Giáo trình ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN - Chương 7 pptx

Trong quá trình đẳng nhiệt sự thấm lọc một chiều của chất khí có thể được biểu diễn bằng công thức: Và của chất lỏng dầu, nước:... Vậy là cả hai trường hợp, một là áp suất cột dung dịch

Hiện tại có rất nhiều phép đo quan trọng được 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 như vậy sẽ cho kết quả trực tiếp phát hiện hydrocacbon bởi thành phần này được mang trong dung dịch và mùn khoan Chiều sâu thế nằm của các lớp đá khác nhau trong lát cắt dễ dàng được xác định bởi các phép đo khác nhau Các phép đo đồng thời với quá trình khoan còn cho phép dự báo các hiện tượng 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 như vậy là đo khí trong dung dịch khoan, vì vậy mới có thuật ngữ “Carota khí” Những người đ∙ đưa ra ý tưởng 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 tưởng 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 phương pháp chưng 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 trước, V N Daxnov đ∙ đưa 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 đưa ra mô hình trạm đo và phân tích khí Đến năm 1949 trạm đo và phân tích khí

đầu tiên mang nh∙n 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 phương pháp đo khí dung dịch trên trạm TKC- 3 vẫn đang được sử dụng ở các trạm đo hiện nay trong sản xuất Cũng đồng thời với các nhà bác học Nga, ở các nước tư bản Mỹ, Anh, Pháp

đ∙ lần lượt đưa ra các thiết bị đo và những kết quả áp dụng phương pháp đo khí qua dung dịch đối lưu

( ) ( . )

h

P P

kS

2

2 2

2 1à

ư

=

Các phương pháp đo khí qua dung dịch đối lưu được 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 được đưa vào sản xuất từ đầu những năm 50

Sang giữa những năm 60 ở Liên xô (Nga) cũng như ở các nước phương Tây đ∙ cho ra đời nhiều trạm tự động đo khí qua dung dịch trong dòng đối lưu Tuy nhiên, phải đến những năm 80- 90 vừa qua các trạm máy tự động và hiện đại mới được ra đời nhờ có những thành tựu nhảy vọt của công nghệ điện tử và tin học Trong đó h∙ng 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 phương thức, quy trình công nghệ cả nhận thức về phương pháp

Trong số hơn 200 tham số có thể xác định được nhờ các trạm đo hiện đại có thể phân chúng ra các nhóm chính sau đây:

- 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, đưa ra các chế độ khoan tối ưu và an toàn

7.2 Các phép đo dung dịch

7.2.1 Sự thấm của khí và chất lỏng trong môi trường 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 được biểu diễn bằng công thức:

Và của chất lỏng (dầu, nước):

( ) ( )

2 7

2

h

P P kS

Qg, Qs- Lần lượt là lưu lượng thấm của chất khí và chất lỏng (cm3/s)

P1 và P2 - áp suất ở hai đầu đoạn đường thấm chất lưu (KG/cm2); P1 > P2 k- Độ thấm của môi trường đối với chất thấm (mD)

h- Khoảng đường chất thấm đi qua (cm)

S- Diện tích ngang của dòng thấm (cm2)

à- Độ nhớt của chất thấm (cp), phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ

ảnh hưởng lên quá trình thấm của chất lỏng là độ nhớt của chất thấm, độ thấm của môi trường 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 nước 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 b∙o hoà khí

Độ hoà tan của khí trong dầu tăng làm cho độ nhớt của nó giảm Vì thế có trường hợp

có cùng thành phần ở cùng điều kiện nhiệt động mà dầu có độ thấm khác nhau

Độ khoáng hoá của nước cũng có ảnh hưởng đến độ thấm của nó Khi hàm lượng muối trong nước cao thì độ nhớt có thể đạt tới 10cp và khi nhiệt độ tăng tới 900C thì độ nhớt của nó có thể giảm đến 0,1cp

Quá trình thấm trong môi trường lỗ rỗng (đá chứa) sẽ trở nên phức tạp khi chất lưu 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 trường hợp khí chiếm tới 80 % thể tích lỗ rỗng của đá chứa thì quá trình thấm của dầu và nước gần như ngừng hẳn, ngược 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 lưu

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 lưu 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 trước phải bằng hoặc lớn hơn

áp suất cảu chất lưu trong vỉa ở chiều sâu tương 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

Vậy là cả hai trường 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 nước vỉa thấm vào giếng Trong các trường hợp đó, dầu khí ở vỉa chỉ có thể khuyếch tán vào dung dịch trong giếng mà thôi Nhưng 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 m∙n 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 được nghiên cứu và sử dụng để tiến hành phương 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 lưu thành các nhóm:

