Ứng Dụng Công Nghệ Khoan Kiểm Soát Áp Suất Cho Giếng Khoan ST-X

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật nghiên cứu kỹ thuật dầu khí ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất cho giếng khoan st x cấu tạo sư tử trắng, khảo sát thực trạng, phân tích nguyên

• Tác giả: Trần Nam Tuấn
• Người hướng dẫn: TS. Vũ Văn Ái
• Trường học: Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí
• Đề tài: Ứng Dụng Công Nghệ Khoan Kiểm Soát Áp Suất Cho Giếng Khoan ST-X Cấu Tạo Sư Tử Trắng
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2015
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Tóm tắt

I. Tổng Quan Về Ứng Dụng Khoan Kiểm Soát Áp Suất ST X

Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) ngày càng trở nên quan trọng trong ngành dầu khí, đặc biệt là trong các giếng khoan phức tạp như giếng khoan ST-X. ST-X thuộc cấu tạo Sư Tử Trắng, một khu vực địa chất đầy thách thức. Các giếng khoan ở đây thường xuyên đối mặt với các vấn đề như áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT), mất dung dịch, và sập lở thành giếng. Khoan MPD cung cấp một giải pháp hiệu quả để giảm thiểu rủi ro và tăng cường an toàn trong quá trình khoan. Công nghệ này cho phép duy trì áp suất đáy giếng trong một phạm vi hẹp, ngăn ngừa các sự cố và tối ưu hóa hiệu suất. Luận văn này tập trung vào việc phân tích và ứng dụng công nghệ khoan MPD cho giếng khoan ST-X để giải quyết các thách thức cụ thể của nó, dựa trên kinh nghiệm từ các giếng khoan trước đó trong khu vực và trên thế giới. Việc áp dụng thành công khoan MPD cho ST-X có thể giúp giảm chi phí, thời gian phi sản xuất và tăng cường an toàn trong quá trình thi công. Theo tài liệu gốc, mục tiêu chính là "giảm thiểu phức tạp, sự cố và rủi ro trong quá trình thi công giếng khoan".

1.1. Tầm Quan Trọng Của Khoan Kiểm Soát Áp Suất MPD

Khoan MPD không chỉ là một kỹ thuật khoan thông thường; nó là một phương pháp quản lý áp suất chủ động, liên tục và chính xác. Nó giúp duy trì sự cân bằng áp suất giữa áp suất vỉa và áp suất trong giếng khoan, ngăn ngừa dòng chảy vào giếng hoặc mất dung dịch vào vỉa. Điều này đặc biệt quan trọng trong các giếng khoan đặc biệt như ST-X, nơi điều kiện địa chất có thể thay đổi đột ngột và khó dự đoán. Việc sử dụng thiết bị khoan MPD cho phép các kỹ sư khoan phản ứng nhanh chóng với những thay đổi này, điều chỉnh áp suất một cách linh hoạt để đảm bảo an toàn và hiệu quả.

1.2. Thách Thức Địa Chất Của Giếng Khoan ST X

Giếng khoan ST-X nằm trong cấu tạo Sư Tử Trắng, một khu vực có lịch sử phức tạp về địa chất. Theo "ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG", các vấn đề thường gặp bao gồm áp suất cao, nhiệt độ cao, mất dung dịch, và sự hiện diện của các thành hệ yếu dễ sập lở. Những yếu tố này làm tăng nguy cơ xảy ra các sự cố như kẹt cần, sập lở thành giếng và kích khí. Việc áp dụng khoan MPD là một biện pháp cần thiết để giảm thiểu những rủi ro này và đảm bảo quá trình khoan diễn ra suôn sẻ.

II. Phân Tích Các Vấn Đề Thường Gặp Khi Khoan Giếng ST X

Quá trình khoan giếng khoan ST-X, tương tự như các giếng khoan dầu khí khác trong khu vực, đối mặt với nhiều thách thức và rủi ro tiềm ẩn. Các vấn đề phổ biến bao gồm mất dung dịch, kẹt cần khoan, sập lở thành giếng, và sự cố liên quan đến áp suất cao. Những vấn đề này không chỉ làm tăng chi phí khoan mà còn có thể dẫn đến thời gian ngừng hoạt động không mong muốn (NPT) và thậm chí là mất giếng. Việc phân tích kỹ lưỡng các vấn đề này là bước quan trọng để xác định các giải pháp công nghệ khoan phù hợp, đặc biệt là việc ứng dụng khoan MPD (Managed Pressure Drilling) để kiểm soát áp suất và giảm thiểu rủi ro. Dựa trên "KẾT QUẢ THI CÔNG CÁC GIẾNG CÙNG CẤU TẠO SƯ TỬ TRẮNG", việc xem xét lịch sử các sự cố ở các giếng lân cận giúp dự đoán và phòng ngừa các vấn đề tương tự.

