Tải bản đầy đủ

tính toán chương trình thủy lực khoan trong thiết kế và thi công giếng khoan (annular velocity, ecd)

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
KHOA DẦU KHÍ
-----  -----

ĐỒ ÁN CHUYÊN NGÀNH 1
TÍNH TOÁN CHƯƠNG TRÌNH THỦY LỰC KHOAN
TRONG THIẾT KẾ VÀ THI CÔNG GIẾNG KHOAN
(ANNULAR VELOCITY, ECD)

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

SV THỰC HIỆN

TS.Hoàng Thịnh Nhân

Nguyễn Tứ Bốn

MSSV: 02PET110134

Lê Xuân Mạnh


MSSV: 02PET110153

Trịnh Đắc Trường MSSV: 02PET110167
Lớp:

K2KKT

Khóa: 2012-2017

Bà Rịa-Vũng Tàu, năm 2016


TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
KHOA DẦU KHÍ
-----  -----

ĐỒ ÁN CHUYÊN NGÀNH 1
TÍNH TOÁN CHƯƠNG TRÌNH THỦY LỰC KHOAN
TRONG THIẾT KẾ VÀ THI CÔNG GIẾNG KHOAN
(ANNULAR VELOCITY, ECD)

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

SV THỰC HIỆN

TS.Hoàng Thịnh Nhân

Nguyễn Tứ Bốn

MSSV: 02PET110134

Lê Xuân Mạnh

MSSV: 02PET110153

Trịnh Đắc Trường MSSV: 02PET110167
Lớp:


K2KKT

Khóa: 2012-2017

Bà Rịa-Vũng Tàu, năm 2016


TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

KHOA DẦU KHÍ

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN MÔN HỌC
Họ và tên SV thực hiện:
 Nguyễn Tứ Bốn - MSSV: 02PET110134
 Lê Xuân Mạnh - MSSV: 02PET10153
 Trịnh Đắc Trường - MSSV: 02PET110167
Ngành: Khoan - Khai thác dầu khí

Lớp: K2KKT

1. Tên Đồ án môn học: Tính toán chương trình thủy lực khoan trong thiết kế và thi công
giếng khoan (Annular velocity, ECD)
2. Nhiệm vụ: Tính toán vận tốc vành xuyến và ECD theo độ sâu khoan của giếng theo
các dữ liệu cho trước của một giếng khoan cụ thể. Sinh viên được cung cấp thông tin về
áp suất thành hệ, áp suất vỡ vỉa, tỷ trọng dung dịch, quỹ đạo giếng khoan, chương trình
chống ống.
3. Ngày giao Đồ án môn học: 11/3/2016
4. Ngày hoàn thiện Đồ án môn học: 20/5/2016
5. Họ tên Người hướng dẫn:
 TS Hoàng Thịnh Nhân, Trưởng Bộ môn Khoan - Khai thác.
 ThS Lê Vũ Quân, Trưởng Phòng Công nghệ Khoan - Khai thác, Trung tâm EPC,
Viện DKVN.
Bà Rịa-Vũng Tàu, ngày

tháng

năm 2016

TRƯỞNG KHOA

TRƯỞNG BỘ MÔN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN

(Ký và ghi rõ họ tên)

(Ký và ghi rõ họ tên)

(Ký và ghi rõ họ tên)


PHẦN NHẬN XÉT
(Giáo viên ghi nhận xét của mình, bằng tay, vào phần này)
1) Về hình thức và kết cấu Đồ Án:

2) Về nội dung:
2.1. Nhận xét phần tổng quan tài liệu:

2.2. Nhận xét về phương pháp nghiên cứu:

2.3. Nhận xét về kết quả đạt được:

2.4. Nhận xét phần kết luận:

2.5. Những thiếu sót và tồn tại của Đồ Án:

PHẦN ĐÁNH GIÁ
Điểm bằng số:

/10

Điểm bằng chữ:
Bà Rịa - Vũng Tàu, ngày tháng

năm 2016

NGƯỜI PHẢN BIỆN

(Kí và ghi rõ họ tên)


LỜI MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Ngành công nghiệp dầu khí là ngành công nghiệp mũi nhọn mang tính chất chiến lược,
đóng góp GDP không nhỏ cho đất nước, đưa đất nước tiến nhanh trong quá trình công
nghiệp hóa, hiện đại hóa.
Do vậy, trong công tác khoan dầu khí, việc tối ưu hóa các quá trình và thiết bị phục vụ là
một công tác cực kì quan trọng nhằm đưa hiệu quả kinh tế cao, đồng thời vẫn đảm bảo
yếu tố an toàn và hiệu quả. Trong đó, quá trình tính toán chương trình thủy lực trong thiết
kế và thi công giếng khoan là một trong những công tác ưu tiên hàng đầu của người kĩ sư
khoan.
2. Mục tiêu đồ án
Mục tiêu chính của đồ án là dựa vào các dữ liệu cho trước của một giếng khoan cụ thể để
nhằm tính toán chương trình thủy lực khoan (vận tốc vành xuyến và ECD theo độ sâu
khoan của giếng) trong quá trình thi công và thiết kế giếng khoan.
3. Phương pháp nghiên cứu
Để hoàn thành nhiệm vụ, số liệu của đồ án đã được phân tích, tổng hợp từ nhiều nguồn
tài liệu khác nhau, áp dụng phương pháp tính toán dựa trên các thông số biết trước của
bài toán, dữ liệu cụ thể với sự hỗ trợ của công cụ excel và các phần mềm chuyên dụng.
4. Những nội dung chính của đồ án bao gồm:
 Lý thuyết khái quát về dung dịch khoan.
 Cơ sở lí thuyết trong thiết kế thủy lực khoan và thi công giếng.
 Áp dụng phương pháp tính toán vào bài toán cụ thể.

