Nghiên cứu và áp dụng những giải pháp phù hợp nhằm nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công dung dịch cho hệ KGAC PLUS M1

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:10

Thêm vào BST

Báo xấu

3
lượt xem 2
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Hệ dung dịch KGAC PLUS M1 là hệ dung dịch ức chế sét tốt nhất của Vietsovpetro hiện nay, đang được áp dụng rộng rãi tại các mỏ của Vietsovpetro. Bài viết tập trung nghiên cứu và áp dụng những giải pháp phù hợp nhằm nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công dung dịch cho hệ KGAC PLUS M1.

Chủ đề:

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

Lưu

Nội dung Text: Nghiên cứu và áp dụng những giải pháp phù hợp nhằm nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công dung dịch cho hệ KGAC PLUS M1

780 NGHIÊN CỨU VÀ ÁP DỤNG NHỮNG GIẢI PHÁP PHÙ HỢP NHẰM NÂNG CAO CHẤT LƢỢNG VÀ HIỆU QUẢ THI CÔNG DUNG DỊCH CHO HỆ KGAC PLUS M1 Hoàng Hồng Lĩnh, Bùi Văn Thơm, Mai Duy Khánh*, Phạm Đình Lơ Xí nghiệp Khoan và S a giếng - Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro *Tác giả chịu trách nhiệm: khanhmd.rd@vietsov.com.vn Tóm tắt Trên cơ sở đã nghiên cứu, thí nghiệm và áp dụng thành công hệ dung dịch ức chế sét mới KGAC, KGAC PLUS cho hơn 100 giếng khoan, tập thể tác giả dung dịch Vietsovpetro tiếp tục tìm tòi, nghiên cứu, sáng tạo để cải tiến hệ dung dịch KGAC PLUS thành hệ dung dịch KGAC PLUS M1. Hệ dung dịch KGAC PLUS M1 về thành phần có những thay đổi so với hệ dung dịch KGAC PLUS. Cụ thể là: không sử dụng KOH và AKK trong hệ dung dịch mà thay vào đó là Polyhib để vừa tăng pH, vừa ức chế sét. Hệ KGAC PLUS M1 đang được áp dụng rất thành công cho khoảng 100 giếng khoan của Vietsovpetro. Năm 2020, hệ KGAC PLUS M1 đã đoạt Giải nhất tại Hội thi Sáng tạo kỹ thuật toàn quốc (VIFOTEC). Để nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công dung dịch, tập thể dung dịch Vietsovpetro tiếp tục nghiên cứu, thí nghiệm và áp dụng những giải pháp phù hợp trong hệ dung dịch mới KGAC Plus M1* nhằm tăng cường khả năng ức chế, tăng khả năng chống bó choòng, tăng khả năng bền nhiệt đến 150 ºC, gia cố và tăng cường độ ổn định của thành giếng khoan. Từ khóa: hệ dung dịch gốc nước; t ng hả n ng ức chế; chống bó choòng; gia cố v t ng cường ổn định thành giếng. Từ viết tắt FCL: Ferrochrome Lignosulfonate; CFL: Chromefree Lignosulfonate; API: American Petroleum Institute; NKT: Nước kỹ thuật; DDN: Dung dịch nền; PV: Plastic Viscosity; YP: Yield Point; MBT: Methylene Blue Test; FL: Fluid Loss; DDK: Dung dịch khoan. 1. Đặt vấn đề Hệ dung dịch KGAC PLUS M1 là hệ dung dịch ức chế sét tốt nhất của Vietsovpetro hiện nay, đang được áp dụng rộng rãi tại các mỏ của Vietsovpetro. Hệ KGAC PLUS M1 dựa trên 4 tác nhân chính ức chế sét, đó là: KCl ức chế sét theo cơ chế liên kết của ion K+; Glycol (Polyalkylene Glycol MC, hoặc Polyethylene Glycol 4000) ức chế sét theo cơ chế tạo màng bao quanh các cấu tử sét; FCL (hoặc CFL) ức chế sét theo cơ chế phân tán sét (ức chế phân ly); Polyhib ức chế sét theo cơ chế liên kết của ion NH2+. Bốn tác nhân ức chế này tương hợp với nhau và tương thích với các thành phần khác trong hệ dung dịch KGAC PLUS M1 như Xanthangum, PAC-LV, bôi trơn… Hệ dung dịch này có ưu điểm là ức chế sét tốt và thông số dung dịch ổn định hơn so với các hệ dung dịch khác của Vietsovpetro. Tuy nhiên, qua quá trình áp dụng, hệ này cũng còn bộc lộ một vài hạn chế như: khả năng chống bó choòng và độ bền nhiệt của hệ còn bị hạn chế. Ngoài ra, khả năng ức chế sét của hệ cũng còn có thể được cải thiện. 2. Kết quả nghiên cứu, thí nghiệm nhằm nâng cao hiệu quả của hệ dung dịch KGAC PLUS M1 Hệ dung dịch KGAC Plus M1 đang được áp dụng tại Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro có các thành phần như trong bảng 1.
