BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
KHOA DẦU KHÍ
------------

ĐỒ ÁN MÔN HỌC KHOAN
ĐỀ TÀI: LỰA CHỌN LƯU LƯỢNG BƠM HỢP LÝ CHO ĐOẠN
KHOAN ĐƯỜNG KÍNH 12-1/4” GIẾNG X BỂ CỬU LONG

SINH VIÊN THỰC HIỆN:
Phan Thanh Nhân
MSSV: 04PET110013
Cao Lê Công Luận
MSSV: 04PET110010
Lớp: K4KKT
Khóa: 2014-2019
Người hướng dẫn: Ths. Nguyễn Hữu Trường

Bà Rịa, Tháng 12/2017


TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
KHOA DẦU KHÍ
------------

ĐỒ ÁN MÔN HỌC KHOAN
ĐỀ TÀI: LỰA CHỌN LƯU LƯỢNG BƠM HỢP LÝ CHO ĐOẠN
KHOAN ĐƯỜNG KÍNH 12-1/4” GIẾNG X BỂ CỬU LONG

SINH VIÊN THỰC HIỆN:
Phan Thanh Nhân

MSSV: 04PET110013
Cao Lê Công Luận
MSSV: 04PET110010
Lớp: K4KKT
Khóa: 2014-2019
Người hướng dẫn: Ths. Nguyễn Hữu Trường

Bà Rịa, Tháng 12/2017


ĐỒ ÁN ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

Người hướng dẫn chính:..............................................................
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị)

Người hướng dẫn phụ (nếu có):...................................................
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị)

Người chấm phản biện:............................................................
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị)

Đồ án được bảo vệ tại:
HỘI ĐỒNG CHẤM ĐỒ ÁN MÔN HỌC
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
Ngày ... tháng ... năm …..


TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM


CỘNG HOÀ 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: Phan Thanh Nhân

MSSV: 04PET110013

Cao Lê Công Luận

MSSV: 04PET110010

Ngành: Kỹ thuật dầu khí

Lớp: K4KKT

1. Tên đồ án môn học: Lựa chọn lưu lượng bơm hợp lý cho đoạn khoan đường kính
12-1/4” giếng X, bể Cửu Long.
2. Nhiệm vụ (Nội dung và số liệu ban đầu):
Việc lựa chọn và tính toán lưu lưu lượng bơm tối ưu cho từng đoạn khoan qua có ý
nghĩa quyết định tới hiệu quả khoan, tác giả sẽ tối ưu lưu lượng cho từng khoảng
khoan cho khoan thân giếng đường kính 12-1/4''.
Số liệu ban đầu: Chương trình khoan giếng phát triển khai thác X bể Cửu Long.
Nội dung đồ án: Chương 1: Cơ sở lý thuyết về thủy lực khoan trong thiết kế giếng
khoan.
Chương 2: Thông tin chung về giếng khoan X.
Chương 3: Thiết kế tối ưu thủy lực khoan cho khoan đường kính

12-1/4” giếng X, bể Cửu Long.
3. Ngày giao đồ án môn học: 22/9/2017.
4. Ngày hoàn thành đồ án môn học: 22/11/2017.
5. Họ tên người hướng dẫn: Ths. Nguyễn Hữu Trường.
Bà Rịa – Vũng Tàu, ngày….tháng….năm….
HIỆU TRƯỞNG

TRƯỞNG PHÒNG ĐÀO TẠO

NGƯỜI HƯỚNG DẪN

(Ký, ghi rõ họ tên)

(Ký, ghĩ rõ họ tên)

(Ký, ghi rõ họ tên)



LỜI CAM KẾT
Chúng tôi xin cam đoan những kết quả nghiên cứu được trình bày trong đồ án này là
hoàn toàn trung thực, không vi phạm bất cứ điều gì trong luật sở hữu trí tuệ và phát luật
Việt Nam. Nếu sai, chúng tôi sẽ hoàn toàn chịu trách nhiệm trước pháp luật.
ĐẠI DIỆN TÁC GIẢ ĐỒ ÁN
(Ký, ghi rõ họ tên)

