Đồ án thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ

Đồ án thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ Mục lục Chuơng I: Điều kiện tự nhiên và địa chất mỏ Bạch Hổ1 I. Đặc điểm địa lý vựng mỏ.1 II. Đặc điểm khí hậu và thủy văn.1 III. Cấu tạo địa chất mỏ Bạch Hổ.2 1. Trầm tích neogen và đệ tứ.2 2. Trầm tớch hệ paleogen-kỷ kanozoi.3 3. Đá móng kết tinh kainoizoi.3 IV. Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ.4 V. các điều kiện ảnh hưởng đến công tác khoan.5 Chương II: Chọn và tính toán cấu trúc giếng khoan6 I. Chọn cấu trỳc cho giếng khoan.6 1. Cột ống chống định hướng.7 2. Cột ống chống dẫn hướng.7 3. Cột ống trung gian thứ nhất.7 4. Cột ống trung gian thứ hai.8 5. Cột ống trung gian thứ ba.8 6. Cột ống chống khai thỏc.8 II. Tớnh toán cấu trúc giếng khoan MSP5.9 1. Cột ống chống khai thác.9 2. Cột ống chống trung gian thứ ba.10 3. ống chống trung gian thứ hai.10 4. ống chống trung gian thứ nhất.10 5. ống chống dẫn hướng.11 Chương III: Tính toán chọn loại ống chống14 I. Tính cột ống chống dẫn hướng 508.17 II. Tính cột ống trung gian thứ nhất.17 1. áp suất dư trong.17 2. áp suất dư ngoài.18 3. Vẽ biểu đồ áp suất dư với hệ số bền dự trữ n1, n2 (hỡnh 1)18 4. Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất dư.18 5. Kiểm toán lại với hệ số dữ trữ bền n3 :19 III. Tớnh cột ống chống trung gian thứ hai 245 mm.19 1. áp suất dư trong.19 2. áp suất dư ngoài.20 3. Vẽ biểu đồ áp suất dư với hệ số bền dự trữ n1, n2 (hỡnh 2).20 4. Chọn loại ống chống theo biểu đồ áp suất dư.20 5. Kiểm toỏn lại với hệ số dữ trữ bền n3,Error! Objects cannot be created from editing field codes.:21 IV. Tớnh cột ống trung gian thứ ba 193,7 mm.21 1. áp suất dư trong.21 2. áp suất dư ngoài.22 3. Vẽ biểu đồ áp suất dư với hệ số dữ trữ bền (hỡnh 3).22 4. Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất dư.22 5. Kiểm toỏn lại với hệ số dữ trữ bền n3,Error! Objects cannot be created from editing field codes..23 V. Tớnh cột ống chống khai thỏc 193,7139,7 mm.23 1. áp suất dư trong.23 2. áp suất dư ngoài.23 3. Vẽ biểu đồ áp suất dư (hỡnh 4).24 4. Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất.24 5. Kiểm toỏn lại với hệ số bền dự trữ n3,Error! Objects cannot be created from editing field codes.:25 Chương IV: Chọn thiết bị và dụng cụ khoan32 I. Thỏp khoan và cỏc thiết bị nõng thả.32 1. Thỏp khoan.32 2. Hệ thống palăng.33 3. Tời khoan.34 II. Thiết bị khoan.35 1. Máy khoan.35 2. Bàn roto.36 3. Máy bơm khoan.36 4. Tổ hợp máy bơm trám xi măng 3CA – 400.36 III. Dụng cụ khoan.37 1. Choõng khoan.37 2. Cột cần khoan.38 3. Tớnh toỏn lựa chọn cấu trỳc bộ dụng cụ khoan.40 Chương V: Tính toán trám xi măng45 I. Xác định chiều cao trám xi măng.45 II. Tính toán trám xi măng ở các cột ống chống.47 III. Kiểm tra chất lượng trám xi măng.51 Chương VI: Chế độ khoan52 I. Phương pháp khoan.52 1. Phương pháp khoan roto.52 2. Phương pháp khoan tua bin.52 3. Chọn phương pháp khoan cho từng khoảng khoan.53 II. Thụng số chế độ khoan.54 1. Tính toán lưu lượng nước rửa cho từng khoảng khoan.55 2. Tải trọng đáy.56 3. Tốc độ quay của choũng.58

Chương I điều kiện tự nhiên và địa chất mỏ Bạch Hổ

i đặc điểm địa lý vùng mỏ.

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 thuộc biển Đông, diện tích mỏ khoảng chừng10.000km2, cách đất liền khoảng 120km theo đường chim bay, cách cảng dịch vụcủa xí nghiệp liên doanh dầu khí VietSovPetro (XNLD VSP) khoảng 120km ởphía Tây của mỏ khoảng 35km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng Toàn bộ

cơ sở dịch vụ trên bờ của XNLD VSP nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu baogồm xí nghiệp khoan biển, xí nghiệp khai thác, xí nghiệp dịch vụ kỹ thuật, xínghiệp vận tải biển, viện dầu khí

ii đặc điểm khí hậu và thủy văn.