. 781 Bảng 1. Các thành phần hệ dung dịch KGAC Plus M1 STT Hóa phẩm Hàm lượng, kg/m3 1 NKT - Môi trường phân tán - 2 Na2CO3 - Giảm độ cứng của nước, kết tủa ion Ca2+, Mg2+ 0,5 3 Chất khử bọt 2 4 Chất giảm độ nhớt, ứng lực cắt tĩnh 15 5 Chất giảm độ thải nước 12 6 Chất ổn định thành giếng, giảm độ thải nước ở nhiệt độ cao 12 7 Chất giảm độ thải nước ở nhiệt độ cao 5 8 Chất ức chế sét, ổn định nhiệt và độ pH 15 9 Chất ức chế bao bọc 5 10 KCl - Ức chế trương nở và phân tán sét 100 11 Chất tạo cấu trúc 3 12 Chất ức chế sét, bôi trơn, giảm bó chòng 20 13 Chất diệt khuẩn 2 14 CaCO3 F, M - Bít nhét, ổn định thành GK. 30 15 Barite - Tăng tỷ trọng dung dịch Theo tỷ trọng 16 Chất bôi trơn, giảm bó choòng 20-25 2.1. Nghiên cứu, thí nghiệm nhằm tăng khả năng ức chế sét 2.1.1. Kết quả thí nghiệ ức chế s t trên y Fann 5SA Kết quả thí nghiệm cho thấy (hình 1), khả năng ức chế sét API của các hóa phẩm giảm theo thứ tự: Ultrahib, Viethib-258, EC301, DV-Hib. Hình 1. Kết quả thí nghiệm ức chế bentonite API. . . . Thí nghiệ trương nở s t trên Swell eter Thí nghiệm này được thiết lập để đánh giá mức độ làm giảm sự trương nở của sét, đối với các chất ức chế gốc polyamine khác nhau. Thí nghiệm được thực hiện trong 3 loại dung dịch nền: nước kỹ thuật, dung dịch KCl 3% và dung dịch KCl 7%. Hàm lượng của các polyamine được sử dụng là 3%. Thí nghiệm được thực hiện trên thiết bị Dynamic Linear Swell Meter - OFITE. Hình 2. Phần trăm trương nở trong NKT. Hình 3. Phần trăm trương nở trong KCl 3%.
782 Nh n x t: - Trong NKT: phần trăm trương nở của lõi sét trong các mẫu Ultrahib, DV-Hib, Viethib-258 tương đương nhau. Các mẫu EC 301 và EC 302 có kết quả kém hơn. - Trong dung dịch KCl 3%: dung dịch có chứa chất ức chế Polyamine cho kết quả tốt hơn hẳn so với dung dịch KCl 3% nền. Trong đó, các mẫu Ultrahib, DV-hib, Viethib-258 có mức độ ức chế sét là tương đương nhau, còn 2 mẫu EC 301 và EC 302 cho kết quả không tốt bằng. - Điều này chứng tỏ, các mẫu Polyamine có thể sử dụng trong dung dịch chứa muối KCl, cải thiện khả năng ức chế của dung dịch. . . . Thí nghiệ ảo tồn ùn hoan Sau khi bị tách rời khỏi thành hệ, mùn khoan sẽ hấp thụ nước trong dung dịch, có xu hướng phân tán thành những hạt nhỏ hơn. Các chất ức chế có chức năng làm giảm sự phân tán của mùn khoan, sao cho kích thước của mùn khoan đủ lớn để loại bỏ ra khỏi sàng rung. Trong thí nghiệm này, mùn khoan nhân tạo được làm từ bentonite API với kích thước 2 - 5 mm. 30 g mùn khoan nhân tạo được ngâm trong 450 ml dung dịch thử nghiệm, nung quay ở 120 °C trong vòng 4 giờ. Sau đó, dung dịch và mùn khoan được lọc qua sàng 150 µm trong 2 phút bằng máy rung chuyên dụng. Mùn khoan còn lại trên sàng được sấy khô đến khối lượng không đổi. Dung dịch thử nghiệm được chuẩn bị trên nền KCl 7%, hóa phẩm polyamine sử dụng với hàm lượng 3%. Kết quả thí nghiệm được trình bày trong bảng 2. Bảng 2. Kết quả thí nghiệm bảo tồn mùn khoan KCl 7% Poly-Hib EC301 VH-258 Ultrahib Khối lượng mùn khoan, g 30 30 30 30 30 Khối lượng mùn khoan sau khi 9,8 23,7 25,2 27,55 24,35 