Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật hóa học: Nghiên cứu làm giàu bentonit bằng phương pháp hydrocyclon và ứng dụng chế tạo dung dịch khoan gốc nước

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:70

Thêm vào BST

Báo xấu

21
lượt xem 4
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Mục tiêu của đề tài là đánh giá khả năng làm giàu mẫu sét Cổ Định bằng phương pháp hydrocyclon. Đánh giá chất lượng của mẩu sét đã làm giàu này theo các tiêu chuẩn của ngành công nghiệp dầu khí (Tiêu chuẩn API) và tiêu chuẩn của doanh nghiệp (tiêu chuẩn của Vietsovpetro). Từ đó, đánh giá khả năng ứng dụng của mẫu sét đã làm giàu trong pha chế dung dịch thực tế cho khoan dầu khí.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật hóa học: Nghiên cứu làm giàu bentonit bằng phương pháp hydrocyclon và ứng dụng chế tạo dung dịch khoan gốc nước

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI --------------------------------------- Chu Minh Hân NGHIÊN CỨU LÀM GIÀU BENTONIT BẰNG PHƯƠNG PHÁP HYDROCYCLON VÀ ỨNG DỤNG CHẾ TẠO DUNG DỊCH KHOAN GỐC NƯỚC Chuyên ngành : Kỹ thuật hóa học LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT HÓA HỌC NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS. TS. Phạm Thanh Huyền Hà Nội – Năm 2017
SĐH.QT9.BM11 CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ và tên tác giả luận văn: Chu Minh Hân Đề tài luận văn: Nghiên cứu làm giàu bentonit bằng phương pháp hydrocyclon và ứng dụng chế tạo dung dịch khoan gốc nước. Chuyên ngành: Kỹ thuật hóa học Mã số SV: CB140066 Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày 20/04/2017 với các nội dung sau: - Bổ sung danh mục ký hiệu, viết tắt. - Sửa chữa các lỗi chính tả. - Chuyển phần hướng dẫn các cách đo đạc thông số theo các tiêu chuẩn API và RD-SP-61-11 từ phần 3-Kết quả thực nghiệm lên phần 2- Phương pháp nghiên cứu. Ngày 24 tháng 04 năm 2017 Giáo viên hướng dẫn Tác giả luận văn CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG
LỜI CẢM ƠN Luận văn thạc sĩ kỹ thuật chuyên ngành kỹ thuật hóa học với đề tài “Nghiên cứu làm giàu bentonit bằng phương pháp hydrocyclon và ứng dụng chế tạo dung dịch khoan gốc nước” là kết quả của quá trình cố gắng không ngừng của bản thân và được sự giúp đỡ, động viên khích lệ của các thầy, bạn bè đồng nghiệp và người thân. Qua trang viết này tác giả xin gửi lời cảm ơn tới những người đã giúp đỡ tôi trong thời gian học tập - nghiên cứu khoa học vừa qua. Tôi xin tỏ lòng kính trọng và biết ơn sâu sắc đối với cô PGS.TS Phạm Thanh Huyền đã trực tiếp tận tình hướng dẫn cũng như cung cấp tài liệu thông tin khoa học cần thiết cho luận văn này. Xin chân thành cảm ơn Lãnh đạo trường Đại học Bách khoa Hà Nôi, Viện kỹ thuật hóa học đã tạo điều kiện cho tôi hoàn thành tốt công việc nghiên cứu khoa học của mình. Cuối cùng tôi xin chân thành cảm ơn đồng nghiệp, đơn vị công tác đã giúp đỡ tôi trong quá trình học tập và thực hiện Luận văn. Tác giả Chu Minh Hân
LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác. Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc. Học viên thực hiện Luận văn Chu Minh Hân
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ Đề tài: Nghiên cứu làm giàu bentonit bằng phương pháp hydrocyclon và ứng dụng chế tạo dung dịch khoan gốc nước Tác giả luận văn: Chu Minh Hân Khóa: 2014B Người hướng dẫn: PGS. TS Phạm Thanh Huyền Nội dung tóm tắt: a) Lý do chọn đề tài Bentonite (sét) là thành phần chính tạo cấu trúc của dung dịch sét được sử dụng làm dung dịch khoan trong các giếng khoan dầu khi hiện nay. Tuy nhiên, không phải loại sét nào cũng có thể đáp ứng được tiêu chí kỹ thuật để sử dụng làm dung dịch khoan. Hiện nay, các mỏ sét đạt chất lượng đang khai thác cũng dần cạn kiệt, trước thực trạng đó thì người ta đã đưa ra các phương pháp làm giàu hàm lượng Montmorillonite lên bằng các phương pháp ướt và phương pháp sử dụng hydrocyclone. Để có thể tái sử dụng có hiệu quả nhất nguồn quặng sét thải