Khí hậu vùng mỏ là khí hậu cận nhiệt đới gió mùa Mỏ nằm trong khu vựckhối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định Mùa đông có gió Đông Nam mùa hè

có gió Tây Nam Gió Đông Nam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm tiếp theo.Gió mạnh thổi thường xuyên, tốc độ gió thời kỳ này là 6-11m/s Gió Tây Nam kéodài từ tháng 6 đến tháng 9 hàng năm, gió nhẹ không liên tục tốc độ gió thường nhỏhơn 5m/s Trong mùa chuyển tiếp từ tháng 4 đến tháng 5 và tháng 10 gió không ổnđịnh, thay đổi hướng liên tục

Bão thường xảy ra vào các tháng 7, 8, 9 và 10 trong tháng 12 và tháng 1 hầunhư không có bão Trung bình hàng năm mỏ Bạch Hổ có 8,3 cơn bão thổi qua,hướng chuyển động chính của bão là Tây và Tây Bắc, tốc độ di chuyển trung bình

là 28km/h cao nhất là 45km/h

Trong tháng 11 sóng có chiều cao nhỏ hơn 1m là 13,38%, tháng 12 là 0,8%.Trong tháng 3 loại sóng thấp hơn 1m lên đến 44,83% Tần số xuất hiện sóng caohơn 5m là 4,8% và xuất hiện chủ yếu và tháng 11 và tháng 1

Nhiệt độ trung bình hàng năm là 270C, cao nhất là 35,50C và thấp nhất là 21,50C

Nhiệt độ trên mặt nước biển từ 24,10C đến 30,320C Nhiệt độ đáy biển từ21,70C đến 290C Độ ẩm trung bình của không khí hàng năm là 82,5% Số ngày cómưa tập trung vào các tháng 5, 7, 8 và 9 (chiếm 15 ngày trên tháng), tháng 1, 2 và

3 thực tế không có mưa

III Cấu tạo địa chất mỏ Bạch Hổ.

Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ phương pháp đo địa vật lý, chủ yếu là đođịa chấn, các phép đo địa vật lý trong lỗ khoan, sau đó đến các phương pháp phântích mẫu đất đá thu được, người ta xác định khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Bạch

Hổ Đó là các trầm tích thuộc các hệ Đệ tứ, Neogen và Paleogen phủ trên móng kếttinh Jura-Kretta có tuổi tuyệt đối từ 97-108,4 triệu năm Từ trên xuống dưới cột địatầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ được xác định như sau:

1 Trầm tích neogen và đệ tứ.

a) Trầm tích Plioxen-Pleixtoxen (điệp biển Đông):

Điệp này được thành tạo chủ yếu từ cát và cát dăm, độ gắn kết kém, thànhphần chính là Thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực vật Từ 20-25% mặt cắt

là các vỉa kẹp Montomriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi mỏng Đất đá nàythành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình và chịu ảnh hưởng của cácdòng chảy, nguồn vật liệu chính là các đá Macma axit Bề dày điệp dao động từ612-654m

Dưới điệp biển Đông là các trầm tích của thống Mioxen thuộc hệ Neogen

b) Trầm tích Mioxen:

Thống này được chia ra 3 phụ thống:

- Mioxen trên (điệp Đồng Nai):

Đất đá điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ mài mòn từ trung bình đếntốt Thành phần Thạch anh chiếm từ 20-90% còn lại là Fenspat và các thành phầnkhác như đá Macma, phiến cát vỏ sò Bột kết hầu như không có nhưng cũng gặpnhững vỉa sét và sét kết dày đến 20m và những vỉa cuội mỏng Chiều dày điệp nàytăng dần từ giữa (538m) ra hai cánh (619m)

- Mioxen giữa (điệp Côn Sơn):

Phần lớn đất đá của điệp này được tạo từ cát, cát dăm và bột kết Phần còn lại

là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi Đây là những đất đá lục nguyên dạng bở rờimàu xám vàng và xám xanh, kích thước hạt từ 0,1-10mm, thành phần chính làthạch anh (hơn 80%), Fenspat và các đá phun trào có màu loang lổ, bở rời mềmdẻo, thành phần chính là Montmoriolonite Bề dày điệp từ 810-950m

- Mioxen dưới (điệp Bạch Hổ):

Đất đá của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxen trên Gồmchủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát, bột mỏng nằm xen kẽ nhau Sét cómàu tối nâu loang lổ xám, thường là mềm và phân lớp

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 2

2 trầm tích hệ paleogen-kỷ kanozoi.