lọc qua sàng 150 µm % bảo tồn 32,67 79 84 91,83 81,17 Nh n xét: Kết quả thí nghiệm bảo tồn mùn khoan cho thấy, hóa phẩm ức chế polyamine có hiệu quả tốt, trong đó mẫu chứa Viethib-258 có phần vượt trội so với mẫu chứa Ultrahib. Đồng thời, cũng cho thấy có thể sử dụng các hóa phẩm polyamine kết hợp với KCl một cách hiệu quả. 2.2. Nghiên cứu, thí nghiệm nhằm tăng khả năng chống bó choòng 2.2.1. Kết quả thí nghiệ hóa phẩ trong nước ỹ thu t h nh 4 v ảng 3) Hình 4. Dung dịch 3% Ultrafree, VietFree, KlaFree trong NKT Bảng 3. Kết quả thí nghiệm trong nước kỹ thuật Dung dịch 3% Dung dịch 3% Dung dịch 3% NKT Ultrafree Vietfree Klafree Khối lượng sét bám dính (g) 25 1,5 2,7 5,2 Khả năng chống bám dính (%) - 94 89,2 79,2
. 783 . . . Kết quả thí nghiệ hóa phẩ chống ó cho ng trong hệ dung dịch K AC Plus M được th hiện trong h nh 5 v ảng 4 Bảng 4. Kết quả thí nghiệm trong dung dịch KGAC Plus M1 Dung dịch nền 3% Ultrafree 3% Vietfree Khối lượng sét bám dính (g) 18 0.5 5 Khả năng chống bám dính (%) - 97,2 72 Nh n xét: Các mẫu hóa phẩm thí nghiệm (Ultrafree, Vietfree, Klafree) khi sử dụng trong hệ dung dịch KGAC Plus M1 làm giảm khả năng sét bám dính trên bề mặt các thiết bị bằng kim loại. Hình 5. Thí nghiệm Ultrafree, Vietfree, Klafree 3% trong dung dịch KGAC Plus M1. 2.3. Nghiên cứu, thí nghiệm nhằm tăng độ ổn định thành giếng Nâng cao khả năng ức chế sét của hệ dung dịch KGAC PLUS M1 sẽ tăng độ ổn định của thành giếng. Qua quá trình nghiên cứu thí nghiệm và thử nghiệm tại giếng khoan, hệ dung dịch KGAC PLUS M1* được tăng cường khả năng ức chế sét bằng hóa phẩm gốc polyamine. Bên cạnh đó, sử dụng thêm các vật liệu như CaCO3 F, CaCO3 M và Celba F, Celba M, giúp tăng cường độ bền vỏ bùn và giảm moment bám dính nhằm đảm bảo tính ổn định thành giếng khoan phù hợp với từng điều kiện địa chất cụ thể của từng mỏ. Kết quả thí nghiệm cho thấy, khi mẫu dung dịch được xử lý thêm 15 - 20 g/l CaCO3 F/M cùng 3 † 5g/l CelbaF/M, độ bền vỏ bùn tăng từ 30 giây lên khoảng 60 giây và moment bám dính giảm từ 140 - 150 xuống 90 - 100. VSP đã áp dụng kết quả này để xử lý dung dịch cho nhiều giếng khoan, đạt hiệu quả cao và chống ống thành công. Bảng 5. Kết quả so sánh chất lượng mẫu dung dịch hi được xử lý thêm các vật liệu CaCO3 F/M và Celba F/M Mẫu dung dịch tại giàn Giàn Tam Đảo 01 Giàn Tam Đảo 03 Giàn Cửu Long Trước khi xử lý Độ bền vỏ bùn (giây) 26 31 28 Momen bám dính (Lb.in) 130 145 125 Sau khi xử lý thêm CaCO3 F/M và Celba F/M Độ bền vỏ bùn (giây) 56 62 61 Momen bám dính (Lb.in) 95-100 90-100 80-85 2.4. Kết quả thí nghiệm tăng độ bền nhiệt cho hệ dung dịch Hệ dung dịch KGAC PLUS M1 đang được áp dụng tại Vietsovpetro có thể chịu được nhiệt độ đáy giếng đến 130 °C. Để khoan được những giếng khoan có điều kiện nhiệt độ đáy giếng lên đến 150 °C, nhóm tác giả đã tìm thêm những hóa phẩm mới tương đương: Oxoscav 5000, PTS 200, Resinex II, Driscal D,… được sử dụng tăng cường và hoặc thay thế một số thành phần trong hệ KGAC PLUS M1 để tạo thành hệ dung dịch, có thể chịu được nhiệt độ đáy giếng đến 150 °C.
