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 SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 “HCR” 20 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 việc 5000 psi – l ắp đặt bề mặt 27 19 Hình 1.2.12 Cụm phân phối dòng đối với áp suất làm việc 10000 psi và 15000 psi – lắp đặt bề mặt 28 20 Hình 1.2.13 Sơ đồ cụm phân dòng 29 21 Hình 1.2.14 Hệ thống kiểm soát giếng (cụm BOP và cụm phân dòng) 30 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 trào 42 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 cho công đoạn khoan 8 ½” tại giếng THC- 08 52 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 paker hình cầu 57 44 Hình 2.2.5 Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với paker hình nêm 58 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 (với packer hình cầu) 67 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 lực 88 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 khiển đối áp nắp trên mặt 112 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 SỐ HIỆU BẢNG BIỂU TÊN BẢNG TRANG 1 Bảng 2.2.1 Dữ liệu kỹ thuật và đặc điểm của đối áp vạn năng 53 2 Bảng 2.2 2 Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến (Packer hình cầu) 68 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 xuyến loại FHZ54-14 73 5 Bảng 2.2.5 Danh sách các bộ phận của đối áp ngàm cắt 85 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 khiển FKQ 640-6 107 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN 1 psi = 0,07 kG/cm2 1 Pa = 1,02.10-5 kG/cm2 1 inch = 2,54 cm Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 1 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 2 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 3 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 4 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 5 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 6 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 7 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 8 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 9 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 10 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 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 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 11 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - 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. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 12 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Nút dung dịch nhiễm khí thường xuất hiện ở cuối đợt tuần hoàn một thể tích dung dịch của giếng. Khí này sinh ra do hiện tượng piston khi tiếp cần hoặc do sự khuyếch tán khí qua lớp vỏ sét. Sự khuyếch tán khí không phụ thuộc vào độ chênh áp và càng lớn khi càng có nhiều dầu trong dung dịch khoan, do đó nó đạt được giá trị cực đại đối với dung dịch khoan gốc dầu. Nút dung dịch nhiễm khí cần được xem như là hiện tượng bình thường nhưng không được bỏ qua, vì đó là dấu hiệu báo trước sự xâm nhập nghiêm trọng hơn hoặc cho những thông tin về áp suất ở đáy. - Không khí trong bộ khoan cụ do tiếp thêm cần, H2S hoặc CO2 do sự phân hủy các sản phẩm điều chế dung dịch khoan. 1.2.3.5 Tăng lưu lượng thu hồi ở hệ thống tuần hoàn. Tăng mực dung dịch trong các bể chứa Các dấu hiệu tăng này trong giếng khoan chứng tỏ chắc chắn đã có sự xâm nhập. Việc tăng mực dung dịch trong các bể chứa là thông tin có thể đo được trên hiện trường nhưng lại bị ảnh hưởng bởi: tính ì của dòng chảy do hệ thống máng dẫn dài, các bể chứa lớn, vận hành thường xuyên trong các bể chứa, các bể chứa dung dịch trên các giàn khoan nổi không ổn định. Nên quan sát sự gia tăng lưu lượng dung dịch thu hồi tại hệ thống các máng dẫn, phải có hai lưu lượng kế gắn ở đầu vào và ra