Đồ án: Hệ dung dịch khoan KClPolime, được nghiên cứu và sử dụng để khoan qua một phân đoạn ghiếng khoan KTN3X

MỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU 3 CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ DUNG DỊCH KHOAN 4 1.1. Các chức năng của dung dịch 4 1.2. Phân loại dung dịch khoan và thành phần tương ứng 10 1.2.1. Phân loại căn cứ vào môi trường phân tán: 10 1.2.2. Phân loại theo yếu tố công nghệ 14 1.2.3. Phân loại theo mục đích sử dụng 14 1.2.4. Phân loại theo Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia (IADC) 14 1.3. Các thông số kỹ thuật của dung dịch khoan 19 1.3.1. Khối lượng riêng 19 1.3.2. Độ nhớt 19 1.3.3. Độ thải nước (B) 21 1.3.4. Ứng suất trượt tĩnh (hoặc độ bền Gel) 21 1.3.5. Độ nhớt dẻo (PV) 22 1.3.6. Ứng lực cắt động (YP) 23 1.3.7. Độ pH 23 1.3.8. Các thông số khác 23 CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM GHIẾNG KTN3X 25 2.1. Đặc điểm địa chất của mỏ 25 2.2. Một số thông tin về Giếng KTN3X 26 2.3. Đặc điểm nhiệt độ và áp suất của ghiếng KTN – 3X 30 2.4. Một số sự cố có thể gặp trong quá trình khoan phân đoạn 12 in 32 CHƯƠNG 3: DUNG DỊCH KHOAN TẠI VIỆT NAM 33 3.1. Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước liên quan đến dung dịch khoan 33 3.2. Một số hệ dung dịch khoan đang được sử dụng tại Việt Nam 34 3.2.1. Hệ KCl – PHPA – Glycol 34 3.2.2. Hệ KClGlydril MCIdcap D 34 3.2.3. Hệ Ultradril 35 3.2.4. Hệ KClPolime 36 CHƯƠNG 4: LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN ĐỂ KHOAN PHÂN ĐOẠN 12 in GHIẾNG KTN – 3X 39 4.1. Một số yêu cầu đối với hệ dung dịch khoan dùng trong phân đoạn 12 in ghiếng KTN3X 39 4.2. Một số thiết bị thí nghiệm và cách sử dụng chúng để đánh giá dung dịch khoan 39 4.2.1.Cân tỷ trọng 39 4.2.2.Phễu đo độ nhớt 41 4.2.3.Máy đo lưu biến Fann 41 4.2.4.Thiết bị đo độ thải nước API loại 6 thân 44 4.2.5.Máy đo độ pH 46 4.2.6.Cân điện tử PIONEER 48 4.2.7.Xác định hàm lượng Cl 49 4.3. Kết quả và biện luận 50 4.3.1.Tìm nồng độ hợp lý hóa phẩm Caustic Soda 51 4.3.2.Tìm nồng độ hóa phẩm KCl 52 4.3.3.Tìm nồng độ hợp lý hóa phẩm Duovis 53 4.3.4.Tìm nồng độ hợp lý hóa phẩm MI PAC UL 54 4.3.5.Tìm nồng độ hợp lý của hóa phẩm Barite 55 Kết luận 57

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 2

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ DUNG DỊCH KHOAN 4

1.1 Các chức năng của dung dịch 4

1.2 Phân loại dung dich khoan và thành phần tương ứng 10

1.2.1 Phân loại căn cứ vào môi trường phân tán: 10

1.2.2 Phân loại theo yếu tố công nghệ 14

1.2.3 Phân loại theo mục đích sử dụng 14

1.2.4 Phân loại theo Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia (IADC) 14

1.3 Các thông số kỹ thuật của dung dịch khoan 19

1.3.1 Khối lượng riêng 19

1.3.2 Độ nhớt 19

1.3.3 Độ thải nước (B) 21

1.3.4 Ứng suất trượt tĩnh (hoặc độ bền Gel) 21

1.3.5 Độ nhớt dẻo (PV) 22

1.3.6 Ứng lực cắt động (YP) 23

1.3.7 Độ pH 23

1.3.8 Các thông số khác 23

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM GHIẾNG KTN-3X 25

2.1 Đặc điểm địa chất của mỏ 25

2.2 Một số thông tin về Giếng KTN-3X 26

2.3 Đặc điểm nhiệt độ và áp suất của ghiếng KTN – 3X 30

2.4 Một số sự cố có thể gặp trong quá trình khoan phân đoạn 12 32

CHƯƠNG 3: DUNG DỊCH KHOAN TẠI VIỆT NAM 33

3.1 Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước liên quan đến dung dịch khoan 33

3.2 Một số hệ dung dịch khoan đang được sử dụng tại Việt Nam 34

3.2.2 Hệ KCl/Glydril MC/Idcap D 35

3.2.3 Hệ Ultradril 35

3.2.4 Hệ KCl/Polime 36

CHƯƠNG 4: LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN ĐỂ KHOAN PHÂN ĐOẠN 12in GHIẾNG KTN – 3X 39Kết luận 57

LỜI MỞ ĐẦU

Với sự phát triển không ngừng của các công nghệ khoan dầu khí, ngành dung dịch khoan cũng phải luôn luôn đổi mới, không ngừng tìm ra các

hệ dung dịch tốt hơn giúp rút ngắn thời gian thi công cũng như giảm thiểu tối

đa sự cố trong quá trình khoan, giúp quá trình khoan có thể đạt được hiệu quả tối đa, ổn định được tầng sản phẩm cũng như bảo vệ được tầng sản phẩm Có rất nhiều loại dung dịch khoan khác nhau như dung dịch gốc dầu, nước… nhưng phổ biến hơn cả là dung dịch khoan gốc nước, đặc biệt là các hệ dung dịch khoan có polimer trong thành phần pha chế hệ Với các tính năng của mình, dung dịch gốc nước ngày càng đảm bảo và đáp ứng tốt các yêu cầu về mặt kỹ thuật trong quá trình khoan qua các tầng địa chất phức tạp tại Việt Nam

Trong khuôn khổ đồ án, em xin giới thiệu một hệ dung dịch khoan có khả năng ức chế sét tốt, được nghiên cứu và sử dụng để khoan qua một phân đoạn ghiếng khoan KTN-3X Qua đây em cũng xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất tới:

- Trường đại học Mỏ - Địa Chất

- Các thầy cô bên bộ môn khoan – khai thác

- Các anh chị bên công ty dung dịch khoan và hóa phẩm dầu khí chi nhánh miền nam DMC – WS

