Tải bản đầy đủ
4 Tính toán các thông số dung dịch cho giếng 126 – BK15

4 Tính toán các thông số dung dịch cho giếng 126 – BK15

Tải bản đầy đủ

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

28

3.4.3. Gia công hóa học dung dịch
Trong quá trình khoan, ta thường gặp nhiều điều kiện địa chất rất phức tạp. Sự
khác nhau dung dịch khoan phải có những thông số phù hợp thì mới đảm bảo quá
trình khoan diễn ra bình thường và nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan được.
Trong khi đó, dung dịch sét tự nhiên (chỉ gồm sét và nước) như tính toán ở trên
không thể cùng một lúc có đầy đủ các thông số khác nhau thoả mãn các yêu cầu đó
được. Muốn đạt về tính chất cơ học, mức độ ổn định, áp lực vỉa… của các tầng địa
chất khác nhau đòi hỏi được điều này người ta phải tiến hành gia công hoá học dung
dịch khoan.
Gia công hoá học dung dịch khoan: là quá trình làm thay đổi các thông số của
dung dịch khoan bằng cách cho thêm vào chúng các chất khác nhau với liều lượng
khác nhau nhằm đạt được các mục tiêu đã đề ra.
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
một loạt các thông số khác. Do đó, việc gia công hoá học dung dịch khoan phải
được tiến hành một cách cẩn thận trong phòng thí nghiệm để có thể điều chỉnh các
thông số cho phù hợp với yêu cầu.
Quá trình này phải đảm bảo các yêu cầu sau:
+ Đảm bảo độ bền vững lâu dài các tập sét Argilit thuộc địa tầng
Mioxen và Oligoxen đồng thời đảm bảo chất lượng khoan mở vỉa sản
phẩm và ngăn ngừa quá trình hủy hóa sét và hạn chế sự phân tán
+ Bôi trơn tốt dụng cụ khoan, ổn định nhiệt độ khi khoan ở độ sâu lớn;
+ Hệ dung dịch khi sử dụng có khả năng thuận lợi trong quá trình

khoan, phù hợp với đặc thù thi công ngoài khơi;
+ Đảm bảo cho quá trình mở vỉa tốt colectơ không bị nhiễm bẩn;
+ Phải chọn các hệ dung dịch có khả năng dễ chuyển đổi vì hạn chế về

diện tích bề mặt;
Qúa trình thi công hóa học được chia làm 2 giai đoạn:
+ Gia công dung dịch lần đầu tiên để thu được các thông số cần thiết;
+ Gia công bổ sung để giữ nguyên hoặc cần thay đổi các thông số dung

dịch trong quá trình khoan. Ta chỉ xét giai đoạn đầu tiên của quá trình
gia công hóa học dung dịch khoan.
Các hóa phẩm gia công dung dịch
MSSV 1221010220

Page 28

29

-

-

-

Chất tạo cấu trúc ban đầu và tăng độ nhớt: sét Bentonit, Xanvis, Hec, Polyme cao
phân tử hoặc đất sét dùng cho nước mặn (Attatupulgit).
Chất làm nặng: Barite (BaSO4) làm tăng trọng lượng riêng của dung dịch và giảm
độ thải nước; Siderit (FeCO3); Canxi Cacbonat (CaCO3); Canxi Clorua (CaCl2);
hoặc sắt – III hay Galen (PbS).
Chất ức chế sự trương nở của sét: Kali Clorua (KCl); Polyalkylenglycol; Phèn kép
Nhôm – Kali (AKK); Polymersilic hữu cơ…
Chất bôi trơn: Viêtlub; DMC – Lub; Superlub…
Chất giảm độ thải nước: CMC – HV; CMC – LV; CMC – EHV; Polyme anion khác;
dầu…
Chất tạo độ pH: NaOH; KOH; Na2CO3…
Chất diệt khuẩn: Bacterricid; Biosafe; Idcide…
Chất phụ gia chống ăn mòn và chống oxi hóa: IDFILM 220X; Bột sắt từ…
FCL: có tác dụng khống chế độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh khi khoan qua tầng sét kết.
Ngoài ra FCL còn có chức năng phụ là giảm độ thải nước, ức chế sự trương nở của
sét.
Chất khử bọt: Antifoam A và Antifoam S; Defoamer…
Chất bít nhét: vỏ trấu, mica, sợi cao su, sợi gỗ, sợi ba mía,…
Chất giải keo tụ (POLYLIG): tăng độ ổn định thành hệ nhạy nước…
Grafit là hóa phẩm bôi trơn có tác dụng làm tăng khả năng bôi trơn, dùng ở nhiệt độ
cao.
Đơn pha chế các hệ dung dịch:
Bảng 3.4. Đơn pha chế dung dịch khoan cho các khoảng khoan

