Bài giảng Dung dịch khoan và vữa trám

Tài liệu tham khảo

(cid:132) Kỹ thuật khoan dầu khí, Lê Phước Hảo, 1995

(cid:132) Bài giảng dung dịch khoan và vữa trám, Trần Đình Kiên, 2002

DUNG DỊCH KHOAN - XIMĂNG

(cid:132) Applied Drilling Engineering, A. T. Bourgoyne Jr., K. K. Millheim, M. E.

(cid:132) Drilling fluids, Solids Control and Hydraulics (Module A-E), Smith

Chenevert, F. S. Young Jr., SPE, 1991

(cid:132) Principles of Drilling Fluid Control, 12nd Edition, API, 1969

GV: Đỗ Hữu Minh Triết Email: dhmtriet@hcmut.edu.vn

(cid:132) Cementing, Dwight K. Smith, SPE monograph vol. 4, 1990

(cid:132) Well Cementing, Erick B. Nelson, 1990

International, 1990

GEOPET

Nội dung tóm tắt

Kiểm tra – Đánh giá

A. Dung dịch khoan

(cid:132) Kiểm tra tại lớp, bài tập: 20%

(cid:132) Kiểm tra giữa học kỳ (tuần 8): 20%

(cid:132) Thi cuối kỳ (tuần 16): 60%

Các khái niệm, tính chất, các thông số cơ bản của dung dịch khoan, cách gia công hóa học chúng. Cách rửa lỗ khoan bằng nước lã và các dung dịch tự nhiên. Các loại dung dịch dùng trong điều kiện phức tạp. Cách làm sạch dung dịch.

B. Ximăng

Các tính chất cơ bản của ximăng, cách chọn vữa ximăng, các nguyên tắc của phương pháp trám ximăng.

GEOPET

Nội dung chi tiết

Tuần

Nội dung

1-2

CHƯƠNG 1: KHÁI NIỆM CHUNG VỀ RỬA LỖ KHOAN

3-4-5

CHƯƠNG 2: DUNG DỊCH SÉT

CHƯƠNG 3: GIA CÔNG HÓA HỌC DUNG DỊCH SÉT

7-8-9

CHƯƠNG 4: DUNG DỊCH KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN PHỨC TẠP

CHƯƠNG 5: LÀM SẠCH DUNG DỊCH

CHƯƠNG 6: XIMĂNG PORLAND

CHƯƠNG 7: CHỌN VỮA XIMĂNG DÙNG TRONG CÔNG NGHIỆP DẦU KHÍ

13-14

CHƯƠNG 8: KỸ THUẬT BƠM TRÁM XIMĂNG GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ

GEOPET

RỬA LỖ KHOAN LÀ GÌ?

CHƯƠNG 1

(cid:132) Rửa lỗ khoan là dùng chất lỏng hay chất khí để thực hiện 2 nhiệm vụ:

(cid:133) Làm sạch đáy lỗ khoan

(cid:133) Bôi trơn và làm mát dụng cụ khoan

KHÁI NIỆM CHUNG VỀ RỬA LỖ KHOAN

(cid:132) Định nghĩa

(cid:132) Dung dịch khoan có thể là chất lỏng hoặc khí

(cid:133) Dung dịch khoan là không khí

(cid:133) Dung dịch khoan dạng bọt

(cid:133) Dung dịch khoan là nước

(cid:133) Dung dịch khoan gốc dầu

(cid:133) Dung dịch khoan gốc polyme tổng hợp (olefin và este)

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-2

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

GEOPET

I. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN VÀ SỬ DỤNG CÁC LOẠI DUNG DỊCH VÀO CÔNG TÁC KHOAN

- Thế kỷ XIX ở Trung Quốc người ta đã tiến hành rửa lỗ khoan bằng

- 1937, tinh bột được dùng làm giảm độ thoát nước của dung dịch.

- 1944, Carboxymetyl Celullose (CMC) được dùng làm giảm độ thoát

- 1905, dung dịch sét đã được dùng để rửa lỗ khoan trong giếng khoan

- Sau đó, ở Mỹ và Nga đồng thời tìm ra dung dịch gốc dầu để mở vỉa dầu.

- 1921, ôxit sắt xay nhỏ được dùng để làm nặng dung dịch ở bang

- 1939 – 1940, người ta dùng huyền phù carbonat để rửa lỗ khoan.

- 1943, người ta dùng dung dịch có vôi để có thể chịu được nhiệt độ hơn

nước lã, sau đó là nước lã và các hạt sét có sẵn. nước của dung dịch. đầu tiên ở Texas.

- Đồng thời với việc làm nặng dung dịch người ta tìm ra xút (NaOH) và

- 1953, dùng dung dịch thạch cao để thực hiện mục đích trên.

- Ngoài việc rửa lỗ khoan bằng chất lỏng, còn dùng chất khí để rửa lỗ

Arkansas và bang Louissiana (Mỹ). Sau đó, barit được tìm thấy có khả năng làm nặng dung dịch tốt hơn. 190oC mà không bị đặc.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-3

1-4

aluminat natri để làm ổn định dung dịch và giữ các hạt chất làm nặng ở trạng thái lơ lửng. khoan, thực hiện đầu tiên vào 1918.

Hệ thống tuần hoàn dung dịch

GEOPET

II. CHỨC NĂNG CỦA DUNG DỊCH KHOAN

(cid:190) 1. Rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng

(cid:190) 2. Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn

Ổn định thành giếng

(cid:190) 3. Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ

(cid:190) 4. Giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất

Ngăn sự xâm nhập của chất lưu

Giúp xác định lưu chất vỉa

(cid:190) 5. Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá

(cid:190) 6. Truyền năng lượng cho turbin khoan

Vận chuyển mùn khoan lên bề mặt

Bôi trơn, làm mát bộ khoan cụ

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-5

1-6

nước rửa và hiện tượng dầu-khí-nước vào lỗ khoan

Chức năng 1

GEOPET

II. CHỨC NĂNG CỦA DUNG DỊCH KHOAN

Rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng

(cid:132) Đây là điều kiện để đạt được tốc độ cơ học

Các chức năng khác

(cid:190) Đảm bảo tính chính xác cho công tác đánh giá vỉa

(cid:190) Kiểm soát sự ăn mòn thiết bị (O2, CO2, H2S)

(cid:190) Hỗ trợ quá trình trám ximăng và hoàn thiện giếng

(cid:190) Giảm thiểu các tác hại cho môi trường

(cid:132) Muốn rửa sạch đáy lỗ khoan thì phải kịp thời đưa mùn khoan lên mặt đất theo khoảng không vành xuyến giữa thành lỗ khoan và cần khoan. Mức độ rửa sạch lỗ khoan phụ thuộc vào số lượng và chất lượng nước rửa bơm vào lỗ khoan: tốc độ dòng nước rửa đi lên, tính chất cơ học, cấu trúc của nước rửa, kích thước và trọng lượng các hạt mùn khoan.

(cid:190) Truyền thông tin địa chất lên mặt đất

(cid:190) Là môi trường trung gian để truyền tín hiệu điều khiển

(cid:132) Năng suất máy bơm càng lớn, lượng nước rửa

khoan cao.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-7

1-8

bơm vào lỗ khoan càng nhiều, đáy lỗ khoan càng rửa sạch thì tốc độ khoan càng tăng.

Chức năng 2

GEOPET

Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn

Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn (tt)

(cid:132) Khả năng giữ các hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của một loại

(cid:132) Trong quá trình khoan thường xảy ra hiện tượng ngừng khoan một cách đột ngột hoặc khi tiếp cần, thay choòng khoan. 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 gây ra hiện tượng kẹt lỗ khoan.

(cid:132) Khi rửa lỗ khoan bằng nước lã hoặc chất khí, do tính lưu biến của các loại dung dịch này rất thấp, chỉ được ngừng tuần hoàn sau khi đưa hết mùn khoan lên mặt đất. Đồng thời phải nhanh chóng khôi phục lại sự tuần hoàn của dung dịch.

(cid:132) Để tránh hiện tượng kẹt lỗ khoan, phải dùng dung dịch có tính lưu biến cao. Dung dịch loại này khi ở trạng thái yên tĩnh, ứng suất giới hạn của chúng tăng lên (quá trình gel hóa), đủ để giữ các hạt mùn khoan không bị lắng xuống.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-9

1-10

nước rửa được đánh giá bằng kích thước lớn nhất của các hạt mùn khoan không bị chìm trong loại nước rửa ấy.

Chức năng 3

GEOPET

Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ

Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ (tt)

(cid:132) Trong quá trình khoan, dụng cụ phá đá bị nóng do nhiệt độ ở đáy (địa

(cid:132) Việc làm mát dụng cụ phá đá phụ thuộc lưu lượng, tỉ nhiệt và nhiệt độ ban đầu của chất để rửa lỗ khoan. Lưu lượng và tỉ 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.

(cid:132) Thực tế cho thấy dung dịch làm lạnh dụng cụ phá đá tốt nhất là nước

(cid:132) 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 độ ở vùng tiếp xúc 800 - 1000oC sẽ giảm độ bền và độ chống mòn của dụng cụ.

nhiệt) và do ma sát với đất đá.

(cid:132) Khi dùng các chất lỏng và khí để rửa lỗ khoan thì chất đó sẽ thu nhiệt dẫn đến sự 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.

(cid:132) Nước rửa còn bôi trơn ổ bi, các chi tiết khác của turbin, choòng khoan cần khoan và ống chống do nước rửa làm giảm độ ma sát ở các bộ phận quay, 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 khoan turbin. 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 moment quay giảm 30%.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-11

1-12

lã, sau đó là dung dịch sét và các chất lỏng khác, cuối cùng là chất khí.

Chức năng 4

GEOPET

Giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất nước rửa và hiện tượng dầu-khí-nước vào lỗ khoan

Giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất nước rửa và hiện tượng dầu-khí-nước vào lỗ khoan (tt)

(cid:133) Khi Pv < Ptt, nước rửa đi vào khe nứt của đất đá làm giảm thể tích nước rửa,

gây ra hiện tượng mất nước rửa từng phần hay hoàn toàn. Hiện tượng này xảy ra khi khoan qua đất đá nứt nẻ, nhiều lỗ hổng…

(cid:132) Mỗi lớp đất đá, vỉa khoáng sản, mỗi tầng chứa dầu, khí, nước nằm trong lòng đất đều có áp lực vỉa Pv của chúng (áp lực địa 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 chúng thì sự cân bằng này bị phá vỡ. Dưới tác dụng của áp lực vỉa, các lớp đất đá đi vào lỗ khoan.

(cid:132) Khi lỗ khoan có nước rửa thì cột chất lỏng trong lỗ khoan sẽ tạo một áp lực thủy

tĩnh Pv.

Đồng thời với hiện tượng mất nước rửa, khi Ptt giảm vì mực nước trong lỗ khoan giảm sẽ dẫn đến hiện tượng sập lở thành lỗ khoan; dầu, khí, nước vào lỗ khoan.

(cid:133) Khi Pv > Ptt thì đất đá, dầu khí nước sẽ đi vào lỗ khoan gây ra hiện tượng

Khắc phục bằng cách dùng dung dịch sét chất lượng tốt, tỷ trọng nhỏ tạo nên một vỏ sét chặt sít ngăn cách giữa lỗ khoan và vỉa, đồng thời do Ptt nhỏ sẽ thành lập nên một trạng thái cân bằng Ptt = Pv để chống mất nước rửa. Trong trường hợp mất nước rửa mạnh, người ta dùng các hỗn hợp đông nhanh để khắc phục.

sập lở thành lỗ khoan hay hiện tượng dầu, khí, nước vào lỗ khoan làm bão hòa dung dịch, đôi khi có thể đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan và phun lên. Tăng tỷ trọng Ptt có tác dụng chống lại Pv. Mặt khác khi dùng dung dịch sét sẽ tạo nên một lớp vỏ mỏng sét chặt sít xung quanh thành lỗ khoan, ngăn cách giữa vỉa và lỗ khoan thì thành lỗ khoan ổn định.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-13

1-14

Chức năng 5

GEOPET

Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá

Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá (tt)

(cid:132) Là một thông số chế độ khoan.

(cid:132) Đất đá có độ bền không đồng nhất, trong màng tinh thể có chỗ rất yếu và trên bề mặt có những khe nứt ngang dọc. Khi nước rửa thấm sâu vào làm các khe nứt bị sâu thêm, rộng ra tạo điều kiện cho việc phá hủy đá dễ dàng hơn.

(cid:132) Nước rửa qua lỗ thoát của choòng có kích thước nhỏ có tốc độ khá lớn và dự

trữ một động năng. Động năng này được sử dụng làm sạch đáy lỗ khoan và khi gặp đất đá mềm, nó phá hủy trực tiếp.

(cid:132) Hiệu quả đó tăng thêm khi ta thêm vào nước rửa các chất giảm độ cứng. Tác

dụng các chất này là tăng lực tương tác hóa lý giữa môi trường phân hóa và bề mặt mới của đất đá tạo ra trong quá trình phá hủy cơ học.

(cid:132) Tác động cơ học của dòng nước rửa lên đáy lỗ khoan được đánh giá bằng áp lực hay lực đập của dòng nước rửa khi tiếp xúc với đất đá ở đáy. Lực đập này phụ thuộc tốc độ, khối lượng và mật độ của dòng nước rửa.

(cid:132) Các chất làm giảm độ cứng như hoạt chất cacbon, fenol, axit và các muối kiềm

của chúng.

(cid:132) Khi khoan qua đất đá cứng, nước rửa chỉ góp phần vào việc tăng tốc độ cơ học

khoan vì nước đã làm giảm độ cứng của đất đá.

+ Các chất điện phân: NaCl, MgCl2, CaCl2, AlCl3 + Các muối của kim loại kiềm NaOH, Na2CO3

Lưu ý: Khi nồng độ các chất trên trong nước rửa nhỏ thì có tác dụng, khi nồng độ tăng thì tác dụng ngược lại.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-15

1-16

Chức năng 6

GEOPET

Truyền năng lượng cho turbin khoan

Truyền năng lượng cho turbin khoan (tt)

Đối với một số trường hợp khoan giếng định hướng có góc nghiêng lớn và khoan ngang, người ta sử dụng động cơ đáy (tuabin hoặc động cơ thể tích). Động cơ này làm việc nhờ năng lượng của dòng dung dịch tuần hoàn trong giếng.

Muốn Q tăng để tăng công suất quay của turbin thì tăng Nb hay giảm p. Trong kỹ thuật, Nb có thể điều chỉnh dễ dàng nên tăng Q dễ dàng nhưng trong kỹ thuật khoan, do kích thước các ống dẫn hạn chế nên khi Q tăng làm p giảm. Tùy theo độ bền của ống dẫn thủy lực, bơm và dụng cụ khoan mà p tăng đến trị số p < pmax do giá trị pmax đã làm hạn chế Q máy bơm.

(cid:132) Yếu tố quyết định là lượng nước rửa bơm vào turbin nghĩa là năng suất máy

bơm.

(cid:132) Khi Nb không đổi, muốn tăng Q thì phải giảm các tổn thất cục bộ. Điều này

thực hiện bằng 2 cách.

N N

Q Q

- Tăng đường kính của các phần có nước rửa chảy qua như ống dẫn,

  

  

cần khoan và đầu nối, các lỗ thoát của choòng.

- Dùng nước rửa linh động có tỷ trọng và độ nhớt nhỏ.

(cid:206) lượng nước rửa tăng lên ít nhưng công suất của turbin thay đổi rất nhiều (cid:206) tăng tiến độ khoan.

(cid:132) Khi Q không đổi thì tổn thất thủy lực sẽ nhỏ nhất nếu làm sạch lỗ khoan

(cid:132) Ở máy bơm có sự liên hệ: Nb = pQ

bằng nước lã.

Trong đó:

Nb: công suất của máy bơm dung dịch p: áp lực ống thoát của máy bơm Q: lưu lượng của máy bơm dung dịch

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-17

1-18

Chức năng 6

GEOPET

III. CÁC PHƯƠNG PHÁP RỬA LỖ KHOAN

Truyền năng lượng cho turbin khoan (tt)

(cid:132) Tính toán thủy lực khoan nhằm tối ưu ROP (Rate of Penetration)

1. Phương pháp rửa thuận

bằng cách: (cid:133) Tăng khả năng tách mùn khoan tại choòng (cid:133) Tối đa độ giảm áp tại choòng (cid:133) Tối ưu lực va đập thủy lực tại đáy giếng

2. Phương pháp rửa nghịch

3. Phương pháp rửa cục bộ

(cid:132) Áp lực tại choòng được làm giảm bằng cách: (cid:133) Dùng cần khoan và đầu nối có kích thước nhỏ (cid:133) Dùng động cơ đáy (cid:133) Dùng thiết bị đo trong khi khoan

(cid:132) Tổn thất áp suất cao khi: (cid:133) Dung dịch có tỉ trọng lớn (cid:133) Dung dịch có độ nhớt lớn (cid:133) Thành phần rắn trong mùn khoan cao

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-19

1-20

GEOPET

1. Phương pháp rửa thuận

2. Phương pháp rửa nghịch

Nước rửa bơm vào lỗ khoan qua phía trong cần khoan tới đáy, đưa mùn khoan lên theo khoảng không giữa thành lỗ khoan và cần khoan.

(cid:132) Ưu điểm

(cid:133) Đơn giản, không cần thiết bị phức tạp. (cid:133) Nước rửa có tốc độ lớn nhưng chuyển động trong cần khoan nên

Nước rửa bơm vào lỗ khoan qua khoảng không vành xuyến giữa thành lỗ khoan và cần khoan, tới đáy, đưa mùn khoan lên theo phía trong của cần khoan. Phương pháp này thường dùng trong các lỗ khoan đường kính nhỏ hay khoan qua cát, cát kết bị phong hóa.

(cid:133) Tốc độ nước rửa lớn tạo áp lực phá hủy đất đá mềm dẫn đến tốc độ

(cid:133) Do tiết diện cần khoan nhỏ nên tốc độ dòng nước rửa đi lên nhanh. (cid:133) Mùn khoan và mẫu cũng được nâng nhanh, có thể lấy mẫu liên tục (cid:133) Va đập vào thành lỗ khoan nhỏ.

không phá sự ổn định thành lỗ khoan.

(cid:133) Không bị tắt cần, có thể khoan trong điều kiện mất dung dịch.

(cid:132) Khuyết điểm:

(cid:132) Khuyết điểm

(cid:133) Tốc độ nâng mẫu chậm đối với lỗ khoan sâu và đường kính lớn. (cid:133) Dễ gây kẹt lắng mùn khoan khi ngừng tuần hoàn.

(cid:133) Cần có thiết bị bít miệng lỗ khoan. (cid:133) Không khoan được trong điều kiện mất nước. (cid:133) Cấu trúc bộ dụng cụ khoan phức tạp, dễ bị tắt cần khoan.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-21

1-22

cơ học khoan cao.

CÁC PHƯƠNG PHÁP RỬA LỖ KHOAN

GEOPET

3. Phương pháp rửa cục bộ

Cần khoan

Ống lắng lấy mẫu mùn khoan

Thành giếng khoan

Nước rửa bơm vào lỗ khoan như trong phương pháp rửa thuận. Trên cần khoan có gắn thêm thiết bị thu mùn khoan. Phương pháp này được dùng trong trường hợp không thể rửa toàn bộ lỗ khoan hay để nâng cao tỉ lệ lấy mẫu hoặc sau khi xảy ra hiện tượng rơi rớt thiết bị vào lòng giếng, choòng khoan bị mất răng cắt…

Ngoài ra, người ta còn dùng phương pháp tuần hoàn hỗn hợp khi khoan qua đất đá kém bền vững, ở vùng tỉ lệ mẫu thấp, vùng dễ mất nước rửa, ở vùng thiếu nước để gia công dung dịch khoan.

Rửa thuận

Rửa nghịch

Rửa cục bộ

1 Đường dung dịch vào

2 Đường dung dịch ra

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3 Mùn khoan vào ống lắng Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-23

1-24

Phương pháp tuần hoàn hỗn hợp cần thiết bị bơm chuyên dụng đặt chìm. Ưu điểm: tiêu hao dung dịch ít, tỉ lệ mẫu cao. Tuy nhiên, phương pháp này bị hạn chế bởi chiều sâu lỗ khoan và công suất nâng hạ dụng cụ.

GEOPET

IV. CÁC CHẤT ĐỂ RỬA LỖ KHOAN

(cid:132) Chất rửa lỗ khoan có môi trường phân tán là chất lỏng

(cid:133) Nhóm có môi trường phân tán là nước: dung dịch sét, dung dịch tự

(cid:132) Dung dịch sét dùng trong điều kiện địa chất không phức tạp lắm, có tác

Tùy theo môi trường phân tán, chia thành 2 loại: Một số chất để rửa lỗ khoan tương đối phổ biến:

(cid:133) Nhóm có môi trường phân tán không phải là nước (dầu mỏ hay cacbua hydro): dung dịch gốc dầu, dung dịch nhũ tương sét.

nhiên (dung dịch cacbônat, sunfat), huyền phù nước thô.

(cid:132) Chất rửa lỗ khoan có môi trường phân tán là chất khí: không khí hay chất

dụng làm sạch đáy lỗ khoan, làm lạnh dụng cụ phá đá, làm chắc thành lỗ khoan, tránh sự lắng đọng mùn khoan khi ngưng tuần hoàn, tránh sự xâm nhập của dầu, khí, nước vào lỗ khoan.

khí tự nhiên.

(cid:132) Nước lã dùng để khoan qua đất đá tương đối ổn định. Khi khoan, nước lã hòa lẫn với mùn khoan tạo thành dung dịch tự nhiên (khoan qua đá vôi, dolomit tạo thành dung dịch cacbonat, khi khoan qua anhydrit thạch cao, dung dịch sun phát). (cid:133) Ưu điểm: Trọng lượng riêng nhỏ, tổn thất áp lực ít do đó tăng tốc độ

Ngoài ra còn dùng dung dịch nhẹ là hỗn hợp giữa khí và nước.

(cid:133) Khuyết điểm: Không giữ mùn khoan lơ lửng do đó dễ gây kẹt bộ dụng

cơ học khoan 15 - 20% so với sử dụng các loại dung dịch khác.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-25

1-26

cụ khoan. Theo quan điểm tốc độ cơ học khoan, các chất rửa lỗ khoan tốt nhất theo thứ tự: chất khí, nước lã, dung dịch sét. Nhưng xét một cách toàn diện thì các chất rửa tốt nhất theo thứ tự: dung dịch sét, nước lã, chất khí.

GEOPET

IV. CÁC CHẤT ĐỂ RỬA LỖ KHOAN

(cid:132) Dung dịch nhũ tương sét: nhũ tương dầu hay sản phẩm của dầu trong dung dịch sét. Loại dung dịch này ngăn cản các hạt mùn khoan dính nhau và hạn chế việc tạo “nút” đất đá nên người ta thường dùng để khoan trong vùng dễ bị sập lở, kẹt mút. Dung dịch này có khả năng làm giảm độ mòn của choòng và giảm công suất quay cột cần khoan do chúng bôi trơn tốt hơn các loại rửa khác.

(cid:132) Dung dịch muối bão hòa: Dùng để khoan qua các vỉa muối khoáng hay các lớp đất đá liên kết bằng các loại muối khoáng có thể hòa tan được. Khi khoan qua loại muối nào thì dùng dung dịch bão hòa là loại muối đó. Dung dịch muối khoáng không bị đóng băng ở nhiệt độ âm do đó người ta dùng dung dịch này để khoan qua vùng đóng băng quanh năm.

(cid:132) Dung dịch gốc dầu: Môi trường phân tán là dầu (diesel...) và chất phân tán là bitum hay các chất hữu cơ khác (đóng vai trò chất tạo cấu trúc, ổn định dung dịch). Dùng để khoan qua vùng dầu có áp lực vỉa thấp, tạo điều kiện thoát dầu khi khai thác chúng, loại dung dịch này có độ nhớt cao, tỷ trọng nhỏ hơn 1.

(cid:132) Khí nén: Dùng để rửa lỗ khoan ở vùng không có nước, vùng đóng băng hay vùng dễ mất nước rửa. Dùng không khí tự nhiên, khí thải của động cơ đốt trong... sẽ tăng tốc độ cơ học khoan từ 2 đến 5 lần so với dùng các loại nước rửa. Phương pháp này bị hạn chế trong các vùng có nước áp lực.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-27

1-28

Ngoài ra người ta còn dùng dung dịch nhẹ là hỗn hợp nước hay dung dịch với không khí hay khí tự nhiên.

GEOPET

CÂU HỎI

Trình bày các chức năng cơ bản của dung dịch khoan và phân tích các chức năng đó.

KẾT THÚC CHƯƠNG 1

Trình bày nguyên tắc hoạt động của các phương pháp rửa lỗ khoan cơ bản. So sánh ưu điểm và nhược điểm của phương pháp rửa thuận và phương pháp rửa nghịch.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1-29

1-30

Phân loại các chất rửa lỗ khoan phổ biến trong khoan dầu khí.

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 2

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

II. DUNG DỊCH SÉT

DUNG DỊCH SÉT

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CỦA DUNG DỊCH SÉT

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

2-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

1.1. Sự hình thành và phân loại

(cid:131)

1.2. Các tính chất

a. Tính dẻo

b. Tính chịu nhiệt

c. Tính hấp phụ

Sét là một loại đá trầm tích phổ biến trong vỏ trái đất, có khả năng tác dụng với nước thành vật thể dẻo và giữ nguyên trạng thái có sẵn khi khô, khi nung lên thì có độ cứng khá cao. (cid:131)

d. Khả năng sét tạo thành huyền phù bền vững

e. Tính trương nở

f. Tính ỳ với hóa học

Sét là các khoáng chất phyllosilicat nhôm ngậm nước, được hình thành do kết quả của quá trình phong hóa các khoáng vật như fenpat, silicat, cacbonat ... và cả đất đá macma. (cid:131)

2-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Tùy theo thành phần vật chất của đất đá ban đầu, điều kiện lý hóa (môi trường axít, kiềm, trung tính), khí hậu mà kết quả quá trình phong hóa có thể tạo thành các đất sét có thành phần khoáng vật và tính chất rất khác nhau. Có khoảng 30 loại đất sét “nguyên chất”.

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

Hình thành

Phân loại (cid:131) Theo nguồn gốc hình thành: sét eluvi và sét trầm tích

Môi trường axit

• Sét eluvi: sự tích tụ tại chỗ của các sản phẩm phong hóa từ đất đá • Sét trầm tích: do sự dịch chuyển và lắng đọng tại một chỗ khác

K2OAl2O3.6SiO2 + CO2 + 2H2O = K2CO3 + 4SiO2 + Al2O3.2SiO2.2H2O

Fenspat Kaolinit của sản phẩm đất đá bị phong hóa Trong mỗi loại sét trên, người ta lại chia nhỏ thành sét lục địa và sét biển.

Môi trường kiềm (cid:131) Theo thành phần khoáng vật của sét: chia sét thành nhiều loại, nhóm,

K2OAl2O3.6SiO2 + CO2 + H2O = K2CO3 + 2SiO2 + Al2O3.4SiO2.H2O

2-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Fenspat Montmorillonit mỗi nhóm có thành phần hóa học và mạng tinh thể khác nhau. Một trong những dấu hiệu xác định của khoáng vật sét là tỉ số Al2O3/SiO2. Tỉ số này đánh giá khả năng trương nở và phân tán của sét khi gặp nước. Tỉ số càng nhỏ thì tính ưa nước của đất sét càng mạnh, sét trương nở và phân tán mạnh trong nước.

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

Nhóm Montmorillonit (M)

Theo tỉ số Al2O3/SiO2, có 3 nhóm sét phổ biến và quan trọng là:

Montmorillonit (M)

1/4

Nhóm sét – Công thức thực nghiệm: Na0.2Ca0.1Al2Si4O10(OH)2(H2O)10 – Tìm thấy vào thế kỉ XIX. Tỉ số Al2O3/SiO2 Công thức phân tử

Hydromica (H)

1/3

– Gồm Montmorillenit, beidellit, palưgorkit. Có màu trắng hồng, đỏ nâu, xanh nhạt. Mạng tinh thể có khả năng mở rộng nên khi bị thấm nước sét M nở ra. M được tạo thành chủ yếu ở vùng phong hóa bề mặt trong môi trường kiềm, phần lớn M được tạo thành do sự phân hủy dưới nước của các tro núi lửa.

Al2O3.4SiO2.H2O (Na,Ca)0,3(Al,Mg)2Si4O10(OH)2·n(H2O) Al2O3.3SiO2.2H2O (K,H3O)(Al,Mg,Fe)2(Si,Al)4O10[(OH)2,(H2O)]

Kaolinit (K)

1/2

Al2O3.2SiO2.2H2O Al2Si2O5(OH)4

2-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

Nhóm Hydromica (H)

Nhóm Kaolinit (K)

0.1Si3.5O10(OH)2·(H2O)

Để điều chế dung dịch sét thì nhóm M là tốt nhất. Đất sét chứa nhiều M gọi là sét bentonit. Sét K nếu không gia công hóa học thì không tạo thành dung dịch tốt. Sét H có tính chất trung gian giữa 2 loại trên.

2-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Là một trong những khoáng vật phổ biến nhất, gồm kaolinit, dikkit, – Công thức thực nghiệm: K0.6(H3O)0.4Al1.3Mg0.3Fe2+ – Gồm: Ilit, brammalit, montmoternit – H thường gặp ở dạng các sản phẩm phong hóa tầng dưới của các hakrit, naluazit. Màu xám sáng, màu vàng, màu xanh da trời. Khi có oxit sắt sẽ có màu từ hồng đến đỏ. khoáng sản kaolin. – K được tạo thành ở điều kiện phong hóa bề mặt trong môi trường axit. – Được dùng nhiều nhất trong sản xuất giấy, thành phần quan trọng để sản xuất giấy glossy.

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

1.2. Các tính chất

Kaolin

Kaolinit

a. Tính dẻo: khả năng đất sét khi hợp với nước thành khối bột nhão. Dưới tác dụng của ngoại lực, khối bột nhão có thể biến dạng và không bị đứt, nứt. Hình dạng này vẫn được giữ nguyên sau khi ngừng tác dụng lực hay đem phơi khô và nung nóng.

Phân loại: Sét dẻo cao (rất dẻo) - dẻo trung bình (dẻo) - dẻo vừa phải (khá dẻo) - dẻo thấp (hơi dẻo) - không dẻo.

Tính dẻo phụ thuộc chủ yếu vào thành phần khoáng vật của sét, mức độ phân tán của chúng, lượng nước có trong chúng và lượng muối hòa tan chứa trong nước.

Trong kỹ thuật gọi sét béo: tính dẻo mạnh, ít cát; sét gầy: tính dẻo thấp, nhiều cát.

Một mỏ kaolin ở Bulgaria

2-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

nc > 1580oC nc = 1350 - 1580oC nc < 1350oC

b. Tính chịu nhiệt: xác định khả năng chế tạo các sản phẩm chịu nhiệt c. Khả năng hấp phụ: khả năng sét hấp phụ lên trên bề mặt của mình sử dụng trong công nghiệp, đặc trưng bằng nhiệt độ nóng chảy. các ion và các phần tử của môi trường xung quanh. – Sét chịu nhiệt: to – Sét khó nóng chảy: to – Sét dễ nóng chảy: to Sét M có tính hấp phụ tốt nhất. Tính hấp phụ của sét được ứng dụng làm sạch dầu và mỡ trong công nghiệp thực phẩm, dầu hỏa, làm sạch nước.

2-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sét K có độ chịu nhiệt cao. M và H có độ chịu nhiệt kém, dễ nóng chảy.

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

d. Khả năng sét tạo thành huyền phù bền vững e. Tính trương nở: khả năng tăng thể tích của sét khi bị thấm nước gọi là tính trương nở. Sét M và Beidellit ở dạng tự nhiên có khả năng tạo thành huyền phù khi có thừa nước.

Sét có cấu tạo và thành phần khác nhau thì tính trương nở của chúng cũng khác nhau. Một trong những yếu tố xác định tính trương nở là thành phần khoáng vật của sét. Sét Na (M) nở mạnh nhất.

Trong huyền phù các hạt sét riêng biệt bị dính lại với nhau và khi nồng độ sét trong nước đủ lớn thì chúng sẽ tạo thành một mạng lưới liên tục trong toàn bộ thể tích huyền phù. Mạng lưới này ngăn cản những hạt lớn như cát không bị lắng xuống trong huyền phù. Các loại sét sau có tính nở giảm dần là: Beidellit, Monnoternit, Hydromica, Kaolinit (hầu như không nở).

2-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Dung dịch sét dùng trong khoan địa chất yêu cầu có khả năng giữ được các hạt chất làm nặng (barit, hematit... ) và các hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng. Sét Na (M) nở rất mạnh và rất nhanh. Sét Ca (M) ở trạng thái tự nhiên không có tính trương nở.

GEOPET

I. SÉT VÀ CÁC TÍNH CHẤT CỦA CHÚNG

II. DUNG DỊCH SÉT

f. Tính ỳ với hóa học: tính chất sét không tham gia vào các liên kết hóa

2.1. Khái niệm về dung dịch

học với một vài loại axít hay kiềm.

2.2. Hệ phân tán

Nguyên nhân của hiện tượng này do thành phần hóa học của sét.

2.3. Dung dịch sét

2-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ứng dụng: K tạo nên độ cứng và độ chịu axit của cao su và làm trắng giấy, B dùng để tạo nhiều bọt trong công nghiệp xà phòng.

GEOPET

II. DUNG DỊCH SÉT

2.1. Khái niệm về dung dịch: đường kính φ hạt hòa tan <10-6 mm.

2.2. Hệ phân tán: đường kính Φ chất phân tán ≥10-6 mm.

Là 1 hệ bao gồm 2 hay nhiều pha (tướng) mà một trong những pha đó bị phân chia thành những phần tử rất nhỏ trong những pha khác. Dung dịch là 1 hệ đồng thể bao gồm 2 hay nhiều vật chất. Vật chất bị phân chia thành những phân tử riêng biệt gọi là chất hòa tan. Còn chất chứa các phân tử bị phân chia gọi là môi trường hòa tan.

2-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Chất bị phân tán thành những phần tử rất nhỏ gọi là chất phân tán hay pha phân tán, chất chứa các phần tử nhỏ bị chia ra gọi là môi trường phân tán. Hệ phân tán được chia ra làm nhiều loại: Dung dịch thật: nước muối, các dung dịch kiềm, dung dịch axit. Trong đó chất hòa tan bị phân chia thành từng phân tử, nguyên tử hay ion và phân bố đều trong môi trường hòa tan. Tính chất của dung dịch thật sẽ không thay đổi nếu như không để một phản ứng hóa học nào xảy ra trong chúng. – Hệ phân tán có môi trường phân tán là chất lỏng: dầu trong nước, khí tự nhiên trong dung dịch – Hệ phân tán có môi trường phân tán là chất khí: sương mù, khói, bụi. – Hệ phân tán có môi trường phân tán là chất rắn: dung dịch keo rắn Ngoài dung dịch thật còn có các loại dung dịch khác trong đó các phần tử bị phân chia ra không phải là một phân tử bao gồm hàng chục, trăm, nghìn hay hàng triệu phân tử ví dụ như: sữa, thủy tinh lỏng (Na2SiO3), thuốc màu hòa với nước.

GEOPET

II. DUNG DỊCH SÉT

2.3. Dung dịch sét

Do thành phần của sét trong tự nhiên không đồng nhất nên khi cùng một loại sét tiếp xúc với nước, không phải tất cả các hạt sét đều đạt tới kích thước nhất định, mà bên cạnh những hạt sét nhỏ vẫn còn những hạt sét lớn, do cấu tạo bản thân không thể phân tán nhỏ hơn được. Như vậy, dù điều chế bằng bất cứ một loại sét gì ta cũng không thể thu được một hệ phân tán đồng chất được.

Khi sét tiếp xúc với nước, nước phủ lên trên các khối sét và thấm vào bên trong chúng theo các khe nứt và vết rạn nhỏ - làm chúng bị phân tán thêm thành những phần tử nhỏ hơn. Sự phân tán này càng có hiệu quả khi có thêm tác dụng của các lực cơ học hay thủy lực trong quá trình phân tán.

Kết quả của quá trình phân tán tạo thành hệ phân tán gồm 2 pha: pha phân tán là sét và môi trường phân tán là nước. Trong dung dịch sét tồn tại hai hệ phân tán: hệ phân tán keo và hệ phân tán huyền phù, gọi là hệ phân tán keo - huyền phù, chứ không phải là dung dịch như ta thường gọi. Nhưng do thói quen nên người ta vẫn dùng tên gọi này.

Tùy theo tính chất của từng loại sét mà khi rơi vào trong nước, chúng phân tán thành các hạt có kích thước khác nhau, mức độ phân tán khác nhau và tạo thành các hệ phân tán có chất lượng khác nhau.

Hệ phân tán keo: kích thước các hạt sét từ 10-6 - 10-4 mm

Sét Bentonit Na + H2O → các thể misel (hạt keo)

Hệ thống huyền phù: kích thước các hạt >10-4 mm

2-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Do trọng lượng nhỏ + chuyển động Brawn →Hệ phân tán bền vững Sét Bentonit Ca + H2O → không phân chia thành các hạt sét nhỏ hơn →hệ phân tán không bền

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Bao gồm các thông số sau:

3.1. Trọng lượng riêng (ρ, kg/m3)

Α α

Alpha

Ν ν

Trọng lượng riêng (γ)

Β β

Beta

Ξ ξ

Độ nhớt (µ)

Γ γ

Gamma

Ο ο

Omicron

g ρ

3. Ứng suất trượt tĩnh (τ)

∆ δ

Delta

Π π

P == V

mg V

Độ thải nước (B)

Rho

Ε ε

Epsilon

Ρ ρ

P: Trọng lượng của khối dung dịch

Hàm lượng cát (Π)

Sigma

Σ σ, ς

Ζ ζ

Zeta

V: Thể tích khối dung dịch

Độ ổn định (C)

Tau

Η η

Eta

e, ē

Τ τ

m: Khối lượng khối dung dịch

Độ lắng ngày đêm (O)

Upsilon

u, y

Θ θ

Theta

Υ υ

ρ: Khối lượng riêng của dung dịch

Ι ι

Iota

Φ φ

Phi

g: gia tốc rơi tự do

Κ κ

Kappa

Χ χ

Chi

Psi

Λ λ

Lambda

Ψ ψ

Omega

Μ µ

Ω ω

Trọng lượng riêng của dung dịch là trọng lượng của một đơn vị thể tích.

2-23

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-24

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trọng lượng riêng của dung dịch sét phụ thuộc vào tỷ lệ và tính chất của nước và sét để pha chế dung dịch, phụ thuộc vào lượng chất phản ứng, chất làm nặng, cát, bọt, khí.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

(cid:131) Trọng lượng riêng được xác định bởi phù kế & tỷ trọng kế dạng cân.

