Nghiên cứu lựa chọn đơn pha chế hợp lý của hệ ultradril khi khoan qua tầng sét hoạt tính

Đối với những địa tầng có nhiều sét hoạt động mạnh người ta phải sử dụng dung dịch khoan gốc dầu để hạn chế sự trương nở của sét, nhưng các hệ dung dịch khoan gốc dầu lại để lại các vấn

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN 3

MỞ ĐẦU 4

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN 5

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN 6

BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN 6

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ DUNG DỊCH KHOAN 8

1.1 Khái niệm và chức năng của dung dịch khoan 8

1.1.1 Khái niệm 8

1.1.2 Chức năng 8

1.1.2.1 Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan 8

1.1.2.2 Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngừng tuần hoàn 9

1.1.2.3 Làm mát, bôi trơn bộ dụng cụ khoan 10

1.1.2.4 Tạo phản áp giữ ổn định thành giếng khoan, tránh hiện tượng dầu-khí-nước vào giếng khoan 11

1.1.2.5 Sét hóa thành giếng khoan 11

1.1.2.6 Truyền năng lượng cho tua bin khoan 12

1.1.2.7 Các chức năng khác 13

1.2 Các tính chất của dung dịch khoan 13

1.2.1 Trọng lượng riêng (γ) 13

1.2.2 Độ thải nước (B) 14

1.2.3 Độ nhớt phễu (T) 14

1.2.4 Độ nhớt dẻo (PV) 14

1.2.5 Lực cắt động (YP) 14

1.2.6 Lực cắt tĩnh (θ) 15

1.2.7 Nồng độ pha rắn (Π %) 15

1.2.8 Độ pH 15

1.3 Thành phần và phân loại 15

1.3.1 Thành phần 15

1.3.2 Phân loại 17

1.4 Các phương pháp tuần hoàn dung dịch 18

1.4.1 Tuần hoàn thuận 19

1.4.2 Tuần hoàn nghịch 19

1.4.3 Tuần hoàn cục bộ 20

1.5 Gia công hóa học dung dịch khoan 20

1.5.1 Mục đích của gia công hóa học 20

1.5.2 Một số hóa phẩm điển hình trong gia công hóa học dung dịch khoan 20

2.1 Đặc điểm địa chất Việt nam 22

2.1.1 Mối liên hệ chung nhất giữa điều kiện địa chất và thiết kế hệ dung dịch khoan 22

CHƯƠNG 3: ĐẶC ĐIỂM CÁC HỆ DUNG DỊCH SỬ DỤNG RỘNG RÃI HIỆN NAY 30

3.1 Các hệ dung dịch thường sử dụng 30

CHƯƠNG 4: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN ĐƠN PHA CHẾ HỢP LÝ CỦA HỆ ULTRADRIL 34

4.1 Giới thiệu chung về hệ ultradril 34

4.1.1 Mô tả chung 34

4.1.2 Thành phần hệ và chức năng của các chất trong hệ 38

4.2 Nghiên cứu lựa chọn đơn pha chế hợp lý của hệ Ultradril 39

4.2.1 Nhiệm vụ và phương pháp nghiên cứu, cách pha chế một mẫu dung dịch khoan 39

4.2.2 Cách xác định và tính toán các thông số 41

4.2.2.1 Các thông số lưu biến 41

4.2.2.2 Độ thải nước ở điều kiện thường 42

4.2.2.3 Độ thải nước ở điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao 44

4.2.2.4 Độ PH 46

4.2.3 Kết quả thí nghiệm 47

4.2.3.1 Kết quả đo độ thải nước ở điều kiện thường 55

4.2.3.2 Đo độ thải nước ở điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao 56

4.2.3.3 Đo tính chất lưu biến của các đơn pha chế 57

4.2.4 Lựa chọn đơn pha chế hợp lý 60

KẾT LUẬN 61

TÀI LIỆU THAM KHẢO 62

LỜI CẢM ƠN

Em xin gởi lời cảm ơn chân thành đến lãnh đạo trường ĐH Bà Rại Vũng Tàu, ban chủ nhiệm khoa Hóa và Công Nghệ Thực Phẩm cùng lãnh đạo công ty TNHH Dung dịch khoan và dịch vụ giếng khoan – DMC WS đã quan tâm và tạo điều kiện tốt nhất cho em được thực tập và hoàn thành đồ án tốt nghiệp Cảm ơn Th.s Diệp Khanh và các kỹ sư công ty DMC-WS đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ và tạo điều kiện tốt nhất để em hoàn thành bản đồ án này

Do còn hạn chế về kinh nghiệm thực tế và thời gian thực tập có hạn, bản đồ án không tránh khỏi những thiếu sót Em rất mong được sự đóng góp ý kiến, phê bình và bổ sung của các thầy cô giáo trong bộ môn cùng toàn thể các bạn để bản đồ án được hoàn thiện hơn

Em xin chân thành cảm ơn!

Vũng Tàu, tháng năm 2014

Sinh viên

Bùi Trọng Nghĩa

dự án thường rất khiêm tốn (thường ch chiếm khoảng 3 đến 5% tổng giá trị dự án) Thực

tế cho thấy, gần một nửa số giếng khoan trên thế giới gặp phải sự cố là có liên quan tới dung dịch khoan và thường là một phần chi phí khá lớn phải chi cho khắc phục sự cố nà

h nh vì vậ , tu đã có lịch sử lâu đời và liên tục được nghiên cứu cải tiến, được chọn lọc bởi thực tế khoan đa dạng, các hệ dung dịch khoan vẫn đang được tiếp tục nghiên cứu hoàn thiện

