1






XNLD VIETSOVPETRO
__________________________________












GIÁO TRÌNH
DUNG DỊCH KHOAN & SG

Tài liệu lưu hành nội bộ XNLD VIETSOVPETRO
Tái bản lần thứ nhất

Vũng Tàu, 10/2010


2



XNLD VIETSOVPETRO
__________________________________



GIÁO TRÌNH
DUNG DỊCH KHOAN & SG

Tài liệu lưu hành nội bộ XNLD VIETSOVPETRO
Tái bản lần thứ nhất






Nhóm tác giả:

Phòng Dung dịch –XNKhoan & SG:

T.S. Hoàng Hồng Lĩnh Trưởng Phòng Dung dịch XNK&SG - Chủ biên
K.S. Nguyễn Xuân Ngọ Nguyên Trưởng Phòng Dung dịch - XNK&SG
K.S. Đặng Đình Hà Chuyên viên 5 Phòng dung dịch - XNK&SG
K.S. Trần Mạnh Tường Chuyên viên 5 Phòng dung dịch - XNK&SG
K.S. Trần Vũ Khôi Chuyên viên 4 Phòng dung dịch - XNK&SG

Phòng Thí nghiệm dung dịch Viện NCKH & TK:

T.S. Ngô Văn Tự Nguyên Trưởng Phòng TN Dung dịch - Viện NCKH & TK
Th.S. Phạm Thu Giang Kỹ sư 7 Phòng TN dung dịch - Viện NCKH&TK

Cùng sự cộng tác của tập thể CBCNV chuyên ngành DD - LDDK Vietsovpetro



Vũng tàu 10/2010

3
MỤC LỤC
TT
Nội dung
Trang

1
Phần mở đầu
6


2
Chƣơng I: Đại cƣơng về dung dịch khoan
10
1.1. Chức năng của dung dịch khoan
10
1.2. Phân loại dung dịch và ứng dụng
15
1.3. Tính chất của dung dịch nói chung và quan hệ của chúng với các chức
năng
24
1.4. Phương pháp tuần hoàn dung dịch trong giếng khoan
30
1.5. Chế độ dòng chảy của dung dịch khoan
31
1.6. Các hoá phẩm chính để điều chế dung dịch khoan và các chức năng của
chúng
33
1.7. Ảnh hưởng của dung dịch đến các thành hệ đất đá
42
3
Chƣơng II: Khái quát đặc điểm cấu trúc địa chất của mỏ Bạch hổ
44
2.1. Khái quát đặc điểm các cột địa tầng
44
2.2. Đặc tính các thành hệ chứa nhiều sét tại mỏ Bạch Hổ

47
2.3. Các hệ dung dịch sử dụng thi công trong một GK ở mỏ BH và Rồng
49
4
Chƣơng III: Vấn đề mất ổn định thành giếng khoan và một số giải pháp
ngăn ngừa, khắc phục liên quan đến dung dịch nhằm nâng cao độ ổn định
thành giếng khoan
50
3.1. Những nguyên nhân chủ yếu gây mất ổn định thành giếng
51
3.2. Thành phần và cấu trúc của sét – Một số tác nhân quan trọng ảnh hưởng
đến độ ổn định của sét
55
3.3. Cơ sở khoa học để nâng cao khả năng ức chế sét
66
3.4. Một số vấn đề liên quan đến dung dịch nhằm nâng cao độ ổn định thành
giếng khi thi công khoan
74
5
Chƣơng IV: Các hệ dung dịch khoan đƣợc XNLD “Vietsovpetro” sử dụng
và một số hệ dung dịch khác đang đƣợc áp dụng trên thế giới và tại Việt
Nam
76
4.1. Các hệ dung dịch khoan được XNLD “Vietsovơpetro” sử dụng
76
4.1.1. Hệ dung dịch Polime sét
76
4.1.2. Hệ dung dịch polime ít sét Poliacrilamid (PAA)
80
4.1.3. Hệ dung dịch ức chế Lignosufonat

82
4.1.4. Hệ ức chế phân tán Lignosufonat – Phèn nhôm Kali (FCL/AKK)
87
4.1.5. Hệ ức chế kỵ nước polime silic hữu cơ
93
4.1.6. Hệ dung dịch ức chế phèn nhôm kali cùng polime silic hữu cơ (COR) và
polyalkylen glycol(PAG) hệ PNK – COP & PAG
96
4.1.7. Hệ polime ít sét PAA-COR
100
4.1.8. Hệ ức chế polime KCL / GLYCOL
103
4.1.9. Hệ dung dịch silic
108

4
4.1.10. Hệ dung dịch polime ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt (ПMГP +
ПAB)
112
4.1.11. Công nghệ điều chế và xử lý dung dịch nước biển tại giàn khoan
113
4.1.12. Dung dịch hoàn thiện giếng
120
4.1.13. Dung dịch sửa chữa giếng
120
4.1.14. Dung dịch packer
121
4.2. Một số hệ dung dịch mới ức chế sét đang được các nhà thầu quốc tế sử
dụng
121

4.2.1. Các nhà thầu khoan quốc tế và các hệ dung dịch đang được sử dụng để
thi công khoan.
122
4.2.2. Giới thiệu một số hệ dung dịch ức chế sét được các công ty khoan dầu
khí quốc tế áp dụng tại Việt Nam và trên thế giới
124
6
Chƣơng V: Hệ thống làm sạch dung dịch khoan
137
5.1. Giới thiệu chung
137
5.2. Hệ thống sàng rung
138
5.3. Máy tách cát, tách bột và tách bùn
141
5.4. Máy li tâm
148
5.5. Máy tách khí
152
7
Chƣơng VI: Những phức tạp thƣờng xảy ra trong quá trình thi công
khoan và một số giải pháp phòng chống
155
6.1. Giới thiệu khái quát
155
6.2. Dầu khí phun và “kick” hoặc khí CO
2
, H
2
S xâm nhập

158
6.3. Mất dung dịch khoan
161
6.4. Kẹt cần khoan
188
8
Chƣơng VII: Thiết bị và phƣơng pháp đo các thông số dung dịch khoan
196
7.1. Dụng cụ đo tỷ trọng dung dịch khoan.
197
7.2. Phễu đo độ nhớt
198
7.3. Máy đo lưu biến
200
7.4. Dụng cụ đo độ thải nước ở nhiệt độ phòng
203
7.5. Thiết bị đo độ thải nước động ở nhiệt độ và áp suất cao
205
7.6. Thiết bị đo pha rắn, hàm lượng dầu, hàm lượng chất bôi trơn
206
7.7. Dụng cụ đo hàm lượng cát
207
7.8. Dụng cụ đo hàm lượng (K
+
)
208
7.9. Dụng cụ đo độ dính của vỏ bùn
209
7.10. Thiết bị đo khả năng bôi trơn
210

7.11. Lò nung mẫu quay
211
7.12. Lò nung CARBOLITE (TYPE – 201)
212
7.13. Hệ thống cân phân tích: Model – SA 310 và SL1000
213
7.14. Thiết bị nén mẫu lõi CHANDLER ENGINEERING - 4207
214
7.15. Phương pháp xác định pH
215

5
7.16. Hộp phân tích hoá chất (hàm lượng keo và ion Ca
++
, CL
-
, …)
216
9
Chƣơng VIII: Phân tích hoá học trong dung dịch khoan
217
8.1. Khái niệm về phân tích hoá học
217
8.2. Hướng dẫn phân tích các thông số hoá học của dung dịch khoan
221
8.3. Các chất xâm nhiễm vào dung dịch và xử lý
237
10
Chƣơng IX: An toàn với hoá chất và bảo vệ môi trƣờng
240

9.1. An toàn và vệ sinh lao động
240
9.1.1. Nội quy an toàn hóa chất
240
9.1.2. Tác hại của hóa chất độc vào cơ thể
241
9.1.3. An toàn về hóa chất
242
9.1.4. An toàn về hóa chất khoan và sửa giếng
247
9.2. Bảo vệ môi trường trong việc tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí
249
9.2.1. Khái niệm về môi trường
249
9.2.2. Những chức năng cơ bản của môi trường
250
9.2.3. Bảo vệ môi trường
250
9.2.4. Ô nhiễm môi trường
251
9.2.5. Tiêu chuẩn môi trường
252
9.2.6. Biển và sự ô nhiễm
252
9.2.7. Thải hóa chất, dung dịch khoan và mùn khoan
255
9.3. Một số ký hiệu cảnh báo an toàn
260
11
Tài liệu tham khảo

