Đồ án ĐH Mỏ: Thiết kế thi công giếng khoan thăm dò dầu khí BH16X nằm ở phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long

Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành công nghiệp hiện đại, đã và đang phát triển, đó là một ngành mũi nhọn mang tính chất chiến lược trong quá trình phát triển của nền kinh tế không những ở Việt Nam mà còn ở hầu hết các Quốc gia trên thế giới. Một công việc quan trọng có tính quyết định trong ngành công nghiệp dầu khí là việc thi công các giếng khoan, khoan sâu vào lòng đất. Để thực hiên tốt công tác khoan cho giếng khoan dầu khí, nhất là các giếng khoan phải tiến hành chuẩn xác, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu về kỹ thuật và kinh tế. Ở Việt Nam bên cạnh quá trình khai thác thì quá trình khoan thăm dò các giếng mới vẫn diễn ra thường xuyên, nhằm phát hiện thêm các mỏ dầu khí mới để nâng cao trữ lượng khai thác. Được sự đồng ý của bộ môn KhoanKhai thác, trường Đại học Mỏ Địa Chất em đã thực hiện đồ án tốt nghiệp với đề tài:“ Thiết kế thi công giếng khoan thăm dò dầu khí BH16X nằm ở phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long”.Với kiến thức chuyên môn còn nhiều hạn chế cũng như thời gian tiếp xúc với công tác ngoài thực địa không nhiều nên bản đồ án này chắc còn nhiều thiếu sót.Rất mong được sự đóng góp ý kiến của các thầy cô.

LỜI NÓI ĐẦU

Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành công nghiệp hiện đại, đã vàđang phát triển , đó là một ngành mũi nhọn mang tínhchất chiến lược trong quá trình phát triển của nền kinh tế không những ởViệt Nam mà còn ở hầu hết các Quốc gia trên thế giới Một công việc quantrọng có tính quyết định trong ngành công nghiệp dầu khí là việc thi côngcác giếng khoan, khoan sâu vào lòng đất Để thực hiên tốt công tác khoancho giếng khoan dầu khí, nhất là các giếng khoan phải tiến hành chuẩn xác,

đáp ứng đầy đủ các yêu cầu về kỹ thuật và kinh tế Ở Việt Nam bên cạnh

quá trình khai thác thì quá trình khoan thăm dò các giếng mới vẫn diễn rathường xuyên, nhằm phát hiện thêm các mỏ dầu khí mới để nâng cao trữlượng khai thác Được sự đồng ý của bộ môn Khoan-Khai thác, trường Đạihọc Mỏ Địa Chất em đã thực hiện đồ án tốt nghiệp với đề tài:

“ Thiết kế thi công giếng khoan thăm dò dầu khí BH-16X nằm ở phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long”.

Với kiến thức chuyên môn còn nhiều hạn chế cũng như thờigian tiếp xúc với công tác ngoài thực địa không nhiều nên bản đồ án nàychắc còn nhiều thiếu sót.Rất mong được sự đóng góp ý kiến của các thầycô

Em xin bầy tỏ lòng cảm ơn đến các thầy giáo trong bộ môn KhoanKhai Thác, đặc biệt là thầy TỐNG TRẦN ANH cùng các anh trong phòngKhoan – Sửa Giếng Viện Nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biểnNIPI Vietsovpetro đã tận tình giúp đỡ em hoàn thành đồ án này!

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 5 năm 2016

Sinh viên thực hiện

Phạm Văn Phóng

CHƯƠNG I

VỊ TRÍ ĐỊA LÝ VÀ CẤU TẠO ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ

1.1 Vị trí địa lý và đặc điểm địa chất

1.1.1 Vị trí địa lý

* Vị trí địa lý

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 thuộc bể Cửu Long, có diện tích khoảng10.000km2, cách đất liền khoảng 120 Km theo đường chim bay, cách cảngdịch vụ dầu khí của Xí nghiệp liên doanh Vietsovptro khoảng 120 Km, ởphía tây nam mỏ Bạch Hổ khoảng 35Km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏĐại Hùng Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phốVũng Tàu bao gồm XN Khoan & Sửa Giếng, XN Khai Thác, XN dịch vụ

kỹ thuật, XN vận tải biển, Viện nghiên cứu khoa học & thiết kế dầu khíbiển

1.2 Đặc điểm địa chất

1.2.1 Đặc điểm tầng thạch học.

Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu bằng các phương pháp đo địavật lý trên mặt, chủ yếu là đo địa chấn sau đó đến các phương pháp đođịa vật lý trong lỗ khoan và phân tích các mẫu đất đá thu được, người taxác định rõ ràng thành hệ của mỏ Bạch Hổ Đó là các trầm tích thuộccác hệ đệ tứ, Neogen, Paleogen phủ trên móng kết tinh Jura -Kreta cótuổi tuyệt đối từ 97 đến 108, 4 triệu năm Từ trên xuống dưới cột địatầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ được mô tả như sau:

* Trầm tích Neogen Đệ Tứ

+ Trầm tích Polioxen -Pleixyoxen(điệp biển đông).

Điệp này được thành tạo chủ yếu từ cát và cát dăm, độ gắn kết kém,thành phần 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 này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình

và chịu ảnh hưởng của các dòng chảy, nguồn vật liệu chính là các đáMacma axit Bề dày điệp dao động từ 612-654m

Dưới điệp biển Đông là các trầm tích của thống Mioxen thuộc hệ Neogen Thống này được chia làm 3 phụ thống

+ Phụ thống Mioxen trên (điệp Đồng Nai).

Đất đá điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ mài mòn từ trungbình đến tốt Thành phần Thạch anh chiếm từ 20-90% còn lại là Fenspat vàcác thành phần khác như đá Macma, phiến cát vỏ sò Bột kết hầu nhưkhông có nhưng cũng gặp những vỉa sét và sét kết dày đến 20m và nhữngvỉa cuội mỏng Chiều dày điệp này tăng dần từ giữa (538m) ra hai cánh(619m)

+Phụ tầng 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 rời màu xám vàng và xám xanh, kích thước hạt từ 10mm, thành phần chính là thạch anh (hơn 80%), Fenspat và các đá phun trào có màu loang lổ, bở rời mềm dẻo, thành phần chính là Montmoriolonit

0,1-Bề dày điệp từ 810-950m

+ Phụ tầng Mioxen dưới (điệp Bạch Hổ).

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

* Trầm tích hệ Paleogen -kỷ Kainozoi.

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

+Thống oligoxen trên (điệp Trà Tân).

Các đất đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích mỏ Phần trên làcác tập sét 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 Sựphân chia có thể thực hiên sâu hơn tại hàng loạt các giếng khoan trong đóđiệp 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 cuối phía bắc của vỉa hiện tại, do

có gặp các đá phun trào trong một số giếng khoan Ngoài ra còn gặp cáctrầm tích than sét kết màu đen, xám tối đến nâu bị ép nén, khi vỡ có mặttrượt

+ Thống oligoxen (điệp Trà Cú).

