Tải bản đầy đủ
Tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình trám ximang và hoàn thiện giếng

Tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình trám ximang và hoàn thiện giếng

Tải bản đầy đủ

24

4582
4873
3.3. Lựa chọn hệ dung dịch cho giếng 126 – BK15
Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ đang sử dụng phổ biến hệ dung dịch gốc sét điều
chế từ Bentonit - API và được sử lý với nhiều hoá phẩm. Còn hệ dung dịch Polime
phi sét đã bắt đầu được nghiên cứu đưa vào sử dụng, tuy rất khả quan nhưng còn
nhiều bất cập, trong khi đó giá thành rất cao và phần lớn hoá phẩm được mua từ
nước ngoài.
Ngoài ra, người ta còn sử dụng hệ dung dịch nhũ tương, hệ dung dịch này có
khả năng bôi trơn tốt, giảm được mài mòn thiết bị và dụng cụ khoan, giảm được
công suất quay cột cần khoan, giảm được sự rung động của cột cần khoan trong quá
trình khoan. Tuy nhiên, dung dịch nhũ tương có giá thành cao và gây ô nhiễm môi
trường nên ít được sử dụng.
Bảng 3.2. Hệ dung dịch cho từng khoảng khoan giếng 126 – BK15
Khoảng khoan
Từ ÷ Đến
0 ÷ 250
250 ÷ 3066
3066 ÷ 4122
4122 ÷ 4582
4582 ÷ 4873

Hệ dung dịch
Nước biển
Dung dịch polime sét
Dung dịch ức chế phân tán
Dung dịch ức chế phân tán
Dung dịch polime sét

3.4 Tính toán các thông số dung dịch cho giếng 126 – BK15
3.4.1. Tính toán trọng lượng riêng dung dịch khoan (γ)
Để chọn dung dịch khoan phù hợp ta cần chú ý tới áp suất vỉa (P v) và áp suất
vỡ vỉa Pvv. Dung dịch khoan chọn được phải phù hợp không gây ra các hiện tượng
sự cố, phức tạp cho công tác không như sập lở thành giếng khoan, phun trào, mất
dung dịch…Tức là phải thoả mãn đẳng thức sau :
Pdd = 0,1.γ d .H

(at)

Để tránh hiện tượng phức tạp hay sự cố xảy ra trong quá trình khoan thì áp
suất cột dung dịch phải thoả mãn các điều kiện:
Pv ≤ Pdd ≤ P vv

(3.1)

Và: Pdd = K.Pv

(3.2)

Trong đó:
Pv : Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán;
Pvv : Áp suất vỡ vỉa tại độ sâu cần tính toán;
MSSV 1221010220

Page 24

25

K : Là hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan. K phụ thuộc vào chiều sâu
thân giếng H như sau:
- Với H ≤ 1200m thì : K = 1,15 ÷ 1,2;
- Với 1200m ≤ H ≤ 2500 thì : K = 1,05 ÷ 1,15;
- Với 2500m ≤ H ≤ 5000m thì : K = 1,04 ÷ 1,05.
Áp suất vỉa tại chiều sâu H được tính theo công thức:
Pv =

K a .∆H
10

(at)

(3.3)

Trong đó:
∆H = H- b
H : Là chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán.
b : Là chiều sâu tính từ miệng giếng đến mặt biển (b = 35m).
Ka : Là gradien áp suất vỉa.
Như vậy ta rút ra được công thức tính trọng lượng riêng của dung dịch như
sau:
γ d = K a .K .

H −b
H
(G/cm3)

(3.4)

Giá trị sai số cho phép của tỷ trọng dung dịch trong hệ thống tuần hoàn nằm
trong khoảng ± 0,02 G/cm3 so với giá trị tính toán cho phép.
Tính toán và lựa chọn hệ dung dịch cho từng khoảng khoan:
* Khoảng khoan từ 0 ÷ 250m: Khoảng khoan này dùng nước biển có trọng
lượng riêng là: γd = 1,03G/cm3.
* Khoảng khoan từ 250m ÷ 3066m
Tại khoảng này ta có
Tại khoảng khoan này ta có:
- Gradien áp suất vỉa: Ka = 1.
- Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan: K = 1,05 ÷ 1,15
- Chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán: H = 3066m
Thay vào công thức (3.4) ta tính được trọng lượng riêng của dung dịch:
γ d = 1,10 (G/cm3)

Tính toán tương tự cho những khoảng khoan còn lại ta được kết quả như
bảng 3.3
MSSV 1221010220

