Thiết kế thi công giếng khoan khai thác Dầu khí 126 BK15 giàn Cửu Long mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC Table of Contents LỜI MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1 2 TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ VÀ GIẾNG 126 – BK15 2 1.1. Vị trí mỏ Bạch Hổ và giếng 126 – BK15 2 1.2. Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ và cột địa tầng của giếng 126 – BK15 2 1.2.1. Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ 2 1.2.2. Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ 5 1.2.3. Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới công tác khoan giếng 6 1.2.4. Cột địa tầng của giếng 126 – BK15 6 1.2.5. Ranh giới địa tầng 8 1.2.6. Nhiệt độ và áp suất vỉa 8 1.2.7. Độ cứng đất đá 8 1.2.8. Hệ số mở rộng thành M 8 CHƯƠNG 2 9 LỰA CHỌN PROFILE VÀ TÍNH TOÁN CẤU TRÚC GIẾNG 9 2.1. Mục đích, yêu cầu của giếng 126 – BK15 9 2.1.1. Mục đích, yêu cầu tính toán profile giếng khoan. 9 2.1.2. Cơ sở lựa chọn profile giếng khoan. 9 2.2. Lựa chọn, tính toán Profile giếng 126 – BK15 10 2.2.1. Mục đích và yêu cầu lựa chọn Profin giếng khoan 126 – BK15 10 2.2.2. Tính toán Profile giếng 11 2.3. Lựa chọn, tính toán cấu trúc giếng khoan 126 – BK15 15 2.3.1. Mục đích và cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng 15 2.3.2. Lựa chọn cấu trúc cho giếng khoan 126 – BK15 16 2.3.3. Tính toán cấu trúc giếng 17 CHƯƠNG 3 23 DUNG DỊCH KHOAN 23 3.1. Chức năng của dung dịch khoan 23 3.2. Phân chia các công đoạn khoan cho giếng 126 – BK15 23 3.3. Lựa chọn hệ dung dịch cho giếng 126 – BK15 24 3.4 Tính toán các thông số dung dịch cho giếng 126 – BK15 24 3.4.1. Tính toán trọng lượng riêng dung dịch khoan (γ) 24 3.4.2. Các thông số khác của dung dịch khoan: 26 3.4.3. Gia công hóa học dung dịch 28 3.5. Tiêu hao hóa học dung dịch 31 3.5.1. Phương pháp tính toán 31 3.5.2. Tính toán lượng dung dịch cho từng khoảng khoan 33 CHƯƠNG 4 35 THIẾT BỊ DỤNG CỤ KHOAN 35 4.1. Thiết bị khoan 35 4.1.1 Yêu cầu lựa chọn thiết bị khoan 35 4.1.2 Lựa chọn tổ hợp thiết bị khoan 35 4.2 Dụng cụ khoan 37 4.2.1 Lựa chọn choòng khoan 37 4.2.2 Lựa chọn cần khoan và cần nặng 39 4.2.3 Lựa chọn bộ khoan cụ cho các khoảng khoan 42 4.3 Lựa chọn ống chống 43 CHƯƠNG 5 44 CHẾ ĐỘ KHOAN 44 5.1. Mục đích và yêu cầu của việc chọn thông số chế độ khoan : 44 5.2.Lựa chọn phương pháp khoan cho giếng 126 – BK15 45 5.3. Lựa chọn thông số chế độ khoan cho các công đoạn khoan 50 5.3.1 Tính toán lưu lượng 50 5.3.2 Tính toán tải trọng đáy 56 5.3.2 Tính toán số vòng quay 59 CHƯƠNG 6 63 GIA CỐ THÀNH GIẾNG KHOAN 63 6.1. Mục đích, yêu cầu của gia cố thành giếng khoan 63 6.1.1. Mục đích 63 6.1.2. Yêu cầu của việc bơm trám xi măng 63 6.2. Chống ống giếng khoan 63 6.2.1 Công tác chuẩn bị cho giếng khoan 63 6.2.2. Các thiết bị ống chống 63 6.2.3. Quy trình chống ống 67 6.3. Trám xi măng giếng khoan 68 6.3.1. Chọn phương pháp trám cho các khoảng khoan 68 a. Trám xi măng một tầng hai nút 68 6.3.2. Tính toán trám xi măng cho các khoảng khoan 72 CHƯƠNG 7 82 KIỂM TOÁN 82 7.1. Kiểm toán bền cột ống chống 82 7.1.1. Phương pháp kiểm toán ống chống 82 7.1.2. Tính toán kiểm toán ống chống 85 7.2. Kiểm toán bền cột cần khoan 92 7.2.1. Kiểm toán độ bền tĩnh ở phần trên cột cần khoan (tại tiết diện 11) 94 7.2.2. Kiểm toán độ bền ở phần dưới cột cần khoan (tại mặt cắt 22) 96 7.3. Kiểm toán thiết bị nâng thả 98 CHƯƠNG 8 99 SỰ CỐ PHỨC TẠP TRONG QUÁ TRÌNH KHOAN 99 8.1.Hiện tượng mất dung dịch khoan. 100 8.2.Hiện tượng bó hẹp thành lỗ khoan. 100 8.3. Hiện tượng sập lở đất đá ở thành lỗ khoan 101 8.4.Sự cố kẹt cần và cách cứu chữa. 102 8.5. Sự cố đứt tuột cần khoan. 104 8.6.Sự cố rơi các dụng cụ xuống đáy 105 8.7.Sự cố về choòng khoan 106 8.8.Sự cố phun tự do dầu khí 107 CHƯƠNG 9 108 TỔ CHỨC THI CÔNG VÀ DỰ TOÁN 108 9.1. Tổ chức thi công 108 9.2. Dự toán 112 CHƯƠNG 10 113 AN TOÀN VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 113 10.1. Các vấn đề an toàn trong công tác khoan 113 10.1.1. Các yêu cầu và biện pháp cơ bản của kỹ thuật phòng chữa cháy và an toàn lao động: 113 8.3.2. An toàn lao động khi khoan các giếng dầu và khí: 114 10.1.2. Những nhiệm vụ và biện pháp đầu tiên của đơn vị khoan khi có báo động cháy: 115 10.2. Bảo vệ môi trường trong công tác khoan 116 KẾT LUẬN 117 TÀI LIỆU THAM KHẢO 117

LỜI MỞ ĐẦU

Hiện nay nước ta, công tác thăm dò và khai thác dầu khí đang phát triển nhanhchóng và trở thành mũi nhọn trong nền kinh tế quốc dân, đóng góp một khoảnkhông nhỏ vào ngân sách nhà nước

Để khai thác dầu và khí tự nhiên trong lòng đất thì giai đoạn xây dựng giếngkhoan giữ một vai trò hết sức quan trọng, việc thành công hay thất bại đều phụthuộc vào công nghệ và kỹ thuật của công đoạn này Một trong những công đoạnđầu tiên là quy trình thiết kế thi công giếng khoan Chất lượng của các tài liệu thiết

kế và dự toán không những ảnh hưởng trực tiếp đến chất lượng các giai đoạn xâydựng giếng khoan, còn ảnh hưởng đến chất lượng kinh tế của chính quy trình thựchiện và ảnh hưởng không ít đến tuổi thọ của bản thân công trình đó

Sau thời gian thực tập sản xuất tại xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro và viện

NIPI Em đã chọn đề tài tốt nghiệp “Thiết kế thi công giếng khoan khai thác Dầu khí 126 - BK15 giàn Cửu Long mỏ Bạch Hổ”

Với kiến thức chuyên môn còn nhiều hạn chế cũng như thời gian tiếp xúc vớicông tác ngoài thực địa không nhiều nên bản đồ án này chắc chắn còn nhiều thiếusót Rất mong được sự đóng góp ý kiến của các thầy cô

Em xin bầy tỏ lòng cảm ơn đến các thầy giáo trong bộ môn Khoan - Khaithác, đặc biệt là thầy GVC TS Hồ Quốc Hoa đã tận tình giúp đỡ em hoàn thành đồ

án này

Em xin chân thành cảm ơn!