Ở điều kiện địa chất Việt Nam và một số nơi trên thế giới thì phức tạp thường xuyên gặp phải là do sự trương nở của sét Đối với những địa tầng có nhiều sét hoạt động mạnh người ta phải sử dụng dung dịch khoan gốc dầu để hạn chế sự trương nở của sét, nhưng các hệ dung dịch khoan gốc dầu lại để lại các vấn để ô nhiễm môi trường, do đó việc tìm ra các hệ dung dịch khoan gốc nước mà có tính chất tương tự như một hệ dung dịch khoan gốc dầu là vô cùng quan trọng Chính vì thế công ty MI-swaco (Mỹ) đã nghiên cứu và tìm ra hệ Ultradril Ở Việt Nam hệ Ultradril cũng được nghiên cứu và phát triển bởi công ty TNHH MTV dung dịch khoan và dịch vụ giếng khoan – DMC WS thuộc tổng công ty dung dịch khoan DMC Việc tìm ra các hệ dung dịch khoan mới là vô cùng quan trọng, nhưng để đưa hệ dung dịch đó vào công tác khoan ở các khu vực có địa chất khác nhau thì công việc nghiên cứu, lựa chọn được đơn pha chế hợp lý cũng quan trọng không kém Do đó sau thời gian thực tập tại công ty DMC-WS em đã lựa chọn đề tài:

“Nghiên cứu lựa chọn đơn pha chế hợp lý của hệ Ultradril khi khoan qua tầng sét hoạt tính” làm đề tài tốt nghiệp

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN

3 Hình 2.2 Cột địa tầng khái quát từ Bắc tới Nam bể Sông

5 Hình 4.2 ơ chế ức chế sét của pol amine trong Ultrahib 36

10 Hình 4.7 Thiết bị đo độ thải nước API fluid loss 43

13 Hình 4.10 Đồ thị biểu diễn độ thải nước của các đơn pha chế ở

14 Hình 4.11 Đồ thị độ thải nước của các đơn pha chế ở nhiệt độ

15 Hình 4.12 Đồ thị t nh chất lưu biến của các đơn pha chế trước

16 Hình 4.13 Đồ thị các t nh chất lưu biến của các đơn pha chế sau

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN

1 1.1 Thành phần điển hình của một hệ dung dịch khoan

2 3.1 Thành phần và chức năng của các chất trong hệ

4 3.3 Thành phần và chức năng của các chất trong hệ

17 4.12 Độ thải nước của các đơn pha chế ở nhiệt độ cao, áp

18 4.13 T nh chất lưu biến của các đơn pha chế trước khi nung 57

19 4.14 T nh chất lưu biến của các đơn pha chế sau khi nung 59

BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN

STT Đơn vị Đơn vị tương tương

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ DUNG DỊCH KHOAN 1.1 Khái niệm và chức năng của dung dịch khoan

1.1.1 Khái niệm

Dung dịch khoan là loại dung dịch được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào giếng khoan và sau đó quay trở lại bề mặt trong công tác khoan

Dung dịch khoan có thể là chất lỏng hoặc khí:

- Dung dịch khoan là không khí;

- Dung dịch khoan dạng bọt;

- Dung dịch khoan là nước;

- Dung dịch khoan gốc dầu;

- Dung dịch khoan gốc polymer tổng hợp (olefin và este)

1.1.2 Chức năng

1.1.2.1 Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan

Đâ là nhiệm vụ ch nh, cơ bản nhất của dung dịch khoan Quá trình khoan là quá trình phá hủ đất đá nên hình thành các mùn khoan ở đá giếng, ngăn cản sự tiếp xúc giữa choòng khoan và đá giếng khoan, làm giảm khả năng phá hủ 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 choòng khoan, xuống đá giếng khoan và đưa mùn khoan lên bề mặt

Khả năng đưa mùn khoan ra khỏi giếng phụ thuộc vào: hình dạng, k ch 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 đá 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 qu ết 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 chả , tăng momen xoắn và rất khó để loại bỏ

1.1.2.2 Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngừng tuần hoàn

Trong quá trình khoan thường xuyên phải ngừng khoan để tiếp cần, thay 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 t nh lưu biến cao Dung dịch loại này khi ở trạng thái ên 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 k ch thước lớn nhất của các hạt mùn khoan không bị chìm trong loại nước rửa ấy

Xét một hạt mùn hình cầu đường k nh d đứng yên trong dung dịch

(1.4)

Mặt khác ứng suất tiếp tuyến tỷ lệ với ứng suất trượt tĩnh theo hệ số dạng hạt m:

1.1.2.3 Làm mát, bôi trơn bộ dụng cụ khoan

Trong quá trình khoan, dụng cụ phá đá bị nóng do nhiệt ở đá (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 kh 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 dụng cụ phá đá sẽ không đổi

Việc làm mát dụng cụ phá đá phụ thuộc lưu lượng, t nhiệt và nhiệt độ ban đầu của chất để rửa lỗ khoan Lưu lượng và t 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 qua , 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%

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

Mỗi lớp đất đá, v a khoáng sản, mỗi tầng chứa dầu, kh , nước nằm trong lòng đất đều có áp lực v a Pv của chúng (áp lực thủ 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 v a, các lớp đất đá hoặc các chất lưu từ v a đi vào lỗ khoan

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

(1.7) Trong đó:

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 v a) thì cấu trúc v a

bị phá vỡ làm biến dạng hoàn toàn v a

Mặt khác khi Ptt > Pvnước rửa đi vào khe nứt của đá vào v a làm giảm thể t ch 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 v a Trong trường hợp mất nước rửa mạnh, người ta dùng các hỗn hợp đông nhanh để khắc phục

1.1.2.5 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 vâ 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

1.1.2.6 Truyền năng lượng cho tua bin khoan

Đối với một số trường hợp khoan giếng định hướng có góc nghiêng lớn và khoan ngang, người ta sử dụng động cơ đá (tuabin hoặc động cơ thể t ch) Động cơ nà 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:

( )

=> Lượng nước rửa tăng lên t nhưng công suất của tuabin tha đổi rất nhiều

=> Tăng tiến độ khoan

- Ở má bơm có sự liên hệ: = pQ

Trong đó:

: Công suất của má bơm dung dịch

p: Áp lực ống thoát của má 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 ch nh dễ dàng nên tăng Q dễ dàng nhưng trong kỹ thuật khoan, do k ch thước các ống dẫn hạn chế nên khi Q tăng làm p giảm Tù theo độ bền của ống dẫn thủy lực, bơm và dụng cụ khoan mà p tăng đến trị số p < pmax do giá trị