Phan Thanh Nhân

i



TÓM TẮT ĐỒ ÁN MÔN HỌC
Đồ án được chia làm 3 chương với 60 trang nội dung. Chương 1 là phần tổng quan
lý thuyết về thủy lực khoan dùng trong thiết kế giếng khoan. Chương này cung cấp các
thông tin giúp xác định áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa, các mô hình lưu biến cùng các
công thức giúp tính toán tổn hao áp suất trong hệ thống tuần hoàn của giếng khoan. Có
hai tiêu chí tối ưu hóa thủy lực chính đó là tối đa công suất thủy lực choòng khoan và
tối đa lực va đập thủy lực. Dựa vào mỗi tiêu chí ta chọn được một giá trị lưu lượng
cùng với kích thước vòi phun tối ưu. Chương 2 cung cấp thông tin tổng quan về giếng
khoan X như vị trí và mục đích giếng khoan, áp suất vỉa và vỡ vỉa dự đoán, cấu trúc
giếng cùng với chương trình dung dịch khoan và chương trình choòng khoan được các
kỹ sư thiết kế cho việc khoan giếng X. Chương 3 là phần kết quả thực hiện tính toán tối
ưu thủy lực cho đoạn khoan 12-1/4” của giếng khoan X.

ii


LỜI CẢM ƠN
Với đề tài “Lựa chọn lưu lượng bơm hợp lý cho đoạn khoan 12-1/4” giếng X bể
Cửu Long” đồ án đã nhận được sự chỉ dẫn nhiệt tình và tâm huyết từ thầy Nguyễn Hữu
Trường, quý thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai thác Dầu Khí, trường Đại học Dầu khí
Việt Nam. Trong quá trình thực hiện đồ án, do thời gian ngắn, kinh nghiệm thực tế còn
hạn chế, nên không thể tránh khỏi những sai sót. Kính mong quý thầy cô và các bạn
sinh viên góp ý để đồ án được hoàn thiện hơn.
Nhóm tác giả xin được gửi lời cảm ơn đến thầy Nguyễn Hữu Trường, thầy Nguyễn
Văn Hùng cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai thác Dầu khí, khoa Dầu Khí,
trường Đại học Dầu khí Việt Nam đã giúp đỡ, hỗ trợ và tạo điều kiện thuận lợi nhất cho
sinh viên trong thời gian thực hiện đồ án.
Xin chân thành cảm ơn!
Bà Rịa – Vũng Tàu, tháng 11 năm 2017

Đại diện nhóm tác giả

Phan Thanh Nhân

iii


MỤC LỤC

LỜI CAM KẾT .............................................................................................................. i
MỤC LỤC .................................................................................................................... iv
DANH MỤC HÌNH ẢNH........................................................................................... vii
DANH MỤC BẢNG BIỂU........................................................................................ viii
DANH MỤC KÝ HIỆU VÀ VIẾT TẮT ..................................................................... ix
PHẦN MỞ ĐẦU .......................................................................................................... xi
CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ THỦY LỰC KHOAN TRONG THIẾT KẾ
GIẾNG KHOAN ........................................................................................................... 1
1.

Tỷ trọng dung dịch khoan ................................................................................. 1

2.

Áp suất vỉa và áp suất vở vỉa ............................................................................ 2

3.

4.

2.1.


Áp suất vỉa .................................................................................................. 2

2.2.

Áp suất nứt vỉa ........................................................................................... 5

Các mô hình lưu biến........................................................................................ 7
3.1.

Giới thiệu các mô hình lưu biến ................................................................. 7

3.2.

Chế độ dòng chảy ..................................................................................... 12

Tổn hao áp suất ............................................................................................... 15
4.1.

Chất lưu Newton ...................................................................................... 18

4.2.

Chất lưu dẻo Bingham .............................................................................. 19

4.3.

Chất lưu Power Law ................................................................................. 19

4.4.


Mô hình tính tổn hao áp suất tổng quát .................................................... 20

5.

Sụt áp qua choòng........................................................................................... 21

6.

Công suất vận chuyển mùn khoan của dung dịch khoan ............................... 22

7.

Tối ưu hóa thủy lực dung dịch khoan ............................................................. 25

8.

7.1.

Các tiêu chí tối ưu hóa thủy lực ............................................................... 25

7.2.