Sinh viên thực hiện

Trịnh Tứ Lộc

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ VÀ GIẾNG 126 – BK15

1.1 Vị trí mỏ Bạch Hổ và giếng 126 – BK15

Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa phía nam nước

ta Mỏ thuộc lô số 09 của vùng biển Đông cách bờ 100 km và cách cảng vũng tàukhoảng 120km Độ sâu nước biển vùng mỏ vào khoảng 50m Nằm gần mỏ Bạch Hổnhất là mỏ rồng cách 35km về phía Tây Nam:

Hình 1.1 : Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ và giếng khoan

1.2 Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ và cột địa tầng của giếng 126 – BK15

02

Bla c k Lio n

C LJ O C

15 1 PETRO N A STo p a z

RUBY PHU Q UY IS

Em e ra ld

01

10 25

Ro ng

phương cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ Bạch Hổ Từ trên xuống cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ được mô tả như sau:

Trầm tích Neogen và đệ tứ

* Trầm tích Plioxen- Đệ Tứ (Điệp Biển Đông): Trầm tích Biển Đông phủ bất

chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen Thành phần thạch học gồm cát, sét và sét bột xen

kẽ sỏi đá màu xám, màu vàng và màu vàng xanh Thường gặp ở đây nhiều mảnh vôisinh vật biển Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với sét màu xám sáng vàxám xanh với một ít mác nơ, có một số lượng lớn foraminifera Chiều dày của điệp

từ 550- 600m

* Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai): Điệp Đồng Nai gồm các lớp cát

bở rời và cát không gắn kết màu xanh lẫn Sét nhiều màu Chiều dày điệp từ 650m Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích ĐiệpCôn Sơn

600-* Phụ thống Mioxen trung (Điệp Côn Sơn):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 lớpkẹp than Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời Thành phần chính làthạch anh chiếm 80%, Fenspat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi có màuloang lổ, bở rời mềm dẻo Đất đá này tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trungbình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần của nguồn vật liệu Bềdày của điệp từ 800- 900m

* Phụ thống Mioxen dưới (Điệp Bạch Hổ): Điệp Bạch Hổ là sự xen kẹp các

lớp cát, sét và sét bột, cát xám sáng, sẫm, sét màu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo (đặcbiệt là tầng trên của điệp- tầng sét Rotalia) Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới củađiệp 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, đây là tầng sản phẩm chứadầu 23, 24, 25 Căn cứ vào đặc điểm thạch học và cổ sinh người ta chia Điệp Bạch

Hổ ra thành 2 phụ Điệp: Phụ điệp Bạch Hổ trên và phụ điệp Bạch Hổ dưới Phụđiệp Bạch Hổ trên – sét chiếm ưu thế, phụ điệp Bạch Hổ dưới là sự xen kẽ cát kết

và sét kết, ưu thế cát tăng lên Bề dày của điệp là 600 – 700m

Các trầm tích Olioxen

* Tập trầm tích Olioxen thượng (Điệp Trà Tân): Trầm tích này bao gồm các

lớp cát kết hạt mịn đến trung, màu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết màu nâuchuyển dần sang đen về phía dưới Đặc biệt đã phát hiện trong tầng trầm tích này

các thân đá phun trào có thành phần thay đổi Độ dày của lớp trầm tích Trà Tângiảm dần ở phần vòm của cấu tạo mỏ Bạch Hổ và tăng đột ngột ở phần cấu tạo.Trong Điệp Trà Tân có các tầng sản phẩm bão hoà dầu là: IB, IA, I, II, IV, V Chiềudày trầm tích của Điệp thay đổi từ 50 - 1400m.

* Tập trầm tích Olioxen hạ (Điệp Trà Cú): 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 nénchặt nhiều và nứt nẻ Ở đáy của Điệp gặp sỏi kết và các mảnh đá móng tạo thànhtập lót đáy của lớp phủ trầm tích Bề dày của tập lót đáy này biến đổi trong cácgiếng khoan từ 0 – 170m, tăng dần theo hướng lún chìm của móng còn ở vòm thìvắng mặt hoàn toàn Người ta đã nhận được dầu ở tập lót này

Ngoài ra còn phát hiện lớp kẹp đá phun trào ở một số giếng khoan Tầng địachấn phản xạ 11 trùng với nóc Điệp Trà Cú Các tầng cát kết chứa dầu công nghiệp(từ trên xuống): VI, VII, VIII, IX, X đã được xác định Đó là các tập cát kết màuxám sáng, độ hạt từ trung bình đến mịn, độ chọn lựa tốt, có độ rỗng biến đổi từ 10 –20%

Đá móng trước Kainozoi

Đá móng trước Kainozoi chủ yếu là các thể xâm nhập granitoit, granit vàgranodiorit Thành phần khoáng vật chủ yếu là thạch anh (10 – 30%), Fenspat (50 –80%), Mica và Amphibol (từ hiếm tới 8,9%) và các khoáng vật phụ khác Tuổi của

đá móng là Jura muộn và Kreta sớm (tuổi tương đối là từ 107 - 108 triệu năm) Đámóng có bề dày phân bố không đều và không liên tục trên các địa hình Bề dày lớpphong hoá có thể lên tới 160m Kết quả phân tích không gian rỗng trong đá móngcho thấy độ rỗng trong đá phân bố không đều, trung bình từ 3- 5% Quy luật phân

bố độ rỗng rất phức tạp Hiện nay đá móng là nơi cung cấp dầu thô rất quan trọngcủa mỏ Bạch Hổ Dầu tự phun với lưu lượng lớn từ đá móng là một hiện tượng độcđáo, trên thế giới chỉ gặp ở một số nơi như: Bombay (Ấn Độ), High (Libi) Giếngkhoan sâu 900m vào đá móng kết tinh ở mỏ Bạch Hổ vẫn chưa tìm thấy ranh giớidầu - nước Để giải thích cho hiện tượng trữ dầu thô trong đá móng kết tinh, người

ta tiến hành nhiều nghiên cứu và đưu ra kết luận sự hình thành không gian rỗngchứa dầu trong đá móng granitoit ở mỏ Bạch Hổ là do tác động của nhiều yếu tố địachất khác nhau

1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ

Địa chất ở mỏ Bạch Hổ gồm 3 vòm theo phương á tuyến Nó bị phức tạp bởi

hệ thống các đứt gãy phá huỷ có biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên mặtcắt Đặc tính địa lý của khối nâng rất rõ ở phần giữa của mặt cắt Cấu tạo của mỏBạch Hổ là một cấu tạo bất đối xứng, đặc biệt là ở phần vòm Góc dốc vỉa tăng dần

từ 8 – 280 ở cánh Tây và ở cánh Đông là 6 – 210 Trục nếp uốn ở phần kề của vòm

và dốc dần về phía Bắc với một góc dốc là 4 –60, đi ra xa tăng lên 4 – 90, với mức

độ nghiêng của đá là 50 – 200m/km

Hướng phá huỷ kiến tạo chủ yếu là hai hướng á kinh tuyến và đường chéo.Các đứt gãy lớn là: Đứt gãy á kinh tuyến số I và II có hình dạng phức tạp, kéo dàitrong phạm vi vòm Trung tâm và vòm Bắc Biên độ cực đại có thể đạt tới 900m ởmóng và theo chiều ngang của Trung tâm Độ nghiêng cực đại bề mặt đứt gãykhoảng 600

Đứt gãy số I chạy theo cánh phía Tây của nếp uốn, theo móng và tầng phản

xạ địa chấn SH – 11 có biên độ thay đổi từ 400m ở vòm Nam đến 500m theo chiềungang của vòm Trung tâm và kéo dài trong phạm vi vòm Bắc Ở vòm Bắc đứt gãy Iquay theo hướng Đông Bắc

Đứt gãy số II chạy dọc theo sườn Đông của vòm Trung tâm, hướng đứt gãy ởphía Bắc thay đổi về hướng Đông Bắc