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

lã

1.1.2.7 Các chức năng khác

1 Gây tác dụng lý hóa lên đất đá

Dung dịch khoan tuần hoàn qua cần khoan và choòng khoan với vận tốc lớn, động năng của dòng dung dịch sẽ phát hủ đất đá mềm yếu

Bản thân dung dịch khoan là một hỗn hợp các hóa chất, trong đó có các hóa chất làm thay đổi các tính chất của đất đá, làm giảm độ bền đất đá dẫn đến quá trình khoan được dễ dàng và nhanh hơn

2 Truyền dẫn thông tin địa chất

Dung dịch khoan sau khi tuần hoàn sẽ mang mùn khoan lên khỏi mặt đất, thông qua quan sát và nghiên cứu mùn khoan và dung dịch khoan sau khi tuần hoàn, ta có thể xác định được thông tin địa chất của giếng và của khu vực

3 Kiểm soát ăn mòn thiết bị

Choòng 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 đá 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 thêm 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

4 Hạn chế 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 qu 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 Các tính chất của dung dịch khoan

1.2.1 Trọng lượng riêng (γ)

Trọng lượng riêng của dung dịch là trọng lượng một đơn vị thể tích mà nó chiếm chỗ

Đơn vị: G/cm

Trọng lượng riêng là thông số quan trọng nhất của dung dịch, phụ thuộc vào thành phần, mật độ của các hóa phẩm có trong dung dịch γ có ảnh hưởng quan trọng đến quá trình khoan, vì vậy lựa chọn tỷ trọng dung dịch khoan hợp lý là công việc đầu tiên phải làm khi pha chế dung dịch khoan

Ở điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao B là 2 lần lượng nước thoát ra qua thiết bị lọc

có đường k nh Φ 3,75mm ở nhiệt độ 120°C chênh áp 500 at trong thời gian 30 phút

1.2.3 Độ nhớt phễu (T)

Độ nhớt phễu là thời gian chảy hết 946 ml dung dịch qua lỗ thoát của phễu tiêu chuẩn khi làm đầy 1.5 lít

Đơn vị: s

Độ nhớt phễu đặc trưng cho độ linh động của dung dịch, không mang ý nghĩa vật

lý và không cho biết đặc trưng cơ học, cấu truc dung dịch

Trong dung dịch gốc dầu thì nhũ tương nước trong dầu cũng hoạt động như một chất rắn do đó làm tăng PV

1.2.5 Lực cắt động (YP)

YP là khả năng cản trở dòng chả ban đầu của chất lỏng hoặc ứng suất cần thiết để làm chất lỏng chuyển động YP đặc trưng cho lực hút giữa các hạt keo trong dung dịch

Đơn vị: lb/100 ft2

Trong dung dịch khoan gốc nước, YP tăng trong các điều kiện sau:

- Nhiệt độ cao;

- Hàm lượng các chất ô nhiễm cao như O2, muối hoặc thạch cao khan;

- Gia công dung dịch bằng CaO hoặc NaOH

Trong dung dịch khoan gốc dầu, YP tăng trong các điều kiện sau:

- Gia công dung dịch bằng CaO và CO2, CaO sẽ phản ứng với CO2 tạo ra CaCO3 làm tăng YP;

- Trái với dung dịch gốc nước, nhiệt độ thấp sẽ làm tăng PV và YP trong dung dịch gốc dầu

1.2.8 Độ pH

Là độ axit ha bazơ của dung dịch, thể hiện độ hoạt động của ion H+ có trong dung dịch Độ pH có ảnh hưởng đến quá trình ăn mòn thiết bị khoan như choòng, cần khoan, ống chống…Độ pH càng thấp thì mức độ ăn mòn thiết bị càng cao

Độ pH của dung dịch có thể được xác định bằng chất ch thị hoặc các thiết bị điện

tử có sử dụng các điện cực chọn lựa pH như điện cực thủ tinh pH, điện cực h đro…

1.3 Thành phần và phân loại

1.3.1 Thành phần

Khi mới ra đời dung dịch khoan thường đảm đương t t nh năng và tập trung chủ yếu vào tải mùn khoan và tạo phản áp chống phun trào, giảm sập lở Lúc đó dung dịch hầu như được tự tạo từ nước và sét trong mùn khoan Sau này, do yêu cầu khoan sâu hơn,

khoan qua các địa tầng phức tạp, dễ xảy ra các sự cố nên dung dịch khoan đảm đương thêm các chức năng mới như ức chế, bảo vệ thành hệ, bôi trơn h nh vì thế dung dịch khoan tự tạo dần được thay thế bằng dung dịch sét Bentonite, các hóa phẩm phụ gia được

bổ sung vào dung dịch sét, các kiểu hệ dung dịch ức chế trong đó có ức chế sét ra đời Tiếp sau đó, do êu cầu bảo vệ thành hệ tốt hơn, bảo vệ tính chất tầng sản phẩm, tăng tốc

độ khoan cơ học các loại dung dịch trên cơ sở vật liệu pol mer được sử dụng rộng rãi Các hóa phẩm phụ gia trong các kiểu hệ này tiếp đó cũng được cải tiến để nâng cao tính năng của hệ dung dịch khoan như t nh lưu biến, t nh xúc biên, độ bền nhiệt, tăng cao hơn khả năng ức chế, khả năng bảo toàn tính chất v a sản phẩm

Xét về thành phần hạt thì một hệ dung dịch khoan gồm 2 phần cơ bản là môi trường phân tán và pha phân tán Môi trường phân tán có thể là dầu, nước, hoặc khí Pha phân tán gồm có sét và các hóa phẩm thêm vào để đảm nhiệm các chức năng nhất định

Ví dụ với một hệ dung dịch khoan gốc nước thì thành phần điển hình như bảng.1.1

Bảng 1.1: Thành phần điển hình của một hệ dung dịch khoan gốc nước

1 Nước sạch, nước biển hoặc nước kỹ thuật Môi trường phân tán

2 Chất tạo nhớt, tạo cấu trúc

(Sét Bentonite, Xanthan gum, CMC HV…)

