THIẾT KẾ THI CÔNG GIẾNG KHOAN KHAI THÁC DẦU KHÍ 1203B MỎ BẠCH HỔ

Sốlượng biên độ kéo dài và liên tục của chúng giảm dần tứ dưới lên trên và hầu nhưkhông có nữa kể tứ Oligoxen trên.Với các đặc điểm kiến tạo trên sẽ gây khó khăn cho công tác thi công gi

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN HƯNG NGHIỆP LỚP: KHOAN - KHAI THÁC K53

VŨNG TÀU, 10-2012

MỤC LỤC

LỜI NÓI ĐẦU

Ngành công nghiệp dầu khí luôn là một ngành mũi nhọn mang tính chất chiếnlược trong quá trình phát triển của nền kinh tế không những ở Việt Nam mà còn ở hầuhết các Quốc gia trên thế giới Ngành dầu khí Việt Nam hiện nay đã vươn lên đứng vịtrí thứ 3 các nước xuất khẩu dầu ở khu vực Đông Nam Á

Để khai thác được dầu và khí tự nhiên trong lòng đất thì giai đoạn xây dựnggiếng khoan giữ một vai trò hết sức quan trọng, việc thành công hay thất bại đều phụthuộc vào công nghệ và kỹ thuật thực hiện của công đoạn này Một trong những côngđoạn đầu tiên là qui trình thiết kế thi công giếng khoan Chất lượng của các tài liệuthiết kế và dự toán không những ảnh hưởng trực tiếp đến chất lượng các giai đoạn xâydựng giếng khoan, mà còn ảnh hưởng đến mức độ kinh tế của chính qui trình thực hiện

và ảnh hưởng không ít đến tuổi thọ của bản thân công trình đó

Trong khuôn khổ một đồ án tốt nghiệp chuyên ngành khoan khai thác dầu khí,

tài liệu này trình bày ”Thiết kế thi công giếng khoan số 1203b khai thác dầu khí tại

Sinh viên thực hiện:

Nguyễn Hưng Nghiệp

CHƯƠNG 1

α

TỔNG QUAN MỎ BẠCH HỔ VÀ GIẾNG THIẾT KẾ

1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 thuộc trũng Cửu Long trên thềm lục địa Việt Nam,cách bờ 100 km và cảng Vũng Tàu 120 km Độ sâu vùng mỏ vào khoảng 50 m, nằmgần mỏ Bạch Hổ là mỏ Rồng cách 35 km về phía Nam Địa hình Vũng Tàu nói chungbằng phẳng có nhiều cảng, có thể cập được các tàu trọng tải lớn Có 2 ngọn núi khôngcao lắm : Núi Lớn và núi Nhỏ đủ để xây dựng các trạm thông tin liên lạc và hải đăngbiển Trong khu vược hoạt động của LDDK Việt Xô, theo quan sát nhiều năm độ độngđất không quá 6 độ richter Khí hậu nhiệt đới gió mùa, mùa hè thì mưa, mùa đông thìkhô Từ tháng 11 đến tháng 3 chủ yếu có gió mùa đông bắc, gió thổi mạnh nhất vàotháng 12 và tháng 1 và nó quyêt định hướng của sóng biển Nhiệt độ không khí banngày 24oC÷27oC, đêm và sáng 22oC ÷ 24oC Mưa rất ít vào thời kỳ gió mùa đông bắc(0,7 mm vào hai tháng khô nhất), độ ẩm không khí thấp nhất là 65% Trong thời gianchuyển mùa (tháng 4 tháng 5) có sự di chuyển của khối không khí lạnh từ phía bắcxuống phía nam Hướng gió chủ yếu là hương tây nam thổi từ vùng xích đạo Gió tâynam làm tăng độ ẩm không khí Tuy nhiên mưa vẫn ít và không đều, nhiệt độ khôngkhí từ 25oC ÷ 30oC, chênh lệch nhiệt độ giữa ngày và đêm không đáng kể Vào mùamưa, mưa trở nên thương xuyên và to hơn, kéo dài vài ngày có kèm theo giông tố Độ

ẩm không khí vào thời kỳ này là 85% - 89% Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển giómùa lần 2 gió tây nam yếu dần thay bằng gió đông bắc Nhiệt độ không khí hạ thấp

24oC ÷ 30oC, vào cuối tháng hầu như hết mưa Các dòng chảy biển tuân theo chế độgió mùa và thủy chiều Nhiệt độ nước biển thềm lục địa thay đổi từ 14,9oC ÷ 29,6oC

Độ mặn của nước biển thay đổi từ 33 mg/l ÷ 35 mg/l Bão thường tập chung từ tháng 6đến tháng 12 (chiếm 70% ) Trong các cơn bão mạnh chiều cao của sóng biển có thểđạt tới 10m Do đó vào mùa đông số lượng các ngày thuận lợi để tiến hành công táctrên biển tương đối ít Vào mùa gió tây nam và những tháng chuyển tiếp giữa 2 mùađiều kiện làm việc ngoài biển tương đối thuận tiện Tuy nhiên vào thời kỳ này, khi cómưa thường hay có sấm chớp và gió giật kèm theo làm ảnh hưởng đến công tác ngoàikhơi

Nhìn chung nền kinh tế Vũng Tàu mang tính chất dịch vụ Ở Vũng Tàu ngànhthủy sản và du lịch phát triển mạnh nhất Nên thành phần dân cư tương đối phức tạp.Dân số khoảng 170.000 người, trình độ dân trí tương đối cao Nguồn điện phục vụ chocác ngành kinh tế và sinh hoạt được nối với nguồn điện quốc gia Hiện tại ở đây cócảng dầu khí, cảng thương mại Rất thuận lợi cho viêc giao dịch thương mại và dịch vụ

cho các công tác thăm dò và khai thác dầu khí Các cơ sở như sân cảng, đương bộ…Đang được nâng cấp tu chỉnh ngày càng hiện đại.

