thiết kế kỹ thuật giàn khoan thăm dò và khai tác tại mỏ bạch hổ

Cấu trúc giếng khoan trên biển phải đảm bảo các yếu tố sau: -Ngăn cách hoàn toàn nớc biển, giữ ổn định thành và thân giếng khoan để việc kéo thả các bộ khoan cụ, các thiết bị khai thác,

Chơng I

điều kiện tự nhiên và địa chất mỏ Bạch Hổ

i đặc điểm địa lý vùng mỏ.

đất liền khoảng 120km theo đờng chim bay, cách cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh dầu khíVietSovPetro (XNLD VSP) khoảng 120km ở phía Tây của mỏ khoảng 35km là mỏ Rồng, xahơn nữa là mỏ Đại Hùng Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ của XNLD VSP nằm trong phạm vithành phố Vũng Tàu bao gồm xí nghiệp khoan biển, xí nghiệp khai thác, xí nghiệp dịch vụ kỹthuật, xí nghiệp 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 vực khối không khí

có chế độ tuần hoàn ổn định Mùa đông có gió Đông Nam mùa hè có gió Tây Nam Gió ĐôngNam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm tiếp theo Gió mạnh thổi thờng xuyên, tốc độ gió thời

kỳ này là 6-11m/s Gió Tây Nam kéo dài từ tháng 6 đến tháng 9 hàng năm, gió nhẹ không liêntục tốc độ gió thờng nhỏ hơn 5m/s Trong mùa chuyển tiếp từ tháng 4 đến tháng 5 và tháng 10gió không ổn định, thay đổi hớng liên tục

Bão thờng xảy ra vào các tháng 7, 8, 9 và 10 trong tháng 12 và tháng 1 hầu nh không cóbão Trung bình hàng năm mỏ Bạch Hổ có 8,3 cơn bão thổi qua, hớng chuyển động chính củabão 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 3loại sóng thấp hơn 1m lên đến 44,83% Tần số xuất hiện sóng cao hơn 5m là 4,8% và xuất hiệnchủ 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 nớc biển từ 24,10C đến 30,320C Nhiệt độ đáy biển từ 21,70C đến 290C

Độ ẩm trung bình của không khí hàng năm là 82,5% Số ngày có ma tập trung vào các tháng 5, 7,

8 và 9 (chiếm 15 ngày trên tháng), tháng 1, 2 và 3 thực tế không có ma

III Cấu tạo địa chất mỏ Bạch Hổ.

Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ phơng pháp đo địa vật lý, chủ yếu là đo địa chấn, cácphép đo địa vật lý trong lỗ khoan, sau đó đến các phơng pháp phân tích mẫu đất đá thu đợc, ngời

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 kết tinh Jura-Kretta có tuổi tuyệt đối từ 97-108,4 triệu năm

Từ trên xuống dới cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ đợc xác định nh sau:

1 Trầm tích neogen và đệ tứ.

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

Điệp này đợc thành tạo chủ yếu từ cát và cát dăm, độ gắn kết kém, thành phần chính làThạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực vật Từ 20-25% mặt cắt là các vỉa kẹpMontomriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi mỏng Đất đá này thành tạo trong điều kiện biểnnông, độ muối trung bình và chịu ảnh hởng của các dòng chảy, nguồn vật liệu chính là các đáMacma axit Bề dày điệp dao động từ 612-654m

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

b) Trầm tích Mioxen:

Thống này đợc 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 đến tốt Thànhphần Thạch anh chiếm từ 20-90% còn lại là Fenspat và các thành phần khác nh đá Macma, phiếncát vỏ sò Bột kết hầu nh không có nhng cũng gặp những vỉa sét và sét kết dày đến 20m vànhững vỉa cuội mỏng Chiều dày điệp này tăng dần từ giữa (538m) ra hai cánh (619m)

- Mioxen giữa (điệp Côn Sơn):

Phần lớn đất đá của điệp này đợc 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 rời màu xám vàng và xám xanh,kích thớc hạt từ 0,1-10mm, thành phần chính là thạch anh (hơn 80%), Fenspat và các đá phuntrào có màu loang lổ, bở rời mềm dẻo, thành phần chính là Montmoriolonite Bề dày điệp từ 810-950m.