(cid:131) Trọng lượng riêng của dung dịch có tác dụng tạo nên áp suất thủy tĩnh tác động vào thành lỗ khoan để chống lại các hiện tượng sập lở, hiện tượng phun, dầu, khí, nước... (cid:131) Khi khoan vào những tầng đất đá có áp lực vỉa cao, dung dịch cần có

trọng lượng riêng lớn để tạo nên một áp lực thủy tĩnh lớn trên thành lỗ khoan. Trong điều kiện khoan bình thường không nên tăng trọng lượng riêng của dung dịch vì những tác hại sau: làm giảm tốc độ khoan, tăng công suất tiêu hao cho bơm, tăng tổn thất dung dịch vào các khe nứt, lỗ hổng.

Tỉ trọng kế dạng cân

(cid:57) Trong điều kiện khoan bình thường: ρ = 1,05 - 1,25 g/cm3 (cid:57) Trong điều kiện khoan phức tạp: ρ = 1,3 - 1,8 g/cm3

Phù kế

2-25

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-26

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Mud balance

Tỷ trọng của một số thành phần dung dịch thông thường

graduated arm

Đơn vị Vật liệu lb/gal lb/ft3 lb/bbl g/cm3

rider

Nước 8,33 62,4 350 1,0

spirit level

0,8 Dầu 6,66 50 280

lid

Barite 4,3 35,8 268 1500

knife edge

Sét 2,5 20,8 156 874

counterweight

Muối 2,2 18,3 137 770

cup

base

2-27

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-28

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

Công thức quy đổi cơ bản:

Ví dụ đổi kg/m3 thành psi/ft:

psi ft

N m 6894,8 / m 0,3048

2305,89

kg m /

6,8948 10 × m 0,3048 (6894,8/ 9,81) 3 0,3048

– Kích thước: 1 in = 2,54 cm, 1 ft = 0,3048 m – Thể tích: 1 in3 = 16,39 cm3; 1 m3 = 35,31 ft3 – Khối lượng: 1 kg = 2,205 lbm – Tốc độ: 1 m/s = 196,85 ft/min = 2,237 mph – Áp suất: 1 psi = 6,8948 kPa = 0,068 at = 51,715 mmHg – Công suất: 1 kW = 1,341 hp – Khối lượng riêng: 1 g/cm3 = 62,3 lb/ft3 = 8,33 lb/gal

– Nước: ρ = 1000 kg/m3 = 0,434 psi/ft – Dầu: ρ = 900 kg/m3 = 0,39 psi/ft – Không khí ở đk thường: ρ = 1,168 kg/m3 = 5.10-4 psi/ft

Biết dầu có khối lượng riêng ρ = 900 kg/m3, hãy tính khối lượng riêng của dầu đó bằng đơn vị psi/ft?

2-29

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-30

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

3.2. Độ nhớt (µ, cp)

hơn phân tử, bao gồm:

(cid:131) Chất lỏng Newton: dung dịch không chứa các phần tử lớn hơn kích thước phân tử: nước, dung dịch muối, dầu, glycerine,… Độ nhớt là hệ số góc của đường đặc tính ổn định (consistency curve). (cid:131) Chất lỏng phi Newton: dung dịch chứa đáng kể các phân tử kích thước lớn

– Chất lỏng Bingham: đặc trưng bằng ứng suất trượt tới hạn (yield-point) - ứng suất tối thiểu để chất lỏng bắt đầu xuất hiện sự 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.

(cid:131) Lưu biến học: nghiên cứu sự biến dạng và chảy của vật chất, bao gồm chất rắn có tính dẻo (chất dẻo, cao su,…) và chất lỏng phi Newton (dầu, dung dịch khoan, ximăng, sơn, mực in, thực phẩm, dịch cơ thể người,…). Về tổng quát, tính lưu biến phụ thuộc ứng suất trượt, vận tốc trượt, nhiệt độ và áp suất.

– Chất lỏng tuân theo mô hình hàm mũ: quan hệ giữa ứng suất trượt và tốc độ

trượt tuân theo quy luật hàm mũ.

(cid:131) 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.

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

2-31

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-32

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Các mô hình chất lỏng

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

l ỏ n g d ẻ o B i n g h a m

C h ấ t

t ư ở n g

Độ nhớt dẻo

M ô h ì n h h à m m ũ l ý

Đối với dung dịch khoan, độ nhớt thực tỉ lệ nghịch với tốc độ trượt. Hiện tượng này gọi là shear thinning (giảm trượt).

Dd khoan điển hình

n ạ h i

ớ

ợ ư

t t

ợ ư

l ỏ n g N e w t o n

C h ấ t

r t t ấ u s g n Ứ

µ3

r t t ấ u s g n Ứ

µ2

Độ nhớt

µ1

Tốc độ trượt

2-33

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-34

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

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

Độ nhớt dung dịch <> Tốc độ khoan

(cid:57) Khi tăng độ nhớt của dung dịch, có thể khoan được trong đất đá nứt (cid:206) độ nhớt thấp (cid:206) ít hao tốn công suất bơm

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

(cid:206) độ nhớt cao (cid:206) khả năng nâng mùn khoan cao nẻ, nhiều lỗ hổng, có áp lực vỉa thấp và dung dịch đỡ bị mất mát. Đồng thời, khi tăng độ nhớt còn giúp cho việc lấy mẫu đạt tỷ lệ cao, tạo điều kiện tốt để mang mùn khoan lên mặt đất và tăng độ ổn định của thành giếng khoan trong đất đá bở rời.

(cid:57) Tuy nhiên, khi độ nhớt tăng, tổn hao công suất bơm tăng, hệ số hút đẩy của máy bơm giảm và khó loại trừ mùn khoan khỏi dung dịch. Tỉ số của ứng suất trượt tới hạn (yield point) và độ nhớt dẻo (plastic viscosity) đặc trưng và tỉ lệ thuận với độ lớn của hiện tượng giảm trượt.

Ở điều kiện khoan bình thường, người ta không dùng dung dịch có độ nhớt cao, độ nhớt qui ước của dung dịch thay đổi trong khoảng 20 - 25s.

2-35

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-36

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ngoài ra, dung dịch khoan còn có hiện tượng thixotropy: độ bền gel của dung dịch tăng theo thời gian sau khi kết thúc những dao động. Nếu sau khi giữ trạng thái yên tĩnh, dung dịch khoan bị trượt đều, độ nhớt của nó sẽ giảm theo thời gian do hệ thống gel bị bẻ gãy. Khi đạt tới trạng thái cân bằng, độ nhớt sẽ ổn định.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

(cid:131) Khi khoan qua tầng sét, độ nhớt của dung dịch sét không ngừng tăng dần lên. Vì vậy phải xử lý dung dịch bằng hóa chất hoặc pha thêm nước lã vào dung dịch sét theo từng chu kỳ.

Đo độ nhớt: trong thực tế thường dùng khái niệm độ nhớt qui ước, được xác định bằng 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 kính trong lỗ phễu là 4,75 mm.

(cid:57) Trong điều kiện khoan bình thường: độ nhớt T = 30 - 35s

(cid:57) Trong điều kiện khoan phức tạp: độ nhớt T > 60s

Ví dụ: độ nhớt ổn định của nước sạch ở 20oC là 26s.

(cid:131) Các chất làm giảm độ bền gel của dung dịch gốc nước lại gây tác dụng ngược: chúng làm phân tán sét thành các mảnh nhỏ. Các mảnh này không thể tách ra tại bề mặt mà tiếp tục tuần hoàn cho tới khi còn kích thước keo.

(cid:206) việc kiểm soát độ nhớt dung dịch rất khó khăn và tốn kém khi khoan qua các thành hệ sét keo bằng dung dịch gốc nước.

Nhớt kế Marsh

2-37

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-38

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

µ=

Độ nhớt thực µ (mPa s hay cp) được xác định bằng tỉ số giữa ứng suất trượt (τ) và tốc độ trượt (Vt) τ tV

µ a

300 θ n N

Trong thực tế việc xác định độ nhớt thực rất khó. Độ nhớt biểu kiến của dung dịch được xác định bằng công thức thực nghiệm sau:

Trong đó:

2-39

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-40

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

θn: số đo trên nhớt kế Fann, biểu diễn giá trị ngẫu lực do dung dịch khoan truyền cho xilanh bên trong ứng với một tốc độ quay xác định của nhớt kế Fann, độ. Nhớt kế Fann N: tốc độ của nhớt kế Fann, vòng/phút.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

3.3. Ứng suất trượt tĩnh (τ, mG/cm2)

• Clay yield (sản lượng sét): (cid:131) 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 xác định. số barrel dung dịch khoan có độ nhớt 15 cp có thể sản xuất được từ 1 tấn sét.

• Ví dụ: 20 lb/bbl của sét (cid:131) Độ bền cấu trúc của dung dịch được đo bằng một lực tối thiểu cần đặt vào một đơn vị diện tích 1cm2 vật thể nhúng trong dung dịch để làm nó chuyển động. (cid:131) Ứng suất trượt tĩnh của dung dịch sét phụ thuộc vào sét, nước và chất

15

phóng hóa học tạo thành dung dịch. Sét có độ phân tán càng kém, nước càng cứng thì ứng suất trượt tĩnh của dung dịch càng nhỏ, cấu trúc của nó có độ bền kém.

2-41

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-42

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

bentonit có thể tạo được dung dịch có độ nhớt 15 cp. Dung dịch này sẽ chứa 6% khối lượng hạt rắn, sản lượng sét là 90 bbl/ton, 2,5% thể tích hạt rắn và có tỉ trọng là 8,7 ppg.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

(cid:131) Dung dịch có ứng suất trượt tĩnh lớn sẽ được dùng làm nước rửa khi

Công thức tính độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh khi đo bằng máy Fann:

• Độ nhớt dẻo • Ứng suất trượt tới hạn • Độ nhớt biểu kiến khoan qua đất đá có áp lực vỉa thấp, nhiều lỗ hổng và khe nứt. Khi đó hiện tượng mất nước rửa sẽ bị hạn chế. Dung dịch cần làm nặng thì ban đầu cũng phải có ứng suất trượt tĩnh lớn. Những điều này được giải thích như sau: mạng lưới cấu trúc của dung dịch càng bền (ứng suất trượt tĩnh càng lớn) thì khả năng từng phân tử sét hoặc nước tách ra khỏi khối dung dịch để đi vào các kẽ nứt, lỗ hổng khó hơn và khả năng của dung dịch giữ những hạt chất làm nặng ở trạng thái lơ lững tốt hơn.

2-43

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-44

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

µp(cp) = θ600 - θ300 τy (lb/100 sqft) = θ300 - µp 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. (cid:131) Dung dịch sét chất lượng bình thường τ = 15-40 mG/cm2. Để pha chế chất làm nặng, dung dịch sét ban đầu phải có τ = 30-50 mG/cm2. (cid:131) Để chống sự mất nước, dung dịch phải có: τ = 100 - 120 mG/cm2.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Tính lưu biến của dung dịch khoan rất quan trọng khi tính toán: (cid:131) Trong thực tế, cần thiết kế để ứng suất trượt tĩnh của dung dịch chỉ vừa đủ để giữ mùn khoan và barite ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần hoàn.

(cid:131) Nếu ứng suất trượt tĩnh quá lớn:

2-45

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-46

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1. Tổn thất áp suất dọc đường ống và khoảng không vành xuyến 2. Áp suất nâng-thả (swab-surge) khi khoan 3. Tỉ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD) − Ngăn cản quá trình tách mùn khoan và khí ra khỏi dung dịch 4. Mô hình dòng chảy trong khoảng không vành xuyến − Cần phải tăng áp suất để tái tuần hoàn dung dịch sau khi thay choòng 5. Ước lượng hiệu quả làm sạch đáy giếng − Khi nâng cần khoan, dễ xảy ra hiện tượng sụt áp cột dung dịch tại choòng, có thể gây ra hiện tượng xâm nhập nếu cột áp chênh lệch lớn 6. Đánh giá khả năng nâng hạt rắn − Tương tự, khi hạ cần khoan, có thể gây vỡ vỉa và thất thoát dung dịch 7. Vận tốc vòi phun và tổn thất áp suất tại choòng 8. Vận tốc lắng của hạt cắt trong giếng thẳng đứng

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

3.4. Độ thải nước (B, cm3/30’)

Quá trình hình thành vỏ sét trên thành giếng khoan

• Trong điều kiện khoan bình thường B = 10-25 cm3/30'

• Phức tạp: B < 10 cm3/30'

2-47

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-48

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Các hạt sét hoặc mùn khoan có kích thước nhỏ hơn kích thước lỗ rỗng (cid:131) Độ thải nước của dung dịch sét là khả năng nước lã tách ra khỏi dung dịch để đi vào khe nứt và lỗ hổng của đất đá xung quanh thành lỗ khoan dưới tác dụng của áp suất dư ∆P = Ptt - Pv của thành hệ sẽ bám vào bề mặt các lỗ rỗng. – Các hạt có kích thước nhỏ hơn sẽ được vận chuyển sâu hơn vào trong lỗ rỗng. (cid:131) Độ thải nước API là lượng nước tính bằng cm3 thoát ra từ dung dịch khoan khi thấm lọc qua giấy lọc có đường kính 75 mm sau khoảng thời gian 30 phút dưới áp suất 100 psi. – Lớp vỏ sét hình thành từ từ và chỉ cho phép hạt kích thước càng ngày càng nhỏ xâm nhập qua. (cid:131) Kèm theo hiện tượng thải nước là sự tạo thành vỏ sét trên thành lỗ khoan. Độ dày vỏ sét càng thấp càng tốt, giá trị bình thường: 3 mm. – Cuối cùng, lớp vỏ sét chỉ cho thấm chất lỏng.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Độ thấm của vỏ sét

• Khi dung dịch khoan ổn định, độ thải nước và bề dày vỏ sét tỉ lệ thuận với căn

bậc 2 của thời gian.

• Khi dung dịch khoan vận động, nếu sự hình thành vỏ sét cân bằng với tốc độ

mài mòn thì vỏ sét có bề dày ổn định và độ thải nước cũng ổn định.

2-49

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-50

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Phụ thuộc kích cỡ hạt trong dung dịch khoan, dung dịch càng chứa nhiều hạt kích thước nhỏ (keo) thì độ thấm càng thấp. – Phụ thuộc tính điện hóa của dung dịch (cid:131) Dung dịch sét có độ thải nước lớn sẽ tạo ra trên thành lỗ khoan lớp vỏ sét xốp, dày, làm tiết diện lỗ khoan bị thu hẹp lại → khoan chậm hoặc kẹt bộ dụng cụ khoan khi nâng. Sự thải nước vào đất đá xung quanh thành lỗ khoan còn phá hoại sự ổn định của đất đá liên kết yếu → hiện tượng trương nở và sập lở đất đá đó bịt kín và làm mất lỗ khoan. Dung dịch sét có độ thải nước nhỏ sẽ tránh được những sự cố kể trên. – Muối hòa tan trong dung dịch sét làm tăng độ thấm của vỏ sét. Để (cid:131) Độ thải nước và bề dày vỏ sét tùy thuộc vào mức độ mài mòn của bề mặt khắc phục, cần bổ sung một số chất keo hữu cơ. vỏ sét trong quá trình khoan. – Các chất làm giảm độ bền gel thường cũng làm giảm độ thấm của vỏ sét do chúng phân tán sét thành các hạt nhỏ.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Khi khoan qua vỉa sản phẩm, cần tối thiểu hóa độ thải nước và hình thành vỏ sét, do:

– Độ thấm của vỉa sản phẩm có chứa sét sẽ giảm do sét trương nở khi gặp nước hoặc nước vận chuyển các hạt mịn tại chỗ vào sâu trong vỉa – Áp suất vỉa không đủ lớn để đẩy tất cả nước xâm nhập ra khỏi vỉa khi đưa giếng vào khai thác. – Các hạt mịn trong mùn khoan xâm nhập và bít nhét các kênh dẫn. – Tương tác hóa học giữa dung dịch và vỉa có thể tạo kết tủa trong vỉa.

Cấu tạo thiết bị đo độ thải nước

2-51

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-52

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Các loại thiết bị đo độ thải nước

3.5. Hàm lượng cát (Π, %)

(cid:131) Định nghĩa: Hàm lượng cát và các phần tử chưa tan 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. (cid:131) Là đại lượng thể hiện phẩm chất của đất sét pha chế dung dịch và mức độ nhiễm bẩn của nó.

(cid:131) 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. (cid:131) Giá trị hàm lượng cát của dung dịch sét bình thường nhỏ hơn 4% là đạt yêu cầu.

Tiêu chuẩn

Nhiệt độ cao, áp suất cao

Tạo áp bằng CO2

2-53

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-54

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Xác định hàm lượng cát bằng bình lắng.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

Bộ dụng cụ đo hàm lượng cát

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Quy trình đo hàm lượng cát

1. Đổ dung dịch cần đo vào ống lắng tới mức “Mud to here”. Sau đó

Wash bottle

thêm nước cho tới mức “Water to here”. Bịt kín ống lắng và lắc mạnh, đều.

Funnel

2. Đổ dung dịch từ ống lắng qua rây lọc và làm sạch ống lắng bằng

nước sạch. Dung dịch qua rây và nước rửa ống lắng được thu hồi. Hạt rắn còn lại trên rây được rửa sạch. Không dùng lực để ép hạt rắn qua rây.

Glass Measuring Tube

3. Gắn phểu vào phía trên rây và từ từ lật ngược rây. Hướng đầu phểu vào ống lắng. Dùng tia nước nhỏ để rửa sạch rây. Chờ cho cát lắng.

Sieve

4. Ghi lại hàm lượng hạt rắn. Lưu ý: đối với dung dịch khoan gốc dầu, dùng dầu diesel thay cho nước.

Plastic Carrying Case

2-55

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-56

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

CỦA DUNG DỊCH SÉT

Tiêu chuẩn API về cỡ hạt

3.6. Độ ổn định (C, g/cm3)

• Dung dịch sét bình thường: C ≤ 0,02 (g/cm3)

• Sét nặng C ≤ 0,06 (g/cm3)

(cid:131) Là đại lượng đặc trưng cho khả năng giữ dung dịch ở trạng thái keo. Kích thước Phân loại hạt Cỡ rây Có thể hiểu độ ổn định là hiệu số tỷ trọng của hai phần dung dịch dưới và bên trong cùng một cốc, sau khi để chúng yên tĩnh một ngày đêm. (cid:131) Giá trị độ ổn định càng nhỏ thì chứng tỏ dung dịch được giữ vững ở Hơn 2000 micron Thô 10 2000 – 250 micron Lớn 60 250 – 74 micron Trung bình 200 trạng thái keo (dung dịch ổn định). Dung dịch sét ổn định có khả năng giữ ở trạng thái lơ lửng những hạt mùn khoan và những hạt chất làm nặng. Dung dịch kém ổn định dễ dẫn đến sự cố kẹt dụng cụ khoan. 74 – 44 micron Mịn 325 (cid:131) Phân loại: 44 – 2 micron Cực mịn _ 2 – 0 micron Keo _

2-57

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-58

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Xác định độ ổn định bằng dụng cụ đo độ ổn định.

III. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

CỦA DUNG DỊCH SÉT

3.7. Độ lắng ngày đêm (O, %)

Hiệu quả của dung dịch khoan liên quan trực tiếp tới trọng lượng riêng, độ nhớt, độ bền gel và tính thấm lọc. Các tính chất này do thành phần keo hoặc sét có trong dung dịch quyết định.

2-59

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-60

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Là lượng nước thoát ra trên bề mặt dung dịch sét sau khi để nó yên tĩnh một ngày đêm. Độ lắng ngày đêm lớn thì chứng tỏ dung dịch sét không ổn định, mức độ phân tán của sét thấp không thể làm nước rửa trong những điều kiện khoan phức tạp. (cid:131) Dung dịch sét bình thường có O = 2-4%, dung dịch sét chất lượng tốt có O rất nhỏ. (cid:131) Xác định độ lắng ngày đêm của dung dịch bằng bình chia độ.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

4.1. Chọn nguyên liệu

4.1. Chọn nguyên liệu 4.2. Tính toán để điều chế dung dịch sét 4.3. Điều chế dung dịch sét

Quá trình điều chế dung dịch là sự phân tán đất sét đến các phần tử nhỏ nhất trong nước. Chất lượng dung dịch điều chế được, phụ thuộc chủ yếu vào chất lượng của nước và đất sét đem dùng để điều chế dung dịch.

Chọn nước – Nước dùng để điều chế dung dịch phải là nước mềm. Do trong nước cứng chứa nhiều muối hòa tan, nên nếu dùng sẽ tạo dung dịch có độ nhớt lớn (dung dịch bị ngưng kết). Mặt khác trong nước cứng sét không được phân tán hoàn toàn và kích thước các hạt sét sẽ lớn. Như vậy dùng nước cứng sẽ tạo nên dung dịch có chất lượng kém.

– Nước đem dùng phải không có sức ăn mòn kim loại, nghĩa là độ pH phải lớn. Độ cứng

của nước cho ta biết hàm lượng muối Ca2+ và Mg2+ chứa trong chúng.

– Để biểu thị độ cứng của nước tùy từng nước mà người ta dùng các đơn vị khác nhau.

2-61

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-62

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

(cid:131) Tính độ cứng của nước theo miligam đương lượng

(Đương lượng: khối lượng tính bằng gam của một chất sẽ phản ứng với 6,022.1023 electron.)

Bằng cách biểu thị này, 1 miligam đương lượng tương đương với 20,04 mg Ca2+ hay 12,16 mg Mg2+. Theo Alekin, nước có độ cứng 1,5-3 mg-eq là nước mềm. Nước có độ cứng 3-6 mg-eq có thể dùng để điều chế dung dịch được, còn từ 6-9 mg-eq không thể điều chế dung dịch.

(cid:131) Tính độ cứng của nước tùy theo độ

(cid:131) Thường trong nước cứng chứa cả muối Ca2+ và muối Mg2+. Muốn xác định độ cứng của nước, phải đổi từ lượng Mg2+ sang Ca2+ bằng cách nhân với 1,4. Tổng lượng CaO và MgO (đã đổi ra theo CaO) chia cho số mg tương ứng với 10 của độ cứng, ta sẽ được độ cứng của nước tính theo độ Đức, độ Anh, độ Pháp. (cid:131) Bảng chuyển đổi từ độ sang miligam đương lượng:

Theo phương pháp này người ta quy định hàm lượng muối ứng với 1 độ cứng và theo đó mà xác định độ cứng của nước theo hàm lượng muối chứa trong chúng.

Quốc gia Hệ số chuyển đổi

Thang đo độ cứng không thống nhất giữa các nước. Do đó khi gọi đơn vị độ cứng thường kèm theo tên của nước sử dụng đơn vị độ cứng đó.

• Ở Liên Xô, Đức: 10 của độ cứng ứng với 10 mg CaO trong 1 lít nước.

• Ở Pháp

• Ở Mỹ

• Ở Anh

10…..................ứng với 10 mg CaCO3/l nước. 10 ….................ứng với 1 mg CaCO3/l nước. 10 ….................ứng với 1 mg CaCO3/galon nước.

2-63

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-64

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Đức 0,36663 Anh 0,28483 Pháp 0,19982 Mỹ 0,01998

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

140g soda hay trinatriphotsphat trong 1m3 nước.

− Muốn làm giảm độ cứng của nước đi 10 Đức thì phải dùng 45 – 50g

trinatriphotsphat.

(cid:131) Tùy theo độ cứng của nước tính theo các độ trên, người ta chia nước ra (cid:131) Để điều chế dung dịch, không được dùng nước có độ cứng > 120 Đức. làm nhiều cấp. (cid:131) Nếu nước có độ cứng lớn thì phải thêm vào nước các hóa chất để làm (cid:131) Ví dụ: nếu tính theo độ Đức: - Nước mềm H0 < 60 giảm độ cứng. Thường người ta dùng trinatriphotsphat (Na3PO4) hay soda (Na2CO3). − Muốn làm giảm độ cứng của nước đi 1mg đương lượng thì phải dùng 125 – - Nước trung bình H0 = 60 – 120 - Nước cứng H0 = 120 – 300 - Nước rất cứng H0 > 300 Đức

Chú ý: soda chỉ dùng để làm mềm nước khi trong nước không có muối Bicacbonat Canxi (Ca(HCO3)2) hay BicacbonatManhe (Mg(HCO3)2). (cid:131) Khi dùng nước khoáng hay nước biển để điều chế dung dịch hay khi

2-65

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-66

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

khoan qua các vỉa muối mỏ, đất đá chứa các muối hòa tan, thì phải cho vào dung dịch các chất hóa học đặc biệt.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

Đánh giá sơ bộ sét dùng để điều chế dung dịch:

Chọn sét

− Hạt có kích thước > 0,1mm (cát):

−

> 0.05mm:

< 12%

−

< 0,001mm (sét) >

40 – 50%

(cid:131) Sét có tác dụng quyết định đến chất lượng của dung dịch. (cid:131) Để đánh giá chất lượng của sét, phải biết được thành phần khoáng vật, thành phần độ hạt và hàm lượng muối chứa trong chúng. – Khi sét có độ ẩm tự nhiên và trong không khí thô thì có sức chống vỡ khá lớn và khi vỡ tạo thành các mép nhọn. Trong đa số các trường hợp, ngay cả đối với các khối sét nhỏ cũng không thể dùng ngón tay mà ấn được. (cid:131) Theo thành phần độ hạt, sét được dùng để điều chế dung dịch cần có các – Khi cắt bằng dao thì có mặt bằng phẳng và có màu sẩm hơn so với tỷ lệ như sau: vết vỡ. – Khi sét ở trạng thái dẻo, dễ dàng lăn thành các dây dài, mảnh (đường kính < 0,1mm).

Ngoài các dấu hiệu trên, để đánh giá chất lượng của sét, người ta còn dùng phương pháp nhúng ướt. Phương pháp này dựa trên nguyên tắc: các bột sét khô có thành phần khoáng vật khác nhau sẽ hút một lượng nước hay chất điện phân xác định (1cm3 chẳng hạn) trong các khoảng thời gian khác nhau.

(cid:131) Nếu trong sét, hàm lượng cát chiếm tỷ lệ > 6% thì không nên dùng.

2-67

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-68

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Tùy theo hàm lượng muối ở trong sét mà sét có thể sử dụng ở các phạm vi khác nhau. Khi điều chế dung dịch bằng sét có nhiều muối, thì phải dùng các kỹ thuật đặc biệt để gia công chúng.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

4.2. Tính toán để điều chế dung dịch sét

Xác định lượng dung dịch cần điều chế để rửa lỗ khoan

(cid:131) Trong thực tế, người ta thường tính gần đúng thể tích dung dịch trong lỗ khoan bằng cách nhân thêm hệ số mở rộng thành lỗ khoan K. Hệ số này thay đổi tùy theo tính chất của đất đá: đất đá càng cứng, thành lỗ khoan ít bị phá rộng thì hệ số K sẽ nhỏ và ngược lại đất đá càng mềm, bở rời thì K sẽ càng lớn. Trường hợp phức tạp K = 2 – 2.5. (cid:131) Lượng dung dịch cần thiết để đảm bảo tuần hoàn trong lỗ khoan được tính bằng tổng lượng dung dịch trong lỗ khoan (không kể thể tích của bộ dụng cụ khoan) và lượng dung dịch trong hệ thống máng, bể chứa.

(cid:131) Việc xác định thể tích dung dịch trong hệ thống máng và bể chứa có thể dựa theo kích thước cụ thể của chúng. (cid:131) Khi nâng bộ dụng cụ khoan ra khỏi lỗ khoan thì lượng dung dịch cần thiết để đảm bảo sự tuần hoàn dung dịch trong quá trình khoan sẽ bằng tổng của thể tích lỗ khoan (đã kể đến sự mở rộng thành lỗ khoan) và thể tích bể chứa.

2-69

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-70

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Xác định thể tích trong lỗ khoan thì khó khăn hơn vì đường kính thực tế của lỗ khoan và đường kính của choòng không giống nhau, muốn tính chính xác phải có dụng cụ đo đường kính lỗ khoan.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

Lượng dung dịch cần trong quá trình tuần hoàn

Xác định lượng sét để điều chế dung dịch

V V = lk

(1 + −

ρ n

ρ d

v s

Khi điều chế một đơn vị thể tích dung dịch sét, ta có biểu thức: . ρ s

V lk

2 D l . i i

π ∑ . . 4

trong đó: ρd – khối lượng riêng của dung dịch sét, g/cm3 trong đó: Vlk – thể tích lỗ khoan Vbc – thể tích bể chứa Vml – thể tích máng lắng

1 =

ρs – khối lượng riêng của sét, thay đổi 2,5 – 2,9 g/cm3 ρn – khối lượng riêng của nước, thay đổi 1,0 – 1,03 g/cm3 vs – thể tích sét cần để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch

v s

ρ ρ − n ρ ρ − n

2-71

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-72

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

trong đó: K – hệ số mở rộng thành lỗ khoan Từ biểu thức trên suy ra: Di - đường kính từng đoạn lỗ khoan li - chiều dài đoạn lỗ khoan tương ứng với đường kính Di

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

p Vβ= . .

P s

v s

. ρ ρ = s

− ρ ρ n − ρ ρ n

Do vậy khối lượng sét cần thiết để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch là: Lượng sét cần thiết để điều chế toàn bộ dung dịch sét sẽ là

trong đó: β - hệ số tổn thất dung dịch, β = 1,03.

Nếu kể đến độ ẩm của sét, thì:

)

( ) − ρ ρ ρ d s n . (1 n n ρ ρ ρ − + − n s

Trong các công thức trên, ta đều tính lượng sét ở dạng khối chặt xít. Trong thực tế, sét được đập nhỏ thành khối nhỏ hoặc nghiền thành bột. Do vậy khối lượng riêng của chúng nhỏ hơn.

2-73

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-74

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

trong đó: n – độ ẩm của sét, % Khi tính toán lượng sét, dùng đơn vị thể tích dễ dàng hơn đơn vị khối lượng nên người ta thường tính đổi lượng sét cần để điều chế dung dịch ra thể tích.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

Xác định lượng nước để điều chế dung dịch

Khi điều chế một đơn vị thể tích dung dịch sét ta cũng có biểu thức:

(1 + −

ρ d

v n

. ρ n

v n

ρ s

Khối lượng riêng của sét khi đã bị đập nhỏ thành khối nhỏ hoặc bột: 1,6 - 2,1 T/m3, trung bình: 1,9 T/m3.

Do vậy thể tích sét cần thiết để điều chế dung dịch có thể tính theo công thức:

V = s

P s 1,9

trong đó: vn – thể tích nước cần để điều chế một đơn vị thể tích dung dịch.

v n

ρ ρ − d − ρ ρ n

1 = −

Suy ra:

v n

p s ρ s

2-75

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-76

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Hoặc:

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

4.3. Điều chế dung dịch sét

v Vβ= . .

V n

Thể tích nước cần thiết để điều chế toàn bộ dung dịch:

Muốn điều chế dung dịch sét, người ta dùng các máy làm phân tán các khối hoặc bột sét, chất làm nặng và các chất hóa học trong nước. Hiện nay, người ta dùng nhiều loại máy trộn khác nhau, có thể chia làm hai nhóm: các máy trộn cơ học và các máy trộn thủy lực. Bằng các công thức tính toán trên và qua thực tế kinh nghiệm, người ta cũng lập được các bảng tính sẵn để xác định lượng nước, lượng sét cần thiết để điều chế dung dịch có các khối lượng riêng khác nhau.

Các máy trộn cơ học (cid:57) Dùng để điều chế sét cục

2-77

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-78

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:57) Các máy trộn cơ học có nhiều loại tùy theo cấu tạo và dung tích của máy. Hiện nay thường dùng máy trộn một trục đứng, hai trục ngang, máy cắt nhỏ đất sét.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

Cấu tạo máy trộn cơ học

(cid:131) Trên trục người ta hàn thêm các cánh hợp với nhau một góc 900. Đầu cuối của các cánh này cách mép trong của thùng trộn 35 – 40 mm. Để tăng mức độ phân tán sét giữa các cánh với nhau, người ta nối bằng các dây xích kim loại. (cid:131) Trục quay nhờ có bánh nặng lắp ở đầu trục nhô ra ngoài ăn khớp với (cid:131) Vỏ bằng kim loại hình trụ hoặc ovan đặt thẳng đứng hay nằm ngang tùy thuộc bố trí của trục.

bánh răng khác lắp đồng trục với puli dẫn động. Puli này quay được nhờ động cơ điện (hay động cơ đốt trong) qua hệ thống đai truyền.

(cid:131) Máy trộn có dung tích nhỏ (0,75 m3) có một trục; những máy có dung tích lớn (5m3) có hai trục. (cid:131) Trên vỏ máy trộn, có một “cửa sổ” để đổ sét vào. Để giữ lại các khối sét lớn, trên cửa người làm các chắn song bằng các thanh sắt nhỏ đặt song song nhau. (cid:131) Nước để trộn dung dịch cũng được dẫn bằng các ống và qua cửa này vào

Máy trộn sét cơ học

2-79

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-80

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

máy trộn.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

(cid:131) Khi điều chế dung dịch, người ta đổ nước vào tới ngang trục của máy. Các máy trộn thủy lực (cid:57) Dùng để điều chế sét bột. (cid:57) Sét bị phân tán do lực đập của dòng nước hay dung dịch.

Cấu tạo máy trộn thủy lực Cho trục quay, đồng thời đổ sét bột hay sét cục qua “cửa sổ” phía trên của máy. Sét trước khi đem điều chế nếu được phơi khô, đập nhỏ thì càng tốt, khi vào nước chúng sẽ phân tán nhanh và háo nước mạnh. Cần chú ý là phải đổ sét từ từ, không nên đổ nhiều một lúc. Không đổ hết sét rồi mới cho nước vào vì như vậy có thể làm cong cánh quạt của máy hay sẽ làm “chết máy”.

– Phểu (1), dưới phễu có đặt van để điều chỉnh lượng sét bột rơi xuống ống nối. (cid:131) Dưới tác động của các cánh quạt và nước trong máy trộn, sét bị phân tán và tạo thành khối bột nhão. Sau đó người ta tiếp tục đổ hết lượng nước đã tính toán vào. – Ống nối hai đầu (2) – Ống dẫn (3) – Thùng chứa (4) (cid:131) Qua 30 – 40 phút, lấy mẫu dung dịch trong máy trộn để đo độ nhớt. Cho máy trộn tiếp tục quay và đo độ nhớt của dung dịch nhiều lần, tới khi độ nhớt của dung dịch không đổi thì coi như dung dịch đã điều chế xong.

Máy trộn sét thủy lực

2-81

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-82

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Tấm chắn (5)

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

Cung cấp dung dịch cho lỗ khoan

(cid:131) Việc đảm bảo dung dịch cho lỗ khoan có thể thực hiện bằng hai cách: điều chế dung dịch tại chỗ hoặc điều chế dung dịch tại trạm rồi vận chuyển lên lỗ khoan.

(cid:131) Dòng dung dịch hay nước được bơm vào với áp lực lớn (25 – 30 atm), đi qua ống dẫn với tốc độ 65 – 80 m/s, gặp bột sét rơi xuống sẽ mang theo chúng và đập vào tấm chắn (5). Do ống dẫn hàn theo hướng tiếp tuyến với thùng chứa nên khi vào trong thùng dòng nước có sét bột sẽ chuyển động theo đường xoắn ốc từ dưới lên trên. Phía trên của thùng có ống thoát dẫn dung dịch ra ngoài.

(cid:131) Điều chế dung dịch tại lỗ khoan bằng các thiết bị điều chế riêng được tiến hành khi khoan các lỗ khoan riêng biệt, hay việc cung cấp dung dịch từ trạm điều chế lên tới lỗ khoan gặp nhiều khó khăn.

2-83

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-84

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Tấm chắn (5) chịu va đập nhiều, nên tuy dày 25 – 30 mm dần dần cũng bị mòn. Để có thể thay thế được dễ dàng, người ta gắn chúng vào thùng bằng các đinh vít. (cid:131) Điều chế dung dịch bằng phương pháp này có ưu điểm là không phải (cid:131) Điều chế dung dịch tại trạm được tiến hành khi khoan nhiều lỗ khoan cùng một lúc, các lỗ khoan tương đối gần nhau và cách cung cấp dung dịch đến từng lỗ khoan tương đối dễ dàng. (cid:131) Tùy theo thời gian thực hiện các lỗ khoan nhanh hay lâu mà người ta có dùng động cơ riêng để chạy máy. Dòng nước rửa được bơm vào bằng máy bơm ở hiện trường lỗ khoan nên tương đối đơn giản. thể lập các trạm điều chế di động hay cố định. (cid:131) Năng suất của loại máy này là 20 – 40 m3/h.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH SÉT

(cid:57) Tổ khoan không phải mất thì giờ điều chế dung dịch.

(cid:57) Chất lượng dung dịch đảm bảo do có tính toán và kiểm tra.

(cid:131) Việc điều chế dung dịch tại trạm điều chế so với việc điều chế dung dịch tại lỗ khoan có một số ưu điểm sau:

KẾT THÚC CHƯƠNG 2

(cid:57) Thời gian điều chế dung dịch tại trạm giảm do tổ chức điều chế hợp lý.

(cid:57) Trong trạm luôn luôn có dung dịch dự trữ, có thể kịp thời cung cấp ngay cho

các lỗ khoan gặp điều kiện phức tạp.

(cid:57) Tại trạm có thể sử dụng lại các dung dịch đã dùng trong lỗ khoan, lấy lại chất

làm nặng và chất hóa học đã gia công, do vậy tiết kiệm và kinh tế hơn.

2-85

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Từ trạm điều chế, dung dịch được bơm lên bằng các máy bơm có công suất lớn, qua các ống dẫn tới lỗ khoan. Nếu không dùng ống dẫn, trong điều kiện giao thông cho phép, có thể dùng ô tô vận chuyển dung dịch (nếu ở trên đất liền) và tàu (nếu ở biển).

GEOPET

CÂU HỎI

BÀI TẬP VÍ DỤ

2-87

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-88

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1. Cơ sở phân loại sét và các tính chất cơ bản của sét? 1. 2. Dung dịch là gì? Hệ phân tán là gì? Đặc điểm của dung dịch sét? Xác định khối lượng riêng của dung dịch khoan gốc nước (tính bằng g/cm3) có bổ sung 30 lbm/bbl sét và 120 lbm/bbl barit. Biết tỷ trọng sét là 2,5 và tỷ trọng barit là 4,3. 3. (đổi đơn vị: 1 g/cm3 = 8,33 lbm/gal = 350 lbm/bbl). Trình bày các thông số cơ bản của dung dịch sét: định nghĩa, đơn vị, phương pháp đo và thiết bị đo. 4. Trình bày hiện tượng giảm trượt. Phân tích mối quan hệ giữa độ nhớt, ứng suất trượt tĩnh của dung dịch với các thông số chế độ khoan. 2. 5. Tiêu chuẩn lựa chọn nước và sét để điều chế dung dịch là gì? Tính toán sơ bộ lượng nước và sét để điều chế. 6. Các loại máy trộn dung dịch và các hình thức cung cấp dung dịch cho lỗ khoan? Có 1000 bbl dung dịch khoan khối lượng riêng 16 lbm/gal và hàm lượng hạt rắn là 0,06%. Cần tăng khối lượng riêng dung dịch lên 17 lbm/gal và giảm hàm lượng hạt rắn xuống còn 0,035% bằng cách bổ sung barit (ρba = 1470 lbm/bbl) và pha loãng với nước (ρn = 350 lbm/bbl). Thể tích dung dịch cuối cùng cần là 1200 bbl. Xác định lượng dung dịch ban đầu cần bỏ đi và lượng nước, barit cần thêm vào.