Từ những điểm trên có thể kết luận rằng thành phố Vũng Tàu là nơi có nhiềuđiều kiện tốt cho công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí cũng như phát triểncác ngành kinh tế khác

Đây là nơi cung cấp sản lượng dầu thô quan trọng của mỏ Bạch Hổ (chiếm hơn80% trữ lượng), trong đó đá móng bị phong hóa và đới nứt nẻ là những nơi chứa dầukhí chính của mỏ

1.2.1.2 Các thành tạo kainozoi của mỏ Bạch Hổ

a Trầm tích Paleogen:

- Trầm tích oligoxen hạ - điệp Trà Cú:

Trầm tích của điệp này gồm các lớp xen kẽ cát kết hạt trung, hạt nhỏ, mầu nâusáng lẫn bột kết mầu nâu đỏ, bị nén chặt nhiều nứt nẻ Ở đáy của điệp gồm sỏi kết vàcác mảnh đá móng tạo thành tập lót đáy của lớp phủ trầm tích Bề dày của tập lót đáynày biến đổi từ 0 m ÷ 170 m tăng dần theo hướng lún chìm của móng và ở vòm vắngmặt hoàn toàn Đã nhận được dòng dầu ở tập lót đáy này Ngoài ra còn phát hiện lớpkẹp đá phun trào ở một số giếng khoan

Các tầng cát kết chứa dầu công nghiệp đó là các tạp cát kết mầu xám sáng, độhạt từ trung bình đến mịn Độ chọn lựa tốt, độ rỗng biến đổi từ 10%÷20%

- Trần tích Oligoxen thượng – điệp Trà Tân:

Danh giới giữa tầng trầm tích Oligoxen thượng và Mioxen hạ được xác địnhkhá rõ và dễ dàng bằng tài liệu địa chấn Trầm tích bao gồm các lớp cát kết hạt mịnđến hạt trung, mầu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết mầu nâu chuyển dần sangđen về phía dưới Đặc biệt đã phát hiện trong tầng trầm tích này các phần đá phun trào

có thành phần thay đổi Chúng gồm có tuff, bazalt, andesit… Có chiều dày từ vài métđến 20 m – 30 m Các lớp cát kết chứa dầu và khí không đều và không liên tục Chiềudày trầm tích này biến đổi từ 50 m ÷ 1400 m ở cánh

Trầm tích Oligoxen thượng có thể được chia thành 2 phần theo đặc trưng thạchhọc của chúng

Phần trên từ nóc tầng phản xạ 7 đến tầng phản xạ 10 chủ yếu là sét kết Đây làtầng sinh dầu cũng là tầng chắn của mỏ Bạch Hổ và trũng Cửu Long

- Trầm tích Mioxen hạ - điệp Bạch Hổ:

Trầm tích Mioxen hạ là sự xen kẽ các lớp cát kết, sét kết và bột kết Cát kết mầuxám sáng Sét kết mầu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo đặc biệt ở phần trên của điệp làtầng sét Rotalia dày trung bình khỏa 200 m Đây là tầng chắn mang tính chất khu vựctốt Đá bột kết mầu xám, nâu đỏ Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kẹp cát kết tăngdần lên, liên quan đến phần này là các tầng sảm phẩm chứa dầu Căn cứ vào đặc điểmthạch học và cổ sinh người ta chia điệp Bạch Hổ ra làm 2 phụ điệp : Phụ điệp Bạch Hổtrên và phụ điệp Bạch Hổ dưới Phụ điệp Bạch Hổ trên sét chiếm ưu thế, phụ điệpBạch Hổ dưới xen kẽ cát kết và sét kết, ưu thế cát kết tăng lên

- Trầm tích Mioxentrung – điệp Đồng Nai:

Gồm các lớp cát bở rời màu xanh lẫn sét kết nhiều màu chiều dày điệp từ 600 mđến 650 m

c Các trầm tích Plioxen – Đệ Tứ - điệp Biển Đông:

Trầm tích điệp này chủ yếu bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen Thành phầnthạch học chủ yếu là cát, bột, xen kẽ sỏi mầu xám, xám vàng, xám sáng Thường gặp ở

đây mảnh vôi sinh vật biển Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với cát mầuxám sáng, xám xanh với một ít macnơ Chiều dày của điệp từ 550 m ÷ 600 m.

1.2.2 Đặc điểm kiếm tạo

Cấu tạo mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn lồi, có 3 vòm nhỏ kéo dài theo phươngkinh tuyến, phức tạp bởi hệ thống phá hủy đứt gẫy có biên độ và độ kéo dài giảm dần

về phía trên Các cấu trúc tương phản được biểu thị trên mặt tầng móng bằng các trầmtích Mioxen hạ, đặc tính tích lũy thấy rõ ở phần dưới mặt cắt Nếp lồi có kết cấu bấtđối xứng nhất là phần vòm, góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 80 ÷ 280 ở cánh tây, 60

÷ 120 ở cánh đông trục của nếp uốn Phần kế của vòm thấp dần về phía bắc có góc dốc

10 và tăng dần đến 90 khi ra xa, ở phía Nam sụt xuống thoải hơn, góc dốc 60 Phá hủykiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và đường chéo Các đứt gẫy chính là:

- Đứt gãy số 1: Chạy theo hướng á kinh tuyến ở cánh tây lên vòm Bắc thì quay

về hướng Đông Bắc Độ dịch chuyển ở hướng Nam khoảng 500 m, vòm trung tâmkhoảng 400 m, vòm bắc khoảng 260 m, độ nghiêng của mặt trượt khoảng 600 Trongphạm vi vòm Bắc nó kéo dài theo đứt gãy thuận gần như song song với biên độ từ 100

m ÷ 200 m

- Đứt gãy số 2: Chạy theo sườn đông vòm trung tâm, ở phía Bắc qua theohướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900 m, độ nghiêng gần 600 Đây là hai đứtgãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào tạo thành cấu trúc đặc trưng của mỏ Ngoài ra cònnhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi tầng vòm với độ dịch ngang từ vài chục đến

200 m và từ 1 km ÷ 2 km Theo hướng chéo thì sự lượn sóng của nếp uốn và các nếpđứt gãy chéo đã phá hủy các đơn vị kiến tạo, vòm trung tâm là vòm cao nhất của kiêntạo Gồm những mỏm địa lý của móng cao hơn vòm Bắc từ 25 m ÷ 30 m và vòm Nam

950 m phía Bắc và phía Nam ngăn cách bằng đứt gãy thuận số 4 và số 9 có phương vĩtuyến

- Vòm Bắc: Có cấu trúc phức tạp nhất của khối nâng, bị chia cắt bởi hàng loạtđứt gãy, quan trọng nhất là đứt gãy số và các phân nhánh của nó Vòm chia thành haikhối có cấu trúc riêng biệt Phía Tây có một nếp uốn hẹp dạng lưỡi trai nối với phầnlún chìm của kiến tạo cánh phía Đông và vòm của nếp uốn chia cắt thành các khối bởimột loạt đứt gãy thuận có phương chéo nằm theo hướng Tây Nam tạo thành địa hàodạng bậc thang Trong đó mỗi khối phía Nam lại lún hơn khối phía Bắc kế cận nó.Theo mặt móng bẫy cấu tạo, vòm bắc được khép kín bằng đường thẳng sâu 4300 m.Lát cắt Oligoxen và Đệ Tứ phần này có toàn bộ chiều dày trầm tích

- Vòm Nam: Là phần lún chìm sâu nhất của kiến tạo, phía Bắc cấu tạo bởi cácđứt gãy thuận á vĩ tuyến số 4, các phía khác bằng đường thẳng sâu 4300 m theo mặt

móng Hệ thống phá hủy kiến tạo khá rõ nét trên mặt tầng móng Oligoxen hạ Sốlượng biên độ kéo dài và liên tục của chúng giảm dần tứ dưới lên trên và hầu nhưkhông có nữa kể tứ Oligoxen trên.

