Giáo trình ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN - Chương 7 pptx

201 Chơng 7 Các phơng pháp đo khí dung dịch và các tham số cơ học 7.1. Mở đầu Khi công nghệ khoan đ có nhiều thay đổi nhất là khoan những giếng khoan sâu, khoan định hớng khoan ngang, khoan bằng các dung dịch cơ sở khác nhau, các phơng pháp địa vật lý nghiên cứu giếng khoan cũng có những thay đổi tơng ứng nhằm khai thác đợc nhiều thông tin phục vụ cho các nghiên cứu địa chất địa hoá và cho kỹ thuật điều khiển tự động trong công nghệ khoan giếng. Hiện tại có rất nhiều phép đo quan trọng đợc tiến hành đồng thời với quá trình khoan giếng. Bản thân dung dịch mùn khoan và cả bộ cần khoan cũng mang rất nhiều thông tin. Các phép đo nh vậy sẽ cho kết quả trực tiếp phát hiện hydrocacbon bởi thành phần này đợc mang trong dung dịch và mùn khoan. Chiều sâu thế nằm của các lớp đá khác nhau trong lát cắt dễ dàng đợc xác định bởi các phép đo khác nhau. Các phép đo đồng thời với quá trình khoan còn cho phép dự báo các hiện tợng địa chất và kỹ thuật, đảm bảo an toàn cho quá trình khoan. Rõ ràng, quá trình này sẽ dễ dàng hơn nhiều nhờ có các số liệu đo đạc cẩn thận mang tính khoa học. Nhờ vậy, giá thành khoan giếng sẽ có thể đảm bảo ở mức hợp lý hơn. Lúc đầu các phép đo nh vậy là đo khí trong dung dịch khoan, vì vậy mới có thuật ngữ Carota khí. Những ngời đ đa ra ý tởng đầu tiên cho các phép đo khí trong dung dịch khoan phải kể đến các nhà bác học Nga V. A. Xokolov và M.B. Apramovic. Các ông đ trình bày những ý tởng này vào năm 1933 khi phát hiện có sự tồn tại của hydrocacbon trong dung dịch khoan ở chiều sâu lớn. Năm 1935 T.A.Magilov đ bắt đầu tiến hành phân tích khí từ mẫu dung dịch bằng phơng pháp chng cất. ít năm sau đó ông đ chế tạo ra thiết bị đo khí liên tục từ dung dịch tuần hoàn. Vào các năm cuối thập kỷ 30 của thế kỷ trớc, V. N. Daxnov đ đa ra các thiết bị đo thời gian dung dịch tuần hoàn và đo vận tốc khoan. Ngay sau khi Chiến tranh thế giới thứ II kết thúc, ở viện dầu Matxcơva đ bắt đầu đa ra mô hình trạm đo và phân tích khí. Đến năm 1949 trạm đo và phân tích khí đầu tiên mang nhn hiệu TKC- 3 do Viện dầu khí Matxcơva và nhà máy thiết bị dầu khí chế tạo đ ra đời. Cần nhấn mạnh thêm là các cơ sở vật lý và hoá học của những phơng pháp đo khí dung dịch trên trạm TKC- 3 vẫn đang đợc sử dụng ở các trạm đo hiện nay trong sản xuất. Cũng đồng thời với các nhà bác học Nga, ở các nớc t bản Mỹ, Anh, Pháp đ lần lợt đa ra các thiết bị đo và những kết quả áp dụng phơng pháp đo khí qua dung dịch đối lu. 202 ( ) ).( h PPkS Q g 17 2 2 2 2 1 à = Các phơng pháp đo khí qua dung dịch đối lu đợc cải tiến và phát triển nhanh trong thập kỷ 50 và 60 của thế kỷ vừa qua. Bắt đầu bằng sự ra đời của sắc kí khí (Chromotograph) phân tích khí thành phần đợc đa vào sản xuất từ đầu những năm 50. Sang giữa những năm 60 ở Liên xô (Nga) cũng nh ở các nớc phơng Tây đ cho ra đời nhiều trạm tự động đo khí qua dung dịch trong dòng đối lu. Tuy nhiên, phải đến những năm 80- 90 vừa qua các trạm máy tự động và hiện đại mới đợc ra đời nhờ có những thành tựu nhảy vọt của công nghệ điện tử và tin học. Trong đó hng Geoservice (Pháp) là nơi đ cho ra nhiều trạm đo dịch vụ địa chất với những phần cứng và phần mềm thông minh. ở những trạm đo mới ta có thể tiến hành các phép đo đồng thời với quá trình khoan để xác định trên 200 tham số khác nhau phục vụ cho các nghiên