- Và đặc biệt là người trực tiếp hướng dẫn em hoàn thành đồ án PGS.TS Trần Đình Kiên

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ DUNG DỊCH KHOAN

Mục tiêu của hệ thống khoan là khoan, đánh giá và hoàn thành ghiếng khoan để có thể cung cấp dầu và khí 1 cách hiệu quả nhất.Để làm được việc này, dung dịch khoan đóng 1 vai trò vô cùng quan trọng Các chức năng của dung dịch khoan giúp khoan và hoàn thiện ghiếng khoan 1 cách dễ dàng, tránh gặp phải các sự cố Chịu trách nhiệm thực hiện các chức năng của dung dịch bao gồm kỹ sư dung dịch và người quản lý hệ thống khoan Nhiệm vụ chính của kỹ sư dung dịch là đảm bảo tính chất của dung dịch phù hợp với các môi trường khoan riêng biệt Kỹ sư dung dịch khoan cũng nên đưa ra một

số phương pháp khoan phù hợp với thực tiễn để giúp cho công việc khoan trở nên dễ dàng

1.1 Các chức năng của dung dịch

Dung dịch khoan có rất nhiều chức năng, mặc dù một vài chức năng thì không dùng cho tất cả cá ghiếng Di chuyển mùn khoan và điều khiển áp suất vỉa là các chức năng thông thường được dùng nhất cho tất cả các ghiếng Tùy thuộc vào điều kiện và hệ thống dòng chảy của ghiếng mà dung dịch khoan sẽ

có các chức năng khác nhau, sau đây là các chức năng thông thường nhất của dung dịch khoan:

- Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan.

- Giữ mùn khoan lơ lửng tuần hoàn

- Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ

- Tạo phản áp giữ ổn định thành giếng khoan, tránh hiện tượng dầu-khí-nước vào giếng khoan.

- Sét hóa thành giếng khoan.

- Truyền năng lượng cho tuabin khoan.

- Kiểm soát sự ăn mòn thiết bị.

- Giảm đến mức tối thiểu tác động đến môi trường

Đây là những chức năng cơ bản nhất của dung dịch khoan, sau đây chúng ta cùng tìm hiểu sâu hơn về từng chức năng của dung dịch:

- Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan.

Đây là những nhiệm vụ chính, cơ bản nhất của dung dịch khoan Quá trình khoan là quá trình phá hủy đất đá nên hình thành các mùn khoan ở đáy giếng,

ngăn cản sự tiếp xúc giữa choong khoan và đáy giếng khoan, làm giảm khả năng phá hủy đất đá, mùn khoan lắng đọng trong giếng gây kẹt cần khoan Do

đó để đảm bảo công tác khoan được diễn ra liên tục và đạt hiệu quả cao thì mùn khoan phải được đưa lên khỏi giếng khoan bằng cách bơm dung dịch khoan vào giếng qua cột cần khoan, qua choong khoan, xuống đáy giếng khoan và đưa mùn khoan lên bề mặt

Khả năng đưa mùn khoan ra khỏi giếng phụ thuộc vào: hình dạng, kích thước, mật độ của hạt mùn; tốc độ cơ học khoan, sự quay của cần khoan; độ nhớt, mật độ và tốc độ dung dịch chảy trong không gian vành xuyến

Độ nhớt có ảnh hưởng đáng kể đến khả năng làm sạch và vận chuyển mùn khoan của dung dịch Dung dịch có độ nhớt thấp (ví dụ nước lã) mùn khoan lắng đọng nhanh và khó vận chuyển ra khỏi giếng, độ nhớt của dung dịch cao khả năng làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan ra khỏi giếng tốt hơn Nhưng ngược lại độ nhớt cao làm cho dung dịch khó tuần hoàn, tăng công suất bơm và làm giảm lưu lượng tuần hoàn, làm giảm tốc độ cơ học khoan

Lực cắt động cũng quyết định đến khả năng làm sạch lỗ khoan, đối với các giếng có đường kính lớn YP phải cao để làm sạch lỗ khoan hiệu quả hơn

Mùn khoan vận chuyển trong các giếng xiên và ngang khó khăn hơn so với giếng thẳng đứng.đối với giếng nghiêng và ngang mùn khoan tập trung ở bên thấp hơn làm cản trở dòng chảy, tăng momen xoắn và rất khó để loại bỏ

- Giữ mùn khoan lơ lửng tuần hoàn

Trong quá trình khoan thường xuyên phải ngừng khoan để tiếp cần, thày choòng khoan hoặc gặp sự cố ngừng khoan đột ngột.Lúc đó trong khoảng không vành xuyến còn rất nhiều mùn khoan chưa được nâng lên mặt đất Do trọng lượng bản thân, các hạt mùn khoan lắng xuống gấy ra hiện tượng kẹt lỗ khoan

Để tránh hiện tượng kẹt cần khoan, dung dịch khoan phải có nhiệm vụ giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn Để làm được điều đó dung dịch có tính lưu biến cao Dung dịch loại này khi ở trạng thái yên tĩnh, ứng suất giới hạn của chúng tăng lên (quá trình gel hóa), đủ để giữ các hạt mùn khoan không bị lắng xuống

Hầu hết các dung dịch khoan là thixotropic, có nghĩa là gel trong điều kiện tĩnh, đặc điểm này có thể giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng

tuần hoàn, và khi chuyển động thì sự giảm nhớt do trượt làm cho dung dịch khoan chuyển động như chất lỏng vận chuyển mùn khoan ra khỏi giếng.

Khả năng giữ các hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của một loại nước rửa được đánh giá bằng kích thước lớn nhất của các hạt mùn khoan không bị chìm trong loại nước rửa ấy

Xét một hạt mùn hình cầu đường kính d đứng yên trong dung dịch.Hạt mùn chịu tác dụng của các lực:

Trọng lực:

(1.1)Lực đẩy acsimet:

(1.2)Lực cản F do xuất hiện các ứng suất tiếp tuyến ở mép hạt mùn:

(1.3)Khi hạt mùn lơ lửng ta có:

khoan lên mặt đất Đồng thời phải nhanh chóng khôi phục sự tuần hoàn của dung dịch.

- Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ

Trong quá trình khoan, dụng cụ phá đá bị nóng do nhiệt ở đáy (địa nhiệt) và do ma sát với đất đá

Năng lượng cơ học do ma sát sẽ sinh ra nhiệt Một phần làm nóng dụng

cụ phá đá và một phần đi vào đất đá Nhiệt ở vùng tiếp xúc 800- 1000ºC sẽ giảm độ bền và độ chống ăn mòn của dụng cụ

Khi dùng đến các chất lỏng và khí để rửa lỗ khoan thì chất đó sẽ thu nhiệt dẫn đến sự mất cân bằng nhiệt độ: nhiệt độ tỏa ra do quá trình ma sát sau một thời gian bằng nhiệt độ các chất rửa lỗ khoan Lúc ấy nhiệt độ của dụg cụ phá đá sẽ không đổi

Việc làm mát dụng cụ phá đá phụ thuộc lưu lượng, tỉ nhiệt và nhiệt độ ban đầu của chất để rửa lỗ khoan.Lưu lượng và tỉ nhiệt càng lớn thì nhiệt độ trung bình ở chỗ tiếp xúc càng nhỏ.Mặt khác khi lỗ khoan càng lớn thì việc làm lạnh choòng khoan càng nhanh

Tính chất làm mát bộ dụng cụ khoan của dung dịch phụ thuộc vào các thông số như độ nhớt và nồng độ pha rắn, độ nhớt và nồng độ pha rắn càng cao thì khả năng làm mát càng kém

Thực tế cho thấy dung dịch làm lạnh dụng cụ phá đá tốt nhất là nước lã, sau đó là dung dịch sét và các chất lỏng khác, cuối cùng là chất khí

Nước rửa còn bôi trơn ổ bi, các chi tiết khác của tuabin, choòng khoan cần khoan và ống chống do nước rửa làm giảm ma sát ở các bộ phận quay, bôi trơn và làm giảm nhẹ sự làm việc của các cơ cấu dẫn đến tăng độ bền của chúng, đặc biệt quan trọng trong tuabin Hiệu quả bôi trơn càng tăng nếu pha vào dung dịch 8- 10% dầu diesel hoặc dầu hỏa Dung dịch nhũ tương dầu có tác dụng bôi trơn tốt nhất, dùng dung dịch này khi khoan momen quay giảm 30%

- Tạo phản áp giữ ổn định thành giếng khoan, tránh hiện tượng dầu-khí-nước vào giếng khoan.

Mỗi lớp đất đá, vỉa khoáng sản, mỗi tầng chứa dầu, khí, nước nằm trong lòng đất đều có áp lực vỉa Pv của chúng (áp lực thủy tĩnh) từ vài atm, vài trăm đến hàng nghìn atm Ở điều kiện bình thường, do sự cân bằng áp lực của đất đá nên chúng ổn định nhưng khi khoan qua chúngthì sự cân bằng này bị phá vỡ Dưới áplực vỉa, các lớp đất đá hoặc các chất lưu từ vỉa đi vào lỗ

Khi lỗ khoan có nước rửa thì cột chất lỏng trong lỗ khoan sẽ tạo một áp lực thủy tĩnh Ptt.

Trong đó: γ là trọng lượng riêng

H là chiều sâu thực tế của giếngKhi Pv> Ptt thì đất đá, dầu khí nước sẽ đi vào lỗ khoan gây ra hiện tượng sập lở thành lỗ khoan hay hiện tượng dầu, khí , nước vào lỗ khoan và phun lên Tăng tỷ trọng Ptt có tác dụng chống lại Pv

Để khắc phục sự cố sập lở thành giếng khoan thì dung dịch khoan phải

có γ đủ lớn để tạo ra Ptt>Pv, nhưng γ không được quá cao, khi Ptt> Pvv (áp suất

vỡ vỉa) thì cấu trúc vỉa bị phá vỡ làm biến dạng hoàn toàn vỉa

Mặt khác khi Ptt > Pvnước rửa đi vào khe nứt của đá vào vỉa làm giảm thể tích nước rửa, gây ra hiện tượng mất nước rửa từng phần hay hoàn toàn.Hiện tượng này xảy ra khi khoan qua đất nứt nẻ, nhiều lỗ hổng

Để khắc phục hiện tượng này thì dung dịch khoan phải có trọng lượng riêng γ đủ lớn để tạp được phản áp lên thành giếng khoan Ngoài ra dung dịch cần phải có độ thải nước nhỏ và chiều dày lớp vỏ mùn đủ để tạo một lớp màng sét mỏng chặt sít ngăn cách giữa lỗ khoan và vỉa Trong trường hợp mất nước rửa mạnh, người ta dùng các hỗn hợp đông nhanh để khắc phục

- Sét hóa thành giếng khoan.

Trong quá trình tuần hoàn, do tác dụng của Ptt mà nước trong dung dịch tách ra chui vào các lỗ hổng, khe nứt trên thành giếng khoan để lại trên bề mặt thành giếng khoan một lớp màng sét Lớp màng sét này có tác dụng như một ống chống tạm thời có tác dụng gia cố thành giếng khoan Chiều dày lớp vỏ sét và tính chất chặt sít của nó phụ thuộc vào Ptt, hàm lượng keo sét trong dung dịch và tính thấm lọc của đá vây quanh Khả năng sét hóa thành giếng được đặc trưng bởi chiều dày lớp vỏ mùn (K).Khi K nhỏ chặt xít sẽ có tác dụng gia cố tốt, nhưng khi K quá lớn sẽ làm giảm đường kính giếng khoan gây bó hẹp thành giếng, kẹt cần…ảnh hưởng đến công tác thi công

- Truyền năng lượng cho tuabin khoan.

Đối với một số trường hợp khoan giếng định hướng có góc nghiêng lớn

và khoan ngang, người ta sử dụng động cơ đáy (tuabin hoặc động cơ thể tích) Động cơ này làm việc nhờ năng lượng của dòng dung dịch tuần hoàn trong giếng

Yếu tố quyết định là hàm lượng nước rửa bơm vào tuabin nghĩa là năng suất máy bơm

=( )³ (1.8)

=>lượng nước rửa tăng lên ít nhưng công suất của tuabin thay đổi rất nhiều

=>tăng tiến độ khoan

- Ở máy bơm có sự liên hệ: = pQ

Trong đó:

: công suất của máy bơm dung dịch

p: áp lực ống thoát của máy bơm

Q: lưu lượng của máy bơm dung dịch

Muốn Q tăng để tăng công suất quay của turbin thì tăng hay giảm p.Trong kỹ thuật, có thể điều chỉnh dễ dàng nên tăng Q dễ dàng nhưng trong kỹ thuật khoan, do kích thước các ống dẫn hạn chế nên khi Q tăng làm p giảm Tùy theo độ bền của ống dẫn thủy lực, bơm và dụng cụ khoan mà p tăng đến trị số p < pmax do giá trị pmax đã làm hạn chế Q máy bơm

Khi không đổi, muốn tăng Q thì phải giảm các tổn thất cục bộ.Điều này thực hiện bằng 2 cách

-Tăng đường kính của các phần có nước rửa chảy qua như ống dẫn, cần khoan và đầu nối, các lỗ thoát của choóng

-Dùng nước rửa linh động có tỷ trọng và độ nhớt nhỏ

Khi Q không đổi thì tổn thất thủy lực sẽ nhỏ nhất nếu làm sạch lỗ khoan bằng nước lã

- Kiểm soát sự ăn mòn thiết bị.