i


LỜI CẢM ƠN
Đồ án khoan là môn học tiếp sau học phần kỹ thuật khoan đã giúp sinh viên chuyên
ngành khoan khai thác nghiên cứu sâu hơn và áp dụng lý thuyết về thủy lực khoan được
học trong trường lớp vào thực tiễn sản xuất.
Để hoàn thành đồ án này, nhóm chúng em xin gửi lời cám ơn đến Khoa Dầu Khí, Trường
Đại học Dầu Khí Việt Nam đã tạo điều kiện về cơ sở vật chất và luôn ủng hộ quá trình
nghiên cứu của nhóm.
Đặc biệt, chúng em gửi lời cám ơn chân thành đến TS. Hoàng Thịnh Nhân và đã trực tiếp
hướng dẫn rất tận tình và kịp thời chỉ ra những thiếu sót, đưa ra những góp ý quý giá cho
chúng em trong suốt quá trình thực hiện đồ án.
Qua đồ án này, chúng em đã có thêm kinh nghiệm và tự tin hơn để tiếp tục phát huy
nghiên cứu mở rộng thêm về đề tài này và nhiều đề tài khác hữu ích sau này.
Do mới bước đầu tiếp cận nghiên cứu đồ án và kiến thức thức tế còn tương đối hạn chế
nên chắc rằng những thiếu sót trong đồ án này là điều không thể tránh khỏi. Kính mong
quý thầy cô tận tình góp ý thêm để chúng em có thể rút kinh nghiệm cho những đồ án sau
được thực hiện tốt hơn.
Chúng em xin chân thành cảm ơn!

ii


MỤC LỤC
DANH MỤC BẢNG BIỂU
DANH MỤC HÌNH ẢNH
CHƯƠNG 1
KHÁI QUÁT VỀ DUNG DỊCH KHOAN
1.1. Chức năng của dung dịch khoan .................................................................................. 1
1.1.1. Rửa sạch đáy giếng khoan và tuần hoàn mùn khoan lên bề mặt .......................... 1
1.1.2. Kiểm soát áp suất thành hệ ................................................................................... 2
1.1.3. Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn ................................... 3
1.1.4. Duy trì sự ổn định của thành giếng khoan ............................................................ 3
1.1.5. Duy trì được độ thấm của thành hệ ....................................................................... 4
1.1.6. Giảm thiểu các tác động gây tổn hại thành hệ ...................................................... 4
1.1.7. Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ và hỗ trợ cho việc làm mềm đất đá .................... 4
1.1.8. Cung cấp năng lượng cho động cơ đáy ................................................................ 5
1.1.9. Truyền dẫn thông tin địa chất và thông tin chất lưu lên bề mặt ........................... 5
1.1.10. Kiểm soát việc ăn mòn bộ khoan vụ và các thiết bị khác ................................... 5
1.1.11. Tạo điều kiện thuận lợi cho việc trám xi măng và hoàn thiện giếng .................. 6
1.1.12. Giảm thiểu các tác động đến môi trường ............................................................ 6
1.1.13. Khống chế sự xâm nhập của dầu và khí từ thành hệ vào giếng.......................... 6
1.2. Quan hệ trong việc lựa chọn dung dịch khoan với tính chất của nó ............................ 6
1.2.1. Lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan ....................................................................... 7
1.2.2. Các thông số khác của dung dịch khoan ............................................................... 8
1.3. Chế độ dòng chảy trong tuần hoàn dung dịch khoan và các mô hình lưu biến ........... 9
1.3.1. Chế độ dòng chảy ................................................................................................. 9
1.3.2. Mô hình lưu biến................................................................................................. 15


CHƯƠNG 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT THỦY LỰC KHOAN TRONG THIẾT KẾ VÀ THI CÔNG
GIẾNG KHOAN
2.1. Áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan ................................................................ 22
2.1.1. Tỉ trọng dung dịch khoan .................................................................................... 22
2.1.2. Áp suất vỉa & Áp suất vỡ vỉa .............................................................................. 23
2.1.3. Ảnh hưởng của dung dịch khoan đến thành hệ đất đá ........................................ 30
2.2. Tổn hao áp suất trong khoảng không vành xuyến ..................................................... 30
2.2.1. Thông số đặc trưng cho ứng xử của dòng chảy (n) và chỉ số độ sệt (K) ............ 30
2.2.2. Tính toán vận tốc của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến ................... 31
2.2.3. Tính toán vận tốc tới hạn của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến ....... 31
2.2.4. Tính toán tổn hao áp suất trong khoảng không vành xuyến ............................... 32
2.3. Tính toán tỉ trọng tuần hoàn tương đương (ECD)...................................................... 32
2.4. Thông số liên quan đến khả năng vận chuyển mùn khoan của dung dịch ................. 32
2.4.1. Tốc độ trượt và tốc độ nâng mùn khoan trong khoảng không vành xuyến ........ 33
2.4.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất làm sạch đáy giếng ................................... 39
2.4.3. Tính toán lưu lượng bơm tối thiểu ...................................................................... 40
2.4.4. Vận tốc tuần hoàn dung dịch trong khoảng không vành xuyến ......................... 41
2.5. Thông số thủy lực khoan liên quan đến việc tối ưu hóa choòng khoan ..................... 41
2.5.1. Lực va đập thủy lực giữa dòng chảy ở vòi phun và đất đá ................................. 41
2.5.2. Công suất thủy lực của dòng chảy tại vòi phun .................................................. 43
2.5.3. Vận tốc dòng chảy qua vòi phun ........................................................................ 45


