Đồ án môn học: Lựa chọn lưu lượng bơm hợp lý cho đoạn khoan đường kính 1214 giếng X bể Cửu Long

Chương này cung cấp các thông tin giúp xác định áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa, các mô hình lưu biến cùng các công thức giúp tính toán tổn hao áp suất trong hệ thống tuần hoàn của giếng k

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

KHOA DẦU KHÍ

- -

ĐỒ ÁN MÔN HỌC KHOAN

ĐỀ TÀI: LỰA CHỌN LƯU LƯỢNG BƠM HỢP LÝ CHO ĐOẠN

KHOAN ĐƯỜNG KÍNH 12-1/4” GIẾNG X BỂ CỬU LONG

SINH VIÊN THỰC HIỆN:

Phan Thanh Nhân MSSV: 04PET110013 Cao Lê Công Luận MSSV: 04PET110010 Lớp: K4KKT

Khóa: 2014-2019

Người hướng dẫn: Ths Nguyễn Hữu Trường

Bà Rịa, Tháng 12/2017

TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

KHOA DẦU KHÍ

- -

ĐỒ ÁN MÔN HỌC KHOAN

ĐỀ TÀI: LỰA CHỌN LƯU LƯỢNG BƠM HỢP LÝ CHO ĐOẠN

KHOAN ĐƯỜNG KÍNH 12-1/4” GIẾNG X BỂ CỬU LONG

SINH VIÊN THỰC HIỆN:

Phan Thanh Nhân MSSV: 04PET110013 Cao Lê Công Luận MSSV: 04PET110010 Lớp: K4KKT

Khóa: 2014-2019

Người hướng dẫn: Ths Nguyễn Hữu Trường

Bà Rịa, Tháng 12/2017

ĐỒ ÁN ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

Ngày tháng năm …

TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

KHOA DẦU KHÍ

CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM ĐỘC LẬP – TỰ DO – HẠNH PHÚC

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN MÔN HỌC

Họ và tên SV: Phan Thanh Nhân MSSV: 04PET110013

Cao Lê Công Luận MSSV: 04PET110010 Ngành: Kỹ thuật dầu khí Lớp: K4KKT

1 Tên đồ án môn học: Lựa chọn lưu lượng bơm hợp lý cho đoạn khoan đường kính

12-1/4” giếng X, bể Cửu Long

2 Nhiệm vụ (Nội dung và số liệu ban đầu):

Việc lựa chọn và tính toán lưu lưu lượng bơm tối ưu cho từng đoạn khoan qua có ý nghĩa quyết định tới hiệu quả khoan, tác giả sẽ tối ưu lưu lượng cho từng khoảng khoan cho khoan thân giếng đường kính 12-1/4''

Số liệu ban đầu: Chương trình khoan giếng phát triển khai thác X bể Cửu Long

Nội dung đồ án: Chương 1: Cơ sở lý thuyết về thủy lực khoan trong thiết kế giếng

khoan

Chương 2: Thông tin chung về giếng khoan X

Chương 3: Thiết kế tối ưu thủy lực khoan cho khoan đường kính

12-1/4” giếng X, bể Cửu Long

3 Ngày giao đồ án môn học: 22/9/2017

4 Ngày hoàn thành đồ án môn học: 22/11/2017

5 Họ tên người hướng dẫn: Ths Nguyễn Hữu Trường

Bà Rịa – Vũng Tàu, ngày….tháng….năm…

HIỆU TRƯỞNG TRƯỞNG PHÒNG ĐÀO TẠO NGƯỜI HƯỚNG DẪN

i

LỜI CAM KẾT

Chúng tôi xin cam đoan những kết quả nghiên cứu được trình bày trong đồ án này là hoàn toàn trung thực, không vi phạm bất cứ điều gì trong luật sở hữu trí tuệ và phát luật

Việt Nam Nếu sai, chúng tôi sẽ hoàn toàn chịu trách nhiệm trước pháp luật

ĐẠI DIỆN TÁC GIẢ ĐỒ ÁN

(Ký, ghi rõ họ tên)

Phan Thanh Nhân

ii

TÓM TẮT ĐỒ ÁN MÔN HỌC

Đồ án được chia làm 3 chương với 60 trang nội dung Chương 1 là phần tổng quan

lý thuyết về thủy lực khoan dùng trong thiết kế giếng khoan Chương này cung cấp các thông tin giúp xác định áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa, các mô hình lưu biến cùng các công thức giúp tính toán tổn hao áp suất trong hệ thống tuần hoàn của giếng khoan Có hai tiêu chí tối ưu hóa thủy lực chính đó là tối đa công suất thủy lực choòng khoan và tối đa lực va đập thủy lực Dựa vào mỗi tiêu chí ta chọn được một giá trị lưu lượng cùng với kích thước vòi phun tối ưu Chương 2 cung cấp thông tin tổng quan về giếng khoan X như vị trí và mục đích giếng khoan, áp suất vỉa và vỡ vỉa dự đoán, cấu trúc giếng cùng với chương trình dung dịch khoan và chương trình choòng khoan được các

kỹ sư thiết kế cho việc khoan giếng X Chương 3 là phần kết quả thực hiện tính toán tối

ưu thủy lực cho đoạn khoan 12-1/4” của giếng khoan X

iii

LỜI CẢM ƠN

Với đề tài “Lựa chọn lưu lượng bơm hợp lý cho đoạn khoan 12-1/4” giếng X bể

Cửu Long” đồ án đã nhận được sự chỉ dẫn nhiệt tình và tâm huyết từ thầy Nguyễn Hữu

Trường, quý thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai thác Dầu Khí, trường Đại học Dầu khí Việt Nam Trong quá trình thực hiện đồ án, do thời gian ngắn, kinh nghiệm thực tế còn hạn chế, nên không thể tránh khỏi những sai sót Kính mong quý thầy cô và các bạn

sinh viên góp ý để đồ án được hoàn thiện hơn

Nhóm tác giả xin được gửi lời cảm ơn đến thầy Nguyễn Hữu Trường, thầy Nguyễn Văn Hùng cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai thác Dầu khí, khoa Dầu Khí, trường Đại học Dầu khí Việt Nam đã giúp đỡ, hỗ trợ và tạo điều kiện thuận lợi nhất cho

sinh viên trong thời gian thực hiện đồ án

Xin chân thành cảm ơn!

