Thiết kế thi công giếng khoan khai thác Dầu khí 126 BK15 giàn Cửu Long mỏ Bạch Hổ

1

LỜI MỞ ĐẦU
Hiện nay nước ta, công tác thăm dò và khai thác dầu khí đang phát triển nhanh
chóng và trở thành mũi nhọn trong nền kinh tế quốc dân, đóng góp một khoản
không nhỏ vào ngân sách nhà nước.
Để khai thác dầu và khí tự nhiên trong lòng đất thì giai đoạn xây dựng giếng
khoan giữ một vai trò hết sức quan trọng, việc thành công hay thất bại đều phụ
thuộc vào công nghệ và kỹ thuật của công đoạn này. Một trong những công đoạn
đầu tiên là quy trình thiết kế thi công giếng khoan. Chất lượng của các tài liệu thiết
kế và dự toán không những ảnh hưởng trực tiếp đến chất lượng các giai đoạn xây
dựng giếng khoan, còn ảnh hưởng đến chất lượng kinh tế của chính quy trình thực
hiện và ảnh hưởng không ít đến tuổi thọ của bản thân công trình đó.
Sau thời gian thực tập sản xuất tại xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro và viện
NIPI. Em đã chọn đề tài tốt nghiệp “Thiết kế thi công giếng khoan khai thác Dầu
khí 126 - BK15 giàn Cửu Long mỏ Bạch Hổ”.
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 chắn 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 GVC. TS Hồ Quốc Hoa đã tận tình giúp đỡ em hoàn thành đồ
án này
Em xin chân thành cảm ơn!
Sinh viên thực hiện
Trịnh Tứ Lộc

MSSV 1221010220

Page 1

2

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ VÀ GIẾNG 126 – BK15

1.1. Vị trí mỏ Bạch Hổ và giếng 126 – BK15
Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa phía nam nước
ta. Mỏ thuộc lô số 09 của vùng biển Đông cách bờ 100 km và cách cảng vũng tàu
khoảng 120km. Độ sâu nước biển vùng mỏ vào khoảng 50m. Nằm gần mỏ Bạch Hổ
nhất là mỏ rồng cách 35km về phía Tây Nam:

V IE T N A M

128
01

H O C H I M IN H

1 5 .1

P H U Q U Y IS
R UBY

To p a z

B la c k L io n

C LJ O C

V U N G TA U

1 5 .2
1 6 -1

SO C O

129

P E TR O N A S

E m e ra ld

JPVC

02

Ra ng D o ng

09

130
Ba c h Ho

1 6 -2 C O N O C O
25 17
C hom C hom

03

Ro ng

131

N a m R o n g V IE T S O V P E T R O

0 4 .2
18

0 4 .1

10

132
Bo C a u

26
C O N S O N IS

19

0 5 .1 A

V IE T S O V P E T R O

1 1 -1

D a i B a n g - U n g Tr a n g

0 4 .3

Th ie n N g a

M a ng C a u

C a C ho

27

133

0 5 .1 C

0 5 .1 B

0 5 .3
20

1 1 -2

Ro ng Vi D a i
Ro n g Ba y

KN O C
12W

28

Ha iAu

Da i Hung

M o c Tin h

Ro ng D o i

A ED C

12E
L a n Ta y

21

Th a n h L o n g

0 5 .2

BP

H a i Th a c h

C O NO C O
134

K im C ö ô n g Ta y
La n D o

0 5 -1

BP

C O NO C O
135

07
29

22

13

136

Hình 1.1 : Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ và giếng khoan
1.2. Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ và cột địa tầng của giếng 126 – BK15
1.2.1. Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ
- Đặc điểm địa tầng – thạch học
Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu Karota giếng khoan của mỏ
Bạch Hổ, các nhà địa chất đã phân chia và gọi tên các phân vị địa tầng theo tên địa

MSSV 1221010220

Page 2


3

phương cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ Bạch Hổ. Từ trên xuống cột địa tầng tổng
hợp của mỏ Bạch Hổ được mô tả như sau:
Trầm tích Neogen và đệ tứ
* Trầm tích Plioxen- Đệ Tứ (Điệp Biển Đông): Trầm tích Biển Đông phủ bất
chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen. Thành phần thạch học gồm cát, sét và sét bột xen
kẽ sỏi đá màu xám, màu vàng và màu vàng xanh. Thường gặp ở đây nhiều mảnh vôi

sinh vật biển. Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với sét màu xám sáng và
xám xanh với một ít mác nơ, có một số lượng lớn foraminifera. Chiều dày của điệp
từ 550- 600m.
* Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai): Điệp Đồng Nai gồm các lớp cát
bở rời và cát không gắn kết màu xanh lẫn Sét nhiều màu. Chiều dày điệp từ 600650m. Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích Điệp
Côn Sơn.
* Phụ thống Mioxen trung (Điệp Côn Sơn):Phần dưới của điệp này được cấu
tạo bởi các lớp hạt thô màu xám và xám trắng với sét màu nâu đỏ, trong sét có lớp
kẹp than. Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời. Thành phần chính là
thạch anh chiếm 80%, Fenspat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi có màu
loang lổ, bở rời mềm dẻo. Đất đá này tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trung
bình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần của nguồn vật liệu. Bề
dày của điệp từ 800- 900m.
* Phụ thống Mioxen dưới (Điệp Bạch Hổ): Điệp Bạch Hổ là sự xen kẹp các
lớp cát, sét và sét bột, cát xám sáng, sẫm, sét màu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo (đặc
biệt là tầng trên của điệp- tầng sét Rotalia). Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới của
điệp. Đây là tầng đá chắn mang tính chất khu vực rất tốt. Đá bột kết xám và nâu đỏ.
Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kẹp cát kết tăng lên, đây là tầng sản phẩm chứa
dầu 23, 24, 25. Căn cứ vào đặc điểm thạch học và cổ sinh người ta chia Điệp Bạch
Hổ ra thành 2 phụ Điệp: Phụ điệp Bạch Hổ trên và phụ điệp Bạch Hổ dưới. Phụ
điệp Bạch Hổ trên – sét chiếm ưu thế, phụ điệp Bạch Hổ dưới là sự xen kẽ cát kết
và sét kết, ưu thế cát tăng lên. Bề dày của điệp là 600 – 700m.
Các trầm tích Olioxen
* Tập trầm tích Olioxen thượng (Điệp Trà Tân): Trầm tích này bao gồm các
lớp cát kết hạt mịn đến trung, màu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết màu nâu
chuyển dần sang đen về phía dưới. Đặc biệt đã phát hiện trong tầng trầm tích này
MSSV 1221010220

