Thiết kế thi công giếng khoan n0 203b RC 2 mỏ rồng

Các điều kiện địa chất có ảnh hưởng đến công tác khoanNhư đã trình bày ở các phần trước, điều kiện địa chất của mỏ Rồng là rất phức tạp và gây nhiều khó khăn cho công tác khoan như: - Đấ

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1 VỊ TRÍ ĐỊA LÍ VÀ ĐẶC ĐIỂM CHUNG VỀ ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ

1.1 Vị trí địa lý

1.2 Cấu tạo địa chất mỏ Rồng………

1.3 Các điều kiện địa chất có ảnh hưởng đến công tác khoan

CHƯƠNG 2 LỰA CHỌN PROFILE VÀ TÍNH TOÁN CẤU TRÚC GIẾNG KHOAN 7

2.1 Mục đích yêu cầu của giếng khoan 7

2.2 Lựa chọn và tính toán profile giếng khoan 7

2.3 Lựa chọn và tính toán cấu trúc giếng khoan 11

CHƯƠNG 3 CHƯƠNG TRÌNH DUNG DỊCH KHOAN 33

3.1 Lựa chọn hệ dung dịch khoan cho từng khoảng khoan 33

3.2 Tính toán các thông số công nghệ dung dịch 34

3.3 Gia công hóa học dung dịch cho từng khoảng khoan 38

CHƯƠNG 4 CHẾ ĐỘ KHOAN 44

4.1 lựa chọn choòng khoan và phương pháp khoan………

4.2 lựa chọn thông số chế độ khoan………

CHƯƠNG 5 LỰA CHỌN THIẾT BỊ VÀ DỤNG CỤ KHOAN 17

5.1 thiết bị khoan………

5.2 Chọn dụng cụ khoan ………

5.3 Tính toán và lựa chọn ống chống 30

CHƯƠNG 6 CHỐNG ỐNG VÀ TRÁM XI MĂNG 54

6.1 mục đích, yêu cầu 6.2 Chống ống giếng khoan ………

6.3 Trám xi măng giếng khoan ………

6.4 Tính toán trám xi măng ………

CHƯƠNG 7 KIỂM TOÁN DỤNG CỤ, THIẾT BỊ KHOAN 65

7.1 Kiểm toán bền các cột ống chống 7.2 Kiểm toán cột cần khoan 70

7.4 Kiểm toán máy bơm khoan 80

7.5 Kiểm toán máy bơm trám 81

CHƯƠNG 8 PHỨC TẠP, SỰ CỐ TRONG KHOAN……… 82

8.1 Những phức tạp trong công tác khoan 82

8.1 Những sự cố trong công tác khoan 82

CHƯƠNG 9 TỔ CHỨC THI CÔNG VÀ TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH 92

9.1 Tổ chức thi công 92

9.2 Tính toán giá thành 95

CHƯƠNG 10 AN TOÀN VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG………

10.1 Công tác an toàn lao động và vệ sinh môi trường ………

10.2 Vệ sinh môi trường trong quá trình thi công giếng khoan ……

KẾT LUẬN 96

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN

HÌNH

VẼ

1 1.1 Vị trí địa lí mỏ Rồng

3 2.1 Các dạng profile thông dụng trong công ngiệp

dầu khí

5 2.3 cấu trúc giếng khoan

7 5.2 Tời khoan và bàn điều khiển

10 6.1 trám xi măng một tầng hai nút

11 6.2 trám xi măng phân tầng

14 9.2 Sơ đồ tổ chức Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng

15 9.3 Biểu đồ phân bố thời giant hi công

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN

HIỆU

BẢNG

1 2.1 Bảng thông số Profile của giếng khoan

2 2.2 Bảng cấu trúc giếng khoan N0 203b-RC-2

3 3.1 Lựa chọn hệ dung dịch cho các khoảng khoan

4 3.2 Thông số chất lượng dung dịch cho các khoảng

khoan của giếng

5 3.3 Lượng dung dịch, sét và nước cho mỗi khoảng

11 4.5 Tải trọng đáy cho các khoảng khoan

12 4.6 Tốc độ quay của choòng cho các khoảng khoan

13 4.7 Bảng thông số chế độ khoan cho giếng khoan

14 5.1 Bảng thông số máy bơm NATIONAL - 12P –

19 5.6 Thông số kĩ thuật cần khoan 127 mm

20 5.7 Cấu trúc bộ khoan cụ cho khoảng khoan 0 ÷

250 m

21 5.8 Cấu trúc bộ khoan cụ cho khoảng khoan từ

250 1020 m

22 5.9 Bộ khoan cụ cho khoảng khoan 1020 1900

23 5.10 Bộ khoan cụ cho khoảng khoan 1900 2290

24 5.11 Bộ khoan cụ cho khoảng khoan 2290 2340

30 8.1 Phân cấp tình trạng mất nước

32 9.1 Bảng thời gian thi công giếng khoan số N0

203b-RC-2

đó công việc quan trọng có tính chất quyết định là thi công các giếng khoan Để thực

hiện tốt công tác khoan cho các giếng khoan dầu khí, nhất là các giếng khoan trong

điều kiện địa chất phức tạp, đòi hỏi công tác thiết kế thi công giếng khoan phải được

tiến hành chuẩn xác, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu về kĩ thuật và kinh tế