cứu địa chất, địa hoá, địa vật lý và kỹ thuật điều khiển khoan. Sự thay đổi và phát triển hiện nay của công nghệ điện tử và tin học dẫn đến một sự chuyển đổi có tính cách mạng của công cụ đ kéo theo sự chuyển đổi rất cơ bản về phơng thức, quy trình công nghệ cả nhận thức về phơng pháp. Trong số hơn 200 tham số có thể xác định đợc nhờ các trạm đo hiện đại có thể phân chúng ra các nhóm chính sau đây: - Nhóm tham số dung dịch. - Nhóm tham số khí. - Nhóm các tham số khoan. Dựa vào các nhóm tham số đó, các phơng pháp đo đồng thời trong quá trình khoan trực tiếp, giải quyết các nhiệm vụ: - Xác định tính chất của vỉa chứa. - Đo các tham số liên quan đến dung dịch, phát hiện và phân tích khí. - Cung cấp các dữ liệu liên quan đến quá trình khoan, theo dõi, xử lý sự cố, đa ra các chế độ khoan tối u và an toàn. 7.2. Các phép đo dung dịch 7.2.1. Sự thấm của khí và chất lỏng trong môi trờng lỗ rỗng Sự thấm lọc của chất khí và chất lỏng trong đất đá có độ rỗng trong khoảng 10- 20 % xảy ra theo định luật Darcy. Trong quá trình đẳng nhiệt sự thấm lọc một chiều của chất khí có thể đợc biểu diễn bằng công thức: Và của chất lỏng (dầu, nớc): 203 ( ) () 27 21 . h PPkS Q S = Trong đó: Q g , Q s - Lần lợt là lu lợng thấm của chất khí và chất lỏng (cm 3 /s). P 1 và P 2 - á p suất ở hai đầu đoạn đờng thấm chất lu (KG/cm 2 ); P 1 > P 2 . k- Độ thấm của môi trờng đối với chất thấm (mD). h- Khoảng đờng chất thấm đi qua (cm). S- Diện tích ngang của dòng thấm (cm 2 ). à - Độ nhớt của chất thấm (cp), phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ. ả nh hởng lên quá trình thấm của chất lỏng là độ nhớt của chất thấm, độ thấm của môi trờng và áp suất thấm. Trong thực tế, ở điều kiện vỉa, độ nhớt của dầu phụ thuộc vào thành phần của nó. ở nhiệt độ trong phòng, các dầu khác nhau có độ nhớt thay đổi từ 1cp đến hàng trăm cp. Độ nhớt của nớc ở điều kiện trong phòng khoảng gần bằng 1cp. Độ nhớt của chất lỏng giảm khi nhiệt độ tăng. Độ nhớt của dầu còn phụ thuộc vào độ bo hoà khí. Độ hoà tan của khí trong dầu tăng làm cho độ nhớt của nó giảm. Vì thế có trờng hợp có cùng thành phần ở cùng điều kiện nhiệt động mà dầu có độ thấm khác nhau. Độ khoáng hoá của nớc cũng có ảnh hởng đến độ thấm của nó. Khi hàm lợng muối trong nớc cao thì độ nhớt có thể đạt tới 10cp và khi nhiệt độ tăng tới 90 0 C thì độ nhớt của nó có thể giảm đến 0,1cp. Quá trình thấm trong môi trờng lỗ rỗng (đá chứa) sẽ trở nên phức tạp khi chất lu là chất đa pha (lỏng, khí) vì lẽ khi chất lỏng chuyển động đến vùng áp suất thấp thì khi hoà tan trong chất lỏng sẽ tách ra và nở thể tích làm trở ngại quá trình thấm lọc của pha lỏng. Trong trờng hợp khí chiếm tới 80 % thể tích lỗ rỗng của đá chứa thì quá trình thấm của dầu và nớc gần nh ngừng hẳn, ngợc lại pha lỏng chiếm trên 90 % thể tích lỗ rỗng thì cũng không xảy rasự thấm của pha khí. 7.2.2. Vai trò của dung dịch khoan và sự thâm nhập của dầu khí vào dòng dung dịch đối lu Dung dịch trong công nghệ khoan có vai trò rất quan trọng. Ngoài việc làm nguội choòng khoan, bôi trơn, mang mùn khoan lên mặt đất nó còn giữ cho các chất lu trong thành hệ không có khả năng thấm vào giếng, giữ cho thành giếng khỏi bị sập lở. Muốn vậy, áp suất của cột dung dịch ở chiều sâu cho trớc phải bằng hoặc lớn hơn áp suất cảu chất lu trong vỉa ở chiều sâu tơng ứng. Khi áp suất của cột dung dịch bắt đầu lớn hơn áp suất vỉa thì