2.1. Rủi Ro Mất Dung Dịch Và Sập Lở Thành Giếng

Mất dung dịch là một vấn đề nghiêm trọng trong quá trình khoan, đặc biệt ở các khu vực có địa tầng không ổn định hoặc có các khe nứt tự nhiên. Dung dịch khoan có thể bị mất vào các khe nứt này, làm giảm áp suất thủy tĩnh trong giếng và tăng nguy cơ sập lở thành giếng. Sập lở thành giếng có thể dẫn đến kẹt cần khoan và làm gián đoạn quá trình khoan. Khoan MPD có thể giúp giảm thiểu rủi ro này bằng cách duy trì áp suất đáy giếng ổn định và điều chỉnh tỷ trọng dung dịch một cách linh hoạt.

2.2. Sự Cố Kẹt Cần Khoan Do Áp Suất Bất Thường

Áp suất bất thường có thể gây ra nhiều vấn đề trong quá trình khoan, bao gồm kẹt cần khoan. Khi áp suất vỉa cao hơn áp suất thủy tĩnh trong giếng, các chất lỏng và khí có thể xâm nhập vào giếng, làm tăng áp suất và gây kẹt cần khoan. Khoan MPD giúp kiểm soát áp suất này bằng cách duy trì áp suất đáy giếng trong một phạm vi hẹp, ngăn ngừa sự xâm nhập của các chất lỏng và khí và giảm nguy cơ kẹt cần khoan.

III. Các Phương Pháp Khoan Kiểm Soát Áp Suất MPD Tiên Tiến

Có nhiều phương pháp khoan kiểm soát áp suất (MPD) khác nhau, mỗi phương pháp phù hợp với các điều kiện địa chất và kỹ thuật cụ thể. Các phương pháp phổ biến bao gồm khoan MPD (Managed Pressure Drilling), khoan dưới cân bằng áp suất, và khoan trên cân bằng áp suất. Việc lựa chọn phương pháp phù hợp phụ thuộc vào các yếu tố như áp suất vỉa, tính chất của đá, và cấu trúc giếng. Trong trường hợp giếng khoan ST-X, việc xem xét các phương pháp giải pháp khoan MPD khác nhau là rất quan trọng để đảm bảo quá trình khoan an toàn và hiệu quả. Dựa vào "CHƯƠNG 2 CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT", mỗi phương pháp đều có ưu và nhược điểm riêng.

3.1. Khoan Với Áp Suất Đáy Giếng Không Đổi CBHP

Khoan CBHP là một phương pháp khoan MPD trong đó áp suất đáy giếng được duy trì ở một mức không đổi bằng cách điều chỉnh áp suất dòng hồi bề mặt (SBP). Phương pháp này đặc biệt hữu ích trong các khu vực có áp suất vỉa không ổn định hoặc có nguy cơ mất dung dịch. CBHP giúp ngăn ngừa sự xâm nhập của các chất lỏng và khí vào giếng, giảm nguy cơ kẹt cần khoan và sập lở thành giếng. Đây là một trong những phương pháp khoan MPD (Managed Pressure Drilling) phổ biến nhất.

3.2. Ứng Dụng Khoan Mũ Dung Dịch Tạo Áp PMCD

PMCD là một phương pháp khoan MPD được sử dụng trong các khu vực có mất dung dịch nghiêm trọng. Trong PMCD, một cột dung dịch nặng được sử dụng để tạo áp suất thủy tĩnh trong giếng, ngăn ngừa dòng chảy vào giếng và duy trì sự ổn định của thành giếng. Phương pháp này có thể được sử dụng kết hợp với các phương pháp khoan MPD khác để kiểm soát áp suất và giảm thiểu rủi ro.

