Cơ sở khoa học để ức chế sét và ổn định thành giếng khoan

Cơ sở khoa học để ức chế sét và ổn định thành giếng khoan

Cơ sở khoa học để ức chế sét ổn định thành giếng khoan Đ có nhiều công trình nghiên cứu đa vào áp dụng chất ức chế khác vào dung dịch khoan nớc Các chất phụ gia ức chế có tác dụng: - Giảm trình thủy hóa bề mặt khoáng sét nhờ thay cation trao đổi chúng cation khác thủy hóa ( hydration ) - Hạn chế trình tạo màng thấm lọc nhờ tác dụng trì nồng độ cao chất điện li - Biến tính bề mặt khoáng sét nhờ trình hấp phụ oxit kim loại đa hóa trị - Tạo lớp màng bọc bên nhờ hấp phụ lên bề mặt góc cạnh phiến sét polime cao phân tử - Tạo lớp màng kị nớc bề mặt khoáng sét Nh tác dụng ngăn ngừa hạn chế trình thủy hóa dựa vào hai nguyên tắc chính: ức chế bề mặt ức chế vào bên cấu trúc ô mạng sét Với chức làm chất phụ gia ức chế, khoan dầu khí đ sử dụng muối đơn hóa trị trung tính ( KCl, NaCl ), muối kim loại đa hóa trị ( CaSO4, CaCl2 ), hydroxit kim loại đa hóa trị Ca(OH)2, phèn nhôm kali, polime cao phân tử hoạt chất silic hữu Cơ chế ức chế muối đơn hóa trị Khả ức chế sét muối đơn hóa trị đạt đợc theo xu hớng hấp phụ cation đơn hóa trị có nồng độ cao ( Na+ ) môi trờng khuếch tán xảy cation có lợng hydrat hóa thấp nh K+ để tạo lớp màng hydrat mỏng Các công trình nghiên cứu cho thấy nồng độ Natri cao ( Na+ = 40.000 ppm ) dung dịch gây ức chế trình thủy hóa trơng nở sét Montmorillonite đồng thời ngăn ngừa phân rữa mùn sét khoan Trong số trờng hợp khác, gặp khoáng sét gốc canxi, cation Na+ cation Ca2+ đa hóa trị chuyển sét canxi thành sét Natri dễ trơng nở thủy hóa mạnh Từ dẫn đến hậu ngợc lại làm ảnh hởng đến tính chất thấm chứa tầng sản phẩm Trong phụ gia ức chế đơn hóa trị, hợp chất Kali đợc đề cập nhiều Theo Mondshine đ chứng minh K+ cho khả ức chế mạnh nhiều so với Na+, mức độ ức chế tối u đạt đợc nồng độ K+ 5% ( tính theo trọng lợng ) Tuy nhiên theo Clark, nồng độ K+ cần thiết để ức chế trơng nở sét thay tùy thuộc vào thành phần khoáng sét thành hệ Đối với đá sét mỏ Bạch Hổ, theo kết phân tích Ronghen mẫu sét chiều sâu 1800m đến 3300m mỏ qua phơng pháp xác định trao đổi cation, nồng độ Kali tối u để ức chế sét 7% đến 10% Khả ức chế cao cation K+ nhờ chúng có kích thớc nhỏ lợng hydrat hóa thấp, cation K+ linh động xâm nhập sâu vào bên cấu trúc ô mạng sét tạo lực hút tĩnh điện trái dấu lớp sét làm giảm trơng nở sét ( hình 2.12 ) Nh nhờ kích thớc nhỏ khả tạo lớp màng thủy hóa mỏng, ion kali tự do, sâu vào khoảng không vô hẹp lớp cấu trúc sét để ngăn ngừa trình trơng nở phân tán sét Hình 2.12 Sơ đồ trao đổi cation có kích thớc khác với khoáng sét ức chế ion đa hóa trị Đây nguyên lý ức chế nhằm biến tính bề mặt khoáng sét nhờ trình hấp phụ kim loại đa hóa trị từ muối CaSO4, CaCl2, hydroxit kim loại đa hóa trị nh Ca(OH)2,K2SO4Al2(SO4).24 H2O Khi tiếp xúc với sét Montmorillonite- Natri, cation Ca2+ thay cation Na+ màng khuếch tán khoáng sét nhằm làm giảm bề dày màng khuếch tán làm cho lớp sét xích lại gần hơn, từ làm giảm khoảng cách phiến để hạn chế trơng nở sét ức chế sét cation canxi đ đợc áp dụng suốt thời gian thi công giếng khoan có lớp sét ổn định Tuy nhiên khả bền nhiệt dung dịch ức chế canxi đạt từ 100 đến 110C, lớn nhiệt độ dung