Page 3

4

các thân đá phun trào có thành phần thay đổi. Độ dày của lớp trầm tích Trà Tân
giảm dần ở phần vòm của cấu tạo mỏ Bạch Hổ và tăng đột ngột ở phần cấu tạo.
Trong Điệp Trà Tân có các tầng sản phẩm bão hoà dầu là: IB, IA, I, II, IV, V. Chiều
dày trầm tích của Điệp thay đổi từ 50 - 1400m.
* Tập trầm tích Olioxen hạ (Điệp Trà Cú): Trầm tích này bao gồm các lớp
cát – sét xen kẽ hạt trung và hạt nhỏ màu nâu xám lẫn với bột kết màu nâu đỏ bị nén
chặt nhiều và nứt nẻ. Ở đáy của Điệp gặp sỏi kết và các mảnh đá móng tạo thành
tập lót đáy của lớp phủ trầm tích. Bề dày của tập lót đáy này biến đổi trong các
giếng khoan từ 0 – 170m, tăng dần theo hướng lún chìm của móng còn ở vòm thì
vắng mặt hoàn toàn. Người ta đã nhận được dầu ở tập lót này.
Ngoài ra còn phát hiện lớp kẹp đá phun trào ở một số giếng khoan. Tầng địa
chấn phản xạ 11 trùng với nóc Điệp Trà Cú. Các tầng cát kết chứa dầu công nghiệp
(từ trên xuống): VI, VII, VIII, IX, X đã được xác định. Đó là các tập cát kết màu
xám sáng, độ hạt từ trung bình đến mịn, độ chọn lựa tốt, có độ rỗng biến đổi từ 10 –
20%.
Đá móng trước Kainozoi
Đá móng trước Kainozoi chủ yếu là các thể xâm nhập granitoit, granit và
granodiorit. Thành phần khoáng vật chủ yếu là thạch anh (10 – 30%), Fenspat (50 –
80%), Mica và Amphibol (từ hiếm tới 8,9%) và các khoáng vật phụ khác. Tuổi của
đá móng là Jura muộn và Kreta sớm (tuổi tương đối là từ 107 - 108 triệu năm). Đá
móng có bề dày phân bố không đều và không liên tục trên các địa hình. Bề dày lớp
phong hoá có thể lên tới 160m. Kết quả phân tích không gian rỗng trong đá móng
cho thấy độ rỗng trong đá phân bố không đều, trung bình từ 3- 5%. Quy luật phân
bố độ rỗng rất phức tạp. Hiện nay đá móng là nơi cung cấp dầu thô rất quan trọng
của mỏ Bạch Hổ. Dầu tự phun với lưu lượng lớn từ đá móng là một hiện tượng độc
đáo, trên thế giới chỉ gặp ở một số nơi như: Bombay (Ấn Độ), High (Libi). Giếng
khoan sâu 900m vào đá móng kết tinh ở mỏ Bạch Hổ vẫn chưa tìm thấy ranh giới

dầu - nước. Để giải thích cho hiện tượng trữ dầu thô trong đá móng kết tinh, người
ta tiến hành nhiều nghiên cứu và đưu ra kết luận sự hình thành không gian rỗng
chứa dầu trong đá móng granitoit ở mỏ Bạch Hổ là do tác động của nhiều yếu tố địa
chất khác nhau.

MSSV 1221010220

Page 4


5

1.2.2. Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ
Địa chất ở mỏ Bạch Hổ gồm 3 vòm theo phương á tuyến. Nó bị phức tạp bởi
hệ thống các đứt gãy phá huỷ có biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên mặt
cắt. Đặc tính địa lý của khối nâng rất rõ ở phần giữa của mặt cắt. Cấu tạo của mỏ
Bạch Hổ là một cấu tạo bất đối xứng, đặc biệt là ở phần vòm. Góc dốc vỉa tăng dần
từ 8 – 280 ở cánh Tây và ở cánh Đông là 6 – 21 0. Trục nếp uốn ở phần kề của vòm
và dốc dần về phía Bắc với một góc dốc là 4 –6 0, đi ra xa tăng lên 4 – 90, với mức
độ nghiêng của đá là 50 – 200m/km.
Hướng phá huỷ kiến tạo chủ yếu là hai hướng á kinh tuyến và đường chéo.
Các đứt gãy lớn là: Đứt gãy á kinh tuyến số I và II có hình dạng phức tạp, kéo dài
trong phạm vi vòm Trung tâm và vòm Bắc. Biên độ cực đại có thể đạt tới 900m ở
móng và theo chiều ngang của Trung tâm. Độ nghiêng cực đại bề mặt đứt gãy
khoảng 600.
Đứt gãy số I chạy theo cánh phía Tây của nếp uốn, theo móng và tầng phản
xạ địa chấn SH – 11 có biên độ thay đổi từ 400m ở vòm Nam đến 500m theo chiều
ngang của vòm Trung tâm và kéo dài trong phạm vi vòm Bắc. Ở vòm Bắc đứt gãy I
quay theo hướng Đông Bắc.
Đứt gãy số II chạy dọc theo sườn Đông của vòm Trung tâm, hướng đứt gãy ở