GEOPET

GIẢI

2. Thể tích hạt rắn lấy đi: Vr = 1000.0,06% – 1200.0,035% = 0,6 – 0,42 = 0,18 (bbl)

Thể tích dung dịch cần bỏ: Vb = Vr /0,06% = 0,18/0,06% = 300 (bbl) Cân bằng thể tích:

(1)

1. Khối lượng riêng của sét: ρsét = 2,5 x 350 = 875 lbm/bbl

V2 = V1 + Vw + Vba = V1 + Vw + mba/ρba Cân bằng khối lượng:

(2)

V2ρ2 = V1ρ1 + Vwρw + mba mba tính theo (1), thay vào (2), suy ra: V2ρ2 = V1ρ1 + Vwρw + (V2 – V1 – Vw)ρba Vw = [(ρba - ρ2)V2 – (ρba - ρ1)V1]/(ρba - ρw) Thể tích nước thêm vào:

Vw = [(1470 – 17.41,95).1200 – (1470 – 16.41,95).700]/(1470 – 350) = 311,7 (bbl) Từ (1), khối lượng barit thêm vào:

mba = (V2 – V1 – Vw)ρba = (1200 – 700 – 311,7).1470 = 276.801 (lbm)

2-89

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

2-90

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khối lượng riêng của barite: ρbarit = 4,3 x 350 = 1505 lbm/bbl Tổng thể tích ứng với 1 bbl nước: vt = vnước + vsét + vbarit = 1 + (30/875) + (120/1505) = 1,114 bbl Khối lượng riêng của dung dịch tạo thành: ρdd = mt/vt = (350 + 30 + 120)/1,114 = 448,83 (lbm/bbl) = 10,7 (lbm/gal) = 1,28 (g/cm3)

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 3

I. MỤC ĐÍCH VÀ YÊU CẦU GIA CÔNG HÓA HỌC

II. GIA CÔNG CÁC CHẤT ĐIỆN PHÂN

GIA CÔNG HÓA HỌC DUNG DỊCH SÉT

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

IV. ĐIỀU CHỈNH TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH

V. NGUYÊN TẮC GIA CÔNG HÓA HỌC DUNG DỊCH SÉT

3-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. MỤC ĐÍCH VÀ YÊU CẦU GIA CÔNG HÓA HỌC

1.1. Mục đích công tác gia công hóa học

1.2. Yêu cầu gia công hóa học dung dịch

Gia công hóa học dung dịch sét nhằm: Bao gồm 4 yêu cầu sau: (cid:57) Tạo ra dung dịch có các thông số thích hợp với từng điều kiện địa chất. (cid:57) Độ nhớt của dung dịch dù được gia công bằng các chất phụ gia khác nhau đều phải phù hợp với độ nhớt đã được chọn trước.

(cid:57) Khôi phục các tính chất của dung dịch đã bị mất đi trong quá trình khoan dưới tác dụng của đất đá hòa tan, nước khoáng và các yếu tố khác; đảm bảo thỏa mãn các yêu cầu của các công tác thiết kế chế độ khoan. (cid:57) Bằng mọi cách phải đạt được các thông số yêu cầu của dung dịch với lượng tiêu hao chất phụ gia ít nhất (phụ gia thừa: không kinh tế và ảnh hưởng đến việc điều chỉnh các thông số khác của dung dịch). (cid:57) Tạo cho dung dịch những tính chất đặc biệt khi cần thiết, ví dụ khi khoan qua các tầng sập lở, trương nở mạnh, mất nước nặng nề... (cid:57) Cần tiến hành thí nghiệm trước trong phòng để tìm được liều lượng chất phụ gia thích hợp, tránh gây lãng phí, mất thời gian tại hiện trường. (cid:57) Điều kiện thí nghiệm trong phòng phải tương tự điều kiện ngoài lỗ khoan.

3-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sở dĩ đạt được các mục đích trên là do các tính chất hóa học, các chất phụ gia và nồng độ của chúng tạo nên các phản ứng hóa học trong dung dịch làm thay đổi các tính chất của dung dịch ban đầu.

GEOPET

I. MỤC ĐÍCH VÀ YÊU CẦU GIA CÔNG HÓA HỌC

Thời gian giữa 2 lần đo kiểm tra thông số dung dịch:

Phân loại các chất phụ gia

(cid:131) Các chất điện phân

(cid:131) Các chất keo bảo vệ (các chất ổn định)

(cid:131) Các chất với công dụng đặc biệt

3-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Theo tính tan: hòa tan và không hòa tan; hòa tan trong chất lỏng hữu cơ Khoảng thời gian giữa 2 lần đo (giờ) Thông số (cid:131) Theo độ bền muối: không bền, bền trung bình, bền Bình thường Phức tạp (cid:131) Theo khả năng chịu nhiệt: chịu nhiệt và không chịu nhiệt. (cid:131) Theo công dụng: chất giảm độ thoát nước, chất giảm độ nhớt, chất tạo Độ thải nước (B) 8 4 cấu trúc, chất tạo bọt hoặc khử bọt, chất bôi trơn,… 4 0,5 Ứng suất trượt tĩnh (θ) Tính chất của chất phụ gia thay đổi tùy theo điều kiện và nồng độ sử dụng. 2 0,5 Tỉ trọng (γ) Độ nhớt quy ước (T) 2 0,5 3 nhóm chất phụ gia chính: 4 4 Hàm lượng cát (Π) 4 4 Nhiệt độ (to)

GEOPET

II. GIA CÔNG CÁC CHẤT ĐIỆN PHÂN

Các chất điện phân điển hình trong gia công dung dịch sét:

Các chất điện phân là những chất vô cơ khi hòa tan trong nước thì phân ly ra các ion âm (anion) và ion dương (cation).

(cid:131) Các cation của chất phản ứng sẽ thay thế các cation liên kết các hạt sét (H+,

1. Na2CO3 (xôđa) 2. NaOH (xút)

Ca2+, Al3+), phá vỡ mối liên kết này, gây hiện tượng phân chia nhỏ các hạt sét → mức độ phân tán của dung dịch sét tăng. Với một nồng độ nhất định, các cation của chất phản ứng còn có khả năng tạo nên một lớp vỏ bảo vệ dày và bền xung quanh mỗi hạt keo, làm cho tính chất keo của dung dịch tốt hơn.

3. Na2OnSiO2 (thủy tinh lỏng) 4. Na3PO4 5. NaCl (muối ăn)

(cid:131) Các anion của chất phản ứng sẽ kết hợp với các cation của khoáng vật sét vừa được giải phóng. Sự kết hợp này thường gây kết tủa → sẽ tránh được những ảnh hưởng xấu do các ion mới được giải phóng gây ra (thường làm giảm tính keo và độ ổn định của dung dịch). Khi dung dịch được giữ ở trạng thái keo thì hàng loạt những thông số của nó được cải thiện.

3-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Các chất điện phân hoạt động và gây ảnh hưởng trong dung dịch theo nguyên tắc chung như sau:

GEOPET

II. GIA CÔNG CÁC CHẤT ĐIỆN PHÂN

Chú ý về nồng độ Na2CO3 (cid:131) 1 - 1,5% : độ thải nước và độ dày của dung dịch sét giảm nhanh,

2.1. Natri cacbonat (Na2CO3 - xôđa) Là chất bột mịn màu trắng đến xám, hút ẩm, dễ hòa tan trong nước, do đó cần được bảo quản ở nơi khô ráo.

(B = 10 cm3/30'), độ ổn định và độ keo tăng. (cid:131) 3 - 3,5% : ứng suất trượt tĩnh và độ nhớt tăng lên cực đại (Tmax = 38 – 40 s, Qmax = 50 mg/cm3) (cid:131) 3,5%

2- Trong dung dịch: Na2CO3 → 2Na+ + CO3 Các ion Na+ thay thế các ion H+, Ca2+, Al3+ có trong khoáng vật sét, chia nhỏ các hạt sét và bám quanh chúng tạo nên lớp vỏ bảo vệ chắc chắn. Các ion 2- sẽ kết hợp với các ion H+, Ca2+, Al3+ vừa được giải phóng tạo thành CO3 chất kết tủa lắng xuống. Ví dụ: CO3

2- + Ca2+ = CaCO3↓

3-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

: các hạt sét sẽ tách ra khỏi dung dịch, chất lượng của dung dịch sẽ xấu đi (độ lắng ngày đêm tăng, độ keo và tính ổn định giảm, độ thải nước và độ dày vỏ sét tăng...) (cid:131) > 3,5% : lớp vỏ bị phá hủy hoàn toàn, không còn khả năng bảo vệ nữa, dung dịch không tồn tại ở trạng thái keo. Tác dụng: - nồng độ thấp: làm giảm độ thải nước và độ dày vỏ sét. - nồng độ cao: làm tăng độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh. Ngoài ra Na2CO3 còn dùng để giảm độ cứng của nước. (Nồng độ 1% nghĩa là 1 kg chất phản ứng pha vào 100 lít dung dịch, là nồng độ quy ước dùng cho tất cả các chất điện phân)

GEOPET

II. GIA CÔNG CÁC CHẤT ĐIỆN PHÂN

2.2. Xút ăn da (NaOH)

2.3. Thủy tinh lỏng (Na2OnSiO2) (trong kỹ thuật khoan thường dùng n = 2,4 – 3)

Chất kiềm màu trắng, có thể ở dạng rắn hay lỏng và được chứa trong bao cách ẩm và bảo quản ở nơi khô ráo. Để ngoài trời xút hút ẩm và bị chảy ra. Dạng chất lỏng sệt (ρ = 1,36 - 1,5 g/cm3), dễ bị hỏng dưới tác dụng của khí CO2 và bị đông cứng ở nhiệt độ to= 0oC. Cần bảo quản thủy tinh lỏng trong thùng kín và để nơi ấm áp.

Khối lượng riêng của xút rắn là 2,13 g/cm3. Ảnh hưởng của xút đối với dung dịch sét tương tự như xôđa, nhưng không tạo thành chất kết tủa.

Ảnh hưởng chủ yếu của thủy tinh lỏng là tăng ứng suất trượt tĩnh và độ nhớt của dung dịch. Dung dịch như vậy được dùng để rửa lỗ khoan trong những tầng mất nước. Ngoài ra thủy tinh lỏng còn dùng để pha chế hỗn hợp đông nhanh trám lỗ khoan. Nồng độ pha chế của thủy tinh lỏng: NaOH rất dễ hấp phụ trên thành lỗ khoan làm đất đá ở thành lỗ khoan kém ổn định và chất lượng dung dịch giảm.

3-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– 2 - 5%: tăng khả năng chịu nhiệt của dung dịch khoan, chuyển các cation kim loại hóa trị cao thành hợp chất khó tan, không hoạt tính – 0,1 - 1%: giảm độ nhớt của dung dịch không chứa muối

GEOPET

II. GIA CÔNG CÁC CHẤT ĐIỆN PHÂN

2.5. Muối ăn (NaCl)

Muối ăn có tác dụng hạ nhiệt độ đóng băng của dung dịch.

2.4. Natri phốt phát (Na3PO4) Natri phốt phát (Na3PO4) có dạng bột, màu trắng, dễ hòa tan trong nước. Nó được chứa trong bao cách ẩm và bảo quản ở nơi khô ráo.

Muối ăn còn được dùng để phòng ngừa sự đông tụ của nước rửa khi khoan trong những tầng vôi và những tầng đất đá acgilit, alêrôlit (nồng độ 0,5 - 3%) và để tăng ứng suất trượt tĩnh của dung dịch khi đã được xử lý bằng chất keo bảo vệ tùy theo từng trường hợp mà nồng độ thay đổi từ 3 - 26%. Ảnh hưởng của natri phốtphát và nồng độ pha vào dung dịch sét tương tự như Na2CO3. Nó cũng tạo thành các hợp chất kết tủa của Ca2+ và Mg2+. Vì thế Na3PO4 được sử dụng chủ yếu để giảm độ cứng của nước.

3-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ngoài Na3PO4 còn nhiều loại phốt phát tổng hợp khác phức tạp hơn, ví dụ tripôli phốt phat Na(Na5P3O10), pirôphôtphat Na(Na4P2O7) là dạng bột màu trắng hòa tan tốt trong nước. Chúng được dùng chủ yếu để hạ độ nhớt của dung dịch (khi khoan qua những tầng sét dày) với nồng độ pha chế không lớn hơn 1,2%. Ngoài các chất kể trên, vôi sống, xi măng... cũng thuộc nhóm các chất điện phân. Vôi sống được pha vào dung dịch trong trường hợp phải tăng nhanh độ nhớt của dung dịch mà không có cách nào khác. Xi măng cũng được sử dụng như vôi sống để tăng độ nhớt của dung dịch nhưng với nồng độ cao hơn. Nhược điểm của xi măng là làm tăng tỷ trọng của dung dịch.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

Các chất keo bảo vệ điển hình trong gia công dung dịch sét:

1. Chất phản ứng kiềm than nâu

2. Chất phản ứng kiềm than bùn

3. Axit lignosulfonit (bã rượu sunfit)

4. Carboxymetyl cenlullose (CMC)

5. Tinh bột

Khi trộn lẫn các chất hữu cơ với kiềm, trước tiên thành phần axit hữu cơ chứa trong chúng tác dụng với kiềm, tạo thành một loại muối hữu cơ tương ứng. Các muối hữu cơ này thường dễ dàng hòa tan trong nước, tạo thành dung dịch keo là những hạt rất nhỏ bị bao bọc bởi lớp vỏ bảo vệ, có khả năng bám lên bề mặt các hạt sét, tạo nên lớp vỏ bảo vệ xung quanh mỗi hạt.

3-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Do khả năng phân tán chia nhỏ và bám xung quanh các hạt sét tạo nên lớp vỏ bảo vệ mà các chất keo bảo vệ làm cho các hạt sét không bị dính lại với nhau, dung dịch được giữ ở trạng thái keo tốt hơn. Qua nghiên cứu, người ta thấy các chất keo bảo vệ có tác dụng giảm độ thoát nước, độ dày vỏ sét và tăng độ ổn định, độ keo của dung dịch.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

3.1. Chất phản ứng kiềm than nâu

Kiềm than nâu (KTN) là hỗn hợp hóa học của dung dịch NaOH và than nâu.

Khi gia công dung dịch sét bằng chất phản ứng KTN, các hạt muối hữu cơ sẽ bám lên bề mặt các hạt sét tạo thành lớp vỏ bảo vệ không cho các hạt sét dính lại với nhau. Đồng thời làm cho độ thải nước, độ dày vỏ sét, ứng suất trượt tĩnh và độ nhớt của dung dịch sét bị hạ, độ ổn định và độ keo tăng lên.

Than nâu là một loại than có nguồn gốc hữu cơ, ở dạng bột màu nâu với kích thước hạt từ 3 - 5mm. Than nâu chứa axit hữu cơ tên là axit humic.

Thành phần của chất phản ứng kiềm than được biểu thị bằng hai chữ số, thí dụ 180: 20 có nghĩa là trong 1m3 chất phản ứng kiềm than thì chứa 180kg than nâu thô và 20kg xút. Ở thể khô, than nâu có khối lượng 0,8 – 1kg/lít. Dung dịch axit humic ở trong kiềm là chất tạo keo và làm tốt chất lượng dung dịch.

3-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Nếu sử dụng than nâu ẩm thì tính toán khối lượng của nó theo thể khô bằng cách nhân với đại lượng W là độ ẩm của than nâu (%). Thí dụ: 100kg than nâu ẩm, với độ ẩm W = 30% thì tương ứng với 70kg than nâu khô. Qua nghiên cứu và thử nghiệm, người ta thấy rằng thành phần muối hữu cơ (humátnatri) do sự kết hợp giữa axit humic và kiềm tạo thành một chất háo nước và có khả năng hoạt động trên bề mặt của các hạt sét.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

Nếu không có xút ăn da, có thể gia công chất phản ứng kiềm than bằng xôđa. Khi đun sôi xôđa thì natri hyđrôxit và khí cacbonic được tạo thành theo công thức:

Na2CO3 + H2O = 2NaOH + CO2↑

Ngoài cách gia công chất phản ứng kiềm than ở thể lỏng như trên, người ta còn có thể tạo nó dưới dạng bột nhão bằng cách tăng lượng than nâu, xút lên hai, ba hoặc bốn lần và giảm lượng nước đi tùy theo độ đặc của nó. Chất phản ứng chế tạo dưới dạng bột nhão dễ chuyên chở hơn và có thể tận dụng được cả những thành phần còn lại..

Khí CO2 bị bay đi, còn lại NaOH sẽ tác dụng với than nâu như đã xét ở trên.

Trong thực tế, người ta sản xuất chất phản ứng kiềm than bằng cách đơn giản: đầu tiên đổ tất cả những thành phần của hỗn hợp đã tính toán vào thùng trộn, cho máy trộn làm việc trong khoảng 3 đến 4 giờ rồi xả hỗn hợp vào bể chứa, để yên tĩnh một ngày đêm rồi đem sử dụng.

3-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Như vậy để đạt được khối lượng xút theo tính toán, cần phải tốn xôđa lớn hơn hai lần theo trọng lượng. Thí dụ để gia công 1m3 chất phản ứng kiềm than với tỷ lệ 180:20, cần phải đổ vào thùng trộn 40kg xôđa, 180kg than nâu và đổ đầy nước với nhiệt độ 85 đến 100oC. Khuấy trộn và đun sôi hỗn hợp khoảng 15 phút.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

3.2. Chất phản ứng kiềm than bùn

Kiềm than bùn (KTB) là hỗn hợp hóa học của dung dịch xút và than bùn.

Để sản xuất dung dịch sét bằng chất phản ứng kiềm than, người ta cho trước lượng chất phản ứng và nước lã vào thùng trộn, cho máy làm việc và đổ đất sét vào. Thời gian máy làm việc tùy thuộc dung tích của thùng trộn và yêu cầu cụ thể về các thông số của dung dịch.

Than bùn là một loại than có nguồn gốc hữu cơ, màu nâu tối, ở dạng lớp phân phiến với kích thước từ 2 đến 5cm. Ngoài đặc điểm cấu tạo, các đặc tính khác của than bùn tương tự như than nâu.

Nồng độ pha chế vào dung dịch của các chất keo bảo vệ đều được tính theo lít/1m3 dung dịch. Nồng độ cụ thể phải xác định bằng thực nghiệm. Với chất phản ứng kiềm than nâu, nồng độ pha chế thường từ 150 đến 200 lít/1m3 dung dịch.

3-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi trộn lẫn than bùn với dung dịch xút cũng tạo thành muối hữu cơ (humát natri). Sự hoạt động và ảnh hưởng của nó trong dung dịch như đã phân tích trong chất kiềm than nâu. Đặc biệt do có đặc điểm cấu tạo riêng như trên nên nó dễ dàng làm tăng độ nhớt của dung dịch sét.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

3.3. Axit lignosulfonit (bã rượu sunfit)

Dung dịch gia công bằng chất phản ứng kiềm than bùn dùng để rửa lỗ khoan khi khoan trong tầng mất nước rửa rất tốt, vì nó có độ thải nước nhỏ, độ nhớt cao. Ngoài ra, khi bị khuấy trộn, những lớp than bùn phân phiến sẽ chuyển sang dạng sợi, có khả năng bịt kín các kẽ nứt nhỏ. Dung dịch gia công bằng chất phản ứng kiềm than có độ thải nước nhỏ nhất là 2 – 3 cm3/30’. Axit lignosulfonit có nhiều trong chất thải của công nghiệp thủy phân (công nghiệp chế biến giấy từ gỗ hoặc công nghiệp chế biến rượu). Nó là một chất lỏng sánh, màu nâu tối, tỷ trọng khoảng 1,2 - 1,3 g/cm3, chứa khoảng 50% các chất khô. Có khi người ta chế tạo chất này ở dạng đóng băng.

Để sản xuất 1m3 chất phản ứng kiềm than bùn, chi phí vật liệu và cách sản xuất nói chung cũng như khi sản xuất 1m3 chất phản ứng kiềm than nâu, nhưng thành phần xút thường từ 20 đến 30 kg.

Axít hữu cơ là lignosulfonit, dễ dàng chuyển sang dung dịch keo là chất hoạt động bề mặt. Khi cho chất này vào môi trường kiềm (NaOH), axit lignosulfonit tác dụng với kiềm, tạo thành muối của axit lignosulfonit có tác dụng làm ổn định dung dịch.

Nồng độ pha chế của kiềm than bùn vào dung dịch cũng khoảng 150 đến 200 lít/1m3.

Chú ý: axit lignosulfonit phải pha loãng (chất khô chiếm 20 đến 30%) vì nếu đặc quá bã rượu sunfít dễ dàng bị đông tụ khi tác dụng với xút biến thành chất không tan.

3-23

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-24

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

Ảnh hưởng của chất phản ứng kiềm axít lignosulfonit đối với dung dịch sét tương tự như kiềm than nâu và kiềm than bùn, nghĩa là làm giảm độ thải nước, độ dày vỏ sét, tăng độ ổn định v.v... nhưng với hiệu quả thấp hơn. Với những đặc điểm và ảnh hưởng trên, lignosulfonat thường được sử dụng để gia công dung dịch bằng nước biển khi khoan qua các tầng chứa muối và khi khoan vào các vỉa có áp suất thấp.

So với kiềm than nâu và kiềm than bùn thì chất này có những điểm khác cơ bản sau đây: Dung dịch gia công bằng lignosulfonat có ưu điểm là không làm sét bị trương nở khi khoan qua. Trong những trường hợp đó, dung dịch có độ nhớt giảm xuống và lignosulfonat được coi là chất để pha loãng dung dịch.

– Khi có mặt các muối, chất phản ứng lignosulfonat không làm tăng mà tiếp tục giảm độ thải nước của dung dịch: giá trị nhỏ nhất của độ thải nước có thể đạt được là 2 – 5 cm3/30’. Nhưng khả năng làm giảm độ thải nước của chất phản ứng này cũng rất dễ thay đổi khi có sự thay đổi nồng độ muối như khi giảm bớt hay tăng nồng độ này đều làm độ thải nước dễ dàng tăng lên.

Trình tự sản xuất chất phản ứng lignosulfonat như sau:

– Chất phản ứng lignosulfonat luôn luôn tạo bọt khi chế tạo cũng như khi dùng để gia công dung dịch, làm bão hòa, hạ khối lượng riêng dung dịch và giảm khả năng nạp đầy của máy bơm.

- Đổ nước nóng (70 đến 80oC) đến 2/3 dung tích của thùng trộn 1m3, rồi đổ 380 kg axit lignosulfonit dạng những mảnh nhỏ vào và cho máy làm việc.

3-25

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-26

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

- Sau 30 phút khuấy trộn, đổ dung dịch xút (ρ = 1,18 g/cm3) theo lượng đã tính toán và đổ nước đến miệng thùng trộn.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

- Khuấy trộn chất phản ứng thêm 15 đến 20 phút rồi mới đổ vào thùng chứa bằng kim loại hoặc bằng gỗ. Nồng độ pha chế của chất lignosulfonat vào dung dịch sét từ 30 đến 150 kg/1m3. Định lượng tốt nhất được xác định bằng thực nghiệm.

Để giảm hiện tượng tạo bọt, người ta đổ vào lượng dầu rượu tạp thích hợp từ 0,05 đến 0,3% theo thể tích. Ngoài các chất chủ yếu trên, trong nhóm các chất keo bảo vệ còn nhiều chất như: chất phản ứng kiềm kết hợp, tinh bột v.v...

Nếu axit lignosulfonit ở thể lỏng thì người ta sản xuất trực tiếp trong thùng chứa bằng phương pháp thủ công (khuấy bằng tay) và có thể sử dụng nước có nhiệt độ bình thường. Xút được đổ vào theo tính toán từ 45 - 60kg ở thể lỏng (nồng độ 50%).

3-27

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-28

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Chất phản ứng kiềm kết hợp gồm 90% than nâu, 7% NaOH, 3% axit lignosulfonit theo khối lượng chất khô trên một đơn vị thể tích chất phản ứng. Chất phản ứng kiềm kết hợp không còn những nhược điểm của kiềm than nâu và kiềm than bùn. Khi xử lý dung dịch sét bằng chất phản ứng kiềm kết hợp, độ thải nước giảm xuống, độ nhớt tăng không đáng kể, độ dày vỏ sét nằm trong giới hạn cho phép và không sinh bọt. Để giảm hiện tượng tạo bọt khi pha chất kiềm bã rượu sunfít vào dung dịch sét, người ta có thể cho thêm một lượng dầu mỏ, dầu rượu tạp, dầu nhựa cây, chất xúc tát đen trung tính v.v... với tỷ lệ 0,05% theo dung tích của nó.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

3.4. Carboxymetyl cenlullose (CMC)

3.5. Tinh bột

Tinh bột là chất cao phân tử, công thức chung (C6H10O5)n. Tinh bột không tan trong nước lạnh mà chỉ hòa tan trong nước nóng hay môi trường kiềm.

CMC là sản phẩm nhân tạo, là loại dung dịch nhớt, đục hòa tan tốt trong nước. Nó làm giảm độ thải nước và độ nhớt của dung dịch đất sét. Tùy theo thành phần khoáng vật và muối, nó bảo vệ tốt dung dịch sét khỏi bị ngưng kết do muối gây ra. Vì vậy CMC rất quý khi khoan qua đất đá có muối.

Tinh bột được dùng làm chất phản ứng sau khi kết hợp với NaOH. Thành phần chất phản ứng theo khối lượng thường là 10% tinh bột và 1-2% NaOH.

Người ta thường dùng CMC với nồng độ 10-50 kg/m3dd. Chất phản ứng trên được dùng hạn chế vì giá thành cao. Khi tăng liều lượng, CMC không làm giảm chất lượng của dung dịch sét.

3-29

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-30

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trong thực tế đôi khi rửa lỗ khoan bằng dung dịch nước lã pha CMC. Để điều chế chất phản ứng, người ta trộn NaOH vào nước, sau khi khuấy trộn kỹ mới đổ tinh bột vào. Quá trình điều chế tiến hành ở nhiệt độ 60-650C. Với tỉ lệ thành phần như trên, chất phản ứng có độ nhớt rất cao. Nhưng sau khi khuấy trộn, sẽ giảm xuống. Chất phản ứng để sau một ngày đêm biến thành xirô đặc dùng để gia công dung dịch rất tốt.

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

Để tránh hiện tượng lên men, có thể dùng các phương pháp sau:

+ Tăng hàm lượng muối của dung dịch (có thể tăng >20% NaCl) Khi gia công dung dịch, tinh bột làm giảm độ thoát nước mạnh và không phụ thuộc vào độ khoáng hóa của dung dịch. Lượng chất phản ứng sử dụng ít hơn rất nhiều so với axit lignosulfonit. Điều này làm dễ dàng cho việc gia công và nhanh chóng thu được các thông số cần thiết.

+ Thêm vào dung dịch các chất chống lên men (CaCl2, formalin) + Giữ tinh bột trong môi trường kiềm cao (độ pH>12) Nhược điểm - Giá thành đắt vì tinh bột là sản phẩm của công nghiệp thực phẩm.

Trộn tinh bột vào dung dịch xút sẽ được một chất phản ứng có tác dụng làm giảm độ thải nước của dung dịch trong điều kiện đất đá bị nhiễm mặn đồng thời cũng làm cho độ nhớt của dung dịch tăng lên. - Dung dịch được gia công bằng tinh bột thường có độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh rất cao. Để làm giảm độ nhớt có thể thêm vào dung dịch chất phản ứng axit lignosulfonit với tỉ lệ 5-6%.

3-31

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-32

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

- Tinh bột dễ bị lên men và dần dần bị rữa ra. Do vậy độ thoát nước lại tăng lên, dung dịch bị sủi bọt vì có khí CO2 sinh ra trong quá trình lên men. - Tinh bột không bền nhiệt (<130oC).

GEOPET

III. GIA CÔNG CÁC CHẤT KEO BẢO VỆ

IV. ĐIỀU CHỈNH TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH

Các tính chất của dung dịch có thể điều chỉnh bằng gia công hóa học:

1. Trọng lượng riêng

2. Độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh

Khi sử dụng tất cả những chất phản ứng thuộc nhóm điện phân cũng như nhóm chất keo bảo vệ để gia công hóa học dung dịch, cần phải chú ý những điểm sau:

3. Độ thải nước

(cid:57) Nồng độ chất phản ứng phải căn cứ vào kết quả thí nghiệm trong từng điều kiện cụ thể. Những số liệu chỉ ra ở tất cả các chất chỉ có tính chất đặc trưng.

3-33

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-34

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:57) Phải thực hiện nghiêm ngặt những biện pháp kỹ thuật an toàn đối với từng chất phản ứng khi bảo quản cũng như khi sử dụng. Khi sử dụng phải có găng tay, kính, giày, ủng bảo hộ lao động.

GEOPET

IV. ĐIỀU CHỈNH TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH

• Các chất làm nặng phải đảm bảo:

4.1. Điều chỉnh trọng lượng riêng

– Khả năng phân tán nhỏ trong dung dịch: đủ nhỏ để giữ trạng thái lơ lửng và

không quá nhỏ để tránh làm tăng độ nhớt dung dịch.

– Tính trơ: không tác dụng hóa học với các thành phần của dung dịch.

– Độ ẩm: > 12% sẽ làm loãng dung dịch; quá khô sẽ tốn hao năng lượng khi

Dung dịch sét bình thường có tỷ trọng 1,15 – 1,25. Tùy điều kiện cụ thể của đất đá khoan qua mà phải điều chỉnh sao cho áp suất thủy tĩnh tạo thành cân bằng với áp suất vỉa.

sấy, dễ dính vào nhau và lắng đọng. Thông thường độ ẩm chất làm nặng tùy điều kiện khô hoặc ướt từ 6 – 12%.

– Hàm lượng muối: phải thấp để tránh gây ngưng kết trong dung dịch. Yêu cầu:

muối hóa trị 1 ≤ 0,35%, muối hóa trị 2 ≤ 0,05%.

– Nhóm 1 (γ ≈ 3): sét, bột phấn, đá vôi…

– Nhóm 2 (γ ≈ 3,8 – 5): barit và quặng sắt hematit, manhetit. Hematit (Fe2O3) có độ cứng cao gây mài mòn thiết bị. Manhetit (FeOFe2O3-Fe3O4) có từ tính, dễ bám vào cần khoan và ống chống, làm bó hẹp giếng khoan và dễ gây kẹt cần.

– Nhóm 3 (γ ≈ 6 – 7): hợp chất sắt-mangan, sắt-phốtpho. Nhìn chung không

được sử dụng vì khi phân hủy tạo sản phẩm dễ nổ và độc.

3-35

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-36

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Tăng trọng lượng riêng • Bổ sung các chất làm nặng. • Tùy theo tỷ trọng, các chất làm nặng được chia thành 3 nhóm:

GEOPET

IV. ĐIỀU CHỈNH TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH

• Điều kiện để điều chế dung dịch nặng:

4.2. Điều chỉnh độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh

– Đảm bảo dung dịch giữ được chất làm nặng ở trạng thái lơ lửng: điều chỉnh độ

nhớt và ứng suất trượt tĩnh trước khi bổ sung chất làm nặng. Theo kinh nghiệm: B < 10 cm3/30’, θ = 25-50 mG/cm2.

– Làm mềm dung dịch bằng xôđa hoặc natri phốtphát.

Độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh của dung dịch ảnh hưởng rất lớn đến tốc độ và hiệu quả của công tác khoan cũng như chi phối từng phần đến các tính chất khác của dung dịch.

– Nắm chắc đặc điểm địa chất và yêu cầu đối với dung dịch.

– Có thể thấm ướt chất làm nặng trước khi gia công.

Điều chỉnh độ nhớt

Khi khoan trong đất đá bền vững thì cần độ nhớt thấp, khi khoan trong đất đá sập lở, mất nước thì cần tăng độ nhớt của dung dịch.

(cid:131) Tăng độ nhớt: bổ sung sét hoặc các chất tạo cấu trúc: muối ăn, thủy tinh lỏng. Cần làm thí nghiệm để xác định nồng độ phù hợp vì tính chất dung dịch sẽ thay đổi nếu thừa các chất trên.

(cid:131) Giảm độ nhớt: thêm nước hoặc các chất giảm độ nhớt: linhosulfonat Fe-Cr,

oxit linhin, tananh tổng hợp.

3-37

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-38

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Giảm trọng lượng riêng • Pha loãng dung dịch với nước • Thay toàn bộ dung dịch bằng dung dịch tỷ trọng nhỏ hơn. • Thêm các chất tạo bọt, dùng dung dịch gốc dầu…

GEOPET

IV. ĐIỀU CHỈNH TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH

4.3. Giảm độ thải nước

Điều chỉnh ứng suất trượt tĩnh

(cid:131) Tăng ứng suất trượt tĩnh

Độ thải nước của dung dịch phụ thuộc nhiều vào nồng độ và loại muối hòa tan. Nồng độ muối cao thì độ thải nước lớn và khó điều chỉnh. Sử dụng đường cong pha loãng theo phương pháp Giukhovitski để xác định trạng thái của dung dịch: ngưng kết thừa (quá ngưng kết), ngưng kết tốt và ổn định thừa (kém ngưng kết).

Ngưng kết thừa

Để giảm độ thải nước, dùng các chất điện phân và các chất keo bảo vệ. – Chất điện phân chứa các ion Na+ sẽ thay thế ion Ca2+ (hoặc các kim

(khi dung dịch kém ngưng kết): giảm nồng độ các chất ổn định, giảm khả năng bảo vệ của các chất ổn định, tăng tỷ lệ sét.

g k ế t tố t

(cid:131) Giảm ứng suất trượt tĩnh

• Dung dịch có nhiều muối: dùng bã rượu sunfit, tinh bột, KTN, các polime…

Ổn định thừa

• Dung dịch có ít muối (nồng độ 3-5%): dùng KTN hoặc dùng kiềm kết hợp.

• Dung dịch không muối: dùng KTN.

(khi dung dịch quá ngưng kết): thêm nước, bổ sung các chất ổn định, lưu ý nồng độ muối trong dung dịch để chọn chất ổn định phù hợp.

3-39

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-40

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

loại hóa trị cao khác) làm cho sét dễ trương nở, tăng độ phân tán, hạt keo sét có lớp vỏ OH dày và bền vững. – Chất keo bảo vệ: sử dụng tùy thuộc nồng độ muối.

GEOPET

V. NGUYÊN TẮC GIA CÔNG HÓA HỌC DUNG DỊCH SÉT

Khi gia công hóa học dung dịch sét, phải tuân theo các nguyên tắc sau đây.

Gia công lần thứ hai nhằm khôi phục các tính chất của dung dịch đã được gia công lần đầu, khi nó bị thay đổi dưới tác dụng của đất đá khoan qua, của nước khoáng v.v... Khi gia công lần hai, người ta thêm chất phản ứng thích hợp theo chu kỳ cho đến khi khôi phục các tính chất đã có của dung dịch.

5.1. Quá trình gia công: được tiến hành theo hai bước: gia công lần đầu và gia công lần thứ hai.

3-41

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-42

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Cần chú ý là dù gia công lần đầu hay lần hai đều phải rất kịp thời. Nếu gia công lần đầu với mục đích ngăn ngừa những khó khăn điển hình trong từng tầng nhất định thì việc gia công phải hoàn thành trước khi gặp tầng đó. Gia công lần hai cũng vậy, nếu không kịp thời, có thể trở nên vô hiệu quả vì sự thay đổi tính chất của dung dịch có thể không phù hợp với sự thay đổi tính chất của đất đá. Gia công lần đầu được tiến hành khi bắt đầu khoan hoặc khi cần thay dung dịch nhằm tạo cho dung dịch những tính chất cần thiết ứng với điều kiện cụ thể. Muốn thực hiện được bước gia công lần đầu, phải làm thí nghiệm, thay đổi thành phần, tỷ lệ pha chế để định ra một thành phần và tỷ lệ pha chế xác định. Dùng thành phần và tỷ lệ này gia công khối lượng dung dịch sét đủ để bắt đầu khoan hoặc đủ để thay thế.

GEOPET

V. NGUYÊN TẮC GIA CÔNG HÓA HỌC DUNG DỊCH SÉT

5.2. Sự thay đổi một thông số của dung dịch thường kéo

5.3. Khi chọn chất hóa học, tính chất và liều lượng của

chúng phải căn cứ vào ba yếu tố sau:

theo nhiều thông số khác thay đổi

(cid:57) Mục đích gia công hóa học là đạt được các thông số yêu cầu của dung dịch với mức tiêu tốn ít nhất chất phản ứng (ý nghĩa kinh tế) và không khó khăn khi gia công dung dịch lần hai.

Ví dụ: khi khoan qua tầng sét, trọng lượng riêng của dung dịch tăng và độ nhớt, ứng suất trượt tĩnh của dung dịch cũng tăng v.v... Do đó trong trường hợp chỉ yêu cầu một thông số của dung dịch thay đổi thì phải dùng hai hay nhiều chất hóa học để các chất này đồng thời điều chỉnh các thông số khác nhau của dung dịch.

(cid:57) Liều lượng pha chế chất phản ứng xác định từ trước không thể dùng cho những lần gia công sau. Những kinh nghiệm tích lũy được chỉ giúp cho việc chọn chất phản ứng ở một chừng mực nào đó. Công thức pha chế và nồng độ chất phản ứng phụ thuộc vào một số lớn yếu tố, không thể tính toán trước được.

3-43

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-44

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:57) Liều lượng pha chế các chất phải xác định bằng thực nghiệm tại lỗ khoan hoặc bằng thí nghiệm với những điều kiện hoàn toàn giống lỗ khoan (nhiệt độ ở đáy, mức độ phức tạp v.v...).

GEOPET

CÂU HỎI

Mục đích và yêu cầu của công tác gia công hóa học dung dịch khoan là gì? Các nguyên tắc chủ yếu khi gia công hóa học dung dịch?

KẾT THÚC CHƯƠNG 3

Trình bày đặc điểm, tính chất và tác dụng của các chất điện phân thông thường trong gia công hóa học dung dịch khoan: xôđa, xút, thủy tinh lỏng, natri phốtphát, muối ăn.

Trình bày đặc điểm, tính chất và tác dụng của các chất keo bảo vệ thông thường trong gia công hóa học dung dịch khoan: KTN, KTB, bã rượu sunfit, CMC, tinh bột.

Nguyên tắc điều chỉnh tỷ trọng, độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh của dung dịch?

Giảm độ thải nước bằng phụ gia như thế nào?

3-45

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3-46

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 4

I. MẤT DUNG DỊCH

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

DUNG DỊCH KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN PHỨC TẠP

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

IV. KẸT DỤNG CỤ KHOAN

4-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Mất dung dịch là một trong những sự cố trầm trọng và tốn kém chi phí để khắc phục nhất trong công tác khoan. Mất dung dịch có thể xảy ra tại bất kì độ sâu nào khi khoan bằng dung dịch thường hoặc dung dịch làm nặng.