Với các đặc điểm kiến tạo trên sẽ gây khó khăn cho công tác thi công giếng khigặp phải đứt gãy kiến tạo, gây mất dung dịch, kẹt cột cần khoan, ảnh hưởng tới gócprofin giếng khoan…

1.2.3 Đặc điểm địa chất giếng thiết kế

Mặt cắt địa chất giếng thiết kế như hình 1.1

a Ranh giới địa tầng:

- Từ độ sâu 85- 2170 m: Gradien áp suất vỉa là 1;

- Từ độ sâu 2170- 2980 m: Gradien áp suất vỉa là 1,06;

- Từ độ sâu 2980- 3190 m: Gradien áp suất vỉa là 1,22 ÷ 1,28;

- Từ độ sâu 3120 m trở xuống: Gradien áp suất vỉa là 0,8 ÷ 0,9

c Áp suất vỡ vỉa:

- Từ độ sâu 85- 700 m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,3;

- Từ độ sâu 700- 2980 m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 ÷ 1,60;

- Từ độ sâu 2980- 3190 m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,62 ÷ 1,65;

- Từ độ sâu 3190 m trở xuống: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,5 ÷ 1,6

- Từ độ sâu 2170 ÷ 2980 m: Đất đá tầng Mioxen hạ mềm và trung bình cứng

Độ cứng từ III ÷ IV theo độ khoan;

- Từ độ sâu 2980 ÷ 3190 m: Đất đá tầng Oligoxen trung bình cứng đến cứng

Độ cứng từ V ÷ VIII theo độ khoan;

- Từ độ sâu 3190 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

f Hệ số mở rộng thành M:

- Từ độ sâu 85 - 2170 m: Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,3;

- Từ độ sâu 2170 - 2980 m: Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,2;

- Từ độ sâu 2980 - 3190 m: Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,1;

- Từ độ sâu 3190 m trở xuống: Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,05

1.2.4 Các yếu tố ảnh hưởng tới công tác khoan

Như đã trình bày ở các phần trước, điều kiện địa chất của mỏ Bạch Hổ là rấtphức 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 có thểgây 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 vànhững 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 lệchhướng lỗ khoan

CHƯƠNG 2 PROFIN VÀ CẤU TRÚC GIẾNG

2.1 Mục đích yêu cầu của giếng khoan

Giếng khoan 1203b là giếng khoan khai thác do vậy giếng phải đạt yêu cầu:

- Chất lượng cao trong quá trình khai thác;

- Khi khoan sử dụng thiết bị vật tư sẵn có của xí nghiệp;

- An toàn trong quá trình khai thác;

- Chi phí thấp nhất cho quá trình xây dựng giếng

2.2 Lựa chọn tính toán Profin giếng khoan

2.2.1 Lựa chọn Profin giếng khoan

2.2.1.1 Yêu cầu nội dung của việc lựa chọn Profin giếng khoan

Quỹ đạo giếng khoan phải đảm bảo yêu cầu:

- Chất lượng cao và các yêu cầu kỹ thuật của giai đoạn khai thác;

- Khoan và gia cố giếng được thực hiện bằng các thiết bị kỹ thuật và công nghệhiện có;

- Chi phí thấp nhất cho xây dựng giếng;

- An toàn trong khoan và gia cố giếng;

- Thiết bị khai thác trong lòng giếng làm việc với độ tin cậy cao

Nội dung thiết kế quỹ đạo giếng khoan bao gồm việc lựa chọn dạng quỹ đạo vàtính toán cần thiết để xác định hình dạng của quỹ đạo giếng, cụ thể là:

- Chiều sâu thiết kế và khoảng lệch đáy theo phương thẳng đứng;

- Chiều sâu cắt xiên định hướng;

- Giới hạn bán kính cong, góc xiên của thân giếng ở khoảng đặt và làm việc củathiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng và ở chiều sâu thiết kế

2.2.1.2 Các dạng Profin thường gập

a Dạng quỹ đạo hình chữ S – 5 đoạn (hình 2.1):

Dạng quỹ đạo này bao gồm:

- Đoạn thẳng đứng phía trên Hv ;

- Đoạn tạo góc nghiêng h;

- Đoạn ổn định góc nghiêng H1;

- Đoạn giảm góc nghiêng H2 với cường độ lệch nhỏ;

- Đoạn thẳng đứng phía dưới H3

Hình 2.1: Dạng quỹ đạo hình chữ S – 5 đoạn

b Dạng quỹ đạo hình chữ S – 4 đoạn (hình 2.2):

Dạng quỹ đạo này bao gồm:

- Đoạn thẳng đứng phía trên Hv;

- Đoạn tạo góc nghiêng h;

- Đoạn ổn định góc nghiêng H1;

- Đoạn giảm góc nghiêng H2 đến giá trị α2 với cường độ lệch nhỏ

Hình 2.2: Dạng quỹ đạo hình chữ S – 4 đoạn

c Dạng quỹ đạo hình chữ S – 3 đoạn (hình 2.3):

Dạng quỹ đạo này bao gồm:

- Đoạn thẳng đứng phía trên Hv;

O

H 0

H' h

- Đoạn tạo góc nghiêng h;

- Đoạn giảm góc nghiêng H’ đến giá trị α2 với cường độ lệch nhỏ

d Dạng quỹ đạo tiếp tuyến (hình 2.4):

Dạng quỹ đạo này bao gồm:

- Đoạn thẳng đứng phía trên Hv;

- Đoạn tạo góc nghiêng h;

- Đoạn ổn định góc nghiêng ( đoạn tiếp tuyến )

Hình 2.4: Dạng quỹ đạo tiếp tuyến

e Dạng quỹ đạo hình chữ J (hình 2.5):

Dạng quỹ đạo này bao gồm:

- Đoạn thẳng đứng phía trên Hv;

- Đoạn tạo góc nghiêng h (góc cắt );

- Đoạn ổn định góc (đoạn tiếp tuyến );

- Đoạn cắt góc lần hai

A H'

2.2.2 Tính toán Profin giếng khoan

Dựa vào kinh nghiệm khoan trong vùng cũng như dạng profin mà xí nghiệp liêndoanh đã áp dụng đối với tầng móng ta chọn Profin giếng khoan thiết kế gồm 5 đoạn:

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 Bạch Hổ, ta có thể chọn profin giếng khoan như sau:

- Chiều sâu thẳng đứng của giếng khoan (tính từ bàn roto): H0=4941 m;

- Chiều sâu đoạn thẳng đứng phía trên là HB=430 m;

