Đang tải... (xem toàn văn)
DANH SÁCH HÌNH VẼ 4 DANH SÁCH BẢNG BIỂU 7 DANH SÁCH KÍ HIỆU VÀ VIẾT TẮT 8 MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1. XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ 5 1.1. LÝ THUYẾT ỨNG SUẤT 5 1.1.1. Ứng suất tại một điểm 5 1.1.2. Ứng suất chính trong không gian hai chiều 9 1.1.3. Vòng tròn Mohr ứng suất 10 1.1.4. Ứng suất trong hệ tọa độ trụ 12 1.2. CÁC THÔNG SỐ ĐỘ BỀN ĐẤT ĐÁ. 13 1.2.1. Lực cố kết ( So ) 13 1.2.2. Góc ma sát trong 13 1.2.3. Độ bền nén đơn trục ( UCS ) 14 1.2.4. Độ bền kéo đất đá ( T ) 15 1.2.5. Hệ số poisson (ϑ) 16 1.2.6. Hệ số Biot ( B ) 16 1.3. HIỆN TƯỢNG PHÁ HỦY ĐẤT ĐÁ 17 1.4. ỨNG SUẤT THÀNH HỆ 20 1.4.1. Ứng suất tại chỗ 21 1.4.2. Áp suất lỗ rỗng và ứng suất hiệu dụng 26 1.5. CÁC THÍ NGHIỆM XÁC ĐỊNH ỨNG SUẤT 27 1.5.1. Thí nghiệm ứng suất nén một trục UCS 27 1.5.2. Thí nghiệm mẫu trục thành dày (Thick Wall Cylinder test) 29 1.5.3. Thí nghiệm nén ba trục (Triaxial Tests) 31 1.6. MÔ HÌNH PHÂN BỐ ỨNG SUẤT VÀ ÁP SUẤT XUNG QUANH THÀNH GIẾNG KHOAN 31 1.6.1. Ứng suất xung quanh thành giếng đứng 32 1.6.2. Ứng suất quanh lỗ khoan ngang và nghiêng 34 1.7. CÁC HIỆN TƯỢNG LIÊN QUAN ĐẾN TRƯỜNG ỨNG SUẤT. 37 1.7.1. Hiện tượng breakouts. 38 1.7.2. Hiện tượng DITFS (drilling induced tensile fractures). 39 1.8. CÁC ĐỨT GẪY CÓ THỂ XẨY RA TRONG ĐẤT ĐÁ 40 CHƯƠNG 2. XÁC ĐỊNH TRỌNG LƯỢNG RIÊNG CỦA DUNG DỊCH BẰNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ 43 2.1. CÁC TIÊU CHUẨN PHÁ HỦY 43 2.1.1. Tiêu chuẩn Mohr 43 2.1.2. Tiêu chuẩn Coulomb 44 2.1.3. Tiêu chuẩn MohrCoulomb 47 2.2. TÍNH ÁP SUẤT SẬP LỞ 48 2.2.1. Đường tới hạn xác định bằng vòng tròn Mohr 48 2.2.2. Tính toán áp suất sập lở. 51 2.3. Xác định tỷ trọng dung dịch khoan và chiều sâu ống chống phù hợp 57 2.4. Xét quỹ đạo giếng khoan tối ưu 59 CHƯƠNG 3. TỔNG QUAN VỀ MỎ HẢI THẠCH, MỘC TINH VÀ GIẾNG PVC1P 61 3.1. Vị trí địa lý 61 3.2. Đặc điểm địa chất mỏ và cột địa tầng 62 3.2.1. Đặc điểm địa chất mỏ 62 3.2.2. Cột địa tầng của giếng PVC1P 65 CHƯƠNG 4. ỨNG DỤNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ TRONG TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG KHOAN PVC1P 66 4.1. Số liệu đầu vào và quy trình tính toán excel 66 4.1.1. Số liệu đầu vào 66 4.1.2. Công thức tính toán áp dụng 67 4.2. Kết quả 70 4.2.1. Ứng suất vòng lỗ khoan. 71 4.2.2. Tỉ trọng dung dịch. 72 4.2.3. Quỹ đạo giếng khoan tối ưu 74 KẾT LUẬN 76 KIẾN NGHỊ 78 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1 PHỤ LỤC A: 2 XÁC ĐỊNH CÁC THÔNG SỐ ĐẤT ĐÁ. 2 A1. Cách xác định các thông số qua biểu đồ thí nghiệm Leak Off Test, Extended Leak Off Test VÀ MiniFracture 2 A2. Xác định UCS dựa vào dữ liệu đo Log 5 PHỤ LỤC B: 10 CÁC BƯỚC TÍNH TOÁN TRONG EXCEL 10 B1. Tính quỹ đạo giếng khoan 10 B2. Đồ thị rada giữa ứng suất vòng và độ bền nén đơn trục tại độ sâu TVD 11 B3. Tính áp suất sập lở 11 B4. Thiết kế quỹ đạo giếng khoan tối ưu 13
