dung dich khoan và “sự ảnh hưởng cùa dung dịch khoan gốc nước và gốc dầu lên các đường cong địa vật lý giếng khoan

Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HOC TỰ NHIÊN
TRƯỜNG
ĐẠICHẤT
HỌC KHOA HOC TỰ NHIÊN
KHOA ĐỊA
KHOA ĐỊA CHẤT

BÀI BÁO
CÁO MÔN:
Đề tài:
DUNG DICH KHOAN VÀ “SỰ ẢNH HƯỞNG CÙA DUNG DỊCH KHOAN GỐC NƯỚC
VÀ GỐC DẦU LÊN CÁC ĐƯỜNG CONG ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN”

Chủ đề:

GVHD : Thầy Phan Văn Kông

1


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

MỤC LỤC
Chương 1.Chức năng của các loại dung dịch khoan...............................................................................................4
1. Rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng:..............................................................................................4

2. Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn:................................................................................................5
3. Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ.........................................................................................................................5
4. Giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất nước rửa và hiện tượng dầu-khí-nước vào lỗ khoan.....5
5. Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá................................................................................................................6
6. Truyền năng lượng cho turbin khoan...................................................................................................................7
7. Các chức năng khác...............................................................................................................................................7
CHƯƠNG 2: Phân loại dung dịch khoan.................................................................................................................7
1.

Dung dịch gốc nước..........................................................................................................................................8

2.

Dung dịch gốc dầu:............................................................................................................................................9

3.

Dung dịch nhũ tương :.......................................................................................................................................9

4.

Chất rửa là không khí, chất bọt, và dung dịch bọt gốc nước..........................................................................10

CHƯƠNG 3 : TỔNG QUAN VỀ SÉT TRONG ỨNG DỤNG KHOAN DẦU KHÍ..........................................11
A.

CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA CÁC LOẠI SÉT............................................................................................12

B.

CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CỦA DUNG DỊCH SÉT..............................................................................15

C.

CÁC NHÓM KHOÁNG SÉT......................................................................................................................21
I.

KAOLINITE:..............................................................................................................................................22

II.

ILLITE.........................................................................................................................................................22

III.
D.

MONTMORILLONITE..........................................................................................................................23

SÉT TRONG DUNG DỊCH KHOAN.........................................................................................................24
I.

HỆ PHÂN TÁN..........................................................................................................................................24

II.

HỆ NGƯNG TỤ.....................................................................................................................................24

III.

SỰ ĐẨY CỦA LỚP TÍCH ĐIỆN KÉP................................................................................................25

IV.

CƠ CHẾ TÁI PHÂN TÁN...................................................................................................................25

V.

CÁC CƠ CHẾ KẾT BÔNG.....................................................................................................................25

VI.

TỔNG KẾT VỀ TƯƠNG TÁC HÓA LÝ...........................................................................................26

TỔNG KẾT CHUNG TRONG ỨNG DỤNG SÉT............................................................................................27

Chương 4: Các phương pháp rửa lỗ khoan.................................................................................28
1.

Phương pháp rửa thuận:..................................................................................................................................28

2.

Phương pháp rửa nghịch.................................................................................................................................28
2


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan
3.

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Phương pháp rửa cục bô..................................................................................................................................29

Chương 5: Dung Dịch khoan trong điệu kiện phức tạp.......................................................................................29
1.

Mất dung dịch..................................................................................................................................................29

2.

Sập lở thành lỗ khoan......................................................................................................................................32

3.

Dầu – khí – nước vào lỗ khoan.......................................................................................................................33

4.

Kẹt khoan cụ....................................................................................................................................................35

Chương 6 : Các phương pháp địa vật lý giếng khoan:.........................................................................................36
I.

Trạng thái giếng khoan khi sử dụng dung dịch khoan gốc nước:...........................................................36

II.

CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐIỆN TỪ TRƯỜNG NGHIÊN CỨU GIẾNG KHOAN........................................36
KHOAN

III.

CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÓNG XẠ NGHIÊN CỨU GIẾNG KHOAN............................................38
KHOAN

IV.

CÁC PHƯƠNG PHÁP KHÁC :..............................................................................................................44
:

CHƯƠNG 7 :SỰ ẢNH HƯỞNG CÙA DUNG DỊCH KHOAN GỐC NƯỚC VÀ GỐC DẦU LÊN CÁC ĐƯỜNG CONG
ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN..............................................................................................................................47
I.

Đường kính giếng khoan...............................................................................................................................47

II.

CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐIỆN NGHIÊN CỨU GIẾNG KHOAN................................................................48
KHOAN

III.

CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÓNG XẠ NGHIÊN CỨU GIẾNG KHOAN..................................................49
KHOAN

IV. PHƯƠNG PHÁP SÓNG SIÊU ÂM (SONIC LOG - DT):.............................................................................49

3

Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Phần 1: Dung dịch khoan và các thông số cơ bản
 Định nghĩa : dung dịch khoan là bất kì 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.

Chương 1.Chức năng của các loại dung dịch khoan
1. Rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng:
4


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Đây là điều kiện để đạt được tốc đô 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 đô rửa sạch lỗ khoan phụ thuôc vào số lượng và chất lượng nước rửa bơm vào lỗ khoan: tốc đô
dòng nước rửa đi lên, tính chất cơ học, cấu trúc của nước rửa, kích thước và trọng lượng các hạt mùn
khoan.
Năng suất máy bơm càng lớn, lượng nước rửa bơm vào lỗ khoan càng nhiều, đáy lỗ khoan càng
rửa sạch thì tốc đô khoan càng tăng.
2. Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn:
Trong quá trình khoan thường xảy ra hiện tượng ngừng khoan môt cách đôt ngôt 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 gây ra hiện tượng kẹt lỗ

khoan.
Để tránh hiện tượng kẹt lỗ 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 môt 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 lại sự tuần hoàn
của dung dịch
3. Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ
Trong quá trình khoan, dụng cụ phá đá bị nóng do nhiệt đô ở đáy (địa nhiệt) và do ma sát với
đất đá. Năng lượng cơ học do ma sát sẽ sinh ra nhiệt. Môt phần làm nóng dụng cụ phá đá và môt phần
đi vào đất đá. Nhiệt đô ở vùng tiếp xúc 800 -1000oC sẽ giảm đô bền và đô chống mòn của dụng cụ.
Khi dùng các chất lỏng và khí để rửa lỗ khoan thì chất đó sẽ thu nhiệt dẫn đến sự cân bằng
nhiệt đô: nhiệt đô tỏa ra do quá trình ma sát sau môt thời gian bằng nhiệt đô các chất rửa lỗ khoan. Lúc
ấy nhiệt đô của dụng cụ phá đá sẽ không đổi.
Việc làm mát dụng cụ phá đá phụ thuôc lưu lượng, tỉ nhiệt và nhiệt đô ban đầu của chất để rửa
lỗ khoan. Lưu lượng và tỉ nhiệt càng lớn thì hiệt đô 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.
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 đô ma sát ở các bôphận quay, bôi trơn và làm giảm nhẹ sự làm việc của các cơ
cấu dẫn đến tăng đô bền của chúng, đặc biệt quan trọng trong khoan 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%.