CHƯƠNG 3
BÀI TOÁN ÁP DỤNG & KẾT QUẢ XỬ LÝ SỐ LIỆU
3.1. Thông số của bài toán (Áp suất vỉa & Áp suất vỡ vỉa) .............................................. 49
3.2. Thiết kế giếng khoan & Các cấp chống ống tương ứng............................................. 51
3.3. Tính toán thông số chương trình thủy lực khoan ....................................................... 53
3.3.1. Tính toán thông số liên quan đến khả năng vận chuyển mùn khoan .................. 53
3.3.2. Tính toán tỉ trọng tuần hoàn tương đương của dung dịch khoan........................ 54
3.3.3. Tính toán thông số thủy lực liên quan đến tối ưu choòng khoan ....................... 58

TÓM TẮT .......................................................................................................................... 60
KẾT LUẬN ........................................................................................................................ 63
KIẾN NGHỊ ....................................................................................................................... 63
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................................. 64


DANH MỤC BẢNG BIỂU
STT

Tên bảng

Trang

1

Bảng 1.1: So sánh ba chế độ dòng chảy chính ........................................................ 10

2

Bảng 3.1: Áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa theo độ sâu ............................................... 49

3

Bảng 3.2: Đường kính giếng và đường kính các cấp ống chống theo độ sâu ......... 53

4

Bảng 3.4: Thông số vận tốc dòng chảy trong khoảng không vành xuyến .............. 55

5

Bảng 3.5: Kết quả tính toán tỉ trọng tuần hoàn tương đương của dung dịch
khoan ......................................................................................................................... 56

6

Bảng 3.6: Kết quả tính toàn tối ưu hóa thủy lực khoan tại choòng ......................... 58


DANH MỤC HÌNH ẢNH
STT

Tên bảng

Trang

1

Hình 1.1: Lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan phù hợp theo độ sâu giếng .................. 7

2

Hình 1.2: Mô hình dẻo Bingham ............................................................................... 16

3

Hình 1.3: Mô hình dẻo Bingham không mô tả ứng xử dòng chảy của chất lưu
dẻo Bingham ở miền tốc độ trượt thấp...................................................................... 17

4

Hình 1.4: Đồ thị của các loại dung dịch khoan thông dụng ...................................... 17

5

Hình 1.5: Mô hình dẻo Bingham ............................................................................... 18

6

Hình 1.6: Đồ thị log-log của mô hình hàm mũ ......................................................... 19

7

Hình 1.7: Phân vùng tính toán giữa mô hình hàm mũ và mô hình Bingham ............ 19

8

Hình 1.8: Phân loại chất lưu theo giá trị n. ................................................................ 20

9

Hình 1.9: So sánh các mô hình .................................................................................. 20

10

Hình 1.10: So sánh đường log các mô hình .............................................................. 21

11

Hình 2.1: Cân tỉ trọng dung dịch khoan .................................................................... 23

12

Hình 2.2: Thí nghiệm miêu tả hiệu ứng nén .............................................................. 25

13

Hình 2.3: Các giai đoạn chính của hiệu ứng phong hóa............................................ 26

14

Hình 2.4: Các cơ chế của hiệu ứng di chuyển của chất lưu ...................................... 27

15

Hình 2.5: Quy trình thực hiện thí nghiệm leakoff test .............................................. 29

16

Hình 2.6: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa hệ số ma sát và số Renold.................. 35

17

Hình 2.7: Đồ thị tối ưu hệ số vận chuyển mùn khoan ............................................... 38

18

Hình 2.8: Đồ thị thể hiện quan hệ giữa công suất thủy lực và lưu lượng bơm ......... 44

19

Hình 2.9: Đồ thị thể hiện sự ảnh hưởng của công suất thủy lực đến tốc độ
khoan cơ học ............................................................................................................. 45

20

Hình 2.10: Đồ thị log-log dùng để tối ưu hóa lưu lượng bơm .................................. 47

21

Hình 3.1: Đồ thị biểu diễn áp suất vỉa & áp suất vỡ vỉa theo độ sâu ........................ 50


22

Hình 3.2: Thiết lập các cấp ống chống theo độ sâu tương ứng ................................. 51

23

Hình 3.3: Kích thước giếng, các cấp và kích thước ống chống tương ứng theo
chiều sâu .................................................................................................................... 45

24

Hình 3.4: Đồ thị hiển thị tỉ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD) ............ 57

25

Hình 3.5: Đồ thị tối ưu hóa cho công suất thủy lực và lực va đập thủy lực tại
choòng ....................................................................................................................... 59