Ngoài ra còn rất nhiều đứt gãy nhỏ phát triển trong phạm vi từng vòm vớibiên độ 4 độ dịch chuyển ngang từ vài chục tới 200m, dài từ 1 – 2 km theo hướngchéo Sự lượn sóng của các nếp uốn và các đứt gãy chéo đã phá huỷ khối nângthành hàng loạt các đơn vị cấu trúc kiến tạo như sau:

Vòm Trung tâm

Là phần cao nhất của cấu tạo, đó là những mõm địa luỹ lớn của phần móng.Trên cơ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc và vòm Nam tương ứngcủa vòm móng là 300 – 500m Phía Bắc được ngăn cách bởi đứt gãy thuận số IX, cóphương kinh tuyến và hướng đổ bề mặt quay về phía Bắc Phía Nam được giới hạnbởi đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến và hướng đổ bề mặt về Nam Các phá huỷchéo IIIa, IIIb, IV làm cho cánh Đông của vòm bị phá huỷ thành một loạt khối hìnhbậc thang lún ở phía Nam Biên độ phá huỷ tăng dần, ở phía Đông đạt tới 900m vàtắt hẳn ở vòm

Vòm Bắc

Là phần phức tạp nhất của khối nâng Nếp uốn địa phương được thể hiện bởiđứt gãy thuận số I có phương kinh tuyến và các nhánh của nó Hệ thống này chiavàm ra thành 2 cấu trúc riêng biệt Ở phía Tây nếp uốn có dạng lưỡi trai tiếp nối vớiphần lún chìm của cấu tạo Cánh Đông và vòm của nếp uốn bị chia cắt thành nhiềukhối bởi một loạt đứt gãy thuận: VI, VII, VIII có phương chéo đổ về phía ĐôngNam tạo thành dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó mỗi khối phía Nam thấp hơnkhối phía Bắc kế cận Theo mặt móng, bẫy cấu tạo của vòm Bắc được khép kín bởiđường đồng mức 4300m Lát cắt Oligoxen - Đệ Tứ được cấu tạo đặc trưng của bềdày trầm tích

Vòm Nam

Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo phía Bắc được giới hạn bởi đứtgãy thuận á vĩ tuyến số IV Các phía khác được giới hạn bởi đường đồng mức 4250theo mặt móng

1.2.3 Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới công tác khoan giếng

Như đã trình bày ở trước, dựa vào tài liệu của các giếng khoan lân cận ởvùng mỏ Bạch Hổ của XN Liên doanh Vietsovpetro Điều kiện địa chất của vùng

mỏ Bạch Hổ và giếng khoan 126 – BK15 rất phức tạp và gây nhiều khó khăn tronglúc thi công giếng khoan:

- Đất đá mềm, bở rời từ tầng Mioxen trung (Điệp Côn Sơn) trở lên có thểgây sập lở thành giếng khoan có thể gây kẹt cần;

- Các đât đá trầm tích nhiều sét trong tầng Mioxen dưới và tầng Oligoxen cóthể gây bó hẹp thành giếng khoan do sự trương nở của sét;

- Dị thường áp suất cao trong tầng Oligoxen gây bó hẹp thành giếng khoan

và những phức tạp đáng kể khác;

- Các đứt gãy kiến tạo của mỏ có thể gây mất dung dịch khoan và làm lệchhướng lỗ khoan

1.2.4 Cột địa tầng của giếng 126 – BK15

Cột địa tầng giếng 126 – BK15 được thể hiện trên hình 1.2

24002600280029263000

14001600180020002200

80010001200

600400200

1.2.5 Ranh giới địa tầng

Từ độ sâu 86m – 3066m: Gradien áp suất vỉa là 1.0 at

Từ độ sâu 3066 – 4075m: Gradien áp suất vỉa là 1,2 – 1,25 at

Từ độ sâu 4075 – 4510m: Gradien áp suất vỉa là 1,11 – 1,15 at

Từ độ sâu 4510 – 4785m: Gradien áp suất vỉa là 1,05 at

Áp suất vỡ vỉa

Từ độ sâu 86 – 711m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,3 at

Từ độ sâu 711 – 3066m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 – 1,6 at

Từ độ sâu 3066 – 4075m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,7 – 1,72 at

Từ độ sâu 4075 – 4510m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,6 – 1,65 at

Từ độ sâu 4510 – 4785m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 – 1,6 at

1.2.7 Độ cứng đất đá

Từ độ sâu 86÷2251m: Gồm đất đá của các tầng Plioxen, Đệ Tứ Đất vàMioxen thượng, Mioxen trung Đất đá có đặc điểm mềm bở rời, có độ cứng từ I÷IItheo độ khoan

Từ độ sâu 2251÷3066m: Đất đá tầng Mioxen hạ có đặc điểm mềm và trungbình cứng Độ cứng từ III÷IV theo độ khoan

Từ độ sâu 3066÷4510m :Đất đá tầng Oligoxen có đặc điểm trung bình cứngđến cứng Độ cứng từ V÷VIII theo độ khoan

Từ độ sâu 4510 m trở xuống dưới: Đất đá móng kết tinh từ cứng đến rấtcứng Độ cứng từ VIII – IX theo độ khoan Đất đá ổn định và bền vững

CHƯƠNG 2 LỰA CHỌN PROFILE VÀ TÍNH TOÁN CẤU TRÚC GIẾNG

2.1 Mục đích, yêu cầu của giếng 126 – BK15

2.1.1 Mục đích, yêu cầu tính toán profile giếng khoan

Do yêu cầu công tác khoan trên biển mỗi giàn cố định có một quỹ giếng từ16-18 giếng Vì vậy để đảm bảo hiệu quả kinh tế cao, hệ số thu hồi cao và các giếngkhông va chạm với nhau nhau trong khi khoan thì ta phải chọn profile của giếngkhoan được thiết kế sao cho phải phù hợp với các điều kiện ở trên giàn Để đạt đượcmục đích mà chúng ta đề ra profile phù hợp của giếng khoan phải đảm bảo các yêucầu sau:

- Giảm tối đa chi phí về thời gian thi công, vật tư, nhân lực, giá thành về thiết

kế trong quá trình khoan

- Do giếng khoan trên biển nên lựa chọn cấu trúc giếng phải ngăn cách hoàntoàn nước biển,giữ ổn định thành và thân giếng khoan để việc kéo thả bộ dụng cụ,sửa chữa được tiến hành bình thường

- Giếng phải làm việc khi khoan qua qua các tầng dị thường, mất ổn định

- Đạt độ sâu, khoảng dịch đáy để tiếp cận tầng sản phẩm theo yêu cầu

- Thân giếng khoan phải đảm chất lượng, ổn định trong quá trình gia cố

- Đảm bảo an toàn trong suốt quá trình khoan và chống ống Giảm thiểu tối đakhả năng xảy ra sự cố

- Lợi dụng được thiết bị, công nghệ và kĩ thuật hiện có

- Cấu trúc giếng phải phù hợp với yêu cầu kĩ thuật , khả năng cung cấp thiết

bị, đảm bảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khoan,khai thác và công tác sửachữa sau này

2.1.2 Cơ sở lựa chọn profile giếng khoan.

Việc chọn profin giếng khoan thường dựa vào rất nhiều yếu tố nhưng thôngthường ta thường dựa vào các yếu tố sau:

-Cột địa tầng: cột địa tầng được thể hiện đầy đủ ở trên đây Cột địa tầng cũngthể hiện được đầy đủ các yếu tố địa chất của giếng khoan mà chúng ta thi công.