- Góc khi tiếp cận vỉa sản phẩm là φ = 900;

- Khoảng dịch đáy là A=670 m;

- Góc phương vị của giếng là 2580;

- Cường độ cong Δi1 = 60/100 m; Δi2=20/100 m;

- Nóc tầng sản phẩm (tầng móng ): 3190 m;

- Chiều sâu thẳng đứng qua các tầng sản phẩm H=1751 m

2.2.2.1 Bán kính cong của giếng

100.180

2.(

)(

)

2.(

)

(

0

2 0 2

0

2 0

0

A R A R H

A R A H A R H R

−

−+

R0 = R1 + R2 = 955 + 2865 = 3820 m;

H = H0 – HB – H3 = 4941 – 430 – 1751 = 2760 m

Thay vào công thức ta được: α =17,030

2.2.2.3 Đoạn thẳng đứng phía trên

1641cosα

Như vậy ta có bảng thông số Profin của giếng khoan như bảng 2.1 sau:

Bảng 2.1: Bảng thông số Profin của giếng khoan Dạng thân giếng

Chiều sâu theo thân giếng khoan (m)

Hình chiếu mặt cắt lên phương thẳng đứng (m)

0 500 1000 1500 2000 2500 0

Đ iểm bắt đầu tăng góc nghiêng Chiều sâ u 430m

Khoảng dịch đáy 0m Góc lệch 0

Đ iểm kết thúc tăng góc nghiêng Chiều sâ u thâ n giếng 714m Chiều sâ u thẳng đứng 710m Khoảng dịch đáy 42m Góc lệch 17.03 Châ n ống chống 340mm Chiều sâ u thâ n giếng 2237m Chiều sâ u thẳng đứng 2170m

Đ iểm bắt đầu giảm góc nghiêng Chiều sâ u thâ n giếng 2430m Chiều sâ u thẳng đứng 2351m Khoảng dịch đáy 545m Góc lệch 17.03

Đ iểm kết thúc giảm góc nghiêng cũng là châ n ống chống 245mm Chiều sâ u thâ n giếng 3072m Chiều sâ u thẳng đứng 2980m Khoảng dịch đáy 670m Góc lệch 0

Châ n ống chống 194mm Chiều sâ u thâ n giếng 3281m Chiều sâ u thẳng đứng 3190m Khoảng dịch đáy 670 Góc lệch 0

Đ áy giếng khoan Chiều sâ u thâ n giếng 5032m Chiều sâ u thẳng đứng 4941m Khoảng dịch đáy 670m Góc lệch 0

0 0

0

0

0 0

Hỡnh 2.6: Profin giếng khoan số 1203b

2.3 Lựa chọn và tớnh toỏn cấu trỳc giếng khoan

2.3.1 Lựa chọn cấu trỳc giếng khoan

a Cấu trỳc giếng khoan được xỏc định bằng:

- Số lượng cỏc cột ống chống thả trong giếng;

- Đường kớnh và chiều sõu thả cỏc cột ống chống;

- Đường kính choòng khoan tương ứng dùng khoan để thả các cột ống chống;

- Chiều cao dâng của vữa ximăng trong khoảng không gian vành xuyến ống chống.Việc lựa chọn cấu trúc giếng khoan phụ thuộc vào các yếu tố cơ bản sau: mụcđích giếng khoan và phương pháp khoan, điều kiện địa chất khoan qua, chiều sâu vỉasản phẩm, số lượng vỉa sản phẩm, phương pháp mở vỉa sản phẩm, khả năng thiết bị vàthực trạng công nghệ

Trong tất cả các trường hợp, cấu trúc giếng khoan phải đảm bảo được khả năng thicông đến chiều sâu thiết kế và đạt được các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật như thiết kế đặt ra

Với mục đích giảm thiểu thời gian thi công và tạo điều kiện tốt cho công táckhoan, nhằm phòng ngừa các phức tạp và sự cố trong quá trình khoan nên khi thi côngcấu trúc phải tính đến:

- Chiều sâu của đối tượng khai thác (vỉa sản phẩm), sản lượng của chúng vàtính chất thấm chứa của vỉa;

- Tính chất cơ lý và trạng thái gắn kết của đất đá, trong trường hợp thân giếng

hở, cần tính tới các phức tạp địa chất có thể gây ra các hiện tượng như bó, sập lở, hanghốc phun trào…;

- Áp suất vỉa và áp suất lỗ rỗng, cũng như áp suất vỡ vỉa của đất đá khoan qua;

- Nhiệt độ của đất đá theo chiều sâu thân giếng

Cấu trúc giếng khoan được xem là hợp lý nếu nó bảo đảm giá thành xây dựnggiếng thấp nhất, cũng như hoàn thiện các hạn chế tồn tại về kỹ thuật (thiết bị kỹ thuật

và vật tư, điều kiện vận chuyển), những hạn chế về công nghệ (áp dụng công nghệmới, tổ chức công việc chính và phụ trợ của các đơn vị, xí nghiệp tham gia quá trìnhthi công xây dựng giếng), những hạn chế về điều kiện địa chất (như sự xuất hiện nướcvỉa, mất dung dịch khoan và vữa ximăng, sập lở và trương nở của đất đá), những đòihỏi về sự tin cậy và tuổi thọ của giếng khoan trong suốt thời gian làm việc của giếng(thử vỉa, hoàn thiện giếng và khai thác)

b 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 bìnhthường;

- 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 ông khai thác cũng như các cột 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, đảmbảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khai thác cũng như sửa chữa giếng sau này

2.3.2 Tính toán cấu trúc giếng khoan

2.3.2.1 Thiết kế chiều sâu đặt chân đế ống chống

Dựa vào các đặc điểm phân tích về điều kiện địa chất ở trên ta có thể lựa chọncấu trúc giếng 4 cột ống đó là:

a Cột ống chống cách nước (ống bảo vệ):

Dựa vào kinh nghiệm khoan của các giếng ở mỏ Bạch Hổ, ta thường sử dụngcột ống cách nước loại Φ720×16×D Thi công bằng phương pháp búa máy đóng ốngxuống độ sâu 120 m dưới đáy biển

b Cột ống chống dẫn hướng:

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

c Cột ống trung gian thứ nhất:

Do khoan qua vùng biển Đông đất đá là cát sét hạt trung từ mềm đến trungbình, có hiện tượng mất dung dịch nhẹ nên ta tiến hành chống ống, ống chống trunggian đến chiều sâu 2170 m, trám xi măng toàn bộ chiều dài cột ống

d Cột ống trung gian thứ hai:

Để tránh hiện tượng sập lở thành giếng khoan từ độ sâu 2170 – 2980m khikhoan qua tầng Mioxen ta cần tiến hành chống cột ống trung gian thứ hai đến hết độsâu 2980 m, tiến hành trám xi măng một phần, từ độ sâu 1970 – 2980 m

2.3.2.2 Tính toán đường kính ống chống và đường kính choòng

Nguyên tắc tính toán cấu trúc của giếng khoan bắt đầu từ đường kính của ốngkhai thác cho đến cột ống chống trên cùng theo thứ tự từ dưới lên Cấu trúc giếngkhoan được tính toán làm sao cho quá trình khoan cũng như thả ống chống đến chiềusâu dự kiến được thông xuốt

Chọn đường kính ống chống khai thác chủ yếu dựa vào lưu lượng khai thác củagiếng.