Bà Rịa – Vũng Tàu, tháng 11 năm 2017

Đại diện nhóm tác giả

Phan Thanh Nhân

iv

MỤC LỤC

LỜI CAM KẾT i

MỤC LỤC iv

DANH MỤC HÌNH ẢNH vii

DANH MỤC BẢNG BIỂU viii

DANH MỤC KÝ HIỆU VÀ VIẾT TẮT ix

PHẦN MỞ ĐẦU xi

CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ THỦY LỰC KHOAN TRONG THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN 1

1 Tỷ trọng dung dịch khoan 1

2 Áp suất vỉa và áp suất vở vỉa 2

2.1 Áp suất vỉa 2

2.2 Áp suất nứt vỉa 5

3 Các mô hình lưu biến 7

3.1 Giới thiệu các mô hình lưu biến 7

3.2 Chế độ dòng chảy 12

4 Tổn hao áp suất 15

4.1 Chất lưu Newton 18

4.2 Chất lưu dẻo Bingham 19

4.3 Chất lưu Power Law 19

4.4 Mô hình tính tổn hao áp suất tổng quát 20

5 Sụt áp qua choòng 21

6 Công suất vận chuyển mùn khoan của dung dịch khoan 22

7 Tối ưu hóa thủy lực dung dịch khoan 25

7.1 Các tiêu chí tối ưu hóa thủy lực 25

7.2 Phương pháp tối ưu hóa bằng đồ thị 28

8 Tính toán tỷ trọng tuần hoàn tương đương (ECD) 30

v

CHƯƠNG 2: THÔNG TIN VỀ GIẾNG KHOAN X, BỂ CỬU LONG 32

1 Vị trí của giếng khoan 32

2 Mục đích của giếng khoan 32

3 Đặc điểm địa chất 32

4 Áp suất vỉa và vỡ vỉa dự đoán 35

5 Nhiệt độ dự đoán 35

6 Cấu trúc giếng khoan X 37

7 Chương trình dung dịch khoan thiết kế của giếng khoan X 38

7.1 Đoạn khoan 36” chống ống định hướng 38

7.2 Đoạn khoan 16” chống ống trung gian 39

7.3 Đoạn khoan 12 1/4” 40

7.4 Đoạn khoan 8 1/2 vào tầng sản phẩm 41

8 Chương trình choòng khoan thiết kế cho giếng khoan X 41

CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ TỐI ƯU THỦY LỰC KHOAN CHO ĐOẠN KHOAN GIẾNG ĐƯỜNG KÍNH 12 ¼ INCHS GIẾNG X, BỂ CỬU LONG 43

1 Các thông tin, dữ liệu cho đoạn khoan 12 1/4" giếng X, bể Cửu Long 43

1.1 Thông tin về bộ khoan cụ 43

1.2 Thông tin chi tiết về dung dịch khoan và thông số mùn khoan 43

1.3 Thông số về bơm được sử dụng trên giàn 44

2 Tính toán tổn thất áp suất 44

2.1 Tính lưu lượng bơm tối đa và lưu lượng bơm tối thiểu 44

2.2 Tính tổn thất áp suất trong các kết nối bề mặt 44

2.3 Tính tổn thất áp suất trong cột cần khoan 45

2.4 Tính tổn thất áp suất trong khoảng không vành xuyến 46

2.5 Tổn thất áp suất trong các tool và motor 49

3 Tối ưu hóa với tiêu chí tối đa công suất thủy lực choòng khoan 49

3.1 Lưu lượng vận hành bơm tối ưu 49

3.2 Tổng diện tích của choòng tối ưu 51

3.3 Công suất thủy lực tối đa tại choòng 52

4 Tối ưu hóa với tiêu chí tối đa thủy lực va đập 52

vi

4.1 Lưu lượng vận hành bơm tối ưu 53

4.2 Tổng diện tích của choòng tối ưu 55

4.3 Lực phun va đập tối đa tại choòng 55

5 Hiệu suất nâng tải hạt mùn khoan 56

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 58

TÀI LIỆU THAM KHẢO 59

vii

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1-Cân tỷ trọng dung dịch khoan [1] 2

Hình 2-Thí nghiệm mô tả hiệu ứng nén [2] 3

Hình 3-Các giai đoạn chính của hiệu ứng phong hóa 4

Hình 4-Các cơ chế của hiệu ứng di chuyển chất lưu [2] 5

Hình 5-Quy trình thực hiện leakoff test [3] 6

Hình 6-Mô hình dẻo Bingham [1] 8

Hình 7-Mô hình dẻo Bingham không mô tả ứng xử dòng chảy của chất lưu dẻo Bingham ở miền tốc độ trượt thấp [1] 9

Hình 8-Độ nhớt của một số loại dung dịch khoan thông dụng [2] 9

Hình 9-Mô hình dẻo Bingham [2] 10

Hình 10-Đồ thị log-log của mô hình hàm mũ [2] 11

Hình 11-Phân vùng tính toán giữa mô hình hàm mũ và mô hình Bingham [2] 11

Hình 12-Phân loại chất lưu theo giá trị n [2] 12

Hình 13-Sơ đồ hệ thống tuần hoàn dung dịch [1] 15

Hình 14-Biểu đồ mối quan hệ giữa hệ số ma sát và hệ số Reynolds [4] 23

Hình 15-Đồ thị log-log để tổi ưu hóa lưu lượng bơm [4] 29

Hình 16-Vị trí lô 15-1 và mỏ Song Ngư, bể Cửu Long [8] 32

Hình 17-Cột địa tầng giếng khoan X bể Cửu Long [8] 34

Hình 18-Áp suất vỉa và vỡ vỉa dự đoán [8] 35

Hình 19-Cấu trúc giếng khoan X [8] 37

Hình 20-Mô hình phác thảo giếng X khi ở độ sâu 1800mMD 48

Hình 21-Đồ thị giữa áp suất mất mát và lưu lượng 50

Hình 22-Biểu đồ lưu lượng bơm theo độ sâu 51

Hình 23-Đồ thị áp suất mất mát và lưu lượng 54

Hình 24-Biểu đồ lưu lượng tối ưu theo độ sâu 54

Hình 25-Biểu đồ hiệu suất nâng hạt mùn khoan theo lưu lượng 57

Hình 26-Biểu đồ hiệu suất nâng hạt mùn khoan theo lưu lượng 57

viii

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1-Các dạng của thiết bị bề mặt [5] 16