bỏ. b) Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu. Đánh giá khả năng làm giàu mẫu sét Cổ Định bằng phương pháp hydrocyclon. Đánh giá chất lượng của mẩu sét đã làm giàu này theo các tiêu chuẩn của ngành công nghiệp dầu khí (Tiêu chuẩn API) và tiêu chuẩn của doanh nghiệp (tiêu chuẩn của Vietsovpetro). Từ đó, đánh giá khả năng ứng dụng của mẫu sét đã làm giàu trong pha chế dung dịch thực tế cho khoan dầu khí. c) Tóm tắt cô đọng các nội dung chính và đóng góp mới của tác giả Đã đưa ra được kết quả tuyển sét bằng phương pháp hydrocyclon, nếu cần tỷ lệ thu hồi cao nên lấy sản phẩm bentonite tinh qua tuyể n 1 bâ ̣c, ngược lại khi cần có bentonite với chất lượng MMT cao hơn, phải tiế n hành tuyể n 3 bâ ̣c. Đánh giá được sự ảnh hưởng của phụ gia Na2CO3 đến độ trương nở của mẫu sét Cổ Định sau khi tuyển bằng hydrocyclon. Từ đó tìm được hàm lượng Na2CO3 thích hợp để xử lý mẫu sét Cổ Định. i
Đánh giá được tương quan chất lượng và hiệu quả kinh tế khi sử dụng sét Cổ Định để pha chế dung dịch cho khoan dầu khí. d) Phương pháp nghiên cứu. Tiến hành thí nghiệm đo đạc các chỉ tiêu kĩ thuật theo tiêu chuẩn của ngành công nghiệp dầu khí (Tiêu chuẩn API) và tiêu chuẩn của doanh nghiệp (tiêu chuẩn của Vietsovpetro) của mẫu Bentonite đã được làm giàu và mẫu thương mại hiện đang được sử dụng trong thực tế, so sánh. Sử dụng các mẫu sét đó pha chế dung dịch khoan (theo đơn pha chế của hệ dung dịch sét được sử dụng trong thực tế) - đo đạc các chỉ tiêu, so sánh và biện luận kết quả. e) Kết luận Có thể tách khoáng montmorillonite trong sản phẩm nghiền bentonite Cổ Đinh ̣ đã đươ ̣c nghiề n thành các sản phẩm riêng rẽ có chất lượng khá cao. Nếu cần tỷ lệ thu hồi cao nên lấy sản phẩm bentonite tinh qua tuyể n 1 bâ ̣c, ngược lại khi cần có bentonite với chất lượng MMT cao hơn, phải tiế n hành tuyể n 3 bâ ̣c. Tác nhân hoạt hoá thích hợp nhất đối với các loại sét bentonite Cổ Định là Na2CO3. Với hàm lượng Na2CO3 3%, thì có tác dụng rõ rệt và tốt nhất trong việc tăng độ trương nở của mẫu sét Cổ Định đã làm giàu. Mẫu sét Cổ Định sau khi xử lý Na2CO3 3% đã đáp ứng được đa phần các chỉ tiêu của bộ tiêu chuẩn cho Sét bột sử dụng trong công nghiệp khoan dầu khí (tiêu chuẩn API 13A của Viện dầu khí Hoa Kỳ và tiêu chuẩn RD-SP-61-11 của Vietsovpetro). Với đơn pha chế phù hợp, thì mẫu sét Cổ Định sau khi hoạt hóa hoàn toàn có khả năng ứng dụng trong pha chế dung dịch khoan dầu khí. Tuy nhiên, cần bổ sung các phụ gia thích hợp để có thể ổn định ở điều kiện nhiệt độ giếng khoan và hiệu quả kinh tế cũng là vấn đề cần được tính đến để có thể ứng dụng sét Cổ Định trong công nghiệp khoan dầu khí. ii
MỤC LỤC DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT .................................................................................. 3 MỤC LỤC BẢNG ................................................................................................................ 4 MỤC LỤC HÌNH ................................................................................................................. 5 LỜI MỞ ĐẦU....................................................................................................................... 6 CHƯƠNG I: TỔNG QUAN ................................................................................................ 7 1.1 Tổng quan về dung dịch khoan [6] ...................................................................... 7 1.1.1 Định nghĩa........................................................................................................ 7 1.1.2 Chức năng của dung dịch khoan ...................................................................... 7 1.1.3 Phân loại dung dịch khoan và ứng dụng: ......................................................... 7 1.1.4 Các hóa chất chính điều chế dung dịch khoan và các chức năng của chúng: .. 9 1.2 Sét và vai trò cùa sét trong dung dịch khoan.................................................... 12 1.2.1 Sét bentonite .................................................................................................. 