Trong khuôn khổ một đồ án tốt nghiệp chuyên nghành Khoan – Khai thác dầu

khí, với đề tài “Thiết kế thi công giếng khoan N0 203b-RC-2 mỏ Rồng ”, bản

thân đã cố gắng tìm hiểu, xem xét sử dụng các tài liệu thực tế nhưng do kiến thứccòn hạn chế nên bản đồ án chắc chắn không tránh khỏi những thiếu sót, rất mongquý thầy cô cùng bạn đọc chỉ bảo, giúp đỡ để bản đồ án được hoàn thiện hơn

Qua đây em xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy cô giáo trong bộ môn Khoan Khai thác, đặc biệt là thầy giáo hướng dẫn GVC Nguyễn Thế Vinh cùng tập thể cán

-bộ và công nhân XNLD Vietsovpetro và các bạn đồng nghiệp đã giúp em hoàn

thành đồ án này

CHƯƠNG 1

VỊ TRÍ ĐỊA LÍ VÀ ĐẶC ĐIỂM CHUNG VỀ ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ

1.1 Vị trí địa lý

Mỏ Rồng là một mỏ nằm trong khu vực mỏ Rồng trên thềm lục địa phía nam

nước ta, mỏ nằm trên ranh giới giữa các lô 09.1 và 09.3 có diện tích khoảng 4.487

km2, cách Vũng Tàu 135 km, cách bờ biển chỗ gần nhất 110 km

Hình vẽ 1.1 Vị trí địa lí mỏ Rồng

1.2 Cấu tạo địa chất mỏ Rồng

Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu Karota giếng khoan của mỏ

phương cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ Từ trên xuống cột địa tầng tổng hợp của

mỏ Rồng

1.2.1 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 600 ÷ 700 m

* 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 500 ÷

800 m Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích Điệp

Côn Sơn

* 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 thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muốitrung bình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu Bềdày của điệp từ 400 ÷ 800 m

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

lớp cát, sét và sét bột, cát xám sáng, xẫm, sét màu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo (đặcbiệt là tầng trên của điệp - tầng sét Rotalia) Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới của

điệp Đây là tầng đá chắn mang tính chất khu vực rất tốt Đá bột kết xám và nâu đỏ

Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kẹp cát kết tăng lên, đây là tầng sản phẩm chứa

dầu 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 Phụ điệpBạch Hổ trên – sét chiếm ưu thế, phụ điệp Bạch Hổ dưới là sự xen kẽ cát kết và sétkết, ưu thế cát tăng lên Bề dày của điệp thay đổi từ 300 ÷ 1200 m

1.2.2 Các trầm tích Paleogen

* Tập trầm tích Oligoxen 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 màunâu chuyển 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 Tân

giảm dần ở phần vòm của cấu tạo mỏ Rồng 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 Chiều dày

trầm tích của điệp thay đổi từ 50 ÷ 1000 m

* Tập trầm tích Oligoxen 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 thành tập

lót đáy của lớp phủ trầm tích Bề dày của tập lót đáy này biến đổi trong các giếng

khoan từ 0 ÷ 170 m, tăng dần theo hướng lún chìm của móng còn ở vòm thì vắngmặt hoàn toàn Người ta đã nhận được dầu ở tập lót này Ngoài ra còn phát hiện lớpkẹp đá phun trào ở một số giếng khoan Tầng địa chấn 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 màu xám sáng, độ hạt từ trung bìnhđến mịn, độ chọn lựa tốt, có độ rỗng biến đổi từ 10 ÷ 20%

1.2.3 Đá móng trước Kainozoi

Đá móng trước Kainozoi chủ yếu là các thể xâm nhập granitoit, granit và

granodiorit Thành phần khoáng vật chủ yếu là thạch anh (10 ÷ 30%), Fenspat

(30 ÷ 50%), Mica và Amphibol (từ hiếm tới 7%) và các khoáng vật phụ khác Tuổicủa đá móng là Jura muộn và Kreta sớm (tuổi tương đối là từ 107 ÷ 108 triệu năm)

Đá móng có bề dày phân bố không đều và không liên tục trên các địa hình Bề dày

lớp phong hoá có thể lên tới 160 m Kết quả phân tích không gian rỗng trong đámóng cho thấy độ rỗng trong đá phân bố không đều, trung bình từ 3 ÷ 5% Quy luậtphân bố độ rỗng rất phức tạp Dầu tự phun với lưu lượng lớn từ đá móng là một hiện

tượng độc đáo, trên thế giới chỉ gặp ở một số nơi như: Bombay (Ấn Độ), High(Libi) Để giải thích cho hiện tượng trữ dầu thô trong đá móng kết tinh, người ta tiến

hành nhiều nghiên cứu và đưa ra kết luận sự hình thành không gian rỗng chứa dầu

trong đá móng granitoit ở mỏ Rồng là do tác động của nhiều yếu tố địa chất khác

nhau

1.3 Các điều kiện địa chất có ảnh hưởng đến công tác khoan

Như đã trình bày ở các phần trước, điều kiện địa chất của mỏ Rồng là rất phức

tạp và gây nhiều khó khăn cho công tác khoan như:

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

- Các đất 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 thấp trong tầng Oligoxen có thể gây bó hẹp thành giếngkhoan và những phức tạp đáng kể khác;

