ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU, THIẾT KẾ, ĐÁNH GIÁ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ SÉT CHO GIẾNG KHOAN ĐỊNH HƯỚNG Ở MỎ BẠCH HỔ

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: Mang lại cái nhìn tổng quan về các sự cố phức tạp khi thi công giếng khoan có góc nghiêng lớn vào địa tầng có nhiều sét trương nở. Đưa ra các giải pháp hỗ trợ làm sạch giếng khi thi công các giếng khoan có góc nghiêng lớn.

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

Sinh viên thực hiện: Phan Thanh Nhân

Chuyên ngành: Khoan – khai thác MSSV: 04PET110013

Lớp: K4-KKT

Khóa: 2014-2019 Người hướng dẫn: ThS Nguyễn Hữu Trường

KS Vũ Văn Hưng

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

Sinh viên thực hiện: Phan Thanh Nhân

Chuyên ngành: Khoan – khai thác MSSV: 04PET110013

Lớp: K4-KKT

Khóa: 2014-2019 Người hướng dẫn: ThS Nguyễn Hữu Trường

KS Vũ Văn Hưng

ĐỒ ÁN ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

Người hướng dẫn chính: ThS Nguyễn Hữu Trường

Người hướng dẫn phụ: KS Vũ Văn Hưng

Người chấm phản biện: ThS Nguyễn Hữu Tài

Đồ án được bảo vệ tại:

HỘI ĐỒNG CHẤM ĐỒ ÁN TỐT NGHỆP TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

Ngày 30 tháng 07 năm 2019

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

1 Tên Đồ án tốt nghiệp: Nghiên cứu, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế

sét cho giếng khoan định hướng ở mỏ Bạch Hổ

2 Nhiệm vụ: Thiết kế đơn dung dịch khoan cho một giếng khoan có góc nghiên lớn

đã khoan ở mỏ Bạch Hổ Đánh giá và so sánh dung dịch được thiết kế với dung dịch khoan sử dụng trong thực tế Nhận xét những khó khăn, hạn chế còn tồn tại trong thực

tế và đề xuất giải pháp khắc phục cho những hạn chế còn tồn tại

3 Ngày giao Đồ án tốt nghiệp: ngày 08 tháng 04 năm 2019

4 Ngày hoàn thành Đồ án tốt nghiệp: ngày 19 tháng 07 năm 2019

5 Họ tên người hướng dẫn:

- Người hướng dẫn chính: ThS Nguyễn Hữu Trường

- Người hướng dẫn phụ: KS Vũ Văn Hưng

Bà Rịa – Vũng Tàu, ngày tháng năm

HIỆU TRƯỞNG TRƯỞNG PHÒNG ĐÀO TẠO TRƯỞNG KHOA

s

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan những kết quả nghiên cứu được trình bày trong đồ án này là hoàn toàn trung thực, không vi phạm bất cứ điều gì trong luật sở hữu trí tuệ và phát luật Việt Nam Nếu sai, chúng tôi sẽ hoàn toàn chịu trách nhiệm trước pháp luật

TÁC GIẢ ĐỒ ÁN

(Ký và ghi rõ họ tên)

Phan Thanh Nhân

Tên đồ án: “Nghiên cứu, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế sét cho giếng

khoan định hướng ở mỏ Bạch Hổ” Đồ án có tổng cộng 91 trang nội dung được trình

bày thành 3 chương:

Chương 1: Cơ sở lý thuyết: Gồm 50 trang, trình bày các kiến thức tổng quan về chức năng, tính chất… của dung dịch khoan; cấu tạo khoáng vật sét, cơ chế trương nở và cơ chế ức chế trương nở của sét; tổng quan về công nghệ khoan định hướng

Chương 2: Khái quát đặt điểm và cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ: Gồm 7 trang, trình bày khái quát về vị trí địa lý, điều kiện tự nhiên, tính chất thạch học, mặt cắt địa tầng… và lịch sử tìm kiếm thăm dò trong khu vực mỏ Bạch Hổ

Chương 3: Kết quả nghiên cứu, thảo luận: Gồm 34 trang, trình bày chi tiết kết quả nghiên cứu của tác giả về việc lựa chọn, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế sét cho giếng khoan 9002B So sánh dung dịch đã thiết kế với dung dịch được sử dụng trong thực tế Nhận xét những khó khăn trong quá trình thực tế thi công giếng khoan 9002B, đưa ra những biện pháp hỗ trợ và đề xuất giải pháp cho khó khăn đang mắc phải Đánh giá kết quả thử nghiệm của giải pháp được đề xuất khi ứng dụng vào thực tế

Chapter 2: Overview of characteristics and geological structure of Bach Ho field: Has 7 pages, presents an overview of location, natural conditions, lithological properties, stratigraphic section and history of exploration and exploration in White Tiger oil field

Chapter 3: Results of research and discussion: Has 34 pages, Detailed presentation of the author's research results on selection and evaluation of drilling fluid solution for well 9002B Compare the prepared solution with the solution used in practice Receiving difficulties in the process of actual construction of drilling well 9002B, offering support measures and proposing solutions to the difficulties that are facing Evaluation of test results of the tournament must be proposed in practice

LỜI CẢM ƠN

Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, tôi xin gửi đến các thầy cô thuộc khoa Dầu Khí – Trường Đại học Dầu khí Việt Nam, đặc biệt là các thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai thác dầu khí lời cảm ơn chân thành vì đã đem tri thức và tâm huyết của mình để truyền đạt cho chúng tôi những kiến thức quý báu, những kinh nghiệm bổ ích cùng những bài học quan trọng về cuộc sống để chúng tôi có đầy đủ tri thức và kỹ năng để phục vụ công việc của mình trong tương lai

Tôi cũng xin cảm ơn đến ThS Nguyễn Hữu Trường – giảng viên trường Đại học Dầu khí Việt Nam, thầy đã tận tâm truyền dạy những kiến thức bổ ích cho chúng tôi trên giảng đường và cũng là người hướng dẫn, giúp đỡ, giải đáp thắc mắc trong quá trình thực hiện đồ án này

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn ban lãnh đạo và các bác, các anh chị trong viện NCKH

&TK Dầu khí biển (NIPI), đặc biệt là bác Vũ Văn Hưng và các anh chị làm việc ở phòng thí nghiệm dung dịch và công nghệ giếng khoan đã giúp đỡ, chỉ bảo và hướng dẫn tận tình, tạo điều kiện thuận lợi nhất để tôi có thể hoàn thành tốt đồ án này

Sau cùng tôi xin kính chúc quý thầy cô Trường Đại học Dầu khí Việt Nam và toàn thể anh chị trong viện NCKH & TK Dầu khí biển được dồi dào sức khỏe và thành công trong công việc

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN I TÓM TẮT ĐỒ ÁN II ABSTRACK III LỜI CẢM ƠN IV MỤC LỤC V DANH MỤC HÌNH ẢNH VIII DANH MỤC BẢNG BIỂU X

DANH MỤC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT XI

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT 1.1 Tổng quan về dung dịch khoan và các chức năng 3