4. 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 lòng

đất đều có áp lực vỉa Pv của chúng (áp lực địa tĩnh) từ vài atm, vài trăm đến àng 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
5


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

sự cân bằng này bị phá vỡ. Dưới tác dụng của áp lực vỉa, các lớp đất đá đi vào lỗ khoan.
Khi lỗ khoan có nước rửa thì côt chất lỏng trong lỗ khoan sẽ tạo môt áp lực thủy
tĩnh Ptt.
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 làm bão òa dung dịch, đôi khi có thể đẩy dung dịch ra khỏi 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 môt 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 đất đá làm giảm thể tích nước rửa, gây ra hiện
tượng mất nước rửa từng phần hay hoàn toàn. Hiện tượng này xảy rakhi khoan qua đất đá nứt nẻ,
nhiều lỗ hổng…
Đồng thời với hiện tượng mất nước rửa, khi Ptt giảm vì mực nước trong lỗ khoan giảm sẽ dẫn đến
hiện tượng sập lở thành lỗ khoan; dầu, khí, nước vào lỗ khoan.
Khắc phục bằng cách dùng dung dịch sét chất lượng tốt, tỷ trọng nhỏ tạo nên môt vỏ sét chặt sít ngăn
cách giữa lỗ khoan và vỉa, đồng thời do Ptt nhỏ sẽ hành lập nên môt 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.
5. Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá
Là môt thông số chế đô khoan.Nước rửa qua lỗ thoát của choòng có kích thước nhỏ có tốc đô
khá lớn và dự trữ môt đông năng. Đông năng này được sử dụng làm sạch đáy lỗ khoan và khigặp đất
đá mềm, nó phá hủy trực tiếp.Tác đông 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 thuôc tốc
đô, khối lượng và mật đô của dòng nước rửa. Khi khoan qua đất đá cứng, nước rửa chỉ góp phần vào
việc tăng tốc đô cơ học vì nước đã làm giảm dô cứng của đất đá.
Đất đá có đô bền không đồng nhất, trong màng tinh thể có chỗ rất yếu và trên bề mặt có những
khe nứt ngang dọc. Khi nước rửa thấm sâu vào làm các khe nứt bị sâu thêm, rông ra tạo điều kiện cho
việc phá hủy đá dễ dàng hơn.
Hiệu quả đó tăng thêm khi ta thêm vào nước rửa các chất giảm đô cứng. Tác dụng các chất này
là tăng lực tương tác hóa lý giữa môi trường phân hóa và bề ặt mới của đất đá tạo ra trong quá trình
phá hủy cơ học.
Các chất làm giảm đô cứng như hoạt chất cacbon, fenol, axit và các muối kiềm của chúng.
+ Các chất điện phân: NaCl, MgCl2, CaCl2, AlCl3
+ Các muối của kim loại kiềm NaOH, Na2CO3
Lưu ý: Khi nồng đô các chất trên trong nước rửa nhỏ thì có tác dụng, khi nồng đô tăng thì tác
6


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

dụng ngược lại.
6. Truyền năng lượng cho turbin khoan
Đối với môt số trường hợp khoan giếng định hướng có góc nghiêng lớn và
khoan ngang, người ta sử dụng đông cơ đáy (tuabin hoặc đông cơ thể tích).
Đông cơ này làm việc nhờ năng lượng của dòng dung dịch tuần hoàn trong
giếng.
7. Các chức năng khác
 Đảm bảo tính chính xác cho công tác đánh giá vỉa
 Kiểm soát sự ăn mòn thiết bị (O2, CO2, H2S)
 Hỗ trợ quá trình trám ximăng và hoàn thiện giếng

 Giảm thiểu các tác hại cho môi trường
 Truyền thông tin địa chất lên mặt đất


Là môi trường trung gian để truyền tín hiệu điều khiển

CHƯƠNG 2: PHÂN LOẠI DUNG DỊCH KHOAN
 Trong công tác khoan, do tính đa dạng của và phức tạp của điều kiện kĩ thuật buôc phải sử dụng nhiều
loại dung dịch khoan nhằm giải quyết các yêu cầu công nghệ khác nhau. Thông thường dung dịch khoan
được phân loại theo bản chất của chất lỏng gốc. Người ta phân biệt:
 Dung dịch khoan gốc nước
 Dung dịch khoan gốc dầu
 Dung dịch nhũ tương
 Ngoài ra người ta có thể dùng khí, bọt hoặc dung dịch bọt khí.
 Các thành phần chính để điều chế dung dịch khoan bao gồm:
 Nước (ngọt, lợ, mặn) hoặc dầu
 Sét bentonite, polyme
 Các chất phụ gia:
o Chất giảm đô thải nước
o Chất làm nặng (barit BaSO4, ; oxit sắt ba Fe2O3, )
o Chất chống mất dung dịch (dạng hạt, dạng sợi, dạng lá mỏng…)
o Chất ức chế ăn mòn
o Chất diệt khuẩn

1. Dung dịch gốc nước
7


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

a) Nước kĩ thuật: đây là hỗn hợp hòa tan với các loại sét trong côt địa tầng khoan qua (đôi khi còn gọi là
dung dịch sét tự nhiên) đã được xử lý sơ bô. Loại dung dịch này được dùng để khoan trong đất đá bền
vững, thành giếng ổn định, ít xảy ra các hiện tượng phức tạp như sập lở, trương nở, mất nước.
 Ưu điểm chính của loại dung dịch này là:
 Đô nhớt và tỉ trọng thấp ít tiêu tốn công suất máy bơm và tốc đô khoan cao.
 Giá thành thấp và phổ biến.
 Nhược điểm chính của loại dung dịch này là không thể khoan trong các thành hệ phức tạp và dễ bị kẹt
khoan cụ khi ngừng tuần hoàn dung dịch.
b) dung dịch sét là một hệ thống gồm:
 Pha phân tán là các hạt sét (sét monmorilonite)
 Môi trường phân tán là nước
 Nếu các hạt của pha phân tán có kích thước nhỏ hơn 0.1 ( 1=1/1000 mm) thì ta có hệ keo, còn kích
thước lớn hơn 0.1 thì ta hệ huyền phù. Do thành phần sét không đồng nhất nên trong dung dịch khoan
bao giờ cũng tồn tại cả hai hệ phân tán keo và huyền phù.
 dung dịch sét có giá thành tương đối thấp lại đáp ứng tương đối tốt các điều kiện khoan nên được sử
dụng rông rãi trong thực tế. 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 đô thấm tự nhiên của vỉa.
 Nhằm bảo vệ đô thấm tư nhiên của tầng chứa, cần sử dụng dung dịch khoan với các đặc tính hạn chế
nhiễm bẩn tầng chứa. Tuy nhiên việc này thường rất khó và tốn kém. Tùy theo mục đích của giếng
khoan và tính cơ học của tầng khai thác, việc khoan vào tầng chứa sẽ được thực hiện hoặc bằng dung
dịch khoan cũ (có thể nó thích hợp) hoặc có thể thay thế bằng dung dịch hoàn thiện giếng.
 Ngoài các chức năng của dung dịch khoan như ổn định thành giếng (nhất là trong trường hợp khai thác
giếng trần) rửa sạch giếng khoan và giữ các hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng, dung dịch khoan hoàn
thiện giếng còn phải đảm bảo tránh hiện tượng bít kín tầng chứa. Hiện tượng này rất đáng ngại vì dù ở
mức thấp nó cũng giảm đáng kể khả năng khai thác của giếng.
 Trong thực tế, thành phần của dung dịch hoàn thiện giếng khoan rất đa dạng tùy thuôc vào tính chất tầng
chứa và giá thành điều chế. Trong nhiều trường hợp dung dịch khoan được sử dụng lại để giảm chi phí
giếng khoan song lại tăng nguy cơ nhiễm bẩn tầng chứa.