phía Bắc thay đổi về hướng Đông Bắc.
Ngoài ra còn rất nhiều đứt gãy nhỏ phát triển trong phạm vi từng vòm với
biên độ 4 độ dịch chuyển ngang từ vài chục tới 200m, dài từ 1 – 2 km theo hướng
chéo. Sự lượn sóng của các nếp uốn và các đứt gãy chéo đã phá huỷ khối nâng
thành hàng loạt các đơn vị cấu trúc kiến tạo như sau:
Vòm Trung tâm
Là phần cao nhất của cấu tạo, đó là những mõm địa luỹ lớn của phần móng.
Trên cơ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc và vòm Nam tương ứng
của vòm móng là 300 – 500m. Phía Bắc được ngăn cách bởi đứt gãy thuận số IX, có
phương kinh tuyến và hướng đổ bề mặt quay về phía Bắc. Phía Nam được giới hạn
bởi đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến và hướng đổ bề mặt về Nam. Các phá huỷ
chéo IIIa, IIIb, IV làm cho cánh Đông của vòm bị phá huỷ thành một loạt khối hình
bậc thang lún ở phía Nam. Biên độ phá huỷ tăng dần, ở phía Đông đạt tới 900m và
tắt hẳn ở vòm.

MSSV 1221010220

Page 5


6

Vòm Bắc
Là phần phức tạp nhất của khối nâng. Nếp uốn địa phương được thể hiện bởi
đứt gãy thuận số I có phương kinh tuyến và các nhánh của nó. Hệ thống này chia
vàm ra thành 2 cấu trúc riêng biệt. Ở phía Tây nếp uốn có dạng lưỡi trai tiếp nối với
phần lún chìm của cấu tạo. Cánh Đông và vòm của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều
khối bởi một loạt đứt gãy thuận: VI, VII, VIII có phương chéo đổ về phía Đông
Nam tạo thành dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó mỗi khối phía Nam thấp hơn
khối phía Bắc kế cận. Theo mặt móng, bẫy cấu tạo của vòm Bắc được khép kín bởi

đường đồng mức 4300m. Lát cắt Oligoxen - Đệ Tứ được cấu tạo đặc trưng của bề
dày trầm tích.
Vòm Nam
Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo phía Bắc được giới hạn bởi đứt
gãy thuận á vĩ tuyến số IV. Các phía khác được giới hạn bởi đường đồng mức 4250
theo mặt móng.
1.2.3. Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới công tác khoan giếng
Như đã trình bày ở trước, dựa vào tài liệu của các giếng khoan lân cận ở
vùng mỏ Bạch Hổ của XN Liên doanh Vietsovpetro. Điều kiện địa chất của vùng
mỏ Bạch Hổ và giếng khoan 126 – BK15 rất phức tạp và gây nhiều khó khăn trong
lúc thi công giếng khoan:
- Đất đá mềm, bở rời từ tầng Mioxen trung (Điệp Côn Sơn) trở lên có thể
gây sập lở thành giếng khoan có thể gây kẹt cần;
- Các đât đá trầm tích nhiều sét trong tầng Mioxen dưới và tầng Oligoxen có
thể gây bó hẹp thành giếng khoan do sự trương nở của sét;
- Dị thường áp suất cao trong tầng Oligoxen gây bó hẹp thành giếng khoan
và những phức tạp đáng kể khác;
- Các đứt gãy kiến tạo của mỏ có thể gây mất dung dịch khoan và làm lệch
hướng lỗ khoan.
1.2.4. Cột địa tầng của giếng 126 – BK15
Cột địa tầng giếng 126 – BK15 được thể hiện trên hình 1.2

MSSV 1221010220

Page 6


Hạ
MZ
Trà Cú

JuraCreta

MSSV 1221010220
Pvv =1,3Ptt

600
711
800

3415

3600

3800

4075
4200

4400
4510

4785

Hỡnh 1.2 : Ct a tng ging khoan 126 BK15

Page 7

Pvv =1,70-1,72Ptt

1800

2000
2200
2251
2400
Pvv =1,55-1,60Ptt

Biển Đ ông
400

Pvv =1,60-1,65Ptt

Pv =Ptt

Plioxen +Q
Đ ệtứ +Neogen

86
200

Pvv =1,55-1,60Ptt

2800
2926
3000
3066
3200

Pv =1,20-1,25Ptt

Th ợ ng
Đ ồng Nai

1200
1301
1400
1600

Pv =1,11-1,15Ptt

Hạ
Bạch Hổ

Chiều sâ
u

Hệ
Thống
Phụ thống
Hệtầng

Mặ
t phản xạ

Cột địa tầng

Pv =1.05Ptt

Oligoxen

Th ợ ng
Trà Tâ
n

Đ ệtam
Mioxen
Trung
Côn Sơn

7

Gradient áp suất

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

1000

2600


8

1.2.5. Ranh giới địa tầng

Từ 86 – 711m là trầm tích đệ tứ và Neogen
Từ 711 – 1301m là trầm tích Mioxen thượng
Từ 1301 – 2251m là trầm tích Mioxen trung
Từ 2251 – 3066mlà trầm tích Mioxen Hạ
Từ 3066 – 4075m là trầm tích Oligoxen thượng
Từ 4075 – 4510m là tầng Oligoxen hạ