Thành tạo này có tại vòm bắc và rìa nam của mỏ Gồm chủ yếu là sétkết (60-70% mặt cắt), có từ màu đen đến xám tối và nâu, bị ép nén mạnh,giòn mảnh vụn vỡ sắc cạnh có mặt trượt, dạng khối hoặc phân lớp Đáđược 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

+ Các tập đá cơ sở (vỏ phong hoá).

Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen dưới phát triển trên bề mặtmóng Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá hủy cơ học củađịa hình Đá này nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mảnh vụncủa đá móng có kích thước khác nhau Thành phần gồm: cuội cát kết hạtthô, đôi khi gặp đá phun trào Chiều dày điệp Trà Cú và các tập cơ sở thayđổi từ 0-412m và từ 0-174m

* Đá móng kết tinh từ Kainozoi

Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự khácnhau về thành phần thạch học, hóa học và về tuổi Có thể giả thiết rằng cóhai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm bắc vào kỷ Jura, vòm nam và vòmtrung tâm vào kỷ Karetta Diện tích của bể Batholit Granite này có thể tớihàng nghìn km2 và bề dày thường không quá 3 km Đá móng bắt đầu từ độsâu 3888- 4700m Đây là một bẫy chứa dầu khối điển hình và có triển vọngcao

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 thếgiới chỉ gặp một số nơi như Bom bay -Ấn Độ, Anggile-Li Bi và một vài nơikhác Giếng khoan sâu vào tầng móng ở mỏ Bạch Hổ chưa tìm thấy ranhgiới dầu nước Để giải thích cho sự hiện diện của dầu trong đá móng kếttinh người ta tiến hành nghiên cứu và đưa ra kết luận sự hình thành khônggian rỗng chứa dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ là do tác động đồng thờicủa nhiều yếu tố địa chất khác nhau

1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là một nếp lồi gồm 3 vòm, kéo dài theo phương kinhtuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần vềphía trên mặt cắt

* Vòm trung tâm: Diện tích khoảng 37 Km2 (kích thước 7.5km

x 5km), đá móng nhô cao dạng địa luỹ so với vòm Bắc và vòm Nam là 25m

và 950m Hai bên sườn Đông và Tây là hai đứt gãy sâu I, II có biên độ lớn.Oligoxen hạ vắngmặt tại đỉnh vòm, hai bên cánh có đầy đủ phân vị địatầng, bề dày lớn Đá móng bị nứt nẻ mạnh do phong hoá, bào mòn nên khảnăng chứa dầu rất tốt

* Vòm bắc: Nằm ở phía bắc mỏ Bạch Hổ, kích thước

6.5x5km,có cấu tạo phức tạp nhất Ở vòm này đá móng không nhô cao nhưvòm trung tâm nên vẫn có mặt trầm tích mỏng Oligoxen hạ Đối tượng khaithác là các vỉa dầu trong Oligoxen và móng, nhưng sản lượng chỉ bằng mộtnửa của đá móng Trung Tâm Bẫy của vòm khép kín theo đường 430mtheo mặt móng

* Vòm Nam: Được tính từ đứt gãy F-5 về phía Nam của mỏ và

nằm trong phần lớn đẳng sâu – 4450m Biên độ nâng lên khoảng 300m.Việc đặt tên vòm Nam chỉ mang nghĩa tương đối , trên thực tế nó chỉ làmột cánh thoải dần về phía Tây Nam, tách biệt không rõ với vòm trungtâm

Hình 1.1 Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng

Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầng móng bằng cáctrầm tích Oligoxen dưới Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phần dưới của mặtcắt Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm Góc dốc của vỉatăng theo độ sâu từ 8-280 ở cánh Tây, 6-210 ở cánh Đông Trục nếp uốn ởphần kề vòm thấp dần về phía Bắc góc dốc 10 và tăng dần đến 90 khi ra xahơn, ở phía Nam sụt xuống thoải hơn góc dốc khoảng 60 , với mức độngiêng của đá 50-200m/km Phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng ákinh tuyến và đường chéo, các đứt gãy chính gồm có: đứt gãy số I và đứtgãy số II

Đứt gãy số 1: chạy theo hướng á kinh tuyến ở cánh tây lên vòmbắc thì quay theo hướng đông bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía namkhoảng 500m, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm bắc khoảng 260m, độnghiêng của mặt trượt khoảng 600 trong phạm vi vòm bắc nó kéo theohai đứt gãy thuận gần như song song, với biên độ từ 100m-200m

Đứt gãy số 2: chạy theo sườn đông của vòm trung tâm ở phía bắcquay theo hướng đông bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m, góc nghiênggần 600

Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của

nó Ngoài ra còn có nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi từng vòmvới độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1km-2km theohướng chéo Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy phá huỷ khốinâng thành một loạt các đơn vị kiến tạo

Hình 2.2 Mặt cắt địa chất địa vật lý ngang qua vòm trung

tâm mỏ Bạch Hổ

Với đặc điểm cấu tạo như trên, cùng với đặc điểm địa tầng của

mỏ Bạch Hổ ta có thể chia cấu tạo mỏ Bạch Hổ với hai tầng cấu trúcchính như nhau

Tầng cấu trúc đệ tam: Được thành tạo bởi các đá biến chất, phun

trào và đá xâm nhập có tuổi khác nhau.Về mặt hình thái của tầng cấu

trúc này có cấu tạo phức tạp Chúng đã trải qua những giai đoạn hoạtđộng kiến tạo, hoạt hoá macma vào cuối Mezozoi gây ra sự biến vịmạnh, bị nhiều đứt gãy với biên độ lớn phá huỷ, đồng thời cũng bịnhiều pha Granitoid xâm nhập.

Tầng cấu trúc hai: Gồm tất cả các đá tuổi Kainozoi và được chia ra 3

phụ tầng cấu trúc Các phụ tầng cấu trúc được phân biệt nhau bởi sự biếndạng cấu trúc, phạm vi phân bố, sự bất chỉnh hợp

Phụ tầng cấu trúc thứ nhất bao gồm các trầm tích tuổi Oligoxen,phân biệt với tầng cấu trúc dưới bằng bất chỉnh hợp nằm trên móng phonghóa bào mòn mạnh và với phụ tầng cấu trúc trên bằng bất chỉnh hợpOligoxen -Mioxen Phụ tầng này được tạo bởi hai tầng trầm tích, tập trầmtích dưới có tuổi Oligoxen tương đương với điệp Trà Cú Trên tập trầm tíchdưới cùng là tập trầm tích tương đương với điệp Trà Tân, chủ yếu là séttích 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 tầngnày có sự biến dạng mạnh hơn, đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới càng lêntrên 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 hiện tại, có cấu trúc đơn giản phân lớp đơn điệu hầu như nằmngang

1.2.3 Các tầng sản phẩm dầu khí của mỏ Bạch Hổ.

Trong mặt cắt của mỏ Bạch Hổ từ trên xuống đã gặp các phức hệ chứadầu khí sau đây:

- Phức hệ Bạch Hổ dưới (trầm tích mioxen dưới)

- Phức hệ Trà Tân (trầm tích oligoxen trên)

- Phức hệ Trà Cú (trầm tích oligoxen dưới )