Choong khoan cần khoan và ống chống tiếp xúc liên tục với dung dịch khoan dễ bị ăn mòn bởi các tác nhân như O2, CO2, H2S và các hóa phẩm hòa tan trong dung dịch gây ra các vấn đề ăn mòn nghiêm trọng cả ở bề mặt và đáy giếng, nói chung PH càng thấp thì sự ăn mòn càng nghiêm trọng do đó dung dịch khoan còn có chức năng kiểm soát sự ăn mòn ở mức độ chấp nhận được ngoài việc bảo vệ chống ăn mòn kim loại dung dịch khoan còn không được làm hỏng cao su hoặc các trang bị đàn hồi để làm được điều đó người ta them vào dung dịch khoan các chất ức chế ăn mòn, các chất kiềm để trung

hòa axit đặc biệt trong môi trường có H2S là một khí rất độc và có khả năng

ăn mòn cao người ta thường sử dụng kẽm là chất làm sạch sunfua

- Giảm đến mức tối thiểu tác động đến môi trường:

Cuối cùng, sau khi được sử dụng thì dung dịch khoan là chất thải và phải được xử lý theo quy định về môi trường ở từng địa phương, từng quốc gia đối với các hệ dung dịch khác nhau thì có những vấn đề về môi trường khác nhau, do đó dung dịch khoan sử dụng phải được nghiên cứu lựa chọn trên các tiêu chuẩn về môi trường sao cho phù hợp

1.2 Phân loại dung dich khoan và thành phần tương ứng

- Trong công tác khoan, do tính chất đa dạng và phức tạp của từng điều kiện địa chất mà ta phải sử dụng những dung dịch khoan khác nhau nhằm giải quyết các yêu cầu của từng điều kiện cũng như môi trường khoan cụ thể Từ

đó dung dịch khoan cũng có nhiều loại khác nhau, cụ thể như sau:

1.2.1 Phân loại căn cứ vào môi trường phân tán:

1.2.1.1 Dung dịch khoan gốc nước

a Hỗn hợp tự tạo: là hỗn hợp giữa nước lã được hòa tan với các loại sét

trong thành hệ khoan qua hay là dung dịch sét tự nhiên được xử lý Dung dịch này được dùng khoan qua đất đá bền vững, thành giếng ổn định không xảy ra hiện tượng sụp lở

- Khó sử dụng khi khoan qua thành hệ phức tạp

- Khi ngừng tuần hoàn dung dịch dễ kẹt bộ khoan cụ

b Dung dịch sét

Dung dịch sét là một hệ thống gồm: Môi trường phân tán là nước, pha phân tán là sét, thôngthường là sét montmorillonit

Người ta căn cứ vào kích thước các pha phân tán mà biết hệ dung dịch

là hệ keo hay huyền phù Nếu kích thước hạt của pha phân tán nhỏ hơn 0,1µm ta được hệ keo, còn kích thước hạt của pha phân tán lớn hơn 0,1µm ta

Tuy nhiên không thể có ranh giới cụ thể giữa hệ dung dịch huyền phù

và hệ dung dịch keo Thành phần sét không đồng nhất nên trong dung dịch khoan luôn tồn tại hai hệ phân tán trên

Trong thực tế, dung dịch sét giá thành rẻ sử dụng rộng rãi do đáp ứng rất tốt những điều kiện khi khoan Nhưng nhược điểm lớn nhất của dung dịch sét

là bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt, gây nhiễm bẩn thành hệ, làm giảm độ thấm

tự nhiên vỉa

c Dung dịch Polime

Các loại polyme khác nhau được trộn thêm vào dung dịch khoan nhằm giảm tối đa sự cố và bảo vệ tầng sản phẩm, tăng tốc độ khoan.Mỗi một loại polime có tác dụng khác nhau chẳng hạn như: xanvis có độ bền cấu trúc và tính chảy loãng cao, polyacrilamite là polimer nhân tạo tinh khiết có tính nhớt cao.Cả hai loại polime này có phân tử lượng lớn hơn các polime khác.Khi chúng kết hợp với nhau tạo nên dung dịch tampon có độ bền cấu trúc cao, độ nhớt lớn, tính chảy loãng cao

Dưới đây là công thức pha trộn, đặc tính và lĩnh vực sử dụng của một

số loại dung dịch polime

Bảng 1.1 Công thức pha trộn, đặc tính và lĩnh vực sử dụng một số loại polime

Lĩnh vực sử dụng

-Trọng lượng riêng tối thiểu: 1.03 G/cm³

-Có thể sử dụng với nước biển

Trung bình -Thành hệ ít

gặp vấn đề -Giúp tăng tốc

độ khoan

1.2.1.2 Dung dịch khoan gốc dầu

Thường dùng khoan qua tầng chứa và tầng sét trương nở, là dung dịch hoàn

từ các mẫu khoan được.

- Tăng khả năng thu hồi dầu so với giếng khoan rửa bằng dung dịch nước

 Nhược điểm:

- Dễ lắng đọng các chất làm nặng

- Khó nhận biết khi xảy ra hiện tượng xâm nhập khí

- Nhạy cảm với nước

- Dễ cháy và gây nguy hiểm cho con người

- Làm hỏng cao su không chuyên dụng với hydrocacbon

- Khó phát hiện sự có mặt của dầu trong mùn khoan

- Dễ gây ô nhiễm môi trường

- Khó tách mùn khoan trên hệ thống làm sạch dung dịch

sử dụng khoan trong những trường hợp sau:

- Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn

- Giếng khoan có nhiệt độ cao

- Khoan định hướng

 Căn cứ vào các đặc điểm trên ta có thể chia thành một số loại sau:

• Nhũ tương dầu trong nước (nhũ tương thuận):

Nước là môi trường phân tán, dầu là pha phân tán Dung dịch được điều chế từ 5-25% thể tích dầu và lượng chất ổn định được trộn với 75-95% dung dịch sét.