Phương pháp tối ưu hóa bằng đồ thị ........................................................ 28

Tính toán tỷ trọng tuần hoàn tương đương (ECD) ......................................... 30
iv


CHƯƠNG 2: THÔNG TIN VỀ GIẾNG KHOAN X, BỂ CỬU LONG .................... 32

1.

Vị trí của giếng khoan .................................................................................... 32

2.

Mục đích của giếng khoan .............................................................................. 32

3.

Đặc điểm địa chất ........................................................................................... 32

4.

Áp suất vỉa và vỡ vỉa dự đoán ........................................................................ 35

5.

Nhiệt độ dự đoán ............................................................................................ 35

6.

Cấu trúc giếng khoan X .................................................................................. 37

7.

Chương trình dung dịch khoan thiết kế của giếng khoan X ........................... 38

8.


7.1.

Đoạn khoan 36” chống ống định hướng .................................................. 38

7.2.

Đoạn khoan 16” chống ống trung gian .................................................... 39

7.3.

Đoạn khoan 12 1/4”.................................................................................. 40

7.4.

Đoạn khoan 8 1/2 vào tầng sản phẩm ..................................................... 41

Chương trình choòng khoan thiết kế cho giếng khoan X............................... 41

CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ TỐI ƯU THỦY LỰC KHOAN CHO ĐOẠN KHOAN
GIẾNG ĐƯỜNG KÍNH 12 ¼ INCHS GIẾNG X, BỂ CỬU LONG ......................... 43
1.

2.

3.

4.

Các thông tin, dữ liệu cho đoạn khoan 12 1/4" giếng X, bể Cửu Long ......... 43
1.1.


Thông tin về bộ khoan cụ ......................................................................... 43

1.2.

Thông tin chi tiết về dung dịch khoan và thông số mùn khoan ............... 43

1.3.

Thông số về bơm được sử dụng trên giàn ................................................ 44

Tính toán tổn thất áp suất ............................................................................... 44
2.1.

Tính lưu lượng bơm tối đa và lưu lượng bơm tối thiểu ........................... 44

2.2.

Tính tổn thất áp suất trong các kết nối bề mặt ......................................... 44

2.3.

Tính tổn thất áp suất trong cột cần khoan ................................................ 45

2.4.

Tính tổn thất áp suất trong khoảng không vành xuyến ............................ 46

2.5.


Tổn thất áp suất trong các tool và motor .................................................. 49

Tối ưu hóa với tiêu chí tối đa công suất thủy lực choòng khoan ................... 49
3.1.

Lưu lượng vận hành bơm tối ưu ............................................................... 49

3.2.

Tổng diện tích của choòng tối ưu ............................................................. 51

3.3.

Công suất thủy lực tối đa tại choòng ........................................................ 52

Tối ưu hóa với tiêu chí tối đa thủy lực va đập ................................................ 52
v


5.

4.1.

Lưu lượng vận hành bơm tối ưu ............................................................... 53

4.2.

Tổng diện tích của choòng tối ưu ............................................................. 55

4.3.


Lực phun va đập tối đa tại choòng ........................................................... 55

Hiệu suất nâng tải hạt mùn khoan .................................................................. 56

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 58
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................... 59

vi


DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1-Cân tỷ trọng dung dịch khoan [1] ................................................................................ 2
Hình 2-Thí nghiệm mô tả hiệu ứng nén [2] ............................................................................. 3
Hình 3-Các giai đoạn chính của hiệu ứng phong hóa. ............................................................. 4
Hình 4-Các cơ chế của hiệu ứng di chuyển chất lưu [2].......................................................... 5
Hình 5-Quy trình thực hiện leakoff test [3] ............................................................................. 6
Hình 6-Mô hình dẻo Bingham [1] ........................................................................................... 8
Hình 7-Mô hình dẻo Bingham không mô tả ứng xử dòng chảy của chất lưu dẻo Bingham ở
miền tốc độ trượt thấp [1] ........................................................................................................ 9
Hình 8-Độ nhớt của một số loại dung dịch khoan thông dụng [2] .......................................... 9
Hình 9-Mô hình dẻo Bingham [2] ......................................................................................... 10
Hình 10-Đồ thị log-log của mô hình hàm mũ [2] .................................................................. 11
Hình 11-Phân vùng tính toán giữa mô hình hàm mũ và mô hình Bingham [2] .................... 11
Hình 12-Phân loại chất lưu theo giá trị n [2] ......................................................................... 12
Hình 13-Sơ đồ hệ thống tuần hoàn dung dịch [1] .................................................................. 15
Hình 14-Biểu đồ mối quan hệ giữa hệ số ma sát và hệ số Reynolds [4] ............................... 23
Hình 15-Đồ thị log-log để tổi ưu hóa lưu lượng bơm [4] ...................................................... 29
Hình 16-Vị trí lô 15-1 và mỏ Song Ngư, bể Cửu Long [8] ................................................... 32
Hình 17-Cột địa tầng giếng khoan X bể Cửu Long [8] ......................................................... 34