1.1.1 Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan lên bề mặt 3

1.1.2 Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần hoàn 4

1.1.3 Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ 4

1.1.4 Giữ ổn định và gia cố thành giếng khoan 5

1.1.5 Khống chế sự xâm nhập của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng 6

1.1.6 Hỗ trợ phá hủy đất đá 7

1.1.7 Truyền năng lượng cho động cơ đáy 7

1.1.8 Truyền dẫn thông tin địa chất lên bề mặt 8

1.1.9 Kiểm soát sự ăn mòn 8

1.1.10 Đảm bảo đầy đủ cho công tác đánh giá thành hệ 9

1.1.11 Hỗ trợ giảm tải trọng của bộ khoan cụ và ống chống lên móc câu 10

1.2 Các thông số của dung dịch khoan 10

1.2.1 Khối lượng riêng/tỷ trọng 10

1.2.2 Tính lưu biến của dung dịch khoan 11

1.2.2 Độ thải nước 18

1.2.3 Hàm lượng cát 19

1.2.4 Độ pH 20

1.2.5 Độ ổn định (C) 20

1.2.6 Độ lắng ngày đêm 20

1.3 Phân loại dung dịch khoan 20

1.3.1 Dung dịch khoan gốc nước 21

1.3.2 Dung dịch khoan gốc dầu 22

1.3.3 Dung dịch khoan là nhũ tương 23

1.3.4 Dung dịch khoan là không khí, chất bọt và dung dịch bọt gốc nước 23

1.4 Các hóa phẩm chính để pha chế dung dịch khoan và chức năng liên quan 24

1.4.1 Chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt 24

1.4.2 Chất tăng tỷ trọng 24

1.4.3 Chất ức chế sét 25

1.4.4 Chất bôi trơn 25

1.4.5 Chất giảm độ thải nước 25

1.4.6 Chất tăng độ pH 26

1.4.7 Chất diệt khuẩn 26

1.5 Một số hệ dung dịch khoan sử dụng ở Vietsovpetro 26

1.5.1 Hệ dung dịch polymer sét 26

1.5.2 Hệ ức chế Lignosulfonat - KCl/FCL 26

1.5.3 Hệ dung dịch polymer ức chế KCl/Glycol/IDcap 26

1.5.4 Hệ dung dịch Ultradril 27

1.5.5 Hệ dung dịch KGAC/KGAC Plus 27

1.6 Các cơ chế ức chế sét của dung dịch khoan 28

1.6.1 Thành phần khoáng vật và cấu trúc của sét 28

1.6.2 Sự trương nở và hydrat hóa sét 34

1.6.3 Cơ sở khoa học để nâng cao khả năng ức chế sét 35

1.7 Các thí nghiệm liên quan 38

1.7.1 Thí nghiệm xác định tỷ trọng 38

1.7.2 Thí nghiệm đo lưu biến 42

1.7.3 Thí nghiệm đo độ thải nước API 44

1.7.4 Thí nghiệm đo độ nhớt phễu 47

1.8 Tổng quan về giếng khoan định hướng 48

1.8.1 Giới thiệu 48

1.8.2 Ứng dụng 49

CHƯƠNG 2 KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM VÀ CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT CỦA MỎ BẠCH HỔ 2.1 Vị trí địa lý và điều kiện tự nhiên 54

2.2 Tính chất thạch học và mặt cắt địa tầng 55

2.3 Điều kiện nhiệt độ, áp suất giếng khoan, sơ lược đặc tính của dầu và nước vỉa 57

2.4 Lịch sử tìm kiếm, thăm dò trong khu vực 58

CHƯƠNG 3 KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU VÀ THẢO LUẬN 3.1 Tổng quan về giếng 9002B 60

3.2 Thiết kế và đánh giá chất lượng dung dịch cho giếng khoan 9002B 63

3.2.1 Mô tả địa tầng khoan qua 63

3.2.2 Chọn hệ dung dịch tương ứng cho mỗi đoạn khoan 65

3.2.3 Đánh giá tính chất và khả năng ức chế của hệ dung dịch KCl/FCL và KGAC trong phòng thí nghiệm 69

3.3 Thực tế thi công giếng khoan 9002B 80

3.4 Công nghệ làm sạch các GK góc nghiêng lớn bằng việc bơm quét các tập dung dịch quét tỷ trọng cao độ nhớt thấp 86

3.5 Kết quả áp dụng công nghệ làm sạch giếng khoan góc nghiên lớn 90

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 93

TÀI LIỆU THAM KHẢO 95

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Dung dịch khoan vận chuyển mùn khoan ở đáy giếng [2] 3

Hình 1.2 Quá trình hình thành vỏ mùn trên thành giếng [3] 5

Hình 1.3 Động cơ đáy [4] 8

Hình 1.4 Truyền thông tin địa chất lên bề mặt [6] 9

Hình 1.5 Sự thay đổi của độ nhớt theo tỷ lệ trượt [7] 11

Hình 1.6 Phễu đo độ nhớt Marsh funnel viscosity 13

Hình 1.7 Khoảng PV đề nghị theo tỷ trọng dung dịch khoan [8] 14

Hình 1.8 Khoảng giá trị YP tối ưu theo tỷ trọng dung dịch [8] 16

Hình 1.9 Khả năng tạo Gel của mỗi loại bền Gel theo thời gian [3] 18

Hình 1.10 Cấu trúc tứ diện Silic [10] 29

Hình 1.11 Cấu trúc bát diện nhôm [10] 30

Hình 1.12 Cấu trúc phân lớp của sét [10] 31

Hình 1.13 Cấu trúc tinh thể của khoáng vật sét Montmorillonite [10] 32

Hình 1.14 Cấu trúc khoáng vật sét Kaolinite [10] 33

Hình 1.15 Cấu trúc khoáng vật sét Illite [10] 34

Hình 1.16 Sơ đồ trao đổi cation có kích thước khác nhau với khoáng vật sét [10] 36

