plus

Hệ dung dịch KGAC Plus được phát triển dựa trên việc kết hợp các tác nhân ức chế truyền thống và hiện đại, nhằm tạo ra một tổ hợp ức chế mới với hiệu quả cao hơn. Nghiên cứu đã tiến hành các thí nghiệm để xác định các thành phần tối ưu và quy trình pha chế phù hợp. Kết quả cho thấy hệ dung dịch KGAC Plus không chỉ có khả năng ức chế sét tốt mà còn duy trì độ bền nhiệt và ổn định trong thời gian dài. Việc áp dụng hệ dung dịch này tại các giếng khoan cụ thể như 11P ThTC-1, 12P GTC-1 và 912 RC-9 đã cho thấy hiệu quả rõ rệt trong việc duy trì độ ổn định của thành giếng và giảm thiểu các sự cố trong quá trình thi công. Hệ dung dịch này không chỉ tiết kiệm chi phí mà còn đảm bảo an toàn cho môi trường và con người.

IV. Đánh giá kết quả và ứng dụng thực tiễn

Kết quả từ việc áp dụng hệ dung dịch KGAC Plus cho thấy sự cải thiện đáng kể trong hiệu quả thi công, đặc biệt là trong các giếng khoan có góc nghiêng lớn. Hệ dung dịch này đã chứng minh được khả năng ức chế sét tốt, đồng thời giảm độ thải nước và duy trì độ ổn định của giếng khoan. Những nghiên cứu và thí nghiệm đã chỉ ra rằng việc áp dụng hệ KGAC Plus không chỉ giúp giảm thiểu các sự cố trong khoan mà còn tạo ra hiệu quả kinh tế lớn cho Vietsovpetro. Hệ dung dịch này có thể được áp dụng rộng rãi trong các dự án khoan khác, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí trong bối cảnh giá dầu giảm sâu và yêu cầu tiết kiệm chi phí ngày càng cao.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Trong hoạt động khai thác dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam, việc thi công các giếng khoan có góc nghiêng lớn và giếng khoan ngang đóng vai trò then chốt nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu. Tuy nhiên, quá trình khoan qua các địa tầng phức tạp, điển hình là thành hệ Miocene hạ với tầng sét Rotalia chứa tới 45% khoáng vật Montmorillonite có hoạt tính trương nở cực mạnh, thường xuyên gây ra các sự cố nghiêm trọng như bó thành, kẹt bộ khoan cụ và sập lở giếng. Trước năm 2015, Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro phải phụ thuộc hoàn toàn vào dịch vụ dung dịch ngoại nhập với chi phí lên đến 25 triệu USD cho 24 giếng khoan trong năm 2014.

Nghiên cứu này được thực hiện nhằm mục tiêu thiết lập, thử nghiệm và tối ưu hóa hệ dung dịch ức chế sét gốc nước đa tác nhân KGAC Plus có khả năng thay thế hệ dung dịch cao cấp Ultradril của tập đoàn MI-SWACO. Nghiên cứu tập trung giải quyết triệt để vấn đề mất ổn định thành giếng khoan nghiêng lớn tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng thuộc bồn trũng Cửu Long. Phạm vi ứng dụng thực địa được tiến hành trên 3 giếng khoan gồm 11P ThTC-1, 12P GTC-1 và 912 RC-9 do giàn tự nâng Tam Đảo 03 thi công trong giai đoạn 2019-2020.