 Dung dịch khoan gốc nước biển thường được sử dụng do nhiều tính chất của nó tương thích với các đặc
tính của tầng chứa.
 Các dung dịch có thành phần phức tạp hơn (có chứa cacbonat canxi … và có thể dùng dung dịch axit để
phá hủy)

2. Dung dịch gốc dầu:
Thường được sử dụng khoan vào tầng chứa và là dung dịch hoàn thiện giếng rất tốt.
 Ưu điểm của dung dịch khoan gốc dầu bao gổm:
 Kiểm soát dễ dàng các đặc tính của dung dịch khi không có sự xuất hiện của nước và dầu thô.
 Không nhạy với chất gây nhiễm bẩn thông thường của dung dịch gốc nước (NaCl, CaSO4, xi măng,
sét)
 Các đặc tính thấm lọc tĩnh tốt ở nhiệt đô và áp suất cao, cỏ sót mỏng.
 Tỉ trọng của dung dịch nhỏ (gần bằng 1)
 Giảm ma sát bô khoan cụ lên thành giếng do vậy giảm mô men xoắn và giảm mòn bô khoan cụ.
 Tăng tuổi thọ của choòng khoan dạng chóp xoay
8


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

 Loại trừ sự dính do chênh áp
 Tỉ 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
 Nhược điểm của dung dịch khoan gốc dầu bao gổm:
 Nhạy với nước
 Dễ lắng đọng các chất làm nặng
 Thao tác bẩn người và dễ cháy
 Khó phát hiện sự hiện diện của dầu trong mùn khoan

 Môt số phương pháp đo trong khi khoan và đo địa vật lý giếng khoan không thể áp dụng được
 Giá thành cao

3. Dung dịch nhũ tương :
Gồm môt pha liên tục là dầu và môt pha phân tán nước chiếm ít nhất 50% thể tích, có những tính chất
gần tương tự như dung dịch gốc dầu đã kể trên. Dung dịch nhũ tương được sử dụng để khoan trong các
trường hợp sau:
 Tầng muối hoặc anhydrit có chiều dày lớn
 Giếng khoan có nhiệt đô cao
 Khoan định hướng
 Ngoài các tính năng như dung dịch gốc dầu, dung dịch nhũ tương có các ưu điểm sau:
 Rủi ro cháy thấp hơn
 Giá thành thấp hơn
 Xừ lý bề mặt dễ dàng hơn
 Tùy theo tỉ lệ và tính chất của chất lỏng tạo nên dung dịch mà người ta chia dung dịch nhũ tương làm 2
loại:
 Nhũ tương dầu chứa trong nước (nhũ tương thuận)
 Nhũ tương nước chứa trong dầu ( nhũ tương nghịch)
a) Nhũ tương dầu chứa trong nước: dung dịch được điều chế từ 5-25% thể tích dầu và môt lượng các
chất ổn dịnh được trôn với 75-95% dung dịch sét.
Chất lượng của dung dịch này phụ thuôc nhiều vào chất lượng sét ban đầu.
Dung dịch sét ban đầu có thể là dung dịch gốc dầu vôi (khoảng 15% CaO) hoặc dung dịch muối (1-2%
NaCl). Chất ổn dịnh thường là CMC.
 Ưu diểm nổi bật của loại dung dịch này là
 Đô thải nước nhỏ (3-5 cm3/30 ph)
 Giảm hiện tương kẹt bô khoan cụ, tăng tuổi thọ của choòng và giảm tổn thất thủy lực của máy bơm
Tăng tốc đô cơ học của máy bơm
b) Nhũ tương nước chứa trong dầu: dung dịch được điều chế từ 30-60% thể tích nước là pha phân tán
còn dầu là pha liên tục. Loại dung dịch được dùng để khoan qua các tầng muối háo nước, đất đá dễ
trương nở, sập lở và có thể được điều chế bắng môt trong hai cách sau:

 Trôn dung dịch sét với dầu, sau đó cho hắc in làm chất ổn định
9


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Chuyển từ dung dịch nhũ tương dầu trong nước nhờ nhũ tương hóa và cho vào các chất ổn định như
dung dịch hắc in hoặc vôi tôi.
 Ưu diểm của dung dịch Nhũ tương nước chứa trong dầu là
 Bền vững đối với các tác dụng phá hủy của muối, thạch anh, anhydrit…
 Đô thải nước nhỏ B<5 cm3/30 ph
 Có thể đạt tỉ trọng lớn (đến 2)
 Bền vững ở nhiệt đô cao (>100oC)


4. Chất rửa là không khí, chất bọt, và dung dịch bọt gốc nước
a) Chất rửa là không khí (khoan thổi khí): khí được bơm thay thế dung dịch khoan, đảm bảo tất cả các
chức năng cần thiết cho công tác khoan với các khác biệt chính sau:
Vận tốc nâng mùn khoan cao (khoảng 500-900 m/ph)
Áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng khoan rất thấp
Tốc đô khoan cao
Không gây nhiễm bẩn thành hệ
Cần có thiết bị lọc bụi chuyên dụng ở miệng giếng
Không sử dụng được trong tầng chứa nước
Chất rửa là bọt: người ta cố gắng giữ các ưu điểm của chất rửa bằng khí và khắc phục hiện tượng
nước xâm nhập bằng cách sử dụng dung dịch bọt (hỗn hợp không khí + nước + chất tạo bọt)
 Ưu điểm của dung dịch bọt so với khoan thổi khí là:







b)

 Khả năng rủa giếng khoan bằng bọt lớn hơn
 Lượng khí trong dung dịch bọt giảm 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 ổn định do vậy cần dùng hóa chất và tia thủy lực dể phá hủy
nó trên bề mặt môt cách liên tục.

10


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

CHƯƠNG 3 : TỔNG QUAN VỀ SÉT TRONG ỨNG DỤNG
KHOAN DẦU KHÍ
 Đất sét giữ vai trò trung tâm trong kỹ thuật dung dịch khoan dầu khí. Chúng có thể phân loại theo hóa
học bằng Aluminum Silicates, hoặc theo nguồn gốc hình thành: sét eluvi và sét trầm tích
o Sét eluvi: sự tích tụ tại chỗ của các sản phẩm phong hóa từ đất đá
o Sét trầm tích: do sự dịch chuyển và lắng đọng tại môt chỗ khác của sản phẩm đất đá bị phong hóa
Trong mỗi loại sét trên, người ta lại chia nhỏ thành sét lục địa và sét biển.
 Từ các nguyên tố cấu thành đất: sét đóng góp trên 80% khối lượng trái đất (….), rõ ràng là hầu hết các
thành hệ được khoan đều chứa các loại sét. Loại và số lượng các loại sét này là môt trong những thông
số quan trọng nhất trong hóa chất và tính chất hóa học của đất đá. Lựa chọn dung dịch khoan nên dựa

môt phần vào sự tương tác giữa dung dịch và đất đá, bởi vì những tương tác này ảnh hưởng đến sự ổn
định của thành giếng khoan.
 Khoáng vật sét có mặt trong hầu hết các tầng chứa cát kết. Chúng có thể tương tác với các chất lưu tiếp
xúc với chúng để làm vỉa chứa bị tắc hoàn toàn. Vì lẽ đó, hiểu các cấu trúc của sét và những phản ứng
hóa lý của chúng là rất quan trọng trong thiết kế các loại chất lưu mà có thể gặp trong tầng khai thác.
A. CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA CÁC LOẠI SÉT
Các khoáng vật sét là những vật chất kết tinh rất nhỏ bền vững, được tạo ra chủ yếu từ quá trình
phong hóa hóa học các khoáng vật tạo đá có trước xác định. Về mặt hóa học, chúng là các
aluminosilicates ngậm nước kết hợp với các ion kim loại khác. Tất cả các khoáng vật sét là các tinh thể
cỡ hạt keo, rất nhỏ (đường kính nhỏ hơn 1μm) và chỉ được nhìn thấy dưới kính hiển vi điện tử. Những
tinh thể riêng lẻ trông giống như các bản mỏng hoặc các đám bông nhỏ và từ các nghiên cứu nhiễu xạ tia
X, các nhà khoa học đã chỉ ra rằng, các đám bông này bao gồm nhiều lớp tinh thể với cấu trúc nguyên tử
lặp lại. Trên thực tế, chỉ có hai lớp tinh thể cơ bản đó là các khối tứ diện silic và các khối bát diện
alumin. Sự khác nhau trong việc sắp xếp các lớp tinh thể cùng với liên kết và các ion kim loại ở các nút
mạng không giống nhau sẽ tạo ra các khoáng vật sét khác nhau.
11


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

Khối tứ diện silic

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Tấm tứ diện silic

Về cơ bản, các lớp tinh thể có hình khối tứ diện là sự kết hợp các đơn vị tứ diện oxit silic
đơn vị - được tạo lên từ 4 nguyên tử oxi ở các góc và bao quanh môt nguyên tử silic.
cho thấy khối tứ diện oxit silic đơn (hình a ) cho thấy các nguyên tử oxi của các khối tứ diện kết hợp với
nhau tạo ra lớp tinh thể ( hình b ). Các nguyên tử oxi ở mặt đáy của mỗi khối tứ diện thì cùng nằm trên

môt mặt phẳng, còn các nguyên tử oxi khác đều hướng về cùng môt phía ( Hình c ) thông dụng biểu diễn
môt lớp khối tứ diện. Nhìn từ trên xuống, lớp oxit silic cho thấy các nguyên tử oxi ở mặt đáy của các khối
tứ diện liên kết với các khối tứ diện khác .