dịch bị keo đặc Khác với cation canxi, cation nhôm, crôm sắt hấp phụ vào khoáng sét liên kết chặt hơn, làm cho bề dày màng khuếch tán khoáng sét giảm Tuy nhiên, cation nói tồn môi trờng axit ( pH < ) Khi tăng tính kiềm, muối nhôm, crôm sắt chuyển thành hydroxit kim loại tơng ứng hấp phụ mạnh lên bề mặt sét mùn khoan, làm ức chế phân tán sét vào dung dịch khoan Trong hệ ức chế muối nhôm, hydroxit nhôm hấp phụ lên bề mặt đá sét thành giếng khoan, gây ngăn cản cấu tử sét chuyển dịch vào dung dịch, đồng thời sa lắng vào khe nứt, hydroxit nhôm bít chúng, làm giảm tợng ngậm nớc đá sét thành hệ làm tăng độ bền thành giếng khoan Tuy nhiên hình thành hydroxit, xung quanh chúng tạo lớp màng thủy hóa làm suy giảm lực điện tích dơng nhôm Nếu đá sét bị thấm ớt xung quanh đồng thới tạo lớp màng thủy hóa dày, cấu tử sét khả hấp phụ hydroxit nhôm nên không giảm đợc lớp nớc bao quanh từ thành hệ sét trở nên bền chặt, Vì dung dịch ức chế muối nhôm ( phèn nhôm kali) đợc áp dụng để khoan tầng sét acgilit có độ thấm ớt thấp ( độ ẩm nhỏ 10% ) Cơ chế ức chế sét hóa phẩm làm lo ng Perricone Browing đ đề cập đến khả bền vững thành hệ sét sét mùn khoan tiếp xúc với dung dịch khoảng thời gian dài chiều sâu lớn có nhiệt độ đáy giếng cao Browing cho độ ổn định điện động hóa lý ( học ) đóng vai trò định khả ức chế hệ dung dịch Độ ổn định lý hóa kéo theo hình thành lớp màng chắn hấp phụ lý học chất cao phân tử bề mặt cấu tạo đá sét Các hợp chất có độ nhớt cao nhờ tính không linh động môi trờng phân tán, hấp phụ tạo lớp nhớt bề mặt khoáng sét Các hóa phẩm có khả nh đợc sử dụng hệ dung dịch gốc nớc, chúng bền vững có mặt chất nhiễm bẩn dung dịch khoan Vì hợp chất Ligonsulfonate đ đợc áp dụng phổ biến Khi giải thích tợng hấp phụ ligonsulfonate lên bề mặt sét, ngời ta cho ô mạng khác bề mặt cấu tử sét luôn có mặt cation H+, để tạo liên kết hydro bền vững với nhóm OH- có phân tử lignosulfonate Do phân tử lignosulfonate đợc gắn chặt hấp phụ vào bề mặt khoáng sét thông qua liên kết hydro Nh nhờ hình thành lớp hấp phụ lignosulfonate có kích thớc phân tử lớn có tính nhớt bề mặt cấu tử sét, nên lignosulfonate có khả ức chế trơng nở sét, làm phân tán sét mùn khoan, giảm độ nhớt độ bền gel Tuy nhiên, có kích thớc phân tử lớn nên xâm nhập vào lớp mặt phẳng phiến sét , hợp chất Lignosulfonate dễ gây tách vỡ, làm phân tán sét thành tạo, thành giếng ổn định Hình Công thức cấu tạo phân tử Ferocrom Lignosulfonate Cơ chế ức chế polime cao phân tử Đ có nhiều công trình nghiên cứu đề cập khả ức chế số hợp chất polime cationic polime anionic Polime cation có xu hớng hấp thụ lên bề mặt khoáng sét mạnh so với polime anion, khoáng sét điện tích âm chiếm u so với điện tích dơng Sự hấp thụ mạnh tạo màng chắn tăng khả bao bọc, ngăn cản trơng nở trình phân rữa, phân tán phiến sét, polime cation ức chế sét hiệu Ngoài polime cationic có khả tạo lớp hấp phụ bề mặt kim loại điện tích âm, làm hạn chế tợng bó choòng gây mảnh sét thời gian khoan Ngày nhờ áp dụng polime cationic phù hợp có tính chất hoàn toàn tơng hợp với số thành phần dung dịch khoan, nên hợp chất đợc đa vào sử dụng làm chất phụ gia ức chế sét hệ dung dịch ức chế Tuy nhiên, bên cạnh mặt u điểm nói trên, mặt hạn chế polime cationic