CHƯƠNG 1
KHÁI QUÁT VỀ DUNG DỊCH KHOAN
1.1. Chức năng của dung dịch khoan
1.1.1. Rửa sạch đáy giếng khoan và tuần hoàn mùn khoan lên bề mặt
Quá trình choòng khoan phá hủy đất đá sẽ tạo ra mùn khoan ở đáy giếng. Chính vì vậy,
cần phải làm sạch mùn khoan khỏi đáy giếng thì choòng khoan mới có điều kiện tiếp xúc
để phá hủy liên tục lớp đất đá tiếp theo. Nhìn chung quá trình làm sạch đáy giếng và tuần
hoàn mùn khoan lên bề mặt phụ thuộc vào các yếu tố sau:
 Độ nhớt: đây là một trong những yếu tố của dung dịch khoan có ảnh hưởng quan
trọng trong việc tuần hoàn mùn khoan lên bề mặt để làm sạch đáy giếng. Ví dụ: dung
dịch khoan có ứng suất cắt động thấp và độ nhớt cao, khi tuần hoàn ở vận tốc thấp
trong khoảng không vành xuyến đã được chứng minh là tốt nhất để tuần hoàn mùn
khoan lên bề mặt hiệu quả. [3]
 Vận tốc tuần hoàn dung dịch: tuần hoàn ở tốc độ cao với dung dịch khoan có độ nhớt
thấp sẽ tạo ra sự hỗn loạn trong dòng chảy hỗ trợ cho việc đưa mùn khoan đi lên,
nhưng sẽ rất dễ gây tổn hại thành hệ. [3]
 Tỉ trọng: mùn khoan sẽ dễ dàng bị lắng đọng nếu dung dịch khoan có tỉ trọng thấp,
do vậy với một dung dịch khoan có tỉ trọng cao sẽ cải thiện được quá trình tuần hoàn
mùn khoan lên bề mặt. So với một dung dịch khoan có tỉ trọng thấp thì một dung
dịch khoan có tỉ trọng cao có thể tuần hoàn mùn khoan tốt hơn ngay cả khi vận tốc
tuần hoàn trong khoảng không vành xuyến thấp và tính lưu biến của dung dịch không
cao. [3]
 Tốc độ quay của bộ khoan cụ: yếu tố này cũng ảnh hưởng một phần đến việc tuần
hoàn mùn khoan. Do đó, lực xoắn ốc của bộ khoan cụ quay tạo ra sẽ hỗ trợ cho phần
mùn khoan ở sát thành giếng (nơi điều kiện tuần hoàn mùn khoan có những hạn chế)

1


di chuyển lên. Điều này đặc biệt có ích trong các giếng khoan định hướng và giếng
khoan ngang, nhất là ở khu vực gần đáy giếng. [3]
Việc tuần hoàn mùn khoan trong giếng khoan ngang là khó khăn hơn nhiều so với giếng
khoan thẳng. Trong giếng khoan ngang mùn khoan sẽ tích tụ dọc theo phía dưới thành
giếng của phần quỹ đạo ngang và ở đoạn bẻ góc nghiêng gây tắc nghẽn trong quá trình
khoan. Có 2 cách để xử lý vấn đề này:
 Dùng dung dịch khoan có tính xúc biến “độ nhớt tăng khi tốc độ trượt thấp (low
shear rate viscosity)” ứng với điều kiện chảy tầng (đây là loại dung dịch khoan khi
tuần hoàn ở chế độ chảy rối sẽ loãng ra, còn khi tuần hoàn ở chế độ chảy tầng sẽ có
độ nhớt rất cao). [3]
 Tuần hoàn với tốc độ cao với dung dịch có độ nhớt thấp để tạo ra sự hỗn loạn trong
dòng chảy.
1.1.2. Kiểm soát áp suất thành hệ
Thông thường, khi khoan xuống sâu thì áp suất thành hệ tăng, chính vì vậy việc kiểm
soát tỉ trọng dung dịch khoan tuần hoàn xuống bên trong cần khoan và tuần hoàn lên bề
mặt trong khoảng không vành xuyến là rất quan trọng. Với một tỉ trọng dung dịch phù
hợp sẽ giúp cân bằng với áp suất thành hệ của giếng, tránh hiện tượng kẹt dính cần khoan
hoặc sụt lở cũng như là vỡ thành hệ. [3]
Áp suất do cột dung dịch khoan tạo ra trong giếng được gọi là áp suất thủy tĩnh và nó là
một hàm của tỉ trọng dung dịch và chiều sâu thẳng đứng của giếng. [3]
Nếu áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan trong giếng bằng hoặc lớn hơn áp suất của
thành hệ, chất lưu thành hệ sẽ không chảy vào bên trong giếng và như vậy sẽ tránh được
hiện tượng phun trào.
Tỉ trọng dung dịch khoan được sử dụng để khoan một giếng phải nằm trong giới hạn lớn
hơn tỉ trọng tối thiểu cần thiết để kiểm soát áp suất thành hệ và nhỏ hơn tỉ trọng tối đa để

