Tài liệu Thiết bị chống phun trào dầu khí lắp đặt tại giếng thc – 08,tiền hải – thái bình

Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất LỜI NÓI ĐẦU ............................................................................................... 1 PHẦN 1 TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ VÀ THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO ................................................................................................. 3 CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ ......................................................................... 3 1.1 Tình hình khoan thăm dò – khai thác dầu khí ở Việt Nam ........................ 3 1.2 Phun trào dầu khí...................................................................................... 5 1.2.1 Hiện tượng phun trào dầu khí ................................................................ 5 1.2.2 Nguyên nhân ......................................................................................... 6 1.2.3 Các dấu hiệu dự báo ............................................................................ 10 1.2.4 Hậu quả của sự phun trào dầu khí ........................................................ 12 1.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa hiện tượng phun trào dầu khí ....................... 13 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO ............................................................... 15 2.1 Một số loại van chính ............................................................................. 15 2.1.1 Van an toàn sâu (van cản) (Checkguard valve hoặc drop in valve) ...... 15 2.1.2 Van trên cần chủ lực (Kelly valve) ...................................................... 16 2.1.3 Van nổi và van nắp (the float valve and flapper).................................. 18 2.1.4 Van an toàn một chiều (non return safety valve hoặc là Gray valve) ... 19 2.1.5 Van cửa (Gate valve) ........................................................................... 19 2.1.6 Van an toàn tự động (fail safe valve) ................................................... 20 2.2 Thiết bị kiểm tra và kiểm soát dung dịch ................................................ 21 2.2.1 Bể đo thể tích (Pit Volume Measurement) ........................................... 21 2.2.2 Thiết bị đo dòng chảy .......................................................................... 22 2.2.3 Thùng chứa dự trữ (Trip tank) ............................................................. 22 2.2.4 Bình tách khí khỏi dung dịch (Mud Gas Separator) ............................. 24 2.2.5 Thiết bị khử khí (Degassers) ................................................................ 25 2.2.6 Cụm phân dòng (Choke manifold)....................................................... 26 2.3 Cụm đối áp ............................................................................................ 29 2.4 Đường xả và dập giếng (Choke and kill line).......................................... 30 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất 2.4.1 Đường xả (Choke line) ........................................................................ 31 2.4.2 Đường dập giếng (Kill line) ................................................................. 33 2.5 Hệ thống hướng dòng (Diverter system) ................................................. 33 PHẦN 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP ....................................................................................... 37 CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ THIẾT BỊ ĐỐI ÁP ............................................ 37 1.1 Chức năng chính của đối áp .................................................................... 37 1.2 Phân loại................................................................................................. 37 1.3 Lắp đặt thiết bị đối áp ............................................................................. 