VIII.1.5.1 Dự báo về nhiệt độ
Nhiệt độ đáy biển trong khu vực là 200c. Dự báo về nhiệt độ được tiến hành trên kết quả thu thập được khi đo carota ở các giếng khoan của lô 07/03 Gradien trung bình 3,30/ 100m. Trong thực tế Gradien có thể thay đổi, ta có thể dự đốn Gradien địa nhiệt ở các độ sâu và ranh giới như sau :
- nhiệt độ tại 64m là Tx= 150
- nhiệt độ ở độ sâu 750m được tính theo cơng thức
T750= Tx + (750-64) /100x G =15+ 6,86 x 3 = 35,580 - nhiệt độ tại độ sâu tại 1500m
T1500= T1500+ (1500-750)/100x G = 35,580+ 7,5 x 3,2 = 59,580
- nhiệt độ tại độ sâu 2150m
T2150= T2150 + (2150- 1500)/100 x G = 59,58 + 6,5 x 3,2 = 80,320 - nhiệt độ tại độ sâu 2700m
T4000= T1250 +( 4000-2150)/100 x G = 80,38 + 18,5 x 3,4 = 143,280 Dự kiến nhiệt độ theo chiều sâu thể hiện như sau
Bảng VIII.4 dự kiến nhiệt độ theo chiều sâu
Độ sâu Gradien nhiệt độ Nhiệt độ
64- 750 3 15-35,38
750 -1500 3,2 35,58 - 59,58
1500- 2150 3,2 59,58–80,32
VIII.1.5.2 Dự kiến áp suất
Nghiên cứu địa chất mỏ, khu vực này ta thấy rằng mỏ có thể dị thường ở một số khoảng độ sâu vậy ta cần tính tốn và dự báo áp suất cho tầng khoảng độ sâu đó nh ằm đảm bảo cho cơng tác khoan an tồn và hiệu quả
Thông qua các tầng không gặp dị thường ở một số khoảng độ sâu vậy ta cần tính tốn và dự báo áp suất cho mỗi khoảng độ sâu nhằm đảm bảo cho công tác an tồn và hiệu quả
Thơng thường qua các tầng khơng dị thường áp suất trong các khoảng độ sâu thì áp suất tínhtheo cơng thức áp suất thủy tĩnh
Ptt= H.P/10 và pv= Ptt
Nhưng ở một số tầng có thể suất hiện dị thường áp suất đặc biệt khi gặp khi gặp khống thể khí thì chắc chắn gặp dị thường áp suất ở đỉnh khoáng thể xấp xỉ bằng áp suất gặp ở ranh giới khí nước ) khi đó áp suất vỉa được tính theo cơng thức sau :
pv= Ptt. kdt trong đó:
Ptt= H.γH20/10
pv: áp suất vỉa ( at)
Ptt : áp suất thủy tĩnh ( at)
H : chiều sâu tính giá trị áp suất (m)
γH20 : tỷ trọng dung dịch lấy giá trị bằng 1 . kdt hệ số dị thường áp suất
Độ sâu đáy biển là 64m nước nên giá trị áp suất tại đáy biển là : Pđb= Ptt+ 1=( Hnước.γnước) / 10 + 1 = 7,4 at
Áp suất ở giếng khoan B0–1X dự kiến như sau Tại độ sâu 750m
Tương tự tính
Áp suất ở độ sâu 1500m
P1500= 75 +( 1500- 75)/10 x 1,1 = 157,5 (at) Áp suất tại độ sâu 2150m
P2150= 150 +(2150-1500)/10 x 1,28 = 233,2 (at) Áp suất tại độ sâu 2700m
P4000= 215 + ( 4000- 2150)/10x 1,28 = 451,8 (at)
Bảng VIII.5 Dự đoán áp suất theo chiều sâu
Chiều sâu Gradien áp suất Áp suất
64 1 7,4
750 1 96,94
1500 1,1 157,5
2200 1,28 233,2
4000 1,28 451,8
VIII.1.6 Dự báo sự cố xảy ra trong quá trình khoanVIII.1.6.1 Khả năng sập nở thành giếng khoan VIII.1.6.1 Khả năng sập nở thành giếng khoan
Trong quá trình khoan đất đai bị bở rời, qua các nứt nẻ, góc dốc lớn, dị thường áp suất vỉa nước ngấm làm cho liên kết đá yếu đi. Vì vậy khả năng này xảy ra tương đối với các trầm tích Plioxen – Đệ Tứ ( hệ tầng Biển Đơng ) vìđất đá ở đây có thành phần cát kết chứa thạch anh với nhiều mảnh đá vụn, sinh vật, xen kẹp với sét bột có độ gắn kết yếu.