khả bền nhiệt chúng thấp ( đến 100-110C ) Vì chúng đợc áp dụng để thi công giếng khoan có nhiệt độ đáy giếng không cao Mặt khác, bề mặt sét tích điện âm nên để bao bọc bề mặt cần phải tiêu tốn lợng lớn polime cation làm giá thành tăng cao Ngợc lại với polime cationic, polime anionic hút vào cạnh sét tích điện dơng, nên lợng hóa phẩm tiêu tốn nhiều Polimeacrilamit thủy phân phần PHPA thuộc loại polime anionic ( cấu trúc phân tử PHPA đợc mô tả theo hình 2.14 ) Trong môi trờng phân tán, hợp chất PHPA hấp thụ góc cạnh tích điện dơng phiến sét tạo lớp màng ngăn cách nớc Lớp màng hấp thụ PHPA bề mặt khoáng sét ( sét mùn khoan sét thành tạo ) không làm ảnh hởng đến thay đổi lực dính kết bên cấu trúc ô mạng sét, nhng làm cho chúng kết lại với để dễ dàng chuyển lên miệng giếng khoan Sơ đồ hấp phụ PHPA lên bề mặt cấu tử sét đợc biểu diễn hình 2.15 CH2 CH2 | C=O | NH2 CH2 CH2 CH | C=O | ONa+ CH | C=O | ONa+ CH3 CH | C=O | NH2 Hình Sơ đồ cấu trúc phân tử PHPA/KCl Hình Sơ đồ hấp phụ PHPA lên bề mặt cấu tử sét Cơ chế ức chế polime silic hữu kị nớc KR-22 Polime silic hữu KR-22 polime có cấu trúc phân tử thấp thuộc dạng Alumometylsiliconal hữu Các liên kết cấu trúc phân tử siliconat hữu bao gồm: nhóm liên kết anion silocxan ( SiO-Na ), nhóm liên kết silocxan phân cực ( SiOSi; OH+OH-; HH ) nhóm liên kết alumo phân cực ( OAl< ) Công thức phân tử KR-22 R R | | NaO(SiOAlO)n SiONa | | | R ONa R Thờng n=9-15, R=CH3, C2H5 OC2H5 Ngoài hợp chất siliconat hữu có nhóm Hydrocacbon no ( R = CH3, C2H5, OC2H5 ) Nhờ có đuôi mà hấp phụ lên bề mặt vật thể rắn pha, lớp màng hấp phụ polime silic hữu có tính kỵ nớc có tác dụng làm ngăn cản nớc xâm nhập vào khoáng sét Theo A.F.Moisev L.D.Vineski đ giải thích môi trờng kiềm pH = 8-10, ion Na+ từ phân tử siliconat hữu kị nớc phân li cho polime có dạng anion, chúng tơng tác với điện tích dơng góc cạnh phiến sét, để tạo lớp vỏ bọc bảo vệ không cho nớc xâm nhập KR-22 ức chế sét nhờ trình hấp thụ hóa học Trong mối liên kết KR-22 khoáng sét dựa mối liên kết tĩnh điện trái dấu bền vững Do có cấu trúc đặc thù khả tạo liên kết phối trí Silic, nhôm với gốc oxygen phân tử siliconat hữu phân tử nớc mà polime thể nh dạng chất có cấu trúc hóa học phức tạp Mặt khác, liên kết phân cực SiOSi AlO đồng thời với nớc phân cực thuộc lớp nớc bám dính tự nhiên bề mặt vật thể tham gia vào trình hấp phụ hóa học, tạo lớp màng bao bọc thông qua liên kết phối trí Lớp polime mỏng đợc hình thành bề mặt có bề dày xấp xỉ 3.10-6 cm lớp màng có tính nhớt, bám chặt lên bề mặt vật thể nhờ có lực hóa trị d liên kết, gốc oxygen bị hút nguyên tử silic hữu hớng phía môi trờng phân tán Do lớp màng hấp phụ polime tạo bề mặt vật thể có tính kỵ nớc Hiện tợng hấp phụ hóa học xảy liên tục, tạo lớp hấp phụ polime bền bề mặt vật thể Từ quan điểm cho rằng, giải thích tơng tác siliconat hữu với sét theo chế tơng tự Sơ đồ mô tả hấp phụ KR-22 lên bề mặt khoáng sét đợc biểu diễn hình 2.17 Lớp màng hấp phụ polime silic hữu bề mặt cấu tử sét có tác dụng nh lớp ngăn cách không cho nớc xâm nhập vào bên cấu trúc ô mạng sét, mặt khác chúng làm mỏng lớp màng khuếch tán bao quanh cấu tử sét bề mặt mao dẫn, từ góp phần ngăn cản trình hydrat hóa CH3 CH3 Si Si O CH3 O CH3 Si O