12 1.2.2 Hệ sét – nước [9]............................................................................................ 20 1.3 Yêu cầu kỹ thuật của dung dịch khoan ............................................................. 24 1.3.1 Các hệ dung dịch hiện tại đang sử dụng cho khoan các giếng khoan dầu khí tại Vietsovpetro [6]: .......................................................................................................... 24 1.3.2 Một số hệ dung dịch ức chế sét đang được các nhà thầu quốc tế sử dụng: ... 28 1.3.3 Yêu cầu về thông số dung dịch đối với từng hệ dung dịch: .......................... 29 CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ............. 31 2.1 Hóa chất, dung cụ và thiết bị: ............................................................................ 31 2.1.1 Hoá chất: ........................................................................................................ 31 2.1.2 Dụng cụ .......................................................................................................... 31 2.2 Các mẫu bentonite sử dụng trong nghiên cứu.................................................. 32 2.3 Phương pháp làm giàu Bentonite Cổ Định ....................................................... 32 2.4 Phương pháp đánh giá, so sánh chất lượng Bentonite Cổ Định với các loại Bentonite thương mại .................................................................................................... 34 2.4.1 Tiêu chuẩn của Viện Dầu khí Hoa Kỳ (tiêu chuẩn API 13A) [11]:............... 34 2.4.2 Tiêu chuẩn của Vietsovpetro (RD-SP-61-11) [12]: ....................................... 34 2.4.3 Cách kiểm tra các chỉ tiêu theo tiêu chuẩn API 13A và RD-SP-61-11 [11,12]: 35 2.4.4 Đo độ trương nở sét: ...................................................................................... 39 2.5 Ứng dụng sét Cổ Định để điều chế dung dịch khoan cho khoan các giếng khoan dầu khí, so sánh với các mẫu sét thương mại:............................................................. 39 1
2.5.1 Đơn pha chế dung dịch Polymer sét: ............................................................. 39 2.5.2 Pha chế, chuẩn bị mẫu: .................................................................................. 39 2.5.3 Kiểm tra các thông số dung dịch: .................................................................. 40 CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN.................................................................... 41 3.1 Kết quả làm giàu sét Cổ Định ............................................................................ 41 3.1.1 Ảnh hưởng của áp lực cấp liệu ...................................................................... 41 3.1.2 Ảnh hưởng của nồng độ pha rắn trong bùn quặng cấp liệu ........................... 42 3.1.3 Kết quả thí nghiệm phân cấp bằng xyclon 3 bâ ̣c .......................................... 43 3.2 Kết quả đánh giá chất lượng sét Cổ Định và các mẫu sét thương mại hiện đang sử dụng tại Vietsovpetro................................................................................................ 45 3.2.1 Kết quả đánh giá theo tiêu chuẩn API (API 13A) ......................................... 45 3.2.2 Kết quả đánh giá theo tiêu chuẩn Vietsovpetro (RD-SP-61-11): .................. 45 3.2.3 Đánh giá kết quả kiểm tra theo tiêu chuẩn API 13A và RD-SP-61-11 ......... 46 3.3 Kết quả đo độ trương nở của các mẫu sét: ....................................................... 47 3.3.1 Xử lý mẫu: ..................................................................................................... 47 3.3.2 Đo độ trương nở sét: ...................................................................................... 47 3.4 Kết quả đo các chỉ tiêu của mẫu sét Cổ Định đã được xử lý thêm Na2CO3: . 53 3.4.1 Kết quả đo độ trương nở sét: ......................................................................... 