Nghiên cứu dao động tự do dầm xốp vi mô dùng lời giải Ritz.pdf
Tính toán chương trình thủy lực khoan_Nhóm 1
1. 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
2. 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
3. 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)
4. 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)
5. i
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.
6. ii
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!
7. 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
8. 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
9. 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
10. 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
11. 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
12. 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
13. 1
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)
14. 2
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
15. 3
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]
16. 4
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]
17. 5
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]
18. 6
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,
19. 7
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
20. 8
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 (1.1)
21. 9
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
22. 10
Bảng 1.1: So sánh ba chế độ dòng chảy chính
Chế độ chảy tầng Chế độ chảy chuyển tiếp Chế độ chảy rối
Địnhnghĩa
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.
Đặctrưng
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.
Thường diễn ra ở khoảng
không vành xuyến giữa cột cần
khoan và ống chống hoặc thành
giếng khoan.
Xảy ra khi dung dịch có độ
nhớt lớn, vận tốc chảy thấp.
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.
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.
Ứngdụng
Được dùng để vận chuyển mùn
khoan lên mà không gây xói
mòn.
Nhận biết dấu hiệu chuyển
tiếp giữa hai chế độ dòng
chảy
Dòng chảy rối ở đáy giếng
giúp nâng cao hiệu suất rửa
sạch đáy giếng.
23. 11
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]
Re
vd
N
với 2
0.7854
q
d
trong cột cần khoan (1.2)
2 1
Re
( )
0.816
d d
N
với 2 2
2 10.7854 ( )
q
d d
khoảng không vành xuyến (1.3)
Trong đó: 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]
Re 928
vd
N
với 2
2.448
q
d
trong cột cần khoan (1.4)
2 1
Re
( )
757
d d
N
với 2 2
2 12.448 ( )
q
d d
khoảng không vành xuyến (1.5)
Reynolds < 2100: dòng chảy tầng.
Reynolds > 4000: dòng chảy rối.
2100 < Reynolds < 4000: dòng chảy chuyển tiếp.
24. 12
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
a
YP d
PV
v
dòng chảy trong cần khoan (1.6)
2 15 ( )
a
YP d d
PV
v
dòng chảy trong khoảng không vành xuyến (1.7)
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: Re
a
vd
N
trong cần;
2 1
Re
( )
0.816
a
v d d
N
trong vành xuyến (1.8)
Hệ US: Re 928
a
vd
N
trong cần;
2 1
Re
( )
757
a
v d d
N
trong vành xuyến (1.9)
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]
(1 )
(1 )
3 1/
96 0.0416
nn
a n
Kd n
v
trong cột cần khoan (1.10)
25. 13
(1 )
2 1
(1 )
( d ) 2 1/
144 0.0208
nn
a n
K d n
v
trong khoảng không vành xuyến (1.11)
Số Reynolds cho dòng chảy có thể được biểu diễn như sau: [1]
Hệ SI:
2
Re
(3.281 ) 1.638
743.5
3 1/
nn
v d
N
K n
trong cột cần khoan (1.12)
và
2
2 1
Re
0.819(3.281 )
909.5
2 1/
n
n
d dv
N
K n
khoảng không vành xuyến (1.13)
Hệ US:
2
Re
0.0416
89,100
3 1/
nn
v d
N
K n
trong cột cần khoan (1.14)
và
2
2 1
Re
0.0208
109,000
2 1/
n
n
d dv
N
K n
khoảng không vành xuyến (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]
Re 3470 1370.N n (1.16)
Đối với dòng chảy chuyển tiếp và dòng chảy rối, NRe được tính bằng: [1]
Re 4270 1370.N 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]
26. 14
(2 )
2(3 1) ( / 2)
3 1
2
n n
Re nn
c
n d
N
n d n
YP K
nC
(1.18)
Trong vành xuyến, ta có công thức: [1]
(2 ) 2 1
2 1
*
( )
4(2 1) 2
2(2 1)
2
n n
Re nn
a
d d
n
N
n d d n
YP K
nC
(1.19)
Trong đó, các hằng số *
aC và cC được tính theo công thức như sau: [1]
*
2 2
2 1 2 1
1
1
1
2 (2 1)
( / 2) ( / 2) ( / 2) ( / 2)
a n
YP
C
n
q n
YP K
n d d d d
(1.20)
3
1
1
2 1 (3 1)
( / 2)
c n
YP
C
n q n
YP K
n d
(1.21)
Số Reynolds tới hạn trong cần khoan và vành xuyến lần lượt là: [1]
1
1
Re
4(3n 1) z
cN
n
và
1
1
Re
8(2n 1) z
cN
n
(1.22)
Trong đó
( ) 3.93
50
log n
và
1.75 ( )
7
log n
z
Số Reynolds tới hạn là tiêu chuẩn dùng để xác định các chế độ dòng chảy. Nếu vượt quá
số Reynolds tới hạn trên ta có dòng chảy rối, thấp hơn số Reynolds tới hạn dưới ta có
dòng chảy tầng. [1]
27. 15
1.3.2. Mô hình lưu biến
Lưu biến học nghiên cứu sự biến dạng và sự chảy của vật chất. Chúng ta có thể dùng mô
hình lưu biến để dự đoán ứng xử của dòng chất lưu dưới sự thay đổi của các thông số
điều kiện bao gồm áp suất, nhiệt độ và tốc độ trượt.
Chất lưu Newton được mô tả bằng mô hình Newton như sau: [1]
(1.23)
Trong đó: : ứng suất trượt (lb/100ft2
)
: tốc độ trượt (sec-1
)
: độ nhớt dẻo (cp = mPa.s)
Trong thực tế, phần lớn các chất lưu xuất hiện trong ngành công nghiệp dầu khí là chất
lưu phi Newton, nghĩa là chúng không biểu diễn tính chất tuyến tính giữa ứng suất trượt
và tốc độ trượt. Vì vậy, ta thường sử dụng các mô hình lưu biến phi Newton để giải quyết
các bài toán về những loại chất lưu này. Các loại mô hình lưu biến thông dụng được dùng
trong dầu khí là: [1]
Mô hình dẻo Bingham cho chất lưu dẻo.
Mô hình hàm mũ Power Law cho chất lưu giả dẻo.
Mô hình hàm mũ hiệu chỉnh Modified Power Law dùng cho chất lưu Herschel-
Bulkley (mô hình được dùng phổ biến trong công tác thiết kế thuỷ lực khoan). [1]
1.3.2.1. Mô hình dẻo BingHam
Mô hình Bingham được sử dụng khá thông dụng trong tính toán các dung dịch khoan.
Mô hình này sử dụng với chất lưu mà ta cần một lực nhất định để bắt đầu dòng chảy (gọi
là ứng lực cắt động, YP) và cho ta một hằng số độ nhớt khi tăng tốc độ trượt.
Mô hình Bingham mô tả dòng chảy tầng với phương trình toán học cơ bản sau: [1]
( ) y pYP PV (1.24)
28. 16
Trong đó: : ứng suất cắt (lb/100ft2
)
YP hay y: ứng lực cắt động (lb/100ft2
)
PV hay μp: độ nhớt dẻo (cp) (tỉ lệ tốc độ tăng của ứng suất cắt với tốc
độ trượt hay là độ dốc của đồ thị)
: tốc độ cắt (sec-1
)
Hình 1.2: Mô hình dẻo Bingham [3]
Mô hình dẻo Bingham là 1 mô hình tuyến tính nên nó không mô tả chính xác ứng xử
dòng chảy của chất lỏng dẻo Bingham ở miền tốc độ trượt thấp. Loại chất lưu này có
thông số ứng lực cắt động y cao hơn độ bền gel s của chất lưu. Chất lưu có độ bền gel
nên ta cần tác động một lực để phá vỡ cấu trúc gel để tạo dòng chảy. Khi tốc độ trượt còn
thấp, lực sẽ được tăng từ từ và dạng đồ thị là đường cong chứ không phải đường thẳng
tuyến tính. Khi tốc độ trượt đủ cao, dòng chảy chuyển sang chế độ chảy dẻo với hệ số
góc không thay đổi. [3]
29. 17
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 [3]
Hình 1.4: Đồ thị độ nhớt của các loại dung dịch khoan thông dụng [3]
Độ nhớt hiệu dụng tại một tốc độ trượt bất kỳ chính là hệ số góc của đường thẳng nối một
điểm bất kỳ trên đường độ nhớt dẻo PV tới gốc tọa độ.