Từ 4510m trở xuống dưới là tầng móng
1.2.6. Nhiệt độ và áp suất vỉa
Áp suất vỉa :
Từ độ sâu 86m – 3066m: Gradien áp suất vỉa là 1.0 at
Từ độ sâu 3066 – 4075m: Gradien áp suất vỉa là 1,2 – 1,25 at
Từ độ sâu 4075 – 4510m: Gradien áp suất vỉa là 1,11 – 1,15 at
Từ độ sâu 4510 – 4785m: Gradien áp suất vỉa là 1,05 at
Áp suất vỡ vỉa
Từ độ sâu 86 – 711m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,3 at
Từ độ sâu 711 – 3066m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 – 1,6 at
Từ độ sâu 3066 – 4075m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,7 – 1,72 at
Từ độ sâu 4075 – 4510m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,6 – 1,65 at
Từ độ sâu 4510 – 4785m: Gradien áp suất vỡ vỉa là 1,55 – 1,6 at
1.2.7. Độ cứng đất đá
Từ độ sâu 86÷2251m: Gồm đất đá của các tầng Plioxen, Đệ Tứ Đất và
Mioxen thượng, Mioxen trung. Đất đá có đặc điểm mềm bở rời, có độ cứng từ I÷II
theo độ khoan
Từ độ sâu 2251÷3066m: Đất đá tầng Mioxen hạ có đặc điểm mềm và trung
bình cứng. Độ cứng từ III÷IV theo độ khoan.
Từ độ sâu 3066÷4510m :Đất đá tầng Oligoxen có đặc điểm trung bình cứng
đến cứng. Độ cứng từ V÷VIII theo độ khoan.
Từ độ sâu 4510 m 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.
1.2.8. Hệ số mở rộng thành M
Từ độ sâu 86 ÷ 2251 m : Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,3
Từ độ sâu 2251 ÷ 3066m : Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,2
Từ độ sâu 3066 ÷ 4510 m : Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,1
Từ độ sâu 4510 m trở xuống : Hệ số mở rộng thành giếng M = 1,05.
MSSV 1221010220

Page 8


9

CHƯƠNG 2
LỰA CHỌN PROFILE VÀ TÍNH TOÁN CẤU TRÚC GIẾNG

2.1. Mục đích, yêu cầu của giếng 126 – BK15
2.1.1. Mục đích, yêu cầu tính toán profile giếng khoan.
Do yêu cầu công tác khoan trên biển mỗi giàn cố định có một quỹ giếng từ
16-18 giếng. Vì vậy để đảm bảo hiệu quả kinh tế cao, hệ số thu hồi cao và các giếng
không va chạm với nhau nhau trong khi khoan thì ta phải chọn profile của giếng
khoan được thiết kế sao cho phải phù hợp với các điều kiện ở trên giàn. Để đạt được
mục đích mà chúng ta đề ra profile phù hợp của giếng khoan phải đảm bảo các yêu
cầu sau:

-

Giảm tối đa chi phí về thời gian thi công, vật tư, nhân lực, giá thành về thiết kế
trong quá trình khoan.

-

Do giếng khoan trên biển nên lựa chọn cấu trúc giếng phải ngăn cách hoàn toàn
nước biển,giữ ổn định thành và thân giếng khoan để việc kéo thả bộ dụng cụ, sửa
chữa được tiến hành bình thường.

-

Giếng phải làm việc khi khoan qua qua các tầng dị thường, mất ổn định.

-

Đạt độ sâu, khoảng dịch đáy để tiếp cận tầng sản phẩm theo yêu cầu.

-

Thân giếng khoan phải đảm chất lượng, ổn định trong quá trình gia cố.

-

Đảm bảo an toàn trong suốt quá trình khoan và chống ống. Giảm thiểu tối đa khả
năng xảy ra sự cố.

-

Lợi dụng được thiết bị, công nghệ và kĩ thuật hiện có.

-

Cấu trúc giếng phải phù hợp với yêu cầu kĩ thuật , khả năng cung cấp thiết bị, đảm
bảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khoan,khai thác và công tác sửa chữa sau
này.
2.1.2. Cơ sở lựa chọn profile giếng khoan.
Việc chọn profin giếng khoan thường dựa vào rất nhiều yếu tố nhưng thông
thường ta thường dựa vào các yếu tố sau:

MSSV 1221010220

Page 9


10

-

Cột địa tầng: cột địa tầng được thể hiện đầy đủ ở trên đây. Cột địa tầng cũng thể
hiện được đầy đủ các yếu tố địa chất của giếng khoan mà chúng ta thi công.

-

Chiều sâu của giếng khoan: chiều sâu của giếng khoan lớn là 4785 m.