Kết quả nghiên cứu mang lại ý nghĩa kỹ thuật và kinh tế vượt trội: hệ dung dịch mới duy trì thành giếng ổn định 100%, giảm chi phí xử lý sự cố và tiết kiệm khoảng 300.000 USD trên mỗi giếng khoan. Với khối lượng thi công trung bình từ 20 đến 25 giếng mỗi năm, giải pháp này giúp doanh nghiệp tiết kiệm từ 6 đến 7 triệu USD hàng năm, đồng thời đảm bảo an toàn sinh thái biển khi đạt tiêu chuẩn độc tính nhóm E theo hệ thống phân loại OCNS.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu xây dựng trên nền tảng lý thuyết tương tác bề mặt khoáng sét và cơ chế ức chế đa tầng. Khoáng vật sét trong trầm tích dầu khí có cấu tạo từ các lớp tứ diện Silic và bát diện Nhôm. Trong đó, khoáng vật Montmorillonite có cấu trúc mạng 2:1 với lực liên kết giữa các tầng rất yếu, diện tích bề mặt tiếp xúc lớn từ 200 đến 800 m2/g và dung lượng trao đổi cation cao đạt 80 đến 150 meq/100g, dẫn đến khả năng hấp thụ nước và trương nở thể tích dữ dội. Ngược lại, Kaolinite có tỷ lệ 1:1 liên kết hydro chặt chẽ nên khó trương nở hơn.

Mô hình nghiên cứu của hệ dung dịch KGAC Plus tích hợp đồng thời 5 cơ chế ức chế chuyên sâu:

• Cơ chế phân ly từ hợp chất Lignosulfonate không chứa Crom (CFL): Tạo lớp hấp phụ cản trở liên kết nước mà không gây độc hại cho môi trường.
• Cơ chế keo tụ từ phèn nhôm kali (AKK): Chuyển hóa thành các hạt hydroxit nhôm bít nhét vi khe nứt và làm cứng bề mặt vách đá sét.
• Cơ chế liên kết ion của muối Kali (KCl): Các ion K+ có bán kính ngậm nước nhỏ 2,66 Angstrom xâm nhập sâu vào giữa các lớp ô mạng sét để trung hòa điện tích và khóa chặt cấu trúc tinh thể.
• Cơ chế tạo màng kỵ nước của Polyalkylen Glycol (PAG MC): Tự kết đám ở nhiệt độ đáy giếng tạo màng ngăn nước tiếp xúc với khoáng sét.
• Cơ chế bao bọc mùn khoan của polymer biến tính HyPR-CAP: Polymer tích điện âm bọc kín các góc cạnh tích điện dương của mảnh mùn sét, ngăn hiện tượng rã vụn và hòa tan vào dung dịch.

Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu kết hợp giữa khảo sát thực nghiệm trong phòng thí nghiệm và thử nghiệm thực tế ngoài giàn khoan. Nguồn dữ liệu thực nghiệm được xây dựng từ hơn 30 đơn pha chế mẫu dung dịch đối chứng trên nền nước kỹ thuật và nước biển, kết hợp phân tích các mẫu mùn khoan thực tế lấy ở độ sâu từ 2200m đến 3100m thuộc mỏ Bạch Hổ.

Phương pháp chọn mẫu là chọn mẫu phi xác suất có chủ đích, tập trung vào các lát cắt địa tầng có tỷ lệ khoáng sét nguy hiểm nhất gồm 45% Montmorillonite, 40% Kaolinite và 15% Hydromica. Lý do lựa chọn phương pháp phân tích theo tiêu chuẩn Viện Dầu khí Hoa Kỳ (API RP 13B) là nhằm đảm bảo tính chuẩn hóa quốc tế, cho phép kiểm soát chính xác các chỉ số lưu biến, độ thải nước và độ bền nhiệt. Quá trình phân tích sử dụng cân tỷ trọng Fann Model 140, máy đo độ nhớt 6 tốc độ Fann 35A, thiết bị đo độ thải nước cao áp nhiệt độ cao HTHP ở 120 độ C và áp suất 500 psi, máy đo độ trương nở Swell Meter và lò nung mẫu quay Hot Rolling Oven trong thời gian 16 giờ liên tục. Toàn bộ chu trình thí nghiệm và hoàn thiện giải pháp được triển khai từ tháng 10 năm 2019 đến tháng 6 năm 2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình phân tích thực nghiệm và theo dõi hiện trường ghi nhận 4 phát hiện quan trọng:

Thứ nhất, khả năng hạn chế trương nở sét của hệ KGAC Plus vượt trội so với các hệ dung dịch truyền thống. Dữ liệu thực nghiệm bằng máy Swell Meter cho thấy độ trương nở của mẫu sét trong hệ KGAC Plus giảm hơn 75% so với hệ FCL-AKK và đạt hiệu quả ức chế tương đương 98% so với hệ dung dịch chuẩn quốc tế Ultradril của MI-SWACO.