30. 18
Hình 1.5: Mô hình dẻo Bingham [2]
1.3.2.2. Mô hình hàm mũ
Mô hình hàm mũ được sử dụng khi tất cả chất lưu được xem xét có tính chất giả dẻo tự
nhiên và có dạng như sau: [1]
( )n
K (1.25)
Trong đó: : ứng suất trượt tĩnh (dyne/cm2
)
K: hệ số độ sệt
γ: tốc độ trượt (sec-1
)
n: hệ số đặc trưng cho ứng xử của dòng chảy
Hệ số ‘n’ được gọi là hệ số đặc trưng cho ứng xử của dòng chảy, hệ số này chính là hệ số
góc của đồ thị log-log như hình 1.6 và hệ số ‘n’ không có đơn vị. Giá trị của n cho ta biết
ứng xử phi Newton của chất lưu trong một khoảng tốc độ trượt nhất định. Nếu ‘n’=1,
chất lưu được coi là chất lưu Newton. Giá trị ‘n’ càng giảm thì chất lưu càng có tính chất
phi Newton, độ nhớt tăng cùng với tốc độ cắt. [1]
31. 19
Hình 1.6: Đồ thị log-log của mô hình hàm mũ [3]
Hệ số ‘K’ được gọi là hệ số độ sệt (hệ số phụ thuộc vào độ dày của lớp bùn). ‘K’ được
định nghĩa là ứng suất cắt tại một tốc độ cắt bất kỳ trong sec-1
. Trên đồ thị log-log, ‘K’ là
giá trị của log ứng suất trượt khi log tốc độ cắt bằng 0. Khi ‘K’ tăng tức là hiệu quả làm
sạch giếng nói chung tăng. Đơn vị của ‘K’ có thể là lbs/100ft2
, dynes-sec hoặc N/m2
. [1]
Mô hình hàm mũ phức tạp hơn mô hình Bingham vì nó không cho ta mối quan hệ tuyến
tính giữa ứng suất trượt và tốc độ trượt. Nhưng mô hình hàm mũ sẽ khắc phục được
những nhược điểm của mô hình Bingham tại vùng tốc độ trượt thấp. [1]
Hình 1.7: Phân vùng tính toán giữa mô hình hàm mũ và mô hình Bingham [2]
Mô hình hàm mũ có thể mô tả ba dạng chất lưu khác nhau, dựa vào giá trị của ‘n’:
i) n=1: chất lưu Newton
ii) n<1: chất lưu phi Newton
iii) n>1: chất lưu trương nở (Dilatant)
32. 20
Hình 1.8: Phân loại chất lưu theo giá trị n [2]
1.3.2.3. Mô hình hàm mũ hiệu chỉnh Modified Power Law (dùng cho chất lưu Herschel-
Bulkley)
API đã chọn mô hình hàm mũ là một mô hình chuẩn, tuy nhiên mô hình hàm mũ lại
không thể mô tả đầy đủ và chi tiết về dung dịch khoan vì nó không xét đến ứng suất cắt
động YP và ứng xử chất lưu ở tốc độ trượt thấp. [3]
Công thức toán học của mô hình hàm mũ hiệu chỉnh:
. n
y K (1.26)
Dạng mô hình 3 thông số này là dạng mô hình tổng quát có thể mô tả ứng xử của tất cả
các loại chất lưu đã xét.
Hình 1.9: So sánh các mô hình [3]
33. 21
Hình 1.10: So sánh đường log các mô hình [3]
Hai hình 1.9 và 1.10 cho thấy sự khác biệt giữa mô hình Bingham, mô hình hàm mũ và
mô hình hàm mũ hiệu chỉnh.
Mô hình hàm mũ hiệu chỉnh trở thành mô hình dẻo Bingham khi n=1 và trở thành mô
hình hàm mũ khi τy=0. Các bài toán sử dụng mô hình này rất phức tạp và cần có tối thiểu
ba số đo ứng suất cắt/tốc độ cắt để có thể giải. [3]
34. 22
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
2.1.1. Tỉ trọng dung dịch khoan
2.1.1.1. Định nghĩa
Đây được xem là thông số quan trọng nhất trong tất cả các thông số của dung dịch khoan
vì nó liên quan đến áp suất thủy tĩnh và khả năng nâng mùn khoan từ đáy giếng lên bề
mặt. Vì vậy, cần phải kiểm tra thường xuyên để đảm bảo rằng cột áp suất thủy tĩnh được
tạo bởi tỉ trọng dung dịch khoan ở đáy giếng có thể ngăn chất lưu xâm nhập từ vỉa vào
giếng và cũng phải đảm bảo không vượt quá áp suất vỡ vỉa.
Tỉ trọng của dung dịch khoan được lựa chọn căn cứ vào các điều kiện ngăn ngừa sự xuất
hiện dầu khí, sụt lở đất đá khoan qua. Yếu tố xác định là áp suất thủy tĩnh của cột dung
dịch khoan, áp suất từ phía giếng khoan cần đủ để ngăn ngừa dòng chảy không kiểm soát
từ thành hệ vào giếng. Tỉ trọng của dung dịch càng tăng thì sự an toàn khoan giếng càng
cao. Đồng thời, tăng tỉ trọng sẽ làm tăng chênh áp lên đáy, tăng hàm lượng pha rắn trong
dung dịch khoan, dẫn đến giảm tốc độ cơ học khoan và làm nhiễm bẩn tầng sản phẩm. Tỉ
trọng là một trong những yếu tố chính bảo đảm ổn định thành giếng khoan. Để ngăn ngừa
sụt lở thành giếng khoan bảo đảm tốc độ khoan cao phải xuất phát từ sự lựa chọn giá trị
tối ưu của tỉ trọng. Để duy trì áp suất đáy trong giới hạn làm việc, cần phải thường xuyên
kiểm tra tỉ trọng của dung dịch. Sau khi lựa chọn được chất lỏng gốc, bắt đầu xây dựng
mô hình tỉ trọng trên các số liệu áp suất - thể tích - nhiệt độ (PVT) tại điểm cụ thể. Khi
đó, cần tính áp suất tĩnh để bảo đảm tăng cao hơn áp suất lỗ rỗng với hệ số an toàn thấp
nhất tại mỗi chiều sâu khác nhau. [6]
35. 23
2.1.1.2. Dụng cụ đo
Tỷ trọng được đo bằng tỉ trọng kế mà nguyên lí làm việc tương tự như ở cân con chạy.
Đặc tính này rất quan trọng và cần được kiểm tra thường xuyên vì tỉ trọng dung dịch cần
có trị số sao cho áp suất thủy tĩnh ở đáy phải đủ để có thể kiểm soát chất lỏng ở tầng và
cũng không được quá lớn so với sức kháng của đất đá được khoan. Cũng có những thiết
bị đo liên tục tỉ trọng đặt trên đường đẩy của máy bơm mà nguyên lí dựa trên việc đo sự
suy giảm bức xạ của nguồn phóng xạ do dung dịch khoan đi qua. [3]
Hình 2.1: Cân tỉ trọng dung dịch khoan [3]
2.1.2. Áp suất vỉa & Áp suất vỡ vỉa
2.1.2.1. Áp suất vỉa
Áp suất vỉa là một nhân tố ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khoan. Nếu áp suất
vỉa không được đánh giá chính xác, có thể sẽ dẫn đến các sự cố khoan như mất
toàn hoàn dung dịch, phun trào, kẹt cần khoan, thành giếng khoan không ổn định
và tăng chi phí khoan. [1]
Áp suất vỉa pfp là áp suất của chất lưu chứa trong không gian các lỗ rỗng.
Áp suất vỉa pfp thường được tính thông qua gradient thủy tĩnh, áp suất này tăng theo chiều
sâu và phụ thuộc vào mật độ chất lưu. Đơn vị gradient áp suất vỉa là psi/ft.