262















6
PHẦN MỞ ĐẦU
Giáo trình này được sử dụng cho công tác đào tạo tại XNLD Vietsovpetro với
những đối tượng là:
1- Đội trưởng và chánh kỹ sư đội khoan có nhu cầu tìm hiểu thêm về dung dịch
2- Đốc công khoan có nhu cầu đào tạo về dung dịch.
3- Kỹ sư dung dịch mới vào nghề.
4- Thợ dung dịch bậc 5 thi lên bậc 6 và thợ dung dịch ở các bậc khác.
5- Những cán bộ công nhân viên cần đào tạo nghề hai về dung dịch theo yêu cầu sản
xuất.
6- Kíp trưởng, thợ khoan các bậc khác nhau.
Sách được biên soạn dựa vào kinh nghiệm tích lũy từ thực tế thi công dung
dịch của nhiều chuyên gia, kỹ sư và thợ dung dịch- XNLD Vietsovpetro, đồng thời
còn tham khảo một số tài liệu nghiên cứu về dung dịch khoan, cũng như các kinh

nghiệm thực tiễn của những công ty dầu khí nước ngòai đang thi công trên thềm lục
địa Việt Nam. Tùy đối tượng đào tạo cụ thể, mà các giảng viên sẽ nhấn mạnh, hoặc
lược bỏ một số phần trong quyển sách này. Trong quá trình biên soạn giáo trình này
tập thể tác giả đã nhận được nhiều ý kiến đóng góp quí báu của các kỹ sư dung dịch
và thợ dung dịch đang làm việc tại các giàn khoan của XNLD.
Trong lần tái bản lần thứ nhất này, chúng tôi đã hiệu đính và bổ sung một số
thiếu sót, qua sự góp ý của Hội đồng nghiệm thu giáo trình, của chính các tác giả và
một số đồng nghiệp.
Tập thể tác giả xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ và tạo điều kiện của Ban
lãnh đạo: XNLD Vietsovpetro, XN Khoan & SG, Viện NCKH & TK, Trường
KTNV và các đồng nghiệp.
Công nghệ rửa giếng khoan là tổ hợp các qui trình và công đọan về điều chế,
làm sạch, xử lý và tuần hòan dung dịch khoan. Do nhận thức được ý nghĩa, vai trò và
tầm quan trọng của dung dịch rửa giếng khoan nên trong nhiều năm qua trong quá
trình thi công các giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ và Rồng.
Với đội ngũ và chuyên gia kỹ thuật có nhiều kinh nghiệm thực tế và chuyên ngành
dung dịch khoan. XNLD Vietsovpetro đã rất cố gắng tìm tòi, nghiên cứu và đưa vào
ứng dụng cho khoan nhiều nguyên vật liệu hóa phẩm và các hệ dung dịch khoan,
trong đó có cả các hệ tiên tiến đang được áp dụng trên thế giới và tại thềm lục địa
Việt Nam. Sự nỗ lực này đã góp phần đáng kể đảm bảo an tòan cho thi công, nâng
cao chất lượng giếng và hiệu quả kinh tế kỹ thuật khi thi công khoan.
Như đã biết trong quá trình khoan thăm dò và khai thác giếng khoan dầu khí,
kể cả các lọai khóang sản rắn, dung dịch khoan đóng vai trò hết sức quan trọng nhằm
đảm bảo sự thành công hoặc thất bại cho giếng khoan. Tuy nhiên, ý nghĩa và sự
minh chứng bằng thực tiễn về sự thành công của công nghệ dung dịch khoan vẫn
luôn là vấn đề nổi trội so với cơ sở nền tảng lý luận của chúng. Điều này đã được
chứng minh qua một giai đọan rất dài, trên cơ sở ứng dụng phát triển của ngành dung
dịch rửa, các chuyên gia nghiên cứu ứng dụng công nghệ dung dịch khoan và các
nhà thi công đã từng bước tập hợp tòan bộ các công trình nghiên cứu, các sáng kiến


7
cải tiến- các phát minh sáng chế và từ thực tế thi công đã đúc kết thành lý luận nền
tảng về công nghệ dung dịch khoan.
“Dung dịch là máu của giếng khoan” đó chính là lời tâm huyết của những
người thi công khoan. Phần trình bày của nhóm tác giả chuyên ngành dung dịch
khoan XNLD Vietsovpetro, trình bày những kiến thức cơ bản và nâng cao của công
nghệ dung dịch khoan, trong đó chủ yếu vẫn là công nghệ ứng dụng dung dịch trong
quá trình khoan.
Trước khi bước sang thập kỷ 20 (trước năm 1900) có rất ít các tư liệu đề cập đến
quá trình hình thành và phát triển của lĩnh vực công nghệ dung dịch rửa GK. Vào
thời gian đó người ta đã khoan một số GK bằng phương pháp Rôtơ và sử dụng dung
dịch tự tạo là các lọai bùn nhão phù hợp để khoan nhiều GK.
Về hóa phẩm khoan:
Vào thời gian này, người ta chưa quan tâm nhiều đến việc điều chỉnh các thành
phần lý hoá của bùn khoan kể cả việc xử lý thực tế cũng không được đề cập tới. Tuy
nhiên từ thực tế thi công cho thấy rằng, khi bùn khoan có tỷ trọng thấp dễ dẫn đến
phun trào và khi độ thải nước cao sẽ tạo ra lớp vỏ sét dày bám trên thành GK và do
đó dễ dẫn đến sự kẹt bộ khoan cụ, lúc này để điều chỉnh các thông số dung dịch, chủ
yếu sử dụng nước kỹ thuật.
Trong suốt thời gian dài gần 30 năm sau đó, mãi đến năm 1901- lần đầu tiên
khoan GK bằng phương pháp Rôtơ và áp dụng dung dịch sét (chưa biến tính).
Kể từ năm 1901 trở đi dung dịch sét đã được sử dụng khá phổ biến để khoan
các GK bằng phương pháp Rôtơ, tuy nhiên do đến 1913 dung dịch sét vẫn chưa được
sử dụng cho các GK đập. Lúc này dung dịch sét được điều chế từ nước lã và 20% sét
(tính theo trọng lượng). Dung dịch điều chế được coi như đảm bảo yêu cầu với điều
kiện trọng lượng riêng ρ đạt từ 1,05 g/cm
3
- 1,15 g/cm
3
.

Cho đến năm 1916 các nhà thi công mới biết được rằng: Dung dịch sét có tính
chất đặc dẻo, dễ bơm và bít nhét tốt các tầng cát chảy bở rời, ngăn ngừa sập, sụt
thành giếng và phun trào của các vỉa khí.
Cho tới năm 1921 lĩnh vực công nghệ dung dịch khoan mới thực sự phát triển.
Vào thời gian này các nhà thi công đã bắt đầu tìm kiếm và áp dụng giải pháp sau:
Làm nặng dung dịch lên tới =1,22-1,32 g/cm
3
bằng bột sét, nhằm ngăn ngừa
sập, sụt lở và phun trào từ các vỉa khí. Tuy nhiên, việc sử dụng sét vừa tăng cao tỷ
trọng, vừa làm cho dung dịch trở nên đặc quánh khi bơm vào GK.
Nhằm khắc phục những hạn chế trên, cũng trong thời gian này, các nhà thi
công đã đưa vào sử dụng bột oxít sắt làm chất tăng trọng cho dung dịch sét để trọng
lượng riêng =1,80-2,16 g/cm
3
.
Tuy nhiên, do nhược điểm gây bào mòn mạnh các chi tiết máy bơm và bộ
khoan cụ, nên vào năm 1922 tác giả Stroit đã nghiên cứu đưa vào sử dụng thực
nghiệm Barit làm chất tăng trọng thay thế cho bột oxít sắt. Barit không gây bào mòn,
không gây độc hại và có thể tạo cho dung dịch đạt tỷ trọng cao. Do phải dùng lượng
chất tăng trọng quá lớn trong dung dịch nên các lọai dung dịch sét tự tạo nguyên khai
sẽ không có cấu trúc đủ bền vững để ngăn ngừa Barite sa lắng. Do đó lần đầu tiên
vào năm 1929 đã áp dụng các hóa phẩm NaOH và Natri Aluminat để tăng khả năng

8
tạo cấu trúc cho dung dịch sét.
Kể từ năm 1929, hàng loạt các phát minh ra đời trong số đó có:
Phát minh về sét Bentonit chuyên dụng (sét biến tính).
Phát minh về sử dụng sét bột Bentonit và oxit Magie của hai nhà khoa học Mỹ
là Crossu và Khartu. Cũng vào thời điểm này đã đưa vào áp dụng một số hóa phẩm
điều chỉnh độ nhớt và photphat cao phân tử không ngậm nước.

