Đồ án môn học -
Chơng I
điều kiện tự nhiên và địa chất mỏ Bạch Hổ
i. đặc điểm địa lý vùng mỏ.
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 thuộc biển Đông, diện tích mỏ khoảng chừng 10.000km
2
, cách
đất liền khoảng 120km theo đờng chim bay, cách cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh dầu khí
VietSovPetro (XNLD VSP) khoảng 120km. ở phía Tây của mỏ khoảng 35km là mỏ Rồng, xa
hơn nữa là mỏ Đại Hùng . Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ của XNLD VSP nằm trong phạm vi
thành phố Vũng Tàu bao gồm xí nghiệp khoan biển, xí nghiệp khai thác, xí nghiệp dịch vụ kỹ
thuật, xí nghiệp vận tải biển, viện dầu khí
ii. đặc điểm khí hậu và thủy văn.
Khí hậu vùng mỏ là khí hậu cận nhiệt đới gió mùa. Mỏ nằm trong khu vực khối không khí
có chế độ tuần hoàn ổn định. Mùa đông có gió Đông Nam mùa hè có gió Tây Nam. Gió Đông
Nam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm tiếp theo. Gió mạnh thổi thờng xuyên, tốc độ gió thời
kỳ này là 6-11m/s. Gió Tây Nam kéo dài từ tháng 6 đến tháng 9 hàng năm, gió nhẹ không liên
tục tốc độ gió thờng nhỏ hơn 5m/s. Trong mùa chuyển tiếp từ tháng 4 đến tháng 5 và tháng 10
gió không ổn định, thay đổi hớng liên tục.
Bão thờng xảy ra vào các tháng 7, 8, 9 và 10 trong tháng 12 và tháng 1 hầu nh không có
bão. Trung bình hàng năm mỏ Bạch Hổ có 8,3 cơn bão thổi qua, hớng chuyển động chính của
bão là Tây và Tây Bắc, tốc độ di chuyển trung bình là 28km/h cao nhất là 45km/h.
Trong tháng 11 sóng có chiều cao nhỏ hơn 1m là 13,38%, tháng 12 là 0,8%. Trong tháng 3
loại sóng thấp hơn 1m lên đến 44,83%. Tần số xuất hiện sóng cao hơn 5m là 4,8% và xuất hiện
chủ yếu và tháng 11 và tháng 1.
Nhiệt độ trung bình hàng năm là 27
0
C, cao nhất là 35,5
0
C và thấp nhất là 21,5
0

C.
Nhiệt độ trên mặt nớc biển từ 24,1
0
C đến 30,32
0
C. Nhiệt độ đáy biển từ 21,7
0
C đến 29
0
C.
Độ ẩm trung bình của không khí hàng năm là 82,5%. Số ngày có ma tập trung vào các tháng 5, 7,
8 và 9 (chiếm 15 ngày trên tháng), tháng 1, 2 và 3 thực tế không có ma.
III. Cấu tạo địa chất mỏ Bạch Hổ.
Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ phơng pháp đo địa vật lý, chủ yếu là đo địa chấn, các
phép đo địa vật lý trong lỗ khoan, sau đó đến các phơng pháp phân tích mẫu đất đá thu đợc, ngời
ta xác định khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Bạch Hổ. Đó là các trầm tích thuộc các hệ Đệ tứ,
Neogen và Paleogen phủ trên móng kết tinh Jura-Kretta có tuổi tuyệt đối từ 97-108,4 triệu năm.
Từ trên xuống dới cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ đợc xác định nh sau:
1. Trầm tích neogen và đệ tứ.
a) Trầm tích Plioxen-Pleixtoxen (điệp biển Đông):
Điệp này đợc thành tạo chủ yếu từ cát và cát dăm, độ gắn kết kém, thành phần chính là
Thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực vật. Từ 20-25% mặt cắt là các vỉa kẹp
Montomriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi mỏng. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển
nông, độ muối trung bình và chịu ảnh hởng của các dòng chảy, nguồn vật liệu chính là các đá
Macma axit. Bề dày điệp dao động từ 612-654m.
Dới điệp biển Đông là các trầm tích của thống Mioxen thuộc hệ Neogen.
b) Trầm tích Mioxen:
Thống này đợc chia ra 3 phụ thống:
- Mioxen trên (điệp Đồng Nai):
Đất đá điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ mài mòn từ trung bình đến tốt. Thành

phần Thạch anh chiếm từ 20-90% còn lại là Fenspat và các thành phần khác nh đá Macma, phiến
cát vỏ sò Bột kết hầu nh không có nhng cũng gặp những vỉa sét và sét kết dày đến 20m và
những vỉa cuội mỏng. Chiều dày điệp này tăng dần từ giữa (538m) ra hai cánh (619m).
- Mioxen giữa (điệp Côn Sơn):
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
1
Đồ án môn học -
Phần lớn đất đá của điệp này đợc tạo từ cát, cát dăm và bột kết. Phần còn lại là các vỉa sét,
sét vôi mỏng và đá vôi. Đây là những đất đá lục nguyên dạng bở rời màu xám vàng và xám xanh,
kích thớc hạt từ 0,1-10mm, thành phần chính là thạch anh (hơn 80%), Fenspat và các đá phun
trào có màu loang lổ, bở rời mềm dẻo, thành phần chính là Montmoriolonite. Bề dày điệp từ 810-
950m.
- Mioxen dới (điệp Bạch Hổ):
Đất đá của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxen trên. Gồm chủ yếu là
những tập sét dày và những vỉa cát, bột mỏng nằm xen kẽ nhau. Sét có màu tối nâu loang lổ xám,
thờng là mềm và phân lớp.
2. trầm tích hệ paleogen-kỷ kanozoi.
Thành tạo của thống Oligoxen thuộc hệ Paleogen đợc chia ra làm hai phụ thống:
a) Oligoxen trên (điệp Trà Tân):
Các đất đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích mỏ. Phần trên là các tập sét màu đen
rất dày (tới 266m). Phần dới là cát kết, sét kết và bột kết nằm xen kẽ. Điệp này chứa năm tầng
dầu công nghiệp: 1, 2, 3, 4 ,5. Sự phân chia có thể thực hiên sâu hơn tại hàng loạt các giếng
khoan trong đó điệp Trà Tân đợc chia ra làm 3 phụ điệp: dới, giữa và trên. ở đây gặp có sự thay
đổi hớng đá mạnh, trong thời kỳ hình thành trầm tích này có thể có hoạt động núi lửa ở phần
trung tâm và cuối phía bắc của vỉa hiện tại, do có gặp các đá phun trào trong một số giếng khoan.
Ngoài ra còn gặp các trầm tích than sét kết màu đen, xám tối đến nâu bị ép nén, khi vỡ có mặt tr-
ợt.
b) Oligoxen dới (điệp Trà Cú):
Thành tạo này có tại vòm bắc và rìa nam của mỏ. Gồm chủ yếu là sét kết (60-70% mặt
cắt), có từ màu đen đến xám tối và nâu, bị ép nén mạnh, giòn mảnh vụn vỡ sắc cạnh có mặt trợt,

