Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
MỤC LỤC
Nhóm SV 1
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
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.
Nhóm SV 2
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
− 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 3
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
CHƯƠNG 2. HÓA CHẤT DÙNG ĐỂ PHA CHẾ VÀ XÁC ĐỊNH
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 4
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
− 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.
Nhóm SV 5
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
− 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 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.
Nhóm SV 6
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
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.
Nhóm SV 7
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
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.
Nhóm SV 8
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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
.
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
Nhóm SV 9
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
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 gồm có:
− 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.
 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
Nhóm SV 10
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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
− 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.
Nhóm SV 11
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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 12
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
CHƯƠNG 3. DANH MỤC CÁC THIẾT BỊ DÙNG CHO QUÁ
TRÌNH PHA CHẾ VÀ XÁC ĐỊNH TÍNH CHẤT CỦA 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
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
Nhóm SV 13
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
14 K
+
g/l 30
15 Ca
+
mg/l 1600 – 2000

16 Cl
-
g/l 53
17
Moment ma sát
Moment
N.m 18
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.
3.2. Phễu đo độ nhớt Marsh Funnel (Hàng do Mỹ SX)
 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.
Nhóm SV 14
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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 Nhớt kế Marsh
Hình 3 Máy Viscometer (nhớt kế Fann)
 Phương pháp đo:
Nhóm SV 15
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
− 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 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.
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
Nhóm SV 16
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
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
Nhóm SV 17
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
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 18
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
Hình 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 200lỗ 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 19
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
Hình 3 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.
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
Nhóm SV 20

Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
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.
3.10. Hàm lượng pha keo
Là hàm lượng các hạt sét mịn có kích thước hạt nhỏ hơn 2 Mkm, pha keo
càng lớn thì dung dịch càng tăng độ nhớt, lực cát tĩnh và độ dày vỏ bùn…, dẫn đến
dể bị kẹt mút cần khoan, tăng tổn thất áp lực máy bơm…, để khống chế hàm lượng
pha keo trong dung dịch, phải tăng các hóa phẩm khống chế sét như: AKK, FCl,
KOH…, thường hàm lượng pha keo được biểu thị bằng trọng lượng/ thể tích hoặc
% thể tích. Theo tài liệu quy chế RD SP 86 – 07 hàm lượng pha keo (% thể tích)
mã từ 2,5 – 3,5% tùy theo từng thành hệ khoan qua.
Nhóm SV 21
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
3.11. Phương pháp xác định độ nhớt biểu kiến, độ nhớt dẻo và ứng lực cắt động

Đổ dung dịch vào cốc cho đến vạch đánh dấu, đặt cốc vào vị trí đo. Bật máy
quay ở tốc độ 600 vòng/phút, trong 1 phút. Sau đó chuyển về tốc độ cho tương
ứng.
 Độ nhớt biểu kiến: được tình bằng đơn vị CPs, là độ nhớt quy ướt của dung
dịch khoan, nó được xác định bằng cách: lấy số đọc ở 600 vòng/phút chia
cho 2.
 Độ nhớt dẻo (PV = V600 – V300): được tính bằng đơn vị CPs. Nó đặt trưng
cho tính chất lưu biến của dung dịch, giáp làm sạch đáy giếng khoan ở chế
độ chảy rối và nâng mùn khoan lên bề mặt nhờ chế độ chảy tầng. PV được
xác định bằng hiệu số giữa chỉ số đọc ở tốc đọ quay 600 vòng/phút và 300
vòng/phút.
− Độ nhớt dẻo là số đo của lực liên kết trong lòng chất lỏng, biểu hiện mức
độ liên kết giữa các phân tử với nhau, phụ thuộc hàm lượng, loại và kích
cỡ pha rắn hiện diện trong dunbg dịch khoan, đơn vị tính cp.
− Độ nhớt dẻo của dung dịch còn là số đo lực chống lại khi có hiện tượng
chuyển động hay trượt trong bản thân chất lỏng, hay do sự ma sát giữa
các hạt và chất lỏng bao quanh nó. Sự thay đổi độ nhớt dẻo cho biết sự
thay đổi hàm lượng và đặc tính chất rắn trong dung dịch.
− Khi tăng PV thì thành phần hạt rắn tăng , kích thước hạt rắn giảm hoặc
kết hợp cả hai. Đây là đều mong muốn đối với dòng chảy dung dịch trong
vành xuyến. Tuy nhiên khi tăng giá trị PV cao làm cho tổn thất thủy lực
lớn và giảm vận tốc thấm lọc của dung dịch tại chòng. Trong dung dịch
nhẹ nên duy trì PV ở mức tối thiểu, nhằm tăng tối đa đặc tình chảy loãng
của dung dịch.
 Ta xác định độ nhớt dẻo bằng dụng cụ đo lưu biến sau:
PV = V
600
– V
300
, cp

Trong đó :
Nhóm SV 22
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
• V
600
: giá trị đọc trên fann tại vận tốc quay 600 vòng/phút.
• V
300
: giá trị đọc trên fann tại vận tốc quay 300 vòng/phút.
 Ứng lực cắt động (YP = V
300
– PV): tính bằng đơn vị (Lb/100ft
2
). Nó đặt
trưng cho sự linh động của dung dịch trong giếng khoan, hiệu quả tải mùn
khoan và làm sạch thân giếng khoan khi tuần hoàn. YP được tính bằng hiệu
số đọc ở tốc độ vòng quay 300 vòng/phút và độ dẻo PV.
− Ứng lực cắt động còn gọi là điểm chảy của chất lỏng là giá trị ứng suất
cần thiết để chất lỏng bắt đầu chuyển động, còn gọi là điểm chảy của chất
lỏng. nó chỉ ra lực hút giữa các phân tử chất lỏng khi chất lỏng bắt đầu
chuyển động. ững lực cắt động còn biểu hiện khả nawnmg vận chuyển
mùn khoan lên mặt đất, khi dung dịch tuần hoàn.
− Người ta xác định ứng lực cắt động bằng dụng cụ đo lưu biến ( nhớt kế
fann):
− Đọc giá trị quay V
300
.
− Tính YP = V
300
– PV, lb/100ft

