Tải bản đầy đủ
Bảng 4.4: Tốc độ quay của choòng khoan ở các khoảng khác nhau:

Bảng 4.4: Tốc độ quay của choòng khoan ở các khoảng khác nhau:

Tải bản đầy đủ

CHƯƠNG 5: DUNG DỊCH KHOAN
5.1.Chức năng của dung dịch khoan
Dung dịch khoan là một yếu đặc biệt quan trọng trong quá trình thi công các giếng
khoan, nó góp phần nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan và giảm các phức tạp trong
khoan một cách đáng kể khi được sử dụng một cách hợp lý. Dung dịch khoan có các chức
năng như sau:
 Nâng mùn khoan lên mặt đất:
Như chúng ta đã biết, trong công nghệ khoan, quá trình phá huỷ đất đá bằng mũi
khoan là quá trình đầu tiên. Khi phá huỷ đất đá, các mảnh đất đá có kích thước khác nhau
(gọi là mùn khoan) được răng mũi khoan tạo ra ngày càng nhiều và tích tụ trên đáy giếng.
Nếu mùn khoan không được tách kịp thời ra khỏi đáy giếng và vận chuyển lên bề mặt thì
mũi khoan không thể tiếp tục thực hiện quá trình phá huỷ đất đá,nghĩa là, công nghệ khoan
phải huỷ bỏ. Chính vì vậy, việc tách và vận chuyển mùn khoan từ đáy giếng lên bề mặt là
nhiệm vụ và chức năng quan trọng và chủ yếu nhất của dung dịch khoan. Như vậy, chức
năng cơ bản,chủ yếu của “Hệ thống tuần hoàn dung dịch khoan” là phải đảm bảo đưa được
dung dịch khoan xuống đến đáy lỗ khoan để tách và vận chuyển mùn khoan lên bề mặt.
 Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn dung dịch:
Trong quá trình khoan, do sự cố và hiện tượng phức tạp có thể xẩy ra hoặc phải ngừng
khoan để thực hiện các công đoạn kỹ thuật,công nghệ như: tháo lắp cần khoan, ống chống…
Trong những trường hợp này, phải ngừng tuần hoàn dung dịch khoan. Khi ngừng tuần hoàn
dung dịch khoan, các hạt mùn khoan do trọng lượng bản thân của nó, mà lắng chìm xuống
đáy lỗ khoan,gây nên hiện tượng kẹt bó bộ dụng cụ đáy với các mức độ nặng nhẹ khác
nhau, nhiều khi không cứu chữa được,phải huỷ bỏ lỗ khoan. Chính vì vậy, dung dịch khoan
phải có chức năng giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn.
 Làm mát và bôi trơn bộ dụng cụ:
Thời gian làm việc của choòng ở đáy giếng (gọi là độ bền của choòng ) phụ thuộc vào
độ bền mòn của răng và ổ tựa của các chóp xoay. Trong quá trình phá vỡ đất đá ở đáy giếng,
do ma sát giữa răng và đất đá,mà choòng bị đốt nóng. Điều này đã làm cho răng mũi khoan
và ổ tựa của chóp bị mài mòn rất nhanh chóng, làm giảm thời gian làm việc của choòng,
làm giảm hiệu quả của công nghệ khoan giếng. Để khắc phục hiện tượng này, cần phải đưa
77

dung dịch khoan xuống đáy giếng vừa để làm mát choòng, vừa có tác dụng bôi trơn ổ tựa
của chóp xoay.
 Gia cố thành giếng khoan:
Khi khoan qua các lớp đất đá có tính chất cơ lý và đặc điểm địa chất khác nhau, thành
lỗ khoan sẽ có mức độ ổn định khác nhau, vì vậy, thường xẩy ra các hiện tượng phức tạp
trong công nghệ khoan như: Hiện tượng sập lở, trương nở, mất dung dịch...vv. Nếu không
có giải pháp khắc phục, đất đá trên thành lỗ khoan sập lở, vùi lấp lỗ khoan hoặc mất dung
dịch, đến mức độ không tuần hoàn được dung dịch, dẫn đến phải ngừng công nghệ khoan.
Chính vì vậy, dung dịch khoan phải có chức năng gia cố thành lỗ khoan, nghĩa là, khi đi qua
thành lỗ khoan, dung dịch khoan tạo ra trên thành lỗ khoan lớp vỏ sét mỏng, chặt xít hạn
chế và ngăn không cho dung dịch thấm vào vỉa, đồng thời, cột dung dịch tạo nên áp suất
thuỷ tĩnh lớn hơn áp suất vỉa, chống sự sập lở và trương nở của đất đá trên thành giếng, làm
tăng độ bền vững của thành lỗ khoan trong quá trình khoan.
 Khống chế sự xâm nhập các chất lưu từ vỉa:
Trong quá trình tuần hoàn, dung dịch khoan tác dụng lên thành giếng khoan tại độ sâu
H một áp suất thuỷ tĩnh có giá trị là:
Pdd =

