Báo cáo kiến tập tại công ty IM việt nam

Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
LỜI NÓI ĐẦU
Trong những năm qua,nhờ chính sách mở cửa và đổi mới nền kinh tế từ
cơ chế tập trung quan liêu bao cấp sang cơ chế thị trường, Việt Nam đã quan
hệ ngày càng nhiều với các đối tác nước ngoài. Đặc biệt với định hướng ưu
tiên sản xuất phục vụ xuất khẩu của Nhà nước,hoạt động xuất khẩu của nước ta
diễn ra ngày một sôi động và đang là một hoạt động mang lại cho đât nước
một nguồn lợi đáng kể.
Sau sự kiện có tính bước ngoặt của nghành dầu khí Việt Nam ở giai đoạn
cuối thập kỷ 80,từ việc phát hiện ra dòng dầu công nghiệp đầu tiên. Ở mỏ
Bạch Hổ, mỏ Rồng và đặc biệt là phát hiện ra tầng móng có chứa dầu với trữ
lượng lớn ở vùng mỏ Bạch Hổ,đã đưa sản lượng khai thác dầu thô tăng vọt.
Với chính sách đổi mới của Đảng và Nhà nước cùng với sự hấp dẫn của luật
đầu tư nước ngoài,đã bắt đâu thu hút được sự đầu tư ngày càng tăng của các
công ty nước ngoài (Shell,Total, PetroCanada, Petronas.Enterprise Oil.BP và
rất nhiều tập đoàn dầu khí lớn trên thế giới ) trong lĩnh vực tìm kiếm, thăm
dò ,khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. Nghành dầu khí đã đẩy nhanh
chủ trương tiến trình khoan thăm dò và khai thác dầu khí trên diện rộng ở thềm
lục địa Việt Nam,đồng thời với việc xây dựng, phát triển dịch vụ dầu khí.
Trong bối cảnh đó,Quyết định số 182 ngày 8 tháng 3 năm 1990, Công ty dung
dịch khoan và hóa phẩm dầu khí(DMC) được thành lập,đến tháng 12 năm
1990.công ty DMC đã phát triển và mở rộng thêm Xí nghiệp hóa phẩm dầu khí
Yên Viên; đến tháng 8 năm 1991, Liên Doanh ADF-Việt Nam giữa DMC và
công ty Anchor Drillng Fluids A/S Na Uy ra đời(nay đổi thành Công ty liên
doanh MI-Việt Nam).Trong những năm 1999,2000 và 2007, Công ty tiếp tục
thực hiện mở rộng thêm 2 xí nghiệp la Hóa phẩm dầu khí Quảng Ngãi và Vật
liệu cách nhiệt-DMC tại khu công nghiệp Phú Mỹ,Vũng Tàu. Nhận thức được
tầm quan trọng,cũng như sự phát triển mạnh mẽ của công ty liên doanh MI-
Việt Nam,qua thời gian tìm hiểu và kiến tập tại công ty MI-Việt Nam, tôi chọn
SVTH: Phạm Văn Thịnh

1
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
đề tài là: “ Quy trình pha chế và xác định tính chất của dung dịch khoan ”.
Với những kiến thức được học 2 năm học ở trường, chắc hẳn vẫn còn rất nhiều
hạn chế và điều kiện thời gian không cho phép nên em chỉ xin viết về quá trình
pha chế một mẫu dug dịch đơn giản được thực hiện ngay tại phòng thí nghiệm.
Và một số tính chất cơ bản của dung dịch khoan nó có vai trò rất quan trọng
trong lĩnh vực kỹ thuật khoan dầu khí.

SVTH: Phạm Văn Thịnh
2
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
CHƯƠNG I: QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN
CỦA CÔNG TY MI-VIỆT NAM
I. QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN:
1.1. Quá trình hình thành và phát triển của công ty :
Công ty dung dịch khoan MI-Việt Nam tên đầy đủ là công ty
MiSWACO,tên giao dịch là MI- Việt Nam là một công ty liên doanh giữa Tổng
công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm dầu khí(DMC của tập đoàn dầu khí quốc
gia Việt Nam) với Công ty MISWACO(Tập đoàn dịch vụ dầu khí Mỹ).Công ty
MI-Việt Nam là đơn vị chuyên cung cấp dung dịch khoan cho các hoạt động tìm
kiếm thăm dò và khai thác tại thềm lục địa Việt Nam từ năm 1991.Sau hơn 20
năm thành lấp dưới hình thức liên doanh, công ty MI-Việt Nam đã mang lại
nguồn lợi nhuận lớn cho tổng công ty DMC.Đến nay Tổng công ty DMC tiếp tục
hợp tác chặt chẽ với MISWACO để thực hiện việc cung cấp dung dịch khoan cho
các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác tại thềm lục địa Việt Nam. Nhằm
thúc đẩy liên doanh MI-Việt Nam ngày càng phát triển và phù hợp với quy định
của pháp luật Việt Nam đối với các công ty liên doanh có vốn đầu tư nước ngoài,