Tạo t nh lưu biến, tính xúc biến

3 Chất điều ch nh pH

(NaOH, Na2CO3, NaHCO3 )

Điều ch nh pH

4 Chất giảm độ thải nước(CMC LV, PAC LV ) Giảm độ thải nước

6 Chất tăng trọng (BaSO4, CaCO3,…) Tăng trọng

Dung dịch khoan gốc nước còn có thể chứa nhiều cấu tử hơn so với bảng 1.1 (thành phần mở rộng) Chẳng hạn, trong một số trường hợp người ta dùng thêm chất ức chế ăn mòn thép, chất hoạt động bề mặt Trong một số trường hợp khác để thực hiện cùng một chức năng người ta dùng nhiều cấu tử hoá phẩm (chẳng hạn dùng nhiều loại

chất ức chế sét với các cơ chế khác nhau) Thế nhưng, về cơ bản thành phần tối thiểu luôn

có trong hệ dung dịch huyền phù gốc nước là 4 cấu tử đầu (nước sạch, nước kỹ thuật; chất tạo nhớt, tạo cấu trúc; chất điều ch nh pH và chất giảm độ thải nước)

- ăn cứ vào bản chất của chất tạo nhớt dung dịch khoan được phân thành dung dịch sét, dung dịch polymer, dung dịch silicat

- ăn cứ vào tỷ trọng, dung dịch khoan có thể được phân thành dung dịch tỷ trọng thường (Không sử dụng chất tăng trọng) và dung dịch khoan tỷ trọng cao (dung dịch khoan sử dụng chất tăng trọng) Dung dịch khoan có tăng trọng có thể được phân thành dung dịch tăng trọng hòa tan (Dùng nước muối các loại) và dung dịch tăng trọng bằng chất tăng trọng dạng rắn (BaSO4, Hematit, CaCO3 )

- ăn cứ vào khả năng ức chế sét, dung dịch khoan được phân thành dung dịch ức chế và dung dịch không ức chế Dung dịch ức chế lại có thể được phân loại theo tác nhân ức chế sử dụng như ức chế FCl, KCl, KCl/PHPA/Glycol, Silicat, Polymer silíc hữu cơ Dung dịch khoan ức chế cũng có thể được phân thành ức chế phân tán và ức chế không phân tán tùy vào việc có sử dụng cơ chế phân tán hay không

- ăn cứ vào hàm lượng chất rắn, dung dịch khoan có thể được phân thành dung dịch khoan có hàm lượng pha rắn thấp và dung dịch khoan hàm lượng pha rắn cao

- Theo các công đoạn trong thi công khoan, dung dịch khoan được phân biệt thành dung dịch khoan mở lỗ, dung dịch khoan cho công đoạn khoan tới nóc v a, dung dịch khoan mở v a, dung dịch hoàn thiện giếng

- Dung dịch khoan gốc dầu thường được dùng trong khoan qua tầng chắn sét của nóc v a, khoan vào v a sản phẩm vì t nh năng ưu việt trong ức chế sét và bảo toàn

tính chất v a sản phẩm ăn cứ vào dạng gốc dầu được sử dụng chúng lại được phân thành dung dịch từ dầu khoáng và dung dịch từ dầu tổng hợp

Để tiện lợi cho sử dụng, các hãng dịch vụ dung dịch khoan có các hệ từ đơn giản đến phức tạp để khoan qua các địa tầng khác nhau, khoan vào v a sản phẩm và dùng trong công tác hoàn thiện giếng

Như vậy, phân loại dung dịch khoan theo công đoạn khoan là phân loại gắn sát nhất với địa tầng và các thông số liên quan tới địa chất giếng (Điều kiện địa chất mà chúng ta nói tới ở đâ thường gồm: tính chất cơ-lý-hóa đá v a, nhiệt độ, áp suất cột địa tầng, lưu thể và áp suất trong không gian rỗng)

1.4 Các phương pháp tuần hoàn dung dịch

Có 3 phương pháp tuần hoàn chính là:

- Tuần hoàn thuận;

- Tuần hoàn nghịch;

- Tuần hoàn cục bộ

Hình 1.1 Các phương pháp tuần hoàn dung dịch

1.4.1 Tuần hoàn thuận

Ở phương pháp nà dòng dung dịch đi vào cột cần khoan, xuống choòng khoan sau đó đi vào khoảng không vành xuyến và lên mặt đất

Ưu điểm:

- Đơn giản, không cần thiết bị phức tạp;

- Nước rửa có tốc độ lớn nhưng chu ển động trong cần khoan nên không phá sự ổn định thành lỗ khoan;

- Tốc độ nước rửa lớn tạo áp lực phá hủ đất đá mềm dẫn đến tốc độ cơ học khoan cao;

- Không bị tắc cần, có thể khoan trong điều kiện mất dung dịch

Khuyết điểm:

- Tốc độ nâng mẫu chậm đối với lỗ khoan sâu và đường kính lớn;

- Dễ gây kẹt lắng mùn khoan khi ngừng tuần hoàn

- Do tiết diện cần khoan nhỏ nên tốc độ dòng nước rửa đi lên nhanh;

- Mùn khoan và mẫu cũng được nâng nhanh, có thể lấy mẫu liên tục;

- Va đập vào thành giếng khoan nhỏ

Khuyết điểm:

- Cần có thiết bị bít miệng giếng khoan;

- Không khoan được trong điều kiện mất nước;

- Cấu trúc bộ dụng cụ khoan phức tạp, dễ bị tắc cần khoan

Phương pháp nà thường dùng trong các giếng khoan đường kính nhỏ hay khoan qua cát, cát kết bị phong hóa

1.4.3 Tuần hoàn cục bộ

Ở phương pháp này dung dịch được bơm vào giếng khoan như trong phương pháp tuần hoàn thuận Trên cần khoan có gắn thêm thiết bị thu mùn khoan

