Bài giảng Dung dịch khoan và xi măng ThS. Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET Dung dịch khoan và xi măng ĐỊNH NGHĨA Định nghĩa Dung d ịch khoan là bất kì dung dịch nào được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào c ần khoan, đi qua choòng khoan và quay lại bề m

Trang 1

Dung d ịch Khoan và Xi măng

Trình bày: ThS ĐỖ HỮU MINH TRIẾT

B ộ môn Khoan – Khai thác Dầu khí Khoa K ỹ thuật Địa chất và Dầu khí Đại học Bách Khoa TP HCM Email: dhmtriet@hcmut.edu.vn

Trang 2

GEOPET Dung dịch khoan và xi măng

Trang 3

ĐỊNH NGHĨA

Định nghĩa

Dung d ịch khoan là bất kì dung dịch nào được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào c ần khoan, đi qua choòng khoan và quay lại bề mặt bằng khoảng không vành xuy ến trong công tác khoan.

Dung d ịch 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 polyme tổng hợp (olefin và este)

Trang 4

1 R ửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng

2 Gi ữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn

3 Làm mát, bôi tr ơn bộ khoan cụ

4 Gi ữ ổn định thành lỗ khoan

5 Truy ền thông tin địa chất lên bề mặt

Gây tác d ụng lý hóa khi phá hủy đất đá

Truy ền năng lượng cho turbin khoan

Là môi tr ường trung gian để truyền tín hiệu điều khiển

Ngoài ra, dung d ịch khoan còn hỗ trợ đảm bảo tính chính xác cho công tác đánh giá vỉa, kiểm soát sự ăn mòn thiết

b ị, hỗ trợ qui trình trám ximăng và hoàn thiện giếng…

Trang 5

Lưu lượng, Tỉ trọng, Độ nhớtTruyền năng lượng cho turbin khoan

Tỉ trọng, Tính trơ với sét

Giữ ổn định thành lỗ khoan

Tỉ trọng, Lưu lượngLàm mát, bôi trơn bộ khoan cụ

Ứng suất trượt tĩnh, Độ bền gel

Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng

tuần hoàn

Ứng suất trượt tĩnh, Độ nhớt biểu

kiến, Lưu lượng, Độ bền gel

Vận chuyển mùn khoan lên bề mặt

Ảnh hưởng đến môi trường của dung dịch khoan

Giá thành c ủa dung dịch khoan

Kh ả năng vận chuyển

Ảnh hưởng của dung dịch khoan đến giai đoạn khai thác

Trang 6

Tùy đặc điểm của quá trình khoan và yêu cầu kỹ thuật, thiết

b ị, dung dịch khoan có thể tuần hoàn trong giếng để rửa lỗ khoan theo các ph ương pháp sau:

R ửa thuận

2

2 1

1

R ửa nghịch

1

2 2

R ửa cục bộ

3

Ống lắng lấy mẫu mùn khoan

1 Đường dung dịch vào 2 Đường dung dịch ra 3 Mùn khoan vào ống lắng

Trang 7

Dung d ịch

- Là một hệ đồng thể gồm 2 hay nhiều thành phần vật chất

- Vật chất bị phân chia thành những phần tử riêng biệt được gọi là

ch ất hòa tan Chất chứa các phân tử bị phân chia gọi là môi

tr ường hòa tan.

- Hệ đồng thể được gọi là dung d ịch khi đường kính φ của hạt hòa

tan nhỏ hơn 10-6 mm

H ệ phân tán

- Là hệ bao gồm 2 hay nhiều pha (tướng) mà một trong những pha

đó bị phân chia thành những phần tử rất nhỏ (chất phân tán) trong

những pha khác (môi trường phân tán).

- Hệ được gọi là hệ phân tán khi đường kính φ của chất phân tán lớn

hơn 10-6 mm

Trang 8

Đá phiến sét chưa phong hóa Đá sét tầng chắn

Khi trộn sét vào nước ta

được hệ phân tán bao

nhất của sét trong nước

“Dung d ịch sét” là tên gọi

do thói quen.