γ d .H
10

Trong đó:
Pdd: Áp suất thuỷ tĩnh tại chiều sâu H (at).
γd: Là trọng lượng riêng của dung dịch khoan (G/).
H: Là chiều sâu cột chất lỏng (m).
Nếu áp suất thuỷ tĩnh Ptt này nhỏ hơn áp suất vỉa thì chất lưu từ vỉa sẽ xâm nhập vào
giếng và có thể dẫn đến hiền tượng phun trào. Dung dịch khoan có trọng lượng riêng thích
hợp đóng vai trò như một đối áp đầu tiên cho phép khống chế áp suất ở đáy giếng khoan.
 Tham gia vào quá trình phá hủy đất đá ở đáy giếng:
Khi khoan qua các lớp đất đá, đặc biệt khi khoan qua các lớp đất đá mền yếu, bở rời…
dung dịch khoan sau khi đi ra khỏi vòi phun của choòng dưới dạng tia phun có áp suất lớn
đập trực tiếp lên đất đá ở đáy giếng,tạo ra ứng suất cực lớn, kết hợp với răng choòng phá vỡ
đất đá. Quá trình này rất hiệu quả khi khoan bằng choòng thủy lực.
78

 Truyền năng lượng cho động cơ đáy:
Trong phương pháp khoan bằng động cơ đáy, dung dịch khoan đóng một vai trò quan
trọng trong việc truyền chuyển động cho choòng khoan để phá huỷ đất đá.
 Truyền thông tin địa chất lên mặt đất:
Nhờ có tuần hoàn dung dịch mà ta có thể biết được các thông tin địa chất thông qua
một số yếu tố như: mùn khoan nhận được ở máng lắng, dấu vết chất lỏng và chất khí của
các tầng khoan qua (được phát hiện nhờ các bộ cảm biến trên bề mặt), sự thay đổi của các
tính chất hoá lý của dung dịch…

5.2. Lựa chọn hệ dung dịch cho giếng 09-2/09-KTN-5X.
5.2.1. Cơ sở lựa chọn dung dịch khoan.
Các thông số của hệ dung dịch khoan lựa chọn phải phù hợp với đặc điểm địa chất
vùng mỏ và yêu cầu kỹ thuật thi công giếng khoan . Để xác định hợp lý các thông số cho
từng khoảng khoan ta căn cứ vào các yêu cầu cơ bản sau:

- Hình dạng giếng khoan (dạng thân giếng và cấu trúc giếng khoan)
- Đặc điểm địa chất theo mặt cắt của giếng khoan.
5.2.2. Lựa chọn hệ dung dịch cho từng khoảng khoan
Bảng 5.1. Hệ dung dịch cho từng khoảng khoan giếng KTN-3X
Khoảng khoan

Hệ dung dịch

Từ ÷ Đến
94,5 ÷ 160

Nước biển

160 ÷ 750

Dung dịch sét

750÷ 2096

Dung dịch ức chế sét Ultraldrill

2096 ÷ 3446,5

Dung dịch ức chế sét Ultraldrill

3446,5 ÷ 3461,5

Dung dịch CaCL2

5.3.Tính toán các thông số của dung dịch khoan cho giếng 09-2/09-KTN-5X
5.3.1. Phương pháp tính toán.
Để chọn dung dịch khoan phù hợp ta cần chú ý tới áp suất vỉa (P v) và áp suất vỡ vỉa Pvv.
Dung dịch khoan chọn được phải phù hợp không gây ra các hiện tượng sự cố, phức tạp cho
79

công tác không như sập lở thành giếng khoan, phun trào, mất dung dịch…Tức là phải thoả
mãn đẳng thức sau :
Pdd = 0,1.γ d .H