Thứ hai, đặc tính lưu biến và kiểm soát mất nước được cải thiện rõ rệt. Độ thải nước API ở nhiệt độ phòng duy trì dưới 4 ml, trong khi độ thải nước HTHP ở 120 độ C và chênh áp 500 psi đạt mức dưới 10 ml/30 phút, giảm 35% lượng nước xâm nhập vào vỉa so với hệ dung dịch FCL thông thường. Ứng lực cắt động (YP) được giữ ổn định trong dải 18 đến 25 lb/100ft2, giúp tăng khả năng làm sạch đáy giếng lên hơn 40%.

Thứ ba, độ bôi trơn và hệ số ma sát giảm đáng kể. Kết quả đo trên thiết bị Lubricity Tester ghi nhận moment ma sát giảm từ mức 0,28 của dung dịch thông thường xuống còn 0,16 đến 0,18 ở hệ KGAC Plus, tương đương mức giảm gần 40% lực cản ma sát giữa cần khoan và thành giếng.

Thứ tư, áp dụng thực tế trên giàn Tam Đảo 03 tại 3 giếng khoan 11P ThTC-1, 12P GTC-1 và 912 RC-9 cho kết quả hoàn hảo. Thành giếng duy trì độ ổn định tuyệt đối trong suốt quá trình thi công qua các tầng Miocene hạ và Oligocene có góc nghiêng trên 60 độ. Mùn khoan đưa lên sàng rung giữ nguyên dạng hạt vo viên sắc nét, không bị dính bết và bộ khoan cụ khi kéo lên hoàn toàn sạch sẽ.

Thảo luận kết quả

Các phát hiện trên khẳng định cơ chế tương hỗ hoàn hảo của tổ hợp 5 tác nhân ức chế. Sự kết hợp giữa polymer HyPR-CAP có khối lượng phân tử vừa phải với muối KCl và chất tạo màng kỵ nước PAG MC đã giải quyết được điểm yếu tăng độ nhớt giả của polymer PHPA truyền thống. Dữ liệu nghiên cứu được biểu diễn trực quan qua đồ thị biến thiên độ trương nở thể tích theo thời gian 24 giờ, biểu đồ phân bố ứng lực lưu biến theo 6 cấp tốc độ quay và bảng so sánh các thông số hóa lý trước và sau khi nung nhiệt ở 120 độ C. Qua đó chứng minh dung dịch vẫn duy trì độ bền Gel 1 phút và 10 phút ở mức tối ưu, không xuất hiện hiện tượng keo tụ hay phân hủy nhiệt.

So với các công trình nghiên cứu trước đây về hệ KCL-Glycol hay Glydril, hệ KGAC Plus thể hiện tính ưu việt hơn hẳn về khả năng tạo lớp vỏ bùn mỏng, dẻo dai và có tính thấm cực thấp. Đặc biệt, việc thay thế hoàn toàn phụ gia chứa Crom bằng hóa phẩm sinh thái CFL giúp dung dịch loại trừ nguy cơ gây ô nhiễm nguồn nước biển mà vẫn đảm bảo tính năng kỹ thuật tương đương hệ dung dịch ngoại nhập đắt tiền.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm hoàn thiện và phát huy tối đa hiệu quả kỹ thuật của hệ dung dịch KGAC Plus, các giải pháp cụ thể được đề xuất như sau:

Thứ nhất, chuẩn hóa quy trình pha chế và duy trì nồng độ hóa phẩm tối ưu. Bộ phận công nghệ dung dịch giàn khoan cần duy trì nghiêm ngặt nồng độ polymer ức chế bao bọc HyPR-CAP ở mức 1,5 đến 2,5 kg/m3 và nồng độ ion K+ từ 7% đến 10% khối lượng trong toàn bộ quá trình khoan qua các địa tầng sét hoạt tính cao. Giải pháp này cần áp dụng ngay trong các chiến dịch khoan tiếp theo.