53 3.4.2 Kết quả đánh giá lại chất lượng mẫu sét Cổ Định sau khi xử lý Na2CO3 theo các tiêu chuẩn công nghiệp: ......................................................................................... 56 3.5 Kết quả đo các thông số của dung dịch khoan được điều chế: ....................... 58 3.5.1 Đơn pha chế dung dịch khoan: ...................................................................... 58 3.5.2 Kết quả đo các thông số của dung dịch khoan:.............................................. 58 3.5.3 Chi phí dự tính cho 1 m3 dung dịch khoan: ................................................... 59 3.5.4 Nhận xét ......................................................................................................... 60 KẾT LUẬN ......................................................................................................................... 62 TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................................. 63 2
DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT Viết tắt Tên gọi MMT Monmorillonit GK Giếng khoan dầu khí DD Dung dịch PV Độ nhớt dẻo (Plastic Viscosity) YP Ứng lực cắt động (Yield Point) PHPA Partially-hydrolyzed polyacrylamide Polyacrilamide thủy phân từng phần 3
MỤC LỤC BẢNG Bảng 1 Các chất tạo cấu trúc thường được sử dụng trong điều chế dung dịch khoan........... 9 Bảng 2 Các chất làm giảm độ thải nước thường dùng điều chế dung dịch khoan............... 11 Bảng 3 Thành phần khoáng vật của bentonite Cổ Định - Thanh Hoá [5] ........................... 19 Bảng 4 Thành phần hóa học của bentonite cổ Định Thanh Hoá [2] .................................... 20 Bảng 5 Các hệ dung dịch sử dụng theo độ sâu giếng khoan................................................ 28 Bảng 6 Các hệ dung dịch ức chế sét sử dụng tại Việt Nam ................................................. 29 Bảng 7 Các thông số dung dịch yêu cầu đối với từng hệ dung dịch .................................... 29 Bảng 8 Các thông số kỹ thuật của máy tuyể n xyclon thí nghiệm D25 ................................ 33 Bảng 9 Tiêu chuẩn sét theo API 13A .................................................................................. 34 Bảng 10 Tiêu chuẩn sét theo RD-SP-61-11 ......................................................................... 34 Bảng 11 Đơn pha chế tổng quát hệ Polime sét .................................................................... 39 Bảng 12 Thông số dung dịch yêu cầu đối với dung dịch Polime sét ................................... 40 Bảng 13 Kết quả thí nghiệm phân cấp bằng xyclon với áp lực cấp liệu khác nhau ........... 41 Bảng 14 Kết quả thí nghiệm phân cấp xyclon D25 với nồng độ pha rắn trong bùn quặng cấp liệu khác nhau ...................................................................................................................... 42 Bảng 15 Kết quả tuyển thủy xyclon 1 bậc và 3 bậc ............................................................. 44 Bảng 16 Kết quả đánh giá các mẫu sét theo tiêu chuẩn API 13A ....................................... 45 Bảng 17 Kết quả đánh giá các mẫu sét theo tiêu chuẩn RD-SP-61-11 ................................ 45 Bảng 18 Độ trương nở sét Cổ Định trong dung dịch Na2CO3 có nồng độ khác nhau ......... 50 Bảng 19 Kết quả đo độ trương nở của sét Cổ Định và các mẫu sét thương mại. ................ 53 Bảng 20 Kết quả đánh giá lại các mẫu sét theo tiêu chuẩn API 13A .................................. 56 Bảng 21 Kết quả đánh giá lại các mẫu sét theo tiêu chuẩn RD-SP-61-11 của Vietsovpetro ............................................................................................................................................. 57 Bảng 22 Đơn pha chế dung dịch Polymer sét điều chỉnh theo từng loại sét ....................... 58 Bảng 23 Kết qua đo các thông số dung dịch khoan ............................................................. 59 Bảng 24 Chi phí dự tính chế tạo 1 m3 dung dịch khoan đối với từng loại sét: .................... 60 4