Chất lượng dung dịch này phụ thuộc nhiều vào chất lượng sét ban đầu Dung dịch sét ban đầu có thể là dung dịch gốc vôi (khoảng 1.5% CaO) hoặc dung dịch muối (1- 2 % NaCl) Chất ổn định thường là CMC

 Ưu điểm nổi bật của dung dịch này là :

- Độ thải nước nhỏ (3-5 cm³/30 phút)

- Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ, tăng tuổi thọ của chòong và giảm tổn thất thủy lực của máy bơm

- Tăng tốc độ cơ học khoan

• Nhũ tương nước trong dầu (nhũ tương nghịch) :

Dung dịch được điều chế từ 30-60% nước pha phân tán, dầu là pha liên tục Loại dung dịch được sử dụng để khoan qua các tầng muối háo nước, đất

đá dễ trương nở, sập lở

 Ưu điểm nổi bật của dung dịch gốc nước trong dầu là :

- Bền vững với các tác dụng phá hủy của muối, thạch anh, andyhrit, …

- Bền vững ở nhiệt độ cao ( >100°C)

1.2.1.4 Dung dịch với chât rửa là không khí, chất bọt và dung dịch bọt

gốc nước

a) Chất rửa là không khí (khoan thổi khí): không khí được bơm

thay thế dung dịch khoan, đảm bảo tất cả các chức năng cần thiết cho công tác khoan với các khác biệt chính sau :

- Vận tốc nâng mùn khoan cao (khoảng 500-900 m/phút)

- Áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng khoan rất thấp

- Tốc độ khoan cao (vì áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng không đáng kể)

- Không gây ô nhiễm thành hệ

- Cần có thiết bị lọc bụi chuyên dụng ở miệng giếng

b) Chất rửa là bọt: sử dụng nhằm giữ các ưu điểm của chất rửa bằng

không khí và khắc phục hiện tượng nước xâm nhập được thực hiện bằng cách dùng dung dịch bọt (hỗn hợp không khí, nước và chất tạo bọt)

 Ưu điểm của dung dịch bọt so với khoan thổi khí :

-Khả năng rửa giếng khoan bằng bọt lớn hơn

-Lượng khí trong dung dịch bọt giảm khoảng 10 lần so với rửa giếng khoan bằng khí.

-Bọt vẫn ổn định khi nước xâm nhập ít

 Nhược điểm chủ yếu của dung dịch bọt là rất ổn định, rất khó phá hủy, nên trong quá trình khoan sẽ làm giảm độ thấm của thành hệ, do vậy cần dùng hoá chất và tia thủy lực để phá hủy nó trên bề mặt một cách liên tục

1.2.2 Phân loại theo yếu tố công nghệ

- Dung dịch sét gốc nước

- Dung dịch gốc dầu

- Dung dịch bọt

- Dung dịch đặc biệt (ức chế, nhũ tương, ít sét …)

1.2.3 Phân loại theo mục đích sử dụng

- Dung dịch khoan mở vỉa

- Dung dịch hoàn thiện giếng

- Dung dịch kiểm tra hoặc dung dịch phục hồi giếng

- Dung dịch trong khoảng không vành xuyến hoặc dung dịch trong ống chống

1.2.4 Phân loại theo Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu

khoan đa quốc gia (IADC)

Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia (IADC) đã đưa ra cách thức phân loại, và định nghĩa những đặc điểm chính của từng hệ dung dịch khoan Trong số chín hệ dung dịch được phân loại, có sáu hệ được điều chế với nước kỹ thuật, hai hệ thuộc dạng gốc dầu mỏ và dầu tổng hợp, còn lại thuộc dạng dung dịch hỗn hợp (không khí, sương, bọt hoặc khí) Phân loại các hệ dung dịch khoan được nêu ở bảng 1.2

- Hệ không phân tán

Hệ không phân tán bao gồm các loại dung dịch mở lỗ khoan, dung dịch tự tạo và các loại dung dịch ít xử lý khác Nhìn chung các hệ dung dịch này được sử dụng để khoan các GK nông, khoan ống dẫn hướng hoặc định hướng Đối với các hệ dung dịch này không được phép xử lý các chất làm loãng để làm phân tán các cấu tử sét hoặc mùn khoan Thành phần chính của

dung dịch không phân tán là nước hoặc nước kết hợp với các chất tạo nhớt (các sản phẩm thuộc loại polysaccarit thiên nhiên…).

- Hệ phân tán

Hệ dung dịch phân tán đượv sử dụng để khoan các khoảng chiều sâu lớn khi có yêu cầu tỷ trọng cao hoặc khi GK có những vấn đề phức tạp Thông thường các cấu tử sét hoặc mùn khoan dạng sét trong dung dịch bị phân tán mạnh, rõ nét nhất là khi xử lý vào dung dịch các hợp chất gốc Lignosulfonat, lignit hoặc tanin Các hợp chất này kể cả các sản phẩm tương

tự khác đều là các chất phá keo tụ và giảm độ thải nước rất hiệu quả Bên cạnh các hợp chất nói trên, để tăng khả năng ức chế sét, đảm bảo độ ổn định thành giếng khoan, tạo thuận lợi làm sạch giếng, trong dung dịch còn có thêm các muối kim loại đơn hóa trị hoặc đa hóa trị như KCl, phèn nhôm Kali v.v Ngoài ra người ta còn đưa vào sử dụng một số hóa phẩm chuyên dụng để điều chỉnh hoặc duy trì các đặc tính kỹ thuật của dung dịch khoan

- Hệ dung dịch được xử lý bằng các hợp chất canxi

Các Cation hóa trị hai như Canxi hoặc Magiê khi cho vào dung dịch khoan nền nước sẽ tạo nên tính ức chế thành hệ sét Nhờ sự có mặt của ion Canxi mà có thể kiểm soát được sập lở hoặc mở rộng thành giếng, đồng thời làm hạn chế những ảnh hưởng xấu khi khoan qua các tầng sản phẩm Vôi tôi (Ca(OH)2) và Gipsơ (CaSO4) là những hợp phần của các hệ dung dịch Canxi hàm lượng Gipsơ rất cao (từ 5-11kg/m3), tương đương với nồng độ Canxi từ 600-1200mg/lit Hệ dung dịch vôi được đặc trưng với hàm lượng vôi từ 3-5kg/m3 và độ pH =11-12; gọi là dung dịch vôi có nồng độ thấp và khi hàm lượng vôi đạt tới 15-45kg/m3 gọi là dung dịch vôi có nồng độ cao Các sản phẩm chuyên dụng cũng được đưa vào sử dụng để kiểm soát các đặc tính kỹ thuật của hệ dung dịch Canxi