- Phức hệ móng kết tinh

Phức hệ Bạch Hổ dưới là những vỉa các hạt từ trung đến thô, có độthấm cao trong đó các tầng sản phẩm được đánh số là 22, 23, 24, 25 và

26 Tầng 23 cho sản lượng cao nhất tới 281m3/ngđ Các tầng 23, 24 chỉchứa dầu ở phía bắc và phần trung tâm phía nam bị vát nhọn

- Phức hệ Trà Tân: Là các điệp cát thấm, độ hạt nhỏ và trung bìnhphân bố rộng nhất ở cánh phía bắc của cấu tạo, nhiều vỉa cát của phức

hệ này bị vát nhọn và có dạng thấu kính, thấm kém Trong đó có cáctầng sản phẩm 1, 2, 3, 4, và 5 Phức hệ này cho lưu lượng thay đổi từ 0,

8 đến 110,5m3/ngđ Đặc trưng của phức hệ này là có dị thường gradient

áp suất vỉa cao tới 0,172at/m

- Phức hệ Trà Cú: Đây là các vỉa cát độ hạt trung bình, đôi chỗ ởcánh phía bắc hạt bị nứt nẻ, các trầm tầng sản phẩm 6, 7, 8, 9 và 10 lưulượng thu được từ 180,4 377m3/ngđ

- Phức hệ móng: Đây là đá granitoid bị phong hoá và nứt nẻ mạnh độhang hốc lớn, gặp trong rất nhiều giếng khoan ở vòm bắc và vòm trungtâm Lưu lượng lớn nhất ở phần đỉnh vòm trung tâm có thể đạt đến996m3/ngđ, vòm bắc tới 700m3/ngđ còn lại phần sụt lún của móng lưulượng thấp chỉ đạt 4m3/ ngđ

1.3 Địa chất giếng khoan và ảnh hưởng của nó tới công tác khoan 1.3.1 Địa chất giếng khoan

Đặc điểm địa chất của giếng khoan BH-16X mang đầy đủ những yếu tốnhư đã nêu trong phần địa chất vòm Bắc và địa chất chung của mỏ Bạch

Hổ Ranh giới địa tầng của giếng BH-16X được dự kiến như sau:

1.3.2 Dự kiến nhiệt độ và áp suất vỉa

0C/100m

A.S vỉaG/Cm3 AS vỡ vỉa

1.3.3 Dự báo các phức tạp có thể xảy ra trong khi khoan

Qua kết quả nghiên cứu địa chất và từ thực tế khoan các giếng lân cậncho thấy các phức tạp địa chất có thể gặp phải khi thi công giếng như sau:

- Từ 85m – 2230m hầu như không có phức tạp gì trong quá trìnhkhoan

- Từ 2230m – 3250m có thể xảy ra hiện tượng trương nở của xét, đất

đá bở rời dẫn đến kẹt mút

- Từ 3250m – 4670m có thể xảy ra mất nước, trương nở, bở rời, bóhẹp thành giếng dẫn đến kẹt mút

- Từ 4670m – 5180m có thể xảy ra mất nước,mất dung dịch

Khi khoan đến độ sâu 2960m trở xuống dầu khí bắt đầu xuất hiện, vìvậy cũng có thể là nguyên nhân gây ra các phức tạp khác trong quá trìnhkhoan

1.4 Cấu trúc cột địa tầng giếng khoan BH-16X

2900 2960 2800 2600 2400

2700 2500 2300 2100 2000 1900 1800 1700 1500 1400 1300 1100

500 400 200

1600

4100 3800 2200

300

600 710 800 900 1000

5000 4900

(m)

RANH GIỚI ĐỊA TẦNG

Chương 2:

LỰA CHỌN CẤU TRÚC GIẾNG KHOAN, PROFIN GIẾNG

KHOAN

2.1 Các thông số cơ bản của giếng khoan BH-16X.

Tên giếng khoan: BH-16X Khu vực xây dựng giếng: Nằm ở lô 9 – 1 phía Đông Bắc của mỏBạch Hổ thuộc bể Cửu Long

Độ lệch đáy: 1150m

Góc phương vị giếng khoan: 161,50

Độ sâu mực nước biển: 45m

Đối tượng khoan thăm dò chính: Đá Móng

Chiều sâu thiết kế: 5020m

Đường kính ống chống lửng: 194mm

Đường kính thân trần: 165,1mm

2.2 Cơ sở tính toán lựa chọn cấu trúc giếng khoan

Lựa chọn cấu trúc giếng khoan là một việc quan trọng nhằm nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan và đảm bảo cho quá trình khai thác sau này Ta phải chọn cấu trúc giếng sao cho phải đảm bảo được yêu cầu là thả được ống chống khai thác để tiến hành khai thác bình thường Đồng thời ta phải xuất phát từ tài liệu địa chất khu vực thi công giếng khoan BH-16X.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 để việc kéo thả các bộ khoan cụ, các thiết bị khai thác, sửa chữa ngầm được tiến hành bình thường

- Chống hiện tượng mất dung dịch khoan

Giếng khoan phải làm việc bình thường khi khoan qua tầng có áp suấtcao và tầng 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 là cấp đường kính nhỏ 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 cấpthiết bị, đảm bảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khai thác cũng như sửa chữa giếng sau này Nói tóm lại nó phải phù hợp với điều kiện địa chất,công nghệ và thích hợp với khả năng thi công

- Từ những yêu cầu trên, căn cứ vào tài liệu địa chất và kinh nghiệm thi công các giếng khoan trước đó ta lựa chọn cấu trúc giếng khoan như sau: 1 ống định hướng(ống chống cách nước),

1 ống dẫn hướng,

2 ống chống trung gian,

1 ống chống lửng

2.3 Lựa chọn cấu trúc giếng khoan

2.3.1 Các cột ống chống, chiều sâu thả và chiều sâu trám ximăng

* Ống định hướng

Ống này có tác dụng định hướng ban đầu cho lỗ khoan, ngăn cản sựsập lở của đất đá và sự ô nhiễm của dung dịch khoan đối với tầng nước trênmặt Tạo kênh dẫn cho dung dịch chảy vào máng Bảo vệ không cho dungdịch xới sập nền khoan và móng thiết bị Nó là ống chống đầu tiên đóng vaitrò ống cách nước

Với mục đích và yêu cầu như trên, dựa vào cột địa tầng củagiếng khoan ta sẽ chống ống đến chiều sâu 40m tính từ đáy biển, tức là35+45+40=120m tính từ bàn rôto và được trám xi măng toàn bộ cột ống

* Ống dẫn hướng

Ống này có tác dụng ngăn cho thành lỗ khoan ở phần trên không bị sập lở, bảo vệ các tầng nước trên mặt khỏi bị ô nhiễm bởi dung dịch khoan.Đóng vai trò 1 trụ rỗng trên đó có lắp các thiết bị miệng giếng như: Đầu ống chống, thiết bị chống phun, treo toàn bộ các cột ống chống tiếp theo và một phần thiết bị khai thác