VIII.1.6.2 Khả năng mất dung dịch
Khi khoan qua các tầng sản phẩm ở độ trên 2300m xảy ra hiện tượng mất dung dịch khoan.
VIII.1.6.3 Khả năng kẹt cần khoan
Hiện tương xảy ra khi khoan qua các tầng sét hay có hàm lượng sét cao, đặc biệt là monmorilonit, sẽ hút nước chương nở mạnh làm giảm đường kính giếng khoan gây kẹt bộ dụng cụ khoan.
VIII.1.6.4 Khả năng dầu khí phun
Đây là hiện tượng khi khoan qua các tầng sản phẩm có tỷ trọng khơng phù hợp làm cho Pv > Ptt sẽ xảy ra hiện tương dầu khí phun rất nguy hiểm. Nên khi khoan qua các tầng sản phẩm chúng ta phải để ý đến tỷ trọng sao
Pv< Ptt< Pphá vỉa Trong đó :
pv: áp suất vỉa ( at)
Ptt : áp suất thủy tĩnh ( at) Pphá vỉa: áp suất phá vỡ vỉa
VIII.1.6.5 Lập cấu trúc giếng khoanỐng chống định hướng Ống chống định hướng
Có tác dụng định hướng ban đầu cho lỗ khoan, ngăn chặn sự sập nở của đất đá ô nhiễm của dung dịch khoan với các tầng nước trên mặt. Tạo kênh dẫn cho dung dịch chảy vào máng, bảo vệ cho dng dịch xới sập nền khoan và móng thiết bị. Trong điều kiện biển nó có tác dụng ngăn chặn nước biển với giếng khoan, đảm bảo trong quá trình khoan được thực hiện đến độ sâu thiết kế ống chống được đóng.
Ống dẫn hướng
Có tác dụng ngăn chặn thành lỗ khoan ở phần trên không được xập lở, bảo vệ tầng nước phía trên khơng bị ơ nhiễm bởi dung dịch khoan. Đóng vai trị một trụ rỗng trên đó có lắp đặt các thiết bị miệng giếng như. Đầu ống chống, thiết bị chống phun, treo toàn bộ các cột chống tiếp theo và một phần thiết bị khai thác. Cột ống dẫn hướng chịu toàn bộ lực nén của các cột tiếp theo do vậy phải được trám toàn bộ xi măng ở phần chiều dài và phần nhô lên phải được phủ bền. Đây là cột đầu tiên nhất thiết phải có .
Cột ống chống trung gian
Cột ống chống này được gọi là cột ống chống kỹ thuật và được thả do yêu cầu điều kiện địa chất. Công tác khoan không thể tiếp tục nếu như khơng có nó. Cột chống ống này được thả xuống để đóng các tầng nham thạch có thể gây ra những khó khăn phức tạp trong q trình khoan ( sập nở thành, bó hẹp lỗ khoan, mất dung dịch …..) và cho phép
khoan đến tầng thiết kế do đó cột ống chống này không thể cần hoặc cần với một số lượng 1-2ống có thể nhiều hơn.