784 Bảng 6. Kết quả thí nghiệm hệ dung dịch KGAC PLUS M1 Kết quả thí nghiệm Yêu cầu kỹ 1 Thông số dung dịch Đơn vị Trước khi Sau khi nung thuật nung 150oC/16h 1 Tỷ trọng g / сm3 1.63 1.63 1.60-1.70 2 Độ nhớt phễu giây 76 68 60-70 ml/30 3 Độ thải nước API 2.8 3.2 ≤3.5 phút 4 Độ dày vỏ bùn mm 1 1 ≤1.5 5 V600/V300 - 164/106 121/80 6 PV Cp 58 41 ALAP 7 YP Lb /100 ft2 48 39 40-50 8 V6 12 11 10-14 9 Gel 1/10‟ Lb /100 ft2 11/24 10/15 10÷16/12-25 10 рН - 10 9.5 9.5 ±0.5 11 Moment N.m 15 14 ≤20 12 Hàm lượng K+ g/l 96 93 80-100 13 Hàm lượng Cl- g/l 70 70 ≤80 14 Hàm lượng pha keo MBT Nm 20 22 ≤35 ml/30 15 HTHP FL 150 oC@500psi phút × 2 12.2 13.4 ≤14 Nh n x t: - Các thông số dung dịch trước và sau nung ở nhiệt độ 150 oC/16 giờ đảm bảo yêu cầu kỹ thuật đề ra, để khoan các giếng khoan có nhiệt độ cao đến 150 °C. - Thông số dung dịch được giữ tương đối ổn định sau khi nung 150 oC/16 giờ, độ nhớt và thông số lưu biến thay đổi không đáng kể và vẫn nằm trong dải thiết kế. - Dung dịch không bị mất cấu trúc, do polymer không bị phá hủy bởi nhiệt độ đến 150 oC. - Không có hiện tượng dính bết do chất bôi trơn bị phá hủy nhiệt, thông số moment quay không thay đổi. - Độ thải nước của dung dịch tăng nhẹ sau khi nung, nhưng vẫn nằm trong dải thiết kế. 2.5. Kết quả nghiên cứu, thí nghiệm hệ KGAC PLUS M1* Hệ dung dịch KGAC PLUS M1* được cải tiến từ hệ KGAC Plus M1 nhờ bổ sung hoặc thay thế các hóa phẩm, vật tư thích hợp. Cụ thể như sau: - Thay thế hóa phẩm Polyhib bằng hóa phẩm mới (polyamine) để tăng khả năng ức chế sét. - Bổ sung hóa phẩm chống bó choòng (TubeKleen), sử dụng kết hợp với chất bôi trơn. - Giảm hàm lượng chất làm loãng do hệ dung dịch đã đủ khả năng ức chế và loại bỏ mùn khoan. Các thí nghiệm đã tiến hành để đánh giá hiệu quả của các hóa phẩm mới, khi được sử dụng trong hệ dung dịch KGAC Plus M1* và tính tương thích với các hóa phẩm khác trong hệ, với các kết quả thí nghiệm được trình bày dưới đây:
. 785 a) Thông số dung dịch của hệ KGAC Plus M1* Bảng 7. Thông số hệ dung dịch KGAC Plus M1* Polyhib EC301 VH-258 Ultradrill Trước khi nung Tỷ trọng 1,42 1,42 1,42 1,42 FL 3,1 2,9 2,8 3,2 Độ bền vỏ bùn 18 20 21 20 V600/300 144/97 140/95 143/96 128/87 PV/YP 47/50 45/50 47/49 41/46 V6/3 12/9 12/9 12/9 12/9 Gel1/10 11/13 11/13 11/13 11/13 pH 9,5 9,5 9,5 9,5 Moment 4 7 6 8 Sau khi nung 130°C/24h FL 2,5 2,5 2,6 4,2 Độ bền vỏ bùn 38 42 43 39 V600/300 170/114 156/103 156/103 107/74 PV/YP 56/58 53/50 53/50 33/41 V6/3 14/11 13/10 13/11 13/11 Gel1/10 13/15 11/13,5 11/13,5 13/16 pH 9,1 9 9 9,3 Moment 7 12 11 7 HTHP FL 10 9,2 8,0 14,8 Các dung