Cột ống dẫn hướng chịu toàn bộ trọng lượng nén của các cột ốngchống tiếp theo do vậy nó phải được trám xi măng toàn bộ chiều dài vàphần nhô lên mặt phải đủ bền Ta sẽ chống ống này đến chiều sâu 300m, vàtrám xi măng toàn bộ cột ống

* Ống trung gian thứ nhất

Ống này có tác dụng bảo vệ giếng khoan từ chân đế ống chống dẫnhướng đến tầng đất đá ổn định, chống lại sự sập lở của tầng Mioxen muộn.Căn cứ theo cột địa tầng thì từ dưới 300m đến 1500m có nhiều tập đất đácát pha sét hạt trung, là đất đá mềm bở rời dễ sập lở và ở độ sâu khoảng1620m đến 1820 là tầng cát tương đối dày nên cần phải chống ống để tiếptục khoan đến chiều sâu thiết kế Ống này được thả từ miệng giếng đếnchiều sâu 1500m và ta trám toàn bộ cột ống nhằm cách ly toàn bộ các tậpđất đá bên trên, gia cố cho giếng khoan bền vững và đảm bảo bền cho ốngchống

* Ống chống trung gian thứ hai

Ống này được thả từ trên mặt đến nóc của tầng Oligoxen thượng, bởi

vì khi ở tầng Mioxen hạ đất đá bắt đầu có độ dốc từ 10 - 150 nên trong quátrình khoan do xâm nhập của dung dịch, do tác động của bộ dung cụ khoannên thành giếng thì sẽ gây mất ổn định thành giếng dẫn đến kẹt mut bộkhoan cụ Ngoài ra trong tầng này áp suất vỉa bắt đầu tăng ( Pv=1,06 – 1,3

Ptt ) do do để khoan tiếp được ta phải khống chế được tầng này để khoanđược tầng Oligoxen phía dưới có góc dốc của dất đá và áp suất vỉa cao hơn

Vì vậy ta sẽ chống ống đến chiều sâu 3250m,trám xi măng toàn bộ cột ống

độ sâu 4670m và chống ống lửng từ độ sâu 2800m đến 4670m rồi trám ximăng toàn bộ cột ống.

2.3.2 Tính toán đường kính ống chống và choòng khoan

Nguyên tắc của việc tính toán đường kính ống chống và đườngkính choòng là bắt đầu từ đường kính của ống chống khai thác để tính toánđường kính của các choòng khoan và các ống chống phía ngoài Việc tínhtoán phải đảm bảo cho quá trình khoan cũng như quá trình thả các ốngchống được tiến hành thuận lợi

* Công thức tính toán đường kính choòng khoan:

Dc= Dm + ∆ (1)Trong đó: Dc – là đường kính choòng khoan

Dc – là đường kính của choòng khoan để khoan cấp đường kính tiếp theo

Từ hai công thức trên ta tính đường kính của choòng và ống chống

* Đoạn giếng thân trần

Giếng khoan BH-16X được dự tính nếu quá trình thăm dò mà trữlượng đủ điều kiện về khai thác thì sẽ khai thác ở dạng thân trần, đoạn mởvỉa sản phẩm được khoan từ chiều sâu 4670m đến 5180m Theo yêu cầu vềthăm dò cũng như về khai thác thì đoạn giếng này ta lựa chọn choòngkhoan có đường kính 6 1/2" (165,1mm)

*Ống chống lửng (ống chống khai thác)

- Đường kính trong ống chống lửng:

194 có thể thực hiện được bằng choòng khoan có đường kính bằng 215,9

mm (đường kính giếng khoan sẽ bằng 237, 5 mm với hệ số mở rộng thành

là 1,1) Như vậy ta chọn choòng khoan để chống ống 194 là: Dc.1 = 215,9

mm (8 1/2")

* Ống chống trung gian thứ hai.

- Đường kính trong ống chống trung gian thứ hai:

Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính ống chống ta chọn ống chống trunggian thứ nhất có đường kính 340mm (13 3/8")

Như vậy ta có bảng tổng kết của công việc lựa chọn đường kính choòngkhoan, đường kính ống chống, chiều sâu thả và chiều cao trám xi măng nhưsau:

Bảng 2-1: Cấu trúc giếng khoan BH-16X

Tên ống chống

Đườngkínhốngchống(mm)

Đườngkính choòng khoan (inc)

Chiều sâuthảống (m)

Chiều cao trám xi măng (m)

800 900 1000

1200

4500

4280 4400

4800 4600

5000 4900

(m)

RANH GIỚI ĐỊA TẦNG

3250

1500

300 120

3070

2900 2960 2800 2600 2400

2700 2500 2300 2100 2000 1900 1800 1700 1500 1400 1300 1100

500 400 200

1600

4100 3800 2200

300

600 710

Hình 2-1: Cấu trúc giếng BH-16X

2.4 Lựa chọn và tính toán profile giếng khoan.

2.4.1 Mục đích và yêu cầu của việc thiết kế profile giếng khoan.

Để đảm bảo hiệu quả kinh tế cao, số lượng ống chống ítnhất, ít xảy ra sự cố khi thi công cắt góc xiên, hệ số thu hồi sản phẩm củavỉa là lớn nhất, đồng thời để các giếng khoan không trùng nhau khi thựchiện công tác khoan người ta thường thi công các giếng khoan nghiêng vớidạng profile phù hợp với các điều kiện địa chất của giếng, phù hợp với điềukiện kỹ thuật và công nghệ của giàn khoan

2.4.2 Chọn dạng profile cho giếng BH-16X

2.4.2.1 Các dạng profile giếng khoan

Thực tế khoan dầu khí hiện nay đang sử dụng 5 dạng profile sau:

1 Dạng quĩ đạo tiếp tuyến (hình 2-2a): Dạng quĩ đạo tiếp tuyến đảmbảo khoảng lệch ngang cực đại của thân giếng so với phương thẳng đứngtrong trường hợp góc nghiêng của thân giếng khoan nhỏ nhất Dạng quĩ đạonày được sử dụng cho các giếng khoan xiên định hướng với khoảng lệchđáy giếng lớn so với phương thẳng đứng, cũng như khoan nhóm giếng cóchiều sâu cắt xiên lớn

2 Dạng quĩ đạo hình chữ J (hình 2-2b): Sử dụng có hiệu quả ở các

mỏ dầu khi bộ khoan cụ đáy làm việc trong trạng thái ổn định ở các khoảng

ổn định góc nghiêng của quĩ đạo giếng Mặt khác, dạng quĩ đạo còn được

sử dụng khoan đoạn thân giếng nằm trong vỉa sản phẩm với góc nghiêngcực đại 900; có thể sử dụng cho các giếng khoan ngang và các giếng màchiều dày hiệu dụng của vỉa sản phẩm mỏng hoặc các giếng cần tăng chiềudày hiệu dụng

3 Dạng quĩ đạo hình chữ S (hình 2-2c, 2d, 2e): Được sử dụng trongtrường hợp khi mở vỉa sản phẩm thân giếng phải thẳng đứng và cũng nhưkhi thiết kế giếng khoan sâu (chiều sâu thẳng đứng gần bằng 5000m)