-

Khoảng dời đáy: là khoảng cách tính theo phương nằm ngang từ miệng giếng khoan
tới đáy giếng khoan khi chiếu profin giếng lên mặt phẳng nằm ngang. Ở đây khoảng
dịch đáy đang thi công là 538 m.
Hướng cắt của thân giếng khoan với các khe nứt trong vỉa sản phẩm sao cho
đạt được lưu lượng khai thác tốt nhất
2.2. Lựa chọn, tính toán Profile giếng 126 – BK15
2.2.1. Mục đích và yêu cầu lựa chọn Profin giếng khoan 126 – BK15
Căn cứ vào mục đích, yêu cầu của giếng ta thấy:
- Giếng được thiết kế khai thác dầu trong tầng oligoxen dị thường áp suất cao
cho nên phần thân giếng trong vỉa sản phẩm được lựa chọn là thẳng đứng;
- Tỷ lệ giữa chiều sâu giếng và khoảng dịch đáy khá lớn (xấp xỉ 9 lần) cho
nên góc nghiêng của giếng không lớn, khoảng dịch đáy nhỏ.
Qua phân tích và dựa vào các dạng profile giếng khoan cơ bản cũng như kinh
nghiệm thiết kế, thi công các giếng lân cận cho thấy profile dạng quỹ đạo tiếp tuyến

phù hợp nhất đối với giếng 126 – BK15. Từ trên xuống profile gồm các thành phần
sau (hình 2.1):
-

Đoạn thẳng đứng phía trên (l1).
Đoạn cắt xiên (l2).
Đoạn giữ ổn định góc xiên (l3).

.

MSSV 1221010220

Page 10


11

Hình 2.1: Hình dạng profile được lựa chọn cho giếng 126-BK15
2.2.2. Tính toán Profile giếng
Để tính toán profile giếng khoan cần phải lựa chọn một số thông số ban đầu,
các thông số này được thể hiện trong bảng 2.1 dưới đây :
Bảng 2.1. Bảng thông số ban đầu của giếng khoan 126 – BK15
ST
T
1
2
3
4
5
6

7

Thông số
Chiều sâu thẳng đứng của giếng khoan
Chiều sâu đoan thẳng đứng phía trên
Góc tiếp cận vỉa sản phẩm
Khoảng dịch đáy
Góc phương vị của giếng
Đoạn tăng góc nghiêng
R2, θ, H2, H3, l2, l3.

Ký hiệu

Giá trị

H0
H1
φ
S
β
Δi2
-

4785m
3089m
900
538m
1370
70/100m
?

Căn cứ vào các thông số ban đầu của giếng khoan 126 – BK15 chúng ta đi
tính toán profile của giếng như sau:

* Bán kính cong:
MSSV 1221010220

Page 11


12

R2 =

180 180.10
=
= 819
π .i2 3,14.0,7
m

Để đảm bảo khả năng đi qua tự do của bộ khoan cụ trong ống chống trong quá
trình khoan thì R2 > Rmin (bán kính cong cực tiểu cho phép giới hạn làm việc của bộ
khoan cụ).
Ta có công thức:
Rmin =

167.L2t
Dc − d t − k + f ,m

(2.1)

trong đó:
Lt : tổng chiều dài của tuabin và choòng khoan: Lt = 9,2 + 0,52 = 9,72 m
Dc : đường kính choòng khoan: Dc = 311,1 mm.
dt : đường kính tuabin, dt = 244,4 mm.
k : khe hở giữa tuabin và thành giếng khoan, k = 5 ÷ 8 mm.
f = 0,13.10 6.Qt .

L2t
E.I t

f : độ uốn của tuabin,
trong đó :
It : momen quán tính của tuabin, It = 0,049.dt4 = 17482,4 cm4.
Qt: khối lượng 1 cm chiều dài tuabin, Qt = 1,987 kg.
E: modun đàn hồi của thép, E = 2,1.106 kG/cm2.
Ta tính được f = 6,65 mm.
Thay vào công thức (2.1) ta được :
Rmin = 230,84 m.
Ta có: R2 > Rmin ( Thỏa mãn yêu cầu )
*Góc nghiêng cực đại của giếng:
Ta có :
θ = arccos

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

(2.2)

Trong đó:

R2 = 819m.
H = H0 – H1 = 4785 – 3089 = 1696m.
Thay R0 và H vào (2.2) ta có: θ = 19,04°.
Ta xác định các thông số còn lại:
*Đoạn thẳng đứng (H1)
H1 = l1 = 3089m.
*Đoạn cắt xiên tăng góc nghiêng thân giếng khoan:
MSSV 1221010220

Page 12


13

Ta có :
Chiều sâu thẳng đứng : H2 = R2.sin θ = 819.sin19,040 = 267m.
Khoảng dịch đáy : S2 = R2.(1- cos θ) = 819.(1 – cos19,040) = 45m.
=

2.π .R2 .θ
=
360
0,01745.819.19,04 = 272m.

Chiều dài thân lỗ khoan : l2
*Đoạn ổn định góc nghiêng thân giếng khoan:
Ta có
H3 = H0 – (H1 + H2)= 4785 – (3089 + 267) = 1429 m
=

H3
1429
=
=
cos θ cos19, 040 1512 m.

Chiều dài thân lỗ khoan: l3
Khoảng dịch đáy : S3 = H3.tg θ = 1429.tan19,040 = 493 m.
Vậy ta có:

∑S = S
∑l = l

1

2

+ S 3 = 45 + 493 = 538

m.

+ l 2 + l 3 = 3089 + 272 + 1512 = 4873

∑H = H

1

m.

+ H 2 + H 3 = 3089 + 267 + 1429 = 4785

m.