Các hệ dung dịch Canxi rất chịu bền muối và bền Anhydrit tuy nhiên chúng dễ bị kết keo và đông đặc ở điều kiện nhiệt độ cao

- Dung dịch Polime

Nói chung các hệ dung dịch có chứa trong thành phần của chúng các polyme cao phân tử dạng mạch dài và mạch nhánh (CMC, Acrilat, poly acrilamit, chưa thủy phân, polyacrilamit thủy phân một phần…) hoặc các polyme cao phân tử dạng mạch dài-mắc xích (guagum, xanthangum,

xanthanbiopolyme…) thường được sử dụng hoặc để làm tăng độ nhớt, độ bền cấu trúc, giảm độ thải nước hoặc để tạo ra khả năng ức chế bao bọc sét thành hệ và sét mùn khoan Để tăng khả năng ức chế của hệ polyme, trong dung dịch còn có các thành phần muối kim loại đơn hóa trị như KCl hoặc NaCl, ngoài ra còn có thể cho thêm một lượng sét tối thiểu để tăng độ bền cấu trúc và tạo lớp vỏ sét trên thành giếng, góp phần ngăn ngừa sập lở và thấm mất dung dịch vào vỉa.

Trong số các hệ dung dịch polyme đã và đang được sử dụng để thi công các GK ở nhiều vùng mỏ trên thế giới và tại thềm lục địa Việt Nam, thì

hệ PHPA/KCl, polyalkylen glycol, Pro-Flo, là những hệ được sử dụng phổ biến nhất để khoan qua các hệ tầng sét hoạt tính, kể cả các GK có góc xiên lớn Ngoài hai hệ dung dịch nói trên, ở XNLD Vietsovpetro còn sử dụng hệ polyme (CMC) để khoan qua các hệ tầng cát kết bở rời và khoan qua tầng đá móng phi sét Mặt hạn chế cơ bản của dung dịch polyme là chúng kém ổn định ở điều kiện nhiệt độ cao (130oC), tuy nhiên trong một số điều kiện nhất định, chúng có thể được sử dụng để khoan các GK có nhiệt độ đáy giếng cao hơn

- Hệ dung dịch có hàm lượng pha rắn thấp

Đây là hệ dung dịch khoan có tổng hàm lượng pha sét và các dạng vật chất rắn luôn luôn được kiểm soát ở mức thấp nhất Thông thường, tổng hàm lượng các pha rắn không được vượt quá giới hạn từ 6-10% (theo thể tích), trong đó các chất rắn dạng sét không vượt quá 3% vì tỷ lệ hàm lượng mùn khoan và sét Bentonit luôn luôn nhỏ hơn 2:1 Các hệ dung dịch có hàm lượng pha rắn thấp thường đặc trưng với sự có mặt trong thành phần của chúng các hợp chất polymer tạo nhớt và tạo cấu trúc hoặc sét bentonit có độ trương nở cao Một trong những ưu việt cơ bản nhất của hệ dung dịch khoan

có hàm lượng pha rắn thấp là chúng làm tăng vận tốc cơ học khoan giảm thiểu ảnh hưởng xấu đến tính chất thấm chứa tự nhiên tầng sản phẩm Các

hệ dung dịch có hàm lượng pha rắn thấp mang tên thương mại như visplex (slumberger), hệ baracat (baroid), hệ MMH (dow chemical) và hệ KOP (Vietsovpetro)…vv, đang được áp dụng phổ biến để khoan qua các hệ tầng phi sét có nhiệt độ đáy giếng cao, kể cả khoan các GK có góc nghiêng lớn (>45o)

- Hệ dung dịch muối

Bao gồm các loại dung dịch muối và muối bão hòa; hàm lượng NaCl trong dung dịch xấp xỉ bằng 190mg/l (dung dịch muối bão hòa) và chúng thường được khoan qua các vỉa muối Các hệ dung dịch muối có hàm lượng thấp hơn từ 10-190mg/l Các hệ dung dịch khoan được điều chế từ nước lợ hoặc nước khoáng, hoặc nước biển có nồng độ Clorua nhỏ hơn 10mg/l không thuộc các dạng dung dịch muối Ngoài ra các hệ dung dịch được điều chế từ nước kỹ thuật có pha thêm các muối KCl, NaCl còn được sử dụng để khoan qua các hệ tầng sét hoạt tính Trong trường hợp này hàm lượng muối cho vào dung dịch sẽ được điều chỉnh tuỳ thuộc vào tính chất thành hệ và chương trình thiết kế dung dịch khoan Bên cạnh các muối kim loại đơn hóa trị, trong thành phần của các hệ còn đưa vào các hóa phẩm thông dụng để làm tăng độ nhớt, tăng khả năng làm sạch giếng hoặc giảm độ thải nước của dung dịch khoan như sét antapugit, CMC, tinh bột và các loại khác…

Bảng 1.2 Phân loại các hệ dung dịch theo IADC

Số tt Tên gọi hệ dung dịch

khoan (theo API)

Pha lỏng Tên gọi các thể loại dung dịch

1 Hệ không phân tán Nền nước kỹ thuật

-dung dịch mở lỗ

- dung dịch tự tạo

- dung dịch ít (hoặc không) xử lý

2 Hệ phân tán Nền nước kỹ thuật

- dung dịch polime PHPA/KCl

- dung dịch polyalkylen glycol

- dung dịch visplex (IDF)

- dung dịch MMH (Dow chemical)(sét trương nở +oxit kim loại vô cơ)

6 Hệ dung dịch nước muối Nền nước kỹ thuật

- dung dịch muối bão hòa

- dung dịch nước muối

- dung dịch nước biển

7 Hệ dung dịch nền dầu Nền dầu - dung dịch nhũ tương ngược- dung dịch nền dầu

8 Hệ dung dịch tổng hợp

Nền dầu thực vật, Glyxerin, Glycol, ete, este

và các olephin

- dung dịch petro free, Nova drill

- dung dịch Anco quat, Aqua mul II

- dung dịch Aqua magic, syn-teg Ultidrill

-dung dịch bọt (chất hoạt tính bề

mặt+sét+polime)-dung dịch khí thổi

1.3 Các thông số kỹ thuật của dung dịch khoan

1.3.1 Khối lượng riêng

Khối lượng riêng là khối lượng của một đơn vị thể tích Đây là thông

số cơ bản có ảnh hưởng lớn đến việc nâng mùn khoan từ đáy giếng lên bề mặt và thông số này có liên quan đến áp suất thủy tĩnh [13,28]