Hình 1.17 Ức chế sét theo cơ chế màng bao bọc [10] 38

Hình 1.18 Bộ cân tỷ trọng không gia áp 39

Hình 1.19 Bộ cân tỷ trọng có gia áp 40

Hình 1.20 Máy đo lưu biến V-G meter 42

Hình 1.21 Thiết bị đo độ thải nước API 44

Hình 1.22 Sơ đồ thiết bị thân chứa mẫu 45

Hình 1.23 Lớp vỏ mùn 46

Hình 1.24 Thước kẹp 47

Hình 1.25 Phễu đo độ nhớt (do Nga sản xuất) 48

Hình 1.26 Giếng khoan phát triển mỏ [4] 50

Hình 1.27 Giếng khoan giải vây [4] 50

Hình 1.28 Giếng khoan sidetrack [4] 51

Hình 1.29 Giếng khoan qua vỉa có vị trí bề mặt khó tiếp cận [4] 52

Hình 1.30 Giếng khoan qua đứt gãy [4] 52

Hình 1.31 Giếng khoan qua vòm muối [4] 53

Hình 2.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ [11] 54

Hình 3.1 Quỹ đạo thiết kế của giếng khoan 9002B [12] 61

Hình 3.2 Quá trình sa lắng hạt mùn khoan [13] 62

Hình 3.3 Cấu tạo địa tầng giếng 9002B khoan qua [12] 64

Hình 3.4 Cốc chứa dung dịch và máy khuấy 71

Hình 3.5 Máy nén và khuôn tạo mẫu sét 76

Hình 3.6 Mẫu sét đã được nén 77

Hình 3.7 Máy đo độ trương nở của sét Swell meter 78

Hình 3.8 Khuôn chứa mẫu của máy Swell meter 78

Hình 3.9 Biểu đồ thể hiện sự trương nở của sét trong các dung dịch khác nhau 79

Hình 3.10 Biểu đồ so sánh tỷ trọng dung dịch 81

Hình 3.11 Biểu đồ so sánh độ nhớt dung dịch 81

Hình 3.12 Biểu đồ so sánh giá trị V6 của dung dịch 82

Hình 3.13 Biểu đồ so sánh độ thải nước của dung dịch khoan 83

Hình 3.14 Biểu đồ so sánh giá trị gel 1’ 84

Hình 3.15 Biểu đồ so sánh giá trị gel 10’ 84

Hình 3.16 Biểu đồ so sánh giá trị độ nhớt dẻo 85

Hình 3.17 Biểu đồ so sánh giá trị ứng lực cắt động 85

Hình 3.18 Sự phân bố tốc độ dòng chảy trong giếng [13] 88

Hình 3.19 Sự phân tán mùn khoan nhờ hoạt động xoay cần khoan [13] 89

Hình 3.20 Mối quan hệ của mức độ phân tán mùn khoan và tốc độ xoay cần [13] 89

Hình 3.21 Mùn khoan trên sàng rung khi bơm rửa thường 91

Hình 3.22 Mùn khoan trên sàng rung khi bơm rửa bằng tập dung dịch THWLV 91

Hình 3.23 Thể tích mùn khoan thu được sau 2 phút bơm quét bằng dung dịch thông thường và dung dịch THWLV 92

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1 Chiều sâu mặt cắt cột địa tầng mỏ Bạch Hổ [9] 55

Bảng 3.1 Yêu cầu thiết kế về thành phần hóa phẩm của từng đơn dung dịch khoan (đv: kg/m3) 66

Bảng 3.2 Yêu cầu thông số của từng đơn dung dịch khoan cho giếng 9002B 67

Bảng 3.3 Đơn pha chế dung dịch KCl/FCL và KGAC 69

Bảng 3.4 Thông số tính chất hệ dung dịch KCl/FCL và KGAC 71

Bảng 3.5 Đơn pha chế dung dịch KCl/FCL và KGAC điều chỉnh lần 1 72

Bảng 3.6 Thông số hệ dung dịch KCl/FCL và KGAC sau khi điều chỉnh lần 1 73

Bảng 3.7 Đơn pha chế dung dịch và KGAC điều chỉnh lần 2 74

Bảng 3.8 Thông số hệ dung dịch và KGAC sau khi điều chỉnh lần 2 74

Bảng 3.9 Thông số thực tế của dung dịch khoan sử dụng cho đoạn khoan 178mm [14] 80

Bảng 3.10 Đơn điều chế dung dịch tỷ trọng cao độ nhớt thấp 87

Bảng 3.11 Thông số dự kiến tập dung dịch quét tỷ trọng cao độ nhớt thấp THWLV 87

Bảng 3.12 Lưu lượng bơm quét đề xuất 87

Bảng 3.13 Tốc độ xoay cần đề xuất 90

Bảng 3.14 Số chu kỳ bơm rửa trước khi kéo thả 90

DANH MỤC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

B : Độ thải nước của dung dịch khoan

C : Độ ổn định của dung dịch khoan

CMC : Carboxyl methyl cellulose

FCL : Ferro chrom lynocylphonate

Gel1/10 : Độ bền Gel sau 1 phút và 10 phút

IADC : Hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia

LWD : Logging while drilling

MD : Chiều sâu thân giếng khoan

MWD : Measure while drilling

PAV : Chất hoạt tính bề mặt

PAG : Poly alkylen glycol

PAC : Poly anionic cellulose

LỜI MỞ ĐẦU

Nền công nghiệp dầu khí ở nước ta có lịch sử hình thành và phát triển hơn 70 năm và nhanh chóng trở thành ngành công nghiệp giữ vai trò đầu tàu kinh tế của đất nước Đã trải qua nhiều giai đoạn khó khăn gian khổ, song mỗi bước đi lên đều ghi dấu bản lĩnh

và khát vọng, đều để lại dấu ấn lịch sử đáng tự hào vì ngọn lửa Dầu khí luôn được gìn giữ, lan truyền, tiếp nối qua từng thế hệ

Đi đôi với sự thành công đó là sự phấn đấu không ngừng nghỉ và sự tìm tòi, nghiên cứu các công nghệ kỹ thuật tiên tiến để ứng dụng vào thực tế Một trong những kỹ thuật tiên tiến đó là công nghệ khoan định hướng Song song với quá trình ứng dụng một công nghệ kỹ thuật nào đó vào thực tế thì luôn có những khó khăn, phức tạp cần phải vượt qua Đối với kỹ thuật khoan định hướng, khi góc nghiêng của giếng càng lớn thì việc vận chuyển mùn khoan từ đáy giếng lên bề mặt càng khó khăn, đòi hỏi ngoài việc thiết

kế và sử dụng dung dịch khoan có tính chất lưu biến phù hợp, cần kết hợp với các biện pháp hỗ trợ khác như: tuần hoàn dung dịch với lưu lượng thích hợp, kết hợp xoay cần

để khuếch tán mùn khoan vào dung dịch, bơm rửa giếng và dạo cần…

Ở Việt Nam, Bạch Hổ là mỏ Dầu Khí lớn nhất và được khai thác bởi Liên doanh Việt – Nga Tầng sản phẩm chủ yếu ở mỏ Bạch Hổ là đá móng granitoid Mesozoi trong các bể trầm tích Đệ tam Để khoan đến tầng đá móng thì thường phải khoan qua hai địa tầng Miocene và Oligocene là những địa tầng trầm tích có nhiều sét trương nở Do đó nếu dung dịch khoan được sử dụng không có tính ức chế sét phù hợp thì sẽ gây ra những sự

cố phức tạp trong quá trình thi công giếng khoan

Trên cơ sở đó, tác giả đã lựa chọn đề tài: “Nghiên cứu, thiết kế, đánh giá dung dịch khoan ức chế sét cho giếng khoan định hướng ở mỏ Bạch Hổ”

Mục tiêu của đề tài: Tổng kết kiến thức đã học, kết hợp với các kiến thức thu được trong

các quá trình thực tập tại đơn vị sản xuất và làm tài liệu tham khảo cho môn học dung dịch khoan cho các khóa sau tại trường đại học Dầu Khí Việt Nam Dựa vào yêu cầu kỹ thuật thiết kế ban đầu để thiết kế dung dịch khoan cho một giếng cụ thể ở mỏ Bạch Hổ

So sánh thông số dung dịch đã pha chế với dung dịch được sử dụng thực tế tại khoan

trường Đánh giá khả năng ức chế sét của hệ dung dịch được sử dụng Đánh giá khả năng làm sạch giếng khoan của đơn dung dịch được sử dụng và đưa ra các biện pháp hỗ trợ, cũng như đề xuất giải pháp cho những khó khăn mắc phải Nhận sét kết quả của việc

áp dụng giải pháp hỗ trợ được đề xuất vào thực tế

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: Mang lại cái nhìn tổng quan về các sự cố phức tạp khi thi công giếng khoan có góc nghiên lớn vào địa tầng có nhiều sét trương nở Đưa ra các giải pháp hỗ trợ làm sạch giếng khi thi công các giếng khoan có góc nghiên lớn

Phương pháp nghiên cứu: Phương pháp nghiên cứu lý thuyết – Tổng hợp các kiến thức

