Thiết kế thi công giếng khoan khai thác dầu khí r317 mỏ rồng

1

LỜI NÓI ĐẦU
Ngành công nghiệp dầu khí luôn là một ngành mũi nhọn mang tính chiến
lược trong quá trình phát triển kinh tế không chỉ riêng Việt Nam mà ở hầu hết các
quốc gia trên thế giới có dầu mỏ.
Ngành công nghiệp dầu khí nước ta tuy còn non trẻ nhưng đã giữ một vị trí
quan trọng trong nền kinh tế quốc dân. Trong những năm gần đây, với hàng loạt
khám phá mới về dầu khí đã khẳng định tiềm năng dầu khí của nước ta và ngày
càng có nhiều hợp đồng của công ty dầu khí lớn trong và ngoài nước được ký kết
như: Vietsovpetro, Schlumberger, JO,… để cùng thăm dò và khai thác dầu khí ở
thềm lục địa phía nam Việt Nam.
Trong quá trình tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí thì công tác khoan là
công tác quan trọng, quyết định sự thành công của giếng khoan. Để thi công một
giếng khoan dầu khí trong điều kiện địa lý, địa chất khó khăn, phức tạp, vốn đầu tư
lớn thì công tác thiết kế phải được tiến hành một cách thật chi tiết khoa học. Qua
quá trình học tập tại trường, thời gian thực tập tại XNLD Vietsovpetro và ngoài
biển, được sự cho phép của bộ môn và sự đồng ý của thầy giáo hướng dẫn, em đã
chọn đề tài tốt nghiệp của mình là: “Thiết kế thi công giếng khoan khai thác dầu
khí R317 mỏ Rồng”.
Do hạn chế về tài liệu nghiên cứu và những kinh nghiệm thực tế còn yếu nên
trong quá trình làm đồ án em cũng gặp nhiều khó khăn, không thể tránh khỏi nhiều
thiếu sót. Với sự giúp đỡ tận tình của thầy giáo hướng dẫn và sự góp ý của các thầy
cô trong bộ môn đã giúp em hoàn thành đồ án này. Em rất mong nhận được nhiều
sự đóng góp ý kiến quý báu của thầy cô và các bạn đồng nghiệp để đồ án ngày càng
được tốt hơn.
Em xin chân thành cảm ơn tới ban lãnh đạo trường Đại học Mỏ - Địa Chất,
khoa Dầu Khí, bộ môn Khoan - Khai Thác, các cán bộ nhân viên của XN Khoan và
Sửa giếng thuộc XNLD Vietsovpetro và Phòng Dung Dịch, đặc biệt là thầy giáo
hướng dẫn TH.S Nguyễn Khắc Long đã tận tình giúp đỡ em hoàn thành đồ án
này.

Em xin chân thành cảm ơn!
Hà nội, ngày 19 tháng 5 năm 2014
Sinh viên thực hiện

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ RỒNG.
1.1.Vị trí địa lý, đặc điểm kinh tế và nhân văn vùng mỏ Rồng.


2

1.1.1. Vị trí địa lý của mỏ rồng.
Mỏ Rồng là một mỏ dầu có trữ lượng trung bình nằm trong vùng thềm lục
địa phía Nam. Mỏ Rồng thuộc lô số 9 biển Đông nước ta. Diện tích mỏ khoảng
10000 km, cách đất liền 120 km và cách cảng Vũng Tàu 130 km về phía Đông
Nam. Về phía Đông Bắc của mỏ cách 35 km là mỏ Bạch Hổ và xa hơn nữa là mỏ
Đại Hùng .
Thành phố Vũng Tàu là nơi đặt các dịch vụ sản xuất của xí nghiệp liên
doanh Vietsovpetro, là đơn vị chủ quản chịu trách nhiệm thăm dò khai thác dầu khí
ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.

Hình 1-1: Vị trí địa lý mỏ Rồng.
1.1.2. Đặc điểm khí hậu và thủy văn.
Khí hậu mỏ Rồng là khí hậu nhiệt đới gió mùa, chịu ảnh hưởng sâu sắc bởi
gió biển nằm trong khu vực khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định được chia
làm hai mùa chính là mùa mưa và mùa khô. Mùa mưa kéo dài từ tháng 6 đến tháng
9, chủ yếu gió tây nam. Nhiệt độ trung bình từ 25 – 32C. Độ ẩm trung bình từ 87 –
89% trong tháng. Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau. Chủ yếu có gió
mùa đông bắc, nhiệt độ trung bình 25C, lượng mưa rất ít khoảng 0,7 mm, độ ẩm
trung bình 65%. Nhiệt độ không khí từ 24 - 32C vào ban đêm. Sóng biển cao nhất
trong mùa là 8m. Thời tiết biển tương đối ôn hòa, thỉnh thoảng có bão, thường gặp

3

vào tháng 6 đến tháng 10. Trong cả năm số ngày có tầm nhìn không tốt chiếm 25% ,
tầm nhìn xa từ 1 - 3 km, tập trung vào tháng 3 và tháng 7. Độ ẩm trung bình của
không khí là 82%, số ngày u ám tập trung vào các tháng 5 và tháng 11.
1.1.3. Dân cư xã hội.
Thành phố Vũng Tàu có khoảng 3 vạn dân thì chỉ có khoảng 1/3 dân là dân
bản xứ, chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác. Còn lại là dân Bắc
di cư, họ có tinh thần lao động cần cù sáng tạo. Đó là nguồn nhân lực dồi dào phục
vụ cho quá trình xây dựng và khai thác dầu khí.
Hiện nay cơ sở hạ tầng, vật chất kỹ thuật của thành phố không ngừng được
đầu tư phát triển, tốc độ phát triển kinh tế cao. Có thể nói về mặt địa lý - kinh tế nhân văn Vũng Tàu là một cơ sở tốt cho việc phát triển các dịch vụ tìm kiếm thăm
dò và khai thác các mỏ dầu khí ở ngoài khơi. Nhưng trong điều kiện đó cũng phải
khắc phục không ít những khó khăn do mỏ nằm xa đất liền và các yếu tố thời tiết
gây nên.
1.1.4. Giao thông vận tải.
Thành phố Vũng Tàu là nơi đặt trụ sở chính của xí nghiệp liên doanh
Viesovpetro. Đây là trung tâm du lịch lớn với đường quốc lộ 51A dài 125km nối
thành phố Vũng Tàu với thành phố Hồ Chí Minh và đường thủy là 80km từ thành
phố Hồ Chí Minh xuống Vũng Tàu. Cảng Vũng Tàu đủ sức chứa các tàu của
Vietsovpetro và các nước khác với tải trọng lớn, thuận lợi cho việc vận chuyển phục
vụ ngành dầu khí và các ngành kinh tế khác. Sân bay Vũng Tàu đủ sức tiếp nhận
các máy bay trực thăng và các máy bay vận tải cỡ nhỏ, có dường bay tới thành phố
Hồ Chí Minh và Singapo. Đây là đầu mối giao thông quan trọng trong việc vận
chuyển người và hàng hóa cho các giàn khoan biển và các công việc liên quan đến
dịch vụ tìm kiếm ngoài khơi vùng biển phía Nam.
1.1.5. Điện năng.
Nguồn năng lượng phục vụ cho công trình trên bờ cũng như sinh hoạt được

lấy từ đường dây tải điện 35KV nối từ thành phố Hồ Chí Minh và Vũng Tàu, trạm
phát điện Diezen của Vũng Tàu. Nguồn điện cung cấp cho các giàn khoan được lấy
từ các máy phát điện trên giàn.


