chức năng ứng dụng và phân loại của dung dịch khoan trong khai thác dầu khí

Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Nhóm SV Trang 1
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU
Xí nghiệp khoan và sửa giếng được thành lập từ tháng 6 năm 1983, là một
tập thể CBCNV quốc tế có nhiều kinh nghiệm trong lĩnh vực khoan thăm dò và
khai thác dầu khí. Xí nghiệp Khoan & Sửa giếng có đội ngũ chuyên gia kỹ thuật
và quản lý nhiều kinh nghiệm, trong đó có các tiến sỹ, thạc sỹ, chuyên gia, kỹ sư,
kỹ thuật viên được đào tạo trong và ngoài nước. Xí nghiệp khoan và sửa giếng
được trang bị 3 giàn tự nâng Tam Đảo – 01, Tam Đảo – 02 và Cửu Long với các
thiết bị hiện đại, 6 bộ giàn khoan Uranmash – 3D, một bộ sửa giếng MMWU –
01, 6 đội khoan cùng với dịch vụ sản xuất trên bờ, xưởng lắp tháp, xưởng bom
tráng xi măng, phòng dung dich khoan đáp ứng được dịch vụ trọn gói hoặc riêng
lẽ trong thi công thi công và sữa chữa giếng khoan. Để đáp ứng nhu cầu càng cao
của khách hàng, XNK & Sglieen tục cải tiến công tác quản lý sản xuất kinh
doanh bằng việc áp dụng hệ thống quản lý chất lượng ISO 9001 : 2008, bộ luật
Code, ISPS Code.
Bằng thiết bị và nhân lực hiện có cho tới nay Xí Nghiệp Khoan & Sửa
giếng đã khoan được trên 1,4 triệu mét khoan, sủa trên 779 lượt giếng khoan ở
các mỏ White Tiger, Dragon, Soi, Hoàng Long, Big Bear, Ba Den, Ba Vi, Thiên
Ung, Dai Bang,….Với kỹ thuật khoan xiên góc lên tới 70
0
và đã tiến hành cho
nhiều nhà thầu khác như VRJ, PVSC…
Với hệ thống thiết bị hiện đại, đội ngũ chuyên gia, kỹ sư, kỹ thuật viên giàu
kinh nghiệm. XNK & SG sẵn sàng phục vụ mọi yêu cầu của khách hàng với các
sản phẩm dịch vụ đạt tiêu chuẩn quốc tế.
Nhóm SV Trang 2
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Ngoài công tác khoan, xí nghiệp còn có khả năng thực hiện các công việc
sau:

− Thiết kế các giếng khoan thăm dò khai thác dầu khí ở biển và đất liền.
− Trực tiếp chỉ đạo kỹ thuật và thi công giếng khoan có độ sâu 5000m.
− Khoan xiêng định hướng có độ lớn 70
0
, khoan ngang vào các sản phẩm
dầu khí.
− Bơm trám xi măng, gia cố giếng khoan, kiểm tra độ kín của các ống dẫn
dầu, khí và nước.
− Sữa chữa các giếng khoan dầu, nước, nâng cấp khai thác lâu dài.
− Kiểm tra khuyết tật các thiết bị bằng máy siêu âm, điện tử có độ chính xác
cao.
− Sữa chữa, bảo dưỡng, phục hồi các loại máy khoan, cơ khí cắt gọt kim
loại, thiết bị động lực, thiết bị nâng.
Nhóm SV Trang 3
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
CHƯƠNG 2. CHỨC NĂNG VÀ TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH KHOAN
2.1. Khái niệm
Dung dịch khoan là loại dung dịch được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào
cần khoan, đi qua choòng khoan và quay lại bề mặt bằng khoảng không vành
xuyến trong công tác khoan.
Dung dịch khoan có thể là chất lỏng hoặc khí:
− Dung dịch khoan là không khí
− Dung dịch khoan dạng bọt
− Dung dịch khoan là nước
− Dung dịch khoan gốc dầu
− Dung dịch khoan gốc polymer tổng hợp (olefin và este).
2.2. Chức năng của dung dịch khoan
Trong quá trình thi công giếng khoan dầu khí, dung dịch khoan đóng vai
trò vô cùng quan trọng, là thành phần không thể thiếu trong suốt thời gian khoan
và đóng góp vào hoàn thành chương trình khoan. Dung dịch khoan có những

chức năng chính sau đây:
− Rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng
− Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn
− Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ
− Giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất nước rửa và hiện tượng dầu,
khí, nước vào lỗ khoan
− Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá
− Truyền năng lượng cho turbin khoan.
Ngoài ra, còn các chức năng khác như: Đảm bảo tính chính xác cho công
tác đánh giá vỉa, kiểm soát sự ăn mòn thiết bị (O
2
, CO
2
, H
2
S), hỗ trợ quá trình
trám xi măng và hoàn thiện giếng, giảm thiểu tác hại cho môi trường, truyền
thông tin địa chất lên mặt đất.
Nhóm SV Trang 4
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
2.2.1. Chức năng rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng
Đây là điều kiện để đạt được tốc độ cơ học khoan cao. Đi đôi với quá trình
phá hủy đá là quá trình giải phóng mùn khoan khỏi bề mặt đáy, phải làm sạch
mùn khoan khỏi đáy mới tạo điều kiện tốt cho sự làm việc của dụng cụ khoan,
tránh được hiện tượng kẹt cố do lắng đọng mùn khoan ở đáy.
Muốn rửa sạch đáy lỗ khoan thì phải kịp thời đưa mùn khoan lên mặt đất
theo khoảng không vành xuyến giữa thành lỗ khoan và cần khoan. Mức độ rửa
sạch lỗ khoan phụ thuộc vào số lượng các hạt mùn khoan.
Đáy lỗ khoan được làm sạch phụ thuộc vài 3 yếu tố cơ bản:
− Vận tốc đi lên của dòng dung dịch: Năng suất máy bơm lớn, lượng dung