Thành tạo của thống Oligoxen thuộc hệ Paleogen được chia ra làm hai phụ thống:

a) Oligoxen trên (điệp Trà Tân):

Các đất đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích mỏ Phần trên là các tậpsét màu đen rất dày (tới 266m) Phần dưới là cát kết, sét kết và bột kết nằm xen kẽ.Điệp này chứa năm tầng dầu công nghiệp: 1, 2, 3, 4 ,5 Sự phân chia có thể thựchiên sâu hơn tại hàng loạt các giếng khoan trong đó điệp Trà Tân được chia ra làm

3 phụ điệp: dưới, giữa và trên ở đây gặp có sự thay đổi hướng đá mạnh, trong thời

kỳ hình thành trầm tích này có thể có hoạt động núi lửa ở phần trung tâm và cuốiphía bắc của vỉa hiện tại, do có gặp các đá phun trào trong một số giếng khoan.Ngoài ra còn gặp các trầm tích than sét kết màu đen, xám tối đến nâu bị ép nén, khi

vỡ có mặt trượt

b) Oligoxen dưới (điệp Trà Cú):

Thành tạo này có tại vòm bắc và rìa nam của mỏ Gồm chủ yếu là sét kết 70% mặt cắt), có từ màu đen đến xám tối và nâu, bị ép nén mạnh, giòn mảnh vụn

(60-vỡ sắc cạnh có mặt trượt, dạng khối hoặc phân lớp Đá được thành tạo trong điềukiện biển nông, ven bờ hoặc sông hồ ở đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp 6, 7, 8, 9,10

- Các tập đá cơ sở (vỏ phong hóa):

Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen dưới phát triển trên bề mặt móng

Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá hủy cơ học của địa hình Đánày nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mảnh vụn của đá móng có kíchthước khác nhau Thành phần gồm:cuội cát kết hạt thô, đôi khi gặp đá phun trào.Chiều dày điệp Trà Cú và các tập cơ sở thay đổi từ 0-412m và từ 0-174m

3 đá móng kết tinh kainoizoi.

Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau vềthành phần thạch học, hóa học và về tuổi Có thể giả thiết rằng có hai thời kỳ thànhtạo đá Granite: vòm bắc vào kỷ Jura, vòm nam và vòm trung tâm vào kỷ Karetta.Diện tích của bể Batholit Granite này có thể tới hàng nghìn km2 và bề dày thườngkhông quá 3 km Đá móng bắt đầu từ độ sâu 3888-4400m Đây là một bẫy chứadầu khối điển hình và có triển vọng cao

Hiện nay tầng móng là tầng khai thác quan trọng ở mỏ Bạch Hổ Dầu tự phun

từ đá móng với lưu lượng lớn là một hiện tượng độc đáo, trên thế giới chỉ gặp một

số nơi như Bom bay-ấn Độ, Anggile-Li Bi và một vài nơi khác Giếng khoan sâuvào tầng móng ở mỏ Bạch Hổ chưa tìm thấy ranh giới dầu nước Để giải thích cho

sự hiện diện của dầu trong đá móng kết tinh người ta tiến hành nghiên cứu và đưa

ra kết luận sự hình thành không gian rỗng chứa dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ

là do tác động đồng thời của nhiều yếu tố địa chất khác nhau

iV đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ.

Mỏ Bạch Hổ là một nếp lồi gồm 3 vòm, kéo dài theo phương kinh tuyến bịphức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên mặtcắt Cấu trúc tương phản nhát được thể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm tíchOligoxen dưới Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phần dưới của mặt cắt Nếp lồi có cấutrúc bất đối xứng nhất là phần vòm Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 8-280 ởcánh Tây, 6-210 ở cánh Đông Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắcgóc dốc 10 và tăng dần đến 90 khi ra xa hơn, ở phía Nam sụt xuống thoải hơn gócdốc khoảng 60 ,với mức độ ngiêng của đá 50-200m/km Phá hủy kiến tạo chủ yếutheo hai hướng á kinh tuyến và đường chéo, các đứt gãy chính gồm có: đứt gãy số

I và đứt gãy số II

Ta có thể chia cấu tạo mỏ Bạch Hổ thành hai tầng cấu trúc chính như sau:

+ Tầng cấu trúc trước Đệ tam:

Tầng này được thành tạo bởi các đá biên chất, phun trào và các đá xâm nhập

có tuổi khác nhau, về mặt hình thái tầng cấu trúc này khá phức tạp Trải qua nhiềugiai đoạn kiến tạo hoạt hóa macma vào cuối Mezozoi gây ra biến vị mạnh, bị nhiềuđứt gãy với biên độ phá hủy lớn, đồng thời cũng bị nhiều pha Granitoid xâm nhập

+ Tầng cấu trúc hai:

Gồm tất cả các đá tuổi Kainozoi và được chia ra làm 3 phụ tầng cấu trúc Cácphụ tầng cấu trúc được phân biệt nhau bởi biên dạng cấu trúc, phạm vi phân bố, sựbất chỉnh hợp (theo tài liệu địa chấn hoặc tài liệu giếng khoan)