filtrat dung dịch sẽ thấm vào thành giếng tại nơi có vỉa thấm và trên thành giếng xuất hiện lớp vỏ sét (vỏ bùn). Chiều dày của lớp vỏ sét tăng theo thời gian và khi nó trở thành lớp chống thấm thì quá trình thấm filtrat sẽ dừng lại. 204 Vậy là cả hai trờng hợp, một là áp suất cột dung dịch bằng áp suất vỉa và hai là dung dịch thấm vào vỉa tạo ra lớp vỏ sét đều không để cho dầu khí hay nớc vỉa thấm vào giếng. Trong các trờng hợp đó, dầu khí ở vỉa chỉ có thể khuyếch tán vào dung dịch trong giếng mà thôi. Nhng dầu khí muốn khuyếch tán qua thành giếng thì cần có gradien nồng độ, hệ số khuyếch tán đủ lớn và thời gian tiếp xúc phải dài. Những đòi hỏi đó đều không bao giờ thoả mn đầy đủ cho nên sự khuyếch tán của dầu khí từ vỉa vào giếng trong quá trình khoan là rất nhỏ, có thể bỏ qua. Quá trình khuyếch tán của khí và chất lỏng từ vỉa vào dung dịch khoan chỉ thể hiện rõ khi dung dịch ngừng chuyển động (thời gian ngừng khoan) trong thời gian dài. Quá trình này cũng đợc nghiên cứu và sử dụng để tiến hành phơng pháp đo khí trong dung dịch sau khi khoan. Dựa vào cơ chế xâm nhập từ vỉa vào giếng ta có thể chia các hydrocacbon có trong dung dịch đối lu thành các nhóm: - Khí đợc giải phóng: Choòng khoan khi phá huỷ đất đá ở các vỉa chứa phá vỡ luôn kiến trúc của lỗ rỗng, giải phóng khí hydrocacbon bo hoà trong thể tích đá bị bào mòn. Các khí này xâm nhập vào dung dịch đối lu và đi lên mặt đất. Lợng khí này chính là đối tợng nghiên cứu của các phép đo. - Khí thấm từ thành giếng: Sự xâm nhập của khí vào dung dịch không chỉ có thể ở đáy giếng mà cả ở những đoạn giếng đi qua vỉa chứa mà không có lớp vỏ sét chống thấm. Điều này có thể xảy ra khi choòng khoan và cần khoan (trong trờng hợp khoan xoay cần) va đập vào thành giếng làm phá vỡ lớp vỏ bùn. á p suất cột dung dịch quá nhỏ so với áp suất vỉa, tỷ trọng dung dịch thấp hoặc nhỏ đột biến. Lợng khí này là nhiễu của phép đo, cần phải tính đến khi phân tích tài liệu. 7.2.3. Trạng thái của hydrocacbon khi xâm nhập vào dòng dung dịch đối lu Khi xâm nhập vào dung dịch và đi lên mặt đất trong dòng đối lu, các khí hydrocacbon có thể ở các trạng thái khác nhau: - Trạng thái tự do ở dạng những bọt khí và kích thớc khác nhau. - Trạng thái khí hoá lỏng và sau đó chuyển sang trạng thái hoá hơi. - Trạng thái hoà tan trong dầu hoặc nớc. - Khí ở dạng hấp phụ trong mùn khoan. Dầu, khí hoặc khí hoá lỏng xâm nhập vào dung dịch ở đáy giếng sẽ đợc vận chuyển lên miệng giếng khoan theo dòng đối lu. Dòng dung dịch đối lu chảy từ đáy giếng lên miệng mang theo khí hydrocacbon và mùn khoan. Lên đến miệng giếng, dung dịch chảy qua sàn rung vào bể nhiều ngăn, sau khi lọc lắng mùn khoan và tách khí nó lại đợc bơm xuống đáy giếng qua cần khoan (Hình 7.1). Trên qung đờng đi từ đáy lên miệng giếng khoan, áp suất và nhiệt độ cuả cột dung dịch thay đổi. Trên qung đờng đó, sự thất thoát các khí hydrocacbon có thể xảy ra do sự thẩm thấu, khuyếch tán của chúng vào thành giếng khoan. Sự giảm hàm lợng 205 khí còn có thể do sự mất nớc hoặc dung dịch chứa nhiều khí ở trạng thái tự do dễ bị thoát ra trên mặt thoáng. Khí tự do từ vỉa xâm nhập vào dung dịch ở dạng bọt li ti và dần dần hoà tan trong dung dịch. Quá trình ấy phụ thuộc vào áp suất và thời gian tiếp xúc của khí với dung dịch. Khí hoá lỏng xâm nhập vào dung dịch, khi lên gần mặt đất, áp suất và nhiệt độ đều giảm. chúng chuyển sang trạng thái