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

Đường kính của choòng khoan (Dc) được tính theo công thức sau:

Sau khi xác định được đường kính choòng khoan người ta tiến hành xác địnhđường kính của ống chống phía trên trước nó Hiệu số giữa đường kính trong của ốngchống (dtg) và đường kính choòng khoan thả qua nó không được vượt quá 6 ÷ 8 mm:

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

Chúng được tra theo bảng 2.2 và 2.3 sau:

Bảng 2.2 Bảng qui chuẩn tính ∆ theo cấp đường kính ống chống của Gost Đường kính ống chống

Đường kính ống chống

(mm)

Mufta Đường kính (mm) Chiều dài (mm)

Căn cứ vào lưu lượng khai thác và đặc tính cấu tạo tầng sản phẩm là đá móng

Do đó giếng đã được thiết kế là dạng thân trần Đường kính choòng khoan mở vỉa sảnphẩm là choòng có đường kính 165,1 mm

Như vậy ta tính toán cho các khoảng khoan như sau:

a Tính ống trung gian thứ 3 (ống chống lửng):

dtg3 = 165,1 + (6 ÷ 8 mm) = 171,1 ÷ 173,1 mmCăn cứ vào bề dày ống trung gian ta có: Dtg3 = 194 mm, tra bảng có Dm(tg3)= 216mm

Tính đường kính choòng cho đoạn khoan ở ống trung gian thứ 3:

Ta có:

Dc(tg3) = Dm(tg3) + ∆ = 216 + 25 = 241 mm;

Theo qui chuẩn choòng ta được Dc(tg3) = 243 mm

Nhưng thực tế đã sử dụng loại choòng 215,9 mm để khoan qua đoạn này và sửdụng loại ống chống có đường kính 194 mm

b Tính ống trung gian thứ 2:

Ta có :

dtg2 = 215,9 + (6 ÷ 8 mm) = 221,9 ÷ 223,9 mm;

Căn cứ theo bề dày của ống ta có Dtg2 = 245 mm, suy ra: Dm(tg2) = 270mm

Tính đường kính choòng để khoan ở đoạn ống trung gian thứ 2:

Ta có: Dc(tg2) = Dm(tg2) + ∆ = 270 + 35 = 305 mm;

Theo qui chuẩn choòng ta được: Dc(tg2) = 311,1 mm

c Tính ống trung gian thứ nhấ:

Ta có: dtg1 = 311,1 + (6 ÷ 8 mm) =317,1 ÷ 319,1 mm;

Căn cứ theo bề dày của ống ta có: Dtg1 = 340 mm;

Tính đường kính choòng để khoan ở đoạn ống trung gian thứ nhất:

Theo qui chuẩn ta chọn được choòng: Dc(dh) = 660,4 mm;

Kết quả tính toán cấu trúc giếng được trình bày trong bảng 2.4 và hình 2.7

Bảng 2.4: Bảng cấu trúc giếng khoan 1203b Loại ống

chống

chiều sâu thả (m)

Đường kính ống (mm)

Đường kính choòng (mm)

Chiều cao trám (m)

Hình 2.7: Cấu trúc giếng 1203b

CHƯƠNG 3 DUNG DỊCH KHOAN

3.1 Lựa chọn hệ dung dịch

3.1.1 Chức năng nhiệm vụ của dung dịch

a Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan:

Việc tuần hoàn dung dịch khoan trong khoảng không vành xuyến giữa cột cầnkhoan và giếng khoan đưa mùn khoan từ đáy lên mặt Mùn khoan được giải phóng kịpthời ra khỏi đáy giếng khoan tạo điều kiện thuận lợi cho choòng tiếp xúc một cách liêntục với đất đá ở đáy lỗ khoan và quá trình phá hủy đất đá của choòng sẽ đạt hiệu quảcao Ba thông số ảnh hưởng đến hiệu quả rửa sạch khoảng không đó là:

- Vận tốc dung dịch trong khoảng không vành xuyến phụ thuộc vào lưu lượngbơm dung dịch;

- Trọng lượng riêng của dung dịch có tác dụng đẩy nổi hạt mùn;

- Độ nhớt có tác dụng giữ hạt mùn nâng cao hiệu quả nâng mùn khoan lên mặt

b Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng sau khi ngừng tuần hoàn:

Muốn tiếp cần khoan, cần phải ngừng bơm dung dịch Trong thời gian này mùnkhoan đang lơ lửng trong khoảng không vành xuyến, không còn chịu dòng dung dịchkéo lên nữa và có thể bị lắng chìm Có thể gây ra các hiện tượng kẹt bộ dụng cụ Chínhtính lưu biến của dung dịch giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng nhờ sự gen hóa khingừng tuần hoàn

c Làm mát và bôi trơn dụng cụ khoan:

Dụng cụ khoan bị nóng lên bởi nhiệt độ ở đáy (địa nhiệt) và ma sát cơ học giữachoòng khoan và đất đá chuyển thành nhiệt Việc tuần hoàn dung dịch đóng vai tròtrao đổi nhiệt mà thiết bị trao đổi nhiệt là toàn bộ các hệ thống máng dẫn và các bểchứa dung dịch trên mặt Mặt khác dung dịch khoan có khả năng làm giảm ma sát giữa

bộ khoan cụ và thành giếng khoan Đôi khi người ta cải thiện chức năng này bằng cáchcho thêm các chất chống ma sát như dầu hoặc các phụ gia khác

d Tạo phản áp, giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh hiện tượng dầu, khí, nước vào lỗ khoan:

Trong quá trình tuần hoàn dung dịch khoan tác động một áp suất thủy tĩnh lênthành hệ có giá trị bằng:

Ptt= γH/10, attrong đó:

γ: là trọng lượng riêng của dung dịch, G/cm3

H: chiều cao cột chất lỏng tại điểm ta xét, mNếu áp suất thủy tĩnh Ptt này nhỏ hơn áp suất vỉa thì chất lưu từ vỉa sẽ xâm nhậpvào giếng khoan có thể dẫn đến hiện tượng phun trào Dung dịch khoan có trọng lượngriêng thích hợp đóng vai trò như một đối áp đầu tiên cho phép khống chế áp suất ở đáygiếng khoan.