Phụ tầng cấu trúc thứ nhất bao gồm các trầm tích tuổi Oligoxen, phân biệt vớitầng cấu trúc dưới bằng bất chỉnh hợp nằm trên móng phong hóa bào mòn mạnh vàvới phụ tầng cấu trúc trên bằng bất chỉnh hợp Oligoxen-Mioxen Phụ tầng nàyđược tạo bởi hai tầng trầm tích, tập trầm tích dưới có tuổi Oligoxen tương đươngvới điệp Trà Cú Trên tập trầm tích dưới cùng là tập trầm tích tương đương vớiđiệp Trà Tân, chủ yếu là sét tích tụ trong điều kiện sông hồ châu thổ

Phụ tầng cấu trúc thứ hai bao gồm trầm tích của các hệ tầng Bạch Hổ, CônSơn, Đồng Nai có tuổi Mioxen So với phụ tầng thứ nhất, phụ tầng này có sự biếndạng mạnh hơn, đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới càng lên trên càng mất dần chođến mất hẳn ở tầng trên cùng

Phụ tầng cấu trúc thứ ba gồm trầm tích của hệ tầng biển Đông có tuổiOligoxen đến hiện tại, có cấu trúc đơn giản phân lớp đơn điệu hầu như nằm ngang

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 4

V các điều kiện ảnh Hưởng đến công tác khoan.

Điều kiện địa chất của mỏ Bạch Hổ rất phức tạp, nó gây nhiều khó khăn chocông tác khoan, chủ yếu là các khó khăn sau:

-Sập lở thành giếng khoan trong các tầng đất đá mềm bở rời phía trên từ 2200m

85 Bến dạng bó hẹp thành giếng khoan trong các tầng trầm tích nhiều sét từ 2200-4080m

-Dị thường áp suất phân bố không đều

-Các đứt gãy kiến tạo gặp phải khi khoan gây mất dung dịch và làm lệch hướng giếng khoan

-Hiện nay do quá trình khai thác nhiều nên áp suất vỉa của tầng móng đã giảmxuống, có nơi nhỏ hơn áp suất bão hòa tạo thành mũ khí, kết hợp với sự nứt nẻhang hốc gây ra mất dung dịch, thụt cần khoan

Chương ii Chọn và tính toán cấu trúc giếng khoan

i chọn cấu trúc cho giếng khoan.

Ta phải chọn cấu trúc giếng sao cho phải đảm bảo được yêu cầu là thả đượcống chống khai thác để tiến hành khai thác bình thường Đồng thời ta phải xuấtphát từ tài liệu chất khu vực thi công giếng khoan (đặc biệt là khi có các tầng phứctạp và dị thường áp suất cao), cụ thể là tính chất cơ lý của các vỉa đất đá như độ bởrời, độ cứng, độ trương nở, áp suất vỉa, nhiệt độ vỉa

Cấu trúc 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 khoan cụ, các thiết bị khai thác, sửa chữa ngầm được tiến hànhbình thường

-Chống hiện tượng mất dung dịch khoan

-Giếng khoan phải làm việc bình thường khi khoan qua tầng có 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 ống khai thác cũng như các cột ống chống khác phải làcấp 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, đảm bảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khai thác cũng như sửa chữagiếng sau này Nói tóm lại nó phải phù hợp với điều kiện địa chất, công nghệ vàthích hợp với khả năng thi công

Căn cứ vào biểu đồ kết hợp áp suất dọc theo chiều sâu cột địa tầng của giếng MSP.5 ta có thể chọn cấu trúc ống chống cho giếng khoan như sau:

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 6

1 Cột ống chống định hướng.

Dựa vào kinh nghiệm khoan trên mỏ Bạch Hổ, người ta thường sử dụng ốngcách nước loại 72016D (do thi công trên biển nên phải cách nước, điều kiệnđịa chất phức tạp nên phải dự phòng thi công phức tạp phải thêm cột ống, chiềusâu có thể thay đổi) Dùng búa máy để đóng ống xuống đáy biển tới 35m, khoảngcách từ đáy biển lên mặt nước là 50m, từ mặt nước lên bàn roto là 35m, vậy tổngchiều dài cột ống chống định hướng là 120m

2 Cột ống chống dẫn hướng.

Cũng dựa vào kinh nghiệm khoan trên mỏ Bạch Hổ, ống dẫn hướng thường

là được chống tới độ sâu khoảng 250m Do ở độ sâu này ta đã khoan qua lớp đất đá

đệ tứ bở rời mới hình thành, có độ gắn kết kém nên thành giếng khoan dễ bị sập lởkhi ta thay đổi chế độ khoan để khoan sâu vào vùng đất đá có độ cứng lớn hơn.Ngoài ra, do điều kiện địa chất phức tạp ta phải chống nhiều cột ống nên ta phảichôn ống dẫn hướng có độ sâu đủ lớn để chịu được tải trọng của các cột ống kháctreo lên nó Chính vì thế, để đảm bảo an toàn cho quá trình khoan người ta phảichống ống dẫn hướng này