hơi. Những hiện tợng tơng tự cũng có thể xảy ra đối với dầu có chứa khí hoà tan, nhng chỉ khác là khí hoá lỏng thì chuyển hết sang trạng thái hơi, còn dầu chỉ tách ra những khí hoà tan và một phần hydrocacbon nhẹ dễ sôi hơn. Cờng độ của các quá trình này trớc hết phụ thuộc vào số lợng và thành phần của khí hoá lỏng hoặc dầu. Nớc chứa khí hoà tan từ vỉa xâm nhập vào dung dịch, khí sẽ bị hoà long và tồn tại ở trạng thái hoà tan đó. Nếu hàm lợng khí trong nớc tơng đối lớn thì có thể tách một phần vào trạng thái tự do và đi lên miệng giếng theo dòng đối lu dung dịch. Do có nhiều những hiện tợng khác nhau nh vậy cho nên cần phải nghiên cứu xác định thời gian vận hành khí từ đáy lên miệng giếng, nhận biết quá trình nào đ xảy ra, nó có làm thay đổi thành phần ban đầu của khí hydrocacbon dẫn đến sự thay đổi tỷ lệ giữa các cấu tử riêng biệt hay không? Những nghiên cứu của nhiều tác giả: Sokolov, Apramovic, Magilov, đ cho thấy rằng mặc dù có sự chênh lệch áp suất và nhiệt độ ở đáy và miệng giếng khoan, nhng tỷ lệ giữa các cấu tử hydrocacbon riêng biệt không có sự thay đổi. Điều đó nói lên rằng thành phần tơng đối của khí xác định đợc trên mặt đất khi tiến hành các phép đo khí trong dung dịch không khác với thành phần của khí bo hoà trong vỉa ở chiều sâu thực của nó. Ngoài ra, các kết quả phân tích khí liên tục khí nông và khí đo từng điểm khí sâu của cùng vỉa chứa đều cho các thành phần rất giống nhau. H ình 7.1. Hành trình khép kín của dung dịch tron g khi khoan Cần khoan Choòn g Bộ đổi áp chống phun Sàn run g Bể chứa nhiều ngăn Bơm ống dâng dun g d ị ch ố ng mềm 206 Nhờ vào khẳng định đó, ngời ta đa ra phơng pháp dự đoán đặc tính của vỉa sản phẩm theo các số liệu đo khí thành phần. 7.2.4. Tách khí từ dung dịch khoan Muốn tính toán hàm lợng khí tổng hay phân tích thành phần của khí hydrocacbon do dung dịch khoan mang lên từ đáy giếng thì thao tác đầu tiên là phải tách chúng ra khỏi dung dịch. Có 4 nguyên lý cơ bản dùng để tách khí hoà tan ra khỏi dung dịch khoan, đó là: hút chân không, đun nóng, khuấy trộn và làm khuyếch tán. Để đo liên tục theo dòng dung dịch đối lu thì phép tạo rung là hay đợc sử dụng nhất. Công nghệ của Viện dầu khí Pháp (IFP) chủ yếu tách khí bằng hút chân không còn công nghệ của Nga lại chủ yếu tách khí bằng cách khuấy để tạo bọt (Hình 7.2). Việc tách khí thờng ít đạt tỷ lệ cao, mặt khác dòng khí và dòng không khí thực chất là khó xác định đợc chính xác. Vì vậy, thiết bị phải định kỳ chuẩn tỷ lệ pha trộn khí/không khí cho dòng khí từ máy tách khí. Quá trình chuẩn tiến hành bằng cách so sánh với kết quả tách riêng khí hydrocacbon của mẫu dung dịch ở phòng thí nghiệm. Các khí hydrocacbon tách ra từ dung dịch phần chủ yếu là Methane C 1 , Ethane C 2 , Propan C 3 và Butane C 4 . Đôi khi cũng gặp các khí H, H 2 S, N và khí hiếm H 2 . Các khí nặng từ C 6 hay cao hơn thờng chuyển sang lỏng hay rắn ở nhiệt độ trên mặt đất nên không thể tách liên tục chúng từ dung dịch. H ình 7.2. Nguyên tắc tách khí liên tục nhờ khuấy trộn 1 2 3 5 4 6 7 8 9 1. Bình thu khí. 2. Đờng không khí vào. 3. Dun g dịch bùn thải sau khi tách khí. 4. Đầu nối với ống hút. 5. Động cơ. 6. Thanh khuấy 7. Van chỉnh dòng 8. Thùng dung dịch 9. Cửa dung dịch vào 207 7.2.5. Phát hiện và phân tích khí toàn phần Bộ phận của dụng cụ phát hiện khí gọi chung là detector khí. Các detector khí tuỳ từng loại có thể làm việc