(a ) Khối bát diện alumin
( b )Tấm bát diện alumin
Các lớp bát diện là sự kết hợp của các khối bát diện đơn vị bao gồm 6 nguyên tử oxi hoặc
hydroxin bao quanh 1 nguyên tử nhôm, sắt, magie hoặc môt nguyên tử nào đó. Môt khối bát diện riêng lẻ
được minh họa ở hình a, trong khi hình b cho thấy các khối bát diện kết hợp với nhau tạo thành lớp bát diện.
Dãy các nguyên tử oxi hoặc hydroxin trong lớp bát diện nằm trong 2 mặt phẳng. Sự thay thế các cation
khác nhau trong lớp bát diện xảy ra tương đối phổ biến và sẽ tạo ra các khoáng vật sét khác nhau. Vì các ion
được thay thế có cùng kích thước hình học nên sự thay thế như thế gọi là thay thế đồng hình. Đôi khi không
phải tất cả các khối bát diện đều chứa môt cation, kết quả là chúng tạo ra các kiến trúc kết tinh không giống
12


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

nhau với các tính chất vật lý khác nhau chút ít và tạo ra các khoáng vật sét khác nhau. Nếu tất cả các anion
của các lớp bát diện là hydroxin và 2/3 các vị trí catrion này được lấp đầy bởi nhôm, thì sẽ có khoáng vật
gibbsit còn nếu magie thay thế các nguyên tử nhôm trong lớp bát diện và lấp đầy vị trí các cation, thì tạo
thành là khoáng vật bruxit. Sự biến đổi trong kết cấu của lớp cơ bản tạo ra nhiều khoáng vật sét khác nhau.
Tất cả các khoáng vật sét bao gồm 2 lớp cơ bản được sắp xếp với nhau theo các cách thức duy nhất nhất
định và với các cation xác định trong các lớp bát diện và tứ diện.
Những đơn vị cơ bản của tấm bát diện và tứ diện được kết hợp với nhau để lập thành đơn-nguyên Sét
bằng cách góp chung các nguyên tử Oxy. Khi có hai tấm tứ diện kẹp môt tấm bát diện ở giữa, mặt của tứ
diện hướng vào trong và góp chung các nguyên tử Oxy tại các đỉnh với lớp bát diện, mà thay thế hai trong
ba gốc OH đã có mặt từ trước. Sự kết hợp khác nhau và các biến thể hóa học khác nhau đã đưa ra trên 26

loại khoáng sét khác nhau. Các khoáng sét được xây dựng nên bởi tỷ lệ tấm tứ diện và bát diện khác nhau.
Nhóm rông nhất là 2:1, tiếp theo 2:1:1 và 1:1.
Những lớp đơn vị được xếp lại mặt đối mặt với nhau để lập thành mạng tinh thể. Các tấm trong môt
lớp đơn vị được gắn với nhau bằng liên kết công hóa trị (Liên kết hóa trị là liên kết giữa các nguyên tử
trong đó các nguyên tử góp chung các electron để lấp đầy cấu trúc nguyên tử, làm cho các nguyên tử trở
nên bão hòa và đạt đến trạng thái bền vững) nên các lớp đơn vị khá bền. Mặt khác, các mạng tinh thể liên
kết với nhau bằng lực Van Der Waals, lực này rất yếu nên tinh thể sét có xu hướng tách ra theo mặt kết tinh
thành những vảy giống Mica. Các loại sét quan trọng và đáng quan tâm trong kỹ thuật dung dịch khoan là
Kaolin, Mica, Illite, Montmorillonite, Sepiolite, Attapulgite, and Chlorite. Bảng dưới đây tổng kết các tính
chất của các loại sét trên.

13


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Trong sự kết hợp lý tưởng giữa hai tấm đơn vị, cấu trúc được tạo thành mà trong đó các nguyên tử kim loại
trong các bát diện đều cùng môt nguyên tố và ở các bát diện cũng tương tự. Ở trường hợp này, cấu trúc
khoáng vật được cân bằng và trung hòa về điện, các cấu trúc dạng này được xem như kiểu mẫu cho các loại
khoáng sét. Các tinh thể sét thực tế luôn chứa môt số nguyên tố kim loại khác ngoài nguyên tố chiếm ưu
thế. Sự thay thế đồng cấu (là thay thế giữa các nguyên tử kim loại với nhau trong mạng tinh thể) này xảy ra
trong quá trình hình thành sét. Ví dụ, nếu nơi mà môt ion Al3+ chiếm chỗ trong tinh thế lý tưởng bị thay bởi
môt ion Mg2+, kết quả là tinh thể này thiếu sự cân bằng điện tích. Điều này sẽ làm bề mặt Basal của tinh
thể có điện tích âm, mà sẽ được trung hòa bởi sự hấp thụ môt Cation khác như là Na+ từ môi trường.
Với sự hiện diện của nước, các cation trong sét có thể trao đổi với các loại cation khác trong nước, chúng vì
thế được biết đến như là khả năng trao đổi cation. Khả năng trao đổi ion của sét là môt hàm số của thay thế
đồng cấu trong mạng tinh thể. Khả năng trao đổi ion là môt đặc điểm quan trọng của sét và thay đổi theo
từng loại sét. Tính chất này thường sử dụng để nhận dạng các loại sét, dung dịch khoan và được xác định

bằng cách đo số lượng các cation hấp thụ lên thuốc nhuôm cation, Methyllen Blue. Kết quả được liệt kê
bằng phần triệu đơn vị thuốc nhuôm bị hấp thụ trên 100 g sét khô.
Trong quá trình thảo luân, sự hấp thụ và trao đổi cation trên bề mặt kết tinh của sét đã được đề cập. Tuy
nhiên cả cation và anion được hấp thụ tại các cạnh của tệp sét bởi vì khi môt đơn nguyên sét bị phá vỡ,
những nhóm mất cân bằng điện tích được tạo ra và tập hợp trên những cạnh đó. Trong dung dịch gốc nước
phân tán, cả hai loại ion có thể trao đổi với các ion trong môi trường với thể tích lớn.
Môt số các nhóm vừa được nêu ra có các cấu trúc của silic, axit yếu, và môt số có cấu trúc của nhôm hoặc
magiê, Ba zơ yếu. Do đó, điện tích trên các cạnh thay đổi tùy theo đô pH của dung dịch. Do vậy, khi PH
nhỏ, các cạnh bị phá vỡ là có khuynh hướng tích điện dương, ngược lại với PH lớn, các cạnh tích điện âm.
Môt trong những lý do mà đô PH của dung dịch khoan được giữ ở trạng thái kiềm là để đảm bảo các hạt sét
tích điện âm để cho các tương tác ion được giữ ở mức nhỏ nhất.
Xử lý hóa chất cho dung dịch khoan thường tập trung vào tương tác với các nhóm trên các cạnh bị vỡ. Do
các cạnh được tạo ra bởi cắt hoặc đập vỡ sét, vì vậy chi phí xử lý hóa chất có thể được giảm thiểu bằng đảm
bảo rằng các thành hệ sét được khoan với mùn khoan lớn.
B. CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CỦA DUNG DỊCH SÉT
Bao gồm các thông số sau:
1. Trọng lượng riêng (γ)
2. Đô nhớt (μ)
3. Ứng suất trượt tĩnh (τ)
4. Đô thải nước (B)
5. Hàm lượng cát (Π)
6. Đô ổn định (C)
7. Đô lắng ngày đêm (O)
3.1. Trọng lượng riêng (ρ, kg/m3)
Trọng lượng riêng của dung dịch là trọng lượng của một đơn vị thể tích.
γ= P/V = mg/V = ρg
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
14


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Trọng lượng riêng của dung dịch sét phụ thuộc vào tỷ lệ và tính chất của nước và sét 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 đông 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
môt 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 đô 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/cm3
� Trong điều kiện khoan phức tạp: ρ = 1,3 - 1,8 g/cm3
Trọng lượng riêng được xác định bởi phù kế & tỷ trọng kế dạng cân.