- Mioxen dới (điệp Bạch Hổ):

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

đổi hớng đá mạnh, trong thời kỳ hình thành trầm tích này có thể có hoạt động núi lửa ở phầntrung tâm và cuối phía 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 tr-ợt

b) Oligoxen dới (điệp Trà Cú):

Thành tạo này có tại vòm bắc và rìa nam của mỏ Gồm chủ yếu là sét kết (60-70% mặtcắt), có từ màu đen đến xám tối và nâu, bị ép nén mạnh, giòn mảnh vụn vỡ sắc cạnh có mặt trợt,dạng khối hoặc phân lớp Đá đợc thành tạo trong điều kiện biển nông, ven bờ hoặc sông hồ ở

đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp 6, 7, 8, 9, 10

3888-4400m Đây là một bẫy chứa dầu 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 móngvới lu lợng lớn là một hiện tợng độc đáo, trên thế giới chỉ gặp một số nơi nh Bom bay-ấn Độ,Anggile-Li Bi và một vài nơi khác Giếng khoan sâu vào tầng móng ở mỏ Bạch Hổ cha tìm thấyranh giới dầu nớc Để giải thích cho sự hiện diện của dầu trong đá móng kết tinh ngời ta tiếnhành nghiên cứu và đa ra kết luận sự hình thành không gian rỗng chứa dầu trong đá móng ở mỏBạch 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 phơng kinh tuyến bị phức tạp bởi hệthống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên mặt cắt Cấu trúc tơng phản nhát đợcthể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm tích Oligoxen dới Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phầndới của mặt cắt Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm Góc dốc của vỉa tăng theo độsâu từ 8-280 ở cánh 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 góc dốc khoảng

60 ,với mức độ ngiêng của đá 50-200m/km Phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai h ớng á kinh tuyến

và đờng 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 nh sau:

+ Tầng cấu trúc trớc Đệ tam:

Tầng này đợc thành tạo bởi các đá biên chất, phun trào và các đá xâm nhập có tuổi khácnhau, về mặt hình thái tầng cấu trúc này khá phức tạp Trải qua nhiều giai đoạn kiến tạo hoạt hóamacma vào cuối Mezozoi gây ra biến vị mạnh, bị nhiều đứt gãy với biên độ phá hủy lớn, đồngthời cũng bị nhiều pha Granitoid xâm nhập

+ Tầng cấu trúc hai:

Gồm tất cả các đá tuổi Kainozoi và đợc chia ra làm 3 phụ tầng cấu trúc Các phụ tầng cấutrúc đợc phân biệt nhau bởi biên dạng cấu trúc, phạm vi phân bố, sự bất 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 với tầng cấu trúcdới bằng bất chỉnh hợp nằm trên móng phong hóa bào mòn mạnh và với phụ tầng cấu trúc trênbằng bất chỉnh hợp Oligoxen-Mioxen Phụ tầng này đợc tạo bởi hai tầng trầm tích, tập trầm tíchdới có tuổi Oligoxen tơng đơng với điệp Trà Cú Trên tập trầm tích dới cùng là tập trầm tích tơng

đơng với điệp 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, Côn Sơn, Đồng Nai

có tuổi Mioxen So với phụ tầng thứ nhất, phụ tầng này có sự biến dạng mạnh hơn, đứt gãy chỉtồn tại ở phần dới càng lên trên càng mất dần cho đến mất hẳn ở tầng trên cùng

Phụ tầng cấu trúc thứ ba gồm trầm tích của hệ tầng biển Đông có tuổi Oligoxen đến hiệntại, có cấu trúc đơn giản phân lớp đơn điệu hầu nh nằm ngang

V các điều kiện ảnh Hởng đến công tác khoan.

Điều kiện địa chất của mỏ Bạch Hổ rất phức tạp, nó gây nhiều khó khăn cho công táckhoan, chủ yếu là các khó khăn sau:

-Sập lở thành giếng khoan trong các tầng đất đá mềm bở rời phía trên từ 85-2200m

-Bến dạng bó hẹp thành giếng khoan trong các tầng trầm tích nhiều sét từ 2200-4080m.-Dị thờng áp suất phân bố không đều

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

-Hiện nay do quá trình khai thác nhiều nên áp suất vỉa của tầng móng đã giảm xuống, cónơi nhỏ hơn áp suất bão hòa tạo thành mũ khí, kết hợp với sự nứt nẻ hang hốc gây ra mất dungdịch, thụt cần khoan