2


không gây ra vỡ vỉa. Trong thực tế, tỉ trọng dung dịch khoan nên được hạn chế đến mức
tối thiểu để kiểm soát và ổn định giếng. [3]
1.1.3. Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn
Đôi lúc phải tạm ngừng quá trình tuần hoàn dung dịch (kéo toàn bộ bộ khoan cụ lên để
gắn thêm các thiết bị hoặc thay choòng). Trong lúc này dung dịch phải đảm bảo chức
năng giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng để tránh xảy ra hiện tượng lắng bùn khoan làm
giảm tốc độ khoan cơ học (ROP) và gây kẹt bộ khoan cụ.
Để đánh giá khả năng giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của một loại dung dịch
khoan nào đó, người ta thường căn cứ vào khả năng dung dịch đó có giữ được hạt mùn
khoan có đường kính lớn nhất ở trạng thái lơ lửng hay không. [3]
1.1.4. Duy trì sự ổn định của thành giếng khoan
Muốn có được sự ổn định của thành giếng khoan cần phải có được sự kết hợp hoàn hảo
giữa yếu tố về áp suất và các yếu tố về thành phần hóa học và tính chất của dung dịch
khoan để giữ cho thành giếng chắc chắn cho đến khi trám xi măng và chống ống.
Trong quá trình khoan, do sự chênh áp giữa cột dung dịch khoan ngoài khoảng không
vành xuyến với áp suất thành hệ sẽ làm cho một phần nước tách ra khỏi dung dịch khoan
đi vào khe nứt, lỗ hổng của đất đá ở thành giếng và để lại trên thành giếng những hạt keo.
Chúng liên kết với nhau tạo thành lớp vỏ bùn ở thành giếng khoan. Lớp vỏ bùn này sẽ gia
cố cho thành giếng khoan thêm vững chắc, ngăn chặn được các hiện tượng sụt lở và bó
hẹp thành hệ. Độ dày và tính chất vỏ bùn phụ thuộc vào chất lượng dung dịch. Nếu dung
dịch có chất lượng tốt, chứa nhiều hạt keo, chúng sẽ sắp xếp trật tự, chặt xít trên thành
giếng khoan, tạo lớp vỏ bùn mỏng nhưng rắn chắc, hạn chế nước thấm vào vỉa, ngăn sụt
lở, bó hẹp thành giếng khoan. [3]
Sự ổn định của thành giếng là tuyệt vời nhất khi lỗ khoan duy trì được kích thước như
ban đầu và có hình trụ. Một khi lỗ khoan bị bó hép hay mở rộng theo bất kì nguyên nhân
nào sẽ đều sẽ gây nên sự bất ổn định của thành giếng. [3]

3


1.1.5. Duy trì được độ thấm của thành hệ
Độ thấm của thành hệ đề cập đến khả năng cho chất lưu đi qua các lỗ rỗng của thành hệ.
Khi áp suất của cột dung dịch khoan trong giếng cao hơn áp suất thành hệ, thì lớp vỏ bùn
sẽ xâm nhập vào bên trong các lỗ rỗng của thành hệ và gây bít nhét ảnh hưởng đến quá
trình khai thác.
Vì vậy phải thiết kế dung dịch khoan phù hợp để làm sao tạo được một lớp vỏ bùn có
chất lượng bao bọc xung quanh thành giếng khoan, giúp duy trì sự ổn định của thành
giếng, đồng thời lớp vỏ bùn đó cũng phải ngăn cản được sự thoát nước và chất lưu từ
thành hệ vào hòa trộn với dung dịch khoan trong lòng giếng khoan, gây giảm tỉ trọng
dung dịch khoan. [3]
1.1.6. Giảm thiểu các tác động gây tổn hại thành hệ
Ngăn chặn các tổn hại gây giảm sản lượng khai thác đối với vỉa sản phẩm là một trong
những vấn đề phức tạp. Bất kì tác động nào gây giảm độ rỗng cũng như độ thấm thành hệ
cũng được coi là các tác nhân gây tổn hại thành hệ. [3]
Các tác nhân gây tổn hại thành hệ có thể do: các hạt rắn trong dung dịch khoan, mùn
khoan, thành phần hóa học trong dung dịch khoan…Vì vậy cần phải linh động và xem
xét cẩn thận trong việc lựa chọn dung dịch khoan phù hợp với từng giếng và từng loại
thành hệ. [3]
1.1.7. Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ và hỗ trợ cho việc làm mềm đất đá
Trong quá trình khoan, luôn luôn có sự tiếp xúc giữa chuỗi cần khoan với đất đá ở thành
hệ và choòng khoan với đất đá ở đáy giếng, nên nhiệt độ ở những nơi tiếp xúc thường rất
cao. Khi nhiệt độ ở những chỗ tiếp xúc đó tăng lên, sẽ làm giảm độ bền của dụng cụ
khoan rất nhanh. Vì vậy, việc tuần hoàn dung dịch khoan có tác dụng làm mát những vị
trí tiếp xúc giữa chuỗi cần khoan với đất đá ở thành hệ và choòng khoan với đất đá ở đáy
giếng. [6]