Bảng 2-Giá trị của hằng số E [5] 16

Bảng 3-Độ nhám tuyệt đối của một vài bề mặt ống [2] 18

Bảng 4-Độ sâu dự tính các tầng thạch học trong cột địa tầng [8] 32

Bảng 5-Nhiệt độ tại chân đế ống chống của giếng khoan X [8] 36

Bảng 6-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 36" [8] 38

Bảng 7-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 16" [8] 39

Bảng 8-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 12-1/4" [8] 40

Bảng 9-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 8-1/2" [8] 41

Bảng 10-Chương trình choòng khoan thiết kế cho giếng X [8] 41

Bảng 11-Thông tin về bộ khoan cụ [8] 43

Bảng 12-Tính chất dung dịch khoan và mùn khoan [8] 43

Bảng 13-Tổng áp suất mất mát ở các độ sâu khác nhau 49

Bảng 14-Lưu lượng bơm tối ưu theo độ sâu 50

Bảng 15-Tổng diện tích và đường kính tối ưu của vòi phun theo độ sâu 52

Bảng 16-Công suất thủy lực tối đa theo độ sâu 52

Bảng 17-Lưu lượng tối ưu theo độ sâu 53

Bảng 18-Tổng diện tích vòi phun tối ưu theo chiều sâu 55

Bảng 19-Lực va đập tối đa theo độ sâu 55

Bảng 20-Hiệu suất nâng tải hạt mùn khoan 56

ix

DANH MỤC KÝ HIỆU VÀ VIẾT TẮT

Δpc Tổn thất áp suất trong cần nặng, psi

Δpdca Tổn thất áp suất quanh cần nặng, psi

Δpdp Tổn thất áp suất trong cần khoan, psi

Δpdpa Tổn thất áp suất quanh cần khoan, psi

Δps Tổn thất áp suất trong các kết nối bề mặt, psi

A Diện tích mặt cắt khoảng không vành xuyến, in2

AT Tổng diện tích vòi phun, in2

d2 Đường kính trong lỗ khoan hoặc ống chống, in

x

P Áp suất do dung dịch khoan tạo ra, psi

P0 Áp suất dung dịch khoan trên bề mặt, psi

Pabnor.f Áp suất vỉa dị thường, psi

PHp Công suất thủy lực choòng khoan, hp

xi

PHẦN MỞ ĐẦU

Ngành công nghiệp Dầu khí ở Việt Nam đóng góp một vai trò quan trọng trong việc phát triển kinh tế đất nước Đây là ngành công nghiệp mũi nhọn, đi đầu trong sản xuất công nghiệp, năng lượng và thúc đẩy sự phát triển của các ngành công nghiệp khác Trong những thập kỷ cuối của thế kỷ XX và những năm đầu của thế kỷ XXI dầu khí đóng góp 1/3 GDP của cả nước từ việc khai thác hàng triệu tấn dầu thô để xuất khẩu, thu về một nguồn ngoại tệ lớn cho đất nước là cơ sở để thúc đẩy sự phát triển công

nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước

Trong bối cảnh kinh tế thế giới có nhiều biến động, đồng đô la Mỹ tăng giá, thị trường dầu mỏ dư cung đã đẩy giá dầu rớt xuống thấp, thậm chí có khi xuống thấp hơn điểm hòa vốn của công ty dầu khí Việc giá dầu xuống thấp là thách thức, nhưng cũng

là cơ hội để những giải pháp kỹ thuật mới được sử dụng để làm giảm chi phí khai thác

một thùng dầu Đặc biệt làm giảm giá thành khoan một giếng

Để khoan một cách hiệu quả nhất, không thể bỏ qua việc xác định lưu lượng tuần hoàn tối ưu Đại lượng này rất quan trọng, cần được tính toán sao cho đảm bảo cân bằng áp suất đáy giếng và áp suất vỉa, cũng như khả năng phá hủy đất đá của choòng và vận chuyển mùn khoan hiệu quả Nếu không được tính toán chính xác sẽ gây ra tình trạng lắng đọng mùn khoan làm giảm đáng kể tốc độ khoan cơ học cũng như gây phá hủy choòng khoan và còn có thể dẫn đến kẹt cần gây tổn thất chi phí lớn cho việc

khoan

Vì vậy, đồ án này sẽ tập trung tính toán lưu lượng tuần hoàn tối ưu trong đoạn khoan 12-1/4” để bên cạnh việc vận chuyển mùn khoan hiệu quả còn đảm bảo khả năng phá hủy đất đá của choòng Điều này giúp nâng cao hiệu quả và hạn chế rủi ro khi khoan