Phương pháp nà được dùng trong trường hợp không thể rửa toàn bộ giếng khoan

ha để nâng cao t lệ lấy mẫu hoặc sau khi xảy ra hiện tượng rơi rớt thiết bịvào lòng giếng, choòng khoan bị mất răng cắt…

 Ưu điểm: Lượng tiêu hao dung dịch ít, cho tỷ lệ mẫu cao và không gây sặp lở do dung dịch

 Nhược điểm:

- Bị hạn chế bởi chiều sâu lỗ khoan;

- Tiêu hao công nâng hạ dụng cụ lớn;

- Thời gian làm việc của dụng cụ khoan trên đá bị gián đoạn

Ngoài 3 phương pháp tuần hoàn ch nh còn có phương pháp tuần hoàn hỗn hợp, là kết hợp của tuần hoàn thuận và nghịch Phương pháp nà tổng hợp được ưu điểm của tuần hoàn thuận và nghịch, khắc phục được những hạn chế của chúng Nhưng thiết bị của phương pháp nà phức tạp nên t được sử dụng

1.5 Gia công hóa học dung dịch khoan

1.5.1 Mục đích của gia công hóa học

Trong quá trình khoan nhiều khi gặp phải những điều kiện địa chất tha đổi phức tạp, hoặc sau khi tuần hoàn tính chất của dung dịch khoan tha đổi, lúc đó dung dịch khoan ban đầu không còn đáp ứng được yêu cầu của công tác khoan khi đó ta phải tiến hành gia công hóa học dung dịch khoan

Mục đ ch của gia công hóa học dung dịch khoan:

- Tạo dung dịch có tính chất phù hợp với điều kiện khoan;

- Khôi phục tính chất ban đầu của hệ dung dịch

1.5.2 Một số hóa phẩm điển hình trong gia công hóa học dung dịch khoan

- Barit và các quặng của barit: Do có trọng lượng riêng lớn nên barit và các quặng của barit được dùng làm chất làm nặng với hàm lượng nhỏ nhưng có thể tha đổi trọng lượng riêng của dung dịch lớn Trong dầu khí các chất làm nặng này hạn chế

sử dụng khi khoan qua tầng sản phẩm vì có thể làm nhiễm bẩn v a;

- CaCO3: là chất làm nặng phổ biến có thể làm nặng dung dịch ở mức trung bình, có thể sử dụng khi khoan qua v a sản phẩm trong khoan dầu khí;

- NaOH, KOH: là các chất tạo môi trường kiềm;

- NaCl, KCl, CaCl: là các chất ức chế sự trương nở của sét theo cơ chế hấp phụ trao đổi ion;

- DV-Cap LV: ức chế sét theo cơ chế màng bao bọc;

- DV-Hivis: chất tạo nhớt, tạo cấu trúc;

- DV-Pac LV: chất làm giảm độ thải nước

CHƯƠNG 2: KHÁI QUÁT ĐỊA CHẤT VIỆT NAM QUA BỂ SÔNG HỒNG 2.1 Đặc điểm địa chất Việt nam

2.1.1 Mối liên hệ chung nhất giữa điều kiện địa chất và thiết kế hệ dung dịch khoan

Trước khi thực hiện việc tổng hợp chung nhất về điều kiện địa chất Việt Nam - thông số điều kiện chi phối hướng nghiên cứu thiết lập các hệ dung dịch khoan, chúng ta cần tự hỏi: phải chăng điều kiện địa chất là ếu tố chi phối cho thiết kế DDK ?

Trên thực tế, trong tổng thể thiết kế thi công giếng khoan, thiết kế DDK luôn đi sau thiết kế cấu trúc giếng khoan Cấu trúc giếng và công đoạn khoan đặt ra yêu cầu đối với tính chất và thể tích DDK Thông số chính của DDK liên quan tới tải mùn khoan như: lưu lượng bơm, ứng suất trượt động giới hạn – YP, số đọc ở 3 vòng/phút, luôn được chọn trên

cơ sở đường kính giếng khoan Thông số về độ thải nước của DDK cũng phụ thuộc vào đường k nh công đoạn khoan Các thông số khác hoặc phụ thuộc vào YP, hoặc phụ thuộc vào áp suất v a, dạng địa tầng cần khoan qua vv Đối với giếng được thi công với công nghệ khoan giếng thân nhỏ thì số lượng cấp ống chống giảm đi, đường kính giếng trong các công đoạn cũng giảm đi, nên không ch thể tích DD giảm mà bài toán tải mùn khoan, giữ ổn định thành giếng cũng trở nên đơn giản và yêu cầu đối với tính chất DD cũng nhẹ

đi nhiều ( ác thông số như YP, số đọc ở 3 vòng/phút, t nh ức chế giữ ổn đinh thành giếng… không đòi hỏi cao) Về phần mình, thiết kế cấu trúc giếng lại phụ thuộc nhiều vào địa tầng cần khoan qua và công nghệ khoan được áp dụng Nói cách khác, điều kiện địa chất chính là yếu tố chi phối mạnh nhất tới thiết kế DDK

Thế nhưng, chúng ta cũng thừa nhận một thực tế là, với một kiểu địa tầng có thể sử dụng nhiều kiểu hệ DDK để khoan qua và khó chọn đâu là hệ đáp ứng tốt nhất Điều này

có thể giải th ch như sau:

1) Trong các công đoạn khoan đơn giản (khoan mở lỗ, khoan ở độ sâu còn chưa lớn trong những vùng địa chất không phức tạp) khi việc tải mùn khoan, ổn định thành giếng khoan dễ giải quyết thì không thể đánh giá được t nh ưu việt của các hệ DD được

sử dụng

2) Ch ở những công đoạn rất phức tạp như khoan qua v a sét dày nhạy cảm, rất dễ trương nở, sập lở, chúng ta mới có thể đánh giá một cách ch nh xác hơn t nh ưu việt của một kiểu DDK ức chế nào đó ( hẳng hạn, đối với vùng mỏ ch khi dùng hệ dung dịch dầu tổng hợp người ta mới có xác suất thành công cao trong khoan các giếng tại đó) òn lại, với điều kiện mức độ phức tạp tương đối nhẹ hơn, chúng ta có thể thể sử dụng nhiều

kiểu hệ DDK ức chế mà vẫn có thể khoan qua một cách an toàn Trong các trường hợp

nà , để phát hiện t nh ưu việt của kiểu hệ nào chúng ta cần có các đo đạc cụ thể về tình trạng thân giếng sau khi khoan