dịch bơm vào đáy lỗ khoan càng nhiều, đáy lỗ khoan rửa sạch thì tốc độ
khoan càng tăng.
− Tính chất của dung dịch: Dung dịch có độ nhớt thấp, độ linh động cao
càng làm sạch đáy lỗ khoan.
− Hình dạng và kích thước hạt mùn.
2.2.2. Chức năng giữ mùn khoan lơ lửng tuần hoàn
Trong quá trình khoan thường xảy ra hiện tượng ngừng khoan một cách đột
ngột hoặc khi tiếp cần, thay choòng khoan. Lúc đó trong khoảng không vành
xuyến còn rất nhiều mùn khoan chưa được nâng lên mặt đất. Do trọng lượng bản
thân, các hạt mùn khoan lắng xuống gấy ra hiện tượng kẹt lỗ khoan.
Để tránh hiện tượng kẹt cần khoan, phải dùng dung dịch có tính lưu biến
cao. Dung dịch loại này khi ở trạng thái yên tĩnh, ứng suất giới hạn của chúng
tăng lên (quá trình gel hóa), đủ để giữ các hạt mùn khoan không bị lắng xuống.
Để đảm bảo chức năng này thì dung dịch khoan phải đạt các yêu cầu sau:
− Có tính xúc biến cao, đó là khả năng hình thành mạng lưới cấu trúc để giữ
cho hạt mùn ở trạng thái lơ lửng.
− Giá trị ứng suất trượt tĩnh đủ lớn để tránh không cho hạt mùn rơi ngược
trở lại giếng.
Nhóm SV Trang 5
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
− Khả năng giữ các hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của một loại nước
rửa được đánh giá bằng kích thước lớn nhất của các hạt mùn khoan không
bị chìm trong loại nước rửa ấy.
− Khi rửa lỗ khoan bằng nước lã hoặc chất khí, do tính lưu biến của các loại
dung dịch này rất thấp, chỉ được ngừng tuần hoàn sau khi đưa hết mùn
khoan lên mặt đất. Đồng thời phải nhanh chóng khôi phục sự tuần hoàn
của dung dịch.
2.2.3. Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ
Trong quá trình khoan, dụng cụ phá đá bị nóng do nhiệt ở đáy (địa nhiệt)
và do ma sát với đất đá.

Năng lượng cơ học do ma sát sẽ sinh ra nhiệt. Một phần làm nóng dụng cụ
phá đá và một phần đi vào đất đá. Nhiệt ở vùng tiếp xúc 800 – 1000ºC sẽ giảm
độ bền và độ chống ăn mòn của dụng cụ, dần dần làm cho lưỡi khoan không còn
khả năng làm việc.
Khi dùng đến các chất lỏng và khí để rửa lỗ khoan thì chất đó sẽ thu nhiệt
dẫn đến sự mất cân bằng nhiệt độ: nhiệt độ tỏa ra do quá trình ma sát sau một
thời gian bằng nhiệt độ các chất rửa lỗ khoan. Lúc ấy nhiệt độ của dụng cụ phá
đá sẽ không đổi.
Việc làm mát dụng cụ phá đá phụ thuộc lưu lượng, tỉ nhiệt và nhiệt độ ban
đầu của chất để rửa lỗ khoan. Lưu lượng và tỉ nhiệt càng lớn thì nhiệt độ trung
bình ở chỗ tiếp xúc càng nhỏ. Mặt khác khi lỗ khoan càng lớn thì việc làm lạnh
choòng khoan càng nhanh.
Thực tế cho thấy dung dịch làm lạnh dụng cụ phá đá tốt nhất là nước lã, sau
đó là dung dịch sét và các chất lỏng khác, cuối cùng là chất khí.
Dung dịch khoan còn bôi trơn ổ bi, các chi tiết khác của turbin, choòng
khoan cần khoan và ống chống do nước rửa làm giảm ma sát ở các bộ phận
quay, bôi trơn và làm giảm nhẹ sự làm việc của các cơ cấu dẫn đến tăng độ bền
Nhóm SV Trang 6
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
của chúng, đặc biệt quan trọng trong turbin. Hiệu quả bôi trơn càng tăng nếu pha
vào dung dịch 8 – 10% dầu diesel hoặc dầu hỏa. Dung dịch nhũ tương dầu có tác
dụng bôi trơn tốt nhất, dùng dung dịch này khi khoan moment quay giảm 30%.
2.2.4. Chức năng giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, khống chế sự xâm
nhập của chất lưu từ vỉa vào trong giếng
Mỗi lớp đất đá, vỉa khoáng sản, mỗi tầng chứa dầu, khí, nước nằm trong
lòng đất đều có áp lực vỉa Pv của chúng (áp lực thủy tĩnh) từ vài atm, vài trăm
đến hàng nghìn atm. Ở điều kiện bình thường, do sự cân bằng áp lực của đất đá
nên chúng ổn định nhưng khi khoan qua chúng thì sự cân bằng này bị phá vỡ.
Dưới áp lực vỉa, các lớp đất đá đi vào lỗ khoan.
Khi lỗ khoan có nước rửa thì cột chất lỏng trong lỗ khoan sẽ tạo một áp lực