(at) (5.1)

Để tránh hiện tượng phức tạp hay sự cố xảy ra trong quá trình khoan thì áp suất cột
dung dịch phải thoả mãn các điều kiện:
Pv≤ Pdd≤ P vv (5.2)
Pdd = K.Pv (5.3)
Trong đó:
Pv : Áp suất vỉa tại độ sâu cần tính toán (at);
Pvv : Áp suất vỡ vỉa tại độ sâu cần tính toán (at);
K : Là hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan.K phụ thuộc vào chiều sâu thân
giếng H như sau:
- Với H ≤ 1200m thì : K = 1,15 ÷ 1,2;
- Với 1200m ≤ H ≤ 2500 thì : K = 1,05 ÷ 1,15;
- Với 2500m ≤ H ≤ 5000m thì : K = 1,04 ÷ 1,05.
Áp suất vỉa tại chiều sâu H được tính theo công thức:
Pv =

K a .∆H
10

(at)

(5.4)

Trong đó:
∆H = H- b
H : Là chiều sâu tính từ sàn khoan đến vị trí tính toán.
b : Là chiều sâu tính từ miệng giếng đến mặt biển (b = 36,5m).
Ka : Là gradien áp suất vỉa.
Như vậy ta rút ra được công thức tính trọng lượng riêng của dung dịch như sau:
γ d = K a .K .

H −b
H

(G/cm3) (5.5)
80

Giá trị sai số cho phép của tỷ trọng dung dịch trong hệ thống tuần hoàn nằm trong
khoảng ± 0,02 G/cm3 so với giá trị tính toán cho phép.
Các thông số khác của dung dịch khoan: Độ nhớt, ứng suất cắt tĩnh, độ thải nước,
chiều dày vỏ bùn, độ thải nước… được lựa chọn dựa vào điều kiện địa chất cũng như kinh
nghiệm khoan ở các giếng khoan đã thi công.

Độ thải nước B ( ) và độ dày lớp vỏ mùn (mm)
Độ thải nước đặc trưng cho tính chất thấm của dung dịch, là khả năng pha lỏng của
dung dịch bị tách ra đi vào lỗ hổng, khe nứt của đất đá trên thành giếng khoan khi tồn tại sự
chênh áp. Quá trình hình thành lớp vỏ mùn diễn ra đồng thời cùng với quá trình thấm của
dung dịch.
Trong địa tầng đá nứt nẻ, độ rỗng lớn, kém ổn định hay đất đá mềm yếu dễ gây mất
nước thì độ dày vỏ mùn K được yêu cầu phải mỏng, chặt sít nhằm gia cố tốt cho thành giếng
khoan.
Độ thải nước B nhỏ có tác dụng hạn chế sự rửa các vật chất liên kết tự nhiên trên thành
giếng khoan, giữ cho giếng khoan ổn định, ít ảnh hưởng đến tầng nghiên cứu, tầng sản
phẩm. Ngược lại, nếu B, K lớn sẽ gây ảnh hưởng xấu tới công tác khoan.

Độ nhớt quy ước T (s).
Độ nhớt đặc trưng cho sự ma sát trong giữa các lớp dung dịch khi chúng chuyển động.
Ta thấy:
- Khi độ nhớt của dung dịch tăng thì vận tộc khoan cơ học giảm, ví dụ khi ta thay nước
lã bằng dung dịch sét thì vận tốc khoan cơ học giảm khoảng 25%.
- Tạo nên vùng đình trệ ở đáy, mùn khoan khó tách nhanh và di chuyển khỏi đáy khi
độ nhớt tăng.
- Độ nhớt tăng tạo ra tình trạng kéo dài áp lực dư, máy bơm làm việc khó khăn do tổn
thất thủy lực lớn. Tuy nhiên độ nhớt nhỏ cũng không có lợi vì khả năng tạo lớp vỏ bùn kém.
Trong thực tế, sau khi gia công dung dịch, để kiểm tra xem độ nhớt của dung dịch có
đạt yêu cầu hay không, ta sử dụng độ nhớt quy ước T, nó không mang ý nghĩa vật lý nhưng
cho biết tính chất công nghệ của dung dịch khoan.