Hình 18-Áp suất vỉa và vỡ vỉa dự đoán [8]............................................................................ 35
Hình 19-Cấu trúc giếng khoan X [8] ..................................................................................... 37
Hình 20-Mô hình phác thảo giếng X khi ở độ sâu 1800mMD .............................................. 48
Hình 21-Đồ thị giữa áp suất mất mát và lưu lượng ............................................................... 50
Hình 22-Biểu đồ lưu lượng bơm theo độ sâu ........................................................................ 51
Hình 23-Đồ thị áp suất mất mát và lưu lượng ....................................................................... 54
Hình 24-Biểu đồ lưu lượng tối ưu theo độ sâu ...................................................................... 54
Hình 25-Biểu đồ hiệu suất nâng hạt mùn khoan theo lưu lượng ........................................... 57
Hình 26-Biểu đồ hiệu suất nâng hạt mùn khoan theo lưu lượng ........................................... 57

vii


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1-Các dạng của thiết bị bề mặt [5] ............................................................................... 16
Bảng 2-Giá trị của hằng số E [5] ........................................................................................... 16
Bảng 3-Độ nhám tuyệt đối của một vài bề mặt ống [2]......................................................... 18
Bảng 4-Độ sâu dự tính các tầng thạch học trong cột địa tầng [8].......................................... 32
Bảng 5-Nhiệt độ tại chân đế ống chống của giếng khoan X [8] ............................................ 36
Bảng 6-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 36" [8]...................................................... 38
Bảng 7-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 16" [8]...................................................... 39
Bảng 8-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 12-1/4" [8] ............................................... 40
Bảng 9-Chương trình dung dịch khoan cho đoạn 8-1/2" [8] ................................................. 41
Bảng 10-Chương trình choòng khoan thiết kế cho giếng X [8] ............................................ 41
Bảng 11-Thông tin về bộ khoan cụ [8] .................................................................................. 43
Bảng 12-Tính chất dung dịch khoan và mùn khoan [8] ........................................................ 43
Bảng 13-Tổng áp suất mất mát ở các độ sâu khác nhau ........................................................ 49
Bảng 14-Lưu lượng bơm tối ưu theo độ sâu .......................................................................... 50
Bảng 15-Tổng diện tích và đường kính tối ưu của vòi phun theo độ sâu .............................. 52
Bảng 16-Công suất thủy lực tối đa theo độ sâu ..................................................................... 52

Bảng 17-Lưu lượng tối ưu theo độ sâu .................................................................................. 53
Bảng 18-Tổng diện tích vòi phun tối ưu theo chiều sâu ........................................................ 55
Bảng 19-Lực va đập tối đa theo độ sâu.................................................................................. 55
Bảng 20-Hiệu suất nâng tải hạt mùn khoan ........................................................................... 56

viii


DANH MỤC KÝ HIỆU VÀ VIẾT TẮT

Δpb

Sụt áp qua choòng, psi.

Δpc

Tổn thất áp suất trong cần nặng, psi.

Δpdca

Tổn thất áp suất quanh cần nặng, psi.

Δpdp

Tổn thất áp suất trong cần khoan, psi.

Δpdpa

Tổn thất áp suất quanh cần khoan, psi.


Δps

Tổn thất áp suất trong các kết nối bề mặt, psi.

A

Diện tích mặt cắt khoảng không vành xuyến, in2.

AT

Tổng diện tích vòi phun, in2.

c

Hằng số phụ thuộc tính chất dung dịch.