4


Ngoài khả năng làm mát, dung dịch khoan còn có chức năng bôi trơn làm giảm ma sát
sinh nhiệt giữa bộ dụng cụ khoan với thành giếng và mùn khoan.
Trên thực tế, khi dung dịch khoan đi qua các lỗ thoát dung dịch của choòng khoan sẽ
thấm một phần vào đất đá đồng thời do tiết diện các lỗ thoát dung dịch là nhỏ nên sẽ tạo
ra một áp lực nhất định để làm mềm đất đá, giúp cho quá trình phá hủy đất đá của choòng
khoan diễn ra thuận lợi hơn. [3]
1.1.8. Cung cấp năng lượng cho động cơ đáy
Đối với các giếng khoan định hướng, khoan ngang thường có một bộ phận gắn ngay phía
trên choòng, được gọi là động cơ đáy. Dòng chảy của dung dịch khoan tuần hoàn bên
trong động cơ đáy sẽ cung cấp thủy lực khoan, phục vụ cho công tác phá hủy đất đá của
choòng. [3]
1.1.9. Truyền dẫn thông tin địa chất và thông tin chất lưu lên bề mặt
Dựa vào việc dung dịch được tuần hoàn lên bề mặt mà các kỹ sự địa chất sẽ biết được các
thông tin địa tầng nơi choòng khoan đi qua thông qua mùn khoan ở sàn rung được dung
dịch khoan đưa lên trong quá trình khoan.
Ngoài ra, khi dựa vào dung dịch khoan tuần hoàn lên, nếu sẽ có dấu vết của vệt dầu hay
bọt khí thì có thể dự đoán choòng khoan đang khoan đến tầng sản phẩm. [6]
1.1.10. Kiểm soát việc ăn mòn bộ khoan vụ và các thiết bị khác
Bộ khoan cụ và ống chống là những thành phần tiếp xúc trực tiếp với dung dịch khoan sẽ
không thể tránh khỏi việc bị ăn mòn. Khí hòa tan như O2, CO2, H2S có thể gây ra các vấn
đề ăn mòn thiết bị nghiêm trọng, kể cả trên bề mặt lẫn dưới giếng. [3]
 Bùn sục khí, bọt khí và các bẫy chứa O2 sẽ gây ăn mòn nghiêm trọng ngay trong một
thời gian ngắn. Các chất ức chế hóa học và các biện pháp thu gom khí sẽ được áp
dụng khi việc ăn mòn là đáng kể. [3]

5


 Khi khoan vào môi trường có mật độ H2S cao, cần phải nâng độ PH của dung dịch
lên cao kết hợp với việc sử dụng hóa chất như ZnO để xử lý. [3]
Với một dung dịch khoan có độ PH thấp sẽ càng làm cho vấn đề ăn mòn trở lên nghiêm
trọng. Do đó, một trong những chức năng quan trọng của dung dịch khoan là kiểm soát
được vấn đề ăn mòn ở một mức độ cho phép. [3]
1.1.11. Tạo điều kiện thuận lợi cho việc trám xi măng và hoàn thiện giếng
Dung dịch khoan được sử dụng cần phải tạo được một lớp vỏ bùn tốt, có độ phẳng, mượt
và mỏng để xi măng khi bơm trám xuống sẽ tạo thành một mặt phẳng vững chắc, sau đó
phá vỡ lớp vỏ bùn để bám chắc vào thành giếng. [3]
Ngoài ra, với một dung dịch khoan có độ PH cao sẽ giúp ích trong việc làm sạch lõi ống
chống, phục vụ thuận lợi cho công tác kéo thả thiết bị hoàn thiện giếng. [3]
1.1.12. Giảm thiểu các tác động đến môi trường
Giai đoạn cuối cùng, dung dịch khoan sẽ trở thành một sản phẩm chất thải, và phải được
xử lý theo các quy định về môi trường. Vì vậy, loại dung dịch khoan nào nên được sử
dụng cần phải được xem xét kĩ lưỡng về mức độ tác động đến môi trường. Từ đó hạn chế
tối đa được các rủi ro, tác động của dung dịch khoan đối với môi trường (mạch nước
ngầm, sinh vật…). [3]
1.1.13. Khống chế sự xâm nhập của dầu và khí từ thành hệ vào giếng
Quá trình khoan sẽ làm mất đi sự cân bằng áp suất của thành hệ, các chất lưu từ trong
thành hệ sẽ có khuynh hướng đi vào lỗ khoan và dẫn đến hiện tượng phun trào dầu và khí
nếu như quá trình khoan không sử dụng dung dịch khoan có tỉ trọng phù hợp. [5]
1.2. Quan hệ trong việc lựa chọn dung dịch khoan với tính chất của nó
Dung dịch khoan được sử dụng trong khoan các giếng dầu khí thường gồm:
 Dung dịch khoan gốc nước: thường được sử dụng do nhiều tính chất của nó tương
thích với các đặc tính của tầng chứa. Bao gồm: dung dịch khoan không phân tán,

6


dung dịch khoan phân tán, dung dịch khoan hoạt tính canxi, dung dịch khoan hàm
lượng pha rắn thấp, dung dịch khoan polime, dung dịch khoan gốc nước muối. [6]
 Dung dịch khoan gốc dầu: dùng để khoan vào tầng chứa và hoàn thiện giếng, kiểm
soát dễ dàng đặc tính dung dịch khi không có sự xuất hiện của nước hoặc dầu thô. [1]
 Dung dịch khoan nhũ tương: gồm một pha liên tục là dầu và một pha phân tán nước,
rất ít gây tác hại đến môi trường. Bao gồm: nhũ tương dầu trong nước và nhũ tương
nước trong dầu. [1]
 Mỗi một loại dung dịch có ưu điểm về giá thành, các tác động đến môi trường và đặc
tính khoan khác nhau.
1.2.1. Lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan
Dựa vào dữ liệu về áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa của từng tầng địa chất, từng độ sâu khác
nhau mà tỉ trọng dung dịch khoan được lựa chọn để đảm bảo lớn hơn áp suất vỉa và nhỏ
hơn áp suất vỡ vỉa.

