Tài liệu 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. 1.1.1. Vị trí địa lý của mỏ rồng. 2 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 vào tháng 6 đến tháng 10. Trong cả năm số ngày có tầm nhìn không tốt chiếm 25% , 3 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. 1.2.Đặc điểm địa chất của mỏ Rồng . 4 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 85m2200m - 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. 11 1.4.4. Hệ số mở rộng thành M - 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 R4 = 57,32 R= × 1 100 × i 2 = 57.32 8 = 716,5 m × 1 i4 = 57.32 167. l t 2 D c −d t − K  f × 100 2 = 2866 m (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 L f 0,13.10 . qT . T E . IT 6 (2-2) 15 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 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 : θ  arcsin  R0 H − R0 −S Thay số ta được: → θ  10,810 2 H  R0  2 √ H – S  2 R −S −S  2 R − S 2 0  0  16 Ta có: S2 = R2  1−COSθ   716,5(1 − COS10,810 ) = 12 m S4 = R4  1−COSθ   1910,67(1 − COS10,810) = 50 m H3 = H 0 – H 1 – H – 5 (R2  R4)sin θ = 2808 m S3 = H3tg θ =538 m H2 = R2.Sin θ H4 = R4.Sin θ l2 = 0,01745. R2.. θ l3 = H3/ Cos θ l4 = 0,01745. R4.. θ S3 = H3.tan θ 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 H3 = 2808 L3 = 2868 S3 = 538 H4 = 537 L4 = 549 S4 = 50 H5 = 385 L5 = 385 S5 = 0 17 Tổng H0 = 4235 L = 4310 Hình 2-2: Profile giếng khoan R317 S = 600 18 Cấấu trúc Profle giếấng khoan R317 0 370 H1 l1=370 R2 505 O2i2 l2=138 H2 3313385 0423540 00H5440 0 l3 = 286 8 49 l4=5 H4 R4 i4 H5 O4 S2=12 l5 = 385 S3=538S4= 50 S 2.2 Lựa chọn cấu trúc giếng khoan. 2.2.1 Giới thiệu chung về thiết kế cấu trúc giếng khoan 19 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 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. 20 - 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. 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.