Áp suất vỉa bình thường: là áp suất vỉa khi có giá trị xấp xỉ bằng áp suất thủy tĩnh lí
thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước. [1]
Pnor.f = ρ.D + P0 (2.1)
36. 24
Áp suất vỉa dị thường: là áp suất vỉa khi có giá trị đặc biệt khác nhiều so với áp suất thủy
tĩnh lí thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước. [1]
Pabnor.f ≠ ρ.D + P0 (2.2)
Phân loại áp suất vỉa dị thường :
Áp suất vỉa dị thường dương: áp suất vỉa có giá trị lớn hơn nhiều so với áp suất thủy tĩnh
lí thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước. [1]
Pab.f >> ρ.D + P0 (2.3)
Áp suất vỉa dị thường âm: áp suất vỉa khi có giá trị nhỏ hơn nhiều so với áp suất thủy tĩnh
lí thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước. [1]
Psub.f << ρ.D + P0 (2.4)
Nguyên nhân gây nên áp suất dị thường:
Hiệu ứng nén.
Hiệu ứng phong hóa.
Hiệu ứng chênh lệch tỉ trọng.
Hiệu ứng di chuyển của chất lỏng.
Hiệu ứng nén: áp suất vỉa tăng do sự gia tăng của chiều sâu chôn vùi và tăng nhiệt độ,
đồng thời độ rỗng bị giảm đi do sự tăng của áp lực địa tĩnh. Do vậy, áp suất vỉa được coi
là bình thường nếu như có đường thấm đủ để bảo đảm dòng chảy kịp thời thoát ra ngoài
dưới tác dụng của sự gia tải.
37. 25
Hình 2.2: Thí nghiệm miêu tả hiệu ứng nén [1]
Mô tả thí nghiệm:
Van mở: áp suất lỗ rỗng vẫn được giữ nguyên là áp suất thủy tĩnh. Ứng suất mạng vẫn
tiếp tục tăng khi các piston chuyển động lại gần nhau hơn cho đến khi ứng suất của lớp
phủ bên trên được cân bằng.
Van đóng: ứng suất của lớp phủ bên trên tăng sẽ dẫn đến sự tăng áp suất của nước trong
lỗ rỗng lớn hơn áp suất thủy tĩnh. Thể tích lỗ rỗng cũng vẫn sẽ lớn hơn bình thường đối
với độ sâu chôn vùi cho trước.
Nhận xét: sự giảm độ thấm tự nhiên qua sự nén chặt của các trầm tích hạt mịn như đá
phiến có thể tạo ra một nút bịt kín cho phép tạo thành áp suất vỉa dị thường. [1]
Hiệu ứng phong hóa: là thuật ngữ để chỉ sự biến đổi của khoáng vật trong quá trình hoạt
động địa chất. Phiến sét và cacbonate được hình thành do sự thay đổi cấu trúc tinh thể.
Đây là nguyên nhân gây ra áp suất dị thường.
Ví dụ: sét monmorillonite chuyển đổi thành illite, chlorite và kaolinite trong quá trình nén
với sự có mặt của kali. [1]
Sự có mặt của nước dưới dạng tự do và hydrat giữa các lớp sét sẽ tạo ra cấu trúc chặt chẽ
hơn. Do ảnh hưởng của quá trình nén, nước tự do sẽ dần dần thoát ra còn lại nước kém
linh động hơn sẽ bị giữ lại. Khi đạt tới độ sâu ứng với nhiệt độ khoảng 200o
F tới 300o
F,
38. 26
phần nước kém linh động đó sẽ dần mất đi (giai đoạn thoát nước cuối), sét trở thành dạng
illite. Giai đoạn thoát nước cuối này xem như sự hòa tan muối. [1]
Nước giữa các lớp sét có khối lượng riêng lớn hơn nước tự do, vì vậy quá trình chuyển
dạng nước giữa các lớp sét sang tự do sẽ tương ứng với việc tăng thể tích. Nếu độ thấm
của đá là đủ nhỏ, quá trình giải phóng nước sẽ tương ứng với việc phát triển áp suất dị
thường.
Hình 2.3: Các giai đoạn chính của hiệu ứng phong hóa
Hiệu ứng chênh lệch tỉ trọng: khi chất lưu nằm trong bất cứ cấu trúc nghiêng nào, môi
trường này thường có khối lượng riêng nhỏ hơn nhiều so với chất lỏng nằm trong cùng
khu vực, áp lực dị thường có thể xuất hiện trong một khu vực nghiêng của kết cấu .
Người ta thường gặp áp suất dị thường đối với mỏ có góc nghiêng lớn. Vì thế, khi diễn ra
quá trình khoan thường hay gặp tình huống tự phun trào đặc biệt vùng cát chứa khí. [1]
Để đảm bảo an toàn của quá trình khoan trong vùng chứa khí thì dung dịch khoan sử
dụng cho quá trình khoan phải có khối lượng riêng lớn hơn so với việc khoan trong vùng
tiếp xúc khí-nước. [1]
Hiệu ứng di chuyển của chất lưu: sự di chuyển của chất lưu từ vỉa sâu lên vỉa nông hơn
có thể gây ra sự ép các chất lưu phía trên, kết quả là hình thành áp lực bất thường tại các
vỉa nông. Quá trình này gọi là gia tăng thêm tải. Trong hình 2.4 bên dưới, dòng chảy có
thể do tự nhiên hoặc do con người tạo ra. Ngay cả khi dòng đã dừng lại, có thể cần thời
39. 27
gian đáng kể để vùng chịu gia tải giảm áp lực và trở về trạng thái áp bình thường. Rất
nhiều sự cố tràn dầu đã xảy ra tại nơi vỉa nông. Tình trạng này là khá phổ biến đối với các
mỏ dầu cũ. [1]
Hình 2.4: Các cơ chế của hiệu ứng di chuyển của chất lưu [1]
Dự báo áp suất vỉa:
Công tác dự báo dựa vào: số liệu của các giếng đã khoan khu lân cận, dữ liệu địa chấn.
Để xác định áp suất vỉa từ dữ liệu địa chấn cần xác định vận tốc sóng âm trung bình theo
hàm của chiều sâu.
Để thuận tiện người ta biểu thị dưới dạng vận tốc tương hỗ hay khoảng thời gian lan
truyền t: [1]
t= tma.(1- φ) + tfl.φ = (tfl – tma).φ + tma (2.5)
Trong đó: tma - khoảng thời gian lan truyền trong khung đá; tfl - khoảng thời gian lan
truyền trong chất lưu lỗ rỗng. Bởi vì tfl > tma : do đó t tỉ lệ thuận với φ.
Khi thiết lập đường quan hệ lỗ rỗng - chiều sâu có thể dùng mô hình toán học để ngoại
suy đường xu hướng áp suất bình thường cho các vị trí sâu hơn, từ đó tính áp suất dị
thường. Các mô hình có thể là: tuyến tính, hàm mũ đa thức trong trục Đề các, semiLog,
hoặc Log-Log. [1]
40. 28
2.1.2.2. Áp suất vỡ vỉa
Áp suất vỡ vỉa Pff là áp suất lớn nhất mà thành hệ có thể chịu đựng được, không gây nên
nứt gãy thành hệ tại độ sâu cho trước.
Khi áp suất dị thường xuất hiện, cần phải tăng áp suất giữ thành hệ do bùn khoan tạo ra,
nhưng đồng thời áp suất do bùn khoan tạo ra không được vượt quá áp suất vỡ vỉa. Điều
này tương đương với việc chiều sâu hố khoan phải lớn hơn một giá trị tối thiểu để đảm
bảo áp suất do bùn khoan gây ra đủ giữ cân bằng với áp suất vỉa Pf, đồng thời chiều sâu
này không được vượt quá giá trị tới hạn để đảm bảo áp suất cột bùn khoan không vượt
quá áp suất vỡ vỉa Pff. [1]
Pf < P < Pff (2.6)
Phương pháp dự đoán áp suất vỡ vỉa:
Phương pháp dự báo và phương pháp kiểm nghiệm.