thủy tĩnh P
v
.
− Khi P
v
> P
tt
thì đất đá, dầu khí nước sẽ đi vào lỗ khoan gây ra hiện tượng
sập lở thành lỗ khoan hay hiện tượng dầu, khí, nước vào lỗ khoan và phun
lên. Tăng tỷ trọng P
tt
có tác dụng chống lại Pv. Mặt khác khi dùng dung
dịch sét sẽ tạo nên một lớp vỏ mỏng sét chặt sít xung quanh thành lỗ
khoan, ngăn cách giữa vỉa và lỗ khoan thì thành lỗ khoan ổn định.
− Khi P
v
< P
tt
, nước rửa đi vào khe nứt của đá làm giảm thể tích nước rửa,
gây ra hiện tượng mất nước rửa từng phần hay hoàn toàn. Hiện tượng này
xảy ra khi khoan qua đất nứt nẻ, nhiều lỗ hổng…
Đồng thời với hiện tượng sập lở thành giếng khoan, dầu khí, nước đi vào lỗ
khoan. Do đó khi khoan cần phải chọn dung dịch khoan có tỷ trọng hợp lí để P
v
gần bằng P
tt
. Khắc phục bằng cách dùng dung dịch sét chất lượng tốt, tỷ trọng
nhỏ tạo nên một vỏ sét chặt sít ngăn cách giữa lỗ khoan và vỉa, đồng thời do P
tt
nhỏ sẽ thành lập nên một trạng thái cân bằng P

tt
= P
v
để chống mất nước rửa.
Trong trường hợp mất nước rửa mạnh, người ta dùng các hỗn hợp đông
nhanh để khắc phục.
Nhóm SV Trang 7
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Trong quá trình khoan do sự chênh lệch giữa áp suất cột dung dịch và áp
suất vỉa mà một phần nước tách khỏi dung dịch đi vào khe nứt, lỗ hổng của đất
đá ở thành giếng và để lại trên thành giếng những hạt keo. Chúng liên kết với
nhau tạo thành lớp vỏ bùn ở thành giếng khoan. Lớp vỏ bùn này có tác dụng
giống một ống chống tạm thời giữ cho đất đá không bị sập lở. Độ dày và tính
chất vỏ bùn phụ thuộc vào chất lượng dung dịch. Nếu dung dịch có chất lượng
tốt, chứa nhiều hat keo, chúng sẽ sắp xếp trật tự, chặt xít trên thành giếng khoan,
tạo lớp vỏ bùn mỏng nhưng rắn chắc, hạn chế nước thấm vào vỉa, ngăn sập lở, bó
hẹp thành giếng khoan.
2.2.5. Chức năng truyền năng lượng động cơ đáy
Đối với một số trường hợp khoan giếng định hướng có góc nghiêng lớn và
khoan ngang, người ta sử dụng động cơ đáy (tuabin hoặc động cơ thể tích). Động
cơ này làm việc nhờ năng lượng của dòng dung dịch tuần hoàn trong giếng.
Yếu tố quyết định là hàm lượng nước rửa bơm vào turbin nghĩa là năng suất
máy bơm:

=> Lượng nước rửa tăng lên ít nhưng công suất của turbin thay đổi rất nhiều
=> Tăng tiến độ khoan.
Ở máy bơm có sự liên hệ: = Pq
Trong đó:
• : công suất của máy bơm dung dịch
• p: áp lực ống thoát của máy bơm

• Q: lưu lượng của máy bơm dung dịch
Muốn Q tăng để tăng công suất quay của turbin thì tăng hay giảm p.
Trong kỹ thuật, có thể điều chỉnh dễ dàng nên tăng Q dễ dàng nhưng trong
kỹ thuật khoan, do kích thước các ống dẫn hạn chế nên khi Q tăng làm p giảm.
Tùy theo độ bền của ống dẫn thủy lực, bơm và dụng cụ khoan mà p tăng đến trị
số p < p
max
do giá trị p
max
đã làm hạn chế Q máy bơm.
Nhóm SV Trang 8
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Khi không đổi, muốn tăng Q thì phải giảm các tổn thất cục bộ. Điều này
thực hiện bằng 2 cách:
− Tăng đường kính của các phần có nước rửa chảy qua như ống dẫn, cần
khoan và đầu nối, các lỗ thoát của chòong.
− Dùng nước rửa linh động có tỷ trọng và độ nhớt nhỏ.
Khi Q không đổi thì tổn thất thủy lực sẽ nhỏ nhất nếu làm sạch lỗ khoan
bằng nước lã.
2.2.6. Gây tác dụng hóa lý khi phá hủy đất đá
Nước rửa qua lỗ thoát của choòng khoan có kích thước nhỏ nên đạt được
động năng lớn. Động năng này được dùng để làm sạch đáy lỗ khoan đặc biệt khi
gặp đất đá mềm, xốp bởi vì khi đó động năng này sẽ tác động trực tiếp gây phá
hủy lên bề mặt đất đá.
Tác động cơ học của dòng nước rửa lên đáy lỗ khoan được đánh giá bằng
áp lực hay lực đập của dòng nước rửa khi tiếp xúc với đất đá ở đáy. Lực đập này
phụ thuộc vào tốc độ, khối lượng và mật độ của dòng nước rửa.
Khi khoan qua đất đá cứng, nước rửa góp phần làm tăng tốc độ khoan cơ
học vì nước đã làm giảm độ cứng của đất đá.
Đất đá có độ bền không đồng nhất, trong mạng tinh thể có chỗ rất yếu và