Cd

Hệ số xả của vòi phun.

Cp

Nồng độ mùn khoan.

D

Độ sâu thực, ft.

d


Đường kính ống khoan, in.

d1

Đường kính ngoài ống khoan, in.

d2

Đường kính trong lỗ khoan hoặc ống chống, in.

db

Đường kính choòng khoan, in.

ds

Đường kính hạt mùn khoan quy đổi, in.

E

Hằng số dùng để tính tổn hao áp suất bề mặt.

ECD

Tỷ trọng tuần hoàn tương đương.

Fj

Lực va đập thủy lực, lbf.


fp

Hệ số ma sát hạt.

HHP

Công suất thủy lực.

IF

Lực va đập thủy lực.

K

Chỉ số độ sệt.

L hoặc ΔL

Chiều dài ống khoan, ft.

m

Hệ số mũ.

n

Chỉ số đặc trưng cho ứng sử của dòng chảy.

NRe


Hệ số Reynolds.
ix


NRec

Hệ số Reynolds tới hạn.

P

Áp suất do dung dịch khoan tạo ra, psi.

P0

Áp suất dung dịch khoan trên bề mặt, psi.

Pabnor.f

Áp suất vỉa dị thường, psi.

Pf

Áp suất vỉa, psi.

Pff

Áp suất vỡ vỉa, psi.

PHp


Công suất thủy lực choòng khoan, hp.

Pnor.f

Áp suất vỉa bình thường, psi.

Pp

Áp suất bơm, psi.

PV

Độ nhớt dẻo, cp.

q

Lưu lượng, gpm.

ROP

Tốc độ khoan cơ học, ft/h.

RPM

Tốc đọ quay.

sN

Kích cỡ vòi phun thủy lực, 1/32”.


v

Vận tốc trung bình dòng chảy, ft/s.

vn

Vận tốc dòng chảy tại vòi phun, ft/s.

vsl

Vận tốc trượt mùn khoan, ft/s.

vtr

Vận tốc vận chuyển mùn khoan, ft/s.

YP

Ứng lực cắt động, lb/100ft2.

γ

Tốc đọ trượt, set-1.

µ

Độ nhớt, Pa.s.

ρ


Khối lượng riêng của dung dịch, ppg.

ρs

Tỷ trọng hạt mùn khhoan, ppg.

τ

Ứng suất trượt, lb/100ft2.

τ0

Ứng suất trượt tại vận tốc bằng 0, lb/100ft2.

x


PHẦN MỞ ĐẦU
Ngành công nghiệp Dầu khí ở Việt Nam đóng góp một vai trò quan trọng trong việc
phát triển kinh tế đất nước. Đây là ngành công nghiệp mũi nhọn, đi đầu trong sản xuất
công nghiệp, năng lượng và thúc đẩy sự phát triển của các ngành công nghiệp khác.
Trong những thập kỷ cuối của thế kỷ XX và những năm đầu của thế kỷ XXI dầu khí
đóng góp 1/3 GDP của cả nước từ việc khai thác hàng triệu tấn dầu thô để xuất khẩu,
thu về một nguồn ngoại tệ lớn cho đất nước là cơ sở để thúc đẩy sự phát triển công
nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.
Trong bối cảnh kinh tế thế giới có nhiều biến động, đồng đô la Mỹ tăng giá, thị
trường dầu mỏ dư cung đã đẩy giá dầu rớt xuống thấp, thậm chí có khi xuống thấp hơn
điểm hòa vốn của công ty dầu khí. Việc giá dầu xuống thấp là thách thức, nhưng cũng
là cơ hội để những giải pháp kỹ thuật mới được sử dụng để làm giảm chi phí khai thác
một thùng dầu. Đặc biệt làm giảm giá thành khoan một giếng.