Khối lượng riêng của dung dịch khoan phụ thuộc vào các tạp chất và các chất phụ gia được sử dụng để pha chế dung dịch

Khối lượng riêng của dung dịch tạo nên áp suất thủy tĩnh, tác dụng vào thành lỗ khoan để cân bằng với áp suất vỉa, nhằm chống lại hiện tượng sập lở và ngăn ngừa xâm nhập dầu, khí, nước vào lỗ khoan

Khối lượng riêng của dung dịch không được quá lớn vì:

 Làm giảm tốc độ khoan

 Làm tăng lưu lượng cung cấp cho bơm, hiệu suất bơm giảm

 Làm tổn hao dung dịch vào lỗ hổng và khe nứt

1.3.2 Độ nhớt

Độ nhớt là khả năng chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các phần

tử của dung dịch Khái niệm độ nhớt qui ước là chỉ số chảy loãng của dung dịch biểu thị bằng thời gian (giây) 946,35ml dung dịch chảy qua lỗ phễu có đường kính trong 4.5mm, với thể tích phễu là 1500ml (độ nhớt qui ước của dung dịch)

Khi tăng độ nhớt có thể khoan qua tầng đất đá nứt nẻ nhiều lỗ rỗng có

áp lực vỉa thấp và dung dịch đỡ bị mất mát Đồng thời khi tăng độ nhớt giúp việc lấy mẫu đạt tỷ lệ cao, tạo điều kiện tốt nâng mùn khoan lên mặt đất, tăng độ ổn định thành giếng khoan ở tầng đất đá bở rời Tuy vậy, độ nhớt tăng làm tổn hao công suất máy bơm tăng, hệ số hút đẩy máy bơm giảm và khó loại trừ mùn khoan ra khỏi dung dịch Vì vậy, trong điều kiện khoan bình thường, không nên dùng dung dịch có độ nhớt cao Tuy nhiên, trong thực tế người ta thường dùng hệ số nhớt hiệu dụng và xem đó

a s

D D

V k

1144

100

1.3.3 Độ thải nước (B)

Độ thải nước (độ thấm lọc) là khả năng nước tách ra khỏi dung dịch

để đi vào khe nứt, và lỗ rỗng của đất đá xung quanh thành lỗ khoan dưới tác dụng của áp suất dư ∆P

∆P = áp suất cột dung dịch – áp suất vỉa, (kg/cm2)

Độ thải nước được xác định bằng lượng chất lỏng thu được với mẫu dung dịch đo trên máy FILTER PRESS - API dưới áp suất 100psi trong 30 phút, đơn vị tính là cm3/30’

Kèm theo sự thải nước là sự tạo thành lớp vỏ sét trên thành giếng, lớp

vỏ này có tác dụng giữ thành giếng ổn định, tránh hiện tượng sụp lở Trong điều kiện khoan bình thường B=4-10 cm3/30’; độ dày vỏ bùn K= 0,5-1,5mm

Độ thải nước lớn tạo ra lớp vỏ sét dày, xốp và dễ bị phá vỡ, lớp vỏ này làm hẹp thành giếng nên dễ gây kẹt bộ khoan cụ Ngoài ra, độ thải nước lớn còn phá hoại sự ổn định các tầng đất đá, gây hiện tượng trương nở, và ảnh hưởng xấu đến tầng sản phẩm…Vì vậy, dung dịch khoan phải có độ thải nước nhỏ (kèm theo là vỏ bùn mỏng bền chắc) để khắc phục những vấn đề trên.2

1.3.4 Ứng suất trượt tĩnh (hoặc độ bền Gel)

Ứng suất trượt tĩnh θ là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc (hay tính xúc biến) của dung dịch khi để nó yên tĩnh một thời gian Được xác định bằng lực tối thiểu cần đặt lên một đơn vị diện tích để buộc dung dịch trở lại trang thái chảy loãng, đơn vị tính dyn/cm2

(1.12)Trong đó :

∆ϕ: góc xoắn so với vị trí cân bằng

n: hằng số dụng cụ đo

Hiện nay người ta thường xác định độ bền GEL được đo bằng máy Fann (với tốc độ quay 3 vòng/phút, tại thời điểm: 0”, 10”,10’ và đơn vị sử dụng là lb/100ft2

Giá trị ứng suất trượt tĩnh lớn có tác dụng:

 Hạn chế mất dung dịch

θ = ∆ϕ n

 Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ do mùn khoan lắng đọng khi ngừng tuần hoàn dung dịch.

 Khó tách mùn khoan khỏi đáy giếng nên vận tốc cơ học khoan giảm

 Tổn thất thủy lực trong hệ thống tuần hoàn lớn

Ứng suất trượt tĩnh phụ thuộc vào thành phần tạo nên dung dịch như sét, nước, các chất hoá học khác… Sét có độ phân tán kém, độ cứng của nước cao thì ứng suất trượt tĩnh nhỏ, cấu trúc của nó có độ bền kém

Có thể lựa chọn độ bền GEL 10’ đối với mỗi loại dung dịch như sau :

- Dung dịch bình thường: GEL10’ = 15 ÷ 40 Lb /100ft2

- Dung dịch nặng: GEL10’ = 30 ÷ 50 Lb /100ft2

- Tampon chống mất dung dịch: GEL10’ = 40 ÷ 100 Lb /100ft2 .Khi lượng mùn khoan (đặc biệt là sét) tăng lên , độ bền Gel của dung dịch cũng tăng lên

1.3.5 Độ nhớt dẻo (P V )

Độ nhớt dẻo là số đo của lực liên kết trong lòng chất lỏng, biểu hiện mức độ liên kết giữa các phân tử với nhau, phụ thuộc hàm lượng, loại và kích cỡ pha rắn hiện diện trong dung dịch khoan, đơn vị tính cp

Độ nhớt dẻo của dung dịch còn là số đo lực chống lại khi có hiện tượng chuyển động hay trượt trong bản thân chất lỏng, hay do sự ma sát giữa các hạt và chất lỏng bao quanh nó Sự thay đổi độ nhớt dẻo cho biết sự thay đổi hàm lượng và đặc tính chất rắn trong dung dịch

Khi tăng Pv thì thành phần hạt rắn tăng, kích thước hạt rắn giảm hoặc kết hợp cả hai Đây là điều mong muốn đối với dòng chảy dung dịch trong vành xuyến Tuy nhiên khi tăng giá trị Pv cao làm cho tổn thất thủy lực lớn

và giảm vận tốc thấm lọc của dung dịch tại choòng Trong dung dịch nhẹ nên duy trì Pv thấp ở mức tối thiểu, nhằm tăng tối đa đặc tính chảy loãng của dung dịch

Trong thi công, ta xác định độ nhớt dẻo bằng dụng cụ đo lưu biến (nhớt kế Fann) như sau :

Trong đó:

- V : giá trị đọc trên Fann tại vận tốc quay 600 vòng/phút

- V300: giá trị đọc trên Fann tại vận tốc quay 300 vòng/phút.