dựa vào một trong các nguyên tắc vật lý sau: độ dẫn nhiệt, đốt cháy xúc tác, ion hoá và hấp thụ hồng ngoại. Việc phân tích khí theo thành phần các cấu tử của chúng thì đợc thực hiện bằng một thiết bị gọi là sắc ký khí (Chromatograph). Thiết bị này sẽ tách riêng biệt các thành phần khí khác nhau từ khí tổng và đo chúng bằng các detector cực nhạy. Các detector làm việc theo nguyên tắc độ dẫn nhiệt và đốt xúc tác đều có điểm chung là dùng các filamen (điện trở nhạy nhiệt) đặt trong các buồng có luồng khí phân tích đi qua. Các filamen này đều là những cánh của cầu điện trở kiểu Wheatstone (Hình 7.3). Khi khí mang (thờng là không khí) đa khí phân tích bị đốt nóng tới khoảng 200 0 C đi qua các buồng chứa filamen làm cho các điện trở này thay đổi giá trị, cầu mất thăng bằng và kết quả là xuất hiện tín hiệu đo. Tín hiệu đo tỷ lệ với độ dẫn nhiệt hay tỏa nhiệt đốt cháy của luồng khí mà cả hai yếu tố đó đều liên quan đến hàm lợng khí hydrocacbon trong luồng khí mang. Độ dẫn nhiệt của các khí giảm dần theo thứ tự sau: hydro, methane, ethane, propane, butane và cuối cùng là khí cacbonic (CO 2 ). Nếu filamen là kim loại platin (Pt) khi bị đốt nóng tới nhiệt độ 900 0 C thì các khí hydrocacbon chứa trong hỗn hợp khí đi qua buồng đốt sẽ làm oxy hoá bề mặt của kim loại này làm nó thay đổi điện trở và đó là nguyên nhân gây ra mất cân bằng của cầu điện trở. H ình 7.3. Sơ đồ đờng đi của mẫu khí phân tích trong các detector dùng cầu Wheatstone: Độ dẫn nhiệt, bên trái; đốt xúc tác, bên phải. Detector dẫn nhiệt Lối đa mẫu vào Detector đốt xúc tác Xúc tác Bù Đ a mẫu ra Lỗ thôn g Bù điều chỉnh Nhiệt 208 Các hydrocacbon nặng bị oxy hoá ở nhiệt độ khoảng 600 0 C. Vì thế mỗi thay đổi nhiệt độ ở filamen thì detector đều dễ phân biệt khí methane với các khí đồng đẳng khác. Bằng sơ đồ của detector kép ở hình 7.3, phần bên phải (đốt xúc tác) dùng để xác định hàm lợng khí từ 100ppm đến 8%, còn detector dẫn nhiệt (phần bên trái) để xác định các mẫu khí có hàm lợng khí tổng từ 2 đến 100%. Kết quả xác định liên tục hàm lợng khí tổng (khí nông) đợc liên hệ với thời gian thực và chiều sâu thực (xác định bằng các bộ cảm biến tơng ứng) để rồi xây dựng biểu đồ đo khí tổng theo chiều sâu. Đây là một tham số đo quan trọng bậc nhất trong Master Log. Các thiết bị đo khí dung dịch hiện nay ở sản xuất đang có xu hớng thay thế các detector dẫn nhiệt và đốt xúc tác bằng các detector ion hoá (FID). Đây là loại detector dùng ngọn lửa hydro phát cháy bằng một vòi phun đợc đặt dới một hiệu điện thế 100 - 200Volt. Một lới hai điện cực đặt trên ngọn lửa sẽ góp các ion mới tạo thành làm thay đổi điện thế. Sự biến thiên điện thế này đợc khuyếch đại và cho ra tín hiệu phù hợp. Không giống nh các khí hydrocacbon, hydro nguyên chất không tạo ra bất cứ ion nào khi bị đốt. Các ion xuất hiện trên lới khi thực hiện phép đo sẽ chỉ là kết quả ion hoá của các hydrocacbon. Hình 7.4 mô tả sự vận hành của detector ion hoá. Loại thiết bị này có độ nhạy đủ để phát hiện nồng độ hydrocacbon thấp, khoảng vài ppm. Sự xuất hiện hydro trong luồng khí tách từ dung dịch sẽ không thể hiện trên kết quả đo bằng thiết bị dùng detector ion hoá. ở điều kiện giếng khoan, hydro có thể xuất hiện khi dung dịch có độ pH dới 8,5 vì trong môi trờng đó, các kim loại ống chống và bộ khoan cụ dễ bị tác dụng hoá học mà giải phóng ra hydro. Sự có mặt của hydro nh vậy sẽ làm thay đổi