3) Trong một số trường hợp, trong những điều kiện cụ thể một hệ DDK ức chế nào

đó hoàn toàn có thể cho kết quả tương đương, thậm tr là khá hơn so với một số hệ DDK đang được sử dụng rộng rãi hơn Một số hệ DDK có t nh ưu việt, nhưng một trong những hóa phẩm pha chế nó thuộc loại không phổ biến trên thị trường, nên có phạm vi ứng dụng không rộng rãi và từ đó t tiếng tăm và t được nhà sử dụng hướng tới sử dụng chúng

Trong phần viết tiếp theo dưới đâ , chúng tôi tổng hợp những thông tin chung nhất

về cột địa tầng một số (4/8) bể trầm tích lớn ở Việt Nam, cấu trúc giếng khoan được chọn cho các cột địa tầng đó và các điều kiện địa chất về nhiệt độ, áp suất có ảnh hưởng chi phối tới nghiên cứu, thiết kế dung dịch khoan

2.1.2 Một số thông tin chung về cột địa tầng một số bể trầm tích ở Việt Nam liên quan tới chọn cấu trúc giếng khoan và thông số dung dịch khoan

Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam được bắt đầu từ đầu những năm60 của thế kỷ 20 Kết qủa công tác tìm kiếm thăm dò trong thời gian qua đã xác định được các bể trầm t ch Đệ tam ở đất liền, thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế như các bể: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam ôn Sơn, Mala - Thổ hu, Tư h nh-Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa, trong đó các bể: Cửu Long, Nam ôn Sơn, Malay-Thổ Chu và Sông Hồng gồm cả phần đất liền (Miền võng Hà Nội) đã phát hiện và đang khai thác dầu khí (Hình 1.2) Tuy nhiên do vị tr , cơ chế tạo bể và các yếu tố địa động lực ảnh hưởng đến quá trình hình thành và phát triển các bể khác nhau nên chúng có đặc điểm cấu trúc, địa tầng trầm t ch cũng như đặc điểm nhiệt độ, áp suất phân bố khác nhau Nhìn chung các bể trầm t ch nêu trên đều có một lịch sử phát triển địa chất từ Eoxen/hoặc Oligoxen đến nay với xu hướng tách giãn chiếm ưu thế trong Paleoxen cho đến Oligoxen hoặc có nơi đến Mioxen sớm với mặt cắt đặc trưng gồm những tập lớn bắt đầu bằng trầm tích lục địa, chuyển dần sang ven bờ, rồi đến các trầm tích biển nông có thềm cacbonat, cho đến sét kết biển sâu Từ cuối Mioxen giữa-muộn các bể Đệ tam trải qua sự nén ép nhẹ đến mạnh dẫn đến sự nghịch đảo ở một số vùng (bể Nam ôn Sơn, Sông Hồng …) hình thành các đứt gẫ cũng như bào mòn trầm t ch Dưới đâ ch nêu tóm lược đặc điểm địa chất của các bể đã có khoan thăm dò, phát hiện và đang khai thác dầu khí

2.2 Bể Sông Hồng

Theo tài liệu khoan và địa chấn, trầm t ch Đệ tam bể Sông Hồng có chiều dầy thay đổi lớn từ vài trăm mét ở vùng rìa cho đến trên 10 km ở vùng trung tâm và với sự tha đổi thành phần thạch học phức tạp từ trầm tích lục nguyên chứa than ở phần Bắc sang trầm tích lục nguyên và cacbonat ở phần Nam của bể (Hình 2.2)

Ở phần ngoài khơi ph a Nam bể Sông Hồng, đã gặp đá móng biến chất Mesozoi rắn chắc

ở giếng khoan 115-A-1X, giếng khoan 112-BT-1X đã gặp đá dolomit tuổi Devon Qua các tài liệu hiện có dự đoán đá móng của khu vực này có thể là các đá cacbonat nứt nẻ Meso-Paleozoi, đá biến chất và t hơn là các đá magma xâm nhập

2.2.2 Trầm tích Paleogen

Trầm tích Eoxen

Tại vùng Tây Bắc bể Sông Hồng trầm tích Eoxen (hệ tầng Phù Tiên) được phát hiện ở giếng khoan 104 Phù Cừ (3544-3860m) gồm các tập cát kết hạt thô màu đỏ xen kẽ với cuội kết và bột sét kết dạng khối rất rắn chắc Ở ngoài khơi vịnh Bắc Bộ hệ tầng Phù Tiên đã được phát hiện ở GK 107-PA-1X (3,050-3,535 m) với cuội kết có k ch thước nhỏ xen với cát kết, sét kết màu xám, màu nâu có các mặt trượt hoặc bị phân phiến mạnh

Hình 2.1 - Các bể trầm tích Đệ tam ở Việt Nam

Hình 2.2 - Cột địa tầng khái quát từ Bắc tới Nam bể Sông Hồng

Trầm tích Oligoxen

Các thành tạo Oligoxen (hệ tầng Đình ao) đã được mở ra ở giếng khoan 104 Phù

Cừ tại chiều sâu từ 2396-3544m và ở một số giếng khoan khác thuộc miền võng Hà Nội với đặc trưng ở phần đá của hệ tầng là các trầm tích cát kết xen các lớp kẹp cuội kết dạng puđing, sạn kết chuyển lên trên là các lớp bột kết, sét kết xen kẽ nhau chiếm chủ yếu