3.3. Khoan Tỷ Trọng Dung Dịch Kép DGD Trong Khoan MPD

DGD là một phương pháp khoan MPD trong đó hai loại dung dịch khoan khác nhau được sử dụng trong giếng. Một dung dịch có tỷ trọng cao được sử dụng ở phần dưới của giếng để kiểm soát áp suất vỉa, trong khi một dung dịch có tỷ trọng thấp được sử dụng ở phần trên của giếng để giảm áp suất lên thành giếng. DGD có thể giúp giảm nguy cơ mất dung dịch và sập lở thành giếng.

IV. Đánh Giá Khả Năng Ứng Dụng Khoan MPD Cho Giếng Khoan ST X

Việc đánh giá khả năng ứng dụng khoan MPD cho ST-X đòi hỏi việc phân tích chi tiết các đặc điểm kỹ thuật của giếng, bao gồm áp suất vỉa, nhiệt độ, cấu trúc giếng và lịch sử khoan của các giếng lân cận. Dựa trên những phân tích này, có thể xác định phương pháp khoan MPD phù hợp nhất để giải quyết các vấn đề cụ thể của giếng khoan ST-X. Theo tài liệu "CHƯƠNG 3 ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG ST-X", việc "Phân tích đặc điểm giếng ST-X" là bước quan trọng để lựa chọn công nghệ phù hợp.

4.1. Phân Tích Chi Tiết Đặc Điểm Của Giếng ST X

Phân tích giếng ST-X bao gồm việc xác định áp suất vỉa dự kiến, gradient nhiệt độ, tính chất cơ học của đá, và sự hiện diện của các thành hệ yếu hoặc mất dung dịch. Thông tin này được sử dụng để thiết kế một chương trình khoan an toàn và hiệu quả, bao gồm việc lựa chọn tỷ trọng dung dịch, tốc độ khoan, và các biện pháp kiểm soát áp suất.

4.2. So Sánh Với Các Giếng Khoan Lân Cận Đã Áp Dụng MPD

Việc xem xét kinh nghiệm từ các giếng khoan lân cận đã áp dụng khoan MPD có thể cung cấp thông tin quý giá về hiệu quả của các phương pháp khác nhau và các thách thức tiềm ẩn. Bằng cách so sánh các kết quả khoan, có thể xác định các thực hành tốt nhất và các bài học kinh nghiệm để áp dụng cho giếng khoan ST-X.

V. Giải Pháp Khoan MPD Với Áp Suất Đáy Không Đổi Cho ST X

Một giải pháp khả thi cho giếng khoan ST-X là ứng dụng khoan với áp suất đáy không đổi (CBHP) cho đoạn khoan 6”. Phương pháp này giúp duy trì áp suất đáy giếng ổn định, ngăn ngừa các sự cố liên quan đến áp suất và tăng cường an toàn trong quá trình khoan. Việc áp dụng khoan MPD đòi hỏi việc điều chỉnh các thông số điều khiển áp suất một cách chính xác và tuân thủ các quy trình kiểm soát giếng nghiêm ngặt. Dựa vào "GIẢI PHÁP KHOAN VỚI ÁP SUẤT ĐÁY KHÔNG ĐỔI CHO ĐOẠN KHOAN 6” GIẾNG ST-X", các thông số cần được kiểm soát bao gồm SBP (Surface Back Pressure) và tỷ trọng dung dịch.

5.1. Xác Định Thông Số Điều Khiển Áp Suất Cho Đoạn 6 Inch

Các thông số điều khiển áp suất, bao gồm tỷ trọng dung dịch, tốc độ bơm, và áp suất dòng hồi bề mặt (SBP), phải được xác định một cách cẩn thận để đảm bảo áp suất đáy giếng được duy trì trong một phạm vi an toàn. Việc sử dụng các phần mềm mô phỏng thủy lực có thể giúp xác định các thông số này một cách chính xác.

5.2. Quy Trình Kiểm Soát Giếng Khi Áp Dụng Khoan MPD Cho ST X

Một quy trình kiểm soát giếng chi tiết phải được xây dựng để đối phó với các tình huống khẩn cấp, chẳng hạn như mất kiểm soát áp suất. Quy trình này phải bao gồm các bước cụ thể để đóng giếng, bơm dung dịch nặng, và kiểm soát dòng chảy vào giếng.