dạng khối hoặc phân lớp. Đá đợc thành tạo trong điều kiện biển nông, ven bờ hoặc sông hồ. ở
đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp 6, 7, 8, 9, 10.
- Các tập đá cơ sở (vỏ phong hóa):
Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen dới phát triển trên bề mặt móng. Nó đợc thành
tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá hủy cơ học của địa hình. Đá này nằm trực tiếp trên móng
do sự tái trầm tích của mảnh vụn của đá móng có kích thớc khác nhau. Thành phần gồm:cuội cát
kết hạt thô, đôi khi gặp đá phun trào. Chiều dày điệp Trà Cú và các tập cơ sở thay đổi từ 0-412m
và từ 0-174m.
3. đá móng kết tinh kainoizoi.
Đây là các thành tạo Granite nhng không đồng nhất mà có sự khác nhau về thành phần
thạch học, hóa học và về tuổi. Có thể giả thiết rằng có hai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm bắc
vào kỷ Jura, vòm nam và vòm trung tâm vào kỷ Karetta. Diện tích của bể Batholit Granite này có
thể tới hàng nghìn km
2
và bề dày thờng không quá 3 km. Đá móng bắt đầu từ độ sâu 3888-
4400m. Đây là một bẫy chứa dầu khối điển hình và có triển vọng cao.
Hiện nay tầng móng là tầng khai thác quan trọng ở mỏ Bạch Hổ. Dầu tự phun từ đá móng
với lu lợng lớn là một hiện tợng độc đáo, trên thế giới chỉ gặp một số nơi nh Bom bay-ấn Độ,
Anggile-Li Bi và một vài nơi khác. Giếng khoan sâu vào tầng móng ở mỏ Bạch Hổ cha tìm thấy
ranh giới dầu nớc. Để giải thích cho sự hiện diện của dầu trong đá móng kết tinh ngời ta tiến
hành nghiên cứu và đa ra kết luận sự hình thành không gian rỗng chứa dầu trong đá móng ở mỏ
Bạch Hổ là do tác động đồng thời của nhiều yếu tố địa chất khác nhau.
iV. đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ là một nếp lồi gồm 3 vòm, kéo dài theo phơng kinh tuyến bị phức tạp bởi hệ
thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên mặt cắt. Cấu trúc tơng phản nhát đợc
thể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm tích Oligoxen dới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phần
dới của mặt cắt. Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm. Góc dốc của vỉa tăng theo độ
sâu từ 8-28
0
ở cánh Tây, 6-21

0
ở cánh Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc
góc dốc 1
0
và tăng dần đến 9
0
khi ra xa hơn, ở phía Nam sụt xuống thoải hơn góc dốc khoảng
6
0
,với mức độ ngiêng của đá 50-200m/km. Phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hớng á kinh tuyến
và đờng chéo, các đứt gãy chính gồm có: đứt gãy số I và đứt gãy số II
Ta có thể chia cấu tạo mỏ Bạch Hổ thành hai tầng cấu trúc chính nh sau:
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
2
Đồ án môn học -
+ Tầng cấu trúc trớc Đệ tam:
Tầng này đợc thành tạo bởi các đá biên chất, phun trào và các đá xâm nhập có tuổi khác
nhau, về mặt hình thái tầng cấu trúc này khá phức tạp. Trải qua nhiều giai đoạn kiến tạo hoạt hóa
macma vào cuối Mezozoi gây ra biến vị mạnh, bị nhiều đứt gãy với biên độ phá hủy lớn, đồng
thời cũng bị nhiều pha Granitoid xâm nhập.
+ Tầng cấu trúc hai:
Gồm tất cả các đá tuổi Kainozoi và đợc chia ra làm 3 phụ tầng cấu trúc. Các phụ tầng cấu
trúc đợc phân biệt nhau bởi biên dạng cấu trúc, phạm vi phân bố, sự bất chỉnh hợp (theo tài liệu
địa chấn hoặc tài liệu giếng khoan).
Phụ tầng cấu trúc thứ nhất bao gồm các trầm tích tuổi Oligoxen, phân biệt với tầng cấu trúc
dới bằng bất chỉnh hợp nằm trên móng phong hóa bào mòn mạnh và với phụ tầng cấu trúc trên
bằng bất chỉnh hợp Oligoxen-Mioxen. Phụ tầng này đợc tạo bởi hai tầng trầm tích, tập trầm tích
dới có tuổi Oligoxen tơng đơng với điệp Trà Cú. Trên tập trầm tích dới cùng là tập trầm tích tơng
đơng với điệp Trà Tân, chủ yếu là sét tích tụ trong điều kiện sông hồ châu thổ.
Phụ tầng cấu trúc thứ hai bao gồm trầm tích của các hệ tầng Bạch Hổ, Côn Sơn, Đồng Nai

có tuổi Mioxen. So với phụ tầng thứ nhất, phụ tầng này có sự biến dạng mạnh hơn, đứt gãy chỉ
tồn tại ở phần dới càng lên trên càng mất dần cho đến mất hẳn ở tầng trên cùng.
Phụ tầng cấu trúc thứ ba gồm trầm tích của hệ tầng biển Đông có tuổi Oligoxen đến hiện
tại, có cấu trúc đơn giản phân lớp đơn điệu hầu nh nằm ngang.
V. các điều kiện ảnh Hởng đến công tác khoan.
Điều kiện địa chất của mỏ Bạch Hổ 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 85-2200m
-Bến dạng bó hẹp thành giếng khoan trong các tầng trầm tích nhiều sét từ 2200-4080m.
-Dị thờng áp suất phân bố không đều.
-Các đứt gãy kiến tạo gặp phải khi khoan gây mất dung dịch và làm lệch hớng 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.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
3
Đồ án môn học -
Chơng ii
Chọn và tính toán cấu trúc giếng khoan
i. chọn cấu trúc cho giếng khoan.
Ta phải chọn cấu trúc giếng sao cho phải đảm bảo đợc yêu cầu là thả đợc ống chống khai
thác để tiến hành khai thác bình thờng. Đồng thời ta phải xuất phát từ tài liệu chất khu vực thi
công giếng khoan (đặc biệt là khi có các tầng phức tạp và dị thờng áp suất cao), cụ thể là tính
chất cơ lý của các vỉa đất đá nh độ bở rời, độ cứng, độ trơng nở, áp suất vỉa, nhiệt độ vỉa
Cấu trúc giếng khoan trên biển phải đảm bảo các yếu tố sau:
-Ngăn cách hoàn toàn nớc biển, giữ ổn định thành và thân giếng khoan để việc kéo thả các
bộ khoan cụ, các thiết bị khai thác, sửa chữa ngầm đợc tiến hành bình thờng.
-Chống hiện tợng mất dung dịch khoan.
-Giếng khoan phải làm việc bình thờng khi khoan qua tầng có 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.
-Đờng kính của cột ống khai thác cũng nh các cột ống chống khác phải là cấp đờng 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 nh sửa chữa giếng sau này. Nói tóm lại nó phải
phù hợp với điều kiện địa chất, công nghệ và thích hợp với khả năng thi công.
Căn cứ vào biểu đồ kết hợp áp suất dọc theo chiều sâu cột địa tầng của giếng MSP.5 ta có
thể chọn cấu trúc ống chống cho giếng khoan nh sau:
1. Cột ống chống định hớng.
Dựa vào kinh nghiệm khoan trên mỏ Bạch Hổ, ngời ta thờng sử dụng ống cách nớc loại
720ì16ìD (do thi công trên biển nên phải cách nớc, điều kiện địa chất phức tạp nên phải dự
phòng thi công phức tạp phải thêm cột ống, chiều sâu có thể thay đổi). Dùng búa máy để đóng
ống xuống đáy biển tới 35m, khoảng cách từ đáy biển lên mặt nớc là 50m, từ mặt nớc lên bàn
roto là 35m, vậy tổng chiều dài cột ống chống định hớng là 120m.
2. Cột ống chống dẫn hớng.
Cũng dựa vào kinh nghiệm khoan trên mỏ Bạch Hổ, ống dẫn hớng thờng là đợc chống tới
độ sâu khoảng 250m. Do ở độ sâu này ta đã khoan qua lớp đất đá đệ tứ bở rời mới hình thành, có
độ gắn kết kém nên thành giếng khoan dễ bị sập lở khi ta thay đổi chế độ khoan để khoan sâu vào
vùng đất đá có độ cứng lớn hơn. Ngoài ra, do điều kiện địa chất phức tạp ta phải chống nhiều cột
ống nên ta phải chôn ống dẫn hớng có độ sâu đủ lớn để chịu đợc tải trọng của các cột ống khác
treo lên nó. Chính vì thế, để đảm bảo an toàn cho quá trình khoan ngời ta phải chống ống dẫn h-
ớng này.
3. Cột ống trung gian thứ nhất.
Khi khoan qua điệp Biển Đông, áp suất vỡ vỉa tăng dần do thay đổi địa tầng, đất đá bền
vững hơn. Để tăng tốc độ cơ học khoan, ta phải thay đổi thông số chế độ khoan và một vài thông
số của dung dịch khoan (tăng tỷ trọng dung dịch, tăng tải trọng đáy, tăng áp lực bơm rửa). Với
các thông số nh vậy nếu ta không chống ống sẽ rất dễ xảy ra sập lở thành giếng khoan. Ta cần
tính toán chiều sâu cột ống trung gian thứ nhất sao cho nó có thể khoan qua tầng Mioxen một
cách an toàn. Độ sâu chống ống có thể tính bằng công thức sau:

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
4
Đồ án môn học -

( )
[ ]
40v
yv0ya4
n0,1m
lmlllk0,1n
L

+
=
Trong đó:
L

: Khoảng cách từ miệng giếng khoan đến chân đế ống chống trung gian thứ nhất
n
4
: Hệ số dự trữ bền vỡ vỉa đất đá khi khoan
l : Khoảng cách từ miệng giếng khoan đến điểm xuất hiện dầu khí
l
y
: Khoảng cách đáy biển đến ống chân đế ống định hớng
k
a
: Hệ số tăng áp lực vỉa

0

: Trọng lợng riêng hỗn hợp chất lỏng khi xuất hiện dầu khí
( )
[ ]
( )
m1248
,10,1.0,84.10,15
0,15.350,84.30603530601,050,1.1,1
L =

+
=
Công thức trên cho phép ta xác định chiều sâu ống chống nhỏ nhất dựa vào chiều sâu tầng
có dị thờng áp suất cao, nơi có thể xảy ra hiện tợng dầu khí phun.
Trên cơ sở lí luận và tính toán, ta chọn chiều sâu chống ống trung gian thứ nhất là 1250m.
4. Cột ống trung gian thứ hai.
Khi ta khoan qua tầng Mioxen, áp suất vỉa tăng cao, nếu ta giữ nguyên tỷ trọng dung dịch
cũ sẽ dẫn đến hiện tợng phun dầu khí. Do đó, để khoan tiếp ta phải tăng tỷ trọng dung dịch
khoan. Nhng nếu ta tăng tỷ trọng dung dịch khoan thì sẽ dẫn đến hiện tợng sập lở, nứt vỡ, mất
dung dịch ở các đoạn khoan qua phía trên với tỷ trọng dung dịch nhỏ hơn (tầng áp suất vỉa thấp).
Chính vì thế, để khoan tiếp vào tầng Oligoxen ta phải tiến hành chống ống trung gian thứ hai ở
độ sâu 3060m.
5. Cột ống trung gian thứ ba.
Trong tầng Oligoxen, khi khoan qua tầng phản xạ SG-11, áp suất vỉa giảm đột ngột. Để
khoan tiếp thì ta cần phải giảm tỷ trọng dung dịch khoan để cân bằng với áp suất vỉa, tránh hiện
tợng mất dung dịch. Nhng nếu giảm tỷ trọng dung dịch thì có thể xảy ra hiện tợng dầu khí phun ở
tầng phản xạ SG-8 (nơi có áp suất vỉa cao hơn). Do đó để khoan tiếp ta phải chống ống trung gian
thứ ba từ độ sâu 3790 lên đến trên đế ống chống trung gian thứ hai là 100m nhằm mục đích ngăn
cách tầng áp suất cao trong khoảng từ 3060 đến 3790m.
ở đây ta chỉ chống ống chống lửng mà không chống lên đến miệng giếng là do hiệu quả
kinh tế và điều kiện kỹ thuật cho phép.

6. Cột ống chống khai thác.
Khoan tới độ sâu 4360m thì ta tiến hành chống cột ống khai thác. Ta chỉ chống từ nóc tầng
móng (4080m) lên tới miệng giếng, còn đoạn thân giếng nằm trong tầng móng thì để trần do đất
đá ở đây rất bền vững. ống chống khai thác này gồm hai cấp đờng kính lớn dần từ dới lên.
Đoạn từ đầu treo ống chống lửng tới đáy giếng do khoan bằng choòng có đờng kính nhỏ
hơn đờng kính trong của ống chống lửng nên ống chống khai thác ở đoạn này có cấp đờng kính
nhỏ nhất, đoạn này sẽ dài từ đế lên tới trên đầu treo ống lửng là 100m.
Đoạn tiếp theo phía trên có cấp đờng kính lớn hơn, nó sẽ bằng đờng kính ống chống lửng.
Sử dụng đờng kính lớn nh vậy là nhằm mục đích tạo điều kiện thuận lợi cho việc thiết kế khai
thác, kéo thả cần HKT cùng các thiết bị lòng giếng, đo địa vật lý, sửa chứa ngầm Đồng thời khi
chọn cấp đờng kính nh vậy ta còn phải dựa vào lu lợng khai thác dự đoán.
ii. tính toán cấu trúc giếng khoan MSP5.
Ta đã chọn cấu trúc cho giếng khoan MSP.5 là dạng cấu trúc 4 cột ống, gồm: ống chống
định hớng, ống chống dẫn hớng, ống chống trung gian thứ nhất, ống chống trung gian thứ hai,
ống chống trung gian thứ ba và cột ống chống khai thác. Sau đây ta tiến hành tính toán đờng kính
của các cột ống chống đó và đờng kính choòng tơng ứng. Việc tính toán đợc tiến hành từ dới lên,
bắt đầu từ đờng kính của cột ống chống khai thác cho đến cột ống chống ngoài cùng. Tính toán
cấu trúc phải đảm bảo cho quá trình khoan, thả ống chống đến chiều sâu dự kiến đợc thông suốt,
đảm bảo trám xi măng đợc thuận lợi.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
5
Đồ án môn học -
1. Cột ống chống khai thác.
- Dựa vào lu lợng dự đoán và kích thớc của các thiết bị lòng giếng cũng nh các thiết bị đo
sâu ta chọn đờng kính ống chống khai thác nằm trong đoạn tầng khai thác (đoạn có cấp đờng
kính nhỏ nhất) là:
D
kt1
= 140mm
-Tính đờng kính choòng tơng ứng để khoan ống chống khai thác D

ckt1
theo công thức sau:
D
ckt1
= D
mkt1
+2
Trong đó:
D
mkt1
: đờng kính mupta ống chống khai thác cấp đờng kính nhỏ

: khoảng hở giữa mupta và thành giếng

Vì ống 140, sử dụng đầu nối FJL nên có D
mkt1
=D
kt1
=140 (mm).
Chọn = 10mm.
Vậy D
ckt1
= 140 + 2.10 = 160 (mm).
Căn cứ vào các cấp đờng kính chuẩn của choòng ta chọn D
ckt1
= 165,1 (mm).
- Đoạn trên của ống chống khai thác có đờng kính bằng đờng kính của cột ống chống lửng
nên ta tính sau.
2. Cột ống chống trung gian thứ ba.
-Để tính đờng kính ngoài của ống chống trung gian thứ ba ta cần xác định đờng kính trong

của nó dựa vào D
ckt1.
. Đờng kính của choòng khoan ống chống tiếp theo phải nhỏ hơn đờng kính
trong của ống chống trớc đó tối thiểu là (10 ữ 15) mm. Ta xác định đờng kính trong của ống
chống trung gian thứ ba d
tg3
nh sau:
d
tg3
> D
ckt1
+ (10 ữ 15)
d
tg3
> 165,1 + (10 ữ 15) = 175,1 ữ 180,1 (mm)
Từ đờng kính trong này ta chọn đờng kính ngoài cho ống chống là:
D
tg3
= 193,7 mm (căn cứ vào bảng các cấp đờng kính ống chống chuẩn).
-Đờng kính choòng khoan tơng ứng D
ctg3
:
D
ctg3
= D
mtg3
+ 2
Trong đó D
mtg3
là đờng kính mupta cột ống chống trung gian thứ ba, do dùng đầu nối FJL