Ứng suất trượt tĩnh (mG/).
Ứng suất trượt tĩnh là ứng suất nhỏ nhất cần thiết để phá vỡ cấu trúc của dung dịch.
81

Nó đặc trưng cho độ bền cấu trúc của dung dịch được tạo ra ở trạng thái tĩnh. Ứng suất
trượt tĩnh đặc trưng cho khả năng giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn,
làm cho mùn khoan không bị lắng xuống đáy, tránh hiện tượng kẹt mút.
Khi đất đá nứt nẻ, dễ mất nước thì tính xúc biến của dung dịch phải cao mới khống chế
được. Tuy nhiên nếu tăng thì sẽ dẫn tới T và mật độ dung dịch tăng tạo nên vùng đình trệ ở
đáy giếng làm giảm vận tốc cơ học khoan, khiến máy bơm làm việc nặng hơn.

Hàm lượng pha rắn
Đó là thể tích cặn thu được khi để dung dịch pha loãng với nước lã theo tỉ lệ 1:9 ở
trạng thái yên tĩnh sau 1 phút. Hàm lượng cát trong dung dịch đặc trưng cho mức độ nhiễm
bẩn của dung dịch, làm giảm cấu trúc của dung dịch và gây mòn bộ khoan cụ. Thông
thường hàm lượng pha rắn trong dung dịch được yêu cầu 4% để đảm bảo được các tính
chất của dung dịch.

Độ ổn định
Độ ổn định được tính bằng hiệu số trọng lượng riêng của phần dưới với phần trên của
cột dung dịch để yên tĩnh trong vòng 24h. Độ ổn định thường < 0.17 ppg.

5.3.2. Tính toán và lựa chọn khối lượng riêng của dung dịch cho từng khoảng khoan:
* Khoảng khoan từ 94,5÷160m: Khoảng khoan này dùng nước biển có trọng lượng
riêng là: γd = 1,03G/cm3.
* Khoảng khoan từ 160m ÷750m
Tại khoảng khoan này ta có:
- Gradien áp suất vỉa: Ka = 1.
- Hệ số áp suất dư lên thành giếng khoan: K = 1,14
- Chiều sâu thân giếng: H = 750m
Thay vào công thức (3.4) ta tính được trọng lượng riêng của dung dịch:

Tính toán tương tự cho những khoảng khoan còn lại ta được kết quả như bảng
sau:
Bảng 5.2. Bảng tỷ trọng dung dịch cho từng khoảng khoan.
82

Khoảng Khoan
(m)
94,5÷ 160

Trọng Lượng riêng của dung dịch
(G/)
1,03

160÷ 750

1,08 0,02

750 ÷ 2096

1,15 0,02

2096÷ 3446,5

1,26 0,02

3446,5÷ 3461,5

1,05 0,02

Theo kinh nghiệm thi công các giếng khoan lân cận và đặc điểm địa chất tạo mỏ Kình
Ngư Trắng trong khoảng khoan này chủ yếu là đất đá mềm, bở rời. Vì vậy ta chọn được các
thông số còn lại của dung dịch như sau :
Độ thải nước : B = 6÷ 8 (/30’)
Độ nhớt quy ước : T = 30÷ 40 (s)
Ứng suất trượt tĩnh : θ1 = 5 ÷ 10 (mG/)
θ2 = 10 ÷ 20 (mG/)
Độ khoáng hoá : 6,3 %.
Độ dày lớp vỏ mùn : 1,5 (mm).
Độ PH : 8,4
Tính toán tương tự ta được thông số dung dịch cho từng khoảng khoan như sau :

83

Bảng 5.3. các thông số dung dịch cho từng khoảng khoan của giếng KTN-4X
Khoảng
Khoan (m)

Tỉ trọng
γ (G/

Độ nhớt
T
(s)

Độ thải
nước
B(/
30ph)

Độ dày
lớp vở
mùn
K
(mm)