MỤC LỤC HÌNH Hình 1 Đơn vị cơ bản của tinh thể MMT[8] ........................................................................ 14 Hình 2 Cấu trúc 2 :1 của MMT [8] ...................................................................................... 15 Hình 3 Thiết bị tuyển thuỷ xyclon“Mozley” C155.............................................................. 32 Hình 4 Sơ đồ nghiên cứu công nghệ tuyển thủy xyclon ...................................................... 33 Hình 5 Chuẩn độ Xanh methylene ....................................................................................... 38 Hình 6 Thiết bị nén mẫu (Compactor) ................................................................................. 48 Hình 7 Thiết bị nén mẫu (Compactor) ở trạng thái hoạt động (6000psi) ............................ 48 Hình 8 Hình mẫu lõi sét thương mại ................................................................................... 49 Hình 9 Hình mẫu lõi sét Cổ Định ........................................................................................ 49 Hình 10 Bộ thiết bị đo độ trương nở sét .............................................................................. 50 Hình 11 Đồ thị độ trương nở sét Cổ Định trong môi trường Na2CO3 có nồng độ khác nhau ............................................................................................................................................. 52 Hình 12 Đồ thị kết quả đo độ trương nở của sét Cổ Định và các mẫu sét thương mại. ...... 55 5
LỜI MỞ ĐẦU Bentonite (sét) là thành phần chính tạo cấu trúc của dung dịch sét được sử dụng làm dung dịch khoan trong các giếng khoan dầu khi hiện nay. Tuy nhược điểm lớn nhất của dung dịch sét là gây nhiễm bẩn tầng chứa (bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt), làm giảm đáng kể độ thấm tự nhiên của vỉa, nhưng với giá thành tương đối thấp lại đáp ứng tương đối tốt các điều kiện khoan nên được sử dụng rộng rãi trong thực tế tùy vào địa tầng khoan qua. Tuy nhiên, không phải loại sét nào cũng có thể đáp ứng được tiêu chí kỹ thuật để sử dụng làm dung dịch khoan. Thành phần khoáng vật của sét rất phức tạp và không ổn định. Các thành phần khoáng vật chính có trong sét bao gồm: Montmorillonite, Kaolinite, Hydromicas. Trong đó thành phần Montmorillonite có mức độ hoạt động và trương nở mạnh nhất nên chủ yếu được dùng trong tạo cấu trúc của dung dịch khoan. Hiện nay, các mỏ sét đang khai thác cũng dần cạn kiệt, trước thực trạng đó thì người ta đã đưa ra các phương pháp làm giàu hàm lượng Montmorillonite lên bằng các phương pháp ướt và phương pháp sử dụng hydrocyclone. Để đánh giá bước đầu hiệu quả của các phương pháp này chúng ta sử dụng các mẫu thử đã được làm giàu để đánh giá chất lượng dựa trên tiêu chí kỹ thuật của doanh nghiệp (API và VSP), từ đó lựa chọn các mẫu đáp ứng được chỉ tiêu kĩ thuật và thử nghiệm pha chế dung dịch khoan và kiểm tra các thông số trong phòng thí nghiệm. Trên cơ sở đó, đề tài “Nghiên cứu làm giàu bentonit bằng phương pháp hydrocyclon và ứng dụng chế tạo dung dịch khoan gốc nước” đã được thực hiện. Trong nghiên cứu này, chúng tôi kiểm tra đánh giá hiệu quả của phương pháp làm giàu sét, so sánh với các sản phẩm thương mại. Tiến hành pha chế dung dịch khoan và đo các thông số thực tế, so sánh với các sản phẩm thương mại.với mong muốn sự thành công của đề tài sẽ đóng góp vào những nghiên cứu cơ bản trong công tác pha chế dung dịch khoan gốc nước. 6