38 1.4 Đối áp vạn năng...................................................................................... 43 1.5 Đối áp ngàm ........................................................................................... 46 1.5.1 Đối áp ôm cần ( pipe ram) ................................................................... 47 1.5.2 Đối áp chặn giếng khoan (blind ram .................................................... 47 1.5.3 Đối áp cắt cần (shear ram) ................................................................... 47 1.5.4 Đối áp ôm cần vạn năng (multi – rams) ............................................... 47 1.6 Đối áp quay (rotaring BOPs) .................................................................. 48 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG KHOAN THC – 08 Ở TIỀN HẢI – THÁI BÌNH (CHẾ TẠO BỞI CÔNG TY THIẾT BỊ DẦU KHÍ SANDONG JINZHOU) ................................................................................................... 51 2.1 Thông số cơ bản của giếng khoan ........................................................... 51 2.2 Đối áp vạn năng...................................................................................... 53 2.2.1 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer hình cầu ...................................................................................... 55 2.2.2 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer dạng nêm .................................................................................... 59 2.2.3 Vận hành và chú ý ............................................................................... 63 2.2.4 Bảo dưỡng ........................................................................................... 64 2.2.5 Sự sai hỏng và khắc phục .................................................................... 74 2.2.6 Lắp đặt ................................................................................................ 75 2.3 Đối áp ngàm ........................................................................................... 75 2.3.1 Nguyên tắc vận hành đóng và mở ........................................................ 76 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất 2.3.2 Nguyên tắc bịt kín ............................................................................... 76 2.3.3 Đặc điểm cấu tạo ................................................................................. 77 2.3.4 Đặc điểm và cấu tạo của những phần chính ......................................... 79 2.3.5 Hệ thống khóa ngàm bằng tay ............................................................ 85 2.3.6 Hệ thống cửa phụ bịt kín .................................................................... 86 2.3.7 Thiết bị khóa thủy lực tự động ............................................................. 86 2.3.8 Cấu tạo bịt kín trục ngàm và hệ thống bịt kín thứ hai trục ngàm .......... 89 2.3.9 Lắp đặt và vận hành............................................................................. 92 2.3.10 Thay thế bộ ngàm và thiết bị đóng ngàm ........................................... 94 2.3.11 Sửa chữa và thay thế bộ xi lanh dầu................................................... 94 CHƯƠNG 3 HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN CỤM THIẾT BỊ ĐỐI ÁP ................................. 98 3.1 Hệ thống điều khiển cụm đối áp trên bề mặt ........................................... 98 3.1.1 Bộ tích áp (Accumulator unit module) ............................................... 100 3.1.2 Hệ thống bơm không khí (Air pump assembly) ................................. 102 3.1.3 Hệ thống bơm điện (Electric pump assembly) ................................... 102 3.1.4 Bảng điều khiển ................................................................................. 103 3.2 Hệ thống điều khiển FKQ 640-6 cụm BOP bề mặt được sử dụng tại giếng THC-08 ở Thái Bình .................................................................................. 105 3.2.1 Giới thiệu chung ................................................................................ 