- Tầng đá móng có gradien áp suất thấp có thể gây mất dung dịch khoan và sựthụt cần khoan khi gặp phải các hang hốc;

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

hướng lỗ khoan

Hình 1.2 Cột địa tầng

1.3.1 Ranh giới địa tầng

- Từ độ sâu 90 ÷ 1640 m: Gradien áp suất vỉa là 1 G/ ;

- Từ độ sâu 1640 ÷ 1900 m: Gradien áp suất vỉa là 1 ÷ 1,05 G/ ;

- Từ độ sâu 1900 ÷ 2290m: Gradien áp suất vỉa là 1,1 ÷ 1,15 G/ ;

- Từ độ sâu 2290 m trở xuống: Gradien áp suất vỉa là 1 ÷ 1,05 G/

1.3.2.2 Áp suất vỡ vỉa

- Từ độ sâu 90 ÷ 400 m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,3 G/cm3;

- Từ độ sâu 400 ÷ 1900 m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 ÷ 1,60 G/ ;

- Từ độ sâu 1900 ÷ 2290 m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,60 ÷ 1,65 G/ ;

- Từ độ sâu 2290 m trở xuống: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 ÷ 1,66 G/

- Từ độ sâu 1640 ÷ 1900 m: Đất đá tầng Mioxen hạ mềm và trung bình cứng

Độ cứng từ III ÷ IV theo độ khoan;

- Từ độ sâu 1900 ÷ 2290 m: Đất đá tầng Oligoxen trung bình cứng đến cứng

Độ cứng từ V ÷ VIII theo độ khoan;

- Từ độ sâu 2290 m trở xuống dưới: Đất đá móng kết tinh từ cứng đến rất cứng

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 KHOAN 2.1 Mục đích yêu cầu của giếng khoan

Trong công tác khoan, khai thác dầu khí, nếu căn cứ vào mục đích giếng khoanthì giếng khoan được phân loại thành nhiều loại khác nhau Giếng khoan được thiết

kế ở đây là giếng khai thác, đối tượng khai thác của giếng chủ yếu là tầng móng.Yêu cầu đặt ra là phải thiết kế làm sao để khi đưa giếng vào khai thác đạt được lưu

lượng thiết kế dự kiến Cụ thể giếng khoan thiết kế phải đạt được các thông số sau:

- Chiều sâu giếng (theo phương thẳng đứng): = 2340 m;

- Khoảng dịch đáy: A = 843 m;

- Góc phương vị của giếng: ;

- Đường kính ống chống khai thác: 194mm

2.2 Lựa chọn và tính toán profile giếng khoan

2.2.1 lựa chọn profin giếng khoan

2.2.1.1Các dạng profile giếng khoan

Thực tế khoan dầu khí hiện nay đang sử dụng 5 dạng profile sau:

1 Dạng quĩ đạo tiếp tuyến (h.nh 2-1a): Dạng quĩ đạo tiếp tuyến đảm bảokhoảng lệch ngang cực đại của thân giếng so với phương thẳng đứng trong trườnghợp góc nghiêng của thân giếng khoan nhỏ nhất Dạng quĩ đạo này được sử dụngcho các giếng khoan xiên định hướng với khoảng lệch đáy giếng lớn so với phươngthẳng đứng, cũng như khoan nhóm giếng có chiều sâu cắt xiên lớn.

2 Dạng quĩ đạo h.nh chữ J (h.nh 2-1b): Sử dụng có hiệu quả ở các mỏ dầu khi

bộ khoan cụ đáy làm việc trong trạng thái ổn định ở các khoảng ổn định góc nghiêngcủa quĩ đạo giếng Mặt khác, dạng quĩ đạo c.n được sử dụng khoan đoạn thân giếngnằm trong vỉa sản phẩm với góc nghiêng cực đại tới 900; có thể sử dụng cho cácgiếng khoan ngang và các giếng mà chiều dày hiệu dụng của vỉa sản phẩm mỏnghoặc các giếng cần tăng chiều dày hiệu dụng

3 Dạng quĩ đạo h.nh chữ S (h.nh 2-1c, 1d, 1e): Được sử dụng trong trường hợpkhi mở vỉa sản phẩm thân giếng phải thẳng đứng và cũng như khi thiết kế giếngkhoan sâu (chiều sâu thẳng đứng gần bằng 5000m)

2.2.1.2 Yêu cầu thiết kế profile giếng khoan

Thiết kế profile giếng khoan là ta chọn kiểu và hình dạng của giếng phụ thuộcvào chiều sâu và khoảng dịch đáy của giếng, sau đó tính toán quĩ đạo của nó sao chophù hợp với mục đích thiết kế giếng, các điều kiện về kĩ thuật và công nghệ hiện có

Giếng N0 203b-RC-2 được thiết kế là giếng khoan xiên định hướng nên profile của

giếng phải thỏa mãn các yêu cầu sau:

Đảm bảo thi công giếng đạt đến độ sâu và khoảng lệch đáy theo thiết kế với

chất lượng đảm bảo Giảm chi phí về thời gian, nhân lực, vật tư, giá thành khoan;

Đảm bảo độ sâu và khoảng dịch đáy tiếp cận vỉa sản phẩm theo yêu cầu;

Đảm bảo an toàn trong suốt quá trình khoan và chống ống Giảm thiểu tối đa

khả năng xảy ra sự cố;