Từ đây, việc sử dụng sét bột Bentonit Wyoming (USA) đã trở nên khá phổ
biến do đây là lọai sét có hiệu suất rất cao và là lọai vật liệu sử dụng khá hiệu quả,
giá thành thấp, dễ làm tăng độ nhớt biểu kiến, tăng độ bền cấu trúc và làm giảm độ
thải nước của bùn khoan. Tuy nhiên, thực tế khi khoan qua các tầng muối ở các
khỏang chiều sâu nông tại các bồn trũng phía tây Texas đã nhận thấy rằng Bentonit
và một số lọai sét khác không còn tác dụng tạo cấu trúc cho dung dịch khoan để có
thể tải mùn khoan lên miệng giếng. Vì những lý do trên vào những năm 1936 đã phát
minh lọai sét chịu mặn “antapugit”. Lọai vật liệu này có thể chịu mặn và được dùng
để điều chế dung dịch khoan bằng nước biển và nước khóang hóa. Vào năm 1937 đã
đưa vào sử dụng các hóa phẩm giảm độ thải nước có nguồn gốc hữu cơ (tinh bột) kết
hợp với xút. Năm 1944 đã bắt đầu áp dụng cacboxil metyl xenluloz (CMC) không
lên men, để giảm độ thải nước của dung dịch khoan. Từ năm 1945 đưa vào sử dụng
hợp chất lignosulphonat, lignin và hàng lọat các hóa phẩm khác nhau được chiết suất
từ quá trình sản xuất bột giấy, nhằm làm giảm độ nhớt của dung dịch. Năm 1956 đã
chế tạo và đưa vào sử dụng hóa phẩm phêrocrom lignosulphonat và đã nghiên cứu
chọn đơn pha chế cho từng lọai hóa phẩm khác nhau.
Cùng với quá trình nghiên cứu phát triển và đưa vào áp dụng các sản phẩm để
điều chế và xử lý dung dịch khoan, đồng thời nhằm tiến hành thuận lợi cho công tác
khoan, các chuyên gia kỹ thuật và các nhà thi công đã nghiên cứu và tìm hiểu kỹ các
đặc tính lý hóa của dung dịch khoan. Vào thời gian này đã có rất nhiều công trình
nghiên cứu chế tạo thiết bị đo kiểm tra được thực hiện nhằm đưa ra các thiết bị
chuyên dụng để đo các thông số và các đặc tính lý hóa của dung dịch khoan như:
- Phễu đo độ nhớt được phát hành do Mars vào năm 1930 và sau đó được tiêu
chuẩn hóa bởi Viện Dầu khí Mỹ (API).
- Năm 1931 phát minh thiết bị do các thông số lưu biến cho dung dịch khoan
(tốc độ 600 v/ph; độ bền Gel ở 0 và 10‟).
Việc dùng chất tan nhanh là thường xuyên và dung dịch gốc Natrisilicat
được dùng để khoan vào tầng sét trương nở.
Khoảng năm 1935 biết dùng dụng cụ đo hàm lượng cát trong dung dịch và
cũng là lần đầu tiên dung dịch gốc dầu được dùng để khoan vào tầng sản phẩm.

Vào năm 1937 dụng cụ tỷ trọng kế (dùng nước xác định) do P.H.Jones chế tạo,
được sử dụng rộng rãi. Chất tinh bột ngô cũng được dùng để giảm độ thải nước và
cũng trong thời gian này dụng cụ xác định độ thải nước nhờ áp suất lần đầu tiên ra
đời. Năm 1952 tác giả Menroze và Ligrentan đã nghiên cứu và chế tạo “nhớt kế
quay” Fann. Lọai dụng cụ này có cho phép do độ nhớt cấu trúc, độ nhớt động, ứng
suất trượt tĩnh và nhiều thông số khác của hệ dung dịch khoan. Tuy nhiên, đồng hành
cùng với sự phát triển trong lĩnh vực chế tạo thiết bị đo các thông số dung dịch

9
khoan, vào đầu năm 1936, Viện dầu khí Mỹ (API) đã nghiên cứu sọan thảo hợp thức
hóa và công bố chính thức các phương pháp và tiêu chuẩn kiểm tra hàng lọat các
thông số dung dịch khoan, tiêu chuẩn API đã được chính thức công nhận và áp dụng
kể từ năm 1937 cho đến nay. Lịch sử phát triển và áp dụng các hệ dung dịch khoan
ngay từ những buổi còn sơ khai: Các hệ dung dịch được sử dụng lần đầu tiên để
khoan giếng chủ yếu là dung dịch gốc nước. Tuy nhiên do yêu cầu ngăn ngừa tác
động nhiễm bẩn và nhằm lưu giữ được các lọai dung dịch nặng, các nhà nghiên cứu
và các nhà thi công đã khắc phục bằng cách lựa chọn nhiều lọai dung dịch đặc biệt.
Loại dung dịch này được sử dụng lần đầu tiên là hệ dung dịch silicat. Hệ dung dịch
silicat đã được sử dụng chính thức từ năm 1930 để khoan qua các tầng đá sét sập lở,
các tầng có áp suất vỉa lớn và các tầng có chứa nước muối bão hòa. Sau này nhờ có
sự tìm tòi nghiên cứu, người ta đã đưa vào sử dụng vôi nung (CaO) thay thế dần cho
Silicat Natri, từ 1949-1953, dung dịch Silicat Natri hầu như không còn được sử
dụng.
Năm 1945, đưa vào áp dụng dung dịch gốc dầu (hàm lượng dầu từ 8-15%)
chủ yếu là dầu Diezen.
Dung dịch nhũ tương dầu mỏ được đưa vào sử dụng từ năm 1950 với hàm
lượng dầu chiếm từ 25-70%.
Năm 1953, công bố kết quả áp dụng dung dịch gipsơ gốc sét được xử lý cùng
với Ferocromlignosulfonat.
Năm 1955, đưa vào sử dụng dung dịch có xử lý thêm chất HTBM.

Hệ dung dịch ức chế lignosulfonat- Kali clorua (LS/KCl) đã được đưa vào áp
dụng từ năm 1975.
Năm 1980 nghiên cứu và đưa vào áp dụng hệ dung dịch ức chế polyme phi
sét (PHPA/KCl). Hệ ức chế polyme phi sét polyacrilamid thủy phân từng phần-Kali
Clorua.
Năm 1990, bắt đầu đưa vào ứng dụng hệ dung dịch gốc dầu tổng hợp.
Hiện nay trên thế giới tuỳ điều kiện thực tế, mà có nơi sử dụng hệ dung dịch gốc
nước, có nơi lại áp dụng hệ dung dịch gốc dầu
Ngành công nghiệp khoan thăm dò và khai thác dầu khí Việt Nam ra đời từ
những năm 70 thế kỷ 20 với cái nôi là XNLD “Vietsovpetro”. Trong những năm qua
XNLD “Vietsovpetro” đã đào tạo nên một đội ngũ dung dịch gồm kỹ sư, kỹ thuật
viên, công nhân chuyên ngành rất vững về chuyên môn, có thể tự đảm đương thi
công dung dịch tại các giàn khoan XNLD và cả một số giàn khoan XNLD thuê.
Quyển sách này trình bày những kiến thức cơ bản, một số kiến thức nâng cao về
dung dịch khoan và phương pháp xử lý thực địa chủ yếu trong quá trình thi công với
các hệ dung dịch đã và đang áp dụng tại XNLD “Vietsovpetro”.
Mặc dù đã có nhiều cố gắng, nhằm tiếp cận với nhiều đối tượng đào tạo, nhiều
nguồn thông tin, nhiều quan điểm khác nhau …, nên chắc chắn giáo trình này không
thể tránh khỏi những sai sót, hạn chế và chưa làm thoả mãn hoàn toàn các độc giả.
Nhóm tác giả rất mong nhận được nhiều ý kiến đóng góp quý báu của người đọc, để
lần tái bản sau được tốt hơn.
Xin chân thành cám ơn.