105 3.2.2 Thông số kỹ thuật chính .................................................................... 109 3.2.3 Cấu trúc và đặc điểm ......................................................................... 109 3.2.4 Nguyên lý làm việc và vận hành ........................................................ 112 3.2.5 Lắp đặt và chạy thử ........................................................................... 116 3.2.6 Vận hành, bảo dưỡng và bôi trơn ....................................................... 120 3.2.7 Các sự cố và cách khắc phục ............................................................. 122 3.3 Một số bộ phận trong hệ thống điều khiển cụm đối áp.......................... 123 3.3.1 Bộ điều áp YTK - 02 ......................................................................... 123 3.3.2 Van xoay 4 ngả - 3 vị trí 34ZS21-25................................................. 125 3.3.3 Van xả tràn JYS21 – 25 ..................................................................... 127 3.3.4 Máy bơm trục khuỷu QB21-60/QB21-80 .......................................... 131 CHƯƠNG 4 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất TÍNH TOÁN XÁC ĐỊNH ĐƯỜNG KÍNH CỦA XI LANH ĐIỀU KHIỂN ĐỐI ÁP NGÀM LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG THC-08 ..................................... 135 TIỀN HẢI – THÁI BÌNH........................................................................... 135 4.1 Các công thức thường sử dụng để tính toán xi lanh thủy lực................. 135 4.1.1 Diện tích A, lực F, và áp suất p .......................................................... 135 4.1.2 Quan hệ giữa lưu lượng Q, vận tốc v, và diện tích A ........................ 136 4.1.3 Tính toán đường kính ........................................................................ 137 4.2 Tính toán đường kính xi lanh thủy lực của đối áp ngàm lắp đặt tại giếng THC - 08 .................................................................................................... 138 4.2.1 Tính đường kính xi lanh .................................................................... 138 4.2.2 Tính nắp xi lanh................................................................................. 141 KẾT LUẬN ................................................................................................ 143 TÀI LIỆU THAM KHẢO SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN STT SỐ HÌNH VẼ TÊN HÌNH TRANG 1 Hình 1.1.1 Một số mỏ dầu khí ở Việt Nam 4 2 Hình 1.1.2 Thùng chứa dự trữ tuần hoàn liên tục 6 3 Hình 1.1.3 Áp suất xung động và hiệu ứng piston 7 4 Hình 1.1.4 Mất tuần hoàn dung dịch dẫn tới “Kích” 9 5 Hình 1.1.5 Áp suất bình thường và áp suất dị thường 9 6 Hình 1.1.6 Nổ giàn khoan Montara do phun trào 13 7 Hình 1.2.1 Van treo 16 8 Hình 1.2.2 Van trên cần chủ lực 17 9 Hình 1.2.3 Van nổi và van flapper 18 10 Hình 1.2.4 Van Gray 19 12 Hình 1.2.5 Van cửa vận hành bằng áp lực kiểu 20 “HCR” 13 Hình 1.2.6 Van kiểu “F” và van an toàn tự động 21 14 Hình 1.2.7 Hệ thống dòng chảy bùn khoan 22 15 Hình 1.2.8 Thùng dự trữ cung cấp theo kiểu bơm 23 16 Hình 1.2.9 Bình tách khí khỏi dung dịch 25 17 Hình 1.2.10 Thiết bị khử khí 26 18 Hình 1.2.11 Cụm phân phối dòng đối với áp sất làm 27 việc 5000 psi – l ắp đặt bề mặt 19 Hình 1.2.12 Cụm phân phối dòng đối với áp suất làm việc 10000 psi và 15000 psi – lắp đặt bề 28 mặt 20 Hình 1.2.13 Sơ đồ cụm phân dòng 29 21 Hình 1.2.14 Hệ thống kiểm soát giếng (cụm BOP và 30 cụm phân dòng) 22 Hình 1.2.15 Đường xả và dập giếng 31 23 Hình 1.2.16 Đường xả 32 24 Hình 1.2.17 Đường xả với đường tuần hoàn ngược 32 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất 25 Hình 1.2.18 Đường dập giếng 33 26 Hình 1.2.19 Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên bề mặt 34 27 Hình 1.2.20 Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên giàn nổi 35 28 Hình 2.1.1 Lắp 2 đối áp với 2 đường phân dòng 39 29 Hình 2.1.2 Lắp 3 đối áp với 2 đường phân dòng 39 30 Hình 2.1.3 Lắp 3 đối áp với 3 đường phân dòng 40 31 Hình 2.1.4 Lắp 3 đối áp với 4 đường phân dòng 40 32 Hình 2.1.5 Hoạt động