4

1.2.Đặc điểm địa chất của mỏ Rồng .
Mỏ Rồng nằm trong bể Cửu Long thuộc vùng thềm lục địa phía Nam Việt
Nam
1.2.1. Đặc điểm tầng thạch học
Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ những phương pháp đo địa trên mặt, sau
đó đến các phương pháp đo địa vật lý trong giếng khoan và các phép phân tích mẫu
đất đá thu được, người ta xác định khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Rồng. Đó là các
trầm tích thuộc các hệ Đệ Tứ, Neogen, Peleogen phủ trên móng kết tinh Jura –
Kretta có tuổi tuyệt đối từ 97 đến 108,4 triệu năm. Từ trên xuống cột địa tầng tổng
hợp của mỏ rồng được mô tả như sau:
1.2.2. Thống Plioxen, hệ tầng đệ tứ - Hệ tầng Biển Đông (N + Q).
Trầm tích hệ tầng Biển Đông có chiều dày thay đổi từ 450 - 550m. Trầm tích
gồm cát, bột sét màu xám, xám sáng, bở rời hoặc gắn kết yếu. Thành phần hạt vụn
thường là thạch anh, fenpat, các mảnh đá granit, đá silicat, đá phun trào. Ở đây cũng
gặp những tầng sét vôi mỏng với nhiều mảnh vỏ cacbonat sinh vật biển, cũng như
các lớp cacbonat và sét montmorilonit.
1.2.3. Phụ thống Mioxen thượng - Hệ tầng Đồng Nai (N).
Trong diện tích mỏ Rồng, hệ tầng dày 500 - 800m, thành phần chủ yếu là cát
kết yếu, đôi khi có xen những lớp sét kết và cacbonat mỏng. Trầm tích lục nguyên
có màu xám, màu sáng hạt thô. Thành phần bao gồm thạch anh, fenpat và các mảnh
granit, xi măng gắn kết là cacbonat, montmoriolit, sét, sét vôi. Các trầm tích hạt mịn
có màu xám nâu, trắng và vàng, môi trường thành tạo là cửa sông.
Trong khu vực mỏ Rồng hệ tầng có quan hệ chỉnh hợp với hệ tầng Bạch Hổ

phía dưới và hệ tầng Biển Đông phía trước.
1.2.4. Phụ thống Mioxen - Hệ tầng Côn Sơn (N).
Hệ tầng Côn Sơn phân bố khắp diện tích mỏ Rồng, chiều dày thay đổi từ 400
- 800m. Thành phần chủ yếu là cát hạt thô đến trung bình với xi măng cacbonat,
cacbonat - montmoriolit xen lẫn các lớp sét màu xám. Đôi nơi xen lẫn những lớp
than mỏng.
Hệ tầng được thành tạo trong môi trường trầm tích biển nông và đồng bằng
ven bờ. Tại đây gặp phong phú các loại bào tử phấn hoa đặc biệt là giống
flolsduezia định tuổi Mioxen giữa.


5

Trong khu vực mỏ Rồng trầm tích của hệ tầng Côn Sơn phủ bất chỉnh hợp
lên hệ tầng Bạch Hổ có quan hệ với hệ tầng Đồng Nai ở trên.
1.2.5. Phụ thống Mioxen - Hệ tầng Bạch Hổ (N).
Hệ tầng phân bố rộng khắp mỏ Rồng cũng như bể Cửu Long, bề dày thay đổi
từ 100 - 1500m (chủ yếu 300 - 1200m).
Hệ tầng Bạch Hổ chia làm 2 phần:
Phần dưới có chiều dày thay đổi từ 60 - 400m chủ yếu là cát, bột kết (chiếm
>60%) xen lẫn các lớp sét kết màu xám vàng, xám sáng. Phần lót đáy đã phát
hiện lớp cuội kết mỏng.
- Phần trên chủ yếu là sét màu xám vàng, xám sáng xen kẽ là các lớp cát bột kết.
Trầm tích có hướng thô dần từ trên xuống dưới. Trong phần trên của phần này
có chứa một tầng sét montmorilonit dày 30 - trên 250m (chủ yếu là từ 50 150m) chứa nhiều hóa đá rotalia - tầng sét kết rotalit. Đây là một tầng chắn chủ
yếu trong khu vực của toàn bể Cửu Long. Các trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ
được tích tụ trong môi trường đồng bằng aluvi, đồng bằng ven bờ phần dưới và
chuyển dần thành đồng bằng ven bờ và ven biển nông ở phần trên. Theo các
phức hệ bào tử phấn Lê Văn Cự và những người khác đã xác định tuổi Mioxen
sớm cho hệ tầng. Hệ tầng có quan hệ bất chỉnh hợp góc với hệ tầng Trà Tân ở

dưới và bị hệ tầng Côn Sơn phủ bất chỉnh hợp góc yếu lên trên (mặt phản xạ
SH3 trên mặt cắt địa chấn).
1.2.6. Phụ thống Oligoxen thượng - Hệ tầng Trà Tân (E).
Hệ tầng Trà Tân bắt gặp trong hầu khắp diện tích mỏ Rồng với bề dày thẳng
đứng gặp ở giếng khoan từ 95m (R301) đến 749m (R304). Hệ tầng chủ yếu là sự
xen kẹp cát, bột, sét. Khoáng vật sét điển hình là kaolinit và hydromica, cát có thành
phần chủ yếu là thạch anh và fenpat.
Theo mặt cắt địa chất thẳng đứng hệ tầng Trà Tân được chia thành 3 phần,
ranh giới giữa chúng là các bất chỉnh hợp góc khá rõ.
Phần dưới là sự xen kẽ của các lớp cát kết giữa các tầng sét bột kết dày, tỷ lệ
cát/sét khoảng 35 - 50%. Sét có thành phần chủ yếu là Kaolinit và Hydromica.
Thành phần cát, bột phần lớn là thạch anh và fenpat, rất ít các mảnh đá. Phần giữa
chủ yếu là sét kết màu nâu đậm, nâu đen xen kẽ những lớp cát bột mỏng. Đôi nơi có
những lớp mỏng đá vôi hoặc than, macma phun trào, tỷ lệ cát/sét từ 10 - 50%.
Phần trên là sự xen kẽ cát bột sét với tỉ lệ cát/sét cao hơn 2 phần dưới nó. Sét
kết có màu xám xanh, phân phiến. Cát kết loại ackor, thạch anh.
-