nên D
mtg3
= D
tg3
= 193,7 mm.
Khoảng hở chọn: = 15 mm.
Vậy:
D
ctg3
= 193,7 + 2.15 = 223,7 (mm)
Chọn đờng kính choòng khoan D
ctg3
= 215,9 (mm).
3. ống chống trung gian thứ hai.
- Đờng kính trong của ống chống trung gian thứ hai d
tg2
:
d
tg2
> D
ctg3
+ (10 ữ 15) = 215,9 + (10 ữ 15) = 225,9 ữ 230,9 (mm).
Chọn đờng kính ngoài cho ống chống trung gian thứ hai:
D
tg2
= 244,5 (mm).
- Vậy đờng kính choòng khoan tơng ứng là:
D
ctg2
= D

mtg2
+ 2
Do sử dụng ống 244,5 và đầu nối BTS nên có:
D
mtg2
= 257 (mm).
Chọn khoảng hở = 25 mm.
Do đó:
D
ctg2
= 257 + 2.25 = 307 (mm).
Chọn đờng kính choòng khoan ống chống trung gian thứ hai là:
D
ctg2
= 311,15 mm.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
6
Đồ án môn học -
4. ống chống trung gian thứ nhất.
-Đờng kính trong ống trung gian thứ nhất d
tg1
:
d
tg1
> D
ctg2
+ (10 ữ 15) = 311,15 + (10 ữ 15) = 321,15 ữ 326,15 (mm).
Chọn đờng kính ngoài cho ống chống trung gian thứ nhất:
D
tg1

= 339,7 (mm).
-Đờng kính choòng khoan tơng ứng:
D
ctg1
= D
mtg1
+ 2
Do sử dụng đầu nối BTC nên D
mtg1
= 365,1 mm.
Chọn = 35 mm.
Vậy: D
ctg1
= 365,1 + 2.35 = 435,1 (mm)
Chọn đờng kính choòng khoan là: D
ctg1
= 444,5 (mm).
5. ống chống dẫn hớng.
-Đờng kính trong của ống dẫn hớng:
d
dh
> D
ctg1
+ (10 ữ 15) = 444,5 + (10 ữ 15) = 454,5 ữ 459,5 (mm).
Chọn đờng kính ngoài cho ống dẫn hớng là:
D
dh
= 508 mm.
-Đờng kính choòng tơng ứng là:
Do ống dẫn hớng là 508 sử dụng đầu nối BTC nên:

D
mdh
= 533,4 mm.
Chọn = 60mm.
Vậy:
D
cdh
= 533,4 + 2.60 = 653,4 (mm)
Ta chọn đờng kính choòng D
cdh
= 660,4 mm.
Bảng số liệu cấu trúc giếng:
Loại cột ống Chiều sâu
thả
(m)
Đờng kính
ống
(mm)
đờng kính
mupta
(mm)
đờng kính
choòng
(mm)
Định hớng
0 ữ 120
720 Đầu nối hàn Dùng búa máy
Dẫn hớng
0 ữ 250
508 533,4 660,4

Trung gian 1
0 ữ 1250
340 365,1 444,5
Trung gian 2
0 ữ 3060
244,5 257 295,3
Trung gian 3
2960 ữ 3790
193,7 193,7 215,9
Khai thác
0 ữ 4080
193,7-139,7 206,4-139,7 165,1
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
7
Đồ án môn học -
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
8
Đồ án môn học -
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
9
Đồ án môn học -
Chơng III
Tính toán chọn loại ống chống
Trong khi thả và trong suốt quá trình khai thác giếng cột ống chống phải chịu các tải trọng
lớn và phức tạp. Vì vậy mỗi cột ống chống thả xuống trong giếng đều phải đợc tính toán và lựa
chọn theo đúng nguyên tắc của nó, đảm bảo đợc độ bền của ống chống trong những trờng hợp
nguy hiểm nhất và những trờng hợp phát sinh trong quá trình thi công khoan cũng nh trong quá
trình khai thác về sau.
Để thực hiện quá trình tính toán chúng ta phải xét những quá trình thủy động xảy ra trong
giếng từ đó xây dựng biểu đồ áp suất d dọc theo thành ống tại các thời điểm nguy hiểm. Sau đó

sử dụng giá trị lớn nhất của áp suất d tính bền cho từng ống. Mỗi ống chống sẽ đợc tính độ bền
theo áp suất d trong, áp suất d ngoài và tải trọng kéo có tính đến tác động của tải trọng kéo đối
với khả năng chịu áp suất bóp méo và áp suất nổ.
Mỗi loại ống chống sản xuất ra tùy thuộc vào mác thép, độ dày thành ống, công nghệ chế
tạo mà ngời ta tính toán và qui định những thông số tới hạn cho từng loại ống chống.
P
dn
: áp suất d ngoài cho phép.
P
dt
: áp suất d trong cho phép.
Q
ot
: tải trọng kéo cho phép đối với thân ống.
Q
or
: tải trọng kéo cho phép đối với mối nối ren.
- Các bớc tính toán:
+ Tính áp suất d.
+ Vẽ biểu đồ áp suất d.
+ Chọn ống chống dựa vào biểu đồ áp suất d.
+ Kiểm toán dựa vào hệ số bền kéo.
- Các ký hiệu sử dụng trong phần tính toán:
+ Khoảng cách từ miệng giếng khoan đến (m):
- L: Chân đế ống chống đang tính.
- L
0
: Chân đế ống chống trớc.
- L
m

: điểm đặt múp ta trám phân tầng.
- l: điểm xuất hiên dầu khí.
- l
m
: mặt biển.
- l
d
: đáy biển.
- H: mực chất lỏng trong giếng khi xuất hiện dầu khí.
- H
dm
: mực chất lỏng trong giếng khi mất dung dịch.
- h: mực xi măng sau cột ống chống.
- h
k
: mực chất lỏng trong cột ống khi thả ống.
- Z: điểm, tiết diện cần tính toán.
+ Chiều cao (m):
- h


: chất đệm trong khoảng không vành xuyến.
- h
c
: cốc xi măng.
+ Trọng lợng riêng:
-
x
: xi măng khô.
-

dk
: dung dịch khoan.
-
de
: dung dịch bơm ép dùng khi bơm trám xi măng.
-
dx
: dung dịch xi măng.
-
e
: dung dịch bơm ép dùng khi bơm ép thử cột ống chống.
-
k
: dung dịch khoan khi khoan ở khoảng dới.
-
b
: chất lỏng trong ống cuối quá trình khoan.
-
o
: hỗn hợp chất lỏng khi xuất hiện dầu khí.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
10
Đồ án môn học -
-
dm
: dung dịch trong giếng khi mất dung dịch.
-
nb
: nớc biển.
-

n
: nớc chuyển đổi.
-
t
: thép làm cần ống.
+ áp suất:
- P
min
: nhỏ nhất trong giếng.
- P
max
: lớn nhất trong giếng.
- P
th
: ép thử cột ống.
- P
ms
: thắng các lực cản ma sát trong hệ thống tuần hoàn.
- P
bt
: cực đại tại cuối quá trình bơm trám.
- P
tt
: thủy tĩnh.
+ áp suất d khi đạt tới giới hạn chảy của vật liệu (kG/cm
2
):
- P
bm
: bóp méo.

- P
no
: nổ.
+ áp suất tại độ sâu Z (kG/cm
3
):
- P
tz
: trong.
- P
nz
: ngoài.
- P
dtz
: d trong.
- P
dnz
: d ngoài.
- P
dkz
: cột dung dịch khoan.
- P
xhz
: cột hỗn hợp dung dịch khi xuất hiện dầu khí.
- P
dx
: cột dung dịch xi măng.
- P
dez
: cột dung dịch ép.