của cụm đối áp 41 33 Hình 2.1.6 Kiểm soát giếng trong trường hợp phun 42 trào 34 Hình 2.1.7 Đối áp vạn năng 43 35 Hình 2.1.8 Sơ đồ đối áp vạn năng 45 36 Hình 2.1.9 Đối áp ngàm 46 37 Hình 2.1.10 Sơ đồ đối áp ngàm 48 38 Hình 2.1.11 Đối áp xoay 49 39 Hình 2.1.12 Sơ đồ đối áp xoay 50 40 Hình 2.2.1 Sơ đồ hệ thống đối áp 13 5/8” x 10000 psi 52 cho công đoạn khoan 8 ½” tại giếng THC08 41 Hình 2.2.2 Đối áp vạn năng FH35-35/70 55 42 Hình 2.2.3 Đố áp vạn năng FH35-70/105 56 43 Hình 2.2.4 Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với 57 paker hình cầu 44 Hình 2.2.5 Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với 58 paker hình nêm 45 Hình 2.2.6 Bản vẽ phác họa packer hình cầu 59 46 Hình 2.2.7 Đối áp vạn năng FH54-14 60 47 Hình 2.2.8 Bản vẽ phác họa của paker hình nêm 62 48 Hình 2.2.9 Thay thế packer khi dụng cụ khoan ở trong giếng 65 49 Hình 2.2.10 Sự thể hiện phần khuất của BOP vạn năng 67 (với packer hình cầu) SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất 50 Hình 2.2.11 Đối áp vạn năng loại FH35-70/105 69 51 Hình 2.2.12 Đối áp vạn năng loại FHZ54-14 72 52 Hình 2.2.13 Các bộ phận của đối áp ngàm 76 53 Hình 2.2.14 Ngàm kiểu S 80 54 Hình 2.2.15 Ngàm kiểu HF 81 55 Hình 2.2.16 Ngàm kiểu H 82 56 Hình 2.2.17 Ngàm kiểu F 83 57 Hình 2.2.18 Ngằm cắt 84 58 Hình 2.2.19 Hệ thống bịt kín nổi 86 59 Hình 2.2.20 Thiết bị khóa trục thủy lực tự động 87 60 Hình 2.2.21 Hệ thống khóa tự động hướng kính thủy 88 lực 61 Hình 2.2.22 Bịt kín thứ hai 90 62 Hình 2.2.23 Bộ bịt kín trục khóa 91 62 Hình 2.2.24 Cấu tạo của khóa bịt kín xi lanh 95 64 Hình 2.3.1 Hệ thống kiểm soát đối áp bề mặt 98 65 Hình 2.3.2 Sơ đồ nguyên lý của hệ thống điều khiển 99 66 Hình 2.3.3 Hệ thống điều khiển cụm đối áp bề mặt 100 67 Hình 2.3.4 Bộ tích áp 101 68 Hình 2.3.5 Hệ thống bơm không khí 102 69 Hình 2.3.6 Máy bơm điện 103 70 Hình 2.3.7 Sơ đồ nguyên lý hệ thống kiểm soát BOP 104 71 Hình 2.3.8 Bảng điều khiển BOP từ xa 104 72 Hình 2.3.9 Hệ thống điều khiển FKQ 640 - 6 105 73 Hình 2.3.10 Sơ đồ hệ thống điều khiển FKQ 640-6 106 74 Hình 2.3.11 Hệ thống điều khiển cụm BOP bề mặt 110 75 Hình 2.3.12 Nguyên lý đấu điện của hệ thống điều 112 khiển đối áp nắp trên mặt 76 Hình 2.3.13 Van xoay 4 ngả 3 vị trí 126 77 Hình 2.3.14 Van xả tràn JYS21 – 25 129 78 Hình 2.3.15 Bơm piston trục khuỷu 132 79 Hình 2.4.1 Sơ đồ xi lanh thủy lực 135 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất 80 Hình 2.4.2 Sơ đồ xi lanh thủy lực 136 81 Hình 2.4.3 Sơ đồ xi lanh thủy lực 137 DANH MỤC BẢNG BIỂU STT 1 SỐ HIỆU BẢNG BIỂU Bảng 2.2.1 TÊN BẢNG TRANG Dữ liệu kỹ thuật và đặc điểm của đối áp 53 vạn năng 2 Bảng 2.2 2 Danh sách các bộ phận của BOP vành 68 xuyến (Packer hình cầu) 3 Bảng 2.2.3 Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến loại FH35 70 4 Bảng 2.2.4 Danh sách các bộ phận của BOP vành 73 xuyến loại FHZ54-14 5 Bảng 2.2.5 Danh sách các bộ phận của đối áp ngàm 85 cắt 6 Bảng 2.2.6 Danh sách bộ phận ngàm nổi 86 7 Bảng 2.2.7 Thiết bị bịt kín trục ngàm 91 8 Bảng 2.3.1 Các thiết bị chính trong hệ thống điều 107 khiển FKQ 640-6 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN 1 psi = 0,07 kG/cm 2 1 Pa = 1,02.10-5 kG/cm2 1 inch = 2,54 cm SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất LỜI NÓI ĐẦU Nước ta đi lên từ một nền kinh tế lạc hậu lại bị chiến tranh tàn phá nặng nề, nhu cầu xây dựng lại và phát triển đất nước với tốc độ cao một cách toàn diện phải có một ngành năng lượng tương xứng, trong đó dầu khí chiếm một vai trò quan trọng. Để ngành dầu khí phát triển ổn định và lâu dài, góp phần vào sự nghiệp bảo vệ an ninh năng lượng quốc gia và phát triển kinh tế thì việc khoan thăm dò - tìm kiếm và khai thác dầu khí phải luôn được chú trọng và phát triển. Trong đó công tác khoan là một trong những công đoạn quan trọng cho phép biết được có hay không có dầu khí và cho phép đưa được dòng sản phẩm lên trên bề mặt. Việc đảm bảo an toàn cho công tác khoan dầu khí luôn được quan tâm và chú trọng, nhất là công tác phòng chống phun trào dầu khí. Ngoài việc trang bị cho các chuyên gia, kỹ sư, công