Tổng công ty DMC và MISWACO đã thống nhất thành lập Công ty trách nhiệm
hữu hạn dung dịch khoan MI-Việt Nam với thời hạn hoạt động 10 năm, trong đó
tỷ lệ DMC chiếm 51%,MISWACO chiếm 49%. Với hình thức hoạt động mới
như vậy, Tổng công ty DMC va MISWACO hi vọng sẽ có những bước tiến mới
trong giai đoạn sắp tới.
Công ty MI-Việt Nam có trụ sở làm việc tại số 99 Lê lợi, Phường 6,TP
Vũng Tàu.và là công ty liên doanh với Hoa Kỳ trong đó công ty DMC là doanh
nghiệp nhà nước trực thuộc Tổng công ty dầu khí Việt Nam góp 51% vốn pháp
định.Liên doanh hoạt đọng theo luật đầu tư nước ngoài tại Việt Nam.
Ngoài ra kể đến một số đơn vị thành viên khác của Tổng công ty DMC như :
SVTH: Phạm Văn Thịnh
3
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
- Xí nghiệp Hóa phẩm dầu khí Yên Viên – Gia Lâm – Hà Nội.
- Xí nghiệp Hóa phẩm dầu khí Quảng Ngãi – trụ sở tại Phường Nghĩa Lộ -
Thị xã Quảng Ngãi.
- Xí nghiệp vật liệu cách điện DMC-Khu công nghiệp Phú Mỹ 1, huyện Tân
Thành, Thị xã Bà Rịa Vũng Tàu.
- Công ty Tuyên Quang – DMC – trụ sở tại thị trấn Sơn Dương Tỉnh Tuyên
Quang, Công ty DMC góp 50% vốn pháp định.
- Công ty TNHH Kinh doanh, khai thác, chế biến Đá vôi trắng Nghệ An –
DMC – trụ sở tại xã Diễn Kỷ ,Huyện Diễn Châu, Nghệ An, là liên doanh giữa
công ty DMC với Công ty khoáng sản Nghệ An.Trong đó vốn góp của DMC là
70% vốn pháp định.
Hiện Tổng công ty DMC đã xây dựng được mối quan hệ rất tốt và là đối tác
đáng tin cậy của một số tổ chức nước ngoài khác như : MI-Drilling Fluids
Singapore, Sumitomo(Nhật bản), EIV Enrgy Group(Malaysia) …
Thế nhưng có lẽ việc hợp tác thành công rực rỡ và phát triển nhất vẫn là liên
doanh với công ty MISWACO(Mỹ),chính là công ty liên doanh dung dịch khoan

MI-Việt Nam.Công ty xác định mục tiêu phát triển từng bước trở thành nhà cung
cấp chính cho các nhà thầu trong khu vực và trên thế giới,đồng thời với việc
thưch hiện cung cấp dịch vụ trọn gói về dung dịch khoan cho các giếng khoan,
góp phần vào sự phát triển khối dịch vụ dầu khí của petro Việt Nam.Trở thành
nhà cung cấp hang đầu trong lĩnh vực dung dịch khoan va hóa phẩm dầu khí
trong nước và quốc tế.
1.2. CHỨC NĂNG VÀ NHIỆM VỤ CỦA CÔNG TY
Công ty MI-Việt Nam có những chức năng và nhiệm vụ chính như sau :
-Sản xuất,kinh doanh các vật liệu hóa phẩm dung cho dung dịch khoan và xi
măng trong công nghiệp dầu khí.
- Nghiên cứu, thí nghệm, kiểm tra thành phần các mẫu dung dịch khoan, xi
măng dung dịch hoàn thiện và sửa chữa, xử lỹ giếng khoan dầu khí trên biển.
-Xuất nhập khẩu các hóa phẩm phục vụ khoan khai thác dầu khí.
-Tiến hành các hoạt động dịch vụ khác theo sự phân công của tổng công ty và
phù hợp với pháp luật.
1.3. Tổ chức bộ máy công ty :
Sơ đồ tổ chức của công ty dung dịch khoan MI-Việt Nam
SVTH: Phạm Văn Thịnh
4
BAN GIÁM ĐỐC BAN GIÁM ĐỐC
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy

1.4. Vị trí địa lý của công ty :
Công ty đặt trụ sở tại 99 Đường Lê Lợi, Phường 6, Thành phố Vũng
Tàu,Tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu. Trụ sở công ty đặt tại Thành phố Vũng Tàu có vị trí
SVTH: Phạm Văn Thịnh
5
KHỐI QUẢN LÝ
KINH DOANH

KHỐI KỸ
THUẬT VÀ
NGHIÊN CỨU
PHÒNG
HÀNH
CHÍNH
PHÒNG
TÀI
CHÍNH
KẾ
TOÁN
PHÒNG
VẤT
TƯ
VẬN
TẢI
PHÒNG
DỊCH
VỤ KỸ
THUẬT
PHÒNG
NGHIÊN
CỨU
SẢN
PHẨM
PHÒNG
TN
DUNG
DỊCH
KHOA

N
KHỐI TRỰC
THUỘC CÔNG
TY
ĐƠN VỊ THÀNH
VIÊN
CÔNG
TY
DMC
XN HP
DẦU
KHÍ
YÊN
VIÊN
XN HP
DẦU
KHÍ
QUẢN
G NGÃI
CÔNG
TY LD
MI-
VIỆT
NAM
CÔNG
TY LD
BARIT
TUYÊN
QUAN
G

CÔNG
TY
TNHH
KD-KT-
CB
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
vô cùng thuận lợi cho việc phát triển dịch vụ kinh doanh dầu khí vì Vũng Tàu là
một thành phố lớn và là khu công nghiệp dầu khí lớn nhất cả nước.Nằm trên con
đường Lê Lợi là một trong những con đường giao thông chính của Thành Phố
Vũng Tàu. Đó là điều kiện rất thuận lợi để một công ty dịch vụ trong nghành
dầu khí phát triển.Hơn thế nữa, công ty MI-Việt Nam sát cạnh Tập đoàn dầu
khí quốc gia Việt Nam. Khu vực quy tụ rất nhiều các công ty trong nghành dầu
khí như xi nghiệp liên doanh dầu khí Việt Xô. Với những thuận lợi về địa lý như
thế cũng đã góp một phần không nhỏ đưa MI-Việt Nam đi lên và phát triển như
bây giờ.

CHƯƠNG II: DANH MỤC CÁC THIẾT BỊ DÙNG CHO QUÁ
TRÌNH PHA CHẾ VÀ XÁC ĐỊNH TÍNH CHẤT CỦA DUNG
DỊCH KHOAN
2.1. Danh mục các thiết bị máy móc chính
SVTH: Phạm Văn Thịnh
6
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
ST
T
Tên thiết bị Điện áp Công
Suất
Tần số Năm Số

lượng
Tình trạng
hoạt động
01 PPT 110 V 1000W 50Hz 10/11/2010 01 Tốt
02 HTHP 110 V 1000W 50Hz 10/01/2011 01 Tốt
02 VG meter 110V 90W 50Hz 08/03/2011 03 Tốt
03 Brook field 220V 22W 50Hz 2011 01 Tốt
04 Stirring/Hot
palet
220V 415W 50Hz 2010 02 Tốt
05 Hamilton
beach
220V 415W 50Hz 03/12/2011 01 Tốt
06 Weight
balance
110V 24W 50Hz 2011 01 Tốt
07 Silverson 220V 150W 50Hz 10/01/2011 01 Tốt
08 API Fluidloss 2010 01 Tốt
09 Digital vortex
mixer
220V 2010 01 Tốt
10 Retort 220V 2010 03 Tốt
11 Hot roller 02 Tốt
12 Máy đo PH 01 Tốt


Ngoài các mày móc thiết bị trong phòng thí nghịêm của công ty MI-Việt Nam
cũng trang bị đầy đủ các dụng cụ để các kỹ sư làm thí nghiệm
- Ống nghiệm,becher, bình tam giác , phiễu , bình cầu, ống đong, pipet,
buret, bình định mức, bình tàm tam giác có nhánh…….