Khoảng
khoan, m

0 ÷ 250
250 ÷ 3066

Tên
dung
dịch

Nước
biển
Dung

MSSV 1221010220

Trọng
lượng
riêng
của
dung
dịch,
G/cm3

Tên hóa
phẩm

Trọng
lượng
riêng của
hóa
phẩm,
G/cm3

Hàm
lượng
trong 1
m3 dung
dịch, %

Khối
lượng
trong 1 m3
dung dịch
pha mới,
kg

1,03

//

//

//

//

1,10

Bentonite

2,60

5,18

60,00

Page 29

30

dịch
polime
sét

Dung
dịch ức
3066 ÷ 4122
chế
phân tán

4122 ÷ 4582

Dung
dịch ức
chế
phân tán

MSSV 1221010220

÷

0,02

1,25
÷

0,02

1,15
÷

0,02

CMC-HV
NaOH
Na2CO3
Bactericide
Grafit
Dầu bôi
trơn
Nước
Bentonite
CMC-LV
FCL
Chất khử
bọt
Grafit
Na2CO3
KOH
AKK
Bactericide
Dầu bôi
trơn

1,85
2,13
2,50
2,20

0,98
0,18
0,18
0,18
0,91

12,00
4,00
2,00
2,00
10,00

-

1,36

15,00

2,60
1,85
1,20

27,27
1,58
0,75
2,11

300,00
30,00
15,00
40,00

1,00

0,11

2,00

2,20
2,50
-

0,56
0,11
0,33
0,28
0,11

10,00
2,00
6,00
5,00
2,00

-

1,11

20,00

Nước

-

16,67

300,00

Barit

4,25

72,07

1323,70

Bentonite

2,60

2,23

30,00

CMC-LV

1,85

1,05

15,00

FCL
Chất khử
bọt
Grafit

1,20

2,97

40,00

1,00

0,16

2,00

2,20

0,78

10,00

Na2CO3

2,50

0,16

2,00

KOH

-

0,47

6,00

AKK

-

0,39

5,00

Bactericide
Dầu bôi
trơn
Nước

-

0,16

2,00

-

1,56

20,00

-

23,44

300,00

Page 30

31

4582 ÷ 4873

Dung
dịch
polime
sét

Barit

4,25

20,29

265,00

Bentonite

2,60

4,13

50,00

CMC-HV

1,85

0,94

12,00

NaOH

2,13

0,35

4,00

Grafit

2,20

0,87

10,00

Bactericide

-

0,17

2,00

-

1,30

15,00

-

85,22

980,00

1,05
÷

0,02

Dầu bôi
trơn
Nước

3.5. Tiêu hao hóa học dung dịch
3.5.1. Phương pháp tính toán
* Tính toán thể tích dung dịch dùng cho từng khoảng khoan
Thể tích dung dịch cần thiết cho mỗi khoảng khoan được tính theo công thức:
Vdd = V1 + V2 + aV3 + V4 + V5 (m3)

(3.6)

Trong đó:
V1 : Là thể tích bể chứa (V1 = 30m3).
V2 : Là thể tích máng lắng sàng rung (V2 = 10m3).
V3 : Là thể tích giếng trước khoảng khoan được:
V3 =

Π.d 2 .L
4

(m3)

(3.7)

D : Đường kính trong của 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 từng khoảng khoan và có
giá trị trong khoảng: a = 2 ÷ 2,5.
V4 : Là thể tích dung dịch tiêu hao trong quá trình khoan có kể tới sự tăng thể
tích do tăng chiều sâu giếng khoan trong quá trình khoan:
V4 = K.l (m3)
Trong đó:
l : Là chiều sâu khoảng khoan được.