6

Hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng eluvi, aluvi, đồng
bằng ven bờ, hồ.
Các phân tích vi cổ sinh của VPI đã xác nhận tuổi của Oligoxen muộn cho hệ
tầng. Một số hóa đá chỉ thị tuổi này bắt gặp là: Amphisteginesp, florschutzia
trilobata, psilptricolpites, quereussp.
Hệ tầng có quan hệ bất chỉnh hợp góc với hệ tầng Trà Cú ở dưới, đôi nơi hệ
tầng này phủ trực tiếp lên móng kết tinh nơi hệ tầng Trà Cú vắng mặt và bị hệ tầng
Bạch Hổ phủ bất chỉnh hợp góc lên trên.
1.2.7. Phụ thống Oligoxen hạ - Hệ tầng Trà Cú (E).

Bảng 1-1.: Bề dày trầm tích của hệ tầng Trà Cú ở các giếng khoan.
Giếng khoan

R303

R304

R306

R307

R308

R311

R318

Bề dày ( m )

155

182

151

226

170

252

230

Trong khu vực mỏ Rồng hệ tầng Trà Cú bắt gặp ở khu vực Phía Đông Bắc
diện tích Rồng. Bề dày thay đổi nhanh tối đa đạt 300m, còn ở các trũng sâu đạt
khoảng 500m. Hệ tầng này được chia làm 2 phần:
+ Phần dưới: Là các trầm tích lục nguyên gồm các lớp bột, sét, cát xen kẽ nhau.
Sét kết có màu xám tối đen hồng. Thành phần khoáng vật trong đá cát kết thạch
anh, fenpat đôi khi có chứa mảnh đá macma xâm nhập và phun trào.
+ Phần trên: Là các trầm tích mịn hơn, chủ yếu là sét kết và bột kết màu xám
xanh, xám tối đến nâu thẫm. Ở giếng khoan R303 và R304 còn phát hiện một lớp
Bazan - porfirit có chiều dày hàng chục mét.
Hệ tầng thành tạo trong môi trường trầm tích lục địa (sông, hồ, đầm lầy).
Tuổi hệ tầng Trà Cú được Lê Văn Cự (1986) xếp vào Oligoxen sớm, dựa vào phức
hệ bào tử phấn và đối sánh địa tầng.
1.2.8. Đá móng kết tinh trước Kainozoi.
Bảng 1-2: Độ sâu của móng trong một số giếng khoan ở mỏ Rồng.
STT

Giếng

Độ sâu
(m)

STT

Giếng

Độ sâu
(m)

STT

Giếng

Độ sâu
(m)

1
2
3
4

R301
R302
R303
R306

2552
2900
3507
3644

7
8
9
10

R309
R310

R311
R312

3433
2500
2510
3871

13
14
15
16

R315
R317
R318
R319

2859
3764
2190
2710


7

5
6

R307

R308

3308
3533

11
12

R313
R314

2592
2335

17
18

R323
R324

3671
3221

Móng trước Kainozoi mỏ Rồng được phát hiện bởi các giếng khoan R
(301,303,306, 317, 319) và tất cả các giếng thuộc Đông Nam Rồng như R311,
R314. Thành phần thạch học đá móng mỏ Rồng bao gồm chủ yếu các thành phần
chủ yếu sau: Đá macma (Granit, Diorit thạch anh, Granodiorit giàu biotit,
hocnoblen) đá biến chất (Đá phiến phylit, Đá Gownai), một số còn có dăm kết và
vụn núi lửa.
Đá Granit mỏ Rồng có màu xám, xám phớt hồng. Phân tích mẫu lõi từ các

giếng khoan R301, R309, R311 trong thời gian gần đây cho thấy đá này có thành
phần như sau: Thạch anh 25%, plagiocla 28%, mica 7%, fenpat Kali 30%. Hiện nay
còn một số thành tạo Diorite thạch anh trong khu vực mỏ Rồng được một số tác giả
như Kireev F.A xếp vào tướng núi lửa tuổi oligoxen như thành tạo diorit gặp ở
giếng khoan R302 và đỉnh cấu tạo Nam - Đông Nam.
Do các quá trình nguội lạnh, thủy nhiệt, quá trình phong hóa biến đổi thứ
sinh mà đá móng mỏ Rồng bị phá hủy thành những khối có nhiều nứt nẻ. Căn cứ
vào phân tích tuổi tuyệt đối đá móng mỏ Rồng cho kết quả tuổi J - K. Trong khu
vực mỏ Rồng đá móng kết tinh bị phủ bất chỉnh hợp bởi các trầm tích tuổi
Oligoxen.
1.2.9. Tiềm năng dầu khí.
Mỏ Rồng có cấu tạo phức tạp, bao gồm nhiều thân dầu ở nhiều vùng khác
nhau. Các thân dầu khí được phát hiện ở khoảng chiều sâu 1770 đến 4250m. Kết
quả nghiên cứu mới nhất cho thấy trong số 32 đối tượng dầu khí đã xác định được ở
cấu tạo Rồng, Đông Rồng và Đông Nam Rồng có 30 thân dầu và 2 vỉa khí
condensate. Hai vỉa khí condensate được phát hiện thuộc trầm tích Oligoxen trên (1
thân) và Oligoxen dưới (1 thân). Xét về thành phần, mặc dù mỏ Rồng có chứa khí
condensate, nhưng do khối lượng khí condensate có tỷ phần không đáng kể trong
tổng trữ lượng hydrocacbon, cho nên có thể coi đây là mỏ dầu, phân cấp mỏ theo
trữ lượng thu hồi thì mỏ Rồng thuộc loại mỏ trung bình.
Mỏ Rồng có cấu tạo đa vỉa, phân bố nhiều khu vực tách rời nhau. Theo số
liệu năm 2000 trong số 30 thân dầu phát hiện ở mỏ Rồng, 2 thân dầu thuộc khu vực
Đông Rồng và 1 thân dầu thuộc khu vực Đông Nam Rồng.


8

Các thân dầu khí được phát hiện trong trầm tích lục nguyên, phun trào núi lửa
có thân chứa dạng vỉa, tập trung ở các tầng cát kết của Oligoxen dưới, Oligoxen
trên và Mioxen dưới và nhỏ nhất là trong Oligoxen trên.