Cần phân biệt hiện tượng mất dung dịch với hiện tượng thải nước. Trong quá trình khoan có sử dụng dung dịch, cột dung dịch trong lỗ khoan sẽ tạo nên áp lực thủy tĩnh. Áp lực này hướng vào các lớp đất đá trên thành lỗ khoan. Bản thân mỗi lớp đất đá khoan qua hay các vỉa dầu và khí lại có áp lực vỉa tương ứng. Như vậy, trong hệ thống lỗ khoan và vỉa có hai loại áp lực và tùy theo chênh lệch giữa chúng mà điều kiện khoan có thể bình thường hay phức tạp.

Áp lực thủy tĩnh của cột dung dịch khoan có thể tính bằng công thức:

Ptt = 0.052γH Các thí nghiệm đã chứng minh rằng hiện tượng mất toàn bộ dung dịch chỉ xảy ra khi có sự hiện diện của khe nứt, lỗ hổng. Đối với đất đá nguyên khối, độ thấm tối thiểu để xảy ra hiện tượng mất toàn bộ dung dịch là 300 darcy.

4-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

trong đó: Chất lượng trám ximăng kém cũng là một nguyên nhân gây ra hiện tượng mất dung dịch. Ptt – áp lực thủy tĩnh cột dung dịch, psi γ – tỉ trọng dung dịch H – chiều cao cột dung dịch, ft

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Nếu áp lực thủy tĩnh không cân bằng với áp lực vỉa thì sẽ gây nhiều khó khăn cho công tác khoan. Có hai trường hợp: (cid:131) Chênh lệch giữa áp lực vỉa và áp lực thủy tĩnh càng lớn thì sự phức tạp trong quá trình khoan càng nhiều, đôi khi không thể tiến hành khoan.

- Áp lực thủy tĩnh > áp lực vỉa: dung dịch sẽ đi vào vỉa theo các khe nứt, hang hốc của đất đá gây nên hiện tượng mất dung dịch. Mực dung dịch trong lỗ khoan sẽ hạ xuống, áp lực thủy tĩnh giảm, kéo theo hiện tượng sập lở thành lỗ khoan phía trên cột dung dịch. (cid:131) Khi áp lực thủy tĩnh cân bằng với áp lực vỉa thì quá trình khoan tiến hành bình thường, dung dịch chỉ bị giảm đi do chất lỏng bị lọc ra từ dung dịch hay mất mát tự nhiên. Các ảnh hưởng xấu của hiện tượng dầu, khí hay nước vào lỗ khoan cũng không xảy ra.

(cid:131) N.I.Sasov đã đề nghị đánh giá điều kiện khoan bằng trị số áp lực tương

- Áp lực thủy tĩnh < áp lực vỉa: các lớp đất đá liên kết yếu do có áp lực vỉa lớn sẽ sập xuống dưới đáy lỗ khoan. Dầu, khí hay nước sẽ xâm nhập vào lỗ khoan làm thay đổi dần tính chất của dung dịch, có khi đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan và phun lên bề mặt. đối trong hệ thống lỗ khoan – vỉa. Trị số này là tỉ số giữa áp lực vỉa và áp lực thủy tĩnh của cột dung dịch trong lỗ khoan:

P td

P v P tt

4-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trong thực tế, để đảm bảo an toàn cho công tác khoan, cần thiết kế để chênh lệch áp suất trong khoảng 300 – 500 psi.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

(cid:131) So sánh trị số áp lực tương đối Ptd với tỷ trọng γ của dung dịch, người ta

1.1. Nguyên nhân và phân loại hiện tượng mất dung dịch

có một số kết luận thực tế sau:

a. Nguyên nhân

(cid:57) Nếu γ >> Ptd : có thể xảy ra hiện tượng mất dung dịch hoàn toàn, dẫn tới sập

lở các lớp đất đá nằm trên.

Bao gồm nguyên nhân địa chất và nguyên nhân về quy trình kỹ thuật.

Ptt > Pv

(cid:57) Nếu γ > Ptd : có thể xảy ra hiện tượng mất dung dịch. (cid:57) Nếu γ < Ptd : có thể xảy ra hiện tượng dầu, khí, nước vào lỗ khoan. (cid:57) Nếu γ << Ptd : dầu, khí nước sẽ tràn ra miệng lỗ khoan và có thể phun lên bề mặt. Trong trường hợp này hiện tượng sập lở xảy ra một cách dễ dàng nếu các lớp đất đá kém bền vững.

Tùy từng trường hợp mà nguyên nhân của hiện tượng mất dung dịch có thể khác nhau nhưng nói chung, hiện tượng mất dung dịch khi khoan xảy ra do áp lực thủy tĩnh vượt quá áp suất vỉa, tức là:

(cid:57) Nếu γ ≈ Ptd : trong hầu hết các trường hợp, việc khoan tiến hành bình thường.

Pv = Ptt

4-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi ở trạng thái tĩnh, trong lỗ khoan có đầy dung dịch thì sự cân bằng tĩnh của hệ thống lỗ khoan – vỉa được biểu diễn bằng đẳng thức:

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Trong quá trình dung dịch tuần hoàn trong lỗ khoan, sự cân bằng động được thiết lập và có thể biểu diễn như sau: Ptt + Pct = Pv + Pcc Tùy theo trị số của áp lực chênh lệch này mà quyết định mức độ mất dung dịch nhiều hay ít. ∆P càng lớn khi Ptt càng lớn và Pv càng nhỏ. Vì vậy tất cả các nguyên nhân làm tăng Ptt và làm giảm Pv sẽ đều dẫn đến mức độ mất dung dịch tăng lên. Có hai nhóm nguyên nhân: trong đó:

- Là yếu tố chính gây ra hiện tượng mất dung dịch.

- Trong các lớp đất đá thường có các khe nứt, lỗ hổng hay các kênh rãnh có cấu tạo và kích thước rất khác nhau. Mức độ mất dung dịch sẽ phụ thuộc vào các tính chất cơ học của chúng.

Nguyên nhân địa chất Pct – tổn thất thuỷ lực khi dung dịch đi lên trong vành xuyến Pcc – tổn thất thủy lực khi dung dịch đi vào các tầng mất dung dịch

- Đất đá có lỗ hổng càng nhiều, độ rỗng lớn thì mức độ mất dung dịch càng tăng.

Trạng thái cân bằng động này bị phá vỡ, dung dịch đi vào các khe nứt, hang hốc của đất đá khi áp lực của dung dịch lớn hơn áp lực vỉa, nghĩa là phải có sự chênh lệch áp lực giữa lỗ khoan và tầng mất dung dịch.

- Đất đá cứng ít lỗ hổng hơn đất đá mềm, bở rời. Vì vậy khi khoan qua các lớp đất đá macma, hiện tượng mất dung dịch ít xảy ra hơn khi khoan qua các lớp trầm tích.

Sự chênh lệch này có thể biểu diễn như sau:

4-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

∆P = Ptt + Pct – Pv – Pcc

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

– Thành hệ có hang động karstơ và khe nứt mở

– Thành hệ gần bề mặt, chứa nhiều hạt thô và có độ thấm cao

– Thành hệ có khe nứt tự nhiên

– Thành hệ dễ tạo khe nứt

4-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Độ rỗng của một vài loại đất đá như sau: Biết được lỗ hổng của đất đá ở lỗ khoan người ta có thể xác định được mức độ mất dung dịch, và trên cơ sở đó đề ra phương pháp khắc phục thích hợp. Loại đá Độ rỗng (%) Có 4 loại thành hệ dễ dẫn tới hiện tượng mất dung dịch: Bazan 0,63 – 1,28 Granit 0,37 – 1,85 Diabaz, gabro, thạch anh 0,84 – 1,13 Thạch cao 1,32 – 3,96 Đá vôi, đá hoa, dolomit 0,53 – 13,96 Cát kết 4,8 – 28,28 Đá phấn 7,7 – 37,2

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

- Hang động karstơ tạo thành do sự hòa tan của đá vôi, đá phấn, thạch cao,

- Thường có dị thường áp suất, độ thấm thay đổi đáng kể.

- Theo kinh nghiệm, để dung dịch đi qua, độ mở của thành hệ phải lớn hơn 3

dolomit, đá hoa… dưới tác dụng của nước. Đôi khi hang karstơ có kích thước rất lớn, chứa nước, các vật liệu xốp hoặc rỗng hoàn toàn.

lần đường kính hạt lớn nhất chiếm đa số trong dung dịch.

- Hang karstơ có thể dự đoán trước nhờ vào tài liệu địa chất khu vực.

- Khi khoan vào hang karstơ, mất dung dịch xảy ra đột ngột và có thể kèm theo

Khắc phục

hiện tượng “sụt” cần khoan.

- Giảm tỷ trọng của dung dịch tới mức tối thiểu, có thể dùng dầu.

- Mất dung dịch khi khoan vào hang karstơ có thể sẽ gây sập lở, kẹt cần khoan

và phun trào từ các thành hệ bên trên.

- Dùng lưới rây cỡ nhỏ để giảm lượng hạt rắn kích thước lớn trong dung dịch.

Khắc phục

- Nếu tỷ trọng dung dịch không thể giảm được nữa mà hiện tượng mất dung dịch vẫn tiếp diễn, có thể tăng độ nhớt của dung dịch bằng vôi hoặc ximăng.

- Ngừng bơm dung dịch khỏi vành xuyến, bổ sung liên tục lưu lượng nhỏ dung dịch vào vành xuyến – chế độ khoan không tuần hoàn dung dịch (khoan mù).

- Bơm nước vào cần khoan để làm mát choòng và đẩy hạt cắt vào lỗ hổng.

- Khi khoan tới đá cứng, tiến hành chống ống và trám ximăng chân đế.

Sau đó trám ximăng bên trên vùng mất dung dịch.

4-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:153) Thành hệ có hang động karstơ và khe nứt mở (cid:153) Thành hệ gần bề mặt, chứa nhiều hạt thô và có độ thấm cao

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

- Trong một số trường hợp, các khe nứt tự nhiên không có tính thấm ở điều

- Nguyên nhân chủ yếu do gia tăng áp suất đột ngột ở đáy giếng.

- Các mảnh cắt tích tụ hoặc sét trương nở có thể bịt kín hoặc thu nhỏ khoảng

kiện thường. Tuy nhiên, khi áp suất đạt giới hạn, khe nứt sẽ mở và gây mất dung dịch.

không vành xuyến, gây gia áp tại đáy giếng.

Khắc phục

- Khi khe nứt đã mở, dung dịch vào khe nứt với lưu lượng lớn có thể làm rộng thêm khe nứt. Mặc dù sau đó áp suất giảm, khe nứt có thể không đóng lại hoàn toàn và vẫn tiếp tục gây mất dung dịch.

- Kiểm soát thao tác khoan chặt chẽ để tránh gia áp khi nâng hạ bộ khoan cụ.

- Khi đã xuất hiện mất dung dịch, ngừng khoan và tiến hành chờ (6-12 giờ).

Khắc phục

- Sau đó tiến hành khoan lại cẩn thận.

- Duy trì tỷ trọng dung dịch ở mức tối thiểu.

- Trong một vài trường hợp, dùng phụ gia tăng độ nhớt hoặc nước có thể giảm

thiểu hiện tượng mất dung dịch.

- Có thể giảm chi phí khắc phục bằng cách dùng các dung dịch rẻ tiền.

(cid:153) Thành hệ có khe nứt tự nhiên (cid:153) Thành hệ dễ tạo khe nứt

4-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trong nhiều trường hợp, thành hệ dễ tạo khe nứt sau khi đã “no” dung dịch sẽ trở nên vững chắc hơn, có thể dùng dung dịch tỷ trọng lớn mà không bị mất dung dịch nữa.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

– Lượng dung dịch ít quá sẽ không đưa hết được mùn khoan lên mặt đất, tỷ trọng của dung dịch tăng lên do lẫn nhiều mùn khoan, làm tăng P, nghĩa là càng tăng khả năng xảy ra hiện tượng mất dung dịch.

Nguyên nhân về quy trình kỹ thuật (cid:153) Khối lượng và chất lượng dung dịch không thích hợp

– Chất lượng dung dịch không thích hợp sẽ dẫn đến hiện tượng mất dung dịch. Các thông số của dung dịch như tỷ trọng, độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh nếu không phù hợp sẽ làm tăng P và dẫn đến mất dung dịch.

Các nguyên nhân về quy trình kỹ thuật là tất cả các hiện tượng có thể dẫn đến sự tăng áp lực đối với các lớp đất đá khoan qua. Khác với các nguyên nhân về địa chất, nguyên nhân về quy trình kỹ thuật có thế tránh được bằng cách kiểm tra, quan sát chế độ kỹ thuật khoan.

– Khối lượng và chất lượng dung dịch không thích hợp.

Các yếu tố chính của nguyên nhân về quy trình kỹ thuật là:

– Chế độ khoan không hợp lý.

- Nếu tăng tốc độ quay của dụng cụ phá đá thì mùn khoan trong dung dịch càng

– Sai sót trong nâng thả dụng cụ khoan.

nhiều, đồng thời chúng phải được đưa lên mặt đất nhanh hơn.

– Áp lực máy bơm tăng do tiết diện cần khoan hoặc vành xuyến bị thu hẹp.

- Để đưa mùn khoan lên bề mặt, phải tăng lưu lượng dung dịch bằng các tăng công suất bơm. Áp lực gia tăng từ máy bơm sẽ truyền xuống lỗ khoan, tạo áp suất dư gây mất dung dịch.

4-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:153) Chế độ khoan không hợp lý

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

(cid:153) Sai sót trong nâng thả dụng cụ khoan

b. Phân loại

– Hạ bộ dụng cụ khoan quá nhanh sẽ gây gia áp tại đáy giếng. Cột dung dịch trong lỗ khoan dâng lên cũng làm tăng áp lực thủy tĩnh, gây mất dung dịch.

– Nâng bộ dụng cụ khoan lên đột ngột gây sụt áp tại đáy giếng. Chênh lệch áp

suất cục bộ gây sụp lở, tạo điều kiện cho hiện tượng mất dung dịch.

– Mất dung dịch cũng có thể xảy ra do tạo thành các “nút” trong dụng cụ khoan hay tiết diện khoảng không vành xuyến bị thu hẹp, làm tăng áp lực máy bơm.

– Chưa có một chỉ tiêu thống nhất về phân loại mức độ mất dung dịch. – Mức độ mất dung dịch phụ thuộc chủ yếu vào khả năng thấm qua của vỉa, điều kiện thế nằm, cấu tạo và áp lực của vỉa. – Mức độ mất dung dịch cũng phụ thuộc vào các yếu tố làm tăng áp lực (cid:153) Áp lực máy bơm tăng do tiết diện cần khoan hoặc vành xuyến bị thu hẹp thủy tĩnh của cột dung dịch.

4-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Có thể phòng tránh hiện tượng mất dung dịch bằng cách sử dụng các biện pháp ngăn ngừa, tăng cường giám sát và theo dõi trong quá trình khoan. – Tùy theo mức độ yêu cầu chính xác của việc xác định mức độ mất dung dịch mà người ta có thể căn cứ vào lượng dung dịch tràn ra miệng lỗ khoan hay đo mực dung dịch trong lỗ khoan, tính toán hệ số mất dung dịch… Theo các dấu hiệu, chỉ tiêu đó mà một vài tác giả đã phân cấp mức độ mất dung dịch.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

2 π

Theo X. Yu. Giukhovitski, mức độ mất dung dịch có thể chia làm 3 nhóm: Theo A.A.Gaivoronxki và B.M.Saiderov, lượng dung dịch bị mất đi có thể tính theo công thức:

5 gd H l 8 λ

4-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:57) Mất dung dịch yếu: lượng dung dịch tràn ra miệng lỗ khoan ít hơn lượng dung dịch bơm vào lỗ khoan. (cid:57) Mất dung dịch trung bình: mực dung dịch thấp hơn miệng lỗ khoan trong đó: Q – lượng dung dịch bị mất (m3/h) trong khi máy bơm vẫn làm việc, nghĩa là không có sự tuần hoàn dung dịch. g – gia tốc rơi tự do, g = 9.81 m/s2 (cid:57) Mất dung dịch mạnh, hoàn toàn: dung dịch hầu như đi hết vào vỉa, d – đường kính của các kênh, rãnh thoát nước mực dung dịch ở gần sát đáy lỗ khoan. λ – hệ số cản thuỷ lực l – chiều dài cột cần khoan, m H – hiệu số giữa mực nước tĩnh và động trong lỗ khoan, m H = Ht – Hd

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

2 gd π 8 l λ

Đặt

Q H

Q H H −

Ngoài ra còn có phương pháp phân loại hiện tượng mất dung dịch dựa trên sự xác định lưu lượng dung dịch mất đi tại bất kỳ phần nào của lỗ khoan trong một đơn vị thời gian. suy ra

Biết đường kính lỗ khoan, lượng dung dịch mất đi có thể tính được theo sự hạ thấp của mực thủy động sau một khoảng thời gian, theo công thức:

2 tbD L π 4 T

K gọi là hệ số khả năng mất nước, đặc trưng cho khả năng thấm qua vùng mất dung dịch.

trong đó: Tuỳ theo hệ số này, chia hiện tượng mất nước thành 6 cấp: K = 1; K = 1 –3; K = 3 –5; K = 5 –15; K = 15 –25; K > 25. Q – mức độ mất dung dịch, m3/h

4-23

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-24

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Dtb – đường kính trung bình của lỗ khoan, m L – khoảng hạ thấp mực thuỷ động sau thời gian T, m Nhược điểm của phương pháp xác định K này là trị số Q và H liên hệ với nhau theo tỉ lệ bình phương, nghĩa là xem chế độ chảy của dung dịch là chảy rối. Điều này chỉ có được khi vùng mất dung dịch có các kênh rãnh, khe nứt khá lớn, và mực thủy động nhỏ hơn mực thủy tĩnh trong lỗ khoan. T – thời gian đo mực thủy động, h

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

1.2. Xác định chiều sâu vùng mất dung dịch

Trên cơ sở thí nghiệm các vùng mất dung dịch trong lỗ khoan thăm dò, người ta chia mức độ mất dung dịch làm 4 nhóm:

và mực dung dịch trong lỗ khoan

a. Xác định chiều sâu vùng mất dung dịch

- Nhóm I, mất dung dịch từng phần: Q = 1 – 5 m3/h

- Nhóm II, mất dung dịch mạnh: Q = 5 – 10 m3/h

- Nhóm III, mất dung dịch hoàn toàn: Q = 10 – 15 m3/h

- Nhóm IV, mất dung dịch tai nạn: Q > 15 m3/h

Có thể xác định chiều sâu vùng mất dung dịch bằng cách quan sát mực dung dịch trong bể hút, ở miệng lỗ khoan. Tuy nhiên phương pháp này không cho kết quả tin cậy nếu sự mất dung dịch xảy ra khi khoan phá các tầng trước kia đã trám xi măng hay ở chân ống chống.

4-25

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-26

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Để xác định được chiều sâu vùng mất dung dịch một cách chính xác hơn, người ta phải dùng các phương pháp khác như dùng điện nhiệt kế, máy biến năng hoặc máy đo xoay, các chất phóng xạ…

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Phương pháp dùng điện nhiệt kế

Tại hiện trường, người ta đo nhiệt độ của lỗ khoan bằng cách thả dụng cụ đo từ trên xuống dưới hay kéo từ dưới lên trên. Sau đó, bơm dung dịch khác có nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ của dung dịch ở trong lỗ khoan rồi lại đo nhiệt độ của lỗ khoan. Phương pháp dùng điện nhiệt kế chỉ có hiệu quả khi gradien nhiệt độ lớn hơn 1,80C/100m. Ưu điểm của phương pháp này là tiến hành được ngay trong các loại dung dịch có chứa các chất lấp đầy, không cần nhiều dung dịch.

Quan sát 2 đường biểu diễn gradient nhiệt độ của lỗ khoan, ta xác định được vùng mất dung dịch.

Khi bị mất dung dịch, bơm vào lỗ khoan một loại dung dịch khác có nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ của dung dịch trong lỗ khoan. Dung dịch mới này khi đi vào các vùng mất nước sẽ làm giảm nhiệt độ cục bộ tại vùng đó. Nhiệt độ ở dưới vùng mất dung dịch vẫn như cũ hoặc hơi tăng lên do chưa thiết lập được sự cân bằng về nhiệt độ. Sự chênh lệch về nhiệt độ của dung dịch trong lỗ khoan và dung dịch bơm vào càng lớn thì vùng mất dung dịch thể hiện càng rõ trên đồ thị.

4-27

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-28

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

So sánh gradient nhiệt độ trước và sau khi bơm dung dịch mới vào, sẽ xác định được vị trí của vùng mất dung dịch.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

26 30 34 38 42 46 50 54 58 62 t, oC

Đo lần 1

Đo lần 2

Phương pháp dùng máy biến năng hoặc máy đo xoay

Vùng mất nước rửa

Thả máy biến năng (transducer) vào trong giếng. Máy biến năng là thiết bị thăm dò dòng chảy của dung dịch. Chênh lệch áp suất do dòng chảy xuống của dung dịch sẽ được máy biến năng ghi lại và truyền qua cáp lên bề mặt, giúp xác định vùng mất dung dịch.

- 100 - - 250 - - 400 - - 550 - - 700 - - 850 - - 1000 - - 1150 - - 1300 –

H, m

Máy đo xoay (spinner) được thả vào giếng khoan bằng cáp sao cho các cánh quạt của nó quay khi xuất hiện dòng chảy dung dịch theo phương thẳng đứng. Vận tốc quay của cánh quạt được ghi lại theo độ sâu và từ đó xác định vùng mất dung dịch.

Hình 4.1. Xác định chiều sâu vùng mất nước rửa bằng điện nhiệt kế

4-29

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-30

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Phương pháp dùng máy đo xoay cần lượng dung dịch lớn và sẽ không hiệu quả nếu dung dịch có chứa nhiều chất bít nhét lỗ rỗng.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Phương pháp dùng chất phóng xạ

b. Xác định mực dung dịch trong lỗ khoan

Để xác định mực dung dịch trong lỗ khoan người ta dùng dụng cụ đo mực nước bằng điện, có độ chính xác khoảng 5 cm.

Phương pháp dùng các chất phóng xạ chỉ áp dụng khi vùng mất dung dịch là đất đá có lỗ hổng hay khe nứt nhỏ và có bề mặt hấp thụ lớn. Các chất phóng xạ dùng phổ biến là zircon (Zr95), antimoan (Sb124), sắt (Fe59) và đặc biệt là iot (I131) có chu kỳ bán rã là 8 ngày.

- Tiến hành đo gamma giếng khoan lần 1 để làm cơ sở so sánh.

- Bơm dung dịch khoan có chứa chất phóng xạ vào giếng, dung dịch này sẽ đi

vào vùng mất dung dịch.

- Tiến hành đo gamma giếng khoan lần 2 để xác định vùng mất dung dịch.

Phương pháp này được tiến hành như sau: Theo phương pháp này, sự thay đổi mực nước được báo hiệu bằng bóng điện hay volt kế. Thả dụng cụ đo xuống lỗ khoan, khi dụng cụ tiếp xúc với dung dịch qua “cửa sổ” thì mạch điện xem như được khép kín, bóng điện sẽ sáng lên hay kim volt kế sẽ chuyển động.

Nhìn trên bảng ghi của thiết bị thả dụng cụ, ta đọc được chiều sâu mực dung dịch trong lỗ khoan.

4-31

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-32

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Phương pháp dùng chất phóng xạ rất chính xác nhưng cần thiết bị chuyên dùng, chi phí cao.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Cáp treo chứa dây dẫn

1.3. Các biện pháp để chống hiện tượng mất dung dịch

Tùy theo điều kiện cụ thể mà người ta đề ra các biện pháp chống mất

Vỏ kim loại

dung dịch khác nhau. Nguyên tắc chung là giảm áp lực đối với vỉa mất nước, bịt kín các khe nứt, kênh rãnh và dùng phương pháp tổng hợp.

a. Chống mất dung dịch bằng dung dịch sét

Cửa sổ

Dung dịch sét chỉ dùng để chống mất dung dịch trong trường hợp khoan qua đất đá có độ lỗ hổng và khe nứt nhỏ, có thể xảy ra hiện tượng mất nước yếu, từng phần (cấp 1).

Trong trường hợp này, dung dịch phải có các thông số thích hợp.

Hình 4.2. Sơ đồ và dụng cụ xác định mực dung dịch trong lỗ khoan

4-33

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-34

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Để không xảy ra hiện tượng mất dung dịch, ta dùng loại dung dịch có tỷ trọng là γ2 sao cho khi trong lỗ khoan đầy dung dịch, áp lực thủy tĩnh vẫn cân bằng với áp lực của vỉa mất dung dịch, tức là: Thông thường, muốn chống hiện tượng mất dung dịch phải làm giảm tỷ trọng của dung dịch để giảm áp lực thủy tĩnh của cột dung dịch. Biện pháp này được dùng cho đến khi tạo được sự cân bằng giữa áp lực vỉa và áp lực của cột dung dịch trong lỗ khoan.

Pv = γ2H1 Từ đó suy ra: γ1(H1 – H2) = γ2H1 γ2 = γ1(1 – H2/H1)

Giả sử ở một lỗ khoan, có hiện tượng mất dung dịch tại chiều sâu H1. Mực dung dịch trong lỗ khoan sẽ hạ xuống và dừng lại ở chiều sâu H2. Khi áp lực vỉa cân bằng với áp lực của cột dung dịch còn lại trong lỗ khoan, áp lực vỉa ở vùng mất dung dịch là:

Pv = γ1(H1 – H2) Trong thực tế, người ta sử dụng dung dịch có tỷ trọng nhỏ hơn giá trị tính toán một chút do tác dụng cản trở của lỗ khoan đối với sự chuyển động của dung dịch và bản thân tính cơ học, cấu trúc của dung dịch.

4-35

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-36

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

trong đó γ1 là tỷ trọng của dung dịch đang sử dụng.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Ngoài các chất hoá học để gia công dung dịch, người ta còn dùng các chất chỉ để làm giảm kích thước của các khe nứt gọi là các chất lấp đầy. Nếu chỉ xét về mặt chênh lệch áp lực thì chưa đủ vì khi chuyển động vào vỉa mất dung dịch, tốc độ chảy của dung dịch không những phụ thuộc vào áp lực chênh lệch, mà còn phụ thuộc vào độ nhớt của dung dịch.

Chất lấp đầy cho vào dung dịch sét và cả các hỗn hợp đông nhanh để chống hiện tượng mất nước hoàn toàn và mạnh (cấp II – IV). Các chất này phải có độ bền nén > 350KG/cm2, độ cứng thấp, chịu được nhiệt tới 500C.

Độ nhớt của dung dịch càng lớn thì sức cản sự chuyển động của dung dịch càng tăng, tốc độ chảy của chúng vào khe nứt càng chậm, mạng lưới cấu trúc của dung dịch càng bền chắc. Dung dịch bị đặc lại và tạo thành các “nút”, bịt kín các khe nứt, không cho dung dịch tiếp tục đi vào vỉa, chống được hiện tượng mất dung dịch.

Qua nghiên cứu, người ta thấy là các chất lấp đầy có thể bịt kín được các khe nứt có kích thước < 6 mm. Khi kích thước khe nứt càng lớn thì chất lấp đầy cũng càng phải lớn. Tốt nhất là trong cùng một vùng mất dung dịch, nên dùng hai loại chất lấp đầy có kích thước khác nhau. Như vậy dùng dung dịch sét có ứng suất trượt tĩnh và độ nhớt lớn với tỷ trọng phù hợp sẽ có khả năng chống được hiện tượng mất dung dịch.

4-37

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-38

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Chất lấp đầy thường dùng là mạt cưa, trấu cỏ, mica, canxit…

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

b. Chống mất dung dịch bằng gel-ximăng

Tỉ lệ chất lấp đầy phụ thuộc vào phương pháp khoan, tính chất của dung dịch và đặc tính vỉa. Khi khoan turbin, lượng chất lấp đầy khoảng 0,1 – 1% theo khối lượng của dung dịch. Khi khoan roto thì tỉ lệ này có thể từ 5 – 7%.

Khi gặp hiện tượng mất dung dịch trung bình thì dung dịch sét thường hay đặc biệt cũng không thể khắc phục được. Cần phải dùng một loại dung dịch nào đó có thể bịt kín khe nứt sau khi đi qua. Dung dịch thích hợp là dung dịch ximăng.

Tuy nhiên, dung dịch ximăng lại không có cấu trúc và khi đi vào vỉa mất dung dịch, chúng không dừng lại, hiện tượng mất dung dịch vẫn tiếp tục xảy ra.

– Có cấu trúc, có độ chảy toả để bịt kín các khe nứt.

– Có thời gian ngưng kết ban đầu xác định. Nếu thời gian ngưng kết quá nhanh

Với những dung dịch có độ thoát nước cao, độ nhớt thấp thì sử dụng chất lấp đầy rất tốt, vì chúng ít có khả năng tạo thành những nút trong vòi phun của choòng hay thành lỗ khoan. Khi dung dịch đã khá nhớt thì lượng chất lấp đầy không nên cho vào nhiều vì có thể làm khả năng mất dung dịch tăng lên do áp lực thủy tĩnh quá lớn. Khi mức độ mất nước nghiêm trọng thì lượng chất lấp đầy cho vào có thể ≥ 10%. Do đó, cần chế biến dung dịch thỏa mãn 2 yêu cầu:

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-39

4-40

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

thì có thể làm ximăng hóa dụng cụ khoan; quá chậm thì dung dịch ximăng lại đi hết vào vỉa.

Chất lấp đầy có thể trực tiếp cho xuống lỗ khoan hoặc trộn với dung dịch rồi bơm xuống lỗ khoan với áp lực lớn để ép vào các khe nứt, kênh rãnh mất dung dịch.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Khi điều chế gel-ximăng, đầu tiên, người ta đổ lượng nước cần thiết vào dung dịch trong máy trộn. Sau khi khuấy kỹ mới đổ lượng ximăng đã sàng qua lỗ 5 mm vào. Quá trình điều chế nên tiến hành trong thời gian ngắn. Để thỏa mãn các yêu cầu trên, người ta điều chế dung dịch ximăng trong dung dịch sét, và hỗn hợp như vậy gọi là gel-ximăng. Gel-ximăng có cấu trúc và thời gian ngưng kết ban đầu có thể điều chỉnh được tùy theo tỷ lệ các thành phần trong chúng.

Thông thường, 1m3 gel-ximăng gồm 500 – 900 kg ximăng và 700 – 800 lít dung dịch sét có độ nhớt 26 – 27s. Theo kinh nghiệm thực tế, trước khi bơm gel-ximăng, nên khoan sâu xuống 10 – 15 m quá vùng mất dung dịch. Chiều sâu này có thể xác định sơ bộ bằng tài liệu địa chất hay theo mẫu của các lỗ khoan tương tự. Nếu không có tài liệu có thể dùng phương pháp đo bằng điện nhiệt kế.

4-41

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-42

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trước khi bơm gel-ximăng xuống lỗ khoan, phải lọc qua ống dài 1 m, có lưới lọc lớn hơn 15 mm và nhỏ hơn 3/4 đường kính vòi phun của choòng để tránh tình trạng bịt kín vòi phun. Ngoài ra, để dễ dàng điều chỉnh thời gian ngưng kết ban đầu của gel-ximăng, người ta thêm vào 15 – 25% thạch cao hoa tuyết (CaSO4 đã nung) theo khối lượng ximăng vào hỗn hợp. Để làm chậm tốc độ đi vào vỉa của gel-ximăng, người ta cũng thêm vào 20% chất lấp đầy (trấu, mica, mạt cưa…) theo thể tích gel-ximăng.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Mực dung dịch

Kết quả bơm gel-ximăng được coi là tốt khi trong lỗ khoan còn 1/3 - 1/2 lượng gel-ximăng và lượng gel-ximăng đã đi vào vỉa là 1/2 - 2/3.

Khoảng nâng bộ khoan cụ (20 – 25m)

Khu vực mất dung dịch

Muốn đạt kết quả trên, khi bơm gel-ximăng phải kéo dụng cụ khoan lên cách vùng mất dung dịch khoảng 20 – 25m để làm giảm chiều cao cột dung dịch trong lỗ khoan, giảm áp suất thủy tĩnh để gel-ximăng không đi hết vào vỉa mất dung dịch, chất lượng đổ gel-ximăng đảm bảo hơn.

Khoảng khoan thêm (10 – 15m)

Thể tích gel-ximăng cần thiết được tính bằng 3 lần thể tích phần lỗ khoan với chiều dài là tổng chiều dài đoạn khoan thêm trước khi đổ gel-ximăng (10 – 15m) và chiều dài đoạn nâng dụng cụ khoan khi đổ (20 – 25m), tức khoảng 30 – 40m, và đường kính là đường kính choòng khoan tại đoạn đó.

Hình 4.3. Chống mất dung dịch bằng gel-ximăng

4-43

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-44

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

c. Chống mất dung dịch bằng hỗn hợp đông nhanh

Để lượng gel-ximăng đi vào vỉa có khả năng tạo cấu trúc tốt, sau khi bơm hết 1/2 lượng gel-ximăng, cần dừng lại khoảng 10 – 15 phút. Sau đó mới bơm hết lượng gel-ximăng còn lại. Lúc này nên quay nhẹ bộ dụng cụ khoan và cho chúng đi xuống khoảng 1/2 – 2/3 chiều dài cần chủ đạo, để bảo đảm sự chuyển động đều của các phần gel-ximăng trong toàn bộ lỗ khoan. Khi mất dung dịch mạnh một cách tai nạn, mực dung dịch nằm ở gần đáy lỗ khoan, trong lỗ khoan hầu như không có dung dịch thì dùng gel-ximăng cũng không có kết quả. Trường hợp này phải dùng một hỗn hợp sao cho khi đi vào các khe nứt, kênh rãnh mất nước thì đông đặc ngay lại.

Hiện nay người ta thường dùng các hỗn hợp đông nhanh, thành phần chủ yếu là ximăng, ngoài ra còn có một số chất phụ gia khác.

Thể tích dung dịch cần thiết để đẩy gel-ximăng phải tính toán sao cho đẩy hết được gel-ximăng ra khỏi cần khoan, thường bằng thể tích khoảng trong cần với chiều dài từ mực dung dịch tới đáy. Mục đích là sau khi đẩy gel-ximăng ra khỏi cần, mực dung dịch trong cần khoan vẫn như cũ. Trong thực tế, lượng dung dịch đẩy nên lấy tăng lên 0,5 – 1 m3 để đảm bảo rửa sạch gel- ximăng ra khỏi cần khoan.

4-45

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-46

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Tùy theo điều kiện của từng lỗ khoan mà lựa chọn tỉ lệ thành phần thích hợp, sao cho khi bơm hỗn hợp đông nhanh xuống vùng mất nước, chúng không bị đông lại ngay trong cần khoan do thời gian ngưng kết ban đầu quá ngắn, và cũng không bị mất vào vỉa mất dung dịch do thời gian ngưng kết quá dài.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

Xác định thời gian ngưng kết

Tùy theo chiều sâu của lỗ khoan, nhiệt độ ở đáy mà người ta có thể dùng loại ximăng cho các lỗ khoan “lạnh” hay “nóng”. Theo tiêu chuẩn, các đặc tính kỹ thuật của ximăng phải như sau:

Thời gian ngưng kết ban đầu được tính từ lúc bắt đầu trộn cho đến khi kim của dụng cụ kiểm tra xuống tới cách đáy mẫu 1 mm. – Độ chảy tỏa của dung dịch ximăng có 50% nước là 16 – 16,5 cm. – Độ mịn của ximăng (với sàng 4900 lỗ/cm2) < 15%.

Ximăng Portland mác 500 khi ở nhiệt độ 700C thì thời gian ngưng kết ban đầu là 40’, khi nhiệt độ 300C thì thời gian ngưng kết ban đầu là 1h45’. Khi nhiệt độ còn 150C thì thời gian ngưng kết ban đầu tăng lên đến 7h30’.

Thời gian ngưng kết cuối cùng tính từ lúc ximăng bắt đầu cứng tới khi kim của dụng cụ không xuống sâu được quá 1 mm. Ở đây cần chú ý là với dung dịch ximăng, nhiệt độ càng tăng thì thời gian ngưng kết càng giảm, ví dụ: Thời gian ngưng kết cuối cùng của dung dịch ximăng 50% nước từ 3 – 7,5 giờ và thời gian ngưng kết ban đầu ít hơn 3 giờ.

4-47

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-48

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Giới hạn bền khi uốn sau khi cứng 2 ngày của ximăng trộn bằng nước nhạt là 27 KG/cm2; nước nóng là 62 KG/cm2.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

– Tỉ lệ thủy tinh lỏng càng tăng thì thời gian ngưng kết ban đầu càng giảm.

Trong hỗn hợp đông nhanh có các chất hỗ trợ làm nhanh đông như thủy tinh lỏng, NaOH, CaCl2, vôi, thạch cao hoa tuyết CaSO4 và cả AlCl3, FeCl2, BaCl2… Khi tỉ lệ các thành phần này thay đổi thì thời gian ngưng kết cũng thay đổi. Ví dụ:

– Tỉ lệ NaOH tăng thì độ linh động của hỗn hợp tăng.

Ngoài ra, người ta còn dùng hỗn hợp ximăng dầu đông nhanh là một huyền phù gồm ximăng, các sản phẩm của dầu mỏ (dầu diesel, dầu hỏa) và một vài chất làm nhanh đông khác. Loại hỗn hợp này thường có thời gian ngưng kết rất ngắn. Khi hợp với nước, dầu diesel nhanh chóng tách ra, hỗn hợp bị đặc lại và tạo thành ximăng cứng. Ưu điểm của loại hỗn hợp ximăng dầu đông nhanh là khi không có nước, chúng không đặc lại được. Vì vậy, chúng có thể bơm dễ dàng qua cần khoan mà không sợ làm bó chặt cần khoan.

Để làm tăng độ chảy tỏa của dung dịch, tạo điều kiện cho việc bơm bằng máy bơm thường, người ta thêm CaCl2 vào với tỉ lệ 5 – 7%. Lượng CaCl2 càng nhỏ thì độ chảy tỏa càng nhỏ. Thời gian gần đây, người ta còn dùng hỗn hợp đông nhanh nhẹ để chống hiện tượng mất dung dịch. Hỗn hợp đông nhanh nhẹ là hỗn hợp đông nhanh thường nhưng có bão hòa các bọt khí do những phản ứng hóa học giữa các chất thêm vào và chất tạo thành hỗn hợp.

4-49

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-50

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Có thể thêm 1-2% chất lấp đầy để tăng hiệu quả chống mất dung dịch.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

d. Chống mất dung dịch bằng dung dịch nhẹ

Chất thêm vào để gây phản ứng có thể là carbua canxi, clorua vôi, nhưng tốt nhất vẫn là bột nhôm. Khi cho bột nhôm vào hỗn hợp đông nhanh, phản ứng hóa học như sau:

3Ca(OH)2 + 2Al = Ca3Al2O6 + 3H2↑ Như đã nói ở trên, một trong những nguyên tắc để chống hiện tượng mất dung dịch là dùng dung dịch có khối lượng riêng nhỏ. Muốn vậy, người ta có thể dùng nước lã, dung dịch sét nhũ tương và các dung dịch nhẹ khác.