đã học được ở trường Đại học Dầu khí Việt Nam và các tài liệu cho phép ở Liên doanh Việt - Nga Phương pháp nghiên cứu thực nghiệm – Tiến hành các thí nghiệm cần thiết với những thiết bị có sẵn được hỗ trợ ở viện NCKH & TK dầu khí biển và phòng thí nghiệm dung dịch khoan ở PVU Phương pháp phân tích, tổng hợp – Dựa vào các lý thuyết đã tổng hợp và kết quả thí nghiệm, đưa ra kết luận và nhận sét các vấn đề còn tồn tại đồng thời đưa ra các giải pháp khắc phục những hạn chế còn tồn tại

Đối tượng nghiên cứu: Hai hệ dung dịch ức chế sét được sử dụng phổ biến khi khoan qua tầng Miocene và Oligocene ở Liên doanh Việt – Nga (Vietsovpetro) là hệ dung dịch

ức chế vừa KCl/FCL và hệ dung dịch ức chế cao KGAC

Phạm vi nghiên cứu: Các giếng khoan định hướng qua tầng Miocene và Oligocene thuộc

mỏ Bạch Hổ

Trong đồ án, tác giả có kế thừa một số kết quả thuộc nghiên cứu của viện NCKH & TK Dầu khí biển (NIPI) thuộc Liên Doanh Việt – Nga (Vietsovpetro)

CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT

Trong chương này sẽ tìm hiểu một số khái niệm liên quan đến dung dịch khoan và công nghệ khoan định hướng

1.1 Tổng quan về dung dịch khoan và các chức năng

Trong quá trình thi công các giếng khoan, dung dịch khoan giữ vai trò rất quan trọng,

và là một phần không thể thiếu trong công tác thi công giếng khoan Có thể nói dung dịch khoan là máu của giếng khoan vì nó đảm nhận các chức năng chính sau:

1.1.1 Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan lên bề mặt

Song song với quá trình phá hủy đất đá là quá trình giải phóng mùn khoan ở đáy giếng khoan Nếu mùn khoan được giải phóng khỏi đáy giếng thì dụng cụ phá hủy đất đá mới thực sự có điều kiện tiếp xúc, phá hủy đất đá liên tục và như vậy thì vận tốc khoan mới

có điều kiện tăng lên Nếu mùn khoan được vận chuyển ra khỏi đáy giếng thì có thể giảm thiểu các sự cố, phức tạp trong quá trình thi công giếng khoan như: kẹt bộ khoan

cụ, tốc độ khoan cơ học giảm… [1]

Hình 1.1 Dung dịch khoan vận chuyển mùn khoan ở đáy giếng [2]

Nhìn chung, quá trình làm sạch giếng khoan và vận chuyển mùn khoan phụ thuộc vào: vận tốc đi lên của dòng dung dịch; tính chất dung dịch đang được sử dụng; hình dạng, kích thước và tỷ trọng của hạt mùn khoan

1.1.2 Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần hoàn

Trong quá trình khoan, vì những lý do cần xử lý theo yêu cầu công nghệ, đôi khi phải tạm dừng quá trình tuần hoàn dung dịch Trong quá trình ngưng tuần hoàn, dung dịch phải đảm bảo chức năng giữ hạt mùn khoan và chất làm nặng ở trạng thái lơ lửng để tránh xảy ra hiện tượng phức tạp như giảm tỷ trọng dung dịch, phun trào, sập lở thành giếng kẹt bộ khoan cụ… Để đảm bảo chức năng này thì dung dịch khoan được sử dụng cần phải có: tính lưu biến phù hợp; giá trị độ bền Gel hợp lý

Để đánh giá khả năng giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của dung dịch khoan, người ta căn cứ vào khả năng giữ hạt mùn có đường kính lớn nhất ở trạng thái lơ lửng trong dung dịch

Nếu dung dịch không có cấu trúc thì không có khả năng giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng Tùy vào khả năng tạo mùn của đất đá, người ta lựa chọn dung dịch có tính chất phù hợp

để nó có thể giữ được hạt mùn ở trạng thái lơ lửng khi dung dịch ngưng tuần hoàn

1.1.3 Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ

Trong quá trình thi công giếng khoan, do sự tiếp xúc giữa dụng cụ phá hủy đất đá ở đáy, giữa bộ khoan cụ với thành hệ, nên nhiệt độ ở nơi tiếp xúc thường rất cao (có thể lên đến 1000oC) Trong quá trình nghiên cứu, người ta nhận thấy rằng công suất phục vụ cho quá trình phá hủy đất đá là rất nhỏ (thậm chỉ chỉ đạt 0,01%), phần còn lại sinh ra nhiệt năng làm nóng bộ khoan cụ Khi nhiệt độ tăng lên, độ bền của dụng cụ khoan giảm rất nhanh (thậm chí có thể gây hư hỏng bộ khoan cụ ngay lập tức) [1] Khi tuần hoàn, dung dịch khoan thu nhiệt ở những điểm có nhiệt độ cao và làm giảm nhiệt độ tại những điểm đó

Nói chung, quá trình làm mát này phụ thuộc vào tính chất của dung dịch khoan, nghĩa

là phụ thuộc vào lưu lượng, khả năng dẫn nhiệt và phụ thuộc vào kích thước hình học của bộ khoan cụ Kinh nghiệm cho thấy, nước làm mát tốt nhất và khí là kém nhất

Ngoài khả năng làm mát, dung dịch còn đảm nhận chức năng bôi trơn bộ khoan cụ Dung dịch giúp làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ với thành giếng và mùn khoan Để tăng khả năng bôi trơn của dung dịch khoan, người ta thêm vào dung dịch phụ gia bôi trơn

1.1.4 Giữ ổn định và gia cố thành giếng khoan

Trong quá trình khoan, do sự chênh áp giữa áp suất cột dung dịch với áp suất vỉa mà một phần nước được tách ra khỏi dung dịch và đi vào các khe nứt, lổ hỗng của đất đá ở thành giếng và để lại trên thành giếng những hạt keo Những hạt keo này liên kết với nhau tạo thành lớp màng xung quanh thành giếng Quá trình này gọi là quá trình tạo lớp

vỏ mùn ở thành giếng (Hình 1.2)

Hình 1.2 Quá trình hình thành vỏ mùn trên thành giếng [3]

Độ dày của lớp vỏ mùn phụ thuộc vào tính chất của dung dịch và tính chất của đất đá ở thành giếng

• Vỏ mùn được hình thành trên bề mặt nếu các khe nứt, lổ hỗng của các khe nứt có kích thước nhỏ

• Vỏ mùn được hình thành từ bên trong khe nứt, lổ hỗng nếu các khe nứt, lổ hỗng có kích thước tương đối lớn

Nhìn chung quá trình tạo vỏ mùn trên thành giếng khoan thường phụ thuộc vào chất lượng dung dịch (độ thải nước) và hàm lượng pha rắn (pha keo) trong dung dịch Nếu dung dịch có chất lượng tốt và chứa nhiều hạt keo thì các hạt keo sẽ sắp xếp có thứ tự, chặt xít trên thành giếng và tạo thành một lớp vỏ mùn mỏng nhưng rắn chắc, có khả

năng hạn chế tối đa nước thấm qua thành giếng vào vỉa, làm cho thành hệ vững chắc ngăn được hiện tượng sụp lở, bó hẹp thành giếng…

