3.2.1 Tính toán trọng lượng riêng dung dịch khoan
∗ Phương pháp tính toán
Áp suất của cột dung dịch với trọng lượng riêng γd tác dụng lên thành giếng khoan tại chiều sâu H được tính theo công thức :
= (3.1) Trong đó:
: áp suất thủy tĩnh tại chiều sâu H
trọng lượng riêng của dung dịch khoan
H : chiều sâu theo phương thẳng đứng của cột dung dịch
Để tránh hiện tượng phức tạp hay sự cố xảy ra trong quá trình khoan thì áp suất cột dung dịch phải thỏa mãn các điều kiện :
Pv≤ Pdd≤ P vv
Pdd = K.Pv (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 : Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan.K phụ thuộc vào chiều sâu thân giếng H như sau:
- Với H ≤ 1200m thì : K = 1,15 ÷ 1,2;
- Với 1200m ≤ H ≤ 2500 thì : K = 1,05 ÷ 1,15 - Với 2500m ≤ H ≤ 5000m thì : K = 1,04 ÷ 1,05.
Áp suất vỉa tại chiều sâu H được tính theo công thức:
10 . H Pv = Ka ∆
(at) (3.3) Trong đó: ∆H = H- b
H : Chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán.
b : Chiều sâu tính từ miệng giếng đến mặt biển (b = 35m).
Ka : gradien áp suất vỉa.
Như vậy ta rút ra được công thức tính trọng lượng riêng của dung dịch như sau:
H b K H Ka
d
= . . −
γ (G/cm3) (3.4) Giá trị sai số cho phép của tỷ trọng dung dịch trong hệ thống tuần hoàn nằm trong khoảng ± 0,02 G/cm3 so với giá trị tính toán cho phép.
∗ Tính toán và lựa chọn hệ dung dịch cho từng khoảng khoan
Việc lựa chọn trọng lượng riêng của dung dịch khoan dựa trên biểu đồ phân bố áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa để không gây sập lở thành giếng, gây phun hoặc mất nước rửa, vì vậy trọng lượng riêng của dung dịch khoan ở các khoảng khoan phải thỏa mãn điều kiện : γv<γd<γvv .
Dựa trên những tiêu chí đó, ta lựa chọn được trọng lượng riêng của dung dịch cho các khoảng khoan của giếng 09-2/09-KTN-5X như sau:
-Khoảng khoan từ 0 165m :
Để đảm bảo yếu tố kinh tế và kinh nghiệm các giếng đã khoan trước đóta sử dụng nước biển để khoan và tuần hoàn giếng.Trọng lượng riêng của nước biển được sử dụng là =1,03G/
- Khoảng khoan từ 165850m : Tại khoảng khoan này ta có:
- Gradien áp suất vỉa: Ka = 1.
- Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan: K = 1,15
- Chiều sâu thân giếng: H = 850m
Tính toán tương tự cho các khoảng khoan còn lại.
Kết quả lựa chọn trọng lượng riêng của dung dich khoan cho các khoảng khoan được tổng hợp ở bảng 3.2.
3.2.2 Các thông số khác của dung dịch khoan
∗ Độ thải nước B và độ dày vỏ mùn K
Độ thải nước đặc trưng cho tính chất thấm của dung dịch, là khả năng pha lỏng của dung dịch bị tách ra đi vào lỗ hổng, khe nứt của đất đá trên thành giếng khoan khi tồn tại sự chênh áp. Quá trình hình thành lớp vỏ mùn diễn ra đồng thời cùng với quá trình thấm của dung dịch.
Trong địa tầng đá nứt nẻ, độ rỗng lớn, kém ổn định hay đất đá mềm yếu dễ gây mất nước thì độ dày vỏ mùn K được yêu cầu phải mỏng, chặt sít nhằm gia cố tốt cho thành giếng khoan.
Độ thải nước B nhỏ có tác dụng hạn chế sự rửa các vật chất liên kết tự nhiên trên thành giếng khoan, giữ cho giếng khoan ổn định, ít ảnh hưởng đến tầng nghiên cứu, tầng sản phẩm. Ngược lại, nếu B, K lớn sẽ gây ảnh hưởng xấu tới công tác khoan.
∗ Độ nhớt T
Độ nhớt đặc trưng cho sự ma sát trong giữa các lớp dung dịch khi chúng chuyển động. Ta thấy:
- Khi độ nhớt của dung dịch tăng thì vận tộc khoan cơ học giảm, ví dụ khi ta thay nước lã bằng dung dịch sét thì vận tốc khoan cơ học giảm khoảng 25%;
- Tạo nên vùng đình trệ ở đáy, mùn khoan khó tách nhanh và di chuyển khỏi đáy khi độ nhớt tăng;
- Độ nhớt tăng 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
Trong thực tế, sau khi gia công dung dịch, để kiểm tra xem độ nhớt của dung dịch có đạt yêu cầu hay không, ta sử dụng độ nhớt quy ước T, nó không mang ý nghĩa vật lý nhưng cho biết tính chất công nghệ của dung dịch khoan.
∗ Ứng suất trượt tĩnh
Ứng suất trượt tĩnh 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 trượt tĩnh đặc 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 mút.
Khi đất đá nứt nẻ, dễ mất nước thì tính xúc biến của dung dịch phải cao mới khống chế được. Tuy nhiên nếu tăng thì sẽ dẫn tới T và mật độ dung dịch tăng tạo nên vùng đình trệ ở đáy giếng làm giảm vận tốc cơ học khoan, khiến máy bơm làm việc nặng hơn.
∗ Hàm lượng pha rắn
Đó là thể tích cặn thu được khi để dung dịch pha loãng với nước lã theo tỉ lệ 1:9 ở trạng thái yên tĩnh sau 1 phút. Hàm lượng cát trong dung dịch đặc trưng cho mức độ nhiễm bẩn của dung dịch, làm giảm cấu trúc của dung dịch và gây mòn bộ khoan cụ. Thông thường hàm lượng pha rắn trong dung dịch được yêu cầu 4% để đảm bảo được các tính chất của dung dịch.
∗ Độ ổn định
Độ ổn định được tính bằng hiệu số trọng lượng riêng của phần dưới với phần trên của cột dung dịch để yên tĩnh trong vòng 24h. Độ ổn định thường nhỏ hơn 0,02
∗ 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 kiểm + Không gây ăn mòn bộ dụng cụ khoan .
+ Tạo điều kiện cho sét phân tán tốt và nâng cao hiệu quả gia công hóa học dung dịch.
Bảng 3.2 Thông số dung dịch cho từng khoảng khoan của giếng 09-2/09-KTN-5X
Thông số dung Khoảng
dịch khoan (m)
γd
()
T
(s)
B
(cm3/30ph) (mG/cm2) pH K (mm)
0 165 Nước Biển
165 850 1,08±0,2 5
>80 4 – 5 >35 9-10 1,5 850 2725 1,11±0,2
5 45-
65 3 – 4 25-35 9-10 1,5
2725 3750 1,25±0,2 60-
80 3 – 4 >35 9-10 1,5
3750 4478 1,22±0,2 50-
70 3 – 4 25-35 9-10 1,5
3.3 Phương pháp gia công hóa học dung dịch cho từng khoảng khoan