Trang 9

Bao g ồm các thông số sau:

Khối lượng riêng, g/cm3 (lbm/gal): ρ = m/V

Trọng lượng riêng, G/cm3 (lbf/gal): γ = F/V = mg/V = ρg

Khi điều chế và sử dụng dung dịch, thường dùng ρ và được xác định

bằng phù kế Điều kiện khoan bình thường, ρ = 1,05 - 1,25 g/cm3.

Thường dùng γ khi xác định áp suất thủy tĩnh và được đo bằng cân

T ỉ trọng kế dạng cân Phù k ế

Trang 10

0.12

ppg

19.231.0

2.31

psi/ft

8.330.433

1.0

T ỉ trọng (S.G)

ppg psi/ft

Chất lưu từ vỉa xâm nhập vào giếng

Vận tốc cơ học tăng do giải phóng nhanh mùn khoan

Khi γ t ăng

Mất dung dịch khoan vào thành hệ

Vận tốc cơ học giảm

Trang 11

770137

18,32,2

Muối

874156

20,82,5

Sét

1500268

35,84,3

Barite

0,81,0

g/cm 3

Đơn vị

28050

6,66

Dầu

35062,4

8,33

Nước

lb/bbl lb/ft 3

lb/gal

V ật liệu

Khối lượng riêng của một số thành phần dung dịch thông thường

Khi dung dịch khoan tuần hoàn, áp suất đáy giếng sẽ cao hơn áp suất

thủy tĩnh của cột dung dịch

Tỉ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương ECD là thông số áp suất tính theo tỉ trọng dung dịch:

Trong đó:

ECD: equivalent circulating density, ppg

ρ: khối lượng riêng của dung dịch, ppg

Pd: tổn thất áp suất do ma sát trong vành xuyến, psi

=

052 0

ρ

Trang 12

ĐỘ NHỚT

Độ nhớt: một đặc tính của lưu chất, thể hiện khả năng chống lại sự

dịch chuyển tương đối giữa các phần tử của lưu chất

Phân loại theo đặc tính độ nhớt, chất lỏng gồm:

 Ch ất lỏng Newton: trong dung dịch không chứa các phần tử lớn

hơn kích thước phân tử, ví dụ: nước, dung dịch muối, dầu, glycerine,… Độ nhớt là hệ số góc của đường đặc tính ổn định

 Ch ất lỏng phi Newton: trong dung dịch chứa đáng kể các phân

tử kích thước lớn hơn phân tử

ĐỘ NHỚT

Chất lỏng Bingham: đặc trưng bằng ứng suất trượt tới hạn

(yield-point) - ứng suất tối thiểu để chất lỏng bắt đầu xuất hiện biến dạng Khi ứng suất vượt quá ứng suất trượt tới hạn, chất lỏng tuân theo mô hình Newton Ví dụ: dung dịch sét có hàm lượng hạt rắn cao

Ch ất lỏng theo mô hình hàm mũ: quan hệ giữa ứng suất trượt và

tốc độ trượt tuân theo quy luật hàm mũ

Dung d ịch khoan, tùy theo hàm lượng hạt rắn, thể hiện đặc tính trung gian gi ữa chất lỏng dẻo Bingham và chất lỏng theo mô hình hàm mũ.

Trang 13

Độ nhớt thực: là tỉ số giữa ứng suất trượt và tốc độ trượt.

Trong c ần khoan: tiết diện nhỏ, tốc độ dung dịch cao:

Î độ nhớt thấp

Î ít hao tốn công suất bơm

Trong kho ảng không vành xuyến: tiết diện lớn, tốc độ dung dịch thấp:

Trang 14

ĐO ĐỘ NHỚT

Độ nhớt theo nhớt kế Marsh là chỉ số chảy

loãng của dung dịch biểu thị bằng thời gian

(đo bằng giây) chảy hết 946 cm3 dung dịch

qua phểu có dung tích 1500 cm3 và đường

Trang 15

ỨNG SUẤT TRƯỢT TĨNH

Là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc (hay tính lưu biến) của

dung dịch khi để nó yên tĩnh sau một thời gian

Độ bền cấu trúc của dung dịch được đo bằng một lực tối thiểu cần đặt vào một đơn vị diện tích vật thể nhúng trong dung dịch để làm nó

chuyển động

Tính độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh khi đo bằng máy Fann:

• Độ nhớt dẻo (plastic viscosity), cp µp(cp) = θ600 - θ300

• Ứng suất trượt tới hạn (yield-point), lb/100ft 2 τy (lb/100 sqft) = θ300 - µp

• Độ nhớt biểu kiến (apparent viscosity) µa (cp) = 0,5.θ600

với θ300, θ600: số đo tương ứng với số vòng quay 300 và 600 vòng/phút

của nhớt kế Fann

ỨNG SUẤT TRƯỢT TĨNH

Dung dịch sét bình thường: τ = 15-40 mG/cm 2

Để pha chế chất làm nặng, dung dịch phải có τ = 30-50 mG/cm 2

Để chống mất nước, dung dịch phải có: τ = 100 - 120 mG/cm 2

N ếu ứng suất trượt tĩnh quá lớn:

− Ngăn cản quá trình tách mùn khoan và khí ra khỏi dung dịch

− Cần tăng áp suất để tái tuần hoàn dung dịch sau khi thay choòng

− Khi nâng cần khoan, dễ xảy ra hiện tượng sụt áp cột dung dịch tại choòng, có thể gây hiện tượng xâm nhập nếu cột áp chênh lệch lớn

− Tương tự, khi hạ cần khoan, có thể gây vỡ vỉa và thất thoát dung dịch

Trang 16

ĐỘ THẢI NƯỚC API

Là lượng nước tính bằng cm3 thoát ra từ dung dịch khoan khi thấm lọcqua thiết bị (giấy) lọc có đường kính 75 mm sau khoảng thời gian 30 phút và dưới áp suất 100 psi

Giá trị độ thải nước của dung dịch khoan bình thường khoảng 10-25

Tăng tốc độ cơ học khoan do nhanh

chóng cân bằng áp suất giữ hạt mùnkhoan ở đáy giếng

Trang 17

Là bề dày lớp vỏ sét bám trên thành giếng (hay trên thiết bị lọc) khi

nước từ dung dịch khoan thấm vào đất đá thành hệ

Trị số k càng nhỏ tức là lớp vỏ sét càng mỏng và chặt sít, càng có tác

dụng ngăn cản sự lưu thông của chất lưu giữa vỉa với giếng và ngược

lại, như vậy thành giếng càng ổn định hơn Ở điều kiện khoan bình

thường k = 1 - 2 mm

ĐỘ DÀY VỎ SÉT (k)

Trang 18

Định nghĩa: Hàm lượng hạt rắn và các phần tử chưa tan (quy ước gọi

là hàm l ượng cát) là thể tích cặn thu được khi để dung dịch pha loãng

bằng nước lã theo tỉ lệ 9:1 ở trạng thái yên tĩnh sau 1 phút, tính bằng

% theo thể tích dung dịch

Dung dịch có hàm lượng cát lớn thì mức độ làm mòn dụng cụ khoan

và các chi tiết của máy bơm lớn; dễ gây kẹt dụng cụ khoan do hình thành vỏ sét dày

Giá trị hàm lượng cát của dung dịch sét bình thường nhỏ hơn 4% là đạt yêu cầu

Trang 19

ĐỘ ỔN ĐỊNH

Là đại lượng đặc trưng cho khả năng giữ dung dịch ở trạng thái keo

Có thể hiểu độ ổn định là hiệu số tỷ trọng của hai phần dung dịch dưới

và trên trong cùng một cốc, sau khi để chúng yên tĩnh một ngày đêm

Giá trị độ ổn định càng nhỏ thì chứng tỏ dung dịch được giữ vững ở

trạng thái keo (dung dịch ổn định)