– Nước lã chỉ được sử dụng trong trường hợp thành lỗ khoan bền vững, không bị phá hủy. Do dùng nước lã nên áp lực thủy tĩnh của cột dung dịch giảm, có thể khoan qua được vùng có các khe nứt, lỗ hổng nhỏ. Kết quả phản ứng là khí H2 thoát ra, làm tăng thể tích và giảm tỉ trọng hỗn hợp. Mức độ nở rộng của hỗn hợp được xác định bằng áp lực môi trường. Khi áp lực này khoảng 33 atm thì mức độ nở khoảng 5%.

4-51

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-52

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Hỗn hợp đông nhanh nhẹ sử dụng hợp lý nhất ở độ sâu nhỏ hơn 150m, trong vùng mất dung dịch ở mức độ thấp hơn cấp II. Khuyết điểm của hỗn hợp này là thành phần của chúng phức tạp và khó điều chế tại lỗ khoan. – Dung dịch sét nhũ tương là một loại dung dịch sét được bổ sung dầu mỏ hay sản phẩm của dầu mỏ, tạo thành loại nhũ tương “dầu trong nước” (viết tắt là d/n) hay nhũ tương loại “nước trong dầu” (viết tắt là n/d). Hiện nay thường dùng phổ biến loại nhũ tương thứ nhất. Tùy theo điều kiện cụ thể ở vùng mất dung dịch mà lượng dầu cho vào dung dịch có thể từ 8-50% theo thể tích.

GEOPET

I. MẤT DUNG DỊCH

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

Sập lở là hiện tượng thường gặp trong quá trình khoan ở những vùng đất đá kém bền vững hay những lớp sét dễ trương nở.

2.1. Nguyên nhân và phân loại hiện tượng sập lở

Loại dung dịch nhũ tương này có khối lượng riêng nhỏ (0,8 – 0,9 g/cm3), làm giảm áp lực thủy tĩnh, độ dính của vỏ sét và hạn chế đến mức thấp nhất sự tạo thành các nút gây kẹt dụng cụ khoan. Ngoài ra, chúng có độ nhớt rất cao, tạo điều kiện thuận lợi khi cần chống hiện tượng mất dung dịch.

Đất đá trong vỏ trái đất ở trạng thái cân bằng về lực. Khi khoan, trạng thái cân bằng này bị phá vỡ, đất đá bị biến dạng và lại thiết lập một sự cân bằng mới. Quá trình này gây nhiều khó khăn cho công tác khoan. Bình thường, cân bằng giới hạn của đất đá được biểu diễn bằng biểu thức:

σh – ứng suất theo phương thẳng đứng σθ – ứng suất theo phương nằm ngang σr – ứng suất theo phương nằm ngang ξ – hệ số ứng suất bên sườn

ξσh = σθ = σr trong đó: Ngoài ra, để tạo thành dung dịch nhẹ, người ta gia công dung dịch sét bằng các chất hoá học như keo kêratin cùng với thủy tinh lỏng, hay các chất có hoạt tính bề mặt như chất tạo bọt, các chất phản ứng detergent, sulfonol, sulfonat … với tỉ lệ rất nhỏ. Tuy vậy dùng dung dịch nhũ tương sét cũng có khó khăn là chúng làm bẩn mẫu, tăng giá thành của dung dịch và làm tăng sự mài mòn các chi tiết bằng cao su của dụng cụ khoan.

4-53

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-54

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Các dung dịch nhẹ được dùng tương đối phổ biến trong thời gian gần đây để chống hiện tượng mất dung dịch.

GEOPET

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

Ba loại ứng suất này là những ứng suất chính, xác định trạng thái ứng suất của đất đá. Các giá trị cực đại của các ứng suất trên như sau:

Trục lỗ khoan

h – chiều sâu của lớp đất đá

ξ – hệ số ứng suất bên sườn. Theo P. M. Simbarevitch, giá trị của ξ:

Đất đá chảy

0,757

Đất đá trung bình

0,017

trong đó: Khi khoan qua chúng, nếu coi lỗ khoan là một cột đất đá hình trụ có chiều dày vô tận, thì đất đá nằm cách mặt đất một khoảng h, cách trục lỗ khoan một khoảng r sẽ chịu áp lực thẳng đứng Pđ do khối lượng của các lớp đất đá nằm trên, áp lực bên sườn Pn và áp lực bên trong cột chất lỏng Pd. Dưới tác dụng của các áp lực này sẽ gây ra các ứng suất σh theo phương thẳng đứng, ứng suất tiếp tuyến σθ có phương thẳng góc với bán kính lỗ khoan và ứng suất hướng tâm σr dọc theo bán kính lỗ khoan (hình 4.4). σh = ∆tb.h σθ = 2ξ∆tbh – γh σr = γh ∆tb – tỷ trọng trung bình của đất đá γ – tỷ trọng của nước rửa σh rlk + ∆r σr

Đất đá xốp

0,526

Đất đá chắc

0,004

Đất đá mềm

0,383

Đất đá rất chắc

0,0012

rlk

Đất đá yếu

0,164

σθ

Hình 4.4. Ứng suất tác dụng lên một nhân tố đất đá ở thành lỗ khoan

4-55

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-56

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

Điều kiện đất đá không sập lở: σθ = σr hay σθ – σr = 0 thay vào ta được:

các yếu tố gây sập lở có nguyên nhân từ vỉa (cid:131) Tính chất cơ lý của đất đá: khi đất đá kém bền vững, các hạt đất đá liên kết

suy ra: với nhau yếu, hiện tượng sập lở rất dễ xảy ra khi khoan qua chúng. hay 2ξ ∆tbh – γh – γh = 0 ξ ∆tbh = γh γ = ξ ∆tb

(cid:131) Vỉa nghiêng: vỉa càng nghiêng càng dễ xảy ra hiện tượng sập lở. Khi trên mặt phân lớp nằm nghiêng có các váng dầu thì lại càng nguy hiểm do dầu bôi trơn mặt lớp, làm giảm sự ma sát giữa chúng, dưới tác dụng của lực gây trượt là một thành phần của trọng lực, đất đá sẽ sập lở. Khi γ < ξ∆tb, đất đá ở thành lỗ khoan bị biến dạng gây nên hiện tượng sập lở thành lỗ khoan.

Khi khoan qua vùng đất đá có áp lực vỉa lớn hay vùng chứa dầu, khí, hiện tượng sập lở rất dễ xảy ra, do ứng suất σr lớn hơn áp lực cản của cột dung dịch rất nhiều.

4-57

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-58

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Đất đá bền vững nhưng dễ bị thay đổi tính chất dưới tác dụng của nước. Cấu tạo của đất đá loại này thường gồm những lớp khối nhỏ riêng biệt, được liên kết lại bằng các lớp sét hay muối khoáng hòa tan. Nước trong dung dịch thoát ra, hoà tan các lớp liên kết, làm các khối nhỏ, các lớp đất đá không gắn kết với nhau. Dưới tác dụng của trọng lượng bản thân, chúng dễ dàng rơi xuống lỗ khoan, gây sập lở.

GEOPET

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

Phân loại mức độ sập lở

2.2. Các biện pháp chống hiện tượng sập lở

– Điều chỉnh các thông số của dung dịch sét trong quá trình khoan

– Phương pháp hóa lý tác động đến thành lỗ khoan

Tùy theo điều kiện cụ thể mà người ta có những biện pháp chống sập lở khác nhau, nhưng hiện nay thường dùng một số phương pháp sau:

– Các phương pháp đặc biệt

Hiện tượng sập lở có thể phát hiện được bằng các dấu hiệu bên ngoài như áp lực của máy bơm tăng mạnh, sự tuần hoàn dung dịch giảm đi, trong dung dịch chứa rất nhiều mùn, độ nhớt của dung dịch tăng. Khi kéo thả dụng cụ khoan rất khó và có khi không nâng được dụng cụ khoan lên nữa. Mức độ sập lở được phân loại như sau:

Mức độ sập lở

Lực nâng dụng cụ khoan

Kéo thả dụng cụ khoan

Áp lực máy bơm

Tuần hoàn dung dịch

a. Điều chỉnh các thông số của dung dịch sét

Nhẹ

Tăng 20-30%

Tăng 5-10 atm

Nhiều mùn, hình dạng khác nhau

“Trồi”, không xuống sát đáy

Tăng 30-100%

Tăng ≥ 20 atm

Mùn lên đầy hệ thống máng

Vướng những nút đất đá

Trung bình

Ngưng tuần hoàn

Kẹt hoàn toàn

Nặng

Không nâng được dụng cụ

Tăng rất mạnh (bật van an toàn)

4-59

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-60

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Qua phân tích nguyên nhân của hiện tượng sập lở thành lỗ khoan, muốn chống hiện tượng này phải tăng tỷ trọng và làm giảm độ thoát nước của dung dịch.

GEOPET

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

Điều kiện để không xảy ra hiện tượng sập lở như đã trình bày phần trước:

Lưu ý: Thành lỗ khoan không ổn định có thể do nhiều nguyên nhân. Cần phân tích kĩ trước khi tăng tỷ trọng dung dịch khoan. Nếu không, sự cố sẽ càng trầm trọng hơn.

Thành giếng khoan không ổn định

γ = ξ ∆tb ∆tb của đất đá thường lớn hơn 2,3 g/cm3 nên γ của dung dịch cũng xấp xỉ trị số này.

Tăng tỉ trọng dung dịch

Thành giếng khoan ổn định tạm thời

Tăng độ thải nước do chênh áp

Mặt khác, khi tăng tỷ trọng của dung dịch, ngoài việc làm tăng áp lực thủy tĩnh, lực đẩy nổi (lực Archimedes) của dung dịch cũng tăng. Khi tỷ trọng của dung dịch đủ lớn, đất đá, mảnh cắt trong dung dịch sẽ không bị rơi xuống do khối lượng bản thân, hiện tượng sập lở sẽ không xảy ra được.

Làm yếu thành hệ

Tăng sự xâm nhập vào vỉa

Mất cân bằng áp suất đáy

4-61

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-62

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Để tránh hiện tượng sập lở do nước thấm vào đất đá, phải dùng dung dịch có độ thoát nước nhỏ. Yêu cầu về độ thoát nước phụ thuộc điều kiện cụ thể của từng lỗ khoan, nhưng phải nhỏ hơn 10cm3/30phút.

GEOPET

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

b. Chống sập lở bằng phương pháp hóa lý

Ví dụ về trường hợp tăng tỉ trọng dung dịch sẽ làm trầm trọng sự mất ổn định thành giếng khoan:

Phương pháp này làm chắc thành lỗ khoan bằng các vật liệu phi kim. Mục đích: gia tăng độ bền cơ học và làm giảm độ thấm nước của thành lỗ khoan. (cid:190) Dung dịch có tính ổn định kém gây hiện tượng sét trương nở và phân tán mạnh khi khoan vào tầng sét.

Nếu gia tăng tỉ trọng dung dịch sẽ gia tăng độ thải nước, từ đó càng làm thành giếng khoan mất ổn định. Để đạt được mục đích trên, tùy theo loại và tính chất cơ học của đất đá mà người ta có thể dùng các biện pháp khác nhau để làm chắc thành lỗ khoan như silicat hóa, ximăng hóa, bitum hóa…thành lỗ khoan.

(cid:190) Thành giếng khoan không ổn định do xuất hiện các khe nứt nhỏ hoặc thành hệ kém bền Trong biện pháp silicat hóa, người ta dùng dung dịch thủy tinh lỏng cùng với một số chất hóa học khác như CaCl2, H2SiF6…

Nếu gia tăng tỉ trọng dung dịch sẽ càng gây tổn hại thành hệ và tăng sự nghiêm trọng của sự cố.

4-63

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-64

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trong biện pháp ximăng hoá, người ta bơm xuống lỗ khoan các dung dịch ximăng, sau khi đông lại, ximăng sẽ làm chắc thành lỗ khoan.

GEOPET

II. SẬP LỞ THÀNH LỖ KHOAN

c. Các phương pháp đặc biệt

– đun nóng bitum tới 150-2000C, thu được bitum nóng

– điều chế nhũ tương bitum, thu được bitum lạnh.

Trong biện pháp bitum hóa, người ta bơm xuống lỗ khoan các dung dịch bitum. Bitum được làm lỏng có thể bằng 2 cách:

Phương pháp dùng điện: người ta dùng dòng điện một chiều để làm chắc thành lỗ khoan. Do tác dụng của điện trường mà trong đất đá xuất hiện các quá trình lý học, hóa học và hóa lý khác nhau như quá trình điện phân, điện thẩm, điện chuyển, các phản ứng trao đổi… Các quá trình trên làm thay thế các cation trao đổi ở trong các phân tử cấu tạo nên đất đá, làm hình thành các tổ hợp, tạo cấu trúc, dần dần làm đất đá chắc lại, ngăn chặn được hiện tượng sập lở. Nhược điểm của bitum là khó khoan qua, dính vào các bề mặt kim loại của choòng, tạo thành nút trong môi trường nước và có độ bền cơ học thấp đối với tải trọng đập.

4-65

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-66

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Phương pháp làm lạnh tạm thời: làm lạnh nhanh chất lỏng để chúng đóng băng lại trong các đất đá kém bền vững. Tuy chỉ làm ổn định tạm thời, nhưng phương pháp này có ưu điểm là có thể dùng với bất kỳ loại đất đá chứa nước nào. Để hạn chế các nhược điểm trên, người ta cho vào bitum các chất lấp đầy như parafin, cát, sét, ximăng… Trong nhũ tương bitum (bitum lạnh), người ta còn thêm các chất gây ngưng kết như dung dịch CaCl2, Na2SiF6…

GEOPET

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

3.1. Dầu, khí vào lỗ khoan

Tùy theo áp lực mà khí trong vỉa có thể ở dạng hơi hay bị nén ở dạng lỏng. Dầu trong vỉa thường hòa tan khí và lượng khí trong dầu cũng phụ thuộc vào áp lực vỉa. Trong vỉa, cùng với dầu và khí còn có thể có nước.

Khi khoan qua tầng sản phẩm dầu khí hoặc qua tầng chứa nước, nếu cân bằng áp suất không được đảm bảo, sẽ xảy ra hiện tượng các chất lưu từ vỉa xâm nhập vào giếng. Nếu không phát hiện và xử lý kịp thời, hậu quả của hiện tượng xâm nhập có thể rất trầm trọng.

Khi khoan qua vỉa chứa dầu và khí, dầu và khí có thể vào lỗ khoan. Nói chung, nguyên nhân của hiện tượng dầu và khí vào lỗ khoan là do sự chênh lệch giữa áp lực vỉa và áp lực thủy tĩnh. Chênh lệch càng lớn thì sự xâm nhập của dầu, khí vào lỗ khoan càng nhiều: dầu ở dạng từng giọt, khí ở dạng từng bọt nhỏ vào lỗ khoan.

Phân loại các trường hợp xâm nhập chất lưu như sau:

3.1. Dầu, khí vào lỗ khoan

3.2. Nước vào lỗ khoan

Nếu dầu và khí chứa trong các khe nứt thì chúng sẽ chảy thành từng dòng vào lỗ khoan. Ban đầu dầu và khí vào lỗ khoan chỉ làm tỷ trọng của dung dịch giảm dần đi. Nhưng khi dung dịch đã bão hòa khí, thì khí sẽ nổi lên mặt thoáng và nếu có áp lực lớn, chúng đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan và có thể phun lên.

4-67

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-68

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

Ngay khi áp lực thủy tĩnh của dung dịch lớn hơn áp lực vỉa, hiện tượng khí vào lỗ khoan vẫn có thể xảy ra. Đó là hiện tượng khuếch tán và phụ thuộc vào nồng độ khí ở hai bên lớp vỏ sét. Do trong đất đá chứa nhiều khí hơn, nên các chất khí sẽ thấm qua vỏ sét. Lượng khí thấm qua nhiều hay ít còn phụ thuộc vào khả năng thấm của vỏ và chênh lệch mật độ khí. Dầu và khí vào lỗ khoan làm tính chất của dung dịch bị thay đổi. Do thể tích của dung dịch tăng lên trong khi khối lượng của dung dịch tăng không đáng kể nên tỷ trọng của dung dịch giảm đi, nghĩa là áp lực thủy tĩnh giảm, tạo điều kiện cho dầu và khí tiếp tục xâm nhập vào lỗ khoan. Khi trong lỗ khoan đã quá bão hòa dầu và khí thì dầu và khí xâm nhập sẽ đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan.

Dầu và khí vào lỗ khoan đều nguy hiểm nhưng dầu nguy hiểm hơn do dầu không nén được như khí nên dầu làm giảm tỷ trọng của dung dịch nhiều hơn.

Người ta thấy rằng hiện tượng dầu, khí vào lỗ khoan cũng thường xảy ra nếu vùng chứa dầu và khí nằm giữa vùng mất dung dịch. Do dùng dung dịch có tỷ trọng nhỏ để chống mất dung dịch, áp lực thủy tĩnh của cột dung dịch giảm tạo sự chênh lệch áp lực trong lỗ khoan và vỉa tăng lên, dầu và khí có thể đi vào lỗ khoan.

4-69

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-70

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Dầu và khí vào trong dung dịch có thể phát hiện được bằng các bọt khí nổi trên mặt dung dịch hay các váng dầu trên hệ thống máng, tỷ trọng của dung dịch giảm đi và độ nhớt của dung dịch tăng lên.

GEOPET

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

Khoan qua vùng dầu và khí phải thật thận trọng khi nâng thả dụng cụ khoan.

Để chống hiện tượng dầu và khí vào lỗ khoan, phải tăng trọng lượng riêng của dung dịch. Theo kinh nghiệm, khi khoan trong vùng có dầu và khí, áp lực thủy tĩnh của dung dịch phải vượt quá áp lực vỉa 2 atm/100 m chiều sâu. Khi nâng dụng cụ khoan, tránh tạo hiện tượng “piston” do có nút kẹt trong cần khoan hay choòng, do nâng dụng cụ khoan sát thành giếng.

Trước khi khoan đến vùng dầu và khí, phải có thiết bị khép kín miệng lỗ khoan, dự trữ chất làm nặng và các vật liệu cần thiết để điều chế chúng.

Khi nâng dụng cụ khoan, cần chú ý quan sát mực dung dịch trong lỗ khoan. Nếu mực dung dịch bị hạ xuống nhiều, phải bơm thêm dung dịch vào lỗ khoan. Tốt nhất, trước khi nâng dụng cụ khoan, nên bơm xuống lỗ khoan một loại dung dịch có tỷ trọng lớn hơn tỷ trọng của dung dịch cũ khoảng 0,1 g/cm3 để bù lại áp lực do ngừng tuần hoàn. Một trong những biện pháp quan trọng để tránh hiện tượng dầu và khí vào lỗ khoan là phải tiến hành khoan liên tục. Ngừng khoan khi qua vùng dầu và khí sẽ dễ dẫn đến các sự cố phức tạp.

4-71

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-72

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi dung dịch có nhiều khí phải dùng các biện pháp để tách khí ra khỏi dung dịch. Nếu dung dịch bị bão hòa dầu và khí, không thể sử dụng được nữa thì phải thay dung dịch mới tốt hơn, có thể thay theo phương pháp rửa nghịch.

GEOPET

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

Tùy theo tính chất của nước mà khi xâm nhập vào lỗ khoan làm tính chất của dung dịch bị thay đổi rất khác nhau.

3.2. Nước vào lỗ khoan Nước vào lỗ khoan có thể nhận thấy bằng sự giảm tỷ trọng của dung dịch, dung dịch bị pha loãng, áp lực ở máy bơm giảm đi, lượng dung dịch tràn ra miệng lỗ khoan lớn hơn lượng dung dịch bơm vào và ngay cả khi ngừng bơm, nước vẫn tiếp tục tràn ra.

– Nếu nước vào lỗ khoan là nước nhạt hay nước có độ khoáng hóa yếu: chúng không làm ngưng kết dung dịch mà chỉ làm giảm tỷ trọng, độ nhớt, ứng suất trượt tĩnh; làm tăng độ thoát nước.

Tùy theo áp lực của vỉa nước mà lượng nước vào lỗ khoan có thể thay đổi trong giới hạn rất rộng từ vài m3 đến hàng chục nghìn m3/ngày đêm.

Nước vào lỗ khoan sẽ làm giảm chất lượng dung dịch và dẫn đến các tai nạn khác như sập lở, dầu và khí vào lỗ khoan và có khi phun trào lên bề mặt.

4-73

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-74

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Nếu nước có chứa các muối vào lỗ khoan: ban đầu, khi lượng muối còn ít, chúng làm ngưng kết dung dịch: độ nhớt, ứng suất trượt tĩnh, độ thoát nước đều tăng nhưng tỷ trọng giảm đi. Khi lượng nước muối vào quá nhiều, dung dịch bị pha loãng ngưng kết, tỷ trọng, độ nhớt, ứng suất trượt tĩnh của dung dịch giảm, còn độ thoát nước vẫn tăng. Trong máng, lắng đọng nhiều chất làm nặng và mùn khoan.

GEOPET

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

Gặp trường hợp nước vào lỗ khoan mạnh (hiện tượng nước phun), phải nâng ngay dụng cụ khoan cách đáy hết chiều dài cần chủ đạo, đóng BOP và thay thế dung dịch trong lỗ khoan bằng dung dịch nặng hoặc làm nặng trực tiếp dung dịch trong lỗ khoan nếu như chưa điều chế kịp dung dịch nặng. Để phòng và chống hiện tượng nước vào lỗ khoan cũng có thể dùng các biện pháp tương tự như với trường hợp phòng và chống dầu và khí vào lỗ khoan. Nhưng do nước có chứa muối khi vào lỗ khoan làm ngưng kết dung dịch, nên phải tiến hành gia công chúng bằng các chất hóa học.

– Sử dụng dung dịch có tỷ trọng thích hợp, để tạo nên áp lực thủy tĩnh đủ lớn

hơn áp lực vỉa,

Khi khoan qua vùng mất nước, cần phải:

– Độ thoát nước của dung dịch cũng phải giữ ở trị số thấp nhất,

– Ứng suất trượt tĩnh phải điều chỉnh tăng lên một ít so với mức bình thường

Trong khi chống hiện tượng nước phun, không được phép ngừng tuần hoàn, vì sẽ xảy ra các sự cố tiếp theo khác. Do đó, khi khoan trong vùng có nước phun, phải chuẩn bị mọi thiết bị, nguyên vật liệu và dự trữ dung dịch để chống hiện tượng nước phun kịp thời.

(τ ≥ 50-60 mG/cm2), vì khi nước nhạt vào lỗ khoan làm thông số này giảm đi rất nhanh, làm mất khả năng giữ các hạt mùn khoan, nhất là các hạt chất làm nặng ở trạng thái lơ lửng.

4-75

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-76

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trong hầu hết trường hợp, khi gặp hiện tượng nước phun, người ta dùng phương pháp rửa nghịch.

GEOPET

III. DẦU, KHÍ, NƯỚC VÀO LỖ KHOAN

IV. KẸT DỤNG CỤ KHOAN

Ưu điểm của phương pháp rửa nghịch:

Trong quá trình khoan, nếu vì một nguyên nhân nào đó mà dụng cụ khoan không chuyển động được thì gọi là hiện tượng kẹt.

– Dung dịch được bơm vào trong khoảng không vành xuyến với áp lực

Có nhiều nguyên nhân gây ra hiện tượng kẹt dụng cụ khoan. Trong phạm vi rửa lỗ khoan, những nguyên nhân gây hiện tượng kẹt có thể như sau: lớn, trực tiếp đẩy dòng nước phun vào vỉa hay lên mặt đất theo đường trong cần, không làm hỏng thành lỗ khoan.

– Đất đá sập lở chèn chặt dụng cụ khoan. – Giữ được áp lực cần thiết lên thành lỗ khoan. – Dụng cụ khoan bị dính chặt vào thành lỗ khoan do vỏ sét dày và dính. – Kẹt dụng cụ khoan do trong lỗ khoan tạo thành các nút. – Kẹt dụng cụ khoan do mùn khoan và chất làm nặng lắng xuống. – Ximăng bó lấy dụng cụ khoan do thời gian ngưng kết không thích hợp.

4-77

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-78

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Áp lực của dung dịch lên đáy tăng, một phần do tỷ trọng của dung dịch mới bơm vào, phần khác do sức cản sự chuyển động của dung dịch trong cần khoan lớn hơn trong khoảng không vành xuyến khi máy bơm làm việc với cùng một lưu lượng. Nhờ vậy làm giảm sự xâm nhập của nước vào lỗ khoan.

GEOPET

IV. KẸT DỤNG CỤ KHOAN

Vỏ sét

Đất đá không thấm nước

Theo hình, dụng cụ khoan bị giữ lại trên thành lỗ khoan với một lực:

hay F = S (Ptt – Pv) F = h.δ.(Ptt – Pv) trong đó:

F

Đất đá thấm nước

δ – chiều dài dây cung nối giữa 2 đầu phần cần khoan tiếp xúc với vỏ sét

H – chiều dài phần cần khoan tiếp xúc với thành lỗ khoan có đất đá thấm nước

Kẹt do có sự chênh áp giữa lỗ khoan và vỉa, thường xảy ra trong trường hợp dụng cụ khoan không chuyển động, giữa dụng cụ và thành lỗ khoan dễ thấm nước có lớp vỏ sét chặt và áp lực thủy tĩnh lớn hơn áp lực vỉa rất nhiều.

r

Giới hạn lớn nhất của δ là đường kính cần khoan và của h là tổng chiều dày vỉa thấm nước trong khoảng kẹt. Như vậy trị số lực lớn nhất ép dụng cụ khoan vào thành lỗ khoan là:

Pv

Ptt

Fmax = h.d.(Ptt – Pv)

Hình 4.5. Sơ đồ tính toán khi kẹt dụng cụ khoan

4-79

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-80

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. KẸT DỤNG CỤ KHOAN

– Phải dùng dung dịch sét có chất lượng tốt, độ thải nước nhỏ.

Để đề phòng và chống hiện tượng kẹt do chênh áp:

– Kiểm soát chặt chẽ thành phần hạt rắn tỉ trọng thấp trong dung dịch.

– Giữ độ chênh áp hợp lý, trong khoảng 300 – 500 psi.

– Bổ sung các phụ gia có cỡ hạt phù hợp.

Giá trị lực này phụ thuộc chiều dày lớp vỏ sét trên thành lỗ khoan, diện tích tiếp xúc giữa cần khoan và vỏ sét, sự chênh lệch áp lực giữa lỗ khoan và vỉa và gradien áp lực qua lớp vỏ sét.

Thực tế, còn có sự ma sát giữa lớp vỏ sét và dụng cụ khoan. Vì vậy, lực dính của dụng cụ khoan khi kẹt là: G = µ.F với µ – hệ số ma sát giữa kim loại và sét.

4-81

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-82

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Vỏ sét càng dày, càng dính thì hiện tượng kẹt dụng cụ khoan càng tăng. Ngoài ra, để tránh hiện tượng kẹt do vỏ sét quá dính, người ta thêm vào dung dịch 8-12% dầu parafin nhẹ, theo thể tích dung dịch. Hiện tượng dính dụng cụ khoan vào vỏ sét chỉ có được khi dụng cụ khoan ngừng chuyển động. Vì vậy, để tránh hiện tượng này, không được ngừng quay dụng cụ khoan trong những vùng mà có thể xảy ra hiện tượng kẹt mút.

GEOPET

IV. KẸT DỤNG CỤ KHOAN

Sự tạo thành các nút trong lỗ khoan thường xảy ra do dung dịch không ổn định, bị ngưng kết. Đồng thời với sự tạo nút, mùn khoan và chất làm nặng cũng lắng xuống đáy. Ở một vài vùng, trong những trường hợp địa chất cho phép, người ta làm giảm ma sát giữa kim loại và vỏ sét bằng nước lã. Nhưng phương pháp này chỉ dùng ở vùng đất đá không bị sập lở và áp lực vỉa không cao.

Để tránh hiện tượng kẹt, phải làm ổn định dung dịch, giữ cho chúng không bị ngưng kết bằng các chất phản ứng hóa học và làm tăng ứng suất trượt tĩnh để tăng khả năng giữ lơ lửng các hạt mùn khoan và chất làm nặng. Khi khoan qua vùng đất đá carbonat, nếu có hiện tượng kẹt thì người ta bơm axit clohydrit (HCl) để hòa tan đất đá carbonat và một vài vật liệu sét khác, đồng thời làm giảm khả năng nở của các lớp sét, do vậy chống được hiện tượng kẹt.

4-83

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-84

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi khoan có rửa bằng nước lã thì điều này càng đặc biệt quan trọng, vì nước lã là chất lỏng không có cấu trúc. Trong trường hợp này, phải đảm bảo lưu lượng và tốc độ dòng nước đi lên trong khoảng không để đưa hết mùn khoan lên mặt đất. Để tránh hiện tượng kẹt do ximăng bó lấy dụng cụ khoan, phải xác định thật cẩn thận thời gian ngưng kết của hỗn hợp và thời gian bơm xuống đáy lỗ khoan. Khi đã bị kẹt, có thể dùng phương pháp bơm các axit xuống, cũng đạt kết quả tốt.

GEOPET

CÂU HỎI

1. Liệt kê các trường hợp sự cố thường gặp liên quan tới dung dịch khoan khi khoan giếng khoan dầu khí. 2. Phân tích nguyên nhân của các sự cố liên quan tới dung dịch khoan khi khoan giếng khoan dầu khí.

KẾT THÚC CHƯƠNG 4

4-85

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

4-86

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

3. Phân loại hiện tượng mất dung dịch và cách phòng chống, khắc phục hiện tượng này. 4. Nêu các biện pháp chống sập lở thành lỗ khoan và dầu, khí, nước xâm nhập lỗ khoan.

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 5

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DịCH

LÀM SẠCH DUNG DỊCH

1.1. Phương pháp thủy lực

1.2. Phương pháp cơ học

1.3. Phương pháp ly tâm

II. TÁCH KHÍ RA KHỎI DUNG DịCH

2.1. Phương pháp cơ học

2.2. Phương pháp hóa lý

5-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

1.1. Phương pháp thủy lực

Trong quá trình tuần hoàn, dung dịch khoan bị nhiễm các chất như: mảnh cắt, khí, nước,… làm cho chất lượng dung dịch bị thay đổi.

Dựa trên nguyên tắc trọng lực – vật thể có trọng lượng riêng lớn hơn trọng lượng riêng của dung dịch sẽ bị lắng xuống.

Để phục hồi lại tính chất ban đầu của dung dịch khoan, người ta tiến hành làm sạch dung dịch khoan.

Trong thực tế, tốc độ lắng của mùn khoan phụ thuộc vào nhiều yếu tố như: đường kính hạt mùn, tốc độ dòng chảy, tính chất lưu biến của dung dịch,… Tốc độ dòng chảy lớn, dung dịch ổn định, cấu trúc tốt → hạt mùn khó lắng.

Căn cứ vào điều kiện cụ thể và đặc điểm nhiễm bẩn của dung dịch mà người ta có thể sử dụng những phương pháp và thiết bị khác nhau: thủy lực, cơ học, hóa lý,…

Trong phương pháp thủy lực, người ta dùng máng lắng, giữ tốc độ dòng dung dịch nhỏ và phá vỡ cấu trúc của dung dịch, tăng tốc độ lắng hạt mùn.

5-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Máng lắng thường được sử dụng khi khoan trên đất liền.

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

(cid:131) Dung dịch từ miệng lỗ khoan sẽ di chuyển dọc theo máng lắng.

Hố lắng

(cid:131) Tốc độ di chuyển của dung dịch trong máng chậm, các hạt mùn lớn có

Nguyên tắc làm việc

(cid:131) Khi tới tấm chắn, do tiết diện bị thu hẹp, tốc độ dòng chảy tăng, dung

Máng lắng có thể làm bằng kim loại, bêtông, gỗ, hoặc có thể đào ở nền khu vực khoan. thể lắng xuống.

(cid:131) Hạt mùn sẽ lắng xuống đáy máng.

Lỗ khoan

Hố lắng

Máy khoan

Bể chứa

Máy bơm

dịch va đập vào tấm chắn và cấu trúc dung dịch yếu đi. Chiều dài máng lắng phụ thuộc lượng dung dịch tuần hoàn.

Độ dốc của máng khoảng 1,5 – 2o. Dọc theo máng và trong hố lắng có đặt các tấm chắn để phá hủy cấu trúc của dung dịch, tách hạt mùn khoan.

Hình 5.1. Sơ đồ hệ thống máng lắng

Vùng phá hủy cấu trúc

Vùng lắng đọng mùn khoan

5-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

1.2. Phương pháp cơ học

Nói chung, mắt lưới của sàng rung kích thước càng nhỏ càng tốt. Tuy nhiên, nếu mắt lưới quá nhỏ sẽ có hiện tượng bít kín các mắt lưới, làm tổn hao dung dịch do không lọc được hoàn toàn. Nguyên tắc làm việc: dùng các lưới kim loại có kích thước mắt lưới phù hợp để lọc dung dịch.

Cần phải đảm bảo lưới rung không bị rách, hở. Nếu xảy ra sự cố này thì phải thay ngay lưới rung.

Phương pháp này áp dụng để tách mùn của dung dịch nặng vì mùn trong dung dịch nặng khó tách hơn dung dịch thường bằng phương pháp thủy lực do lực đẩy Archimedes.

5-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sàng rung (shale shaker): là thiết bị tách hạt mùn được sử dụng rất phổ biến. Chuyển động rung của sàng do động cơ truyền qua hệ thống dây đai. Trên sàng rung có hệ thống lưới lọc. Kích thước mắt lưới tùy thuộc tốc độ khoan, lưu lượng bơm và đặc điểm thành hệ khoan qua.

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

Hình 5.3. Sàng rung 3 tầng

Hình 5.2. Các loại sàng rung

5-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

Dung dịch ra

1.3. Phương pháp ly tâm

Dung dịch vào

Nguyên tắc làm việc: tạo dòng chảy của dung dịch dạng xoáy, lực li tâm sẽ tách hạt mùn ra khỏi dung dịch. Phương pháp này có thể tách các hạt mùn kích thước nhỏ hơn 0,1 mm.

Hạt rắn ra

Máy tách cát – máy tách bùn: hoạt động theo nguyên tắc trên. Dòng dung dịch được bơm vào máy theo ống tiếp tuyến với thân máy và bị thu hẹp tiết diện để tăng vận tốc dòng chảy xoáy ốc. Hạt mùn có khối lượng và kích thước lớn sẽ bị tách khỏi dung dịch.

Máy tách cát, máy tách bùn thường được dùng cho dung dịch không chứa chất làm nặng (barite) do sẽ tách chất làm nặng ra khỏi dung dịch.

Hình 5.4. Máy tách cát

5-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

Đặc tính

Máy tách cát (desander)

Máy tách bùn (desilter)

Đường kính miệng, inches 10 - 12 4 - 6

74 - 250 20 - 74 Kích thước hạt rắn tách, µm Lưu lượng làm việc, gal/min/cone 400 - 500 40 – 75 125 150 Tổng lưu lượng thiết kế hoạt động hiệu quả, % lưu lượng tuần hoàn (*)

Hình 5.5. Máy tách bùn

(*) – số lượng bình ly tâm cần chọn bằng tổng lưu lượng thiết kế chia cho

5-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

công suất mỗi bình.

Lưu ý: Để hiệu quả tách đạt tối ưu, dòng thoát của dung dịch phải là chảy tia, có dạng nón rỗng với cột khí ở giữa. Nếu dòng thoát là liên tục, dung dịch và hạt rắn đã mất chuyển động xoáy trong máy và không tách hoàn toàn.

GEOPET

I. TÁCH MÙN KHOAN RA KHỎI DUNG DỊCH

II. TÁCH KHÍ RA KHỎI DUNG DỊCH

2.1. Phương pháp cơ học

Khí trong dung dịch khoan có thể bị tách bằng cách cho dòng dung dịch chảy trên mặt thoáng và va đập vào các vách ngăn.

(cid:133) Dung dịch chứa khí được hút vào máy tách khí qua một ống lồng hình trụ bởi

áp suất chân không tạo ra do máy bơm hoặc máy thổi.

(cid:133) Các cánh quạt đẩy gắn ở cuối ống trụ để tăng tốc cho dung dịch, đẩy dung

dịch va chạm với vách ngăn.

(cid:133) Khí tách ra do chuyển động hỗn loạn và va chạm của dung dịch sẽ được bơm

chân không hút và thải ra ngoài.

(cid:133) Dung dịch sạch khí rơi xuống và cũng được bơm ra khỏi máy tách khí bằng

Trên giàn, người ta dùng thiết bị tách khí hoạt động theo nguyên tắc sau:

Hình 5.6. Bùn khoan được tách khỏi dung dịch

máy bơm ly tâm chống sục khí.

5-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

II. TÁCH KHÍ RA KHỎI DUNG DỊCH

GEOPET

II. TÁCH KHÍ RA KHỎI DUNG DỊCH

Vào lỗ khoan

Tách khí

Tấm kim loại

Máy bơm

Dung dịch từ lỗ khoan

Dung dịch sạch

Hình 5.7. Sơ đồ tách khí bằng phương pháp cơ học

Hình 5.8. Máy tách khí

5-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

II. TÁCH KHÍ RA KHỎI DUNG DỊCH

BỐ TRÍ THIẾT BỊ XỬ LÝ DUNG DỊCH KHOAN

Máy tách cát

Máy tách bùn

Máy ly tâm

2.2. Phương pháp hóa lý

Tách bọt khí bằng phương pháp hóa lý có nghĩa là cho vào dung dịch một số chất làm giảm độ bền chắc của lớp bảo vệ chung quanh bọt khí, làm cho các bọt khí dính lại với nhau, nổi lên trên mặt thoáng và vỡ ra.

Bọt khí kích thước càng lớn thì sức căng bề mặt càng nhỏ, do đó càng kém bền vững.

Máy tách khí

Sàng rung

Phương pháp hóa lý được sử dụng hạn chế vì giá thành rất cao.

Bể cát

Ngăn 2

Ngăn 3

Bể hút

Hình 5.9. Sơ đồ bố trí thiết bị làm sạch dung dịch

5-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

CÂU HỎI

1. Nêu các nguyên tắc của các phương pháp tách mùn khoan ra khỏi dung dịch. 2.

KẾT THÚC CHƯƠNG 5

5-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

5-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trình bày phương pháp tách mùn khoan ra khỏi dung dịch bằng cơ học và bằng ly tâm. 3. Trình bày cấu tạo và nguyên tắc làm việc của máy tách khí. 4. Trình bày sơ đồ bố trí thiết bị làm sạch dung dịch trên giàn khoan.

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 6

KHÁI NIỆM CHUNG

I. XIMĂNG PORTLAND

II. CLINKE

III. NGUYÊN TẮC SẢN XUẤT

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

VI. ĐÁ XIMĂNG

6-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. KHÁI NIỆM CHUNG

Trong lịch sử phát triển, con người đã tìm ra nhiều loại hợp chất có khả năng kết dính phục vụ xây dựng nhà ở, công trình. Ximăng do Joseph Aspdin chế tạo bằng cách nung nóng đá vôi và sét, làm thay đổi tính chất hóa học, tạo ra loại chất kết dính bền vững hơn so với đá vôi nghiền bình thường.