Tại phòng thí nghiệm của công ty các thiết bị máy móc luôn được kiểm tra tình
trạng hoạt động để có thể thu được những kết quả chính xác và tốt nhất.Công ty
cũng thường xuyên mua, nhập về các thiết bị máy móc mới và hiện đại để các
kỹ sư dung dịch của công ty có thể tiếp xúc với những khoa học công nghệ hiện
đại và tiên tiến nhất trên thế giới.Vì thế khi đi làm cho các giàn khoan trên biển
SVTH: Phạm Văn Thịnh
7
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
cho các công ty lớn các kỹ sư của công ty MI-Việt Nam luôn chủ động trong
việc sử dụng vận hành các máy móc mới nhất.
Tại phòng thí nghiệm các kỹ sư trẻ mới có thể làm quen dần với công việc của
công ty. Phòng thí nghiệm cũng cung cấp những kiến thức rất cơ bản cho mọi
người để từng bước có thể quen và thành thạo, khi đã nắm được những cái kiến
thức đó các kỹ sư trẻ,mới có thể đi biển ra các dàn khoan trên biển và làm việc
với những quy trình kiểm tra dung dịch,pha chế hóa phẩm, vơi một quy mô lớn
và phức tạp hơn rất nhiều khi làm ở phòng thí nghiệm.
Phòng thí nghiệm cũng là nơi để mọi người có thể trao đổi và chia sẻ cho nhau
những kỹ thuật,kiến thức .
SVTH: Phạm Văn Thịnh
8
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
CHƯƠNG 3: HÓA CHẤT DÙNG ĐỂ PHA CHẾ VÀ XÁC ĐỊNH
TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH KHOAN
3.1.Khái niệm :
Dung dịch khoan là loại dung dịch nào được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào
cần khoan, đi qua choòng khoan và quay lại bề mặt bằng khoảng không vành
xuyến trong công tác khoan .
- 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)
3.2. Chức năng của dung dịch khoan
- 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 ( , C , S), hỗ trợ quá trình tram
ximăng và hoàn thiện giếng, giảm thiểu tác hại cho môi trường, truyền thông tin
địa chất lên mặt đất.
3.2.1. Chức năng rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng
- Đây là điều kiện để đạt được tốc độ cơ học khoan cao.
- 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.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
9
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
- Năng suất máy bơm càng lớn, lượng nước rửa bơm vào lỗ khoan càng nhiều,
đáy lỗ khoan càng rửa sạch thì tốc độ khoan càng tăng.
3.2.2. 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, thày 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.
- 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.
3.2.3. 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.
- 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 dụg 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.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
10

Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
- Nước rửa còn bôi trơn ổ bi, các chi tiết khác của turbin, choòng khoan cần
khoan và ống chống do nước rửa làm giảm ma sát ở các bộ phận quay, bôi trơn
và làm giảm nhẹ sự làm việc của các cơ cấu dẫn đến tăng độ bền của chúng, đặc
biệt quan trọng trong 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%.
3.2.4. Chức năng giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất nước rửa
và hiện tượng dầu- khí- nước vào lỗ khoan
- Mỗi lớp đất đá, vỉa khoáng sản, mỗi tầng chứa dầu, khí, nước nằm trong long
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 Pv.
+ Khi Pv > Ptt 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 Ptt có tác dụng chống lại Pv. Mặt khác khi dùng dung
dịch sét sẽ tạo nên một lớp vỏ mỏng sét chặt sít xung quanh thành lỗ khoan,
ngăn cách giữa vỉa và lỗ khoan thì thành lỗ khoan ổn định.
+ Khi Pv < Ptt, 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…
- Khắc phục bằng cách dùng dung dịch sét chất lượng tốt, tỷ trọng nhỏ tạo nên
một vỏ sét chặt sít ngăn cách giữa lỗ khoan và vỉa, đồng thời do Ptt nhỏ sẽ thành
lập nên một trạng thái cân bằng Ptt = Pv để chống mất nước rửa. Trong trường
hợp mất nước rửa mạnh, người ta dùng các hỗn hợp đông nhanh để khắc phục.
3.2.5. Chức năng truyền năng lượng cho turbin khoan

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.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
11
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
- Yếu tố quyết định là hàm lượng nước rửa bơm vào turbin nghĩa là năng suất
máy bơm
=( )³
=> 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.
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 choóng.
-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.