trên bề mặt có các khe nứa ngang dọc. Khi nước rửa thấm sâu vào làm các khe
nứt bị sâu thêm, rộng ra tạo điều kiện cho việc phá hủy đá dễ dàng hơn. Hiệu quả
đó tăng thêm khi ta cho thêm vào nước rửa các chất làm giảm độ cứng. Tác dụng
của các chất này là tăng lực tương tác hóa lý giữa môi trường phân hóa và bề mặt
mới của đất đá tạo ra trong quá trình phá hủy cơ học.
Các chất làm giảm độ cứng như cacbon hoạt tính, phenol, axit và các muối
kiềm của chúng:
− Các chất điện phân: NaCl, MgCl
2
, CaCl
2
, AlCl
3
.
− Các muối của kim loại kiềm: CaCO
3
, Na
2
CO
3
.
Nhóm SV Trang 9
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Khi nồng độ các chất trên trong nước rửa nhỏ thì có tác dụng, khi nồng độ
tăng thì có tác dụng ngược lại.
2.3. Thành phần và phân loại dung dịch khoan
Tùy thuộc vào tính đa dạng và phức tạp của điều kiện đại chất, người ta sử
dụng nhiều loại dung dịch khoan khác nhau. Có nhiều cách phân loại dung dịch
khoan khác nhau.
 Theo môi trường phân tán, gồm có:

− Dung dịch khoan gốc nước (nước biển hoặc nước ngọt)
− Dung dịch khoan không phải gốc nước (gốc dầu, khí)
 Theo yếu tố công nghệ (phương pháp điều chế và gia công hóa học, vật
liệu sử dụng…) có thể chia dung dịch khoan thành:
− Dung dịch sét gốc nước
− Dung dịch tự nhiên
− Dung dịch gốc dầu
− Dung dịch bọt
− Dung dịch đặc biệt (ức chế, nhũ tương, ít sét…)
 Theo mục đích sử dụng:
− Dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm
− Dung dịch khoan hoàn thiện giếng
− Dung dịch kiểm tra hoặc dung dịch phục hồi giếng
− Dung dịch trong khoảng không vành xuyến hoặc dung dịch trong cột
ống
Các cách phân loại trên có tính chất tương đối nhưng cách phân loại phổ
biến nhất hiện nay là theo môi trường phân tán. Sau đây, chúng ta sẽ tìm hiểu chi
tiết loại dung dịch khoan theo cách phân loại này.
Nhóm SV Trang 10
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
2.3.1. Dung dịch khoan gốc nước
2.3.1.1. Nước kỹ thuật
Là hỗn hợp giữa nước lã được hòa tan với các loại sét trong thành hệ khoan
qua hay dùng sét tự nhiên được xử lý. Dung dịch này dùng khoan qua đất đá bền
vững, thành giếng ổn định không xảy ra hiện tượng sụp lở.
 Ưu điểm
Ít tốn công suất máy bơm, tốc độ khoan cao do độ nhớt và tỷ trọng dung
dịch thấp
Phổ biến và giá thành thấp
 Nhược điểm

− Khó sử dụng khi khoan qua thành hệ phức tạp
− Khi ngừng tuần hoàn dung dịch dễ kẹt bộ khoan cụ.
2.3.1.2. Dung dịch sét
− Môi trường phân tán nước
− Pha phân tán là sét, thông thường là sét montmorillonit
Người ta căn cứ vào kích thước các pha phân tán mà biết hệ dung dịch là hệ
keo hay hệ huyền phù. Nếu kích thước hạt của pha phân tán nhỏ hơn 0,1
µ
m
được hệ keo, còn kích thước hạt của pha phân tán lớn hơn 0,1
µ
m ta được hệ
huyền phù. Tuy nhiên không thể có ranh giới cụ thể giữa hệ dung dịch huyền
phù và hệ dung dịch keo. Thành phần sét không đồng nhất nên trong dung dịch
khoan luôn tồn tại hai hệ phân tán trên.
Trong thực tế, dung dịch sét giá thành rẽ sử dụng rộng rãi do đáp ứng rất tốt
những điều kiện trong khi khoan. Nhưng nhược điểm lớn nhất của dung dịch sét
là bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt, gây nhiễm bẩn thành hệ, làm giảm độ thấm tự
nhiên của vỉa.
Nhóm SV Trang 11
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
 Dung dịch polyme
Các loại polyme khác nhau được trộn thêm vào dung dịch khoan nhằm
giảm tối đa sự cố và bảo vệ tầng sản phẩm, tăng tốc độ khoan. Mỗi một loại
polyme có tác dụng khác nhau chẳng hạn như : xabvis có độ bền cấu trúc và tính
chảy loãng cao, polyacrylamite là polyme nhân tạo tinh khiết có tính nhớt cao.
Cả hai polyme này có phân tử lượng lớn hơn các polyme khác. Khi chúng kết
hợp với nhau tạo nên dung dịch tampon có độ bền cấu trúc cao, độ nhớt lớn, tính
chảy loãng cao.
2.3.2. Dung dịch khoan gốc dầu