Ứng suất trượt
tĩnh (mG/)
θ1

θ2

94,5÷ 160

1,03

160÷ 750

1,08

16 ÷ 22

6÷8

1,5

5 ÷ 10

10 ÷ 20

750 ÷ 2096

1,15

45 ÷ 65

3÷5

5 ÷ 15

10 ÷ 25

2096÷ 3446,5

1,26

50 ÷ 70

3÷5

1,2
1,2

5 ÷ 15

10 ÷ 25

3446,5÷ 3461,5

1,05

30 ÷ 60

4÷5

1,3

4 ÷10

8 ÷ 15

PH

8,4

5.4.Điều chế và gia công hóa học dung dịch khoan.
5.4.1.Mục đích.
Trong quá trình khoan, ta thường gặp nhiều điều kiện địa chất rất phức tạp. Sự
khác nhau về tính chất cơ học, mức độ ổn định, áp lực vỉa… của các tầng địa chất khác nhau
đòi hỏi dung dịch khoan phải có những thông số phù hợp thì mới đảm bảo quá trình khoan
diễn ra bình thường và nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan được. Trong khi đó, dung
dịch sét tự nhiên (chỉ gồm sét và nước) như tính toán ở trên không thể cùng một lúc có đầy
đủ các thông số khác nhau thoả mãn các yêu cầu đó được. Muốn đạt được điều này người ta
phải tiến hành gia công hoá học dung dịch khoan.
Gia công hoá học dung dịch khoan: là quá trình làm thay đổi các thông số của dung
dịch khoan bằng cách cho thêm vào chúng các chất khác nhau với liều lượng khác nhau
nhằm đạt được các mục tiêu đã đề ra.
Trong dung dịch khoan, các thông số có mối liên hệ chặt chẽ với nhau. Nếu có một
nguyên nhân nào đó làm cho một thông số thay đổi sẽ kéo theo sự thay đổi của một loạt các
thông số khác. Do đó, việc gia công hoá học dung dịch khoan phải được tiến hành một cách
cẩn thận trong phòng thí nghiệm để có thể điều chỉnh các thông số cho phù hợp với yêu cầu.
Quá trình gia công hoá học dung dịch được chia làm hai giai đoạn:

-

Gia công dung dịch lần đầu tiên để thu được các thông số cần thiết. Giai đoạn này thường
được tiến hành khi bắt đầu khoan. Ngoài ra còn sử dụng trong trường hợp phải chuyển từ
điều kiện khoan bình thường sang điều kiện khoan phức tạp, hay trong việc chống các hiện
tượng sự cố trong khoan.
84

-

Gia công bổ sung để giữ nguyên hoặc cần thay đổi các thông số dung dịch trong quá trình
khoan. Giai đoạn này được tiến hành liên tục trong quá trình khoan để tách mùn khoan, dầu,
khí hoặc nước từ vỉa xâm nhập và trong dung dịch đi lên.
Trong nội dung chương này ta chỉ xét giai đoạn đầu tiên của quá trình gia công hoá
học dung dịch.
5.4.2. Yêu cầu khi gia công hoá học dung dịch khoan.
Bằng mọi cách để đạt được các thông số của dung dịch đã đề ra nhưng lượng tiêu hao
chất phụ gia, hoá phẩm là ít nhất.
Cần tiến hành thí nghiệm trước trong phòng để tìm được liều lượng chất phụ gia thích
hợp.
Điều kiện thí nghiệm trong phòng phải tương tự như điều kiện ngoài lỗ khoan như :
nhiệt độ, áp suất và các điều kiện khác ở đáy lỗ khoan.
5.4.3.Nguyên tắc gia công.
Gia công dung dịch là quá trình làm thay đổi các thông số của dung dịch bằng
cách cho thêm các hóa phẩm khác để tạo ra các phản ứng hóa học khác nhau với liều lượng
khác nhau. Việc gia công dung dịch trong quá trình khoan có thể chia làm 2 giai đoạn:
Gia công dung dịch lần đầu tiên để thu được các thông số cần thiết, giai đoạn này
thường chuyển sang điều chỉnh dung dịch cho phù hợp điều kiện khoan phức tạp hay các
biểu hiện của sự cố này sang sự cố khác.
Gia công bổ sung dung dịch để giữ nguyên các thông số của dung dịch trong quá trình
khoan cho phù hợp ở mỗi yêu cầu, mỗi khoảng khoan. Giai đoạn này được tiến hành liên tục
trong quá trình khoan để tách mùn khoan, dầu, khí, nước từ vỉa xâm nhập vào trong dung
dịch đi lên.
Trước khi tiến hành gia công hóa học dung dịch ta phải nắm được các yêu cầu đặt ra
và phải biết được tác dụng các loại phụ gia hóa học và tuân theo bốn nguyên tắc sau để lựa
chọn:
Các dung dịch được gia công bằng các chất phụ gia khác nhau phải được đem so sánh
ở cùng một độ nhớt đã được chọn trước theo điều kiện yêu cầu, có thể dùng nước để điều
chỉnh độ nhớt.
Bằng mọi cách đạt được các thông số của dung dịch mà lượng tiêu hao chất phụ gia là
ít nhất. Điều này không những có ý nghĩa về mặt kinh tế mà còn có ý nghĩa về mặt kĩ thuật
85