VI. Ứng Dụng Khoan Kiểm Soát Áp Suất Trong Trám Xi Măng Cho ST X

Ngoài việc khoan, công nghệ khoan kiểm soát áp suất cũng có thể được ứng dụng trong quá trình trám xi măng ống chống, đặc biệt là ống 7” trong đoạn khoan 8-1/2” của giếng khoan ST-X. Quá trình trám xi măng đòi hỏi việc kiểm soát áp suất một cách cẩn thận để đảm bảo xi măng được bơm vào đúng vị trí và không gây ra các vấn đề như mất tuần hoàn hoặc áp suất quá cao. Theo "4 ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT VÀO CÔNG TÁC TRÁM XI MĂNG ỐNG 7” ĐOẠN KHOAN 8-1/2”", khoan MPD có thể giúp kiểm soát áp suất trong quá trình trám xi măng, đảm bảo quá trình trám diễn ra an toàn và hiệu quả.

6.1. Lựa Chọn Thông Số Khoan Và Trám Xi Măng Cho Đoạn 8 1 2 Inch

Các thông số khoan và trám xi măng, bao gồm tỷ trọng dung dịch, tốc độ bơm xi măng, và áp suất trám xi măng, phải được lựa chọn một cách cẩn thận để đảm bảo xi măng được bơm vào đúng vị trí và không gây ra các vấn đề như mất tuần hoàn hoặc áp suất quá cao.

6.2. Quy Trình Kiểm Soát Áp Suất Trong Trám Xi Măng Ống 7 Inch

Quy trình kiểm soát áp suất trong quá trình trám xi măng phải bao gồm các biện pháp để theo dõi áp suất trong giếng và điều chỉnh áp suất dòng hồi bề mặt (SBP) để đảm bảo áp suất trong giếng được duy trì trong một phạm vi an toàn. Điều này đặc biệt quan trọng để ngăn ngừa các sự cố như mất tuần hoàn hoặc áp suất quá cao, có thể làm hỏng quá trình trám xi măng.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC KHOAN Ở MỎ SƯ TỬ TRẮNG 1.1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG 1.1 Vị trí địa lý Mỏ Sư Tử Trắng thuộc bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa phía Nam nước ta, nằm ở phía đông nam lô 15-1, cách Vũng Tàu 135km về phía đông, độ sâu nước biển trung bình là 56m.1 Vị trí địa lý mỏ sư tử trắng [1] 5 Hiện nay Mỏ Sư Tử Trắng được điều hành bởi Công ty Liên Doanh điều hành Cửu Long (CLJOC) .Có thể nói liên doanh đã hoàn thành việc thăm dò và thẩm lượng các khu vực cấu tạo chính ở mỏ Sư Tử Trắng, với 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X và ST-4X và tiến hành khai thác với các giếng phát triển ST-1P, ST-2P, ST-3P, ST-4P và đang tiếp tục thi công khoan hai giếng (trong đó có giếng ST-X), dự kiến hoành thành vào tháng hai năm 2016.2 Địa tầng Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh học, tài liệu Karota giếng khoan của mỏ, các nhà địa chất đã phân chia và gọi tên các đơn vị địa tầng theo tên địa phương cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ. Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Sư Tử Trắng (Hình 3.2) được mô tả theo thứ tự từ đá già tới đá trẻ như sau: Trầm tích Paleogen Tập F (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú dưới): được xem như địa tầng phía dưới của Điệp Trà Cú, cũng giống như tập E, tập F được xác định lần đầu tiên tại giếng CL- 1X và các lớp trầm tích của tập F được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày thay đổi từ 207m ở phần đỉnh và mở rộng đến hơn 500m ở phần cánh của cấu tạo. Các loại đá sét có màu từ nâu nhạt tới nâu sẫm, độ cứng từ mềm tới rất cứng hoặc đặc biệt cứng, mức độ cứng tăng dần theo chiều sâu. Tập E (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú trên): được xem như phần địa tầng phía trên của Điệp Trà Cú, xác định lần đầu tiên tại giếng CL-1X qua các đặc trưng đồng nhất trong các đoạn của giếng.