Thường dùng khoan qua tầng chứa và tầng sét trương nở, là dung dịch hoàn
thiện giếng rất tốt. Dung dịch này có những ưu nhược điểm sau đây:
 Ưu điểm
− Dễ dàng kiểm soát các đặc tính dung dịch khoan khi không có sự xuất
hiện của nước và dầu thô
− Ức chế sét rất hiệu quả
− Không nhạy với chất gây nhiễm bẩn thông thường của dung dịch gốc
nước (NaCl, CaSO
4
, xi măng, sét)
− Các đặc tính thấm lọc tốt ở nhiệt độ và áp suất cao, vỏ sét mỏng
− Tỷ trọng dung dịch nhỏ (gần bằng 1)
− Giảm ma sát bộ khoan cụ lên thành giếng nên giảm momen xoắn và
giảm mòn bộ khoan cụ
− Tăng tuổi thọ các chòong khoan dạng chóp xoay
− Loại trừ sự dính do chênh áp
− Thu hồi mẫu khoan tốt nhất, giá trị về hàm lượng và tính chất nước lỗ
rỗng sẽ chính xác hơn từ các mẫu khoan thu được
− Ít gây thiệt hại cho thành hệ
− Tăng khả năng thu hồi dầu so với giếng khoan rửa bằng dung dịch
nước.
 Nhược điểm
− Dễ lắng đọng các chất làm nặng
Nhóm SV Trang 12
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
− Khó nhận biết khi xảy ra hiện tượng xâm nhập khí
− Nhạy với nước
− Dễ cháy và nguy hiểm cho co người
− Làm hỏng cao su không chuyên dụng với hydrocacbon
− Khó phát hiện sự có mặt dầu trong mùn khoan

− Một số phương pháp đo trong khi khoan và địa vật lý giếng khoan
không thể áp dụng được
− Giá thành cao.
2.3.3. Dung dịch nhũ tương
Gồm có một pha liên tục là dầu và một pha phân tán là nước chiếm ít nhất
50% thể tích. Dung dịch nhũ tương gồm có hai loại:
 Nhũ tương dầu trong nước: gồm 5 – 25% thể tích dầu và lượng chất ổn
định được trộn với 75 – 95% dung dịch sét.
 Nhũ tương nước trong dầu: gồm 30 – 60% nước là pha phân tán, dầu là
pha liên tục.
Tính chất dung dịch nhũ tương tương tự như tính chất dung dịch gốc dầu
nhưng hạn chế được một số nhược điểm dung dịch gốc dầu như sử dụng thuận
lợi các phương pháp đo địa vật lý, ít gây ra sự cố cháy… Dung dịch nhũ tương
dử dụng khoan trong những trường hợp sau:
− Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn.
− Giếng khoan có nhiệt độ cao.
− Khoan định hướng.
Ngoài những ưu điểm như dung dịch gốc dầu, dung dịch nhũ tương có
những ưu điểm sau:
− Giá thành thấp hơn
− Ít gây cháy hơn
− Xử lý bề mặt dễ dàng hơn.
Tuy là loại dung dịch khoan được mới phát triển gần đây nhưng nó được sử
dụng phổ biến, rộng rãi.
Nhóm SV Trang 13
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
CHƯƠNG 3. CÁC THIẾT BỊ ĐO VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM
LƯỢNG DUNG DỊCH KHOAN
MUD TESTING RESULTS
1: JACK UP RIG: TAM DAO 01 WELL: R –

34
2: Date: 27/3/2014
3: No. sample: Active pit (Pit #3) @ 05:00 a.m
4: MD/ TVD: 3495m/ 2904 m
5: Test date: 27/03/2014
6: Type of Mud: Ultradrill
7: Temperature testing at 50
o
C
N
o
Thông số dung dịch
Mud properties
Đơn vị
Mesurement
Unit
Kết quả phân
tích
Resulting
analysis
Thông số thiết
kế
Design
Parameters
1
Tỷ trọng riêng
mud weihg
g/cm
3
1.32 1.22 – 1.28

2
Độ nhớt phễu
Marsh funnel /
Viscosity
s 53 50 – 70
3
Độ thải nước / API
Fuild
Loss
Cm
3
/30min 2.6 <4
4
Chiều dày vỏ bùn
Filter cake
mm 1 <1.5
5 Gel 10 sec / 10 min Lb/100ft
2
6/9 8 – 15/10 – 25
6 Ph - 11 9 – 10
7
Hàm lượng cát
Sand
% 0.1
8 V 600/300 & V 6/3 86/59 & 8/6 V6 = 10 – 13
Nhóm SV Trang 14
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
9 PV/ YP
Cpo (Lb/100
ft