CHƯƠNG I: TỔNG QUAN 1.1 Tổng quan về dung dịch khoan [6] 1.1.1 Định nghĩa Dung dịch khoan là hỗn hợp được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào cần khoan, choòng khoan và quay lại bề mặt khoảng không vành xuyến trong công tác khoan. 1.1.2 Chức năng của dung dịch khoan Trong quá trình thi công các giếng khoan, dung dịch khoan giữ vai trò rất quan trọng, và là thành phần không thể thiếu trong khi thi công khoan, dung dịch có các chức năng chính sau: - Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan. - Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn. - Gia cố thành giếng khoan. - Khống chế sự xâm nhập của các chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng. - Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ. - Tác động phá hủy đất đá. - Truyền năng lượng cho động cơ đáy. - Truyền dẫn thông tin địa chất lên bề mặt. 1.1.3 Phân loại dung dịch khoan và ứng dụng: 1.1.3.1 Dung dịch gốc nước: - Dung dịch tự tạo: là hỗn hợp nước hòa tan với các loại sét trong cột địa tầng khoan qua (đôi khi còn gọi là dung dịch sét tự nhiên) được xử lý sơ bộ. Loại dung dịch này được dùng để khoan qua đất đá bền vững, thành giếng ổn định, ít xảy ra các hiện tượng phức tạp như sập lở, trương nở, mất nước. - Dung dịch sét: bao gồm pha phân tán là các hạt sét (sét montmorillonite) và pha liên tục là nước. Dung dịch sét có giá thành tương đối thấp lại đáp ứng tương đối tốt các điều kiện khoan nên được sử dụng rộng rãi trong điều kiện thực tế. Nhưng nhược điểm lớn nhất của dung dịch sét là gây nhiễm bẩn tầng 7
chứa (bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt), làm giảm đáng kể độ thấm tự nhiên của vỉa. - Dung dịch polymer: Để nâng cao hiệu quả thi công khoan, giảm sự cố và bảo vệ tầng sản phẩm, người ta sử dụng các loại polymer khác nhau để pha chế dung dịch khoan. 1.1.3.2 Dung dịch gốc dầu: Dung dịch gốc dầu thường được dùng để khoan vào tầng chứa và là dung dịch hoàn thiện giếng rất tốt. 1.1.3.2.1 Các ưu điểm của dung dịch khoan gốc dầu: - Kiểm soát dễ dàng các đặc tính của dung dịch khi không có sự xuất hiện của nước hoặc dầu thô. - Không nhạy với các chất nhiễm bẩn thông thường của dung dịch gốc nước (NaCl, CaSO4, xi măng, sét). - Các đặc tính thấm lọc tĩnh tốt ở nhiệt độ và áp suất cao, vỏ sét mỏng. - Tỷ trọng của dung dịch nhỏ. - Giảm ma sát bộ khoan cụ lên thành giếng, do vậy giảm moment xoắn và giảm mòn bộ khoan cụ. - Tăng tuổi thọ choòng khoan dạng chóp xoay. - Loại trừ sự dính do chênh áp. - Tỷ lệ mẫu cao, ít gây nhiễm bẩn thành hệ. - Tăng khả năng thu hồi dầu so với giếng khoan rửa bằng dung dịch gốc nước. 1.1.3.2.2 Các nhược điểm của dung dịch gốc dầu - Nhạy cảm với nước. - Dễ lắng đọng các chất làm nặng. - Dễ làm dơ bẩn khi thao tác và dễ cháy. - Làm hỏng cao su không chuyên dùng với hydrocacbon. - Khó phát hiện sự hiện diện của dầu trong mùn khoan. - Một số phương pháp đo trong khi khoan và đo địa vật lý giếng khoan không thể áp dụng được. 8
- Giá thành cao. - Dễ gây ô nhiễm môi trường. 1.1.3.3 Dung dịch với chất rửa là không khí, chất bọt và dung dịch bọt gốc nước 1.1.3.3.1 Chất rửa là không khí (khoan thổi khí): - Không khí được bơm thay thế dung dịch khoan, đảm bảo tất cả các chức năng cần thiết cho công tác khoan với các ưu điểm như tốc độ nâng mùn khoan cao (khoảng 500-900 m/phút), áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng khoan rất thấp, không gây ô nhiễm thành hệ,…. Tuy nhiên, cần có thiết bị lọc bụi chuyên dụng ở miệng giếng 1.1.3.3.2 Dung dịch bọt: - Sử dụng nhằm giữ các ưu điểm của chất rửa bằng không khí và khắc phục hiện tượng nước xâm nhập được thực hiện bằng cách dùng dung dịch bọt (hỗn hợp không khí, nước và chất tạo bọt). Với các ưu điểm như khả năng rửa giếng khoan bằng bọt lớn hơn, lượng khí trong dung dịch bọt giảm khoảng 10 lần so với rửa giếng khoan bằng khí, bọt vẫn ổn định khi nước xâm nhập ít. Nhược điểm chủ yếu của dung dịch bọt là rất khó phá hủy, nên trong quá trình khoan sẽ làm giảm độ thấm của thành hệ, do vậy cần dùng hoá chất và tia thủy lực để phá hủy nó trên bề mặt một cách liên tục. 1.1.4 Các hóa chất chính điều chế dung dịch khoan và các chức năng của chúng: 1.1.4.1 Chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt - Các chất tạo cấu trúc thường được dùng trong việc điều chế dung dịch khoan dầu khí trong bảng 1 Bảng 1 Các chất tạo cấu trúc thường được sử dụng trong điều chế dung dịch khoan TÊN GỌI ĐIỀU KIỆN SỬ DỤNG Xanthangum Chịu nhiệt độ đến 130oC, hàm lượng Ca2+