Page 25

26

3.4.2. Các thông số khác của dung dịch khoan:
Độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh, độ thải nước, chiều dày vỏ bùn, độ thải nước…
được lựa chọn dựa vào điều kiện địa chất cũng như kinh nghiệm khoan ở các giếng
khoan đã thi công.
∗ Tính toán lựa chọn độ nhớt cho dung dịch (T)
Bản chất của độ nhớt dung dịch khoan là đại lượng đặc cho sức cản thủy lực
Nếu độ nhớt lớn sẽ làm tăng tổn thất áp lực của máy bơm, giảm tốc độ
khoan, khó tách cát, khí ra khỏi dung dịch
Nếu độ nhớt thấp làm cho thành giếng khoan bị xói lở khi tuần hoàn dung
dịch, khó tải mùn khoan hoặc làm cho chất làm nặng dễ bị sa lắng khi ngừng tuần
hoàn
Vậy độ nhớt thích hợp là độ nhớt đảm bảo hai yêu cầu trên
Căn cứ vào sự phân tích trên kết hợp với kinh nghiệm khoan ở vùng mỏ ta
chọn độ nhớt dung dịch cho các khoảng khoan ở bảng 3.3

∗ Tính toán lựa chọn ứng suất trượt tĩnh (θ)
Ứng suất trượt tĩnh là ứng suất nhỏ nhất cần thiết để phá vỡ cấu trúc dung
dịch, được đặc trưng bởi lực tối thiểu cần thiết tác dụng lên một đơn vị bề mặt dung
dịch.
Theo tiêu chuẩn GOCT : ứng lực trượt tĩnh được biểu thị CHC 1/10
(mg/cm2)
Theo API : GEL0, GEL10 (Lb/100ft2)
+ Ứng lực trượt tĩnh của dung dịch là khả năng giữ cấu trúc của dung dịch ở
trạng thái đứng yên, là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc, tính xúc biến của
dung dịch
+ Vai trò của thông số này là đảm bảo cho sự chống lắng động mùn khoan
khi ngừng tuần hoàn
+ Tính xúc biến tốt nhất là:
θ10 − θ1
= 1,5
10

(3.5)
Nếu ứng lực trượt tĩnh quá lớn sẽ làm tăng áp suất bơm khi khởi động ,vì vậy
ứng lực trượt tĩnh hợp lý là ứng lực vừa đủ để chống sa lắng mùn khoan.

∗ Lựa chọn độ thải nước: B (cm3/30 phút)
Độ thải nước là lượng nước lọc tách ra của một thể tích dung dịch trong thời
gian 30 phút ở điều kiện nhiệt độ và áp suất nhất định.

MSSV 1221010220

Page 26

27

Độ thải nước có ý nghĩa làm mềm đất đá, tạo điều kiện cho chòong khoan dể
phá hủy. Tuy nhiên độ thải nước không được quá lớn làm cho thành giếng khoan
kém bền vững , dể làm bẩn vỉa gây khó khăn cho quá trình gọi dòng sản phẩm cũng
như nhiễm bẩn các tầng nước bề mặt. Nếu độ thải nước lớn sẽ làm cho sét trương
nở, bó hẹp thành giếng khoan gây kẹt mút khi khoan qua tầng sét.
Theo kinh nghiệm ta chọn độ thải nước cho các khoảng khoan được trình bày
ở bảng 3.3

∗ Lựa chọn độ dày vỏ bùn K (mm)
Tương ứng với lượng nước tách ra khỏi dung dịch là lớp vỏ bùn bám lên
thành giếng khoan .
Nếu độ dày vỏ bùn mỏng, chặt sít có tác dụng gia cố tạm thời thành giếng
khoan khi chưa chống ống. Độ dày vỏ bùn hợp lý là lớp vỏ bùn mỏng,chặt sít và
chính nó cũng là lớp ngăn không cho nước của dung dịch ngấm vào vỉa.
Theo kinh nghiệm ta chọn độ dày vỏ mùn cho các khoảng khoan được trình
bày ở bảng 3.3

∗ Lựa chọn độ PH của dung dịch
Độ PH của dung dịch hợp lý có tác dụng:
+ Ổn định dung dịch khoan nếu ở môi trường kiềm
+ Không gây ăn mòn bộ dụng cụ khoan .
+ Tạo điều kiện cho sét phân tán tốt và nâng cao hiệu quả gia công hóa
học dung dịch
Độ PH của dung dịch tốt nhất là: PH = 9 ± 0,5
Bảng 3.3 Thông số dung dịch cho từng khoảng khoan
Khoảng
khoan (m)

γ
G/cm3

T
(s)

(mG/cm2)

B
3
(cm /30ph)

K

PH

(mm)
Khoan bằng nước biển

0÷ 250
250 ÷ 3066 1,10 ÷ 0,02
3066 ÷ 4122 1,25 ÷ 0,02

40 – 50
50 – 70

5–6
3– 4,5

5 – 10
15 – 25

8 – 15
20 –40

1,5
1,5

9 ±0,5
9 ±0,5

4122 ÷ 4582

1,15 ÷ 0,02

45 – 60

3 – 4,5

10 – 20

15 –35

1,5

9 ±0,5

4582 ÷ 4873

1,05 ÷ 0,02

40 – 60

≤8

5 – 10

8 –15

1,5

9 ±0,5

MSSV 1221010220

Page 27