Để khoan một cách hiệu quả nhất, không thể bỏ qua việc xác định lưu lượng tuần
hoàn tối ưu. Đại lượng này rất quan trọng, cần được tính toán sao cho đảm bảo cân
bằng áp suất đáy giếng và áp suất vỉa, cũng như khả năng phá hủy đất đá của choòng và
vận chuyển mùn khoan hiệu quả. Nếu không được tính toán chính xác sẽ gây ra tình
trạng lắng đọng mùn khoan làm giảm đáng kể tốc độ khoan cơ học cũng như gây phá
hủy choòng khoan và còn có thể dẫn đến kẹt cần gây tổn thất chi phí lớn cho việc
khoan.
Vì vậy, đồ án này sẽ tập trung tính toán lưu lượng tuần hoàn tối ưu trong đoạn
khoan 12-1/4” để bên cạnh việc vận chuyển mùn khoan hiệu quả còn đảm bảo khả năng
phá hủy đất đá của choòng. Điều này giúp nâng cao hiệu quả và hạn chế rủi ro khi
khoan.

xi


CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ THỦY LỰC KHOAN TRONG THIẾT KẾ GIẾNG
KHOAN
1. Tỷ trọng dung dịch khoan
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 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 cột dung dịch khoan tác dụng lên đáy giếng đủ để ngăn chất lưu xâm
nhập từ vỉa vào giếng, đồng thời cũng phải đảm bảo không vượt quá áp suất vỡ vỉa.
Tỷ trọng của dung dịch khoan được lựa chọn dựa vào các điều kiện ngăn ngừa sự
xuất hiện dầu khí, sụp 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. Tỷ trọng dung dịch cao thì sẽ làm tăng sự
chênh áp, giếng khoan dễ bị nứt vỉa, nguy cơ giếng bị kick rất cao. Với việc tăng hàm
lượng pha rắn trong dung dịch khoan, dẫn đến làm giảm vận tốc cơ học khoan và
nhiễm bẩn tầng sản phẩm. Tỷ trọng là một trong những yếu tố chính đảm bảo ổn định

thành giếng khoan. Để phòng ngừa sụp lở thành giếng khoan và đảm bảo vận tốc cơ
học khoan cần phải lựa chọn được giá trị tối ưu của tỷ trọng. Để duy trì áp suất đáy
trong giới hạn làm việc, cần phải thường xuyên kiểm tra tỷ trọng dung dịch. Sau khi
lựa chọn được chất lỏng nền, bắt đầu xây dựng mô hình tỷ trọng dựa trên các số liệu áp
suất, nhiệt độ, thể tích (PVT) tại một điểm cụ thể. Khi đó, cần tính áp suất thủy tĩnh để
đảm bảo áp suất trong giếng cao hơn áp suất lỗ rỗng với hệ số an toàn thấp nhất có thể
tại mỗi độ sâu khác nhau.
Tỷ trọng được xác định bằng tỷ trọng kế, với nguyên lý làm việc tương tự như cân
con chạy. Tỷ trọng cần được kiểm tra thường xuyên để đảm bảo áp suất thủy tĩnh lên
đáy giếng đủ để có thể kiểm soát chất lỏng ở tầng chứa và cũng không được quá lớn so
với độ bền của đất đá được khoan qua.

1


Hình 1-Cân tỷ trọng dung dịch khoan [1]
2. Áp suất vỉa và áp suất vở vỉa
2.1. Áp suất vỉa
Áp suất vỉa là một nhân tố quan trọng ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khoan.
Nếu áp suất vỉa không được đánh giá chính xác, có thể dẫn đến các sự cố khoan như
mất tuần hoàn dung dịch, phun trào, kẹt cần khoan, thành giếng khoan không ổn định
và làm tăng chi phí khoan.
Áp suất vỉa chính là áp suất của chất lưu chứa trong các không gian lỗ rỗng, thường
được tính thông qua gradient thủy tĩnh, áp suất này tăng theo độ sâu và phụ thuộc vào
mật độ chất lưu. Đơn vị đo gradient áp suất là psi/ft.
Áp suất vỉa bình thường là áp suất vỉa có giá trị gần bằng áp suất thủy tĩnh lý thuyết
của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước.
Pnor.f = 0,052ρ. D + P0 (psi)

(1)


Áp suất vỉa dị thường là áp suất vỉa có giá trị khác xa so với áp suất thủy tĩnh lý
thuyết của chất lưu tại độ sâu thẳng đứng cho trước.
Pabnor.f ≠ 0,052ρ. D + P0 (psi)

(2)