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

2.2.1.3 Chọn profile giếng khoan

Theo các tài liệu địa chất và những yêu cầu của công tác khoan, cần phải chọn mặtcắt của lỗ khoan sao cho tiêu hao vật tư và thời gian khoan ít nhất, mà vẫn đảm bảohoàn thành nhiệm vụ của lỗ khoan Trong khoan định hướng ta có 5 dạng quĩ đạo

phổ biến Tuy vậy, ở đây ta cần khoan định hướng có khoảng lệch đáy giếng lớn,vàgiếng khoan cắt qua nhiều tầng sản phẩm, việc khai thác được tiến hành từ dưới lêntrên Chính vì vậy ta chọn dạng quĩ đạo tiếp tuyến, được mô tả như dưới

Hình2.2 profin giếng

Profile giếng khoan thiết kế gồm:

- Đoạn thẳng đứng phía trên (1);

- Đoạn cắt xiên (2);

- Đoạn giữ ổn định góc xiên (3)

2.2.1.4 Những thông số kĩ thuật để tính toán profile giếng khoan

Căn cứ vào yêu cầu thăm dò địa chất cũng như yêu cầu của bộ phận khai thácđưa ra để việc thiết kế giếng khoan được chính xác Dựa vào kinh nghiệm khi

khoancác giếng khoan tại mỏ Rồng, ta có thể chọn profile giếng khoan như sau:Chiều sâu thẳng đứng của giếng khoan (tính từ bàn roto): = 2340 m;

Chiều sâu đoạn thẳng đứng phía trên là = 1020 m;

Khoảng dịch đáy là A = 830 m;

Góc phương vị của giếng là : ;

Cường độ cong Δi = /100 m

2.2.2 Tính toán profile giếng khoan

Bán kính cong:

Để đảm bảo khả năng đi qua tự do của bộ khoan cụ trong ống chống trong quá

trình khoan thì R > (bán kính cong cực tiểu cho phép giới hạn làm việc của bộkhoan cụ)

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

f: Là độ uốn của tuabin, f = 0,13

trong đó:

: là mômen quán tính của tuabin, = 0,049.dt4 = 17482,4 ;

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

E: môđun đàn hồi của thép, E = 2,1 kG/

Thay vào công thức ta có:

f = 6,65 mm;

= 79 m

Như vậy R > Do đó thỏa mãn yêu cầu

Góc nghiêng cực đại của giếng

trong đó:

R= 1008

H= - = 2340 – 102

Thay vào công thức ta được

Đoạn thẳng đứng phía trên: = = 1020 m.

Đoạn cắt xiên tăng góc nghiêng thân giếng khoan:

Như vậy ta có bảng thông số Profile của giếng khoan như sau:

Bảng 2.1 Bảng thông số Profile của giếng khoan

Dạng thân giếng Chiều dài theo

thângiếng khoanm

2.3 Lựa chọn và tính toán cấu trúc giếng khoan

2.3.1 Mục đích – yêu cầu và cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng

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

- Ngăn cách hoàn toàn nước biển, giữ ổn định thành và thân giếng khoan đểviệc kéo thả các bộ dụng cụ khai thác, bộ khoan cụ, sửa chữa được tiến hành bình

thường;

- Chống được hiện tượng mất dung dịch khoan;

- Giếng khoan phải làm việc bình thường khi khoan qua tầng áp suất cao, vàtầng sản phẩm có áp suất vỉa nhỏ hơn so với tầng có áp suất cao phía trên;

- Bảo vệ thành giếng khi có sự cố phun;

- Đường kính của cột ống khai thác cũng như các c ột ống chống khai thác phải

là cấp đường kính nhỏ nhất, đơn giản và gọn nhẹ nhất trong điều kiện cho phép củacấu 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 s ửa chữa giếng

sau này

2.3.2 Lựa chọn cấu trúc giếng khoan

Dựa vào các đặc điểm phân tích về điều kiện địa chất ở trên ta có thể lựa chọncấu trúc giếng như sau:

Ống dẫn hướng có tác dụng ngăn cho thành lỗ khoan ở phần trên không bị sập

lở, được thả hết tầng phủ, hoặc hết tầng đất đá bở rời phía trên Theo tài liệu ta có thìlớp đất đá Đệ Tứ bở rời mới hình thành, có độ gắn kết kém nên thành giếng khoan

dễ sập lở khi ta thay đổi chế độ khoan, hơn nữa ta phải đặt chân ống lên nóc tầng đất

đá ổn định Vì vậy ta quyết định thả ống dẫn hướng tới chiều sâu 250 m, trám ximăng toàn bộ chiều dài cột ống

2.3.2.3 Cột ống trung gian thứ nhất

Qua phân tích cột địa tầng giếng khoan, ta thấy: theo chiều sâu địa tầng tới

1020 m, đất đá thuộc loại bở rời, có độ cứng từ I tới II theo độ khoan, và có hệ số

mở rộng thành M = 1,3 Chính vì vậy trong khoảng này ta có thể khoan với cùng chế

độ khoan mà không xẩy ra sự cố về kĩ thuật Khi chuyển sang tầng Mioxen trung và

tại đây sẽ bắt đầu bẻ xiên,nếu tiếp tục khoan mà không chống ống có thể xảy ra sự

cố khi bắt đầu khoan xiên nên ta chống ống

2.3.2.4 Cột ống lửng thứ nhất

Sau khi thả cột ống chống trung gian thứ nhất, ta tiếp tục khoan qua tầngMioxen trung và đến độ sâu 1640 m chuyển sang tầng Mioxen hạ Do gradien ápsuất vỉa không tăng đáng kể so với tầng trên nên ta có thể điều chỉnh thông số dungdịch cho phù hợp và tiếp tục khoan qua tầng này đến nóc tầng Oligoxen ở độ sâu