Cột ống khai thác
Là cột ống chống cuối cùng được thả xuống lỗ khoan. Cột ống chống này tạo nên kênh dẫn dầu và khí đi lên và đảm bảo các thiết bị khai thác như bơm sâu, ống ép khí ………Ngồi ra ống này cịn cho phép kiểm tra áp suất, thực hiện cơng tác tăng cường dòng sản phẩm lổ thủy lực, xử lý axit, bơm ép v ỉa ….. chỉ không được thả khi biết khơng có dịng sản phẩm
Đối với ống chống khi thả và khai thác phải chịu tác dụng lực kéo, ứng lực bóp méo hoặc phá hủy dưới tác động chênh lệch áp suất bên trong và bên ngồiống. Chính vì vậy trước khi thả cần tính tốn chính xác kích thước. Chủng loại ống sao cho đảm bảo được các yếu tố như : Độ sâu ống chống, áp suất vỉa, áp suất dự kiến trong lòng ống khi chịu tác dụng của lực kéo.
VIII.1.7 Chọn cấu trúc giếng khoan
Trong công tác thi cơng giếng khoan tìm kiếm dầu khí việc thiết kế và chọn cấu trúc giếng khoan đóng vai trị rất quan trọng. Cấu trúc giếng khoan được dự kiến thiết kế dựa trên các dự kiến cho trước do bộ phận địa chất hay kỹ thuật đưa ra và những tài liệu tích lũy được trong khi thực hiện các giếng kho an trước.
Các thông số cần thiết cho việc lựa chọn cấu trúc giếng
Trong phần này ta cần lựa chọn cácống độ sâu thả ống, độ sâu và khoảng bơm trám xi măng theo tổ hợp thích hợp tạo thành cấu trúc giếng khoan, cơ sở để lập ra cấu trúc giếng khoan
- Mục đích và nhiệm vụ giếng khoan - Chiều sâu giếng khoan
- Tầng sản phẩm dự kiến gặp - Chiều sâu khoan
- Đối tượng cần mở vỉa, chiều sâu ống chống, đường kính ống chống trong vùng cấu trúc
Pphv= 0,0834.H+ 0,66. Pv Áp suất phá vỉa tại độ sâu 64m
Pphv= 0,0834 x 64 + 0,66 x 7,4 =10,2216 at Áp suất phá vỉa tại độ sâu 750m
Pphv= 0,0834 x 750 + 0,66 x 96,94 = 126,5404 at Áp suất phá vỉa tại độ sâu 1500m
Pphv= 0,0834 x1500 + 0,66 x 157,5 =129,05 at Áp suất phá vỉa tại độ sâu 2150
Pphv= 0,0834 x 2150 + 0,66 x 233,2 = 333,222 at Áp suất phá vỉa tại độ sâu 2700
Pphv= 0,0834 x 4000 + 0,66 x 285,4 = 521.964 at
Kết quả tính tốn áp suất phá vỉa được thể hiện trong bảng sau
Bảng VIII.6 Tính tốn áp suất phá vỉa
Chiều sâu ( m) Áp suất phá vỉa (at)
64 10,2216
750 126,5404
1500 129,05
2150 333,222
Cấu trúc giếng khoan phải đảm bảo các yêu cầu sau
-Đảm bảo khoan đạt được chiều sâu thiết kế với điều kiện đề ra - Có thể tiến hành các phương pháp mở vỉa khai thác
- Đề phòng và khắc phục những phức tạp trong khi khoan, áp dụng và khắc phục những thành tựu có khả năng lợi thế về kỹ thuật trong q trình thi cơng
- Chi phí tiêu tốn cho thi công
- Dựa vào kết quả nghiên cứu đặc điểm địa chất, thạch học và địa tầng dự kiến gặp trong giếng khoan B0–1X chúng tôi sẽ đề suất cấu trúc giếng khoan bao gồm 4 cột ống chống trong các khoảng độ sâu
- Ống chống 20’’( ống định hướng ) thả khoảng độ sâu 120m. Trong đó từ đáy biển là 58m đến miệng giếng đẻ ngăn nước