Với: Pnor.f: Áp suất vỉa bình thường
Pabnor.f: Áp suất vỉa dị thường
⍴: Khối lượng riêng của dung dịch khoan, ppg
D: Độ sâu thẳng đứng, ft
P0: Áp suất dung dịch trên bề mặt, psi
Các nguyên nhân gây nên áp suất vỉa dị thường là:
2







Hiệu ứng nén
Hiệu ứng phong hóa
Hiệu ứng chênh lệch tỷ trọng
Hiệu ứng di chuyển của chất lỏng

Hiệu ứng nén: áp suất vỉa tăng do sự tăng của chiều sâu chôn vùi và tăng nhiệt độ,
đồng thời độ rỗng của đất đá cũng bị giảm đi do sự gia tăng của áp lực địa tĩnh. Do
vậy, áp suất vỉa được coi là bình thường nếu như có kênh thấm đủ để đảm bảo dòng
chảy kịp thời thoát ra ngoài dưới tác dụng của sự gia tải.


Hình 2-Thí nghiệm mô tả hiệu ứng nén [2]
 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 lên của áp
suất nước trong lỗ rỗng lớn hơn áp suất thủy tĩnh. Thể tích lỗ rỗng cũng 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 có thể tạo ra một nút bịt kín cho phép tạo thành áp suất vỉa dị thường.
Hiệu ứng phong hóa: là thuật ngữ để chỉ sự biến đổi của khoáng vật trong hoạt
động địa chất. Đá phiến sét và đá cacbonate được hình thành do sự thay đổi cấu trúc
tinh thể. Đây là nguyên nhân gây ra áp suất dị thường.
3


Ví dụ: sét monmorillonite chuyển đổi thành illinite, chlorite và kaolinite trong quá
trình nén với sự có mặt của kali. 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 thoát ra còn lại nước kém linh động hơn sẽ bị giữ lại. Khi đạt tới độ sâu ứng với
nhiệt độ khoảng 200oF tới 300oF, phần nước kém linh động đó dần mất đi (giai đoạn
thoát nước cuối), sét trở thành dạng illinite. Giai đoạn thoát nước cuối này xem như sự
hòa tan muối. Nước giữa các lớp sét có tỷ trọng lớn hơn nước tự do, vì vậy quá trình
chuyển dạng nước giữa các lớp sét sang nước tự do sẽ kèm theo sự 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 3-Các giai đoạn chính của hiệu ứng phong hóa.
Hiệu ứng chênh lệch tỷ 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 suất dị thường có thể xuất hiện trong một khu vực nghiên của
kết cấu. Người ta thường bắt gặp áp suất dị thường đối với vỉa có góc nghiêng lớn. Vì
thế, khi thi công giếng khoan thường hay gặp tình huống tự phun trào ở vùng cát chứa
khí. Để đảm bảo an toàn của quá trình khoan trong vùng chứa khí thì dung dịch khoan
được sử dụng phải có khối lượng riêng lớn hơn so với việc khoan trong vùng tiếp xúc
khí-nước.
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-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 gian đáng kể để vùng chịu gia tải giảm áp lực và trở về trạng thái áp

4


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.

Hình 4-Các cơ chế của hiệu ứng di chuyển chất lưu [2]
Các phương pháp dùng để dự đoán áp suất vỉa:
 Phân tích từ tài liệu địa chấn.
 Phân tích các đường log, đánh giá thông số khoan, dữ liệu khai thác hoặc
thử vỉa.
 Đánh giá thời gian thực: theo dõi các thông số khoan, thông số địa vật lý từ
giếng khoan thăm dò.
Áp suất vỉa dị thường được phân làm hai loại là áp suất vỉa dị thường âm và dương.
Áp suất vỉa dị thường dương là 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. Còn áp suất dị thường âm
thì ngược lại.