Hình 1.1: Lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan phù hợp theo độ sâu giếng

7


Trong khi đó, dung dịch có tỉ trọng cao được sử dụng khi công tác khoan đi qua vùng có
khí (phục vụ cho giai đoạn kiểm soát giếng sơ cấp), tuy nhiên sẽ dễ dẫn đến kẹt dính do
chênh áp và vỡ vỉa. [6]
Ngoài ra, việc lựa chọn dung dịch khoan còn dựa vào chi phí, thành phần hóa học có sẵn
cũng như yếu tố môi trường luôn luôn được xem xét đến.
Rất nhiều giếng khoan thành công với dung dịch không được lên kế hoạch lựa chọn. Sự
thành công đó là nhờ vào kinh nghiệm của người kĩ sư dung dịch khoan trong việc thích
ứng với các điều kiện đặc biệt của mỗi giếng. [6]
1.2.2. Các thông số khác của dung dịch khoan
Trọng lượng riêng: được lựa chọn căn cứ vào các điều kiện ngăn ngừa sự phun trào của
dầu khí và sụt lở ở tầng đất đá khoan qua. Trọng lượng riêng của dung dịch càng tăng thì
sự an toàn khoan giếng đó càng cao, nhưng với một dung dịch khoan có trọng lượng
riêng cao sẽ có một hàm lượng pha rắn lớn và gây ra chênh áp ở đáy giếng lớn, dẫn đến
giảm tốc độ khoan cơ học và làm nhiễm bẩn thành hệ. [6]
Độ nhớt: là khả năng chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các phần tử của dung dich.
Giảm độ nhớt nói chung có hiệu quả tốt cho quá trình khoan, giảm chi phí và năng lượng
cho tuần hoàn dung dịch khoan, làm sạch tốt đáy giếng nhờ sự chảy rối của dòng lưu chất
dưới choòng, giảm tổn thất áp suất trong khoảng không vành xuyến giếng khoan. [6]
Ứng suất trượt tĩnh (độ bền gel): cần phải có độ lớn đủ để giữ pha rắn của dung dịch
khoan trong trạng thái lơ lửng, đặc trưng cho độ bền cấu trúc của dung dịch khi không
tuần hoàn dung dịch trong một thời gian nhất định. Được xác định bằng lực tối thiểu cần
đặt lên một đơn vị diện tích để buộc dung dịch trở lại trạng thái loãng. [6]

  .n

8

(1.1)


Trong đó:

góc xoắn so với vị trí cân bằng
n: hằng số của dụng cụ đo



 giá trị tốc độ quay

Giá trị ứng suất trượt tĩnh lớn sẽ:
 Hạn chế hiện tượng mất dung dịch. [6]
 Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ do ngăn ngừa được việc mùn khoan lắng đọng khi
ngừng tuần hoàn dung dịch. [6]
Ứng lực cắt động: là giá trị ứng suất cần thiết để dung dịch khoan bắt đầu chuyển động.
Biểu diễn cho khả năng vận chuyển mùn khoan trong giếng khoan lên bề mặt khi dung
dịch tuần hoàn và khả năng làm sạch đáy giếng. Hiệu quả của quá trình này phụ thuộc
vào độ ổn định của dung dịch khoan trong giếng. [6]
1.3. Chế độ dòng chảy trong tuần hoàn dung dịch khoan và các mô hình lưu biến
1.3.1. Chế độ dòng chảy

9


Bảng 1.1: So sánh ba chế độ dòng chảy chính

Đặc trưng

Định nghĩa

Chế độ chảy tầng

Chế độ chảy chuyển tiếp

Dòng chảy mà trong đó chất
lỏng (khí) di chuyển thành từng
lớp, không có sự hòa trộn và
không có các xung động (nghĩa
là thay đổi vận tốc và áp suất
nhanh và hỗn độn).

Dòng chảy chuyển tiếp có
những đặc trưng của cả dòng
chảy tầng và dòng chảy rối.
Đây là vùng dòng chảy khó
xác định hoàn toàn là chảy
tầng hay chảy rối.

Chế độ chảy mà trong đó các
phần tử chất lỏng chuyển động
phức tạp, luôn luôn thay đổi
theo thời gian, không gian và
trong chất lỏng xảy ra sự xáo
trộn với cường độ cao.

Chất lưu ứng xử như một chuỗi
các lớp dịch chuyển song song
với cùng vận tốc hay gần như
cùng vận tốc. Không có sự di
chuyển đáng kể nào của các
phần tử chất lưu giữa các lớp.
Chất lưu ở tâm của của khoảng
không vành xuyến chuyển
động nhanh hơn các lớp lân
cận thành thành giếng.

Không chỉ ứng xử chất lưu
thay đổi tại các vị trí khác
nhau trong hệ thống tuần
hoàn, các chế độ dòng chảy
có thể cùng tồn tại tại một
điểm trong hệ thống.

Đặc trưng bởi sự biến động bất
thường về vận tốc của các phần
tử chất lưu, chính điều này đã
phá vỡ biên giữa các lớp, gây
nên dòng chảy hỗn loạn.

Thường diễn ra ở khoảng
không vành xuyến giữa cột cần
khoan và ống chống hoặc thành
giếng khoan.

Chế độ chảy rối thường xảy ra
khi dung dịch tuần hoàn trong
cần khoan hay bắt đầu ra khỏi
choòng khoan.
Chế độ chảy rối thu được bằng
cách tăng chỉ số Reynold, giảm
độ nhớt của dung dịch, giảm
đường kính cột cần, tăng vận
tốc dòng chảy.