Si O O Hình Sơ đồ mô tả màng phân tử polime siliconat hấp thụ lên bề mặt vật thể Bên cạnh KR-22 có tác dụng bảo vệ nhiệt tốt Cơ chế bảo vệ nhiệt KR-22 nh sau: Trong thành phần KR-22 có ba nguyên tử tạo nên chúng gồm: cacbon chất hữu cơ, silic nhôm chất hữu Sự có mặt đồng thời chúng đảm bảo cho phản ứng hóa học với chất hữu vô tơng khoan trờng Sau nhiều năm thi công mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng, hệ dung dịch đ đợc hoàn thiện, đ đa vào sử dụng thêm số hóa phẩm nh: chất bôi trơn Vietlub-150, DMC-LUB; chất diệt khuẩn VB-21 Việc sử dụng hệ dung dịch ức chế Lignosulfonate-AKK đ đảm bảo thi công khoan qua thành hệ sét Tuy nhiên, thành phần chúng chứa hợp chất Ferocrom Lignosulfonate có tính độc hại Bên cạnh đó, nhợc điểm lớn hệ gây nhiễm bẩn mạnh hàm lợng pha rắn cao làm tăng hiệu ứng bít nhét vỉa khoan qua tầng sản phẩm Thực tế thi công khoan mỏ Bạch Hổ cho thấy, hệ Lignosulfonate phèn nhôm kali cha hạn chế đợc nhiều phức tạp xảy trình khoan Bảng ảnh hởng hệ dung dịch Lignosulfonate-AKK đến thông số đo Các thông số đo Tên Chiều GK sâu bắn R Số fk Hei Kb 59 0,32 0,18 36,2 1,75 16 73 0,67 0,15 80,8 3,5 110 Po Skinoef Skinnef lớp vỉa 908 3806 502 3916 300 108 3764 300 2 61 0,35 0,17 33,9 83 3665 300 2 37 0,69 0,7 18 60 195 3891 300 1,6 69 0,30 0,17 28,7 150 N/A 109 4041 300 106 0,26 0,19 34,9 35 90 31,4 Ghi chú: * f k : độ thấm * R : bán kính ảnh hởng * Hei : bề dày hiệu ứng * Kb : hàm lợng nớc * :độ rỗng * Po : áp suất ban đầu giếng * Skinoef : hiệu ứng Skin ban đầu * Skinnef : hiệu ứng Skin Hệ dung dịch polime phi sét PHPA/KCL Hệ dung dịch khoan ức chế PHPA/KCL hệ đợc áp dụng phổ biến thành công nhiều mỏ khác giới Thành phần chức hóa phẩm hệ dung dịch PHPA/KCL đợc trình bày bảng Hệ dung dịch PHPA/KCL đ đợc áp dụng nhiều năm thềm lục địa Việt Nam Khoan hệ PHPA/KCL tốc độ học tăng nhiều so với hệ lignosulfonate-AKK, hàm lợng pha rắn thấp khả ức chế sét tơng đối tốt Ngoài hệ PHPA/KCL không chứa thành phần độc hại nh Crom Lignosulfonate nên hệ dung dịch đảm bảo an toàn cho môi trờng sinh thái, thêm vào hệ có tính bôi trơn tốt thành giếng Đơn pha chế tổng quát thông số dung dịch hệ PHPA/KCL đợc trình bày bảng bảng Bảng Thành phần đơn pha chế hệ dung dịch PHPA/KCL Thành phần Hàm lợng Đơn giá dự hệ dung sử dụng ( báo sơ dịch kg/cm3 ) USD/Tấn Nớc kỹ - Xanvis Chức Chính Phụ - - - 3.5-4.0 14840 Tạo cấu trúc Tăng độ nhớt PHPA 2-2.5 4460 ức chế sét Bôi trơn PAC-LV 10-18 4370 Giảm độ thải - thuật nớc OXOSCAV 1.3-1.5 1650 Chống oxi Bảo vệ polime hóa KCL 50-60 218 ức chế sét Tăng tỷ trọng Bactericid 1-1.5 2547.8 Diệt khuẩn - Axit citric 0.2 1506.73 Điều chỉnh - pH Soda 50 399 Kết tủa canxi Điều chỉnh pH Vietlub-50 20 - Bôi trơn - Bảng Các thông số kỹ thuật hệ dung dịch PHPA/KCL Thành phần Nớc KT Xanvis PHPA PAC-LV OXOSCAV KCL Axit citric Vietbac-21 Hàm TC lợng (kg/cm3) 3.5-4.0 2-2.5 10-18 1.3-1.5 1-1.5 0.2 1.5 (g/cm ) Các thông số dung dịch Fv Fl K Pv Yp (s) (ml) mm) (cPs) lb/100ft2 Gel 1/10 lb/100ft2 p H 1.16 0.02 30- 4-5 35 0.51.0 10-20 100 1.16 25- 5-6 0.5- 8-15 25 20-30 15-25 15-25/ 20-30 10-20/ Vietlub-50 20 0.02 30 1.0 15-25 CaCO3 50 Tuy nhiên, trình áp dụng hệ dung dịch xuất số nhợc điểm sau: - Nhiều phức tạp cố thờng