Những thông số hoạt động khoan kiểm soát áp suất được tính toán và xác định dựa trên phân tích kĩ thuật về nhiệt độ tuần hoàn, tỷ trọng của dung dịch khoan, tổn hao áp suất, tốc độ nâng thả…
4.3.1.1 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn
Hình 4.4 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 12-1/4”
Hình 4.4 mô tả biểu đồ nhiệt độ của giếng khi tuần hoàn. Khi giếng ở trạng thái tĩnh ngừng tuần hoàn, biểu đồ nhiệt độ cùa dung dịch sẽ tương đồng với gradient địa nhiệt. Tuy nhiên trong trạng thái tuần hoàn, do sự truyền
62
nhiệt và tính chất đối lưu, biểu đồ nhiệt độ của dung dịch sẽ thay đổi, khác với gradient địa nhiệt. Trong khi dung dịch khoan từ bề mặt có nhiệt độ thấp đi xuống làm mát choòng khoan và phần phía dưới giếng, thì dung dịch khoan ở đáy giếng nhận một lượng nhiệt từ môi trường đất đá xung quanh di chuyển lên theo khoảng không vành xuyến và làm nóng phần phía trên. Biểu đồ nhiệt độ giúp ta phân tích tính toán trọng lượng dung dịch tuần hoàn tương đương chính xác hơn.
4.3.1.2 Phân tích trọng lượng dung dịch tương đương, EMW
Trọng lượng dung dịch tương đương (Equivalent Mud Weight) là giá trị áp suất (psi) được chuyển đổi về đơn vị trọng lượng riêng dung dich (ppg) nhằm giúp đội khoan dễ nhận biết và so sánh giữa trạng thái áp suất đáy giếng với trọng lượng dung dịch khoan đang được sử dụng.
Ở trạng thái tĩnh khi ngừng tuần hoàn, áp suất được chuyển đổi sang trọng lượng tĩnh tương đương ( Equivalent Static Density, ESD) theo công thức:
Ở trạng thái động khi tuần hoàn, áp suất được chuyển đổi sang trọng lượng tuần hoàn tương đương ( Equivalent Circulating Density, ECD) theo công thức:
Trong đó:
MW là trọng lượng riêng dung dịch khoan được sử dụng (ppg);
SBP là đối áp bề mặt được sử dụng (psi);
AFP là tổn hao áp suất khi tuần hoàn (psi);
D là chiều sâu theo phương thẳng đứng (ft).
Việc phân tích trọng lượng dung dịch khoan tương đương được thực hiện để đánh giá lựa chọn dung dịch khoan có trọng lượng riêng phù hợp nhất cho công tác khoan đoạn thân giếng 12-1/4”. Hình 4.5 cho thấy khoảng trọng lượng riêng dung dịch khoan phù hợp có thể được sử dụng từ 10,5 ppg đến 11,5 ppg cho đoạn thân giếng 12-1/4” bắt đầu được khoan từ độ sâu 2003m.
63
Hình 4.5 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 12-1/4”
4.3.1.3 Tổn hao áp suất và tr trọng lượng tuần hoàn tương đương
Khi tuần hoàn dung dịch trong giếng, ma sát sinh ra giữa dung dịch và bề mặt ống ống, giữa dung dịch và thành giếng khoan, và trong bản thân dung dịch tạo ra một tổn hao áp suất, làm tăng áp suất đáy giếng. Tổn hao này phụ thuộc vào tốc độ bơm và đặc tính dung dịch. Phân tích mối liên hệ giữa tốc độ bơm và tổn hao áp suất giúp ta chọn ra được tốc độ bơm hợp lý nhất với trọng lượng riêng dung dịch khoan (Hình 4.6).
Hình 4.6 Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg cho đoạn thân giếng 12-1/4”
64
Kết quả mô phỏng từ hình 4.6 cho thấy trọng lượng tuần hoàn tương đương tăng lên khi tăng tốc độ bơm. Giá trị cụ thể được trình bày trong bảng 4.5.
Bảng 4.5 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm
Tốc độ bơm (ga-lông/phút)
Đoạn thân giếng 12-1/4”
Dung dịch 10,5ppg Biến thiên ECD
1000 10,90 0 10,53 0,37 200 10,70 0,17 400 10,73 0,03 600 10,78 0,05 800 10,83 0,05 1000 10,86 0,03