Các lớp trầm tích của tập E được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày từ 185m ở phần đỉnh và mở rộng tới hơn 550m ở phần cánh. Ranh giới phía trên của tập E là một bề mặt xói mòn được xác định như nền móng của lớp cát kết ở tập D phía trên, chính vì vậy tập E có thể vắng mặt hay bị xói mòn trong phần phía trên của cấu trúc mỏ Sư Tử Trắng. Tập E bao gồm chủ yếu là các lớp đá sét nâu vàng và tối màu, hoặc sự xen kẽ giữa cát kết và bột kết. Trầm tích Oligoxen dưới (Điệp Trà Cú, tập E và F): Trầm tích này bao gồm các lớp cát – sét xen kẽ hạt trung và hạt nhỏ màu nâu xám lẫn với bột kết màu nâu đỏ bị nén chặt nhiều và nứt nẻ.

Ở đáy của điệp gặp sỏi kết và các mảnh đá móng tạo thành tập lót đáy của lớp phủ trầm tích. Điệp Trà Cú được chia làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Trà 6 Cú trên – Tập E và phụ điệp Trà Cú dưới – tập F. Vỉa sản phẩm nằm trong tập cát E và F ở độ sâu hơn 4000m và là vỉa khí condensate. Trầm tích Oligoxen trên (Điệp Trà Tân, tập C và D): Trầm tích này bao gồm các lớp cát kết hạn mịn đến trung, màu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết màu nâu chuyển dần sang đen về phía dưới.

Điệp Trà Tân được chia ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Trà Tân trên – tập C và phụ điệp Trà Tân dưới – tập D. Phụ điệp Trà Tân trên được đánh dấu bởi sự xuất hiện của các đá sét giàu hữu cơ xẫm màu, phụ điệp có sự xen kẽ giữa cát kết,. Tập D được xem như địa tầng tương đương với phụ điệp Trà Tân dưới, được khám phá và đặt tên trong quá trình khoan giếng 15-A-1X tại cấu trúc Trà Tân, bề dày của tập D trong giếng vào khoảng 307 ÷ 950 m. Trầm tích Neogen và Đệ Tứ Trầm tích Mioxen dưới (Điệp Bạch Hổ, tập BI): Điệp Bạch Hổ là sự xen kẹp các lớp cát, sét và sét bột, cát xám sáng, xẫm, sét màu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo (đặc biệt là tầng trên của điệp – tầng sét Rotalia).

Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới của điệp. Đây là tầng đá chắn mang tính chất khu vực rất tốt. Đá bột kết xám và nâu đỏ. Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kẹp cát kết tăng lên.

Căn cứ vào đặc điểm thạch học và cổ sinh người ta chia Điệp Bạch Hổ ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Bạch Hổ trên và phụ điệp Bạch Hổ dưới. Bề dày của điệp thay đổi từ 300 ÷ 1200 m. Trầm tích Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn, tập BII): Phần dưới của điệp này được cấu tạo bởi các lớp hạt thô màu xám và xám trắng với sét màu nâu đỏ, trong sét có lớp kẹp than. Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời.

Thành phần chính là thạch anh chiếm 80%, Fenpat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi có màu loang lổ, bở rời mềm dẻo. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu. Bề dày của điệp từ 400 ÷ 800 m. Trầm tích Mioxen trên ( Điệp Đồng Nai, tập BII): Điệp Đồng Nai gồm các lớp cát bở rời và cát không gắn kết màu xanh lẫn sét nhiều màu.

Chiều dày điệp từ 500 ÷ 800 m. Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích Điệp Côn Sơn. 7 Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ (Điệp Biển Đông, tập A): Trầm tích Biển Đông phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen. Thành phần thạch học bao gồm cát, sét và sét bột xen kẽ sỏi đá màu xám, màu vàng và màu xanh.

Thường gặp ở đây nhiều mảnh vôi sinh vật biển. Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với cát màu xám sáng và xám xanh với một ít mác nơ, có một số lượng lớn foraminifera. Chiều dày của điệp từ 600 ÷ 700m.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Trắng [1] 8 Hình 1.3 Tập cát E và F [1] Tập cát E có bề dày từ 185 ÷ 550m, tập cát F có bề dày từ 207 ÷ 500m. Phía dưới tập E và F là tầng đá móng granite.