Trong đá móng đã phát hiện 2 thân dầu ở cấu tạo Đông Nam Rồng có trữ
lượng lớn nhất.
1.3 Các phức tạp thường gặp trong quá trình thi công giếng
Điều kiện địa chất của mỏ rồng rất phức tạp, nó gây nhiều khó khăn cho công tác
khoan, chủ yếu là các khó khăn sau:
- Sập lở thành giếng khoan trong các tầng đất đá mềm bở rời phía trên từ 85m-

-

-

-

-

2200m
Dị thường áp suất phân bố không đều.
Các đứt gãy kiến tạo gặp phải khi khoan gây mất dung dịch và làm lệch hướng
giếng khoan.
Hiện nay do quá trình khai thác nhiều nên áp suất vỉa của tầng móng đã giảm
xuống, có nơi nhỏ hơn áp suất bão hòa tạo thành mũ khí, kết hợp với sự nứt nẻ
hang hốc gây ra mất dung dịch, thụt cần khoan.
Đất đá mềm, bở rời từ tầng Mioxen trung (Điệp Côn Sơn) trở lên có thể gây sập
lở thành giếng khoan,dễ gây kẹt bộ dụng cụ khoan và có thể mất nhẹ dung dịch
trong quá trình khoan.
Các đât đá trầm tích nhiều sét trong tầngMioxen dưới và tầng Oligoxen có thể
gây bó hẹp thành giếng khoan do sự trương nở của sét.
Dị thường áp suất cao không đồng đều (gradien áp suất vỉa thay đổi từ 0,08 ÷
0,152 at) trong tầng Oligoxen có thể gây Dầu –Khí – Nước xâm nhập,sập lở
thành giếng,kẹt nặng bộ dụng cụ khoan có thể phải tháo cần, và những phức tạp

đáng kể khác
Sự hạ thấp đột ngột Gradien áp vỉa tại ranh giới giữa hai tầng Oligoxen trên và
tại ranh giới tầng móng rất dễ kẹt và khó xác định chiều sâu ống chống 245 mm
bằng thực tế.
Tầng đá móng có gradien áp suất thấp có thể gây mất dung dịch khoan và sự thụt
cần khoan khi gặp phải các hang hốc.
Các đứt gãy kiến tạo của mỏ có thể gây mất dung dịch khoan và làm lệch hướng
lỗ khoan

1.4. Mặt cắt địa chất của giếng khoan R-317
Hình 1-2: Mặt cắt địa chất của giếng khoan R-317


9

1.4.1. Ranh giới địa tầng


10

-

-

-

-

-

-

-

Từ 85 ÷ 550m là trầm tích Đệ Tứ và Neogen.
Từ 550 ÷1300m là trầm tích Mioxen trên.
Từ 1300 ÷ 2050m là trầm tích Mioxen trung.
Từ 2050 ÷ 2650m là trầm tích Mioxen dưới.
Từ 2650 ÷ 3900m là tầng Oligoxen.
Từ 3900m trở xuống dưới là tầng móng.
1.4.2. Nhiệt độ và áp suất vỉa
1.4.2.1. Áp suất vỉa
Từ độ sâu 85 ÷ 2450m: Gradien áp suất vỉa là 1.0 at/m.
Từ độ sâu 2450 ÷ 2650m: Gradien áp suất vỉa là 1.0÷1,05 at/m.
Từ độ sâu 2650 ÷ 3000m: Gradien áp suất vỉa là 1,12÷1,18 at/m.
Từ độ sâu 3000 ÷ 3350m: Gradien áp suất vỉa là 1.3÷1,35 a/m.
Từ độ sâu 3350 ÷ 3700m: Gradien áp suất vỉa là 1,45÷1,52 at/m.
Từ độ sâu 3700 ÷ 3950m: Gradien áp suất vỉa là 1,12÷1,18 at/m.
Từ độ sâu 3000-: Gradien áp suất vỉa là 1.00÷1.05 at/m.
1.4.2.2.Áp suất vỡ vỉa
Từ độ sâu 85 ÷ 450m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,3 at/m.
Từ độ sâu 450 ÷ 2650m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 ÷ 1,60 at/m.
Từ độ sâu 2650 ÷ 3000m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,60 ÷ 1,65 at/m.
- Từ độ sâu 3000 ÷ 3350m: Gradien áp suất vỉa là 1.69÷1,72 a/m.
- Từ độ sâu 3350 ÷ 3700m: Gradien áp suất vỉa là 1,79÷1,83 at/m.
- Từ độ sâu 3700 ÷ 3950m: Gradien áp suất vỉa là 1,60÷1,65 at/m.
Từ độ sâu 3950m trở xuống: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 ÷ 1,6 at/m.
1.4.2.3. Nhiệt độ vỉa
Gradien nhiệt độ của vỉa: 2,70C/100m.
1.4.3. Độ cứng của đất đá

Từ độ sâu 85 ÷ 2100m: Đất đá mềm bở rời, có độ cứng từ I ÷ II theo độ khoan
Từ độ sâu 2100 ÷ 2853m: Đất đá tầng Mioxen hạ mềm và trung bình cứng. Độ cứng
từ III ÷ IV theo độ khoan.
Từ độ sâu 2853 ÷ 4360m: Đất đá tầng Oligoxen trung bình cứng đến cứng. Độ cứng
từ V ÷ VIII theo độ khoan.
Từ độ sâu 4360m trở xuống dưới: Đất đá móng kết tinh từ cứng đến rất cứng. Độ
cứng từ VIII ÷ IX theo độ khoan. Đất đá ổn định và bền vững.
1.4.4. Hệ số mở rộng thành M


11

-

Từ độ sâu 85 ÷ 2180m: Hệ số mở rộng thành giếng M= 1,3.
Từ độ sâu 2180 ÷ 2990m: Hệ số mở rộng thành giếng M= 1,2.
Từ độ sâu 2990 ÷ 3200m: Hệ số mở rộng thành giếng M=1,1.
Từ độ sâu 3200m trở xuống : Hệ số mở rộng thành M=1,05.
1.5. Mục đích của giếng khoan
Giếng khoan R317 là giếng khoan khai thác dầu khí được thiết kế khoan tới
độ sâu 4325 m, dùng các thiết bị sẵn có trên giàn nhằm tạo kênh dẫn đưa dòng sản
phẩm lên bề mặt một cách hiệu quả nhất về kinh tế cũng như kỹ thuật hiện có.

 Để đạt được mục đích mà chúng ta đặt ra thì giếng khoan R317 phải đảm bảo
các yêu cầu:
* Giảm tối đa chi phí thời gian thi công và thiết bị trong quá trình khoan;
* Đạt độ sâu, khoảng dịch đáy để tiếp cận sản phẩm theo yêu cầu;
* Khả năng áp dụng các phương pháp khai thác đồng thời một vài tầng sản phẩm
trong mỏ dầu nhiều vỉa;
* Thiết bị và dụng cụ lòng giếng có thể di chuyển dễ dàng. Thân giếng đảm bảo

khoan nhanh, đảm bảo chất lượng và độ cong là ít nhất;
* Sử dụng hiệu quả tốt các công nghệ hiện có trên giàn;
* Đảm bảo an toàn trong suốt quá trình khoan và chống ống, giảm thiểu sự cố xảy
ra.