Kế hoạch khoan ban đầu phải dựa trên phương pháp dự đoán ban đầu. Sau khi ống chống
được trám xi măng, cần kiểm tra lại sức bền vỡ vỉa bằng thí nghiệm leakoff trước khi
khoan tới cấp ống chống tiếp theo. Có các phương pháp dự đoán như sau: [1]
Phương trình Hubbert và Willis
Quan hệ Matthews và Kelly
Quan hệ Pennebaker
Quan hệ Eaton
Phương trình Christman
Phương trình Macpherson và Berry
Thí nghiệm leakoff
Kiểm tra áp suất vở vỉa:
Sau khi mỗi ống chống được trám xi măng người ta tiến hành thí nghiệm áp suất gọi là
thử nghiệm rò rỉ “leakoff test” để kiểm tra xem liệu ống chống, xi măng và khu vực thành
41. 29
hệ dưới chân đế ống chống có thể chịu đựng Pw cần thiết để khoan an toàn ở độ sâu lắp
đặt ống chống kế tiếp. [1]
Tổng quát, leakoff test được tiến hành bằng việc:
Đóng giếng tại bề mặt với cụm nắp bịt an toàn và bơm vào trong giếng đã được đóng
ở một tốc độ không đổi cho đến khi đạt tới áp suất kiểm tra hay đến khi giếng bắt đầu
mất hết toàn bộ dung dịch gây nên sự thay đổi xu hướng tăng áp suất trong giếng.
Dừng bơm và ghi lại quá trình giảm áp suất trong giếng trong vòng tối thiểu 10 phút.
Xem xét kết quả kiểm tra leakoff test :
Áp suất bơm tăng tuyến tính theo thể
tích chất lỏng, đoạn thẳng OA.
Tại điểm A: áp suất tại A được gọi là
áp suất leakoff và được dùng để tính
gradient nứt gãy vỉa: PA = Pleakoff. Việc
bơm được tiếp tục kéo dài đủ để bảo
đảm rằng áp suất vỡ vỉa đã đạt được.
Tại điểm B: ngừng bơm và đóng
giếng để quan sát tốc độ giảm áp. Tốc
độ giảm áp chỉ ra tốc độ mà ở đó dung
dịch khoan đang biến mất.
Hình 2.5: Quy trình thực hiện thí nghiệm leakoff test [1]
Chú ý: Khi tiến hành leakoff test, tốc độ bơm được chọn hơi thấp hơn đường dốc dự
đoán, nên chọn lưu lượng bơm 0.25-150 bbl/min.
Trước khi leakoff test, tiến hành tuần hoàn cho đến khi tỉ trọng dung dịch khoan là đồng
đều trong toàn bộ giếng, nên được kiểm tra bằng cách di chuyển cần chủ đạo và quan sát
cột dung dịch khoan tĩnh trong bộ khoan cụ và vành xuyến. [1]
42. 30
Sau khi kết thúc leakoff test, tiến hành kiểm tra thể tích dung dịch khoan bị mất do chảy
vào thành hệ của giếng khoan (khi áp suất vỡ vỉa đã đạt được). Do đó thể tích dung dịch
khoan thu hồi được sẽ nhỏ hơn thể tích của lượng dung dịch khoan bơm vào lúc đầu. [1]
2.1.3. Ảnh hưởng của dung dịch khoan đến thành hệ đất đá
Ảnh hưởng của dung dịch khoan đến thành hệ đất đá chủ yếu phụ thuộc vào hai yếu tố:
cấu trúc địa chất của giếng và chất lượng của loại dung dịch được sử dụng.
Ảnh hưởng của dung dịch khoan đối với thành hệ:
Đối với dung dịch khoan, do sự chênh áp mà luôn luôn có một lượng nước được thải
ra từ dung dịch sẽ đi vào vỉa, tạo ra nhũ tương dầu nước bền vững gây bít nhét làm
giảm hiệu suất khai thác. [6]
Sự xâm nhập của hàm lượng pha rắn trong dung dịch vào thành hệ cũng sẽ gây bít
nhét các khe nứt và lỗ rỗng, làm giảm tính thấm tự nhiên của vỉa. [6]
Ảnh hưởng của cấu trúc địa chất đến dung dịch khoan:
Đối với tầng sét trương nở khi gặp dung dịch khoan có độ thải nước cao, sẽ khiến cho
sét trương nở, gây bó hẹp thành giếng và ảnh hưởng đến công tác khoan. [6]
2.2. Tổn hao áp suất trong khoảng không vành xuyến
2.2.1. Thông số đặc trưng cho ứng xử của dòng chảy (n) và chỉ số độ sệt (K)
600
300
3,32.logn
(2.7)
300
511n
K
(2.8)
Trong đó: 600: số đọc tại vận tốc quay 600 vòng/phút của máy đo lưu biến
số đọc tại vận tốc quay 300 vòng/phút của máy đo lưu biến
43. 31
2.2.2. Tính toán vận tốc của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến
2 2
24,5.
annular
hole dp
Q
V
ID OD
(2.9)
Trong đó: Q: lưu lượng của bơm, gpm
IDhole: đường kính trong của giếng khoan hoặc ống chống, in
ODdp: đường kính ngoài của cần khoan hoặc cần nặng, in
2.2.3. Tính toán vận tốc tới hạn của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến
Đây là vận tốc của dòng chảy ở dải chuyển tiếp của chỉ số Reynolds trong khoảng 2000 -
3000, được sử dụng để phân biệt giữa dòng chảy tầng và chảy rối. [8]
1
4 223,878.10 . 2,4 2 1
. .
3
n
nn
c
hole dp
K n
V
D D n
(2.10)
Nếu vận tốc dòng chảy trong khoảng không vành xuyến xung quanh cột cần khoan tính
toán được thấp hơn vận tốc tới hạn của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến xung
quanh cột cần khoan, thì kết luận đó là dòng chảy tầng. [8]
Annular velocity Critical velocityV V
(2.11)
Nếu vận tốc dòng chảy trong khoảng không vành xuyến xung quanh cột cần khoan tính
toán được cao hơn vận tốc tới hạn của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến xung
quanh cột cần khoan, thì kết luận đó là dòng chảy rối. [8]
Annular velocity Critical velocityV V
(2.12)
44. 32
2.2.4. Tính toán tổn hao áp suất trong khoảng không vành xuyến
Đối với dòng chảy tầng: [8]
2,4. 2 1 .
. .
3 300.( )
n
annular
s
hole dp hole dp
V n K L
P
D D n D D
(2.13)
Đối với dòng chảy rối: [8]
5 0,8 1,8 0,2
3 1,8
7,7.10 . . . .
( ) .( )
s
hole dp hole dp
Q L
P
D D D D
(2.14)
Trong đó: Ps: áp suất tổn hao trong khoảng không vành xuyến, psi
L: chiều dài chuỗi cần khoan hoặc cần nặng, ft
: tỉ trọng của dung dịch khoan, ppg
: độ nhớt dẻo, cp
Vannular: vận tốc dòng chảy trong khoảng không vành xuyến, ft/min
2.3. Tính toán tỉ trọng tuần hoàn tương đương (ECD)
0,052.
sP
ECD
TVD
(2.15)
Trong đó: : là tỉ trọng dung dịch khoan (ppg)
Ps: tổn hao áp suất trong khoảng không vành xuyến theo độ sâu (psi)
TVD: là chiều sâu thẳng đứng của giếng (ft)
Tỷ trọng dung dịch tạo nên áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch. Tuy nhiên, trong quá
trình tuần hoàn dung dịch, áp suất thực tế của cột dung dịch tác dụng lên một vị trí bất kỳ
trong giếng ngoài thành phần thuỷ tĩnh còn tồn tại giá trị áp suất động. Để đơn giản, ta
45. 33
xem như có một dung dịch với tỷ trọng tương đương gây ra áp suất tĩnh tại điểm đang xét
có cùng độ lớn với áp suất toàn phần tương ứng của cột dung dịch khoan đang tuần hoàn
trong giếng tác dụng tại điểm đấy.
Như vậy, tỷ trọng tuần hoàn tương đương (Equivalent circulating density hay ECD) có
thể hiểu là tỷ trọng (khối lượng riêng) hiệu dụng của dung dịch khoan tại một độ sâu xác
định trong giếng khi dung dịch khoan đang được tuần hoàn.