Tỷ trọng của dung dịch khoan được lựa chọn dựa vào các điều kiện ngăn ngừa sự xuất hiện dầu khí, sụp lở đất đá khoan qua… Yếu tố xác định là áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan, áp suất từ phía giếng khoan cần đủ để ngăn ngừa dòng chảy không kiểm soát từ thành hệ vào giếng Tỷ trọng dung dịch cao thì sẽ làm tăng sự chênh áp, giếng khoan dễ bị nứt vỉa, nguy cơ giếng bị kick rất cao Với việc tăng hàm lượng pha rắn trong dung dịch khoan, dẫn đến làm giảm vận tốc cơ học khoan và nhiễm bẩn tầng sản phẩm Tỷ trọng là một trong những yếu tố chính đảm bảo ổn định thành giếng khoan Để phòng ngừa sụp lở thành giếng khoan và đảm bảo vận tốc cơ học khoan cần phải lựa chọn được giá trị tối ưu của tỷ trọng Để duy trì áp suất đáy trong giới hạn làm việc, cần phải thường xuyên kiểm tra tỷ trọng dung dịch Sau khi lựa chọn được chất lỏng nền, bắt đầu xây dựng mô hình tỷ trọng dựa trên các số liệu áp suất, nhiệt độ, thể tích (PVT) tại một điểm cụ thể Khi đó, cần tính áp suất thủy tĩnh để đảm bảo áp suất trong giếng cao hơn áp suất lỗ rỗng với hệ số an toàn thấp nhất có thể

tại mỗi độ sâu khác nhau

Tỷ trọng được xác định bằng tỷ trọng kế, với nguyên lý làm việc tương tự như cân con chạy Tỷ trọng cần được kiểm tra thường xuyên để đảm bảo áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng đủ để có thể kiểm soát chất lỏng ở tầng chứa và cũng không được quá lớn so với độ bền của đất đá được khoan qua

2

Hình 1-Cân tỷ trọng dung dịch khoan [1]

2 Áp suất vỉa và áp suất vở vỉa

2.1 Áp suất vỉa

Áp suất vỉa là một nhân tố quan trọng ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khoan Nếu áp suất vỉa không được đánh giá chính xác, có thể dẫn đến các sự cố khoan như mất tuần hoàn dung dịch, phun trào, kẹt cần khoan, thành giếng khoan không ổn định

và làm tăng chi phí khoan

Áp suất vỉa chính là áp suất của chất lưu chứa trong các không gian lỗ rỗng, thường được tính thông qua gradient thủy tĩnh, áp suất này tăng theo độ sâu và phụ thuộc vào mật độ chất lưu Đơn vị đo gradient áp suất là psi/ft

Áp suất vỉa bình thường là áp suất vỉa có giá trị gần bằng áp suất thủy tĩnh lý thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước

Áp suất vỉa dị thường là áp suất vỉa có giá trị khác xa so với áp suất thủy tĩnh lý thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước

Với: Pnor.f: Áp suất vỉa bình thường

Pabnor.f: Áp suất vỉa dị thường

⍴: Khối lượng riêng của dung dịch khoan, ppg D: Độ sâu thẳng đứng, ft

P0: Áp suất dung dịch trên bề mặt, psi

Các nguyên nhân gây nên áp suất vỉa dị thường là:

3

 Hiệu ứng nén

 Hiệu ứng phong hóa

 Hiệu ứng chênh lệch tỷ trọng

 Hiệu ứng di chuyển của chất lỏng

Hiệu ứng nén: áp suất vỉa tăng do sự tăng của chiều sâu chôn vùi và tăng nhiệt độ,

đồng thời độ rỗng của đất đá cũng bị giảm đi do sự gia tăng của áp lực địa tĩnh Do vậy, áp suất vỉa được coi là bình thường nếu như có kênh thấm đủ để đảm bảo dòng chảy kịp thời thoát ra ngoài dưới tác dụng của sự gia tải

Hình 2-Thí nghiệm mô tả hiệu ứng nén [2]

 Mô tả thí nghiệm:

 Van mở: Áp suất lỗ rỗng vẫn được giữ nguyên là áp suất thủy tĩnh Ứng suất mạng vẫn tiếp tục tăng khi các piston chuyển động lại gần nhau hơn cho đến khi ứng suất của lớp phủ bên trên được cân bằng

 Van đóng: Ứng suất của lớp phủ bên trên tăng sẽ dẫn đến sự tăng lên của áp suất nước trong lỗ rỗng lớn hơn áp suất thủy tĩnh Thể tích lỗ rỗng cũng sẽ lớn hơn bình thường đối với độ sâu chôn vùi cho trước

 Nhận xét: Sự giảm độ thấm tự nhiên qua sự nén chặt của các trầm tích hạt mịn có thể tạo ra một nút bịt kín cho phép tạo thành áp suất vỉa dị thường

Hiệu ứng phong hóa: là thuật ngữ để chỉ sự biến đổi của khoáng vật trong hoạt

động địa chất Đá phiến sét và đá cacbonate được hình thành do sự thay đổi cấu trúc tinh thể Đây là nguyên nhân gây ra áp suất dị thường

4

Ví dụ: sét monmorillonite chuyển đổi thành illinite, chlorite và kaolinite trong quá

trình nén với sự có mặt của kali Sự có mặt của nước dưới dạng tự do và hydrat giữa các lớp sét sẽ tạo ra cấu trúc chặt chẽ hơn Do ảnh hưởng của quá trình nén, nước tự do

sẽ dần thoát ra còn lại nước kém linh động hơn sẽ bị giữ lại Khi đạt tới độ sâu ứng với nhiệt độ khoảng 200oF tới 300oF, phần nước kém linh động đó dần mất đi (giai đoạn thoát nước cuối), sét trở thành dạng illinite Giai đoạn thoát nước cuối này xem như sự hòa tan muối Nước giữa các lớp sét có tỷ trọng lớn hơn nước tự do, vì vậy quá trình chuyển dạng nước giữa các lớp sét sang nước tự do sẽ kèm theo sự tăng thể tích Nếu

độ thấm của đá là đủ nhỏ, quá trình giải phóng nước sẽ tương ứng với việc phát triển

áp suất dị thường

Hình 3-Các giai đoạn chính của hiệu ứng phong hóa

Hiệu ứng chênh lệch tỷ trọng: Khi chất lưu nằm trong bất cứ cấu trúc nghiêng

nào, môi trường này thường có khối lượng riêng nhỏ hơn nhiều so với chất lỏng nằm trong cùng khu vực, áp suất dị thường có thể xuất hiện trong một khu vực nghiên của kết cấu Người ta thường bắt gặp áp suất dị thường đối với vỉa có góc nghiêng lớn Vì thế, khi thi công giếng khoan thường hay gặp tình huống tự phun trào ở vùng cát chứa khí Để đảm bảo an toàn của quá trình khoan trong vùng chứa khí thì dung dịch khoan được sử dụng phải có khối lượng riêng lớn hơn so với việc khoan trong vùng tiếp xúc khí-nước