3.2. Độ nhớt (μ, cp)
� Lưu biến học: nghiên cứu sự biến dạng và chảy của vật chất, bao gồm chất rắn có tính dẻo (chất dẻo, cao
su,…) và chất lỏng phi Newton (dầu, dung dịch khoan, ximăng, sơn, mực in, thực phẩm, dịch cơ thể người,
…). Về tổng quát, tính lưu biến phụ thuôc ứng suất trượt, vận tốc trượt, nhiệt đô và áp suất.
� Độ nhớt: môt đặc tính của lưu chất, thể hiện khả năng chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các phần
tử của lưu chất.
� Chất lỏng Newton: dung dịch không chứa các phần tử lớn hơn kích thước phân tử: nước, dung dịch
muối, dầu, glycerine,… Đô nhớt là hệ số góc của đường đặc tính ổn định (consistency curve).
� Chất lỏng phi Newton: dung dịch chứa đáng kể các phân tử kích thước lớn hơn phân tử, bao gồm:
– Chất lỏng Bingham: đặc trưng bằng ứng suất trượt tới hạn (yield-point) - ứng suất tối thiểu để chất lỏng

bắt đầu xuất hiện sự biến dạng. Khi ứng suất vượt quá ứng suất trượt tới hạn, chất lỏng tuân theo mô hình
Newton. Ví dụ: dung dịch sét có hàm lượng hạt rắn cao.
– Chất lỏng tuân theo mô hình hàm mũ: quan hệ giữa ứng suất trượt và tốc đô trượt tuân theo quy luật hàm
mũ.
Dung dịch khoan, tùy theo hàm lượng hạt rắn, thể hiện đặc tính trung gian giữa chất lỏng dẻo Bingham
và chất lỏng theo mô hình hàm mũ.

15


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Độ nhớt thực: tỉ số của ứng suất trượt và tốc đô trượt. Đối với dung dịch khoan, đô nhớt thực tỉ lệ nghịch
với tốc đô trượt. Hiện tượng này gọi là shear thinning (giảm trượt).
Trong thực tế việc xác định đô nhớt thực rất khó. Đô nhớt biểu kiến của dung dịch được xác định bằng công
thức thực nghiệm sau:
μa = 300θn / N
16


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Trong đó:
θn: số đo trên nhớt kế Fann, biểu diễn giá trị ngẫu lực do dung dịch khoan truyền cho xilanh bên trong ứng
với môt tốc đô quay xác định của nhớt kế Fann, đô.
N: tốc đô của nhớt kế Fann, vòng/phút.

Trong cần khoan: tiết diện nhỏ, tốc đô dung dịch cao
� đô nhớt thấp
� ít hao tốn công suất bơm
Trong khoảng không vành xuyến: tiết diện lớn, tốc đô dung dịch thấp
� đô nhớt cao
� khả năng nâng mùn khoan cao
Tỉ số của ứng suất trượt tới hạn (yield point) và đô nhớt dẻo (plastic viscosity) đặc trưng và tỉ lệ thuận với
đô lớn của hiện tượng giảm trượt.
Ngoài ra, dung dịch khoan còn có hiện tượng thixotropy: đô bền gel của dung dịch tăng theo thời gian sau
khi kết thúc những dao đông. Nếu sau khi giữ trạng thái yên tĩnh, dung dịch khoan bị trượt đều, đô nhớt của
nó sẽ giảm theo thời gian do hệ thống gel bị bẻ gãy. Khi đạt tới trạng thái cân bằng, đô nhớt sẽ ổn định.
Độ nhớt dung dịch <> Tốc độ khoan
� Khi tăng đô nhớt của dung dịch, có thể khoan được trong đất đá nứt nẻ, nhiều lỗ hổng, có áp lực vỉa thấp
và dung dịch đỡ bị mất mát. Đồng thời, khi tăng đô nhớt còn giúp cho việc lấy mẫu đạt tỷ lệ cao, tạo điều
kiện tốt để mang mùn khoan lên mặt đất và tăng đô ổn định của thành giếng khoan trong đất đá bở rời.
� Tuy nhiên, khi đô nhớt tăng, tổn hao công suất bơm tăng, hệ số hút đẩy của máy bơm giảm và khó loại
trừ mùn khoan khỏi dung dịch.
� Khi khoan qua tầng sét, đô nhớt của dung dịch sét không ngừng tăng dần lên. Vì vậy phải xử lý dung dịch
bằng hóa chất hoặc pha thêm nước lã vào dung dịch sét theo từng chu kỳ.
� Các chất làm giảm đô bền gel của dung dịch gốc nước lại gây tác dụng ngược: chúng làm phân tán sét
thành các mảnh nhỏ. Các mảnh này không thể tách ra tại bề mặt mà tiếp tục tuần hoàn cho tới khi còn kích
thước keo.
� việc kiểm soát đô nhớt dung dịch rất khó khăn và tốn kém khi khoan qua các thành hệ sét keo bằng dung
dịch gốc nước.
Đo độ nhớt: trong thực tế thường dùng khái niệm độ nhớt qui ước, được xác định bằng nhớt kế Marsh: là
chỉ số chảy loãng của dung dịch biểu thị bằng thời gian (đo bằng giây) chảy hết 946 cm3 dung dịch qua
phểu có dung tích 1500 cm3 và đường kính trong lỗ phễu là 4,75 mm. Ví dụ: đô nhớt ổn định của nước sạch
ở 20oC là 26s.
3.3. Ứng suất trượt tĩnh (τ, mG/cm2)
� Là đại lượng đặc trưng cho đô bền cấu trúc (hay tính lưu biến) của dung dịch khi để nó yên tĩnh sau môt

thời gian xác định.
� Đô bền cấu trúc của dung dịch được đo bằng môt lực tối thiểu cần đặt vào môt đơn vị diện tích 1cm2 vật
thể nhúng trong dung dịch để làm nó chuyển đông.
� Ứng suất trượt tĩnh của dung dịch sét phụ thuôc vào sét, nước và chất phóng hóa học tạo thành dung dịch.
Sét có đô phân tán càng kém, nước càng cứng thì ứng suất trượt tĩnh của dung dịch càng nhỏ, cấu trúc của
nó có đô bền kém.
� Dung dịch có ứng suất trượt tĩnh lớn sẽ được dùng làm nước rửa khi khoan qua đất đá có áp lực vỉa thấp,
nhiều lỗ hổng và khe nứt. Khi đó hiện tượng mất nước rửa sẽ bị hạn chế. Dung dịch cần làm nặng thì ban
đầu cũng phải có ứng suất trượt tĩnh lớn. Những điều này được giải thích như sau: mạng lưới cấu trúc của
17


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

dung dịch càng bền (ứng suất trượt tĩnh càng lớn) thì khả năng từng phân tử sét hoặc nước tách ra khỏi khối
dung dịch để đi vào các kẽ nứt, lỗ hổng khó hơn và khả năng của dung dịch giữ những hạt chất làm nặng ở
trạng thái lơ lững tốt hơn.
� Dung dịch sét chất lượng bình thường τ = 15-40 mG/cm2. Để pha chế chất làm nặng, dung dịch sét ban
đầu phải có τ = 30-50 mG/cm2.
� Để chống sự mất nước, dung dịch phải có: τ = 100 - 120 mG/cm2.
� 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 côt dung dịch tại choòng, có thể gây ra hiện tượng xâm
nhập nếu côt áp chênh lệch lớn
− Tương tự, khi hạ cần khoan, có thể gây vỡ vỉa và thất thoát dung dịch