2.4.2.2 Chọn dạng profile giếng khoan cho giếng

Căn cứ vào điều kiện địa chất, đối tượng thăm dò khai thác và vớikhoảng lệch đáy lớn 1150m so với chiều sâu của giếng ta chọn profilegiếng khoan dạng quĩ đạo tiếp tuyến để khoan cho giếng BH-16X

Dạng quĩ đạo tiếp tuyến có 3 đoạn: đoạn thứ nhất thẳng đứng cóchiều sâu H1, đoạn thứ hai thực hiện cắt xiên lấy góc H2, đoạn thứ ba ổnđịnh góc nghiêng đến chiều sâu thiết kế giếng 5180m

Theo như cột địa tầng thì từ chiều sâu 80m-2800m là đất đá khôngđồng nhất, nhiều lớp đất đá có tính chất cơ lý khác nhau nằm chồng lênnhau, có góc dốc nhỏ nên việc thi công cắt xiên trong đoạn này sẽ đạt hiệuquả thấp do khó điều chỉnh đúng hướng, đúng góc xiên Từ 2900m là tầngMioxen hạ đến 5180m là tầng móng đất đá ổn định đồng nhất, có góc dốccủa vỉa vào khoảng 10 - 200, đây là yếu tố thuận lợi cho việc cắt xiên, dễđiều chỉnh hướng, lấy góc xiên và ổn định góc xiên Vậy ta chọn chiều sâucắt xiên H1=2800m

Cường độ tăng góc nghiêng dự tính là i=1,850/30m

2.4.3 Tính toán profile giếng khoan.

2.4.3.1 Các giá trị ban đầu của giếng để tính toán profile gồm.

- Chiều sâu thiết kế giếng theo phương thẳng đứng H0=5180m

- Khoảng lệch đáy giếng theo phương nằm ngang S=1150m

- Chiều sâu bắt đầu cắt xiên H1=2800m

- Cường độ tăng góc nghiêng là i=1,80/30m

2.4.3.2 Xác định các thông số của profile giếng khoan

- Bán kính cong R2

- Góc cong của giếng khoan α

- Độ sâu đoạn cắt xiên H2.

- Khoảng dịch đáy đoạn cắt xiên S2

- Độ sâu đoạn ổn định góc nghiêng H3

- Khoảng dịch đáy đoạn ổn định góc nghiêng S3

- Chiều dài thân giếng L

* Xác định bán kính cong đoạn tăng góc nghiêng R2

Áp dụng phương trình R2=57,321i

Ta được R2=57,32130,8 = 955m => R2=955 m

* Xác định góc cong của giếng khoan α: áp dụng công thức

2 2

2

2 2

2 2

2

) (

2 )

( arccos

H S R

SR S

H H S R R

Bảng 2-2 các thông số của profile giếng BH-16X

Tên đoạn Độ sâu

(m)

Chiều dài thân (m)

Khoảng dịch đáy (m)

DUNG DỊCH KHOAN

Việc sử dụng dung dịch khoan tuần hoàn liên tục trong giếng khoan làmột tiến bộ kỹ thuật đáng kể Thông số dung dịch rất đa dạng trong việc sửdụng và đóng vai trò hết sức quan trọng Hiệu năng của việc khoan đã tiếntriển rất nhiều nhờ tiến bộ kỹ thuật về tính chất hóa lý của các dung dịchkhoan Chính vì vậy mà chương này sẽ đề cập đến dung dịch, nhấn mạnhtrước hết đến vai trò của chúng, cách lựa chọn và gia công hóa học dungdịch khoan cho phù hợp

3.1 Chức năng và đặc tính của dung dịch khoan.

a Nâng mùn khoan;

Việc tuần hoàn dung dịch khoan trong khoảng không vành xuyếngiữa cột cần khoan và giếng khoan đưa mùn khoan từ đáy lên mặt Mùnkhoan được giải phóng kịp thời ra khỏi đáy giếng khoan tạo điều kiện thuậnlợi cho choòng tiếp xúc một cách liên tục với đất đá ở đáy lỗ khoan và quátrình phá hủy đất đá của choòng sẽ đạt hiệu quả cao Ba thông số ảnhhưởng đến hiệu quả rửa sạch khoảng không đó là:

- Vận tốc dung dịch trong khoảng không vành xuyến phụ thuộc vàolưu lượng bơm dung dịch

- Trọng lượng riêng của dung dịch có tác dụng đẩy nổi hạt mùn

- Độ nhớt có tác dụng giữ hạt mùn nâng cao hiệu quả nâng mùnkhoan lên mặt

b Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng sau khi ngừng tuần hoàn;

Muốn tiếp cần khoan, cần phải ngừng bơm dung dịch Trong thời giannày mùn khoan đang nâng lên trong khoảng không không còn chịu dòngdung dịch kéo lên nữa và có thể bị lắng chìm Có thể gây ra các hiện tượngkẹt bộ dụng cụ Chính tính lưu biến của dung dịch giữ mùn khoan ở trạngthái lơ lửng nhờ sự gen hóa khi ngừng tuần hoàn

c Làm mát dụng cụ khoan và giảm ma sát bộ khoan cụ;

Dụng cụ khoan bị nóng lên bởi nhiệt độ ở đáy (địa nhiệt) và ma sát cơhọc giữa choòng khoan và đất đá chuyển thành nhiệt Việc tuần hoàn dung

dịch đóng vai trò trao đổi nhiệt mà thiết bị trao đổi nhiệt là toàn bộ các hệthống máng dẫn và các bể chứa dung dịch trên mặt Mặt khác dung dịchkhoan có khả năng làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ và thành giếngkhoan Đôi khi người ta cải thiện chức năng này bằng cách cho thêm cácchất chống ma sát như dầu hoặc các phụ gia khác.

d Gia cố thành giếng khoan;

Quá trình phá hủy đá tạo thành lỗ khoan đã làm mất sự cân bằng

tự nhiên của các tầng nham thạch và các vỉa sản phẩm Đất đá ở thành lỗkhoan luôn có xu hướng đi vào tâm lỗ khoan, vì vậy có thể gây ra hiệntượng sập lở thành giếng nến như đất đá liên kết yếu kém ổn định hoặc dầu,khí, nước có thể xâm nhập vào lỗ khoan Để đảm bảo quá trình khoan bìnhthường người ta phải tạo nên sự cân bằng áp lực mới bằng cột dung dịchđược bơn vào lỗ khoan Sự thấm lọc các pha lỏng của dung dịch khoan vàocác thành hệ thấm để lại một lớp màng các hạt keo ở thành giếng khoan.Lớp màng này được gọi là lớp vỏ sét Lớp vỏ sét này bám chắc được là nhờcác sản phẩm đặc biệt gọi là chất khử lọc, nó cách ly các tầng thấm vớigiếng khoan tăng độ ổn định của thành giếng

e Khống chế sự xâm nhập các chất lỏng từ vỉa;

Trong quá trình tuần hoàn dung dịch khoan tác động một áp suất thủytĩnh lên thành hệ có giá trị bằng: Ptt=γH/10 (at).H/10 (at)

Trong đó: γH/10 (at).-là trọng lượng riêng của dung dịch (G/cm3)

H- chiều cao cột chất lỏng tại điểm ta xét (m)Nếu áp suất thủy tĩnh Ptt này nhỏ hơn áp suất vỉa thì chất lưu từ vỉa sẽxâm nhập vào giếng khoan có thể dẫn đến hiện tượng phun trào Dung dịchkhoan có trọng lượng riêng thích hợp đóng vai trò như một đối áp đầu tiêncho phép khống chế áp suất ở đáy giếng khoan

Tuy nhiên áp suất thủy tĩnh cũng gây trở ngại đó là làm tăng độ bềncủa đá ở đáy do đó làm giảm vận tốc cơ học khoan

f Truyền dẫn công suất cho động cơ đáy.