ở phần nóc của hệ tầng Ở các giếng khoan 203, 81, 204, 200 các trầm tích bị vò nhàu và dốc đứng đến 80o so với thân giếng khoan Cát kết có màu xám trắng đến xám nhạt, hạt mịn tới trung, đôi chỗ hạt thô, có chỗ chuyển dần sang bột kết, gắn kết rắn chắc Xi măng cacbonat và sét chiếm tỷ lệ rất cao (~41%) gồm phần lớn canxit, t siderit, xi măng sét với thành phần gồm ilit, kaolinit và clorit Thành phần hạt vụn chủ yếu là thạch anh (29.4- 62.0%), feldfspar (8.2-15.4%) và it mảnh đá các loại (5,2-11,8%) gồm đá phun trào, silic, phiến sét, quaczit/ microquaczit và ít mảnh đá vôi Sét kết có màu xám trắng, xám tro đến xám xanh nhạt, đôi chỗ có xen các dải mỏng vật chất hữu cơ mầu nâu đen, chứa ít cacbonat, cấu tao khối đến bán khối, đôi chỗ chứa bột, từng phần chuyển thành bột kết, gắn kết rắn chắc, nhưng khi gặp nước bị trương nở mềm dẻo nên có thể gây ra phức tạp trong khi khoan (giếng 106HR-1X bị kẹt ở độ sâu 3256m) Chiều dầy các tập sét dao động từ vài mét đến 60m Về phía Nam bể Sông Hồng trầm tích Oligoxen (hệ tầng Bạch Trĩ) được mở ra ở GK 112-BT-1X (3.667-3.936m), chủ yếu được thành tạo trong các trũng sâu của khu vực Thành phần chủ yếu bột kết xen các lớp sét kết và cát kết hạt nhỏ đến vừa gắn kết rắn chắc bằng xi măng sét, cacbonat, phát triển xuống phía Nam ở giếng khoan114-KT-1X hệ tầng có thành phần cát kết nhiều hơn và xen các lớp sét kết, cá biệt

có chỗ xen kẹp những v a than mỏng (GK118-CVX-1X)

Trầm tích Mioxen

Trầm tích Mioxen ở miền võng Hà Nội và phần Tây Bắc bể Sông Hồng được chia thành 3 hệ tầng: Phong hâu (Mioxen dưới), Phù Cừ (Mioxen giữa) và Tiên Hưng (Mioxen trên) Ở phía Nam của bể các trầm t ch Mioxen được chia ra các hệ tầng Sông Hương (Mioxen dưới), Tri Tôn (Mioxen giữa) và Quảng Ngãi (Mioxen trên)

Trầm tích Mioxen dưới

Trầm tích Mioxen dưới (hệ tầng Phong hâu) được mở ra từ 1.820-3.000m ở giếng khoan 100 xã Phong Châu-Thái Bình được đặc trưng bởi sự xen kẽ liên tục giữa những lớp cát kết hạt vừa, hạt nhỏ, màu xám trắng, xám lục nhạt gắn kết rắn chắc với những lớp cát bột kết phân lớp rất mỏng tạo thành các cấu tạo dạng mắt, thấu kính, gợn

sóng và được gọi là các đá “dạng sọc” Hệ tầng Phong Châu phát triển ra vịnh Bắc Bộ với

sự xen kẽ giữa các lớp cát kết, cát bột kết và sét kết chứa dấu vết than hoặc đá vôi mỏng (GK 103-TH-1X, 103-HOL-1X) Cát kết có thành phần chủ yếu là thạch anh 31,6-32,4%, feldspar 9,4-12,8%, it mica, các mảnh đá khác nhau 15,4-16,6% gồm phun trào, đá phiến sét, quaczit/ microquaczit, mảnh đá vôi gặp với tỷ lệ t hơn Xi măng cacbonat và sét chiếm tỷ lệ rất cao (25%- 37,4%) gồm phần lớn canxit, t siderit, xi măng sét với thành phần gồm ilit, kaolinit và clorit Sét kết có cấu tạo khối, đôi chỗ phân lớp mỏng, chứa vật chất hữu cơ màu nâu, chứa rất nhiều cacbonat đôi chỗ chuyển thành các mạch canxit mỏng màu trắng phớt vàng, độ cứng từ cứng vừa đến cứng, trương nở thành mềm bở khi gặp nước Chiều dày của các tập sét dao động từ vài mét đến hàng trăm mét Về phía Nam

bể Sông Hồng, từ lô 117-121, trầm tích Mioxen có đặc điểm khác hẳn so với vùng Tây Bắc của bể Trầm t ch Mioxen dưới (hệ tầng Sông Hương) có thành phần thạch học chủ yếu gồm sét bột kết rắn chắc chứa vôi, vụn than, xen các lớp cát kết rất mỏng, đặc biệt

th nh thoảng có xen kẽ các lớp đá vôi nhất là phần trên của mặt cắt (trong khoảng 2.925 m) với bề dầ có nơi đạt tới 25m, còn trên đới nâng Tri Tôn đã gặp đá vôi và dolomit ở phần trên của địa tầng (GK.118-CVX-1X,119-CH-1X) và còn có mặt các đá núi lửa trong và ngay cạnh địa hào Quảng Ngãi như GK 121-CM-1X

2.437-Trầm tích Mioxen giữa

Trầm tích Mioxen giữa (hệ tầng Phù Cừ) phát triển ở MVHN và ra vịnh Bắc Bộ với thành phần trầm tích gồm cát kết, sét bột kết, than và đôi chỗ gặp các lớp mỏng cacbonat (GK 103TH-1X, GK 107-PA-1X) Cát kết có thành phần chủ yếu là thạch anh 26,4- 40,2%, feldspar 5,8-15,2%, ít mica, các mảnh đá khác nhau 2,0-22,6% Xi măng gắn kết là cacbonat và sét chiếm tỷ lệ rất cao (~44.4%) gồm phần lớn canxit, ít siderit, xi

măng sét với thành phần gồm ilit, kaolinit và clorit Sét kết cứng đến mềm bở, dễ trương

nở, chứa cacbonat, dạng khối hay bán phân lớp, từng phần chứa bột-cát mịn, đôi chỗ chứa ít vật chất hữu cơ hiều dày các tập sét dao động từ 1m đến trên 10m Một số v a than chủ yếu có trong Phù Cừ II, chiều dầy có v a tới trên 10m với đặc điểm ròn, dễ vỡ gây sập lở thành giếng khoan Về phía Nam, trầm tích Mioxen giữa có đặc điểm khác nên được gọi là hệ tầng Tri Tôn với đặc trưng trầm tích cacbonat thềm dầy tới hàng trăm mét, cấu trúc thường dạng khối, ít phân lớp, chúng có độ cứng trung bình, đôi chỗ rắn chắc Phát triển xuống trũng Huế và địa hào Quảng Ngãi, hệ tầng Tri Tôn chuyển sang trầm tích

lục ngu ên trong đó sét bột kết chiếm ưu thế, xen ít cát, chứa vôi, gắn kết trung bình đến cứng