2
)
27/32 ALAP/ 25 – 40
10
Hàm lượng pha rắn
Solids
%V 13
11
Hàm lượng nước
Water
%V 83
12
Hàm lượng chất bôi
trơn
Lubricant
%V 4
13
Hàm lượng pha keo
MBT
Kg/m
3
8.5 <35
14 K
+
g/l 30
15 Ca
+
mg/l 1600 – 2000
16 Cl
-

g/l 53
17
Moment ma sát
Moment
N.m 18
Nhóm SV Trang 15
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
3.1. Tỉ trọng
 Ý nghĩa
− Đây được xem là thông số quan trọng nhất trong tất cả thông số của
dung dịch khoan, vì nó liên quan đến áp suất thủy tĩnh và khả năng
nâng mùn khoan từ đáy giềng lên mặt đất vì vậy cần phải kiểm tra
thường xuyên để đảm bảo áp suất thủy tĩnh ở đáy giếng chất lỏng xâm
nhập từ vĩa và cũng đảm bảo không vượt áp suất vỡ vỉa.
− Khối lượng riêng của dung dịch khoan phụ thuộc vào các tạp chất và
các chất phụ gia được sử dụng để pha chế dung dịch.
− Khối lượng riêng của dung dịch tạo nên áp suất thủy tĩnh tác dụng vào
thành lỗ khoan để cân bằng áp suất vĩa, nhằm chống lại hiện tượng sụt
lở và ngăn ngừa xâm nhập dầu, khí, nước vào lỗ khoan.
− Khối lượng riêng của dung dịch không được vượt quá khối lượng cho
phép vì:
+ Làm giảm tốc độ khoan.
+ Làm tăng tổn thất áp lực cho máy bơm, giảm hiệu suất bơm.
+ Làm tổn hao dung dịch vào lỗ hổng và khe nứt.
 Phương pháp đo
− Dùng cân tỉ trọng để xác định khối lượng của một đơn vị thể tích
− Đong đầy cốc dung dịch cần đo. Đậy nắp cân và lao sạch phần dung
dịch thừa trên nắp cân. Điều chỉnh con trượt trên đòn cân, dựa vào bọt
khí sau cho cân đạt thăng bằng. Đọc tỉ trọng cân được khi cân đả thăng
bằng.

Nhóm SV Trang 16
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
3.2. Phễu đo độ nhớt Marsh Funnel
 Ý nghĩa
− Là đại lượng đặc trưng chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các phân
tử của dung dịch. Khi tăng độ nhớt giúp cho việc lấy mẫu đạt tỉ lệ cao tạo
điều kiện tốt nâng mùn khoan lên mặt đất, tăng độ ổn định thành giếng
khoan ở tầng đất đá. Tuy nhiên độ nhớt tăng làm tổn hao công suất máy
bơm hệ số hút đẩy máy bơm giảm và khó loại trừ mùn khoan ra khỏi dung
dịch.
− Dùng để đo độ nhớt qui ước của dung dịch khoan, chỉ số chảy loãng của
dung dịch biểu thị bằng thời gian (giây) cho 946,35ml dung dịch chảy qua
lỗ phễu có đường kính 4,5 mm.
 Cấu tạo:
Gồm phễu lớn có dung tích 1500ml, trên miệng phễu có gắn sẵn lưới lọc,
ống chảy dài 50mm, cốc đong có dung tích 946ml.
Hình 3.1. Nhớt kế Marsh
Nhóm SV Trang 17
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Hình 3.2. Máy Viscometer (nhớt kế Fann)
 Phương pháp đo:
− Bịt ngón tay vào đáy phễu và đổ đầy dung dịch vào phễu qua lưới tới
vạch quy định là 1500ml.
− Đo thời gian chảy ra khỏi phễu của 946ml dung dịch vào cốc có khắc
vạch vào đồng hồ bấm giây.
− Thời gian đo được chính là độ nhớt biểu kiến của dung dịch đó.
3.3. Phương pháp xác định độ bền gel
 Ý nghĩa
Là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc, tính xúc biến của dung dịch
khi phá vỡ trạng thái tĩnh của dung dịch. Đó là một ứng suất nhỏ nhất cần thiết