3.3.Hóa chất :
3.3.1 Các hóa chất dùng để pha chế dung dịch khoan :
- Dirll water (nước mềm ) -Ml Pac UL
-Soda -Duotec
-Potassium Hydroxide -Safe Carb 2
-Potassi Chlorid -Safe Carb 20
-Kla-Gard -Safe Card
-Polyplus Dry -Biosafe
SVTH: Phạm Văn Thịnh
12
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
-Ground cuttings
3.3.2 Các hóa chất dùng để kiểm tra tính chất của dung dịch khoan
- Phenol phtalein - Methyl red
- 3% - Tinchloride
- Potassium - Pentahy drate
- EDTA - Sodium perchlorate
- Hardness Buffrer -KCl 3M
-H204 5N,H2SO4 0,1N,H2SO4 0,002N
-Calmagite -NaOH 6N, NaOH 8N
- NaOH 0,1N -Brome cresol Green
- AgN 0.282 N -
- HCl 15% - 0,1N
SVTH: Phạm Văn Thịnh
13
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
Chương 4 : QUY TRÌNH PHA CHẾ MỘT MẪU DUNG DỊCH
KHOAN

4.1. Bảng mô tả quy trình:
Đây là bảng mẫu được sử dụng tại công ty MI-Việt Nam, thể hiện quy trình pha
chế dung dịch.
4.2. Thuyết minh quy trình :
SVTH: Phạm Văn Thịnh
14
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
4.2.1. Xác định hóa chất và khối lượng cần dùng để pha chế :
Khi tiến hành pha chế một mẫu dung dịch khoan tại phòng thí nghiệm hóa chất
sử dụng với một lượng ít hơn rất nhiều so với khi pha chế dung dịch để phục vụ
cho công tác khoan và khai thác dầu khí trên biển.
* Cách tiến hành : lấy chính xác 1224.80g Drill water cho vào cốc có mỏ rồi
đem cân bằng cân điện tử. Cân thật chính xác sai số không quá 0.001g.
Sau khi cân được một lượng chính xác,cho hóa chất vào một cốc lớn bằng
nhôm.

Hình 1. Cân điện tử dùng tại phòng thí nghiệm
- Tiến hành cân tiếp 1.00g Soda Ash cho vào cốc nhôm đựng Drill water.Trộn 2
chất với nhau đưa đến máy Silerson để khuấy trộn dung dịch,bất máy chạy liên
tục trong thời gian 1 phút.
- Sau 1 phút ta cân tiếp 2.00g KOH cho vào dung dịch đang được khuấy ở trên.
Thời gian khuấy của KOH là 1 phút .
- Cân tiếp 136g KCl, cho vào dung dịch khuấy điều trong vòng 3 phút sau đó
cho chất tiếp theo vào.
- Sau 3 phút tiếp tục cho vào 40.00g Kla-Gard,khuấy trong vòng 2 phút.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
15
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy

Hình 2. Máy Silverson
- Cho tiếp 10.00g MI Pac UL với thời gian khuấy là 4 phút .
- Cho 6.00g Duatec khuấy trong thời gian 5 phút .
- Tiếp 24.00g Safe Carb 2 khuấy trong thời gian 2 phút .
- Cân tiếp 88g Safe Carb 20 khuấy trong 4 phút .
- Cho 48g Safe Carb 40 kuấy trong 3 phút .
- Lấy 4.00g Poly plus Dry khuấy trong 4 phút .
- Sau đó, cho 1.00g BioSafe khuấy trong 12 phút .
- Cuối cùng, cho 100g Ground cutting khuấy trong vòng 5 phút.Ground cutting
là bùn khoan(mẫu đất đá) được gửi từ ngoài dàn khoan về, không có sẵn ở
phòng thí nghiệm. Nó ở dạng tinh thể vì thế phải dùng máy nghiền nhỏ về dạng
tinh bột để tiến hành pha chế.
Khi tất cả các hóa chất đã được trộn lại và khuấy điều,ta tiếp tục khuấy dung
dịch với thời gian 10 phút.
Hình
3. Hình mẫu dung dịch khoan
Sau tổng thời gian là 45 phút ta được một mẫu dung dịch khoan. Với mẫu dung
dịch khoan này ta bắt đầu vào công việc là tiến hành xác định các tính chất,
thành phần của dung dịch khoan. Với những kết quả thu được về tính chất của
dung dịch khoan, các kỹ sư ở đây sẽ có được các thông tin,số liệu khi pha trộn
dung dịch khoan phục vụ vào công việc khai thác dầu khí.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
16
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
CHƯƠNG 5 : XÁC ĐỊNH CÁC TÍNH CHẤT CỦA DUNG
DỊCH KHOAN
5.1. Bảng mô tả quy trình :
Đây là bảng mẫu chi tiết được lập sau khi xác định các tính chất của dung dịch