 Mục tiêu của giếng khoan R317:
* Khoan tới chiều sâu: 4310 m
* Khoảng dịch đáy: 600 m

CHƯƠNG II: PROFIN VÀ CẤU TRÚC GIẾNG KHOAN
2.1. Lựa chọn Profile giếng khoan.


12

2.1.1 Mục đích, yêu cầu xây dựng profile giếng khoan.
2.1.1.1 Mục đích xây dựng profile giếng khoan.
Đảm bảo hiệu quả kinh tế cao.
Số lượng ống chống ít nhất.
Ít xảy ra sự cố khi cắt xiên và đảm bảo khoan và chống ống thông suốt.
Hệ số thu hồi sản phẩm của vỉa là lớn nhất.
Để các giếng khoan không trùng nhau khi thực hiện công tác khoan.
2.1.1.2 Yêu cầu xây dựng profile giếng khoan.
Giảm tối đa chi phí về thời gian thi công và thiết bị trong quá trình thi công.
Đạt độ sâu, khoảng dịch đáy và góc để tiếp cận vỉa sản phẩm theo yêu cầu đã
-

đề ra.
Thân giếng đảm bảo khoan nhanh, đảm bảo chất lượng và có độ cong ít nhất.
Đảm bảo quá trình khoan và chống ống an toàn với dạng profile giếng khoan

đã lựa chọn.

2.1.2. Lựa chọn profile cho giếng khoan R-317
2.1.2.1 Những cơ sở lựa chọn profile
Dựa trên cơ sở nghiên cứu tài liệu địa chất, tính chất đất đá, áp suất vỉa, áp
suất vỡ vỉa, vị trí vỉa sản phẩm, và khoảng dịch đáy yêu cầu sẽ đưa ra cách lựa chọn
profile hợp lý nhất.
2.1.2.1. Các dạng profile cơ bản thường sử dụng trong khoan dầu khí.
Thực tế khoan dầu khí hiện nay đang sử dụng 5 dạng profile sau:


13

Hình 2-1: Các dạng profile thường sử dụng trong khoan dầu khí
*Dạng quĩ đạo tiếp tuyến (hình 2-1a): 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.
*Dạng quĩ đạo hình chữ J (hình 2-1b): 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 tới 90 0, 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.
*Dạng quĩ đạo hình chữ S (hình 2-1c, 1d, 1e): Dạng quỹ đạo hình chữ S
Dạng quỹ đạo này hay sử dụng trong các trường hợp vỉa sản phẩm có bề dày
lớn, khi mở vỉa sản phẩm thân giếng thẳng đứng. Quỹ đạo tiến hành đơn giản, thuận
lợi trong thiết kế và khi thi công, đạt độ dịch đáy đủ lớn thuận lợi trong khi khoan
mở vỉa đưa giếng vào khai thác. Dạng profin được dùng để khoan các lỗ khoan

nghiêng có chiều sâu lớn.
- Dạng quỹ đạo hình chữ S - 5 đoạn (Hình 2-1.c) Dạng quỹ đạo bao gồm:
Đoạn thẳng đứng phía trên, đoạn tạo góc nghiêng, đoạn ổn định góc nghiêng, đoạn
giảm góc nghiêng với cường độ lệch nhỏ, đoạn thẳng đứng phía dưới.


14

- Dạng quỹ đạo hình chữ S - 4 đoạn (Hình 2-1.d) Dạng quỹ đạo bao gồm:
Đoạn thẳng đứng phía trên, đoạn tạo góc nghiêng, đoạn ổn định góc nghiêng, đoạn
giảm góc nghiêng với cường độ lệch nhỏ
- Dạng quỹ đạo hình chữ S - 3 đoạn (Hình 2-1.e) Dạng quỹ đạo bao gồm:
Đoạn thẳng đứng phía trên, đoạn tạo góc nghiêng, đoạn giảm góc nghiêng với
cường độ lệch nhỏ.
2.1.3. Tính toán Profile giếng khoan
Các giá trị ban đầu tính quỹ đạo :
- Chiều sâu theo phương thẳng đứng H0 = 4235 m
- Độ dài thẳng đứng bên trên H1 =370 m
- Độ dài thẳng đứng bên dưới H5 = 385 m
- Cường độ tăng góc nghiêng i2 = 80/100 m
- Cường độ giảm góc nghiêng i4 = 20/ 100 m
- Khoảng lệch đáy giếng theo phương nằm ngang S = 600 m
+ Bán kính cong của đoạn tăng và giảm góc nghiêng được xác định :
R2 = 57,32= 57.32= 716,5 m
R4 = 57,32 = 57.32= 2866 m
R=

(2-3)

Trong đó:

-

l: chiều dài động cơ đáy trục vít và choòng khoan.
l = 7,5+ 0.35 = 7,85 m
D: Đường kính choòng tại nơi tạo cong giếng D=311,1mm.
d: đường kính động cơ trục vít d =244mm.
k: Khe hở nhỏ nhất giữa trục vít và thành giếng khoan (mm),
k = 5÷ 8mm, chọn k= 6mm.
f: độ uốn của trục vít
(2-2)

Với:
−
−
−

q: Khối lượng 1cm của trục vít (Kg/cm), q = 2,704/cm.
E: Mô đun đàn hồi của thép (KG/ cm), E = 2.06×10 KG/cm.
LT: chiều dài động cơ đáy (trục vít) LT= 750 cm


15

−

I: Mô men quán tính tiết diện ngang của trục vít (cm).
I = 0,049×d = 0.049×20,32 = 17368 cm .

Thay số vào công thức (2-2) ta có: f =5,5 cm
Từ đó, thay số vào công thức (2-1) ta có:

R= 154,5 m
Trong khoan định hướng cần phải xác định độ cong cho phép của giếng
khoan.Nếu như vượt quá độ cong cho phép này thì sẽ gây những khó khăn cho quá
trình khoan hoặc khai thác.
Bán kính cong nhỏ nhất giới hạn bởi độ bền của động cơ đáy được tính bằng
công thức sau và để giếng khoan có thể thi công được thì cần đảm bảo điều kiện:
R≥ R (thông thường R≥ 1.1× R).
Ta thấy: R2> 1,1. Rmin
Vậy R thiết kế thỏa mãn điều kiện khi khoan bằng động cơ đáy hiện có.
+ R0 = R2 R4 = 716,5 + 2866= 3582,5 m
+ H = H0 H1 H5 = 3480 m
+ góc nghiêng :
arcsin
Thay số ta được:
10,810
Ta có:
S2 = R2716,5(1 COS10,810 ) = 12 m
S4 = R41910,67(1 COS10,810) = 50 m
H3 = H01 H5 (R2 R4)sin = 2808 m
S3 = H3tg =538 m


H2
16

H4

H2 = R2.Sin
H4 = R4.Sin
l2 = 0,01745. R2..

l3 = H3/ Cos
H5

l4 = 0,01745. R4..
S3 = H3.tan
Từ đó ta tính được các thông số của profin
Bảng 2- 1: Các thông số của profin
TÊN ĐOẠN

ĐỘ SÂU
(m)
H1 = 370
H2 = 135

CHIỀU DÀI
THÂN
(m)
L1 = 370
L2 = 138

KHOẢNG DỊCH
ĐÁY
(m)
S1 = 0
S2 = 12

Thẳng đứng
Tăng góc
nghiêng
ổn định góc

nghiêng
Giảm góc
nghiêng
Thẳng đứng bên
dưới
Tổng

H3 = 2808

L3 = 2868

S3 = 538

H4 = 537

L4 = 549

S4 = 50

H5 = 385

L5 = 385

S5 = 0

H0 = 4235

L = 4310

S = 600

Hình 2-2: Profile giếng khoan R317
2.2 Lựa chọn cấu trúc giếng khoan.