Nếu dung dịch có chất lượng xấu (độ thải nước cao) sẽ tạo lớp vỏ mùn dày, xốp và khả năng bám vào thành hệ rất kém Như vậy nước vẫn thấm qua vỏ mùn và đi vào vỉa, thành giếng không được bảo vệ vững chắc dẫn tới các sự cố phức tạp như sụp lỡ, bó hẹp thành giếng khoan và kẹt cần

1.1.5 Khống chế sự xâm nhập của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng

Trong quá trình phá hủy đất đá để tạo thành giếng khoan đã làm mất đi sự cân bằng tự nhiên của các địa tầng Chúng hướng vào lổ khoan, có xu thế làm bó hẹp thành giếng khoan, gây ra các hiện tượng phức tạp như sụp lở, phun trào…

Do đó, dung dịch khoan phải thực hiện được chức năng tạo một phản áp tác dụng lên thành giếng, giúp ổn định và ngăn ngừa các sự cố phức tạp và cuối cùng giữ thành giếng khoan ổn định Tại một vị trí bất kỳ trên thành giếng, dung dịch khoan sẽ tạo thành một

áp suất có giá trị được tính như sau:

Trong đó:

δ: Tỷ trọng của dung dịch (SG);

H: Chiều sâu điểm đang xét (m);

Ptt: Áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch (Pa)

g: Gia tốc trọng trường (g=9,8 m/s2)

Tuy vậy, quá trình tạo ra áp suất của dung dịch cũng gây ra hai hiệu ứng ngược nhau:

• Tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình khoan như ngăn ngừa các hiện tượng sụp lở, phun trào dầu, khí, nước;

• Gây khó khăn trong quá trình phá hủy đất đá Khi Ptt tăng lên thì đất đá ở đáy giếng

bị nén chặt hơn Do vậy, vận tốc khoan cơ học bị giảm

Khi Ptt tăng quá mức làm tăng nguy cơ gây mất dung dịch, nhất là khi khoan qua các tầng đất đá có áp suất vỉa thấp hoặc các khe nứt phát triển rộng rãi

Chính vì vậy, khi khoan phải dựa vào điều kiện địa chất cụ thể như tính chất của đất đá,

áp suất vỉa (Pv), mà ta lựa chọn dung dịch có tỷ trọng thích hợp sao Pv < Ptt < Pvv (Pvv –

áp suất gây vở vỉa), sao cho Pv sắp xỉ Ptt (thông thường Ptt= 1,18 – 1,2Pv) [1]

1.1.6 Hỗ trợ phá hủy đất đá

Dung dịch khoan đi qua vòi phun thủy lực của choòng khoan với vận tốc khá lớn có tác dụng hỗ trợ việc phá hủy đất đá Đất đá là một khối vật thể có độ bền không đồng nhất, trong mạng tinh thể có những chổ rất yếu và trên bề mặt có những khe nứt rải rác Dung dịch khoan thấm sâu vào đất đá tạo nên vùng bị phá hủy trước khi có tác động của dụng

cụ phá hủy đấy đá, chúng làm các khe nứt rộng ra để dụng cụ phá hủy đất đá thực hiện công việc dễ dàng hơn Ngoài ra người ta còn thêm các hóa phẩm làm giảm độ cứng của

đá, tăng tương tác hóa lý giữa môi trường phân tán và bề mặt mới của đất đá được tạo

ra trong quá trình phá hủy cơ học

1.1.7 Truyền năng lượng cho động cơ đáy

Đối với một số ứng dụng như: khoan định hướng, khoan bằng choòng kim cương… người ta thường sử dụng bộ khoan cụ với động cơ đáy, nó có tác dụng xoay choòng khoan mà không làm xoay cả bộ khoan cụ giúp tiết kiệm năng lượng và dễ dàng điều chỉnh hướng khoan Động cơ này hoạt động nhờ năng lượng tạo ra do lưu lượng của dòng dung dịch khoan đi qua bên trong động cơ đáy (Hình 1.3)

Hình 1.3 Động cơ đáy [4]

1.1.8 Truyền dẫn thông tin địa chất lên bề mặt

Nhờ tuần sự tuần hoàn của dung dịch khoan mà các kỹ sư địa chất biết được các nguồn thông tin chủ yếu qua mùn khoan nhận được ở sàng rung khi tuần hoàn dung dịch (nhiệt

độ, độ pH, các thành phần khoáng…) cũng nhờ một phần vào các phép đo định tính, giúp cho các nhà địa chất và các nhà thi công giếng khoan điều hành công tác tại khoan trường

1.1.9 Kiểm soát sự ăn mòn

Ăn mòn là sự phản ứng giữa kim loại và môi trường xung quanh Trong quá trình khoan, điều quan ngại là sự ăn mòn bộ khoan cụ (ăn mòn hóa học hoặc ăn mòn điện hóa) do các tác nhân gây ăn mòn trong dung dịch khoan Về bản chất thì dung dịch khoan không gây ăn mòn nhưng trong quá trình thi công giếng khoan, dung dịch có thể bị xâm nhập bởi oxy từ vòng tuần hoàn trên bề mặt, CO2 và H2S cùng với các axit hữu cơ từ vỉa đang khoan làm chúng có khả năng ăn mòn bộ khoan cụ; ngoài ra, môi trường có độ pH thấp dẫn đến việc ăn mòn nhanh hơn Vì thế, dung dịch khoan cần phải có chức năng giữ cho

độ ăn mòn ở mức chấp nhận được và các chất ức chế ăn mòn cần phải thêm vào dung dịch khi có nguy cơ ăn mòn

1.1.10 Đảm bảo đầy đủ cho công tác đánh giá thành hệ

Tối đa hóa việc thông tin thu thập từ thành hệ là điều bắt buộc Dung dịch khoan đảm bảo tính nguyên vẹn của mùn khoan là rất cần thiết cho mục đích đánh giá địa chất thành

hệ Ngoài ra, trong quá trình khoan, dung dịch và mùn khoan được quan sát để nhận dạng dấu hiệu của dầu hoặc khí bởi mug logger Tính chất dung dịch khoan cũng tác động đến việc đo tính chất đất đá thông qua các thiết bị dây dẫn (electrical wireline), ví

dụ như dung dịch chứa nhiều hàm lượng ion K+ gây cản trở cho việc đo karota phóng

xạ tự nhiên của thành hệ (logging natural formation radioactivity) [5]

Hình 1.4 Truyền thông tin địa chất lên bề mặt [6]

1.1.11 Hỗ trợ giảm tải trọng của bộ khoan cụ và ống chống lên móc câu

Tác dụng lực đẩy nổi của dung dịch khoan trở nên càng quan trọng hơn trong quá trình khoan sâu Các thiết bị trên giàn có thể bị quá tải khi phải hỗ trợ toàn bộ tải trọng của

bộ khoan cụ cũng như ống chống trong các giếng khoan sâu Trong khi đó dung dịch khoan giúp giảm một phần tải trọng của bộ khoan cụ, tỷ trọng dung dịch càng lớn thì tác dụng của lực đẩy nổi càng lớn

Trong đó: FA: Lực đẩy nổi của dung dịch tác dụng lên bộ khoan cụ (N);

ρ: Khối lượng riêng của dung dịch khoan (kg/m3);

g: Gia tốc trọng trường (m/s2);

V: Thể tích của bộ khoan cụ ngập trong dung dịch (m3)