-Chiều sâu của giếng khoan: chiều sâu của giếng khoan lớn là 4785 m

-Khoảng dời đáy: là khoảng cách tính theo phương nằm ngang từ miệng giếngkhoan tới đáy giếng khoan khi chiếu profin giếng lên mặt phẳng nằm ngang Ở đâykhoảng dịch đáy đang thi công là 538 m

Hướng cắt của thân giếng khoan với các khe nứt trong vỉa sản phẩm sao cho đạt được lưu lượng khai thác tốt nhất

2.2 Lựa chọn, tính toán Profile giếng 126 – BK15

2.2.1 Mục đích và yêu cầu lựa chọn Profin giếng khoan 126 – BK15

Căn cứ vào mục đích, yêu cầu của giếng ta thấy:

- Giếng được thiết kế khai thác dầu trong tầng oligoxen dị thường áp suất caocho nên phần thân giếng trong vỉa sản phẩm được lựa chọn là thẳng đứng;

- Tỷ lệ giữa chiều sâu giếng và khoảng dịch đáy khá lớn (xấp xỉ 9 lần) chonên góc nghiêng của giếng không lớn, khoảng dịch đáy nhỏ

Qua phân tích và dựa vào các dạng profile giếng khoan cơ bản cũng như kinhnghiệm thiết kế, thi công các giếng lân cận cho thấy profile dạng quỹ đạo tiếp tuyếnphù hợp nhất đối với giếng 126 – BK15 Từ trên xuống profile gồm các thành phầnsau (hình 2.1):

- Đoạn thẳng đứng phía trên (l1)

- Đoạn cắt xiên (l2)

- Đoạn giữ ổn định góc xiên (l3)

Hình 2.1: Hình dạng profile được lựa chọn cho giếng 126-BK15

2.2.2 Tính toán Profile giếng

Để tính toán profile giếng khoan cần phải lựa chọn một số thông số ban đầu,các thông số này được thể hiện trong bảng 2.1 dưới đây :

Bảng 2.1 Bảng thông số ban đầu của giếng khoan 126 – BK15

1 Chiều sâu thẳng đứng của giếng khoan H0 4785m

2 Chiều sâu đoan thẳng đứng phía trên H1 3089m

Căn cứ vào các thông số ban đầu của giếng khoan 126 – BK15 chúng ta đitính toán profile của giếng như sau:

Ta có công thức:

Rmin=167 L t

2

D c −d t −k +f ,m (2.1)trong đó:

Lt : tổng chiều dài của tuabin và choòng khoan: Lt = 9,2 + 0,52 = 9,72 m

Dc : đường kính choòng khoan: Dc = 311,1 mm

dt : đường kính tuabin, dt = 244,4 mm

k : khe hở giữa tuabin và thành giếng khoan, k = 5 ÷ 8 mm

f : độ uốn của tuabin, f =0,13.10

6.Q t L t

2

E I t

trong đó :

It : momen quán tính của tuabin, It = 0,049.dt4 = 17482,4 cm4

Qt: khối lượng 1 cm chiều dài tuabin, Qt = 1,987 kg

E: modun đàn hồi của thép, E = 2,1.106 kG/cm2

Ta tính được f = 6,65 mm

Thay vào công thức (2.1) ta được :

Rmin = 230,84 m

Ta có: R2 > Rmin ( Thỏa mãn yêu cầu )

*Góc nghiêng cực đại của giếng:

Ta có :

θ=arccos R2(R2−S )+H√H2+S2−2SR 2

( R2−S )2+H2

(2.2)Trong đó:

*Đoạn cắt xiên tăng góc nghiêng thân giếng khoan:

Ta có :

Chiều sâu thẳng đứng : H2 = R2.sin θ = 819.sin19,040 = 267m

Khoảng dịch đáy : S2 = R2.(1- cos θ) = 819.(1 – cos19,040) = 45m

Chiều dài thân lỗ khoan : l2 0,01745.819.19,04 = 272m

*Đoạn ổn định góc nghiêng thân giếng khoan:

Ta có

H3 = H0 – (H1 + H2)= 4785 – (3089 + 267) = 1429 m

Chiều dài thân lỗ khoan: l3 1512 m

Khoảng dịch đáy : S3 = H3.tg θ = 1429.tan19,040 = 493 m

Vậy ta có:

∑S=S2+S3=45+493=538 m.

∑l=l1+l2+l3=3089+272+1512=4873 m.

∑H =H1+H2+ H3=3089+267+1429=4785 m.

Bảng 2.2 Profile của giếng khoan 126 – BK15

Các đoạn profile Chiều sâu thẳng

đứng (m)

Chiều dàithân giếng(m)

Khoảng dịchđáy (m)

Hình 2.2 : Profile giếng khoan 126-BK15

2.3 Lựa chọn, tính toán cấu trúc giếng khoan 126 – BK15

2.3.1 Mục đích và cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng

a Mục đích

Cấu trúc của giếng khoan trên biển phải đảm bảo các yếu tố sau:

- Ngăn cách hoàn toàn nước biển, giữ ổn định thành giếng khoan để việc kéothả các bộ dụng cụ khai thác, sửa chữa được tiến hành bình thường;

- Bảo vệ giếng khi có sự cố phun;

- Đường kính của cột ông khai thác cũng như các cột ống chống khai thácphải là cấp đường kính nhỏ nhất, đơn giản và gọn nhẹ nhất trong điều kiện cho phépcủa cấu trúc giếng;

- Cấu trúc giếng phải phù hợp với yêu cầu kỹ thuật, khả năng cung cấp thiết

bị, đảm bảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khai thác cũng như sửa chữagiếng sau này

b Cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng

Giếng khoan khai thác dầu khí, không chỉ đơn thuần là công trình khoa học,

nó còn mang ý nghĩa thương mại rất lớn Mỗi giếng khoan hoàn thành phải tốn kémđến hàng triệu có khi hàng chục USD Tuy vậy, bên cạnh khía cạnh kinh tế ta khôngthể bỏ qua những yêu cầu bắt buộc về mặt kỹ thuật

Với điều kiện thực tế giếng được tiến hành thi công trong mỏ Bạch Hổ, để cómột cấu trúc giếng khoan thiết kế phù hợp phải dựa vào các yếu tố sau:

Cụ thể điều kiện địa chất giếng khoan 126 – BK15

- Từ độ sâu 86÷2251m: Đất đá mềm bở rời, gradien áp suất vỉa ít thay đổi, tầngnày cho tốc độ cơ học khoan cao, nhưng có thể có hiện tượng bó hẹp sập lở thànhgiếng, lắng đọng mùn khoan lớn;

- Từ 2251÷3066 m: Đất đá có độ cứng từ trung bình đến cứng, gradien áp suấtvỉa tăng nhưng chậm, có chứa xen kẽ các tập sét dễ gây mất ổn định thành giếngkhoan như trương nở, tạo mút và co thắt giếng;

- Từ 3066÷4510m: Đây là tầng Oligoxen thượng và trung của hệ tầng Trà cú,Trà tân Gradien áp suất vỉa dị thường cao dễ xảy ra hiện tượng mất dung dịch, mất

ổn định thành giếng khoan Ở tầng này chứa dầu công nghiệp Và giếng đang khaithác nằm trong phần này

- Từ độ sâu 4510 m trở xuống dưới: Đất đá móng kết tinh từ cứng đến rất cứng.Đất đá ổn định và bền vững

* Yếu tố kĩ thuật và công nghệ

Việc lựa chọn cấu trúc giếng khoan còn phụ khả năng cung ứng ống chống vàcác trang thiết bị phục vụ cho quá trình khoan và chống ống Đối với giếng khoan

126 – BK15 thì đó là khả năng cung ứng về trang thiết bị, vật tư để thực công táckhoan và chống ống với chiều sâu giếng khoan là 4785 và độ dịch đáy là 538 m

* Yếu tố kinh tế.

