Tải bản đầy đủ
LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN

LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN

Tải bản đầy đủ

- Khả năng bôi trơn và chống kẹt dính tốt hơn do có vỏ bùn mỏng.
- Tăng tốc độ cơ học khoan.
Nhưng hệ dung dịch này có nhược điểm là gây ảnh hưởng xấu đến vỉa sản
phẩm khi khoan qua.
4.1.3. Hệ dung dich ức chế gốc sét Lignosunfonat.

Hệ dung dịch ức chế lignosunfonat có môi trường phân tán là nước biển
hoặc nước kỹ thuật, sử dụng các tác nhân ức chế gốc lignosulfonat
(ferocromlignosulfonat - FCL), kết hợp với pliome CMC-HV, hay CMC-LV.
Đây là hệ dung dịch có độ bền nhiệt và độ bền muối cao, độ khoáng hóa bằng 5
- 10% NaCl. Hệ dung dịch khá bền vững khi có mặt các chất nhiễm bẩn thường
gặp trong quá trình khoan. Do có tính bền nhiệt cao đến 180C, hệ ức chế
lignosulfonat đã được sử dụng để khoan qua các tầng có nhiệt độ cao, đến chiều
sâu 5000m. Tuy nhiên, hệ dung dịch này có những nhược điểm sau:
- Tác dụng giảm độ nhớt (T, s) và độ bền Gel, đã làm tăng hàm lượng pha
phân tán trong dung dịch dẫn đến hạn chế khả năng làm sạch mùn và gây xói lở
thành giếng.
- Hàm lượng các pha sét bị phân tán mạnh trong dung dịch dễ gây nhiễm
bẩn các tính chất thấm chứa colectơ vùng cận đáy giếng khi khoan mở vỉa sản
phẩm. Tuy giá thành thấp nhưng khả năng ức chế không thật tốt.
- Trong thành phần của hệ dung dịch ức chế phân tán lignosulfonat, các
hóa phẩm sử dụng chủ yếu là ferocromlignosulfonat có tính độc hại cao, gây ảnh
hưởng đến sức khỏe con người và đặc biệt là môi trường sinh thái biển khi thi
công.
4.1.4. Hệ ức chế phân tán Lignosulfonat - phèn nhôm kali (FCL/AKK).

Đây là hệ dung dịc phổ biến đã và đang được sử dụng để khoan các giếng
khoan thăm dò và khai thác ở Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro khi khoan vào
thành hệ Mioxen hạ và Oligoxen. Hệ dung dịch khoan ức chế FCL/AKK được
điều chế chủ yếu từ KT, sét Bentonite API và hóa phẩm giảm độ thải nước CMC
- HV, hoặc CMC - LV, chất bôi trơn, chất diệt khuẩn và cùng với một số chất
khác và đặc biệt là có hai tác nhân ức chế sét (FCL, AKK), hoặc trên cơ sở dung
dịch lignosulfonat bổ sung thêm hóa phẩm ức chế phèn nhôm kali và sử dụng
KOH thay cho NaOH.
*Ưu điểm:
- Có khả năng ức chế sét rất tốt, đảm bảo tính ổn định thành giếng khoan.
54

- Ổn định ở nhiệt độ cao và chịu bền muối đến 10 - 15% NaCl.
- Đơn giản khi điều chế và xử lý.
- Gía thành hạ.
*Nhược điểm:
- Dễ gây kết bông ở chu kỳ tuần hoàn ban đầu khi xử lý phèn nhôm Kali
(tăng độ nhớt và độ thải nước, làm xốp lớp vỏ bùn). Độ bền gel sau 10 phút tăng
mạnh vì vậy đòi hỏi phải xử lý bổ sung, làm tăng chi phí thời gian và tiêu hao
hóa phẩm làm loãng và giảm độ thải nước.
- Lớp vỏ sét của dung dịch ức chế FCL/AKK thường dày do sét kết tụ và
kém bền chắc (do phèn nhôm Kali có tính keo tụ), vì vậy hay gây hiện tượng xói
lở thân giếng khoan.
- Hệ có tính phân tán và ức chế nên ở chừng mực nào đó việc điều chỉnh
các thống số dung dịch có khó khăn hơn so với hệ Polime phi sét.
- Sự phân rã của hệ thấp nên gây ảnh hưởng tới môi trường sinh thái.
- Có tính độc hại cao hơn do có chứa hóa phẩm Ferochromlignosufonat
trong thành phần dung dịch.
4.1.5. Hệ ức chế kỵ nước polime silic hữu cơ.

Đây là một trong những hệ ức chế phân tán rất có hiệu quả để khoan qua
các hệ tầng sét hoạt tính, đặc biệt đối với các giếng khoan có nhiệt độ đáy cao
đến 130 - 150C. Trong thành phần của hệ dung dịch này hợp chất Polime silic
hữu cơ đóng vai trò tác nhân ức chế chính giúp giảm hàm lượng FCL và AKK
sử dụng trong dung dịch.
*Ưu điểm:
- Có khả năng ức chế sét rất hiệu quả và còn tạo nên lớp vỏ sét bền chắc,
có độ thấm nhỏ vào thành giếng khoan. Hệ dung dịch này làm cho sét có tính kỵ
nước, nên hạn chế đáng kể hiện tượng kẹt mút bộ khoan cụ, đặc biệt là khắc
phục được các phức tạp xẩy ra do chênh áp vi sai.
- Hệ dung dịch ổn định nhiệt ở nhiệt độ cao, do có trong thành phần của
hệ các cation kim loại hóa trị cao (Al và Si ) tạo lớp màng bảo vệ nhiệt cho các
Polime khác của hệ.
- Hợp chất Polimer silic hữu cơ còn có khả năng giảm độ nhớt phễu, độ
bền Gel sau 10 phút.
55