Đặc trưng cho mức độ bảo toàn tỉ trọng

đồng đều của dung dịch khoan

Độ lắng ngày đêm: lượng nước tách ra

trên bề mặt của dung dịch khi giữ yên 100

cm3 dung dịch sau 24 giờ

Độ lắng ngày đêm lớn chứng tỏ dung dịch

sét không ổn định, mức độ phân tán của

sét thấp và sét không thể làm nước rửa

trong những điều kiện khoan phức tạp

Trang 20

Dung dịch sét thường có độ pH = 8,5 - 9,5; dung dịch vôi: 11 - 12 Độ

pH được đo bằng giấy quỳ hoặc máy đo độ pH

ẢNH HƯỞNG CỦA NHIỄM BẨN

Ảnh hưởng của sự nhiễm bẩn đối với tính chất dung dịch

Trang 21

Các s ản phẩm chính để điều chế:

N ước (ngọt, lợ, mặn) hoặc dầu

Trang 22

N ước kỹ thuật

Hỗn hợp nước lã hòa tan với các loại sét trong cột địa tầng khoan qua

Dùng để khoan trong đất đá bền vững, thành giếng ổn định, ít xảy racác hiện tượng phức tạp như sập lở, trương nở, mất nước

Không thể khoan trong các thành hệ phức tạp,

Dễ bị kẹt bộ khoan cụ khi ngừng tuần hoàn dung dịch

Nh ược điểm: gây nhiễm bẩn tầng chứa,

làm giảm đáng kể độ thấm tự nhiên của vỉa

Nh ằm bảo vệ độ thấm tự nhiên của tầng chứa,

c ần sử dụng dung dịch khoan với các đặc tính

h ạn chế nhiễm bẩn tầng chứa.

Trang 23

Dung d ịch hoàn thiện giếng

Thường dùng để khoan vào tầng sản phẩm,

Phải đảm bảo tránh hiện tượng bít kín tầng chứa,

Thành phần của dung dịch hoàn thiện giếng khoan rất đa dạng tùythuộc vào tính chất tầng chứa và giá thành điều chế

Dung dịch khoan gốc nước biển thường

được sử dụng do nhiều tính chất của nó

tương thích với các đặc tính của tầng chứa

M ột số loại dung dịch khoan gốc nước đặc biệt chống sét

tr ương nở:

Dung dịch bổ sung Ca2+

Dung dịch bổ sung lignosulphat

Dung dịch gốc nước biển

Hệ dung dịch KCl-polymer

Dung dịch polyol

Dung dịch hỗn hợp hydroxit kim loại (MMH)

Dung dịch silicate

Trang 24

Th ường được dùng để khoan vào tầng chứa hoặc là dung

d ịch hoàn thiện giếng

Ưu điểm

Kiểm soát dễ dàng các đặc tính của dung dịch khi không có sự xuất

hiện của nước hoặc dầu thô

Không nhạy với các chất gây nhiễm bẩn thông thường của dung dịch

gốc nước (NaCl, CaSO4, ximăng, sét)

Các đặc tính thấm lọc tĩnh tốt ở nhiệt độ và áp suất cao, vỏ sét mỏng

Tỉ trọng của dung dịch nhỏ (gần bằng 1)

Giảm ma sát bộ khoan cụ lên thành giếng, loại trừ dính bộ khoan cụ

do chênh áp

Tăng tuổi thọ các choòng khoan dạng chóp xoay

Tỉ lệ mẫu cao, ít gây nhiễm bẩn thành hệ

Trang 25

Nh ược điểm

Nhạy với nước

Dễ lắng đọng các chất làm nặng

Thao tác dễ bẩn người và dễ cháy

Làm hỏng cao su không chuyên dùng với hydrocacbua

Khó phát hiện sự hiện diện của dầu và khí trong mùn khoan

Một số phương pháp đo trong khi khoan và đo địa vật lý giếng khoankhông thể áp dụng được

Giá thành cao

Gồm một pha liên tục là dầu và một pha phân tán là nước chiếm ít

nhất 50% thể tích, được sử dụng để khoan trong các trường hợp sau:

Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn,

Giếng khoan có nhiệt độ cao,

Khoan định hướng

Ưu điểm

Rủi ro cháy thấp hơn dung dịch gốc dầu,

Giá thành thấp hơn dung dịch gốc dầu,

Xử lý bề mặt dễ dàng hơn

Phân lo ại

Nhũ tương dầu trong nước (nhũ tương thuận).

Nhũ tương nước trong dầu (nhũ tương nghịch).