kết quả đo khí bằng các detector đốt xúc tác hay độ dẫn nhiệt. Muốn đánh giá đợc hàm lợng hydro trong khi phân tích thì cần phải thực hiện các phép đo bằng sắc ký khí. 7.2.6. Phân tích khí bằng sắc ký Phân tích khí bằng sắc ký là phân chia một mẻ khí có đủ các cấu tử thành nhiều mẻ khí có các thành phần cấu tử riêng biệt. Để làm việc đó, mẻ khí phân tích đợc gửi vào dòng khí mang đi vào cột phân tích. Các cột phân tích là những ống thuỷ tinh hình trụ tròn có nhiệt độ cố định (30 0 C) và đựng các chất có hoạt tính hấp phụ (bắt giữ) khí. Các chất hoạt tính có thể là silicagen, squalana (rắn) hoặc glycerol (lỏng). H ình 7.4. Sơ đồ của một detector ion hoá Tín hiệu ( mV ) Mẫu Khoan g đốt KD 209 Khi đi qua những cột có hoạt tính hấp phụ kể trên, các khí thành phần bị giữ lại trong một khoảng thời gian ( t) khác nhau, phụ thuộc vào phân tử lợng của chúng { t = f( à i ), trong đó à i là phân tử lợng của thành phần khí thứ i}. Sự phụ thuộc đó có thể thấy nh sau: Khí có phân tử lợng càng nhỏ thì thời gian bắt giữ càng bé và ngợc lại. Trong các chất hoạt tính hấp phụ đó, glycerol có khả năng hấp phụ liên tục các thành phần trong các hỗn hợp khí theo khả năng tách của chúng giữa pha dừng và pha khí. Nghĩa là mỗi thành phần khí đặc trng bằng một thời gian giữ riêng biệt để chúng kịp hoà tan trong pha dừng. Các chất hoạt tính ở thể bột rắn (Silicagene, Squalane) cũng có tính chất tơng tự. Các Silicagene (SI) đựng trong cột thứ nhất để tách khí nhẹ: H 2 , C 1 có chu kỳ làm việc 150s; cột thứ hai đựng Squalane (SQ) - tách các khí nặng hơn C 2 , C 3 , iC 4 , nC 4 có chu kỳ làm việc 300s. 1 Sau mỗi chu kỳ làm việc, cột phân tích lại đợc làm sạch bằng luồng không khí sạch. Mỗi thành phần khí đợc tách ra sau các khoảng thời gian t riêng và đợc đa đến detector khí để xác định hàm lợng của chúng trong luồng khí tổng. Các detector này có thể là loại đốt xúc tác, độ dẫn nhiệt hay đốt ion hoá nh đ dùng để đo khí tổng. Sơ đồ ở hình vẽ 7.5 thể hiện nguyên lý làm việc của một sắc ký khí. Luồng khí mang có thể là không khí hay khí hydro (trờng hợp dùng detector ion hoá). Việc đo phân tích khí thành phần bằng máy sắc ký khí không tiến hành liên tục mà theo chu trình đo. Một vòng chu trình đo kết thúc mất khoảng thời gian từ 10 1. Các trạm đo khí của Georvice thờng dùng cột thứ nhất là glycerol, cột thứ hai là Squalane. H ình 7.6. Kết quả ghi khí thành phần bằng sắc ký khí ( theo tài li ệ u Geoservice ) . H ình 7.5. Sơ đồ nguyên tắc của sắc ký Thùn g chứa kh í Điều chỉnh áp suất và luồng khí mang Mẫu đi vào Điều chỉnh nhiệt độ Cột phân tích ở nhiệt độ không đổi Kh í KD Ghi 210 đến 15 phút. Hình 7.6 là biểu đồ phân tích mẻ khí nhiều thành phần. Các thiết bị trạm đo khí hiện nay lu các giá trị hàm lợng khí thành phần trong bộ nhớ của máy rồi tự động vẽ 5 đờng cong biểu thị thay đổi hàm lợng của khí thành phần C 1 ữ nC 4 theo thời gian hoặc theo chiều sâu. Một biểu đồ thể hiện hàm lợng khí thành phần theo chiều sâu đợc gọi là biểu đồ đo vẽ sắc ký khí (Chromatologger). 