Bảng 2.2. Profile của giếng khoan 126 – BK15
Các đoạn profile

Chiều sâu thẳng
đứng (m)

Chiều dài
thân giếng
(m)

Khoảng dịch
đáy (m)

Đoạn thẳng đứng

3089

3089

0

Đoạn tăng góc nghiêng

267

272

45

Đoạn ổn định góc nghiêng

1429

1512

493

∑

4785

4873

538

MSSV 1221010220

Page 13


14

Hình 2.2 : Profile giếng khoan 126-BK15

MSSV 1221010220

Page 14

15

2.3. Lựa chọn, tính toán cấu trúc giếng khoan 126 – BK15
2.3.1. Mục đích và cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng
a. Mục đích
Cấu trúc của giếng khoan trên biển phải đảm bảo các yếu tố sau:
- Ngăn cách hoàn toàn nước biển, giữ ổn định thành giếng khoan để việc kéo
thả các bộ dụng cụ khai thác, sửa chữa được tiến hành bình thường;
- Bảo vệ giếng khi có sự cố phun;
- Đường kính của cột ông 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.
b. Cơ sở lựa chọn cấu trúc giếng
Giếng khoan khai thác dầu khí, không chỉ đơn thuần là công trình khoa học,
nó còn mang ý nghĩa thương mại rất lớn. Mỗi giếng khoan hoàn thành phải tốn kém
đến hàng triệu có khi hàng chục USD. Tuy vậy, bên cạnh khía cạnh kinh tế ta không
thể bỏ qua những yêu cầu bắt buộc về mặt kỹ thuật.
Với điều kiện thực tế giếng được tiến hành thi công trong mỏ Bạch Hổ, để có
một cấu trúc giếng khoan thiết kế phù hợp phải dựa vào các yếu tố sau:
* Yếu tố địa chất.
Được xem là yếu tố cơ bản nhất để xác định cấu trúc các cột ống chống. Các
yếu tố như: tính chất cơ lý, độ ổn định của đất đá khoan qua, nhiệt độ, áp suất vỉa,
áp suất rạn nứt vỉa, nhiệt độ của các tầng trầm tích….Những yếu tố đó có thể tạo
điều kiện thuận lợi hoặc gây cản trở cho công tác thi công giếng. Do đó cần phải
phân tích đặc điểm cột địa tầng để dự đoán được những khó khăn phức tạp khi

khoan, đồng thời đưa ra những quyết định cho việc lựa chọn cấu trúc giếng khoan.
Cụ thể điều kiện địa chất giếng khoan 126 – BK15.
- Từ độ sâu 86÷2251m: Đất đá mềm bở rời, gradien áp suất vỉa ít thay đổi, tầng
này cho tốc độ cơ học khoan cao, nhưng có thể có hiện tượng bó hẹp sập lở thành
giếng, lắng đọng mùn khoan lớn;
- Từ 2251÷3066 m: Đất đá có độ cứng từ trung bình đến cứng, gradien áp suất
vỉa tăng nhưng chậm, có chứa xen kẽ các tập sét dễ gây mất ổn định thành giếng
khoan như trương nở, tạo mút và co thắt giếng;
MSSV 1221010220

Page 15


16

- Từ 3066÷4510m: Đây là tầng Oligoxen thượng và trung của hệ tầng Trà cú,
Trà tân. Gradien áp suất vỉa dị thường cao dễ xảy ra hiện tượng mất dung dịch, mất
ổn định thành giếng khoan. Ở tầng này chứa dầu công nghiệp. Và giếng đang khai
thác nằm trong phần này
- Từ độ sâu 4510 m trở xuống dưới: Đất đá móng kết tinh từ cứng đến rấ t cứng.
Đất đá ổn định và bền vững
* Yếu tố kĩ thuật và công nghệ
Việc lựa chọn cấu trúc giếng khoan còn phụ khả năng cung ứng ống chống và
các trang thiết bị phục vụ cho quá trình khoan và chống ống. Đối với giếng khoan
126 – BK15 thì đó là khả năng cung ứng về trang thiết bị, vật tư để thực công tác
khoan và chống ống với chiều sâu giếng khoan là 4785 và độ dịch đáy là 538 m.
* Yếu tố kinh tế.
Một cấu trúc giếng khoan được chọn phải tiết kiệm ống chống tối đa đồng thời
phải đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật đã đề ra, giảm tối đa thời gian thi công….điều
này có nghĩa với việc giảm giá thành giếng khoan.

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.
Xuất phát từ mục đích của giếng khoan được đặt ra,vừa đảm 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.
2.3.2. Lựa chọn cấu trúc cho giếng khoan 126 – BK15
Căn cứ vào yêu cầu, mục đích, điều kiện địa chất cụ thể ở trên ta có thể lựa chọn
cấu trúc giếng 126 – BK15 như sau:
* Cột ống chống định hướng
Ống chống định hướng 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 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.

MSSV 1221010220

Page 16


17

Đối với giếng khoan 126 – BK15 trên biển nên ống chống này là ống chống
đầu tiên đóng vai trò cách nước. Dựa vào kinh nghiệm khoan của các giếng ở mỏ
Bạch Hổ ta sử dụng ống cách nước loại Φ720mm. Thi công bằng phương pháp búa
máy đóng xuống độ sâu 120m.