- Khí được 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 b∙o hoà trong thể tích đá bị bào mòn Các khí này xâm nhập vào dung dịch đối lưu và đi lên mặt đất Lượng khí này chính là đối tượng 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 trường hợp khoan xoay cần) va đập vào thành giếng làm phá vỡ lớp vỏ bùn áp suất cột dung dịch quá nhỏ so với áp suất vỉa, tỷ trọng dung dịch thấp hoặc nhỏ đột biến Lượng 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 lưu

Khi xâm nhập vào dung dịch và đi lên mặt đất trong dòng đối lưu, các khí hydrocacbon có thể ở các trạng thái khác nhau:

- Trạng thái tự do ở dạng những bọt khí và kích thước khác nhau

- Trạng thái khí hoá lỏng và sau đó chuyển sang trạng thái hoá hơi

- Trạng thái hoà tan trong dầu hoặc nước

- Khí ở dạng hấp phụ trong mùn khoan

Dầu, khí hoặc khí hoá lỏng xâm nhập vào dung dịch ở đáy giếng sẽ được vận chuyển lên miệng giếng khoan theo dòng đối lưu Dòng dung dịch đối lưu 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 được bơm xuống đáy giếng qua cần khoan (Hình 7.1)

Trên qu∙ng đường đi từ đáy lên miệng giếng khoan, áp suất và nhiệt độ cuả cột dung dịch thay đổi Trên qu∙ng đường 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 lượng

khí còn có thể do sự “mất nước” 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 tượng tương tự

cũng có thể xảy ra đối với dầu có

chứa khí hoà tan, nhưng 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 Cường

độ của các quá trình này trước hết

phụ thuộc vào số lượng và thành phần

của khí hoá lỏng hoặc dầu

Nước chứa khí hoà tan từ vỉa

xâm nhập vào dung dịch, khí sẽ bị

hoà lo∙ng và tồn tại ở trạng thái hoà

tan đó Nếu hàm lượng khí trong

nước tương đối lớn thì có thể tách

một phần vào trạng thái tự do và đi

lên miệng giếng theo dòng đối lưu

dung dịch

Do có nhiều những hiện tượng khác nhau như 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, nhưng tỷ lệ giữa các cấu tử hydrocacbon riêng biệt không có sự thay đổi Điều đó nói lên rằng thành phần tương đối của khí xác định được trên mặt đất khi tiến hành các phép đo khí trong dung dịch không khác với thành phần của khí b∙o 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

Sàn rung

Bể chứa nhiều ngăn

Bơm

ống dâng dung dịch

Nhờ vào khẳng định đó, người ta đưa ra phương 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 lượng 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 lưu thì phép tạo

rung là hay được sử dụng

nhất Công nghệ của Viện

dầu khí Pháp (IFP) chủ yếu

Các khí hydrocacbon tách ra từ dung dịch phần chủ yếu là Methane C1, Ethane

C2, Propan C3 và Butane C4 Đôi khi cũng gặp các khí H, H2S, N và khí hiếm H2 Các khí nặng từ C6 hay cao hơn thường chuyển sang lỏng hay rắn ở nhiệt độ trên mặt đất nên không thể tách liên tục chúng từ dung dịch

Hình 7.2 Nguyên tắc tách khí liên tục nhờ khuấy trộn

8 9

1 Bình thu khí

2 Đường không khí vào.

3 Dung dịch bùn thải sau khi tách khí

4 Đầu nối với ống hút

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 được 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 (thường là không khí) đưa khí phân tích bị đốt nóng tới khoảng

2000C 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 lượng 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 (CO2)

Nếu filamen là kim loại platin (Pt) khi bị đốt nóng tới nhiệt độ 9000C 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

Hình 7.3 Sơ đồ đường 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 đưa

Xúc tác Bù

Đưa mẫu ra

Lỗ thông

Bù điều chỉnh Nhiệt

Các hydrocacbon nặng bị oxy hoá ở nhiệt độ khoảng 600C 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 lượng khí từ 100ppm đến 8%, còn detector dẫn nhiệt (phần bên trái) để xác

định các mẫu khí có hàm lượng khí tổng từ 2 đến 100%

Kết quả xác định liên tục hàm lượng khí tổng (khí nông) được liên hệ với thời gian thực và chiều sâu thực (xác định bằng các bộ cảm biến tương 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 hướng 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 được đặt dưới một hiệu điện thế 100 - 200Volt Một lưới 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 được khuyếch đại và cho ra tín hiệu phù hợp