Chơng 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 đợc yêu cầu là thả đợc ống chống khaithác để tiến hành khai thác bình thờng Đồng thời ta phải xuất phát từ tài liệu chất khu vực thicông giếng khoan (đặc biệt là khi có các tầng phức tạp và dị thờng áp suất cao), cụ thể là tínhchất cơ lý của các vỉa đất đá nh độ bở rời, độ cứng, độ trơng nở, áp suất vỉa, nhiệt độ vỉa

Cấu trúc giếng khoan trên biển phải đảm bảo các yếu tố sau:

-Ngăn cách hoàn toàn nớc biển, giữ ổn định thành và thân giếng khoan để việc kéo thả các

bộ khoan cụ, các thiết bị khai thác, sửa chữa ngầm đợc tiến hành bình thờng

-Chống hiện tợng mất dung dịch khoan

-Giếng khoan phải làm việc bình thờng khi khoan qua tầng có áp suất cao và tầng sảnphẩm có áp suất vỉa nhỏ hơn so với tầng có áp suất cao phía trên

-Bảo vệ thành giếng khi có sự cố phun

-Đờng kính của cột ống khai thác cũng nh các cột ống chống khác phải là cấp đờng kínhnhỏ nhất, đơn giản và gọn nhẹ nhất trong điều kiện cho phép của cấu trúc giếng

-Cấu trúc giếng phải phù hợp với yêu cầu kỹ thuật, khả năng cung cấp thiết bị, đảm bảo độbền và an toàn trong suốt quá trình khai thác cũng nh sửa chữa giếng sau này Nói tóm lại nó phảiphù hợp với điều kiện địa chất, công nghệ và thích 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 nh sau:

1 Cột ống chống định hớng.

Dựa vào kinh nghiệm khoan trên mỏ Bạch Hổ, ngời ta thờng sử dụng ống cách nớc loại

72016D (do thi công trên biển nên phải cách nớc, điều kiện địa chất phức tạp nên phải dựphòng thi công phức tạp phải thêm cột ống, chiều sâu có thể thay đổi) Dùng búa máy để đóngống xuống đáy biển tới 35m, khoảng cách từ đáy biển lên mặt nớc là 50m, từ mặt nớc lên bànroto là 35m, vậy tổng chiều dài cột ống chống định hớng là 120m

2 Cột ống chống dẫn hớng.

Cũng dựa vào kinh nghiệm khoan trên mỏ Bạch Hổ, ống dẫn hớng thờng là đợc 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 lở khi ta thay đổi chế độ khoan để khoan sâu vàovùng đất đá có độ cứng lớn hơn Ngoài ra, do điều kiện địa chất phức tạp ta phải chống nhiều cộtống nên ta phải chôn ống dẫn hớng có độ sâu đủ lớn để chịu đợc tải trọng của các cột ống kháctreo lên nó Chính vì thế, để đảm bảo an toàn cho quá trình khoan ngời ta phải chống ống dẫn h-ớng 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 bềnvững hơn Để tăng tốc độ cơ học khoan, ta phải thay đổi thông số chế độ khoan và một vài thông

số của dung dịch khoan (tăng tỷ trọng dung dịch, tăng tải trọng đáy, tăng áp lực bơm rửa) Vớicác thông số nh vậy nếu ta không chống ống sẽ rất dễ xảy ra sập lở thành giếng khoan Ta cầntính toán chiều sâu cột ống trung gian thứ nhất sao cho nó có thể khoan qua tầng Mioxen mộtcách an toàn Độ sâu chống ống có thể tính bằng công thức sau:

 

4 0 v

y v 0 y a 4

n0,1γm

lmlγllk0,1nL

0,1.0,84.1 0,15

0,15.35 0,84.3060

35 3060 1,05 0,1.1,1

Công thức trên cho phép ta xác định chiều sâu ống chống nhỏ nhất dựa vào chiều sâu tầng

có dị thờng áp suất cao, nơi có thể xảy ra hiện tợng dầu khí phun

Trên cơ sở lí luận và tính toán, ta chọn chiều sâu chống ống trung gian thứ nhất là 1250m

