MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU...................................................................................................2
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ DUNG DỊCH KHOAN..................................4
1.1. Các chức năng của dung dịch.................................................................4
1.2. Phân loại dung dich khoan và thành phần tương ứng.........................10
1.2.1. Phân loại căn cứ vào môi trường phân tán:.....................................................10
1.2.2. Phân loại theo yếu tố công nghệ ......................................................................14
1.2.3. Phân loại theo mục đích sử dụng......................................................................14
1.2.4. Phân loại theo Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc
gia (IADC)..................................................................................................................14

1.3. Các thông số kỹ thuật của dung dịch khoan.........................................19
1.3.1. Khối lượng riêng...............................................................................................19
1.3.2. Độ nhớt.............................................................................................................19
1.3.3. Độ thải nước (B)...............................................................................................21
1.3.4. Ứng suất trượt tĩnh (hoặc độ bền Gel)..............................................................21
1.3.5. Độ nhớt dẻo (PV)..............................................................................................22
1.3.6. Ứng lực cắt động (YP)......................................................................................23
1.3.7. Độ pH...............................................................................................................23
1.3.8. Các thông số khác.............................................................................................23

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM GHIẾNG KTN-3X...............................................25
2.1. Đặc điểm địa chất của mỏ ...................................................................25
2.2. Một số thông tin về Giếng KTN-3X....................................................26
2.3. Đặc điểm nhiệt độ và áp suất của ghiếng KTN – 3X..........................30
2.4. Một số sự cố có thể gặp trong quá trình khoan phân đoạn 12..............32
CHƯƠNG 3: DUNG DỊCH KHOAN TẠI VIỆT NAM.................................33
3.1. Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước liên quan đến dung dịch
khoan...........................................................................................................33
3.2. Một số hệ dung dịch khoan đang được sử dụng tại Việt Nam.............34
3.2.2. Hệ KCl/Glydril MC/Idcap D............................................................................35

3.2.3. Hệ Ultradril.......................................................................................................35
3.2.4. Hệ KCl/Polime..................................................................................................36

1


CHƯƠNG 4: LỰA CHỌN DUNG DỊCH KHOAN ĐỂ KHOAN PHÂN
ĐOẠN 12in GHIẾNG KTN – 3X...................................................................39
Kết luận...........................................................................................................57

LỜI MỞ ĐẦU
Với sự phát triển không ngừng của các công nghệ khoan dầu khí,
ngành dung dịch khoan cũng phải luôn luôn đổi mới, không ngừng tìm ra các
hệ dung dịch tốt hơn giúp rút ngắn thời gian thi công cũng như giảm thiểu tối
đa sự cố trong quá trình khoan, giúp quá trình khoan có thể đạt được hiệu quả
tối đa, ổn định được tầng sản phẩm cũng như bảo vệ được tầng sản phẩm. Có
rất nhiều loại dung dịch khoan khác nhau như dung dịch gốc dầu, nước…
nhưng phổ biến hơn cả là dung dịch khoan gốc nước, đặc biệt là các hệ dung
dịch khoan có polimer trong thành phần pha chế hệ. Với các tính năng của
mình, dung dịch gốc nước ngày càng đảm bảo và đáp ứng tốt các yêu cầu về
mặt kỹ thuật trong quá trình khoan qua các tầng địa chất phức tạp tại Việt
Nam.
Trong khuôn khổ đồ án, em xin giới thiệu một hệ dung dịch khoan có
khả năng ức chế sét tốt, được nghiên cứu và sử dụng để khoan qua một phân
đoạn ghiếng khoan KTN-3X. Qua đây em cũng xin gửi lời cảm ơn chân thành
nhất tới:
- Trường đại học Mỏ - Địa Chất
- Các thầy cô bên bộ môn khoan – khai thác
- Các anh chị bên công ty dung dịch khoan và hóa phẩm dầu khí chi
nhánh miền nam DMC – WS


2


- Và đặc biệt là người trực tiếp hướng dẫn em hoàn thành đồ án
PGS.TS Trần Đình Kiên