Về mặt tính toán, ECD gồm áp suất thuỷ tĩnh của cột chất lỏng cộng với sụt áp (do ma
sát) trong quá trình tuần hoàn trong vành xuyến bên trên một điểm trong giếng. Thực vậy,
khi dung dịch khoan được tuần hoàn đến một vị trí trong vành xuyến, áp suất tĩnh là do
cột chất lỏng bên trên điểm đó (đến đầu giếng) gây ra, thành phần động còn lại đúng bằng
sụt áp trong vành xuyến tính từ điểm đó đến đầu giếng (lưu ý là động năng tuần hoàn
dòng chảy mà bơm cung cấp đã tiêu hao do sụt áp trong cột cần khoan và các đoạn vành
xuyến dưới điểm đang xét).
Trong phương trình trên, giá trị Pa thay đổi phụ thuộc tính chất lưu biến của dung dịch,
lưu lượng tuần hoàn và dạng hình học của giếng. Như vậy, ECD cũng phụ thuộc và có
thể được kiểm soát nhờ thay đổi các tính chất trên. Khi ECD gia tăng vượt quá một giá trị
giới hạn xác định tùy thuộc độ sâu và đặc điểm thành hệ khoan qua, áp suất đáy giếng
tăng cao làm hiện tượng mất dung dịch có thể xảy ra, nhất là khi áp suất cột dung dịch
lớn hơn áp suất thành hệ một giá trị nhất định (thông thường > 5-7%).
Áp suất đặt trên thành hệ trong suốt quá trình tuần hoàn bằng tổng sụt áp tuần hoàn trong
vành xuyến từ điểm đang xét tới đầu nối cột cần khoan với ống chống trên bề mặt, cộng
với áp suất thuỷ tĩnh của bùn khoan. Khi ECD lớn có thể gây mất dung dịch, do đó cần
tối ưu hoá tính chất lưu biến của dung dịch để tránh ECD quá lớn.
2.4. Thông số liên quan đến khả năng vận chuyển mùn khoan của dung dịch
2.4.1. Tốc độ trượt và tốc độ nâng mùn khoan trong khoảng không vành xuyến
Trong quá trình khoan, mùn khoan thường có tỉ trọng cao hơn so với dung dịch khoan.
Do đó chúng có xu hướng trượt xuống và lắng đọng ở đáy giếng khoan. Việc dự đoán
vận tốc lắng rất khó khăn và phức tạp do tỷ trọng, kích thước mùn khoan khác nhau tại
46. 34
từng vị trí khoan, tính chất dung dịch khoan thay đổi và dòng chảy trong vành xuyến
cũng hiếm khi cùng vận tốc. Nhiều phương pháp hiệu chỉnh được đưa ra nhằm tính toán
vận tốc trượt của mùn khoan, sau đây là các phương pháp chính.
Phương pháp hiệu chỉnh Moore: [1]
Độ nhớt biểu kiến được biểu diễn như sau:
1
2 1
1
2
. .
144 0,0208
n
n
a
d dK n
(2.16)
Trong đó: K: chỉ số độ sệt
n: chỉ số đặc trưng cho ứng xử của dòng chảy
d2: đường kính giếng khoan, in
d1: đường kính ngoài của cần khoan, in
v: vận tốc của dòng chảy trong khoảng không vành xuyến, ft/s
Từ đó, ta tính hệ số Renold đựa vào công thức sau:
Re
928. . .f sl s
a
V d
N
(2.17)
Trong đó: f: khối lượng riêng của dung dịch, lbm/gal
ds: đường kính hạt mùn, in
Vsl: vận tốc trượt của mùn khoan, ft/s
47. 35
Đối với số Reynolds (Re > 300) ta sử dụng công thức: [1]
1,54. . s f
sl s
f
V d
(2.18)
Đối với số Reynolds (3 < Re < 300) ta sử dụng công thức: [1]
0,667
0,333 0,333
2,9. .( )
.
s s f
sl
f a
d
V
(2.19)
Đối với số Renold (Re < 3) ta sử dụng công thức: [1]
2
82,87. .( )s
sl s f
a
d
V
(2.20)
Hình 2.6: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa hệ số ma sát và số Reynolds [1]
48. 36
Trong phạm vi của đồ án, nhóm sử dụng phương pháp hiệu chỉnh Chien để tính toán.
Độ nhớt biểu kiến được biểu diễn như sau:
.
5. y s
a p
a
d
(2.21)
Đối với số Reynolds (Re > 100) ta sử dụng công thức: [1]
1,89. .
1,72
s fs
sl
f
d
V
(2.22)
Đối với số Reynolds (Re ≤ 100): Chien đã phát triển công thức tính gần đúng vận tốc
trượt của mùn khoan: [1]
0,5
2
36800. .
0,0075. . 1 1
.
.
c
c
sl
c
c
d
V
d
d
(2.23)
Trong đó: Vsl: vận tốc trượt của mùn khoan, ft/s
: độ nhớt dẻo, cp
: tỉ trọng của dung dịch khoan, ppg
c: tỉ trọng mùn khoan, ppg
dc: đường kính trung bình của mùn khoan, in
Lưu ý: Cả hai phương pháp hiệu chỉnh trên đều dựa vào thực hiện phép lặp (phương
pháp thử và sai).
49. 37
Trong quá trình vận hành, vận tốc vành xuyến tối thiểu (Vmin annular, ft/s) dùng để vận
chuyển mùn khoan đi lên được xác định dựa vào vận tốc tối thiểu để giữ mùn khoan ở
trạng thái cân bằng cộng với vận tốc tăng thêm để làm sạch lỗ khoan. Vận tốc vành
xuyến tối thiểu được xác định theo công thức: [1]
min 2.annular slV V (2.24)
Để kiểm nghiệm xem quá trình vận chuyển mùn khoan lên bề mặt đạt hiệu quả như thế
nào, người ta dựa vào hệ số vận chuyển mùn khoan (Ft). Hệ số này cho biết hiệu suất
nâng mùn khoan của một loại dung dịch nhất định.
Hệ số dương thì mùn khoan sẽ được vận chuyển lên bề mặt với một hiệu suất nhất
định.
Hệ số âm thì sẽ xảy ra hiện tượng tích tụ mùn khoan ở đáy và trong khoảng không
vành xuyến.
1 sl
t
annular
V
F
V
(2.25)
Trong đó: Vannular: vận tốc nâng mùn khoan trong khoảng không vành xuyến
Vsl: vận tốc trượt của mùn khoan
50. 38
Ngoài ra nhằm tối ưu hóa hệ số vận chuyển mùn khoan, chúng ta có thể dựa vào đồ thị
tối ưu.
Hình 2.7: Đồ thị tối ưu hệ số vận chuyển mùn khoan [1]
Mật độ mùn khoan ở trong khoảng không vành xuyến cao, sẽ là nguyên nhân làm tăng tỉ
trọng của dung dịch khoan, dẫn đến tăng áp suất tuần hoàn lên đáy giếng khoan và giảm
tốc độ khoan cơ học, gây ảnh hưởng đến quá trình làm sạch đáy giếng. Vì vậy khi lưu
lượng mùn khoan sinh ra trong quá trình khoan xâm nhập vào dung dịch khoan nhiều sẽ
đòi hỏi một tốc độ nâng mùn khoan cao. [1]
2
.(1 ).
.
4
cutting
D
Q ROP
(2.26)
.
cutting
t
annular v
Q
V
A C
(2.27)
51. 39
Và
.(1 )
m
a
annular v
Q
V
A C
(2.28)
Trong đó: Qcutting: lưu lượng mùn khoan xâm nhập vào dung dịch khoan, gpm
Qm: lưu lượng của dung dịch khoan, gpm
D: đường kính choòng khoan, in
Aannular: tiết diện mặt cắt khoảng không vành xuyến
Cv: mật độ mùn khoan trong dung dịch
Vt: tốc độ vận chuyển mùn khoan, ft/s
Vannular: tốc độ nâng mùn khoan trong khoảng không vành xuyến, ft/s
ROP: tốc độ khoan cơ học
2.4.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất làm sạch đáy giếng
Ngoài vấn đề trên thì có khá nhiều yếu tố ảnh hưởng đến quá trình vận chuyển mùn
khoan đi lên để làm sạch đáy giếng như: tốc độ khoan của chuỗi cần khoan, kích thước
khoảng không vành xuyến, tốc độ khoan, tính lưu biến của dung dịch, chế độ dòng chảy,
tính chất của lớp mùn khoan lắng đọng… Trong phạm vi đồ án, nhóm tác giả chỉ nghiên
cứu các thông số ảnh hưởng chính.