MSSV 1221010220

Page 31

(3.8)

32

K : Là định mức tiêu hao dung dịch. K phụ thuộc vào đường kính giếng khoan,
tốc độ khoan, chất lượng dung dịch khoan và được lấy theo kinh nghiệm như sau:
- Choòng với đường kính 660,4 mm lấy: K = 0,720m3/m;
- Choòng với đường kính 444,5 mm lấy: K = 0,420m3/m;
- Choòng với đường kính 311,1 mm lấy: K = 0,410m3/m;
- Choòng với đường kính 215,9 mm lấy: K = 0,390m3/m;
- Choòng với đường kính 165,1 mm lấy: K = 0,065m3/m.
V5 : Là thể tích giếng trong khoảng khoan được
V5 = 0,785.Dg2.l

(m3)

(3.9)

Trong đó:
Dg : Là đường kính giếng khoan:
Dg = M.Dc (m)

(3.10)

M : Hệ số mở rộng thành giếng phụ thuộc vào tính chất đất đá.
Dc : Đường kính choòng khoan.
* Tính toán lượng sét gia công dung dịch cho mỗi khoảng khoan
Lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch (V dd = 1 m3)
được tính theo công thức:
γ −1
Ps = γ s . d
γ s −1
(3.11)
trong đó:
γs: Trọng lượng riêng của sét, T/m3.
γd: Trọng lượng riêng của dung dịch, T/m3.
Lượng sét cần thiết cho toàn bộ công đoạn khoan là:
Pstb = r.Ps.Vdd
(3.12)
r: Hệ số tổn hao sét (r = 1,03).
* Tính toán lượng nước gia công dung dịch cho mỗi khoảng khoan
Lượng nước cần thiết để điều chế 1 đơn vị thể tích dung dịch là:
Vnc = 1 − .

Ps
γ s , m3/m3

(3.13)

Thể tích nước tính cho toàn bộ khoảng khoan là:
Vnctb = r.Vnc .Vdd

MSSV 1221010220

Page 32

m3

(3.14)

33

3.5.2. Tính toán lượng dung dịch cho từng khoảng khoan
a. Khoảng khoan từ độ sâu 0 đến 250m: Khoảng khoan này sử dụng nước biển.
b. Khoảng khoan từ độ sâu 250 đến 3066m: Khoảng khoan này sử dụng dung
dịch có trọng lượng riêng γd = 1,10 ± 0,02 T/m3
Khoảng khoan trước đó chống ống 508mm đến độ sâu 250m.
Thể tích dung dịch khoan:
- Thể tích bể dung dịch: V1 = 30m3.
- Thể tích máng lắng sàng rung: V2 = 10m3.
- Thể tích giếng trước khoảng khoan được (V3):
2

V3 =

Π.. d .L
4

Ta có các thông số:
+ Hệ số dự trữ dung dịch: a = 2.
+ Chiều dài thân giếng trước khoảng khoan: L = 250m.
+ d = 0,486m là đường kính trong của ống 508mm
+ Hệ số mở rộng thành của khoảng khoan này là M = 1,3.
Thay các thông số trên vào công thức ta được:
V3 =

3,14.(0, 486) 2 .250
= 46,3m3
4

- Thể tích dung dịch tiêu hao trong quá trình khoan với choòng có đường
kính 444,5 mm:
+ Định mức tiêu hao dung dịch khoan là K = 0,42m3/m.
+ Chiều dài khoảng khoan: l = 3066 - 250 = 2816m.
Thay các thông số trên vào công thức (3.8) ta có:
V4 = 0,42. 1050 = 1182,72 m3
- Thể tích dung dịch trong khoảng khoan (V5):
Dg = M. Dc = 1,3. 0,4445 = 0,57785 m
Thay các thông số đã có vào công thức ta được:
V5 = 0,75. Dg2. l = 0,785. 0,577852. 2816 = 738,13 m3.
- Thể tích dung dịch cho toàn khoảng khoan là:

MSSV 1221010220

Page 33

34

Vdd = V1 + V2 + aV3 + V4 + V5
=30 + 10 + 2 . 46,3 + 1182,72 + 738,13 = 2053,45m3.
Lượng sét gia công dung dịch:
- Lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch là:
Ta có các thông số:
+ Trọng lượng riêng của sét: γs = 2,6T/m3.
+ Trọng lượng riêng của dung dịch: γd = 1,10T/m3.
Thay vào công thức ta được lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thể
tích dung dịch (Vdd = 1m3) là :
Ps = 2,6.

1,10 − 1
= 0,1625T / m 3
2,6 − 1

- Lượng sét cho toàn bộ khoảng khoan là:
Pstb = r. Ps. Vdd = 1,03. 0,1625. 2053,45 = 343,7 T
Thể tích nước gia công dung dịch:
- Lượng nước cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch khoan là:
Ps
0,1625
= 0,9375
Vnc = 1- γ s = 1- 2,6
m3/m3

- Lượng nước cần thiết cho toàn bộ khoảng khoan là:
Vnctb = r. Vnc. Vdd = 1,03. 0,9375. 2053,45= 1982,86 m3.
Tính toán tương tự với các khoảng khoan còn lại ta được các thông số như
bảng dưới đây:
Bảng3.5.Lượng dung dịch, sét và nước cần cho từng khoảng khoan
Khoảng khoan, m
0 ÷ 250
250 ÷ 3066
3066 ÷ 4122
4122 ÷ 4582
4582 ÷ 4873

Thể tích dung dịch,
m3

Khối lượng sét, T

Nước biển
2053,45
343,7
1055,9
441,83
565,93
142,08
244,91
20,5
CHƯƠNG 4
THIẾT BỊ - DỤNG CỤ KHOAN

Thể tích nước, m3
1982,86
917,64
528,26
244,37

4.1. Thiết bị khoan
4.1.1 Yêu cầu lựa chọn thiết bị khoan
Để tiến hành thi công một giếng khoan cần phải có một tổ hợp thiết bị và các công
trình phục vụ trên mặt, để lựa chọn thiết bị khoan ta phải căn cứ vào các yếu tố sau :
MSSV 1221010220

Page 34

35

− Yếu tố công nghệ: phương pháp khoan, chiều sâu tiến hành, . . .;
− Yếu tố kỹ thuật: các thiết bị hiện đang được dùng phổ biến, phù hợp với trình
độ của cán bộ nhân viên làm việc;
− Yếu tố kinh tế: giảm tối đa chi phí về thời gian,nguyên vật liệu cho quá trình
khoan . . .;
− Phù hợp với điều kiện khoan khắc nhiệt ngoài biển.
Giếng khoan 126 – BK15 được lắp đặt trên giàn nhẹ BK – 15, do vậy việc thi
công giếng khoan này phải được thực hiện thông qua giàn tự nâng khác. Để thi công
giếng khoan 126 – BK15 và điều kiện thực tế của Xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro ta lựa chọn giàn tự nâng Cửu Long. Các trang thiết bị được sử dụng để
thi công giếng khoan 126 – BK15 phải dựa trên điều kiện thực tế của giàn này.
4.1.2 Lựa chọn tổ hợp thiết bị khoan
Hiện nay trên giàn tự nâng Cửu Long được trang bị một số trang thiết bị khoan như
sau :

-

-

a. Tháp khoan
Các thông số về tháp khoan:
Chiều sâu khoan được: 6000 m.
Chiều cao tháp: 50,9 m.
Kích thước khung đáy: 9,14 m x 9,14 m.
Kích thước khung đỉnh: 2,4 m x 2,4 m.
Tải trọng lên móc nâng cực đại: 500 T.
b. Tời khoan
Tời khoan được dùng để kéo thả cần khoan, thả ống chống, treo động cơ Top
Drive và cột cần khoan khi khoan. Tời khoan được sử dụng trên giàn khoan tự nâng
Cửu Long mang nhãn hiệu NATIONAL 1625 – DE, các thông số về tời khoan như
sau:
Công suất lớn nhất: 3000 HP.
Sức nâng cực đại: 500 T
Số tốc độ của tời: 4
Đường kính rãnh cuốn cáp tời: 1 5/8’’.
c. Top Drive
Động cơ này dùng để quay cột cần khoan, giữ cột cần khoan khi kéo thả và các
công tác phụ trợ khác. Động cơ Top drive mang nhãn hiệu National PS2 - 500/500
Power Swivel và có các thông số như sau:
MSSV 1221010220

Page 35