* Cột ống chống dẫn hướng
Đây là cột ống nhất thiết phải có nhằm:
- Ngăn ngừa thành lỗ khoan phía trên không bị sập lở,đóng kín những tầng
khí nông;
- Đóng vai trò một trụ rỗng trên đó lắp các thiết bị miệng giếng: Đầu ống
chống,thiết bị chống phun, các cột ống chống tiếp theo;
Theo kinh nghiệm thì lớp đất đá đệ tứ bở rời mới hình thành, có độ gắn kết kém nên
thành giếng khoan dễ sập lở khi ta thay đổi chế độ khoan. Vì vậy chiều sâu thường
chọn của cột ống này tới chiều sâu 250m, trám xi măng toàn bộ chiều dài cột ống.
* Cột ống chống trung gian
- Ống trung gian thứ nhất : Do khoan qua tầng biển Đông đất đá là cát sét từ mềm
đến trung bình, có hiện tượng mất dung dịch nhẹ nên ta tiến hành chống ống chống
trung gian đến chiều sâu 3066 m, trám xi măng toàn bộ chiều dài cột ống.
- Ống trung gian thứ hai : Cột ống này có mục đích ngăn cách tầng nham thạch
Oligoxen trong quá trình khoan qua tầng đất đá này, chống sập lở, bó hẹp thành
giếng khoan. Do đây là nơi có dị thường áp suất vỉa cao. Ống chống này được
chống đến độ sâu 4122 m và trám xi măng 1 phần từ độ sâu 2866 ÷ 4122 m.
* Cột ống chống khai thác
Đây là cột ống cuối cùng được thả xuống giếng khoan, ống chống này ngoài
mục đích khai thác còn góp phần gia cố thành giếng khoan trong tầng áp suất cao
Oligoxen, bảo đảm an toàn cho quá trình khai thác sau này. Ống chống lửng sẽ
được đặt ở độ sâu 4582 m.Phần đầu của ống chống này được đặt lồng vào trọng cột
ống trước đó tại vị trí 3922 m. Cột ống chống này sẽ đượ trám xi măng toàn phần.
Do đất đá ở tầng đá móng phong hóa có tính chất cứng và ổn định nên ta tiến
hành khoan tiếp ở độ sâu từ 4582 ÷ 4873 m mà không chống đoạn này nhằm khai
thác giếng thân trần.
2.3.3. Tính toán cấu trúc giếng
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

MSSV 1221010220

Page 17


18

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

(2.3)
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
(2.4)
Dựa vào các số liệu tính toán ta lựa chọn đường kính choòng và đường kính
ống theo kích thước gần nhất theo bảng 2.3 và 2.4 sau:
Bảng2.3. Bảng qui chuẩn tính ∆ theo cấp đường kính ống chống của Goct
Đường kính ống chống (mm)
114, 127
140, 146

168, 178, 194
219, 245
273, 299
324, 340, 351
377, 407, 426

∆- không lớn hơn (mm)
10 – 15
15 – 20
20 – 25
25 – 30
30 – 35
35 – 45
45 – 50

Bảng 2.4. Bảng kích thước ống chống và đường kính Mufta tương ứng
Đường kính ống
chống(mm)
114
127
140
146
168
178
194
219
MSSV 1221010220

Mufta
Đường kính (mm)

127
142
154
166
188
196
216
245
Page 18

Chiều dài (mm)
159
165
171
177
184
184
190
197


19

245
270
197
273
299
203
299

324
203
324
351
203
340
365
203
351
376
229
377
402
229
407
432
228
426
451
229
508
533
228
Tính toán đường kính choòng khoan, đường kính ống chống
Đoạn giếng thân trần
Đường kính choòng khoan được sử dụng ở đoạn này là choòng có đường kính
165,1 mm = 6 ½’’ . (độ sâu 4582 - 4873 m).
Ống chống khai thác
Đường kính ống chống khai thác:
Đường kính trong của ống này là:

Ta có: Dt.kt = 165,1 + (6 ÷ 8) = 171,1 ÷ 173,1 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn ta chọn được đường kính ống chống khai thác là:
Dkt = 178 mm.
Tra bảng 2.4 ta có: Dm.kt = 196 mm.
Đường kính choòng dùng để khoan đoạn ống chống này là:
Dc.kt = Dm.kt + (20 ÷ 25) = 216 ÷ 221 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn choòng ta chọn Dc.kt = 215,9 mm = 8 ½’’.
Ống chống trung gian thứ hai
Đường kính ống chống trung gian thứ 2:
Đường kính trong ống này là:
Ta có: Dt.tg2 = Dc.kt + (6 ÷ 8) = 221,9 ÷ 223,9 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn ta chọn được đường kính ống chống trung gian thứ hai là :
Dtg2 = 245 mm.
Tra bảng 2.4 ta có Dm.tg2 = 270 mm.
Đường kính choòng dùng để khoan đoạn ống chống này là:
Dc.tg2 = Dm.tg2 + (25 ÷ 30) = 295 ÷ 300 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn choòng ta chọn Dc.tg2 =311,1 mm = 12 ¼’’.
MSSV 1221010220

Page 19


20

Ống chống trung gian thứ nhất
Đường kính ống chống trung gian thứ nhất:
Đường kính trong ống này là:
Ta có: Dt.tg1 = Dc.tg2 + (6 ÷ 8) = 317,1 ÷ 319,1 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn ta chọn được đường kính ống chống trung gian thứ nhất là:
Dtg1 = 340 mm.