10
CHƯƠNG I
ĐẠI CƯƠNG VỀ DUNG DỊCH KHOAN
1.1. Chức năng của dung dòch khoan
Trong quá trình tiến hành thi công các giếng khoan, dung dòch khoan giữ một
vai trò rất quan trọng, và là một thành phần không thể thiếu trong thi công khoan,
vì nó đảm nhận các chức năng chính sau.

 Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan.
 Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn.
 Gia cố thành giếng khoan.
 Khống chế sự xâm nhập của các chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng.
 Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ.
 Tác động phá hủy đất đá.
 Truyền năng lượng cho động cơ đáy.
 Truyền dẫn thông tin đòa chất lên bề mặt
Ta tiến hành xem xét chi tiết từng chức năng chính của dung dòch khoan.
1.1.1. Rửa sạch đáy giếng khoan và vận chuyển mùn khoan
Đi đôi với quá trình phá hủy đất đá là quá trình giải phóng mùn khoan ở đáy
giếng khoan. Nếu mùn khoan được làm sạch khỏi đáy thì dụng cụ phá hủy mới có
điều kiện tiếp xúc phá hủy liên tục đất đá và như vậy vận tốc khoan mới có điều
kiện tăng lên. Nếu mùn khoan được làm sạch, giảm thiểu sự cố, phức tạp trong
quá trình khoan như : kẹt bộ khoan cụ, tốc độ cơ học giảm…
Nhìn chung quá trình làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan phụ thuộc
vào:
 Vận tốc đi lên của dòng dung dòch.
 Tính chất dung dòch sử dụng.
 Hình dạng và kích thước của hạt mùn.
Để xem xét khả năng tải mùn khoan của dung dòch ta có công thức sau:
+ Nếu chế độ dòng chảy của dung dòch là chế độ chảy rối ta có công thức
Rittinger:



11

 
2

21
d.
KU




(1.1)
Trong đó

1
: tỷ trọng của đất đá.

2
: tỷ trọng của dung dòch.
U: vận tốc sa lắng của hạt mùn khoan.
K: hệ số kinh nghiệm, nó phụ thuộc vào hình dạng và kích thước của hạt
mùn.
Nếu hạt mùn có dạng cầu K = 50.
Nếu hạt mùn có dạng lập phương K=30.
Nếu hạt mùn có dạng đa diện đều K=40.
d : đường kính hạt mùn khoan
+ Nếu chế độ dòng chảy của dung dòch là chế độ chảy tầng ta có công thức :


gV
r
9
).(.2
U

21
2



(1.2)
Trong đó :
r : bán kính hạt mùn.
V: độ nhớt động học của dung dòch.
Như vậy, để đưa được hạt mùn lên mặt đất thì vận tốc của dòng rửa (hay vận
tốc đi lên của hạt mùn, w) phải lớn hơn và ngược chiều với vận tốc sa lắng của
hạt mùn (u), tức là w > u hay w = u.a (a = 1,13-1,14).
1.1.2. Giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn
Trong quá trình khoan vì những lý do cần xử lý theo yêu cầu công nghệ, đôi
lúc phải tạm ngừng quá trình tuần hoàn dung dòch. Trong quá trình ngừng tuần
hoàn, dung dòch phải đảm bảo chức năng giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng để
tránh xảy ra các hiện tượng phức tạp như lắng mùn khoan làm kẹt mút bộ dụng
cụ khoan …, Để đảm bảo chức năng này dung dòch khoan được sử dụng cần phải
có:
- Tính xúc biến phù hợp.
- Giá trò ứng suất trượt tónh đủ lớn.

12
Để đánh giá khả năng giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng của một dung
dòch nào đó, người ta thường căn cứ vào khả năng giữ hạt mùn có đường kính lớn
nhất ở trạng thái lơ lửng trong dung dòch đó.
Nếu gọi d là đường kính của hạt mùn khoan mà một dung dòch có tỷ trọng 
2

có thể giữ ở trạng thái lơ lửng thì :


21
6m.θ
d



(1.3)
Trong đó :
γ
1
: là tỷ trọng của hạt mùn khoan.
m: hệ số phụ thuộc vào hình dạng và đường kính của hạt mùn, nếu đường
kính tăng thì m tăng.
 : ứng suất cắt tónh.
t = m.  (t: ứng suất tiếp tuyến tác dụng lên hạt mùn khoan).
Nếu dung dòch không có cấu trúc thì không có khả năng giữ hạt mùn ở trạng
thái lơ lửng. Tùy theo khả năng tạo thành mùn của đất đá, người ta phải lựa chọn
dung dòch có tính chất phù hợp, để nó có thể giữ được hạt mùn ở trạng thái lơ
lửng, khi ngừng tuần hoàn dung dòch khoan.
1.1.3. Làm mát và bôi trơn bộ khoan cụ
Trong quá trình khoan, do sự tiếp xúc giữa dụng cụ phá hủy với đất đá ở đáy,
giữa bộ khoan cụ với đất đá ở thành, nên nhiệt độ ở những nơi tiếp xúc thường rất
cao (có thể lên đến gần 1000
o
C). Trong quá trình nghiên cứu người ta thấy rằng
công suất phục vụ cho quá trình phá hủy đất đá là rất nhỏ (thậm chí chỉ đạt
0.01%), phần còn lại sinh ra một năng lượng làm nóng dụng cụ khoan. Khi nhiệt
độ tăng lên, độ bền của dụng cụ khoan giảm rất nhanh (thậm chí có thể gây hư
hỏng dụng cụ khoan ngay lập tức).

Khi tuần hoàn, dung dòch khoan có tác dụng thu nhiệt ở những điểm có nhiệt
độ cao và làm giảm nhiệt độ tại những điểm đó.
Nói chung quá trình làm mát này phụ thuộc vào tính chất của dung dòch;
nghóa là phụ thuộc vào lưu lượng, khả năng dẫn nhiệt và phụ thuộc vào kích
thước hình học của bộ khoan cụ. Kinh nghiệm cho thấy, nước làm mát tốt nhất và
khí là kém nhất.
Ngoài khả năng làm mát, dung dòch còn đảm nhận chức năng bôi trơn bộ
dụng cụ khoan. Dung dòch giúp làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ với thành
giếng và mùn khoan. Để tăng khả năng bôi trơn người ta thêm vào dung dòch
một số chất bôi trơn.


13
1.1.4. Gia cố thành giếng khoan
Trong quá trình khoan, do sự chênh lệch giữa áp suất cột dung dòch với áp
suất của vỉa mà một phần nước tách ra khỏi dung dòch đi vào các khe nứt, lỗ hổng
của đất đá ở thành giếng và để lại trên thành giếng những hạt keo. Những hạt
keo này liên kết với nhau tạo thành lớp màng xung quanh thành giếng khoan.
Quá trình này gọi là quá trình tạo lớp vỏ bùn ở thành giếng khoan.
Độ dày và tính chất của lớp vỏ bùn phụ thuộc vào tính chất của dung dòch và
tính chất của đất đá ở thành giếng.
 Vỏ bùn được hình thành trên các bề mặt nếu các khe nứt, lỗ hổng của
đất đá có kích thước nhỏ.
 Vỏ bùn được hình thành từ bên trong các khe nứt, lỗ hổng nếu các khe
nứt lỗ hổng có kích thước tương đối lớn.
Nhìn chung quá trình tạo lớp vỏ bùn trên thành giếng khoan thường phụ
thuộc vào chất lượng dung dòch. Nếu dung dòch có chất lượng tốt và chứa nhiều
hạt keo thì các hạt keo sẽ sắp xếp có trật tự, chặt xít trên thành giếng và tạo
thành một lớp màng có chiều dày mỏng nhưng rắn chắc, có khả năng hạn chế tối
đa nước thấm qua thành giếng vào vỉa, làm cho thành vững chắc ngăn được hiện