3 Cột ống trung gian thứ nhất.

Khi khoan qua điệp Biển Đông, áp suất vỡ vỉa tăng dần do thay đổi địa tầng,đất đá bền vững hơn Để tăng tốc độ cơ học khoan, ta phải thay đổi thông số chế độkhoan và một vài thông số của dung dịch khoan (tăng tỷ trọng dung dịch, tăng tảitrọng đáy, tăng áp lực bơm rửa) Với các thông số như vậy nếu ta không chống ống

sẽ rất dễ xảy ra sập lở thành giếng khoan Ta cần tính toán chiều sâu cột ống trunggian thứ nhất sao cho nó có thể khoan qua tầng Mioxen một cách an toàn Độ sâuchống ống có thể tính bằng công thức sau:

4 0 v

y v 0 y a 4

n 0,1γ m

l m l γ l l k 0,1n L

: Hệ số dự trữ bền vỡ vỉa đất đá khi khoan

l : Khoảng cách từ miệng giếng khoan đến điểm xuất hiện dầu khí

ly : Khoảng cách đáy biển đến ống chân đế ống định hướng

 

 m 1248 ,1

0,1.0,84.1 0,15

0,15.35 0,84.3060

35 3060 1,05 0,1.1,1

4 Cột ống trung gian thứ hai.

Khi ta khoan qua tầng Mioxen, áp suất vỉa tăng cao, nếu ta giữ nguyên tỷtrọng dung dịch cũ sẽ dẫn đến hiện tượng phun dầu khí Do đó, để khoan tiếp taphải tăng tỷ trọng dung dịch khoan Nhưng nếu ta tăng tỷ trọng dung dịch khoanthì sẽ dẫn đến hiện tượng sập lở, nứt vỡ, mất dung dịch ở các đoạn khoan qua phíatrên với tỷ trọng dung dịch nhỏ hơn (tầng áp suất vỉa thấp) Chính vì thế, để khoantiếp vào tầng Oligoxen ta phải tiến hành chống ống trung gian thứ hai ở độ sâu3060m

5 Cột ống trung gian thứ ba.

Trong tầng Oligoxen, khi khoan qua tầng phản xạ SG-11, áp suất vỉa giảmđột ngột Để khoan tiếp thì ta cần phải giảm tỷ trọng dung dịch khoan để cân bằngvới áp suất vỉa, tránh hiện tượng mất dung dịch Nhưng nếu giảm tỷ trọng dungdịch thì có thể xảy ra hiện tượng dầu khí phun ở tầng phản xạ SG-8 (nơi có áp suấtvỉa cao hơn) Do đó để khoan tiếp ta phải chống ống trung gian thứ ba từ độ sâu

3790 lên đến trên đế ống chống trung gian thứ hai là 100m nhằm mục đích ngăncách tầng áp suất cao trong khoảng từ 3060 đến 3790m

ở đây ta chỉ chống ống chống lửng mà không chống lên đến miệng giếng là

do hiệu quả kinh tế và điều kiện kỹ thuật cho phép

6 Cột ống chống khai thác.

Khoan tới độ sâu 4360m thì ta tiến hành chống cột ống khai thác Ta chỉchống từ nóc tầng móng (4080m) lên tới miệng giếng, còn đoạn thân giếng nằmtrong tầng móng thì để trần do đất đá ở đây rất bền vững ống chống khai thác nàygồm hai cấp đường kính lớn dần từ dưới lên

Đoạn từ đầu treo ống chống lửng tới đáy giếng do khoan bằng choòng cóđường kính nhỏ hơn đường kính trong của ống chống lửng nên ống chống khaithác ở đoạn này có cấp đường kính nhỏ nhất, đoạn này sẽ dài từ đế lên tới trên đầutreo ống lửng là 100m

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 8

Đoạn tiếp theo phía trên có cấp đường kính lớn hơn, nó sẽ bằng đường kínhống chống lửng Sử dụng đường kính lớn như vậy là nhằm mục đích tạo điều kiệnthuận lợi cho việc thiết kế khai thác, kéo thả cần HKT cùng các thiết bị lòng giếng,

đo địa vật lý, sửa chứa ngầm Đồng thời khi chọn cấp đường kính như vậy ta cònphải dựa vào lưu lượng khai thác dự đoán

ii tính toán cấu trúc giếng khoan MSP5.

Ta đã chọn cấu trúc cho giếng khoan MSP.5 là dạng cấu trúc 4 cột ống, gồm:ống chống định hướng, ống chống dẫn hướng, ống chống trung gian thứ nhất, ốngchống trung gian thứ hai, ống chống trung gian thứ ba và cột ống chống khai thác.Sau đây ta tiến hành tính toán đường kính của các cột ống chống đó và đường kínhchoòng tương ứng Việc tính toán được tiến hành từ dưới lên, bắt đầu từ đườngkính của cột ống chống khai thác cho đến cột ống chống ngoài cùng Tính toán cấutrúc phải đảm bảo cho quá trình khoan, thả ống chống đến chiều sâu dự kiến đượcthông suốt, đảm bảo trám xi măng được thuận lợi

1 Cột ống chống khai thác.

- Dựa vào lưu lượng dự đoán và kích thước của các thiết bị lòng giếng cũngnhư các thiết bị đo sâu ta chọn đường kính ống chống khai thác nằm trong đoạntầng khai thác (đoạn có cấp đường kính nhỏ nhất) là:

Dkt1 = 140mm-Tính đường kính choòng tương ứng để khoan ống chống khai thác Dckt1 theo công thức sau:

Dckt1 = Dmkt1+2

Trong đó:

Dmkt 1

: đường kính mupta ống chống khai thác cấp đường kính nhỏ

 : khoảng hở giữa mupta và thành giếng

Vì ống 140, sử dụng đầu nối FJL nên có Dmkt1=Dkt1=140 (mm)

Chọn  = 10mm

Vậy Dckt1 = 140 + 2.10 = 160 (mm)

Căn cứ vào các cấp đường kính chuẩn của choòng ta chọn Dckt1 = 165,1 (mm)

- Đoạn trên của ống chống khai thác có đường kính bằng đường kính của cộtống chống lửng nên ta tính sau

2 Cột ống chống trung gian thứ ba.

-Để tính đường kính ngoài của ống chống trung gian thứ ba ta cần xác địnhđường kính trong của nó dựa vào Dckt1. Đường kính của choòng khoan ống chốngtiếp theo phải nhỏ hơn đường kính trong của ống chống trước đó tối thiểu là (10 15) mm Ta xác định đường kính trong của ống chống trung gian thứ ba dtg3 nhưsau:

dtg3 > Dckt1 + (10  15)

dtg3 > 165,1 + (10  15) = 175,1  180,1 (mm)

Từ đường kính trong này ta chọn đường kính ngoài cho ống chống là:

Dtg3 = 193,7 mm (căn cứ vào bảng các cấp đường kính ống chống chuẩn)

-Đường kính choòng khoan tương ứng Dctg3:

3 ống chống trung gian thứ hai.

- Đường kính trong của ống chống trung gian thứ hai dtg2:

dtg2 > Dctg3 + (10  15) = 215,9 + (10  15) = 225,9  230,9 (mm).Chọn đường kính ngoài cho ống chống trung gian thứ hai:

-Đường kính trong ống trung gian thứ nhất dtg1:

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 10

dtg1 > Dctg2 + (10  15) = 311,15 + (10  15) = 321,15  326,15 (mm).

Chọn đường kính ngoài cho ống chống trung gian thứ nhất:

Ddh = 508 mm

-Đường kính choòng tương ứng là:

Do ống dẫn hướng là 508 sử dụng đầu nối BTC nên:

B ng s li u c u trúc gi ng: ảng số liệu cấu trúc giếng: ố liệu cấu trúc giếng: ệu cấu trúc giếng: ấu trúc giếng: ếng:

Loại cột ống Chiều sâu thả

(m)

Đường kínhống(mm)

đường kínhmupta(mm)

đường kínhchoòng

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 12

Chương III Tính toán chọn loại ống chống

Trong khi thả và trong suốt quá trình khai thác giếng cột ống chống phải chịucác tải trọng lớn và phức tạp Vì vậy mỗi cột ống chống thả xuống trong giếng đềuphải được tính toán và lựa chọn theo đúng nguyên tắc của nó, đảm bảo được độbền của ống chống trong những trường hợp nguy hiểm nhất và những trường hợpphát sinh trong quá trình thi công khoan cũng như trong quá trình khai thác về sau

Để thực hiện quá trình tính toán chúng ta phải xét những quá trình thủy độngxảy ra trong giếng từ đó xây dựng biểu đồ áp suất dư dọc theo thành ống tại cácthời điểm nguy hiểm Sau đó sử dụng giá trị lớn nhất của áp suất dư tính bền chotừng ống Mỗi ống chống sẽ được tính độ bền theo áp suất dư trong, áp suất dưngoài và tải trọng kéo có tính đến tác động của tải trọng kéo đối với khả năng chịu

áp suất bóp méo và áp suất nổ

Mỗi loại ống chống sản xuất ra tùy thuộc vào mác thép, độ dày thành ống,công nghệ chế tạo mà người ta tính toán và qui định những thông số tới hạn chotừng loại ống chống

Pdn: áp suất dư ngoài cho phép

Pdt: áp suất dư trong cho phép

Qot: tải trọng kéo cho phép đối với thân ống

Qor: tải trọng kéo cho phép đối với mối nối ren

- Các bước tính toán:

+ Tính áp suất dư

+ Vẽ biểu đồ áp suất dư

+ Chọn ống chống dựa vào biểu đồ áp suất dư

+ Kiểm toán dựa vào hệ số bền kéo

- Các ký hiệu sử dụng trong phần tính toán:

+ Khoảng cách từ miệng giếng khoan đến (m):

- H: mực chất lỏng trong giếng khi xuất hiện dầu khí

- Hdm: mực chất lỏng trong giếng khi mất dung dịch

- e: dung dịch bơm ép dùng khi bơm ép thử cột ống chống.