2.2.1 Giới thiệu chung về thiết kế cấu trúc giếng khoan
Chúng ta đều biết rằng các vỉa dầu khí nằm sâu trong lòng đất, từ độ sâu
khoảng vài trăm mét tới hàng nghìn mét và việc xác định các vỉa này ban đầu dựa
vào việc minh giải các tài liệu địa chất, địa chấn. Tuy nhiên, để kiểm tra độ chính
xác của các giả thiết ban đầu cũng như việc tạo ra một kênh dẫn để dẫn chất lưu lên
bề mặt trong trường hợp có dầu khí là các công trình khá tốn kém, xuyên sâu vào


17

-

trong lòng đất, qua các lớp đất đá khác nhau với các tính chất khác nhau, đòi hỏi
phải có thiết kế hợp lý.
Thiết kế giếng khoan là dựa kiến các thông số kĩ thuật của giếng khoan, đưa ra
các biện pháp để xây dựng giếng khoan một cách an toàn, tiết kiệm và đạt được
mục đích của giếng khoan. Do đó, thiết kế giếng khoan là công việc rất cần thiết và
đóng vai trò quan trọng, quyết định sự thành bại của quá trình thi công sau này.
Giếng khoan dầu khí được coi như một công trình xây dựng cơ bản thi công
theo một đề án được duyệt. Yếu tố cơ bản để lập thiết kế kỹ thuật là chọn lựa và xây
dựng cấu trúc giếng khoan.
Cấu trúc giếng khoan được tạo thành bởi 1 số cột ống chống có chiều dài và
đường kính khác nhau, thả lồng vào nhau trong lỗ khoan, kết hợp với những cỡ
choòng khoan tương ứng dùng để khoan. Tùy thuộc vào mục đích riêng của từng
giếng khoan (giếng khoan thăm dò, giếng khoan khai thác) và tùy thuộc vào điều
kiện địa chất cụ thể mà riêng từng khu vực mà ta có cấu trúc giếng khoan khác

nhau.
Cấu trúc giếng khoan bao gồm:
Cấu trúc các cột ống chống
Choòng khoan sử dụng
Khoảng trám xi măng
2.2.2 Mục đích yêu cầu và cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng
Cấu trúc của 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 dụng cụ khai thác, bộ khoan cụ, sửa chữa được tiến hành bình
thường.
- Chống được hiện tượng mất dung dịch khoan.
- Giếng khoan phải làm việc bình thường khi khoan qua tầng 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 khai thác 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.


18

2.2.3. Các yếu tố xác định cấu trúc giếng khoan
Các yếu tố xác định cấu trúc giếng khoan gồm có: địa chất, công nghệ, kỹ
thuật và kinh tế.
a. Yếu tố địa chất
Tài liệu chính phải dựa vào để lựa chọn cấu trúc giếng khoan là tài liệu nghiên
cứu địa chất, cột địa tầng và đặc điểm khoan trong vùng đó. Ngoài ra cần phải biết

vị trí các tầng nham thạch cần khoan qua, áp suất và các chất lưu chứa trong đó,
những tầng có khả năng gây khó khăn phức tạp trong thi công. Điều kiện địa chất
được coi là yếu tố cơ bản nhất để lựa chọn cấu trúc các cột ống chống, số lượng các
cột ống chống, chiều sâu thả, chiều sâu trám xi măng. Cột ống chống có nhiệm vụ
đóng các tầng có thể gây khó khăn phức tạp trong quá trình khoan.
Trước khi quyết định thả một cột ống chống cần phải phân tích tất cả các khả
năng kỹ thuật, quy trình công nghệ nhất là khả năng xử lý bằng dung dịch khoan để
tiếp tục khoan mà không cần ống chống.
Bên cạnh việc phân tích tính chất cơ lý, độ ổn định của đất đá thành lỗ
khoan người ta còn phải quan tâm tới áp suất của vỉa (P v) và áp suất nứt vỉa(P n)
để lựa chọn dung dịch khoan phù hợp không gây sập nở thành giếng, gây phun
hoặc mất nước rửa. Có ý nghĩa là đảm bảo bất đẳng thức sau: P v< Ptt< Pn.
10 Pv
Suy ra : γd = H

Trong đó:
- H: chiều sâu giếng khoan (m)
- γd: trọng lượng riêng của dung dịch (G/cm3)
Pv ,Ptt, Pn: áp suất vỡ vỉa, áp suất thủy tĩnh, áp suất nứt vỉa (atm).
Khi lựa chọn cấu trúc giếng khoan ta phải dựa vào biểu đồ γv ,γd ,γn.
Từ biểu thức đó ta có thể lựa chọn : γv <γd <γn.
b. Yếu tố kĩ thuật
Yếu tố này đề cập tới khả năng cung cấp ống chống các thiết bị bề mặt đảm
bảo cho quá trình thả ống chống và trám xi măng.
c. Yếu tố công nghệ
Yếu tố này là trình độ thi công của cán bộ công nhân khoan đảm bảo cho
thời gian thi công là ngắn nhất có thể.
d. Yếu tố kinh tế
Cấu trúc ống chống phải đảm bảo 2 yếu tố:
- Đơn giản: ít cột ống chống nhất.

- Gọn nhẹ: đường kính ống chống nhỏ nhất cho phép.