tượng sụp lở, bó hẹp thành giếng…
Nếu dung dòch có chất lượng xấu sẽ tạo thành lớp màng có chiều dày lớn
nhưng không chặt xít và khả năng bám vào thành rất kém. Như vậy nước vẫn
thấm qua màng vào vỉa, thành giếng không được bảo vệ vững chắc dẫn đến các
sự cố phức tạp như sụp lở, bó hẹp thành giếng khoan.
1.1.5. Khống chế sự xâm nhập của các chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng
Trong quá trình phá hủy đất đá để tạo thành giếng khoan đãõ làm mất đi sự
cân bằng tự nhiên của các tầng nham thạch và các vỉa sản phẩm. Chúng hướng
vào lỗ khoan, có xu thế làm bó hẹp thành giếng, gây các hiện tượng phức tạp như
sụp lở, phun dầu…
Do đó, dung dòch khoan phải thực hiện chức năng tạo một phản áp lên thành
giếng, ổn đònh và ngăn ngừa các sự cố phức tạp và cuối cùng giữ cho giếng khoan
hoàn thành đạt chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật cao. Tại một vò trí bất kỳ trên thành
giếng, dung dòch khoan sẽ tạo nên một phản áp có giá trò được tính như sau:
P
TT
= 0,1..H (atm) (1.4)
Trong đó :
 : Trọng lượng riêng của dung dòch (g/cm
3
).

14
H : chiều sâu tính từ miệng đến thời điểm ta xét (m)
P
TT
: áp suất thủy tónh của cột dung dòch (at)
Tuy vậy, quá trình phản áp của dung dòch cũng gây ra hai hiệu ứng trái
ngược nhau.
 Tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình khoan như ngăn ngừa các hiện

tượng sụp lở, phun dầu khí và nước.
 Gây khó khăn trong quá trình phá hủy đất đá. Khi P
TT
tăng thì đất đá ở
đáy giếng được nén chặt hơn. Do đó vận tốc cơ học khoan giảm.
Khi P
TT
tăng thì cũng làm cho quá trình mất dung dòch khoan tăng nhất là khi
gặp các tầng đất đá có áp suất vỉa thấp hoặc các khe nứt phát triển rộng rãi.
Chính vì vậy, khi khoan phải dựa vào điều kiện đòa chất cụ thể như tính chất
đất đá, áp suất vỉa (Pv), mà ta phải chọn dung dòch có tỷ trọng thích hợp sao cho
P
V
≈ P
TT
(thường P
TT
=1.18-1.2P
vỉa
).
1.1.6. Tác động phá hủy đất đá
Dung dòch đi qua lỗ của choòng khoan với một vận tốc khá lớn (nhờ vòi
phun thủy lực) cũng có tác dụng phá hủy đất đá. Đất đá là một khối vật thể có độ
bền không đồng nhất, trong mạng tinh thể có những chỗ rất yếu và trên bề mặt
có những khe nứt dọc, ngang. Dung dòch thấm sâu vào đất đá tạo nên vùng bò phá
hủy trước khi có tác động của dụng cụ phá hủy, chúng làm các khe nứt rộng ra và
để cho dụng cụ phá hủy thực hiện dễ dàng hơn. Ngoài ra, người ta còn cho thêm
các hóa phẩm làm giảm độ cứng, làm tăng lực tương tác hóa lý giữa môi trường
phân tán và bề mặt mới của đất đá được tạo ra trong quá trình phá hủy cơ học.
1.1.7. Truyền năng lượng cho động cơ đáy

Đối với một số ứng dụng : khoan đònh hướng, khoan bằng choòng kim
cương… người ta gắn choòng vào bộ khoan cụ một động cơ đáy, nó có tác dụng
làm quay bộ dụng cụ khoan. Động cơ này làm việc nhờ lưu lượng dòng dung dòch
đi qua bên trong bộ dụng cụ đáy.


3
2
1
2
1
N









Q
Q
N

(1.5)
Trong đó :
N
1
và N

2
là công suất động cơ đáy ở chế độ lưu lượng Q
1
và Q
2
.
Công thức tính công suất máy bơm dung dòch này như sau:

15
N
b
= p.Q (1.6)
Trong đó :
p: tổn thất áp suất đường ống.
Q: lưu lượng của máy bơm dung dòch.
1.1.8. Truyền dẫn thông tin đòa chất lên bề mặt
Nhờ sự tuần hoàn của dung dòch khoan mà các kỹ sư đòa chất biết được các
nguồn thông tin chủ yếu qua mùn khoan nhận được ở sàng rung khi tuần hoàn
dung dòch, dấu vết chất lỏng hoặc khí nhờ các bộ cảm biến trên mặt. Sự thay đổi
các tính chất lý hoá của dung dòch (nhiệt độ, độ pH, các thành phần khoáng…)
cũng nhờ vào một phần của các phép đo đònh tính, giúp cho nhà đòa chất và các
nhà thi công khoan điều hành công tác tại hiện trường.
1.2. Phân loại dung dòch và ứng dụng.
Trong công tác khoan, do tính đa dạng và phức tạp của điều kiện đòa chất, kỹ
thuật buộc phải sử dụng nhiều loại dung dòch khoan nhằm giải quyết các yêu cầu
công nghệ khác nhau. Dung dòch khoan thường được phân loại theo hai cách:
- Theo bản chất của chất lỏng gốc như : dung dòch khoan gốc nước; dung dòch
khoan gốc dầu; dung dòch nhũ tương. Ngoài ra ta có thể dùng khí, bọt hoặc dung
dòch bọt khí .
-Theo cách phân loại của Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu

khoan đa quốc gia ( IADC): Phân loại dựa vào đặc điểm chính của từng hệ dung
dịch khoan (xem bảng 1.1).
1.2.1. Cách phân loại thứ nhất
Theo bản chất của chất lỏng nền gồm:
1.2.1.1. Dung dòch gốc nước
a. Dung dòch tự tạo : Đây là hỗn hợp nước lã hòa tan với các loại sét trong cột đòa
tầng khoan qua (đôi khi còn là dung dòch sét tự nhiên) được xử lý sơ bộ. Loại
dung dòch này được dùng để khoan qua đất đá bền vững, thành giếng ổn đònh, ít
xảy ra các hiện tượng phức tạp như sập lở, trương nở, mất nước.
 Ưu điểm chính của dung dòch này là:
- Độ nhớt và tỷ trọng thấp, ít tiêu tốn công suất máy bơm và tốc độ khoan
cao.
- Giá thành thấp và phổ biến.
 Nhược điểm chính của dung dòch loại này là không thể khoan qua trong

16
thành hệ phức tạp và dễ bò kẹt bộ khoan cụ khi ngừng tuần hoàn dung dòch khoan.
b. Dung dòch sét : Là một hệ thống gồm
- Pha phân tán là các hạt sét (sét montmorillonit).
- Môi trường phân tán là nước.
Nếu các hạt của pha phân tán có kích thước nhỏ hơn 0,1m thì ta có hệ keo,
còn kích thước lớn hơn 0,1m thì ta có hệ huyền phù. Do thành phần sét không
đồng nhất nên trong dung dòch khoan bao giờ cũng tồn tại cả hai hệ phân tán keo
và huyền phù.
Dung dòch sét có giá thành tương đối thấp lại đáp ứng tương đối tốt các điều
kiện khoan nên được sử dụng rộng rãi trong thực tế. Nhưng nhược điểm lớn nhất
của dung dòch sét là gây nhiễm bẩn tầng chứa (bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt),
làm giảm đáng kể độ thấm tự nhiên của vỉa.
c. Dung dòch polime : Để nâng cao hiệu quả thi công khoan, giảm sự cố và bảo vệ
tầng sản phẩm người ta sử dụng các polime khác nhau để pha chế dung dòch

khoan.
Nhằm bảo vệ độ thấm tự nhiên của tầng chứa, cần sử dụng dung dòch khoan
với các đặc tính hạn chế nhiễm bẩn tầng chứa. Tuy nhiên, việc này thường rất
khó và rất tốn kém. Tùy theo mục đích của giếng khoan và đặc tính cơ lý hoá
của tầng khai thác, việc khoan vào tầng chứa sẽ được thực hiện bằng dung dòch
khoan đã dùng (có thể nó đã thích hợp) hoặc thay thế bằng dung dòch hoàn thiện
giếng.
Ngoài các chức năng của dung dòch khoan như giữ ổn đònh thành giếng, rửa
sạch giếng khoan và giữ các hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng, dung dòch hoàn
thiện giếng còn phải đảm bảo tránh hiện tượng bòt kín tầng chứa. Hiện tượng này
rất đáng ngại vì dù ở mức độ thấp, nó cũng làm giảm đáng kể khả năng khai thác
của giếng.
Trong thực tế , thành phần của dung dòch hoàn thiện giếng rất đa dạng, phụ
thuộc vào tính chất tầng chứa và giá thành điều chế. Trong nhiều trường hợp,
dung dòch khoan được sử dụng lại để giảm chi phí giếng khoan song lại tăng nguy
cơ nhiễm bẩn tầng chứa.
1.2.1.2. Dung dòch gốc dầu
Dung dòch gốc dầu thường được dùng để khoan vào tầng chứa và là dung
dòch hoàn thiện giếng rất tốt.
* Các ưu điểm của dung dòch khoan gốc dầu