Tuy nhiên áp suất thủy tĩnh cũng gây trở ngại đó là làm tăng độ bền của đá ởđáy do đó làm giảm vận tốc cơ học khoan

e Sét hóa thành lỗ khoan:

Quá trình phá hủy đá tạo thành lỗ khoan đã làm mất sự cân bằng tự nhiêncủa các tầng nham thạch và các vỉa sản phẩm Đất đá ở thành lỗ khoan luôn có xuhướng đi vào tâm lỗ khoan, vì vậy có thể gây ra hiện tượng sập lở thành giếng nếu nhưđất đá liên kết yếu kém ổn định hoặc dầu, khí, nước có thể xâm nhập vào lỗ khoan Đểđảm bảo quá trình khoan bình thường người ta phải tạo nên sự cân bằng áp lực mớibằng cột dung dịch được bơm vào lỗ khoan Sự thấm lọc các pha lỏng của dung dịchkhoan vào các thành hệ thấm để lại một lớp màng các hạt keo sét ở thành giếng khoan.Lớp màng này được gọi là lớp vỏ sét Lớp vỏ sét này bám chắc được là nhờ các sảnphẩm đặc biệt gọi là chất khử lọc, nó cách ly các tầng thấm với giếng khoan tăng độ

ổn định của thành giếng

f Truyền dẫn công suất cho động cơ đáy:

Đối với một số ứng dụng: khoan định hướng, khoan bằng choòng kim cương,người ta lắp vào bộ khoan cụ một động cơ đáy (tuabin hoặc động cơ thể tích), nó làmquay dụng cụ phá đá (và chỉ choòng khoan quay) Động cơ này làm việc nhờ lưulượng dung dịch phun vào bên trong bộ khoan cụ sự sụt áp do vận hành động cơ đáy

sẽ cộng thêm vào tổ thất áp suất trong hệ thống đẩy của bơm

g Truyền thông tin dữ liệu địa chất lên bề mặt:

Nhờ tuần hoàn mà dung dịch khoan cho các nhà địa chất biết các nguồn thôngtin chủ yếu Mùn khoan nhận được ở máng nghiêng, dấu vết chất lỏng hoặc khí củacác tầng khoan qua phát hiện được nhờ các bộ cảm biến (cáp tơ) trên bề mặt Sự thayđổi tính chất hóa lý của dung dịch (nhiệt độ, độ pH, độ clorua v.v ) cũng là một phầncủa các kết quả đo ghi giúp cho nhà địa chất và thợ khoan điều hành công tác hiệntrường

h Gây tác dụng hóa lý đối với đất đá trên đáy:

Nước rửa đi qua lỗ thu hẹp của choòng có vận tốc khá lớn, mang động năngnhất định sẽ trực tiếp phá hủy đá mềm yếu (nhất là choòng có vòi phun thủy lực

Bản thân nước rửa chứa một số hóa chất làm thay đổi tính chất đất đá ở đáy,làm giảm độ bền đất đá dẫn đến tăng Vch Chẳng hạn chất HTBM trong dung dịch có

khả năng cho Vch tăng lên từ 5% ÷ 25%.

3.1.2 Lựa chọn hệ dung dịch khoan

Việc lựa chọn hệ dung dịch khoan cần dựa trên nguyên tắc về giá thành và cácchỉ tiêu kinh tế kỹ thuật khác

Cơ sở lựa chọn hệ dung dịch có thể chấp nhận được là sự phù hợp của cácthành phần dung dịch khoan với địa tầng khoan qua trong toàn bộ khoảng khoan chođến hết chiều sâu thả ống chống Giải pháp cho vấn đề này đòi hỏi trước tiên phải xemxét phân loại dung dịch và địa tầng khoan qua

Trên cơ sở các hệ dung dịch khoan các giếng ở các mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồngcho phép phân chia ra các hệ dung dịch

a Hệ dung dịch plime – sét trên nền lignosulfonat:

Hệ dung dịch lignosulfonat gốc nước biển là hệ dung dịch phân tán ức chế bằng

các hóa phẩn gốc lignosulfonat (ferocromlignosulfonat – FCL hoặc cromlignosulfonat

– CL) Đây là hệ dung dịch có độ bền nhiệt (từ 1800C đến 2000C) và độ bền muối cao

Bảng 3.1: Đơn pha chế dung dịch polime – sét trên nền lignosulfonat

Tên gọi hóa phẩm

(thương phẩm) Chức năng của hóa phẩm Tiêu hao hóa phẩm (kg/m 3 dung dịch)

Chất làm nặng:

Barit

Tăng tỷ trọngdung dịch

Theo số liệuTính toánChất ổn định

10 – 15

5 – 7

7 - 8

Tuy vậy, hệ dung dịch này có tính năng ức chế hạn chế, không thể khống chếđược khả năng phân tán của khoáng sét Cho nên khuyến cáo không sử dụng khi khoancác tầng trầm tích sét trương nở nếu không sử dụng thêm các phụ gia ức chế đăc biệt.Giá trị nồng độ PH tối ưu nhất của hệ dung dịch này từ 8,5 đến 9,5.

c Hệ dung dịch polime – sét ức chế phèn nhôm kali (AKK):

Đây là hệ dung dịch được gia công và sử lý bằng nhiều thành phần ức chế khácnhau Ngoài hợp chất lignosulfonat, phèn nhôm kali là tác nhân ức chế bổ xung trong

hệ Trong hệ dung dịch polime – sét ức chế phèn nhôm kali (K+) va nhôm (Al3+) đóngvai trò chủ yếu trong quá trình ức chế khoáng sét Hiệu quả ức chế đạt được nhờ sựkhống chế của cation kali vào cấu trúc phân tử của khoáng sét và làm giảm khả năngthủy hóa của khoáng sét

Nhôm hydroxit tồn tại trong dung dịch sẽ hấp thụ một phần lượng nước trên bềmặt của khoáng sét trong mùn khoan, cản trở tính chất phân tán của khoang sét trongdung dịch

Bảng 3.2: Đơn pha chế dung dịch polime – sét ức chế phèn nhôm kali

Tên gọi hóa phẩm

(thương phẩm)

Chức năng của hóa phẩm Tiêu hao hóa

phẩm (kg/m 3 dung dịch)

Chất làm nặng:

Barit

Tăng tỷ trọngdung dịch

Theo số liệuTính toánChất ức chế:

FCL

Độ nhớt, nước dư

25 – 35Bactericid

VIETBAC – 21

Diệt khuẩn

1 – 1,5Chất bôi chơn:

VIETLUB

VIETLUB – 120

Bôi trơn

20 – 30Phụ gia đặc biệt:

Tên gọi hóa phẩm

(thương phẩm)

Chức năng của hóa phẩm Tiêu hao hóa

phẩm (kg/m 3 dung dịch)