- Clinke: hơn 90%, là sản phẩm sau nung của hỗn hợp đá vôi, sét.

- Thạch cao: tối đa 5%, có tác dụng điều chỉnh thời gian đông kết.

- Chất phụ gia: làm tăng chất lượng ximăng: giảm nhiệt độ bay hơi, tăng tính

Người Lưỡng Hà xưa dùng đất sét làm chất kết dính chính, người Ai Cập dùng vôi và thạch cao. Người Trung Quốc dùng vôi, sét và vật liệu hữu cơ. Ximăng portland thông thường có dạng bột mịn với thành phần gồm:

chống mòn,…

Năm 1756, kĩ sư John Smeaton (người Anh) sáng chế ra bêtông hiện đại đầu tiên bằng cách bổ sung đá cuội, sỏi vào hỗn hợp bột gạch xay nhuyễn.

6-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Năm 1824, nhà phát minh Joseph Aspdin (người Anh) tìm ra ximăng Portland. Ngày nay, ximăng portland được sử dụng rất rộng rãi, là thành phần chính trong bêtông, vữa xây dựng… Định nghĩa: ximăng là một loại vật liệu dạng bột, có thành phần khoáng vật nhất định, khi hợp nước tạo thành khối nhão, có thể đông cứng trong môi trường nước hoặc không khí.

GEOPET

II. CLINKE

Clinke là thành phần chủ yếu tạo thành ximăng.

2.1. Thành phần hóa học

Trong clinke thường có các thành phần như sau:

- CaO: quyết định tính chất hóa học của ximăng, thường CaO không ở

- SiO2: tạo cho ximăng tính chất thủy lực, tỉ lệ SiO2 tăng lên sẽ làm chậm thời gian ngưng kết nhưng sẽ làm tăng độ bền sulphat của ximăng.

- Al2O3: tỉ lệ tăng sẽ làm rút ngắn thời gian ngưng kết, tuy nhiên lại làm

trạng thái tự do mà kết hợp với những ôxit khác thành khoáng vật khác nhau. Clinke được sản xuất bằng cách nung nóng hỗn hợp thô đá vôi, sét trong môi trường có ôxy tới nhiệt độ 1400 – 1450oC. Do bốc hơi không đều, hỗn hợp bị vón thành cục rắn chắc, kích thước 10 – 30 mm. Sản phẩm này được làm lạnh nhanh để giữ lại tính chất phản ứng của các khoáng vật thành phần.

- Fe2O3: tỉ lệ tăng sẽ làm tăng độ bền sulphat.

6-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

giảm độ bền cơ học của ximăng. Clinke sau khi nghiền nhỏ, bổ sung thêm thạch cao (CaSO42H2O) để điều chỉnh thời gian ngưng kết (hơn 5% sẽ làm nứt ximăng) và các khoáng vật khác như xỉ kim loại, cát thạch anh, khuê tảo để điều chỉnh tính chất… sẽ thành ximăng.

GEOPET

II. CLINKE

Một số tiêu chuẩn về thành phần hóa học của clinke

2.1. Thành phần khoáng vật

- Tỉ lệ CaO/SiO2 không nhỏ hơn 2. - Thành phần MgO không vượt quá 5% khối lượng.

- Tỉ số Fe2O3/Al2O3 (hệ số trám) trong khoảng 0,9 – 2,0. - Các chất có hại:

Clinke là hỗn hợp của các khoáng vật silicat và các khoáng vật tròn cạnh theo tỉ lệ 75/25.

- MgO (< 4,5%), CaO tự do (< 1%): hai chất này hydrat hóa chậm so với các thành phần khác trong clinke, làm tăng thể tích pha rắn không đều, dẫn đến phá hủy cấu trúc đá ximăng.

Trong các tài liệu về ximăng và clinke, để rút gọn tên các ôxit có trong thành phần hóa học, người ta viết tắt như sau:

- TiO2 (4-5%): ảnh hưởng tốt đến quá trình kết tinh khoáng vật nhưng làm

giảm độ bền của ximăng.

- Ôxit kim loại kiềm (< 1%): gây phản ứng với SiO2 làm nứt khối ximăng đã

cứng, khó nung và ngăn CaO kết hợp với ôxit khác.

- Fluorine (< 0,1%): chỉ cần một lượng nhỏ cũng làm giảm đáng kể sức bền

6-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

của ximăng.

C = CaO F = Fe2O3 M = MgO P = P2O5 f = FeO A = Al2O3 S = SiO2 H = H2O N = Na2O K = K2O L = Li2O T = TiO2

GEOPET

II. CLINKE

Khoáng vật

Công thức phân tử

Viết tắt

% khối lượng ximăng

Tác dụng của các khoáng vật

thường

lạnh

trắng

(cid:131) Alite: quyết định độ bền của đá ximăng trong giai đoạn đầu. Tỉ lệ C3S

kháng sunfat

Alite 25 73 73 65 3CaO.SiO2 C3S càng tăng thì độ bền của đá ximăng cũng tăng theo, khi đông cứng tỏa nhiệt càng nhiều. Tỉ lệ phổ biến 40 – 65%. Belite 55 9 14 15 2CaO.SiO2 C2S Tricalcium 3 2 11 8 3CaO.Al2O3 C3A aluminate (cid:131) Belite: quyết định độ bền của đá ximăng ở giai đoạn sau. Tỉ lệ C2S tăng sẽ làm ximăng cứng chậm, độ bền tăng theo thời gian, chống được ăn mòn của nước biển và nước ngầm. Tỉ lệ phổ biến 12 – 35%. 9 14 13 0 4CaO.Al2O3.Fe2O3 C4AF Calcium aluminoferrite

6-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

(cid:131) Tselit (C3A, C4AF): làm ximăng hydrat hóa nhanh, rút ngắn thời gian đông cứng, làm giảm độ bền của đá ximăng. C3A là khoáng vật hoạt tính cao nhất trong clinke, làm ximăng giảm tính chống ăn mòn của muối sunphat. Ngoài ra, trong ximăng còn có thủy tinh, bao gồm các aluminat, ferit không kết tinh, canxisilicat, các liên kết kiềm… với tỉ lệ 5 – 12%.

GEOPET

II. CLINKE

III. NGUYÊN TẮC SẢN XUẤT

2.3. Thành phần độ hạt

Kính thước các hạt ximăng càng nhỏ thì độ bền của ximăng càng cao.

Các thành phần cơ bản của ximăng (C3S, C2S, C3A, C4AF) được tạo thành sau khi nguyên liệu thô nung trong lò và trải qua một chuỗi các phản ứng hóa học ở nhiệt độ hơn 1400oC. Nguyên liệu thô bao gồm đá vôi, silica, alumina và ôxit sắt. Khi chế tạo ximăng đông nhanh, kích thước hạt ximăng rất quan trọng.

- Đá vôi, san hô, vỏ sò, alumina, silica, ôxit sắt,… được nghiền thành bột mịn và pha trộn lẫn nhau tạo thành nguyên liệu thô. Thành phần nguyên liệu pha trộn trước khi vào lò tùy thuộc yêu cầu của clinke tạo thành.

Quá trình sản xuất như sau: Bình thường, ximăng có thành phần độ hạt như bảng sau:

< 7

7-10

10-20

20-30

30-50

50-80

> 80

Kích thước hạt, µm

- Hỗn hợp nguyên liệu thô được đưa vào lò nung để tạo thành clinke.

Hàm lượng hạt, % kl

20-40

10-15

10-20

5-15

5-10

- Clinke được làm lạnh nhanh, bổ sung thêm thạch cao (3-5%), sau đó được

nghiền vụn.

- Sản phẩm nghiền vụn chính là ximăng.

6-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. NGUYÊN TẮC SẢN XUẤT

Đá vôi

Vật liệu khác

Trước khi vào lò nung, nguyên liệu thô có thể được chuẩn bị bằng hai phương pháp: phương pháp khô và phương pháp ướt.

Máy đập

Máy nghiền

Nguyên liệu thô

Phụ gia

Lò nung

Máy nghiền

Ximăng

Clinke

Hình 6.2. Sơ đồ sản xuất theo phương pháp khô

Hình 6.1. Lược đồ sản xuất ximăng

6-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. NGUYÊN TẮC SẢN XUẤT

Trong phương pháp ướt, hỗn hợp trộn dạng vữa nên dễ kiểm soát thành phần. Tuy nhiên, cần phải tốn thêm năng lượng đáng kể để bốc hơi lượng nước thêm vào. Nguyên liệu thô được đưa vào lò nung để tạo clinke. Lò nung đặt hơi nghiêng và quay với tốc độ 1-4 vòng/phút, vận chuyển nguyên liệu từ từ đi qua lò. Lò được đốt nóng bằng dầu, khí hoặc than đá.

Hình 6.3. Sơ đồ sản xuất theo phương pháp ướt

Hình 6.4. Sơ đồ quá trình nung tạo clinke

6-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. NGUYÊN TẮC SẢN XUẤT

Trong lò nung có 6 khu vực gia nhiệt.

Vai trò của quá trình làm nguội clinke

Khu vực

Khoảng nhiệt độ (oC)

Dạng phản ứng

Chất lượng của clinke (và ximăng sau này) phụ thuộc vào tốc độ làm nguội clinke. Để thu được clinke tốt nhất, cần làm nguội chậm clinke xuống nhiệt độ 1250oC, sau đó làm nguội nhanh, thường khoảng 18 – 20oC/phút.

I

Dưới 200 bay hơi

II

200 tới 800 nung sơ bộ

III

800 tới 1100 kết tinh, khử cacbon Tốc độ làm nguội clinke quá chậm (4 – 5oC/phút) sẽ tạo ra loại clinke kém thủy hóa. Sức bền nén ban đầu tốt, nhưng sức bền lâu dài thấp.

IV

1100 tới 1300 phản ứng tỏa nhiệt

V

kết rắn, tạo C2S và C3S 1300 tới 1500 và giảm xuống 1300

VI

6-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

1300 giảm xuống 1000 làm nguội, tạo C3A và C4AF Tốc độ làm nguội clinke quá nhanh (> 20oC/phút) sẽ tạo ra loại ximăng kém hoạt tính, không ổn định. Sức bền nén ban đầu thấp, nhưng sức bền lâu dài sẽ cao hơn.

GEOPET

III. NGUYÊN TẮC SẢN XUẤT

Ximăng được cất giữ trong các xilô kín khí lớn, cách ly ẩm và CO2. Clinke được nghiền chung với thạch cao để tạo thành ximăng. Thạch cao có tác dụng ngăn cản hiện tượng “đông nhanh” của clinke.

Máy nghiền trộn lẫn clinke với các hạt bi sắt cứng. Khi máy nghiền quay, các bi sắt va đập và làm vỡ vụn clinke. Cỡ hạt của clinke trong khoảng 1 - 10 µm.

Nhược điểm của máy nghiền dùng bi sắt là hầu hết năng lượng (97 - 99%) chuyển hóa thành nhiệt năng. Nhiệt độ tăng có thể làm thạch cao bị khử nước, gây nên hiện tượng “đông giả”.

Hình 6.5. Sơ đồ nghiền clinke và thành phẩm ximăng

6-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

Các tính chất của ximăng Portland bao gồm: Đối với vữa ximăng, cần thỏa mãn các yêu cầu chính sau:

− Trộn và bơm dễ dàng, có tính lưu biến tối ưu cho việc thay thế dung

− Bảo đảm tính chất đồng nhất trong suốt quá trình bơm đẩy.

− Bảo đảm được độ kín khi đông cứng, không cho dầu, khí, nước rò rỉ

− Tạo liên kết tốt giữa ống chống và thành hệ.

− Phát triển độ bền nhanh khi bơm trám xong và có độ bền ổn định trong

1. Độ mịn dịch khoan. 2. Khối lượng riêng 3. Khả năng giữ nước 4. Thời gian ngưng kết vào khoảng không vành xuyến. 5. Tính ổn định thể tích 6. Tính lưu biến

6-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

thời gian dài.

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

4.1. Độ mịn

Xác định bề mặt đơn vị δ một cách tuyệt đối chính xác rất khó. Một số phương pháp xác định δ như sau:

Kích thước hạt ximăng càng nhỏ thì số lượng hạt trong một đơn vị khối lượng càng nhiều, tổng diện tích bề mặt (tỷ bề mặt) các hạt càng lớn. Tổng bề mặt tham gia phản ứng lớn thì quá trình thủy hóa càng mạnh.

– Thông qua trị số các thành phần độ hạt với giả thiết là các hạt ximăng có kích thước khác nhau đều là hình cầu. Phương pháp này kém chính xác và ít được dùng.

Trong ximăng, các hạt có kích thước nhỏ hơn 7 µm ảnh hưởng tới tính chất của ximăng nhiều nhất. Khối lượng các hạt này thường chiếm 19-35% nhưng tổng diện tích bề mặt lớn hơn tất cả các phần hạt còn lại. Đối với ximăng thường, bề mặt đơn vị δ = 2800-3000 cm2/g. – Bằng phương pháp hấp phụ: xác định lượng vật chất cần thiết để bao phủ bề mặt các hạt ximăng bằng một lớp phần tử chất hấp phụ nào đó. Chất hấp phụ thường dùng nhất là nitơ. Phương pháp này phức tạp và khó thực hiện, chỉ được dùng trong nghiên cứu.

6-23

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-24

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Độ mịn của ximăng được xác định bằng rây. – Bằng phương pháp thấm không khí: đo sức cản qua lớp bột ximăng đã lèn chặt khi bơm không khí qua nó. Phương pháp này được dùng phổ biến.

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

4.2. Khối lượng riêng

Xác định theo hai trường hợp: a. Khối lượng riêng ở trạng thái tự nhiên

Đo khối lượng riêng bằng bình thể tích 1 lít. Ximăng được cho rơi tự do qua lưới vào phễu đặt trên bình.

ρx = (P2 – P1)/ V (g/l)

Với:

ρx – khối lượng riêng của ximăng

Khối lượng riêng của vữa ximăng bị giới hạn bởi tỷ số nước/ximăng. Vữa ximăng có tỷ trọng thấp thường được sử dụng để tránh hiện tượng phá vỡ vỉa đối với thành hệ yếu. Các phụ gia trong trường hợp này là silicate (với lượng nước trộn nhiều hơn) hoặc các vật liệu như pozzolan, nitrogen, ceramic.

P1, V – khối lượng bình rỗng và thể tích bình P2 – khối lượng bình có ximăng b. Khối lượng riêng ở trạng thái nén chặt

Đổ trực tiếp ximăng vào bình thể tích 1 lít. Ximăng được làm chặt bằng cách lắc bàn đến khi được một thể tích không đổi.

6-25

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-26

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Vữa có tỷ trọng cao được sử dụng khi thành hệ có áp suất cao với lượng nước tối thiểu cho phép (17.5 - 18 lb/gal). Tuy nhiên, thiết kế vữa ximăng có tỷ trọng lớn cần chú ý hiện tượng mất nước, thời gian đông cứng, ... Vữa có tỷ trọng cao được tạo ra bằng cách thêm những vật liệu có tỷ trọng lớn và giảm tỷ lệ nước.

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

4.3. Khả năng giữ nước

a. Độ thoát nước

Xác định bằng công thức: B = K[N/X – (N/X)t]X trong đó: B – lượng nước thoát ra

Ximăng cần có khả năng giữ nước nhất định, không tách riêng pha rắn và nước khi bơm trám. Sự tách nước ra khỏi khối vữa sẽ làm cho cột đá ximăng không đồng nhất, dễ tạo ra các “túi nước” làm tăng độ thấm nước của đá ximăng. Ximăng không giữ nước sẽ có độ linh động kém và khó bơm. (N/X)t – tỉ lệ nước/ximăng khi nước thoát ra hoàn toàn K – hằng số X – lượng ximăng khô ban đầu Khả năng giữ nước của ximăng được xác định qua hai chỉ tiêu: – Độ thoát nước – Độ bền lắng

6-27

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-28

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Để làm giảm độ thoát nước của ximăng, có thể giảm tỉ trọng, giảm tỉ lệ N/X ban đầu, giảm kích thước hạt ximăng, thêm chất hoạt tính có tác dụng phân tán mạnh khi hòa tan.

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

b. Độ bền lắng

4.4. Thời gian ngưng kết

Khi ximăng không có cấu trúc tốt, liên kết ximăng với nước kém, dưới tác dụng của trọng lực, hạt ximăng sẽ lắng đọng, tách pha lỏng ra. Thời gian ngưng kết có ý nghĩa rất quan trọng đối với chất lượng trám ximăng. Quá trình ngưng kết và đông cứng của ximăng đặc trưng bởi 2 loại thời gian:

Độ bền lắng được xác định bằng công thức: – Thời gian bắt đầu ngưng kết (tbđ): vữa bắt đầu đặc lại và mất khả năng k = (v1 – v2)/v1 (%) linh động khi thủy hóa, độ bền dẻo khoảng 1 – 1,5 KG/cm2. trong đó: k – hệ số thoát nước, %

– Thời gian kết thúc ngưng kết (tkt): thủy hóa ngày càng mạnh làm cho vữa v 1 – thể tích ban đầu của vữa ximăng v2 – thể tích vữa ximăng còn lại

6-29

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-30

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ximăng được xem là có đủ độ bền lắng cần thiết khi k ≤ 2,5%. ngày càng đặc, hoàn toàn mất tính dẻo nhưng vẫn chưa có độ bền cơ học. Thời gian kết thúc ngưng kết tương ứng với độ bền dẻo khoảng 3 – 5 KG/cm2.

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

Xác định thời gian ngưng kết

4.5. Tính ổn định thể tích

Có nhiều phương pháp xác định thời gian ngưng kết của vữa.

(cid:153) Dùng đường cong tạo cấu trúc: xây dựng đường cong tạo cấu trúc bằng

(cid:153) Dùng dụng cụ Vik: xác định chiều sâu ngập vào vữa của thanh kim loại

Nếu thể tích ximăng giảm đi khi thành đá thì giữa thành giếng khoan, ống chống và vành đá ximăng sẽ xuất hiện các khe nứt, kênh rãnh mà nước, khí, dầu có thể thông nhau. Kết quả cách ly và trám ximăng không đảm bảo. dẻo kế Rebinder, xác định độ bền dẻo theo thời gian.

6-31

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-32

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ximăng nở thường được dùng để trám giếng khoan. Sự thay đổi thể tích của đá ximăng phụ thuộc thành phần phụ gia và môi trường đông cứng. Thông thường, vữa ximăng đông cứng trong nước thì thể tích tăng còn trong không khí thì giảm. tiêu chuẩn dưới tác dụng của trọng lượng xác định. Thanh kim loại đường kính 1,1mm, dài 50mm, trọng lượng toàn bộ thanh kim loại để kim cắm vào vữa là 300G. Ximăng đựng trong cốc tiêu chuẩn, cao 40mm. Thời gian bắt đầu tính từ khi trộn vữa đến khi kim cách đáy cốc 1mm. Sự thay đổi thể tích của đá ximăng thường xảy ra trong 2-4 ngày đầu, sau đó ổn định dần. Thời gian kết thúc tính từ khi trộn vữa đến khi kim chạm đáy cốc.

GEOPET

IV. TÍNH CHẤT CỦA XIMĂNG PORTLAND

4.6. Tính lưu biến

Với ximăng bình thường, độ chảy tỏa phải lớn hơn 18 cm (khi đo bằng thiết bị đo độ chảy tỏa tiêu chuẩn Mỹ). Độ sệt được qui định tùy theo thiết bị.

Các thông số lưu biến quan trọng của ximăng là độ nhớt dẻo và ứng suất trượt động. Hai thông số này luôn thay đổi trong quá trình từ khi trộn vữa đến khi vữa đông cứng thành đá ximăng. Đặc trưng tổng hợp của hai thông số trên gọi là độ linh động của vữa ximăng.

Tính lưu biến của ximăng quyết định sức cản thủy lực khi tiến hành bơm trám. Để quá trình bơm vữa được thuận lợi, người ta thường thêm vào các hóa chất làm giảm các thông số lưu biến. Các phụ gia này được gọi là các chất hóa dẻo.

Độ nhớt dẻo và ứng suất trượt động khó xác định bằng thiết bị thường. Trong thực tế, độ linh động được đặc trưng gián tiếp và qui ước bởi độ chảy tỏa và độ sệt.

6-33

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-34

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Độ chảy tỏa đo bằng ống chứa vữa hình côn đặt trên kính vẽ có các đường tròn đồng tâm. Độ sệt đo bằng máy đo độ ổn định (consistometer).

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

5.1. Phản ứng thủy hóa

a. Thủy hóa các silicat

Quá trình thủy hóa sẽ diễn ra như sau, với x và y thay đổi và phụ thuộc điều kiện xảy ra phản ứng. Khi trộn ximăng với nước (thủy hóa ximăng), các khoáng vật trong ximăng sẽ tác dụng với nước, tạo thành các chất chứa nước khác nhau, gọi là các sản phẩm của quá trình thủy hóa ximăng.

Đối với alite và belite:

x = 0: phản ứng xảy ra hoàn toàn, sản phẩm là silicat ngậm nước

x = 3: không xảy ra phản ứng

3CaO.SiO2 + (3 + x – y)H2O = (3 – x)Ca(OH)2 + xCaO.SiO2.yH2O 2CaO.SiO2 + (2 + x – y)H2O = (2 – x)Ca(OH)2 + xCaO.SiO2.yH2O Các thành phần cơ bản của ximăng (C3S, C2S, C3A, C4AF) có tính chất động lực học thủy hóa khác nhau và ảnh hưởng đến khả năng đông cứng của vữa ximăng thành một loại đá nhân tạo.

6-35

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-36

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Quá trình thủy hóa ximăng bao gồm thủy hóa các silicat (chiếm hơn 80%) và thủy hóa các thành phần còn lại. Ở nhiệt độ phòng, khi xảy ra phản ứng thủy phân, alite và belite sẽ tạo thành silicat ngậm nước với x = y = 1,5.

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

Đối với tselit:

5.2. Giải thích quá trình rắn chắc của ximăng

– Ở nhiệt độ thường (25 – 30oC), thủy hóa C3A sẽ tạo thành C4AH14, ở

Chất lượng công tác bơm trám ximăng được đánh giá bởi sự tạo thành đá ximăng và các tính chất của nó. Quá trình chuyển tiếp từ vữa ximăng thành đá ximăng xảy ra rất phức tạp và nó phụ thuộc trực tiếp vào ximăng, các thành phần có trong vữa và điều kiện đông cứng của vữa. nhiệt độ cao sẽ tạo C3AH6 khá ổn định. Khi có thêm thạch cao và nhiệt độ thay đổi, sản phẩm có thể là sunfua aluminat canxi ngậm nước (3CaO.Al2O3.3CaSO4.31H2O) hoặc mono sunfua aluminat canxi ngậm nước (3CaO.Al2O3.CaSO4.12H2O). – Thủy hóa C4AF tương tự thủy hóa C3A nhưng tốc độ phản ứng chậm hơn nhiều. Quá trình nói trên xảy ra từ từ qua các giai đoạn: thủy hóa, ngưng kết và đông cứng tạo độ bền.

b. Thủy hóa các thành phần còn lại

6-37

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-38

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Quá trình đông cứng của vữa ximăng thường xảy ra rất phức tạp và đã được nghiên cứu từ lâu nhưng chưa có sự giải thích thống nhất. – MgO: được thủy hóa đến khi tạo thành Mg(OH)2. – Sunfat kiềm sẽ nhanh chóng tan vào hỗn hợp khi trộn ximăng với nước lã.

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

– Giả thuyết kết tinh Lechatelier (1882)

Hiện nay, các cách giải thích cơ chế của quá trình đông cứng đều dựa theo 2 thuyết cổ điển: Vữa ximăng từ từ bão hòa các sản phẩm của quá trình thủy hóa, chúng sẽ lắng xuống ở dạng tinh thể nhỏ hoặc sợi dài. Các tinh thể này sẽ đan lại với nhau tạo mạng tinh thể không gian.

– Thuyết hóa keo Mikhaelix (1893)

Khoảng trống giữa các tinh thể được lấp đầy bởi nước đã hòa tan các sản phẩm thủy hóa, không khí, các sản phẩm chưa thủy hóa. Khối mạng tinh thể tạo thành như vậy chính là đá ximăng.

6-39

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-40

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Độ bền của đá ximăng do lực liên kết ion giữa các phân tử trong mạng. Theo Lechatelier, các khoáng vật của clinke có độ hòa tan lớn hơn nhiều so với các liên kết của chúng với nước. Do đó khi hợp nước, các khoáng vật này nhanh chóng hòa tan, xảy ra quá trình thủy hóa và trong vữa tạo thành các liên kết silicat, aluminat, ferit… tan chậm trong nước.

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

5.3. Đặc điểm quá trình thủy hóa và đông cứng ximăng

– Tiền cảm ứng (preinduction): vài phút, tỏa nhiều nhiệt, thủy hóa sơ bộ

– Cảm ứng (induction): vài giờ, tỏa nhiệt rất ít, tạo vỏ bảo vệ

Về chi tiết, quá trình thủy hóa của C3S được chia thành 5 giai đoạn:

– Tăng tốc phản ứng (acceleration) và giảm tốc phản ứng (deceleration): vài ngày, thủy hóa mạnh, mạng tinh thể hình thành và hệ thống bắt đầu phát triển độ bền. Khi độ rỗng giảm, thủy hóa sẽ chậm lại. Giai đoạn này còn gọi là giai đoạn đông cứng.

– Khuếch tán (diffusion): giai đoạn sau cùng, thủy hóa chậm dần, mạng tinh thể

chặt sít, độ bền tăng.

Theo Mikhaelix, các khoáng vật của clinke bị thủy hóa ở trạng thái cứng (không qua trạng thái hòa tan) bằng cách liên kết với nước theo bề mặt các hạt. Các hạt ximăng được bao phủ bằng một lớp màng làm thể tích của chúng tăng dần. Các hạt ximăng sau thủy hóa kết hợp với nhau, xen ghép lẫn nhau, làm chặt dần khối vữa và tạo thành đá ximăng.

Độ bền của đá ximăng do lực hút phân tử (yếu hơn lực liên kết ion). Tuy nhiên, đá ximăng có độ bền cao là do bề mặt đơn vị của các hạt gel và bề mặt tiếp xúc giữa chúng rất lớn, quá trình đông cứng là quá trình làm chặt dần của gel.

Ngoài cách giải thích trên, còn nhiều cách giải thích khác về quá trình đông cứng của vữa và độ bền của đá ximăng.

6-41

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-42

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Mặc dù thủy hóa của C3S thường được dùng để mô phỏng quá trình thủy hóa ximăng Portland, cần lưu ý là còn nhiều thông số khác có liên quan.

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

Hình thành monosulphat

Hòa tan và hình thành gel C-S-H

Hình thành nhanh C-S-H và CH

Quá trình thủy hóa ximăng là một chuỗi các phản ứng hòa tan và tạo kết tủa giữa các khoáng vật của clinke và nước, làm cho vữa ximăng đặc và từ từ cứng lại. Các phản ứng này diễn ra đồng thời với tốc độ khác nhau. C-S-H, calcium silicat hydrate (xCaO.SiO2.yH2O), là sản phẩm sau thủy hóa của C3S và C2S. Giá trị x và y thay đổi phụ thuộc thành phần tỉ lệ các chất tham gia phản ứng thủy hóa, nhiệt độ, các chất phụ gia.

Các phản ứng khuếch tán

Đông cứng sau cùng

a r a ỏ t g n ợ ư

Giai đoạn cảm ứng

l t ệ h N

Ở điều kiện bình thường, C-S-H chiếm khoảng 70% lượng ximăng Portland bị thủy hóa, và là thành phần chính của đá ximăng.

Đông cứng ban đầu

giờ

ngày

phút

Thành phần Ca(OH)2 chiếm khoảng 15 – 20% trong đá ximăng, tồn tại dưới dạng tinh thể dẹt 6 cạnh.

Hình 6.6. Ví dụ quá trình thủy hóa ximăng Portland

6-43

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-44

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

a. Sự thay đổi thể tích khi đông cứng b. Ảnh hưởng của nhiệt độ

Khi thủy hóa, thể tích hệ thống ximăng và nước sẽ bị giảm bớt. Tỉ trọng của sản phẩm thủy hóa cao hơn tỉ trọng của các thành phần ban đầu. Nhiệt độ là một trong những yếu tố chính ảnh hưởng đến quá trình thủy hóa ximăng Portland.

Ví dụ về tỉ lệ % thể tích ximăng Portland bị co ngót: Nhiệt độ khi thủy hóa cao sẽ tăng tốc các phản ứng, rút ngắn giai đoạn cảm ứng và đông cứng.

Ximăng Portland

2,8

4,8

6,0

6,9

Ximăng Portland

1,7

4,4

6,3

2,7

8,0

8,6

8,7

STT Loại 1 ngày 7 ngày 28 ngày 100 ngày

Ximăng Portland không thạch cao

2,6

6,3

7,5

7,6

6-45

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-46

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Các sản phẩm thủy hóa ở điều kiện thường không bị thay đổi nhiều nếu nhiệt độ không vượt quá 40oC. Một số biến đổi về cấu trúc vi mô của C-S-H sẽ xuất hiện khi nhiệt độ tăng cao. Nếu nhiệt độ vượt quá 110oC, gel C-S-H sẽ không bền vững.

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

c. Hiện tượng “đông nhanh” và “đông giả” d. Ảnh hưởng bởi độ ẩm và nhiệt độ

– Tăng thời gian đông đặc

Hoạt tính của ximăng Portland bị ảnh hưởng đáng kể nếu để lâu trong không khí hoặc môi trường có nhiệt độ cao, bao gồm:

– Giảm sức bền nén

– Giảm nhiệt lượng thoát khi thủy hóa

– Tăng độ nhớt của vữa ximăng.

“Đông nhanh” – khi clinke nghiền không có thạch cao tác dụng với nước, C3A sẽ nhanh chóng phản ứng, hình thành lớp hồ cứng, ngăn cản các phản ứng tiếp theo. Nếu lượng thạch cao trong ximăng không đủ, hiện tượng này vẫn sẽ xảy ra.

“Đông giả” – trong quá trình nghiền, nhiệt độ tăng cao làm calcium sulphat trong clinke bị khử nước. Ở điều kiện thường, khi tác dụng với nước, các sản phẩm trên nhanh chóng phản ứng và kết tủa.

6-47

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-48

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Tính ẩm của không khí làm thủy phân từng phần CaO tự do và tạo liên kết trong pha C-S-H. Nhiệt độ cao làm cho thạch cao bị khử nước, ximăng có khuynh hướng bị “đông giả”.

GEOPET

V. LÝ THUYẾT VỀ SỰ RẮN CHẮC CỦA XIMĂNG

VI. ĐÁ XIMĂNG

e. Ảnh hưởng bởi các chất kiềm

Thành phần kiềm chủ yếu trong trong ximăng Portland là Natri và Kali. Các nghiên cứu cho thấy chúng ảnh hưởng đến sự đông cứng và phát triển độ bền của ximăng. Do đó, tỉ lệ ôxit kiềm thường được giữ dưới 1%. Vữa ximăng sau khi đông cứng tạo thành đá ximăng. Tính chất của đá ximăng phụ thuộc rất nhiều vào bản thân vữa ximăng và các yếu tố bên ngoài trong quá trình đông cứng: độ ẩm môi trường, nhiệt độ, đặc điểm hóa học của môi trường. Các tính chất cơ bản của đá ximăng bao gồm:

f. Ảnh hưởng bởi thành phần độ hạt 1. Độ bền nén 2. Độ thấm Độ mịn của ximăng là thông số quan trọng đối với hoạt tính và tính lưu biến của vữa ximăng. 3. Tính cách ly 4. Tính kháng sulfat

6-49

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-50

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Tổng diện tích bề mặt của các hạt ximăng liên quan chặt chẽ tới sự phát triển độ bền nén của nó. Ximăng càng mịn độ bền nén khi đông cứng càng cao.

GEOPET

VI. ĐÁ XIMĂNG

Độ bền nén của ximăng phụ thuộc nhiều yếu tố:

6.1. Độ bền nén

(cid:190) Thời gian: hầu hết trường hợp, độ bền của đá ximăng tăng nhanh, sau đó ổn định dần và cuối cùng có chiều hướng giảm. Thời gian tăng độ bền tỉ lệ nghịch với nhiệt độ môi trường đông cứng.

(cid:190) Tỉ lệ nước/ximăng (N/X): khi N/X tăng thì độ bền cơ học giảm do trong đá sẽ có các túi nước và không khí. Tỉ lệ N/X cần thiết cho quá trình phản ứng khoảng 27-33% trọng lượng ximăng.

(cid:190) Thành phần của nước: chủ yếu là muối trong nước. Các muối clorua làm giảm độ bền uốn và tăng độ bền nén; muối sunfat tăng độ bền.

(cid:190) Các chất phụ gia

(cid:190) Độ thấm: độ thấm tăng tức là độ bền của đá giảm.

Giá trị độ bền nén tối ưu của đá ximăng (vữa ximăng sau khi đông cứng) phải tương ứng với độ bền của thành hệ được cách ly. Đá ximăng phải phát triển độ bền nén đủ để: – Bảo vệ ống chống trong giếng, – Chịu được rung động, va chạm trong quá trình khoan, bắn mở vỉa, – Tránh hiện tượng gây nứt vỡ thành hệ khi áp suất thủy tĩnh cao.

6-51

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-52

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Thông thường, ximăng đông cứng trong giếng chịu tác động bởi lực nén ngang do áp suất thành hệ gây ra và ứng suất kéo do trọng lượng của cột ống chống. Do đó để bảo vệ cột ống chống, độ bền ximăng phải đủ lớn để tạo liên kết giữa ống chống và ximăng.

GEOPET

VI. ĐÁ XIMĂNG

a. Xác định độ bền của đá ximăng b. Sự suy giảm độ bền ở nhiệt độ cao

Độ bền cơ học của đá ximăng bao gồm độ bền nén, độ bền uốn và độ bền kéo, được xác định thông qua thí nghiệm. Ở điều kiện nhiệt độ bình thường, ximăng đông cứng tiếp tục quá trình thủy hóa và phát triển độ bền cho đến một giá trị xác định.

Mẫu thí nghiệm phải được làm lạnh tới nhiệt độ phòng và bão hòa nước. Tải trọng phải tăng từ từ để tránh phá hủy mẫu, cụ thể: Ở nhiệt độ hơn 1100F, ximăng sẽ đạt được độ bền tối đa trong vài tuần đầu, sau đó độ bền bắt đầu giảm. Trong một số trường hợp, độ bền của đá ximăng tiếp tục giảm cho đến khi bị phá hủy hoàn toàn.

– Khi xác định σn, tốc độ tăng tải nhỏ hơn 20 KG/cm2/s. – Khi xác định σu và σk , tốc độ tăng tải nhỏ hơn 1 KG/cm2/s.

6-53

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-54

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Đá ximăng có σn > 40 KG/cm2, σu > 10 KG/cm2 mới được dùng trám giếng khoan.

GEOPET

VI. ĐÁ XIMĂNG

Hai nguyên nhân chủ yếu gây suy giảm độ bền đá ximăng ở nhiệt độ cao:

6.2. Độ thấm

Độ thấm của đá ximăng trong giếng khoan phụ thuộc nhiều yếu tố: độ rỗng hữu hiệu của đá ximăng, điều kiện môi trường và các phản ứng tương tác giữa môi trường với các thành phần của ximăng.

1– Sự thay đổi cấu trúc của ximăng đã liên kết với nước trong quá trình thủy hóa và sự mất nước. Một thành phần của ximăng là C-S-H khi ở nhiệt độ 250oF sẽ trở thành alpha-dicalcium-silicate-hydrate, làm tăng độ rỗng, từ đó làm tăng mức độ nhiễm bẩn và giảm độ bền của đá ximăng. Độ thấm được chia thành:

– Độ thấm vật lý (độ thấm tuyệt đối): là độ thấm đối với lưu chất đồng nhất và không có tác động hóa lý giữa lưu chất và môi trường. 2– Độ thấm của ximăng tăng lên dẫn đến sự gia tăng các lỗ rỗng tạo điều kiện cho quá trình ăn mòn, làm giảm độ bền.

– Độ thấm hữu hiệu: là độ thấm đối với lưu chất khi trong lỗ hỗng đã có một pha nào đó.

6-55

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-56

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Để hạn chế sự suy giảm độ bền của đá ximăng, người ta bổ sung silica oxit. Silica oxit ngăn chặn sự hình thành alpha-dicalcium-silicate-hydrate. Quá trình thấm chất lỏng qua đá ximăng cũng tuân theo định luật Darcy.

GEOPET

VI. ĐÁ XIMĂNG

Các yếu tố ảnh hưởng đến độ thấm

6.3. Tính cách ly

– Độ mịn của ximăng: ximăng càng mịn thì độ thấm càng giảm. Độ thấm và độ bền của liên kết ximăng và ống chống là hai yếu tố ảnh hưởng đến khả năng cách ly của đá ximăng.

– Thành phần khoáng vật của ximăng: các thành phần làm tăng tốc độ thủy hóa trong ximăng như C3A, C4AF sẽ làm giảm độ thấm của ximăng. – Tỉ lệ N/X: nhìn chung, khi tỉ lệ N/X tăng thì thể tích lỗ hổng và mạch mao dẫn tăng làm tăng độ thấm của đá ximăng. Độ thấm của ximăng đông cứng thường rất thấp (khoảng 0,01 mD). Vữa có tỉ trọng thấp thường được sử dụng bơm trám vào thành hệ có độ thấm cao.

– Nhiệt độ: khi nhiệt độ môi trường đông cứng nhỏ hơn 100oC thì tốc độ thủy hóa tăng, độ thấm của ximăng giảm. Khi nhiệt độ cao, các sản phẩm thủy hóa thường có kích thước lớn làm cho độ thấm tăng lên. Khi bơm trám ximăng ở những thành hệ chứa khí có áp suất cao thì tính cách ly của ximăng đông cứng rất quan trọng (nhất là các khí gây ăn mòn).

6-57

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-58

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Áp suất: áp suất môi trường đông cứng tăng thu ngắn quá trình thủy hóa, làm độ thấm của đá ximăng giảm. Tuy nhiên, ảnh hưởng của chênh lệch áp suất sau khi tạo đá sẽ quyết định hơn đến độ thấm.

GEOPET

VI. ĐÁ XIMĂNG

6.4. Tính kháng sulfat

2-) được xem là chất ăn mòn ximăng nhất. Thông thường nước Sulfat (SO4 trong thành hệ chứa dầu thường chứa MgSO4 và Na2SO4. Ximăng tiếp xúc với nước sunfat sẽ dần dần bị mềm đi và phân rã. Thời gian tiếp xúc càng lâu và lượng nước sulfat được bổ sung sẽ gây tổn hại và làm ximăng mất dần tính liên kết.

Mối liên kết giữa đá ximăng và ống chống phụ thuộc vào: bản chất đá ximăng, chủng loại ống chống và mức độ gia công bề mặt, nhiệt độ và áp suất môi trường.