dịch sau khi đo các thông số sau khi nung được lưu trong 2 tuần ở nhiệt độ phòng. Sau đó, các dung dịch được nung lại ở nhiệt độ 130 °C/24 giờ. Các thông số dung dịch đo lại lần 2 như trong bảng 8. Bảng 8. Thông số dung dịch sau hi lưu 2 tuần Polyhib EC301 VH258 Ultradrill 3 Tỷ trọng, g/cm / 1,42 1,42 1,42 1,42 Độ thải nước, ml / 2,0 2,0 2,1 3,6 Độ bền vỏ bùn 34 36 39 37 V600/300 196/132 186/128 155/103 113/77 PV/YP 64/68 58/70 52/51 36/41 V6/3 18/13 16/13 14/11 14/11 Gel1/10 16/18 14/16 13/15 14/16 pH 8,5 8,5 8,5 8,5 Moment 14 14 14 8 Góc trượt (độ) 3,7 4,0 3,9 5,5 Moment bám dính 70-75 75-80 70-80 110-120 Nh n xét: Thông số lưu biến, độ thải nước, pH của dung dịch được giữ ổn định trước và sau khi nung và kể cả sau khi lưu mẫu 2 tuần. Khả n ng ức chế của dung dịch K AC Plus M * Khả năng ức chế của dung dịch KGAC Plus M1* khi sử dụng các hóa phẩm ức chế gốc polyamine được so sánh khi đo trên thiết bị Swellmeter trong 65 giờ. Kết quả thí nghiệm thể hiện trong hình 6 và 7.
786 Hình 6. Kết quả đo hả năng ức chế trên thiết bị Swellmeter. Nh n xét: Khả năng ức chế của hệ dung dịch KGAC Plus M1* được cải thiện khi sử dụng chất ức chế gốc polyamine khi so sánh với hệ dung dịch KGAC PLUS M1 sử dụng Poly-Hib. Hình 7. Phần trăm trương nở của mẫu sét trong các dung dịch khác nhau. 3. Kết quả áp dụng thử nghiệm hệ dung dịch KGAC PLUS M1* tại 1 giếng khoan 3.1. Thông số dung dịch khoan đƣợc mô tả trong bảng 9 Bảng 9. Thông số dung dịch đoạn hoan 2 46 м - 4627 m Thông số DDK Đoạn khoan, м γ, FV, FL, K, Gels1/10’ PV, YP, V6, pH g/cм3 сек cм3/30 мм lb/100ft2 cPs lb/100ft2 град. 2846-3033 Thông số 1,12-1,14 50-65 < 3,5 1 8-14/9-15 ALAP 25-40 8-12 9±0,5 KGAC + TK ± 0,02 M1* Thực tế 1,14 58-61 3-3,5 1 8/9 28-31 35-38 8-9 9,5 3033-4011 Thông số TK 1,16 ± 0,02 50-65 < 3,5 1 9-14/9-16 ALAP 25-40 9-13 9±0,5 KGAC + M1* Thực tế 1,15-1,18 57-60 2,6-3,0 1 9/12 33-35 38-42 9-11 9,3 4011-4445 Thông số TK 1,18 ± 0,02 50-65 < 3,5 1 9-15/10-18 ALAP 25-40 9-13 9±0,5 KGAC + M1* Thực tế 1,19-1,23 56-59 2,6-2,8 1 10/13 33-36 40-44 10-11 9,1 4445-4627 Thông số TK 1,20-1,26±0,02 55-70 < 3,5 1 9-15/10-22 ALAP 25-40 9-14 9±0,5 KGAC + M1* Thực tế 1,24-1,28 57-64 2,6-2,7 1 10/15 37-41 40-46 10-12 9,0 Khi khoan doa với BKC 2 định 1.27 60-64 2,8-3,0 1 9/12 33-35 38-39 9-10 9.0 tâm Nh n xét: Các thông số dung dịch thực tế thi công hầu hết đều nằm trong dải thiết kế. Các chỉ số khoan đoạn 2846 - 4627 m, cho thấy:
. 787 - Tốc độ khoan cơ học trung bình là: 1781/71,6 = 24,9 (m/h). - Tốc độ khoan trung bình ngày đêm: 1781/7 = 254,4 m/ngày. - Sau khi khoan đến chiều sâu thiết kết 4627 m, bơm rửa, kéo thông giếng không vướng; đo địa vật lý bình thường không vướng. - Thông số dung dịch nằm trong giải thiết kế và được giữ ổn định, đặc biệt độ pH và hàm lượng К+ trong dung dịch vẫn giữ nguyên không bị giảm sau thời gian dài phải dừng đo địa vật lý ở điều kiện đáy giếng. - Trong khi khoan, rót chất Tube Kleen và chất bôi trơn vào dung dịch KGAC Plus M1* không làm tăng độ nhớt, không gây tràn sàng rung và bít nhét lưới sàng rung. - Không phát hiện có sự bám dính sét (bó chòng) trên chòng khoan và bộ khoan cụ. - Không có sự cố khi khoan. 3.2. Đánh giá kết quả thử nghiệm - Hệ dung dịch «KGAC Plus M1*» sử dụng chất ức chế Polyamine (VietHib-258) tăng khả năng ức chế sét của hệ dung dịch, duy trì độ pH, ổn định các thông số dung dịch, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật khoan các giếng khoan ở các mỏ của Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro. - Sử dụng hóa phẩm Tube Kleen trong hệ dung dịch có tác dụng chống bám, bó choòng khoan, định tâm và cải thiện tốc độ khoan cơ học khi khoan qua tầng sét dày Miocene hạ. - Thông số dung dịch được giữ ổn định, thành giếng khoan không bị trương nở, thả bộ khoan cụ 2 định tâm không phải khoan doa sau thời gian 60 giờ ở điều kiện nhiệt độ đáy giếng 112 ºC, chứng tỏ chất ức chế polyamine (Viethib-258) ức chế sự trương nở sét tốt và giúp ổn định hoạt động của các polymer dưới tác động của điều kiện đáy giếng. Qua đó, giảm thể tích dung dịch mới phải bổ sung để xử lý thông số và giảm tiêu hao hóa phẩm so với hệ dung dịch KGAC Plus M1. 4. Kết luận và đề xuất 4.1. Kết luận Việc bổ sung hợp lý các hóa phẩm mới như trên vào hệ KGAC Plus M1 đã cho ra đời một hệ dung dịch mới, là hệ KGAC Plus M1*. Qua kết quả thí nghiệm trong phòng và kết quả thử nghiệm hệ KGAC PLUS M1* tại giếng khoan vừa qua, với việc áp dụng các hóa phẩm và vật tư bằng những giải pháp cải tiến như trình bày ở trên, đã khẳng định được tính ưu việt và hiệu quả của hệ dung dịch mới này. Cụ thể là: - Cải thiện khả năng ức chế sét. - Tăng cường khả năng chống bó choòng. - Tăng cường khả năng ổn định thành giếng. - Cải thiện độ bền nhiệt. Tóm lại, hệ dung dịch KGAC PLUS M1* có chất lượng cao hơn, so với hệ KGAC PLUS M1. 4.2. Đề xuất Tập thể tác giả dung dịch Vietsovpetro đang tiếp tục nghiên cứu, thí nghiệm và thử nghiệm các hóa phẩm mới thích hợp, để áp dụng hệ KGAC PLUS M1* cho các giếng khoan tiếp theo, nhằm đạt hiệu quả cao hơn nữa, về: - Nâng cao độ ổn định thành giếng. - Nâng cao độ bền nhiệt cho hệ dung dịch. - Hoàn thiện đơn pha chế dung dịch.
