Một trong những yếu tố quan trọng nhất của dung dịch khoan là trọng lượng riêng của dung dịch. Từ điều kiện áp suất và để đảm bảo an toàn trong quá trình khoan, đó là đảm bảo cho tỷ trọng dung dịch hợp lý ta phải điều chỉnh sao cho dung dịch tạo ra cột áp suất thủy tĩnh thỏa mãn điều kiện:
Trong đó:
- Pv: Áp suất vỉa (at).
- Ptt: Áp suất thủy tĩnh tạo ra bởi cột dung dịch (at). - Pnv: Áp suất nứt vỡ vỉa (at).
Pnv = 0,083H + 0,66Pv ( Công thức thực nghiệm ).
Bảng 5.4: Áp suất vỉa và áp suất nứt vỉa
Độ sâu (m) Pv (at) Pv (Psi) Pnv (at) Pnv (Psi)
0 1 14,7
750 80,54 1.183,94 115,41 1.696,53
2.180 235,77 3.465,82 336,55 4.947,29
2.630 318,56 4.682,83 428,54 6.299,54
2.750 376,38 5.532,79 476,66 7.006,90
Xác định tỷ trọng dung dịch khoan cho phù hợp đáp ứng yêu cầu kỹ thuật là công việc phức tạp phụ thuộc nhiều yếu tố. Hiện nay người ta thường dùng công thức thực nghiệm để tính tỷ trọng dung dịch khoan như sau:
γ= x Kp x Kh
Trong đó:
- γ : Tỷ trọng dung dịch
- H: Độ sâu tại điểm tính toán (mBRT).
- Hr: Chiều cao của bàn roto so với mực nước biển (Hr = 25m) - Kp: Gradient áp suất.
- Kh: Hệ số lấy theo độ sâu. Từ kinh nghiệm ta có:
0 < H < 1.200m → Kh = 1,1 – 1,5
1.200m < H < 2.500m → Kh = 1,07 – 1,1 H > 2.500m → Kh = 1,04 – 1,07
Dựa vào tính chất của đất đá, của áp suất vỉa ta chọn tỷ trọng dung dịch cho phù hợp : γtt= γ ± 0,02 g/cm3.
Đối với giếng khoan Y-1X ta chọn dung dịch như bảng 5.5:
Bảng 5.5 : Giá trị tỷ trọng dung dịch khoan
H (mBRT) Kp Kh Giá trị γtt (g/cm3)
0 - 775 1,01 1,15 1,12 ± 0,02
775 – 2.205 1,03 1,10 1,12 ± 0,02
2.205 – 2.655 1,15 1,07 1,22 ± 0,02