Đối với một số ứng dụng: khoan định hướng, khoan bằng choòngkim cương, người ta lắp vào bộ khoan cụ một động cơ đáy (tuabin hoặc

động cơ thể tích), nó làm quay dụng cụ phá đá (và chỉ choòng khoan quay).Động cơ này làm việc nhờ lưu lượng dung dịch phun vào bên trong bộkhoan cụ sự sụt áp do vận hành động cơ đáy sẽ cộng thêm vào tổ thất ápsuất trong hệ thống đẩy của bơm.

g Truyền thông tin dữ liệu địa chất lên bề mặt.

Nhờ tuần hoàn mà dung dịch khoan cho các nhà địa chất biết cácnguồn thông tin chủ yếu Mùn khoan nhận được ở máng nghiêng, dấu vếtchất lỏng hoặc khí của các tầng khoan qua phát hiện được nhờ các bộ cảmbiến (cáp tơ) trên bề mặt Sự thay đổi tính chất hóa lý của dung dịch (nhiệt

độ, độ pH, độ clorua v.v ) cũng là một phần của các kết quả đo ghi giúpcho nhà địa chất và thợ khoan điều hành công tác hiện trường

3.2 Lựa chọn các thông số cơ bản của dung dịch khoan.

Trong quá trình thiết kế thi công giếng khoan, lựa chọn được một hệdung dịch khoan phù hợp là việc làm rất quan trọng và cần thiết với mỗikhoảng khoan khác nhau cũng cần có những hệ dung dịch khoan khác nhau

để phù hợp với từng điều kiện cụ thể của khoảng khoan đó Để xác địnhcác thông số dung dịch hợp lý cho từng khoảng khoan chúng ta cần căn cứvào các điều kiện cơ bản sau:

- Đặc điểm địa chất theo mặt cắt giếng khoan

- Áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa tương ứng với chiều sâu thân giếngkhoan

- Ngoài ra chúng ta cũng cần dựa vào kinh nghiệm đã khoan cácgiếng khoan lân cận trong khu vực

3.2.1 Lý thuyết tính toán lựa chọn trọng lượng riêng dung dịch γ dd

Áp suất thủy tĩnh do cột dung dịch gây ra được xác định theo công thức:

Pdd= γH/10 (at).dd.H/10 (3-1)Trong đó: H: Là chiều sâu theo phương thẳng đứng đến vị trí tínhtoán (m)

γH/10 (at).dd- Trọng lượng riêng của dung dịch.(G/cm3)

Pdd- Áp suất do cột dung dịch gây ra ở chiều sâu

H (at)

Để tránh các hiện tượng phức tạp hay sự cố xảy ra trong quá trìnhkhoan thì áp suất cột dung dịch phải thỏa mãn các điều kiện:

Pv < Pdd < Pvv (3-2) Và: Pdd=a.Pv (3-3)

Trong đó: Pv- Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán

Pvv- Áp suất vỡ vỉa tại độ sâu cần tính toán a: Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan, a phụ thuộc vào

độ sâu Theo kinh nghiệm ta có:

H: Là chiều sâu thẳng đứng tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán

b: Là chiều sâu tính từ miệng giếng đến mặt biển b=45m

K: Gradien áp suất vỉa

Thay công thức (3-1),(3-4) vào công thức (3-3) ta rút ra đượccông thức tính trọng lượng riêng của dung dịch như sau:

chia các khoảng khoan và tương ứng là các hệ dung dịch, cụ thể như sau:

* Khoảng khoan từ 0 – 300m:

Để đảm bảo yếu tố về kinh tế và dựa vào kinh nghiệm các giếng đãkhoan trước đó ta sử dụng nước biển để khoan và tuần hoàn giếng Trọnglượng riêng của nước biển được sử dụng là γH/10 (at).dd=1,03G/cm3 Khi khoan đượcmột cần dựng ta phải gia cố và làm sạch giếng bằng dung dịch bentonitγH/10 (at).dd=1,1G/cm3 có độ nhớt biểu kiến cao (100s)

* Khoảng khoan 300m – 1330m:

Tại khoảng khoan này ta có:

+ k = 1,0G/cm3

+ H = 1300m+ chọn a = 1,125γH/10 (at).dd = 1,125.11330.(1330 45) = 1,0869 G/cm3

Theo tài liệu nghiên cứu địa chất của vùng mỏ, kết quả tính toán vàkinh nghiệm ta chọn dung dịch khoan trong khoảng 300m-1330m có cácthông số cơ bản là:

- Trọng lượng riêng của dung dich: γH/10 (at).dd=1,10 0,02 G/cm 3

50

40-5-6 5-10 1025 1,0

-1,5

1,0 1,5

-9,0 0,5

2230-2950

1,16

0,02

50

40-4-5 5-15 1030 1,0

-1,5

1,0 1,5

-9,0 0,5

2950-3060

1,18 ±0,02

55

40-4-5 10-20 15-35

1,0-1,5

1,5

1,0-9 ±0,5

3060-3250

1,24 ±1,36

60

40-4-5 10-25 15-40

1,0-1,5

1,5

1,0-9 ±0,5

3250-3470

1,67 ±0,02

70

45-4-5 20-30 35-50

1,0-1,5

1,5

1,0-9 ±0,5

3470-4280

1,74

1,65-75

50-4-5 20-30 35-50

1,0-1,5

1,5

1,0-9 ±0,5

4280-4670

1,62 –1,68

65

45-4-5 15-25 25-45

1,0-1,5

1,5

1,0-9 ±0,5

4670-5180

1,24

1,13-60

40-4-5 5-25 10-35

1,0-1,5

1,5

1,0-9 ±0,5

3.3 Gia công hoá học dung dịch.

3.3.1 Mục đích và nguyên tắc gia công hoá học dung dịch khoan.

Trong quá trình khoan, ta thường gặp nhiều điều kiện địa chất phứctạp sự khác nhau về tính chất cơ học, mức độ ổn định, áp lực vỉa,… củacác tầng địa chất khác nhau đòi hỏi dung dịch khoan phải có những thông

số phù hợp thì mới đảm bảo quá trình khoan diễn ra bình thường và nângcao hiệu quả thi công giếng khoan được trong khi đó, dung dịch sét tựnhiên (chỉ gồm sét và nước) như tính toán ở trên không thể cùng một lúc cóđầy đủ các thông số khác nhau thoả mãn các yêu cầu đó được Muốn đạtđược điều này người ta phải tiến hành gia công hoá học dung dịch khoan.Gia công hoá học dung dịch: Là quá trình làm thay đổi các thông số

cơ bản của dung dịch khoan bằng cách cho thêm vào chúng các chất hoáhọc khác nhau với liều lượng khác nhau nhằm đạt được các mục tiêu đã đềra