Tính lưu biến của dung dịch khoan rất quan trọng khi tính toán:
1. Tổn thất áp suất dọc đường ống và khoảng không vành xuyến
2. Áp suất nâng-thả (swab-surge) khi khoan
3. Tỉ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương (ECD)
4. Mô hình dòng chảy trong khoảng không vành xuyến
5. Ước lượng hiệu quả làm sạch đáy giếng
6. Đánh giá khả năng nâng hạt rắn
7. Vận tốc vòi phun và tổn thất áp suất tại choòng
8. Vận tốc lắng của hạt cắt trong giếng thẳng đứng
3.4. Độ thải nước (B, cm3/30’)
� Đô 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
� Đô thải nước API là lượng nước tính bằng cm3 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. Đô dày vỏ sét càng thấp càng
tốt, giá trị bình thường: 3 mm.
• Trong điều kiện khoan bình thường B = 10-25 cm3/30'
• Phức tạp: B < 10 cm3/30'
Quá trình hình thành vỏ sét trên thành giếng khoan
– Các hạt sét hoặc mùn khoan có kích thước nhỏ hơn kích thước lỗ rỗng của thành hệ sẽ bám vào bề mặt
các lỗ rỗng.
– Các hạt có kích thước nhỏ hơn sẽ được vận chuyển sâu hơn vào trong lỗ rỗng.
– Lớp vỏ sét hình thành từ từ và chỉ cho phép hạt kích thước càng ngày càng nhỏ xâm nhập qua.
– Cuối cùng, lớp vỏ sét chỉ cho thấm chất lỏng.
� Dung dịch sét có đô thải nước lớn sẽ tạo ra trên thành lỗ khoan lớp vỏ sét xốp, dày, làm tiết diện lỗ khoan
bị thu hẹp lại → khoan chậm hoặc kẹt bô dụng cụ khoan khi nâng. Sự thải nước vào đất đá xung quanh
thành lỗ khoan còn phá hoại sự ổn định của đất đá liên kết yếu → hiện tượng trương nở và sập lở đất đá đó
bịt kín và làm mất lỗ khoan. Dung dịch sét có đô thải nước nhỏ sẽ tránh được những sự cố kể trên.
� Đô thải nước và bề dày vỏ sét tùy thuôc vào mức đô mài mòn của bề mặt vỏ sét trong quá trình khoan.
• Khi dung dịch khoan ổn định, đô thải nước và bề dày vỏ sét tỉ lệ thuận với căn bậc 2 của thời gian.

18


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

• Khi dung dịch khoan vận đông, nếu sự hình thành vỏ sét cân bằng với tốc đô mài mòn thì vỏ sét có bề dày
ổn định và đô thải nước cũng ổn định.
Độ thấm của vỏ sét
– Phụ thuôc kích cỡ hạt trong dung dịch khoan, dung dịch càng chứa nhiều hạt kích thước nhỏ (keo) thì đô
thấm càng thấp.
– Phụ thuôc tính điện hóa của dung dịch
– Muối hòa tan trong dung dịch sét làm tăng đô thấm của vỏ sét. Để khắc phục, cần bổ sung môt số chất keo
hữu cơ.
– Các chất làm giảm đô bền gel thường cũng làm giảm đô thấm của vỏ sét do chúng phân tán sét thành các
hạt nhỏ.
Khi khoan qua vỉa sản phẩm, cần tối thiểu hóa độ thải nước
và hình thành vỏ sét, do:
– Đô thấm của vỉa sản phẩm có chứa sét sẽ giảm do sét trương nở khi gặp nước hoặc nước vận chuyển các
hạt mịn tại chỗ vào sâu trong vỉa
– Áp suất vỉa không đủ lớn để đẩy tất cả nước xâm nhập ra khỏi vỉa khi đưa giếng vào khai thác.
– Các hạt mịn trong mùn khoan xâm nhập và bít nhét các kênh dẫn.
– Tương tác hóa học giữa dung dịch và vỉa có thể tạo kết tủa trong vỉa.
3.5. 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 đô nhiễm bẩn của nó.
� Dung dịch có hàm lượng cát lớn thì mức đô làm mòn dụng cụ khoan và các chi tiết của máy bơm lớn; dễ
gây kẹt dụng cụ khoan do hình thành vỏ sét dày.

� Giá trị hàm lượng cát của dung dịch sét bình thường nhỏ hơn 4% là đạt yêu cầu.
� Xác định hàm lượng cát bằng bình lắng.

Tiêu chuẩn API về cỡ hạt
3.6. Độ ổn định (C, g/cm3)

19


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

� Là đại lượng đặc trưng cho khả năng giữ dung dịch ở trạng thái keo. Có thể hiểu đô ổn định là hiệu số tỷ
trọng của hai phần dung dịch dưới và bên trong cùng môt cốc, sau khi để chúng yên tĩnh môt ngày đêm.
� Giá trị đô ổn định càng nhỏ thì chứng tỏ dung dịch được giữ vững ở trạng thái keo (dung dịch ổn định).
Dung dịch sét ổn định có khả năng giữ ở trạng thái lơ lửng những hạt mùn khoan và những hạt chất làm
nặng. Dung dịch kém ổn định dễ dẫn đến sự cố kẹt dụng cụ khoan.
� Phân loại:
• Dung dịch sét bình thường: C ≤ 0,02 (g/cm3)
• Sét nặng C ≤ 0,06 (g/cm3)
� Xác định đô ổn định bằng dụng cụ đo đô ổn định.
3.7. Độ lắng ngày đêm (O, %)
� Là lượng nước thoát ra trên bề mặt dung dịch sét sau khi để nó yên tĩnh môt ngày đêm. Đô lắng ngày
đêm lớn thì chứng tỏ dung dịch sét không ổn định, mức đô phân tán của sét thấp không thể làm nước rửa
trong những điều kiện khoan phức tạp.
� Dung dịch sét bình thường có O = 2-4%, dung dịch sét chất lượng tốt có O rất nhỏ.
� Xác định đô lắng ngày đêm của dung dịch bằng bình chia đô.
Hiệu quả của dung dịch khoan liên quan trực tiếp tới trọng lượng riêng, đô nhớt, đô bền gel và tính thấm
lọc. Các tính chất này do thành phần keo hoặc sét có trong dung dịch quyết định.

C. CÁC NHÓM KHOÁNG SÉT
Có rất nhiều nhóm khác nhau, nhưng về mặt ứng dụng trong công nghệ khoan dầu khí thì được chia làm hai
loai: trương nở và không trương nở.
I.


KAOLINITE:
Kaolinite được cấu thành bởi môt tấm đơn tứ diện và môt tấm đơn bát diện Dioctahedral nhôm. Tấm tứ
diện được áp chặt vào tấm bát diện đến nỗi mà các gốc Hydroxyl trên bề mặt tấm bát diện liên kết với
Oxy của tấm tứ diện. Cấu trúc này điện tích được cân bằng và có rất ít thay thế mạng. Các liên kết
Hydro rất bền vững ở giữa hai tấm đơn vị ngăn cản sự giãn nở bằng cách ngăn cản nước xâm nhập vào.
Tinh thể tự nhiên chứa khoảng 100 tệp đơn vị chồng lên nhau.

20


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

Hai tấm đơn vị


II.








III.