1900 m Sau đó ta cần tiến hành chống cột ống lửng thứ nhất đến hết độ sâu 1900 m

lại và chống ống lửng Dự kiến sẽ khoan đến độ sâu 2290m và chống ống lửng từ độ

sâu 1900m đến 2290m rồi trám xi măng toàn bộ cột ống

2.3.3 tính toán cấu trúc giếng khoan

Nguyên tắc của việc tính toán đường kính ống chống và đường kính chochoòng là bắt đầu từ đường kính của ống chống khai thác để tính toán đường kínhcủa các choòng khoan và các ống chống phía ngoài Việc tính toán phải đảm bảocho quá trình khoan cũng như quá trình th ả các ống chống được tiến hành thuận lợi

* Công thức tính toán đường kính choòng khoan:

Trong đó: – là đường kính choòng khoan

– là đường kính mupta ống chống

Δ - là khoảng hở cho phép giữa đầu nối ống chống và thành giếng khoan

* Công thức tính đường kính trong ống chống:

Trong đó: – là đường kính trong của ống chống

– là đường kính của choòng khoan để khoan cấp đường kính tiếp theo

Từ hai công thức trên ta tính đường kính của choòng và ống chống

Đoạn giếng thân trần

Giếng khoan N0 203b-RC-2 được dự tính nếu quá trình thăm dò mà trữ

lượng

đủ điều kiện về khai thác thì sẽ khai thác ở dạng thân trần, đoạn mở vỉa sản

phẩm được khoan từ chiều sâu 2290m đến 2340m Theo yêu cầu về thăm

dò cũng như về khai thác thì đoạn giếng này ta lựa chọn choòng khoan có

Đường kínhống, mm

Đường kính

choòng, mm

Chiều caotrám, m

máy

Như vậy ta có cấu trúc giếng khoan

Hình 2.3 cấu trúc giếng khoan

CHƯƠNG 3 DUNG DỊCH KHOAN 3.1 Lựa chọn hệ dung dịch khoan cho từng khoảng khoan

Dung dịch khoan có vai trò đặc biệt quan trọng trong quá trình thi công cácgiếng khoan, nó góp phần nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan và giảm các phứctạp trong khoan một cách đáng kể khi được sử dụng một cách hợp lý Ta biết dungdịch khoan có các chức năng như:

- Làm sạch đáy và nâng mùn khoan lên mặt đất;

- Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn dung dịch;

- Làm mát và bôi trơn bộ dụng cụ;

- Gia cố thành giếng khoan;

- Khống chế sự xâm nhập các chất lưu từ vỉa;

- Truyền năng lượng cho tuabin khoan;

- Truyền thông tin địa chất lên mặt đất

Như vậy nếu chọn dung dịch hợp lý sẽ hình thành lớp vỏ bùn trên thành lỗkhoan, nó đóng vai trò như cột ống chống nhân tạo nhằm giảm nhẹ cấu trúc giếng

khoan Dung dịch khoan được lựa chọn dựa trên tính chất cơ lý của địa tầng, đất đáchứa chất lưu, áp suất thủy tĩnh và vỡ vỉa, nhiệt độ ở đáy giếng…

Trong thi công giếng khoan, người ta có thể sử dụng những loại dung dịch khác

nhau Điều kiện địa chất - kĩ thuật của địa tầng, yêu cầu công nghệ nhằm nâng cao

hiệu quả khoan và bảo vệ môi trường quyết định việc chọn thành phần của dungdịch khoan Dung dịch khoan phải đáp ứng được hàng loạt vai trò công nghệ, hàng

đầu là quyết định tốc độ khoan cũng như gi ảm thiểu sự nhiễm bẩn vỉa sản phẩm

Ta lựa chọn hệ dung dịch để thi công giếng khoan N0 203b-RC-2 như sau:

Bảng 3.1 Lựa chọn hệ dung dịch cho các khoảng khoan

nhớt quy ước 30 ÷ 40 giây, độ thải nước không quá 25 /30 phút Trong địa tầng

yếu, dung dịch polime - sét được gia công bằng hóa chất - chất ổn định nhằm giảmtính thẩm thấu hoặc dùng kết hợp với chất làm giảm độ nhớt Có thể được sử dụng

để khoan qua tầng Mioxen

- Dung dịch ít sét được pha chế từ sét chất lượng cao chứa từ 5 ÷ 7% bentonit.Chất tạo cấu trúc được sử dụng là hóa phẩm polime cao phân tử: CMC,

polyacrilamit, …các hóa phẩm này có độ thải nước thấp (3 ÷ 12 /30 phút), tỉtrọng thấp (1,02 ÷ 1,05 G/ ), và độ nhớt 40 ÷ 45 giây, được sử dụng trong đất đá

nứt nẻ ổn định, ví như tầng móng

- Dung dịch ức chế dùng khoan trong tập sét yếu, có xu hướng tương tác vớiphần lọc của dung dịch khoan Đó là các tầng sét dẻo, phiến sét nứt nẻ mạnh,alevrolit, acgilit Quá trình ức chế nhờ ion canxi bão hòa trong dung dịch, làm giảmtính kị nước của pha rắn và khả năng peptit hóa, làm dung dịch chậm đặc lại Quátrình đó làm tăng thành phần sét trong dung dịch nhưng vẫn giữ được tính lưu biến,