Trầm tích Mioxen trên

Trầm tích Mioxen trên (hệ tầng Tiên Hưng) phát triển ở MVHN và ra vịnh Bắc Bộ với thành phần trầm tích gồm cát kết, ở phần trên thường là cát kết hạt thô và sạn sỏi kết, sét kết, bột kết, xen các v a than lignit Mức độ chứa than phổ biến nhiều ở MVHN (15-18 nhịp), nhưng giảm đi rõ rệt theo hướng ra vinh Bắc bộ Các lớp cát kết thường phân lớp

dầ đến dạng khối, gắn kết trung bình đến kém bằng xi măng cacbonat và sét Ở phía Nam của bể trầm tích Mioxen trên (hệ tầng Quảng Ngãi) chủ yếu là sét, sét kết và xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết và đá vôi, càng về phía Tây (thềm Đà Nẵng) trầm tích có hạt thô dần và xen kẽ nhiều thể phun trào Sét kết dạng khối, gắn kết trung bình đến rắn chắc Bột kết phân lớp dầ đến dạng khối, xi măng là sét và cacbonat át kết thành phần chủ yếu là thạch anh, xi măng là sét, cacbonat Đá vôi thường là các lớp kẹp mỏng, đôi chỗ dầy tới 2m (GK.120-CS-1X), chứa sét, bột, cứng vừa cho đến chắc

Trầm tích Plioxen-Đệ Tứ

Trầm tích Plioxen-Đệ tứ ở phía Bắc bể Sông Hồng gồm các hệ tầng Vĩnh Bảo (Plioxen), Hải Dương và Kiến Xương (Đệ tứ), ở phía Nam là hệ tầng Biển Đông Hệ tầng Vĩnh Bảo bao gồm chủ yếu là cát hạt mịn, phân lớp dầ , đôi nơi có những thấu kính hay lớp kẹp cuội sạn xen kẽ, phần trên mặt cắt thành phần bột tăng dần Đá bở rời do chưa gắn kết hoặc gắn kết yếu Trầm t ch Đệ tứ bao gồm cuội, sạn, cát bở rời ở phần dưới (hệ tầng Kiến Xương) chu ển lên là cát, bột, sét và một số nơi thuộc MVHN có than bùn (hệ

tầng Hải Dương) Sét màu xám, xám phớt lục, mềm, dẻo, gắn kết yếu, dạng vô định hình,

dính, dẻo, dễ rửa trôi, chứa ít cácbonat, phân lớp mỏng, nằm ngang, đôi chỗ có mùn thực vật trên mặt lớp Ở phía Nam bể Sông Hông hệ tầng Biển Đông có thành phần thạch học chủ yếu là sét, bột, sét vôi mềm và cát bở rời hạt mịn đến trung bình, càng gần bờ trầm

t ch có độ hạt thô dần và đôi chỗ có mặt các đá phun trào Nhìn chung các trầm tích Plioxen-Đệ tứ rời rạc hoặc gắn kết yếu nên rất dễ gây sập lở thành giếng khoan Mức độ gắn kết tăng theo chiều sâu, xi măng chủ yếu là sét, cacbonate

CHƯƠNG 3: ĐẶC ĐIỂM CÁC HỆ DUNG DỊCH SỬ DỤNG RỘNG RÃI HIỆN

NAY 3.1 Các hệ dung dịch thường sử dụng

Thành phần thạch học chủ yếu ở khu vực bồn trũng cửu long là sét, nên các hệ dung dịch khoan được sử dụng ở khu vực này chủ yếu là các hệ có tính chất ức chế sét như:

+ Hệ KCl/Polymer: Hệ có tính ức chế sét trung bình, dùng để khoan chủ yếu phân đoạn Miocen thượng và trung nơi có các lớp sét mỏng, hoạt tính Dung dịch KCl/Polymer

có giá thành thấp, khả năng chịu nhiệt kém, nên ch áp dụng cho những vùng địa chất nông và ít phức tạp Thành phần cơ bản và chức năng của các chất trong hệ KCl/Polymer được cho trong bảng 3.1

Bảng 3.1 Thành phần và chức năng của các chất trong hệ KCl/Polymer

Việt-Bảng 3.2 Đơn pha chế cơ bản của hệ FCL-AKK

+ Hệ KCl-PHPA-Glycol: Là hệ được sử dụng rất phổ biến không ch ở Việt Nam

mà còn ở nhiều nước trên thế giới Hệ có tính ức chế tương đối tốt nhờ sự kết hợp 3 nhân

tố ức chế chính: KCl, PHPA (Partially Hydrolized Polyacrylamide) và Polyalkylene Glycol Tuy nhiên, hệ KCl-PHPA-Gl col có nhược điểm là dễ gây bít sàng rung dẫn đến trào dung dịch do PHPA bám vào mặt sàng Bên cạnh đó, mức độ chịu nhiệt và độ thải nước ở nhiệt độ cao của hệ cũng bịhạn chế,đòi hỏi bổ sung thêm một số chất giảm độ thải nước và ức chế sét ở nhiệt độ cao

Bảng 3.3 Thành phần và chức năng của các chất trong hệ KCl-PHPA-Glycol

7 CaCO3 F/M Chất bít nhét