Một cấu trúc giếng khoan được chọn phải tiết kiệm ống chống tối đa đồng thờiphải đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật đã đề ra, giảm tối đa thời gian thi công….điềunày có nghĩa với việc giảm giá thành giếng khoan

Cấu trúc ống chống phải đảm bảo 2 yếu tố:

2.3.2 Lựa chọn cấu trúc cho giếng khoan 126 – BK15

Căn cứ vào yêu cầu, mục đích, điều kiện địa chất cụ thể ở trên ta có thể lựa chọncấu trúc giếng 126 – BK15 như sau:

* Cột ống chống định hướng

Ống chống định hướng có tác dụng định hướng ban đầu cho lỗ khoan, ngăn cản

sự sập lở của đất đá và sự ô nhiễm của dung dịch khoan với tầng nước trên mặt, tạokênh dẫn cho dung dịch chảy vào máng, bảo vệ không cho dung dịch xới sập nềnkhoan và móng thiết bị

Đối với giếng khoan 126 – BK15 trên biển nên ống chống này là ống chốngđầu tiên đóng vai trò cách nước Dựa vào kinh nghiệm khoan của các giếng ở mỏBạch Hổ ta sử dụng ống cách nước loại Φ720mm Thi công bằng phương pháp búamáy đóng xuống độ sâu 120m.

* Cột ống chống dẫn hướng

Đây là cột ống nhất thiết phải có nhằm:

- Ngăn ngừa thành lỗ khoan phía trên không bị sập lở,đóng kín những tầngkhí nông;

- Đóng vai trò một trụ rỗng trên đó lắp các thiết bị miệng giếng: Đầu ốngchống,thiết bị chống phun, các cột ống chống tiếp theo;

Theo kinh nghiệm thì lớp đất đá đệ tứ bở rời mới hình thành, có độ gắn kết kém nênthành giếng khoan dễ sập lở khi ta thay đổi chế độ khoan Vì vậy chiều sâu thườngchọn của cột ống này tới chiều sâu 250m, trám xi măng toàn bộ chiều dài cột ống

* Cột ống chống trung gian

- Ống trung gian thứ nhất : Do khoan qua tầng biển Đông đất đá là cát sét từ mềm

đến trung bình, có hiện tượng mất dung dịch nhẹ nên ta tiến hành chống ống chốngtrung gian đến chiều sâu 3066 m, trám xi măng toàn bộ chiều dài cột ống

- Ống trung gian thứ hai : Cột ống này có mục đích ngăn cách tầng nham thạch

Oligoxen trong quá trình khoan qua tầng đất đá này, chống sập lở, bó hẹp thànhgiếng khoan Do đây là nơi có dị thường áp suất vỉa cao Ống chống này đượcchống đến độ sâu 4122 m và trám xi măng 1 phần từ độ sâu 2866 ÷ 4122 m

* Cột ống chống khai thác

Đây là cột ống cuối cùng được thả xuống giếng khoan, ống chống này ngoàimục đích khai thác còn góp phần gia cố thành giếng khoan trong tầng áp suất caoOligoxen, bảo đảm an toàn cho quá trình khai thác sau này Ống chống lửng sẽđược đặt ở độ sâu 4582 m.Phần đầu của ống chống này được đặt lồng vào trọng cộtống trước đó tại vị trí 3922 m Cột ống chống này sẽ đượ trám xi măng toàn phần

Do đất đá ở tầng đá móng phong hóa có tính chất cứng và ổn định nên ta tiếnhành khoan tiếp ở độ sâu từ 4582 ÷ 4873 m mà không chống đoạn này nhằm khaithác giếng thân trần

2.3.3 Tính toán cấu trúc giếng

Nguyên tắc tính toán cấu trúc của giếng khoan bắt đầu từ đường kính củaống khai thác cho đến cột ống chống trên cùng theo thứ tự từ dưới lên Cấu trúc

giếng khoan được tính toán làm sao cho quá trình khoan cũng như thả ống chốngđến chiều sâu dự kiến được thông suốt.

Chọn đường kính ống chống khai thác chủ yếu dựa vào lưu lượng khai tháccủa giếng

Chọn đường kính của choòng khoan chủ yếu dựa vào đường kính mupta củaống chống (Dm) và khoảng hở để trám xi măng giữa mupta và thành giếng khoan (

Dựa vào các số liệu tính toán ta lựa chọn đường kính choòng và đường kínhống theo kích thước gần nhất theo bảng 2.3 và 2.4 sau:

Bảng2.3 Bảng qui chuẩn tính ∆ theo cấp đường kính ống chống của Goct

Đường kính ống chống (mm) ∆- không lớn hơn (mm)

Tính toán đường kính choòng khoan, đường kính ống chống

Đoạn giếng thân trần

Đường kính choòng khoan được sử dụng ở đoạn này là choòng có đường kính165,1 mm = 6 ½’’ (độ sâu 4582 - 4873 m)

Tra bảng tiêu chuẩn choòng ta chọn Dc.kt = 215,9 mm = 8 ½’’

Ống chống trung gian thứ hai

Đường kính ống chống trung gian thứ 2:

Đường kính trong ống này là:

Ta có: Dt.tg2 = Dc.kt + (6 ÷ 8) = 221,9 ÷ 223,9 mm

Tra bảng tiêu chuẩn ta chọn được đường kính ống chống trung gian thứ hai là :

Đường kính ống chống trung gian thứ nhất:

Đường kính trong ống này là:

Kết quả tính toán cấu trúc giếng được trình bày trong bảng 2.5

Bảng 2.5 Kết quả tính toán ống chống giếng khoan 126– BK15

Tên ống chống

Đường kínhống chống(mm)

Đường kínhchoòngkhoan(mm)

Chiều sâu đặtống chống (m) trám xi măngChiều cao

39224122

45824873

Träng

l î ngriªngdungdÞchGradient ¸p suÊt

CHƯƠNG 3 DUNG DỊCH KHOAN 3.1 Chức năng của dung dịch khoan

Dung dịch khoan là một yếu tố không thể thiếu, thực hiện một số chức năng vôcùng quan trọng trong khoan dầu khí Vận chuyển mùn khoan từ đáy giếng lên vàkiểm soát áp suất thành hệ là những yêu cầu quan trọng hàng đầu của mỗi giếngkhoan Mặc dù thứ tự quan trọng các chức năng của dung dịch được khẳng định bởiđiều kiện giếng và những hoạt động đang diễn ra ở hiện tại, nhưng nhìn chung,những chức năng chính của dung dịch bao gồm:

- Làm s ch và v n chuy n mùn khoan.ạ ậ ể

- Kiểm soát áp suất thành hệ

- Gi mùn khoanữ tr ng thái l l ngở ạ ơ ử

- Sét hóa thành lỗ khoan, ngăn chặn khả năng thấm các chất lưu vào vỉa

- Duy trì sự ổn định của giếng

- Làm mát, bôi trơn và hỗ trợ chòong cùng bộ dụng cụ khoan

- Truyền năng lượng thủy lực cho bộ khoan cụ và choòng khoan

- Ki m soát s mài mòn.ể ự

- Tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình trám ximang và hoàn thiện giếng

- Tham gia vào quá trình phá hủy đất đá ở đáy giếng

3.2 Phân chia các công đoạn khoan cho giếng 126 – BK15

Xuất phát từ đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ, những khó khăn và diễn biếnphức tạp trong quá trình thi công giếng khoan, các hệ dung dịch khoan được lựachọn phải thỏa mãn các yêu cầu sau:

- Đảm bảo độ bền vững lâu dài cho các lớp đất đá;

- Đảm bảo cho quá trình mở vỉa có chất lượng;

- Dung dịch được lựa chọn trên cơ sở tận dụng tối đa các hóa phẩm đang được

ở cùng mỏ Bạch Hổ, giảm giá thành chi phí cho một mét khoan, nâng cao được chỉtiêu kĩ thuật công nghệ phù hợp với điều kiện môi trường

Phân chia các khoảng khoan của giếng khoan 126 – BK15 được trình bày trong bảng sau:

Bảng 3.1 Phân chia khoảng khoan của giếng khoan 126 – BK15

3066 4122

3.3 Lựa chọn hệ dung dịch cho giếng 126 – BK15

Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ đang sử dụng phổ biến hệ dung dịch gốc sét điềuchế từ Bentonit - API và được sử lý với nhiều hoá phẩm Còn hệ dung dịch Polimephi sét đã bắt đầu được nghiên cứu đưa vào sử dụng, tuy rất khả quan nhưng cònnhiều bất cập, trong khi đó giá thành rất cao và phần lớn hoá phẩm được mua từnước ngoài

Ngoài ra, người ta còn sử dụng hệ dung dịch nhũ tương, hệ dung dịch này cókhả năng bôi trơn tốt, giảm được mài mòn thiết bị và dụng cụ khoan, giảm đượccông suất quay cột cần khoan, giảm được sự rung động của cột cần khoan trong quátrình khoan Tuy nhiên, dung dịch nhũ tương có giá thành cao và gây ô nhiễm môitrường nên ít được sử dụng

Bảng 3.2 Hệ dung dịch cho từng khoảng khoan giếng 126 – BK15

3.4 Tính toán các thông số dung dịch cho giếng 126 – BK15

3.4.1 Tính toán trọng lượng riêng dung dịch khoan (γ)

Để chọn dung dịch khoan phù hợp ta cần chú ý tới áp suất vỉa (Pv) và áp suất

vỡ vỉa Pvv Dung dịch khoan chọn được phải phù hợp không gây ra các hiện tượng

sự cố, phức tạp cho công tác không như sập lở thành giếng khoan, phun trào, mấtdung dịch…Tức là phải thoả mãn đẳng thức sau :

(at)

Để tránh hiện tượng phức tạp hay sự cố xảy ra trong quá trình khoan thì ápsuất cột dung dịch phải thoả mãn các điều kiện:

Pv  Pdd  P vv (3.1) Và: P = K.P (3.2)

Trong đó:

Pv : Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán;

Pvv : Áp suất vỡ vỉa tại độ sâu cần tính toán;

K : Là hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan K phụ thuộc vào chiều sâuthân giếng H như sau:

H = H- b

H : Là chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán

b : Là chiều sâu tính từ miệng giếng đến mặt biển (b = 35m)

Ka : Là gradien áp suất vỉa

Như vậy ta rút ra được công thức tính trọng lượng riêng của dung dịch nhưsau:

Tính toán và lựa chọn hệ dung dịch cho từng khoảng khoan:

* Khoảng khoan từ 0  250m: Khoảng khoan này dùng nước biển có trọng

lượng riêng là: d = 1,03G/cm3

* Khoảng khoan từ 250m  3066m

Tại khoảng này ta có

Tại khoảng khoan này ta có:

- Gradien áp suất vỉa: Ka = 1

- Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan: K = 1,05  1,15

- Chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán: H = 3066mThay vào công thức (3.4) ta tính được trọng lượng riêng của dung dịch:

(G/cm3)

Tính toán tương tự cho những khoảng khoan còn lại ta được kết quả nhưbảng 3.3

3.4.2 Các thông số khác của dung dịch khoan:

Độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh, độ thải nước, chiều dày vỏ bùn, độ thải nước…

được lựa chọn dựa vào điều kiện địa chất cũng như kinh nghiệm khoan ở các giếng

khoan đã thi công.

 Tính toán lựa chọn độ nhớt cho dung dịch (T)

Bản chất của độ nhớt dung dịch khoan là đại lượng đặc cho sức cản thủy lựcNếu độ nhớt lớn sẽ làm tăng tổn thất áp lực của máy bơm, giảm tốc độkhoan, khó tách cát, khí ra khỏi dung dịch

Nếu độ nhớt thấp làm cho thành giếng khoan bị xói lở khi tuần hoàn dungdịch, khó tải mùn khoan hoặc làm cho chất làm nặng dễ bị sa lắng khi ngừng tuầnhoàn

Vậy độ nhớt thích hợp là độ nhớt đảm bảo hai yêu cầu trên

Căn cứ vào sự phân tích trên kết hợp với kinh nghiệm khoan ở vùng mỏ tachọn độ nhớt dung dịch cho các khoảng khoan ở bảng 3.3

 Tính toán lựa chọn ứng suất trượt tĩnh (θ)

Ứng suất trượt tĩnh là ứng suất nhỏ nhất cần thiết để phá vỡ cấu trúc dungdịch, được đặc trưng bởi lực tối thiểu cần thiết tác dụng lên một đơn vị bề mặt dungdịch

Theo tiêu chuẩn GOCT : ứng lực trượt tĩnh được biểu thị CHC 1/10(mg/cm2)

Theo API : GEL0, GEL10 (Lb/100ft2)

+ Ứng lực trượt tĩnh của dung dịch là khả năng giữ cấu trúc của dung dịch ởtrạng thái đứng yên, là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc, tính xúc biến củadung dịch

+ Vai trò của thông số này là đảm bảo cho sự chống lắng động mùn khoankhi ngừng tuần hoàn

Độ thải nước là lượng nước lọc tách ra của một thể tích dung dịch trong thờigian 30 phút ở điều kiện nhiệt độ và áp suất nhất định.

Độ thải nước có ý nghĩa làm mềm đất đá, tạo điều kiện cho chòong khoan dểphá hủy Tuy nhiên độ thải nước không được quá lớn làm cho thành giếng khoankém bền vững , dể làm bẩn vỉa gây khó khăn cho quá trình gọi dòng sản phẩm cũngnhư nhiễm bẩn các tầng nước bề mặt Nếu độ thải nước lớn sẽ làm cho sét trương

nở, bó hẹp thành giếng khoan gây kẹt mút khi khoan qua tầng sét

Theo kinh nghiệm ta chọn độ thải nước cho các khoảng khoan được trình bày

Theo kinh nghiệm ta chọn độ dày vỏ mùn cho các khoảng khoan được trìnhbày ở bảng 3.3

 Lựa chọn độ PH của dung dịch

Độ PH của dung dịch hợp lý có tác dụng:

+ Ổn định dung dịch khoan nếu ở môi trường kiềm

+ Không gây ăn mòn bộ dụng cụ khoan

+ Tạo điều kiện cho sét phân tán tốt và nâng cao hiệu quả gia công hóahọc dung dịch

3.4.3 Gia công hóa học dung dịch

Trong quá trình khoan, ta thường gặp nhiều điều kiện địa chất rất phức tạp Sựkhác nhau dung dịch khoan phải có những thông số phù hợp thì mới đảm bảo quátrình khoan diễn ra bình thường và nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan được.Trong khi đó, dung dịch sét tự nhiên (chỉ gồm sét và nước) như tính toán ở trênkhông thể cùng một lúc có đầy đủ các thông số khác nhau thoả mãn các yêu cầu đóđược Muốn đạt về tính chất cơ học, mức độ ổn định, áp lực vỉa… của các tầng địachất khác nhau đòi hỏi được điều này người ta phải tiến hành gia công hoá học dungdịch khoan

Gia công hoá học dung dịch khoan: là quá trình làm thay đổi các thông số củadung dịch khoan bằng cách cho thêm vào chúng các chất khác nhau với liều lượngkhác nhau nhằm đạt được các mục tiêu đã đề ra

Trong dung dịch khoan, các thông số có mối liên hệ chặt chẽ với nhau Nếu cómột nguyên nhân nào đó làm cho một thông số thay đổi sẽ kéo theo sự thay đổi củamột loạt các thông số khác Do đó, việc gia công hoá học dung dịch khoan phảiđược tiến hành một cách cẩn thận trong phòng thí nghiệm để có thể điều chỉnh cácthông số cho phù hợp với yêu cầu

Quá trình này phải đảm bảo các yêu cầu sau:

+ Đảm bảo độ bền vững lâu dài các tập sét Argilit thuộc địa tầngMioxen và Oligoxen đồng thời đảm bảo chất lượng khoan mở vỉa sảnphẩm và ngăn ngừa quá trình hủy hóa sét và hạn chế sự phân tán+ Bôi trơn tốt dụng cụ khoan, ổn định nhiệt độ khi khoan ở độ sâu lớn;+ Hệ dung dịch khi sử dụng có khả năng thuận lợi trong quá trìnhkhoan, phù hợp với đặc thù thi công ngoài khơi;