DANH SÁCH HÌNH VẼ SỐ HÌNH VẼ Hình 1-1 Hình 1-2 Hình 1-3 Hình 1-4 Hình 1-5 Hình 1-6 Hình 1-7 Hình 1-8 Hình 1-9 10 Hình 1-10 11 12 Hình 1-11 Hình 1-12 13 Hình 1-13 14 15 Hình 1-14 Hình 1-15 16 Hình 1-16 17 Hình 1-17 18 19 20 Hình 1-18 Hình 1-19 Hình 1-20 21 Hình 1-21 22 Hình 1-22 23 Hình 1-23 24 25 Hình 1-24 Hình 1-25 26 Hình 1-26 27 Hình 1-27 STT TÊN HÌNH VẼ TRANG Lực tác dụng lên bề mặt tiết diện Sự phân tách ứng suất tác dụng lên mặt phẳng x Ứng suất phân tố hình lập phương vô bé Ứng suất tác động lên mặt phẳng x-y Ứng suất không gian hai chiều Ứng suất tạo ứng suất Vòng tròn Mohr ứng suất Chuyển đổi hệ tọa độ trụ hệ tọa độ decac Các thông số vòng tròn Mohr Mô hình thí nghiệm nén đất đá chiều Ứng suất cắt Phá hủy kéo Ứng suất chỗ phân tố giếng khoan thẳng đứng Ví dụ Log mật độ khối Biểu đồ thí nghiệm LOT Sự hình thành khe nứt thủy lực khoan Mô hình áp suất lỗ rỗng ứng suất hiệu dụng Sơ đồ thí nghiệm nén trục Mẫu thí nghiệm TWC điển hình Thiết bị thí nghiệm mẫu trục thành dầy Ví dụ điểm phá hủy bên TWC Sơ đồ thí nghiệm nén ba trục Ứng suất xung quanh thành giếng khoan Phân bố cường độ ứng suất lỗ khoan Quỹ đạo giếng khoan nghiêng Chuyển đổi ứng suất giếng khoan ngang Các tượng lên quan đến trường ứng suất 7 11 11 12 13 15 17 17 21 22 23 24 27 29 29 30 30 31 32 33 35 36 37 28 29 Hình 1-28 Hình 1-29 30 Hình 1-30 31 32 33 34 35 Hình 1-31 Hình 1-32 Hình 1-33 Hình 2-1 Hình 2-2 36 Hình 2-3 37 Hình 2-4 38 Hình 2-5 39 Hình 2-6 40 Hình 2-7 41 Hình 2-8 42 Hình 2-9 43 Hình 3-1 44 45 46 Hình 3-2 Hình 4-1 Hình 4-2 47 Hình 4-3 48 Hình 4-4 49 Hình 4-5 50 Hình 4-6 51 Hình A-1 52 Hình A-2 53 54 Hình A-3 Hình A-4 Hiện tượng breakouts Biểu đồ mặt cắt tượng breakout Quan trắc breakout log ảnh điện giếng khoan thẳng đứng Biểu đồ mặt cắt tượng DITEs Các loại đứt gẫy đất đá Các vùng đứt gẫy đất đá Biểu đồ biểu diễn tiêu chuẩn Mohr Tiêu chuẩn Coulomb Đường bao độ bền Coulomb theo ứng suất Đường bao độ bền Coulomb với giới hạn kéo Vòng tròn Mohr chạm đường bao phá hủy Xác định góc beta vòng tròn Mohr Tương quan σ’1 σ’3 tiêu chuẩn Mohr Độ sâu đặt chân đế ống chống cửa sổ dung dịch khoan Áp suất sập lở với quỹ đạo giếng khoan khác Sơ đồ vị trí mỏ Hải Thạch, mộc Tinh bồn trũng Nam Côn Sơn Cột địa tầng mỏ Hải Thạch, mộc Tinh Số liệu đưa vào excel Quỹ đạo giếng khoan PVC-1P Đồ thị dạng radar ứng suất vòng độ bền nén đơn trục độ sâu TVD1 Đồ thị dạng radar ứng suất vòng độ bền nén đơn trục độ sâu TVD2 Biểu đồ cửa sổ MW Giá trị Collapse pressure ứng với góc nghiêng góc phương vị khác Đồ thị thí nghiệm