Tốc độ quay của chuỗi cần khoan: chính sự quay của cần khoan tạo ra dòng chảy rối
làm tăng ứng suất cắt tại bề mặt lớp mùn khoan lắng đọng, điều này sẽ hỗ trợ nâng
mùn khoan. Nhưng tốc độ quay của cần khoan tác dụng lên việc làm sạch giếng
khoan là không đáng kể ở giếng thẳng đứng, nhưng sẽ hiệu quả hơn ở các giếng
khoan nghiêng. Do đó, để tối ưu hóa hiệu suất làm sạch đáy giếng thì ta cần tăng tốc
độ quay cần khoan lớn nhất có thể. [9]
52. 40
Tính lưu biến: tính lưu biến ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình vận chuyển mùn
khoan. Ở các giếng thẳng đứng, khi độ nhớt cao (dòng chảy tầng) sẽ tăng hiệu quả
làm sạch đáy giếng hơn độ nhớt thấp (chảy rối), nhưng đối với giếng ngang, tác dụng
làm sạch đáy giếng là hiệu quả hơn đối với dòng chảy rối. Tính chất lưu biến của
dung dịch được mô tả dựa trên các mô hình Bingham plastic, Herchel - Bulkley. [9]
Tốc độ khoan cơ học: là thông số quan trọng ảnh hưởng đến quá trình vận chuyển
mùn khoan. Khi tăng tốc độ khoan, mật độ mùn khoan sẽ tăng ở khoảng không vành
xuyến, do đó hiệu quả làm sạch mùn khoan tăng. Để đảm bảo hiệu quả làm sạch là
tốt với tốc độ khoan cơ học cao, thì ta cần kết hợp điều chỉnh tăng lưu lượng dòng
chảy qua choòng. Nếu việc điều chỉnh một trong hai thông số khó khăn thì ta phải
giảm vận tốc khoan cơ học, việc này có thể ảnh hưởng đến giá thành khoan, và gặp
phải một số vấn đề khi khoan như: kẹt cần khoan do mùn khoan tích tụ, mất tải trọng
lên choòng. [9]
Tính chất của lớp mùn khoan lắng đọng: kích thước, cấu trúc, hình dạng, tỉ trọng ảnh
hưởng trực tiếp đến dòng chảy. Nếu lớp mùn khoan lắng đọng mềm và độ rỗng cao,
mùn khoan được loại bỏ một cách dễ dàng, nếu lớp mùn khoan lắng đọng có độ kết
dính cao, không thể vận chuyển mùn khoan dễ dàng được. Việc tối ưu hóa quá trình
làm sạch đáy giếng thông qua kiểm soát lớp mùn khoan lắng đọng ta thực thiện bằng
cách giảm độ bền gel 10 giây, 10 phút và kiểm soát độ nhớt bằng cách thêm chất phụ
gia polyme mạch ngắn như: Cacboxyl Methyl Celluloses (CMCs), Polyanionic
Celluloses (PACs), Xanthan Gum Polymers (XGPs-kiểm soát Barite Sag). [9]
2.4.3. Tính toán lưu lượng bơm tối thiểu
Từ vận tốc vành xuyến tối thiểu (Vmin annular), suy ra công thức để tính lưu lượng bơm tối
thiểu để làm sạch lỗ khoan. Đây là lưu lượng bơm nhỏ nhất để đưa mùn khoan đi lên. [1]
2 2
min min .
24,5
cs dp
annular annular
ID OD
Q V
(2.29)
53. 41
Trong đó: Qmin annular: lưu lượng bơm tối thiểu để làm sạch lỗ khoan, gpm
Vmin annular: vận tốc vành xuyến tối thiểu, ft/s
IDcs: đường kính trong của giếng khoan hoặc ống chống, in
ODdp: đường kính ngoài của cần khoan hoặc cần nặng, in
2.4.4. Vận tốc tuần hoàn dung dịch trong khoảng không vành xuyến
Vận tốc khoảng không vành xuyến được tính toán sao cho đảm bảo lớn hơn vận tốc tối
thiểu để nâng mùn khoan (Vmin annular) nhưng không được quá cao để gây xói mòn và phá
hỏng thành hệ. Đối với mỗi độ sâu khác nhau, vận tốc này được tính dựa trên lưu lượng
bơm, đường kính trong của giếng (hoặc ống chống) và đường kính ngoài của cần khoan
(hoặc cần nặng), theo công thức: [1]
2 2
24,5. pump
annular
cs dp
Q
V
ID OD
(2.30)
Trong đó: Vannular: vận tốc của dung dịch khoan trong vành xuyến, ft/s
Qpump: lưu lượng bơm, gpm
IDcs: đường kính trong của giếng hoặc ống chống, in
ODdp: đường kính ngoài của cần khoan hoặc cần nặng, in
2.5. Thông số thủy lực khoan liên quan đến việc tối ưu hóa choòng khoan
2.5.1. Lực va đập thủy lực giữa dòng chảy ở vòi phun và đất đá
Thực nghiệm đã chứng minh rằng dòng chảy chéo đạt lớn nhất khi lực va đập thủy lực
đạt giá trị lớn nhất. [1]
Để tối ưu hóa vấn đề liên quan tới thủy lực ta cần quan tâm tới áp suất. Tổng áp suất bơm
Pp phải bằng tổng tổn hao áp suất do ma sát tại các thiết bị bề mặt, chuỗi cần khoan Pf
và tổng tổn thất áp suất mất mát tại choòng Pb. [1]
54. 42
p f bP P P (2.31)
Chúng ta biết rằng áp suất mất mát do ma sát là hàm của lưu lượng, hay nói cách khác áp
suất mất mát sẽ tỉ lệ với lưu lượng dung dịch và có thể viết dưới dạng:
0,75 1,75 0,25 0,75 1,75 0,25
0,25 4,75
. . . .
1800. 8624.
dp
dL d d
(2.32)
Với
1,75
fp q
Một cách tổng quát ta có thể viết:
. m
fP C Q (2.33)
Trong đó: m: hệ số mũ của dòng chảy
C: hằng số phụ thuộc vào tính chất dung dịch và quỹ đạo giếng
Suy ra tổn hao áp suất tại choòng được tính theo công thức:
5 2
2 2
8,311.10 . .
.
.
m
b P
d t
q
P P C Q
C A
(2.34)
Trong đó: tỉ trọng dung dịch khoan, lbm/gal
q: lưu lượng qua vòi phun, gal/min
Cd: hệ số xả
At: tiết diện vòi phun, in2
55. 43
Lực va đập thủy lực: [1]
2 2
0,01823. . . . 0,01823. . .( . . )M
d b d pF C Q P C Q P C Q
(2.35)
Đây là phương trình một ẩn của lực va đập thủy lực theo lưu lượng Q. Ta tiến hành đạo
hàm theo Q và từ đó tìm được giá trị lực va đập thủy lực đạt giá trị cực đại khi và chỉ khi:
0jdF
dq
(2.36)
Giải phương trình trên ta được:
2.
2
p
f
p
p
m
(2.37)
Với
2
2
0jd F
dq
Ta có thể viết lại như sau:
2
2
f
p
p
p m
(2.38)
Với m gần bằng 2 trong đa số các trường hợp và theo công thức ta có kết luận sơ bộ rằng
để đạt được lực va đập thủy lực va đập tối ưu cần sử dụng gần một nửa áp suất bơm. [1]
0,5.f pP P (2.39)
2.5.2. Công suất thủy lực của dòng chảy tại vòi phun
Công suất thủy lực của dòng chảy tại vòi phun là một hàm của lưu lượng, nên ta có công
thức tính như sau:
56. 44
1
. ..
1714 1714
m
pb
P Q C QP Q
HHP
(2.40)
Trong đó: HHP: công suất thủy lực của vòi phun, hp
Pb: tổn hao áp suất tại choòng, psi
Pp: áp suất của bơm, psi
Q: lưu lượng qua vòi phun, gal/min
Hình 2.8: Đồ thị thể hiện quan hệ giữa công suất thủy lực và lưu lượng bơm [7]
Với cách làm tương tự như tối ưu hóa lực va đập thủy lực, ta tính được công suất thủy lực
đạt giá trị lớn nhất, khi và chỉ khi:
.