để phá vỡ cấu trúc của dung dịch khỏi trạng thái tĩnh.
 Phương pháp đo
− Khuấy mẫu với tốc độ (600V/f) trong thời gian 20 – 30 giây tùy thuộc
vào dung dịch đặc hay loãng, cho đến khi đạt số đọc ổn định. Chuyển
phím tốc độ về 0 để tắt tốc độ quay. Để dung dịch yên tĩnh trong thời
gian 1 phút hoặc 10 phút, sau đố bật phím tốc độ 3 vòng/phút, đọc giá
Nhóm SV Trang 18
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
trị cao nhất theo kim chỉ trên thang đo, ta có giá trị gel 1 phút, tương tự
ta xác định giá trị gel 10 phút
− Với số đọc 200 vòng/phút và 100 vòng/ phút dùng để tham khảo so
sánh với các số đọc 600 vòng/phút và 300 vòng/phút
− Với số đọc 6 vòng/phút được hiểu là khả năng nâng mùn khoan ở trạng
thái động. Với những giếng khoan có nghiêng lớn thì thông số này rất
quan trọng và thường giữ trong khoảng 8 – 12.
Nhóm SV Trang 19
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
3.4. Phương pháp xác định hàm lượng Kali
 Ý nghĩa
Hàm lượng Kali càng lớn càng có tác dụng ức chế sét làm giảm khả năng
hấp thụ của nước do ion K
+
thay thế ion Na
+
.
 Phương pháp đo
Lắp hệ thống tay quay vào giá thật chắc chắn. Rót filtrate của dung dịch
khoan vào một bên xilanh khắc vạch, tương ứng bên kia rót dung dịch KCl
(5g/l). Hai bên rót thêm vào cùng một lượng hóa chất tạo kết tủa. Thêm vào mỗi
bên vài giọt axit citric. Quay với tốc độ 1600 v/p trong vòng 1 phút. Đọc lượng

cặn thu được ở đáy mỗi ống đo và so sánh để tính lượng (K
+
).
3.5. Phương pháp xác độ dày vỏ bùn
 Ý nghĩa
Dụng cụ mô phỏng lớp bùn của thành giếng khoan tạo ra, qua đó xác định
mức độ dính của bộ khoan cụ lên thành giếng khoan tương ứng với việc sử dụng
hóa chất, hóa phẩm, gia công dung dịch.
 Phương pháp
− Đặt chế lọc và các dòng điện, vặn thật chính xác sau đó vặn chặt lại.
Đổ dung dịch khoan vào cốc tới vạch khắc. Đặt lên giá, đậy nắp và
cung cấp áp suất nén tới 475psi (nhả ½ cả van trên và dưới để tạo áp
suất).
− Hứng nước lọc ở phía dưới; chờ 10 phút; sau đó ấn tay đòn bẫy đẩy thanh
dính vào vỏ bùn; chờ khoảng 2 phút; nhả từ từ thanh dính, khi đó thanh
dính giữ lại trên vỏ bùn. Chờ thêm 10 phút nữa rồi dùng momen quay xoay
thanh dính. Đọc số đo trên tay quay.
Lặp lại sao 30 giây, lấy giá trị trung bình 3 lần.
Nhóm SV Trang 20
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Kết thúc đó: vặn chặt cấp áp từ nguồn và các van lực, xả áp suất; tháo rửa
dụng cụ.
3.6. Phương pháp xác định khả năng bôi trơn
Thiết bị mô phỏng mức độ bôi trơn của dung dich lên bôi khoang cụ và
thành giếng thông qua việc thông qua việc tăng giiamr moomen xoắn của dung
dịch
 Ý nghĩa
− Lực Moomen liên quan đến việc giảm ma sát của hai bề mặt kim loại
(cột cần với thành giếng).
− Thông thường lực Momen của dung dịch khoang phải < 20Ep. Nếu

vượt quá 20Ep sẽ làm tiêu tốn nhiều lực, ăn mòn cần khoang.
 Phương pháp
− Kiểm tra cụm điện áp, kiểm tra điều kiện hoạt động của thiết bị, cụm
“bloc” phải hoạt động bình thường. Lắp hệ thống dao đo và vòng đo
vào đúng vị trí. Đỗ nước kỹ thuật vào cốc đo, nâng cụm “bloc” lên sao
cho dao đo ngập trong nước mà không chạm đáy cốc. Bật máy hoạt
động, hiệu chỉnh vòng quay (60 vòng/phút). Khi vòng quay đã ổn định
gạt công tắc sang chế độ momen, điều chỉnh momen về vị trí số 0, khi
máy hoạt động bình thường thì nâng lực ép thành momen lên dần đến
150pound/inch lên, theo dõi kim đồng hồ khi đến vị trí 30 thì dừng
máy. Lúc này máy đã sẵn sàng cho chế độ đo dung dich.
− Đổ dung dich vào cốc, hiệu chỉnh số vòng quay 60 vòng/ phút. Chuyển
sang chế độ momen, ép cần momen lên đến 150pound/inch, theo dõi
kim đồng hồ trong vòng 5 phút, đọc giá trị momen khi đồng hồ ổn
định. Đây là giá trị momen biểu kiến của dung dịch thể hiện mức độ
bôi trơn của dung dịch.
Nhóm SV Trang 21
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
3.7. Phương pháp xác định độ thải nước
Độ thải nước của dung dịch sét là khả năng nước tách ra khỏi dung dịch đi
vào khe nứt và lỗ hỗng của đất đá xung quanh thành lỗ khoan.
 Ý nghĩa
Kèm theo độ thải nước là sự tạo thành vỏ sét trên lỗ khoan, do sự trương
nở của sét khi tiếp xúc nước. Độ dày thành vỏ sét càng nhỏ càng tốt, thông
thường là 3mm, nếu quá lớn có thể làm kẹt cần khoan dẫn dến sự cố.
 Phương pháp đo
− Tháo đáy cốc ra, lắp lưới kim loại, giấy lộc, giãng vào đúng vị trí, hãm
lại. Lắp cốc vào, bôi mỡ bảo vệ nhiệt vào các vòng cao su.
− Vặn chặt các ốc hãm và van đáy cốc lại. Lặt cốc lên và đỗ dung dịch
vào. Mực dung dịch cách vòng cao su tối thiểu 5cm để lấy chổ đặt cánh