Grafit

NaOH

Ca(OH)2

Bôi trơn thả ốngĐiều chinh PHKết tủa Ca2+

- khả năng ức chế cao của phèn nhôm kali đã góp phần ổn định thành giếng;cũng như hệ lignosulfonat, sự có mặt của hợp chất FCL còn có tác dụng làm giảm độnhớt và tính chất lưu biến khác của hệ;

- khả năng ổn định và bền vững ở nhiệt độ cao, độ bền muối cao khi nồng độ từ10%  15% NaCl

d Hệ dung dịch polime – sét ức chế trên nền hợp chất silic hữu cơ (hệ dung dịch kỵ nước):

Hệ dung dịch polime – sét ức chế trên nền hợp chất hữu cơ được dùng để khoancác giếng thăm dò và khai thác trong các tầng trầm tích khác nhau Các trầm tích nàyđược đặc trưng bởi hàm lương sét cao (đến 80%); tính chất gắn kết cao nhưng kém bềnnhư sét trong đá vôi rắn chắc và sét trong bột kết

Hợp chất hữu cơ giữ vai trò cảm trở khả năng tiếp xúc của sét với các thànhphần phân tán trong dung dich khoan Hệ dung dịch polime – sét ức chế trên nền hợpchất silic hữu cơ có khả năng phòng ngừa sự phân tán của mùn khoan và hạn chế sựtăng trưởng hàm lượng pha rắn trong dung dịch, đặc biệt đối với các chất tạo keo

Tính chất đặc trưng của hệ dung dịch này là sự có mặt của hỗn hợp hai chấtpolime; chất thứ nhất thể hiện tính chất ổn định (như CMC – LV) còn chất thứ hai thểhiện tính chất tụ keo (PAA, DK – DRILL)

Hỗn hợp các polime này không những đảm bảo tốt tính ổn định và tạo keo của

hệ dung dịch mà còn có ưu điểm là tiêu hao ít hóa phẩm khi điều chế

Bảng 3.3: Đơn pha chế dung dịch polime – sét ức chế phèn nhôm kali

Tên gọi hóa phẩm

Theo số liệuTính toánChất ức chế:

KR – 22

Ức chế

5 – 6Chất ổn định:

FCL

Độ nhớt, nước dư

15 – 20Chất hoạt tính bề mặt:

VIETPAV

Giảm lực căng mặt ngoài

3 – 5Bactericid

VIETBAC – 21

Diệt khuẩn

1 – 1,5Chất bôi chơn:

10 – 12

5 – 7

e Hệ dung dịch polime với hàm lượng pha rắn thấp:

Đây là hệ dung dịch gốc polime phân tử cao với phụ gia pha rắn thấp (<3%).Hàm lượng pha rắn thấp, do đó hệ dung dịch có tỷ trọng thấp Tính chất này của dungdịch là một thông số hết sức quan trọng khi khoan trong các trầm tích hoặc vỉa có ápsuất dị thường thấp Hệ dung dịch này chỉ đảm bảo được tính ổn định và các tính chấtlưu biến bền vững khi mà nhiệt độ vỉa không cao hơn 1200C

Mục đích chính khi sử dụng hệ dung dịch này là ngăn ngừa sự nhiễm bẩn dungdịch do mùn khoan

Bảng 3.4: đơn pha chế dung dịch polime – sét ức chế phèn nhôm kali

Tên gọi hóa phẩm

Chất cấu trúc ban đầu:

Chất ức chế:

KR – 22

Ức chế

18 – 20Chất hoạt tính bề mặt:

VIETPAV

Giảm lực căng mặt ngoài

3 – 5Bactericid

VIETBAC – 21

Diệt khuẩn

1 – 1,5Chất bôi chơn:

10 – 15

7 – 10

Mục đích của chọn hệ dung dịch và gia công hóa học dung dịch là tạo ra hệdung dịch phù hợp với từng khoảng khoan

Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ đang sử dụng phổ biến hệ dung dịch gốc sét điều chế

từ Bentonit - API và được sử lý với nhiều hoá phẩm Còn hệ dung dịch Polime phi sét

đã bắt đầu được nghiên cứu đưa vào sử dụng, tuy rất khả quan nhưng còn nhiều bấtcập, trong khi đó giá thành rất cao và phần lớn hoá phẩm được mua từ nước ngoài.Ngoài ra người ta còn sử dụng hệ dung dịch nhũ tương, hệ dung dịch này có khả năngbôi trơn tốt, giảm được mài mòn thiết bị và dụng cụ khoan, giảm được công suất quaycột cần khoan, giảm được sự rung động của cột cần khoan trong quá trình khoan Tuynhiên, dung dịch nhũ tương có giá thành cao và gây ô nhiễm môi trường nên ít được

sử dụng

3.2 Tính toán các thông số dung dịch

3.2.1 Phương pháp tính toán

a.Tính toán trọng lượng riêng dung dịch khoan:

Áp suất của cột dung dịch với trọng lượng riêng γd tác dụng lên thành (hoặcđáy) giếng khoan tại chiều sâu H được tính theo công thức:

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

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

γd: Là trọng lượng riêng của dung dịch

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

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 chiềusâu thân giếng H như sau:

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

Ka: Là gradien áp suất vỉa

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

H

b H K

- Độ dày vỏ bùn (K):

Là bề dày lớp vỏ sét bám trên thành giếng (hay trên thiết bị lọc) khi nước từgiếng khoan ngấm vào đất đá thành hệ Lớp vỏ sét này có tác dụng như một ống chốngtạm thời Trị số K càng nhỏ thì lớp vỏ sét càng mỏng và chặt sít, tức là càng có tácdụng ngăn cản sự lưu thông của chất lưu giữa vỉa và giếng, như vậy thành giếng càng

ổn định hơn Trong điều kiện khoan bình thường thì K = 1 – 2 mm

là 5 mm (nhớt kế CΠB – 5) Độ nhớt quy ước được dùng để đánh giá nhanh sự nhiễmbẩn làm thay đổi các tính chất của dung dịch khoan Độ nhớt của dung dịch khoan nhỏ

sẽ khó ổn định thành giếng nhưng lại đạt tốc độ cơ học khoan cao Ngược lại khi độnhớt lớn sẽ có tác dụng ổn định thành giếng, giữ và nâng mùn khoan tốt hơn, hạn chếmất dung dịch…Tuy nhiên nếu dung dịch quá nhớt sẽ làm tăng sức kháng thuỷ lựctrong hệ thống tuần hoàn gây trở ngại cho máy bơm và động cơ đáy Trong điều kiệnkhoan bình thường T= 20 – 30 s

- Ứng suất cắt tĩnh(θ):