( 1). .1714
0
1714
b
m
pHb
p q
d
p m c qdP
dq dq
(2.41)
Hoặc
( 1). . ( 1).m
p fp m c q m p (2.42)
57. 45
1
p
f
p
p
m
(2.43)
Với
2 1
2
.( 1). .
0
1714
m
HPd P m m c q
dq
(2.44)
Ta có thể viết lại như sau:
1
1
f
p
p
p m
(2.45)
Vậy để tối ưu hóa công suất thủy lực ở choòng, cần tốn thêm khoảng 1/3 (lấy m = 2,
chính xác m = 1.75) áp suất của bơm. Trên thực tế, để tối ưu hóa hai thông số lực va đập
và công suất thủy lực, ta thường sử dụng phương pháp đồ thị. [1]
Hình 2.9: Sự ảnh hưởng của công suất thủy lực đến tốc độ khoan cơ học [7]
2.5.3. Vận tốc dòng chảy qua vòi phun
Vận tốc dòng chảy của chất lưu qua vòi phun đạt lớn nhất xảy ra khi độ sụt áp là lớn nhất
với lưu lượng nhỏ nhất có thể. Khi mùn khoan đi lên từ khoảng không vành xuyến chúng
có xu hướng lắng đọng xuống đáy với một vận tốc nào đó. Lưu lượng tối thiểu cần có
chính là lưu lượng vừa đủ để dòng chảy trong vành xuyến có vận tốc thắng được vận tốc
lắng đọng đó. [1]
58. 46
Vận tốc qua choòng là đại lượng trực tiếp liên quan đến áp suất mất mát thông qua tiết
diện mặt cắt của choòng.
4
8,074.10 .
b
n
p
v
(2.46)
Vận tốc qua vòi phun ở choòng là lớn nhất khi độ sụt áp do mất mát là lớn nhất, điều này
xảy ra khi áp suất bơm là lớn nhất và áp suất mất mát trên chuỗi cần khoan và khoảng
không vành xuyến là tối thiểu, điều đó dẫn đến lưu lượng bơm phải là tối thiểu. Như vậy,
vận tốc dòng chảy ở vòi phun là lớn nhất khi áp suất bơm là lớn nhất và lưu lượng bơm là
nhỏ nhất. [1]
Nhưng trong thực tế nên tuần hoàn dung dịch ở tốc độ tối thiểu để tránh tổn hao quá
nhiều áp suất tại vòi phun, nhưng vẫn đủ để vận chuyển mùn khoan đi lên, đảm bảo hiệu
quả làm sạch đáy giếng và không vượt ngưỡng chịu đựng của các thiết bị bề mặt. [1]
Phương pháp sử dụng đồ thị để xác định lưu lượng bơm tối ưu xét ở lực va đập thủy
lực.
Những thông số cần tính:
Lưu lượng bơm tối đa: dựa vào công suất của máy bơm và giới hạn áp suất, thường
tính theo công thức:
max
max
714,1
q
P
EPHp
(2.47)
Trong đó: Pmax: là áp suất tối đa trên bề mặt, psi
PHp: là công suất của bơm, psi
E: hệ số hiệu suất bơm
Tổn thất áp suất do ma sát: với pd là hằng số. [1]
maxd
2
2
p P
m
(2.48)
59. 47
Lưu lượng bơm tối thiểu : lưu lượng bơm nhỏ nhất để đưa mùn khoan đi lên.
2 2
min min .
24,5
cs dp
annular annular
ID OD
Q V
(2.49)
Trong đó: Qmin annular: lưu lượng bơm tối thiểu để làm sạch lỗ khoan, gpm
Vmin annular: vận tốc vành xuyến tối thiểu, ft/s
IDcs: đường kính trong của giếng khoan hoặc ống chống, in
ODdp: đường kính ngoài của cần khoan hoặc cần nặng, in
Hình 2.10: Đồ thị log-log dùng để tối ưu hóa lưu lượng bơm [1]
60. 48
Phân tích từ đồ thị:
Đường 1: tương ứng với giai đoạn khoan nông của giếng khoan. Tại đây, bơm được
cho phép làm việc với áp suất và lưu lượng lớn nhất có thể. [1]
Đường 2: tương ứng với giai đoạn khoan ở chiều sâu trung bình của giếng khoan. Tại
đây, lưu lượng giảm dần để duy trì giá trị pd/pmax là hằng số tại công suất thủy lực
của choòng khoan và lực va đập thủy lực lớn nhất. [1]
Đường 3: tương ứng với giai đoạn khoan sâu của giếng khoan. Tại đây, lưu lượng
giảm đến tối thiểu q = qmin đủ để nâng mùn khoan lên bề mặt. [1]
Đường chéo: đi qua các giá trị pd1 , pd2,… xác định bởi hàm của q theo độ sâu khác
nhau (từ q ta tính pb và pd ).
Xác định giao điểm của đường “đường thủy lực tối ưu” và đường chéo, ta tính giá trị
qopt và tổn thất áp suất do ma sát pd (suy ra từ tọa độ của điểm đó trên đồ thị). Suy
ra giá trị pb.
Từ đó ta chọn được kích thước lỗ vòi phun bằng công thức: [1]
optbd
opt
optt
pC
q
A
)(
10*311.8
)( 2
25
với At : tổng diện tích mặt cắt các vòi phun (2.50)
3
4 t
optN
A
d với Dn là đường kính trung bình của mỗi vòi phun (2.51)
Kết luận: Sử dụng phương pháp đồ thị chúng ta tìm được kích thước vòi phun phù hợp
với lưu lượng tối ưu cho lực va đập hoặc lưu lượng tối ưu cho công suất thủy lực. Tuy
nhiên trong những giếng khoan sâu, việc tối ưu hóa lực va đập và thủy lực khoan là cần
thiết hơn so với tối ưu hóa tốc độ dòng chảy của công suất thủy lực.
61. 49
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)
Bảng 3.1: Áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa theo độ sâu
Độ sâu
giếng (ft)
Áp suất vỉa (ppg) Áp suất vỡ vỉa (ppg)
Thực tế Có hệ số an toàn Thực tế Có hệ số an toàn
1000 9 9,3 16,54 16,24
3000 11 11,3 17,12 16,82
5000 13 13,3 17,50 17,20
7000 11 11,3 17,79 17,49
9000 11 11,3 18,08 17,78
10000 10,8 11,1 18,27 17,97
11000 11 11,3 18,42 18,12
12000 14,7 15 18,56 18,26
14000 16,1 16,4 18,71 18,41
16000 16,9 17,2 18,85 18,55
62. 50
Hình 3.1: Đồ thị biểu diễn áp suất vỉa & áp suất vỡ vỉa theo độ sâu
63. 51
3.2. Thiết kế giếng khoan & Các cấp chống ống tương ứng
Dựa vào đồ thị áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa và các tài liệu tham khảo [4], nhóm tác giả đã
thiết kế chương trình lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan và chương trình lựa chọn cấp ống
chống với chiều sâu tương ứng như sau:
Hình 3.2: Thiết lập các cấp ống chống theo độ sâu tương ứng
Các cấp ống chống với chiều sâu tương ứng như sau:
Ống chống định hướng (30 in): thiết lập từ bề mặt tới 300 ft.
Ống chống bề mặt (20 in): thiết lập từ bề mặt tới 3000 ft.
Ống chống trung gian 1 (13-3/8 in): thiết lập từ bề mặt tới 9000 ft.
Ống chống trung gian 2 (9-5/8 in): thiết lập từ bề mặt tới 12000 ft.
Ống chống khai thác (7 in): là ống chống lửng thiết lập từ 11000 ft tới 16000 ft.
64. 52
Lưu ý:
Việc sử dụng đầy đủ cả cấp ống
chống định hướng và cấp ống chống
bề mặt là rất cần thiết. Cấp ống
chống định hướng nhằm mục đích
gia cố vùng đất đá gần đáy biển (0 ft
- 3000 ft) khá mềm và tơi xốp.