Không giống như các khí hydrocacbon, hydro nguyên chất không tạo ra bất cứ ion nào khi bị

đốt Các ion xuất hiện trên lưới 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 dưới 8,5 vì trong môi trường 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 như vậy sẽ làm thay đổi kết quả đo khí bằng các detector đốt xúc tác hay độ dẫn nhiệt Muốn đánh giá được hàm lượng 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 được 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 (300C) 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)

Hình 7.4 Sơ đồ của một detector ion hoá

Tín hiệu (mV)

KD

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 lượng của chúng {∆t

= f(ài), trong đó ài là phân tử lượng của thành phần khí thứ i} Sự phụ thuộc đó có thể thấy như sau: Khí có phân tử lượng càng nhỏ thì thời gian bắt giữ càng bé và ngược 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 trưng 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 tương tự Các Silicagene (SI) đựng trong cột thứ nhất để tách khí nhẹ:

H2, C1 có chu kỳ làm việc 150s; cột thứ hai đựng Squalane (SQ) - tách các khí nặng hơn C2, C3, iC4, nC4 có chu kỳ làm việc 300s 1Sau mỗi chu kỳ làm việc, cột phân tích lại được làm sạch bằng luồng không khí sạch

hay khí hydro (trường 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

Khí

KD

Ghi

đến 15 phút Hình 7.6 là biểu đồ phân tích mẻ khí nhiều thành phần

Các thiết bị trạm đo khí hiện nay lưu các giá trị hàm lượng khí thành phần trong

bộ nhớ của máy rồi tự động vẽ 5 đường cong biểu thị thay đổi hàm lượng của khí thành phần C1 ữ nC4 theo thời gian hoặc theo chiều sâu Một biểu đồ thể hiện hàm lượng khí thành phần theo chiều sâu được gọi là biểu đồ đo vẽ sắc ký khí (Chromatologger)

7.2.7 Phát hiện khí H 2 S

Khí H2S là một loại khí độc, nặng hơn không khí Nồng độ quy ước tối đa của khí H2S trong khí quyển không quá 20ppm Ta có thể dễ phát hiện ra khí H2S 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 H2S có thể gây tử vong con người khi nồng độ của

nó trong không khí là 200ppm hay cao hơn

Việc phát hiện và phân tích khí H2S 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 lượng khí H2S 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 H2S 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 H2S 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

được đo bằng một tế bào quang điện

Các thiết bị hiện nay có xu hướng lợi dụng đặc điểm H2S dễ bị hấp phụ bởi một

số chất bán dẫn để chế tạo một loại cảm biến (detector) đo hàm lượng khí H2S Khi hấp phụ trên bề mặt chất bán dẫn, H2S làm cho điện trở của nó thay đổi, khi thổi không khí sạch vào thì H2S lại khuyếch tán hết và chất bán dẫn lại có điện trở như cũ Người ta gọi đó là khả năng làm thay đổi thuận nghịch của H2S đối với một số chất bán dẫn

Độ dẫn điện của thành phần chất bán dẫn tỷ lệ thuận với logarit nồng độ khí H2S xuất hiện trên bề mặt của nó Các loại detector này có khả năng xác định hàm lượng

H2S 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 như: Lưu tốc, mật độ, nhiệt độ,

điện trở, áp suất của dòng dung dịch bơm vào cần khoan và dòng đối lưu trong vành xuyến giữa cần khoan và thành giếng khoan, mức cân đối thể tích giữa các dòng dung dịch đó

Những tham số đó cùng với những tham số khoan như: tốc độ quay của bàn rotor, áp lực choòng, tải trọng cần khoan, tốc độ khoan, sẽ giúp cho việc chọn chế độ khoan an toàn và tối ưu

Tất cả các tham số dung dịch và tham số khoan đều được đo và kiểm soát liên tục bằng những bộ cảm biến (detector) tương ứng hoạt động dựa trên các đặc trưng vật

lý, hoá học, cơ học mà những tham số đó thể hiện

7.3 Các phép đo mùn khoan

7.3.1 Phát hiện và mô tả

Mùn khoan (Sơ lam) là sản phẩm được tạo thành do choòng khoan nghiền nát

đá ở đáy giếng Theo định nghĩa như vậy mùn khoan có thành phần khoáng vật giống như của đá ở vỉa Kích thước hạt của mùn khoan từ hạt mịn đến hạt thô, từ 0,1 đến hàng chục milimét Sau khi tạo thành mùn khoan được hoà trộn trong dung dịch để đi lên miệng giếng theo dòng đối lưu ở bên ngoài ống cần khoan Trên mặt đất dòng dung dịch mang mùn khoan đi qua sàn rungđể ở cuối đường truyền các hạt mùn khoan được sàng lọc ra khỏi dòng dung dịch