788 Tiếp t c th nghiệ tại ột số giếng hoan phức tạp nhằ đ nh gi chính x c về: - Khả năng áp dụng của hệ dung dịch KGAC PLUS M1* - Hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của việc áp dụng hệ dung dịch KGAC PLUS M1* Trên cơ sở đó, hoàn thiện đơn pha chế hệ dung dịch KGAC PLUS M1* và áp dụng rộng rãi hệ dung dịch này, nhằm nâng cao hơn nữa hiệu quả thi công dung dịch khoan. Tài liệu tham khảo Tập thể Phòng Dung dịch - XN Khoan & SG, 2016. Quy tr nh điều chế và x lý hệ dung dịch KGAC. Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro, 2014-2016. Báo cáo tổng hợp kết quả áp dụng hệ dung dịch KGAC, KGAC-Plus tại các giếng khoan của Vietsovpetro. MI SWACO, 2008 - Drilling fluids solutions Tập thể tác giả dung dịch Vietsovpetro, 2018-2019. Nghiên cứu, áp dụng hệ dung dịch KGAC PLUS M1 tại các giếng khoan của Vietsovpetro. Đề tài đoạt giải nhất tại hội thi sáng tạo kỹ thuật toàn quốc lần thứ 15, năm 2018-20191. Phạm Viết Đại, 2015. ULTRADRIL - High Performance Water-Base Mud. Hoàng Hồng Lĩnh, nnk, 2014. Nghiên cứu áp dụng hệ dung dịch KGAC cho những giếng khoan dầu khí tại Vietsovpetro. Đề tài đoạt giải nhì hội thi sáng tạo kỹ thuật toàn quốc lần thứ 13 năm 2014. Hoàng Hồng Lĩnh, nnk, 2016. Nghiên cứu thí nghiệm và đề xuất áp dụng hệ dung dịch KGAC-Plus cho những thành hệ sét hoạt tính mạnh. Đề tài đoạt giải nhì Giải thưởng sáng tạo khoa học công nghệ Việt Nam (VIFOTEC) năm 2016. Ryen Caenn H. C. H. Darley George R. Gray, 2011. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. Sixth Edition. Ngô Văn Tự, Hoàng Hồng Lĩnh, nnk, 1998. Experiences of using non-clay polymer drilling fluids for highly deviated drilling in Vietsovpetro. Conference on Vietnam Petroleum Institute 20-year development and prospects. Hanoi, page 367-374. Ngô Văn Tự, Hoàng Hồng Lĩnh, Nguyễn Xuân Ngọ. Các vấn đề nhằm làm ổn định thành giếng khi thi công các giếng hoan có độ xiên lớn tại mỏ Bạch Hổ - XNLD Vietsovpetro - Hội nghị cơ hóa học toàn quốc lần thử III, Hà Nội trang 192-206. Tạ Đình Vinh, 1995. Dung dịch khoan cho các giếng khoan ngang. Tạp chí Dầu khí.
. 789 Research and application of suitable solutions to improve the quality and efficiency of drilling fluid system kgac plus M1 Hoang Hong Linh, Bui Van Thom, Mai Duy Khanh*, Pham Dinh Lo Drilling & Workover Division - Vietsovpetro J/V * Corresponding author: khanhmd.rd@vietsov.com.vn Abstract Based on the research, experiment, and successful application of the new inhibitor drilling fluid (DF) systems KGAC, KGAC PLUS for more than 100 wells in the past time, Vietsovpetro DF team continues to research to improve KGAC PLUS system into KGAC PLUS M1. There were changes in terms of composition, specifically, Polyhib is used as an alternative to NaOH and AKK to maintain pH value and inhibit clay swelling. However, the inhibitory ability of Polyhib is still poor compared to ULTRAHIB - MI SWACO's proprietary chemical, despite having the same inhibition mechanism. KGAC PLUS M1 system is being applied successfully to drill more than 100 wells of Vietsovpetro. In 2020 this system won the first prize at the National Technical Innovation Contest (VIFOTEC). Not satisfied with the results already obtained, Vietsovpetro DF team keeps researching and experimenting to apply the best solutions to enhance effectiveness of this drilling fluid system in inhibition ability, anti-accretion, thermal stability up to 150ºC, wellbore strengthening and wellbore stability. Keywords: water-based drilling fluid, Inhibitory Control, Drill bit stuck Control, Wellbore Satbility.