Do sự co ngót của ximăng trong quá trình thủy hóa cộng với sự biến dạng của cột ống chống sẽ tạo các vi khe nứt trong khoảng không vành xuyến cho phép chất lưu thấm qua. Cần sử dụng vành ximăng có tính giãn nở để khắc phục hiện tượng này.

6-59

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-60

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

MgSO4 và Na2SO4 phản ứng với vôi trong ximăng tạo ra Mg(OH)2, NaOH và CaSO4. CaSO4 phản ứng với C3A tạo thành calcium sulfoaluminate có thể tích lớn hơn lỗ rỗng của C3A, làm cho lớp ximăng giãn nở gây áp lực tách lớp ximăng bảo vệ ống chống. Ximăng liên kết với đất đá ở thành giếng phụ thuộc thành phần ximăng và đất đá, điều kiện đông cứng, trạng thái bề mặt và mức độ bão hòa nước… Chênh áp trong giếng làm vữa thấm sâu vào thành hệ, tăng liên kết.

GEOPET

VI. ĐÁ XIMĂNG

Để tăng tính kháng sulfat cho ximăng, người ta thường giảm lượng C3A trong ximăng hay lượng vôi tự do trong ximăng đông cứng bằng cách thêm vật liệu pozzolan, chất này phản ứng với vôi tạo thêm một phần vật liệu ximăng.

KẾT THÚC CHƯƠNG 6

Ngoài ra, cũng có thể thêm vào ximăng lượng CaSO4 tương ứng với C3A để tạo thành calcium sulfoaluminate trước khi vữa ximăng đông cứng.

6-61

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

6-62

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Hiện nay, không có phương pháp nào loại bỏ hoàn toàn ảnh hưởng của sulfat mà chỉ hạn chế ở một mức độ nhất định.

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 7

I. LỊCH SỬ TRÁM XIMĂNG GIẾNG DẦU

CHỌN VỮA XIMĂNG TRONG CÔNG NGHIỆP DẦU KHÍ

II. PHÂN LOẠI XIMĂNG

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

7-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. LỊCH SỬ TRÁM XIMĂNG GIẾNG DẦU

Sét là vật liệu ximăng đầu tiên được sử dụng trong xây dựng công trình. Quá trình hydrat hóa và bay hơi của nước gắn kết các vật liệu khác lại với nhau. Năm 1910, A. Perkins giới thiệu đầu trám ximăng hai nút ở California. Các nút trám được đúc bằng gang và được đẩy xuống đáy giếng nhờ áp suất hơi nước.

Đến năm 1917 ximăng Portland vẫn là thành phần cơ bản để trám giếng dầu.

Ximăng Portland (xuất phát từ tên các mẫu đá lấy từ hòn đảo Portland của nước Anh vì khi ximăng đông cứng nó rất giống với các loại đá này) do Joseph Aspdin phát minh năm 1824 là vật liệu nhân tạo được sản xuất bằng cách nung đá vôi với đất sét. Năm 1920, P. Halliburton giới thiệu kỹ thuật trám ximăng giếng dầu.

Năm 1903, lần đầu tiên ximăng được sử dụng trong một giếng dầu để cách ly tầng nước.

7-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Để khắc phục những vấn đề gặp phải khi sử dụng ximăng Portland trong giếng sâu (thời gian đông cứng ngắn và lực nén phát triển chậm...), người ta đã thay đổi cấu trúc và những đặc tính kỹ thuật của ximăng này. Từ năm 1940, đặc biệt từ năm 1983 đến nay đã có nhiều loại ximăng và phụ gia được sản xuất và sử dụng.

GEOPET

I. LỊCH SỬ TRÁM XIMĂNG GIẾNG DẦU

Trang thiết bị phòng thí nghiệm ximăng cũng như thiết bị công nghệ bơm trám ximăng ngày càng được hoàn thiện đã cho phép kiểm soát tốt chất lượng vữa cũng như qui trình trám ximăng tại hiện trường.

Ngày nay, việc trám ximăng giếng dầu không còn là công việc của đội khoan mà thường do các công ty dịch vụ kỹ thuật chuyên ngành đảm trách.

Hình 7.1. Trám ximăng giếng khoan thập niên 1920

7-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

II. PHÂN LOẠI XIMĂNG

3. Dicalcium Silicate (C2S - 2CaO.SiO2): đóng vai trò quan trọng trong việc tạo

độ bền cuối cùng của ximăng và không ảnh hưởng lớn đến thời gian đông cứng ban đầu của ximăng vì chậm kết hợp với nước.

4. Tetracalcium Aluminoferrite (C4AF - 4CaO.Al2O3.Fe2O3): ảnh hưởng đến độ

bền của ximăng.

Ximăng trong công nghiệp dầu khí hiện nay được phân loại chủ yếu dựa trên tiêu chuẩn của Viện dầu khí Hoa Kỳ (API). Dựa trên các tính chất và đặc điểm kỹ thuật, ximăng được chia thành 8 loại A, B, C, D, E, F, G và H.

a. Thành phần hoá học

Ximăng thường có 4 thành phần chính sau đây: Bảng 7.1. Thành phần hóa học của các loại ximăng theo tiêu chuẩn API

Thành phần ximăng (%)

Độ mịn (cm2/g)

Loại ximăng

1. Tricalcium Aluminate (C3A - 3CaO.Al2O3): ảnh hưởng lớn đến thời gian đông cứng, đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển độ bền của ximăng. Thời gian đông cứng của ximăng có thể điều chỉnh bằng cách thêm thạch cao.

C3S 53

C2S 24

C3A ≥ 8

C4AF 8

1.500 – 1.900

≤ 5

1500 – 1900

2. Tricalcium silicate (C3S - 3CaO.SiO2): thành phần chính trong ximăng

2.000 – 2.800

D, E & F

1.200 – 2.800

Portland, chiếm 40 - 45% trong ximăng chậm đông và 60 - 65% trong ximăng đông nhanh. C3S quyết định đến các giai đoạn phát triển độ bền của ximăng.

G & H

1.400 – 1.700

7-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

II. PHÂN LOẠI XIMĂNG

b. Phân loại ximăng theo tiêu chuẩn API

Ngoài ra, trong ximăng còn có các thành phần khác như thạch cao, kali sulfate, magiê, vôi … Những thành phần này tác động đến quá trình thuỷ hoá của ximăng, thay đổi tỷ trọng vữa và có tính kháng các hoá chất có hại.

− Nhiệt độ tĩnh và động (lúc tuần hoàn vữa ximăng) ở đáy giếng: ảnh hưởng đến

thời gian đông cứng của vữa ximăng.

Theo quy phạm API, có nhiều chủng loại ximăng được sử dụng tuỳ thuộc chiều sâu, nhiệt độ đáy giếng và tính chất của chất lưu vỉa. Việc chọn loại ximăng tùy thuộc vào:

− Tỷ trọng vữa: được quy định với các giới hạn về áp suất vỡ vỉa của thành hệ

khoan qua.

Ngoài ra, khi cần những tính chất đặc biệt của ximăng, có thể thực hiện theo khuyến cáo trong bảng dưới đây. Bảng 7.2. Các tính chất đặc biệt của ximăng

Tính chất

Cách thực hiện

− Độ nhớt dẻo của vữa và các tính thấm lọc của chúng.

Phát triển độ bền nhanh

Tăng hàm lượng C3S, nghiền mịn hơn

− Thời gian đông cứng và phát triển độ bền nén theo thời gian.

Chậm đông

Khống chế C3S, C3A, nghiền thô hơn

− Độ bền của ximăng trong các môi trường ăn mòn và nhiệt độ ở đáy giếng.

Nhiệt thủy hoá thấp

Giới hạn C3S, C3A.

Tính kháng sulfate

Giới hạn C2S

7-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Theo API 10, ximăng sử dụng trong dầu khí được phân loại trong bảng 7.3.

GEOPET

II. PHÂN LOẠI XIMĂNG

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

Bảng 7.3. Phân loại và điều kiện sử dụng ximăng theo API

Loại Điều kiện sử dụng Nếu vữa ximăng chỉ bao gồm ximăng và nước thì không thể đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu phức tạp của thực tế. Người ta phải bổ sung các chất phụ gia để điều chỉnh tính chất của ximăng. Độ sâu, 1000 ft

A

loại thường, giếng không đòi hỏi tiêu chuẩn đặc biệt

0 - 6

B

đòi hỏi ximăng có độ bền từ trung bình đến cao với sulfate

0 - 6

1. Chất nhanh đông

Hiện nay, có hơn 100 chất phụ gia cho ximăng và chia thành các loại sau:

C

0 - 6

độ bền nén ban đầu cao, độ bền với sulfate từ kém, trung bình đến cao

2. Chất chậm đông

D

6 - 12

3. Chất làm nhẹ

nhiệt độ và áp suất tương đối cao, độ bền với sulfate từ trung bình đến cao

4. Chất làm nặng

E

nhiệt độ và áp suất cao, độ bền với sulfate từ trung bình đến cao

6 - 14

5. Chất phân tán

F

nhiệt độ và áp suất cao, độ bền với sulfate từ trung bình đến cao

10 - 16

6. Chất giảm độ thoát nước

G

7. Chất chống mất vữa

0 - 8

8. Các phụ gia đặc biệt

H

cơ bản, có thể sử dụng với phụ gia đông nhanh hoặc đông chậm trong các giếng có chiều sâu và nhiệt độ khác nhau, có độ bền với sulfate từ trung bình đến cao (H bền sulfat trung bình)

7-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

3.1. Chất nhanh đông

3.2. Chất chậm đông

Các chất làm tăng thời gian đông cứng của vữa ximăng.

Các chất làm giảm thời gian đông cứng của vữa ximăng, tăng tốc độ phát triển độ bền nén. Các chất này thường được dùng để bù trừ sự chậm đông do một số phụ gia khác, ví dụ chất phân tán và chất chống mất vữa.

− Lý thuyết hấp phụ: chậm đông gây ra do sự hút bám của phụ gia trên bề mặt

sản phẩm thủy hóa, từ đó ngăn cản tiếp xúc với nước.

Nguyên lý gây chậm đông của các phụ gia vẫn chưa được thống nhất. Hiện nay, có 4 lý thuyết về sự chậm đông:

− Lý thuyết kết tủa: chất chậm đông tác dụng với ion canxi và ion hydroxit trong

pha lỏng, tạo lớp chất kết tủa không thấm xung quanh các hạt ximăng.

− Lý thuyết hạt nhân: chất chậm đông bám quanh nhân của sản phẩm thủy

Các muối clorua là chất nhanh đông phổ biến. CaCl2 là chất hiệu quả và rẻ tiền nhất. Nồng độ CaCl2 sử dụng thường khoảng 2-4% khối lượng ximăng.

hóa, can thiệp và làm chậm các phản ứng tiếp theo.

− Lý thuyết phức hợp: ion canxi bị cô lập bởi phụ gia, ngăn cản sự hình thành

NaCl2, tùy thuộc nồng độ và nhiệt độ, cũng là chất nhanh đông, nhưng không phải là chất hiệu quả cao. Do đó, NaCl2 chỉ nên dùng khi không có CaCl2.

phân tử.

7-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ngoài ra, còn một số chất nhanh đông khác như: sôđa, thủy tinh lỏng, xút,…

GEOPET

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

Các chất chậm đông tiêu biểu bao gồm:

3.3. Chất làm nhẹ

– Các muối natri và canxi của acid lignosulfonic: hiệu quả với tất cả các loại ximăng Portland, nồng độ thường được sử dụng là 0,1 – 1,5% khối lượng ximăng. Khoảng nhiệt độ hoạt động hiệu quả tới 122oC và có thể đạt tới 315oC khi trộn chung với borat natri Na2B4O7.

Các chất làm giảm tỉ trọng của vữa ximăng và tỉ trọng của đá ximăng sau khi đông cứng.

– Thạch cao CaSO4: dùng cho ximăng chứa nhiều C3A. Có thể thay thế thạch

cao bằng H2SO4 để kết hợp với lượng Ca(OH)2 dư, tạo thạch cao.

– CMC: dùng với nồng độ muối của vữa bất kỳ. Tỉ lệ dùng thường khoảng 0,5 –

Vữa ximăng, tùy theo tỉ trọng, được chia thành các nhóm sau:

1,5% khối lượng ximăng, có thể hoạt động ở nhiệt độ tới 100oC.

Bảng 7.4. Phân loại ximăng theo tỉ trọng

Loại vữa

Tỉ trọng

Nhẹ

< 1,3

Hơi nhẹ

1,3 – 1,75

– Bã rượu sunfit: là chất chậm đông hiệu quả nhưng tạo bọt, cần kết hợp với chất chống tạo bọt. Nồng độ sử dụng 1 – 1,5%, có thể dùng chung với tinh bột hoặc than nâu. Nhiệt độ hiệu quả: 150oC.

Bình thường

1,75 – 1,95

– Các muối bicromat kali và bicromat natri: chất độc hại, sử dụng kết hợp để trám

Hơi nặng

1,95 – 2,2

giếng nhiệt độ cao, tỷ lệ khoảng 0,5%.

Nặng

> 2,2

7-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

Các chất làm nhẹ thường dùng là:

3.4. Chất làm nặng

– Sét và bột sét: khi thêm sét sẽ tạo thành gel ximăng. Không sử dụng được khi

nhiệt độ hơn 80oC và độ khoáng hóa cao.

– Diatomit: chứa tinh thể SiO2, tăng độ bền của đá ximăng trong môi trường axit

và sulfat.

– Các chất nguồn gốc núi lửa: chứa nhiều Al2O3. – Các đá cacbonat: đá vôi và đá phấn nghiền nhỏ, có thể dùng cho giếng khoan

có nhiệt độ nhỏ hơn 120oC.

– Các chất nguồn gốc hữu cơ: than đá, grafit, các carbon hydro cứng như asfan,

Một trong những phương pháp đơn giản tăng tỉ trọng của vữa ximăng là giảm lượng nước pha trộn. Khi đó, cần bổ sung phụ gia phân tán để đảm bảo khả năng bơm, đồng thời phải duy trì độ thoát nước, tính lưu biến và chống lắng đọng chất rắn. Tỉ trọng tối đa có thể đạt được là 2,16.

bitum,… Ở nhiệt độ cao sẽ tăng độ thấm và giảm độ bền của đá ximăng.

– Một số chất khác: tro khi nung than đá, than bùn, bụi nhà máy ximăng khi sấy

và nung clinke…

Khi cần vữa có tỉ trọng cao hơn, phải bổ sung chất làm nặng. Chất làm nặng phải đảm bảo: cỡ hạt tương đương với ximăng, ít phản ứng với nước, tương thích với các phụ gia khác.

7-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Các chất làm nặng phổ biến theo thứ tự hiệu quả là: hematite (Fe2O3, γ = 4,95), ilmenite (FeTiO3, γ = 4,45) và barit (BaSO4, γ = 4,33).

GEOPET

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

3.5. Chất phân tán

3.6. Chất giảm độ thoát nước

Thành phần rắn trong vữa ximăng có thể đạt tới 70%. Tính lưu biến của vữa do đó phụ thuộc tính lưu biến của thành phần lỏng, tỉ lệ hạt rắn và tương tác qua lại giữa các hạt rắn.

Khi ximăng được bơm vào vị trí, chênh lệch áp suất có thể gây ra hiện tượng thấm lọc và nước thoát vào vỉa. Sự thay đổi lượng nước trộn trong vữa ảnh hưởng rất lớn đến quá trình thủy hóa ximăng và các tính chất của vữa như thời gian đông cứng, tính lưu biến, độ bền nén.

Các chất phân tán điều chỉnh các tương tác qua lại của các hạt rắn để đạt được tính lưu biến mong muốn.

7-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ngoài ra khi bơm trám ximăng nếu xảy ra hiện

Chất phân tán sử dụng phố biến nhất là các muối sulfonate hữu cơ. Cấu tạo phân tử của các chất này bao gồm 5 – 50 nhóm sulfonate gắn vào gốc polyme đa nhánh. Nồng độ hiệu quả trong khoảng 0,5 – 1,5% khối lượng ximăng.

GEOPET

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

3.7. Chất chống mất tuần hoàn

Nếu quá trình thoát nước của ximăng không được kiểm soát, những hậu quả nặng nề sẽ xảy ra, có thể dẫn tới trám ximăng thất bại.

Độ thoát nước của ximăng theo tiêu chuẩn API phải nhỏ hơn 50 ml/30 phút. Mất tuần hoàn thường xảy ra ở các thành hệ yếu, nứt nẻ. Kinh nghiệm và thông tin về vỉa trong quá trình khoan sẽ giúp ích rất nhiều cho công tác bơm trám ximăng sau này.

Các chất phụ gia giảm độ thoát nước bao gồm 2 nhóm: Chống mất tuần hoàn có thể thực hiện bằng các vật liệu tạo cầu nối hoặc bằng vữa ximăng thixotropic, là một loại ximăng đặc biệt. − Nhóm vật liệu lơ lửng: bentonit, bột carbonate, asphaltene,…

Vật liệu tạo cầu nối bịt kín các khe nứt nhỏ của vỉa và trơ với quá trình thủy hóa ximăng. Điển hình là gilsonite và than đá hạt thô; ngoài ra còn có hạt thực vật cứng, sét bentonit thô, trấu, lõi bắp,… − Nhóm vật liệu polyme hòa tan trong nước: đồng thời tăng độ nhớt của pha lỏng và giảm tính thấm của vỏ bùn, sử dụng phổ biến là các dẫn xuất cellulose. Tuy nhiên, cần chú ý điều kiện nồng độ và nhiệt độ. Dưới 65oC, cellulose là chất chậm đông hiệu quả; trên 93oC, cellulose ít tác dụng giảm độ thoát nước.

7-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ximăng thixotropic xâm nhập khe nứt, hóa cứng và bịt kín khe nứt.

GEOPET

III. CÁC CHẤT PHỤ GIA CỦA XIMĂNG

3.8. Các phụ gia đặc biệt

Bao gồm các chất chống tạo bọt, chất sợi hữu cơ tăng độ bền, chất phóng xạ đánh dấu, chất khử nhiễm bẩn ximăng.

192 (74 ngày).

Chất phóng xạ đánh dấu được trộn vào vữa ximăng giúp định vị dễ dàng đỉnh cột ximăng sau khi trám. Trước đây, các chất này hay được sử dụng nhưng hiện nay các khảo sát nhiệt độ và đo vành đá ximăng đã thay thế phần nào chức năng này. Chất phóng xạ đánh dấu đôi khi vẫn được dùng để trám ximăng khắc phục.

131 (8,1 ngày), Ir77

Chất phóng xạ được sử dụng phổ biến là I53 Chất chống tạo bọt được dùng để khắc phục hiệu ứng bọt do các phụ gia khác gây ra. Sử dụng phổ biến gồm 2 nhóm: polyglycol ête và silicon. Nồng độ pha chế rất thấp, thường ít hơn 0,1% khối lượng nước.

Chất sợi hữu cơ, khi được bổ sung với nồng độ 0,15 – 0,5%, sẽ tăng độ bền của ximăng khi bắn mở vỉa. Sử dụng phổ biến nhất là sợi nylon, với chiều dài có thể tới 1 inch.

7-23

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-24

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Một số hóa chất trong dung dịch khoan còn lại trong giếng có thể làm chậm đáng kể quá trình đông cứng của ximăng. Để giảm thiểu những ảnh hưởng này khi vữa ximăng trộn lẫn với dung dịch khoan, một số hóa chất như paraformaldehyde hoặc hỗn hợp paraformaldehyde và natri chromate (Na2Cr2O7) được bổ sung.

GEOPET

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

4.1. Ximăng thixotropic

Thixotropic: thuật ngữ dùng để mô tả tính chất của các hệ ở thể lỏng khi chịu ứng suất trượt, nhưng hình thành cấu trúc gel và ổn định khi tự do. Cùng với sự phát triển của công nghệ sản xuất và bơm trám ximăng, một số loại ximăng đặc biệt đã được sản xuất để khắc phục các vấn đề phức tạp, bao gồm: mất nước, mất tuần hoàn, vi khe nứt, trám ximăng qua tầng muối, trám ximăng trong môi trường ăn mòn, giếng nhiệt độ cao, khí rò rỉ,…

1. Ximăng thixotropic

Các loại ximăng đặc biệt bao gồm:

2. Ximăng trương nở

3. Ximăng chịu lạnh

4. Ximăng muối

Vữa ximăng thixotropic có độ nhớt thấp và chảy loãng khi pha trộn và bơm, nhưng nhanh chóng hình thành cấu trúc gel cứng khi ngừng bơm. Nếu bị tác dụng lực, cấu trúc gel bị phá vỡ và vữa lại có thể bơm được.

5. Ximăng nhựa biến đổi

6. Ximăng chịu ăn mòn

7. Ximăng dùng như dung dịch khoan

7-25

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-26

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi chịu ứng suất, vữa ximăng thixotropic cư xử như chất lỏng dẻo Bingham, nghĩa là đặc trưng bởi ứng suất trượt tới hạn và độ nhớt dẻo.

GEOPET

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

Áp suất tuần hoàn

Lưu lượng

m ơ b t ấ u s p Á

1. Loãng khi pha trộn 2. Cứng khi ngừng bơm

Áp suất bơm

Ximăng thixotropic có rất nhiều ứng dụng quan trọng, trong đó thường được dùng trong các giếng mất ximăng nghiêm trọng khi bơm trám.

Không chảy

Thời gian

Những giếng này có những khu vực thành hệ yếu, dễ khởi tạo khe nứt ngay cả khi áp suất thủy tĩnh nhỏ. Khi hình thành cấu trúc gel, ximăng thixotropic làm giảm cột áp thủy tĩnh, khe nứt không hình thành và vữa ximăng không mất vào vỉa.

Hình 7.3. Áp suất bơm và lưu lượng của chất lỏng thixotropic

4. Loãng khi bơm lại

3. Trở lại lỏng

khi tác dụng lực

7-27

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ximăng thixotropic cũng được dùng khi xảy ra mất dung dịch trong khoan. Vữa ximăng khi đi vào vùng mất dung dịch sẽ đông cứng lại và cô lập hoàn toàn vùng này.

Hình 7.2. Ứng xử của chất lỏng thixotropic 7-28

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

Ximăng thixotropic bao gồm các hệ sau: 3. Hệ aluminum sulfate/sắt (II) sulfate: hỗn hợp Al2(SO4)3 và FeSO4 được dùng với ximăng Portland chứa C3A ít hơn 5%. 1. Hệ gốc sét: ximăng Portland có chứa sét trương nở. Hệ này có thể khống chế rò rỉ khí trong một số trường hợp. 4. Hệ polyme cellulose liên kết vòng: tạo thành bằng cách bổ sung các

polyme liên kết vòng hòa tan trong nước và các tác nhân liên kết. Polyme có thể là hydroxyethylcellulose (HEC), carboxymethylhydroxyethylcellulose (CMHEC), rượu polyvinyl, các loại polyme sulfonate. Tác nhân liên kết là một số hợp chất hữu cơ vòng của titan và kẽm. 2. Hệ gốc CaSO4: CaSO4 .0,5H2O là hóa chất được sử dụng rộng rãi nhất để tạo vữa ximăng thixotropic với hầu hết các loại ximăng Portland. Hóa chất này cần bổ sung nước khi pha chế và vữa ximăng tạo thành không tương thích với hầu hết các phụ gia chống mất nước.

7-29

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-30

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Lựa chọn loại polyme, tác nhân liên kết và tỉ lệ tối ưu của chúng thay đổi tùy thuộc nhiệt độ đáy giếng. Bên cạnh tính chất thixotropy, hệ ximăng gốc CaSO4 còn có tính kháng sulfate.

GEOPET

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

4.2. Ximăng trương nở

4.3. Ximăng chịu lạnh

Dùng cho các vùng đóng băng vĩnh cửu như Alaska hoặc bắc Canada.

Ximăng trương nở sau khi đông cứng giúp bịt kín các khe nứt nhỏ và tăng cường hiệu quả trám ximăng. Lực giãn nở của ximăng làm ximăng ép sát vào thành ống chống và bề mặt vỉa. Ngay cả khi dung dịch khoan còn lại trong lỗ khoan hoặc trên thành giếng, kết cấu chặt sít của ximăng vẫn có thể đạt được. Lớp băng vĩnh cửu có thể dày tới 600m. Khi khoan và hoàn thiện giếng, tránh gây tan chảy lớp băng vĩnh cửu. Ximăng dùng để trám, vì vậy, phải có nhiệt lượng tỏa ra khi thủy hóa thấp và phát triển được độ bền nén ở nhiệt độ thấp.

− Hệ ettringite (C3A.3CaSO4.H32): tinh thể ettringite có thể tích lớn tạo thành sau

Các loại phụ gia của ximăng trương nở bao gồm:

khi ximăng đông cứng, từ đó làm ximăng nở ra.

– Ximăng canxi aluminate

− Muối ăn: một trong những phụ gia đầu tiên dùng điều chế ximăng trương nở,

– Hỗn hợp ximăng Portland/thạch cao:

tinh thể muối hình thành trong ximăng sau khi đông cứng.

− Bột nhôm: tạo bọt khí nhỏ trong ximăng, dùng cho các giếng độ sâu nhỏ.

− Ôxit magiê nung: dùng cho giếng nhiệt độ cao.

7-31

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-32

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ximăng Portland thông thường sẽ bị đóng băng trước khi kịp đông cứng, do đó độ bền nén kém. Hai loại ximăng trám thành công trong điều kiện này là:

GEOPET

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

4.4. Ximăng muối

4.5. Ximăng nhựa biến đổi

Ximăng chứa một lượng đáng kể muối ăn NaCl hoặc KCl gọi là ximăng muối. Nhựa là thuật ngữ tổng quát chỉ polyme dạng nhũ tương.

– Ở một vài nơi, muối có trong nước pha chế ximăng, ví dụ ngoài khơi.

Muối được dùng nhiều trong ximăng trám giếng khoan do:

– Muối là hóa chất phổ biến, rẻ tiền nhưng có thể thay đổi đáng kể ứng xử của ximăng. Tùy theo nồng độ, muối có thể là chất nhanh đông hoặc chất chậm đông, làm phân tán ximăng, làm ximăng trương nở hoặc tạo ximăng chịu lạnh.

– Khi trám ximăng qua vỉa muối hoặc vỉa sét trương nở, cần bổ sung một lượng

lớn muối để hạn chế các sự cố có thể xảy ra.

Trong thành phần nhựa có các hạt polyme cực nhỏ (200 – 500 nm), thường được làm ổn định bằng các hoạt chất bề mặt nhằm tăng tính chịu lạnh và chống vón cục khi pha vào ximăng Portland. Hầu hết nhựa chứa khoảng 50% hạt rắn.

7-33

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-34

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ximăng nhựa biến đổi được sử dụng ngày càng nhiều do có nhiều ưu điểm: tăng cường hiệu quả, giảm độ thấm, tăng sức bền kéo, giảm co ngót, tăng tính đàn hồi và tăng mối liên kết giữa ximăng-sắt, ximăng-ximăng.

GEOPET

IV. XIMĂNG ĐẶC BIỆT

4.6. Ximăng chịu ăn mòn

4.7. Ximăng dùng như dung dịch khoan

Ximăng Portland khi đông cứng khá bền vững. Tuy nhiên, vẫn có những giới hạn mà đá ximăng không thể vượt qua. Một số sự cố khi khoan và hoàn thiện giếng như mất tuần hoàn, mất nước và liên thông nước giữa các tầng có thể khắc phục nếu dung dịch khoan có tính chất của ximăng.

Ximăng chịu ăn mòn bao gồm ximăng bền với hóa chất dùng cho các giếng chứa hóa chất thải, ximăng dùng để trám các giếng có kế hoạch thu hồi tăng cường bằng bơm ép CO2.

Ximăng loại này có tính cách ly thành hệ rất tốt. Ví dụ hệ ximăng Portland chứa bentonit do Harrison và Goodwin giới thiệu năm 1971 có thể dùng như dung dịch khoan khi khoan. Tới giai đoạn hoàn tất, người ta bổ sung một loại muối kim loại đa hóa trị (ví dụ CaCl2) vào dung dịch và quá trình đông cứng được kích hoạt.

Đối với giếng chứa hóa chất thải, ximăng được chọn tùy thuộc loại hóa chất sẽ bơm vào giếng. Các phụ gia tăng độ bền và giảm độ thấm của ximăng là pozzolan, nhựa, chất phân tán.

7-35

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

7-36

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Một số hệ ximăng khác được kích hoạt đông cứng bằng phóng xạ, bằng nhiệt,… Chống ăn mòn do CO2 bằng cách giảm tối đa độ thấm của đá ximăng.

GEOPET

KẾT THÚC CHƯƠNG 7

7-37

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

NỘI DUNG

CHƯƠNG 8

I. MỤC ĐÍCH CỦA VIỆC BƠM TRÁM XIMĂNG

CÁC KỸ THUẬT BƠM TRÁM XIMĂNG GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ

II. CÁC NGUYÊN TẮC CỦA TRÁM XIMĂNG

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

8-2

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

I. MỤC ĐÍCH CỦA VIỆC BƠM TRÁM XIMĂNG

– Phun ximăng thêm qua lỗ đục thủng để gia cố hoặc tu sửa việc trám ximăng

một giai đoạn của các cột ống này.

Trám ximăng dưới áp suất gọi là trám lèn chặt, trong các giếng khoan, ống chống đôi khi được đục thủng nhằm mục đích:

– Bịt một tầng chứa đã khai thác hết.

– Cách ly một lớp của các vùng lân cận nhằm mục đích hạn chế tỷ lệ nước

Trám ximăng là bơm vữa ximăng thích hợp ở một chiều sâu nào đó của giếng khoan hoặc trong khoảng không hình xuyến giữa thành giếng khoan và cột ống chống. Có nhiều cách trám ximăng khác nhau, mỗi loại thích hợp với một yêu cầu riêng biệt.

hoặc khí đồng hành trong khai thác dầu.

– Bít nước vỉa xâm nhập, cô lập các vùng làm mất dung dịch khoan.

– Làm cầu xi măng để khoan xiên giếng mới.

– Tuân thủ các qui trình hủy giếng khoan.

8-3

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-4

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Trám ximăng cột ống chống nhằm các mục đích sau: – Cách ly tầng khai thác với các tầng lân cận. – Đảm bảo chắc chắn về mặt cơ học cột ống chống trong thành hệ. – Bảo vệ cột ống chống khỏi rỉ sét, hư hại do các chất lỏng có trong các Trong khi khoan, người ta còn đặt các nút trám ximăng ở giếng khoan trần nhằm mục đích: tầng đất đá khoan qua. – Tạo đáy kín cho các thiết bị kiểm tra và an toàn lắp đặt ở đầu giếng.

GEOPET

II. CÁC NGUYÊN TẮC CỦA TRÁM XIMĂNG

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

Trám ximăng ống chống đường kính lớn như ống chống dẫn hướng hay ống chống bề mặt là giai đoạn rất quan trọng trong quá trình khoan giếng. Do đó, cần có kế hoạch thực hiện chi tiết. Vữa ximăng được bơm trực tiếp vào ống hoặc qua cột cần khoan và ép trực tiếp vào khoảng không hình xuyến giữa phần ngoài của cột ống và thành giếng khoan qua cột ống trám xi măng hoặc qua cột cần khoan sao cho cột vữa xi măng này dâng lên đến một chiều cao xác định trước.

Hai kỹ thuật trám ximăng ống chống đường kính lớn bao gồm: trám bằng cần và trám qua vành xuyến. Vữa ximăng thường được trộn trên mặt đất một cách liên tục, sau đó được bơm bằng bơm pittông cao áp để ép vữa vào trong giếng khoan.

– Cách ly các tầng nước sạch hay một phần của tầng sản phẩm có độ sâu thấp,

– Bảo vệ cột ống chống khỏi bị ăn mòn,

– Tạo lớp đỡ và treo giữ cột ống chống cũng như chịu tải cho hệ thống BOP.

Chức năng của vành đá ximăng trám các ống chống này như sau:

8-5

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-6

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sàn khoan

Việc điều chỉnh tỷ trọng vữa ximăng được thực hiện nhờ thay đổi lưu lượng nước chảy về bể trộn. Ximăng khô được cung cấp nhờ phương pháp trọng lực từ một tháp silô. Các thiết bị trám ximăng giếng khoan biển hiện đại còn có thiết bị cung cấp ximăng bằng đường ống dẫn thấp áp đến bể trộn.

GEOPET

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

Bàn rôto

Đường ra

Đường vào

Đối áp hình xuyến

– Tiết diện vành xuyến lớn, khó kiểm soát sự nhiễm bẫn của bùn khoan vào

vữa ximăng; hoặc xác định vành xuyến không chính xác.

– Xói mòn do thành hệ mềm, yếu hay thành hệ không kết dính tốt.

Đầu ống chống

– Thành hệ yếu, áp suất nhỏ hơn áp suất cột dung dịch khoan và vữa ximăng.

– Các thông số của bùn khoan không đạt yêu cầu.

– Thiếu các thiết bị bơm trám có tốc độ bơm ép cao.

– Thiết kế vữa ximăng và dung dịch không chính xác.

Ống chống dẫn hướng

Khi thực hiện trám ximăng ống chống đường kính lớn, kỹ thuật bơm trám có thể không đạt được hiệu quả như mong muốn do:

Hình 8.1. Cấu trúc đầu ống chống dẫn hướng

8-7

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-8

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

– Tuần hoàn bùn khoan tốt trước khi trám xi măng và dùng dung dịch rửa trước

khi bơm vữa xi măng.

Chất lượng ximăng trám vẫn có thể được cải thiện nếu:

– Chuyển động ống chống (tịnh tiến – xoay) trong quá trình tuần hoàn bùn

khoan và bơm trám xi măng.

– Sử dụng chất phân tán và các chất hoạt tính bề mặt để cải thiện độ nhớt của

bùn khoan.

Khi bơm trám ximăng ống chống đường kính lớn, thể tích ximăng thường rất khó xác định do hiện tượng xói mòn, mất tuần hoàn khi bơm. Thể tích ximăng trám thường được ước lượng sau đó tiến hành trộn và bơm trám.

– Sử dụng phụ gia chống mất dung dịch trong dung dịch rửa để hạn chế độ

thấm lọc khi bơm trám qua các thành hệ có tính thấm cao.

– Sử dụng xi măng nhẹ hay xi măng “siêu nhẹ” nhằm tránh mất tuần hoàn.

– Bơm trám một lượng ximăng dư do thể tích vành xuyến không biết chính xác

Nếu xảy ra hiện tượng xói mòn, mất tuần hoàn khi bơm trám thì ximăng rất khó dâng đến độ cao mong muốn. Trường hợp này nên sử dụng phương pháp trám ximăng ngoài khoảng không hình xuyến bằng cần khoan.

hay do ảnh hưởng của bùn khoan.

– Bơm đẩy với tốc độ tối đa của thiết bị và phù hợp với áp suất cho phép ở đáy

giếng khoan.

8-9

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-10

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi bơm ép ximăng, ống chống chịu một lực tác động hướng lên do áp suất bơm tác động lên đầu trám ximăng. Nếu lực này đủ lớn, ống chống sẽ bị đẩy trồi lên khỏi giếng khoan.

GEOPET

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

3.1. Trám ximăng bằng cần khoan (Stab-in cementing)

Tốc độ bơm khi trám ximăng ống chống đường kính lớn phụ thuộc vào thiết bị bơm và điều kiện giếng khoan. Tốc độ bơm ở chế độ chảy rối là tốt nhất.

Thường được sử dụng trừ những trường hợp ống chống bề mặt đường kính nhỏ hoặc ống chống đường kính lớn nhưng sâu hơn 3000 ft (915 m).

Ximăng được trộn và bơm đẩy xuống giếng khoan qua cần khoan và đi lên vành xuyến cho tới khi đến bề mặt thì dừng lại theo thiết kế. Ngay khi không có dấu hiệu vữa ximăng bị nhiễm bẫn bởi bùn khoan thì ngừng trộn và bơm hết thể tích còn lại trong cần khoan, chấm dứt quá trình bơm trám. Khi bơm trám ximăng ống chống đường kính lớn thường áp dụng kỹ thuật SLOFLO (vận tốc trong khoảng không hình xuyến tối đa 90 ft/phút kết hợp với lực đẩy nổi và lực kéo tối đa). Sự thành công còn phụ thuộc vào tính chất của dung dịch đệm và vữa ximăng trong điều kiện bùn khoan ở trong giếng khoan. Khi sử dụng kỹ thuật bơm đẩy ở vận tốc thấp, phải tính đến lượng ximăng dư cần bơm trám do sự nhiễm bẩn của bùn khoan vào vữa xi măng.

8-11

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-12

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Chú ý: tránh gây nổ ống do sự chênh lệch áp suất giữa khoảng không hình xuyến và bên trong ống chống. Nếu xảy ra quá trình mất tuần hoàn trước khi ximăng đi lên đến bề mặt thì ngừng trộn và bơm đẩy ximăng. Tránh trường hợp bơm ép một lượng lớn ximăng vào trong các đứt gãy của thành hệ.

GEOPET

Hình 8.2. Quy trình bơm trám bằng cần

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

3.2. Trám ximăng qua vành xuyến (Top–up cementing)

Phương pháp này được sử dụng khi xảy ra hiện tượng mất tuần hoàn trong quá trình trám ximăng ống chống đường kính lớn.

Nếu xảy ra mất tuần hoàn từng phần thì mức dung dịch trong khoảng không hình xuyến có thể ở trên bề mặt. Tiến hành thả cần khoan đường kính nhỏ sao cho phù hợp với kích thước khoảng không vành xuyến và bơm ximăng.

8-13

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-14

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Nếu mất tuần hoàn toàn bộ, khoảng không vành xuyến có thể trống ở một độ sâu nào đó và cần phải được làm đầy ximăng. Trường hợp này nên sử dụng vữa ximăng có tỷ trọng thấp để tránh trường hợp áp lực của cột vữa ximăng lớn gây ra mất tuần hoàn vào thành hệ yếu.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

III. TRÁM XIMĂNG ỐNG CHỐNG ĐƯỜNG KÍNH LỚN

Phần này sẽ trình bày kỹ thuật bơm trám ximăng ống chống trung gian và ống chống khai thác.

Thông thường, ống chống trung gian có đường kính từ 6 5/8” đến 13 3/8” và sâu từ 1000 ft đến 15000 ft. Ống chống khai thác có đường kính từ 4 1/2” đến 9 5/8”, sâu từ 1500 ft đến hơn 25000 ft.

Mục đích trám ximăng là bảo vệ ống chống và cách ly tầng khai thác hay các thành hệ yếu khác. Tùy thuộc vào điều kiện giếng khoan và độ sâu cần trám mà sử dụng kỹ thuật bơm trám thích hợp.

Thông thường áp suất đáy giếng khoan sẽ quyết định kỹ thuật trám ximăng sẽ là một hay nhiều giai đoạn.

Hình 8.3. Quy trình bơm trám qua vành xuyến

8-15

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-16

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.1.1. Nút trám dưới

4.1. Trám ximăng một giai đoạn

– Ngăn cách dung dịch khoan với vữa, tránh hiện tượng bùn khoan làm nhiễm

bẩn vữa ximăng.