- Hệ này có tính độc hại thấp, hệ đặc biệt có hiệu quả khi khoan mở vỉa
tầng sản phẩm. Sử dụng dung dịch này sẽ góp phần làm tăng hệ số phục hồi độ
thấm từ 30 - 40%.
- Đơn giản khi điều chế và xử lý trong quá trình khoan, giá thành hạ.
*Nhược điểm:
- Ở hàm lượng keo sét cao vượt qua giới hạn, xử lý Polimer silic hữu cơ
vào dung dịch dễ xẩy ra keo tụ, đòi hỏi tái xử lý dung dịch bằng FCL để làm
loãng.
- Khi áp dụng hệ dung dịch này để khoan qua tầng đá móng Granit, dung
dịch có xu hướng giảm độ bền cấu trúc, giảm độ nhớt phễu rõ rệt, từ đó đòi hỏi
phải gia tăng hàm lượng chất tạo cấu trúc để phục hồi các tính chất lưu biến.
4.2. Lựa chọn dung dịch khoan cho giếng khoan N0 1208.
4.2.1. Cơ sở lựa chọn hệ dung dịch.

Dựa vào đặc điểm địa chất của mỏ Bạch Hổ, những khó khăn và phức tạp
có thể xảy ra trong quá trình thi công giếng khoan, các hệ dung dịch khoan được
lựa chọn phải thỏa mãn các điều kiện sau:
- Đảm bảo độ bền vững lâu dài cho các lớp đất đá.
- Đảm bảo cho quá trình mở vỉa có chất lượng.
- Sử dụng các chất ức chế mạnh nhằm nâng cao độ bền thành giếng và
duy trì ổn định các thông số dung dịch.
- Dung dịch có tỷ trọng phù hợp với áp suất vỉa.
- Dung dịch có khả năng chuyển đổi thành hệ dung dịch khác mà không
cần biến đổi toàn bộ thể tích.
- Dung dịch được lựa chọn trên cơ sở tận dụng tối đa các hóa phẩm đang
được sử dụng ở vùng mỏ, giảm giá thành chi phí cho 1m khoan, nâng cao được
chỉ tiêu kỹ thuật công nghệ, phù hợp với điều kiện môi trường và không gây ô
nhiễm môi trường xung quanh.
4.2.2. Cơ sở lựa chọn các thông số chất lượng của dung dịch khoan.

Để xác định hợp lý các thông số của dung dịch khoan ta phải căn cứ vào
các yếu tố cơ bản sau:
- Đặc điểm địa chất dọc theo mặt cắt giếng.
56

- Profile của giếng khoan.
- Kinh nghiệm sử dụng dung dịch khoan ở các giếng lân cận của vùng mỏ.
- Phương pháp khoan được sử dụng.
Căn cứ vào tài liệu địa chất của giếng N0 1208, cụ thể là cột địa tầng thì ta phân
chia thành các khoảng khoan khác nhau, từ đó ta chọn hệ dung dịch sử dụng cho
các khoảng khoan như sau:
Bảng 4-1: Hệ dung dịch cho từng khoảng khoan của gi ếng khoan N0
1208.
Khoảng khoan ( m )

Hệ dung dịch

Từ

Đến

85

250

Nước biển

250

1030

Dung dịch polime - sét

1030

1750

Dung dịch Lignosunfonat

1750

2120

Dung dịch ức chế phèn nhôm kali

2120

2880

Dung dịch ức chế phèn nhôm kali

2880

3273

Dung dịch polime ít sét

4.2.3. Lựa chọn các thông số dung dịch khoan cho giếng khoan N0 1208.
4.2.3.1. Phương pháp tính toán trọng lượng riêng của dung dịch khoan và lụa
chọn các thông số của dung dịch.
* Phương pháp tính toán trọng lượng riêng:
Khi khoan cần căn cứ vào điều kiện địa chất để chọn γdd cho thích hợp. Áp
suất thủy tĩnh do cột dung dịch gây ra được xác định theo công thức:
Pdd= γdd.H/10

(4-1)

Trong đó: - H: độ sâu tại điểm khảo sát, (m).
- γdd: Trọng lượng riêng của dung dịch, (G/cm3).
- pdd: Áp suất do cột dung dịch gây ra ở chiều sâu H, (at).
57

Để tránh các hiện tượng phức tạp hay sự cố xảy ra trong quá trình khoan
thì áp suất cột dung dịch phải thỏa mãn các điều kiện:
Pv < Pdd < Pvv

(4-2)

Trong đó: - Pv: Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán.
- Pvv: Áp suất vỡ vỉa tại độ sâu cần tính toán.
Pdd =K×Pv .

(4-3)

Trong đó: - K: Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan, K phụ thuộc vào chiều
sâu thân giếng H.
Bảng 4-2: Hệ số áp suất dư cho từng khoảng độ sâu của gi ếng.
Chiều sâu

Hệ số K

0 ≤ H ≤ 1200 m

1.10 ÷ 1.15

1200 m ≤ H ≤ 2500 m

1.05 ÷ 1.10

2500 m ≤ H ≤ 5000 m

1.04 ÷ 1.07

Áp suất vỉa tại chiều sâu H:
Pv =

K a .( H − b)
10

(4-4)

Trong đó: - H: Chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán.
- b: Chiều sâu tính từ miệng giếng đến mặt biển, b = 35m.
- Ka: Gradien áp suất vỉa.
Từ các công thức trên ta rút ra công thức tính trọng lượng riêng của dung
dịch như sau:

γdd =

K a .K .( H − b)
H

(G/cm)

(4-5)

* Các thông số khác của dung dịch:
- B: Độ thải nước là lượng nước thoát ra qua thiết bị lọc có đường kính
75mm trong 30 phút.
58