- Ống chông 13 3/8’’ ( ống dẫn hướng ) thả độ sâu 775m qua tầng sập lở ngăn cách các lớp trầm tích bở rời Plioxen – Đệ Tứ, tạo giá đỡ cho ống tiếp theo
- Ống chống 9 5/8’’ ( ống trung gian) thả tới chiều sâu 2210m - Ống chống 7’’ ( ống khai thác ) chống từ miệng tới 3600m
- Các ống chống tương ứng trong các khoảng độ sâu được thể tóm tắt trong bảng sau đây : Bảng VIII.7 Các loại ống chống tt Đường kính giếng ( inch) Đường kính ống chống ( inch) Chiều sâu thả ống chống ( m) 1 26’’ 20’’ 120 2 17 ẵ 13 3/8 775 3 12 ẳ 9 5/8’’ 2210 4 8 ½’’ 7’’ 4000
VIII.1.8Bơm trám xi măng
VIII.1.8.1 Mục đích của việc bơm trám xi măng
- Gia cố tạo độ bền cho ống chống
- Cách ly tầng sản phẩm với các tầng khác và giữa tầng sản phẩm với nhau - Tạo đế kín lắp đặt các thiết bị đối áp trên miệng giếng
VIII.1.8.2 Phưng pháp bơm trámNguyên tắc bơm trám Nguyên tắc bơm trám
Vữa xi măng được bơm trám trực tiếp vàoống hoặc qua cột cần khoan và bơm ép vào khoảng không gian vành xuyến giữa phần ngoài của cột ống chống và thành giếng khoan, sao cho cột vữa này dâng nên đến chiều cao thiết kế
Vữa xi măng này được chộn trên mặt đất một cách liên tục nhờ hai đầu phun dưới áp suất làm ướt và đẩy cột xi măng bột đến bể nhỏ, ở đó tỷ trọng vữa xi măng được kiểm tra liên tục. Sau đó người ta sử dụ ng bơm pittông cao áp để bơm vữa vào giếng
Điều chỉnh tỷ trọng xi măng bằng cách thay đổi lưu lượng nước chảy về phía điểm gặp xi măng và nước chộn. Xi măng khô cung cấp nhờ phương pháp trọng lực từ một tháp silô. Các thiết bị trám xi măng ngoài biển hiện đại còn cung cấp xi măng bằng ống dẫn dưới áp suất khí quyển đến nơi tiếp xúc với nước chộn.
Trám xi măng phân làm 3 loại
- Trám cơ bản: Trámống một ống chống sau khi thả - Trám bổ xung nhằmsửa chữa lần trám thứ nhất
- Trám đặc biệt có thể ép xi măng vào vỉa (trám áp lực) hoặc đổ cầu xi măng vào miệng giếng.
VIII.1.8.3 Chất lượng bơm trám xi măng
Sau khi hoàn thiện việc bơm trám xi măng ta phải tiến hành kiểm tra chất lượng bơm trám xi măng bằng các phương pháp địa vật lý giếng khoan sau :
- Phương pháp đồng vị phóng xạ - Phương pháp đo nhiệt
Khoảng bơm trám xi măng được thể hiện tóm tắt trong bảng sau:
Bảng VIII.8 Khoảng bơm trám xi măng
TT Đường kính giếng Đường kínhống chống Chiều sâu thả ống chống
Chiều sâu bơm trám
1 26’’ 20’’ 120m Bơm trám từ 90-
120m
2 17 ½’’ 13 3/8’’ 775m Bơm trám tồn bộ
3 12 ẳ 95/8 2210m Bm trỏm ton b
4 8 ẵ 7’’ 4000m Bơm trám toàn bộ
VIII.1.9 Dung dịch khoan
VIII.1.9.1 Vai trò của dung dịch khoan
Trong khoan sâu đặc biệt là khoan dầu khí, khơng thể khơng quan tâm đến vai trị của dung dịch khoan, bởi tác dụng của ló như sau:
- Vận chuyển mùn khoan lên trên bề mặt - Giữ mùn khoan lơ lửng khi đang tuần hoàn
- Làm mát chịong khoan và bơi trơn cần khoan khi khoan bằng phương pháp roto, tăng khả năng phá đất đá của chòong khoan
- Giữ ổn định thànhống khoan
- Truyền năng lượng cho tubin khoan.