19

Xuất phát từ mục đích của giếng khoan được đặt ra, vừa đảm bảo các yêu cầu
kỹ thuật cho phép, giếng khoan càng đơn giản về mặt cấu trúc càng có lợi về mặt
kinh tế. Thông thường giá trị ống chống chiếm khoảng 15-20% giá thành công
trình, cá biệt có thể lên tới 40-50%. Như vậy đường kính ống chống,số lượng ống
chống không những ảnh hưởng tới giá thành mà còn kéo theo một loạt các phụ
thuộc khác như: thời gian thi công, giá thành của choòng , dung dịch , xi măng trám
tăng lên.
2.2.4. Lựa chọn cấu trúc giếng, chiều sâu thả ống chống, chiều cao trám xi
măng.
Giếng khoan R317 tại mỏ Rồng có cấu trúc 4 cột ống bao gồm cột ống định
hướng, cột ống dẫn hướng, trung gian 1, trung gian 2, chống lửng và ống khai thác.
Cột ống trung gian 4 đóng vai trò là ống khai thác.
Ống chống là bộ phận cực kì quan trọng trong công tác thi công giếng khoan.
Việc sử dụng cột ống chống giúp gia cố thành giếng khoan, cách ly các tầng khác
nhau, tạo điều kiện ổn định để khoan tới mục tiêu thiết kế. Tuy nhiên ống chống có
nhiều loại và chức năng cụ thể lại khác nhau.
Sơ đồ ống chống 1 lỗ khoan bao gồm:
- Ống định hướng
- Ống dẫn hướng
- Ống trung gian (hay còn gọi là ống kĩ thuật)
- Ống chống khai thác

Ống chống định hướng
Ống định hướng có tác dụng định hướng ban đầu cho lỗ khoan, ngăn ngừa sự
sập lở đất đá và sự ô nhiễm của dung dịch khoan đối với tầng nước trên mặt, tạo

kênh dẫn dung dịch chảy vào máng. Đối với các công trình khoan ngoài khơi ống
định hướng cũng chính là ống chống đầu tiên đóng vai trò cách nước. Đối với giếng
R317, Cột ống định hướng có đường kính Φ 720 mm được đóng xuống độ sâu
120m

Ống chống dẫn hướng
Có tác dụng ngăn cho thành lỗ khoan ở phần trên không bị sập lở, 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 chống dẫn hướng chịu toàn bộ trọng lượng nén của cột ống chống tiếp
theo do vậy nó phải được trám xi măng toàn bộ chiều dài và phần nhô lên phải đủ
độ bền.


20

Đây là ống chống đầu tiên nhất thiết phải có,chiều sâu thả thông thường từ 70
÷ 400 m, cũng có thể tới 800 ÷ 1000 m tùy theo điều kiện địa chất và chiều sâu
giếng khoan. Đối với giếng R317, Cột ống dẫn hướng có đường kính Φ 508 mm
được thả xuống độ sâu 250m và đươc trám xi măng lên hết chiều dài cột ống
 Ống chống trung gian
Cột ống chống này còn được gọi là ống chống kĩ thuật, và được thả theo yêu
cầu của điều kiện đia chất, công tác khoan không thể tiến hành nếu không có nó.
Các trường hợp bắt buộc phải sử dụng ống chống trung gian có thể tóm tắt như sau:
- Dung dịch khoan không đảm bảo vai trò gia cố thành giếng khoan để tiếp tục khoan
an toàn trong điều kiện địa tầng phức tạp (sụp lở thành giếng, sét trương nở, khoan
qua tầng mất dung dịch trầm trọng). Việc gia cố thành giếng khoan bằng công tác
chống ống khi khoan qua các tầng này là một giả pháp hữu hiệu.
- Cách ly tầng chứa có dị thường áp suất tạo điều kiện khoan qua các tầng tiếp theo.
- Số lượng các ống chống trung gian phụ thuộc vào điều kiện địa chất của giếng

khoan, căn cứ vào đó tính toán chiều sâu trám xi măng hợp lý
- Ống trung gian số 1: chiều sâu đặt chân đế được chọn là 1311 m. Trong
khoảng khoan 250 – 1311 m, cột địa tầng là cát kết xen kẽ sét kết, gây ra các
sự cố như sét trương nở hoặc sập nở thành. Tại vị trí 1311 m đất đá tương
đối đồng nhất, ổn định, thích hợp với việc chống ống. Cột ống này được trám
xi măng toàn phần. Đối với giếng R317, Cột ống trung gian 1 có đường kính
Φ 340 mm được thả xuống độ sâu 1311m và đươc trám xi măng lên hết
chiều dài cột ống
- Ống trung gian số 2: Ống chống kĩ thuật số 2 được chống tới chiều sâu 2975
m vì liền kề phía dưới là vùng có dị thường áp suất cao. Ta phải tiến hành
chống ống để khoan khoảng tiếp theo có trọng lượng riêng dung dịch lớn
hơn. Đối với giếng R317, Cột ống trung gian 2 có đường kính Φ245 mm
được thả xuống độ sâu 2975m và đươc trám xi măng lên đến chiều sâu
1104m kể từ đế ống chống này.

Cột ống chống lửng
Đặc điểm của ống chống lửng có chiều dài tương đối ngắn, chúng đảm
nhiệm chức năng của ống chống trung gian hoặc cột ống chống khai thác. Cột ống
chống lửng cho vào giếng nhờ cột cần khoan và được treo vào cột ống chống trước
đó bằng một đầu treo đặc biệt. Sử dụng cột ống chống lửng mang lại hiệu quả kinh
tế cao tuy nhiên phải đòi hỏi công nghệ phức tạp. Đối với giếng R317, Cột ống
chống lửng có đường kính Φ194 mm được thả xuống độ sâu 3690m và đươc trám
xi măng lên đến chiều sâu2775 kể từ đế ống chống này.


21

Ống chống khai thác
Cột ống chống khai thác là cột ống chống cuối cùng được đưa vào giếng
khoan. Cột ống chống này có tác dụng tạo kênh dẫn dầu và khí từ dưới giếng lên

mặt đất, và để bảo vệ các thiết bị khai thác như bơm sâu, ống ép khí. Ngoài ra ống
chống này còn cho phép kiểm tra áp suất ,thực hiện công tác tăng cường dòng sản
phẩm như nổ thủy lực, xử lý bằng axit, bơm ép vỉa. Chỉ không được thả khi biết
chắc giếng không có sản phẩm. Đối với giếng R317, Cột ống khai thác có đường
kính Φ140 mm được thả xuống độ sâu 3925m và đươc trám xi măng lên đến chiều
sâu 3490m kể từ đế ống chống này
2.2.5. Tính toán cấu trúc giếng khoan
Nguyên tắc tính toán cấu trúc của giếng khoan bắt đầu từ đường kính của ống
khai thác cho đến cột ống chống trên cùng theo thứ tự từ dưới lên. Cấu trúc giếng
khoan được tính toán làm sao cho quá trình khoan cũng như thả ống chống đến
chiều sâu dự kiến được thông suốt.
Chọn đường kính ống chống khai thác chủ yếu dựa vào lưu lượng khai thác
của giếng.
Chọn đường kính của choòng khoan chủ yếu dựa vào đường kính mupta của
ống chống (Dm) và khoảng hở để trám xi măng giữa mupta và thành giếng khoan
(δ )