GVHD : thầy Phan Văn Kông

ĐƠN NGUYÊN KAOLINITE

Mảnh sét được tích điện chủ yếu ở trên các cạnh, góc bị phá vỡ mà rất nhạy cảm với đô PH của môi
trường. Có rất ít hoặc là không có ion được hấp thụ trên bề mặt Basal, vì vậy khả năng trao đổi ion của
sét là rất nhỏ, từ 10-15 Meq/100g. Vữa Kaolinite có đô nhớt thấp bởi vì Kaolinite không giãn nở.
ILLITE
Illite thuôc về nhóm Mica, có cấu trúc kiểu sandwich với hai tấm tứ diện kẹp môt tấm bát diện ở giữa.
Mica có hai đặc trưng cơ bản nhất quyết định tính chất của nó là: trong tấm tứ diện, Silic bị thay thế bởi
Nhôm, và trong lòng lục giác của nhóm tứ diện có môt cation K+ làm cân bằng điện tích của lớp. Điện
tích thiếu hụt trung bình trong khoáng này khá cao bởi hịện tượng thay thế đồng cấu. Khi được kết tinh
tốt thì có khoảng môt trong bốn nguyên tố Silic bị thay thế bởi Nhôm. Có môt đặc điểm nữa của Mica
được kết tinh tốt là không có sự hoàn hảo trong sự sắp xếp các tấm đơn vị. Mica loại này thường dùng
làm vật liệu chống mất dung dịch trong kỹ thuật khoan.
Hiểu biết về vai trò của cation K+ trong Mica là yếu tố cơ bản trong sử dụng KCl trong ổn định thành
giếng khoan. Môt đặc điểm chính của K+ là đô âm điện lớn và bán kính nhỏ, do đó nó có ái lực rất mạnh
đối với những đối tượng mang điện tích âm. Trong dung môi nước, với phân tử nước phân cực, thì nó rất
dễ bị hấp thụ bởi K+.
K+ có đường kính nhỏ so với Na+ và Mg2+ hay Ca2+ do đó nó có thể chiếm vừa vặn vào trong lòng
chuỗi lục giác của tứ diện để cân bằng điện tích cho chuỗi này. Vì có các liên kết mạnh như vậy nên nó
chống được sự xuyên phá của các phân tử nước qua hai lớp đơn vị và ngăn cản K+ bị trao đổi với môi
trường bên ngoài với các cation khác. Nói chung, sự trao đổi ion và hydrate hóa bị hạn chế với bề mặt
bên ngoài của tập sét.
Khi khoan qua các tầng có sét trương nở mạnh, KCl được dùng để làm thoái hóa sét Montmo thành các
dạng trơ khác.

MONTMORILLONITE
Montmorillonite thường gọi là Bentonite hay Gel nước, là loại khoáng nổi tiếng nhất trong nhóm
khoáng sét, thường được gọi là Smectic bởi vì sự phổ biến và quan trọng trong kinh tế.
Montmorillonite là thành phần tích cực trong các tầng sét trẻ mà thường gây nên các sự cố như trưởng
nở làm bó hẹp thành giếng khoan. Sự thay thế đồng cấu chiếm ưu thế là Mg2+ và Fe3+ đối với Al3+
trong tấm bát diện, nhưng Al3+ cũng có thể thay thế Si4+ trong tấm tứ diện.
21


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Đặc điểm chính làm cho montmorillonite trở thành dễ giãn nở là sự thay thế đồng cấu diễn ra chủ yếu
trong tấm bát diện. Do đó, tích điện xảy ra ở giữa lớp đơn vị làm cho các cation góp phần tạo nên sự cân
bằng điện tích không thể tiếp cận đủ gần với trường điện tích âm để cân bằng tuyệt đối với điện tích âm
trên bề mặt lớp đơn vị hay đối với cation trong lớp đó. Đặc điểm này tạo ra ái lực để hấp thụ các phân tử
phân cực như là nước lên bề mặt giữa các lớp cơ bản. Và giữa hai lớp đơn vị gần nhau là hai tấm tứ diện
với liên kết ô xy lỏng lẻo, vì vậy các lớp sét cũng dễ bị tách ra.
CƠ CHẾ TRƯƠNG NỞ
Cớ chế trương nở sét bao gồm: Hydrate hóa và khuếch tán.
 Hydrate hóa: là kết quả của hiện tượng các phân tử phân cực nước bị hấp thụ lên bề mặt Kết tinh của các
lớp đơn vị. Lớp phân tử nước đầu tiên liên kết với đáy lục giác của tấm Tứ diện bởi liên kết Hydro với
các phân tử Oxy. Lớp tiếp theo tiếp tục bám vào lớp thứ nhất, và cứ thế, các lớp phân tử nước xếp chồng
lên nhau quanh hạt sét tạo thành vỏ Hydrate. Bề dày của vỏ Hydrate này có thể lên tới 77 đến 100 A với
lực liên kết giảm dần. Bản chất phân cực của nước tạo nên tính chất Hydrate, bề mặt hydrate của nước
trong vòng 10A có thể tích nhỏ hơn nước tự do 3%, điều này làm cho đô nhớt của nước được cấu trúc
hóa cao hơn nước tự do.
 Các cation-có-thể-trao-đổi ảnh hưởng đến nước kết tinh bằng hai cách: thứ nhất, chúng tự hydrate hóa
trong môi trường nước, bằng cách tạo môt vỏ nước Hydrate (trừ NH3+ và K+; thứ hai, chúng liên kết

với bề mặt kết tinh trong sự cạnh tranh với các phân tử nước làm phá vỡ cấu trúc của nước ngoại trừ
Na+ và Li+ với liên kết mạnh và có xu hướng khuếch tán ra xa. Điều này có nghĩa là nếu tồn tại các
Cation trong môi trường nước thì các cation này có thể phá vỡ hệ keo bằng cách cướp nước trên bề mặt
hydrate của sét, làm phá vỡ cấu trúc keo của sét.
 Thẩm Thấu: trương nở thẩm thấu xuất hiện khi nồng đô của cation giữa các lớp lớn hơn so với môi
trường. Do đó, nước được hấp thụ ở giữa các lớp, làm tăng khoảng cách c’ và cho phép sự phát triển của
các lớp khuếch tán kép. Mặc dù không có màng nửa thấm có liên quan, cơ chế cơ bản là thẩm thấu, bởi
vì nó được quy định bởi sự khác biệt trong sự tập trung điện. Trương nở do thẩm thấu làm tăng thể tích
sét hơn nhiều so với trương nở kết tinh.
 Trạng thái trương nở phụ thuôc nhiều nhất vào loaị cation trong trường trao đổi ion. Bởi vì Natri và
Canxi là hai cation phổ biến liên quan tới dung dịch khoan, vì vậy thảo luận của chúng ta giới hạn ở hai
loại cation này.
 Cation đơn hóa trị như Na+ có thể liên kết với chỉ với môt vùng thiếu điện tích trên môt lớp, vì vậy
chúng có ảnh hưởng ít hơn tới chống phân tán sét trong nước. Ngược lại, các cation hóa trị cao như
Ca2+ không thể kết hợp với hai vùng thiếu điện tích trên môt lớp, vì vậy chúng kết hợp với hai lớp và
gắn các lớp với nhau. Với hệ Canxi, cơ chế phân tán cơ học có thể chia cắt môt lớp, nhưng diện tích bề
mặt sau cùng nhỏ hơn và lớp vỏ bọc Hydrate có liên kết chặt hơn hệ thống Natri.


22


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

Tính chất duy nhất của Montmorillonite là diện tích bề mặt rất lớn khi sét trương nở và hydrate hoàn
toàn cho tới các tấm đơn. Điều này tạo nên phân tán keo mà đô nhớt của nó được kiểm soát bởi hiện
tượng bề mặt. Bị phân chia càng nhỏ, diện tích bề mặt càng tăng trên môt đơn vị khối lượng, và hiệu
ứng bề mặt càng tăng.

 Hầu hết Bentonite tự nhiên tìm thấy ở dạng Canxi. Sét tìm thấy ở Wyoming gần như là duy nhất tìm
thấy ở dạng Natri và vì vậy có thể hydrate và trưởng nở mạnh hơn. Sét loại này được ưa thích hơn trong
công nghệ dung dịch khoan bởi vì đô nhớt mong muốn có thể thu được ở mật đô nhỏ. Sét Canxi thường
được xử lý hóa chất với Natri Cacbonat để chuyển hóa từng phần chúng sang dạng Natri.
D. SÉT TRONG DUNG DỊCH KHOAN
I. HỆ PHÂN TÁN
Môt hệ thống của các hạt bị phân tán trong pha phân tán được mô tả như là hệ phân tán khi có môt lực
đẩy giữa các hạt.
II. HỆ NGƯNG TỤ
Môt hệ được mô tả là ngưng tụ khi giữa các hạt tích điện trái dấu, do vậy xuất hiện lực hút lẫn nhau để
làm mất cấu trúc keo và kết hợp với nhau.


III.