Leak Off Test Đồ thị thí nghiệm Extended Leak Off Test Đồ thị thí nghiệm Mini-Fracture Test Mối tương quan USC độ rông, modun sóng nén P vận tốc sóng âm thành hệ cát kết 38 39 39 40 41 42 44 45 46 46 48 49 50 58 60 62 65 67 70 71 71 73 74 Phụ lục 55 Hình A-5 56 Hình A-6 57 Hình B-1 58 Hình B-2 59 Hình B-3 60 Hình B-4 61 Hình B-5 Mối tương quan USC độ rỗng vận tốc sóng truyền âm thành hệ sét kết Mối tương quan UCS với độ rỗng vận tốc sóng âm thành hệ đá vôi Quỹ đạo giếng khoan PVC-1P Đồ thị radar ứng suất vòng độ bền nén đơn trục Đồ thị tỷ trọng dung dịch khoan tối thiểu không gây tượng break out Bảng tính toán Cp ứng với quỹ Giá trị collapse pressure ứng với góc nghiêng góc phương vị khác Phụ lục DANH SÁCH BẢNG BIỂU ST T SỐ BẢNG Bảng 1-1 Bảng 1-2 Bảng 1-3 Bảng 2-1 Bảng 2-2 Bảng 2-3 Bảng 4-1 Bảng 0-1 Bảng B-1 TÊN BẢNG Mô hình xác định góc ma sát trong thành hệ Hệ số Poisson số thành hệ Bảng thống kê số phương pháp tính toán dự báo ứng suất chỗ áp suất lỗ rỗng Tỉ trọng dung dịch gây lên tượng breakout giếng đứng ứng với giá trị ứng suất ngang không đổi Tỉ trọng dung dịch gây lên tượng breakout giếng ngang Tỉ trọng dung dịch gây lên tượng breakout giếng có quỹ đạo Số liệu đầu vào tính toán Cp Độ dài chống ống tỷ dung dịch khoan đề xuất cho giếng PVC-1P Thông số đầu vào cần thiết để tính Cp TRANG 14 16 20 53 54 56 66 76 Phụ lục BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỀ TÀI feet (ft ) = foot feet = 0.3048 m = 12 inch (in) inch = 25.4 mm psi ( pound/ square inch ) = 0.0703 kg/cm2 pound = 4.54 N DANH SÁCH KÍ HIỆU VÀ VIẾT TẮT Kí hiệu …Ý nghĩa Đơn vị σ Ứng suất PSI PPG σ’ Ứng suất hiệu dụng .PSI PPG σn Ứng suất pháp tuyến .PSI PPG σh Ứng suất ngang nhỏ PSI PPG σH Ứng suất ngang lớn .PSI PPG σv Ứng suất dọc PSI PPG σθ Ứng suất vòng lỗ khoan PSI PPG σr Ứng suất hướng tâm .PSI PPG σz Ứng suất dọc lỗ khoan PSI PPG τ Ứng suất tiếp tuyến .PSI PPG α Góc hợp trục ox hướng xét Độ Radian αhold Góc phương vị lỗ khoan Độ Radian αH Góc phương vị ứng suất ngang lớn Độ Radian φ Góc ma sát Độ Radian γ Góc nghiêng phá hủy ứng suất hiệu dụng Độ Radian i Góc nghiêng giếng Độ Radian Hệ số Poisson Không thứ nguyên μ Hệ số góc ma sát Không thứ nguyên B Hệ số Biot Không thứ nguyên CP Áp suất sập lở .PSI PPG Co Độ bền nén đơn trục (UCS) PSI PPG Dt Vận tốc sóng truyền âm ss/ft E Modun đàn hồi ECD Tỷ dung dịch khoan tương đương .PSI PPG F Lực tác dụng lên bề mặt tiết diện A’ Newton ( N ) LOT Thí nghiệm Leak Off Test ELOT Thí nghiệm Extended Leak Off Test Pp Áp suất lỗ rỗng .PSI PPG Pw Áp suất giếng PSI PPG Pf Áp suất bắt đầu phá hủy thành hệ PSI PPG So Lực cố kết .PSI PPG T Độ bền kéo PSI PPG UCS Độ bền nén đơn trục .PSI PPG MỞ ĐẦU Công tác thi công giếng khoan