1.2 Các thông số của dung dịch khoan

1.2.1 Khối lượng riêng/tỷ trọng

Khối lượng riêng của chất lỏng là khối lượng của chất lỏng đó trên một đơn vị thể tích

Tỷ trọng của dung dịch là tỷ số giữa khối lượng riêng của dung dịch đó chia cho khối lượng riêng của nước, 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 liên quan trực tiếp đến áp suất thủy tĩnh

Cần phải kiểm tra tỷ trọng dung dịch thường xuyên để đảm bảo áp suất thủy tĩnh ở đáy giếng cân bằng với áp suất thành hệ và giữ áp suất thủy tĩnh nằm trong giới hạn của cửa

sổ áp suất, từ đó chống được hiện tượng sập lở, hiện tượng khí xâm nhập hoặc mất dung dịch Phương pháp kiểm tra tỷ trọng là thiết bị cân tỷ trọng thông thường hoặc có áp Tỷ trọng dung dịch giúp dung dịch có chức năng cân bằng áp suất trong giếng khoan, giữ thành giếng khoan được ổn định

Khối lượng riêng phải ở giới hạn cho phép vì nếu vượt quá giới hạn sẽ dẫn đến: giảm tốc độ khoan cơ học, tăng tổn hao áp suất cho bơm – giảm hiệu suất bơm và có thể gây

vở vỉa, mất dung dịch vào thành hệ

1.2.2 Tính lưu biến của dung dịch khoan

Trong hệ thống tuần hoàn dung dịch, dòng chảy trong các ống dẫn với kích thước, hình dạng khác nhau, do đó vận tốc dung dịch sẽ có tốc độ lưu thông khác nhau Khi tuần hoàn, dung dịch tạo lực ma sát cản (được gọi là ứng suất cắt – shear stress) lên bề mặt các ống dẫn, độ lớn của ứng suất cắt này phụ thuộc vào sự ma sát cản giữa các lớp dung dịch xung quanh ở các vận tốc khác nhau và sự chênh lệch vận tốc của các lớp dung dịch lân cận thành ống Độ chênh lệch vận tốc giữa các lớp dung dịch được gọi là tỷ lệ trượt (shear rate) Tỷ số giữa ứng suất cắt và tỷ lệ trượt của chất lưu được gọi là độ nhớt hiệu dụng (effective viscosity) Độ nhớt hiệu dụng cao khi vận tốc cắt nhỏ và ngược lại, điều này được gọi là sự chảy loãng (shear thinning) của dung dịch như Hình 1.5

Hình 1.5 Sự thay đổi của độ nhớt theo tỷ lệ trượt [7]

Ứng suất cắt tỷ lệ thuận với áp suất cần thiết cho dòng chảy, trong chất lưu dạng phi newton (dung dịch khoan) khi trạng thái tĩnh được giữ theo thời gian, thì chất lưu tiếp tục phát triển dạng cấu trúc bán rắn (semi rigid) do trong chất lưu chứa các hạt liên kết với nhau tạo thành một cấu trúc, dòng chảy sẽ ngừng khi áp suất hoặc ứng suất giảm đến điểm nhỏ hơn độ bền cắt (shear strength) của cấu trúc, điểm đó được gọi là ứng suất chảy của dung dịch (yield stress) và ứng suất cắt cần thiết cho dòng dung dịch bắt đầu

chảy tăng lên, khi đó ứng suất cắt này được gọi là độ bền Gel (Gel strength), độ bền Gel của dung dịch sẽ tăng theo thời gian khi nó ở trạng thái tĩnh

Trong tuần hoàn dung dịch, ứng xử (trạng thái) của dung dịch được quan tâm ở vị trí của choòng khoan – nơi mà ứng suất cắt cao nhất, ở khoảng không vành xuyến – nơi mà ứng suất cắt tương đối thấp và trong bể chứa – ứng suất cắt phần lớn bằng không Đồng thời, ứng xử của dung dịch cũng được quan tâm ở bên trong cần khoan và cần nặng vì chúng tác động đến công suất thủy lực của bơm để có thể đưa dung dịch đến choòng và

về bề mặt

Tiêu chuẩn cơ bản cần thiết kế cho tính lưu biến của dung dịch để đảm bảo:

• Độ nhớt giảm khi ứng suất cắt lớn nhằm tăng tốc độ khoan;

• Độ nhớt tăng khi ở khoảng không vành xuyến với ứng suất cắt nhỏ nhằm nâng mùn khoan và làm sạch giếng;

• Giảm tối thiểu độ nhớt ở khoảng không vành xuyến nhằm hạn chế tổn thất áp suất bơm;

• Tạo độ bền Gel cần thiết xuyên suốt để giữ mùn khoan và các vật chất rắn ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần hoàn;

• Hạn chế độ bền Gel tăng cao khi thời gian tĩnh lâu nhằm hạn chế tăng áp suất bơm khi khôi phục tuần hoàn

Hình 1.6 Phễu đo độ nhớt Marsh funnel viscosity

1.2.1.2 Độ nhớt dẻo (PV)

Độ nhớt dẻo là số đo sức kháng chảy giữa các lớp trong lòng chất lỏng, biểu hiện mức

độ liên kết các phần tử với nhau Thường được miêu tả như sự cản dòng chống lại sự chuyển động trong bản thân chất lỏng hay giữa hạt rắn và môi trường chất lỏng bao quanh do lực ma sát cơ học, có đơn vị tính là centipoise (Cp)

Việc tính toán độ nhớt dẻo thông qua máy đo lưu biến dựa vào mô hình dòng chảy dẻo của Bingham (Bingham plastic rhelogical model) Độ nhớt dẻo là thông số thể hiện độ nhớt của dung dịch ở tỷ lệ cắt cao (high shear rate), độ nhớt dẻo cho biết ứng xử của dung dịch khoan ở tại choòng, trong khi tiêu chuẩn thiết kế là giảm thiểu thấp nhất độ nhớt ở tốc độ cao Để đáp ứng được điều này nên giảm thiểu thấp nhất độ nhớt dẻo Sự giảm độ nhớt dẻo là tín hiệu của sự giảm độ nhớt tương ứng tại choòng và kết quả là giúp tăng tốc độ khoan cơ học

Tăng độ nhớt dẻo không có ý nghĩa mong đợi nào trong việc tăng khả năng làm sạch giếng khoan của dung dịch Thực tế, độ nhớt dẻo tăng dẫn đến tăng sự giảm áp suất trong cần khoan và sẽ làm giảm lưu lượng dòng khả dụng cũng như xu hướng làm giảm khả năng nâng mùn khoan Vì thế, nhìn chung độ nhớt dẻo cao là điều không mong muốn và cần kiểm soát ở mức thấp nhất có thể Như hình 1.7 cho biết theo tỷ trọng tăng

thì độ nhớt dẻo cần kiểm soát trong khoảng đề nghị để không ảnh hưởng lớn đến tính chất dung dịch khoan

Hình 1.7 Khoảng PV đề nghị theo tỷ trọng dung dịch khoan [8]