- k: dung dịch khoan khi khoan ở khoảng dưới

- b: chất lỏng trong ống cuối quá trình khoan

- o: hỗn hợp chất lỏng khi xuất hiện dầu khí

- dm: dung dịch trong giếng khi mất dung dịch

- nb: nước biển

- n: nước chuyển đổi

- t: thép làm cần ống

+ áp suất:

- Pmin: nhỏ nhất trong giếng

- Pmax: lớn nhất trong giếng

- Pth: ép thử cột ống

- Pms: thắng các lực cản ma sát trong hệ thống tuần hoàn

- Pbt: cực đại tại cuối quá trình bơm trám

n : áp suất ngoài trong khoảng khai thác.

- n2: áp suất dư trong

- n3: bền kéo tại mối ren

- mv: mô đun áp lực vỡ vỉa đất đá

- kb: mất mát nước trong khi trộn xi măng

- kn: nén của chất lỏng

- Bo: tỷ lệ nước/ xi măng

+ Đường kính (mm):

- Dg: giếng khoan theo choòng

- Dtb: trung bình của giếng khoan có tính đến hệ số mở rộng thành

- dot: trong trung bình của cột ống chống trước đó

- Do: ngoài của cột ống chống tại điểm cần tính toán

- do: trong của ống chống tại điểm cần tính toán

- Dck: ngoài của cần khoan

- dck: trong của cần khoan

+ Khối lượng (kg):

- q: 1 m cột ống

- Qo: đoạn cột ống đang tính toán

+ Tải trọng kéo cho phép:

- Qot: tại thân ống chống

- Qor: tại mối nối ren

- Các thông s c n thi t cho vi c tính toán: ố liệu cấu trúc giếng: ần thiết cho việc tính toán: ếng: ệu cấu trúc giếng:

Chọn ống theo tiêu chuẩn API – 5A: 50811,13K55.

áp suất thử dò tối thiểu đối với ống này là 60 (kG/cm2) Vậy chọn áp suất thử

dò cho ống chống 50811,13K55 là 70 ( kG/cm2)

ii Tính cột ống trung gian thứ nhất.

1 áp suất dư trong.

- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuấthiện dầu khí Nó được xác định theo công thức sau:

Để tiện cho việc theo dõi áp suất khi thử cột ống 340, ta chọn :

Pth = 80 (kG/cm2)

- áp suất dư tại độ sâu 1275/1250m, khi ép thử ống 340:

dt,L dt,h dt,z dt,h

2 áp suất dư ngoài.

- Tại độ sâu Z = 1275/1250m, khi xuất hiện dầu khí:

Pdnx = (Pdx – Pxh) = 0,1(dk – o)Z Với Z = L:

 Pdn,L = 0,1[(dx – o)Z – (dx – dk)h](1 –kv)Với h = 0:

 Pdn,L = 0,1(dx – o)Z(1 –kv)

Pdn,L = 0,1(1,52 – 0,84)1250(1 –0,4) = 51 (kG/cm2)

3 Vẽ biểu đồ áp suất dư với hệ số bền dự trữ n 1 , n 2 (hình 1)

- Tại miệng giếng:

Pdt = 80 (kG/cm2)  n2Pdt = 1,180 = 88 (kG/cm2)

-Tại Z = 1250m:

Pdn = 51 (kG/cm2)  n1Pdn = 1,12551 = 57,4 (kG/cm2)

Pdt = 18 (kG/cm2)  n2Pdt = 1,118 = 19,8 (kG/cm2)

4 Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất dư.

Tra bảng ta chọn được cấu trúc ống 340 theo API – 5A như sau:

Vậy cấu trúc ta chọn ở bảng trên là đảm bảo an toàn

iii tính cột ống chống trung gian thứ hai 245 mm.

1 áp suất dư trong.

- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuấthiện dầu khí (khi đó tỷ trọng dung dịch bị giảm đi 40%  o = 0,6dk = 0,61,75 =1,05) Nó được xác định theo công thức ở trên:

Pt = 631 – 0,11,053790 = 233 (kG/cm2)

- áp suất cực đại ở miệng giếng tại cuối thời điểm bơm trám:

Pbt = 0,1(1,57 – 1,16)3060 + (0,013200 + 8) = 165,5 (kG/cm2)

- áp suất ép thử cột ống sẽ lấy tăng 10% so với áp suất trong lớn nhất:

2 áp suất dư ngoài.