SỰ ĐẨY CỦA LỚP TÍCH ĐIỆN KÉP
Những mảnh sét đã được mô tả như là những tinh thể nhỏ mà được tích điện âm trên bề mặt. Môt sự bù
đắp điện tích được cung cấp bởi các Ion trong dung dịch mà được hấp thụ điện tích trên bề mặt. Trong
lúc đó, dưới ảnh hưởng của lực mà gây nên sự phân bố ngẫu nhiên, các ion thường có xu hướng tách ra
khỏi bề mặt để tản vào dung môi. Hai xu hướng trên cạnh tranh nhau gây nên sự tập trung các ion với
nồng đô cao xung quanh hạt sét, được gọi là Lớp Mây Điện Tích.
IV. CƠ CHẾ TÁI PHÂN TÁN
Lực đẩy phải lớn nhất để duy trì hệ thống ở trạng thái tái phân tán. Điều này có thể thu được bởi hai cơ
chế:
 Gia tăng lực đẩy nhờ giảm thiểu nồng đô chất điện ly.
 Điều chỉnh đô PH: đô PH lớn hơn 8.0 gia tăng các cạnh tích điện âm trên các hạt sét. Vì vậy duy trì đô
kiềm với NaOH hoặc Na2CO3 ổn định hệ thống sét.
V. CÁC CƠ CHẾ KẾT BÔNG
Có môt số cơ chế, theo đó các lực hút giữa các hạt có thể được tăng và các lực đẩy giảm. Những cơ chế này
thường xảy ra trong quá trình khoan. Vì trong các hệ thống chất lỏng, sét thường bị kết bông, để làm cho sét

23


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

phân tán thì lại dẫn đến phức tạp bởi nó làm thay đổi mạnh mẽ tính chất của dung dịch khoan. Môt vài cơ
chế phổ biến nhất được mô tả dưới đây.
NỒNG ĐỘ MUỐI CAO
Để nâng cao nồng đô muối bằng cách nén lớp Gouy, cho phép các hạt sét tiến lại gần nhau, đủ gần để lực
hút thắng thế lực đẩy. Giới hạn trên của muối đối với Bentonite là khoảng 2% NaCl.
Trong thực tế khoan, điều này xẩy ra khi dung dịch sét gốc nước ngọt sử dụng để khoan qua tầng muối hoặc
khi hệ thống nước ngọt có được thêm muối vào để chuẩn bị khoan tầng nhiễm muối (evaporate), có nguồn
gốc từ biển.
CATION NHIỀU HÓA TRỊ
Hòa tan Cation có hóa trị cao có thể phản ứng với hơn môt trường trên bề mặt sét. Chúng đóng vai trò như
là những chiếc cầu ion giữa các hạt sét để làm cho hệ thống kết bông. Canxi, Nhôm, Magie là những ion
như vậy, phổ biến nhất.

Canxi thường gặp trong CaSO4 (thạch cao) và xi măng. Nếu sét trong dung dịch khoan dạng Natri, tiếp xúc
với Canxi thì nhanh chóng bị thay đổi tính chất. Môt số hệ thống dung dịch để tránh sự cố này, thường được
sử dụng thừa Ca2+ để đảm bảo rằng sét đã ở dạng Canxi trước khi bị nhiễm bẩn.
(Xi măng, muối, a xít có thể làm hệ sét bị kết bông, vì vậy không sử dụng dung dịch sét để khoan xi măng,
muối; và đô PH của sét phải lớn hơn 8)
Nhôm và Kẽm đã từng được đề nghị như là hóa chất để xử lý các tập cát để làm kết bông sét và vì vậy mất
tinh linh đông của sét để làm tắc các tầng sản phẩm. Sự kết bông được tiếp theo bởi sự xếp chồng của sét.
CHẤT KẾT BÔNG POLYMER
Các chất Polymer này mở rông khái niệm cầu ion của cation hóa trị cao cho tới các polymer bắc nối qua các

tiểu cầu sét. Đặc điểm chính của chất kết bông này là khối lượng phân tử cao, vì vậy phân tử kéo dài qua
các hạt sét. Phân tử này cũng phải bám dính vào các hạt, vì vậy sự cso mặt của các nhóm anion hoặc cation
cũng thương làm cho các phân tư này hiệu quả hơn.
Có hai trường hợp sử dụng chất kết bông Polymer. Môt là trong dung dịch khoan bằng nước, trong đó chất
rắn được vận chuyển bằng chất kết bông nhàm giữ cho tỷ trọng dung dịch thấp. Trường hợp khác, Polymer
được sử dụng làm kết tủa môt số thành phần rắn trong hệ dung dịch gốc nước ngọt.
SỰ HẤP THỤ TRÊN HẠT SÉT
Sức mạnh của sự hấp thụ và trường hấp thụ phụ thuôc vào đặc điểm hóa học của Polymer. Nhìn chung, các
Polymer tích điện âm có thể hấp thụ lên các cạnh của hạt sét. Hầu hết các Polymer sử dụng trong dung dịch

24


Báo cáo khai thác - Dung dịch khoan

GVHD : thầy Phan Văn Kông

khoan đều thuôc loại này. Sự hấp thụ có xu hướng mạnh hơn đối với vật liệu có khối lượng phân tử cao.
Các thông số khác, như nồng đô tích điện, đô muối, đô PH làm cho tình thế thêm phức tạp.
Polymer có thể được sử dụng với hàm lượng rất nhỏ, thường thì nhỏ hơn 5% thể tích để cung cấp khả năng
kiểm soát tính chất dòng chảy rất tốt.
VI. TỔNG KẾT VỀ TƯƠNG TÁC HÓA LÝ
Bề mặt của các loại đất sét có chứa nhóm hydroxyl và oxy tạo thành liên kết hydro với các phân tử nước.
Các cation có thể trao đổi mà bị hấp phụ trên bề mặt đất sét cũng có môt lớp vỏ bọc bởi các phân tử nước
liên kết chặt chẽ. Ngoài ra, các phân tử nước cũng liên kết với các trường điện dương trên các cạnh của hạt
sét. Những tương tác này kết hợp để tạo ra môt khu vực từ 10 đến 15 lớp nước gắn liền với đất sét, tạo ra
môt vỏ hydrat hóa. Trong trường hợp của sét Natri Montmo, cạnh này có thể kéo dài 60 A, hoặc để khoảng
20 lớp của các nước. Vì vậy sự phân tán các loại đất sét vào trong nước làm giảm lượng nước "tự do", và
xây dựng "cơ cấu" và khả năng chống trượt (đô nhớt tăng với nước có cấu trúc).
Có môt mối quan hệ trực tiếp giữa các khối lượng và đô dài của phân tử. Môt vật liệu cao phân tử-trọng

lượng, chẳng hạn như môt Polyacrylate tổng hợp với trọng lượng phân tử 107, có chiều dài chuỗi khoảng 20
micron, có thể là lớn hơn nhiều so với các hạt đất sét. Như vậy, có thể cho môt phân tử để hấp thu vào nhiều
hơn môt hạt đất sét và lập thành nhóm của các hạt đất sét. Vì vậy, Polymer phân tử lượng cao có tác dụng
như chất làm ngưng tụ (kết bông). Polymer có khối lượng phân tử thâp có thể làm cân bằng điện tích trên
các hạt sét, do vậy làm cho hệ thống sét bị kết bông, ngưng tụ.
TỔNG KẾT CHUNG TRONG ỨNG DỤNG SÉT
+ Không dùng nước muối, nước biển để pha sét: vì nước muối chứa các cation Na+, Ca2+, Mg2+…làm cho
sét không trương nở để tạo thành Gel được.
+ Đô PH của dung dịch Gel Bentonite luôn cao hơn 8, lên đến 9.5.
+ Không dùng Gel Bentonite để khoan xi măng: Vì Cement chứa Al3+, Ca2+, Mg2+…, các cation này phá
keo.
+ Trước khi trôn Bentonite thì phải làm mềm nước bằng Na2CO3 (khử Ca2+, Mg2+…).
+ Chống sét trương nở bằng: Ca2+, K+, Mg2+…

25