nhân công tác trên công trường khoan các kiến thức an toàn bảo hộ lao động thì các trang thiết bị máy móc đảm bảo cho công tác khoan dầu khí diễn ra được an toàn thuận lợi đóng vai trò rất quan trọng. Một trong những thiết bị được dùng rộng rãi và phổ biến hiện nay nhằm ngăn chặn phun trào dầu khí là hệ thống thiết bị chống phun trào mà chủ yếu là thiết bị đối áp và các thiết bị phụ trợ. Việc nắm bắt được đặc điểm cấu tạo nhằm vận hành đúng và an toàn các thiết bị đó góp phần vào sự thành công chung của công tác khoan dầu khí. Trong quá trình thực tập tại Viện dầu khí Việt Nam (VPI) và Công ty TNHH một thành viên Sông Hồng (PVEP Sông Hồng), được sự giúp đỡ về tài liệu của các anh bên VPI và PVEP Sông Hồng em đã tìm hiểu về thiết bị chống phun trào. Và được sự đồng ý của bộ môn Thiết bị dầu khí và công trình cùng với sự hướng dẫn tận tình trực tiếp của thầy Trần Văn Bản và sự giúp đỡ của các thầy cô trong bộ môn em đã xây dựng nên đồ án tốt nghiệp về thiết bị chống phun trào dầu khí đề tài “Thiết bị chống phun trào dầu khí lắp đặt tại giếng THC – 08,Tiền Hải – Thái Bình ” với chuyên đề “ Tính toán đường kính xi lanh của đối áp ngàm lắp đặt tại giếng THC – 08”. Đồ án gồm 2 phần chính: Phần I. Tổng quan về tình hình khoan thăm dò - khai thác dầu khí ở Việt Nam. Sự phun trào dầu khí và thiết bị chống phun trào SV: Nguyễn Điển Chi 1 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất Phần II. Thiết bị đối áp Đồ án được hoàn thành dựa trên sự tìm hiểu tài liệu và quá trình học tập ở trường. Do khả năng, trình độ hiểu biết còn hạn chế và hạn chế về tài liệu và thực tế nên đồ án còn nhiều sai sót. Vì vậy, em rất mong được sự đóng góp ý kiến của thầy cô và các bạn. Em xin chân thành cảm ơn thầy Trần Văn Bản đã hướng dẫn và chỉ bảo tận tình, cùng các thầy cô trong bộ Thiết bị dầu khí và công trình trường Đại học Mỏ - Địa chất đã giúp đỡ để em có thể hoàn thành đồ án này. Em cũng xin gửi lời cảm ơn chân thành tới các anh bên VPI và VPEP Sông Hồng đã giúp đỡ em về mặt tài liệu. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, tháng 05 năm 2011 Sinh viên: Nguyễn Điển Chi SV: Nguyễn Điển Chi 2 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất PHẦN 1 TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ VÀ THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ 1.1 Tình hình khoan thăm dò – khai thác dầu khí ở Việt Nam Khoan là phương pháp duy nhất cho ta lời giải đáp cuối cùng có hay không có dầu, khí, than và các loại khoáng sản khác trong lòng đất. Trong ngành công nghiệp dầu khí công tác khoan giếng là một trong những khâu rất quan trọng không thể thiếu, thông qua giếng khoan để tiến hành việc tìm kiếm thăm dò, khai thác sản phẩm và làm nhiều công tác nghiên cứu tiếp theo. Ở Việt Nam, công tác khoan thăm dò và khai thác dầu khí đang phát triển rất nhanh chóng và trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn trong nền kinh tế quốc dân. Từ những ngày đầu thành lập đến nay, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã được Tổng cục Dầu khí (nay là Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam) triển khai mạnh mẽ ở cả miền Bắc, miền nam và ở một số lô thềm lục địa Việt Nam. Đã có nhiều phát hiện dầu khí ở trên đất liền và ở thềm lục địa. Trong những năm qua, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tiến hành khảo sát trên 107 nghìn km tuyến địa chấn 2D, 65 nghìn km2 địa chấn 3D, khoan hơn 980 giếng tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng và khai thác với số mét khoan trên 3,3 triệu m. Từ công tác thăm dò đã xác định được các bể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí như: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lay – Thổ Chu, Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Hoàng Sa và Trường Sa với diện tích gần 1 triệu km2. Trong năm 2010 vừa qua, công tác tìm kiếm thăm dò đã đạt được những kết quả đáng kể, bao gồm: Đã tiến hành thu nổ 26.974 km tuyến địa chấn 2D và 5.846 km2 địa chấn 3D. Đã khoan 28 giếng khoan thăm dò – thẩm lượng với tổng số mét khoan gần 