Hiệu ứng di chuyển của chất lưu: Sự di chuyển của chất lưu từ vỉa sâu lên vỉa

nông hơn có thể gây ra sự ép các chất lưu phía trên, kết quả là hình thành áp lực bất thường tại các vỉa nông Quá trình này gọi là gia tăng thêm tải Trong hình-4 bên dưới, dòng chảy có thể do tự nhiên hoặc do con người tạo ra Ngay cả khi dòng đã dừng lại,

có thể cần thời gian đáng kể để vùng chịu gia tải giảm áp lực và trở về trạng thái áp

5

bình thường Rất nhiều sự cố tràn dầu đã xảy ra tại nơi vỉa nông Tình trạng này là khá phổ biến đối với các mỏ dầu cũ

Hình 4-Các cơ chế của hiệu ứng di chuyển chất lưu [2]

Các phương pháp dùng để dự đoán áp suất vỉa:

 Phân tích từ tài liệu địa chấn

 Phân tích các đường log, đánh giá thông số khoan, dữ liệu khai thác hoặc thử vỉa

 Đánh giá thời gian thực: theo dõi các thông số khoan, thông số địa vật lý từ giếng khoan thăm dò

Áp suất vỉa dị thường được phân làm hai loại là áp suất vỉa dị thường âm và dương

Áp suất vỉa dị thường dương là áp suất vỉa có giá trị lớn hơn nhiều so với áp suất thủy tĩnh lí thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước Còn áp suất dị thường âm thì ngược lại

2.2 Áp suất nứt vỉa

Áp suất nứt vỉa Pff là áp suất lớn nhất mà thành hệ có thể chịu đựng được, không gây nên nứt gãy thành hệ tại độ sâu cho trước Việc tính toán áp suất nứt vỉa nhằm tối thiểu hóa hoặc tránh hiện tượng mất dung dịch và lựa chọn chính xác chiều sâu cần chống ống Khi áp suất dị thường dương xuất hiện, cần phải tăng áp suất thủy tĩnh do cột dung dịch khoan tạo ra Áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan gây ra phải lớn hơn một giá trị tối thiểu để đảm bảo đủ giữ cân bằng với áp suất vỉa Pf, đồng thời phải đảm bảo không được lớn hơn giá trị áp suất Pff gây ra hiện tượng nứt vỉa

Với: Pf: Áp suất vỉa, psi

6

P: Áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan, psi

Pff: Áp suất nứt vỉa, psi

Áp suất nứt vỉa được kiểm tra bằng cách tiến hành thí nghiệm leakoff test sau khi mỗi ống chống được trám xi măng Thí nghiệm trên để kiểm tra xem ống chống, xi măng và khu vực thành hệ dưới chân đế ống chống có thể chịu đựng áp suất cần thiết

để khoan an toàn ở độ sâu lắp đặt ống chống kế tiếp

Các bước tiến hành thí nghiệm leakoff test:

 Đóng giếng tại bề mặt với cụm nắp bịt an toàn và bơm vào trong giếng đã được đóng ở một tốc độ không đổi cho đến khi đạt tới áp suất kiểm tra hay đến khi giếng bắt đầu mất hết toàn bộ dung dịch gây nên sự thay đổi xu hướng tăng áp suất trong giếng

 Dừng bơm và ghi lại quá trình giảm áp suất trong giếng trong thời gian tối thiểu 10’

Hình 5-Quy trình thực hiện leakoff test [3]

Xem kết quả kiểm tra leakoff test:

 Áp suất bơm tăng tuyến tính theo thể tích dung dịch, đoạn OA

 Tại điểm A: áp suất tại A được gọi là áp suất leakoff và sẽ dùng để tính gradient áp suất nứt vỉa: PA=Pleakoff Việc bơm được tiếp tục kéo dài đủ để đảm bảo đã đạt được áp suất vỡ vỉa

 Tại điểm B: ngừng bơm và đóng giếng để quan sát tốc độ giảm áp Tốc độ giảm áp chỉ ra tốc độ mà ở đó dung dịch khoan bị mất vào thành hệ

Trước khi thực hiện leakoff test, tiến hành tuần hoàn cho đến khi tỷ trọng dung dịch khoan là đồng đều trong toàn bộ giếng, làm kiểm tra bằng cách di chuyển bộ khoan cụ

và quan sát cột dung dịch khoan tĩnh trong bộ khoan cụ và khoảng không vành xuyến

7

Sau khi kết thúc leakoff test, tiến hành kiểm tra thể tích dung dịch khoan bị mất do chảy vào thành hệ (khi đạt đến áp suất nứt vỉa) Do đó thể tích dung dịch khoan thu hồi được sẽ nhỏ hơn thể tích dung dịch được bơm lúc đầu

3 Các mô hình lưu biến

3.1 Giới thiệu các mô hình lưu biến

Lưu biến học nghiên cứu sự biến dạng và sự chảy của vật chất Chúng ta có thể dùng mô hình lưu biến để dự đoán ứng xử của dòng chất lưu dưới sự thay đổi của các thông số điều kiện bao gồm áp suất, nhiệt độ và tốc độ trượt

Chất lưu Newton được mô tả bằng mô hình Newton như sau:

Với: τ: Ứng suất trượt (lb/100ft2)

PV: Độ nhớt dẻo (cp) γ: tốc độ trượt (sec-1) Trong thực tế, hầu hết các dung dịch khoan là phi Newton và giả dẻo, có nghĩa là chúng không biểu diễn tính chất tuyến tính giữa ứng suất trượt và tốc độ trượt Vì vậy,

ta thường sử dụng các mô hình lưu biến phi Newton để giải quyết các bài toán về những loại chất lưu này Các mô hình lưu biến thông dụng được dùng trong dầu khí là:

 Mô hình dẻo Bingham

 Mô hình hàm mũ (Power Law)

3.1.1 Mô hình dẻo Bingham

8

Hình 6-Mô hình dẻo Bingham [1]

Mô hình dẻo Bingham được sử dụng khá phổ biến trong tính toán các dung dịch khoan Mô hình này sử dụng với chất lưu mà ta cần một lực nhất định để bắt đầu dòng chảy (còn gọi là ứng lực cắt động, YP) và cho ta một hằng số độ nhớt khi tăng tốc độ

γ: tốc độ trượt (sec-1) Giá trị của PV và YP được tính bởi các phương trình sau:

Mô hình dẻo Bingham là một mô hình tuyến tính nên nó không mô tả chính xác ứng xử của dòng chảy của chất lỏng dẻo ở miền tốc độ trượt thấp Loại chất lưu này có ứng lực cắt động cao hơn độ bền gel của chất lưu Chất lưu có độ bền gel nên ta cần tác động một lực để phá vỡ cấu trúc gel để tạo dòng chảy Khi tốc độ trượt còn thấp, lực sẽ được tăng từ từ và dạng đồ thị là đường cong chứ không phải đường thẳng tuyến

9

tính Khi tốc độ trượt đủ cao, dòng chảy chuyển sang chế độ chảy dẻo với hệ số góc không thay đổi

Hình 7-Mô hình dẻo Bingham không mô tả ứng xử dòng chảy của chất lưu dẻo

Bingham ở miền tốc độ trượt thấp [1]

Độ nhớt hiệu dụng tại một tốc độ trượt bất kỳ chính là hệ số góc của đường thẳng

nối một điểm bất kỳ trên đường độ nhớt dẻo PV tới gốc tọa độ

Hình 8-Độ nhớt của một số loại dung dịch khoan thông dụng [2]

10

Hình 9-Mô hình dẻo Bingham [2]

3.1.2 Mô hình hàm mũ (Power Law)

Mô hình hàm mũ giả định tất cả dung dịch có bản chất giả dẻo và được xác định bằng phương trình sau:

Với: τ: Ứng suất trượt (dyn/cm2)

K: Chỉ số độ sệt

γ: Tốc độ trượt (sec-1) n: Chỉ số đặc trưng cho ứng xử cơ học của dòng chảy, không thứ nguyên

n = 3,32 × log (θ600

K = θ300

Hệ số n được gọi là hệ số đặc trưng cho ứng xử của dòng chảy, hệ số này chính là

hệ số góc của đồ thị log-log như hình-10 và n không có đơn vị Giá trị của n cho ta biết ứng xử phi Newton của chất lưu trong một khoảng tốc độ trượt nhất định Nếu n=1, chất lưu được coi là chất lưu Newton Giá trị n càng giảm thì chất lưu càng có tính chất

phi Newton, độ nhớt tăng cùng với tốc độ cắt

11

Hình 10-Đồ thị log-log của mô hình hàm mũ [2]

Hệ số K được gọi là hệ số độ sệt (hệ số phụ thuộc vào độ dày của lớp bùn) K được định nghĩa là ứng suất cắt tại một tốc độ cắt bất kỳ Trên đồ thị log-log, K là giá trị của log ứng suất trượt khi tốc độ cắt bằng 0 Khi K tăng tức là hiệu quả làm sạch giếng nói chung cũng tăng Đơn vị của K có thể là lbs/100ft2, dyn.sec hoặc N/m2 Mô hình hàm

mũ phức tạp hơn mô hình Bingham vì nó không cho ta mối quan hệ tuyến tính giữa ứng suất trượt và tốc độ trượt Nhưng mô hình hàm mũ sẽ khắc phục được những

nhược điểm của mô hình Bingham tại vùng tốc độ trượt thấp

Hình 11-Phân vùng tính toán giữa mô hình hàm mũ và mô hình Bingham [2]

Mô hình hàm mũ có thể mô tả ba dạng chất lưu khác nhau, dựa vào giá trị của n:

 n=1: chất lưu Newton

 n<1: chất lưu phi Newton

 n>1: chất lưu trương nở (Dilatant)

Các chế độ dòng chảy thường gặp nhất trong thi công khoan là dòng chảy tầng, dòng chảy chuyển tiếp và dòng chảy rối Trong dòng chảy tầng, chất lỏng hoạt động như hàng loạt các lớp song song di chuyển với tốc độ đồng nhất hoặc gần như đồng nhất Không có sự dịch chuyển lớn của các hạt chất lỏng giữa các lớp Các lớp chất lỏng nằm gần trung tâm của đường ống hoặc khoảng không vành xuyến thường di chuyển nhanh hơn so với các lớp lân cận với thành ống hoặc thành giếng Dòng chảy rối được đặc trưng bởi sự biến đổi vận tốc giữa dòng các hạt chất lỏng, cả song song và thẳng trục với dòng chảy trung bình Những biến động này phá vỡ ranh giới giữa các

lớp chất lỏng gây ra sự rối của dòng chảy

Dòng chảy chuyển tiếp thì có biểu hiện như cả dòng chảy tầng và chảy rối Nó mô

tả khoảng khó xác định, nơi mà dòng chảy không hoàn toàn là chảy tầng và chảy rối [4]

Thường thì dòng chảy tầng được khuyến cáo dùng để nâng mùn khoan trong khoảng không vành xuyến và tránh xói mòn thành hệ Mặt khác, dòng chảy rối thì thích hợp hơn để làm sạch và loại bỏ mùn khoan ngay tại đáy lỗ khoan Dù các chế độ dòng chảy được định nghĩa khá dễ để hình dung, nhưng chúng có thể rất khó để xác định Không chỉ có ứng xử của dòng chất lỏng thay đổi trong hệ thống tuần hoàn mà còn có thể tồn tại nhiều hơn một chế độ dòng chảy tại một điểm giống nhau trong hệ