Trong dung dịch khoan, các thông số có mối liên hệ chặt chẽ với nhau.nếu có một nguyên nhân nào đó làm cho một thông số thay đổi sẽ kéo theo

sự thay đổi của các thông số khác Do đó, việc gia công hoá học dung dịchkhoan phải được tiến hành một cách cẩn thận trong phòng thí nghiệm trướckhi đưa ra ngoài thực tế, từ đó đưa ra được một đơn pha chế dung dịch hợplý

Quá trình gia công hoá học dung dịch được chia ra làm hai giai đoạn:

- Gia công dung dịch lần đầu tiên để thu được các thông số cần thiết.Giai đoạn này thường được tiến hành khi bắt đầu khoan Ngoài ra còn sửdụng trong trường hợp phải chuyển từ điều kiện khoan bình thường sangđiều kiện khoan phức tạp, hay trong việc chống các hiện tượng sự cố trongkhoan

- Gia công bổ sung để giữ nguyên hoặc cần thay đổi các thông số dungdịch trong quá trình khoan Giai đoạn này được tiến hành liên tục trong quátrình khoan để tách mùn khoan, dầu, khí, hoặc nước từ vỉa xâm nhập và

trong dung dịch đi lên Trong nội dung chương này ta chỉ xét giai đoạn đầutiên của quá trình gia công hoá học dung dịch.

* Quá trình gia công hóa học dung dịch khoan nhằm các mục đích chính sau:

- Tạo được các loại dung dịch với tính chất và chấtlượng phù hợp với điều kiện khoan

- Sau khi tuần hoàn trong lỗ khoan, các tính chất của dung dịch đãthay đổi, quá trình gia công hóa học dung dịch nhằm phục hồi tính chất banđầu của dung dịch, thỏa mãn các yêu cầu của công tác thiết kế chế độkhoan

- Trong quá trình khoan các lỗ khoan ta có thể gặp các tầng đất đávới các tính chất hoàn toàn đặc biệt Để khoan qua tầng này ta phải sử dụngchế độ khoan hoàn toàn khác và dung dịch khoan cũng phải có tính chấtphù hợp.Như vậy gia công hóa học còn tạo ra các dung dịch khoan với tínhchất riêng biệt mà ta gọi là dung dịch đặc biệt

* Nguyên tắc gia công hóa học dung dịch:

- Các dung dịch được gia công bằng các chất phụ gia khác nhauphải được đem so sánh ở cùng một độ nhớt đã được chọn trước theo điềukiện yêu cầu Có thể dùng nước để điều chỉnh độ nhớt

- Bằng mọi cách để đạt được các thông số của dung dịch nhưnglượng tiêu hao chất phụ gia là ít nhất

- Cần tiến hành thí nghiệm trước trong phòng để tìm được liềulượng chất phụ gia thích hợp

- Điều kiện thí nghiệm trong phòng phải tương tự như điều kiện ởngoài lỗ khoan: nhiệt độ, áp suất và các điều kiện khác ở đáy lỗ khoan

Trong chương này ta chỉ xét giai đoạn đầu của quá trình gia công hóahọc dung dịch khoan, để tạo ra được các thông số dung dịch phù hợp vớiyêu cầu kỹ thuật đặt ra trên mỗi địa tàng đất đá thuộc vùng mỏ

3.3.2 Các hoá phẩm gia công dung dịch.

- Sét Bentonite: Được sử dụng để tạo ra cấu trúc của hệ phân tán vàcác thông số cơ bản của dung dịch khoan

- Barite (BaSO4): Làm tăng trọng lượng riêng của dung dịch khoantheo yêu cầu và giảm độ thải nước

- CMC HV: Dùng để điều chỉnh các thông số như: độ thải nước, ứngsuất cắt tĩnh, độ nhớt phù hợp với yêu cầu kỹ thuật một cách nhanh chóng

và kinh tế

- FCL: Có tác dụng khống chế độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh khi khoanqua các tầng sét kết ngoài ra FCL còn có chức năng phụ là: làm giảm độthải nước, ức chế sự trương nở của sét

- NaOH và KOH: Chủ yếu sử dụng để điều chỉnh độ pH của dungdịch

- Na2CO3: Làm tăng khả năng phân tán sét trong dung dịch, hạn chếhàm lượng chất rắn có trong dung dịch

- AKK: Dùng để ức chế sự trương nở của sét

- VIETBAC-21: Chất diệt khuẩn

- Grafit, VIETLUB-150: là những hoá phẩm bôi trơn có tác dụng làmtăng khả năng bôi trơn, giảm mômen quay và lực kéo của bộ khoan cụ Cácchất này chịu được ở nhiệt độ cao nên rất thích hợp khi khoan vào địa tầng

3.3.3 Gia công hoá học dung dịch

Việc gia công hoá học cho dung dịch khoan phải được tiến hành dựatrên cơ sở tính toán lượng dung dịch sét, sét, nước và các hoá phẩm khác.Đồng thời để tạo ra các thông số cơ bản của dung dịch theo yêu cầu thì

công việc này còn đòi hỏi phải được tính toán và thử nghiệm một cách cẩnthận trong phòng thí nghiệm Kết quả của việc gia công hoá học dung dịchkhoan cho giếng khoan BH-16X được trình bày trong bảng sau.

Bảng 3-2: Đơn pha chế dung dịch khoan

Khoảng

khoan

Trọnglượngriêng d.d

Tên hoáphẩm

Tỷ trọngkhô của hoá phẩm

Hàm lượnghoá phẩmtrong dungdịch

Thể tích dung dịch cần thiết cho mỗi khoảng khoan được xác định theocông thức sau: Vdd = V1+ V2+ a.V3+ V4+ V5 (3-5)

L D

V 

(3-6)D- là đường kính trong của cột ống chống trước đó (m)

L- Chiều dài cột ống chống trước đó (m)

a- Hệ số dự trữ dung dịch Hệ số này phụ thuộc vào từngkhoảng khoan và có giá trị a=22,5

V4- Thể tích dung dịch tiêu hao trong quá trình khoan có kể tới

sự tăng thể tích do tăng chiều sâu của giếng khoan

l- Chiều sâu khoan được (m)

K- Định mức tiêu hao dung dịch K phụ thuộc vào đường kínhgiếng khoan, tốc độ khoan, chất lượng dung dịch khoan và được lấy theokinh nghiệm như sau:

+ Choòng với đường kính Dc=660,4mm lấyk=0,62m3/m

+ Choòng với đường kính Dc=444,5mm lấy k=0,45m3/m.+ Choòng với đường kính Dc=311,1mm lấy k=0,34m3/m.+ Choòng với đường kính Dc=215,9mm lấy k=0,11m3/m.+ choòng với đường kính Dc=165,1mm lấy k=0,08m3/m

V5- Thể tích giếng khoan trong khoảng khoan được:

V5=

4

.D g2l



(3-8)

Dg- Đường kính giếng khoan Dg=M.Dc

M- hệ số mở rộng thành giếng M phụ thuộc vào tính chất đất đá.

