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

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

LỜI NÓI ĐẦU
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 Khoan-Khai 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 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 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.
Em xin bầy tỏ lòng cảm ơn đến các thầy giáo trong bộ môn Khoan
Khai Thác, đặc biệt là thầy TỐNG TRẦN ANH cùng các anh trong phòng
Khoan – Sửa Giếng Viện Nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển

NIPI 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

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-1-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 khoảng
10.000km2, cách đất liền khoảng 120 Km theo đường chim bay, cách cảng
dịch vụ dầu khí của Xí nghiệp liên doanh Vietsovptro khoảng 120 Km, ở
phía tây nam mỏ Bạch Hổ khoảng 35Km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ
Đại Hùng. Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố
Vũng 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 khí
biển.
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 địa
vật lý trên mặt, chủ yếu là đo địa chấn sau đó đến các phương pháp đo
địa vật lý trong lỗ khoan và phân tích các mẫu đất đá thu được, người ta
xác định rõ ràng thành hệ của mỏ Bạch Hổ. Đó là các trầm tích thuộc
các hệ đệ tứ, Neogen, Paleogen phủ trên móng kết tinh Jura -Kreta có
tuổi tuyệt đối từ 97 đến 108, 4 triệu năm. Từ trên xuống dưới cột địa
tầng 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 2025% mặt cắt là các vỉa kẹp Montomriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-2-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 đá
Macma 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 trung
bình đến tốt. Thành phần Thạch anh chiếm từ 20-90% còn lại là Fenspat và

các thành phần khác như đá Macma, phiến cát vỏ sò... Bột kết hầu như
không có nhưng cũng gặp những vỉa sét và sét kết dày đến 20m và những
vỉa 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 0,110mm, 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.
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 kẽ
nhau. 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 là
các tập sét màu đen rất dày (tới 266m). Phần dưới là cát kết, sét kết và bột
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-3-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

kết nằm xen kẽ. Điệp này chứa năm tầng dầu công nghiệp: 1, 2, 3, 4 , 5. Sự
phân chia có thể thực hiên sâu hơn tại hàng loạt các giếng khoan trong đó
điệp 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 các
trầm tích than sét kết màu đen, xám tối đến nâu bị ép nén, khi vỡ có mặt
trượt.
+ Thống oligoxen (điệp Trà Cú).
Thành tạo này có tại vòm bắc và rìa nam của mỏ. Gồm chủ yếu là sét
kết (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. Đá
được 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 mặt
móng. Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá hủy cơ học của
địa hình. Đá này nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mảnh vụn
của đá móng có kích thước khác nhau. Thành phần gồm: cuội cát kết hạt
thô, đôi khi gặp đá phun trào. Chiều dày điệp Trà Cú và các tập cơ sở thay
đổi 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 khác
nhau về thành phần thạch học, hóa học và về tuổi. Có thể giả thiết rằng có
hai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm bắc vào kỷ Jura, vòm nam và vòm
trung tâm vào kỷ Karetta. Diện tích của bể Batholit Granite này có thể tới
hàng nghìn km2 và bề dày thường không quá 3 km. Đá móng bắt đầu từ độ
sâu 3888- 4700m. Đây là một bẫy chứa dầu khối điển hình và có triển vọng
cao.
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-4-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 thế
giới chỉ gặp một số nơi như Bom bay -Ấn Độ, Anggile-Li Bi và một vài nơi
khác. Giếng khoan sâu vào tầng móng ở mỏ Bạch Hổ chưa tìm thấy ranh
giới dầu nước. Để giải thích cho sự hiện diện của dầu trong đá móng kết
tinh người ta tiến hành nghiên cứu và đưa ra kết luận sự hình thành không
gian rỗng chứa dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ là do tác động đồng thời
của 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 kinh
tuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về
phía 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 địa
tầng, bề dày lớn. Đá móng bị nứt nẻ mạnh do phong hoá, bào mòn nên khả
năng 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 như
vòm trung tâm nên vẫn có mặt trầm tích mỏng Oligoxen hạ. Đối tượng khai

thác là các vỉa dầu trong Oligoxen và móng, nhưng sản lượng chỉ bằng một
nửa của đá móng Trung Tâm. Bẫy của vòm khép kín theo đường 430m
theo 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 là một
cánh thoải dần về phía Tây Nam, tách biệt không rõ với vòm trung tâm.

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-5-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 các
trầm tích Oligoxen dưới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phần dưới của mặt
cắt. Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm. Góc dốc của vỉa
tăng theo độ sâu từ 8-280 ở cánh Tây, 6-210 ở cánh Đông. Trục nếp uốn ở
phần kề vòm thấp dần về phía Bắc góc dốc 1 0 và tăng dần đến 90 khi ra xa
hơn, ở phía Nam sụt xuống thoải hơn góc dốc khoảng 6 0 , với mức độ
ngiêng của đá 50-200m/km. Phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á
kinh tuyến và đường chéo, các đứt gãy chính gồm có: đứt gãy số I và đứt
gãy số II.
Đứt gãy số 1: chạy theo hướng á kinh tuyến ở cánh tây lên vòm
bắc thì quay theo hướng đông bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía nam

khoảng 500m, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm bắc khoảng 260m, độ
nghiêng của mặt trượt khoảng 60 0 trong phạm vi vòm bắc nó kéo theo
hai 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 bắc
quay theo hướng đông bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m, góc nghiêng
gần 600.

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-6-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 vòm
với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1km-2km theo
hướng chéo. Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy phá huỷ khối
nâng 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 trúc
chính 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

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-7-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

trúc này có cấu tạo phức tạp. Chúng đã trải qua những giai đoạn hoạt
động kiến tạo, hoạt hoá macma vào cuối Mezozoi gây ra sự biến vị
mạnh, bị nhiều đứt gãy với biên độ lớn phá huỷ, đồng thời cũng bị
nhiều 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 biến
dạng 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 phong
hóa bào mòn mạnh và với phụ tầng cấu trúc trên bằng bất chỉnh hợp
Oligoxen -Mioxen. Phụ tầng này được tạo bởi hai tầng trầm tích, tập trầm
tích dưới có tuổi Oligoxen tương đương với điệp Trà Cú. Trên tập trầm tích
dưới cùng là tập trầm tích tương đương với điệp Trà Tân, chủ yếu là sét
tích tụ trong điều kiện sông hồ châu thổ.
Phụ tầng cấu trúc thứ hai bao gồm trầm tích của các hệ tầng Bạch
Hổ, Côn Sơn, Đồng Nai có tuổi Mioxen. So với phụ tầng thứ nhất, phụ tầng
này có sự biến dạng mạnh hơn, đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới càng lên
trên càng mất dần cho đến mất hẳn ở tầng trên cùng.
Phụ tầng cấu trúc thứ ba gồm trầm tích của hệ tầng biển Đông có tuổi
Oligoxen đến hiện tại, có cấu trúc đơn giản phân lớp đơn điệu hầu như nằm

ngang.
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 chứa
dầu 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.
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-8-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

Phức hệ Bạch Hổ dưới là những vỉa các hạt từ trung đến thô, có độ
thấm 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 281m 3/ngđ. Các tầng 23, 24 chỉ
chứa 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 bình
phân 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 các
tầng sản phẩm 1, 2, 3, 4, và 5. Phức hệ này cho lưu lượng thay đổi từ 0,
8 đến 110,5m 3/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 ở
cánh phía bắc hạt bị nứt nẻ, các trầm tầng sản phẩm 6, 7, 8, 9 và 10 lưu

lượng thu được từ 180,4 ÷377m3/ngđ.
- Phức hệ móng: Đây là đá granitoid bị phong hoá và nứt nẻ mạnh độ
hang hốc lớn, gặp trong rất nhiều giếng khoan ở vòm bắc và vòm trung
tâm. Lưu lượng lớn nhất ở phần đỉnh vòm trung tâm có thể đạt đến
996m3/ngđ, vòm bắc tới 700m3/ngđ còn lại phần sụt lún của móng lưu
lượng 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 tố
như 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:
- Từ 85- 710m là trầm tích Đệ Tứ và Neogen.
- Từ 710- 1300m là trầm tích Mioxen trên.
- Từ 1300- 2230m là trầm tích Mioxen trung.
- Từ 2230- 3250m là trầm tích Mioxen hạ.
- Từ 3250- 42800m là tầng Oligoxen trên.
- Từ 4280m- 4670m là tầng Oligoxen dưới.
- Từ 4670m trở xuống dưới là tầng đá móng.

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-9-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

1.3.2. Dự kiến nhiệt độ và áp suất vỉa

Độ sâu
m

Nhiệt Độ
0
C

Gradien địa
nhiệt
0
C/100m

80-400

40 - 41

2,8 - 3,0

400-710
710-2230

83 - 87

1,3

2,8 - 3,0

1,55 - 1,60
1,06

110 - 117

2,8 - 3,0

3070-3250
3250-3470

AS vỡ vỉa
G/Cm3

1,0

2230-2960
2960-3070

A.S vỉa
G/Cm3

135 - 143

2,8 - 3,0

3470-4280

1,06 - 1,10
1,20 - 1,30

1,62 - 1,69

1,40 - 1,60

1,75 - 1,88

1,60 - 1,66

1,90 - 1,95

4280-4670

145 - 153

2,8 - 3,0

1,40 - 1,55

1,70 - 1,85

4670-5180

167 - 176

3,0 - 3,2

1,0 – 1,10

1,55 - 1,65

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 cận
cho 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 trình
khoan.
- 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, bó
hẹp 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, vì
vậy cũng có thể là nguyên nhân gây ra các phức tạp khác trong quá trình
khoan.
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-10-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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

BIỂN ĐÔNG

PLIOXEN+Q

CHIỀU
SÂU
(m)

CỘT
ĐỊA TẦNG

GRADIEN ÁP SUẤT VỈA
VÀ ÁP SUẤT VỢ VỈA
1,0

1,2

1,4 1,6

1,8

2,0

PvV= 1,3P
tt

RANH
GIỚI
ĐỊA
TẦNG

TUỔI

80
200
300
400
500

ĐỒNG NAI

600
CR-1

710
800
900
1000
1100
1200
1300
Pvv = 1,55 - 1,60

1400

Pv = tt
P

1500

CÔN SƠN

MIOXEN

CR-2

1600
1700

1800
1900
2000
2100
CR-3

BẠCH HỔ
TRÀ TÂN

2500
2600
2700
2800
CR-5

2900
2960

Pv= 1,06-1,1

CR-7

3070

Pv = 1,2-1,3

CR-8

3250

CR-10

3400
3470
3500

Pv =1,4-1,6

Pvv =1,62-1,69

Pvv =1,75-1,88

Pvv =1,9-1,95
Pv = 1,6-1,66

3600
3700
3800
3900
4000
4100

TRÀ CÚ

OLIGOXEN

1,06

2400

CR-11

MZ

4200
4280

Pv = 1,4-1,55

Pvv =1,7-1,85

4400
4500
CR-AΦ

MZ

2200
2230
2300

4600
4670

Pv =1,0-1,1

Pvv =1,55-1,65

4800
4900

5000
5100

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-11-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 mỏ
Bạch 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.

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-12-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

Giếng khoan phải làm việc bình thường khi khoan qua tầng có áp suất
cao 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 cấp
thiết 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 sự
sập lở của đất đá và sự ô nhiễm của dung dịch khoan đối với tầng nước trên
mặt. Tạo kênh dẫn cho dung dịch chảy vào máng. Bảo vệ không cho dung
dịch xới sập nền khoan và móng thiết bị. Nó là ống chống đầu tiên đóng vai
trò ống cách nước.
Với mục đích và yêu cầu như trên, dựa vào cột địa tầng của
giếng khoan ta sẽ chống ống đến chiều sâu 40m tính từ đáy biển, tức là
35+45+40=120m tính từ bàn rôto và được trám xi măng toàn bộ cột ống.
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-13-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

* 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 ống
chống tiếp theo do vậy nó phải được trám xi măng toàn bộ chiều dài và
phần nhô lên mặt phải đủ bền. Ta sẽ chống ống này đến chiều sâu 300m, và
trám 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 dẫn
hướng 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 đá
cát pha sét hạt trung, là đất đá mềm bở rời dễ sập lở và ở độ sâu khoảng
1620m đến 1820 là tầng cát tương đối dày nên cần phải chống ống để tiếp
tục khoan đến chiều sâu thiết kế. Ống này được thả từ miệng giếng đến
chiều sâu 1500m và ta trám toàn bộ cột ống nhằm cách ly toàn bộ các tập
đất đá bên trên, gia cố cho giếng khoan bền vững và đảm bảo bền cho ống
chống.
* 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 - 15 0 nên trong quá
trình khoan do xâm nhập của dung dịch, do tác động của bộ dung cụ khoan
nên thành giếng thì sẽ gây mất ổn định thành giếng dẫn đến kẹt mut bộ
khoan cụ. Ngoài ra trong tầng này áp suất vỉa bắt đầu tăng ( P v=1,06 – 1,3
Ptt ) do do để khoan tiếp được ta phải khống chế được tầng này để khoan
được 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.
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-14-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

* Ống chống lửng.
Sau khi đã chống ống đến nóc của tầng Oligoxen ta tiến hành khoan
hết tầng Oligoxen trên và dưới, trong khoảng này có áp suất vỉa và áp suất
vỡ vỉa có sự chênh lệch nhỏ nên ta sẽ dùng dung dịch để khống chế sự khác
nhau đó và tiến hành khoan qua tầng Oligoxen đến nóc của tầng móng, khi
nào gặp đá ổn định ta sẽ dừng lại và chống ống lửng. Dự kiến sẽ khoan đến
độ sâu 4670m và chống ống lửng từ độ sâu 2800m đến 4670m rồi trám xi
măng 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 đường
kính choòng là bắt đầu từ đường kính của ống chống khai thác để tính toán
đường kính của các choòng khoan và các ống chống phía ngoài. Việc tính
toán phải đảm bảo cho quá trình khoan cũng như quá trình thả các ống
chống được tiến hành thuận lợi.
* Công thức tính toán đường kính choòng khoan:
Dc= Dm + ∆
(1)
Trong đó: Dc – là đường kính choòng khoan.
Dm – là đường kính mupta ống chống.
∆ - là khoảng hở cho phép giữa đầu nối ống chống và
thành giếng khoan.

* Công thức tính đường kính trong ống chống:
Dt = Dc + (6 ÷ 8).
(2)
Trong đó: Dt – là đường kính trong của ống chống.
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 trữ
lượng đủ điều kiện về khai thác thì sẽ khai thác ở dạng thân trần, đoạn mở
vỉa sản phẩm được khoan từ chiều sâu 4670m đến 5180m. Theo yêu cầu về
thăm dò cũng như về khai thác thì đoạn giếng này ta lựa chọn choòng
khoan có đường kính 6 1/2" (165,1mm).
*Ống chống lửng. (ống chống khai thác)
- Đường kính trong ống chống lửng:
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-15-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

theo công thức (2) thì Dt.1= 165,1+ (6 ÷ 8) => Dt.1 = 171,1 ÷ 173,1mm.
Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính ống chống ta chọn ống
chống lửng thứ nhất có đường kính là 194mm (7 2/3").
Đường kính mupta ống chống 194mm là Dm.1=206mm.
- Đường kính choòng để khoan cho ống chống lửng thứ nhất :
Theo công thức (1) Dc.1= Dm.1 +∆

Tra bảng ta có: ∆= 20÷25mm, thay vào công thức (1) ta được:
Dc.1= 226÷231mm.
Tuy nhiên, khoảng khoan này có hệ số mở rộng thành giếng là M = 1, 1 và
theo kinh nghiệm của các giếng đã khoan trước đó, việc khoan chống ống
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: D c.1 = 215,9
mm (8 1/2").
* Ống chống trung gian thứ hai.
- Đường kính trong ống chống trung gian thứ hai:
Dt.2= Dc.1 + (6 ÷ 8) = 221,9 ÷ 223,9mm
Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính ống chống ta chọn ống
chống trung gian thứ hai có đường kính 245mm (9 5/8").
Đường kính mupta ống chống 245mm là Dm.2 = 270mm.
- Đường kính choòng khoan để chống ống 245mm là:
Dc.2=Dm.2+∆
Tra bảng ta có ∆=25÷30mm.
Vậy Dc.2= 295 ÷ 300
Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính choòng khoan ta chọn choòng có
đường kính 310,89mm (12 1/4").
*Ống chống trung gian thứ nhất.
- Đường kính trong của ống chống trung gian thứ nhất:
Dt.3=Dc.2+( 6 ÷ 8)mm = 316,89 ÷ 318,89mm
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-16-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính ống chống ta chọn ống chống trung
gian thứ nhất có đường kính 340mm (13 3/8")
Đường kính mupta ống chống: Dm.3=365mm
-Đường kính choòng khoan để chống ống 340mm là:
Dc.3 = Dm.3+∆
Tra bảng ta có ∆=35÷45mm
Vậy Dc.3=400÷410
Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính choòng ta có: D c.3=444,5mm (17
1/2").
* Ống chống dẫn hướng.
- Đường kính trong của ống chống dẫn hướng:
Dt.4=Dc.3+( 6 ÷ 8)mm = 450,5 ÷ 452,5mm
Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính ống chống ta chọn ống chống trung
gian thứ nhất có đường kính 508 (20").
Đường kính mupta ống chống: Dm.4=608mm
-Đường kính choòng khoan để chống ống 508mm là:
Dc.4 = Dm.4+∆
Tra bảng ta có ∆=50÷85mm
Vậy Dc.4=658÷6693mm
Tra bảng tiêu chuẩn API về đường kính choòng ta có: Dc.4=660,4mm (26").
* Ống định hướng (ống cách nước).
Ống này đã được chọn để thi công trong quá trình xây dựng giàn
khoan. Ống này có đường kính 762mm (30"). Được khoan bằng choòng có
đường kính 660,4mm kết hợp sử dụng thiết bị mở rộng thành có đường
kính 914,4mm (36").
Như vậy ta có bảng tổng kết của công việc lựa chọn đường kính choòng
khoan, đường kính ống chống, chiều sâu thả và chiều cao trám xi măng như

sau:

SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-17-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

Bảng 2-1: Cấu trúc giếng khoan BH-16X
Đường Đường
Tên ống chống

kính

kính

ống

choòng

chống

khoan (inc)

Chiều sâu

Chiều cao

thả

trám xi

ống (m)
Từ
Đến

măng (m)
Từ
Đến

(mm)
Ống định hướng

762

26"+M

0

120 0

120

RT 36"

Ống dẫn hướng

508

26"

0

300

Ống trung gian 1

340

17 1/2"

0

1500 0

1500

Ống trung gian 2

245

12 1/4"

0

3250

0

3250

Ống lửng

194

8 1/2"

2800

4670

2850

4670

Đoạn thân trần

145

6 1/2"

SV: Phạm Văn Phóng

0

300

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-18-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

RANH
GIỚI
ĐỊA
TẦNG

TUỔI

CHIỀU
SÂU
(m)

CỘT
ĐỊA TẦNG

1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

762 508

PvV = 1,3Ptt

200

BIỂN ĐÔNG

CẤU TRÚC CỘT ỐNG CHỐNG

GRADIEN ÁP SUẤT VỈA
VÀ ÁP SUẤT VỢ VỈA

80

PLIOXEN+Q

GVHD: Tống Trần Anh

300

340 245 194

120
300

400
500
600
CR -1

710
800

ĐỒNG NAI

900

1000
1100
1200
CR-2

1300

1800

Pvv = 1,55 - 1,60

1700

1500

Pv = Ptt

1600
CÔN SƠN

MIOXEN

1400
1500

1900
2000
2100
CR-3

2200
2230
2300

1,06

2400
BẠCH HỔ

2500
2600
2700
2850

2800
CR-5

2900
2960

Pv= 1,06-1,1

CR-7

3070

Pv = 1,2-1,3

CR-8

3250

CR-10

3400
3470
3500

Pv =1,4-1,6

Pvv =1,62-1,69

Pvv =1,75-1,88

3250

Pvv =1,9-1,95
Pv = 1,6-1,66

TRÀ TÂN

3600
3700
3800

OLIGOXEN

3900
4000
4100

TRÀ CÚ

CR -11

4200
4280

Pv = 1,4-1,55

Pvv =1,7-1,85

4400
4500
CR-AΦ

4600
4670

Pv =1,0-1,1

4670

Pvv =1,55-1,65

MZ

MZ

4800

4900
5000
5100

Hình 2-1: Cấu trúc giếng BH-16X
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-19-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 ít
nhất, ít xảy ra sự cố khi thi công cắt góc xiên, hệ số thu hồi sản phẩm của
vỉa là lớn nhất, đồng thời để các giếng khoan không trùng nhau khi thực
hiện công tác khoan người ta thường thi công các giếng khoan nghiêng với
dạng profile phù hợp với các điều kiện địa chất của giếng, phù hợp với điều
kiện 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 đảm
bảo khoảng lệch ngang cực đại của thân giếng so với phương thẳng đứng
trong trường hợp góc nghiêng của thân giếng khoan nhỏ nhất. Dạng quĩ đạo

này được sử dụng cho các giếng khoan xiên định hướng với khoảng lệch
đáy giếng lớn so với phương thẳng đứng, cũng như khoan nhóm giếng có
chiều 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 nghiêng
cực đại 900; có thể sử dụng cho các giếng khoan ngang và các giếng mà
chiều dày hiệu dụng của vỉa sản phẩm mỏng hoặc các giếng cần tăng chiều
dày hiệu dụng.
3. Dạng quĩ đạo hình chữ S (hình 2-2c, 2d, 2e): Được sử dụng trong
trường hợp khi mở vỉa sản phẩm thân giếng phải thẳng đứng và cũng như
khi thiết kế giếng khoan sâu (chiều sâu thẳng đứng gần bằng 5000m).
2.4.2.2. Chọn dạng profile giếng khoan cho giếng
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-20-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

Căn cứ vào điều kiện địa chất, đối tượng thăm dò khai thác và với
khoảng lệch đáy lớn 1150m so với chiều sâu của giếng ta chọn profile
giếng 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 có
chiều sâu H1, đoạn thứ hai thực hiện cắt xiên lấy góc H 2, đoạn thứ ba ổn
định góc nghiêng đến chiều sâu thiết kế giếng 5180m.

Theo như cột địa tầng thì từ chiều sâu 80m-2800m là đất đá không
đồng nhất, nhiều lớp đất đá có tính chất cơ lý khác nhau nằm chồng lên
nhau, có góc dốc nhỏ nên việc thi công cắt xiên trong đoạn này sẽ đạt hiệu
quả thấp do khó điều chỉnh đúng hướng, đúng góc xiên. Từ 2900m là tầng
Mioxen hạ đến 5180m là tầng móng đất đá ổn định đồng nhất, có góc dốc
của vỉa vào khoảng 10 - 200, đây là yếu tố thuận lợi cho việc cắt xiên, dễ
điều chỉnh hướng, lấy góc xiên và ổn định góc xiên. Vậy ta chọn chiều sâu
cắt 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=57,32

1
i

30

Ta được R2=57,32 1,8 = 955m. => R2=955 m
* Xác định góc cong của giếng khoan α: áp dụng công thức
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-21-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

α = arccos

GVHD: Tống Trần Anh

R2 ( R2 − S ) + H H 2 + S 2 − 2 SR2
( R2 − S ) 2 + H 2

Trong đó R2=955m, S=1150m, H=H0-H1=5180-2800=2380m thay
vào công thức trên ta được arccosα = 0,88 => α= 28,350
* Xác định các thông số còn lại:
- Độ sâu đoạn cắt xiên H2.
H2=R2sinα= 955sin28,350= 454m.
- Độ sâu đoạn ổn định góc nghiêng H3.
H3=H0-(H1+H2)=5180-(2800+454)= 1926m
- Khoảng dịch đáy đoạn cắt xiên S2.
S2=R2(1-cosα)=955(1- cos28,350)=114,6m
- Khoảng dịch đáy đoạn ổn định góc nghiêng S3.
S3=H3tgα= 1926tg28,350= 1039,2m
- Chiều dài thân giếng đoạn tăng góc nghiêng l2.

l2=0,01745R2α= 0,01745.955.28,350 = 472,46m
- Chiều dài thân giếng đoạn ổn định góc nghiêng l3.
l3=

1926
H3
= cos 28,35 0 =2188,6m
cos α

- Tổng chiều dài thân giếng khoan:
L=l1+l2+l3= 2800+472,46+2188,6= 5461m
Bảng 2-2 các thông số của profile giếng BH-16X
Tên đoạn
Thẳng đứng
Tăng góc nghiêng
Ổn định góc nghiêng
Tổng

Độ

sâu

(m)
2800
454
1926
5180

Chiều dài thân

Khoảng dịch

(m)
2800
472,46
2188,6
5461

đáy (m)
0
114,6
1039,2
1153,8

Chương 3:
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-22-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

DUNG DỊCH KHOAN
Việc sử dụng dung dịch khoan tuần hoàn liên tục trong giếng khoan là
một tiến bộ kỹ thuật đáng kể. Thông số dung dịch rất đa dạng trong việc sử
dụng và đóng vai trò hết sức quan trọng. Hiệu năng của việc khoan đã tiến
triển rất nhiều nhờ tiến bộ kỹ thuật về tính chất hóa lý của các dung dịch

khoan. Chính vì vậy mà chương này sẽ đề cập đến dung dịch, nhấn mạnh
trước hết đến vai trò của chúng, cách lựa chọn và gia công hóa học dung
dịch 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 xuyến
giữa cột cần khoan và giếng khoan đưa mùn khoan từ đáy lên mặt. Mùn
khoan được giải phóng kịp thời ra khỏi đáy giếng khoan tạo điều kiện thuận
lợi cho choòng tiếp xúc một cách liên tục với đất đá ở đáy lỗ khoan và quá
trình phá hủy đất đá của choòng sẽ đạt hiệu quả cao. Ba thông số ảnh
hưởng đến hiệu quả rửa sạch khoảng không đó là:
- Vận tốc dung dịch trong khoảng không vành xuyến phụ thuộc vào
lưu 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 mùn
khoan 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 gian
này mùn khoan đang nâng lên trong khoảng không không còn chịu dòng
dung dịch kéo lên nữa và có thể bị lắng chìm. Có thể gây ra các hiện tượng
kẹt bộ dụng cụ. Chính tính lưu biến của dung dịch giữ mùn khoan ở trạng
thái 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 cơ
học giữa choòng khoan và đất đá chuyển thành nhiệt. Việc tuần hoàn dung
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-23-

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

dịch đóng vai trò trao đổi nhiệt mà thiết bị trao đổi nhiệt là toàn bộ các hệ
thống máng dẫn và các bể chứa dung dịch trên mặt. Mặt khác dung dịch
khoan có khả năng làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ và thành giếng
khoan. Đôi khi người ta cải thiện chức năng này bằng cách cho thêm các
chất 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 lỗ
khoan luôn có xu hướng đi vào tâm lỗ khoan, vì vậy có thể gây ra hiện
tượng 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 bình
thường người ta phải tạo nên sự cân bằng áp lực mới bằng cột dung dịch
được bơn vào lỗ khoan. Sự thấm lọc các pha lỏng của dung dịch khoan vào
các 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 nhờ
các sản phẩm đặc biệt gọi là chất khử lọc, nó cách ly các tầng thấm với
giếng 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 thủy
tĩnh lên thành hệ có giá trị bằng:
Trong đó:

Ptt=γH/10 (at).

γ-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 sẽ
xâm nhập vào giếng khoan có thể dẫn đến hiện tượng phun trào. Dung dịch
khoan có trọng lượng riêng thích hợp đóng vai trò như một đối áp đầu tiên
cho phép khống chế áp suất ở đáy giếng khoan.
Tuy nhiên áp suất thủy tĩnh cũng gây trở ngại đó là làm tăng độ bền
của 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 choòng
kim cương, người ta lắp vào bộ khoan cụ một động cơ đáy (tuabin hoặc
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-24-


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất – Hà Nội

GVHD: Tống Trần Anh

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 bộ
khoan cụ. sự sụt áp do vận hành động cơ đáy sẽ cộng thêm vào tổ thất áp
suất 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 các
nguồn thông tin chủ yếu. Mùn khoan nhận được ở máng nghiêng, dấu vết
chất lỏng hoặc khí của các tầng khoan qua phát hiện được nhờ các bộ cảm
biến (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 giúp
cho 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 hệ
dung dịch khoan phù hợp là việc làm rất quan trọng và cần thiết. với mỗi
khoảng 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 định
các thông số dung dịch hợp lý cho từng khoảng khoan chúng ta cần căn cứ
vào 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 giếng
khoan.
- Ngoài ra chúng ta cũng cần dựa vào kinh nghiệm đã khoan các
giếng khoan lân cận trong khu vực.
3.2.1. Lý thuyết tính toán lựa chọn trọng lượng riêng dung dịch γdd.
Áp suất thủy tĩnh do cột dung dịch gây ra được xác định theo công thức:
Pdd= γdd.H/10
(3-1)
Trong đó: H: Là chiều sâu theo phương thẳng đứng đến vị trí tính
toán. (m)
γ dd- Trọng lượng riêng của dung dịch.
(G/cm3)
Pdd- Áp suất do cột dung dịch gây ra ở chiều sâu
H. (at)
SV: Phạm Văn Phóng

Lớp : Khoan – Khai thác A K56
-25-