13

thống Ví dụ như khi dòng chảy ở giữa khoảng không vành xuyến là chảy tầng, thì dòng chảy liền kề ở sát bề mặt cần khoan có thể là chảy rối [4]

3.2.1 Mô hình chất lưu Newton

Phương pháp phổ biến nhất để xác định chế độ của các dòng chảy là tính hệ số Reynolds của chúng Đối với chất lỏng Newton trong cần khoan, hệ số Reynolds được xác định bởi công thức:

Với: d2: Đường kính lỗ khoan hoặc ống chống, in

d1: Đường kính ngoài cần khoan, in Và:

Như một tiêu chuẩn chung, các dòng chảy có hệ số Reynolds nhỏ hơn 2100 biểu thị cho dòng chảy tầng, khi hệ số Reynolds lớn hơn 4000 thì là dòng chảy rối Ở giữa hai giá trị này thì dòng chảy được xem là dòng chuyển tiếp [4]

3.2.2 Mô hình chất lưu dẻo Bingham

Đối với chất lưu dẻo Bingham, công thức tính hệ số Reynolds cần được hiệu chỉnh bằng cách xác định độ nhớt biểu kiến để tính đến độ nhớt dẻo và ứng suất cắt động Đối với dòng chảy trong cần, được định nghĩa bằng

Hai công thức trên được trình bày trong hệ đơn vị U.S [5]

Như vậy, đối với chất lỏng dẻo Bingham, các công thức tính hệ số Reynolds trở

thành:

Hệ số Renolds của mô hình dẻo Bingham trình bày trong hệ đơn vị U.S:

NRe = 928 ×ρvd

Công thức tính hệ số Reynolds đối với dòng chảy trong cần và trong khoảng không

vành xuyến có thể tương ứng biểu diễn trong hệ đơn vị U.S là:

Tiêu chuẩn dòng chảy rối với chất lưu hàm mũ dựa trên hệ số Reynolds tới hạn

NRec phụ thuộc vào giá trị của chỉ số ứng xử dòng chảy Công thức dùng để tính hệ số

Reynolds tới hạn tại giới hạn trên của dòng chảy tầng là:

Đối với vùng giữa chảy chuyển tiếp và chảy rối, hệ số Reynolds tới hạn là:

15

4 Tổn hao áp suất

Hình 13-Sơ đồ hệ thống tuần hoàn dung dịch [1]

Để dung dịch khoan có thể chảy qua hệ thống tuần hoàn thì nó phải vượt qua lực

ma sát giữa các lớp chất lỏng, các hạt rắn, bề mặt ống dẫn và bề mặt lỗ khoan Áp suất bơm tương ứng với tổng của các lực

pp = ∆ps+ ∆pdb+ ∆pdc + ∆pb+ ∆pdca+ ∆pdba (25)

Với: pp: Áp suất bơm, psi

Δps: Áp suất tổn hao trong các thiết bị bề mặt, psi

Δpdb: Áp suất tổn hao trong cần khoan, psi

16

Δpdc: Áp suất tổn hao trong cần nặng, psi

Δpb: Sụt áp qua choòng, psi

Δpdca: Áp suất tổn hao trong vành xuyến đoạn cần nặng, psi

Δpdba: Áp suất tổn hao trong vành xuyến đoạn cần khoan, psi

Tổng áp suất tổn hao do ma sát ngoại trừ mất áp tại choòng khoan được gọi là áp suất mất mát Δpd, psi hoặc kPa

∆pd = ∆ps+ ∆pdb+ ∆pdc + ∆pdca+ ∆pdba (26) Và:

Đối với chất lưu cho trước với chế độ dòng chảy và dạng của đường dẫn (trong cần hay khoảng không vành xuyến), tất cả các thành phần của áp suất mất mát có thể tính được với các phương trình tính tổn hao áp suất tương ứng [3]

Các thiết bị bề mặt bao gồm ống dâng bùn khoan, ống mềm, khớp đầu cột ống khoan và cần chủ lực Trong thực tế, các thiết bị bề mặt thường có bốn dạng chính, mỗi dạng được đặc trưng bởi kích thước của ống dâng bùn khoan, cần chủ lực, ống mềm và khớp đầu cột ống khoan Bảng 1 dưới đây tổng hợp bốn loại của các thiết bị

dịch 3 40 3,5 40 4 45 4 45 Ống mềm 2 45 3,5 55 3 55 3 55

Khớp cổ ngỗng 2 20 2,5 25 2,5 25 3 30

Cần chủ đạo 2,25 40 3,25 40 3 30 4 40 Mỗi dạng của bộ thiết bị bề mặt có một hằng số riêng dùng để tính toán tổn thất áp suất bên trong chúng Bảng 2 sau đây cung cấp cho ta giá trị của hằng số đó

Bảng 2-Giá trị của hằng số E [5]

Dạng các thiết bị bề mặt Giá trị của hằng số E

Đơn vị hệ feet Đơn vị hệ mét

17

Ta có công thức tính tổn hao áp suất trong các thiết bị bề mặt như sau:

Với: q: lưu lượng bơm dung dịch, gpm

Quy trình tổng quát để tính toán các tổn thất áp suất trong hệ thống tuần hoàn dung

dịch theo những bước sau:

i Tính vận tốc dung dịch (hoặc hệ số Reynolds) tại điểm mà ta đang xét

ii Tính vận tốc tới hạn của dung dịch (hoặc hệ số Reynolds) để xác định chế độ chảy của dung dịch khoan

iii Chọn phương trình tính tổn thất áp suất thích hợp theo các mô hình lưu biến và chế độ dòng chảy tại điểm ta đang xét