91.000m và tổng số tiền đầu tư ước tính 645 triệu USD. Có thêm 6 phát hiện dầu khí mới ở các lô 15-1/05, 16-2, 113, 09-2/09, 05-1 b&c gia tăng SV: Nguyễn Điển Chi 3 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất trữ lượng là 43 triệu tấn quy dầu, và nhiều giếng khoan thẩm lượng đạt kết quả tốt như giếng Hải Sư Đen – 5XP (Lô 15-2/01); Hàm Rồng – 2X (Lô 106); Đông Đô – 3X (Lô 01&02); Sư Tử Nâu – 3X – ST (Lô 15-1); Gấu Chúa – 2X (Lô 106)… Hình 1.1.1. Một số mỏ dầu khí ở Việt Nam Hiện nay, kỹ thuật và công nghệ khoan dầu khí phát triển rất nhanh chóng. Phương pháp khoan thăm dò và khai thác dầu khí chủ yếu bây giờ là phương pháp khoan xoay, gồm có: phương pháp khoan Roto (hoặc đầu quay di động) có động cơ đặt trên mặt đất và truyền chuyển động quay cho choong khoan thông qua cột cần khoan; và phương pháp khoan bằng động cơ chìm (chủ yếu là động cơ tuabin hoặc động cơ trục vít) có động cơ đặt ngầm trong lỗ khoan bên trên choong khoan. Cùng với sự phát triển của công nghệ, các loại thiết bị và vật liệu chất lượng cao phục vụ cho công tác khoan thăm dò và SV: Nguyễn Điển Chi 4 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất khai thác dầu khí đã được chế tạo làm cho tốc độ thương mại và tốc độ khoan cao giúp đẩy nhanh tiến độ và hiệu quả trong công tác khoan. Bên cạnh việc phát triển khoa học công nghệ thì trong công tác khoan việc chú ý đảm bảo môi trường làm việc an toàn cho các cán bộ công nhân viên công tác trên các giàn khoan dầu khí cũng là một phần quan trọng không thể thiếu. Các sự cố như cháy, nổ, mất kiểm soát giếng dầu, phun trào, tràn dầu…có thể xảy ra nếu công tác phòng chống không được quan tâm đúng mức, trong đó công tác phòng chống phun trào dầu khí bất ngờ là một trong những công tác được quan tâm hàng đầu, thực tế ngành dầu khí Việt Nam đã phải đối mặt với sự cố dầu,khí phun như: sự cố khí phun – ACTINA tại Việt Nam năm 1993. Để đảm bảo an toàn cho công tác khoan, trên giàn khoan thường được trang bị bộ thiết bị chống phun trào mà bộ phận chính của bộ thiết bị chính là thiết bị đối áp. Sự hoạt động tin cậy của hệ thống chống phun trào và việc vận hành chúng an toàn đảm bảo sự thành công của công tác khoan. 1.2 Phun trào dầu khí 1.2.1 Hiện tượng phun trào dầu khí Sự xâm nhập của chất lưu chứa trong thành hệ vào giếng khoan gây ra hiện tượng “Kích”. “Kích” xảy ra trong quá trình hoàn thiện giếng, sửa giếng, hoặc quá trình khoan đe dọa tới việc mất kiểm soát giếng.Nếu không được giám sát thì “Kích” có thể phát triển thành sự phun trào. Trong các vỉa khoan qua có thể có khí, nước hoặc dầu. Qua các kẽ nứt, lỗ hổng, khí xâm nhập vào lỗ khoan. Nếu áp lực vẫn lớn hơn áp lực dung dịch thì khí đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan, gây ra phun khí và nhiều khí sẽ phun dầu. Hiện tượng phun xảy ra không phải chỉ do khí có áp lực xâm nhập vào lỗ khoan. Khí có thể xâm nhập dần dần vào dung dịch, dưới dạng những bọt khí cùng dung dịch đi lên, áp lực lên bọt khí giảm dần, kích thước của chúng tăng dần lên. Cuối cùng, các bọt khí trở nên rất lớn chiếm phần lớn thể tích và làm cho tỷ trọng dung dịch giảm hẳn xuống. Trọng lượng của cột nước không đủ để chống lại áp lực của vỉa và hiện tượng phun sẽ xảy ra. Nước và dầu ngấm dần vào dung dịch cũng làm giảm tỷ trọng của nó và gây phun. Hiện tượng phun cũng có thể xảy ra khi mực nước rửa trong lỗ SV: Nguyễn Điển Chi 5 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất khoan bị hạ thấp (do ngừng tuần hoàn hoặc do kéo cần khoan lên mà không bù dung dịch vào lỗ khoan). 