4 Cột ống trung gian thứ hai.

Khi ta khoan qua tầng Mioxen, áp suất vỉa tăng cao, nếu ta giữ nguyên tỷ trọng dung dịch

cũ sẽ dẫn đến hiện tợng phun dầu khí Do đó, để khoan tiếp ta phải tăng tỷ trọng dung dịchkhoan Nhng nếu ta tăng tỷ trọng dung dịch khoan thì sẽ dẫn đến hiện tợng sập lở, nứt vỡ, mấtdung dịch ở các đoạn khoan qua phía trên với tỷ trọng dung dịch nhỏ hơn (tầng áp suất vỉa thấp).Chính vì thế, để khoan tiếp vào tầng Oligoxen ta phải tiến hành chống ống trung gian thứ hai ở

độ sâu 3060m

5 Cột ống trung gian thứ ba.

Trong tầng Oligoxen, khi khoan qua tầng phản xạ SG-11, áp suất vỉa giảm đột ngột Đểkhoan tiếp thì ta cần phải giảm tỷ trọng dung dịch khoan để cân bằng với áp suất vỉa, tránh hiệntợng mất dung dịch Nhng nếu giảm tỷ trọng dung dịch thì có thể xảy ra hiện tợng dầu khí phun ởtầng phản xạ SG-8 (nơi có áp suất vỉa cao hơn) Do đó để khoan tiếp ta phải chống ống trung gianthứ 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 quảkinh 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 chỉ chống từ nóc tầngmóng (4080m) lên tới miệng giếng, còn đoạn thân giếng nằm trong tầng móng thì để trần do đất

đá ở đây rất bền vững ống chống khai thác này gồm hai cấp đờng kính lớn dần từ dới lên

Đoạn từ đầu treo ống chống lửng tới đáy giếng do khoan bằng choòng có đờng kính nhỏhơn đờng kính trong của ống chống lửng nên ống chống khai thác ở đoạn này có cấp đờng kínhnhỏ nhất, đoạn này sẽ dài từ đế lên tới trên đầu treo ống lửng là 100m

Đoạn tiếp theo phía trên có cấp đờng kính lớn hơn, nó sẽ bằng đờng kính ống chống lửng

Sử dụng đờng kính lớn nh vậy là nhằm mục đích tạo điều kiện thuận lợi cho việc thiết kế khaithác, kéo thả cần HKT cùng các thiết bị lòng giếng, đo địa vật lý, sửa chứa ngầm Đồng thời khichọn cấp đờng kính nh vậy ta còn phải dựa vào lu lợng 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 hớng, ống chống dẫn hớng, ống chống trung gian thứ nhất, ống chống trung gian thứ hai,ống chống trung gian thứ ba và cột ống chống khai thác Sau đây ta tiến hành tính toán đ ờng kínhcủa các cột ống chống đó và đờng kính choòng tơng ứng Việc tính toán đợc tiến hành từ dới lên,bắt đầu từ đờng kính của cột ống chống khai thác cho đến cột ống chống ngoài cùng Tính toáncấu trúc phải đảm bảo cho quá trình khoan, thả ống chống đến chiều sâu dự kiến đợc thông suốt,

đảm bảo trám xi măng đợc thuận lợi

1 Cột ống chống khai thác.

- Dựa vào lu lợng dự đoán và kích thớc của các thiết bị lòng giếng cũng nh các thiết bị đosâu ta chọn đờng kính ống chống khai thác nằm trong đoạn tầng khai thác (đoạn có cấp đờngkính nhỏ nhất) là:

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

Dckt1 = Dmkt1+2

Trong đó:

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 đờng kính chuẩn của choòng ta chọn Dckt1 = 165,1 (mm)

- Đoạn trên của ống chống khai thác có đờng kính bằng đờng kính của cột ống chống lửngnên ta tính sau

2 Cột ống chống trung gian thứ ba.

-Để tính đờng kính ngoài của ống chống trung gian thứ ba ta cần xác định đ ờng kính trong

trong của ống chống trớc đó tối thiểu là (10  15) mm Ta xác định đờng kính trong của ốngchống trung gian thứ ba dtg3 nh sau:

dtg3 > Dckt1 + (10  15)

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

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

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

-Đờng kính choòng khoan tơng ứng Dctg3:

3 ống chống trung gian thứ hai.

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

4 ống chống trung gian thứ nhất.