7.2.7. Phát hiện khí H 2 S Khí H 2 S là một loại khí độc, nặng hơn không khí. Nồng độ quy ớc tối đa của khí H 2 S trong khí quyển không quá 20ppm. Ta có thể dễ phát hiện ra khí H 2 S trong không khí chỉ với nồng độ 0,03ppm và trở nên ngột ngạt bởi mùi khó chịu của nó ở nồng độ 1ppm. Sự độc hại của khí H 2 S có thể gây tử vong con ngời khi nồng độ của nó trong không khí là 200ppm hay cao hơn. Việc phát hiện và phân tích khí H 2 S phải tiến hành liên tục trong quá trình khoan bằng một thiết bị đặt trên trạm địa vật lý. Việc làm đó nhằm hai mục đích: - Đo hàm lợng khí H 2 S trong dung dịch khoan. - Đánh giá nồng độ khí ở các thời điểm khác nhau, tại nơi làm việc và trong phòng điều hành khoan để dự báo sự xuất hiện của khí độc nhằm bảo đảm an toàn. Bộ cảm biến và phân tích khí H 2 S làm việc dựa trên cơ sở nó làm đen tờ giấy có tẩm axetat chì. Tờ giấy dịch chuyển với một tốc độ nhất định đi qua một luồng có chứa khí phân tích. Nếu trong mẫu khí phân tích có chứa H 2 S thì nó sẽ phản ứng hoá học với axetat chì để cho ra sulfid chì (PbS) làm đen tờ giấy. Sự đen ở tờ giấy do xuất hiện PbS đợc đo bằng một tế bào quang điện. Các thiết bị hiện nay có xu hớng lợi dụng đặc điểm H 2 S dễ bị hấp phụ bởi một số chất bán dẫn để chế tạo một loại cảm biến (detector) đo hàm lợng khí H 2 S. Khi hấp phụ trên bề mặt chất bán dẫn, H 2 S làm cho điện trở của nó thay đổi, khi thổi không khí sạch vào thì H 2 S lại khuyếch tán hết và chất bán dẫn lại có điện trở nh cũ. Ngời ta gọi đó là khả năng làm thay đổi thuận nghịch của H 2 S đối với một số chất bán dẫn. Độ dẫn điện của thành phần chất bán dẫn tỷ lệ thuận với logarit nồng độ khí H 2 S xuất hiện trên bề mặt của nó. Các loại detector này có khả năng xác định hàm lợng H 2 S từ 0 đến 100ppm với sai số khoảng 5%. 7.2.8. Đo các tham số phụ trợ khác Các kết quả của những phép đo liên tục khí nông hay phân tích khí sâu có thành phần khác nhau qua các mẫu lấy ở các chiều sâu và thời gian khác nhau đều cần gán với chiều sâu thực của chúng trong lát cắt giếng khoan. Để có thể xác định chính xác thời gian và chiều sâu thực của các giá trị đo phân tích khí từ dung dịch cần phải xác định nhiều tham số nh: Lu tốc, mật độ, nhiệt độ, điện trở, áp suất của dòng dung dịch bơm vào cần khoan và dòng đối lu trong vành xuyến giữa cần khoan và thành giếng khoan, mức cân đối thể tích giữa các dòng dung dịch đó. [...]... nhóm chơng trình chính: a Các chơng trình xử lý khoan - Thông báo chế độ thuỷ lực - Chơng trình tham số dung dịch - Chơng trình hút nén - Chơng trình xử lý phun - Chơng trình thông báo hớng đi của choòng khoan - Chơng trình thông báo về choòng khoan - 226 b Các chơng trình địa chất - Chơng trình xác định dị thờng áp suất trong quá trình khoan (dexp) - Chơng trình đánh giá hydrocacbon - Chơng trình đo... khai thác 7. 4.1 Nhận biết thạch học Trên hình vẽ cho thấy các đặc điểm thạch học và độ rỗng nh sau: Đới 1: Trên cùng theo kết quả phân tích bằng áp kế CO2 có 4 lớp cacbonat khác nhau mà theo tài liệu mùn khoan sẽ khó phân biệt 72 00 - 72 05: Đá vôi oolit, tốc độ 4-5 min/ft 72 05 - 72 22: Vôi Dolomit, tốc độ 8 min/ft 72 22 - 72 57: Dolomit, tốc độ 12 min/ft 72 57 - 72 70: Vôi, tốc độ 25 min/ft Tốc độ khoan đi... pháp địa vật lý, điện trở, GR, SGR, CNL đồng thời quá trình khoan) - c Các chơng trình đo điện trở gồm: các chơng trình liên quan đến xử lý tài liệu đo các phơng pháp điện kết hợp với phơng pháp đo khí dung dịch khoan 7. 