Tra bảng 2.4 ta có Dm.tg1 = 365 mm.
Đường kính choòng dùng để khoan đoạn ống chống này là:
Dc.tg1 = Dm.tg1 + (35 ÷ 45) = 400 ÷ 410 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn choòng ta chọn Dc.tg1 = 444,5 mm = 17 ½’’.
Ống chống dẫn hướng
Đường kính ống dẫn hướng:
Đường kính trong của ống này là:
Ta có: Dt.dh = Dc.tg1 + (6 ÷ 8) = 450,5 ÷ 452,5 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn ta chọn được đường kính ống dẫn hướng là:
Ddh = 508 mm.
Tra bảng 2.4 ta có Dm.dh = 533 mm.
Đường kính choòng khoan dùng để khoan đoạn ống chống này là:
Dc.dh = Dm.dh + (45 ÷ 50) = 578 ÷ 583 mm.
Tra bảng tiêu chuẩn choòng ta chọn Dc.dh = 660,4 mm = 26’’.
Ống định hướng
Chọn loại ống chống định hướng có đường kính là Dđh =720mm. Ống này được
đóng xuống biển tới độ sâu 120m bằng thiết bị chuyên dụng khi xây lắp giàn.
Kết quả tính toán cấu trúc giếng được trình bày trong bảng 2.5
Bảng 2.5 Kết quả tính toán ống chống giếng khoan 126– BK15

Đường kính
ống chống
(mm)

Đường kính
choòng
khoan(mm)

Định hướng

720

Dẫn hướng

508

Tên ống chống

MSSV 1221010220

Chiều sâu đặt
ống chống (m)
Từ

Đến

Chiều cao
trám xi măng
(m)

Đóng búa máy

0

120

//

660,4

0

250

250

Page 20


21

Trung gian1

340

444,5

0

3066

3066

Trung gian2

245

311,1

2866

4122

1256

Khai thác

178

215,9

3922

4582

660

Đoạn giếng
thân trần

165,1

Ta có cấu trúc giếng khoan 126-BK15 như sau:

MSSV 1221010220

Page 21

//

Plioxen +Q
Th ợ ng Đ ệtứ +Neogen
Biển Đ ông
Đ ồng Nai

Cột địa tầng

Mặtphản xạ

Hệ
Thống
Phụ thống
Hệtầng
Chiều sâ
u

22

Trọng
l ợ ng
Gradient áp suất riêng Cấu trúc giếng khoan
dung
1,01,21,4 1,6 1,8 2,0 dịch
720 508340245178

400
600
711
800

Pv=Ptt

1800

Pv =1,20-1,25Ptt

2800
2926
3000
3066
3200
3600
3800

Pv =1.05Ptt

Hạ
MZ Trà Cú

4873

3066

1,25
3922

1,15
4582
1,05

Hỡnh 2.3. Cu trỳc ging khoan 126 BK15
MSSV 1221010220

2866

4122

4122
4200

Pvv =1,55-1,60Ptt
Pvv =1,60-1,65Ptt

Oligoxen
Th ợ ng
Trà Tâ
n

3425

4400
4582

1,10

Pvv =1,60-1,65Ptt

2600

Pv =1,11-1,15Ptt

Hạ
Bạch Hổ

2000
2200
2251
2400

Pvv =1,7-1,72Ptt

Đ ệtam
Mioxen
Trung
Côn Sơn

Pvv =1,55-1,60Ptt

1000

1200
1301
1400
1600

JuraCreta

1,03 120
250

Pvv =1,3Ptt

86
200

Page 22

4873


23

CHƯƠNG 3
DUNG DỊCH KHOAN
3.1. Chức năng của dung dịch khoan
Dung dịch khoan là một yếu tố không thể thiếu, thực hiện một số chức năng vô
cùng quan trọng trong khoan dầu khí. Vận chuyển mùn khoan từ đáy giếng lên và
kiểm soát áp suất thành hệ là những yêu cầu quan trọng hàng đầu của mỗi giếng
khoan. Mặc dù thứ tự quan trọng các chức năng của dung dịch được khẳng định bởi
điều kiện giếng và những hoạt động đang diễn ra ở hiện tại, nhưng nhìn chung,
những chức năng chính của dung dịch bao gồm:

-

-

Làm sạch và vận chuyển mùn khoan.
Kiểm soát áp suất thành hệ.
Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng.

Sét hóa thành lỗ khoan, ngăn chặn khả năng thấm các chất lưu vào vỉa
Duy trì sự ổn định của giếng.
Làm mát, bôi trơn và hỗ trợ chòong cùng bộ dụng cụ khoan.
Truyền năng lượng thủy lực cho bộ khoan cụ và choòng khoan.
Kiểm soát sự mài mòn.
Tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình trám ximang và hoàn thiện giếng
Tham gia vào quá trình phá hủy đất đá ở đáy giếng

3.2. Phân chia các công đoạn khoan cho giếng 126 – BK15
Xuất phát từ đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ, những khó khăn và diễn biến
phức tạp trong quá trình thi công giếng khoan, các hệ dung dịch khoan được lựa
chọn phải thỏa mãn các yêu cầu sau:
Đảm bảo độ bền vững lâu dài cho các lớp đất đá;
Đảm bảo cho quá trình mở vỉa có chất lượng;
Dung dịch được lựa chọn trên cơ sở tận dụng tối đa các hóa phẩm đang được ở cùng
mỏ Bạch Hổ, giảm giá thành chi phí cho một mét khoan, nâng cao được chỉ tiêu kĩ
thuật công nghệ phù hợp với điều kiện môi trường.
Phân chia các khoảng khoan của giếng khoan 126 – BK15 được trình bày
trong bảng sau:
Bảng 3.1. Phân chia khoảng khoan của giếng khoan 126 – BK15
Từ (m)
0
250
3066
4122

MSSV 1221010220

Đến (m)
250

3066
4122
4582

Page 23


24

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

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

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

(at)

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

(3.1)

Và: Pdd = K.Pv

(3.2)

Trong đó:
Pv : Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán;

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

Page 24


25

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

K a .∆H
10

(at)

(3.3)

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

γ d = K a .K .

H −b
H
(G/cm3)

(3.4)

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

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

Page 25