khỏi giếng khoan và một dụng cụ so sánh. 1.2.4 Hậu quả của sự phun trào dầu khí Sự phun trào dầu khí có thể xuất hiện trong suốt quá trình khoan, quá trình thử giếng, quá trình hoàn thiện giếng, quá trình khai thác hoặc quá trình bảo dưỡng giếng. Sự phun trào dầu khí có thể xảy ra ở bề mặt, dưới đáy biển, hay dưới lòng đất, chúng để lại hậu quả rất nghiêm trọng. Sự phun trào có thể gây hỏng hóc các trang thiết bị trên giàn khoan, gây cháy giàn, gây ô nhiễm môi trường, có thể gây thiệt hại về người. Ở Việt Nam,vào năm 1982, sự cố tại giàn khoan F200 khi đang khoan tại giếng 76 Tiền Hải – Thái Bình bất ngờ gặp tầng khí nông phun trào làm toàn bộ máy khoan này sụp đổ và bị chôn vùi. Rất may không có thiệt hại về người. Trên thế giới cũng có nhiều vụ phun trào dầu khí xảy ra gây hậu quả nghiêm trọng như vụ nổ giàn khoan Ixtoc ở vũng Campenche, Vịnh Mexico Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 13 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 vào ngày 3/6/1979 nguyên nhân là do phun trào đầu giếng, vụ nổ giàn Deepwater Horizon vào ngày 20/4/2010 làm 11 người chết và gây hậu quả nghiêm trọng về môi trường. Và lần gần đây nhất là vụ nổ giàn Vermilion Block 380 A Platform vào ngày 2/9/2010 làm 1 người bị thương, 13 người sống sót. Hình 1.1.6. Nổ giàn khoan Montara do phun trào 1.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa hiện tượng phun trào dầu khí Để ngăn ngừa các hiện tượng phun, áp suất trong lỗ khoan phải lớn hơn so với áp suất vỉa. Trị số áp lực dư phải phụ thuộc vào độ sâu lỗ khoan, độ rỗng và độ thấm của đất đá ở vỉa. Người ta tạo áp lực dư bằng dung dịch nặng. Khi làm nặng dung dịch sét phải chú ý giữ độ nhớt của nó nhỏ nhất. Trong suốt thời gian khoan, tỷ trọng dung dịch phải được kiểm tra thường xuyên. Trong trường hợp khí xâm nhập vào dung dịch cần phải tiến hành sử dụng các biện pháp khử khí trên bề mặt. Trong trường hợp khoan các tầng khí có áp lực đủ lớn, để hạn chế lượng khí xâm nhập vào dung dịch, trong thời gian ngắn, cần khoan với tốc độ cơ học bé và lưu lượng tuần hoàn lớn. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 14 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Không mở vỉa có khả năng xuất hiện dầu khí mà trước đó không chống ống theo thiết kế. Khi kéo cần khoan lên phải đổ thêm dung dịch vào lỗ khoan một cách liên tục, không đổ gián đoạn. Cột ống định hướng phải được trám xi măng đến tận miệng, bảo đảm bịt kín lỗ khoan khi chống phun dầu khí. Khi tỷ trọng dung dịch giảm đi hơn 0,02 phải tìm cách phục hồi. Phải dự trữ một lượng dung dịch bằng 1,5 ÷ 3 lần thể tích lỗ khoan với các thông số quy định trong bảng thiết kế, phải dự trữ chất làm nặng. Chỉ được kéo cần khoan lên sau khi đã bơm rửa sạch lỗ khoan bằng dung dịch có thông số như đã quy định theo thiết kế, và quay cột cần khoan. Khi có cần, nếu mực dung dịch sét ở ngoài cần khoan không hạ xuống thì có nghĩa là đã xuất hiện hiện tượng piston. Trong trường hợp đó phải hạ cột cần xuống dưới đoạn xuất hiện, bơm rửa rồi mới tiếp tục kéo cột cần lên. Trước khi mở vỉa áp lực lớn, phải đặt van ngược ở dưới cần vuông. Để ngăn chặn hiện tượng phun đột ngột, người ta thường lắp đặt hệ thống thiết bị chống phun. Hệ thống thiết bị chống phun gồm nhiều loại thiết bị khác nhau, ta có thể phân ra thành 2 loại chính là thiết bị được lắp đặt vào dụng cụ khoan và thiết bị lắp đặt ở miệng giếng. Các thiết bị được lắp đặt vào dụng cụ khoan như: - Van an toàn sâu - Van trên cần chủ lực - Van nổi, van nắp - Van an toàn một chiều - Van an toàn tự động và một số các thiết bị khác Thiết bị lắp đặt ở miệng giếng là cụm đối áp. Cụm đối áp cùng với thiết bị lắp đặt trên dụng cụ khoan, thiết bị hỗ trợ khác có tác dụng bịt kín giếng và đóng giếng trong trường hợp phun trào dầu khí xảy ra. Chúng ta sẽ tìm hiểu rõ hơn các thiết bị này ở những phần sau. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 15 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 CHƯƠNG 2. THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO Bộ thiết bị chống phun trào dùng để bịt kín nhanh chóng và chắc chắn miệng giếng khi trong đó có hoặc không có cột ống; để điều tiết tuần hoàn dung dịch lên vỉa và bơm áp vào vỉa, để dẫn dòng vỉa đến một chỗ an toàn; để thực hiện quá trình khoan với thổi khí; để thực hiện tuần hoàn ngược…Trong cơ cấu của thiết bị chống phun trào có các van đối áp kiểu chấu (bít toàn bộ hoặc có lỗ để đóng giếng khi có cột ống), kiểu vành khăn hay tổng hợp (để bít lỗ trong giếng có một phần bất kỳ nào đó của cột cần: zamoc, cần khoan, cần chủ lực); kiểu tự quay (để làm kín miệng giếng khi có cột cần khoan hoặc cần chủ lực quay trong giếng). Không thể tính việc quay cột ống khi van đối áp (prevento) cơ kiểu chấu, kiểu vành khăn đóng kín hoàn toàn. Trong bộ thiết bị chống phun trào còn có bộ phận điều khiển prevent thủ công và từ xa, có hệ thống ống dẫn cùng van lá (hoặc van tiết lưu) cao áp được điều khiển từ xa. 2.1 Một số loại van chính 2.1.1 Van an toàn sâu (van cản) (Checkguard valve hoặc drop in valve) Van an toàn sâu được lắp đặt khi cần thiết. Nó được lắp đặt ngầm bên trong ống bao có thể thay thế được. Ống bao có vùng lõm mà bên trong chứa van cản (loại van chỉ cho phép chất lỏng chảy theo một chiều) packer bịt kín. Khi cần kiểm soát áp suất, nó được đưa xuống trong cột cần khoan đến vị trí đã xác định trước và nó được lắp đặt tự động trong ngàm nổi. Nó có tác dụng như một van cản để ngăn dòng chảy đi lên qua cột cần khoan trong khi vẫn cho phép dung dịch chảy hoặc được bơm xuống từ vòi phun. Trong khi kéo thả cột cần khoan trong lỗ khoan, van kiểm soát áp suất phía trên trong khoảng không vành xuyến và trong cần khoan. Van an toàn sâu được bơm xuống và chốt tại một vị trí xác định trước và được lắp đặt tự động trong ngàm nổi. Trước khi cắt cột cần, van bảo vệ chống lại sự thoát ra của áp suất giếng. Việc lắp đặt van làm đơn giản hóa hơn việc kiểm soát giếng từ khi áp suất vỉa không thể truyền lên cột cần khoan. Trong khi kéo thả, van chứa áp suất phía trên thân giếng, cho phép phần trên kết nối mở. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 16 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Van có thể làm kín với áp suất lên tới 10000 psi và điều khiển hoàn toàn dễ dàng. Hình 1.2.1. Van treo 2.1.2 Van trên cần chủ lực (Kelly valve) Phần trên cần chủ lực là van an toàn được lắp đặt giữa đoạn nối cần chủ lực và khớp đầu cột ống khoan (thiết bị đặt ngay trên cột ống khoan được treo từ móc trên ròng rọc di động và dùng để cho cột ống khoan có thể quay ở phía dưới và dung dịch khoan từ ống cao áp chảy qua khớp đầu này và vào cần chủ lực). Cần chủ lực sẽ được đóng nếu áp suất ống khoan đe dọa làm gia tăng áp suất làm việc của ống rửa hoặc ống mềm quay. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 17 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Phần dưới cần chủ lực một van chống phun khi tiếp cần (full opening safety valve) sẽ được lắp đặt ngay bên dưới cần chủ lực. Một chìa vặn thích hợp có thể sẽ được sử dụng trên sàn khoan cho mục đích đóng và mở. Khi một ống giữ bùn được sử dụng, nó sẽ được lắp đặt phía trên đỉnh cần chủ lực. Cả van phía trên và phía dưới cần chủ lực có áp suất làm việc bằng hoặc lớn hơn áp suất làm việc của BOP. Hầu hết van loại này có dạng hình cầu, là van an toàn áp suất cao được vận hành hoặc trong một vài trường hợp bằng thủy lực nếu nó được lắp đặt trên top drive. Chúng bịt kín tuyệt đối áp suất phía trên và phía dưới và được sử dụng cho nhiều ứng