Thứ hai, thay thế đồng bộ 100% hóa phẩm gốc Crom bằng hợp chất thân thiện môi trường CFL kết hợp phèn nhôm kali AKK. Đơn vị điều hành sản xuất cần loại bỏ hoàn toàn việc sử dụng Ferocrom Lignosulfonate trên tất cả các giàn khoan trong vòng 6 đến 12 tháng tới nhằm đảm bảo toàn bộ hệ thống dung dịch đạt tiêu chuẩn sinh thái nhóm E theo OCNS.

Thứ ba, nâng cấp và tối ưu hóa hệ thống thiết bị kiểm soát pha rắn trên giàn khoan. Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng cần trang bị hệ thống lưới sàng rung có kích thước mắt lưới từ 150 đến 200 mesh nhằm tách triệt để các hạt mùn sét đã được polymer bao bọc, hạn chế tối đa sự tích tụ pha rắn mịn trong dung dịch và giảm tỷ lệ tiêu hao hóa phẩm từ 15% xuống dưới 5%. Timeline thực hiện hoàn thành trong năm 2021.

Thứ tư, biên soạn sổ tay quy trình công nghệ chuẩn và mở rộng thương mại hóa dịch vụ. Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế phối hợp cùng Ban Dung dịch chuẩn hóa quy trình vận hành KGAC Plus thành tiêu chuẩn cơ sở, tiến tới cung cấp dịch vụ dung dịch trọn gói cho từ 3 đến 5 nhà thầu dầu khí khác đang hoạt động tại thềm lục địa Việt Nam trong vòng 2 năm tới.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang giá trị thực tiễn và học thuật cao, là tài liệu tham khảo thiết thực cho các nhóm đối tượng:

• Kỹ sư công nghệ dung dịch và kỹ sư khoan tại các công ty dầu khí: Cung cấp công thức pha chế chi tiết, quy trình kiểm soát thông số lưu biến và phương pháp xử lý sự cố trương nở sét khi khoan các giếng khoan định hướng, giếng khoan ngang có góc nghiêng lớn trên 60 độ.
• Các nhà quản lý điều hành khai thác và lập dự toán dự án mỏ: Nắm bắt giải pháp tối ưu hóa chi phí sản xuất, giúp cắt giảm trực tiếp 300.000 USD chi phí dung dịch cho mỗi giếng khoan và giảm sự lệ thuộc vào các nhà thầu dịch vụ quốc tế.
• Chuyên gia an toàn sức khỏe và môi trường (HSE) ngành công nghiệp dầu khí: Tiếp cận mô hình chuyển đổi xanh trong hóa phẩm khoan dầu khí, dữ liệu đánh giá độc tính sinh thái nhóm E và phương án loại bỏ kim loại nặng Crom trong thi công biển.
• Giảng viên, học viên cao học và nghiên cứu sinh chuyên ngành Kỹ thuật Địa chất và Kỹ thuật Dầu khí: Cung cấp khung lý thuyết chuyên sâu về hóa lý bề mặt sét, phương pháp phân tích khoáng vật thạch học và các quy trình thí nghiệm dung dịch đạt chuẩn API.

Câu hỏi thường gặp

Hệ dung dịch KGAC Plus có điểm gì vượt trội so với hệ dung dịch KGAC trước đây? Hệ KGAC Plus được bổ sung thêm tác nhân polymer ức chế bao bọc HyPR-CAP có phân tử lượng thấp, tạo thành tổ hợp 5 tác nhân ức chế toàn diện. Cải tiến này giúp nâng cao khả năng bao bọc mùn sét lên hơn 25% mà không làm tăng độ nhớt giả của dung dịch như các polymer PHPA truyền thống.

Tại sao ion Kali lại có hiệu quả ức chế sét Montmorillonite tốt hơn ion Natri? Ion Kali có kích thước tinh thể nhỏ 2,66 Angstrom và năng lượng hydrat hóa thấp 77 kcal/mol, cho phép thâm nhập sâu vào các khe ô mạng lục giác của tinh thể sét. Tại đây, ion Kali trung hòa điện tích âm và kéo các lớp phiến sét lại gần nhau, khóa chặt cấu trúc và ngăn không cho phân tử nước thâm nhập gây trương nở.