+ Đảm bảo cho quá trình mở vỉa tốt colectơ không bị nhiễm bẩn;

+ Phải chọn các hệ dung dịch có khả năng dễ chuyển đổi vì hạn chế vềdiện tích bề mặt;

Qúa trình thi công hóa học được chia làm 2 giai đoạn:

+ Gia công dung dịch lần đầu tiên để thu được các thông số cần thiết;+ Gia công bổ sung để giữ nguyên hoặc cần thay đổi các thông số dungdịch trong quá trình khoan Ta chỉ xét giai đoạn đầu tiên của quá trìnhgia công hóa học dung dịch khoan

Các hóa phẩm gia công dung dịch

- Chất tạo cấu trúc ban đầu và tăng độ nhớt: sét Bentonit, Xanvis, Hec,

Polyme cao phân tử hoặc đất sét dùng cho nước mặn (Attatupulgit)

- Chất làm nặng: Barite (BaSO4) làm tăng trọng lượng riêng của dung dịch

và giảm độ thải nước; Siderit (FeCO3); Canxi Cacbonat (CaCO3); Canxi Clorua(CaCl2); hoặc sắt – III hay Galen (PbS)

- Chất ức chế sự trương nở của sét: Kali Clorua (KCl); Polyalkylenglycol;Phèn kép Nhôm – Kali (AKK); Polymersilic hữu cơ…

- Chất bôi trơn: Viêtlub; DMC – Lub; Superlub…

- Chất giảm độ thải nước: CMC – HV; CMC – LV; CMC – EHV; Polymeanion khác; dầu…

- Chất tạo độ pH: NaOH; KOH; Na2CO3…

- Chất diệt khuẩn: Bacterricid; Biosafe; Idcide…

- Chất phụ gia chống ăn mòn và chống oxi hóa: IDFILM 220X; Bột sắt từ…

- FCL: có tác dụng khống chế độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh khi khoan qua tầngsét kết Ngoài ra FCL còn có chức năng phụ là giảm độ thải nước, ức chế sự trương

nở của sét

- Chất khử bọt: Antifoam A và Antifoam S; Defoamer…

- Chất bít nhét: vỏ trấu, mica, sợi cao su, sợi gỗ, sợi ba mía,…

- Chất giải keo tụ (POLYLIG): tăng độ ổn định thành hệ nhạy nước…

- Grafit là hóa phẩm bôi trơn có tác dụng làm tăng khả năng bôi trơn, dùng ởnhiệt độ cao

Đơn pha chế các hệ dung dịch:

Bảng 3.4 Đơn pha chế dung dịch khoan cho các khoảng khoan

Khoảng

khoan, m

Têndungdịch

Trọnglượngriêngcủadungdịch,G/cm3

Tên hóaphẩm

Trọnglượngriêng củahóaphẩm,G/cm3

Hàmlượngtrong 1

m3 dungdịch, %

Khốilượngtrong 1 m3

dung dịchpha mới,kg

0 ÷ 250 Nước

250 ÷ 3066

Dungdịchpolimesét

1,10

÷0,02

1,25

÷0,02

1,15

÷0,02

Bactericide - 0,16 2,00Dầu bôi

1,05

÷0,02

* Tính toán thể tích dung dịch dùng cho từng khoảng khoan

Thể tích dung dịch cần thiết cho mỗi khoảng khoan được tính theo công thức:

Vdd = V1 + V2 + aV3 + V4 + V5 (m3) (3.6)Trong đó:

D : Đường kính trong của ống chống trước đó (m)

L : Chiều dài cột ống chống trước đó (m)

A : Hệ số dự trữ dung dịch Hệ số này phụ thuộc vào từng khoảng khoan và có giá trị trong khoảng: a = 2  2,5

V4 : Là thể tích dung dịch tiêu hao trong quá trình khoan có kể tới sự tăng thể tích do tăng chiều sâu giếng khoan trong quá trình khoan:

V4 = K.l (m3) (3.8)Trong đó:

l : Là chiều sâu khoảng khoan được

K : Là định mức tiêu hao dung dịch K phụ thuộc vào đường kính giếng khoan,tốc độ khoan, chất lượng dung dịch khoan và được lấy theo kinh nghiệm như sau:

- Choòng với đường kính 660,4 mm lấy: K = 0,720m3/m;

- Choòng với đường kính 444,5 mm lấy: K = 0,420m3/m;

- Choòng với đường kính 311,1 mm lấy: K = 0,410m3/m;

- Choòng với đường kính 215,9 mm lấy: K = 0,390m3/m;

- Choòng với đường kính 165,1 mm lấy: K = 0,065m3/m

V5 : Là thể tích giếng trong khoảng khoan được

V5 = 0,785.Dg2.l (m3) (3.9)Trong đó:

Dg : Là đường kính giếng khoan:

Dg = M.Dc (m) (3.10)

M : Hệ số mở rộng thành giếng phụ thuộc vào tính chất đất đá

Dc : Đường kính choòng khoan

* Tính toán lượng sét gia công dung dịch cho mỗi khoảng khoan

Lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch (Vdd = 1 m3)được tính theo công thức:

P s =γ s.

γ d−1

γ s−1 (3.11)trong đó:

γs: Trọng lượng riêng của sét, T/m3

γd: Trọng lượng riêng của dung dịch, T/m3

Lượng sét cần thiết cho toàn bộ công đoạn khoan là:

Pstb = r.Ps.Vdd (3.12)r: Hệ số tổn hao sét (r = 1,03)

* Tính toán lượng nước gia công dung dịch cho mỗi khoảng khoan

Lượng nước cần thiết để điều chế 1 đơn vị thể tích dung dịch là:

V nc=1−.

P s

γ s , m3/m3 (3.13)Thể tích nước tính cho toàn bộ khoảng khoan là:

Vnctb=r Vnc.Vdd m3 (3.14)

3.5.2 Tính toán lượng dung dịch cho từng khoảng khoan

a Khoảng khoan từ độ sâu 0 đến 250m: Khoảng khoan này sử dụng nước biển.

b Khoảng khoan từ độ sâu 250 đến 3066m: Khoảng khoan này sử dụng dung

+ Chiều dài thân giếng trước khoảng khoan: L = 250m

+ d = 0,486m là đường kính trong của ống 508mm

+ Hệ số mở rộng thành của khoảng khoan này là M = 1,3

Thay các thông số trên vào công thức ta được:

- Thể tích dung dịch tiêu hao trong quá trình khoan với choòng có đườngkính 444,5 mm:

+ Định mức tiêu hao dung dịch khoan là K = 0,42m3/m

+ Chiều dài khoảng khoan: l = 3066 - 250 = 2816m

Thay các thông số trên vào công thức (3.8) ta có:

V4 = 0,42 1050 = 1182,72 m3

- Thể tích dung dịch trong khoảng khoan (V5):

Lượng sét gia công dung dịch:

- Lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch là:

Ta có các thông số:

+ Trọng lượng riêng của sét: s = 2,6T/m3.+ Trọng lượng riêng của dung dịch: d = 1,10T/m3.Thay vào công thức ta được lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thểtích dung dịch (Vdd = 1m3) là :

Ps=2,6 1,10−1

- Lượng sét cho toàn bộ khoảng khoan là:

Pstb = r Ps Vdd = 1,03 0,1625 2053,45 = 343,7 T

Thể tích nước gia công dung dịch:

- Lượng nước cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch khoan là:

Bảng3.5.Lượng dung dịch, sét và nước cần cho từng khoảng khoan

Khoảng khoan, m Thể tích dung dịch,

m3 Khối lượng sét, T Thể tích nước, m3

THIẾT BỊ - DỤNG CỤ KHOAN 4.1 Thiết bị khoan

4.1.1 Yêu cầu lựa chọn thiết bị khoan

Để tiến hành thi công một giếng khoan cần phải có một tổ hợp thiết bị và các côngtrình phục vụ trên mặt, để lựa chọn thiết bị khoan ta phải căn cứ vào các yếu tố sau :