- Tại độ sâu Z = L = 3060m

ống chống 244,5 mm hơi đặc biệt vì sau nó là ống chống lửng 193,7 mm

Do đó, khi ghép thử ống 193,7 mm thì áp suất ép thử đó sẽ có ảnh hưởng tới cảống 244,5 mm Vì vậy, ta cần tính toán xem áp lên ống 244,5 như thế nào:

- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuấthiện dầu khí đối với ống 193,7 mm:

- Với tỷ trọng dung dịch khi xuất hiện dầu khí là 0,75 G/cm2 thì áp suất dư ngoài tác dụng lên thành ống 244,5 tại Z = 3060m là:

Pdnz = 0,1(1,75 – 0,75)3060(1-0,30) = 175,6 (kG/cm2)

3 Vẽ biểu đồ áp suất dư với hệ số bền dự trữ n 1 , n 2 (hình 2).

- Tại miệng giếng:

Pdt = 225,0 (kG/cm2)  n2Pdt = 1,1225 = 247,5 (kG/cm2)

- Tại Z = 3060m:

Pdn = 175,6 (kG/cm2)  n1Pdn = 1,125175,6 = 197,6 (kG/cm2)

Pdt = 108,6 (kG/cm2)  n2Pdt = 1,1108,6  119,5 (kG/cm2)

4 Chọn loại ống chống theo biểu đồ áp suất dư.

Ta chọn được cấu trúc ống 244,5 theo API – 5A như sau:

Q'or = n3Qor – 23,210-5DoqI

= 390 – 23,210-5244,552,214,5 = 376,7 (T)

Vậy cấu trúc chọn ở trên là an toàn

iv Tính cột ống trung gian thứ ba 193,7 mm.

1 áp suất dư trong.

- Ta đã chọn ở phần trước:

Pth = 100 (kG/cm2)

- áp suất dư trong tại độ sâu 3060 m:

Pdtz = Pth + Pde - Pvl = 100 + 0,11,753060 – 0,1(3060 –35)1,60 = 151,5 (kG/cm2)

- áp suất dư trong tại độ sâu 3790 m:

Pdtz = 100 + 0,11,753790 – 0,1(3790 – 35)1,68 = 132,4 (kG/

cm2)

2 áp suất dư ngoài.

- Z = 3060 m:

4 Chọn Loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất dư.

Ta chọn cấu trúc ống chống lửng  193,7 theo API – 5A như sau:

v tính cột ống chống khai thác 193,7139,7 mm.

1 áp suất dư trong.

- áp suất miệng giếng tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu khí (o =0,75) Nó được xác định theo công thức như sau:

- áp suất ép thử cột ống sẽ lấy tăng 10% so với áp suất trong lớn nhất:

Tại độ sâu 4660/4360:

Pdn = 370 + 0,11,034360 – 0,1(4360 –35)0,8 = 473,1 (kG/cm2)

2 áp suất dư ngoài.

- Tại độ sâu Z = 4020/3790 m:

Pdn,L = 0,1[(dx – b)L – (dx –dk)h + bH](1 – kv)

- Khi gọi dòng bằng Gaslif, cột chất lỏng được đẩy toàn bộ ra khỏi giếng, do

đó b = 0, nên áp suất dư sẽ tính như sau (h = 2860):

Pdn = 0,1[1,524360 – (1,52 –1,06)2860](1- 0,25) = 398,4 (kG/cm2)

- Xét khoảng 4020/3790  4460/4360 m, tính áp suất dư ngoài theo công thức sau:

Pdnz = Pvz – Ptz = 0,1(Z – lm)ka – 0,1(Z – H)b

Với H = 4020/3790:

- Z = 4660/4360:

Pdn = 0,1(4360 –35)0,8 –0,1(4360 – 3790)0,73 = 304,4 (kG/

cm2)

3 Vẽ biểu đồ áp suất dư (hình 4).

- áp suất dư ngoài:

+ Tại miệng giếng:

Pdn = 0+ Tại Z = 4360 m:

4 Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất.

Ta chọn cấu trúc ống 140194 theo API –5A như sau:

5 Kiểm toán lại với hệ số bền dự trữ n 3 , 1

3

n :

- Đoạn 2510 m 193,79,52N80 ở phía trên:

3 3

Q'or = Qor – 23,210-5DoqIQ'or = 333 – 23,210-5193,743,504,5 = 324,3 (kG/cm2)n'3 =

3 ' or

Vì vậy cấu trúc ta chọn ở trên là an toàn

Ta đưa số liệu vừa tính toán về các cột ống ở trên vào bảng sau: ố liệu cấu trúc giếng: ệu cấu trúc giếng: a s li u v a tính toán v các c t ng trên v o b ng sau: ừa tính toán về các cột ống ở trên vào bảng sau: ề các cột ống ở trên vào bảng sau: ột ống ở trên vào bảng sau: ố liệu cấu trúc giếng: ở trên vào bảng sau: ào bảng sau: ảng số liệu cấu trúc giếng:

Khốilượng(T)

khốilượngchung(T)

đườngkính ống(mm)

loạiđầunối

mácthép

bềdày(mm)

3

23

1 1175 

1275

2

Đơn vị: Trục tung  trục hoành: m  kG/cm2.

Hình 2 – Biểu đồ phân bố áp suất dư dọc theo

thành ống 244,5 mm.

Đơn vị: Trục tung  trục hoành: m  kG/cm2.

hình 3 – biểu đồ phân bố áp suất dư dọc theo

thành ống  194 mm

250 254,5

Đơn vị: Trục tung  trục hoành: m  kG/cm2

Hình 4 – biểu đồ phân bố áp suất dư dọc theo