Hóa phẩm CFL trong hệ dung dịch có vai trò gì và độ an toàn ra sao? CFL là dẫn xuất Lignosulfonate không chứa Crom, đóng vai trò chất phân ly tạo liên kết hydro bền vững với bề mặt sét nhằm giảm độ nhớt và làm mỏng vỏ bùn. Hóa phẩm này loại bỏ hoàn toàn độc tính của Crom hóa trị 6, giúp hệ dung dịch đạt chuẩn an toàn sinh thái nhóm E theo phân loại quốc tế OCNS.

Hệ dung dịch KGAC Plus đã được kiểm chứng thực tế tại những công trình nào? Hệ dung dịch đã được ứng dụng thành công tại 3 giếng khoan phức tạp gồm 11P ThTC-1, 12P GTC-1 và 912 RC-9 trên giàn Tam Đảo 03 của Vietsovpetro. Quá trình thi công qua các tầng sét Miocene hạ và Oligocene diễn ra an toàn 100%, không xảy ra hiện tượng bó kẹt hay sập lở thành giếng.

Khả năng tiết kiệm chi phí của hệ dung dịch KGAC Plus đạt mức nào? Chi phí điều chế hệ KGAC Plus chỉ bằng khoảng 60% so với hệ dung dịch ngoại nhập Ultradril. Nhờ tận dụng nguồn nguyên liệu sẵn có trong nước, việc áp dụng hệ dung dịch này giúp tiết kiệm khoảng 300.000 USD trên mỗi giếng khoan, mang lại hiệu quả kinh tế từ 6 đến 7 triệu USD mỗi năm cho doanh nghiệp.

Kết luận

Luận văn đã giải quyết trọn vẹn bài toán kỹ thuật phức tạp trong thi công giếng khoan dầu khí thông qua các kết quả then chốt:

• Thiết lập thành công hệ dung dịch ức chế sét gốc nước đa tác nhân KGAC Plus với 5 cơ chế bảo vệ bề mặt và cấu trúc tinh thể sét.
• Đạt các chỉ tiêu kỹ thuật tương đương hệ dung dịch hàng đầu thế giới Ultradril của MI-SWACO nhưng tiết kiệm 40% chi phí pha chế.
• Ứng dụng thi công thực tế thành công tại 3 giếng khoan nghiêng lớn qua thành hệ Miocene hạ, kiểm soát hoàn toàn sự cố sập lở và kẹt cần.
• Đạt chứng nhận an toàn môi trường nhóm E theo thang phân loại OCNS nhờ thay thế triệt để các hóa phẩm chứa Crom độc hại.
• Khẳng định năng lực tự chủ công nghệ và nguyên liệu nội địa của ngành kỹ thuật dung dịch khoan dầu khí Việt Nam.

Đóng góp lớn nhất của luận văn là mở ra hướng đi bền vững, giúp doanh nghiệp tiết kiệm hàng triệu USD mỗi năm và nâng cao hiệu quả thu hồi dầu khí. Kế hoạch tiếp theo là mở rộng ứng dụng trên toàn bộ các mỏ của Vietsovpetro và thương mại hóa dịch vụ ra các nhà thầu bên ngoài. Các đơn vị vận hành và nhà nghiên cứu quan tâm có thể ứng dụng ngay tài liệu này vào thiết kế thi công thực tế.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT TẠI CÁC VÙNG MỎ CỦA LD VIETSOVPETRO VÀ NHỮNG PHỨC TẠP XẢY RA TRONG QUÁ TRÌNH THI CÔNG KHOAN.1 Khái quát đặt điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng Khái quát đặc điểm địa tầng và một số tính chất nham thạch của mỏ Bạch Hổ được trình bày ở hình 1. Việc mô tả đặc điểm chính của đất đá trong các điệp trầm tích được tiến hành từ trên xuống dưới với mục đích làm sáng tỏ sơ đồ thiết kế giếng khoan. Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ được mô tả như sau: Hình 1.1 Sơ đồ cột địa tầng mỏ Bạch Hổ 19 1. Thành tạo trầm tích Kainozoi Trầm tích Kainozoi phủ bất chỉnh hợp trên móng trước Kainozoi có tuổi từ Oliocene đến Đệ tứ, với chiều dày 3-8 km, càng đi sâu về trung tâm bồn trũng chiều dày càng tăng, chỗ dày nhất tới 8km.