- P
v
: vỉa.
+ Hệ số bền dự trữ khi tính toán:
- n
1
: áp suất d ngoài.
-
1
1
n
: áp suất ngoài trong khoảng khai thác.
- n
2
: áp suất d trong.
- n
3
: bền kéo tại mối ren.
-
1
3
n
: bền kéo thân.
- n
4
: vỡ vỉa đất đá khi khoan.
+ Hệ số:
- k
a
: tăng áp lực vỉa.

- k
k
: mở rộng thành.
- k
v
: tải trọng vành đá xi măng.
- k
x
: mất mát xi măng khô.
- m
v
: mô đun áp lực vỡ vỉa đất đá.
- k
b
: mất mát nớc trong khi trộn xi măng.
- k
n
: nén của chất lỏng.
- B
o
: tỷ lệ nớc/ xi măng.
+ Đờng kính (mm):
- D
g
: giếng khoan theo choòng.
- D
tb
: trung bình của giếng khoan có tính đến hệ số mở rộng thành.
- d
ot

: trong trung bình của cột ống chống trớc đó.
- D
o
: ngoài của cột ống chống tại điểm cần tính toán.
- d
o
: trong của ống chống tại điểm cần tính toán.
- D
ck
: ngoài của cần khoan.
- d
ck
: trong của cần khoan.
+ Khối lợng (kg):
- q: 1 m cột ống.
- Q
o
: đoạn cột ống đang tính toán.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
11
Đồ án môn học -
+ Tải trọng kéo cho phép:
- Q
ot
: tại thân ống chống.
- Q
or
: tại mối nối ren.
- Các thông số cần thiết cho việc tính toán:
Ký hiệu đơn vị đờng kính cột ống chống (mm)

340 245 194
194ì140
(1) (2) (3) (4) (5) (6)
L m 1275-1250 3200-3260 4020-3790 4660-4350
l m 3200-3060 4020-3790 4660-4350 4660-4350

e
G/cm
2
1,12 1,16 1,26 1,03

dk
G/cm
2
1,1 1,12; 1,16 1,75 1,12; 1,06

de
G/cm
2
1,1 1,16 1,66 1,06

dx
G/cm
2
1,52 1,57 1,85 1,52

k
G/cm
2
1,12; 1,16 1,66; 1.75 1.12; 1,16 0,73; 0,76


o
G/cm
2
0,84 1,05; 0,75 0,75 -
P
vl
kG/cm
2
318 631 346 346
k
v
- 0,40 0,30 0,30 0,25
N
1
- 1,0 1,125 1,125 1,125
1
1
N
- - - - 1,2
N
2
- 1,52 1,1 1,1 1,1
N
3
- - 1,25 1,25 1,25
1
3
N
- 1,0 1,75 1,75 1,75

P
vl
= 0,1 ì k
a
ì (l - l
m
)
I. Tính cột ống chống dẫn hớng 508.
ống chống này có chiều sâu nhỏ, áp suất d trong và d ngoài tác dụng lên thành ống không
đáng kể, không có dị thờng áp suất. Do đó, ta không cần kiểm toán đối với cột ống chống này.
Chọn ống theo tiêu chuẩn API 5A: 508ì11,13ìK55.
áp suất thử dò tối thiểu đối với ống này là 60 (kG/cm
2
). Vậy chọn áp suất thử dò cho ống
chống 508ì11,13ìK55 là 70 ( kG/cm
2
).
ii. Tính cột ống trung gian thứ nhất.
1. áp suất d trong.
- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu
khí. Nó đợc xác định theo công thức sau:
P
t
= P
vl
P
xh
= P
vl
0,1

o
(1 Z)
= 318 0,1ì0,84ì3060 = 60,69 (kG/cm
2
).
-áp suất miệng giếng cực đại lớn nhất tại cuối thời điểm bơm trám:
P
bt
= P
dx
P
dc
+ P
th
= 0,1ì(
dx

de
)Z + P
ms
P
th
= 0,01L + 8 = 0,01ì1275 +8 = 20,75 (kG/cm
2
).
P
t
= P
bt
= 0,1ì(1,52 1,12)ì1250 + 20,75 = 70,75 (kG/cm

2
).
- áp suất ép thử cột ống sẽ lấy tăng 10% so với áp suất trong lớn nhất:
P
th
= 1,1P
max
= 1,1ì70,75 = 78,825 (kG/cm
2
).
Để tiện cho việc theo dõi áp suất khi thử cột ống 340, ta chọn :
P
th
= 80 (kG/cm
2
).
- áp suất d tại độ sâu 1275/1250m, khi ép thử ống 340:
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
12
Đồ án môn học -
dt,L dt,h
dt,z dt,h
P P
P P (Z h)
L h

= +

Với Z = L:
P

dt,L
= {P
th
0,1[
dx

de
)L (
dx

dk
)h]}ì(1 k
v
)
Với h = 0:
( )
{ }
dt,L th dx de v
P P 0,1 L (1 k ) =
{ }
2
80 0,1 (1,52 1,12) 1250 (1 0,4) 18(kG / cm )= ì ì
.
2. áp suất d ngoài.
- Tại độ sâu Z = 1275/1250m, khi xuất hiện dầu khí:
P
dnx
= (P
dx
P

xh
) = 0,1(
dk

o
)Z
Với Z = L:
P
dn,L
= 0,1[(
dx

o
)Z (
dx

dk
)h](1 k
v
)
Với h = 0:
P
dn,L
= 0,1(
dx

o
)Z(1 k
v
)

P
dn,L
= 0,1ì(1,52 0,84)ì1250ì(1 0,4) = 51 (kG/cm
2
).
3. Vẽ biểu đồ áp suất d với hệ số bền dự trữ n
1
, n
2
(hình 1)
- Tại miệng giếng:
P
dt
= 80 (kG/cm
2
) n
2
P
dt
= 1,1ì80 = 88 (kG/cm
2
).
-Tại Z = 1250m:
P
dn
= 51 (kG/cm
2
) n
1
P

dn
= 1,125ì51 = 57,4 (kG/cm
2
).
P
dt
= 18 (kG/cm
2
) n
2
P
dt
= 1,1ì18 = 19,8 (kG/cm
2
).
4. Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất d.
Tra bảng ta chọn đợc cấu trúc ống 340 theo API 5A nh sau:
khoảng ống
chống (m)
chiều dài đoạn
(m)
loại ống chống đầu nối
1275 1175 100
340ì10,92ìK55
BTC
1175 0,00 1175
340ì9,65ì K55
BTC
Đặc tính ống chống vừa chọn:
Các thông số

340ì9,65ìK55 340ì10,92ìK55
P
bm
78 106
P
no
188 214
Q
ot
379 428
Q
or
460 519
q 80,39 90,22
5. Kiểm toán lại với hệ số dữ trữ bền n
3
và
1
3
n
:
n
3
=
or
o
10Q
1,75
Q


3
1
ot
3
o
10 Q
n 1,25
Q
=
- Đoạn 1175 m 340ì9,65ì K55 ở phía trên:
n
3
=
3
460 10
4,45 1,75
80,39 1175 90,22 100
ì
=
ì + ì
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
13
Đồ án môn học -
3
1
3
379 10
n 3,66 1,25
80,39 1175 90,22 100
ì

= =
ì + ì
Tại vị trí cắt xiên, ren đầu ống chống bị cong làm giảm khả năng chịu kéo tại mối ren. Do
đó, ta phải lấy d độ bền kéo tại mối nối ren cho ống trong trờng hợp này, tải trọng kéo cho phép
sẽ là:
Q'
or
= Q
or
23,2ì10
-5
D
o
qi
= 460 23,2ì10
-5
ì340ì80,39ì4,5 = 431,5 (T).
n
3
=
3
431,5 10
5,55 1,75
80,39 855 90,22 100
ì
=
ì + ì
Vậy cấu trúc ta chọn ở bảng trên là đảm bảo an toàn.
iii. tính cột ống chống trung gian thứ hai 245 mm.
1. áp suất d trong.

- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu khí
(khi đó tỷ trọng dung dịch bị giảm đi 40%
o
= 0,6
dk
= 0,6ì1,75 = 1,05). Nó đợc xác định
theo công thức ở trên:
P
t
= 631 0,1ì1,05ì3790 = 233 (kG/cm
2
).
- áp suất cực đại ở miệng giếng tại cuối thời điểm bơm trám:
P
bt
= 0,1ì(1,57 1,16)ì3060 + (0,01ì3200 + 8) = 165,5 (kG/cm
2
).
- áp suất ép thử cột ống sẽ lấy tăng 10% so với áp suất trong lớn nhất:
P
th
= 1,1ì233 = 256 (kG/cm
2
).
-Để tiện cho việc theo dõi áp suất khi thử cột ống 244,5 ta chọn:
P
th
= 255 (kG/cm
2
).

- áp suất d trong ở độ sâu Z = L = 3060m khi bơm ép thử cột ống chống:
P
dtz
= [255 0,1ì(1,57 1,16)ì3060]ì(1 0,30) 90,7 (kG/cm
2
).
2. áp suất d ngoài.
- Tại độ sâu Z = L = 3060m.
ống chống 244,5 mm hơi đặc biệt vì sau nó là ống chống lửng 193,7 mm. Do đó, khi
ghép thử ống 193,7 mm thì áp suất ép thử đó sẽ có ảnh hởng tới cả ống 244,5 mm. Vì vậy, ta
cần tính toán xem áp lên ống 244,5 nh thế nào:
- áp suất miệng giếng đạt giá trị lớn nhất tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu khí
đối với ống 193,7 mm:
P
t
= 346 0,1ì0,75ì4360 19 (kG/cm
2
).
- áp suất cực đại cuối quá trình bơm trám cột ống chống 193,7 mm:
P
bt
= 0,1ì(1,85 1,75)ì3790 + (0,01ì 4020 + 8) = 86,1 (kG/cm
2
).
- Lấy áp suất thử đối với ống 193,7 mm tăng 10% so với áp suất d trong lớn nhất có thể
xảy ra trong giếng:
P
th
= 1,1ì86,1 95 (kG/cm
2

).
-Tính áp suất d trong đối với ống 244,5 khi ép thử ống 193,7:
P
dt
= [100 0,1ì(1,57 1,75)ì3060]ì(1 0,30) = 108,6 (kG/cm
2
).
- Với tỷ trọng dung dịch khi xuất hiện dầu khí là 0,75 G/cm
2
thì áp suất d ngoài tác dụng
lên thành ống 244,5 tại Z = 3060m là:
P
dnz
= 0,1ì(1,75 0,75)ì3060ì(1-0,30) = 175,6 (kG/cm
2
).
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
14
Đồ án môn học -
3. Vẽ biểu đồ áp suất d với hệ số bền dự trữ n
1
, n
2
(hình 2).
- Tại miệng giếng:
P
dt
= 225,0 (kG/cm
2
) n

2
P
dt
= 1,1ì225 = 247,5 (kG/cm
2
).
- Tại Z = 3060m:
P
dn
= 175,6 (kG/cm
2
) n
1
ìP
dn
= 1,125ì175,6 = 197,6 (kG/cm
2
).
P
dt
= 108,6 (kG/cm
2
) n
2
ìP
dt
= 1,1ì108,6 119,5 (kG/cm
2
).
4. Chọn loại ống chống theo biểu đồ áp suất d.

Ta chọn đợc cấu trúc ống 244,5 theo API 5A nh sau:
khoảng ống
chống (m)
chiều dài đoạn
(m)
loại ống chống đầu nối
3100 ữ 3200
100
244,5ì10,03ì N80
BTC
100 ữ 3100
3000
244,5ì8,94ìN80
BTC
0 ữ 100
100
244,5ì 10,03ìN80
BTC
Đặc tính ống chống vừa chọn:
các thông số
244,5ì8,94ìN80 244,5ì10,03ìN80
P
bm
163 213
P
no
353 396
Q
ot
364 406

Q
or
390 436
q 52,21 58,20
5. Kiểm toán lại với hệ số dữ trữ bền n
3
,
1
3
n
:
- Đoạn 100m 244,5ì10,03ìN80 ở phía trên:
n
3
=
3
436 10
2,59 1,75
58,20 100 52,21 3000 58,20 100
ì
=
ì + ì + ì
3
1
3
406 10
n 2,4 1,25
58,20 100 52,21 3000 58,20 100
ì
= =

ì + ì + ì
- Đoạn 3000m 244,5ì8,94ìK ở giữa:
3
3
390 10
n 2,35 1,75
52,21 3000 58,20 100
ì
= =
ì + ì
3
1
3
364 10
n 2,24 1,25
52,21 3000 58,20 100
ì
= =
ì + ì
Tại vị trí cắt xiên, ren đầu ống bị cong làm giảm khả năng chịu kéo tại mối ren. Do đó ta
phải lấy d độ bền kéo tại mối ren cho ống tại trờng hợp này, tải trọng kéo cho phép là:
Q'
or
= n
3
Q
or
23,2ì10
-5
D

o
qI
= 390 23,2ì10
-5
ì244,5ì52,21ì4,5 = 376,7 (T).
Vậy cấu trúc chọn ở trên là an toàn.
iv. Tính cột ống trung gian thứ ba 193,7 mm.
1. áp suất d trong.
- Ta đã chọn ở phần trớc:
P
th
= 100 (kG/cm
2
).
- áp suất d trong tại độ sâu 3060 m:
P
dtz
= P
th
+ P
de
- P
vl
= 100 + 0,1ì1,75ì3060 0,1ì(3060 35)ì1,60 = 151,5
(kG/cm
2
).
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
15
Đồ án môn học -

- áp suất d trong tại độ sâu 3790 m:
P
dtz
= 100 + 0,1ì1,75ì3790 0,1ì(3790 35)ì1,68 = 132,4 (kG/cm
2
).
2. áp suất d ngoài.
- Z = 3060 m:
P
dn
= P
vz
P
xh
= 0,1(L l
y
)k
a
0,1
o
L
P
dn
= 0,1ì(3060 35)ì1,60 0,1ì0,75ì3060 = 254,5 (kG/cm
2
).
- Z = 3790 m:
P
dn
=0,1ì(3790 35)ì1,68 0,1ì0,75ì3790 = 346,7 (kG/cm

2
).
3. Vẽ biểu đồ áp suất d với hệ số dữ trữ bền (hình 3).
- Z = 3060 m:
P
dn
= 254,5 (kG/cm
2
) n
2
P
dn
= 1,125ì254,5 = 296,3 (kG/cm
2
).
P
dt
= 151,5 (kG/cm
2
) n
1
P
dt
= 1,1ì151,5 = 166,7 (kG/cm
2
).
- Z = 3790 m:
P
dn
= 346,7 (kG/cm

2
) n
2
P
dn
= 1,125ì346,7 = 390 (kG/cm
2
).
P
dt
= 132,4 (kG/cm
2
) n
1
P
dt
= 1,1ì132,4 = 145,6 (kG/cm
2
).
4. Chọn Loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất d.
Ta chọn cấu trúc ống chống lửng 193,7 theo API 5A nh sau:
Khoảng ống
chống (m)
chiều dài đoạn
(m)
loại ống chống loại đầu nối
3200 ữ 4020
820
193,7ì10,92ìN80
BTC

3200 ữ 3100
100
193,7ì10,92ìN80
BTC
Đặc tính ống chống vừa chọn:
các thông số
193,7ì10,92ìN80
P
bm
452
P
no
545
Q
ot
345
Q
or
379
q 49,33
5. Kiểm toán lại với hệ số dữ trữ bền n
3
,
1
3
n
.
- Bền kéo mối nối ren:
n
3