dầu khí tốn gặp nhiều rủi ro hiểu biết cụ thể thành hệ, dị thường thành hệ Vì vậy, trước khoan giếng khoan đó, công tác thiết kế phải thực cách thận trọng xác để hạn chế tối đa rủi ro giảm chi phí khoan Bồn Trũng Nam Côn Sơn lại khu vực có điều kiện địa chất phức tạp, mỏ dầu khí khu vực nằm cấu trúc riêng lẻ, phức tạp, phần lớn bị bao bọc đứt gãy có cấu trúc địa chất dạng địa hào, địa luỹ dẫn tới việc thi công khoan giếng khoan khu vực phức tạp, cố thường xảy trình thi công giếng khoan như: sập lở thành giếng khoan, phần toàn tuần hoàn dung dịch, tượng kick,… cố có tác động xấu tới hiệu kinh tế kỹ thuật toàn dự án Do đó, việc xác định trường ứng suất xây dựng mô hình ứng dụng học đá việc phân tích tính ổn định thành giếng khoan từ áp dụng tính toán quỹ đạo giếng, tỷ trọng dung dịch độ sâu đặt chân đế ống chống thích hợp trình thi công giếng khoan dầu khí giúp nâng cao hiệu thi công giếng khoan, giảm thiểu rủi ro trình khoan, tối ưu hóa việc thiết kế giếng khoan, lựa chọn thiết bị thi công hợp lý… giảm thiểu chi phí đầu tư, tăng hiệu kinh tế cho dự án Xuất phát từ ý tưởng trên, Nhóm em định lựa chọn đề tài nghiên cứu khoa học “KHẢO SÁT, ĐÁNH GIÁ SỰ ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG KHOAN TẠI BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN” 10 1, Tính cấp thiết đề tài Sự phát triển công nghệ khoan, khai thác kéo theo phát triển không ngừng hệ dung dịch khoan nhằm rút ngắn thời gian thi công, ổn định thành giếng khoan đảm bảo an toàn vỉa sản phẩm Các công trình nghiên cứu nước dung dịch khoan chủ yếu nghiên cứu tính chất lưu biến, nâng cao chất lượng dung dịch, liên quan trực tiếp tới tiêu tính chất dung dịch, hệ dung dịch phù hợp cho phương pháp khoan điều kiện địa tầng cụ thể mà họ khoan qua.Công ty schlumberger nghiên cứu họ tập trung nghiên cứu dung dịch phù hợp cho công tác khoan điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao Bồn Trũng Nam Côn Sơn bị giới hạn phía bắc đới nâng Phan Rang, ngăn cách với bể Phú Khánh phía tây bắc đới nâng Côn Sơn, ngăn cách với bồn trũng Cửu Long phía tây phía nam đới nâng Khorat-Natuna Ranh giới phía đông, đông nam bể giới hạn đơn nghiêng Đà Lạt - Vũng Mây bể Trường Sa, phía đông nam bể Vũng Mây Là bồn trũng có lượng khí lớn khoảng 856 tỷ foot khối, Trong trình khoan thăm dò khai thác hệ dung dịch khoan đóng vai trò quan trọng thành bại công tác khoan giếng Trong phương pháp truyền thống để lựa chọn hệ dung dịch thường chọn hệ dung dịch có trọng lượng riêng nằm giới hạn gradient áp suất vỉa gradient áp suất vỡ vỉa, khó cho chọn xác trọng lượng riêng hệ dung dich gây nhiều khó khăn công tác khoan gây lãng phí làm nhiễm bẩn vỉa sản phẩm Trong nghiên cứu nhóm tác giả đưa