xuyên xảy điều chứng tỏ khả ức chế sét tính chất công nghệ hệ cha hoàn toàn phù hợp với đặc điểm kỹ thuật địa chất mỏ Bạch Hổ - Quy trình gia công xử lý hệ dung dịch khoan PHPA/KCL đòi hỏi công nghệ phức tạp nên cha thích hợp với điều kiện Vietsopetro - Khả chịu bền nhiệt hệ bị hạn chế hệ chịu nhiệt đợc nhiệt độ đến 120C - Lớp vỏ bùn thành giếng khoan hệ PHPA/KCL thờng bền nên làm giảm tính ổn định thành giếng ảnh hởng xấu đến tính chất thấm vỉa - Hệ PHPA/KCL tơng hợp với số hóa chất định Ngoài việc sử dụng hệ dung dịch PHPA/KCL số chứng mực hạn chế giá thành chi phí cao so với hệ dung dịch khác sử dụng Vietsopetro - Hệ dung dịch PHPA/KCL cha phù hợp với hệ thống thiết bị tách lọc pha rắn nhiều giàn khoan Vietsopetro Hệ dung dịch polime phi sét KCL-Glycol Hệ KCL- Glycol đợc sử dụng Na Uy năm 1991, công ty ADF ( Anchor drilling fluids ) sáng chế Thành phần chức hóa phẩm hệ dung dịch KCL-Glycol đợc trình bày bảng Bảng Thành phần đơn pha chế hệ dung dịch KCL-Glycol Thành phần hệ dung dịch Đơn giá dự báo sơ USD/Tấn Nớc KT Xanvis PAC-LV Hàm lợng sử dụng (kg/m3) 3.5-4.0 10-12 IDCAPD Polyallklenglycol OXOSCAV KCL Vietbac-21 Axit citric Vietlub-50 1.0 3-3.5 1-1.3 80-100 1-1.5 0.2 20 6500 2000 1650 218 2547.8 1506.73 1410 14840 4370 Chức Chính Phụ Tạo cấu trúc Giảm độ thải nớc ức chế sét ức chế sét Chống oxi hóa ức chế sét Diệt khuẩn Điều chỉnh pH Bôi trơn Tăng độ nhớt Bôi trơn Bảo vệ polime Tăng tỷ trọng - Thành phần hệ dung dịch gồm: - Xanthabiopolime: có chức tạo cấu trúc, tăng độ nhớt, có tính chảy lo ng cao nên giảm tổn thất áp lực tăng khả làm bùn trình thi công khoan - Polime anion cellulose PAC-LV: có chức giảm độ thoát nớc dung dịch vào thành hệ, tăng độ nhớt, tăng độ bền vỏ bùn thành giếng - KCL: có khả ức chế sét, góp phần làm tăng trọng lợng riêng dung dịch mà không làm tăng hàm lợng pha rắn dung dịch - Polyalkylenglycol: có chức ức chế sét, giảm ma sát vỏ bùn thành giếng khoan - IDCAPD: Có chức ức chế sét Đơn pha chế tổng quát thông số dung dịch hệ KCL-Glycol đợc trình bày bảng Bảng Các thông số kỹ thuật hệ dung dịch KCL-Glycol Thành phần Hàm TC lợng (kg/m3) Nớc KT Xanvis 3.5-4.0 25 IDCAPD 1.0 PAC- LV 10-18 OXOSCAV 1.3-1.5 KCl 1-1.5 Polyalkyle- 3.4 100 Glycol Axit citric 0.2 Vietbac- 21 Vietlub- 50 10-15 Các thông số công nghệ FV FL K PV YP Gel 1/10 pH 2 (g/cm ) (s) (ml) mm (cps) lb/100ft lb/100ft 1.12 0.02 30- 4-5 40 0.5- 151.0 20 15-20 15-25/ 25-30 0.5 1.12 0.02 25- 5-6 35 0.5- 121.0 17 20-25 10-20/ 15-30 8.5 0.5 Hệ KCL-Glycol đ đợc sử dụng để khoan giếng khoan dầu khí nhiều nớc giới có u điểm hẳn so với hệ dung dịch khác là: - Hệ có khả ức chế hiệu sét thành hệ với có mặt đồng thời ba tác nhân ức chế sét IDCAPD, KCL, Glycol Đặc biệt giới hạn cho phép sử dụng KCL từ 5-12% có tác dụng ổn định thành giếng, có hiệu phạm vi rộng - Hệ có tính lu biến tốt dễ điều chỉnh nhờ sử dụng kết hợp polime cao phân tử tạo cấu trúc, có tính chất chảy lo ng polime cenlluose Anionic ( PHPA-LV, PAC-R) chất ức chế bao bọc sét IDCAPD Đây polime chịu bền muối canxi, magie, natri, kiểm soát tính chất lu biến theo ý muốn, phù hợp với yêu cầu kỹ thuật thi công khoan, đảm bảo hiệu làm giếng tăng tốc độ học khoan - Hệ có tính chất bôi trơn tốt, đặc