1.1.4.2 Chất làm nặng: - Chất làm nặng thường sử dụng là các loại muối rắn như: BaSO4, CaCO3, NaCl, KCl,... . Việc chọn dùng chất tăng tỉ trọng nào hoặc phối hợp các chất tăng tỉ trọng khác nhau, phải căn cứ vào mức độ ảnh hưởng đến tính lưu biến, đòi hỏi sự hoà tan axit và tính tương hợp với các hoá chất khác của hệ dung dịch. Mỗi loại chất tăng tỉ trọng phải được lượng định về chức năng của nó đối với thiết bị dưới giếng khoan. Những vật liệu với kích thước quá lớn có thể gây kết lắng chất rắn trong các thiết bị khoan khi không tuần hoàn dung dịch. Cần sử dụng các muối hoà tan có trọng lượng càng lớn càng tốt (nhằm giảm hàm lượng pha rắn trong dung dịch) trước khi đưa các chất tăng tỉ trọng không tan có khối lượng riêng cao vào. 1.1.4.3 Chất ức chế sét: Các chất phụ gia ức chế được sử dụng là: 1.1.4.3.1 Kali Clorua (KCl): - Kali clorua là chất phụ gia ức chế chính trong các chất ức chế trương nở sét. Giúp tạo độ muối và ức chế trương nở sét. KCl là chất điện ly mạnh. Khi tan trong nước nó phân ly thành cation K+ và anion Cl-. Ion K+ khi ngậm nước có kích thước nhỏ hơn so với kích thước các ion ngậm nước khác và có năng lượng hydrat hoá thấp hơn. Chính vì có kích thước nhỏ mà K+ dễ dàng xâm nhập vào bên trong cấu trúc ô mạng của sét và do năng lượng hydrat hóa của ion K+ thấp nên nó làm cho nước khó xâm nhập vào sét. 1.1.4.3.2 Polyalkylen glycol: - Polyalkylene glycol dùng làm chất phụ gia ức chế sự trương nở của sét, ổn định các thành hệ và tăng khả năng bôi trơn cho dung dịch khoan. 1.1.4.3.3 Phèn kép Nhôm – Kali (AKK): - AKK được dùng làm chất ức chế trong các loại dung dịch nền gốc nước. Có công thức hoá học là AlK(SO4)2.12H2O. 1.1.4.3.4 Polyacrilamide thủy phân từng phần (PHPA): - PHPA là polyme đồng trùng hợp acrilic trọng lượng phân tử cao (thường vài triệu) và được thủy phân từng phần 15-35% thành phần muối acrylat. Chính 10
điện tích âm của acrylat đã làm PHPA hấp thụ lên cạnh dương của các phiến sét. Các nhóm chức acrylamide có xu hướng tích điện dương nên thường tác dụng với các điện tích âm trên mặt sét. - Do vậy, dưới tác dụng của các nhóm chức mang điện âm và dương, PHPA với mạch dài hấp phụ lên các hạt sét tạo nên một vỏ bọc ngăn cách nước. 1.1.4.3.5 Polymersilic hữu cơ - Là chất ức chế kỵ nước dạng alumosiliconat natria. Các hợp chất này được sử dụng để làm chất ức chế sét, ngoài ra còn giúp làm tăng độ bền nhiệt và cải thiện các tính chất lưu biến của hệ dung dịch. 1.1.4.4 Chất bôi trơn - Chất bôi trơn là các phụ gia gốc dầu mỏ hoặc gốc dầu thực vật, có tác dụng bôi trơn, làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ với dung dịch khoan, ống chống thành giếng khoan trong quá trình khoan và gia cố thành giếng khoan. Các chất bôi trơn đã và đang sử dụng thương mại: Radiagreen EBL/EME, Vietlub, DMC –lub, Superlub, Polyecolub, …. 1.1.4.5 Chất giảm độ thải nước: - Các hóa phẩm có tác dụng giảm độ thải nước với điều kiện sử dụng và các chức năng chính được trình bày ở bảng 2: Bảng 2 Các chất làm giảm độ thải nước thường dùng điều chế dung dịch khoan TÊN GỌI ĐIỀU KIỆN SỬ DỤNG CHỨC NĂNG Tinh bột Dung dịch nước kỹ thuật, Giảm độ thải nước ở Tăng độ nhớt. nhiệt độ dưới 100oC CMC kỹ thuật: Hàm lượng Ca2+
1.1.4.6 Chất tăng độ pH: - Thường dùng NaOH, KOH để tăng độ pH, đưa vào để giữ pH của dung dịch thường từ 8,5 – 9,5 để tăng độ hoạt tính và giữ độ bền các polime. 1.1.4.7 Chất diệt khuẩn: - Chất diệt khuẩn được dùng để bảo vệ các polime trong dung dịch khỏi sự lên men của vi khuẩn. 1.1.4.8 Chất phụ gia chống ăn mòn và chống oxi hóa: - Các chất khử oxy được đưa vào hệ sẽ có tác dụng ức chế ăn mòn và ổn định polyme tốt nhất. Chất khử oxy được dùng để ổn định polyme khi nhiệt độ đáy giếng vượt quá 225oF (110oC). 