(Hình 7.7)

Khi biết lưu lượng của

dòng dung dịch đối lưu và thể tích

của ống vành xuyến có thể tính

được trễ thời gian đối với dung

dịch khi đi lên từ đáy đến miệng

Tốc độ vận hành của sơlam

thường thấp hơn tốc độ của dung

dịch Điều đó dẫn đến kết quả là

thời gian mùn khoan lưu lại trong

dòng dung dịch bị kéo dài ra làm

T

100 Tr

Hình 7.7 Mô tả hướng

đường đi của dòng dung dịch đối lưu ở giếng khoan

Đường ống dẫn

Thiết bị tách khí

Rung

Bể dung dịch

Mùn

Dựa vào trễ thời gian của mùn khoan người ta tiến hành lấy mẫu phân tích mùn khoan tại các điểm khác nhau trong lát cắt Tuỳ theo từng yêu cầu cụ thể của việc nghiên cứu, khoảng cách giữa các điểm lấy mẫu là 1mét hay 1,5mét Khối lượng mỗi mẫu lấy theo quy ước của mỗi công ty khác nhau Mẫu được rửa sạch để khô rồi soi dưới kính hiển vi (hoặc lúp) và huỳnh quang bằng tia cực tím Trước khi đựng vào túi bảo quản mẫu được mô tả tỷ mỉ các tính chất vật lý- 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 thước và loại hạt (tròn cạnh, sắc cạnh)

- Độ gắn kết ximăng giữa các hạt, các thành phần thứ sinh

Lấy một mẻ mùn khoan chưa rửa sạch bỏ vào

bình khuấy trộn với một thể tích nước cho trước Sau khi

trộn được một vài phút thu được một thể tích khí Khí

này được phân tách bằng những detector đặc biệt hoặc

đưa vào một máy sắc kỷ khí hay các detector đo khí

tổng Kết quả phân tích “khí sâu” này thường chứa nhiều

thông tin về hydrocacbon đ∙ tồn tại trong mùn khoan

sau khoáng đường dài từ đáy đến miệng giếng

Mẫu mùn khoan đ∙ rửa sạch được sàng rồi tản

rộng trên đ∙y chén Mẫu được dịch chuyển bên dưới một

bóng đèn sợi than Chiếu huỳnh quang sẽ giúp quan sát

được rõ ràng sự có mặt của dầu còn các khoáng vật khác

thì không thấy rõ Tiếp tục bỏ thêm vào chén một phần

dung môi và huỳnh quang Các dầu nhờn và diezel sử

dụng trong thiết bị khoan không thể hiện trên ánh huỳnh

quang

Sự kiểm tra có thể kết hợp việc phân tích dưới

kính hiển vi để đánh giá kết quả độ lỗ rỗng và để biết có

hay không có dầu xuất lộ từ lỗ rỗng hay các vi khe nứt

Hình 7.8 Hình ảnh của một microsol đo mật độ

7.3.3 Mật độ

Khi số lượng của sét trong mùn khoan tăng lên, một số mẫu sét tiêu biểu được chọn dùng để đo mật độ

Tại thực địa có hai cách làm: Từng

mẫu mùn khoan được đưa vào bên trong

cột chất lỏng có mật độ thay đổi theo

chiều cao ở bên trong cột chất lỏng đó

hạt mùn khoan sẽ dừng lại ở tại chiều cao

Đây là một dụng cụ dùng để xác

định khối lượng riêng của mùn khoan,

gồm một ống nhỏ đựng nước cất và một

chỉ phao trong nước Mùn khoan được

cân ở phía trên và phía dưới mặt nước để xác

định khối lượng và thể tích của mẫu và tính

được mật độ

Các kết quả xác định mật độ được dựng thành biểu đồ thay đổi mật độ sét theo chiều sâu (hình 7.9) Bình thường giá trị mật

độ sét tăng theo chiều sâu với một trend nào đó cho đến khi gặp một đới có dị thường áp suất thì hướng của trend cũng thay đổi Trên hình vẽ ta gặp đỉnh của đới dị thường áp suất ở chiều sâu 2560m Tại chiều sâu đó ta cũng thấy nhiệt độ

và “d-exp” thay đổi đột biến

Hình 7.10 Các đường biểu diễn kết

quả đo bằng áp kế CO 2

(Geoservice)

Hình 7.9 Một thí dụ đo mật độ sét và d exp

(tài liệu của Geoservice)

T 0

d exp

Đỉnh của đới dị thường

áp suất