Dc- Đường kính choòng khoan

* Tính toán hoá phẩm gia công dung dịch cho mỗi khoảng khoan:Lượng hoá phẩm cần thiết cho toàn bộ khoảng khoan là:

Php=β.nhp.Vdd (kg)

(3-9)Trong đó:

β: Hệ số dự trữ (β=1,03 – 1,05)

nhp: hàm lượng hoá phẩm trong dung dịch (kg/m3)

* Tính toán lượng nước gia công dung dịch cho mỗi khoảng khoan.

Thể tích nước tính cho toàn bộ khoảng khoan là:

Vn=β.(Vdd - 

) ( m3) (3-10)

3.4.2 Tính toán lượng hoá phẩm tiêu hao cho mỗi khoảng khoan.

Trong phần này ta sẽ chọn một khoảng tiêu biểu để tính theo lý thuyết

ở trên, còn các khoảng khác ta tính tương tự

Chọn khoảng khoan từ 300m đến 1330m: khoảng khoan này sử dụng dungdịch sét có trọng lượng riêng γH/10 (at).dd=1,10 G/cm3

3

L D

V 

Với các thông số:

+ Hệ số dự trữ dung dịch: a=2+ Chiều dài cột ống chống trước đó: L=300m

+ Đường kính trong ống chống trước đó: D=486mm = 0,486m

Thay các thông số trên vào công thức ta được:

4 300 2 486

+ Định mức tiêu hao dung dịch khoan là K=0,45

+ Chiều dài khoảng khoan được: l = 1330-300 =1030m

Thay các thông số trên vào công thức (3-7) ta có:

V4=0,45.1030=463,5 m3

- Thể tích dung dịch trong khoảng khoan được (V5):

+ Hệ số mở rộng thành giếng khoan: M=1,1

+ Đường kính choòng khoan: Dc=0,4445 m

+ Đường kính giếng khoan: Dg=M.Dc=0,489m

Thay các thông số trên vào công thức (4-8) ta được:

V5=

4 1030 2 489 , 0 14 ,

Thể tích dung dịch cho toàn khoảng khoan là:

Vdd=V1 + V2 + V3 + V4 + V5 = 787,45 m3

 Lượng hoá phẩm gia công hoá học dung dịch:

Thay các thông số vào công thức (4-9) ta có:

 Thể tích nước gia công dung dịch

Lượng nước cần thiết cho toàn bộ khoảng khoan:

Vn=1,03(787,45- 

) = 781.13 m3

Loại hoá

phẩm

Khoảng khoan (m)0-

300

1330

300-2230

1330-2950

2230-3060

2950-3250

3060-3470Bentonite 48,66 43,940 24,376 25,009 28,380 6,359

 Ghi chú: ta có thể tận dụng dung dịch ở khoảng khoan trước đó rồi

gia công hoá học để sử dụng cho khoảng khoan tiếp theo

Chương 4:

THÔNG SỐ VÀ THIẾT KẾ CHẾ ĐỘ KHOAN

4.1 Lựa chọn phương pháp khoan

Giếng khoan BH-16X được thi công trên giàn mang tên Cửu Longcủa Xí ngiệp Vietsovptro, đây là giàn tự nâng Vì vậy ở đây chỉ dùng 2phương pháp khoan đó là: Khoan bằng động cơ Top Drive và khoan bằngđộng cơ đáy

4.1.1.Phương pháp khoan bằng động cơ Top Driver

Ưu điểm:

- Các thông số chế độ khoan có thể được điều chỉnh độc lập và hợp

lý trong quá trình khoan để đảm bảo sự làm việc tối ưu của choòng khoantrong các điều kiện đất đá khác nhau

- Yêu cầu về công suất của máy bơm khoan trong khoan bằng động

cơ Top Drive không cần lớn như trong phương pháp khoan bằng động cơđáy, đồng thời các thiết bị trên bề mặt cũng đơn giản, dễ bảo dưỡng và sửachữa

- Cho phép truyền tải trọng đáy lớn và đạt hiệu quả cao khi khoan ở

độ sâu từ nhỏ đến trung bình

- Cho phép giảm thời gian tiếp cần và khắc phục sự cố do kẹt bộdụng cụ hiệu quả hơn so với khoan Rotor Do không cần sử dụng càn chủđạo, vì vậy nó vừa quay vừa nâng

Nhược điểm:

- Trong quá trình khoan gây mất mát công suất do lực ma sát giữacột cần khoan và thành giếng khoan, có khi làm tăng sự cố đối với cầnkhoan do ứng suất sinh ra trong quá trình làm việc Vì vậy trong khoanđịnh hướng rất hạn chế sử dụng

- Phải lắp đặt một hệ thống dẫn hướng trong tháp đẻ làmd mất mômen cản.

- Phải gia cố kết cấu tháp do có lực xoắn phụ

- Phải có các ống mềm hoặc cáp tảI điện phụ trong tháp khoan

- Tăng đáng kể khối lượng trên cao

- Tăng giá thành thiết bị

4.1.2 Phương pháp khoan động cơ đáy ( Turbine )

Ưu điểm:

- Sử dụng năng lượng của dòng chảy dung dịch để làm quay choòngkhoan được lắp ngay bên dưới Turbine nhờ các cánh Turbine lắp ngay bêntrong Cột cần khoan không quay nó có nhiệm vụ truyền nước rửa từ bềmặt xuống đáy giếng khoan để cho Turbine làm việc Ngoài ra cần khoancòn định vị Turbine, kéo thả bộ dụng cụ đáy … Vì vậy, ứng suất phát sinhtrong quá trình khoan của cột cần nhỏ (đặc biệt là ứng suất xoắn và ứngsuất uốn …) do đó mà giảm được sự cố về đứt cần khoan, tránh mài mòncác bộ phận của cột cần và thiết bị quay trên mặt

- Đặc điểm của phương pháp này là thuận lợi trong quá trình khoanđịnh hướng

Nhược điểm:

- Đặc tính làm việc của Turbine là số vòng quay lớn, điều này rất hạnchế khi sử dụng choòng chóp xoay, thời gian làm việc ngắn do sự mài mònnhanh của ổ tựa

- Ở những hệ tầng đất đá đòi hỏi mômen phá đá lớn thì một số loạiTurbine thông thường không đạt yêu cầu này

- Vùng làm việc ổn định của số vòng quay Turbine hẹp nên ra ngoàigiới hạn này Turbine có thể ngừng làm việc

- Trong khoan Turbine, công suất thuỷ lực lớn Do vậy, khi khoanchế độ vòi thuỷ lực sẽ kém hiệu quả, phức tạp, cồng kềnh phải làm việc vớicông suất lớn Điều này giới hạn chiều sâu làm việc của Turbine