1.1.4.9 Chất khử bọt: - Các chất khử bọt gốc rượu có hiệu quả nhất trong hệ polyme. Chúng có tác dụng khử khí trong dung dịch khoan. Chọn dùng các chất khử bọt nào tùy thuộc vào từng hệ dung dịch khác nhau, bất cứ khí nào của vỉa hoà trộn vào dung dịch polyme đều có xu hướng tạo ra bọt khí. 1.1.4.10 Chất bít nhét: Chất bít nhét là các vật liệu dùng bít nhét vào các lỗ rỗng, khe nứt hang hốc trong địa tầng có độ thấm cao và trám các vùng thấm, gồm nhiều loại khác nhau: - Các vật liệu dạng tấm lá mỏng: vỏ trấu, mica… - Các vật liệu dạng sợi: sợi cao su, sợi gỗ, bã mía… - Các vật liệu trám dạng hạt: hạt bồ đào, bột sọ dừa , hạt catbonat canxi... 1.1.4.11 Chất tạo kết tủa Canxi: Phụ gia cho vào dung dịch để giảm hàm lượng ion Ca2+, nhờ tạo kết tủa CaCO3. Thường sử dụng Na2CO3 và NaHCO3. 1.2 Sét và vai trò cùa sét trong dung dịch khoan 1.2.1 Sét bentonite Bentonite là một loại kháng sét tự nhiên có thành phần chính là montmorillonite (MMT). Công thức đơn giản nhất của MMT là Al2O3.4SiO2.nH2O ứng với nửa tế bào cấu trúc. Trong trường hợp lý tưởng công thức của MMT là 12
Si8Al4O20(OH)4 ứng với một đơn vị cấu trúc. Tuy nhiên, trong thực tế thành phần hóa học của MMT còn có sự xuất hiện của các nguyên tố khác như Fe, Zn, Mg, Na, Ca, K,… trong đó tỷ lệ Al2O3: SiO3 thay đổi từ 1:2 đến 3:4 . Ngoài thành phần chính là MMT, trong bentonite còn chứa một số khoáng sét khác như hectorit, saponit, beidelit, nontronit,… và một số khoáng phi sét như canxit, pirit, manhetit, một số muối kim loại kiềm khác và hợp chất hữu cơ… 1.2.1.1 Phân loại bentonite Dựa vào thành phần các cation có trong khoáng sét người ta phân bentonite thành 3 loại chính:  Sodium Bentonite: Sodium Bentonite hay còn gọi là bentonite natri (Na- bentonite) là một loại bentonite có khả năng hút ẩm cao, trương nở mạnh gấp nhiều lần kích thước khô ban đầu khi tiếp xúc với nước và có thể duy trì tình trạng này trong một thời gian dài.  Calcium Bentonite (Ca-Bentonite): Khác với Na-Bentonite, Ca-Bentonite không có tính trương nở mạnh mà tính chất đặc trưng của nó là khả năng hấp phụ các ion trong dung dịch.  Potassium Bentonite: Còn được biết đến với tên gọi K-Bentonite, là một loại bentonite giàu kali. Giống như Ca-bentonite, K-Bentonite không có tính trương nở, nó chủ yếu được ứng dụng trong việc sản xuất các vật liệu xây dựng và ngăn chặn các chất thải phóng xạ. 1.2.1.2 Cấu trúc của bentonite Cấu trúc tinh thể MMT được chỉ ra trong hình 2, mạng tinh thể của montmorillonit gồm có lớp hai chiều trong đó lớp Al2O3 (hoặc MgO) bát diện ở trung tâm giữa hai lớp SiO2 tứ diện nằm ở đầu nguyên tử O vì thế nguyên tử oxi của lớp tứ diện cũng thuộc lớp bát diện. Nguyên tử Si trong lớp tứ diện thì phối trí với 4 nguyên tử oxy định vị ở bốn góc của tứ diện. Nguyên tử Al (hoặc Mg) trong lớp bát diện thì phối trí với 6 nguyên tử oxy hoặc nhóm hyđroxyl (OH) định vị ở 6 góc của bát diện đều. Ba lớp này chồng lên nhau hình thành một tiểu cầu sét hoặc một đơn vị cơ sở 13
của nanoclay. Bề dày của tiểu cầu có kích thước khoảng 0,96 nm (9,6 Å) và chiều dài của tiểu cầu thay đổi từ hàng trăm đến hàng nghìn nm. Trong tự nhiên, những tiểu cầu sét sắp xếp chồng lên nhau tạo thành khoảng cách giữa các lớp, khoảng cách này thường được gọi là khoảng cách “Van de Waals”, là khoảng không gian giữa hai lớp sét [8]. Sự hình thành nanoclay trong tự nhiên có sự thay thế đồng hình, nguyên tử Si hoá trị 4 trong lớp tứ diện được thay thế một phần bởi nguyên tử Al hoá trị 3 và nguyên tử Al hoá trị 3 trong lớp bát diện thì được thay thế một phần bằng các nguyên tử có hoá trị 2 như Fe và Mg. Sự thiếu hụt điện tích dương trong đơn vị cơ sở, dẫn đến bề mặt của các tiểu cầu sét mang điện tích âm. Điện tích âm này được cân bằng bởi các ion kim loại kiềm và kiềm thổ (chẳng hạn như ion Na+, K+, Ca2+, Mg2+,…) chiếm giữ khoảng không gian giữa các lớp này. Trong hình 1 cho thấy sự thay thế đồng hình của một số ion Al, Fe, Mg,…trong tứ diện và bát diện, cũng như khoảng cách của lớp sét. Khoảng cách của một lớp MMT đã chỉ ra trong hình 2 là 9,6 Å, còn khoảng cách của d001 của sét khô (làm khô ở 70oC) là 12,6 Å [8]. Hình 1 Đơn vị cơ bản của tinh thể MMT[8] 14