dụng. Van sẽ được đóng để chặn bất kỳ dòng chảy nào. Nếu dòng chảy bắt đầu trong khi lắp hoặc tháo ống thì một van Gray bên trong BOP sẽ được lắp đặt phía trên nó. Van trên cần chủ lực sau đó sẽ mở và ống được thả quay trở lại đáy. Van trên cần chủ lực có thể bảo vệ với áp suất lên tới 15000 psi. Hình 1.2.2. Van trên cần chủ lực Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 18 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.1.3 Van nổi và van nắp (the float valve and flapper) Van nổi được lắp đặt bên trong cột cần nặng được sử dụng rộng rãi bởi các nhà điều hành nhằm mục đích để dễ dàng lắp dặt và đóng van an toàn ở bề mặt. Cả van nắp và kiểu van cản ngòi (dart type check valve) có thể được sử dụng. Nếu van cản bị rò rỉ, vận tốc dòng chất lỏng giảm đủ để van an toàn đóng thành công mà không cắt van. Van nổi và van nắp là kiểu van áp suất ngược, về bản chất sử dụng thì chúng có cùng một mục đích, nhưng khác nhau trong thiết kế. Những van này đóng tức thời có tác dụng chống lại áp suất ngược thấp hoặc cao và cho phép dòng chất lỏng đầy chảy qua cột cần khoan. Một ưu điểm khác là chúng ngăn mùn khoan khỏi xâm nhập vào cột cần khoan, do đó giảm khả năng kéo cột chống nước (cột ống thí dụ ống khai thác có chứa nước, dung dịch khoan hoặc dầu). Áp suất dị thường và vùng áp suất dưới bình thường không dự báo trước là yếu tố quyết định đối với việc loại van gì được lắp đặt hoặc khả năng không lắp đặt bất kỳ loại van nào trong cả 2 loại đó. Việc mong đợi áp suất dị thường được thể hiện qua loại van nắp được dùng phổ biến vì làm giảm bớt phức tạp trong việc ghi lại áp suất cột cần đóng. Điều bất lợi trong việc sử dụng van là ống phải được điền đầy trong khi thả xuống và sự tuần hoàn ngược là không thể. Hình 1.2.3. Van nổi và van flapper Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 19 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.1.4 Van an toàn một chiều (non return safety valve hoặc là Gray valve) Được lắp trong cột cần để bảo vệ máy bơm, đầu quay, ống mềm khỏi hiện tượng “Kích”. Hình 1.2.4. Van Gray 2.1.5 Van cửa (Gate valve) Van cửa phải đặc biệt để thích hợp đối với khí và dầu có lưu huỳnh theo yêu cầu. Van cửa cũng phải sẵn sàng để có thể sử dụng đối với việc vận hành bằng khí nén hoặc thủy lực. Khi lắp đặt van phải được đảm bảo về tiêu chuẩn an toàn, kích thước, áp suất làm việc, đầu nối, thân và vật liệu chế tạo, điều kiện làm việc (như nhiệt độ, áp suất và thành phần của chất lỏng). Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 20 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.5. Van cửa được vận hành bằng áp lực kiểu “HCR” Van cửa Cameron kiểu “F” lại loại van thường được sử dụng trên hệ thống đường ống BOP. Van kiểu ống dẫn không có túi để chất rắn ngưng tụ và chân van đã được tôi để làm giảm sự ăn mòn. Cửa và thân van có thể được thay thế mà không cần phải tháo van ra. Những van loại này có thể được lắp đặt với việc vận hành bằng thủy lực hoặc khí nén. Áp suất điều khiển thấp, áp suất vận hành cao. Van có kích thước từ 1-13/16 đến 6-6/8 inch có áp suất làm việc từ 2000 tới 10000 psi. Van kiểu “F” được mở và giữ ở vị trí mở bởi áp suất kiểm soát trong xy lanh vận hành. Lực đóng van được cung cấp bởi áp suất thân van tác dụng lên vùng cần van, cộng với tác dụng của một lò xo dạng ruột gà. 2.1.6 Van an toàn tự động (fail safe valve) Đường xả và đường dập dòng áp suất cao lắp đặt từ cụm BOP tới cụm phân dòng trên sàn giàn khoan. Để đóng những đường này khi cần thiết, mỗi đường phải được lắp đặt hai van an toàn tự động. Những van này có thể được đóng bằng thủy lực từ bề mặt, nhưng khi mở áp suất thoát ra, lò xo tự động tác dụng lực vào cửa van đóng. Những van này luôn được đánh giá cùng một áp suất như cụm thiết bị và đường xả và đường diệt dòng. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 21 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Do giới hạn về khoảng không gian trong van đầu tiên đầu ra từ cụm thiết bị (bên trong van) là 90 độ nhằm mục đích tránh xa mùn khoan và cát. Đầu ra valve là trực tiếp và phải có thể giữ được áp suất từ phần trên cũng như phần dưới khi đường xả và đường dập dòng được kiểm tra. Hình 1.2.6. Van kiểu “F” và van an toàn tự đóng 2.2 Thiết bị kiểm tra và kiểm soát dung dịch Việc lắp đặt và vận hành chính xác thiết bị này là nền tảng có ảnh hưởng đến việc kiểm soát giếng cơ bản và thứ cấp. Sau đây là những phần quan trọng của của thiết bị này. 2.2.1 Bể đo thể tích (Pit Volume Measurement) Một bình cộng thể tích (A pit volume totalizing (PVT)) nên được lắp đặt. Một bảng hiển thị đã hiệu chỉnh và thiết bị báo động âm nên được lắp đặt ở trạm của thợ khoan. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 22 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Thiết bị đo kèm theo được yêu cầu đối với tất cả bể chứa gồm: - Một phao nổi cho hệ thống cộng thể tích để ngắt những phao khác khi thùng dự trữ đang được sử dụng. - Một thước chia độ kiểu thang được lấy chuẩn. - Một thước chia độ kiểu thang từ xa, có thể trông thấy được từ trạm của thợ khoan đối với thùng dự trữ (trip tank). - Một dây cáp nhỏ có thể được sử dụng để kết nối phao trong bể với thước chia độ ở trên sàn khoan. 2.2.2 Thiết bị đo dòng chảy Một thiết bị nên được lắp đặt để đo tốc độ dòng chảy và bùn khoan quay trở lại. Thiết bị này nên hiển thị và báo động ở trạm của thợ khoan. Hình 1.2.7. Hệ thống dòng chảy bùn khoan 2.2.3 Thùng chứa dự trữ (Trip tank) Thùng chứa dự trữ được sử dụng để điền đầy lỗ khoan trong quá trình đo bùn khoan hoặc nước trong khoảng không vành xuyến khi tuần hoàn bị mất, giám sát lỗ khoan khi kéo thả, đo carota hoặc những kiểu hoạt động Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 23 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 tương tự khác. Có hai kiểu thùng dự trữ cơ bản – cung cấp theo kiểu trọng lực và kiểu bơm. Hệ thống kiểu bơm tốt hơn vì nó an toàn hơn và quá trình vận hành có lợi hơn. Thùng dự trữ cách biệt khỏi hệ thống bùn khoan bề mặt để ngăn chặn sự mất hoặc tăng bùn khoan vô ý khỏi thùng dự trữ do van đang bị mở ra. Hình 1.2.8. Thùng dự trữ cung cấp theo kiểu bơm Trong quá khứ, nhiều vụ phun trào xuất hiện do hiệu ứng piston hoặc ko điền đầy dung dịch trong khi kéo cột cần khoan ra khỏi lỗ khoan. Để cung cấp chính xác dòng chảy thay thế thể tích ống bị lấy ra, thùng chứa dự trữ được phát triển để đo chính xác trong khoảng ± 1 thùng chất lỏng chảy vào hoặc chảy ra khỏi giếng khoan. Để ngăn chặn mất áp suất thủy lực cần thiết phải điền đầy lỗ khoan bằng một kế hoạch định kỳ, hoặc liên tục, việc sử dụng một bình dự trữ để giữ thể tích dung dịch theo yêu cầu. Thể tích cột ống kim loại được kéo ra có thể tính toán được, nhưng thêm vào dung dịch cần thiết để thay thế phần bị thấm Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 24 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 mất do tác dụng của lọc có thể chỉ được dự đoán trước bằng cách so sánh với thể tích bùn khoan cần phải có để điền đầy lỗ khoan thích hợp ở những lần kéo trước. Vì lý do này, việc ghi lại thể tích bùn khoan cần phải có là rất quan trọng. 2.2.4 Bình tách khí khỏi dung dịch (Mud Gas Separator) Bình tách được lắp đặt đoạn cuối của ống góp thót (Choke manifolf) Loại van tự động, ống góp thót đặt trên mặt đất gần ngay cụm chống phun và nối cửa ra của cụm đó. Thiết bị này có thể hướng dòng chảy sang hố dự trữ, thùng chứa bùn hoặc thiết bị điều chế bùn. Thiết bị này được dùng để khởi động tuần hoàn trong giếng sau khi đã bỏ cụm