khoan
5.2. Thuyết minh quy trình xác định thành phần của dung dịch khoan :
Muốn xác định được đầy đủ tất cả các thành phần và tính chất của dung
dịch khoan đòi hỏi trải qua một quá trình học tập và làm việc lâu dài. Vì vậy
SVTH: Phạm Văn Thịnh
Date of Test : 7-Jun-11 8-Jun-11
Heat Aging Temp, oF :
250
o
F
Heat Aging, Hours : 16
Initial (I) / Rolling (R) / Static (S) : Rolling
20 µ(250
o
F,500psi)
Mud Weight ppg 9.70
Rheology @ 120
o
F
600 RPM
65 42
300 RPM
45 30
200 RPM
36 25
100 RPM
25 19
6 RPM 8 8
3 RPM
6 6

Plastic Viscosity cP
20 12
Yield Point
Lb/100 ft
2
25 18
10" Gel Strength
Lb/100 ft
2
8 6
10' Gel Strength
Lb/100 ft
2
9 8
30' Gel Strength
Lb/100 ft
2
10 9
PPT
Spurt loss
cc 4
7.5mins
cc 66
30mins
cc 86.5
API FL cc/30 min
4.5 6.5
API Filter cake 1/32"
1.0 1.0
HTHP FL at 200

o
F
cc/30 min
HTHP Filter cake 1/32"
Solids %vol
Oil %vol
Water %vol
Sand content %vol
MBT ppb
2.50 2.50
pH / Temp
9.70 9.50
Pm (Alkal mud)
Pf
0.25 0.10
Mf
1.4 0.8
Chlorides
mg/l
56,000 57,000
Hardness (Ca++) mg/l
120
640
9.3
Initial
17
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
trong thời gian kiến tập em chỉ nêu ra cách xác định và một số thông số, tính
chất cơ bản nhất của dung dịch khoan .

5.2.1. Xác định độ nhớt (Rheology) :
Rheology là độ nhớt qui ước. Khi khoan qua tầng sét, độ nhớt của dung dịch
sẽ không ngừng tăng dần lên. Vì vậy phải xử lý dung dịch bằng hóa chất hoặc
pha thêm nước lã vào dung dịch khoan theo từng chu kỳ.
Các chất làm giảm độ bền gel của dung dịch gốc nước lại gây tác dụng ngược :
chúng làm phân tán dung dịch khoan(sét) thành các mảnh nhỏ. Các mảnh này
không thể không tách ra tại bề mặt mà tiếp tục tuần hoàn cho tới khi kích thước
keo.
 Việc kiểm soát độ nhớt dung dịch rất khó khăn và tốn kém khi khoan qua
Các thành hệ sét keo bằng dung dịch gốc nước.
-Tiến hành đo độ nhớt :
*Độ nhớt được xác định bằng nhớt kế Marsh: là chỉ số loãng của dung dịch
biểu thị bằng thời gian (đo bằng giây) chảy hết 946cm³ dung dịch qua phiễu có
dung tích 1500 cm³ và đường kính trong phiễu là 4.75mm.

Hình 4 : nhớt kế Marsh

*Đo độ nhớt bằng máy Visco meter (nhớt kế Fann) thì ta tiến hành
như sau :
SVTH: Phạm Văn Thịnh
18
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
Lấy mẫu dung dịch khoan ở trên cho vào cốc,lưu ý dung dịch phải ở nhiệt độ
chuẩn 120º F. Sau đó đưa dung dịch đến nhớt kế Fann,tiến hành đo.