Phần độ nhớt dẻo này phụ thuộc chủ yếu vào độ nhớt của môi trường phân tán, số lượng, hình dạng các hạt pha rắn trong dung dịch Độ nhớt của môi trường phân tán tăng lên khi thêm vào dung dịch các vật liệu hòa tan Nhiều loại polymer hòa tan trong nước được dùng cho giảm độ thải nước có khả năng làm tăng độ nhớt dẻo Ngoài ra, thể tích của các hạt rắn có tác dụng tương tự làm tăng PV, đặc biệt đối với vật rắn phân tán trong nước có tác dụng làm tăng mạnh độ nhớt dẻo (ví dụ như bentonite) Cách duy nhất giảm tối thiểu giá trị độ nhớt dẻo là phải giảm lượng mùn khoan trong dung dịch

1.2.1.3 Ứng lực cắt động (Yield Point)

Là điểm chảy chất lỏng, là giá trị ứng suất cần thiết để chất lỏng bắt đầu chuyển động Ứng lực cắt động thể hiện lực hút tĩnh điện giữa các phần tử trong dung dịch Thể hiện tính chất chảy loãng của dung dịch và khả năng giúp các vật chất nặng lơ lửng, làm sạch mùn khoan khỏi đáy giếng Tương tự như độ nhớt dẻo, ứng lực cắt động được tính toán dựa theo mô hình lưu biến Bingham, nó không phải là giá trị ứng suất dẻo (yield stress) thực tế cần thiết để duy trì dòng chảy mà là một giá trị cao hơn Thực sự, ứng lực cắt động có giá trị gần với ứng suất cắt tại tỷ lệ cắt của khoảng không vành xuyến Bất cứ

sự thay đổi nào ảnh hưởng đến độ nhớt ở tỷ lệ cắt thấp (low shear rate viscosities) đều thể hiện qua giá trị ứng lực cắt động Vì thế, ứng lực cắt động là giá trị tốt nhất biểu hiện

ứng xử dòng chảy trong khoảng không vành xuyến của dung dịch khoan và những thay đổi về thành phần mà tác động đến ứng xử dòng chảy trong khoảng không vành xuyến Khi dung dịch chứa các chất cao phân tử như polymer hòa tan hoặc các hạt keo, thì các phân tử/hạt này có xu hướng “va vào nhau” (bump) làm tăng khả năng cản trở dòng chảy Nếu các phân tử này dài hơn so với bề dày của chúng, sự va chạm giữa chúng dẫn đến sự móc dính lại với nhau (làm tăng lực cản) là rất lớn khi di chuyển vô hướng trong dòng chảy ở tỷ lệ cắt thấp (low shear rate) Tuy nhiên, khi tỷ lệ cắt tăng cao, các phân

tử sẽ di chuyển thành hàng trong dòng chảy và làm giảm tương tác với nhau Nếu các phân tử có lực hấp dẫn điện từ với nhau (electricaly attracted) thì tác động cũng tương

tự, ở vận tốc cắt thấp, các phân tử liên kết với nhau tăng sự cản dòng, tại vận tốc cao, các liên kết bị phá vở và chất lưu có trạng thái chảy loãng Hai hiệu ứng trên kết hợp với nhau xác định nên ứng lực cắt động của dung dịch Ứng lực cắt động thể hiện hai chức năng của dung dịch tương ứng là khả năng làm sạch và đặc tính kiểm soát áp suất của dung dịch Ứng lực cắt động cao giúp tăng khả năng vận chuyển mùn khoan cũng như giảm áp suất tuần hoàn ở khoảng không vành xuyến Sự giảm áp suất tuần hoàn được thực hiện do tăng áp suất của hiện tượng piston (surge/swab) khi di chuyển chuỗi cần khoan hoặc ống chống Việc tăng ứng lực cắt động hỗ trợ làm sạch lỗ khoan nhưng có hại là dẫn đến các vấn đề mất dung dịch và thông giếng

Dung dịch có tỷ trọng lớn thường cải thiện khả năng làm sạch của dung dịch, như thế ứng lực cắt động quá cao là không cần thiết cho dung dịch có tỷ trọng cao để đảm bảo khả năng vận chuyển mùn khoan Và khi yêu cầu dung dịch có tỷ trọng cao thì việc kiểm soát áp suất là quan trọng, như thế việc giữ ứng lực cắt động tối thiểu thường có lợi hơn khi ứng lực cắt động có giá trị cao trong dung dịch tỷ trọng lớn Hình 1.8 là khoảng giá trị ứng lực cắt động tối ưu theo tỷ trọng của dung dịch khoan

Hình 1.8 Khoảng giá trị YP tối ưu theo tỷ trọng dung dịch [8]

Để tăng giá trị ứng lực cắt động có thể bổ sung các chất tạo keo tụ, nhưng các keo tụ có thể có ảnh hưởng đến việc kiểm soát mất dung dịch (fluid loss control), áp suất tuần hoàn và độ bền Gel Dung dịch có ứng lực cắt động thấp thì không có khả năng nâng các vật chất nặng và với dung dịch có ứng lực cắt động cao cũng tương tự Các polymer như CMC, PAC, HEC trong nước có khả năng tạo ứng lực cắt động nhưng không có khả năng giữ chất làm nặng ở trạng thái lơ lửng trong điều kiện tĩnh

1.2.1.4 Độ bền Gel (Gel strength)

Độ bền Gel hay được hiểu là ứng suất trượt tĩnh, đặc trưng cho độ bền cấu trúc (có tính xúc biến) của dung dịch khi ở trạng thái tĩnh trong một thời gian nhất định Độ bền Gel được xác định bằng lực tối thiểu cần đặt lên một đơn vị diện tích để đưa dung dịch trở

về trạng thái chảy loãng, đơn vị của độ bền Gel là dyn/cm2 hoặc lb/100ft2 Nguyên nhân

là do các phân tử tích điện liên kết lại với nhau tạo thành dạng cấu trúc bền trong dung dịch, độ bền của nó phụ thuộc vào số lượng, loại chất rắn ở thể huyền phù, thời gian tĩnh, nhiệt độ và môi trường hóa học Nói cách khác, bất cứ hoạt động hay tác nhân nào làm phát triển hoặc ngăn cản sự liên kết giữa các phân tử sẽ làm tăng hoặc giảm xu hướng tạo Gel (Gelation tendency) của dung dịch

Độ bền Gel được đo chủ yếu qua máy đo lưu biến Fann tại tốc độ 3rpm ở các thời điểm 0”; 10”; 1’; 10’; 30’ đơn vị là lb/100ft2 Nó thể hiện ứng suất cắt cần thiết để phá cấu trúc Gel của dung dịch tĩnh Thông thường trong bản kiểm tra dung dịch, độ bền Gel thường được đo sau thời gian 1’ và 10’, sự khác biệt giữa hai mức đo này biểu hiện tốc

Trong dung dịch khoan gốc nước, keo tụ (flocculation) làm tăng độ bền Gel và chất khử keo tụ (deflocculation) làm giảm độ bền Gel Thông thường khi độ bền Gel tăng thì biểu hiện đầu tiên là keo tụ

Giá trị độ bền Gel lớn dẫn đến:

• Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ do ngăn ngừa mùn khoan lắng đọng khi ngừng tuần hoàn;

• Khó tách mùn khoan ra khỏi dung dịch nên vận tốc cơ học khoan giảm;

• Tăng tổn thất áp suất bơm khi tái tuần hoàn, và dễ gây vở vỉa làm mất dung dịch;

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

Độ bền Gel đặc trưng cho chức năng giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn Khi hàm lượng mùn khoan tăng lên (đặc biệt là sét) thì độ bền Gel của dung dịch cũng tăng lên Độ bền Gel phụ thuộc vào thời gian, nhiệt độ, nồng độ các phân tử và độ lớn lực tương tác giữa các phân tử trong dung dịch Độ bền Gel được phân thành hai loại:

• Loại “Flat Gel” có đặc trưng là độ bền Gel chỉ tăng rất ít sau 10 phút mặc đù tại 10 giây thì độ bền Gel có giá trị cao Đây là loại bền Gel mong muốn trong dung dịch

vì loại này không làm tăng áp suất bơm cần thiết để tái tuần hoàn dung dịch sau thời gian dài cũng như hiện tượng piton (surge/swab) khi kéo thả ống trong lòng giếng khoan

• Loại “Progressive Gel” có đặc trưng là độ bền Gel tăng mạnh và liên tục theo thời gian tĩnh của dung dịch Thể hiện hàm lượng rắn hoạt tính rất cao, nồng độ lớn hoặc nhiễm bẫn carbonate

Hình 1.9 Khả năng tạo Gel của mỗi loại bền Gel theo thời gian [3]

1.2.1.5 Độ nhớt tại tỷ lệ cắt thấp (Low shear rate viscosity)

Ứng lực cắt động đại diện cho khả năng làm sạch mùn khoan, tuy nhiên ở những giếng

có góc nghiêng lớn từ 30 – 900 thì cần phải quan tâm thêm tới thông số độ nhớt ở vận tốc cắt thấp (6rpm hoặc 3rpm) Lý do là vì vận tốc chảy của dung dịch ở phần đáy của thân giếng khoan (tại khu vực có góc nghiêng lớn) là rất nhỏ, do đó độ nhớt tại vận tốc chảy thấp này cần phải có độ lớn tương đối để có thể giữ được mùn khoan lơ lửng và vận chuyển đi, hạn chế sự lắng đọng khi vận tốc cắt thấp từ đó hạn chế được sự hình thành lớp cutting bed, hạn chế được sự cố như kẹt bộ khoan cụ…

1.2.2 Độ thải nước

Độ thải nước được hiểu là khả năng tách nước ra khỏi dung dịch để đi vào thành hệ thông qua các lỗ rỗng, khe nứt dưới sự chênh áp giữa cột áp suất của chất lỏng và áp suất vỉa ∆P

∆P = áp suất thủy tĩnh – áp suất vỉa (1.3)

Độ thải nước có đơn vị tính là ml/30’, có nghĩa là hàm lượng nước tách ra khỏi mẫu

theo của sự thải nước là hình thành lớp vỏ mùn trên thành giếng khoan, lớp vỏ này giúp

ổn định thành giếng, tránh hiện tượng sập lở, đồng thời có tác dụng bít nhét hạn chế việc dung dịch thất thoát và chất lưu vỉa xâm nhập vào giếng khoan Trong điều kiện bình thường, yêu cầu độ thải nước là B = 5 – 8 ml/30’ (≤ 4 khi khoan trong điều kiện phức tạp) và độ dày của lớp vỏ mùn vào khoảng K = 0,5 – 1,5 mm

Khi độ thải nước lớn sinh ra lớp vỏ mùn dày, xốp, dễ bị phá vỡ; điều này dẫn đến vấn

đề là gây bó hẹp thành giếng và kẹt bộ khoan cụ, đồng thời làm suy giảm sự ổn định của đất đá do hiện tượng sét trương nở, ảnh hưởng xấu đến tầng sản phẩm Vì thế dung dịch khoan luôn được kiểm soát sao cho độ thải nước hợp lý để có thể đảm bảo tạo ra lớp vỏ mùn mỏng và chắc chắn

Với tác dụng như thế thì độ thải nước đóng vai trò chủ đạo trong chức năng ổn định, gia

cố và bít nhét thành giếng khoan Các vấn đề do độ thải nước gây ra liên quan đến công tác khoan, đánh giá thành hệ và hoàn thiện giếng: Quá nhiều chất lưu xâm nhập vào thành hệ có thể dẫn đến các đường đo log và thông tin kiểm tra thành hệ kém chính xác Ngoài ra, nước xâm nhập vào thành hệ còn làm giảm độ thấm của thành hệ Về hoạt động khoan, điều quan tâm đó là độ dày của lớp vỏ mùn, làm sao để có lớp vỏ mùn mỏng, chắc và có độ thấm thấp

1.2.3 Hàm lượng cát

Hàm lượng cát được hiểu là tỉ lệ thể tích các hạt cát có trong dung dịch, thể hiện mức

độ nhiễm bẩn chất rắn trong dung dịch khoan Được xác định là tỷ lệ phần trăm trong 100ml dung dịch khoan

Dễ nhận thấy rằng, trong dung dịch có hàm lượng cát cao dẫn đến tăng mức độ bào mòn dụng cụ khoan và các chi tiết trong hệ thống vận hành Đồng thời làm giảm tốc độ khoan, cản trở sự rửa đáy giếng, hàm lượng rắn cao dễ gây kẹt bộ khoan cụ và có thể xâm nhập vào vỉa gây nhiễm bẩn thành hệ, làm ảnh hưởng đến quá trình mở vỉa sản phẩm Hàm lượng cát cao còn gây tác động xấu đến tính chất dung dịch khoan, giảm hiệu quả xử lý của chúng, đồng thời tăng tiêu hao hóa phẩm để loại bỏ chất rắn ra khỏi dung dịch Yêu cầu về hàm lượng cát thông thường là < 1,5%

1.2.4 Độ pH

Độ pH thể hiện nồng độ ion H+ trong dung dịch, có nghĩa là nó thể hiện tính chất dung dịch là axit hay bazơ Nếu dung dịch có tính bazơ cao (pH quá cao) dẫn đến phá vỡ cấu trúc hình thành của hệ dung dịch, tăng khả năng phân tán sét và gây khó khăn trong công tác gọi dòng; ngoài ra đối với polymer thì dung dịch có pH cao dẫn đến khả năng đông đặc của dung dịch, làm kết tụ polymer và tăng các thông số lưu biến như: độ nhớt dẻo, ứng lực cắt động,… Nhưng ngược lại, dung dịch có pH thấp (tính axit cao) làm polymer

bị thủy phân, giảm hiệu quả tác động của polymer và dung dịch dễ bị phân hủy vi sinh Hơn thế nữa, nếu duy trì dung dịch có pH thấp dẫn đến bộ thiết bị kim loại sẽ bị ăn mòn một cách nhanh chóng

Có hai phương pháp thông thường để kiểm tra độ pH của dung dịch là dùng thiết bị đo

pH meter hoặc chất chỉ thị màu như giấy quỳ Thông thường dung dịch cần được duy trì

pH ở khoảng 9 ± 0,5 giúp dung dịch có môi trường ổn định cũng như tạo môi trường thuận lợi cho các polymer phát huy tác dụng cao nhất

1.2.5 Độ ổn định (C)

Độ ổn định là đại lượng đặc trưng cho khả năng giữ các chất rắn làm nặng dung dịch khoan ở trạng thái tĩnh Trong thực tế, thông số này được đo bằng hiệu số tỷ trọng của hai phần dung dịch 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 Brite thì C ≤ 0,06 [1]

1.3 Phân loại dung dịch khoan

Trong công tác khoan do tính đa dạng và phức tạp của điều kiện địa chất, kỹ thuật buộc phải sử dụng nhiều loại dung dịch khoan nhằm giải quyết các yêu cầu công nghệ khác