Thành tạo chủ yếu có nguồn gốc ven biển, đầm lầy, ao hồ. Cấu trúc địa tầng từ trên xuống: 1. Các thành tạo trầm tích Neogen - hệ Đệ Tứ a. Trầm tích Pliocene-Pleistocene (Điệp Biển Đông) Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene trên.

Bề dày trầm tích thay đổi từ 200-300 đến 600-700m và tăng dần từ Tây sang Đông. Điệp này bao gồm chủ yếu là cát, sét xen kẽ sạn sỏi màu xám, xám vàng, xám sáng. Thường gặp ở những vỏ vôi sinh vật biển. Môi trường trầm tích là biển và biển nông.

Trầm tích Miocene thượng (Điệp Đồng Nai) Trầm tích của điệp này năm bất chỉnh hợp lên trầm tích của điệp Côn Sơn. Thành phần thạch học đặc trưng chủ yếu là cát thạch anh lẫn sạn sỏi xen các lớp bột sét màu xám, gắn kết yếu, phân lớp không đều. Môi trường trầm tích là tam giác châu, ven bờ và biển nông. Bề dày của điệp thay đổi từ 850-950m.

Trầm tích Miocene trung (Điệp Côn Sơn) Phủ khớp đều trên trầm tích điệp Bạch Hổ là trầm tích điệp Côn Sơn. Trầm tích điệp Côn Sơn có mặt ở khắp khu vực nghiên cứu. Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết, cát, và sét, thành phần sét bao gồm các khoáng vật Montmorillonite với oxit sắt có màu xám, xám nâu vàng các trầm tích sét dễ thấm nước, bề dày của chúng đạt 5-20m. Bề dày trầm tích của điệp thay đổi từ 550-845m d.

Trầm tích Miocene hạ (Điệp Bạch Hổ) Phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích điệp Trà Tân là trầm tích điệp Bạch Hổ với chiều dày từ 200m đến 900m ở trung tâm và 1500m ở vùng cánh sụt bề dày trầm tích khoảng 700m đến 1500m. Trầm tích điệp này phân rõ hai phần: phần trên đặc trưng là tầng “Sét Rotalia” có màu xám xanh, xám nâu, dẻo, dính với thành phần chủ yếu là montmorillonit có chiều dày đạt tới 150m và được biết đến như một tầng chắn khu vực, phần dưới là 20 trầm tích lục nguyên gồm: cát, cát kết, bột, sét xen kẽ nhau có màu xám, xám nâu. Sét ở đây có thành phần là Kaolinite, thủy mica, Montmorillonite. Cát kết có độ hạt thô đến mịn, gắn kết yếu, thành phần xi măng chủ yếu là sét.

Điệp này được chia làm 3 phụ điệp: − Phụ điệp Bạch Hổ trên: bao gồm các tập sét dẻo, dính và dễ trương nở trong nước. Tập sét này rất nổi tiếng với tên gọi tầng sét Rotalia, xen kẽ các lớp cát kết bột kết mỏng. − Phụ điệp Bạch Hổ giữa: chủ yếu gồm các trầm tích hạt mịn như bột kết, sét kết có thành phần đa dạng với các lớp mỏng cát kết hạt mịn được gắn kết bởi xi măng sét. Bề dày thay đổi từ 400-500m.

− Phụ điệp Bạch Hổ dưới: bao gồm các trầm tích vũng vịnh, cửa sông có chiều dày thay đổi từ 60 đến hơn 300m. Đá chủ yếu là các lớp cát kết thạch anh có màu sáng, độ hạt từ nhỏ đến vừa, xi măng gắn kết hạt là Cacbonat và xen kẽ các lớp sét kết màu xám. Các thành tạo trầm tích Paleogene Trầm tích Oligocene được phát hiện trong hầu hết các giếng khoan. Chúng phủ bất chỉnh hợp lên móng Kainozoi.