đảm bảo chất lượng

- Nước lã: là một loại nước rửa có tính ưu việt để nâng cao hiệu quả khoan: sovới dung dịch sét độ bền choòng tăng 15 ÷ 20%, tốc độ cơ học khoan tăng 25 ÷40%, tuy nhiên chỉ sử dụng trong đất đã ổn định không chứa sét.

Thực ra ta có thể chọn từng hệ dung dịch phù hợp nhất với từng khoảng khoan,

nhưng như vậy không kinh tế, hơn nữa ta sử dụng một hệ dung dịch gốc sét, sau mỗi

khoảng khoan ta điều chỉnh dung dịch bằng cách thêm bớt hóa chất đã đư ợc tínhtoán sẵn vào dung dịch, như vậy vừa đảm bảo kĩ thuật, vừa đảm bảo kinh tế

Về dung dịch mở vỉa, ta chọn dung dịch ít sét để mở vỉa, có độ thải nước thấp,không thành tạo nhũ tương và không ảnh hưởng đến tầng sản phẩm, thực ra ta có thểchọn dung dịch gốc dầu sẽ cho kết quả tốt hơn, nhưng vì dung dịch gốc dầu gây ônhiễm môi trường, tách mùn khó khăn, giá thành cao và nhiều trở ngại khác nên ít

được sử dụng ở vùng mỏ

3.2 Tính toán các thông số công nghệ dung dịch

Dung dịch khoan được đặc trưng bởi các thông số quy định chất lượng của

chúng như: trọng lượng riêng, độ nhớt, độ thoát nước, độ dày vỏ bùn, ứng suất trượt

tĩnh, hàm lư ợng cát, độ lắng ngày đêm, độ ổn định, độ kiềm, hàm lượng muối, khí…Loại và thông số dung dịch khoan được chọn theo điều kiện địa chất và địa chất thủy

văn của các địa tầng, thành phần thạch học và hóa học của chúng; độ bền của đất đádưới tác động lọc của dung dịch; việc có hay không tầng hút nước, bề dày và áp suất

vỉa; kinh nghiệm cũng như khả năng cung ứng nguyên liệu pha chế dung dịchkhoan Khi chọn chủng loại dung dịch khoan, toàn bộ các đoạn của giếng thiết kế

được chia làm ba nhóm: điều kiện khoan bình thường, điều kiện khoan phức tạp và

tầng sản phẩm (chứa dầu, khí, nước)

3.2.1 Phương pháp tính toán

3.2.1.1 Tính toán trọng lượng riêng dung dịch khoan

- Áp suất của cột dung dịch với trọng lượng riêng γd tác dụng lên thành (hoặc

đáy) giếng khoan tại chiều sâu H được tính theo công thức:

(3.1)

Trong đó:

Pdd: Là áp suất thuỷ tĩnh của cột dung dịch;

H: Là chiều sâu theo phương thẳng đứng của cột dung dịch;

: Là trọng lượng riêng của dung dịch

- 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:

Với = K

trong đó:

: Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán;

: 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 sâu thângiếng H như sau:

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 = 35 m);

: Là gradien áp suất vỉa

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

sau:

(3.3)

3.2.1.2 Độ thoát nước (B) và độ dày vỏ bùn (K)

Độ thoát nước đặc trưng cho tính chất thấm của dung dịch - là khả năng pha

lỏng của dung dịch khoan bị tách ra đi vào các lỗ hổng, khe nứt của đất đá trên thành

lỗ khoan khi tồn tại sự chênh lệch áp lực Song song với quá trình thấm của dungdịch, là sự tạo ra lớp vỏ bùn trên thành lỗ khoan.

- Trong tầng nứt nẻ, độ lỗ hổng lớn, kém ổn định hoặc đất đá mềm yếu dễ mất

nước yêu cầu K mỏng, chặt xít sẽ có tác dụng gia cố tốt

- B nhỏ có tác dụng hạn chế sự rửa lũa của các vật chất liên kết tự nhiên trênthành lỗ khoan, giữ cho thành lỗ khoan ổn định, và ít ảnh hưởng đến tầng nghiêncứu, tầng sản phẩm Ngược lại B, K lớn gây trở ngại cho thi công Ta có thể chọn B,

K cho dung dịch, vấn đề còn lại là gia công

3.2.1.3 Độ nhớt

Độ nhớt đặc trưng cho sự ma sát trong giữa các lớp dung dịch khi chúng

chuyển động Ta thấy:

- Khi độ nhớt dung dịch tăng thì vận tốc cơ học giảm, ví dụ như khi thay nước

lã bằng dung dịch sét thì vận tốc cơ học giảm 25%;

- Tạo nên vùng đình trệ gần đáy, mùn khoan khó tách nhanh và kịp thời dichuyển khỏi đáy khi tăng độ nhớt;