1.2.2 Nguyên nhân Một số nguyên nhân chính tại sao “Kích” xuất hiện: 1.2.2.1 Không điền đầy dung dịch vào lỗ khoan Phần lớn “ Kích” xuất hiện khi mũi khoan ngừng khoan,trong khi kéo cần. Khi bơm đóng trong khoảng thời gian kéo cần, có một sự giảm áp suất trong thân lỗ khoan cân bằng với áp suất khoảng không vành xuyến bị mất. Nếu mật độ tuần hoàn và áp suất giếng tương đương gần bằng nhau, dòng chảy có thể xuất hiện khi sự tuần hoàn ngừng. Khi ống được tháo ra, mức độ dung dịch trong thân giếng giảm, nguyên nhân của sự giảm áp suất thủy tĩnh. Lỗ khoan phải được giữ đầy với dòng dung dịch đi lên từ thùng chứa dự trữ mà có thể giám sát để đảm bảo rằng lỗ khoan được lấp đầy với một lượng dung dịch chính xác, nếu lỗ khoan không nhận được thể tích dung dịch đúng, nó có thể được phát hiện Hình 1.1.2. Thùng chứa dự trữ tuần hoàn liên tục SV: Nguyễn Điển Chi 6 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất 1.2.2.2 Hiệu ứng piston của dòng chất lưu vỉa trong thân giếng và sự xung động Hiệu ứng piston là khi áp suất đáy lỗ giảm thấp hơn áp suất vỉa do ảnh hưởng của việc kéo cột cần mà cho phép dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào thân giếng. Cả cường độ keo và độ nhớt của dung dịch có ảnh hưởng lớn đối với hiệu ứng piston. Hiệu ứng piston sẽ gia tăng mạnh hơn nếu khối dung dịch dày, choong khoan bị đóng cặn, vòi phun bị khóa, hoặc van áp suất ngược ở trong cột cần. Xung động là khi áp suất đáy lỗ gia tăng do ảnh hưởng của việc kéo cột cần quá nhanh trong lỗ. Dung dịch chảy xuống lỗ bị mất có thể xuất hiện nếu việc bảo dưỡng không diễn ra và áp suất đứt gãy gia tăng. Cần phải kiểm tra chính xác thể tích bị thay thế trong thùng chứa dự trữ một cách thường xuyên. Hình 1.1.3. Áp suất xung động và hiệu ứng piston 1.2.2.3 Dung dịch thiếu tỷ trọng Ít khi “Kích “ có nguyên nhân từ tỷ trọng dung dịch quá thấp so với 2 nguyên nhân trên. Nếu “Kích” xuất hiện trong khi khoan do tỷ trọng dung SV: Nguyễn Điển Chi 7 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất dịch không đủ, có thể có một thiếu sót xuất hiện hoặc do kỹ thuật thấp (sự pha loãng dung dịch khoan một cách không cố ý như thêm nước hoặc thêm chất lưu vỉa có tỷ trọng thấp). Trong bất kỳ trường hợp nào, hướng và biểu đồ áp suất đều được đánh giá lại. Sự xâm nhập vào vỉa có áp suất địa áp (vỉa chứa có áp suất chất lưu vượt quá áp suất thủy tĩnh bình thường) mà không có dấu hiệu báo trước có thể xuất hiện, hoặc sự đứt vỡ có xê dịch của đá dọc theo bề mặt đứt vỡ (mặt đứt gãy) hoặc sự phân vỉa không chỉnh hợp có thể xuất hiện. Trong một số trường hợp thì sự giảm không đáng kể tỷ trọng dung dịch không đủ để gây ra hiện tượng “Kích” do các giếng khoan với áp suất trên áp suất cân bằng. 1.2.2.4 Tính dự báo kém Cả dung dịch khoan và chương trình chống ống có ảnh hưởng lớn trong kiểm soát giếng. Những chương trình này phải linh động đủ để cho phép cột ống chống sâu hơn được lắp đặt; mặt khác một vị trí có thể xuất hiện nơi mà không thể kiểm soát “Kích” hoặc mất tuần hoàn. Kiểm soát giếng là một phần quan trọng của kế hoạch giếng, nhưng cũng không nên quá tập trung vào mà làm hiệu quả toàn bộ việc khoan bị giảm sút. 1.2.2.5 Mất tuần hoàn dung dịch Việc tăng tỷ trọng dung dịch tới một giá trị vượt quá ngưỡng áp suất nứt vỡ thấp nhất, đối với hiện tượng “Kích”, điều này gần như là bình thường trong vòng 40 – 50 giây. “Kích” có thể vẫn xuất hiện trong quá trình khoan, nó có thể do nứt vỡ vỉa có áp suất lỗ rỗng thấp hơn vùng áp suất bình thường. Hơn nữa việc lắp đặt ống chống sau khi khoan qua tầng có địa áp, tỷ trọng dung dịch được giữ cao để cân bằng với những vỉa này. Nếu áp suất lỗ rỗng giảm đáng kể, những vỉa có áp suất thấp hơn dễ bị ảnh hưởng đối với nứt vỡ. Nếu nứt vỡ xuất hiện, mức độ dòng chất lưu trong khoảng không vành xuyến có thể giảm do mất tuần hoàn dung dịch và kết quả của sự mất áp suất thủy tĩnh có thể cho phép dòng chất lưu vỉa chảy vào gây ra “Kích”. Sự tồn tại của một vùng áp suất lỗ rỗng bình thường và một vùng mất tầng tuần hoàn dung dịch trong cùng một lỗ khoan là những thầnh phần gây ra “Kích”. Kết hợp bảo dưỡng tối đa với quan sát thường xuyên là rất cần thiết để thành công trong khoan những loại giếng kiểu này. SV: Nguyễn Điển Chi 8 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất Hình 1.1.4. Mất tuần hoàn dung dịch dẫn tới “Kích” 1.2.2.6 Vỉa có áp suất dị thường Việc khoan qua vùng có áp suất dị thường cũng là 1 nguyên nhân gây ra “Kích”. Trong một số vùng có lượng cát tương ứng mà tiếp tục khoan mở vào biển hoặc tới bề mặt. Trong những vùng này, nước được ép từ những