Trầm tích Oligocene chia làm 2 điệp: điệp Trà Tân- Oligocene thượng và điệp Trà Cú- Oligocene hạ. Trầm tích Oligocene thượng (Điệp Trà Tân) Trầm tích điệp Trà Tân gặp ở hầu hết các giếng khoan mỏ Bạch Hổ và Rồng trong khoảng từ 2600m đến 4000m, với độ dày từ 100m đến 900m. Nhìn chung ở đỉnh cấu tạo mỏng, tăng dần ra hai phía cánh. Thành phần thạch học chủ yếu là sét kết màu xám đen, nâu đen, xen các lớp bột kết phân lớp mỏng.

Phần dưới cát kết chiếm ưu thế. Cát hạt trung phân lớp không đều, gắn kết chắc, xi măng gắn kết hạt là cacbonate hoặc cacbonate sét. Môi trường thành tạo lục địa. Tướng đầm hồ và sông.

Trong điệp Trà Tân còn gặp một số đá phun trào dày xen kẽ trong các tầng đá trầm tích (gặp ở giếng khoan R-4, R-6) Nhìn chung, trầm tích Oligocene thượng có thể chia làm 3 đới riêng biệt có đặc điểm khác nhau. - Đới dưới là sự xen kẽ của những tập cát kết mỏng giữa các tầng sét dày. Có những khu vực nằm trực tiếp lên móng do Oligocene dưới bị bào mòn trước đó. 21 - Đới giữa chủ yếu là sét kết, xen kẽ một vài tập cát kết mỏng.

Chính trong đới này có mặt các đá magma phun trào. - Đới trên bao gồm các tập dày sét kết và cát kết xen kẽ. Trầm tích Oligocene trên có đặc tính cơ bản là biểu diễn dị thường áp suất cao. Biến thiên áp suất vỉa từ 0,127 đến 0,133 at/m tại vòm Bắc và từ 0,16 đến 0,175 at/m tại vòm Nam.

Điều này buộc phải sử dụng dung dịch có tỷ trọng cao để khoan mở vỉa tầng Oligocene thượng. Trầm tích Oligocene hạ (Điệp Trà Cú) Điệp Trà Cú được chia làm 2 phần: - Phần dưới là tập trầm tích lục nguyên gồm các lớp cát kết và sét kết xen kẽ nhau có độ dày tương đối ngang nhau. Ngoại trừ khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ và trung tâm mỏ Rồng, chiều dầy phần điệp Trà Cú thay đổi mạnh từ 100, 200m đến mất hẵn trầm tích. Ở các vùng lún chìm sâu, đặc biệt ở phần Đông- Bắc mỏ Bạch Hổ, chiều dày đạt tới vài trăm mét.

Thành phần thạch học gồm sét kết màu xám, xám tối, cứng thành phần khoáng vật gồm Kaolinite, thủy mica. Cát kết màu xám tối độ hạt trung bình, rắn chắc. Thành phần thạch học gồm thạch anh, felspat. - Phần trên là lớp trầm tích hạt mịn, bao gồm sét kết và bột kết màu lam xám, xám tối phân lớp mỏng.

Thành tạo đá móng tiền Kainozoi Đây là tầng nham thạch chủ yếu là Granite (thạch anh chiếm 25%), felspat bị phong hóa và các trầm tích không rõ bủa vây quanh chúng. Trên móng thường là lớp vỏ bị phong hóa cổ bị biến đổi. Móng bị biến đổi và tạo thành nhiều đới phong hóa xen kẽ có nhiều nứt nẻ vò nhàu và uốn nếp, bề dày đạt đến 1000m hoặc lớn hơn nữa. Các hoạt động phá hủy kiến tạo, biến đổi thứ sinh quyết định đặc tính nứt nẻ và độ thấm của đá móng.

Theo chiều sâu, mức độ nứt nẻ của đá móng có khuynh hướng suy giảm, còn theo bề mặt thì phần nhô cao bị phá hủy mạnh hơn cả. Tính thấm chứa của đá móng còn phụ thuộc vào mức độ biến đổi thứ sinh. Độ lỗ rỗng phổ biến là 4%. Cũng theo các kết quả phân tích mẫu lõi, theo các tài liệu địa vật lý cho thấy độ mở của khe nứt trong đá móng dao động từ 3µm đến 25µm.

Đá móng kết tinh ở khu vực nghiên cứu nói riêng và bể trầm tích Cửu Long nói chung là đối tượng chứa dầu khí quan trọng và đang 22 là đối tượng của nhiều công trình nghiên cứu nhằm làm sáng tỏ cơ chế hình thành quy luật phân bố dầu khí trong các đới khác nhau. Đặc điểm địa chất của thành hệ Miocene hạ tại mỏ Bạch Hổ Tầng này thường phân bố ở độ sâu khoảng 2200-3100m chủ yếu bao gồm các lớp cát và sét xen kẽ, các lớp sét có thành phần đa dạng và các lớp mỏng cát kết hạt mịn được gắn kết bởi xi măng sét. Phụ điệp Bạch Hổ thuộc Miocene hạ còn được cấu thành bởi các tập sét dẻo đàn hồi, phân bố cục bộ xen kẽ với các lớp cát kết và alervolit mỏng kết dính nhờ có lớp xi măng sét, sét Montmorillonite xen kẹp với sét Hydromica và sét Kaolinite ít hơn. Trong đó Montmorillonite có khả năng trương nở mạnh nhất.

Thành phần thạch học của tầng này bao gồm phần trên là sét màu xanh chiếm ưu thế, đôi chỗ xen kẽ các lớp cát bở rời, hoặc cát kết hạt mịn, phía dưới cát kết thạch anh sắc, độ mài mòn kém, độ hạt ứng theo chiều sâu. Đôi chỗ hàm lượng sét tăng, có độ dày lớn và thay đổi từ sét màu xanh đến màu nâu xám, không chứa cacbonate, phía dưới có màu xám đen. Cát thạch anh từ hạt vừa đến hạt mịn. Đặc tính khoáng vật sét ở địa tầng này được trình bày ở bảng sau Tên khoáng vật Hàm lượng % Kaolinite 40 Hydromica 15 Montmorillonite 45 Bảng 1.2 Thành phần khoáng vật sét ở thành hệ Miocene hạ Với hàm lượng sét Montmorillonite lớn có độ trương nở rất cao là nguyên nhân chủ yếu gây ra các hiện tượng, khó khăn phức tạp trong quá trình khoan.

Đặc biệt dễ gây sập và sụt lở giếng khoan dưới tác dụng của nước thải dung dịch khoan.2 Những phức tạp xảy ra trong quá trình thi công giếng khoan có góc nghiêng lớn ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng: Duy trì sự ổn định giếng khoan là một trong những nhiệm vụ quan trọng có tính chất quyết định thành công khi thi công các giếng dầu khí [4]. Và đây cũng chính là một trong những nhiệm vụ cấp bách nhất hiện nay của XNLD Vietsopetro, đặc biệt là đối với các giếng khoan ngang và xiên có góc nghiêng lớn tại mỏ Bạch Hổ. 23 Tính không ổn định của thành giếng khoan được bộc lộ do nhiều nguyên nhân khác nhau như: sự trương nở mạnh của đá phiến sét gây bó thành và sập lở thành giếng; sự chênh áp giữa áp suất cột dung dịch trong giếng và áp suất thành hệ vượt quá một giới hạn nhất định v.… Các nguyên nhân này đều dẫn đến mất ổn định thành giếng khoan. Vì thế trong thi công khoan chúng ta cần phải xác định đúng các nguyên nhân gây mất ổn định thành giếng khoan để có các biện pháp thích hợp nhằm phòng chống các sự cố.

Do đó ta cần đi sâu phân tích các nguyên nhân chủ yếu gây mất ổn định thành giếng. Nöùt neû thaønh heä Xoùi moøn gaây môû roäng thaønh gieáng Boù heïp thaønh gieáng Hình 1.