17
- Kiểm soát dễ dàng các đặc tính của dung dòch khi không có sự xuất hiện
của nước hoặc dầu thô.
- Không nhạy với các chất nhiễm bẩn thông thường của dung dòch gốc nước
(NaCl, CaSO
4
, xi măng, sét).
- Các đặc tính thấm lọc tónh tốt ở nhiệt độ và áp suất cao, vỏ sét mỏng.
- Tỷ trọng của dung dòch nhỏ.

- Giảm ma sát bộ khoan cụ lên thành giếng, do vậy giảm moment xoắn và
giảm mòn bộ khoan cụ.
- Tăng tuổi thọ choòng khoan dạng chóp xoay.
- Loại trừ sự dính do chênh áp.
- Tỷ lệ mẫu cao, ít gây nhiễm bẩn thành hệ.
- Tăng khả năng thu hồi dầu so với giếng khoan rửa bằng dung dòch gốc
nước.
* Các nhược điểm của dung dòch gốc dầu
- Nhạy cảm với nước.
- Dễ lắng đọng các chất làm nặng.
- Dễ làm dơ bẩn khi thao tác và dễ cháy.
- Làm hỏng cao su không chuyên dùng với hydrocacbon.
- Khó phát hiện sự hiện diện của dầu trong mùn khoan.
- Một số phương pháp đo trong khi khoan và đo đòa vật lý giếng khoan không
thể áp dụng được.
- Giá thành cao.
- Dễ gây ô nhiễm môi trường.
1.2.1.3. Dung dòch nhũ tương
Dung dòch nhũ tương gồm một pha liên tục là dầu và một pha phân tán
chiếm ít nhất 50% thể tích, có những tính chất gần tương tự như dung dòch gốc
dầu nhưng hạn chế được một số nhược điểm của dung dòch gốc dầu đã kể trên.
Dung dòch nhũ tương được sử dụng để khoan trong các trường hợp sau :
- Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn.
- Giếng khoan có nhiệt độ cao.
- Khoan đònh hướng.

18
Ngoài các tính năng như dung dòch gốc dầu, dung dòch nhũ tương có các ưu
điểm.
- Rủi ro cháy thấp.

- Giá thành thấp hơn.
- Xử lý bề mặt dễ dàng hơn.
Tùy theo tỷ lệ và tính chất của chất lỏng tạo nên dung dòch mà ta chia dung
dòch nhũ tương ra làm hai loại:
- Nhũ tương dầu trong nước (nhũ tương thuận).
- Nhũ tương nước trong dầu (nhũ tương nghòch).
a. Nhũ tương dầu trong nước
Dung dòch được điều chế từ 5-25% thể tích dầu và một lượng các chất ổn
đònh với 75-95% dung dòch.
Chất lượng dung dòch này phụ thuộc nhiều vào chất lượng sét ban đầu. Dung
dòch sét ban đầu có thể là dung dòch gốc vôi (khoảng 1,5% CaO) hoặc dung dòch
muối (1-2% NaCl). Chất ổn đònh thường dùng là CMC.
Ưu điểm nổi bật của dung dòch này là:
- Độ thải nước nhỏ (3-5 cm
3
/30phút).
- Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ, tăng tuổi thọ của choòng và giảm tổn
thất thủy lực của máy bơm.
- Tăng tốc độ cơ học khoan.
b. Nhũ tương nước trong dầu
Dung dòch được điều chế từ 30-60% thể tích nước là pha phân tán, còn dầu là
pha liên tục. Loại dung dòch sử dụng để khoan qua các tầng muối háo nước, đất
đá dễ trương nở, sập lở và có thể được điều chế bằng một trong hai cách sau:
- Trộn đều sét với dầu, sau đó cho hắc ín làm chất ổn đònh.
- Chuyển từ dung dòch nhũ tương dầu trong nước nhờ nhũ tương hóa và cho
vào các chất ổn đònh như dung dòch hắc ín hoặc vôi tôi.
Ưu điểm của dung dòch nước trong dầu là:
- Bền vững với các tác dụng phá hủy của muối, thạch anh, anhydrit…
- Độ thải nước nhỏ (B < 5cm
3

/30phút).
- Có thể đạt tỷ trọng lớn.

19
- Bền vững ở nhiệt độ cao (>100
o
C).
1.2.1.4. Dung dòch với chất rửa là không khí, chất bọt và dung dòch bọt gốc
nước
a. Chất rửa là không khí (khoan thổi khí)
Không khí được bơm thay thế dung dòch 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/phút).
- p suất thủy tónh lên đáy giếng khoan rất thấp.
- Tốc độ khoan cao (vì áp suất thủy tónh lên đáy giếng không đáng kể).
- Không gây ô nhiễm thành hệ.
- Cần có thiết bò lọc bụi chuyên dụng ở miệng giếng.
b. Chất rửa là bọt
Sử dụng nhằm giữ các ưu điểm của chất rửa bằng không khí và khắc phục
hiện tượng nước xâm nhập được thực hiện bằng cách dùng dung dòch bọt (hỗn
hợp không khí, nước và chất tạo bọt).
 Ưu điểm của dung dòch bọt so với khoan thổi khí :
- Khả năng rửa giếng khoan bằng bọt lớn hơn.
- Lượng khí trong dung dòch bọt giảm khoảng 10 lần so với rửa giếng khoan
bằng khí.
- Bọt vẫn ổn đònh khi nước xâm nhập ít.
 Nhược điểm chủ yếu của dung dòch bọt là rất khó phá hủy, nên trong quá
trình khoan sẽ làm giảm độ thấm của thành hệ, do vậy cần dùng hoá chất và tia
thủy lực để phá hủy nó trên bề mặt một cách liên tục.
1.2.2. Cách phân loại thứ hai

Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia (IADC) đã
đưa ra cách thức phân loại được nêu trong bảng 1.1 và định nghĩa những đặc điểm
chính của từng hệ dung dịch khoan. Trong số chín hệ dung dịch được phân loại, có
sáu hệ được điều chế với nước kỹ thuật, hai hệ thuộc dạng gốc dầu mỏ và dầu tổng
hợp, còn lại thuộc dạng dung dịch hỗn hợp (khơng khí, sương, bọt hoặc khí).
1.2.2.1. Hệ khơng phân tán
Hệ khơng phân tán bao gồm các loại dung dịch mở lỗ khoan, dung dịch tự tạo
và các loại dung dịch ít xử lý khác. Nhìn chung các hệ dung dịch này được sử dụng
để khoan các GK nơng, khoan ống dẫn hướng hoặc định hướng. Đối với các hệ dung
dịch này khơng được phép xử lý các chất làm lỗng để làm phân tán các cấu tử sét
hoặc mùn khoan. Thành phần chính của dung dịch khơng phân tán là nước hoặc
nước kết hợp với các chất tạo nhớt (các sản phẩm thuộc loại polysaccarit thiên