vỉa đá phiến sét, di chuyển qua thấm vào cát và được phun tới biển hoặc tới tràn qua bề mặt. Hình 1.1.5. Áp suất bình thường và áp suất dị thường SV: Nguyễn Điển Chi 9 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất Một vài nguyên nhân gây ra mất tuần hoàn dung dịch là: trọng lượng dung dịch tăng lên đến giá trị lớn hơn làm áp suất của vỉa yếu; sự bó kẹt dụng cụ hoặc sạt lở; khi kéo thả bộ dụng cụ quá nhanh tạo ra lực ép đẩy dung dịch từ giếng vào vỉa. Ngoài các nguyên nhân chính kể trên thì còn có một số nguyên nhân khác gây ra “Kích” như: - Quá trình thử vỉa:trong quá trình thử, ở phía dưới của paker hoặc phần thấp nhất của cần khoan được lấp đầy bởi chất lưu vỉa. - Kẹt cần do chênh áp - Khoan vào giếng gần kề: chất lưu từ giếng gần kề có thể thâm nhập vào giếng đang khoan gây ra “Kích”. 1.2.3 Các dấu hiệu dự báo Có nhiều dấu hiệu dự báo trước nguy cơ sắp xảy ra hoặc bắt đầu có sự xâm nhập chất lỏng vỉa. 1.2.3.1 Tốc độ khoan tăng Việc tăng đáng kể thông số này có thể do: Thay đổi độ khoan của đất đá do khoan vào thành hệ đất đá xốp hoặc nứt nẻ. Giảm độ chênh áp giữa áp suất thủy tĩnh trong giếng khoan với áp suất lỗ hổng trong thành hệ. 1.2.3.2 Hiện tượng dị thường khi làm đầy dung dịch trong giếng khoan Khi kéo bộ khoan cụ lên, cần phải tiếp thêm dung dịch vào giếng thay thể tích toàn bộ khoan cụ rút ra khỏi giếng và do đó giữ được mực dung dịch khoan tối đa. Thao tác nhờ bể chứa chuyên dùng hoặc bể chứa vận hành để dễ giám sát thể tích dung dịch thêm vào. Cần phải so sánh thể tích này với thể tích bộ khoan cụ vừa đưa ra khỏi giếng khoan. Nếu thể tích dung dịch nhỏ hơn thì tức là đã có chất lỏng xâm nhập vào giếng khoan. Sự xâm nhập này không xảy ra khi mới bắt đầu nâng hạ mà là hậu quả bơm phụt do vận tốc nâng cột cần khoan gây ra. Hiệu ứng piston này càng lớn khi: - Vận tốc nâng thả càng lớn - Độ nhớt và keo của dung dịch càng cao - Choong khoan bị bít SV: Nguyễn Điển Chi 10 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất - Cần nặng có kích thước càng lớn Sự xâm nhập có thể ngừng nếu tác động của hiệu ứng piston giảm nhưng sự xâm nhập lại làm mất thăng bằng giếng khoan do khí giãn nở, đẩy một phần dung dịch khoan ra khỏi giếng. Tương tự như vậy, khi chiều cao cột chất lỏng xâm nhập, ví dụ nước vỉa, tăng dần trong giếng có thể đủ để khơi mào sự phun. 1.2.3.3 Mất tuần hoàn dung dịch Sự mất tuần hoàn dung dịch này có thể do độ thải nước lớn trong thành hệ quá xốp và thấm hoặc nứt nẻ tự nhiên hay do áp suất chênh trong giếng khoan gây ra. Sự mất tuần hoàn dung dịch này làm giảm mực thủy tĩnh, có thể gây ra sự xâm nhập. Trong thành hệ chứa khí có chiều dày lớn, tỷ trọng dung dịch cần thiết để khống chế áp suất lỗ hổng trong phần trên của thành hệ chứa có thể là quá lớn đối với các lớp dưới, nơi mà gradient áp suất lỗ hổng bé hơn gradient thủy tĩnh. Vì vậy, tầng chứa có thể bị nứt nẻ và dung dịch có thể bị mất khi khoan. 1.2.3.4 Dung dịch nhiễm khí Dung dịch nhiễm khí cũng được coi như một dấu hiệu của sự xâm nhập, nhưng cần phải xác định những điều kiện xuất hiện hiện tượng này. Các nguyên nhân có thể là: - Khoan trong thành hệ đất đá thấm chứa khí, dung dịch khoan có tỷ trọng đủ. Đây không phải là sự xâm nhập mà là khí kết hợp với mùn khoan của dung dịch. Hàm lượng khí trong dung dịch có liên quan trực tiếp với đường kính giếng khoan, tốc độ khoan, lưu lượng bơm, độ rỗng của đất đá và áp suất lỗ hổng. Vấn đề sẽ trở nên nghiêm trọng nếu tốc độ khoan quá lớn và hàm lượng khí trong giếng quá nhiều, điều này làm giảm đáng kể áp suất thủy tĩnh và có thể gây ra xâm nhập. - Khoan trong tầng sét chứa khí có áp suất cao nhưng không có độ thấm. Khi ngừng bơm, giếng khoan sẽ không bị hiện tượng xâm nhập. Có thể gặp những thành hệ khác tương tự như là thành hệ thấm, chúng gây ra sự xâm nhập khí. Các dấu hiệu này cần được chú ý để xác định tỷ trọng tối thiểu của dung dịch khoan và chiều sâu tương lai của chân đế ống chống. - Sự xâm nhập khí khi ngừng tuần hoàn dung dịch. SV: Nguyễn Điển Chi 11 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51