− Yếu tố công nghệ: phương pháp khoan, chiều sâu tiến hành, ;

− Yếu tố kỹ thuật: các thiết bị hiện đang được dùng phổ biến, phù hợp với trình

độ của cán bộ nhân viên làm việc;

− Yếu tố kinh tế: giảm tối đa chi phí về thời gian,nguyên vật liệu cho quá trìnhkhoan ;

− Phù hợp với điều kiện khoan khắc nhiệt ngoài biển

Giếng khoan 126 – BK15 được lắp đặt trên giàn nhẹ BK – 15, do vậy việc thicông giếng khoan này phải được thực hiện thông qua giàn tự nâng khác Để thi cônggiếng khoan 126 – BK15 và điều kiện thực tế của Xí nghiệp liên doanhVietsovpetro ta lựa chọn giàn tự nâng Cửu Long Các trang thiết bị được sử dụng đểthi công giếng khoan 126 – BK15 phải dựa trên điều kiện thực tế của giàn này

4.1.2 Lựa chọn tổ hợp thiết bị khoan

Hiện nay trên giàn tự nâng Cửu Long được trang bị một số trang thiết bị khoan như sau :

- Công suất lớn nhất: 3000 HP

- Sức nâng cực đại: 500 T

- Công suất cực đại: 1395 HP.

- Tải trọng cực đại: 500 T

- Số tốc độ: 4

- Tốc độ quay không tải cực đại: 1200 v/p

d Máy bơm khoan

Hiện nay trên giàn Cửu Long đang sử dụng loại máy bơm khoan mang nhãnhiệu National - 12P - 1600 Máy bơm này được dẫn động bởi động cơ điện và cócác thông số kỹ thuật như sau:

- Công suất định mức với tốc độ quay định mức 120 v/p: 1600 HP

- Khoảng chạy của piston: 304,8 mm

- Số xilanh: 3

- Đường kính xilanh: 171,45 mm

- Số tốc độ: 6

- Áp suất cực đại: 259 at

Bảng 4.1 Bảng thông số máy bơm NATIONAL - 12P – 1600

Hiện trên giàn Cửu Long sử dụng hai máy bơm trám mang nhãn hiệuFracmaster - Triplex Pump, được dẫn động bởi hai động cơ điezen và có các thông

số được trình bày trong bảng sau:

Bảng 4.2 Bảng thông số máy bơm trám Fracmaster - Triplex Pump

4.2 Dụng cụ khoan

4.2.1 Lựa chọn choòng khoan

a Các yếu tố cơ bản để lựa chọn choòng khoan

Để lựa chọn choòng khoan phù hợp cho từng khoảng khoan nhằm nâng caohiệu quả phá hủy đất đá và đẩy nhanh tiến độ thi công giếng khoan người ta thườnglựa chọn choòng khoan dựa vào các yếu tố sau:

 Độ cứng của đất đá: Các loại choòng khoan khác nhau có cơ chế phá hủy đất

đá khác nhau Choòng chóp xoay phá hủy đất đá theo cơ chế cắt vỡ và màimòn, choòng cánh dẹt phá hủy đất đá theo cơ chế cắt, choòng kim cương pháhủy đất đá theo cơ chế mài mòn Chính vì vậy, đối tượng đất đá để sửu dụngcác loại choòng khoan này cũng khác nhau

- Đất đá có độ cứng cao sẽ không thích hợp cho cơ chế phá hủy cắt, do đóchoòng kim cương được sử dụng để khoan qua các tầng từ cứng đến rất cứng

- Đất đá mềm dẻo sẽ thích hợp cho cơ chế phá hủy cắt nên choòng cánh dẹtthích hợp để khoan qua các tầng đất đá này

- Choòng chóp xoay phá hủy đất đá theo cơ chế cắt vỡ và mài mòn nên đốitượng phá hủy của loại choòng này đa dạng hơn Loại choòng chóp xoay có thểđược lựa chọn để phá hủy đất đá từ mềm dẻo đến cứng hoặc rất cứng Tuy nhiên,

với đất đá rất cứng thì hiệu quả sử dụng choòng chóp xoay không bằng choòng kimcương.

 Hệ dung dịch: Loại dung dịch khoan và các đặc tính của nó có ảnh hưởngđến tốc độ khoan nhờ khả năng rửa sạch đáy giếng khoan Mặt khác, áp suấtđáy do cột dung dịch tạo ra luôn lớn hơn áp suất thàn hệ, điều này làm giảmhiệu quả phá hủy đất đá của choòng khoan

 Phương pháp khoan: Các phương pháp khoan khác nhau sẽ có các thông sốchế độ khoan khác nhau, do đó tùy thuộc vào từng phương pháp khoan mà talựa chọn choòng khoan cho phù hợp

Khi lựa chọn choòng khoan cần lưu ý những đặc điểm sau:

- Choòng kim cương chịu lực cắt và va đập thấp, do đó khi khoan bằngchoòng kim cương phải khoan với tải trọng thấp Tiến độ khoan của choòng kimcương lớn làm giảm thời gian kéo thả khi phải thay choòng là một nhân tố tích cựckhi sử dụng choòng khoan kim cương

- Đối với choòng PDC: khi sử dụng phương pháp khoan bằng động cơ đáynên dùng choòng có số răng nhiều hơn để trung hòa sự mài mòn do tốc độ quay lớn,khi khoan bằng phương pháp khoan roto (hoặc Top Drive) nên dùng choòng có hệthống vòi phun nhằm mở đáy giếng và mặt choòng

Hình 4.1 Choòng khoan chóp xoay

Hình 4.2 Choòng kim cương

b.Lựa chọn choòng khoan cho các khoảng khoan

Với các cơ sở lựa chọn trên và kinh nghiệm khi khoan ở những giếng có điềukiện địa chất tương tự ta lựa chọn choòng khoan cho các khoảng khoan như sau:

Bảng 4.3 Bảng lựa chọn các loại choòng cho các khoảng khoan

về đặc tính và giá trị Bao gồm tải trọng tĩnh và tải trọng động : kéo, nén, uốn, xoắn,

ma sát, lực quán tính và các dao động sinh ra mỏi Trong quá trình làm việc các lựcnày luôn thay đổi và phụ thuộc vào chiều dài của cột cần khoan, càng gần đáy cáclực này luôn thay đổi, càng gần miệng lỗ khoan thì tải trọng càng ổn định dần

 Lựa chọn bộ cần nặng :

- Cần nặng được lắp trên chòong khoan, nhằm giữ hướng thẳng đứng phầndưới của lỗ khoan , tạo áp lực cho mũi khoan trong quá trình làm việc do

có trọng lượng lớn, tránh gãy cần bởi hiện tượng mài mòn

Đường kính cần nặng được lựa chọn theo tương quan tỷ lệ gần đúng sau:

- Đối với chòong có đường kính Dc ≥ 393,7 mm thì tỷ lệ giữa đường kínhchòong và đường kính cần nặng là : 1,6  2

- Đối với chòong có đường kính Dc < 393,7 mm thì tỷ lệ giữa đường kínhchòong và đường kính cần nặng là : 1,25  1,6

- Tỷ lệ đường kính giữa hai cần nặng nối tiếp nhau là: 1,11,5

- Đối với giếng khoan có ống chống đến cấp đường kính 508mm có khảnăng sử dụng cần nặng 203,2mm ; 228,6mm ; 165,1mm

Như vậy , dựa vào đường kính của chòong khoan kết hợp với kinh nghiệm của các giếng lân cận ta có thể lựa chọn đường kính cần nặng cho giếng khoan126-BK15 như sau :

Bảng 4.4 Đường kính cần nặng cho các khoảng khoan

Khoảng khoan, m Loại choòng Đường kính cần nặng, mm