VIII.1.9.2 Tính chất cơ bản của dung dịch khoan
Chất lượng và hiệu suất của công tác khoan phụ thuộc rất nhiều vào chất lượng dung dịch đáp ứng với các đặc điểm địa chất, kỹ thuật ở tầng độ sâu
Chất lượng dung dịch khoan phụ thuộc vào các yếu tố sau - Mật độ dung dịch ( tỷ trọng)
- Độ nhớt của dung dịch - Độ thải nước của dung dịch
- Khả năng tạo vỏ mùn của dung dịch khoan
- Hàm lượng các phân tử chất rắn ( hàm lượng cát ) - Độ PH của dung dịch
- Nhiệt độ dung dịch - Độ mút của vỏ mùn
- Độ bền của dung dịch theo thời gian
Bên cạnh đó người ta cịn dùng các hóa phẩm, chất phụ da để làm tăng hay giảm độ lớn của một số tham số nào đó sao cho phù hợp yêu cầu kỹ thuật ở mỗi tầng khoảng độ sâu.
VIII.1.9.3 Lựa chọn mật độ dung dịch khoan
Một trong những tính chất quan trọng nhất của dung dịch khoan là mật độ của dung dịch. Để đảm bảo mật độ dung dịch hợp lý ta cần phải điều chỉnh dung dịch sao cho dung Pv< Pttdịch tạo ra cột áp suất thỏa mãnđiều kiện
Pv< Ptt < Pph .v
Trong trường hợp chưa có tài liệu có thể xác đinh áp suất nứt vỉa theo công thức sau
Pph .v= 0,083.H + 0,66. Pv Trong đó :
Pph .v: áp suất nứt vỉa, phá vỡ vỉa H : độ sâu xác định áp suất nứt vỉa, m Ptt: áp suất thủy tĩnh tạo bởi cột dung dịch Pv: áp suất vỉa xuất hiện ở độ sâu H
Xác đinh mật độ dung dịch phù hợp đấp ứng yêu cầu kỹ thuật và công việc phức tạp phụ thuộc vào nhiều yếu tố, ngày nay người ta sử dụng cơng thức thực nghiệm để tính mật độ dung dịch khoan như sau :
d = ( H-hr) .kp.kh/H Trong đó
d : Tỷ trọng dung dịch H : Độ sâu đang khoan
hr: Độ chênh lệch chiều cao của roto và mặt nước biển ( ta lấy h r= 20m ) kp: Hệ số dị thường áp suất
kh : Hệ số lấy theo độ sâu Theo kinh nghiệm ta có :
H < 1200m→ kp= 1,1–1,5
1200m < H<2500m→ kh= 1,07–1,1 H > 2500m→ kh= 1,04–1,07
Căn cứ vào tính chất của đá, của áp suất vỉa ta lựa chọn tỷ trọng dung dịch hợp lý : γ= d ± 0,02 g/cm3
Đối với giếng khoan B0–1X ta chọn dung dịch như sau
Bảng.VIII.9 Lựa chọn tỷ trọng dung dịch
TT H hr kp kh Tỷ trọng dung dịch khoan 1 0 - 775 25 1,0 1 1,10 1,08 ± 0,02 2 775–1500 25 1,0 1 1,10 1,09 ± 0,02 3 1500–2150 25 1,0 5 1,09 1,33 ± 0,02 4 2150–4000 25 1,1 5 1,07 1,22 ± 0,02
CHƯƠNG IX:NGHIÊN CỨU ĐỊA CHẤT GIẾNG KHOANIX.1Chương trình lấy mẫu IX.1Chương trình lấy mẫu
IX.1.1 Mẫu vụn
- Từ độ sâu đáy biển đến 750m không tiến hành lấy mẫu