=
3
379 10
77 1,75
49,33 100 49,33 820
ì
=
ì + ì
?
- Bền kéo tại thân ống:
n
3
1
=
3
345 10
70 1,25
49,33 100 49,33 820
ì
=
ì + ì
?
Vậy cấu trúc ở trên là đảm bảo an toàn.
v. tính cột ống chống khai thác 193,7ì139,7 mm.
1. áp suất d trong.
- áp suất miệng giếng tại thời điểm đóng giếng khi có xuất hiện dầu khí (
o
= 0,75). Nó đ-
ợc xác định theo công thức nh sau:
P

t
= 346 0,1ì0,75ì4360 = 19 (kG/cm
2
).
- Sau khi khai thác xong ở tầng móng ta quay lại khai thác tầng Oligoxen phía trên. Tỷ
trọng hỗn hợp dung dịch khi mở vỉa ở tầng này là
b
= 0,78 (kG/cm
2
). Với tỷ trọng này, áp suất
lớn nhất tại miệng giếng do tầng Oligoxen gây ra đợc tính nh sau:
P
t
= 631 0,1ì0,78ì3790 = 335,4 (kG/cm
2
).
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
16
Đồ án môn học -
- áp suất miệng giếng cực đại tại cuối thời điểm bơm trám:
P
bt
= 0,1ì(1,52 1,06)ì4360 + (0,01ì4360 + 8) = 252,2 (kG/cm
2
).
- áp suất ép thử cột ống sẽ lấy tăng 10% so với áp suất trong lớn nhất:
P
th
= 1,1ì335,4 = 369 (kG/cm
2

).
- Để tiện cho việc theo dõi áp suất khi ép thử cột ống khai thác, ta chọn:
P
th
= 370 (kG/cm
2
).
- Xét đoạn 0 ữ 4020/3790:
áp suất d trong tại độ sâu 4020/3790:
P
dn
= 370 + 0,1ì1,03ì3790 0,1ì(3790 35)ì0,9 = 421,4 (kG/cm
2
).
Tại độ sâu 4660/4360:
P
dn
= 370 + 0,1ì1,03ì4360 0,1ì(4360 35)ì0,8 = 473,1 (kG/cm
2
).
2. áp suất d ngoài.
- Tại độ sâu Z = 4020/3790 m:
P
dn,L
= 0,1[(
dx

b
)L (
dx


dk
)h +
b
H](1 k
v
)
- Khi gọi dòng bằng Gaslif, cột chất lỏng đợc đẩy toàn bộ ra khỏi giếng, do đó
b
= 0, nên
áp suất d sẽ tính nh sau (h = 2860):
P
dn
= 0,1ì[1,52ì4360 (1,52 1,06)ì2860]ì(1- 0,25) = 398,4 (kG/cm
2
).
- Xét khoảng 4020/3790 ữ 4460/4360 m, tính áp suất d ngoài theo công thức sau:
P
dnz
= P
vz
P
tz
= 0,1ì(Z l
m
)k
a
0,1(Z H)
b
Với H = 4020/3790:

- Z = 4660/4360:
P
dn
= 0,1ì(4360 35)ì0,8 0,1ì(4360 3790)ì0,73 = 304,4 (kG/cm
2
).
3. Vẽ biểu đồ áp suất d (hình 4).
- áp suất d ngoài:
+ Tại miệng giếng:
P
dn
= 0
+ Tại Z = 4360 m:
P
dn
= 398,4 (kG/cm
2
) n
1
P
dn
= 1,125ì497 = 448 (kG/cm
2
).
- áp suất d trong:
+ Khoảng từ 0 ữ 4020/3790 m:
Z = 0 m:
P
dt
= 370 (kG/cm

2
) n
2
P
dt
= 1,1ì370 = 407 (kG/cm
2
).
Z = 3790 m:
P
dt
= 138 (kG/cm
2
) n
2
P
dt
= 1,1ì138 = 152 (kG/cm
2
).
+ Khoảng từ 4020/3790 ữ 4660/4360m:
Z = 3790m:
P
dt
= 421,4 (kG/cm
2
) n
2
P
dt

= 1,1ì421,4 = 436,5 (kG/cm
2
).
Z = 4360 m:
P
th
= 473,1 (kG/cm
2
) n
2
P
dt
= 1,1ì473,1 = 520,4 (kG/cm
2
).
4. Chọn loại cột ống chống theo biểu đồ áp suất.
Ta chọn cấu trúc ống 140ì194 theo API 5A nh sau:
Khoảng ống
(m)
chiều dài đoạn
(m)
loại ống chống loại đầu nối
3000 ữ 4350
1350
139,7ì9,17ìN80
FJL
2510 ữ 3000
490
193,7ì10,92ìN80
BTC

0 ữ 2510
2510
193,7ì9,52ìN80
BTC
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
17
Đồ án môn học -
Đặc tính ống chống vừa chọn:
các thông số
139,7ì9,17ìN80 193,7ì9,52ìN80
P
bm
609 330
P
no
634 475
Q
ot
208 302
Q
or
225 333
q 29,57 43,50
5. Kiểm toán lại với hệ số bền dự trữ n
3
,
1
3
n
:

- Đoạn 2510 m 193,7ì9,52ìN80 ở phía trên:
3
3
333 10
n 1,92 1,75
43,5 2510 49,34 490 29,5 1350
ì
= = >
ì + ì + ì
3
1
3
302 10
n 1,74 1,25
43,5 2510 49,34 490 29,5 1350
ì
= = >
ì + ì + ì
Tại vị trí cắt xiên, ren đầu ống bị cong làm giảm khả năng chịu kéo tại mối nối ren. Do đó
ta phải lấy d độ bền kéo tại mối nối ren cho ống tại trờng hợp này, tải trọng kéo cho phép sẽ là:
Q'
or
= Q
or
23,2ì10
-5
D
o
qI
Q'

or
= 333 23,2ì10
-5
ì193,7ì43,50ì4,5 = 324,3 (kG/cm
2
)
n'
3
=
3 '
or
10 Q
Q
=
3
324,3 10
2,04 1,75
43,5 2190 49,34 490 29,5 1350
ì
= >
ì + ì + ì
- Đoạn 490 m 193,7ì10,92ìN80 ở giữa:
3
3
379 10
n 5,92 1,75
49,34 490 29,5 1350
ì
= = >
ì + ì

3
1
3
345 10
n 5,39 1,25
49,34 490 29,5 1350
ì
= = >
ì + ì
- Đoạn 1350 m 139,7ì9,17ìN80 ở dới cùng:
3
3
225 10
n 5,65 1,75
29,5 1350
ì
= = >
ì
3
1
3
208 10
n 5,22 1,25
29,5 1350
ì
= = >
ì
Vì vậy cấu trúc ta chọn ở trên là an toàn.
Ta đa số liệu vừa tính toán về các cột ống ở trên vào bảng sau:
N

o
N
o
Khoảng
ống
chống
(m)
chiều
dài
đoạn
(m)
Khối
lợng
(T)
khối l-
ợng
chung
(T)
đờng
kính
ống
(mm)
loại
đầu
nối
mác
thép
bề
dày
(mm)

1 1
0 ữ 120
120 33,36 33,36 720
hàn d
11,13
2 1
0 ữ 250
250 26,372 26,372 426
btc k55
10,92
3
1
1175 ữ 1275
100 9,022 9,022 340
btc k55
10,92
2
0,00 ữ 1175
1175 94,458 103,48 340
btc k55
9,65
4
1
3100 ữ 3200
100 5,9 5,9 244,5
btc n80
10,03
2
100 ữ 3100
3000 159,9 165,8 244,5

btc n80
8,94
3
0 ữ 100
100 5,9 171,7 244,5
btc n80
10,03
1
3200 ữ 4020
820 41,2 41,2 193,7
fjl n80
10,92
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
18
Đồ án môn học -
5 2
3100 ữ 3200
100 5 46,2 193,7
btc n80
10,92
6
1
3000 ữ 4350
1350 40,2 40,2 139,7
fjl n80
9,17
2
2510 ữ 3000
490 24,6 64,8 193,7
vam n80

10,92
3
0 ữ 2510
2510 110,9 175,7 193,7
vam n80
9,52

hình 1 - Biểu đồ phân bố áp suất d dọc theo thành ống đ-
ờng kính 340 mm
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
19
Đồ án môn học -

125

250

375

500

625

750

875

100

1125


1250

0

20

40

60

80

100

120

Đơn vị: Trục tung ì trục hoành: m ì kG/cm
2
.
Hình 2 Biểu đồ phân bố áp suất d dọc theo
thành ống 244,5 mm.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
20
Đồ án môn học -
2400
3060
1800
1200
600

0 100
50 150
200
250
300
Đơn vị: Trục tung ì trục hoành: m ì kG/cm
2
.
hình 3 biểu đồ phân bố áp suất d dọc theo
thành ống 194 mm

Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
21
Đồ án môn học -
3790
3700
3600
132,4 146,7
3400
3500
3300
3200
3100
3060
0
10050 200150
151,5
350300250
254,5
Đơn vị: Trục tung ì trục hoành: m ì kG/cm

2
.