2
− Ứng lực cát động cần thiết của dung dịch để đảm bảo vận chuyển mùn
khoan và rửa sạch đáy giếng hiệu quả phụ thuộc vào độ ổn định của dung
dịch trong giếng. dưới điều kiện ổn định, ứng lực cắt động tối thiểu cần
thiết để hạn chế quá trình lắng đọng khi góc xiêng tăng lên.
Nhóm SV 23
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
CHƯƠNG 4. QUY ĐỊNH VỀ AN TOÀN LAO ĐỘNG KHI TIẾN
HÀNH CÔNG VIỆC TẠI PHÒNG DUNG DỊCH – XN KHOAN &
SG
4.1. Yêu cầu chung về an toàn
Phòng thí nghiệm Dung dịch XN khoan & SG là khu vực độc hại. Do vậy, tất cả
những người làm việc tại đây cần phải được hướng dẫn về:
− An toàn về chống cháy nổ
− An toàn về diện
− Sử dụng các dụng cụ bảo hộ cá nhân
− Sơ cứu ban đầu trong trường hợp bị tai nạn.
− Người làm việc tại phòng thí nghiệm phải đủ 18 tuổi trở lên, có chứng nhận về sức
khỏe của hội đồng y tế và chứng chỉ về kỳ thuật an toàn khi làm việc ở môi trường
nhiễm độc.
− Phòng thí nghiệm cần bố trí các thiết bị chống cháy, nổ.
− Khu vực phòng thí nghiệm phải có sơ đồ chỉ dẫn thoát hiểm trong trường hợp hỏa
hoạn hoặc các sự cố bất thường. Các cửa thoát hiểm phải được mở hướng ra ngoài.
Cấm để các vật dụng gây cản trở lối thoát hiểm.
− Phòng thí nghiệm cần lắp đặt hệ thống thông gió, phải có hệ thông cấp – thoát
nước, hệ thống dẫn diện đảm bảo.
− Các hóa chất phân tích chỉ để một lượng vừa đủ để thí nghiệm trong ngày tại
phòng thí nghiêm, còn lại lưu giữ trong kho. Các hóa chất dễ cháy nổ cũng được
lưu giữ trong kho tuân thủ theo quy định àn toàn chấy nổ.
− Các bình lọ hóa chất phải có nhãn ghi rõ tên và nồng độ của hóa chất đó.

− Nghiêm cấm các bình chứa khí trong phòng thí nghiệm.
Trong phòng nghiệm nghiêm cấm:
− Không bảo quản, chứa dầu thô, các sản phẩm dầu mỏ các chất độc hại trong bình
hỡ
− Rửa bình, bàn tí nghiệm, sàn nhà bằng xăng dầu hoặc các sản phẩm dễ cháy khác.
− Để các khăn, quần áo dính dầu nhớt.
− Trên bàn thí nghiệm không được để bừa bãi các chất dễ cháy. Các mặt bàn phải
phải tắm chống ăn mòn axit, kiềm.
− Tất cả các thiết bị điện phải có dây tiếp đất, đảm bảo quy định an toàn.
Nhóm SV 24
Báo cáo thực tập chuyên ngành GVHD:
− Tại phòng thí nghiệm phải bố trí tủ thuốc với các loại thuốc, dụng cụ và vật liệu
dành cho sơ cứu ban đầu.
4.2. Những yêu cầu an toàn trước khi làm việc
Trước khi làm việc cần kiểm tra vị trí làm việc, đảm bảo an toàn thoàng khí.
Trang bị các dụng cụ bảo hộ:
− Áo choàng bằng vải bông.
− Ủng cao su.
− Kính bảo hộ.
− Khẩu trang hay mặt nạ thở.
− Bật hệ thống hút gió trong phòng trước khi làm việc 30 phút.
4.3. Những yêu cầu an toàn trong khi làm việc
− Chỉ thực hiện cac công việc được giao.
− Khi làm việc phải mặc đồ bảo hộ chuyên dụng. Đồ bảo hộ phải vừa vói kích cỡ
người mặc không gây cản trở khi tiến hành công việc.
− Khi tiến hành công việc với mức độ độc hại, nguy hiểm cao cần phải có ít nhất 2
người, trong đó có một người là trưởng nhóm.
− Những công việc tiếp xúc với khí, bụi ảnh hưởng độc hại đến sức khỏe phải bật hệ
thống hút gió.
− Khi làm việc với kiềm, axit, phải mang kính bảo hộ, găng tay. Ở nơi làm việc phải

có vòi nước sạch, axit boric, dung dich sô đa.
− Khi sử dụng axit, xút phải dùng ống hút thủy tinh, bóp cao su không hút trực tiếp
− Các dung dịch axit, xut sau khi sử dụng xong phải được xử ly trước khi thải ra môi
trường.
− Khi làm việc với các vật liệu dạng bột phải mang kính bảo hộ và khẩu trang.
− Các vật dụng chứa dầu thô, các sản phẩm dầu thô và các sản phẩm độc hại khi rửa
phải bật hệ thống hút không khí, quạt thông gió
− Các hóa chất, cặn dầu, các chất dễ cháy không được đỗ vào hệ thống nước xả
chung, cần được thu gom trong các thùng, bình kim loại riêng và để đúng nơi quy
định.
Nhóm SV 25