Trong thực tế, ta tính cả hệ số Reynolds NRe và hệ số Reynolds tới hạn NRec Nếu

NRe>NRec, dòng chảy là chảy rối, còn khi NRe < NRec thì dòng chảy là chảy tầng Nếu hệ

số Reynolds thực tế và hệ số Reynolds tới hạn xấp xĩ bằng nhau thì cần thực hiện tính tổn thất áp suất cho cả hai chế độ dòng chảy và sau đó lấy kết quả có giá trị tổn thất áp suất cao hơn Tổn thất áp suất trong ống dẫn phụ thuộc và dạng của dung dịch Các phương trình khác nhau đã được sử dụng trong ngành dầu khí để tính tổn thất áp suất trong chuỗi cần khoan và trong khoảng không vành xuyến Dựa trên phương trình

Fanning, gradient của sụt áp do ma sát trong ống dẫn được trình bày như sau:

Hệ số ma sát fanning f là một hàm của hệ số Reynolds NRe và một thuật ngữ được gọi là độ nhám tương đối Độ nhám tương đối được định nghĩa bởi tỷ số giữa độ nhám tuyệt đối và đường kính ống, với độ nhám tuyệt đối đại diện cho độ sâu trung bình của

bề mặt thành ống bất thường Bảng 3 cho ta biết độ nhám tuyệt đối của một số bề mặt ống

18

Bảng 3-Độ nhám tuyệt đối của một vài bề mặt ống [2]

Dạng của ống Độ nhám tuyệt đối

dòng chảy rối trong ống tròn đã được đưa ra bởi ColeBrook (1938):

láng có thể được áp dụng cho hầu hết các tính toán kỹ thuật:

Với: Δpf: Áp suất tổn thất, psi

ΔL: Chiều dài của ống, ft

Sử dụng yếu tố ma sát tương quan Chen cho phép để dự đoán chính xác tổn thất áp suất do ma sát trong dòng chảy rối Tuy nhiên trong nhiều trường hợp, sử dụng tương quan Blasius cho ra kết quả có độ chính xác chấp nhận được, đủ để tính toán tổn thất

áp suất ma sát Thay thế phương trình (33) vào phương trình (29) và sắp xếp lại, biểu thức tính tổn thất áp suất trong cột cần khoan và khoảng không vành xuyến trình bày

trong hệ đơn vị U.S lần lượt tương ứng như sau:

∆pf =ρ0,75v1,75μ0,25

∆pf = ρ0,75v1,75μ0,25

4.2 Chất lưu dẻo Bingham

Đối với chất lưu dẻo Bingham, tổn thất áp suất dưới dòng chảy tầng bên trong cột cần khoan và khoảng không vành xuyến có thể được ước tính bằng cách sử dụng những phương trình tương ứng sau đây (trình bày trong hệ đơn vị U.S):

4.3 Chất lưu Power Law

Đối với chất lưu Power Law, tổn thất áp suất dưới dòng chảy tầng bên trong cột cần khoan và khoảng không vành xuyến có thể được ước tính bằng cách sử dụng những phương trình tương ứng sau đây (trình bày trong hệ đơn vị U.S):

xuyến lần lượt như sau:

4.4 Mô hình tính tổn hao áp suất tổng quát

Tổng áp suất mất mát trong hệ thống tuần hoàn bao gồm tổn thất áp suất ma sát trong các thiết bị bề mặt Δps, tổn thất áp suất trong cần khoan Δpdp và cần nặng Δpdc,

và tổn thất áp suất ma sát trong khoảng không vành xuyến đoạn cần nặng Δpdca và đoạn cần khoan Δpdpa Nếu mỗi thành phần của áp suất mất mát được tính toán cho trường hợp thông thường của dòng chảy rối, phương trình nghiên cứu lưu lượng của dòng chảy rối

Với m là hằng số theo mặt lý thuyết có giá trị gần bằng 1,75 đối với dòng chảy rối,

và c là hằng số phụ thuộc vào tính chất dung dịch và hình dạng giếng Cân nhắc rằng dòng chảy tầng có thể tồn tại ở một vài đoạn trong khoảng không vành xuyến, khi đó hằng số m phải có giá trị nhỏ hơn 1,75 [3]

Giá trị của m và c có thể được ước tính bằng cách kết hợp tính toán tổn thất áp suất với mô hình Δpd=cqmtại hai lưu lượng khác nhau Tại độ sâu đang xét, giả sử tổn thất

áp suất tại lưu lượng q1 và q2 được tính tương ứng bằng Δpd1 và Δpd2 Giá trị của c và m

trong khoảng lưu lượng có thể được xác định bằng:

21

Hoặc

c =∆pd2

Trong điều kiện thực tế, giá trị của c và m có thể được xác định với các bước sau:

1) Tại chiều sâu nhất định, trước khi kéo ống ra khỏi giếng để thay đổi choòng

khoan, tuần hoàn dung dịch khoan với hai lưu lượng khác nhau (q1, q2) với choòng khoan ở tại đáy giếng và ghi lại giá trị áp suất bơm (pp1, pp2) tại hai giá trị lưu lượng tương ứng Lưu lượng nên được lựa chọn để phản ánh khoảng lưu

lượng được sử dụng khi khoan với choòng tiếp theo

2) Khi choòng khoan được kéo tới bề mặt, kết nối choòng khoan với cần chủ

đạo, tuần hoàn dung dịch khoan với hai lưu lượng như trên bước 1 và ghi lại hai giá trị áp suất bơm tương ứng Hai giá trị áp suất bơm xấp xỉ tổn thất áp suất (Δpb1, Δpb2) qua các vòi phun thủy lực của choòng với lưu lượng đã cho

3) Xác định áp suất mất mát tại hai giá trị lưu lượng bằng công thức sau:

vn = 0,32086 q

Với: vn: Vận tốc vòi phun, ft/s

q: Lưu lượng dung dịch khoan, gpm

AT: Tổng diện tích vòi phun, in2

Tổn thất áp suất choòng khoan không phải kết quả chủ yếu từ lực ma sát mà là do

sự tăng tốc của dòng dung dịch khoan khi chảy qua vòi phun thủy lực Tổn thất áp suất

choòng khoan được trình bày như bằng phương trình sau:

∆pb = ρq2

Với: cd: Hệ số xả của vòi phun, không có thứ nguyên