mô hình nhằm chọn xác hay (tối ưu hoá hệ dung dịch) sau tính toán đánh giá độ ổn định thành giếng khoan phục vụ cho công tác khoan giếng khoan bồn trũng Nam Côn Sơn Nhằm nâng cao hiệu công tác khoan giảm giá thành mét khoan Nếu giá trị không tính toán xác, bên cạnh làm cho trình tối ưu hóa thủy lực khoan không hiệu gây lắng đọng mùn khoan, từ gây nhiều vấn đề nghiêm trọng Trong trình khoan, hệ dung dịch không lựa chon cách hợp lý đem lại nhiều cố đáng tiếc như: mômen xoắn tăng, kẹt cần, khó khăn trình kéo thả ống chống, bơm trám xi măng… gây nhiều chi phí lớn cho giếng khoan Vì vấn đề quan trọng cần phải giải đề tài mang tính cấp thiết cao 91 KIẾN NGHỊ Do hạn chế thời gian đề tài chưa xét đến ảnh hưởng nhiều yếu tố khác qua trình thiết kế giếng khoan Vì vậy, để đạt khả thành công cao công tác khoan, tác giả xin đưa số kiến nghị sau: Đề tài chưa xét đến ảnh hưởng nhiệt độ, dị thường áp suất, đứt gãy trình xây dựng mô hình địa học Vì vậy, để tăng tính an toàn khả thành công cho giếng khoan, cần phải đưa vào ảnh hưởng yếu tố bên lên trường ứng suất trình tính toán Để có thông số độ bền đất đá ứng suất giếng thiết kế cách tốt thống kê từ giếng lân cận, số liệu giếng lân cận lớn xác kết tính toán cho giếng thiết kế có độ xác cao Vì vậy, thiết kế giếng khoan cần phải thu thập tối đa số liệu có trình khoan giếng lân cận, sau kết hợp với tài liệu địa chấn để đưa kết tính toán đáng tin cậy Sau hoàn thành thiết kế tiến hành khoan giếng, số liệu đo log giếng phải thu thập liên tục để kiểm tra tính toán lại cho phù hợp nhất, kết thiết kế ban đầu quỹ đạo, tỷ trọng dung dịch khoan, chiều sâu đặt chân đế ống chống…, điều chỉnh suốt trình khoan không phù hợp TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Dương Tấn Lộc (2014), Phân tích đánh giá hiệu giếng khoan phát triển mỏ RD điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng Nam Côn Sơn, Đại Học Bách Khoa Hồ Chí Minh, Tp Hồ Chí Minh [2] Hoàng Thanh Tùng (2015), Tích hợp mô hình địa phương pháp onset of sanding để dự báo khả sinh cát vỉa khí tầng Miocen mỏ Hải Thạch, mộc Tinh,Nam Côn Sơn, Đại học Bách Khoa Hồ Chí Minh,Tp Hồ Chí Minh [3] Nguyễn Thị Ba Liên (2011), Mô hình phân tích ổn định thành giếng khoan phục vụ tối ưu hóa quỹ đạo giếng dự báo khả xuất cát khai thác dầu khí, Đại học Công Nghệ - Đại học Quốc gia Hà Nội, Hà Nội [4] E FJÆR, R.M.HOLT,P.HORSRUD, A.M RAAEN & R RISNES (2008), Petroleum Related Rock Mechanics, Developments in Petroleum science 53, ELSEVIER [5] BERNT S AADNØY, REZA LOOYEH (2010), Petroleum rock mechanics:drilling operations and well design, ELSEVIER, USA [6] McPhee, Colin (2005) Geomechnics: Application To Sand Failure Prediction And Wellbore Stability, HELIX RDS [7] Adel M Al-Ajmi, Robert W Zimmerman (2009) A new well path optimization model for increased mechanical borehole stability, ELSEVIER, UK PHỤ LỤC A: XÁC ĐỊNH CÁC THÔNG SỐ ĐẤT ĐÁ A-1.Cách xác định thông số qua biểu đồ thí nghiệm Leak Off Test, Extended Leak Off Test VÀ Mini-Fracture a) Thí nghiệm leak off test Hình A-1: Thí nghiệm leak off test - - - Thí nghiệm bắt đầu điểm 0, áp suất bề mặt áp suất khí Đoạn từ tới 1: bắt đầu bơm dung dịch vào giếng với lưu lương nhỏ, làm áp suất tăng theo đường thẳng Đoạn từ tới 2: Tới điểm 1,chất lưu bắt dầu vào thành hệ với lưu lượng nhỏ, tốc độ tăng áp suất giảm xuống mắc dù lưu lượng bơm không đổi Điểm gọi điểm leak off pressure (LOP) hay fracture initiation pressure (FIP) tức điểm mà dung dịch bắt đầu vào thành hệ Duy trì bơm đến áp suất đạt tới điểm 2, giá trị áp suất cao thí nghiệm Sau đóng bơm Sau đóng bơm, áp suất giảm xuống điểm Sự giảm nhanh áp suất phản ánh ảnh hưởng ma sát hệ thống bơm ma sát với thành giếng từ bề mặt xuống đáy Đây gọi điểm instantenious shut – in pressure (ISIP) Sau đạt đến điểm 3, áp suất giảm chậm lại ổn định khoảng từ điểm tới điểm - Trong khoảng tới chất lưu chảy vào vỉa áp suất giảm tuyến tính giá trị ban đầu Tói chu kì thí nghiệm kết thúc Như với thí nghiệm leak – off test ta xác định áp suất mà chất lưu giếng bắt đầu chảy vào vỉa (LOP) Đó điểm nơi đường tăng áp suất thay đổi (hình vẽ), giá trị thường lớn ứng suất ngang nhỏ khoảng 10 tới 15% b) Thí nghiệm extended leak off test Hình A-2: Thí nghiệm extended leak off test - - - Tương tự LOT ban đầu áp suất miệng giếng áp suất khí trời (điểm 0) sau bơm chất lưu với lưu lượng q Ban đầu áp suất tăng tuyến tính đến điểm Sau đạt đến điểm 1, tăng áp suất giảm chất lưu vào giếng Như thí nghiệm LOT điểm LOP hay FIP Duy trì bơm đến áp suất đạt tới điểm Sau đường cong áp suất thay đổi đột ngột Đây điểm bắt đầu xuất khe nứt Áp suất điểm gọi formation breakout pressure (FBP) hay áp suất xuất khe nứt thành hệ Tiếp tục bơm chất lưu vào giếng với lưu lượng, khe nứt phát triển rộng tới điểm 3.sau ngừng bơm Ngay ngừng bơm, áp suất giảm nhanh áp suất ảnh hưởng lực ma sát thí nghiệm LOT - Áp suất tiếp tục giảm xuống bắt đầu ổn định điểm Đây điểm mà khe nứt bắt đầu đóng lại gọi điểm fracture closure pressure (FCP) áp suất ứng suất ngang nhỏ σh cần tìm Như với thí nghiệm ELOT ta xác định đồng thời áp suất chất lưu bắt đầu vào vỉa ứng suất ngang nhỏ thành hệ So với LOT thí nghiệm ELOT xác định ứng suất ngang nhỏ xác tốn nhiều thời gian chi phí c) Thí nghiệm mini fracture Hình A-3: Thí nghiệm mini – fracture test (McPhee, 2005) - - Giai đoạn thí nghiệm Mini-fracture dùng để kiểm tra hệ thống làm việc, chất lưu bơm vào giếng với lưu lượng nhỏ để