20
nhiên…). Ở LDDK Vietsovpetro từ trước đến nay vẫn thường sử dụng dung dịch hồ
sét Bentonit-API trên nền nước kỹ thuật.
1.2.2.2. Hệ phân tán
Hệ dung dịch phân tán được sử dụng để khoan các khoảng chiều sâu lớn khi
có yêu cầu tỷ trọng cao hoặc khi GK có những vấn đề phức tạp. Thông thường các
cấu tử sét hoặc mùn khoan dạng sét trong dung dịch bị phân tán mạnh, rõ nét nhất là
khi xử lý vào dung dịch các hợp chất gốc Lignosulfonat, lignit hoặc tanin. Các hợp
chất này kể cả các sản phẩm tương tự khác đều là các chất phá keo tụ và giảm độ thải
nước rất hiệu quả. Bên cạnh các hợp chất nói trên, để tăng khả năng ức chế sét, đảm
bảo độ ổn định thành giếng khoan, tạo thuận lợi làm sạch giếng, trong dung dịch còn
có thêm các muối kim loại đơn hóa trị hoặc đa hóa trị như KCl, phèn nhôm Kali
Ngoài ra người ta còn đưa vào sử dụng một số hóa phẩm chuyên dụng để điều chỉnh
hoặc duy trì các đặc tính kỹ thuật của dung dịch khoan. Các hệ dung dịch phân tán
như hệ Lignosulfonat, Lignosulfonat – Phèn nhôm Kali là những hệ dung dịch truyền
thống được XNLD “Vietsovpetro” sử dụng để thi công khoan, kể cả những giếng
định hướng khoan qua thành hệ sét hoạt tính cao.

1.2.2.3. Hệ dung dịch đƣợc xử lý bằng các hợp chất canxi
Các Cation hóa trị hai như Canxi hoặc Magiê khi cho vào dung dịch khoan
nền nước sẽ tạo nên tính ức chế thành hệ sét. Nhờ sự có mặt của ion Canxi mà có thể
kiểm soát được sập lở hoặc mở rộng thành giếng, đồng thời làm hạn chế những ảnh
hưởng xấu khi khoan qua các tầng sản phẩm. Vôi tôi (Ca(OH)
2
) và Gipsơ (CaSO
4
) là
những hợp phần của các hệ dung dịch Canxi hàm lượng Gipsơ rất cao (từ 5-
11kg/m
3
), tương đương với nồng độ Canxi từ 600-1200mg/lit. Hệ dung dịch vôi
được đặc trưng với hàm lượng vôi từ 3-5kg/m
3
và độ pH =11-12, gọi là dung dịch
vôi có nồng độ thấp và khi hàm lượng vôi đạt tới 15-45kg/m
3
gọi là dung dịch vôi có
nồng độ cao. Các sản phẩm chuyên dụng cũng được đưa vào sử dụng để kiểm soát
các đặc tính kỹ thuật của hệ dung dịch Canxi.
Các hệ dung dịch Canxi rất chịu bền muối và bền Anhydrit tuy nhiên chúng dễ
bị kết keo và đông đặc ở điều kiện nhiệt độ cao.
1.2.2.4. Dung dịch Polime
Nói chung các hệ dung dịch có chứa trong thành phần của chúng các polyme
cao phân tử dạng mạch dài và mạch nhánh (CMC, Acrilat, poly acrilamit chưa thủy
phân, polyacrilamit thủy phân một phần…) hoặc các polyme cao phân tử dạng mạch
dài-mắc xích (guagum, xanthangum, xanthanbiopolyme…) thường được sử dụng
hoặc để làm tăng độ nhớt, độ bền cấu trúc, giảm độ thải nước hoặc để tạo ra khả
năng ức chế bao bọc sét thành hệ và sét mùn khoan. Để tăng khả năng ức chế của hệ

polyme, trong dung dịch còn có các thành phần muối kim loại đơn hóa trị như KCl
hoặc NaCl, ngoài ra còn có thể cho thêm một lượng sét tối thiểu để tăng độ bền cấu
trúc và tạo lớp vỏ sét trên thành giếng, góp phần ngăn ngừa sập lở và thấm mất dung
dịch vào vỉa.
Trong số các hệ dung dịch polyme đã và đang được sử dụng để thi công các

21
GK ở nhiều vùng mỏ trên thế giới và tại thềm lục địa Việt Nam. Thì hệ PHPA/KCl,
polyalkylen glycol, Pro - Flo, là những hệ được sử dụng phổ biến nhất để khoan qua
các hệ tầng sét hoạt tính, kể cả các GK có góc xiên lớn. Ngoài những hệ dung dịch
nói trên, ở XNLD Vietsovpetro còn sử dụng hệ polyme sét để khoan qua các hệ tầng
cát kết bở rời và khoan qua tầng đá móng phi sét. Mặt hạn chế cơ bản của dung dịch
polyme là chúng kém ổn định ở điều kiện nhiệt độ cao (130
o
C), tuy nhiên trong một
số điều kiện nhất định, chúng có thể được sử dụng để khoan các GK có nhiệt độ đáy
giếng cao hơn.
1.2.2.5. Hệ dung dịch có hàm lƣợng pha rắn thấp
Đây là hệ dung dịch khoan có tổng hàm lượng pha sét và các dạng vật chất rắn
luôn luôn được kiểm soát ở mức thấp nhất. Thông thường, tổng hàm lượng các pha
rắn không được vượt quá giới hạn từ 6-10% (theo thể tích), trong đó các chất rắn
dạng sét không vượt quá 3% vì tỷ lệ hàm lượng mùn khoan và sét Bentonit luôn nhỏ
hơn 2:1. Các hệ dung dịch có hàm lượng pha rắn thấp thường đặc trưng bởi sự có
mặt trong thành phần của chúng các hợp chất polymer tạo nhớt và tạo cấu trúc hoặc
sét bentonit có độ trương nở cao. Một trong những ưu việt cơ bản nhất của hệ dung
dịch khoan có hàm lượng pha rắn thấp là chúng làm tăng vận tốc cơ học khoan, giảm
thiểu ảnh hưởng xấu đến tính chất thấm chứa tự nhiên tầng sản phẩm. Các hệ dung
dịch có hàm lượng pha rắn thấp mang tên thương mại như visplex (slumberger), hệ
baracat (baroid), Glydrill (MI SWACO) và hệ KOP (Vietsovpetro)…vv, đang được
áp dụng phổ biến để khoan qua các hệ tầng phi sét có nhiệt độ đáy giếng cao, kể cả

khoan các GK có góc nghiêng lớn (>45
o
).
1.2.2.6. Hệ dung dịch muối
Bao gồm các loại dung dịch muối và muối bão hòa; hàm lượng NaCl trong
dung dịch xấp xỉ bằng 190 mg/l (dung dịch muối bão hòa) và chúng thường được
khoan qua các vỉa muối. Các hệ dung dịch muối có hàm lượng thấp hơn từ 10-
190mg/l. Các hệ dung dịch khoan được điều chế từ nước lợ hoặc nước khoáng, hoặc
nước biển có nồng độ Clorua nhỏ hơn 10mg/l không thuộc các dạng dung dịch muối.
Ngoài ra các hệ dung dịch được điều chế từ nước kỹ thuật có pha thêm các muối
KCl, NaCl… còn được sử dụng để khoan qua các hệ tầng sét hoạt tính. Trong trường
hợp này hàm lượng muối cho vào dung dịch sẽ được điều chỉnh tuỳ thuộc vào tính
chất thành hệ và chương trình thiết kế dung dịch khoan. Bên cạnh các muối kim loại
đơn hóa trị, trong thành phần của các hệ còn đưa vào các hóa phẩm thông dụng để
làm tăng độ nhớt, tăng khả năng làm sạch giếng hoặc giảm độ thải nước của dung
dịch khoan như sét antapugit, CMC, tinh bột và các loại khác…
1.2.2.7. Dung dịch gốc dầu mỏ
Dung dịch gốc dầu mỏ là các hệ dung dịch có tính ổn định và khả năng ức chế
sét cao, chúng được sử dụng để khoan các GK có nhiệt độ đáy giếng cao đặc biệt là
trong các trường hợp GK gặp mặt cắt địa chất phức tạp (sét hoạt tính, sét nhiễm mặn
–gumbô…) để xảy ra các biểu hiện kẹt mút hoặc các tình huống phức tạp khác. Dung
dịch gốc dầu gồm hai loại:

22
Dung dịch nhũ tương ngược: đây là các hệ dung dịch nhũ nước trong dầu,
chúng được đặc trưng bởi thành phần nước muối Canxi Clorua, trong đó Canxi
Clorua đóng vai trò pha bị tạo nhũ còn dầu – pha tạo nhũ (pha liên tục). Hàm lượng
nước muối bão hòa có thể chiếm tới 50%.
Nồng độ các chất phụ gia được sử dụng kèm theo trong hệ và lượng nước
muối bão hòa được điều chỉnh phù hợp nhằm kiểm soát thông số lưu biến, độ thải

nước và đặc biệt là độ bền nhũ.
Dung dịch gốc dầu: được điều chế duy nhất từ nền dầu để làm môi trường pha
lỏng, và chúng được sử dụng để khoan lấy mẫu, dung dịch gốc dầu dễ bị nhiễm bẩn
bởi sự xâm thực của nước vỉa. Trong trường hợp này có thể xử lý nước kỹ thuật hoặc
nước muối. Tất cả các hệ dung dịch gốc dầu đều đòi hỏi xử lý thêm các hoá phẩm
tạo keo để tăng độ nhớt và đảm bảo tính cấu trúc. Có nhiều loại hóa phẩm chuyên
dụng cho dung dịch gốc dầu, kể cả các chất dính ướt như các biến thể của axit béo và
axit amin được xử lý bằng các vật chất hữu cơ, các khoáng sét hữu cơ và vôi…
1.2.2.8. Dung dịch gốc dầu tổng hợp
Dung dịch gốc dầu tổng hợp là loại dung dịch được điều chế từ các loại dầu
thực vật biến tính, có các tính chất tương tự như dung dịch gốc dầu mỏ, tuy nhiên
chúng hoàn toàn không gây ảnh hưởng đến môi trường sinh thái. Dung dịch dầu tổng
hợp được điều chế chủ yếu từ các sản phẩm este, ete, polyalpha olephin và aphta
olephin đồng trùng hợp và các alkylbenzol mạch thẳng…. Các sản phẩm này dễ bị
phân rã vi sinh, không gây độc hại do đó có thể thải xuống biển và không làm ô
nhiễm môi trường sinh thái. Các hệ dung dịch tổng hợp đang được áp dụng phổ biến
hiện nay trên thế giới là hệ Petro Free (Baroid); hệ Ultidrill, hệ Aqua (magic-baker
huge), hệ Ancoquat (MI-ADF)… mặt hạn chế cơ bản của dung dịch gốc tổng hợp là
kém bền vững ở điều kiện nhiệt độ cao.
1.2.2.9. Dung dịch không khí, sƣơng bọt và khí
Đây là các hệ dung dịch có chứa không khí, chất tạo khí, tạo sương hoặc các
hóa phẩm tạo bọt. Các hệ dung dịch này thường được khoan các GK qua các địa tầng
có biểu hiện mất dung dịch hoặc có áp suất dị thường thấp.











23
Bảng 1.1: Phân loại các hệ dung dịch theo IADC

Số tt
Tên gọi hệ dung dịch
khoan (theo API)
Pha lỏng
Tên gọi các thể loại dung dịch
1
Hệ không phân tán
Nước KT
-dd mở lỗ
-dd tự tạo
-dd ít (hoặc không) xử lý
2
Hệ phân tán
Nước KT
-dd lignosulfonat
-dd lignit
-dd tanin
3
Hệ Canxi
Nước KT
-dd vôi
-dd Gipsơ
-dd Caxiclorua
4

Hệ polyme
Nước KT
-dd polime CMC
-dd polime HEC
-dd PAC
-dd polime PHPA/KCl
-dd polyalkylen glycol
5
Hệ dung dịch ít sét có hàm
lượng pha rắn thấp
Nước KT
-dd visplex (IDF)
-dd MMH (Dow chemical)
(sét trương nở +oxit kim loại vô
cơ).
6
Hệ dung dịch nước muối
Nước KT
-dd muối bão hòa
-dd nước muối
-dd nước biển
7
Hệ dung dịch nền dầu
Nền dầu
-dd nhũ tương ngược
-dd nền dầu
8
Hệ dung dịch tổng hợp
Nền dầu
thực vật,

Glyxerin,
Glycol, ete,
este và các
olephin.
-dd petro free, Nova drill
-dd Anco quat, Aqua mul II
-dd Aqua magic, syn-teg Ultidrill
9
Hệ dung dịch, bọt và khí
sương.

-dd khoan bằng khí nén khô
(không khí hoặc khí)
-dd dạng sương (bọt + không
khí)
-dd bọt (chất hoạt tính bề
mặt+sét+polime)
-dd khí thổi

24
1.3. Tính chất của dung dòch nói chung và quan hệ của chúng với các chức năng
1.3.1. Khối lượng riêng
Khối lượng riêng là khối lượng của một đơn vò thể tích. Đây là thông số cơ
bản có ảnh hưởng lớn đến việc nâng mùn khoan từ đáy giếng lên bề mặt và
thông số này có liên quan đến áp suất thủy tónh.
Công thức tính :

V
M



(g/cm
3
) (1.7)
Trong đó:
M: khối lượng của dung dòch (g).
V: thể tích dung dòch (cm
3
).
Cần phải kiểm tra thường xuyên để đảm bảo áp suất thủy tónh ở đáy giếng,
có thể khống chế chất lỏng xâm nhập từ vỉa và cũng đảm bảo không vượt quá áp
suất vỡ vỉa.
Khối lượng riêng của dung dòch khoan phụ thuộc vào các tạp chất và các
chất phụ gia được sử dụng để pha chế dung dòch.
Khối lượng riêng của dung dòch tạo nên áp suất thủy tónh, tác dụng vào
thành lỗ khoan để cân bằng với áp suất vỉa, nhằm chống lại hiện tượng sập lở và
ngăn ngừa xâm nhập dầu, khí, nước vào lỗ khoan.
Khối lượng riêng của dung dòch không được vượt q giới hạn 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 dòch vào lỗ hổng và khe nứt.
1.3.2. Độ nhớt quy ƣớc
Độ nhớt là khả năng chống lại sự dòch chuyển tương đối giữa các phần tử
của dung dòch. Độ nhớt qui ước là chỉ số chảy loãng của dung dòch biểu thò bằng
thời gian (giây), khi cho 946,35ml dung dòch chảy qua một phễu chuẩn với lỗ
phễu có đường kính trong 4.5 mm và thể tích phễu là 1500ml (độ nhớt qui ước
của dung dòch).
Khi khoan qua tầng đất đá nứt nẻ nhiều lỗ rỗng có áp lực vỉa thấp, có thể
tăng độ nhớt, để đỡ tổn thất dung dòch. Đồng thời khi tăng độ nhớt giúp việc lấy
mẫu đạt tỷ lệ cao, tạo điều kiện tốt nâng mùn khoan lên mặt đất, tăng độ ổn đònh


25
thành giếng khoan ở tầng đất đá bở rời. Tuy vậy, độ nhớt tăng làm tổn hao công
suất máy bơm tăng, hệ số hút đẩy máy bơm giảm và khó loại trừ mùn khoan ra
khỏi dung dòch. Vì vậy, trong điều kiện khoan bình thường, không nên dùng dung
dòch có độ nhớt cao. Tuy nhiên, trong thực tế người ta thường dùng hệ số nhớt
hiệu dụng và xem đó là một thông số của dung dòch khoan.



















s
n
oh
a

s
DD
V
k
1
144
100


(1.8)

Trong đó :


: độ nhớt hiệu dụng, cps.
V
a
: vận tốc dung dòch trong khoảng không vành xuyến.
k
s
: chỉ số dẻo, poise.

n: chỉ số mũ.
Độ nhớt hiệu dụng này sẽ làm thay đổi chế độ dòng chảy của dung dòch
trong khoảng không vành xuyến hay trong cần khoan, thể hiện qua số Reynolds:

Re
V d V d



  

(1.9)
Trong đó :
V: vận tốc trung bình của dòng chảy.
d: đường kính ống.
: tỷ trọng chất lỏng.
: hệ số nhớt động lực của chất lỏng.
: hệ số nhớt động học của chất lỏng.
Khi:
Re < 2100: chế độ chảy tầng.
2100< Re < 4000: chế độ chuyển tiếp.
Re > 4000: chế độ chảy rối.