-Đờng kính trong ống trung gian thứ nhất dtg1:

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

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

Dtg1 = 339,7 (mm)

-Đờng kính choòng khoan tơng ứng:

Bảng số liệu cấu trúc giếng:

thả

(m)

Đờng kínhống(mm)

đờng kínhmupta(mm)

đờng kínhchoòng(mm)

Chơng III Tính toán chọn loại ống chống

Trong khi thả và trong suốt quá trình khai thác giếng cột ống chống phải chịu các tải trọnglớn và phức tạp Vì vậy mỗi cột ống chống thả xuống trong giếng đều phải đợc tính toán và lựachọn theo đúng nguyên tắc của nó, đảm bảo đợc độ bền của ống chống trong những trờng hợpnguy hiểm nhất và những trờng hợp phát sinh trong quá trình thi công khoan cũng nh trong quátrình khai thác về sau

Để thực hiện quá trình tính toán chúng ta phải xét những quá trình thủy động xảy ra tronggiếng từ đó xây dựng biểu đồ áp suất d dọc theo thành ống tại các thời điểm nguy hiểm Sau đó

sử dụng giá trị lớn nhất của áp suất d tính bền cho từng ống Mỗi ống chống sẽ đợc tính độ bềntheo áp suất d trong, áp suất d ngoài và tải trọng kéo có tính đến tác động của tải trọng kéo đốivới 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 chếtạo mà ngời ta tính toán và qui định những thông số tới hạn cho từng loại ống chống

Pdn: áp suất d ngoài cho phép

Pdt: áp suất d 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 bớc tính toán:

+ Tính áp suất d

+ Vẽ biểu đồ áp suất d

+ Chọn ống chống dựa vào biểu đồ áp suất d

+ 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

- h: mực xi măng sau cột ống chống

- hk: mực chất lỏng trong cột ống khi thả ống

- Z: điểm, tiết diện cần tính toán

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

- 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: nớc biển

- n: nớc 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

- mv: mô đun áp lực vỡ vỉa đất đá

- kb: mất mát nớc trong khi trộn xi măng

- kn: nén của chất lỏng

- Bo: tỷ lệ nớc/ xi măng

+ Đờng 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 trớc 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 lợng (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 số cần thiết cho việc tính toán:

ống chống này có chiều sâu nhỏ, áp suất d trong và d ngoài tác dụng lên thành ống không

đáng kể, không có dị thờng áp suất Do đó, ta không cần kiểm toán đối với cột ống chống này.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

 Pdt,L = {Pth – 0,1[dx – de)L – (dx – dk)h]}(1 – kv) Với h = 0:

 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 d 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 d.

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

Tại vị trí cắt xiên, ren đầu ống chống bị cong làm giảm khả năng chịu kéo tại mối ren Do

đó, ta phải lấy d độ bền kéo tại mối nối ren cho ống trong trờng hợp này, tải trọng kéo cho phép

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 d trong.

- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu khí(khi đó tỷ trọng dung dịch bị giảm đi 40%  o = 0,6dk = 0,61,75 = 1,05) Nó đợc xác địnhtheo 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:

- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu khí

3 Vẽ biểu đồ áp suất d 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 d.

Ta chọn đợc cấu trúc ống 244,5 theo API – 5A nh sau:

3 1

Vậy cấu trúc chọn ở trên là an toàn

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

- áp suất d trong tại độ sâu 3790 m:

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

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

Pdt = 421,4 (kG/cm2)  n2Pdt = 1,1421,4 = 436,5 (kG/cm2)

Z = 4360 m:

Pth = 473,1 (kG/cm2)  n2Pdt = 1,1473,1 = 520,4 (kG/cm2)

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

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

Tại vị trí cắt xiên, ren đầu ống bị cong làm giảm khả năng chịu kéo tại mối nối ren Do đó

ta phải lấy d độ bền kéo tại mối nối ren cho ống tại trờng hợp này, tải trọng kéo cho phép sẽ là:

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

Ta đa số liệu vừa tính toán về các cột ống ở trên vào bảng sau:

ốngchống

(m)

chiềudài

đoạn(m)

Khốilợng(T)

khối ợngchung(T)

l-đờngkínhống(mm)

loại

đầunối

mácthép

bềdày(mm)

2 1 0  250 250 26,372 26,372 426 btc k55 10,923

§¬n vÞ: Trôc tung  trôc hoµnh: m  kG/cm2.

§¬n vÞ: Trôc tung  trôc hoµnh: m  kG/cm2.

thµnh èng  194 mm

250 254,5

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

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