biệt tơng hợp với hóa phẩm bôi trơn sử dụng Vietsopetro ( Vietlub-50 ), tạo lớp vỏ bùn mỏng bền thành giếng khoan nhờ có mặt Polyallklenglycol, đ làm giảm đáng kể phức tạp cố trình khoan - Tăng khả bảo tồn độ thấm chứa tầng sản phẩm, hạn chế bít nhét mao dẫn nứt nẻ tự nhiên thành hệ Hàm lợng pha sét phân tán dung dịch thấp Kết so sánh khả ức chế sét mùn khoan ba hệ dung dịch đợc trình bày bảng 3.6 Bảng Khả ức chế sét mùn khoan hệ dung dịch STT Hệ dung dịch Trọng lợng mẫu (g) Trớc thử Sau thử Tỷ lệ thu hồi mùn sét (%) Nớc kỹ thuật 30 2.1 Nớc biển mỏ Bạch Hổ 30 2.5 18.3 Dung dịch FCL-AKK 30 13.8 46 Dung dịch PHPA-KCL 30 24.4 81.32 Dung dịch KCL-Glycol 30 27 90.5 Qua so sánh kết cho thấy tỷ lệ thu hồi mùn sét hệ dung dịch KCL-Glycol lớn gấp 1.96 lần so với dung dịch Lignosulfonate-AKK; 1,11 lần so với hệ dung dịch PHPA-KCl Các kết thí nghiệm hệ dung dịch khoan nghiên cứu tính ức chế trơng nở sét đợc nêu bảng 3.7 Bảng STT Hệ dung dịch Chỉ tiêu đo Kc Ho H A% (mm) V KS %h % Nớc kỹ thuật 0.3 10 2.9 29 7.25 17.4 Nớc biển mỏ Bạch Hổ 0.3 10 1.21 12.1 3.03 7.20 Dung dịch FCL-AKK 0.3 10 8.0 8.0 2.00 4.80 Dung dịch PHPA-KCL 0.3 10 0.2 2.0 0.52 1.25 Dung dịch KCL-Glycol 0.3 10 1.8 1.8 0.50 1.20 So sánh kết cho thấy ba hệ dung dịch khả ức chế sét hệ PHPA-KCL, sau hệ Lignosulnate-AKK Các thông số dung dịch áp dụng hệ KCL-Glycol số giếng khoan đợc trình bày bảng bảng Các thông số dung dịch áp dụng dung dịch polime phi sét KCL-Glycol Thi công giếng khoan có góc nghiêng lớn Thông số Độ sâu (m) Trọng lợng riêng (g/cm3) Độ nhớt phễu Fv(s) Độ thải nớc Fl(cm3/30 phút) Số đọc vòng/ phút V (6 vòng/ phút) Độ nhớt dẻo PV (cPs) ứng lực cắt động Yp(lb/100ft2) GK-C1 Miocene hạ Oligocene hạ GK-C2 Miocene Oligocene hạ 1839-3308 3308-3742 1.15-1.22 1.18-1.20 GK-C3 Oligocene Oligocene Thợng Hạ 3140-3650 3650-4150 1.62-1.85 1.17-1.30 2590-3198 1.13-1.17 3198-3900 1.08-1.09 35-40 40-45 40-45 40-45 40-60 40-50 4.5-5.0 5.0-5.5 3.5-4.0 4.0-4.5 3.5-4.5 3.5-4.5 8 10-12 12-20 12-15 15-20 20-25 10-12 20-25 40-45 20-25 19-20 20-25 20-25 25-30 45-55 25-35 Gel 1/10 (lb/100ft2) 5-10/20-35 4-5/5-6 5-10/6-30 6-10/8-20 pH Góc xiên () 8-8.5 68.75 8-8.5 83.25 8-8.5 65 8-8.5 92 10-15/1240 8-8.5 62 3/6 8-8.5 69 bảng Bình quân tiêu hao hóa phẩm dung dịch KCL-Glycol thi công khoan 815,917,1010 Tên hóa phẩm Theo thiết kế (kg/m3) Độ sâu (m) M3 dung dịch 1.Xanvis 2.Pac-LV 3.PHPA 4.KCL 5.Polyalkylen glycol 6.chất bôi trơn ( VL-150, LUBOS ) 7.Oxoscav 8.Vietbac-21 9.CMC-HV GK-C1 Miocene dới 2590-3198 2-3 12 2-3 30 9053172 1180 5-20 9.80 3.33 61.2 40 GK-C2 Miocene GK-C3 Oligocene dới 18393308 1688 3.66 11.30 2.26 82.49 3308-3742 - - 700 3.9 12.86 1.78 - 31983900 600 6.78 19.25 2.41 95.38 160 3.13 10.93 3.21 35.93 359 4.17 9.40 2.43 113.70 505 5.07 14.51 2.25 28.31 32.1 26.46 28.75 39.90 33.0 41.90 18.31 5-10 24.00 20.00 22.00 5.80 31.25 12.30 7.13 1.3-1.5 1-2 0.84 - 5.9 2.93 0.89 - 1.38 - 2.31 - 2.23 2.63 - 1.68 1.87 1.58 bảng 10 so sánh giá thành dung dịch khoan KCL-Glycol công ty t sản XNLD Vietsopetro áp dụng cho thềm lục địa Việt Nam TT Diễn giải Tên giếng khoan DH-7X DH-8X DH-3P* DH-4P* DH-2P* GK-C1 GK-C2 GK-C3 Chiều sâu giếng khoan,m 3796 4078 3124 3619 3150 3400 4230 3742 Giá thành