vì nếu lượng phụ gia thừa sẽ gây ảnh hưởng tới việc điều chỉnh các thông số khác của dung
dịch.
Cần phải thí nghiệm trước trong phòng để tìm liều lượng chất phụ gia thích hợp, tránh
gây lãng phí, mất thời gian ngoài hiện trường.
Điều kiện thí nghiệm trong phòng phải tương tự điều kiện ngoài lỗ khoan: nhiệt độ, áp
suất và các điều kiện khác ở đáy lỗ khoan.
5.4.4. Các vật liệu, hoá phẩm chính sử dụng trong công tác gia công dung dịch.
Hệ dung dịch Ultradrill có các đặc tính cớ bản như :

-

Giữ ổn định thành hệ sét và ức chế lại sự trương nở của sét.

-

Tăng tốc độ cơ học khoan bằng hoá chất Ultrafree, đồng thời giảm thiểu tối đa khả năng kẹt,
dính choòng khoan khi khoan qua qua các tầng đất đá mềm dẻo, bôi trơn tốt bộ khoan cụ, ổn
định trong điều kiện nhiệt độ cao.

-

Không làm nhiễm bẩn tầng chứa, hạn chế sự phân tán đồng thời giữ ổn định cho đất đá ở
thành hệ.

-

Tăng độ linh hoạt khi khoan qua các tầng muối.
Tỉ trọng của dung dịch được thay đổi một cách linh hoạt, dễ dàng sao cho phù hợp với
địa tầng khoan qua

+ Sét bentonite : Dùng để tạo ra các thông số cơ bản.
+ Barit ( BaSO4) : Dùng để tăng tỉ trọng và giảm độ thải nước của dung dịch.
+ Ultrahib : Chất ức chế sét đầu tiên trong hệ dung dịch.
+ Ultrafree : Tăng tốc độ cơ học khoan.
+ KCl : giúp tạo độ muối và ức chế toàn bộ sự trương nở của sét.
+ Caustic Soda(NaOH) : bôi trơn
+ Soda Ash (Na2CO3) : làm tăng khả năng phân tán của sét trong dung dịch.
+ Safe Cide :
+ DV – Guar, DV – PAC LV, DV Hivis D: tăng tính xúc biến cho dung dịch
+ idcap D :Ngăn cản sự phân tán, trương nở của sét khi khoan qua các tầng chứa sét.
+ Mix II F :
86

+ Radiagreen EBL : tăng tính lưu biến và độ linh hoạt cho dung dịch
+ CaCl2 : tăng tính lưu biến cho dung dịch
+ Radiagreen EME :tăng tính lưu biến và độ linh hoạt cho dung dịch, giảm độ thải nước
+ Biosafe (bactericide) : Diệt khuẩn.
Sau đây là thành phần hoá phẩm để điều chế một thùng hoá phẩm cho từng khoản
khoan:
 Khoảng khoan từ 94,5÷ 160m ta dùng nước biển.
 Khoảng khoan từ 160÷ 750m :
Bảng 5.4. Hoá phẩm dung điểu chế dung dịch trong khoảng khoan từ 160÷ 750m
Nguyên Liệu

Hàm Lượng
(Kg/)

BaSO4
Bentonite

171
133

NaOH

1,9

Na2CO3
DV- Guar

1,9
13,3

 Khoảng khoan từ 750 ÷ 2096m :
Bảng 5.5. Hoá phẩm dung điểu chế dung dịch trong khoảng khoan từ 750 ÷ 2096m
Nguyên Liệu

Hàm Lượng
(Kg/))
228
0,95
13,3
5,7
11,4
39,9
114
1,9
13,3
877,8

BaSO4
Safe cide
DV – PAC LV
DV – HIVIS D
Idcap D
Ultrahib
KCl
Na2CO3
DV – Guar
CaCO3
87