khuấy và dung dịch tăng khi tăng nhiệt độ.
− Lắp cạnh quạt vào cán trộn. Đậy nắp cốc lại, vặn chặt ốc hãm, đặt cốc
vào buồng nung.
− Hiệu chỉnh nhiệt độ nung sao cho phù hợp với nhiệt độ giới đáy giếng,
khi tới nhiệt độ nung đèn báo hiệu sáng và rowle tự động ngắt.
− Vặn van cấp áp suất 500Psi vào, sao cho van hướng xa động cơ để dễ
dàng nối với hệ thống tạo áp.
− Điều chỉnh áp suất đáy đạt 100Psi, hứng nước thải ra trong thời gian
30phút.
Nhóm SV Trang 22
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Hình 3.3. Dụng cụ đo độ thải nước
3.8. Dụng cụ đo hàm lượng cát
 Ý nghĩa
Dùng để xác định hàm lượng cát trong dung dịch khoan.
Hàm lượng cát chứa trong dung dịch là thể tích cặn thu được khi dung dịch
được pha loãng bằng nước với tỉ lệ 1/9 và sau khi để dung dịch ở trạng thái yên
tĩnh một thời gian cho đến khi pha rắn sa lắng hết. hàm lượng cát dược tính bằng
% nó đặc trưng cho mức độ nhiễm bẩn của dung dịch.
 Cấu tạo
Dụng cụ đo hàm lượng cát bao gồm một sàng 200 lỗ chuẩn, phễu và ống đo
chuẩn bằng thủy tinh, trên đó có khắc vạch để xách định % cát trong dung dịch
khoan. Theo thiết kế giếng khoan hàm lượng cát thường duy trì ở mức tối đa là
1,5% thể tích.
Nhóm SV Trang 23
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
Hình 3.4. Dụng cụ đo hàm lượng cát
 Phương pháp đo
− Đổ dung dịch khoan vào ống đo đến vạch chuẩn của dung dịch. Sau đó
đổ nước vào đến vạch chuẩn của nước khuấy đều và lắc liên tục.

− Đổ hỗn hợp này qua màng lọc và rửa nhiều lần bằng nước sạch để loại
bỏ mùn khoan khỏi cát sa lắng, rủa lại phần cát còn nguyên trên màng
lọc, trước khi rửa qua cát đã trong, dùng vòi rủa hết cát ở màng lọc cho
chảy vào ống đong thủy tinh để tình phần trăm thể tích cát.
− Phần trăm thể tích cát được tính bằng: thể tích phần cặn lắng đọc được
trên thân ống đo có khắc vạch.
Nhóm SV Trang 24
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD: KS. Dương Quốc Khanh
3.9. Hàm lượng pha rắn
 Ý nghĩa
− Đại lượng thể hiện khối lượng sét pha chế trong dung dịch, chất tăng
trọng lượng và mức độ nhiễm bẩn của dung dịch khoan. Được xác định
bằng tỉ lệ phần trăm trong 100ml dung dịch.
− Dung dịch có hàm lượng pha rắn cao làm tăng mức độ bào mòn dụng
cụ khoan và các chi tiết trong hệ thống vận hành khoan, đồng thời làm
giảm tốc độ cơ học khoan, dễ gây kẹt bộ khoan cụ và ảnh hưởng đến
quá trình mở vỉa sản phẩm. hàm lượng pha rắn cao còn làm giảm hiệu
quả xử lý dung dịch khoan, tăng tiêu hao hóa phẩm xử lý.
 Thiết bị đo pha rắn
Retort được dùng để xác định hàm lượng chất rắn và chất lỏng trong dung
dịch khoan. Mẫu được đong vào cốc chuyên dụng (10ml, 30ml hoặc 50ml tùy
theo từng loại) và gia nhiệt bốc hơi. Hơi của ngưng tụ được chuyển qua phoi lọc
và ngưng tụ chuyển xuống ống thủy tinh khắc vạch hứng bên dưới. Phần thể tích
của chất lỏng, dầu và nước tính theo phần trăm thể tích, phần trăm pha rắn gồm
cả huyền phù và những chất không tan được xác định bằng tỉ lệ phần trăm giữa
hiệu của thể tích mẫu dung dịch trước khi nung và thể tích pha lỏng chưng cất
được sau khi nung so với thể tích mẫu dung dịch.
 Phương pháp đo
Rót dung dịch cần phân tích vào đày cốc chịu nhiệt. đậy nắp có lỗ thông
lên miệng cốc, để phần dung dịch dư trào ra ngoài, rồi lau sạch cốc. vặn cốc vào

thân nung đã bôi mỡ ren chuyên dụng. đặt thân rung vào retort. Đậy nắp bật
công tắt rung, đèn chỉ thị sẽ sáng. Sau một khoảng thời gian, phần chất lỏng đã
được chân cất sẽ thoát ra ngoài chảy vào ống đong bên dưới, cho đến khi chất
lỏng ngừng chảy.
Nhóm SV Trang 25