dung dịch khoan 1m 1549 182.4 222.1 204.7 195.2 247 157 110 - - - - - 253.6 199 167 khoan USD Giá thành 1m3 dung dịch Bình quân tiêu hao hóa phẩm hệ dung dịch KCL-Glycol thi công giếng khoan mỏ Bạch Hổ đợc trình bày bảng Giá thành dung dịch KCL-Glycol thi công số giếng khoan công ty t XNLDVietsopetro đợc trình bày bảng 10 So sánh hai giếng khoan: giếng khoan GK-C1 giếng khoan GK-C2 điều kiện địa tầng, ta nhận thấy cố liên quan đến ổn định thành giếng giếng khoan GK-C1 xảy nhiều so với giếng khoan GKC2 biểu phức tạp nh sập, sụp lở bó thành giếng không xảy giếng khoan GK-C3, giếng khoan thờng xuyên có biểu xâm nhập khí đến 50% khoan qua địa tầng Oligocene dới với góc nghiêng lớn Từ nhận xét thấy với điều kiện Bạch Hổ, để đảm bảo độ ổn định thành giếng khoan có góc nghiêng lớn, hàm lợng KCL thành phần dung dịch khoan phải trì từ 80 đến 120 kg/m3 dung dịch Đặc tính tạo lớp vỏ bùn mỏng, dai, bền có tính bôi trơn tốt thành giếng yếu tố quan trọng góp phần ổn định thành giếng giảm đáng kể phức tạp nh vớng mút trình khoan Dung dịch polime có độ thoát nớc thấp chứa thành phần ba tác nhân ức chế (KCL, IDCAPD, Polyalkenglycol) đ tạo lớp vỏ bùn mỏng quanh thân giếng khoan, giúp ngăn ngừa tợng sập, sụp lở đệm sét quanh đầu nối cần nặng thân choòng Tuy nhiên điều kiện thực tế thi công Vietsopetro, việc áp dụng hệ hạn chế: - so với hệ Lignosulfonate-AKK, hệ KCL-Glycol chịu bền nhiệt nhiệt độ cao polime dễ bị phân hủy, hệ dung dịch không thích hợp khoan độ sâu lớn - Giá thành chi phí thực tế dung dịch KCL-Glycol 1m khoan đặc biệt cao so với hệ truyền thống Vietsopetro ( từ 150 đến 220 USD/1m hệ KCL-Glycol, từ 40 đến 50 USD/1m hệ khác áp dụng) [...]... dung dịch khoan và lu lợng khoan phù hợp, kiểm soát sự xâm nhập của nớc thải hoặc dung dịch khoan vào vỉa, sử dụng các hợp chất polime hoặc các chất đặc biệt để bít nhét vào các nứt nẻ tự nhiên của thành hệ b) Lựa chọn hệ dung dịch khoan nhằm đảm bảo ổn định tính ổn định thân giếng khoan tính không ổn định thành giếng là một trong những vấn đề phức tạp và xảy ra nhất khi khoan qua các thành hệ sét dễ... hàm lợng sét hoạt tính Montmorillonite lớn nhất, đây là nguyên nhân chính gây mất ổn định thành giếng khoan, gây ra nhiều phức tạp và sự cố trong khi khoan nh: bó hẹp thành giếng, sập lở từng mảng sét với vô số các mảnh sét mùn khoan từ mịn đến thô dẫn đến kẹt bộ khoan cụ Tại khoảng độ sâu này, nhiệt độ và áp suất của giếng tơng đối cao tác động lớn đến dung dịch khoan và độ ổn định của thành giếng Qua... một giếng khoan mỏ Bạch Hổ đợc trình bày trong bảng 9 Giá thành dung dịch KCL-Glycol khi thi công một số giếng khoan của các công ty t bản và XNLDVietsopetro đợc trình bày trong bảng 10 So sánh giữa hai giếng khoan: giếng khoan GK-C1 và giếng khoan GK-C2 cùng một điều kiện địa tầng, ta nhận thấy các sự cố liên quan đến sự mất ổn định thành giếng ở giếng khoan GK-C1 xảy ra nhiều hơn so với giếng khoan. .. tảng để lựa chọn hệ dung dịch phù hợp đảm bảo tối đa tính ổn định thân giếng khi khoan qua các hệ tầng chứa sét Hệ dung dịch có khả năng ức chế sét cao sẽ quyết định tính ổn định của thành giếng Đây chính là vấn đề then chốt trong công tác giúp ổn định thành giếng khoan Các hệ dung dịch đợc lựa chọn