2.2. Áp suất nứt vỉa
Áp suất nứt 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. Việc tính toán áp suất nứt vỉa nhằm tối
thiểu hóa hoặc tránh hiện tượng mất dung dịch và lựa chọn chính xác chiều sâu cần
chống ống. Khi áp suất dị thường dương xuất hiện, cần phải tăng áp suất thủy tĩnh do
cột dung dịch khoan tạo ra. Áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan gây ra phải lớn
hơn một giá trị tối thiểu để đảm bảo đủ giữ cân bằng với áp suất vỉa Pf, đồng thời phải
đảm bảo không được lớn hơn giá trị áp suất Pff gây ra hiện tượng nứt vỉa.
Pf < P < Pff
Với:

(3)

Pf: Áp suất vỉa, psi
5


P: Áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan, psi
Pff: Áp suất nứt vỉa, psi
Áp suất nứt vỉa được kiểm tra bằng cách tiến hành thí nghiệm leakoff test sau khi
mỗi ống chống được trám xi măng. Thí nghiệm trên để kiểm tra xem ống chống, xi
măng và khu vực thành hệ dưới chân đế ống chống có thể chịu đựng áp suất cần thiết
để khoan an toàn ở độ sâu lắp đặt ống chống kế tiếp.
Các bước tiến hành thí nghiệm leakoff test:
 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 thời gian tối thiểu 10’.

Hình 5-Quy trình thực hiện leakoff test [3]

Xem kết quả kiểm tra leakoff test:
 Áp suất bơm tăng tuyến tính theo thể tích dung dịch, đoạn OA.
 Tại điểm A: áp suất tại A được gọi là áp suất leakoff và sẽ dùng để tính
gradient áp suất nứt vỉa: PA=Pleakoff. Việc bơm được tiếp tục kéo dài đủ để đảm
bảo đã đạt được áp suất vỡ vỉa.
 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 bị mất vào thành hệ.
Trước khi thực hiện leakoff test, tiến hành tuần hoàn cho đến khi tỷ trọng dung dịch
khoan là đồng đều trong toàn bộ giếng, làm kiểm tra bằng cách di chuyển bộ khoan cụ
và quan sát cột dung dịch khoan tĩnh trong bộ khoan cụ và khoảng không vành xuyến.
6


Sau khi kết thúc leakoff test, tiến hành kiểm tra thể tích dung dịch khoan bị mất do
chảy vào thành hệ (khi đạt đến áp suất nứt vỉa). Do đó thể tích dung dịch khoan thu hồi
được sẽ nhỏ hơn thể tích dung dịch được bơm lúc đầu.
3. Các mô hình lưu biến
3.1. Giới thiệu các 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:
τ = PV × γ
Với:

(4)

τ: Ứng suất trượt (lb/100ft2)
PV: Độ nhớt dẻo (cp)
γ: tốc độ trượt (sec-1)


Trong thực tế, hầu hết các dung dịch khoan là phi Newton và giả dẻo, có 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 mô hình lưu biến thông dụng được dùng trong dầu khí là:
 Mô hình dẻo Bingham
 Mô hình hàm mũ (Power Law)
3.1.1. Mô hình dẻo Bingham

7


Hình 6-Mô hình dẻo Bingham [1]
Mô hình dẻo Bingham được sử dụng khá phổ biến 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 (còn gọi là ứng lực cắt động, YP) và cho ta một hằng số độ nhớt khi tăng tốc độ
trượt.
Mô hình dẻo Bingham mô tả dòng chảy tầng bằng phương trình sau:
τ = YP + PV × γ
Với:

(5)

τ: Ứng suất trượt (lb/100ft2)
YP: Ứng lực cắt động (lb/100ft2)
PV: Độ nhớt dẻo (cp)
γ: tốc độ trượt (sec-1)

Giá trị của PV và YP được tính bởi các phương trình sau:
PV = θ600 − θ300

YP = θ300 − PV = 2 × θ300 − θ600

(6)
(7)

Mô hình dẻo Bingham là một mô hình tuyến tính nên nó không mô tả chính xác
ứng xử của dòng chảy của chất lỏng dẻo ở miền tốc độ trượt thấp. Loại chất lưu này có
ứng lực cắt động cao hơn độ bền gel 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
8


tính. Khi tốc độ trượt đủ cao, dòng chảy chuyển sang chế độ chảy dẻo với hệ số góc
không thay đổi.

Hình 7-Mô hình dẻo Bingham không mô tả ứng xử dòng chảy của chất lưu dẻo
Bingham ở miền tốc độ trượt thấp [1]
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.

Hình 8-Độ nhớt của một số loại dung dịch khoan thông dụng [2]
9