1.3.6 Ứng lực cắt động (Y P )

Ứng lực cắt động còn gọi là điểm chảy của chất lỏng là giá trị ứng suất cần thiết để chất lỏng bắt đầu chuyển động, còn gọi là điểm chảy của chất lỏng Nó chỉ ra lực hút giữa các phân tử chất lỏng khi chất lỏng bắt đầu chuyển động Ứng lực cắt động (giới hạn chảy) còn biểu hiện khả năng vận chuyển mùn khoan lên mặt đất , khi dung dịch tuần hoàn

Người ta xác định ứng lực cắt động bằng dụng cụ đo lưu biến (nhớt kế Fann):

- Đọc giá trị quay V300

- Tính YP=V300-PV, lb/100ft2 (1.14)Ứng lực cắt động cần thiết của dung dịch để đảm bảo vận chuyển mùn khoan và rửa sạch đáy giếng hiệu quả phụ thuộc vào độ ổn định của dung dịch trong giếng Dưới điều kiện ổn định, ứng lực cắt động tối thiểu cần thiết

để hạn chế quá trình lắng đọng khi góc xiên tăng lên

1.3.7 Độ pH

Độ pH cho biết nồng độ ion H+ có trong dung dịch, nó thể hiện tính axit hay bazơ của dung dịch Dung dịch có tính bazơ cao dễ làm phá vỡ cấu trúc thành hệ, tăng khả năng phân tán sét và gây khó khăn khi gọi dòng sản phẩm Dung dịch có độ pH tăng làm tăng khả năng đông đặc của dung dịch,

do đó làm giảm lượng nước thoát từ dung dịch đi vào vỉa theo thời gian Dung dịch có tính axit sẽ nhanh ăn mòn bộ khoan cụ, thông thường dung dịch ở môi trường kiềm ổn định hơn môi trường axit Người ta đo độ pH của

dung dịch bằng điện hoặc so màu giấy quì Trong dung dịch khoan thường

người ta duy trì độ pH khoảng từ 8-10

1.3.8 Các thông số khác

1.3.8.1 Hàm lượng pha rắn

Đại lượng thể hiện phẩm chất sét pha chế trong dung dịch, chất tăng trọng và mức độ nhiễm bẩn của dung dịch khoan Được xác định bằng tỷ lệ phần trăm trong 100ml dung dịch

Dung dịch có hàm lượng pha rắn cao làm tăng mức độ bào mòn dụng

cụ khoan và các chi tiết trong hệ thống vận hành khoan, đồng thời làm giảm

tốc đô cơ học khoan, dễ gây kẹt bộ khoan cụ và ảnh hưởng đến quá trình mở vỉa sản phẩm.

1.3.8.2 Độ ổn định (C)

Độ ổn định là đại lượng đặc trưng cho khả năng giữ dung dịch khoan

ở trạng thái keo Trong thực tế, thông số này được đo bằng hiệu số tỷ trọng của hai phần dưới và trên trong cùng một bình đo sau khi để yên một ngày đêm

Độ ổn định càng nhỏ thì càng có khả năng giữ dung dịch khoan ở trạng thái keo và giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng tốt

Dung dịch bình thường có C= 0.02, khi pha thêm chất làm nặng như Barite, C≤ 0.06

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM GHIẾNG KTN-3X 2.1 Đặc điểm địa chất của mỏ

Dựa trên việc giải thích kết quả địa chấn 3D của Kinh Ngu Trang Nam

và dấu hiệu địa chất của những ghiếng xung quanh đặc biệt là KTN – 1X, KTN-2X ta có thể dự đoán được địa chất của ghiếng KTN – 3X, ở trong đồ án

này, ta chỉ quan tâm tới địa chất của phân đoạn ghiếng 12

Phân đoạn 12 có chiều sâu khoảng từ 2096m – 3446,5m nằm trong tầng địa chất hệ tầng Trà Tân trên tập C, tập D, hệ tầng Trà Tân, Trà Cú dưới tập E, đá Basal Với hệ tầng Trà Tân trên tập C, tập D là các trầm tích Oligoxen, chủ yếu là sét kết màu nâu, nâu đen, xem cát kết và bột kết (tỷ lệ cát/sét khoảng 35 – 50%) Với hệ tầng Trà Tân, Trà Cú dưới tập E đặc trưng bởi sự xen kẽ giữa cát, sỏi kết với những lớp bột sét chứa cuội, sạn, sỏi Cuội, sạn có thành phần thạch học khác nhau chủ yếu là andesit và granit Vào vùng trung tâm bể Cửu Long thành phần trầm tích của hệ tầng Trà Cú mịn dần phần lớn là các lớp sét giàu vật chất hữu cơ, sét kết chứa nhiều vụn thực vật

và sét kết chứa than, đôi khi có các lớp than tương đối rắn chắc và các lớp sét vôi Thành phần của các tập sét kết gồm kaolinit, ilit và clorit Theo đặc trưng tướng đá hệ tầng được chia thành hai phần: Phần trên (tập E) chủ yếu là các

thành tạo hạt mịn, còn phần dưới (tập F) là các thành tạo hạt thô

2.2 Một số thông tin về Giếng KTN-3X

Projection: UTM ZONE 48 (North)

Độ cao bàn xoay trên 36,5m so với mặt nước biển

Độ khoan sâu đề nghị 3,425m chiều sâu thực từ mặt đáy biển

4352,5m chiều sâu từ mặt đáy biển3,461m chiều sâu thực bên dưới bàn xoay

4389m chiều sâu từ dưới bàn xoayTầng sản phẩm

Arkosen ).Oligocene E trên, Oligocene C30, Miocene BI.2 dưới và có thể Oligocene E dưới

Địa điểm bề mặt dung sai: Bán kính 25m

Mục tiêu dung sai cho tất cả Bán kính 50m

Khoảng cách từ Vũng tàu Gần 150km về hướng đông nam

Hình 2.1 Vị trí mỏ KTN – 3X

Hình 2.2 Cột địa tầng ghiếng khoan KTN – 3X

Hình 2.3 Cấu trúc ghiếng khoan KTN – 3X