đưa áp suất đáy giếng tới giá trị P nhỏ giá trị chất lưu bắt đầu vào vỉa FIP (như thí nghiệm LOT ELOT) sau ngừng bơm để áp suất giảm xuống dần Đường giảm áp giai đoạn thể theo dõi để xem phận hệ thống có hoạt động theo yêu cầu hay chưa Sau giai đoạn tạo khe nứt thành hệ, chất lưu bơm vào giếng với lưu lượng lớn so vơi giai đoạn Áp suất đáy giếng tăng tuyến tính tới điểm khe nứt bắt đầu xuất gọi điểm fracture initiation fracture (FIP) Do ảnh hưởng lực ma sát chất lưu gần lỗ khoan, áp suất giếng sau xuất khe nứt tiếp tục tăng lên tới giá trị khe nứt mở rộng gọi formation breakdown pressure (FBP) Sau đạt tới - giá trị này, chất lưu chảy nhanh vào thành hệ làm cho áp suất đáy giếng giảm xuống lưu lượng bơm không thay đổi Áp suất đáy giếng giảm tới điểm fracture propagation pressure (FPP) điểm mà khe nứt mở rộng hoàn toàn ứng với áp suất thực Sau giai đoạn tắt bơm, chất lưu ngừng bơm vào giếng Áp suất giảm tới điểm instantenious shut-in pressure (ISIP) ảnh hường ma sát hệ thống phần LOT ELOT Sau đó, áp suất giảm chậm dần tới điểm fracture closured pressure (FCP) điểm mà khe nứt bắt đầu đóng lại Giá trị xác định ứng suất ngang nhỏ Nhưng số trường hợp giá trị FCP không xác định trình thí nghiệm - Giai đoạn giai đoạn mở lại (reopening), sau áp suất giếng giảm giá trị ban đầu, chất lưu tiếp tục bơm lại với lưu lượng giai đoạn tạo khe nứt Khi áp suất giếng tăng tới giá trị fracture reopening pressure (FRP) tức giá trị khe nứt ban đầu tái mở ra, chất lưu vào thành hệ đường tăng áp suất chậm Giá trị FRP ứng suất ngang nhỏ - Tới giá trị đó, khe nứt mở to chất lưu vào thành hệ nhiêu làm cho áo suất đáy giếng giảm xuống lưu lượng bơm không đổi đến giá trị FPP sau tắt bơm đường giảm áp suất giai đoạn Giai đoạn reopening lặp lặp lại số lần tùy vào yêu cầu người thực A-2.Xác định UCS dựa vào liệu đo Log Có nhiều phương pháp đưa để tính toán UCS từ liệu đo log Sau số mô hình sử dụng : - Mô hình thành hệ cát kết McNally: UCS = 185165*exp(-0.037Dt) Trong đó: Dt vận tốc truyền sóng âm Mô hình ứng dụng tốt thành hệ cát kết cố kết với Dt nằm khoảng 65 tới 120 micro gây feet - Vernik : UCS = 145*(254-204*Vclay)(1-2.7*Phi)2 Trong : Vclay thể tích sét lỗ rỗng, Phi độ rỗng thành hệ Mô hình sử dụng tốt thành hệ có Phi < 0.3 Vclay < 0.3 - Freyburg UCS = 145([10670/Dt]-31.5 - Schlumberger UCS = 561exp(M*7.83*E-7) Trong : M modun sóng P - GMI-browse UCS = 6105 exp(M*1.31 E-7) - Hemlock UCS = 0.00175M-3043 - GMI-literature-Phi : UCS = 6105 exp(M*1.31 E-7) - GMI-Jizba-phi : UCS = 4697(Phi)-0.466 - GMI-Jizba-M : UCS = 3648 exp(M*3.65 E-7) Mối tương quan UCS thông số minh họa đồ thị : Hình A-4 : Mối tương quan UCS (a) độ rỗng, (b) modun sóng nén P, (c) vận tốc truền sóng âm