– Khi dịch chuyển, nút trám dưới có tác dụng nạo thành ống chống do đó tránh

được tối đa khả năng nhiễm bẩn vữa ximăng.

Nút trám dưới có 2 chức năng sau:

Sự phát triển của các loại ximăng đặc biệt là ximăng “siêu nhẹ” đã cho phép sử dụng kỹ thuật trám ximăng một giai đoạn thay vì nhiều giai đoạn như trước đây. Với tỷ trọng thấp (ximăng bọt), cột vữa ximăng có thể bơm trám ở những giếng khoan có độ sâu lớn bằng kỹ thuật trám một giai đoạn mà không gây nguy cơ vỡ vỉa đối với thành hệ yếu.

4.1.2. Nút trám trên Cải thiện các tính chất của bùn khoan Nút trám trên được sử dụng để cách ly vữa ximăng và dung dịch bơm đẩy.

8-17

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-18

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sau khi chống ống, cần phải lập tức bơm rửa giếng khoan để tránh hiện tượng phát triển gel của bùn khoan. Nếu bùn khoan để lâu ở trạng thái tĩnh nó sẽ gia tăng độ bền gel làm giảm hiệu quả thay thế bùn khoan khi trám. Nút trám thường được làm bằng nhựa, có độ đàn hồi để bịt kín ống chống trong quá trình bơm.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Quá trình bơm rửa bùn khoan được tiến hành qua đầu trám ximăng. Nếu sử dụng đầu trám ximăng một nút trám, quá trình tuần hoàn phải dừng lại trong một khoảng thời gian để lắp đặt nút trám. Trường hợp sử dụng đầu trám ximăng hai nút trám thì các nút trám này được lắp đặt trước do đó không có khoảng thời gian trì hoãn, trừ trường hợp thay đổi đường bơm trám.

Trong quá trình bơm trám, nếu không sử dụng nút trám dưới thường xảy ra sự trộn lẫn giữa các dung dịch do tỷ trọng của chúng khác nhau. Mức độ trộn lẫn phụ thuộc vào kích thước ống chống và tốc độ bơm đẩy.

Hình 8.4. Các loại nút trám ximăng

8-19

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-20

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Nếu dung dịch đệm và vữa ximăng có cùng tỉ trọng thì sự trộn lẫn sẽ không xảy ra. Tuy nhiên, vẫn cần sử dụng nút trám ngăn cách dung dịch đệm và bùn khoan cũng như vữa ximăng và dung dịch đẩy.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

– Dung dịch đệm được bơm vào ống chống bên trên nút trám dưới,

– Dung dịch đệm đẩy nút trám dưới đi dần xuống. Khi hết thể tích dung dịch

đệm thiết kế, vữa ximăng được bơm vào qua đầu trám,

Quá trình bơm ép như sau: Khi sử dụng đầu trám xi măng 2 nút trám thì nút trám dưới và các dung dịch có thể được bơm đẩy theo trình tự sau: – Nút trám dưới – dung dịch đệm – vữa xi măng. – Dung dịch rửa – nút trám dưới – dung dịch đệm – vữa xi măng. – Dung dịch rửa – nút trám dưới – vữa xi măng.

– Vữa ximăng đẩy dung dịch đệm và nút trám dưới xuống. Khi nút trám dưới chạm vòng dừng, áp suất gia tăng sẽ làm thủng màng ngăn của nút trám dưới, dung dịch đệm và ximăng thoát qua nút trám dưới, qua chân đế và lên khoảng không vành xuyến.

– Khi đã bơm hết thể tích ximăng thiết kế, nút trám trên được thả ra. Dung dịch

đẩy sẽ đẩy nút trám trên và ximăng xuống.

– Nút trám trên chạm nút trám dưới, công tác bơm trám ximăng hoàn tất.

4.1.3. Quá trình bơm ép vữa Việc thả nút trám trên khá đơn giản và nhanh chóng qua các van ở đầu trám.

8-21

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-22

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Đầu trám ximăng được thiết kế vững chắc trong điều kiện làm việc bình thường và giảm thời gian trì hoãn. Nếu ngừng tuần hoàn, dung dịch khoan sẽ phát triển độ bền gel và sẽ ảnh hưởng đến quá trình thay thế sau này.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

DE- Thả nút trám trên, chuẩn bị bơm đẩy

I

EF - Bắt đầu bơm đẩy

C

Nói chung, khi vữa còn ở trong ống chống, lưu lượng bơm ép có thể đạt tối đa nếu điều kiện cho phép. Tuy nhiên, lưu lượng bơm cần giảm xuống ở cuối quá trình bơm ép, để tránh làm tăng đột ngột áp suất khi nút trám trên chạm nút trám dưới.

FG - Nút trám dưới đến vòng dừng

N

O

B

A

GH - Lấp đầy ống chống

F

K

HI - Lớp màng nút trám dưới bị phá

J

g n ợ ư

IJ - Dung dịch đệm bắt đầu qua chân đế

L M

u ư L

P

Sau đó, giảm áp suất bề mặt và mở đầu giếng để kiểm tra. Nếu không có dung dịch tràn lên bề mặt thì mở đường ống và chờ ximăng đông cứng. Nếu van của vòng dừng không kín dung dịch sẽ tràn ra trong quá trình kiểm tra. Lưu chất này phải được bơm ngược trở lại vào trong giếng khoan.

Thời gian

D

E G H

JK - Dung dịch đệm qua ống chống, lưu lượng dòng chảy không đổi

KL - Vữa bắt đầu qua chân đế

Hình 8.5. Lưu lượng bơm ép trong quá trình trám ximăng

LM - Vữa qua chân đế, lưu lượng dòng chảy không đổi.

MN - Mức chất lỏng đến bề mặt

Ximăng phát triển độ bền gel và đông cứng trong khoảng từ 2 – 3 giờ. Sau khi quá trình bơm trám hoàn tất cần phải giải phóng áp suất trong ống chống trước khi ximăng phát triển độ bền nén. Điều này rất quan trọng để tránh trường hợp tạo các khe hở vành xuyến do sự co giãn của ống chống.

NO - Dòng chảy liên tục, Qra = Qvào OP - Kết thúc bơm trám

AB - Trộn và bơm dung dịch BC - Trộn và bơm vữa ximăng CD - Ngừng trộn để lắp đặt nút trám trên, ngừng tuần hoàn

8-23

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-24

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.1.4. Dịch chuyển ống chống trong khi bơm ép

Dịch chuyển của ống chống có ảnh hưởng lớn đến chất lượng trám ximăng. Khi ống chống chuyển động, nó giúp phá bỏ lớp gel do bùn khoan tạo ra và khắc phục các hạn chế đẩy bùn khoan khi ống chống lệch tâm.

Chuyển động ống chống tịnh tiến thường dùng trong bơm trám ximăng một giai đoạn. Tuy nhiên phải cẩn thận và kiểm soát tốc độ dịch chuyển của ống chống, tránh gây ra áp lực làm nứt vỡ thành hệ hay gây phun trào.

Xoay ống chống có hiệu quả cao hơn tịnh tiến. Lực ma sát giữa ống chống và ximăng (bùn khoan) có khuynh hướng kéo vữa ximăng (bùn khoan) vào khe hở nhỏ vành xuyến do ống chống bị lệch tâm. Ximăng trám sẽ bám đều trong vành xuyến hơn.

Hình 8.6. Qui trình bơm trám ximăng một giai đoạn

8-25

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-26

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Tuy nhiên, xoay ống chống bị hạn chế ở những giếng khoan sâu hoặc giếng khoan định hướng. Do đó kỹ thuật này chỉ áp dụng cho những giếng có độ sâu thấp và tương đối thẳng (< 6000 ft).

Đối với trám ximăng ống chống lửng, không áp dụng kỹ thuật này. Nhưng có thể cải thiện chất lượng ximăng trám bằng cách dùng thiết bị đầu treo ống chống lửng đặc biệt cho phép chuyển động xoay.

Để dễ dàng dịch chuyển ống chống, thường sử dụng lồng định tâm ở độ sâu tới hạn như ở đoạn cong, độ sâu bắt đầu khoan xiên, vùng có độ thấm cao.

Chuyển động của ống chống được thực hiện bởi một thiết bị nối giữa đầu trám ximăng và ống chống cho phép chuyển động xoay và tịnh tiến.

Hình 8.7. Dịch chuyển ống chống khi bơm trám

8-27

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-28

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Nhìn chung, các kỹ thuật trám xi măng nhiều giai đoạn bao gồm:

4.2. Trám ximăng nhiều giai đoạn

Trám ximăng nhiều giai đoạn được áp dụng trong những trường hợp sau: – Trám xi măng hai giai đoạn thông thường: mỗi quá trình trám là – Thành hệ đáy giếng khoan có áp suất vỉa nhỏ hơn áp suất thủy tĩnh một qui trình trám hoạt động riêng lẻ, phân biệt. của cột dung dịch và cột vữa xi măng. – Trám xi măng hai giai đoạn liên tục: hai giai đoạn trám được thực – Tầng phía trên cần được trám ximăng có chất lượng tốt, không bị hiện liên tục nhau. nhiễm bẩn. – Trám xi măng ba giai đoạn: mỗi giai đoạn trám hoạt động riêng lẻ. – Ximăng không nhất thiết phải trám kín suốt cột ống chống đến bề mặt.

8-29

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-30

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Hầu hết các lý do để trám ximăng nhiều giai đoạn đều rơi vào trường hợp đầu tiên. Đối với ống chống trung gian và ống chống khai thác, việc trám ximăng nhiều giai đoạn sẽ giúp đảm bảo chất lượng và độ bền của vành đá ximăng.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

– Đĩa làm kín bằng cao su: lắp đặt ở phần đỉnh của vòng dừng, có tác dụng làm

kín, cách ly.

4.2.1. Trám ximăng hai giai đoạn thông thường (cid:153) Trám ximăng giai đoạn đầu Các thiết bị chính trong kỹ thuật trám ximăng hai giai đoạn thông thường là:

– Nút trám giai đoạn đầu: sử dụng để phân cách vữa ximăng và bùn khoan, cho

biết thời điểm kết thúc việc bơm đẩy giai đoạn đầu.

– Bom mở cửa sổ: được thả sau khi trám ximăng giai đoạn đầu hoàn tất, nó rơi vào vị trí đóng của đầu trám phân tầng. Khi tăng áp suất sẽ đẩy ống trượt dưới đi xuống và mở cửa sổ đầu trám phân tầng.

– Đầu trám phân tầng: là đoạn ống nối có cửa sổ đóng mở bằng ống trượt hoạt

Quá trình trộn, bơm ép dung dịch đệm và vữa ximăng trong giai đoạn đầu tương tự như kỹ thuật trám một giai đoạn. Sau khi trộn ximăng, nút trám giai đoạn đầu được thả và bơm đẩy cho đến khi nó chạm vào vòng dừng của chân đế ống chống.

động theo nguyên tắc thủy lực, được lắp đặt trước ở độ sâu cần trám.

– Nút đóng: nút này được bơm để đóng kín cửa sổ đầu trám phân tầng báo

hiệu kết thúc quá trình trám.

8-31

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-32

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Thông thường khi trám ximăng ống chống khai thác, giai đoạn đầu sử dụng hai dung dịch, phía dưới đầu trám phân tầng được làm đầy bằng dung dịch hoàn thiện, phía trên sử dụng bùn khoan, bùn khoan này sau đó sẽ được tuần hoàn qua cửa sổ của đầu trám phân tầng.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

(cid:153) Trám ximăng giai đoạn sau

Hình 8.8. Trám

ximăng

Bom mở cửa sổ được thả sau khi hoàn tất trám giai đoạn đầu và rơi xuống đầu trám phân tầng, tựa vào bề mặt đóng của ống trượt. Áp suất bơm gia tăng khoảng 1200 – 1500 psi sẽ đẩy bom mở cửa sổ, cắt đứt chốt giữ và đẩy ống trượt đi xuống. Sự giảm áp đột ngột trên bề mặt cho biết cửa sổ đã mở.

hai giai đoạn

– Nếu ximăng ở giai đoạn đầu dâng cao hơn đầu trám phân tầng, cần phải tiến hành bơm rửa hết lượng ximăng phía trên đầu trám phân tầng ra khỏi giếng khoan trước khi ximăng phát triển độ bền gel.

thông thường

– Nếu ximăng trám giai đoạn đầu chưa đạt đến vị trí đầu trám phân tầng, có thể để ximăng đông cứng trước khi tiến hành mở cửa sổ và tuần hoàn giếng khoan.

8-33

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-34

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.2.2. Trám ximăng hai giai đoạn liên tục Khi cửa sổ đầu trám phân tầng đã được mở, giếng khoan cần phải được tuần hoàn cho đến khi bùn khoan bảo đảm sạch cho giai đoạn sau.

Đôi khi do yêu cầu công việc mà quá trình trộn ximăng bơm đẩy không thể chờ để thả bom mở cửa sổ đầu trám phân tầng đến vị trí đóng trên thiết bị. Khi đó người ta sẽ sử dụng kỹ thuật trám ximăng hai giai đoạn liên tục.

Để trám ximăng giai đoạn sau, việc trộn ximăng và sử dụng dung dịch đệm cũng giống như trong quá trình trám ximăng giai đoạn đầu. Nút đóng được thả sau khi trộn ximăng và bơm đẩy đến vị trí đóng, áp suất bơm tối thiểu 1500 psi sẽ đóng cửa sổ đầu trám phân tầng. Áp suất trong ống chống có thể được giải phóng sau khi cửa sổ đã đóng. Giai đoạn đầu ximăng được trộn và bơm ép vào giếng khoan. Sử dụng nút trám sau vữa ximăng để ngăn cách vữa ximăng và dung dịch ép. Thể tích dung dịch bơm ép phải tính toán để đẩy ximăng ra khỏi ống chống bên dưới đầu trám phân tầng.

8-35

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-36

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Ống chống có thể xoay, tịnh tiến để ximăng không bị ứ đọng ở xung quanh chân đế ống chống. Hầu hết khi trám ximăng giai đoạn sau thường sử dụng vữa ximăng nhẹ để có thể đẩy ximăng lên đến bề mặt. Để bảo vệ những điểm yếu nhất trong cột ống chống, đầu trám phân tầng, có thể tăng tỷ trọng vữa trong phần cuối của cột vữa ximăng.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Hình 8.9.

Phía trên vòng dừng có lắp đặt một đoạn ống nối chảy vòng (bypass insert) để ngăn ngừa sự bít kín đột ngột khi nút trám đặt trên vòng dừng, cho phép một lượng nhỏ dung dịch đẩy đi qua. Sau khi đã bơm dung dịch ép, nút mở đầu trám phân tầng được giải phóng.

Trám

ximăng

hai giai đoạn

liên tục

Giai đoạn trám thứ hai được thực hiện ngay sau khi nút mở được giải phóng, vữa ximăng được đẩy bởi một nút đóng. Quá trình bơm vữa đẩy nút mở đặt lên ống trượt. Khi gia tăng áp suất ống trượt này bị đẩy trượt xuống và mở cửa sổ trám phân tầng.

8-37

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-38

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sau đó vữa được bơm qua cửa sổ này, khi nút đóng đến vị trí phân tầng nó tựa lên gờ đỡ của đoạn ống đóng cửa sổ. Áp suất bơm gia tăng (khỏang 1500 psi), cửa sổ đầu trám phân tầng sẽ được đóng lại.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

- Đoạn ống nối chuyên dụng (special insert collar): được lắp đặt ở đầu nối ống chống phía trên đoạn nối chảy vòng, tạo điểm tựa cho nút trám giai đoạn đầu. Trong trường hợp vữa ximăng và bùn khoan không tương thích cao, có thể thả nút trám trước cột vữa trong giai đoạn đầu. Để làm được điều này cần phải sử dụng một số thiết bị phụ trợ khác khi trám xi măng hai giai đoạn thông thường, bao gồm:

- Nút trám giai đoạn đầu đặc biệt (special first stage plug): có một đầu đặc biệt để làm kín đoạn ống nối chuyên dụng. Nó thay thế cho nút trám giai đoạn đầu trong kỹ thuật trám hai giai đoạn thông thường. - Nút trám đàn hồi (flexible plug): kiểu nút trám đặc biệt này được bơm đẩy phía trước cột vữa xi măng giai đoạn đầu.

8-39

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-40

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

- Đoạn nối chảy vòng (bypass insert): được lắp đặt phía trên chân đế ống chống hay vòng dừng, tạo gờ đỡ cho nút trám đàn hồi nhưng vẫn cho phép tiếp tục tuần hoàn vữa xi măng qua lỗ hở của nó. Các thao tác tiếp theo tương tự như trong qui trình trám ximăng hai giai đoạn ngoại trừ thêm nút trám ở phía trước cột vữa ximăng hay dung dịch đệm trong giai đoạn đầu.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.2.3. Trám ximăng ba giai đoạn

Hình 8.10. Trám ximăng ba giai đoạn

– Giai đoạn đầu: trám ximăng qua chân đế ống chống.

– Giai đoạn hai: trám ximăng qua đầu trám

phân tầng thông thường.

– Giai đoạn cuối:

trám ximăng qua đầu

trám trên đỉnh.

Kỹ thuật trám ximăng ba giai đoạn thường áp dụng trong trường hợp giếng sâu, thành hệ yếu có chứa các kênh rãnh khí hay khả năng gây ăn mòn ống chống, rò rỉ ống chống.

Nguyên tắc cơ bản không khác kỹ thuật trám ximăng hai giai đoạn thông thường, tuy nhiên trong kỹ thuật này có thêm giai đoạn thứ ba.

Giai đoạn đầu được thực hiện qua chân đế ống chống bằng cách sử dụng nút trám giai đoạn đầu để làm kín vòng dừng.

8-41

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-42

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Giai đoạn hai có thể thực hiện bất cứ lúc nào sau khi giai đoạn đầu đã hoàn tất. Giai đoạn này phụ thuộc chương trình trám đã thiết kế.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Các trang thiết bị phụ trợ

a. Giỏ trám ximăng Bom mở cửa sổ thông thường được sử dụng để mở cửa sổ đầu trám phân tầng giai đoạn hai. Tiến hành bơm rửa giếng khoan, vữa ximăng được bơm qua cửa sổ trám phân tầng.

Sau đó cửa sổ này được đóng bằng một nút đóng đàn hồi chuyên dụng. Nút đóng này có thể di chuyển được qua gờ nối của đầu trám phân tầng phía trên và tựa vào vị trí đóng của đầu trám phân tầng giai đoạn hai. Cung cấp áp suất để đóng cửa sổ đầu trám phân tầng này.

Giai đoạn cuối có thể thực hiện vào bất cứ lúc nào sau khi giai đoạn hai hoàn tất. Bom mở cửa sổ (lớn hơn bom mở cửa sổ giai đoạn hai) được thả trong giếng khoan và tựa vào vị trí làm kín của đầu trám phân tầng giai đoạn ba.

Hình 8.11. Giỏ trám ximăng

Giỏ trám ximăng được lắp đặt phía dưới đầu trám phân tầng. Mục đích là hạn chế một lượng thể tích lớn ximăng sẽ đi vào thành hệ yếu phía dưới đầu trám phân tầng nếu xảy ra mất tuần hoàn. Tuy nhiên, giỏ trám ximăng không ngăn chặn được sự lan truyền áp suất, chúng chỉ hạn chế sự di chuyển của dung dịch.

8-43

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-44

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Các thao tác mở cửa sổ và bơm đẩy dung dịch đệm và vữa ximăng giống giai đoạn hai. Nút trám chuyên dụng được dùng để đóng cửa sổ đầu trám phân tầng.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

b. Lồng định tâm Lồng định tâm nhằm ổn định vị trí cột ống chống và đầu trám phân tầng ở giữa lỗ khoan.

Nếu đầu trám phân tầng bị lệch tâm, có thể dẫn đến một đoạn trong ống chống không được trám ximăng đều khắp vành xuyến, tạo điều kiện cho sự ăn mòn ống chống bởi các dung dịch trong thành hệ.

Nếu ống chống nằm lệch về một phía giếng khoan, đầu trám phân tầng có thể bị kẹt, do đó làm giảm khả năng của dòng chảy và dẫn đến việc gia tăng áp suất bơm bề mặt.

Vì những lý do trên, cần phải lắp đặt lồng định tâm phía trên và dưới mỗi đầu trám phân tầng.

Hình 8.12. Các loại lồng định tâm

8-45

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-46

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

c. Chổi nạo

Hình 8.13. Lồng định tâm

Là thiết bị gắn vào ống chống để làm sạch lớp bùn khoan bám trên thành giếng khoan, tăng hiệu quả gắn kết ximăng.

Chổi nạo quay

Chổi nạo tịnh tiến

Hình 8.14. Các loại chổi nạo

8-47

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-48

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

d. Chân đế ống chống

Là thiết bị có dạng mũi tròn, lắp đặt ở đầu dưới cùng của ống chống để bảo vệ ống chống và cho phép ống chống đi qua các vùng hẹp dễ dàng.

Mũi chân đế ống chống được làm bằng vật liệu có thể khoan qua như ximăng hoặc nhôm. Vỏ bằng thép tương tự thép ống chống.

Hình 8.15. Chân đế ống chống

Hình 8.16. Bố trí thiết bị phụ trợ

8-49

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-50

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

– Ống chống giằng (tie-back) dạng “stub”: được nối từ một đầu của ống

4.3. Trám ximăng ống chống lửng

chống lửng đến một đầu nào đó trong ống chống khác. Loại ống này thường được sử dụng để sửa chữa đoạn ống chống bị hư hại, ăn mòn và bảo vệ cột ống chống ở những đoạn có lỗ bắn bị rò rỉ, áp suất cao.

Ống chống lửng là loại ống chống mà đỉnh của nó không được kéo lên bề mặt mà được treo vào phần cuối của cột ống chống trước. Độ dài khoảng bao phủ này phụ thuộc vào mục đích và chức năng của ống lửng và có thể thay đổi từ 50 – 500 ft. Ống chống lửng có thể chia ra các loại sau: – Ống chống giằng: được gắn từ đầu giếng khoan đến phần đầu của cột

– Ống chống lửng khai thác: cột ống này được gắn vào phần cuối của ống chống cuối cùng đến chiều sâu khai thác, thay thế cho ống chống khai thác. Việc trám ximăng loại ống này bị hạn chế do ống chống lửng tiếp xúc trực tiếp với tầng khai thác.

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-51

8-52

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

ống chống lửng. Cột ống này bảo vệ ống chống trung gian, làm vững chắc thêm cho cột ống chống trung gian do bị ăn mòn khi khoan, ngăn cản áp suất gây bóp méo ống chống nơi thành hệ có áp lực dị thường, bảo vệ chống ăn mòn và làm kín cột ống lửng trước đó bị khí xâm nhập. – Ống chống lửng kỹ thuật: cho phép khoan sâu hơn nhờ cách ly

những vùng mất tuần hoàn, vùng có áp suất cao, thành hệ chứa sét. Việc trám ximăng ống chống này gặp nhiều khó khăn do tính chất của thành hệ nêu trên.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.3.1. Qui trình lắp đặt và thả ống chống

Ống chống lửng thường được thả vào giếng bằng cần khoan và ở đỉnh có một đầu treo chuyên dụng. Thiết bị này có một đầu nối với ống chống lửng và có thể tháo ra khỏi ống lửng để thu hồi lại cùng với cần khoan sau khi trám ximăng.

Lắp đặt vòng dừng và một đầu nối phía trên chân đế ống chống để tạo điểm tựa cho nút trám ống chống lửng. Đồng thời lắp đặt các lồng định tâm và chổi nạo để làm sạch khoảng không vành xuyến giữa ống chống lửng và thành giếng khoan.

Hình 8.17. Các loại ống chống lửng

8-53

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-54

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Đầu treo ống chống lửng có các chức năng sau: – Treo cột ống lửng khi thả vào giếng khoan. –

Làm kín giữa cần khoan và cột ống lửng. Chất lưu bơm vào cần khoan phải tuần hoàn bên trong cột ống lửng và ra khỏi chân đế trước khi đi lên khoảng không vành xuyến. – Tạo điểm tựa cho nút trám ống chống lửng. Nút trám này được giữ

bằng một chốt giữ và có một lỗ thông nhỏ cho phép lưu chất và vữa đi qua cho đến khi nút trám đẩy đặt vào và làm kín lỗ thông này. Tăng áp suất bơm sẽ cắt đứt chốt giữ và nút trám ống chống lửng được đẩy xuống cùng với nút trám đóng phía sau vữa xi măng.

Hình 8.19. Đầu bơm trám ximăng ống chống lửng

Hình 8.18. Đầu treo ống chống lửng

8-55

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-56

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.3.2. Kỹ thuật trám ximăng ống chống lửng Có 3 phương pháp bơm trám ống chống lửng: a. Trám xi măng một giai đoạn thông thường Cần phải tiến hành tuần hoàn giếng trước khi treo ống chống lửng. Trong một số đầu treo ống chống lửng có van tuần hoàn cho phép tuần hoàn phía trên ống chống lửng trước khi van đóng và tuần hoàn xuống phía dưới xung quanh địa tầng ống chống lửng. b. Trám xi măng một giai đoạn thông thường với cột xi măng dư c. Ép vữa ximăng

a. Trám ximăng một giai đoạn thông thường

Kỹ thuật này bao gồm trám ximăng xung quanh và trên đỉnh ống chống. Lượng ximăng dư phía trên đỉnh ống chống được bơm rửa trước khi kéo cần khoan lên. Khó khăn trong phương pháp này là không thể tính chính xác thể tích ximăng sử dụng và phải khoan phá nếu ximăng dư (Hình 8.20.a).

Sau khi bơm rửa bùn khoan, tiến hành lắp đặt đầu treo ống chống lửng. Sau đó, cần khoan và đầu treo được kéo lên từ từ để kiểm tra đầu treo có tách ra khỏi cột ống lửng không. Thiết bị làm kín có độ dài 10 – 15 ft giữ nút trám ống chống cho phép thực hiện thao tác mà không tạo khe hở giữa cần khoan và ống chống lửng. Thao tác này cần phải được thực hiện để bảo đảm cần khoan và đầu treo có thể tháo ra khỏi ống lửng sau khi trám xi măng xong.

Lưu ý: Có thể kẹt cần khoan nếu ximăng đông cứng trước khi hoàn tất các thao tác.

8-57

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-58

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Kỹ thuật này bao gồm trám ximăng dư trên đỉnh ống chống lửng như phương pháp một giai đoạn thông thường. Lượng ximăng dư chiếm khoảng 8 -10 chiều dài ống chống trung gian.

Cột ximăng dư sẽ được khoan phá sau khi đông cứng vì dễ khoan phá cột ximăng dư hơn là bơm ép vào phần phủ ống chống (Hình 8.20.b).

b. Trám xi măng một giai đoạn thông thường với cột xi măng dư

(a)

(b)

Hình 8.20. Trám ximăng ống chống lửng

8-59

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-60

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Qui trình bơm trám Áp suất tăng đạt khoảng 1200 psi sẽ cắt chốt giữ nút trám ống chống lửng, cả hai nút trám cùng đi xuống ở bên trong cột ống lửng. Đường ống bơm vữa được gắn vào cần khoan cùng với nút trám trên được đặt giữa hai đường nối của đầu trám xi măng.

Khi đã bơm hết thể tích vữa trong ống chống lửng thì nút trám sẽ chạm vào vòng dừng và bị giữ lại ở đây, áp suất bơm tăng lên báo hiệu công việc bơm trám hoàn tất. Sau khi lắp xong đầu trám và thử áp suất, tiến hành bơm nước rửa hay dung dịch đệm vào cần khoan.

Nếu đầu treo cột ống lửng có sử dụng packer, thời điểm này packer sẽ mở và đầu treo sẽ được kéo ra khỏi ống chống lửng, tiến hành tuần hoàn ngược hết lượng ximăng dư. Sau khi trộn vữa ximăgn và bơm vào cần khoan, tiến hành thả nút trám và bơm đẩy nó đến đầu treo ống chống lửng. Tại đây nút trám sẽ đóng kín vào trám ống chống lửng đã treo trước đó. Áp suất bơm sẽ tăng khi nút trám làm kín nút trám ống chống lửng.

8-61

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-62

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Nếu không sử dụng Packer, công việc tuần hoàn ngược phụ thuộc vào lượng ximăng dư còn lại và khả năng mất tuần hoàn dưới giếng khoan.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Lượng ximăng khi trám ống chống lửng cần được tính toán cẩn thận tùy điều kiện giếng khoan. Chú ý các yếu tố sau: – Lượng ximăng dư được thiết kế sao cho vừa đủ tránh gây nhiễm bẩn xi măng ở phần đầu treo cột ống lửng. – Với những thành hệ yếu thì việc tuần hoàn ngược sẽ gặp nhiều khó

khăn, khi đó thời gian đông cứng của vữa ximăng nên kéo dài để tuần hoàn ngược.

– Nếu không thực hiện tuần hoàn ngược lượng ximăng dư hoặc không muốn khoan phá cột ximăng quá dài, ximăng dư có thể giới hạn khoảng vài bao. Tuy nhiên điều này có thể ảnh hưởng đến chất lượng xi măng trám vùng bao phủ. – Khi quá trình tuần hoàn ngược (hay không tuần hoàn ngược) hoàn tất, đầu treo và cần khoan được kéo lên để chờ xi măng đông cứng.

Hình 8.20. Qui trình trám ximăng ống chống lửng

8-63

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-64

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

c. Ép vữa ximăng

Khi cần chống ống lửng dài qua thành hệ yếu mà áp suất thủy tĩnh của cột vữa ximăng có thể gây tổn hại đến thành hệ và nhiều vấn đề khác, có thể sử dụng phương pháp trám ximăng hai giai đoạn.

Qui trình bơm trám

Giai đoạn đầu được tiến hành theo phương pháp một giai đoạn thông thường với lượng ximăng giới hạn, được tính toán trước để có thể bao phủ được vùng thành hệ yếu. Đỉnh của cột ximăng trong khoảng không vành xuyến càng gần chân đế ống chống trước càng tốt.

Hình 8.21. Trám và bơm ép vữa ximăng ống chống lửng

8-65

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-66

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Sau khi giai đoạn đầu hoàn tất, đầu treo và cần khoan được kéo lên khỏi giếng khoan và chờ ximăng đông cứng.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Cần khoan có lắp packer bơm ép (cement retainer) được thả vào giếng khoan. Packer được mở trên đầu treo ống chống lửng từ 2 – 3 đoạn ống nối, cho phép tác động áp suất từ bề mặt lên ximăng trám giai đoạn đầu.

Tiến hành bơm trám giai đoạn hai với lượng ximăng cho phép xung quanh đầu treo ống chống lửng. Cần tính toán lưu lượng, áp suất bơm để tránh làm nứt vỡ thành hệ, gây mất xi măng.

Phương pháp này để lại khoảng trống giữa hai cột ximăng, dễ gây ra hiện tượng ăn mòn ống chống và khí xâm nhập vào vành ximăng.

Hình 8.22. Qui trình trám và bơm ép vữa ximăng ống chống lửng

8-67

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-68

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.3.3. Ống chống lửng Tie-back Để thực hiện điều này, các thiết bị đặc biệt sau được sử dụng để nối hai ống: – Ống lồng Tie-back (tie-back sleeve): lắp đặt phía trên đầu treo ống Lý do sử dụng ống chống lửng Tie-back hay ống lửng Tie-back dạng “stub” bao gồm: – Bao phủ đoạn ống chống bị hỏng phía trên đỉnh của ống chống trước. chống lửng, có tác dụng chứa đoạn ống nối làm kín (sealing nipple). Bề mặt trong của nó thường được làm nhẵn và vát góc xiên ở phần trên để dẫn hướng các thiết bị khác lắp đặt vào. – Cần một ống chống có đường kính lớn hơn trên đỉnh của một ống chống trước cho phép đặt nhiều cột ống khai thác.

8-69

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-70

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

– Đoạn ống nối làm kín Tie-back (tie-back sealing nipple): là ống làm kín được lắp ở phần đầu ống chống lửng Tie-back dạng “Stub”. Thiết bị này sẽ được nối kín với lồng Tie-back sau khi bơm trám xi măng xong. – Cho phép lựa chọn thử giếng ở nhiều đoạn khác nhau để thiết kế các thiết bị khai thác sau này cũng như kích thước ống chống khai thác. – Trám xi măng một số đoạn trong giếng có áp suất cao, thành hệ chứa sét... trước khi ống chống đến bề mặt.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

Trám xi măng ống chống Tie-back – hay ống lửng Tie-back

Sử dụng dung dịch đệm trước cột vữa sẽ hạn chế nhiễm bẩn vữa và làm tăng hiệu quả thay thế bùn khoan trong khoảng không vành xuyến. Điều này đặc biệt quan trọng trong trám ximăng ống lửng Tie-back vì không sử dụng nút trám dưới để ngăn cách bùn khoan và vữa ximăng trong cột ống lửng. Ống chống Tie-back thường được trám bằng phương pháp thông thường. Tuy nhiên, việc trám ximăng cũng có thể tiến hành qua đầu trám phân tầng đặt phía trên đoạn ống nối làm kín.

Ống chống lửng Tie-back được trám ximăng sau khi lắp đặt đầu treo ống chống lửng và đặt đoạn ống nối làm kín vào ống lồng Tie-back. Có thể lắp đặt đầu trám phân tầng ở phía trên đoạn ống nối làm kín.

8-71

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-72

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Nếu trong giếng khoan có chứa dung dịch hoàn thiện giếng, cần phải bảo đảm mức độ tương thích với vữa ximăng hoặc có thể sử dụng một lượng thể tích lớn nước sạch phía trước cột vữa ximăng do trong dung dịch hoàn thiện giếng có chứa muối có thể gây ảnh hưởng đến thời gian đông cứng của vữa, dễ xảy ra hiện tượng “đông nhanh” hoặc có thể làm ximăng chậm phát triển độ bền gel. Trong hầu hết các trường hợp, áp suất thủy tĩnh không phải là vấn đề lớn vì việc trám ximăng được thực hiện giữa các ống chống.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

4.3.4. Các yếu tố ảnh hưởng đến việc trám xi măng ống chống lửng a. Thay thế bùn khoan bằng vữa ximăng trám

Sự thành công của công tác bơm trám ximăng phụ thuộc vào hiệu quả thay thế bùn khoan. Trám xi măng ống chống lửng là trường hợp khó khăn nhất vì thường trong trường hợp này khoảng không vành xuyến rất nhỏ và phần lớn các cột ống chống ít được định tâm.

8-73

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-74

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Đối với những giếng khoan có độ cong và vành xuyến hẹp, định tâm ống chống thường khó khăn và kết quả là ống chống lửng không được định tâm, cột ống tiếp xúc với thành giếng khoan. Những trường hợp như vậy sẽ rất khó khăn để vữa ximăng có thể thay thế được bùn khoan. Hình 8.23. Trám ximăng ống chống lửng Tie-back

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

b. Thời gian ximăng đông cứng

Xoay ống có thể thực hiện trong quá trình bơm ép trước khi lắp đặt đầu treo ống lửng. Ngoài ra có thể sử dụng đầu treo ống chống lửng hoạt động bằng thủy lực cho phép chuyển động xoay ống chống lửng trong khi trám ximăng kể cả những giếng khoan định hướng. Khi trám ximăng ống chống lửng dài, vì nhiệt độ đáy giếng khoan và đầu cột ống chống lửng thay đổi rất lớn do đó vữa ximăng thiết kế cần có đủ thời gian đông cứng hết đoạn ximăng bơm trám này.

Việc khoan phá ximăng chỉ được tiến hành sau khi ximăng đã phát triển độ bền tối thiểu có thể chịu được những va chạm với thiết bị khoan. Kỹ thuật bơm đẩy ở chế độ chảy rối có hiệu quả hơn chế độ chảy nút trong việc rửa sạch và thay thế bùn khoan. Tuy nhiên, cần cẩn thận không để vượt quá áp suất cho phép gây nứt vỡ thành hệ.

8-75

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-76

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khoảng không vành xuyến nhỏ dễ dàng tạo chế độ chảy rối ở tốc độ bơm đẩy thấp. Nếu bơm đẩy ở chế độ chảy tầng hay chảy nút thì hiệu quả thay thế bùn khoan sẽ kém hơn. Xác định nhiệt độ đáy giếng khoan cũng cần thiết cho việc lựa chọn thành phần ximăng. Thành phần ximăng thường sử dụng khi trám ống chống lửng là ximăng API loại G hay H chứa 35% bột silica, phụ gia chống mất tuần hoàn, chất phân tán, chất làm nặng, KCl hoặc NaCl và chất chậm đông. Tỉ trọng có thể từ 17,5 – 19,5 lbm/gal và thời gian đông cứng là 3 – 4,5 giờ.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

c. Dung dịch đệm Tỷ trọng của dung dịch đệm thường bằng hoặc hơn dung dịch khoan.

Nhiều trường hợp bơm trám ximăng, dung dịch khoan sử dụng rất phức tạp thường dẫn đến không tương thích với ximăng. Vì vậy cần sử dụng dung dịch đệm để ngăn cách vữa và dung dịch khoan, tránh nhiễm bẩn. Thể tích dung dịch căn cứ vào khoảng không hình xuyến, trong vài trường hợp thể tích này có thể tính toán để bao phủ toàn bộ cột ống lửng.

Sự không tương thích làm ximăng chậm đông, tăng độ bền gel, giảm hiệu quả thay thế bùn khoan và làm giảm độ bền nén của ximăng đông cứng vùng bao phủ ở đầu ống chống lửng. Chọn dung dịch đệm cần phù hợp với mẫu dung dịch khoan lấy từ giếng khoan trong điều kiện bơm trám ximăng. Vì vậy, dung dịch đệm phải có tỉ trọng và thể tích thích hợp để ngăn chặn sự nhiễm bẩn ximăng trong quá trình bơm đẩy.

8-77

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-78

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi vữa bị nhiễm bẩn ở một mức độ nào đó sẽ có độ nhớt cao, tạo ra áp lực ma sát gây nứt vỡ thành hệ yếu khi bơm ép.

GEOPET

IV. CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM TRÁM XIMĂNG

d. Thể tích vữa ximăng

KẾT THÚC CHƯƠNG 8

Thể tích vữa trám sử dụng thường được tính toán dựa trên số liệu đo đường kính giếng khoan (caliper). Thể tích ximăng tổng cộng sẽ bằng thể tích tính toán này cộng thêm 20 – 30% lượng ximăng dư hay thể tích ximăng có thể bị nhiễm bẩn ở đỉnh của cột ống chống lửng.

8-79

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

8-80

Dung dịch khoan & ximăng – Đỗ Hữu Minh Triết

Khi trám ximăng bằng phương pháp ép vữa, thể tích ximăng trong giai đoạn đầu tương đương 80% thể tích khoảng không cần trám. Thể tích ximăng sử dụng trong giai đoạn hai dựa vào thể tích vành xuyến được tính từ đỉnh cột ximăng trong giai đoạn đầu đến ống lửng cộng với lượng ximăng để làm kín khoảng không vành xuyến từ thiết bị bơm trám đến đỉnh của ống chống lửng.