Trang 26

Nh ũ tương dầu trong nước

Dung dịch được điều chế từ 5 - 25% thể tích dầu và một lượng các

chất ổn định được trộn với 75 - 95% dung dịch sét

Ưu điểm

Độ thải nước nhỏ (3 - 5 cm3/30 ph)

Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ, tăng tuổi thọ của choòng và

giảm tổn thất thủy lực của máy bơm

Tăng tốc độ cơ học khoan

Nh ũ tương nước trong dầu

Được điều chế từ 30 - 60% thể tích nước là pha phân tán còn dầu là pha liên tục Loại dung dịch được sử dụng để khoan qua các tầng

muối háo nước, đất đá dễ trương nở, sập lở

Điều chế

Tr ộn dung dịch sét với dầu, sau đó cho hắc ín làm chất ổn định.

Chuy ển từ dung dịch nhũ tương dầu trong nước nhờ nhũ tương hóa và cho vào các ch ất ổn định như dung dịch hắc ín hoặc vôi tôi.

Ưu điểm

B ền vững đối với các tác dụng phá hủy của muối, thạch anh, anhydrit…

Độ thải nước nhỏ (B < 5 cm 3 /30ph)

Có thê ̉ đạt tỉ trọng lớn (đến 2)

B ền vững ở nhiệt độ cao (> 100 o C)

Trang 27

Ch ất rửa là không khí (khoan thổi khí)

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

Áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng khoan rất thấp

Tốc độ khoan cao do áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng không đáng kể

Không gây nhiễm bẩn thành hệ

Cần có thiết bị lọc bụi chuyên dụng ở miệng giếng

Không sử dụng được trong tầng chứa nước

Ch ất rửa là bọt

Khả năng rửa giếng khoan bằng bọt lớn

hơn không khí

Lượng khí trong dung dịch bọt giảm khoảng

10 lần so với rửa giếng khoan bằng khí

Bọt vẫn ổn định khi nước xâm nhập ít

Nh ược điểm chủ yếu của dung dịch bọt là rất

ổn định, do vậy cần dùng hóa chất và tia thủy

lực để phá hủy nó trên bề mặt một cách liên tục

Trang 28

Dung dịch sau khi tuần hoàn từ đáy giếng cần phải được làm sạch

và khôi phục lại tính chất ban đầu trước khi bơm trở lại giếng

3 phương pháp tách mùn khoan khỏi dung dịch:

1 Phương pháp thủy lực

2 Phương pháp cơ học: sàn rung

3 Phương pháp ly tâm: máy tách cát, máy tách bùn

2 phương pháp tách khí khỏi dung dịch:

Trang 29

D ựa trên một trong hai mô hình cơ

tr ượt và tốc độ trượt) của dung

d ịch khoan và vữa xi măng.

Trang 30

Apparent viscosity: độ nhớt biểu kiến

Pseudoplastic: dung dịch có độ nhớt biểu kiến giảm khi vận tốc trượt tăng.

Dilitant: dung dịch có độ nhớt biểu kiến tăng khi vận tốc trược tăng.

Yield point: ứng suất trượt tới hạn

Plastic viscosity: độ nhớt dẻo

Gel strength: độ bền gel

τ = &+

y

pγ τµ

τ = &−

γ

y y

p

y y

p

khi khi khi

τ τ

τ γ µ τ

τ τ τ γ

τ τ τ

γ µ τ

Trang 31

Q - lưu lượng dòng chảy, gal/ph

d - đường kính trong của ống, in

d1 - đường kính ngoài của bộ khoan cụ, in

d2 - đường kính trong của ống chống hoặc của giếng, in

2 d 448 2

Q v

,

=

) (

, 448 d22 d122

Q v

Với de = 0,816 (d2 - d1) thì công thức trên có thể viết lại thành:

µp - độ nhớt của dung dịch, cp; τy -ứng suất trượt giới hạn, lbf/100ft2;

de - đường kính tương đương của vành xuyến

2 p

2 y HE

d 37100 N

µ

ρτ

=

2 p

2 1 2 y HE

d d 24700 N

µ

− ρτ

2 p

2 e y HE

d 37100 N

µ ρτ

=

Trang 32

Dùng s ố Reynolds tới hạn để đặc trưng cho dòng chảy chuyển tiếp từ chế

độ chảy tầng sang chế độ chảy rối:

• NReC < 2000: chê ́ độ chảy tầng

• 2000 ≤ NReC ≤ 4000: chế độ dòng chảy chuyển tiếp

• NReC > 4000: chê ́ độ chảy rối.

p

d v 928 N

1

2 d 928 v d d

v 757 N

µ

ρ

= µ

• Chế độ chảy tầng:

• Chế độ chảy rối:

với f là hê ̣ số ma sát được tính bằng công thức:

dPf/dL (psi/ft), µp(ppg, lbm/gal), τg= τy(lbf/100ft 2 ), d (in), v (ft/s).

d d

v dL

225

1500 2

τ µ

+

=

d825

vfdL

4

1

= N f f

Trang 33

MÔ HÌNH BINGHAM

Trong vành xuy ến:

• Chế độ chảy tầng:

• Chế độ chảy rối:

) (

)

y 2

1 2

p f

d d

200 d

d 1000

v dL

dP

−

τ +

−

µ

=

) (

2 f

d d

1 21

v f dL

K - ch ỉ số độ sệt (consistency index), lbf/100ft 2 ; n - ch ỉ số đặc trưng cho ứng

x ử cơ học của dòng chảy, không thứ nguyên, n = 0 ÷ 1, nếu n = 1: chất lỏng Newton.

- t ốc độ trượt, s -1 ;

τ = K γ&n ho ặc logτ = logK + n log( γ& )

÷

γ&

Trang 34

Các thông s ố n và K được tính theo các số liệu thực nghiệm:

v ới: θ300, θ 600- sô ́ đo trên nhớt kế Fann tương ứng với tốc độ quay 300 và

600 vòng/phút.

Trong mô hình này c ần tính số Reynolds tới hạn trước khi xác định tổn thất

áp su ất do ma sát.

V ận tốc trung bình: tính theo mô hình Bingham

Sô ́ Reynolds tới hạn N ReC: xác định bằng đồ thị hoặc bảng

300

600

32 3 n

4200

n < 0,2

N ReC n

2

n

13

d04160

K

v89100N

ρ

= ( − ) ,

Re

n 1 2 n

2

n

12

dd02080

K

v109000N

Re

Trang 35

T ổn thất áp suất do ma sát

Đường ống:

Chế độ chảy tầng:

Chế độ chảy rối:

với f là hệ số ma sát được tra bằng đồ thị f(n, NRe) hoặc tính theocông thức sau:

n

1 n

n f

0416 0 n

1 3 d

144000

v K dL

v f dL

n 1 75

3950

f

Nn

4f

1

,

) ( Re ,

Chế độ chảy tầng:

Chế độ chảy rối:

f được tính theo phương trình của mô hình Bingham.

n

n 1 1 2

n f

0208 0

n

1 2 d

d 144000

v K dL

(

) (

2 f

d d 1 21

v f dL

dP

− ρ

=

Trang 36

Công suất thủy lực của dung dịch khoan được cung cấp bởi bơm

Trong quá trình tuần hoàn, công suất này tiêu tốn qua:

1 Ma sát trong chuỗi cần khoan và vành xuyến: là loại công suất tiêu tốn vô ích đối với quá trình khoan

2 Ma sát tại vòi phun thủy lực của choòng: đóng góp vào quá trình làm sạch choòng khoan

Tối ưu hóa thủy lực khoan bao gồm:

Tối thiểu công suất thủy lực loại 1

Tối đa công suất thủy lực loại 2

Công su ất thủy lực trong chuỗi cần khoan và vòi phun

Tiêu đề	Dung Dịch Khoan Và Xi Măng
Tác giả	ThS. Đỗ Hữu Minh Triết
Trường học	Đại học Bách Khoa TP. HCM
Chuyên ngành	Khoan – Khai thác Dầu khí
Thể loại	bài giảng
Thành phố	TP. HCM

Định dạng
Số trang	72
Dung lượng	3,32 MB