thành hệ cát kết - Mô hình thành hệ sét Horsrud-Vp UCS = 2.12 E9*(Dt)-2.93 - Horsrud-Phi UCS = 424.7*(Phi)-0.96 - Literature Phi UCS = 145.2*(Phi)-1.143 - GMI literature Phi UCS = 41.5*(Phi)-1.762 - GOM shale UCS = 2.05 E9*(Dt)-3 Mối tương quan UCS với thông số thành hệ sét thể : Hình A- 5: Mối tương quan UCS với (a) độ rỗng, (b) vận tốc truyền sóng âm thành hệ sét - Mô hình thành hệ đá vôi (limestone) quatif – Phi : UCS = 20849exp(-6.95*Phi) - Militzer – Dt : UCS = (7682/Dt)1.82 - Golubev – Dt : UCS = 10(2.44+109.14/Dt) - Rzhewski – Phi UCS = 40000*(1- A*Phi)2 Trong : A nằm khoảng từ tới thường chọn - GMI – literature- Phi UCS = 19700exp(-4.8*Phi) Mối tương quan UCS thông số đo log thành hệ thể : Hình A-6 : Mối tương quan UCS với (a) độ rỗng, (b) vận tốc truyền sóng âm thành đá vôi PHỤ LỤC B: CÁC BƯỚC TÍNH TOÁN TRONG EXCEL B-1 Tính quỹ đạo giếng khoan Từ giá trị MD TVD ta tính độ nghiêng giếng độ sâu công thức: Sau ta tính toán độ giời đáy giếng (HD) ứng với độ sâu j, theo công thức : Trong độ dời đáy góc nghiêng giếng độ sâu j-1 độ sâu j tính toán Từ giá trị TVD HD ta vẽ quỹ đạo giếng khoan dạng 2D sau : Hình B.1: Quỹ đạo giếng khoan PVC -1P B-2 Đồ thị rada ứng suất vòng độ bền nén đơn trục độ sâu TVD Từ góc nghiêng, góc phương vị tỷ trọng dung dịch khoan nhỏ đề xuất giếng ta tính thành phần ứng suất vòng quanh lỗ khoan theo công thức từ (1.33) tới (1.36) (1.42) tới (1.44) Sau vẽ đồ thị dạng radar thể mối tương quan ứng suất vòng quanh lỗ khoan độ bền nén đơn trục độ sâu ta có đồ thị dạng: Hình B.2: Đồ thị radar ứng suất vòng quanh lỗ khoan độ bền nén đơn trục B-3 Tính áp suất sập lở Ta tính áp suất gây sập lở theo tiêu chuẩn Mohr kết hợp công thức từ (1.33) tới (1.36) công thức cho bảng (2-3) Ta áp suất gây sập lở độ sâu cho đồ thị: Hình B-3: Đồ thị tỷ trọng dung dịch khoan tối thiểu không gây tượng break out B-4 Thiết kế quỹ đạo giếng khoan tối ưu Để tìm quỹ đạo giếng khoan tối ưu nhất, ta thay đổi thông số góc nghiêng góc phương vị giếng tính áp suất gây sập lở độ sâu cho cặp giá trị gióc nghiêng góc phương vị Sau ta vẽ đồ thị thể mối quan hệ ba đại lượng Trong phần ta ứng dụng hàm VLOCKUP excel tạo bảng giá trị thông số cần cho tính toán Cp ứng với độ sâu TVD định: Bảng B.1: Thông số đầu vào cần thiết để tính Cp Sau đó, áp dụng công thức từ (1.33) tới (1.36) công thức cho bảng (2.1) để tính ứng suất gây sập lở gây độ sâu TVD chọn ứng với cặp giá trị góc nghiêng góc phương vị khác ta bảng kết : Hình B-4 : Bảng tính toán Cp ứng với quỹ đạo giếng khác Sau đó, vẽ đồ thể mối tương quan áp suất gây sập lở với góc nghiêng góc phương vị khác độ sâu tính toán ta có đồ thị : Hình B-5: Giá trị collapse pressure ứng với góc nghiêng góc phương vị khác