Tầng chắn là tập sét D đóng vai trò như đá mẹ, giàu vật liệu hữu cơ với TOC = 1÷10% và bề dày từ 30 ÷ 900m. Do bề dày của tập sét mở rộng về phía Tây Bắc và thu hẹp dần về phía Đông Nam, cho nên độ thấm của hai tập cát này phân bố không đồng đều, phần trên đỉnh của tập cát có độ thấm lớn nhưng càng xuống sâu độ thấm càng nhỏ. Độ thấm dao động trong khoảng rất lớn từ cao (hơn 50md), trung bình (7 ÷ 50md) đến thấp (0,02 ÷ 7md) và rất thấp (khoảng 0,001 ÷ 0,002md).4 Kết quả đo log độ thấm [1] 9 Theo kết quả đo log độ thấm 4 giếng thăm dò ST-1X, ST-2X, ST-3X, ST-4X, các nhà địa chất đã chia tập cát E và F ra thành từng khu vực với độ thấm khác nhau từ thấp đến cao (Hình 3. Khu vực màu vàng là nơi có triển vọng dầu khí.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng [1] Phân bố áp suất trong cấu tạo Sư Tử Trắng rất phức tạp và không đồng nhất.5) Tại vị trí 2 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X gradient áp suất ổn định trong cả 2 tập E và F.

Đối với giếng ST-3X, gradient áp suất ở tập F tương đương với 2 giếng ST-1X và ST-2X, tuy nhiên gradient áp suất trong tập E của giếng ST-3X lại lớn hơn tập F. Gradient áp suất trong tập E tại vị trí giếng ST-4X lớn hơn gradient áp suất trong tập E của giếng ST-3X. Có thể thấy trong cấu tạo Sư Tử Trắng tồn tại ít nhất 2 hệ thống áp suất riêng biệt.2 KẾT QUẢ THI CÔNG CÁC GIẾNG CÙNG CẤU TẠO SƯ TỬ TRẮNG Trong công tác thi công các giếng khoan thăm dò (ST-1X, ST-2X, ST-3X, ST- 4X) thuộc cấu tạo Sư Tử Trắng với điều kiện địa chất phức tạp, đặc biệt là giếng có nhiệt độ và áp suất cao, khi khoan đoạn thân giếng 12-1/4” qua thành hệ yếu ILM ( Intra Lower Miocence) đã xảy ra sự cố sập lở thành giếng gây bó kẹt cột cần khoan và hiện tượng dòng xâm nhập, buộc phải tăng tỉ trọng của dung dịch khoan. Tuy nhiên khi khoan đến đoạn tiếp theo lại xảy ra hiện tượng mất tuần hoàn.

Lưu lượng bơm được giảm xuống để vừa xoay vừa kéo cột cần lên. Nhưng khi kéo lên độ sâu thấp hơn lại bị kẹt cột cần và không tuần hoàn được dung dịch. Đội khoan ngay lập tức bổ sung vật liệu bít nhét vào vành xuyến và bơm đầy vào vùng mất dung dịch. Cột cần khoan được giải phóng nhưng tỉ trọng của dung dịch tăng lên và hiện tượng mất dung dịch lại xảy ra.

Tốc độ mất dung dịch tăng lên buộc phải chống ống chống lửng để cách ly thành hệ không ổn định. Khi khoan đoạn thân giếng tiếp theo qua thành hệ yếu bên dưới chân đế ống chống 9-5/8” cũng xảy ra sự cố sập lở thành hệ, bó kẹt cột cần khoan và hiện tượng dòng xâm nhập ở độ sâu 3916m, đội khoan bắt buộc phải tăng tỉ trọng dung dịch khoan và hiện tượng mất dung dịch lại xảy ra. Thời gian kiểm soát giếng và chi phí để xử lý các phức tạp tăng lên đáng kể. Bên cạnh đó, công tác thử vỉa cho các giếng này không thành công.

Nguyên nhân do vỉa sản phẩm đã bị nhiễm bẩn trong quá trình khoan. Công tác thử vỉa được tiến hành nhiều lần tuy nhiên lưu lượng thu được thấp và dòng không ổn định, nguyên nhân được xác định do dung dịch khoan được sử dụng để cân bằng áp suất vỉa có tỉ trọng cao gây nhiễm bẩn vỉa sản phẩm. Hai vấn đề nêu trên đặt ra yêu cầu cần phải sử dụng một công nghệ khoan phù hợp hơn cho các giếng khai thác với tỉ trọng dung dịch nhẹ hơn, tránh nhiễm bẩn thành hệ và hạn chế tối đa các sự cố kèm theo do tính chất phức tạp của điều kiện địa chất nói chung và các giếng nhiệt độ áp suất cao (HPHT) nói riêng.