6 Nhận xét Hiện nay, các công tác khoan giếng trong thăm dò - khai thác đ chiếm một tỷ trọng lớn trong ngành công nghiệp dầu khí Công nghệ khoan đang có những thay đổi: Khoan nghiêng, khoan. .. xử lý phân tích nhiều tham số cùng một lúc nhằm xử lý các tình huống trong khi khoan, giải quyết các nhiệm vụ địa chất, địa vật lý phải nhờ vào các chơng trình phần mềm có cài đặt trong các máy tính của trạm đo khí ở thực địa Nhờ các chơng trình hỗ trợ nh vậy mà mọi tính toán đợc nhanh chóng, chính xác, giúp cho ngời đứng máy và kỹ s khoan đa ra các kết luận kịp thời đúng đắn, làm cho quá trình khoan. .. cho vỉa ở chiều sâu ZV theo phơng trình: PFP = 0,0981.GFP.ZV (7. 14) ở đây: ZV - Chiều sâu vỉa tính theo phơng thẳng đứng (m) PFP - áp suất vỉa, tính bằng đơn vị bar 7. 5 Các chơng trình hỗ trợ ứng dụng Khi tiến hành đo khí dung dịch (khí nông) và khí mùn khoan (khí sâu) đồng thời với quá trình khoan ngời ta phải tính toán xử lý hơn 200 thông số địa chất, dung dịch, khoan Các thông số này đợc thu nạp... thời với quá trình khoan ngày nay đ đợc trang bị hiện đại có nhiều cảm biến, đầu dò và thiết bị phụ trợ cùng các máy tính chuyên dụng Các chơng trình hỗ trợ ứng dụng đợc cài đặt trong các máy PC Mỗi công ty dịch vụ có những chơng trình phần mềm riêng của mình, tuy nhiên các chơng trình đó đều có mục đích nh nhau: Xử lý các tình huống trong khi khoan, giải quyết các nhiệm vụ địa chất - địa vật lý, có thể... sâu Zn nào đó ta tính đợc dcn theo phơng trình (7. 12) và dexp theo phơng trình (7. 10) Khi đó, gradien áp suất lỗ rỗng (áp suất vỉa) GFP có thể tính nh sau: GFP = (GOB d - GH ) exp d cn 1 ,2 (7. 13) Trong đó: GOB - Gradien áp suất thạch tĩnh 225 GH - Gradien thuỷ tĩnh bình thờng Phơng trình (7. 13) cho thấy rằng nếu mọi điều kiện khác là nh nhau thì tốc độ khoan cơ học phụ thuộc vào sự chênh lệch... nghiệm Hình 7. 17 là sơ đồ chỉ rõ nên chọn các điểm (2, 3 và 4) hay loại bỏ (điểm 1) để xác định các hệ số cho phơng trình (7. 12) Lề phải Lề trái Hình 7. 17 Xác định xu thế của dexp Mọi phép phân tích của dexp theo tốc độ khoan đều dựa trên cơ sở của một gần đúng sát nhất với đờng xu thế Việc này tơng đối dễ nếu làm cho toàn bộ lát cắt của giếng khoan nhng hơi phức tạp vì phải xác định tiến trình khoan Ví... (7. 8) Từ đó, d- exponent là tham số biểu thị khả năng khoan có thể đợc tính ROP = RPM WOB ln BS ln d exp (7. 9) Về sau (1 971 ) phơng trình (7. 9) đợc hiệu chỉnh sửa đổi khi tính đến sự khác nhau giữa áp suất của dung dịch ở đáy giếng và áp suất thuỷ tĩnh ở cùng chiều sâu Một hiệu chỉnh khác cũng đợc đa vào là đệm (áo) choòng và loại choòng: 3,28ROP.a p 60 RPM G H = 655 ,7. WOB ECD ln 10 3 BS ln d exp (7. 10)... trễ của mùn khoan cũng dài hơn Tỷ số vận tốc mùn khoan (Vcu) trên vận tốc dung dịch (Vm) có thể gọi là tỷ số vận hành, TR : TR = tách khí Rung Bể dung dịch Mùn Hình 7. 7 Mô tả hớng đờng đi của dòng dung dịch đối lu ở giếng khoan Vcu Vm (7. 3) Giữa trễ thời gian của mùn khoan (Trcu) và trễ thời gian của dung dịch (Trm) có quan hệ nh sau: Trcu = Trm 100 TR (7. 4) 211 Dựa vào trễ thời gian của mùn khoan ngời . theo tài liệu mùn khoan sẽ khó phân biệt 72 00 - 72 05: Đá vôi oolit, tốc độ 4-5 min/ft 72 05 - 72 22: Vôi Dolomit, tốc độ 8 min/ft 72 22 - 72 57: Dolomit, tốc độ 12 min/ft 72 57 - 72 70: Vôi, tốc độ. 201 Chơng 7 Các phơng pháp đo khí dung dịch và các tham số cơ học 7. 1. Mở đầu Khi công nghệ khoan đ có nhiều thay đổi nhất là khoan những giếng khoan sâu, khoan định hớng khoan ngang, khoan. tính chất vật l - địa chất gồm các nội dung sau: - Loại đá, ví dụ: cát, sét, vôi - Mẫu của đá. - Các cấu trúc hạt hay tinh thể, kích thớc và loại hạt (tròn cạnh, sắc cạnh). - Độ gắn kết