Là ứng suất nhỏ nhất cần thiết để phá vỡ cấu trúc dung dịch, được đặc trưng bởilực tối thiểu cần thiết tác dụng lên một đơn vị bề mặt dung dịch Ký hiệu: θ, mG/cm2

hoặc mN/cm2

θ: đặc trưng cho độ bền cấu trúc của dung dịch được tạo ra ở trạng thái tĩnh.Dung dịch có cấu trúc tốt là dung dịch có khả năng giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng khingừng tuần hoàn, làm mùn khoan không bị lắng xuống đáy, tránh hiện tượng kẹt mùnkhoan Người ta thường đo giá trị θ1 và θ10 để xác định tính xúc biến của dung dịch

- Hàm lượng cát và các phần tử chưa tan (π):

Là thể tích cặn thu được khi để dung dịch pha loãng bằng nước lã theo tỷ lệ 1: 9

ở trạng thái yên tĩnh sau 1 phút Hàm lượng chất rắn đặc trưng cho độ nhiễm bẩn củadung dịch, làm giảm cấu trúc dung dịch, mài mòn các chi tiết của máy bơm,tuabin,dụng cụ khoan

Ngoài ra dung dịch khoan còn được đặc trưng bởi các thông số khác như: độ

PH, độ ổn định, độ lắng ngày đêm, hàm lượng keo…

Khi khoan bằng động cơ đáy, yêu cầu bổ xung đối với dung dịch khoan là:giảm tối đa độ nhớt tạo điều kiện cho động cơ đáy làm việc tốt, giảm áp suất thuỷđộng lên vỉa khi kéo thả dụng cụ, rửa mùn khoan và tách khí khỏi dung dịch từ giếngkhoan, cân bằng tốt nhất áp lực cột dung dịch lên đáy với áp suất vỉa

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

Để thuân lợi ta chia các khoảng khoan như sau:

Bảng 3.5: phân chia các khoảng khoan STT Khoảng khoan theo

- Trọng lượng riêng của dung dịch: γd = 1,12 G/cm3;

Tại khoảng khoan này ta có:

- Gradien áp suất vỉa: Ka = 1,06;

- Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan: K = 1,1;

- Chiều sâu thân giếng: H = 2980 m

Thay vào công thức (3.5) ta tính được trọng lượng riêng của dung dịch:

15,12980

352980.1,1.06,

Tại khoảng khoan này ta có:

- Gradien áp suất vỉa: Ka = 1,22 ÷ 1,28;

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

- Chiều sâu thân giếng: H = 3190 m

Thay vào công thức ta tính được trọng lượng riêng của dung dịch:

33,13190

353190.05,1.28,

Tại khoảng khoan này ta có:

- Gradien áp suất vỉa: Ka = 0,8 ÷ 0,9;

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

- Chiều sâu thân giếng: H = 4941 m

Thay vào công thức ta tính được trọng lượng riêng của dung dịch:

94,04941

354941.05,1.9,

3.2.3 Gia công hóa học dung dịch

Việc gia công hóa học cho dung dịch khoan phải được tiến hành dựa trên cơ sởtính toán lượng dung dịch, sét, nước và các hóa phẩm khác Đồng thời để tạo ra cácthông số của dung dịch theo yêu cầu thì công việc này đòi hỏi phải được tính toán vàđược thử nghiệm một cách cẩn thận trong phòng thí nghiệm

Để làm sạch dung dịch trước khi bơm trở lại giếng khoan (tách mùn khoan vàtách khí), trên giàn khoan có trang bị hệ thống các bể chứa, máng lắng, sàn rung và cácmáy xoáy thủy lực, máy tách khí

Quá trình làm sạch phục hồi chất lượng dung dịch như sau: dung dịch từ giếngkhoan qua máng dẫn đến sàn rung, ở đây các hạt mùn có kích thước lớn bị tách ra.Dung dịch tiếp tục chảy qua máng lắng, tại đây các hạt mùn nhỏ hơn do trọng lượngbản thân sẽ bị lắng xuống Đồng thời do tác dụng hóa chất của một số chất và kết hợpvới sự phá vỡ cấu trúc của hệ dung dịch nhờ các tấm chắn lửng gắn trên máng sẽ loại

bỏ được một phần bọt khí có lẫn trong dung dịch Sau đó dung dịch được bơm quamáy xoáy thủy lực để tách nốt phần hạt mịn hơn Cuối cùng dung dịch được bơm quamáy tách khí và được bơm trở lại bể chứa

1 Miệng giếng khoan 6 Thiết bị tách khí

11 Máy bơm Piston

Hình 3.1: Sơ đồ bố trí hệ thống làm sạch dung dịch khoan

3.2.3.1 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 thảinước;

- CMC – HV: Dùng để điều chỉnh các thông số như: độ thải nước, ứng suất cắttĩnh, 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 tầngsét kết Ngoài ra FCL còn có chức năng phụ là: làm giảm độ thải nước, ức chế sựtrương nở của sét;

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

- Na2CO3: Làm tăng khả năng phân tán sét trong dung dịch;

- Grafit, VIETLUB- 150: Là những hoá phẩm bôi trơn có tác dụng làm tăng khảnăng bôi trơn Dùng được ở nhiệt độ cao

3.2.3.2 Gia công hoá học dung dịch

Việc gia công hoá học cho dung dịch khoan phải được tiến hành dựa trên cơ sởtính toán lượng dung dịch, sét và nước như trên Đồng thời, để tạo ra các thông số theo

yêu cầu thì công việc này còn đòi hỏi phải được tính toán và thử nghiệm một cách cẩnthận trong phòng thí nghiệm Kết quả của việc gia công hoá học dung dịch khoan củagiếng khoan 1203b được trình bày trong bảng sau:

Bảng 3.7: Đơn pha chế dung dịch khoan cho các khoảng khoảng khoan

Khoảng khoan

dịch

Trọng lượng riêng của dung dịch (G/cm 3 )

Tên hoá phẩm

Trọng lượng riêng của hoá phẩm (G/cm 3 )

Hàm lượng vật chất (%)

Khối lượng trong 1m 3

dung dịch pha mới (kg/m 3 )

Khoảng khoan

dịch

Trọng lượng riêng của dung dịch (G/cm 3 )

Tên hoá phẩm

Trọng lượng riêng của hoá phẩm (G/cm 3 )

Hàm lượng vật chất (%)

Khối lượng trong 1m 3

dung dịch pha mới (kg/m 3 )

3.3.1.1 Tính toán thể tích dung dịch cần thiết cho các khoảng khoan

Thể tích dung dịch cần thiết cho mỗi khoảng khoan được xác định theo côngthức sau:

D:là đường kính trong của cột 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 a=2÷2,5.

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

l: Chiều sâu khoan được, m;

K: Định mức tiêu hao dung dịch K phụ thuộc vào đường kính giếngkhoan, tốc độ khoan, chất lượng dung dịch khoan và được lấy theo kinh nghiệm nhưsau: