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 tuyển 1 bâ ̣c, ngược lại khi cần có

bentonite vớ i chất lượng MMT cao hơn, phải tiến hành tuyển 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.

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 Đi ̣nh

đã đươ ̣c nghiền 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 tuyển 1 bâ ̣c, ngược lại khi cần có

bentonite vớ i chất lượng MMT cao hơn, phải tiến hành tuyển 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.

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]:

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

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

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

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 tuyển 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

MỤC LỤC BẢNG

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

MỤC LỤC HÌNH

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.

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

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.

Dung dịch gốc dầu thường được dùng để khoan vào tầng chứa và là dung dịch

1.1.3.2 Dung dịch gốc dầu:

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.

- 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 HEC Sét bentonit

Chịu nhiệt độ đến 130oC, hàm lượng Ca2+<150 mg/l Chịu nhiệt độ đến 110oC, hàm lượng Ca2+<150 mg/l Dung dịch được điều chế từ nước ngọt, hàm lượng Cl-<25 g/l Dung dịch được điều chế từ nước mặn chứa Cl-. Đất sét dùng cho nước mặn (Attatupulgit)

Polyme cao phân tử (polyacrilamit) Dung dịch chứa hàm lượng pha rắn thấp, tỉ trọng nhỏ, chịu nhiệt độ đến hơn 100oC, hàm lượng Ca2+ < 150 mg/l

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

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 CHỨC NĂNG Tinh bột ĐIỀU KIỆN SỬ DỤNG Dung dịch nước kỹ thuật, Giảm độ thải nước

ở Tăng độ nhớt.

nhiệt độ dưới 100oC Hàm lượng Ca2+ <500mg/l và lượng Cl- <30 mg/l

CMC kỹ thuật: -Độ nhớt thấp (LV) -Độ nhớt cao (HV) Polime anion khác

Dung dịch được điều chế với nước biển hoặc nước kỹ thuật Giảm độ thải nước -Tăng độ nhớt ít. -Tăng độ nhớt mạnh. Giảm độ thải nước Tăng độ nhớt. Ức chế sét.

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

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

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]

Hình 2 Cấu trúc 2 :1 của MMT [8]

1.2.1.3 Tính chất của bentonite

1.2.1.3.1 Tính chất trao đổi ion

Đặc trưng cơ bản của bentonite là khả năng trao đổi ion do trên bề mặt của các

lớp sét có các trung tâm (O, OH) mang điện tích âm có khả năng hấp phụ và trao đổi

cation. Đồng thời, tính chất đó có được là do sự thay thế đồng hình của các cation. Ví

dụ như khi Si4+ trong mạng tứ diện bị thay thế bởi Al3+ hoặc Fe3+, hoặc Al3+ trong

mạng bát diện bị thay thế bởi Mg2+, Fe3+, Cr3+, Zn2+..., thì sự thay thế các ion điện

tích cao này bằng các ion điện tích thấp hơn sẽ gây ra sự thiếu hụt điện tích dương

trong cấu trúc tứ diện và bát diện tạo ra điện tích âm trên bề mặt phiến sét.

Đối với bentonite, sự thay thế đồng hình chủ yếu xảy ra trong lớp bát diện, ở

giữa hai lớp tứ diện của phiến sét. Do đó liên kết của cation với bề mặt lớp sét là liên

kết yếu và các cation đó có thể bị thay thế bởi các cation khác. Khả năng trao đổi

mạnh hay yếu phụ thuộc vào lượng điện tích âm bề mặt và số lượng ion trao đổi. Nếu

số lượng điện tích âm càng lớn, số lượng cation trao đổi càng lớn thì dung lượng trao

đổi càng lớn.

Khả năng trao đổi ion của lớp aluminosilicat còn phụ thuộc vào điện tích và bán

kính ion của cation trao đổi. Cation có điện tích thấp dễ trao đổi hơn cation có điện

tích cao:

Me+> Me2+> Me3+

Đối với cation cùng điện tích, bán kính ion càng nhỏ thì khả năng trao đổi càng

lớn, có thể sắp xếp theo trật tự sau:

Li+> Na+> K+> Cu2+> Fe2+> Al3+

Tuy nhiên khả năng trao đổi của bentonite chủ yếu vẫn phụ thuộc vào điện tích

âm bề mặt và điện tích âm trong mạng lưới. Bề mặt của bentonite gồm bề mặt trong

và bề mặt ngoài. Khả năng trao đổi ion bề mặt ngoài phản ánh kích thước hạt tinh

thể, phụ thuộc vào sự đứt gãy liên kết và khuyết tật bề mặt. Kích thước hạt càng nhỏ

thì khả năng trao đổi càng lớn. Khả năng trao đổi ion bề mặt trong phản ánh lượng

điện tích âm trên mạng lưới và khả năng hấp phụ của bentonite. Nó phụ thuộc vào

lượng cation bù trừ trong mạng lưới. Số lượng cation càng lớn thì khả năng trao đổi

càng lớn. Dung lượng cation trao đổi dao động từ 80 đến 150 meq/100g. Dung lượng

trao đổi anion dao động từ 15 đến 40 meq/100g. [3]

Sự trao đổi ion của bentonite còn liên quan đến sự thay thế các nguyên tử hyđro

trong các nhóm hyđroxyl của montmorilonit. Theo một số nghiên cứu thì ở đỉnh của

các tứ diện SiO2 hướng ra ngoài của lớp cấu trúc, các nguyên tử oxi được thay thế

bởi các nhóm hiđroxyl và các nhóm này đảm nhiệm việc duy trì liên kết yếu giữa các

lớp và góp phần vào sự cân bằng điện tích. Ngoài ra trong cấu trúc của bentonite còn

có các nhóm hiđroxyl khác nằm ở đỉnh các bát diện. Trong sáu đỉnh của bát diện có

hai đỉnh là nhóm OH còn bốn đỉnh kia là oxi, trong đó nhóm hiđroxyl của liên kết Si

– OH không có khả năng trao đổi hiđro. Nhóm hiđroxyl của liên kết Al – OH có tính

axit yếu nên khả năng trao đổi yếu. Nhóm Si – O –Al có tính trao đổi mạnh nên có

tính quyết định đến trao đổi cation H+.

Nếu biết khối lượng phân tử M và giá trị điện tích lớp của bentonite thì dung

lượng trao đổi cation được tính bằng phương trình :

CEC ( cmol/kg ) = 105ζ/M. [3]

ζ : điện tích tổng cộng của các lớp.

1.2.1.3.2 Tính chất trương nở

Khi nước, các phân tử phân cực hoặc các cation bị hấp phụ vào khe trống giữa

các lớp sẽ làm tăng chiều dày lớp cấu trúc, tính chất này gọi là tính chất trương nở.

Mức độ trương nở phụ thuộc vào bản chất khoáng sét, cation trao đổi, sự thay thế

đồng hình của các ion trong các lớp và sự có mặt của các ion, các phân tử phân cực

trong môi trường phân tán. Lượng nước được hấp phụ vào giữa các lớp sét phụ thuộc

vào khả năng hydrat hóa của các cation trao đổi.

Khi bentonite hấp phụ hơi nước hay tiếp xúc với nước, các phân tử nước phân

cực sẽ thâm nhập vào bên trong các lớp, làm khoảng cách này tăng lên ít nhất 1415Å

tùy thuộc vào loại bentonite và lượng nước bị hấp phụ. Sự tăng khoảng cách d001 được

giải thích là do sự hydrat hóa của các cation giữa các lớp.

Độ trương nở của bentonite phụ thuộc vào bản chất cation trao đổi trên bề mặt

lớp sét. Ví dụ, ion Na+ với điện tích +1 có thể liên kết với một tâm tích điện âm trên

mặt lớp sét. Do vậy khi bị hyđrat hóa, bentonite Na có khả năng trương nở từ khoảng

cách ban đầu giữa 2 phiến sét là từ 9,2Å đến ít nhất 17Å. Trong môi trường kiềm

bentonite-Na bị hiđrat hóa mạnh hơn, lớp nước hấp phụ tăng mạnh. Do vậy trong môi

trường kiềm, huyền phù bentonite-Na rất bền vững.

Cation Ca2+ liên kết với hai tâm tích điện âm trên hai phiến sét do vậy khi bentonite-

Ca bị hydrat hóa, khoảng cách giữa 2 phiến sét chỉ tăng từ 12,1Å đến 17Å. Điều này

hạn chế sự trương nở hay khả năng tạo độ nhớt của bentonite-Ca. Độ trương nở của

bentonite-Ca từ 100 đến 150%, đối với bentonite-Na độ trương nở lớn hơn.

1.2.1.3.3 Tính hấp thụ/ hấp phụ

Tính chất hấp thụ/hấp phụ được quyết định bởi đặc tính bề mặt và cấu trúc lớp của

chúng. Do bentonite có cấu trúc tinh thể và độ phân tán cao nên có cấu trúc xốp và

bề mặt riêng lớn. Cấu trúc xốp ảnh hưởng lớn đến tính chất hấp phụ của các chất, đặc

trưng của nó là tính chọn lọc chất bị hấp phụ. Chỉ có phân tử nào có đường kính đủ

nhỏ so với lỗ xốp thì mới chui vào được. Dựa vào điều này người ta hoạt hóa sao cho

có thể dùng bentonite làm vật liệu tách chất. Đây cũng là một điểm khác nhau giữa

bentonite và các chất hấp phụ khác.

1.2.1.3.4 Một số tính chất khác

- Tính kết dính: Bentonite có khả năng kết dính mạnh nên người ta thường sử

dụng bentonite làm chất gắn kết trong công nghiệp và sản xuất.

- Tính trơ: Bentonite tương đối trơ và bền về mặt hóa học. Vì vậy nó đươc ứng

dụng làm chất độn trong dược phẩm, thức ăn gia súc và mỹ phẩm….

- Tính nhớt và dẻo: Dung dịch sét là một hệ phân tán nhiều cấu tử, trong đó sét

đóng vai trò chất phân tán trong một môi trường phân tán (nước hoặc dầu mỏ).

Tác dụng của cấu tử sét có quan hệ chặt chẽ với những đặc tính lý hoá của nó,

cũng như bản chất hoá lý của sự tương tác của sét với môi trường phân tán.

1.2.1.4 Thành phần khoáng vật của bentonite Cổ Định Thanh Hoá

Mỏ sét Cổ Định nằm ở xã Tân Ninh huyện Triệu Sơn. Mỏ sét Cổ Định đã được

nghiên cứu bước đầu trong công trình của Phan Văn Tường, Lương Trọng Đảng [1]

và đã được nhiên cứu một cách hệ thống trong nhiều công trình tiếp theo [7,10]. Sét

được khai thác đồng thời với quặng cromit bằng phương pháp trọng lực, sét là phế

thải được tách ra dưới dạng hạt mịn, qua các máng thải đi vào bể chứa và lắng đọng

thành bùn nhão. Tính trung bình cứ khai thác được một tấn quặng cromit thì thải ra

10 tấn bùn sét. Theo các công trình nghiên cứu [1,10] sét chứa trong các bể thải có

thành phần đồng nhất, chiếm chủ yếu là khoáng monmorilonit giàu sắt, thành phần

hàm lượng cát thạch anh, gotit không đáng kể.

Những số liệu được trình bày ở bảng 3 cho thấy thành phần khoáng vật của

bentonite Cổ Định Thanh Hóa có chlorit 10%, hydromica 10%, montmorillonit 35 -

44%. Tuy nhiên không chỉ khoáng sét montmorillonit; ngoài ra còn một số khoáng

sét rất có ý nghĩa khác mà trong bentonite ở Cổ Định Thanh Hóa đều chứa một hàm

lượng đáng kể như hydromica (vermiculit) 10%, chlorit 7- 10%.... Ngoài khoáng sét

có cấu trúc lưới tinh thể trong bentonite còn chứa một lượng đáng kể keo sét vô định

hình khác nhất là các hợp chất đa dạng Si, Al, Fe, Mg ...

Thành phần khoáng vật của bentonite Cổ Định Thanh Hoá được xác định bằng

phương pháp nhiễu xạ tia rơnghen và nhiệt vi sai.

Bảng 3 Thành phần khoáng vật của bentonite Cổ Định - Thanh Hoá [5]

Thành phần khoáng vật Hàm lượng, (%)

Phương pháp rơnghen Phương pháp nhiệt vi sai

Montmorillonit 35 – 44 38 – 42

Hydromica 10 – 13 8-15

Chlorit 12 – 17 10-20

Kaolinit 8-10 10-14

Thạch anh 7-15

Felspat 5-8

Hydrogotit 5-8 7-10

Can xi Ít

1.2.1.5 Thành phần hóa học của bentonite cổ Định - Thanh Hoá

Các mẫu Bentonite nguyên khai lấy về từ mỏ Cổ Định Thanh Hóa sau khi xử

lý mẫu được tiến hành phân tích hóa học tổng số, hóa lý học và hoạt hóa để khảo

nghiệm các đặc tính hóa học. Kết quả phân tích thành phần hóa học của bentonite Cổ

định của Ks Chu Văn Lam, Phạm Hoè [5] được trình bày trong bảng 4.

Kết quả phân tích cho thấy, sét Cổ Định thuộc nhóm Monmorilonit, thành phần

SiO2 và Al2O3 tương đối thấp ; Fe2O3 và MgO khá cao. Sét Cổ Định Thanh Hoá có

nhiều đặc tính phù hợp để hoạt hoá làm dung dịch khoan.

Bảng 4 Thành phần hóa học của bentonite cổ Định Thanh Hoá [2]

Thành phần hóa học Hàm lượng,%

47,54 - 48,66 SiO2

6,32 - 9,14 Al2O3

17,26 - 19,49 Fe2O3

FeO 0,21 – 0,34

0,65 - 0,70 TiO2

CaO 0,29 - 0,38

MgO 6,80 - 8,42

MnO 0,08 - 0,13

0,26 - 0,63 K2O

0,07 - 0,09 Na2O

MKN 14,71 - 15,37

1.2.2 Hệ sét – nước [9]

Đối với kỹ thuật khoan có 4 nhóm khoáng vật sét có ý nghĩa lớn nhất:

Monmorilonit, caolinit – galuazit, hydromica và palugockit. Palugockit chiếm vị trí

đặc biệt, có khả năng trương nở tốt cả trong nước ngọt và trong nước muối. Độ thoát

nước của huyền phù cao làm cho vỏ bùn trở nên xốp. Trong dung dịch bão hoà muối

chưa xử lý hoá học Palugockit có độ bền vững cấu trúc cao. Vì vậy nó có thể là thành

phần tạo cấu trúc của dung dịch khoan trên nền nước biển hoặc bão hoà muối ăn.

Trong những khoáng vật sét còn lại, monmorilonit có những tính chất lý hoá rất đáng

quan tâm để pha chế và sử dụng các dung dịch sét: có khả năng trương nở khi hydrat

hoá, khả năng trao đổi ion, ảnh hưởng của các ion trao đổi đến độ phân tán, tính chất

lưu biến, khả năng làm giảm độ thải nước … Bởi vậy trong các huyền phù sét, MMT

là một cấu tử hoạt động mạnh, có ảnh hưởng lớn đến tính chất công nghệ của dung

dịch khoan.

Hầu như tất cả các tính chất xác định trạng thái dung dịch khoan đều liên quan

tới quy luật hoá lý của hệ sét – nước. Các tính chất đó là: độ bền vững cơ học, độ bền

vững đông tụ của huyền phù, độ nhớt, độ phân tán, sự trương nở, tính lưu biến ....

Dung dịch sét là một hệ phân tán nhiều pha phức tạp. Theo mức độ phân tán

2 –10-5 cm và nhỏ hơn. Để tạo ra hệ phân tán ổn định, bền vững và điều chỉnh một

của các phân tử, dung dịch sét thuộc vào hệ huyền phù (kích thước hạt pha rắn từ 10-

cách định hướng các tính chất của chúng cần thiết nghiên cứu các cơ sở hoá lí của

các hiện tượng xảy ra trên ranh giới phân chia hai pha rắn lỏng. Khi sét bão hoà nước,

các phân tử nước chui vào các khe nứt các mao quản và cả giữa các tấm của mạng

lưới tinh thể, dễ dàng đẩy chúng xa nhau cho tới khi phá huỷ thành các ô mạng cơ sở

các phân tử phân tán mịn dạng vảy. Sét bentonite có khả năng tách thành nhiều “tấm”

vô cùng mỏng đặc trưng bởi một bề mặt riêng rất lớn. Trên bề mặt này có năng lượng

tự do lớn. Mức độ phân tán của sét càng cao thì năng lượng tự do của bề mặt càng

lớn.

Nhờ có năng lượng tự do mà trên bề mặt của vật rắn có thể kéo, đẩy, giữ và tập

trung một số phần tử hoặc ion của chất dễ hoà tan (hiệu ứng hấp phụ). Sự hấp phụ

xảy ra là do các lực tĩnh điện thường phổ biến trên các sống của “ tấm” bentonite và

do lực Vandervan phổ biến trên các mặt phẳng các “tấm”.

Do có sự tạo thành liên kết kèm bền vững hơn giữa các tấm nên sét

monmorilonit bão hoà nước nhiều hơn và dễ phân tán hơn sét caolinit. Ngoài ra liên

kết giữa ion O2- và H+ trên các lớp bề mặt của các tấm monmorilonit rất không bền

vững làm cho ion H+ dễ dàng tách ra khi đưa sét vào trong các chất lỏng phân cực và

chúng bị thay thế bởi ion Ca2+, Mg2+ hoặc Na+ và trái lại các ion kim loại có thể tách

rời. Bởi vậy trong chất lỏng phân cực có thể xảy ra sự phân ly các nguyên tố. Các

phần tử sét khi đó như là các anion kích thước rất lớn, còn các ion kim loại là cation.

Chỉ có điều là khi đó các cation không bị tách rời khỏi anion mà tạo thành xung quanh

chúng một vỏ điện tích dương. Do đó khi hoà tan sét vào nước, các phần tử sét được

gọi là các mixen có cấu tạo xác định.

Điện tích trên các phần tử sét có thể phát sinh do sự khuếch tán các ion ngược

dấu từ bề mặt rắn sau khi đưa sét vào nước

Sự khuếch tán phụ thuộc bản chất các cation, mức độ hydrat hoá và nồng độ.

Sự tồn tại lớp khuếch tán và kích thước của nó xác định các tính chất quan trọng của

các phần tử sét, chủ yếu là tính chất hấp phụ các ion các phần tử riêng biệt và các

phần tử keo.

Bề dày lớp khuếch tán cũng xác định đại lượng hiệu điện thế các phần tử sét

trong nước. Bản chất của các ion bão hoà về hoá trị của chúng ảnh hưởng lớn đến bề

dày lớp khuếch tán và hiệu điện thế. Hoá trị càng lớn, sức hút tĩnh điện giữa các ion

lớp khuếch tán thuộc về bề mặt nhân càng mạnh và bề dày của nó càng nhỏ. Vì thế

các ion hoá trị I như Na, K, Li tạo ra lớp khuếch tán dày nhất. Bề dày của lớp khuếch

tán tạo bởi các ion Ca2+, Mg2+ kém hơn và lớp khuếch tán tạo bở các ion Al, Fe có bề

dày nhỏ nhất. Vỏ hydrat hoá được tạo thành xung quanh phần tử sét. Vì vậy sét trương

nở trong nước mạnh hơn trong các chất lỏng khác có độ phân cực nhỏ hơn và có khả

năng tạo thành dung dịch keo.

Trao đổi ion là một trong những dạng của hiện tượng hấp phụ (hấp phụ trao

đổi). Phần tử trao đổi ion phụ thuộc vào các yếu tố sau:

- Thành phần khoáng vật sét: Sét nhóm monmorilonit có khả năng trao đổi lớn

nhất, caolinit có khả năng trao đổi nhỏ nhất.

- Mức độ phân tán của sét: Mức độ phân tán càng cao, khả năng trao đổi càng

lớn.

- Nồng độ các muối vô cơ: Nồng độ càng cao trao đổi ion xảy ra càng mạnh

- Bản chất của các ion trao đổi: khả năng phân ly càng cao thì năng lượng trao

đổi các ion càng nhỏ. Theo năng lượng trao đổi, các ion được sắp xếp theo thứ

tự sau đây: Fe3+ > Al3+> H+> Ba2+> Ca2+> Mg2+ >K+> Na+> Li+

Dung dịch càng chứa nhiều lượng hạt có kích thước huyền phù thì càng có tính

lưu biến lớn. Dung dịch sét tốt nhất là dung dịch mà khi tuần hoàn dễ linh động, sau

khi ngưng tuần hoàn chuyển nhanh thành gel, đồng thời từ tác dụng của các lực nhỏ,

khi khuấy bởi các ống khoan xoay lại chuyển thành trạng thái lỏng. Dung dịch như

thế dễ bơm chuyển và làm sạch trong các mán bùn khỏi các phần tử đất đá khoan qua,

đồng thời nó ít bị hấp phụ bởi đất đá rỗng mà trong đó nó bị kết đặc nhanh, khi ngừng

tuần hoàn các phần tử đất đá khoan qua không bị kết lắng dưới đáy.

Sự tạo cấu trúc của các dung dịch sét được xác định bởi hàng loại yếu tố quan

trong như thành phần và nồng độ muối vô cơ tự do trong dung dịch sét, pha rắn và

các ion hydro, nhiệt độ, mức độ phân tán, nồng độ các phần tử sét. Người ta đã xác

định rằng các huyền phù sét bentonite không có các muối vô cơ thì không quan sát

thấy tính lưu biến. Khi thêm vào lượng đáng kể muối thì có thể truyền cho hệ khả

năng tạo cấu trúc. Với sự tăng nồng độ các muối cao hơn sẽ xảy ra sự đông tụ dung

dịch, tách ra kết tủa. Khả năng tạo cấu trúc của dung dịch tăng lên với sự tăng khả

năng trương nở và tính dẻo của sét. Nếu càng giảm tác dụng gây keo tụ của các muối

thì huyền phù sẽ càng bền vững. Mặt khác vì bentonite là loại sét có độ keo bình

thường, dễ nhạy cảm đối với các chất gây nhiễm bẩn cũng như với các yếu tố khác

gặp trong khi khoan nhất là tác dụng của nhiệt độ và các muối vô cơ. Do đó, có thể

cải thiện tính chất thấm lọc bằng cách thêm vào các chất keo hữu cơ (như CMC,

xanthan gum, tinh bột, ....) có khả năng tạo ra xung quanh các phân tử sét một “đám

mây” bảo vệ, có khả năng lớn hơn nhiều đám mây ion natri của bản thân sét.

1.3 Yêu cầu kỹ thuật của dung dịch khoan

1.3.1 Các hệ dung dịch hiện tại đang sử dụng cho khoan các giếng khoan dầu

khí tại Vietsovpetro [6]:

1.3.1.1 Hệ dung dịch Polymer sét:

XNLD “Vietsovpetro” thường sử dụng hệ dung dịch này để khoan qua các địa

tầng chứa ít sét hoặc phi sét tại mỏ Bạch Hổ và Rồng gồm những địa tầng như:

Plioxen, Playstosen, mioxen thượng, mioxen trung và tầng đá móng.

Hệ dung dịch này có ưu điểm:

- Đơn giản, dễ điều chế

- Giá thành rẻ

- Hợp với thành hệ giếng khoan kém bền chắc, thẩm thấu lớn nhưng có điểm

không phù hợp là khi khoan ở tầng sản phẩm sẽ ảnh hưởng đến công việc gọi

dòng và thử vỉa khai thác sau này.

1.3.1.2 Hệ ức chế phân tán Lignosufonat – phèn nhôm Kali (FCL/AKK)

Đây là hệ truyền thống đang được XNLD sử dụng để khoan các GK thăm dò

và khai thác khi khoan vào các thành hệ Mioxen hạ và Oligoxen. Hệ dung dịch khoan

ức chế FCL/AKK được điều chế chủ yếu từ nước KT, sét Bentonite API và hóa phẩm

giảm độ thải nước CMC – HV hoặc, CMC – LV, chất bôi trơn, chất diệt khuẩn và

cùng một số chất khác và đặc biệt là có hai tác nhân ức chế sét (FCL, AKK), hoặc

trên cơ sở dung dịch lignosulphonát bổ sung thêm hoá phẩm ức chế phèn nhôm kali

và sử dụng KOH thay cho NaOH.

 Ưu điểm:

- Có khả năng ức chế sét rất tốt, đảm bảo tính ổn định thành GK.

- Ổn định ở nhiệt độ cao và chịu bền muối đến 10 – 15% NaCl.

- Đơn giản khi điều chế và xử lý.

- Giá thành thấp.

 Nhược điểm:

- Dễ gây kết bông ở chu kỳ tuần hoàn ban đầu khi xử lý phèn nhôm Kali (tăng

độ nhớt và độ thải nước, làm xốp lớp vỏ bùn). Độ bền gel sau 10 phút tăng

mạnh vì vậy đòi hỏi phải xử lý bổ sung, làm tăng chi phí thời gian và tiêu hao

hóa phẩm làm loãng và hóa phẩm giảm độ thải nước.

- Lớp vỏ sét của dung dịch ức chế FCL/AKK thường dày do sét kết tụ và kém

bền chắc (do phèn nhôm Kali có tính keo tụ) vì vậy hay gây hiệng tượng xói

lở thân giếng khoan.

- Hệ có tính phân tán và ức chế nên ở chừng mực nào đó việc điều chỉnh các

thông số dung dịch có khó khăn hơn so với hệ Polime phi sét.

- Sự phân rã của hệ thấp nên gây ảnh hưởng tới môi trường sinh thái

- Có tính độc hại cao do có chứa hóa phẩm Ferochromlignosufonat trong thành

phần dung dịch.

1.3.1.3 Hệ dung dịch polymer phi sét KGAC

Vietsovpetro đã tự nghiên cứu, và thiết lập hệ dung dịch mới KGAC, có chất

lượng tương đương với các hệ dung dịch tiên tiến mà các nhà thầu dung dịch quốc tế

đang sử dụng, có khả năng ức chế sét cao và đảm bảo an toàn cho môi trường sinh

thái.

Hệ KGAC sử dụng hóa phẩm CFL, một dẫn xuất không chứa Crom của

lignosunfonate, để thay thế cho FCL, giảm thiểu yếu tố độc hại, tác động xấu tới con

người và môi trường, an toàn hơn cho người sử dụng và môi trường sinh thái.

Các thành phần khác của hệ KGAC, đều tương đương với hệ dung dịch Glydril

của công ty MI Swaco, đảm bảo an toàn cho con người & môi trường, được phép sử

dụng ở mọi nơi trên thế gới.

1.3.1.4 Dung dịch hoàn thiện giếng

Hoàn thiện giếng là các công đoạn thi công được tiến hành trong giai đoạn từ

khi khoan mở vỉa tầng sản phẩm xong, cho tới khi đưa giếng khoan vào khai thác.

Các bước này bao gồm: thay thế các thiết bị đáy giếng, bắn vỉa, đục lỗ, kiểm soát cát,

rửa sạch các chất cặn bã khỏi vùng cận đáy giếng…

Để thuận tiện, tránh gây phức tạp và giảm chi phí, có thể sử dụng ngay dung

dịch khoan mở vỉa sản phẩm để tiến hành công tác hoàn thiện giếng. Tuy nhiên, cần

đảm bảo tỷ trọng của dung dịch trong quá trình hoàn tất giếng phù hợp với áp suất

vỉa, ngăn ngừa mất dung dịch vào vỉa, hoặc phun trào. Ngoài ra, các thông số kỹ thuật

khác như: độ nhớt, tính chất lưu biến (lực cắt động, lực cắt tĩnh…), cần được điều

chỉnh cho phù hợp với điều kiện đáy giếng và đặc tính địa tầng, nhằm đảm bảo thi

công có hiệu quả.

Ở Vietsovpetro thường sử dụng ngay dung dịch khi khoan mở vỉa sản phẩm

hoặc dung dịch muối để hoàn thiện giếng.

1.3.1.5 Dung dịch sửa chữa giếng:

Sau một thời gian giếng khoan được đưa vào khai thác, lưu lượng có chiều

hướng giảm, mực dung dịch tụt xuống, hoặc một số loại thiết bị khai thác vùng cận

đáy giếng bị hư hỏng, cần thiết phải tiến hành công tác sửa chữa giếng. Công tác sửa

chữa giếng, có thể là đục lỗ, rửa sạch cát và các chất cặn bã khỏi vùng đáy giếng, thay

thế dụng cụ thiết bị mới ..v.v.

Để đảm bảo an toàn cho sửa chữa giếng và phục hồi lưu lượng khai thác, phải

tiến hành “dập” giếng bằng các loại dung dịch có tỷ trọng phù hợp. Dung dịch sửa

chữa giếng khoan có các đặc tính kỹ thuật công nghệ tương tự như dung dịch hoàn

thiện giếng: Có hàm lượng pha rắn thấp không gây ảnh hưởng xấu đến các tính chất

thấm chứa tự nhiên vùng cận đáy giếng, ổn định nhiệt, không gây ăn mòn thiết bị, an

toàn đối với con người và môi trường sinh thái ..v.v.

Các loại dung dịch được sử dụng để hoàn thiện giếng và sửa chữa giếng có thể

là dung dịch muối: KCl; NaCl; CaCl2; MgCl2; Na2Br; CaBr; CaCl2, hoặc các loại

dung dịch được điều chế từ các hóa phẩm tan trong axít (như CaCO3), biopolymer,

tinh bột biến tính, chất ổn định nhiệt, chất ức chế ăn mòn và các hệ dung dịch có tỷ

trọng thấp gồm hỗn hợp nhũ tương thuận (được điều chế từ nước, dầu, chất tạo nhũ,

CaCO3, biopolymer, HEC polyme, tinh bột biến tính…); hoặc nhũ tương nghịch

(gồm: dầu mỏ biến tính, chất tạo nhũ, sét hữu cơ, CaCO3, chất chống ăn mòn …).

Trong công tác sửa giếng ở Vietsovpetro, thường sử dụng dung dịch muối CaCl2, cho

các giếng có yêu cầu tỷ trọng dung dịch < 1,35 sg. Dung dịch KCL cho các giếng

khoan yêu cầu tỷ trọng < 1,18 sg. Còn khi yêu cầu tỷ trọng > 1,35 sg, thường sử dụng

dung dịch polime - sét và làm nặng bằng BaSO4.

1.3.1.6 Dung dịch PACKER

Dung dịch Packer là loại dung dịch được bơm vào khoảng không vành xuyến

giữa ống chống và ống khai thác và được lưu giữ trong khoảng thời gian tương đối

dài. Do những đặc điểm trên, mà dung dịch Packer cần có những yêu cầu khá chặt

chẽ, nhằm đảm bảo cho Packer kéo dài tuổi thọ và còn giúp cho quá trình lắp ráp hoặc

tháo gỡ dễ dàng, khi cần tiến hành sửa chữa hoặc thay thế.

Những yêu cầu chính của dung dịch Packer:

- Có khả năng ức chế ăn mòn các chất liệu kim loại đáy giếng trong thời gian

tương đối lâu dài.

- Giảm thiểu sự lắng cặn các vật liệu rắn vào trong packer

- Dung dịch thường xuyên lưu giữ ở trạng thái linh động, dễ bơm hút, cho phép

bơm rửa thuận lợi để có thể tiến hành công tác sửa chữa hoặc thay thế khi cần

thiết.

- Không gây nhiễm bẩn vỉa và còn có khả năng bít nhét các lỗ thủng ống chống.

- Có tính tương hợp với các hóa phẩm ức chế ăn mòn, chất diệt khuẩn, chất ổn

định nhiệt và các chất tạo keo, nhằm đảm bảo tính bền vững và giảm thiểu ăn

mòn máy móc, thiết bị.

Các loại dung dịch Packer được sử dụng bao gồm:

- Dung dịch nền nước hoặc nền dầu.

- Các loại dung dịch hoàn thiện giếng có các thành phần tan trong axit.

- Dung dịch nước muối bão hòa, nước kỹ thuật, nước biển, dầu diezel hoặc dầu

mỏ biến tính.

1.3.1.7 Các hệ dung dịch sử dụng thi công trong một GK ở mỏ Bạch hổ và mỏ

Rồng theo chiều sâu và địa tầng:

Tuỳ thuộc đặc điểm địa chất của mỏ, Vietsovpetro đã lựa chọn những hệ dung

dịch phù hợp để khoan qua các thành hệ tương ứng, được trình bày trong bảng 5.

Bảng 5 Các hệ dung dịch sử dụng theo độ sâu giếng khoan

Chiều sâu thẳng đứng trung Hệ dung dịch sử bình (m) STT Địa tầng dụng Mỏ Bạch Hổ Mỏ Rồng

Dung dịch Polymer Pleistocene - 1 0 – 500 0 – 450 Sét độ nhớt cao Pliocene

Dung dịch Polymer 2 Miocene trên 500 – 1300 450 – 1100 Sét

Dung dịch

FCL/AKK hoặc 3 Miocene giữa 1300 – 2200 1100 – 1700 Dung dịch

KCL/Polymer

Dung dịch

4 Miocene trung 2200 – 3100 1700 – 2100 FCL/AKK hoặc

dung dịch KGAC

Dung dịch

5 Oligocene 3100 – 3500 2100 – 2600 FCL/AKK hoặc

dung dịch KGAC

Dung dịch Polymer ít 6 Móng 3500 – 4300 2600 – 3300 Sét, dung dịch muối

1.3.2 Một số hệ dung dịch ức chế sét đang được các nhà thầu quốc tế sử dụng:

Những hệ dung dịch đang được các nhà thầu khoan quốc tế sử dụng tại Việt

Nam được trình bày trong bảng 6.

Bảng 6 Các hệ dung dịch ức chế sét sử dụng tại Việt Nam

Phân đoạn khoan (theo đường kính) Công ty / Khu vực STT khoan 17.5 inch 12.25 inch 8.5 inch

Dung dịch Dung dịch 1 Cửu Long JOC / Lô 15.1 KCl - ID Cap D gốc dầu tổng muối hợp

PETRONAS/ Lô 1 (một Dung dịch Dung dịch Glydril 2 phần) Polymer Sét muối

Dung dịch KNOC / Lô 11 (một Dung dịch Dung dịch gốc dầu tổng 3 phần) Polymer Sét Polymer Sét hợp

Hoàng Long Hoàn Vũ/ Dung dịch Dung dịch Sildril 4 Lô 15 (một phần) Polymer Sét muối

Dung dịch Dung dịch 5 JVPC / Mỏ Rạng Đông Ultradril Polymer Sét muối

1.3.3 Yêu cầu về thông số dung dịch đối với từng hệ dung dịch:

Các thông số dung dịch yêu cầu đối với các hệ dung dịch chính sử dụng khi

khoan như trong bảng 7.

Bảng 7 Các thông số dung dịch yêu cầu đối với từng hệ dung dịch

Hệ dung dịch Thông số Đơn vị Polymer Sét FCL/AKK KGAC

Tỷ trọng g/cm3 Theo yêu cầu Theo yêu cầu Theo yêu cầu

Độ nhớt (*) giây 40 – 60 40-70 40-70

Gel1/10 lb/100ft2 3-10/6-20 8-20/15-40 8-20/15-30

Độ thải nước Cm3/30 phút 6-8 4-5 < 4

Độ dày vỏ bùn mm 1-1,5 1 1

Hàm lượng cát % (V) ≤ 1,5 ≤ 1,5 ≤ 1,5

Số đọc 6 vòng/phút ≥ 6 ≥ 6 ≥ 8 (trên máy Fann)

PV cPs 8-15 15-30 20-25

YP lb/100ft2 18-30 20-40 25-30

pH 9 ± 0,5 9 ± 0,5 9 ± 0,5 -

Hàm lượng keo sét < 80 < 35 - kg/m3 (**)

Hàm lượng K+ 2-2,5 80 - kg/m3

Moment ma sát ≤ 20 ≤ 20 - N.m

Chú thích:

(*): Độ nhớt đo bằng phễu Marsh (Marsh funnel).

(**): Hàm lượng pha keo sét thường được kiểm tra sau khi dung dịch trong

giếng đã khoan qua thành hệ sét và tuần hoàn lên bề mặt, để kiểm tra khả năng ức

chế sét của hệ dung dịch. Đo bằng phương pháp chuẩn độ xanh methylene (MBT).

CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP

NGHIÊN CỨU

2.1 Hóa chất, dung cụ và thiết bị:

2.1.1 Hoá chất:

- Nước cất (hoặc nước đã được khử ion).

- Nước kỹ thuật.

- Dung dịch xanhmethylen 0,374%.

- Dung dịch H2O2 – 3%.

- Dung dịch axit H2SO4 - 5N.

- Dung dịch hexametaphotsphat natri (NaPO3)6 – 0,057%.

- CMC (CMC-EHV, CMC-LV).

- Na2CO3.

- NaCl.

- NaHCO3.

2.1.2 Dụng cụ

- Cân phân tích (chính xác đến 0.01 g).

- Bình tam giác có dung tích 250 ml.

- Máy khuấy tốc độ thấp (1000 ± 300 vòng/phút).

- Máy khuấy multimixer (11000 ± 300 vòng/phút).

- Cốc khuấy sử dụng cho máy khuấy.

- Máy đo độ nhớt Fann Model 35 SA (hãng Fann - Hoa Kỳ).

- Bộ dụng cụ đo độ thải nước API – 6 cell đo cùng lúc (hãng OFITE - Hoa Kỳ).

- Phễu đo độ nhớt (theo TC Nga – ГОСТ hoặc Mỹ - API).

- Thìa vét mẫu, dao vét mẫu.

- Ống đong 10ml ( 2 chiếc), ống đong 500ml (1 chiếc), ống đong 1000ml (1

chiếc).

- Cốc đựng 500 ml (10 chiếc).

- Pipet 5ml.

- Đồng hồ bấm giây.

- Giấy đo độ pH : độ chính xác 0,5.

- Tủ sấy đến 300oC.

- Cốc chịu nhiệt.

- Bình hút ẩm (giữ mẫu)

- Bếp điện.

- Sàng có kích thước mắt lưới 75 μm.

2.2 Các mẫu bentonite sử dụng trong nghiên cứu

- Bentonite của Công Ty CP Khai Thác Khoáng Sản Tân Thành Hưng thành lập

ngày 25/03/2004. Trụ sở tại: Xã Tân Ninh, Triệu Sơn, Thanh Hóa, lấy từ bãi

thải của quá trình khai thác mỏ Cromit Cổ Định - Thanh Hoá. Quặng được

phơi khô, đập, nghiền nhỏ đến kích thước < 0,2 mm.

- Hai mẫu sét thương mại mới nhất hiện đang sử dụng tại Liên doanh Việt – Nga

Vietsovpetro.

2.3 Phương pháp làm giàu Bentonite Cổ Định

Đã tiến hành thí nghiệm phân cấp xyclon thủy lực bùn quặng Cổ Định sau quá

trình chà xát, đã sử dụng loại xyclon D25 trên thiết bị tuyển thủy xyclone của hẵng

Mozley (Anh Quốc) (hình 3).

Hình 3 Thiết bị tuyển thuỷ xyclon“Mozley” C155

Thí nghiệm phân cấp được tiến hành theo sơ đồ nguyên tắc hình 4. Sản phẩm

nhận được sau quá trình phân cấp là sản phẩm bùn tràn và sản phẩm cát, được phân

tích hóa để đánh giá chất lượng sản phẩm. Đã tiến hành nghiên cứu tuyển thủy xyclon

1 bâ ̣c và tuyển thủ y xyclon 3 bâ ̣c nhằ m thu được sản phẩm có hàm lượng MMT cao.

Hình 4 Sơ đồ nghiên cứu công nghệ tuyển thủy xyclon

Các thông số kỹ thuật chính máy tuyển xyclon được trình bày trong bảng 8

Bảng 8 Các thông số kỹ thuật của má y tuyển xyclon thí nghiệm D25

TT Thông số kỹ thuật Đơn vị tính Đại lượng

1 Đường kính phần trụ: D mm 25

mm 5,5 2 Đường kính ống bùn tràn: D0

mm 3,2 3 Đường kính ống tháo cát: DA

4 Tiết diện đường cấp liệu S mm2 5

5 Góc côn: β Độ 10

2.4 Phương pháp đánh giá, so sánh chất lượng Bentonite Cổ Định với các loại

Bentonite thương mại

2.4.1 Tiêu chuẩn của Viện Dầu khí Hoa Kỳ (tiêu chuẩn API 13A) [11]:

Viện Dầu khí Hoa Kỳ (API) là hiệp hội thương mại lớn nhất của Mỹ đối với

ngành công nghiệp dầu khí. Viện này đại diện cho khoảng 650 công ty tham gia sản

xuất, tinh chế, phân phối, và nhiều khía cạnh khác của ngành công nghiệp dầu khí.

Do đó, để thống nhất quy chuẩn chung cho các công ty, Viện Dầu khí Hoa Kỳ đã

nghiên cứu và đưa ra các tiêu chuẩn chung cho từng loại vật liệu, thiết bị, hóa chất,…

phục vụ cho ngành công nghiệp dầu khí. Trong đó, tiêu chuẩn đối với vật liệu sét để

được đánh giá đạt chất lượng sử dụng cho khoan dầu khí phải đạt được các tiêu chí

như trong bảng 9:

Bảng 9 Tiêu chuẩn sét theo API 13A

Thông số

Đối với dung dịch Sét:

- Chỉ số đọc tại 600 vòng/phút - Tỷ số YP/PV - Độ thải nước API Giá trị yêu cầu ≥ 30 ≤ 3 ≤ 15

Đối với bột sét:

- Hàm lượng hạt lớn hơn 75µm - Độ ẩm ≤ 4% khối lượng ≤ 10% khối lượng

2.4.2 Tiêu chuẩn của Vietsovpetro (RD-SP-61-11) [12]:

Qua quá trình thi công khoan trong nhiều năm, Vietsovpetro đã đưa ra các tiêu

chuẩn riêng để đánh giá các hóa chất sử dụng để pha chế dung dịch khoan. Đối với

các mẫu sét cần đánh giá chất lượng, phải đạt các chỉ tiêu như trong bảng 10 thì mới

được đưa vào sử dụng tại các giàn khoan:

Bảng 10 Tiêu chuẩn sét theo RD-SP-61-11

STT Thông số kỹ thuật Yêu cầu

1 Hiệu suất của sét Đơn vị m3/t ≥ 15

2 Chỉ số đọc trên máy FAN (R600) của dung dịch Sét 3 Chỉ số đọc trên máy FAN (R6) của dung dịch Sét Tỷ số YP/PV 4 5 Độ thải nước API - - - cm3/30 p ≥ 30 ≥ 12 1-3 ≤ 15

6 Hàm lượng pha keo 7 Hàm lượng hạt lớn hơn 75  8 Độ ẩm, không lớn hơn %(TL) %(TL) %(TL) ≥ 90 ≤ 4 ≤ 10

9 cm3/30p ≤ 10 Độ thải nước API khi kiểm tra với CMC–LV (đạt RD-SP-61-11)

2.4.3 Cách kiểm tra các chỉ tiêu theo tiêu chuẩn API 13A và RD-SP-61-11

[11,12]:

2.4.3.1 Xác định R600, R300, R6 và độ thải nước của dung dịch:

- Lấy 350 ml nước cất cho vào cốc khuấy, sau đó cân 22,5 g sét bột. Bật máy

khuấy "Multimixer" 11000 ± 300 vòng/phút, cho từ từ sét vào cốc khuấy,

khuấy 5 phút lấy cốc ra vét hết hóa phẩm bám trên thành cốc, khuấy tiếp 15

phút, sau đó đậy kín để tĩnh 16 giờ ở nhiệt độ phòng. Khuấy lại mẫu trong

vòng 5 phút bằng máy "Multimixer" 11000 ± 300 vòng/phút trước khi đo các

thông số R600, R300, R6 trên máy FANN 35SA.

- Các đại lượng PV, YP được tính theo công thức sau:

PV (độ nhớt dẻo; cP) = R600 - R300

YP (ứng lực trượt động; lb/100ft2) = R300 – PV

- Sau khi đo R600, R300, R6, dung dịch được khuấy lại 5 phút bằng máy

"Multimixer" 11000 ± 300 vòng/phút rồi tiến hành đo độ thải nước API. Độ

thải nước API được tính theo công thức sau:

B = 2 x (B2 – B1) сm3

Trong đó:

B - Độ thải nước

B2 - là lượng nước lọc trong thời gian 30 phút

B1 - là lượng nước lọc trong thời gian 7 phút 30 giây

2.4.3.2 Hàm lượng hạt lớn hơn 75µm:

- Sàng 75 µm rửa sạch sấy khô, cân xác định khối lượng

- Cân 10g sét khô (đã sấy ở 105oC) cho vào cốc đã có 350 ml dung dịch

(NaPO3)6 0,057%, khuấy bằng máy "Multimixer" 11000 ± 300 vòng/phút

trong 5 phút, dừng khuấy, gạt những hạt sét bám trên thành cốc xuống, khuấy

tiếp 15 phút rồi rửa trên lưới 75µm bằng dung dịch (NaPO3)6 0,057%. Sau đó

sấy khô cặn còn lại trên sàn ở nhiệt độ 105oC đến khối lượng không đổi. Hàm

lượng hạt lớn hơn 75µm được tính theo công thức sau:

𝐖 = ∙ 𝟏𝟎𝟎 𝐧 𝐦

Trong đó:

W - là hàm lượng hạt lớn hơn 75µm, %

m - là khối lượng mẫu ban đầu

n - là khối lượng mẫu trên sàng sau khi sấy đến khối lượng không đổi

2.4.3.3 Độ ẩm:

- Sấy cốc đựng mẫu ở nhiệt độ 105oC tới khối lượng không đổi, làm mát tới

nhiệt độ phòng trong bình hút ẩm.

- Cân khối lượng mẫu m0, g cho vào cốc. Cân cốc và mẫu trước khi sấy, được

khối lượng m1 (g). Sấy khô mẫu ở 105oC trong vòng 3 giờ (không tính thời

gian gia nhiệt và làm mát) tới khối lượng không đổi, làm mát tới nhiệt độ

phòng trong bình hút ẩm, đem cân ta được khối lượng cốc và mẫu sau khi sấy

m2 (g).

- Độ ẩm C (%) được tính theo công thức sau:

𝐂 = ∙ 𝟏𝟎𝟎 𝐦𝟏 − 𝐦𝟐 𝐦𝐨

2.4.3.4 Hiệu suất của sét:

- Lấy 1,5 lít nước kỹ thuật cho vào bình dung tích 3 lít. Cho 100 g sét bột từ từ

vào trong khi trộn bằng máy khuấy chậm (1000 ± 300 vòng/phút), trộn 2 giờ,

để tĩnh 24 giờ ở 25±5oC. Trước khi đo độ nhớt trộn lại 30 phút bằng máy khuấy

chậm (1000 ± 300 vòng/phút). Độ nhớt dung dịch không được nhỏ hơn 25 giây

(phễu Nga) hoặc 37 giây (phễu Mỹ). Nếu muốn biết cụ thể hiệu suất của sét ta

cho thêm nước vào tới khi độ nhớt bằng 25 giây (phễu Nga) hoặc 37 giây (phễu

Mỹ).

Hiệu suất của sét (m3/t) = 15 + (10 x Số lít nước thêm vào)

2.4.3.5 Hàm lượng pha keo của sét bột bentonite:

Chuẩn bị dung dịch thử nghiệm:

- Rót 295 ml nước kỹ thuật vào cốc khuấy của máy khuấy multimixer.

- Trong khi khuấy cho vào 15 g sét bột bentonite (50 kg/m3 dung dịch).

- Trộn bằng Multimixer 5phút.

- Dừng trộn, gạt những hạt sét bám trên thành cốc xuống, khuấy tiếp 15 phút.

- Giữ dung dịch ở trạng thái tĩnh, trong 24 giờ ở nhiệt độ phòng (25±5oC).

Tiến hành xác định hàm lượng keo:

- Trước khi xác định pha keo, quấy trộn lại dung dịch thử nghiệm 5 phút trên

máy multimixer.

- Cho vào bình tam giác có thể tích 250 ml: 10 ml nước cất và 2 ml dung dịch

sét trên, lắc nhẹ bình cho đến khi dung dịch sét phân tán hoàn toàn trong nước.

- Cho 15 ml dung dịch H2O2 nồng độ 3% và 0,5 ml dung dịch axit H2SO4 5N

- Đun sôi nhẹ khoảng 10 phút.

- Cho thêm nước cất đến 50 ml, làm mát đến 25±5oC

- Chuẩn độ bằng dung dịch xanh methylen 0,374% (MB), cứ mỗi 0,5 ml (ban

đầu có thể cho ngay 5 ml), lắc nhẹ 20 giây, dùng đũa thủy tinh chấm và nhỏ

giọt lên giấy thấm. Khi xuất hiện vòng tròn màu xanh lam xung quanh giọt

dung dịch thì ngừng chuẩn độ.

- Khi xuất hiện vòng tròn màu xanh lam, lắc dung dịch thêm 2 phút, dùng đũa

thủy tinh chấm và nhỏ giọt lên giấy thấm, nếu vòng tròn màu xanh lam biến

mất thì lặp lại thao tác ở bước trên.

Tính toán hàm lượng pha keo C (%):

𝐂 = ∙ 𝟏𝟎𝟎 = 𝟏𝟒. 𝐕𝐌𝐁 𝐕𝐌𝐁 ∙ 𝟏𝟒 𝟐 ∙ 𝟓𝟎

Trong đó:

VMB- Thể tích dung dịch xanh methylene dùng để chuẩn độ

Hình 5 Chuẩn độ Xanh methylene

2.4.3.6 Độ thải nước khi kiểm tra CMC-LV:

- Sử dụng CMC-LV đạt tiêu chuẩn RD-SP-61-11 để kiểm tra.

Chuẩn bị nước muối bão hòa:

- Cho vào cốc 1 lít nước cất + 400g NaCl khuấy 30 phút cho tan hết, để tĩnh 2

giờ, gạn lấy phần dung dịch muối trong ở phía trên, hoặc lọc qua giấy lọc.

Chuẩn bị dung dịch sét – CMC LV trong nước muối bão hòa:

- Cho vào cốc khuấy 350ml nước muối bão hòa, khuấy trên máy khuấy

“Multimixer” với tốc độ 11000 ± 300 vòng/phút.

- Cho vào cốc khuấy 1g NaHCO3, khuấy 1 phút.

- Cho vào 35g sét, khuấy 5 phút, tắt máy, gạt những hạt bắn lên thành bình

xuống phần dung dịch), khuấy tiếp cho đủ 20 phút.

- Tiếp tục cho 3,15g CMC-LV, khuấy 5 phút tắt máy, gạt những hạt bắn lên

thành bình xuống phần dung dịch), khuấy tiếp cho đủ 20 phút thì dừng, đậy

- Tiến hành đo độ thải nước: Khuấy lại dung dịch trên trong 5 phút rồi đo độ

kín, để tĩnh 2 giờ.

thải nước trên máy Filter press (API), quy trình đo giống như tại mục 2.4.3.1.

2.4.4 Đo độ trương nở sét:

Độ trương nở của các mẫu sét được đo bằng bộ thiết bị Dynamic Linear Swell

Meter (của hãng OFITE – Hoa Kỳ), bao gồm các thành phần:

- Thiết bị nét mẫu (compactor) có khả năng nén mẫu đến 12000 psi.

- Thiết bị đo độ trương nở sét.

- Máy tính hiển thị và xử lý số liệu.

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:

2.5.1 Đơn pha chế dung dịch Polymer sét:

Sét được dùng nhiều trong hệ dung dịch Polymer sét, sử dụng nhiều trong

khoan mở lỗ giếng và đến chiều sâu thẳng đứng khoảng 1000m của các giếng khoan

dầu khí. Hệ dung dịch Polymer sét có đơn pha chế như trong bảng 11.

Bảng 11 Đơn pha chế tổng quát hệ Polime sét

STT 1 2 3 4 5 6 Tên hóa chất Sét bột CMC-HV CMC-LV Na2CO3 Bôi trơn Diệt khuẩn Hàm lượng, kg/m3 40 - 50 4 - 8 6 - 12 0,5 - 2 15 1

2.5.2 Pha chế, chuẩn bị mẫu:

Dung dịch polime sét được điều chế như sau:

- Lấy 1125 ml nước kỹ thuật (nước máy) cho vào cốc, cho 1,5g Na2CO3 vào,

khuấy cho tan hết rồi cho 90g sét vào để được dung dịch sét có hàm lượng 80

kg/m3, khuấy kỹ trong vòng 2 tiếng, sau đó ủ trong vòng 6 giờ để tạo dung

dịch sét đặc.

- Dung dịch sét đặc sau khi ủ được pha loãng thêm 375 ml nước kỹ thuật để có

dung dịch sét hàm lượng 60 kg/m3.

, khuấy kỹ trong 15 phút.

- Cho thêm 8g CMC-LV để đạt hàm lượng 6 kg/m3

- Tiếp tục cho thêm 6g CMC-HV để đạt hàm lượng 4 kg/m3, khuấy 15 phút.

- Thêm 1,5 ml chất diệt khuẩn, tiếp tục khuấy mẫu thêm 30 phút nữa.

- Dung dịch sau khi đã pha đủ thành phần được ủ trong vòng 24 tiếng, rồi mới

tiến hành đo các thông số cần thiết. Trước khi đo khuấy lại mẫu trong vòng 30

phút.

2.5.3 Kiểm tra các thông số dung dịch:

Sau khi pha các mẫu dung dịch với các mẫu sét được tiến hành thí nghiệm ở

trên, ta sẽ đo các thông số như trong bảng 12 để đánh giá khả năng của mẫu sét đó

đáp ứng với yêu cầu pha chế dung dịch cho khoan dầu khí.

Các thông số lưu biến sẽ được đo tại nhiệt độ 25±5oC và 50±5oC.

Bảng 12 Thông số dung dịch yêu cầu đối với dung dịch Polime sét

Thông số Đơn vị Yêu cầu

Tỷ trọng g/cm3 Theo yêu cầu

Độ nhớt phểu Marsh giây Min 60

Gel1’/10’ lb/100ft2 3-10/6-20

Độ thải nước Cm3/30 phút 6 - 8

Độ dày vỏ bùn mm 1 - 1,5

Số đọc 6 vòng/phút (trên máy Fann) ≥ 6

PV cPs 8 - 15

YP lb/100ft2 18 - 30

pH - 9 ± 0,5

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN

3.1 Kết quả làm giàu sét Cổ Định

3.1.1 Ảnh hưởng của áp lực cấp liệu

Quặng đầu vào của phân cấp xyclon là cấp hạt -0,10 mm nhận được sau quá

trình nghiền chà xát và phân cấp bằng sàng 0,1 mm. Thí nghiệm khảo sát với điều

kiện nồng độ pha rắn trong bùn quặng cấp liệu là 10%. Áp lực cấp liệu đầu vào thay

đổi là 2 và 3,5 at. Bảng 13 trình bày kết quả nghiên cứ u ảnh hưở ng củ a áp lực cấp liê ̣u lên thực thu và hàm lươ ̣ng MMT trong sản phẩm bù n tràn.

Bảng 13 Kết quả thí nghiệm phân cấp bằng xyclon với áp lực cấp liệu khác nhau

Thí nghiệm Tên sản phẩm Thu Hàm lượng MMT, % Thực

hoạch,% thu, % (Hệ số theo Hàm

pp xanh lượng

metylen) MMT

R= 10% Cát xyclon 41,8 - -

P = 2 at Bùn xyclon 58,2 27 48.6 78.57

Quặng đầu vào 100 20 36

R= 10% Cát xyclon 40,2 -

P = 2,5 at Bùn xyclon 59,8 51,3 28,5 85.21

Quặng đầu vào 100 20 36

R= 10% Cát xyclon 39,5 -

P = 3 at Bùn xyclon 60,5 32 57,6 96.80

Quặng đầu vào 100 20 36

R= 10% Cát xyclon 36,6 -

P = 3,5 at Bùn xyclon 63,4 30,5 55,4 96.68

Quặng đầu vào 100 20 36

Kết quả thí nghiệm nêu trong bảng 13 cho thấy với áp lực cấp liệu nằm trong

khoảng 2-3,5 at, khi nồng độ pha rắ n không đổi nếu tăng áp lực cấp liệu thì thực thu

sẽ tăng lên. Tuy nhiên để đảm bảo cho quá trình phân cấp được ổn định tốt, vừa cho

thực thu cao và cho hàm lượng MMT trong sản phẩm bùn tràn cao đã chọn áp lực

cấp liệu là 3,0 at đối với 1 lần tuyển thủy xyclon.

3.1.2 Ảnh hưởng của nồng độ pha rắn trong bùn quặng cấp liệu

Thí nghiệm được tiến hành với áp lực cấp liệu giữ ổn định là 3,0 at. Nồng độ

pha rắn trong bùn quặng cấp liệu thay đổi là: 13%, 10%, 8%, 5 %. Kết quả thí nghiệm

được ghi trong bảng 14.

Bảng 14 Kết quả thí nghiệm phân cấp xyclon D25 với nồng độ pha rắn trong bùn

quặng cấp liệu khác nhau

Thí nghiệm Tên sản phẩm Thu Hàm lượng MMT, % Thực

hoạch,% thu, % (Hệ số theo Hàm lượng

pp xanh MMT

metylen)

- - P = 3 at Cát xyclon 59,7

R= 13% 32,1 57.78 64.68 Bùn xyclon 40,3

20 36 - Quặng đầu vào 100

- - P = 3 at Cát xyclon 39,5

R= 10% 32,0 57.6 96,8 Bùn xyclon 60,5

20 36 - Quặng đầu vào 100

- - P = 3 at Cát xyclon 54.9

R = 8% Bùn xyclon 45.1 28,5 51.3 64.27

- Quặng đầu vào 100 20 36

P = 3 at Cát xyclon - 54.8 -

R = 5% Bùn xyclon 27,7 49.86 62.60 45.2

Quặng đầu vào 100 20 36 -

Từ kết quả thí nghiệm dẫn ra trong bảng 14 cho thấy sự thay đổi nồng độ pha

rắn của bùn quặng cấp liệu trong khoảng từ 5% đến 13% làm thay đổi hàm lượng và

thực thu của montmorrillonite (MMT) trong sản phẩm bùn tràn của xyclon. Khi nồng

độ pha rắn tăng từ 5% đến 13% thực thu tăng và đạt giá trị cao nhất tại nồng độ pha

rắn 10%, hàm lượng MMT trong sản phẩm bùn tràn tương ứng lại giảm. Điều này có

thể là do khi nồng độ pha rắn đặc hoặc loãng đều không thích hợp. Vì vậy, đã lựa

chọn nồng độ bùn quặng cấp liệu là 10%.

Từ các kết quả thực nghiê ̣m nêu trên đã cho ̣n đươ ̣c các thông số thích hơ ̣p cho tuyển quă ̣ng bentonite Cổ Đi ̣nh bằng phương pháp tuyển xyclon thủ y lực D25. Các

thông số đó là: áp lực cấp liê ̣u 3 at và nồ ng đô ̣ pha rắn 10%. Vớ i các thông số tố i ưu này đã tiến hành tuyển thủ y xyclone 1 bâ ̣c và tuyển thủ y xyclon 3 bâ ̣c.

3.1.3 Kết quả thí nghiệm phân cấp bằng xyclon 3 bâ ̣c

Đố i vớ i quá trình tuyển thủ y xyclon 3 bâc thì ở lần tuyển đầu tiên nguyên liệu đưa vào là bentonite Cổ Định nguyên khai, tiếp đến sản phẩm bùn tràn của tuyển lần

1 là nguyên liệu đầu vào của tuyển lần 2 và sản phẩm bùn tràn của tuyển lần 2 là

nguyên liệu đầu vào của tuyển lần 3. Sản phẩm bùn tràn của tuyển lần 3 là sản phẩm cuối cùng của quá trình tuyển thủy xyclon 3 bâ ̣c. Với cách làm này cho kết quả như ở bảng 15 dưới đây.

Bảng 15 Kết quả tuyển thủy xyclon 1 bậc và 3 bậc

Thí nghiệm Tên sản phẩm Thu Hàm lượng MMT, % Thực

hoạch,% thu, % (Hệ số theo Hàm

pp xanh lượng

metylen) MMT

Tuyển 1 bậc Cát xyclon 39,5 - -

P = 3 at Bùn xyclon 60,5 32 57.6 96,8

R= 10% Quặng đầu vào 100 20 36 -

Tuyển 3bậc Cát xyclon 57,5 - -

P = 3 at Bùn xyclon 42,5 38 68,4 91,37

R= 10% Quặng đầu vào 100 20 36 -

Từ các kết quả thí nghiệm nghiền chà xát và phân cấp xyclon theo sơ đồ mô ̣t

bâ ̣c và 3 bâ ̣c nhận thấy rằng có thể tách khoáng montmorillonite trong sản phẩm nghiền bentonite Cổ Đi ̣nh đã đươ ̣c nghiền thành các sản phẩm riêng rẽ có chất lượng

khá cao. Nếu lấy cỡ hạt 10 μm làm ranh giới phân chia thì tỷ lệ thu hồi sản phẩm

bentonite tinh đạt 93,5% khi tuyển 1 bâ ̣c và đa ̣t 85% khi tuyển 3 bâ ̣c. Hàm lượng

MMT trong sản phẩm đạt 57.6% tức cao hơn 1,6 lần so với hàm lượng MMT trong

quặng nguyên khai khi tuyển 1 lần và đạt 68.4% cao hơn 1,9 lần khi tuyển 3 bậc. Khi

tuyển 3 bâ ̣c mă ̣c dù thực thu thấp hơn khi tuyển 1 bâ ̣c nhưng la ̣i cho sản phẩm

bentonite tinh có hàm lươ ̣ng MMT cao hơn. Do vậy tùy theo mức yêu cầu chất lượng bentonite sử dụng trong các lĩnh vực khác nhau có thể sử dụng tuyển mô ̣t bâ ̣c hoă ̣c

tuyển 3 bâ ̣c. Để có tỷ lệ thu hồi cao nên lấy sản phẩm bentonite tinh qua tuyển 1 bâ ̣c,

ngược lại khi cần có bentonite vớ i chất lượng MMT cao hơn, phải tiến hành tuyển 3

bâ ̣c.

3.2 Kết quả đánh giá chất lượng sét Cổ Định và các mẫu sét thương mại hiện

đang sử dụng tại Vietsovpetro

3.2.1 Kết quả đánh giá theo tiêu chuẩn API (API 13A)

Mẫu sét Cổ Định sau khi làm giàu được đánh giá theo tiêu chuẩn API và so

sánh với các mẫu sét thương mại. Bảng 16 trình bày kết quả đánh giá các mẫu sét

theo tiêu chuẩn API.

Bảng 16 Kết quả đánh giá các mẫu sét theo tiêu chuẩn API 13A

Sét Sét Sét Cổ Thông số Giá trị yêu cầu thương thương Định mại 1 mại 2

Đối với dung dịch Sét:

- Chỉ số đọc tại 600 vòng/phút ≥ 30 40 48 3

- Tỷ số YP/PV ≤ 3 3 3 1

- Độ thải nước API ≤ 15 12,4 11,6 70

Đối với bột sét (*):

- Hàm lượng hạt lớn hơn 75µm ≤ 4% khối lượng 2,5 2,5 -

- Độ ẩm ≤ 10% khối lượng 9,9 9,7 -

3.2.2 Kết quả đánh giá theo tiêu chuẩn Vietsovpetro (RD-SP-61-11):

Ta có bảng kết quả đánh giá các mẫu sét theo tiêu chuẩn Vietsovpetro như sau:

Bảng 17 Kết quả đánh giá các mẫu sét theo tiêu chuẩn RD-SP-61-11

Sét Sét Yêu Sét Cổ STT Thông số kỹ thuật Đơn vị thương thương cầu Định mại 1 mại 2

1 Hiệu suất của sét m3/t ≥ 15 18,6 19 < 15

Chỉ số đọc trên máy FANN 2 - ≥ 30 40 48 3 (R600) của dung dịch Sét

Chỉ số đọc trên máy FANN 3 - ≥ 12 18 20 1 (R6) của dung dịch Sét

4 Tỷ số YP/PV - 1-3 3 3 1

5 Độ thải nước API cm3/30 p ≤ 15 12,4 11,6 70

6 Hàm lượng pha keo %(TL) ≥ 90 92 93 75

Hàm lượng hạt lớn hơn 7 %(TL) ≤ 4 2,5 2,5 - 75m (**)

8 Độ ẩm, không lớn hơn (**) %(TL) ≤ 10 9,9 9,7 -

Độ thải nước API khi kiểm

9 tra với CMC–LV (đạt RD- cm3/30p ≤ 10 9.2 8.6 52

SP-61-11)

3.2.3 Đánh giá kết quả kiểm tra theo tiêu chuẩn API 13A và RD-SP-61-11

Từ các kết quả trong bảng 16 và bảng 17 ở trên thì ta có thể thấy:

- Các mẫu sét thương mại đều đạt các chỉ tiêu theo tiêu chuẩn API 13A của Viện

dầu khí Hoa Kỳ và RD-SP-61-11 của Vietsovpetro.

- Mẫu sét Cổ Định mặc dù đã được làm giàu, nhưng vẫn chưa đáp ứng được tiêu

chuẩn API 13A của Viện dầu khí Hoa Kỳ và RD-SP-61-11 của Vietsovpetro.

- Nguyên nhân là do mẫu sét Cổ Định chưa được phối trộn với các phụ gia bổ

sung (thường được bổ sung trực tiếp trước khi xử lý độ ẩm và đóng gói trong

quá trình sản xuất công nghiệp) như Na2CO3, HEC, CMC-HV, …

- Đối với tiêu chí kích thước hạt và độ ẩm (*), (**): Do mẫu sét Cổ Định chưa

được sản xuất ở giai đoạn công nghiệp nên chưa được xay xát đến dạng kích

thước mịn và chưa được xử lý độ ẩm nên không tiến hành kiểm tra đối với 2

chỉ tiêu này.

- Để tăng chất lượng của mẫu sét Cổ Định sau khi làm giàu bằng Cyclon thì dựa

trên các nghiên cứu của PGS. TS. Phạm Thanh Huyền và các cộng sự [10] thì

phương pháp đề xuất tối ưu nhất là phối trộn với phụ gia Na2CO3 với tỷ lệ dưới

4%. Và để xác định tỷ lệ tối ưu, ta sẽ sử dụng phương pháp đo độ trương nở

trên máy Dynamic Linear Swell Meter (của hãng OFITE – Hoa Kỳ).

3.3 Kết quả đo độ trương nở của các mẫu sét:

3.3.1 Xử lý mẫu:

Cân 15g mẫu sét, cho vào máy nén áp suất cao. Mẫu được nén tại 6000 psi

trong 30 phút bẳng máy nén mẫu (Compactor). Sau đó, các mẫu lõi sét được lấy ra

đặt trong các Cell chứa các dung dịch khác nhau. Độ trương nở của sét theo thời gian

trong dung dịch được máy ghi lại và biểu diễn trên đồ thị bởi phần mềm máy tính.

3.3.2 Đo độ trương nở sét:

3.3.2.1 Kiểm tra độ trương nở của các mẫu sét:

- Các mẫu sét được kiểm tra độ trương nở trong môi trường nước cất. Các mẫu

đều được tiến hành đo trong thời gian 48 giờ, tại nhiệt độ 25 ± 5oC.

3.3.2.2 Kiểm tra, xác định nồng độ Na2CO3 tối ưu:

- Mẫu sét Cổ Định sẽ được đo trong môi trường dung dịch 1%, 2%, 3% và 4%

Na2CO3.

- Từ các kết quả thu được sẽ được so sánh với nhau và với kết quả đo được trong

môi trường nước cất để xác định nồng độ Na2CO3 tối ưu cần sử dụng.

3.3.2.3 Kết quả đo độ trương nở sét:

Mẫu được nén tại 6000 psi trong 30 phút bẳng máy nén mẫu (Compactor).

Hình ảnh thiết bị nén mẫu và mẫu lõi sét được trình bày trong hình 6, 7, 8, 9.

Hình 6 Thiết bị nén mẫu (Compactor)

Hình 7 Thiết bị nén mẫu (Compactor) ở trạng thái hoạt động (6000psi)

Hình 8 Hình mẫu lõi sét thương mại

Hình 9 Hình mẫu lõi sét Cổ Định

Bộ thiết bị đo độ trương nở bao gồm máy tính ghi nhận dữ liệu và thiết bị đo. Hình ảnh bộ thiết bị đo độ trương nở sét đang làm việc được ghi nhận trong hình 10

Hình 10 Bộ thiết bị đo độ trương nở sét

Ta có bảng kết quả đo độ trương nở của mẫu sét Cổ Định theo thời gian trong

môi trường dung dịch Na2CO3 có nồng độ khác nhau như trong bảng 18:

Bảng 18 Độ trương nở sét Cổ Định trong dung dịch Na2CO3 có nồng độ khác nhau

Thời gian (giờ) 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Sét Cổ Định + 40.09 58.33 65.07 65.76 65.99 66.21 66.43 66.57 66.71 Nước cất

Sét Cổ Định + 45.58 59.2 70.09 75.95 79.12 80.8 82.4 83.06 83.62 dd Na2CO3 1%

Sét Cổ Định + 43.66 54.89 63.95 71.38 76.2 79.69 82.28 84.29 86.2 dd Na2CO3 2%

Sét Cổ Định + 52 64.68 71.38 76.2 79.69 82.28 84.29 86.2 87.32 dd Na2CO3 3%

Sét Cổ Định + 55.69 65.46 71.38 75.33 78.07 80.47 82.15 83.77 84.67 dd Na2CO3 4%

Thời gian (giờ) 20 22 24 26 28 30 32 34 36

Sét Cổ Định + 66.79 66.89 66.9 66.9 66.9 66.9 66.94 67.01 67.02 Nước cất

Sét Cổ Định + 84.29 84.85 85.42 85.87 86.11 86.66 87.22 87.56 88.12 dd Na2CO3 1%

Sét Cổ Định + 87.32 88.55 89.59 90.58 91.36 92.48 93.38 94.28 95.14 dd Na2CO3 2%

Sét Cổ Định + 88.55 89.59 90.58 91.36 92.48 93.38 94.28 95.14 96.19 dd Na2CO3 3%

Sét Cổ Định + 85.65 86.4 86.98 88 88.7 89.43 90.13 90.79 91.45 dd Na2CO3 4%

Thời gian (giờ) 38 40 42 44 46 48 50 52 54

Sét Cổ Định + 67.03 67.13 67.24 67.24 67.35 67.35 67.35 67.35 67.35 Nước cất

Sét Cổ Định + 88.46 89.13 89.46 89.92 90.38 90.8 91 91.2 91.2 dd Na2CO3 1%

Sét Cổ Định + 95.98 96.5 97.3 97.5 97.5 97.5 97.5 97.5 97.5 dd Na2CO3 2%

Sét Cổ Định + 96.97 97.76 98.56 98.9 99 99.2 99.55 99.79 99.79 dd Na2CO3 3%

Sét Cổ Định + 91.99 92.53 92.76 92.98 92.98 92.98 92.98 92.98 92.98 dd Na2CO3 4%

Thời gian (giờ) 56 58 60 62 64 66 68

Sét Cổ Định + 67.35 67.35 67.35 67.35 67.35 67.35 67.35 Nước cất

Sét Cổ Định + 91.2 91.2 91.2 91.2 91.2 91.2 91.2 dd Na2CO3 1%

Sét Cổ Định + 97.5 97.5 97.5 97.5 97.5 97.5 97.5 dd Na2CO3 2%

Sét Cổ Định + 99.79 99.79 99.79 99.79 99.79 99.79 99.79 dd Na2CO3 3%

Sét Cổ Định + 92.98 92.98 92.98 92.98 92.98 92.98 92.98 dd Na2CO3 4%

KẾT QUẢ ĐO ĐỘ TRƯƠNG NỞ CỦA CÁC MẪU SÉT

Sét Cổ Định + Dung dịch Na2CO3 1%

Sét Cổ Định + Dung dịch Na2CO3 2%

Sét Cổ Định + Dung dịch Na2CO3 3%

Sét Cổ Định + Dung dịch Na2CO3 4%

Sét Cổ Định + Nước cất

110

100

)

%

(

ở n g n ơ ư r t ộ Đ

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 Thời gian (giờ)

Hình 11 Đồ thị độ trương nở sét Cổ Định trong môi trường Na2CO3 có nồng độ

khác nhau

Dựa trên các kết quả nói trên ta có thể thấy:

- Mẫu sét Cổ Định đã làm giàu mặc dù có tốc độ trương nở tốt nhưng độ trương

nở không cao (lớn nhất chỉ đạt 67%).

- Dung dịch Na2CO3 có tác dụng làm tăng độ trương nở của mẫu sét Cổ Định

đã làm giàu.

- Nồng độ Na2CO3 3% có tác dụng làm tăng độ trương nở của mẩu sét Cổ Định

là tốt nhất (tăng lên được gần 33%)

Do đó, ta sẽ sử dụng Na2CO3 với nồng độ 3% này để xử lý mẫu sét Cổ Định; giúp

tăng độ trương nở và các đặc tính khác. Quy trình xử lý đề xuất như sau:

- Đối với đo độ trương nở: ta sẽ đo trực tiếp mẫu sét Cổ Định trong môi trường

dung dịch Na2CO3 3%

- Đối với việc kiểm tra theo các chỉ tiêu API 13A và RD-SP-61-11: Mẫu sét Cổ

định sẽ được ủ trước 24 tiếng với dung dịch Na2CO3 3% theo tỉ lệ sét : nước

là 1:1.

3.4 Kết quả đo các chỉ tiêu của mẫu sét Cổ Định đã được xử lý thêm Na2CO3:

3.4.1 Kết quả đo độ trương nở sét:

Ta có bảng kết quả đo độ trương nở của mẫu sét Cổ Định (không xử lý và có

xử lý Na2CO3 3%) so sánh với các mẫu sét thương mại như trong bảng 19:

Bảng 19 Kết quả đo độ trương nở của sét Cổ Định và các mẫu sét thương mại.

Thời gian (giờ) 2 4 6 8 10 12 14 16

Sét thương mại 17.54 26.49 34.02 40.14 45.35 49.82 54.25 58.16 1 + Nước cất

Sét thương mại 18.38 28.7 37.36 44.93 51.89 58.47 64.02 69.21 2 + Nước cất

Sét Cổ Định + 40.09 58.33 65.07 65.76 65.99 66.21 66.43 66.57 Nước cất

Sét Cổ Định + 52 64.68 71.38 76.2 79.69 82.28 84.29 86.2 dd Na2CO3 3%

Thời gian (giờ) 18 20 22 24 26 28 30 32

Sét thương mại 61.82 65.36 69.11 72.87 76.88 80.97 85 89.24 1 + Nước cất

Sét thương mại 74 78.51 83.02 87.41 91.91 96.42 100.81 104.72 2 + Nước cất

Sét Cổ Định + 66.71 66.79 66.89 66.9 66.9 66.9 66.9 66.94 Nước cất

Sét Cổ Định + 87.32 88.55 89.59 90.58 91.36 92.48 93.38 94.28 dd Na2CO3 3%

Thời gian (giờ) 34 36 38 40 42 44 46 48

Sét thương mại 93.47 97.71 101.94 105.95 109.13 109.13 109.13 109.13 1 + Nước cất

Sét thương mại 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 108.4 2 + Nước cất

Sét Cổ Định + 67.01 67.02 67.03 67.13 67.24 67.24 67.35 67.35 Nước cất

Sét Cổ Định + 95.14 96.19 96.97 97.76 98.56 98.9 99 99.2 dd Na2CO3 3%

KẾT QUẢ ĐO ĐỘ TRƯƠNG NỞ CỦA CÁC MẪU SÉT

Sét thương mại 1 + Nước cất

Sét thương mại 2 + Nước cất

Sét Cổ Định + Nước cất

Sét Cổ Định + Dung dịch Na2CO3 3%

120

110

100

)

%

(

ở n g n ơ ư r t ộ Đ

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48

Thời gian (giờ)

Hình 12 Đồ thị kết quả đo độ trương nở của sét Cổ Định và các mẫu sét thương

mại.

Từ đồ thị đo độ trương nở của các mẫu sét, ta có thể thấy:

- Dung dịch Na2CO3 có tác dụng rõ rệt trong việc tăng độ trương nở của mẫu

sét Cổ Định đã làm giàu (tăng lên hơn 30%).

- Các mẫu sét thương mại tuy có tốc độ trương nở chậm hơn nhưng độ trương

nở cao hơn nhiều (> 100%).

- Do giới hạn máy đo (chỉ đo được đến độ trương nở ~110%) nên chưa thể đo

được tối đa độ trương nở của các mẩu sét thương mại để so sánh được đầy đủ

hơn.

- Mẫu sét Cổ Định đã làm giàu được xử lý thêm Na2CO3 3% mặc dù có tốc độ

trương nở tốt nhưng độ trương nở vẫn chưa đạt được như so với mẫu sét

thương mại. Lý giải cho nguyên nhân này, là do hàm lượng montmorillonite

của mẫu sét Cổ Định tuy làm giàu đã đạt đến 68,4% nhưng vẫn thấp hơn hẳn

hàm lượng MMT trong các mẫu sét thương mại (thấp nhất là 80%).

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:

Mẫu sét Cổ Định đã làm giàu sau khi được xử lý Na2CO3 theo quy trình đã đề

xuất ở trên được đo đạc lại các thông số lưu biến và độ thải nước theo tiêu chuẩn API

và tiêu chuẩn RD-SP-61-11 của Vietsovpetro, kết quả được so sánh với các thông số

đã kiểm tra của mẫu sét thương mại và sét Cổ Định chưa xử lý Na2CO3 như trong

bảng 20 và bảng 21.

Bảng 20 Kết quả đánh giá lại các mẫu sét theo tiêu chuẩn API 13A

Sét Sét Sét Cổ Giá trị Sét Cổ Thông số thương thương Định + yêu cầu Định mại 1 mại 2 Na2CO3

Đối với dung dịch Sét:

- Chỉ số đọc tại 600 vòng/phút 40 48 3 ≥ 30 32

- Tỷ số YP/PV 3 3 1 ≤ 3 1,3

- Độ thải nước API 12,4 11,6 70 ≤ 15 62

Bảng 21 Kết quả đánh giá lại các mẫu sét theo tiêu chuẩn RD-SP-61-11 của

Vietsovpetro

Sét Sét Sét Sét Cổ S Yêu Thông số kỹ thuật Đơn vị thương thương Cổ Định + T cầu mại 1 mại 2 Định T Na2CO3

1 Hiệu suất của sét m3/t ≥ 15 18,6 < 15 19 15

Chỉ số đọc trên máy FANN 2 - ≥ 30 40 48 3 32 (R600) của dung dịch Sét

Chỉ số đọc trên máy FANN 3 - ≥ 12 18 20 1 6 (R6) của dung dịch Sét

4 Tỷ số YP/PV - 1-3 3 3 1 1,3

5 Độ thải nước API cm3/30p ≤ 15 12,4 11,6 70 62

6 Hàm lượng pha keo %(TL) ≥ 90 92 93 75 80

Độ thải nước API khi kiểm

7 tra với CMC–LV (đạt RD- cm3/30p ≤ 10 9.2 8.6 52 38

SP-61-11)

Từ các kết quả trên, ta có thể thấy:

- Chất lượng của mẫu sét Cổ Định sau khi được xử lý với Na2CO3 3% được cải

thiện rõ rệt. Các thông số lưu biến đều tăng rõ rệt so với khi chưa xử lý với

Na2CO3.

- Đa phần các thông số của mẫu sét Cổ Định sau khi xử lý Na2CO3 đều đạt theo

tiêu chuẩn API 13A và RD-SP-61-11.

- Tuy nhiên, vẫn còn các thông số độ thải nước API và hàm lượng pha keo sét

chưa đạt. Lý do là mẫu sét Cổ Định có hàm lượng montmorillonite thấp hơn

hẳn so với các mẫu sét thương mại, và mẫu sét Cổ Định vẫn chưa được xử lý

thêm với các chất phụ gia làm giảm độ thải nước.

3.5 Kết quả đo các thông số của dung dịch khoan được điều chế:

3.5.1 Đơn pha chế dung dịch khoan:

Dựa trên các kết quả đánh giá chất lượng các mẫu sét và đơn pha chế dung

dịch Polymer sét, ta lựa chọn mẫu sét thương mại số 2 và sét Cổ Định được xử lý với

Na2CO3 3% để pha chế dung dịch, với đơn pha chế phù hợp đối với từng mẫu sét như

trong bảng 22 dưới đây.

Bảng 22 Đơn pha chế dung dịch Polymer sét điều chỉnh theo từng loại sét

Hàm lượng, kg/m3

STT Tên hóa chất Đơn chuẩn Sét thương Sét Cổ Định +

mại 2 Na2CO3

45 50 Sét 40 - 50 1

- 4 CMC-HV 4 - 8 2

4 6 CMC-LV 6 - 12 3

1,5 1,5 (cho thêm vào 0,5 - 2 4 Na2CO3

dung dịch nước,

không tính đến lượng

Na2CO3 đã xử lý)

15 15 Bôi trơn 15 5

1 1 Diệt khuẩn 1 6

3.5.2 Kết quả đo các thông số của dung dịch khoan:

Ta có kết quả đo thông số dung dịch khoan được pha chế từ các mẫu sét như

trong bảng 23 dưới đây.

Bảng 23 Kết qua đo các thông số dung dịch khoan

Sét thương mại Sét Cổ Định + Thông số Đơn vị Yêu cầu 2 Na2CO3

Nhiệt độ đo 25oC 50oC 25oC 50oC

Tỷ trọng g/cm3 Theo yêu cầu 1,05 - 1,05 -

Độ nhớt phểu giây Min 60 80 65 78 60 Marsh

Độ thải nước Cm3/30 phút 6 - 8 8 - 9 -

Độ dày vỏ bùn mm 1 - 1,5 1 - 1 -

Gel1’/10’ lb/100ft2 3-10/6-20 10/20 9/18 5/10 3/7

Số đọc 6

vòng/phút (trên ≥ 6 8 7 6 4

máy Fann)

cPs 8 - 15 15 13 15 14 PV

lb/100ft2 18 - 30 30 28 20 14 YP

- 9 ± 0,5 9,5 - 9,5 - pH

3.5.3 Chi phí dự tính cho 1 m3 dung dịch khoan:

Ta có bảng chi phí dự tính cho 1 m3 dung dịch khoan được chế tạo theo đơn

pha chế ở mục 3.5.1 đối với từng loại sét như trong bảng 24:

Bảng 24 Chi phí dự tính chế tạo 1 m3 dung dịch khoan đối với từng loại sét:

Hàm lượng, kg/m3 Thành tiền (VND/m3)

Đơn giá Sét Sét Cổ Sét Cổ STT Hóa chất Sét thương (VND/kg) thương Định + Định + mại 2 mại 2 Na2CO3 Na2CO3

1.1 Sét Thương mại 2 4.500 45 225.000 - -

1.2 Sét Cổ định 2.000 - 50 - 100.000

CMC-HV 45.000 - 4 - 180.000 2

CMC-LV 40.000 4 6 160.000 240.000 3

12.000 1,5 3 18.000 36.000 4 Na2CO3

Bôi trơn 60.000 15 15 900.000 900.000 5

Diệt khuẩn 21.000 1 1 21.000 21.000 6

Tổng chi phí (VND/m3): 1.324.000 1.477.000

3.5.4 Nhận xét

Từ các kết qua đo thông số dung dịch được pha chế từ mẫu sét thương mại và mẫu

sét Cổ Định ta có thể thấy:

- Với đơn pha chế phù hợp thì dung dịch khoan chế tạo từ sét Cổ Định sau khi

xử lý Na2CO3 3% cho kết quả tiệm cận với mẫu dung dịch khoan chế tạo từ

sét thương mại.

- Mặc dù tại nhiệt độ thường cho kết quả tốt, nhưng kết quả đo tại nhiệt độ 50oC

(nhiệt độ mô phỏng điều kiện thực tế khi khoan tại các giếng khoan dầu khí)

chưa đạt, các thông số lưu biến đều thấp hơn so với yêu cầu.

- Để đạt được các thông số tại nhiệt độ cao, mẫu sét Cổ Định cần được bổ sung

thêm các phụ gia tạo cấu trúc (như Xanthangum, HEC,…).

- Theo bảng 24 tính chi phí cho 1 m3 dung dịch khoan, ta có thể thấy 1 m3 dung

dịch chế tạo bằng Sét Cổ Định (chưa tính giá trị của sét Cổ Định do chưa xác

định được giá) thì đã lớn hơn khoảng 10% so với sử dụng các mẩu sét thương

mại sẵn có trên thị trường.

Chi phí dung dịch cho 1 giếng khoan dầu khí rất quan trọng, nó có thể chiếm

tỷ trọng đến 10% chi phí của 1 giếng khoan dầu khí, và có những giếng sử dụng các

công nghệ phức tạp thì chi phí này có thể lên tới 30% tổng chi phí. Do đó, mặc dù

mẫu sét Cổ Định đã được nghiên cứu, ứng dụng với dơn pha chế thích hợp đạt yêu

cầu để sử dụng cho dung dịch khoan dầu khí, nhưng vẫn cần nghiên cứu cải tiến thêm

về các biện pháp làm giàu và phối trộn, xử lý phụ gia đối với mẫu sét Cổ Định, để có

thể giảm thiểu tối đa chi phí cho dung dịch khoan. Đây là nhân tố quan trọng nhất,

quyết định đến khả năng ứng dụng thực tế của việc tái sử dụng sét Cổ Định trong việc

pha chế dung dịch khoan dầu khí.

KẾT LUẬN

Kết quả nghiên cứu ta rút ra rằng:

1. Có thể tách khoáng montmorillonite trong sản phẩm nghiền bentonite Cổ Đi ̣nh

đã đươ ̣c nghiền thành các sản phẩm riêng rẽ có chất lượng khá cao. Nếu lấy

cỡ hạt 10 μm làm ranh giới phân chia thì tỷ lệ thu hồi sản phẩm bentonite tinh

đạt 93,5% khi tuyển 1 bâ ̣c và đa ̣t 85% khi tuyển 3 bâ ̣c. Hàm lượng MMT trong sản phẩm đạt 57.6% tức cao hơn 1,6 lần so với hàm lượng MMT trong quặng

nguyên khai khi tuyển 1 lần và đạt 68.4% cao hơn 1,9 lần khi tuyển 3 bậc. Khi

tuyển 3 bâ ̣c mă ̣c dù thực thu thấp hơn khi tuyển 1 bâ ̣c nhưng la ̣i cho sản phẩm

bentonite tinh có hàm lươ ̣ng MMT cao hơn. Do vậy tùy theo mức yêu cầu chất lượng bentonite sử dụng trong các lĩnh vực khác nhau có thể sử dụng tuyển

mô ̣t bâ ̣c hoă ̣c tuyển 3 bâ ̣c. Để có tỷ lệ thu hồi cao nên lấy sản phẩm bentonite

tinh qua tuyển 1 bâ ̣c, ngược lại khi cần có bentonite vớ i chất lượng MMT cao hơn, phải tiến hành tuyển 3 bâ ̣c.

2. 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 (tăng lên hơn 30%).

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).

3. 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 chi phí cho 1 m3 dung dịch cũng là vấn đề cần được tính đến để có thể ứng

dụng sét Cổ Định trong công nghiệp khoan dầu khí đạt được hiệu quả tốt nhất.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tiếng Việt

[1] Lương Trọng Đảng, Phan Văn Tường ... “Nghiên cứu sét để điều chế dung dịch

khoan trong tìm kiếm thăm dò dầu khí”. Hưng Yên 1979. Lưu trữ viện dầu khí.

[2] Trương Đình Đức (2012), Đề tài: “Nghiên cứu tổng hợp, đặc trưng cấu trúc của

bentonite Di Linh chống bằng một số oxit kim loại (Al, Fe, Ti) được hữu cơ hóa bởi

xetyl trimetyl amoni bromua ứng dụng làm vật liệu hấp phụ đa năng’’, Trường Đại

học Khoa học Tự nhiên; Khoa Hóa học.

[3] Vũ Thị Hoài (2010), Đề tài: “Nghiên cứu ảnh hưởng của sét hữu cơ đến một số

tính chất của epoxy”, luận văn thạc sĩ khoa học, Đại học Quốc gia Hà Nội.

[4] Phạm Thanh Huyền, Báo cáo chuyên đề 5.1. “Nghiên cứu phương pháp hoa ̣t hó a

ướ t khoáng MMT”, đề tài: “Nghiên cứu làm giàu khoáng Montmorillonit thuộc vùng

mỏ Cromit Cổ Định để sản xuất hóa phẩm khoan phục vụ công nghiệp” đề tài tỉnh

Thanh Hóa, 2016

[5] Chu Văn Lam, Phạm Hòe, “Hoạt hóa khô sét Cổ Định”, Trung tâm Công nghệ -

Viện nghiên cứu Địa chất và Khoáng sản; Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học Kỹ

thuật Mỏ toàn quốc lần thứ XII- 8/1999. Tr. 1-2.

[6] Hoàng Hồng Lĩnh, Nguyễn Xuân Ngọ, Đặng Đình Hà, Trần Mạnh Tường, Trần

Vũ Khôi, Ngô Văn Tự, Phạm Thu Giang; “Giáo trình dung dịch khoan & SG”, Liên

doanh Việt – Nga Vietsovpetro – 10/2010. Lưu hành nội bộ.

[7] Vũ Văn Nhữ, Tạ Đình Vinh và các tác giả khác: Nghiên cứu khả năng chịu nhiệt,

chịu mặn của sét bột Cổ Định – Thanh Hoá. Báo cáo đề tài cấp ngành Tổng cục dầu

khí, đã bảo vệ tháng 3 năm 1981.

[8] Bùi Văn Thắng (2011), Đề tài khoa học và công nghệ cấp bộ Giáo dục và Đào tạo

“Nghiên cứu tổng hợp vật liệu Bentonite biến tính, Ứng dụng hấp phụ Phốtpho trong

nước”, Mã số: B2010-20-23.

[9] Đỗ Hữu Minh Triết, báo cáo kỹ thuật “Dung dịch khoan và xi măng” -Trường

Đại học Bách Khoa TP.HCM, Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí

[10] Tạ Đình Vinh “Nghiên cứu khả năng sử dụng nguyên liệu địa phương sét, than

bùn, than nâu, tannin, thuỷ tinh lỏng, barit để pha chế dung dịch khoan. Báo cáo đề

tài cấp nhà nước 22.01.05.14, bảo vệ tháng 7 năm 1984.

Tiếng Anh

[11] API Specifications 13A / ISO 13500:2009 18th Edition, API Standard, American

Petroleum Institute, August 2010.

Tiếng Nga

[12] Руководящий нормативный документ РД СП 61-11, Технические

требования к качеству и основные методики проведения лабораторных

испытаний химических реагентов и материалов для бурения, капитального

ремонта и кислотной опз скважин в СП «Вьетсовпетро», 10.2011.