Xảy ra khi dung dịch có độ
nhớt lớn, vận tốc chảy thấp.
Ứng dụng

Chế độ chảy rối

Được dùng để vận chuyển mùn Nhận biết dấu hiệu chuyển Dòng chảy rối ở đáy giếng
khoan lên mà không gây xói tiếp giữa hai chế độ dòng giúp nâng cao hiệu suất rửa
chảy
mòn.
sạch đáy giếng.

10


 Cách xác định chế độ dòng chảy
Dựa vào số Reynolds để xác định chế độ dòng chảy. Với chất lưu Newton trong cần
khoan và vành xuyến, số Reynolds được định nghĩa là: [3]

NRe 
N Re  0.816 
Trong đó:

 vd


với



q
trong cột cần khoan
0.7854d 2

(1.2)

 (d2  d1 )
q
với  
khoảng không vành xuyến (1.3)
0.7854  (d 22  d12 )

ρ: tỷ trọng chất lưu (kg/m3)
d: đường kính trong của đường ống (m)
d2: đường kính trong ống chống hoặc thân giếng (m)
d1: đường kính ngoài cần khoan (m)
μ: độ nhớt (Pa-s)
q: lưu lượng (m3/s)

Trong hệ đo lường của Mỹ (q đo bằng gpm; ρ được đo bằng ppg; v được đo bằng ft/s;
d,d1,d2 đo bằng inch; và μ đo bằng cp), phương trình trên sẽ được viết lại như sau: [3]

N Re  757 

 vd


q
trong cột cần khoan
2.448  d 2

(1.4)

q
 (d2  d1 )
với  
khoảng không vành xuyến
2.448  (d 22  d12 )


(1.5)

N Re  928

với



Reynolds < 2100: dòng chảy tầng.
Reynolds > 4000: dòng chảy rối.
2100 < Reynolds < 4000: dòng chảy chuyển tiếp.

11


Tuy nhiên, trong công tác khoan thực tế, ta không dùng mô hình chất lưu Newton mà
dùng các dạng sau:
 Mô hình dẻo Bingham
Ở chất lưu dẻo Bingham, công thức cho chất lưu Newton cần được điều chỉnh bằng cách
thêm độ nhớt hiệu dụng để tính toán độ nhớt dẻo (PV) và ứng lực cắt động (YP). [1]

6.66  YP  d
dòng chảy trong cần khoan
v

(1.6)

5  YP  (d 2  d1 )
dòng chảy trong khoảng không vành xuyến
v

(1.7)

a  PV 

a  PV 

Hai phương trình (1.6) và (1.7) đều có thể tính theo hệ đo lường Mỹ. Khi tính toán bằng
hệ đo lường chuẩn SI, hằng số 6.66 trở thành 0.1669 và hằng số 5 trở thành 0.1253. [1]
Do đó, các phương trình (1.6) và (1.7) đối với chất lưu dẻo Bingham sẽ có dạng:
Hệ SI: N Re 

 v(d 2  d1 )
 vd
trong cần; N Re  0.816 
trong vành xuyến (1.8)
a
a

Hệ US: N Re  928

 vd
 v(d 2  d1 )
trong cần; N Re  757 
trong vành xuyến (1.9)
a
a

Khi sử dụng các công thức này, tiêu chuẩn xác định các chế độ dòng chảy khác nhau
tương tự như với chất lưu Newton.
 Mô hình hàm mũ
Độ nhớt biểu kiến cũng sẽ được dùng để tính số Reynolds với chất lưu hàm mũ. Các
phương trình tính a lần lượt được biểu diễn như sau: [1]

Kd (1 n )  3  1 / n 
a 

 trong cột cần khoan
96v (1 n )  0.0416 
n

12

(1.10)


K (d 2  d1 )(1 n )  2  1 / n 
a 

 trong khoảng không vành xuyến
144v (1 n )  0.0208 
n

(1.11)

Số Reynolds cho dòng chảy có thể được biểu diễn như sau: [1]

Hệ SI:

N Re  743.5 

 (3.281v) 2 n  1.638d 
K

n


 trong cột cần khoan
 3 1/ n 

(1.12)

 (3.281v) 2 n  0.819  d 2  d1  

 khoảng không vành xuyến (1.13)
và N Re  909.5 
K
2 1/ n


n

Hệ US:

N Re  89,100 

 v 2 n  0.0416d 

n


 trong cột cần khoan
K  3 1/ n 

 v 2 n  0.0208  d 2  d1  

 khoảng không vành xuyến
và N Re  109,000 
K 
2 1/ n


(1.14)

n

(1.15)

Việc xác định tiêu chuẩn dòng chảy rối với chất lưu hàm mũ dựa trên số Reynolds tới hạn
NRe phụ thuộc vào hệ số ứng xử dòng chảy. Công thức dùng để tính NRe tại giới hạn trên
của dòng chảy tầng: [1]

N Re  3470  1370.n

(1.16)

Đối với dòng chảy chuyển tiếp và dòng chảy rối, NRe được tính bằng: [1]

N Re  4270  1370.n

(1.17)

 Mô hình Herschel-Bulkley
Đối với loại chất lưu này, số Reynolds được tính bằng đơn vị đo lường Mỹ như sau:
Trong cần khoan, ta có công thức: [1]

13


Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×