Hình 4 biểu đồ phân bố áp suất d dọc theo
thành ống 193,7ì139,7 mm.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
22
Đồ án môn học -
4360
4000
3500
3790
3000
2500
2000
1500
1000
500
0 15050 100 200 300 350300 400 450 500
Đơn vị: Trục tung ì trục hoành: m ì kG/cm
2
.
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
23
Đồ án môn học -
chơng iv
chọn thiết bị và dụng cụ khoan
I. tháp khoan và các thiết bị nâng thả.
1. Tháp khoan.
Khi chọn tháp khoan thì ta phải chọn theo hai tiêu chuẩn là tải trọng thẳng đứng và chiều

cao của tháp khoan. Hai tiêu chuẩn này phụ thuộc vào chiều sâu của giếng.
- Tải trọng thẳng đứng lớn nhất tác dụng lên tháp đợc tính theo công thức sau:
Q
max
= Q
m
+ Q
r
+ Q
ph
+ P
t
Trong đó:
+ Q
max
: tải trọng thẳng đứng lớn nhất tác dụng lên tháp (T).
+ Q
m
: tải trọng định mức trên móc nâng. Đối với giếng này thì tải trọng lớn nhất tác
dụng lên móc nâng là của cột ống chống 194ì140, dài 4660m Q
m
= 175 T
+ P
t
: sức căng tại đầu nhánh cáp tĩnh và động.
P
t
=
m
Q

m
Với m là số nhánh cáp động. Đối với giếng khoan có tải trọng định mức trên móc nâng lớn
thì ta cần sử dụng hệ palăng sao cho hợp lý để giảm tải phù hợp với công suất của máy khoan, kết
hợp với thực tế ta chọn palăng 6ì7 có trọng lợng là 10 tấn.
m = 2ìU
đ
= 2ì6 = 12
Q
r
= 10 T P
t
=
175
12
14,6 (T).
+ Q
ph
: tải trọng phụ khi cứu kẹt. Giếng càng sâu, càng nghiêng thì phải có tải trọng
phụ càng lớn. Chọn tải trọng phụ theo kinh nghiệm cho giếng dài 4660m là: Q
ph
= 60 (T).
- Chiều cao của tháp cũng phụ thuộc vào chiều sâu của giếng. Giếng càng sâu thì tháp càng
cao, với mục đích là để giảm thời gian kéo thả, tăng tốc độ thi công giếng khoan. Tuy vậy để đảm
bảo an toàn thì tháp chỉ cao tới một gia trị nào đó. Hiện nay, loại tháp có chiều cao lớn nhất đ ợc
sử dụng tại mỏ Bạch Hổ là tháp cao 53m.
Trên cơ sở lí luận và kết hợp với thực tế ta chọn tháp khoan loại BMAì320ì53, nó có các
thông số kỹ thuật sau:
các thông số
tháp bmaì320ì53
Chiều cao (m) 43

Diện tích khung dới (mm
2
)
10ì10
Tải trọng lớn nhất (T) 320
Trọng lợng tháp (T) 36
2. Hệ thống palăng.
a) Cáp tời:
Chọn cáp tời theo tiêu chuẩn sau:
R
c

P
t
ìn
c
Trong đó:
-R
c
: ứng suất làm đứt cáp (T).
-P
t
: tải trọng trên nhánh cáp động (T) P
t
=14,6 (T).
-n
c
: hệ số an toàn, n
c
= 3 ữ5, ta chọn n

c
= 4.
R
c

14,6ì4 = 58,4 (T).
Từ tiêu chuẩn này ta chọn đợc cáp tời có các thông sô kỹ thuật sau:
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
24
Đồ án môn học -
các thông số cáp k po (stu 338 62)
Đờng kính cáp (mm) 30
Số sợi cáp
6ì31 = 186
Tổng diện tích các sợi (mm
2
) 415
Trọng lợng 100m cáp có bôi trơn (kg) 370
Giới hạn bền kéo đứt của sợi cáp (kG/cm
2
) 180
ứng suất kéo đứt cáp (T) 63,5
b) Palăng:
Hệ thống palăng đã chọn ở phần trên là 6ì7. Ta cần tính toán kích thớc con lăn để chọn bộ
ròng rọc động và bộ ròng rọc tĩnh.
- Qua kinh nghiệm cho thấy, để giảm tối đa các ứng suất tác dụng lên cáp (
u
,
k
) thì ngời

ta thờng chọn puli có các đờng kính theo tỷ lệ sau:
D
p
= (35 ữ 40)ìd
o
(mm).
Với d
o
là đờng kính tháp, d
o
= 30 mm.
Chọn D
p
= 35ìd
o
= 35ì30 = 1055.
- Chọn chiều sâu rãnh puli theo tỷ lệ thực nghiệm:
H
p
= (1,8 ữ 2)ìd
o
(mm).
Ta chọn H
p
= 1,8ìd
o
= 1,8ì30 = 54 (mm).
- Tính đờng kính con lăn theo công thức thực nghiệm:
D
r

= 2ì[0,5ìd
o
+ (0,02 ữ 0,05)ìd
o
] (mm).
Chọn D
r
= 2ì[0,5ìd
o
+0,02ìd
o
] = 33 (mm).
Dựa trên các thông số vừa tính toán và lựa chọn đợc và kết hợp với thực tế ta chọn bộ ròng
rọc động TBH 300 và bộ ròng rọc tĩnh K5H7 300, chúng có các thông số kỹ thuật sau:
các thông số tbh 300 k5h7 300
Tải trọng định mức (T) 300 300
Tải trọng tối đa trên móc (T) 300 300
Số con lăn 6 7
Đờng kính con lăn (mm) 1000 1000
Đờng kính rãnh cáp (mm) 33 33
Trọng lợng (kg) 4820 4850
3. Tời khoan.
Đối với giếng khoan sâu trên 4000 m, tải trọng định mức trên 175 tấn, ngời ta thờng sử
dụng tời 5 tốc độ với tốc độ nhỏ nhất phải đảm bảo kéo đợc tải trọn định mức trên móc.
Dựa trên kinh nghiệm thực tế ta chọn tời khoan loại Y2-5-5 có các thông số kỹ thuật sau:
các thông số tời y2-5-5
Công suất (kw) 809,6
Đờng kính cáp (mm) 33
Sức căng dây cáp (T) 1,9 24,5
Tốc độ cuốn cáp trên tang (m/s) 2,2 15,8

Bề dày tang tời (mm) 1000
Đờng kính tang tời (mm) 800
Số m cáp có thể cuốn trên tang tời 600
Số tốc độ nâng 5
Tốc độ quay của tang (v/s) 0,78 5,6
Với các thông số trên ta có thể tính đợc sức nâng lớn nhất của tời theo công thức sau:
Q
m,max
=
r
m,min
N 75
1100 75 0,85
3825000(kg)
V 0,1833
ì ì
ì ì
= =
= 382,5 (T)
Trong đó:
- N: công suất của tời, N = 809,6 (kw) = 1100 (HP).
Thiết kế kỹ thuật giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
25