- Độ nhớt tăng sẽ tạo ra tình trạng kéo dài áp lực dư, máy bơm làm việc khó

khăn do tổn thất thủy lực lớn Tuy nhiên độ nhớt nhỏ cũng không có lợi vì khả năng

tạo lớp vỏ bùn kém Ngoài thực tế, sau khi gia công dung dịch, để kiểm tra xemdung dịch có đạt yêu cầu không, ta dùng độ nhớt quy ước (T), nó không mang ýnghĩa vật lý, nhưng cho biết được tính chất công nghệ của dung dịch khoan

3.2.1.4 Ứng suất trượt tĩnh (θ)

Là ứng suất nhỏ nhất cần thiết để phá vỡ cấu trúc của dung dịch Nó đặc trưng

cho độ bền cấu trúc của dung dịch được tạo ra ở trạng thái tĩnh Ứng suất cắt tĩnhđặc trưng cho khả năng giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn,

làm cho mùn khoan không bị lắng xuống đáy, tránh hiện tượng kẹt

- Khi đất đá nứt nẻ, mất nước thì tính xúc biến phải cao mới khống chế được;

- Tuy nhiên tăng θ sẽ dẫn tới tăng T và tỉ trọng dung dịch tạo nên vùng đình trệ,làm vận tốc cơ học giảm, máy bơm làm việc nặng hơn

3.2.1.5 Hàm lượng cát và các phần tử chưa tan

Đó là thể tích cặn thu được khi để dung dịch pha loãng bằng nước lã theo tỉ lệ

1:9 ở trạng thái yên tĩnh sau 1 phút Hàm lượng cát trong dung dịch đặc trưng chomức độ nhiễm bẩn của dung dịch, làm giảm cấu trúc dung dịch Yêu cầu nhỏ hơn4%

3.2.1.6 Độ ổn định

Đó là hiệu số trọng lượng riêng của dung dịch ở phần dưới và phần trên của

cột dung dịch để yên tĩnh sau 24 giờ Yêu cầu nhỏ hơn 0,02 G/

3.2.1.7 Độ pH

Là nồng độ H+ trong dung dịch cho biết dung dịch có tính axit hay bazơ Dungdịch có độ pH quá cao sẽ làm phá vỡ cấu trúc thành hệ, tăng khả năng phân tán sét

và gây khó khăn khi gọi dòng sản phẩm Dung dịch có tính axit thì bộ khoan cụ sẽ bị

ăn mòn nhanh Khi tăng đ ộ pH sẽ làm tăng tốc độ đông đặc của dung dịch, làm kết

tủa polime do đó làm tăng các thông số lưu biến Dung dịch ở môi trường kiềm ổn

định hơn môi trường axit Trong dung dịch khoan người ta thường duy trì độ pH

trong khoảng 8 ÷ 10, đảm bảo độ phân tán cao và tránh làm kết tủa polime

3.2.2 Tính toán và lựa chọn các thông số dung dịch khoan

Trước hết ta tính toán và lựa chọn các thông số cho hệ dung dịch, sau đó ta

chọn hệ dung dịch và cách gia công để đạt được các thông số công nghệ đó

Đây là công đoạn khoan chống ống trung gian thứ nhất, đặc điểm đất đá mềm,

bở rời Dựa vào tài liệu địa chất và kinh nghiệm khi khoan các giếng khoan lân cận

ta chọn dùng dung dịch có trọng lượng riêng là: 1,11 (G/ ) cho khoảngkhoan này

Các thông số khác

- Độ thải nước: B = 3 ÷ 8 /

Các khoảng khoan khác tính toán tương tự ta có bảng tổng hợp sau:

Bảng 3.2 Thông số chất lượng dung dịch cho các khoảng khoan của giếng

B,

/30'

K,Mm

10÷

20

9±0,5

<1,5

%

%

3.2.3 Tính toán, gia công hóa học dung dịch cho từng khoảng khoan

3.2.3.1 Phương pháp tính toán

* Tính toán thể tích dung dịch cho từng khoảng khoan

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

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 cógiá trị trong khoảng: a = 2 ÷ 2,5;

- : 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:

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 chỉ dẫn:

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

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

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

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

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

- : Là thể tích giếng trong khoảng khoan được

trong đó:

: Là đường kính giếng khoan: = M ;

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

: 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 ( = 1 )

trong đó:

: Trọng lượng riêng của sét, T/ ;

: Trọng lượng riêng của dung dịch, T/

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

= r

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:

Thể tích nước tính cho toàn bộ khoảng khoan là:

3.2.3.2 Tính toán lượng dung dịch, sét và nước cho mỗi khoảng khoan

a Khoảng khoan từ độ sâu 0 ÷ 250m

Khoảng khoan này sử dụng nước biển có trọng lượng riêng = 1,03 T/

b Khoảng khoan từ độ sâu 250 ÷ 1020 m

Khoảng khoan này sử dụng dung dịch có trọng lượng riêng = 1,12 T/ Khoảng trước đó chống ống chống 508 mm đến độ sâu 250 m

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

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

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

+ Chiều dài khoảng khoan: l = 1020-250= 770 m

Thay các thông số trên vào công thức (3.6) ta có:

= + + a + + =508,7

Lượng sét gia công hoá học 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: = 2,6 T/ ;

+ Trọng lượng riêng của dung dịch: = 1,12 T/

Thay vào công thức (4.8) ta được:

= 2,6 = 0,195 T/

- Lượng sét cho toàn bộ khoảng khoan là:

=r = 1,03 0,195.508,7 = 102,2T

Thể tích nước gia công dung dịch

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

= 1- = 0,925

- Lượng nước cần thiết cho toàn bộ khoảng khoan là:

= r = 1,03 0,925 508,7= 484,7

Tính toán hoàn toàn tương tự cho các khoảng khoan khác, ta có:

Bảng 3.3 Lượng dung dịch, sét và nước cho mỗi khoảng khoan

3.3.1 Mục đích

Trong quá trình khoan, ta thường gặp nhiều điều kiện địa chất rất phức tạp Sựkhác nhau về tính chất cơ học, mức độ ổn định, áp lực vỉa… của các tầng địa chất

khác nhau đòi hỏi dung dịch khoan phải có những thông số phù hợp thì mới đảm

bảo quá trình 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

trên không thể cùng một lúc có đầy đủ các thông số khác nhau thoả mãn các yêu cầu

đó được Muốn đạt được điều này người ta phải tiến hành gia công hoá học dung

dịch khoan

Gia công hoá học dung dịch khoan: là quá trình làm thay đổi các thông số của

dung 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 có một

nguyên nhân nào đó làm cho một thông số thay đổi sẽ kéo theo sự thay đổi của một

loạt các thông số khác Do đó, việc gia công hoá học dung dịch khoan phải được tiếnhành một cách cẩn thận trong phòng thí nghiệm để có thể điều chỉnh các thông sốcho phù hợp với yêu cầu

Quá trình gia công hoá học dung dịch được chia làm hai giai đoạn:

- Gia công dung dịch lần đầu tiên để thu được các thông số cần thiết Giai đoạn

này thường được tiến hành khi bắt đầu khoan Ngoài ra còn sử dụng trong trường

hợp phải chuyển từ điều kiện khoan bình thường sang điều kiện khoan phức tạp, haytrong việc chống các hiện tượng sự cố trong khoan;

- Gia công bổ sung để giữ nguyên hoặc cần thay đổi các thông số dung dịchtrong quá trình khoan Giai đoạn này được tiến hành liên tục trong quá trình khoan

để tách mùn khoan, dầu, khí hoặc nước từ vỉa xâm nhập vào trong dung dịch đi lên

3.3.2 Các hoá phẩm gia công dung dịch

* Sét Bentonite: Được sử dụng để tạo ra các thông số cơ bản;

* Barite (BaSO4): Làm tăng trọng lượng riêng của dung dịch và giảm độ thải

nước;

* CMC - HV: Dùng để điều chỉnh các thông số như: độ thải nước, ứng suất cắt

tĩnh, độ nhớt phù hợp với yêu cầu kỹ thuật một cách nhanh chóng và kinh tế;

* AKK: Dùng để ức chế sự trương nở của sét;

* FCL: Có tác dụng khống chế độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh khi khoan qua các

tầng sét kết Ngoài ra FCL còn có chức năng phụ là: làm giảm độ thải nước, ức chế

sự trương nở của sét;

* NaOH và KOH: Chủ yếu sử dụng để điều chỉnh độ pH của dung dịch;

* : Làm tăng khả năng phân tán sét trong dung dịch;

* Grafit, VIETLUB - 150: Là những hoá phẩm bôi trơn có tác dụng làm tăng khả

năng bôi trơn Dùng được ở nhiệt độ cao

3.3.3 Gia công hoá học dung dịch

Việc gia công hoá học dựa trên cơ sở tính toán lượng dung dịch, sét và nước

như trên Đồng thời để tạo ra các thông số theo yêu cầu thì còn đòi hỏi phải được

tính toán và thử nghiệm một cách cẩn thận trong phòng thí nghiệm Kết quả của việc

tính toán và thử nghiệm dung dịch khoan cho giếng khoan số N0 203b-RC-2 cho ta

đơn pha chế như sau:

Bảng3.4 Đơn pha chế, gia công hóa học dung dịch khoan

Khoảng

khoan,

m

Têndungdịch

Trọng

lượng

riêngcủadd,G/

Tên hoáphẩm

Trọng

lượng

riêngcủahoáphẩm,G/

Hàm

lượng

vậtchất,

%

Khối

lượ

ngtron

g 1m3ddphamới, kg

dịch ítsét

4.1.1 Lựa chọn choòng khoan và các công đoạn khoan

Các công đoạn khoan

Ta biết rằng khoảng khoan là tất cả các địa tầng liền kề nhau mà đất đá củatầng đó có tính chất cơ lý tương đồng, có đặc điểm chất lưu, áp suất vỉa, áp suất gây

vỡ vỉa hay dị thường áp suất, …thay đổi trong khoảng đủ nhỏ để ta có thể sử dụngcùng một chế độ khoan (n, Q, Gc, dung dịch khoan) để khoan qua Việc phân chiakhoảng khoan phụ thuộc vào các yếu tố cơ bản sau:

- Độ sâu và hình dạng thân giếng khoan;

- Tính chất cơ lý của đất đá khoan qua

4.1.2 Phân chia công đoạn khoan

Bảng 4.1 Bảng phân chia khoảng khoan của giếng khoan N0 203b-RC-2

STT Theo chiều sâu thẳng đứng,