Hình5. Máy
Viscometer(nhớt kế Fann)
Nhớt kế Fann có nút điều chỉnh để máy quay với những tốc độ khác nhau như:
R600(600 vòng/phút), R300 (300 vòng/phút), R200 (200vòng/phút), R100 (100

vòng/phút), R6 (6 vòng/phút) và R3 (3 vòng/phút).
Công thức tính độ nhớt thực µ (mPa hay cp) được xác định bằng tỉ số giữa
ứng suất trượt(τ) và tốc độ trượt ( :
µ =
Trong thực tế việc xác định độ nhớt thực rất khó. Độ nhớt biểu kiến của dung
dịch được xác định bằng công thức thực nghiệm sau:


Trong đó:
SVTH: Phạm Văn Thịnh
19
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
: số đo trên nhớt kế Fann, biểu diễn giá trị ngẫu lực do dung dịch
khoan truyền cho xilanh bên trong ứng với một tốc độ quay xác định của nhớt kế
Fann, độ.
N : tốc độ của nhớt kế Fann, vòng/phút.
5.2.2. Xác định ứng suất trượt tĩnh (τ, mG/ )
- là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc (hay tính lưu biến) của dung dịch
khí để nó yên tĩnh sau một thời gian xác định.
- Độ bền cấu trúc của dung dịch được đo bằng một lực tối thiểu cần đặt vào một
đơn vị diện tích 1 vật thể nhúng trong dung dịch để làm nó chuyển động.
- Ứng suất trượt tĩnh của dung dịch khoan phụ thuộc vào sét, nước và chất
phóng hóa học tạo thành dung dịch.
-Công thức tính độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh khi đo
bằng máy Fann:
• Độ nhớt dẻo μ (cp) = θ600 - θ300
• Ứng suất trượt tới hạn τy (lb/100 sqft) = θ300 - μp
• Độ nhớt biểu kiến μa (cp) = 0,5.θ600
với θ300, θ600: số đo tương ứng với số vòng quay 300 và 600 vòng/phút

của nhớt kế Fann.
* Trong thực tế, cần thiết kế để ứng suất trượt tĩnh của dung dịch chỉ vừa đủ để
giữ mùn khoan và barite ở trạng thái lơ lửng khi ngưng tuần
hoàn.
* Nếu ứng suất trượt tĩnh quá lớn:
− Ngăn cản quá trình tách mùn khoan và khí ra khỏi dung dịch
− Cần phải tăng áp suất để tái tuần hoàn dung dịch sau khi thay choòng
− Khi nâng cần khoan, dễ xảy ra hiện tượng sụt áp cột dung dịch tại
choòng, có thể gây ra hiện tượng xâm nhập nếu cột áp chênh lệch lớn
− Tương tự, khi hạ cần khoan, có thể gây vỡ vỉa và thất thoát dung dịch
SVTH: Phạm Văn Thịnh
20
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
5.2.3. Xác định trọng lượng riêng (ρ, kg/ ):
Trọng lượng riêng của dung dịch là trọng lượng của một đơn vị thể tích.

γ =

P: Trọng lượng của khối dung dịch
V: Thể tích khối dung dịch
m: Khối lượng khối dung dịch
ρ: Khối lượng riêng của dung dịch
g: gia tốc rơi tự do
Trọng lượng riêng của dung dịch khoan phụ thuộc vào tỷ lệ và tính chất của
nước và dung dịch khoan để pha chế dung dịch, phụ thuộc vào lượng chất phản
ứng, chất làm nặng, cát, bọt, khí.
* Trọng lượng riêng của dung dịch có tác dụng tạo nên áp suất thủy tĩnh
tác động vào thành lỗ khoan để chống lại các hiện tượng sập lở, hiện
tượng phun, dầu, khí, nước

* Khi khoan vào những tầng đất đá có áp lực vỉa cao, dung dịch cần có
trọng lượng riêng lớn để tạo nên một áp lực thủy tĩnh lớn trên thành lỗ
khoan. Trong điều kiện khoan bình thường không nên tăng trọng lượng
riêng của dung dịch vì những tác hại sau: làm giảm tốc độ khoan, tăng
công suất tiêu hao cho bơm, tăng tổn thất dung dịch vào các khe nứt, lỗ
hổng.
* Trong điều kiện khoan bình thường: ρ = 1,05 - 1,25 g/
* Trong điều kiện khoan phức tạp: ρ = 1,3 - 1,8 g/
* Trọng lượng riêng được xác định bởi phù kế & tỷ trọng kế dạng cân.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
21
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy


Hình 6. Phù kế Hình 7. Tỉ trọng kế dạng cân
5.2.4. Đo độ thải nước (B, /30’)
* Độ thải nước của dung dịch sét là khả năng nước lã tách ra khỏi dung
dịch để đi vào khe nứt và lỗ hổng của đất đá xung quanh thành lỗ
khoan dưới tác dụng của áp suất dư ΔP = Ptt - Pv
* Độ thải nước API là lượng nước tính bằng thoát ra từ dung dịch
khoan khi thấm lọc qua giấy lọc có đường kính 75 mm sau khoảng
thời gian 30 phút dưới áp suất 100 psi.
* Kèm theo hiện tượng thải nước là sự tạo thành vỏ sét trên thành lỗ
khoan. Độ dày vỏ sét càng thấp càng tốt, giá trị bình thường: 3 mm.
• Trong điều kiện khoan bình thường B = 10 - 25 /30'
• Phức tạp: B < 10 /30'
Đo độ thải nước bằng máy API FLUID LOSS
Ta cho dung dịch vào cốc sau đó lắp ráp vào máy API FLUID LOSS,
SVTH: Phạm Văn Thịnh

22
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
Máy cấu tạo gồm một van khóa chữ T, bên dưới là Cell chứa cốc đựng dung
dịch khoan ta cần xác định. Dưới cùng sẽ là kệ để ống đong chứa nước thoát ra
từ dung dịch.

Hình 9.Máy API FLUID LOSS Hình 8. cấu tạo máy API FLUID LOSS
Sau đó, vặn khóa chữ T thật trặt, rồi đưa ống đong dung tịch 150ml để vào bên
dưới của máy. Ống đong sẽ thu lại lượng nước thoát ra từ dung dịch khoan. Với
lượng nước thu được chung ta sẽ tìm ra được độ thoát nước của dung dịchkhoan.
5.2.5.Xác định hàm lượng cát (Π, %)
Định nghĩa: Hàm lượng cát và các phần tử chưa tan là thể tích cặn
thu được khi để dung dịch pha loãng bằng nước lã theo tỉ lệ 9:1 ở
trạng thái yên tĩnh sau 1 phút, tính bằng % theo thể tích dung dịch.
Là đại lượng thể hiện phẩm chất của đất sét pha chế dung dịch và
mức độ nhiễm bẩn của nó.
* Xác định hàm lượng cát bằng bình lắng.
Để xác định hàm lượng cát bằng bình lắng cho kết quả chính xác nhất ta phải
rửa thật sạch ống lắng và rây lọc không được dính tạp chất
SVTH: Phạm Văn Thịnh
23
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy

Hình 10. Các dụng cụ xác định hàm lượng cát
Tiến hành như sau: Đổ dung dịch cần đo vào ống lắng tới mức “Mud to
here”. Sau đó thêm nước cho tới mức “Water to here”. Bịt kín ống lắng và lắc
mạnh, đều. Sau đó đổ dung dịch từ ống lắng qua rây lọc và làm sạch ống lắng
bằng nước sạch. Dung dịch qua rây và nước rửa ống lắng được thu hồi.

Hạt rắn còn lại trên rây được rửa sạch. Không dùng lực để ép hạt rắn qua rây.
Tiếp theo gắn phểu vào phía trên rây và từ từ lật ngược rây. Hướng đầu phểu
vào ống lắng. Dùng tia nước nhỏ để rửa sạch rây. Chờ cho cát lắng. Cuối cùng,
ghi lại hàm lượng hạt rắn.
5.2.6. Xác định hàm lượng dầu, nước, tạp chất trong dung dịch khoan
Phương pháp giúp xác định được phần trăm của nước, dầu, các tạp chất
khác có trong dung dịch khoan.
SVTH: Phạm Văn Thịnh
24
Báo cáo kiến tập
GVHD: Trần Thị Thúy
Tiến hành bằng cách lấy mẫu dung dịch khoan đem cân và ghi lại, xong
cho vào cốc của máy Retort. Sau đó khởi động máy,sau khoảng 12h ta tháo
cốc trong máy, lấy bình định mức bên dưới ra. Ta thấy dung dịch trong bình
định mức sẽ chia làm 3 lớp, dưới cùng sẽ là nước, giữa là lớp dầu và trên cùng
là tạp chất rắn. Căn cứ vào hàm lượng các thành phần trên ta tính được phần
trăm của dầu, nước, tạp chất rắn có trong dung dịch.

Hình 11. Chiếc máy Retort.

SVTH: Phạm Văn Thịnh
25