nhằm đảm bảo tính ổn định thành giếng khoan, chỉ có thể đạt hiệu quả cao khi các tính chất công nghệ... từng mỏ Đảm bảo chế độ khoan tối u còn là yếu tố không kém phần quan trọng để duy trì tính ổn định thân giếng khoan Nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch để khoan qua tầng sét kém ổn định tại mỏ bạch hổ Cơ sở để lựa chọn hệ dung dịch khoan Từ những kết quả nghiên cứu đợc trình bày ở chơng 1, ta có thể tóm lợc nh sau: ở mỏ Bạch Hổ khi khoan qua các thành hệ Miocene hạ, Oligocene thợng và Oligocene hạ tại... cơ chế ức chế sét của các tác nhân ức chế và các u nhợc điểm của các hệ dung dịch đợc áp dụng trong thực tế làm cơ sở lựa chọn hệ dung dịch thích hợp Hệ dung dịch lựa chọn cần thỏa m n các yêu cầu cơ bản sau: Có khả năng ức chế sét cao, đảm bảo tăng độ bền của thành giếng khoan Đảm bảo các thông số dung dịch theo thiết kế, phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật khi thi công khoan và duy trì đợc độ ổn định. .. chức năng giảm độ thoát nớc của dung dịch vào thành hệ, tăng độ nhớt, tăng độ bền chắc của vỏ bùn trên thành giếng - KCL: có khả năng ức chế sét, ngoài ra còn góp phần làm tăng trọng lợng riêng của dung dịch mà không làm tăng hàm lợng pha rắn trong dung dịch - Polyalkylenglycol: có chức năng ức chế sét, giảm ma sát trên vỏ bùn trên thành giếng khoan - IDCAPD: Có chức năng ức chế sét Đơn pha chế tổng... ): giảm độ nhớt và các thông số lu biến khác của hệ, ức chế sự trơng nở của thành hệ sét và tăng độ bền nhiệt - Cacboxyl metyl cellulose : có chức năng làm giảm độ thải nớc của dung dịch vào thành hệ, tăng độ nhớt, tăng độ bền chắc của vỏ bùn bảo vệ trên thành giếng khoan - Phèn nhôm kali ( AKK ): có tác dụng ức chế sét Với khả năng ức chế kép của FCl và AKK đ tăng khả năng ức chế sét so với hệ dung... Lignosulfonate- AKK đ góp phần vào thành công khi thi công các giếng khoan Tuy nhiên, do đòi hỏi kỹ thuật ngày càng cao về các thông số của dung dịch khoan, đặc biệt là tăng khả năng ức chế sét, giúp khống chế sự trơng nở, hydrat hóa của sét làm tăng ổn định thành giếng, đến nay thì các hệ dung dịch cũ không còn phù hợp để thi công khoan qua các địa tầng phức tạp chứa nhiều sét nh: Miocene hạ, Oligocene... GKC2 những biểu hiện phức tạp nh sập, sụp lở hoặc bó thành giếng không xảy ra tại giếng khoan GK-C3, mặc dù ở giếng khoan này thờng xuyên có biểu hiện xâm nhập khí đến 50% khi khoan qua địa tầng Oligocene dới với góc nghiêng lớn Từ những nhận xét trên thấy rằng với điều kiện Bạch Hổ, để đảm bảo độ ổn định thành giếng khoan có góc nghiêng lớn, hàm lợng KCL trong thành phần dung dịch khoan phải duy trì từ ... bảo ổn định tính ổn định thân giếng khoan tính không ổn định thành giếng vấn đề phức tạp xảy khoan qua thành hệ sét dễ trơng nở tiếp xúc với dung dịch khoan Do khoan qua thành hệ có hàm lợng sét. .. tối đa tính ổn định thân giếng khoan qua hệ tầng chứa sét Hệ dung dịch có khả ức chế sét cao định tính ổn định thành giếng Đây vấn đề then chốt công tác giúp ổn định thành giếng khoan Các hệ... bề mặt sét mùn khoan, làm ức chế phân tán sét vào dung dịch khoan Trong hệ ức chế muối nhôm, hydroxit nhôm hấp phụ lên bề mặt đá sét thành giếng khoan, gây ngăn cản cấu tử sét chuyển dịch vào dung