Đường kính của choòng khoan (Dc) được tính theo công thức sau:
Dc = Dm + 2. δ = Dm + Δ
Sau khi xác định được đường kính choòng khoan người ta tiến hành xác định
đường kính của ống chống phía trên trước nó. Hiệu số giữa đường kính trong của
ống chống (dtg) và đường kính choòng khoan thả qua nó không được vượt quá 6 ÷ 8
mm:
dtg = Dc + ( 6 ÷ 8 ) mm
Dựa vào các số liệu tính toán ta lựa chọn đường kính choòng và đường kính
ống theo kích thước gần nhất.
2.2.6. Cột ống chống khai thác.
Theo yêu cầu của bên khai thác đường kính đoạn thân trần nằm trong tầng
móng là 165,1 mm nên ta dùng choòng có đường kính D c kt= 165,1 mm để khoan hết

tới chiều sâu thiết kế 4310 m. Sau đó dựa vào bảng (2-2) chọn đường kính ngoài
ống chống khai thác là Dng kt= 140 mm.
2.2.7. Cột ống chống lửng thứ 3


22

Đường kính trong của cột ống chống lửng phải đủ lớn để có thể dễ dàng cho
choòng 165,1 mm đi qua. Vì vậy Dt lg là đường kính trong của ống chống lửng phải
thỏa mãn:
Dt lg = Dc kt + (6 - 8 mm)
= 165,1 + (6 - 8 mm) = 171,1 - 173,1 mm
Tương ứng với đường kính trong đó, tra theo bảng quy chuẩn bảng (2-3)
chọn đường kính ngoài cột ống chống lửng là: Dng lửng = 194 mm.
Tra bảng (2-2): Đường kính chuẩn của choòng khoan và ống chống tương
ứng theo tiêu chuẩn GOST là:
Dc lửng = 215,9 mm
2.2.8. Cột ống chống kĩ thuật.
a. Tính cột ống chống kĩ thuật 2 (chiều sâu 2975 m).
Đường kính trong cột ống chống kĩ thuật 2:
Dt KT2 = Dc lửng + (6 - 8 mm)
= 215,9 + (6 - 8 mm) = 221,9 - 223,9 mm
Theo bảng (2-3) đường kính ngoài cột ống chống kĩ thuật 2:
Dng KT2 = 245 mm
Đường kính choòng khoan cho cột ống chống kĩ thuật 2:
Dc 2 = Dm KT2 + Δ
Trong đó:
- Δ là khe hở giữa mặt đầu nối ống chống và thành giếng khoan và bằng 25
- 30 mm.
- Dm KT2 là đường kính ngoài mupta ống chống kĩ thuật 2 (mm).

- Dc KT2 là đường kính choòng khoan cho ống chống kĩ thuật 2 (mm).
Theo bảng (2-3) đầu nối mupta sử dụng cho cột ống chống này là: D m KT2 = 270
mm.
Vậy Dc KT2 = 270 + (25 - 30 mm) = 295 - 300 mm
Theo bảng (2-2) chọn đường kính choòng là: Dc KT2 = 311,1 mm
b. Tính cột ống chống kĩ thuật 1 (chiều sâu 1311 m).
Đường kính trong cột ống chống kĩ thuật 1 là:
Dt KT1 = Dc KT2 + (6 - 8 mm)
= 311,1 + (6 - 8 mm) = 317,1 - 319,1 mm
Tra bảng (2-3) chọn đường kính ngoài của cột ống chống kĩ thuật 1:
Dng KT1 = 340 mm


23

Dm KT1 = 365 mm
Đường kính choòng khoan cho cột ống chống kĩ thuật 1:
Dc KT1 = Dm KT1 + Δ
= 365 + (35 - 45 mm) = 400 - 410 mm
Ta chọn đường kính choòng theo tiêu chuẩn bảng (2-2):
Dc KT1 = 444,5 mm
2.2.9. Cột ống chống dẫn hướng.
Đường kính trong cột ống chống dẫn hướng:
Dt dh = Dc KT1 + (6 - 8 mm)
= 444,5 + (6 - 8 mm) = 450,5 - 452,5 mm
Tra bảng (2-3) chọn đường kính ngoài và đường kính mupta cột ống chống dẫn
hướng:
Dng dh = 508 mm
Dm dh = 533 mm
Đường kính choòng khoan của cột ống chống dẫn hướng:

Dc dh = Dm dh + Δ
= 533 + (50 - 80 mm) = 583 - 613 mm
Theo bảng (2-2) chọn đường kính choòng theo tiêu chuẩn:
Dc dh = 660,4 mm
2.2.10. Cột ống chống định hướng.
Đây là cột ống chống ngoài cùng của giếng, ngoài nhiệm vụ định hướng
giếng khoan nó còn làm nhiệm vụ cách nước. Nên ta chọn đường kính ống chống:
Dng đh = 720 mm.
Bảng 2-2: Đường kính chuẩn của choòng khoan và ống chống tương ứng
Đường kính
khoan (mm)
914,4
660,4

choòng Đường kính ống theo tiêu Đường kính ống theo tiêu
chuẩn API (mm)
chuẩn GOST (mm)
762
720
508

490
444,5
393,7

426
340
324

24

311,1

244,5

295,7
215,9

244,5
177,8

193,7

165,1
152,4

140
120,7

101,6

89

Bảng 2-3: Bảng số liệu kích thước ống chống
Đường
kính danh Đường kính Bề
nghĩa
ngoài (mm) (mm)
(mm)

6
7
8
140
139,7
9
10
11
7
8
194
193,7
9
10
11
8
9
245
244,5
10
12
9
10
340
339,7
11
12
508
508
11

Mupta
dày Đường kính
trong (mm) Đường kính Chiều
ngoài (mm) (mm)
127,7
125,7
123,7
121,7
119,7
117,7
179,7
177,7
175,7
173,7
171,7
228,5
226,5
224,5
220,5
321,7
319,7
317,7
315,7
486

154

171

216

190

270

197

365

203

533

229

Bảng 2-4: Đường kính ống chống và khe hở nhỏ nhất(Δ)

dài


25

Đường
kính
ngoài ống 89- 127
chống
(mm)
Khe
hở

nhỏ nhất
của vành 10- 15
xuyến(Δ)
(mm)

140- 159

168- 194

219- 245

273- 351

376- 508

15- 20

20- 25

25- 30

30- 45

45- 80

Bảng 2-5 Bảng cấu trúc giếng khoan R - 317
Chiều sâu ống chống H Đường
Loại cột (m)
kính
ống chống

choòng
Từ
Đến
(mm)

Đường kính Chiều dài
ống
chống trám
xi
(mm)
măng (mm)

Định
hướng

0

120

Đóng bằng
720
búa máy

Dẫn
hướng

0

250

660,4

508

250

Kĩ thuật 1

0

1311

444,5

340

1311

Kĩ thuật 2

0

2975

311,1

245

1871

Ống
chống
lửng 3

2975

3690

215,9

194

915

Khai thác

3690

3925

165,1

140

435