Trong khi đó cấp ống chống bề mặt
có tác dụng cách ly hoàn toàn tầng
nước mặt với dung dịch khoan khi
tiến hành khoan ở vùng sâu hơn.
Việc lắp đặt thêm cột ống chống
trung gian 2 sẽ tốn thêm khoảng 1/5
tổng chi phí khoan. Tuy nhiên, việc
thiết lập thêm cột ống chống trung
gian 2 này là hoàn toàn hợp lý và có
cơ sở bởi vì từ độ sâu 6000 ft đến
11000 ft có dấu hiệu của áp suất dị
thường (phân tích từ đồ thị gradient
áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa của bài
toán).
Hình 3.3: Kích thước giếng, các cấp và kích thước ống chống tương ứng theo chiều sâu
65. 53
Thông tin về các cấp ống chống với độ sâu tương ứng được ghi cụ thể trong bảng dưới
đây:
Bảng 3.2: Đường kính giếng và đường kính các cấp ống chống theo độ sâu
Chiều sâu (ft) Đường kính giếng khoan (in) Đường kính ống chống (in)
300 36 30
1000 26 20
3000 26 20
5000 17,5 13,375
7000 17,5 13,375
9000 17,5 13,375
10000 12,25 9,625
11000 12,25 9,625
12000 12,25 9,625
14000 8,5 7
16000 8,5 7
3.3. Tính toán thông số chương trình thủy lực khoan
3.3.1. Tính toán thông số liên quan đến khả năng vận chuyển mùn khoan
Nhóm tác giả đã dựa vào các công thức (2.24), (2.25), (2.30) và các thông số cho trước
gồm có: tỉ trọng dung dịch khoan, tỉ trong hạt mùn, độ nhớt dẻo (PV), đường kính trung
bình của hạt mùn để tính toán thông số vận tốc tuần hoàn tối thiểu trong khoảng không
vành xuyến, cùng với đó là lưu lượng bơm tối thiểu tương ứng.
66. 54
Bảng 3.3: Kết quả tính toán thông số vận chuyển mùn khoan
Chiều
sâu (ft)
Tỉ trọng dung
dịch khoan
(ppg)
Tỉ trọng
hạt mùn
(ppg)
PV
(cp)
Đường
kính hạt
mùn (in)
Vận tốc tuần hoàn
tối thiểu trong
khoảng không vành
xuyến (ft/min)
Lưu lượng
bơm tối thiểu
tương ứng
(gpm)
1000 11,5 15,5 11 0,1 24,72 378,39
3000 11,5 15,5 11 0,1 24,72 378,39
5000 13,5 18,5 11 0,1 26,69 167,66
7000 13,5 18,5 13 0,1 25,67 161,25
9000 13,5 21 17 0,2 52,16 327,64
10000 13,5 21 20 0,2 51,27 141,54
11000 13,5 22 21 0,2 54,67 150,92
12000 15,5 23 25 0,25 54,52 150,53
14000 17,3 23,5 26 0,3 52,28 51,21
16000 17,3 23,5 26 0,3 52,28 51,21
3.3.2. Tính toán tỉ trọng tuần hoàn tương đương của dung dịch khoan
Nhóm tác giả đã dựa vào các công thức (2.8), (2.9), (2.10), (2.11), (2.12), (2.13) và các
thông số cho trước gồm có: lưu lượng bơm, thông số tốc độ góc của dung dịch khoan,
đường kính ngoài của cần khoan và cần nặng, kính thước giếng khoan và kích thước ống
chống để tính toán các thông số sau:
Vận tốc dòng chảy trong khoảng không vành xuyến.
Vận tốc dòng chảy tới hạn trong khoảng không vành xuyến.
67. 55
Bảng 3.4: Thông số vận tốc dòng chảy trong khoảng không vành xuyến
Chiều
sâu (ft)
Tỉ trọng
dung dịch
khoan
(ppg)
Lưu
lượng
bơm
(gpm)
Vận tốc dòng chảy trong
khoảng không vành xuyến
(ft/min)
Vận tốc dòng chảy tới hạn
trong khoảng không vành
xuyến (ft/min)
DP-
Casing
DP-Open
hole
DC-Open
hole
DP-
Casing
DP-Open
hole
DC-Open
hole
1000 11,5 720 47,04 27,10 27,83 345,76 328,26 332,04
3000 11,5 720 47,04 27,10 27,83 345,76 328,26 332,04
5000 13,5 680 108,26 59,24 63,11 318,04 296,99 303,55
7000 13,5 680 108,26 59,24 63,11 290,40 266,58 273,97
9000 13,5 680 108,26 59,24 63,11 224,99 197,57 205,94
10000 13,5 630 228,19 123,42 143,17 222,78 182,92 202,49
11000 13,5 630 228,19 123,42 143,17 199,63 159,78 179,22
12000 15,5 600 217,33 117,54 136,35 121,81 88,41 104,30
14000 17,3 570 530,83 269,63 424,67 178,06 112,65 178,06
16000 17,3 570 530,83 269,63 424,67 178,06 112,65 178,06
Bước tiếp theo nhóm tác giả đã dựa vào các công thức (2.12), (2.13), (2.14), (2.15),
(2.16) và các thông số cho trước gồm có: tỉ trọng dung dịch khoan, lưu lượng bơm, độ
nhớt dẻo (PV) của dung dịch khoan, đường kính ngoài của cần khoan và cần nặng, kính
thước giếng khoan và kích thước ống chống để tính toán các thông số:
Tổn hao áp suất giữa cần khoan - các cấp ống chống.
Tổn hao áp suất giữa cần khoan - giếng thân trần, cần nặng - giếng thân trần.
Tỉ trọng tuần hoàn tương đương (ECD).
69. 57
Để trực quan hơn, nhóm tác giả đã so sánh tỉ trọng dung dịch khoan và tỉ trọng tuần hoàn
dung dịch khoan tương đương thông qua đồ thị sau:
Hình 3.4: Đồ thị hiển thị tỉ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD)
70. 58
3.3.3. Tính toán thông số thủy lực liên quan đến tối ưu choòng khoan
Bảng 3.6: Kết quả tính toán tối ưu hóa thủy lực khoan tại choòng
Các thông số phục vụ cho việc tính toán tối ưu thủy lực khoan tại choòng
Xét độ sâu giếng (ft) 15000
Tỉ trọng dung dịch khoan (ppg) 17,3
Đường kính ngoài cần khoan (in) 5
Đường kính ngoài cần nặng (in) 6,5
Đường kính giếng (in) 8,5
Lựa chọn kích thước vòi phun (nds) 16/32
Tốc độ bơm 1 (gpm) 570 tại 3790 psi
Tốc độ bơm 2 (gpm) 400 tại 2000 psi
Công suất bơm (hp) 1700
Áp suất tối đa của bơm (psi) 4200
Kết quả tính toán
Tổng diện tích mặt cắt ngang của vòi phun (in2
) 0,589
Lưu lượng bơm tối thiểu (gpm) 100,828
Lưu lượng bơm tối đa (gpm) 693,762
Áp lực va đập thủy lực tại vòi phun (psi) 2240,927
Lưu lượng tối ưu cho lực va đập thủy lực tại vòi phun (gpm) 490,792
Tối ưu kích thước vòi phun cho lực va đập (in2
) 0,196
Tối ưu kích thước vòi phun cho lực va đập (nds) 3 vòi phun 9/32
Công suất thủy lực tại vòi phun (psi) 1528,135
Lưu lượng tối ưu cho công suất thủy lực tại vòi phun (gpm) 394,279
Tối ưu kích thước vòi phun cho công suất thủy lực (in2
) 0,093
Tối ưu kích thước vòi phun cho công suất thủy lực (nds) 1 vòi phun 6/32 và 2 vòi phun 7/32
71. 59
Hình 3.5: Đồ thị tối ưu hóa cho công suất thủy lực và lực va đập thủy lực tại choòng
Dựa vào đồ thị hình 3.5, ta có:
Điểm 1: Lưu lượng tối ưu và áp suất tương ứng cho lực va đập thủy lực tại vòi phun.
Điểm 2: Lưu lượng tối ưu và áp suất tương ứng cho công suất thủy lực tại vòi phun.