3


CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ DUNG DỊCH KHOAN
Mục tiêu của hệ thống khoan là khoan, đánh giá và hoàn thành ghiếng
khoan để có thể cung cấp dầu và khí 1 cách hiệu quả nhất.Để làm được việc
này, dung dịch khoan đóng 1 vai trò vô cùng quan trọng. Các chức năng của
dung dịch khoan giúp khoan và hoàn thiện ghiếng khoan 1 cách dễ dàng,
tránh gặp phải các sự cố. Chịu trách nhiệm thực hiện các chức năng của dung
dịch bao gồm kỹ sư dung dịch và người quản lý hệ thống khoan. Nhiệm vụ
chính của kỹ sư dung dịch là đảm bảo tính chất của dung dịch phù hợp với
các môi trường khoan riêng biệt. Kỹ sư dung dịch khoan cũng nên đưa ra một
số phương pháp khoan phù hợp với thực tiễn để giúp cho công việc khoan trở
nên dễ dàng.
1.1. Các chức năng của dung dịch
Dung dịch khoan có rất nhiều chức năng, mặc dù một vài chức năng thì
không dùng cho tất cả cá ghiếng. Di chuyển mùn khoan và điều khiển áp suất
vỉa là các chức năng thông thường được dùng nhất cho tất cả các ghiếng. Tùy
thuộc vào điều kiện và hệ thống dòng chảy của ghiếng mà dung dịch khoan sẽ
có các chức năng khác nhau, sau đây là các chức năng thông thường nhất của
dung dịch khoan:
- Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan.
- Giữ mùn khoan lơ lửng tuần hoàn

- Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ .
- Tạo phản áp giữ ổn định thành giếng khoan, tránh hiện tượng
dầu-khí-nước vào giếng khoan.
- Sét hóa thành giếng khoan.
- Truyền năng lượng cho tuabin khoan.
- Kiểm soát sự ăn mòn thiết bị.
- Giảm đến mức tối thiểu tác động đến môi trường
Đây là những chức năng cơ bản nhất của dung dịch khoan, sau đây chúng ta
cùng tìm hiểu sâu hơn về từng chức năng của dung dịch:
- Làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan.
Đây là những nhiệm vụ chính, cơ bản nhất của dung dịch khoan. Quá trình
khoan là quá trình phá hủy đất đá nên hình thành các mùn khoan ở đáy giếng,
4


ngăn cản sự tiếp xúc giữa choong khoan và đáy giếng khoan, làm giảm khả
năng phá hủy đất đá, mùn khoan lắng đọng trong giếng gây kẹt cần khoan. Do
đó để đảm bảo công tác khoan được diễn ra liên tục và đạt hiệu quả cao thì
mùn khoan phải được đưa lên khỏi giếng khoan bằng cách bơm dung dịch
khoan vào giếng qua cột cần khoan, qua choong khoan, xuống đáy giếng
khoan và đưa mùn khoan lên bề mặt.
Khả năng đưa mùn khoan ra khỏi giếng phụ thuộc vào: hình dạng, kích
thước, mật độ của hạt mùn; tốc độ cơ học khoan, sự quay của cần khoan; độ
nhớt, mật độ và tốc độ dung dịch chảy trong không gian vành xuyến.
Độ nhớt có ảnh hưởng đáng kể đến khả năng làm sạch và vận chuyển
mùn khoan của dung dịch. Dung dịch có độ nhớt thấp (ví dụ nước lã) mùn
khoan lắng đọng nhanh và khó vận chuyển ra khỏi giếng, độ nhớt của dung
dịch cao khả năng làm sạch đáy và vận chuyển mùn khoan ra khỏi giếng tốt
hơn. Nhưng ngược lại độ nhớt cao làm cho dung dịch khó tuần hoàn, tăng
công suất bơm và làm giảm lưu lượng tuần hoàn, làm giảm tốc độ cơ học

khoan.
Lực cắt động cũng quyết định đến khả năng làm sạch lỗ khoan, đối với
các giếng có đường kính lớn YP phải cao để làm sạch lỗ khoan hiệu quả hơn.
Mùn khoan vận chuyển trong các giếng xiên và ngang khó khăn hơn so
với giếng thẳng đứng.đối với giếng nghiêng và ngang mùn khoan tập trung ở
bên thấp hơn làm cản trở dòng chảy, tăng momen xoắn và rất khó để loại bỏ.
- Giữ mùn khoan lơ lửng tuần hoàn
Trong quá trình khoan thường xuyên phải ngừng khoan để tiếp cần,
thày choòng khoan hoặc gặp sự cố ngừng khoan đột ngột.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, dung dịch khoan phải có nhiệm vụ
giữ hạt mùn ở trạng thái lơ lửng khi ngừng tuần hoàn. Để làm được điều đó
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.
Hầu hết các dung dịch khoan là thixotropic, có nghĩa là gel trong điều
kiện tĩnh, đặc điểm này có thể giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi ngừng
5


tuần hoàn, và khi chuyển động thì sự giảm nhớt do trượt làm cho dung dịch
khoan chuyển động như chất lỏng vận chuyển mùn khoan ra khỏi 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.
Xét một hạt mùn hình cầu đường kính d đứng yên trong dung dịch.
Hạt mùn chịu tác dụng của các lực:
Trọng lực:

(1.1)
Lực đẩy acsimet:
(1.2)
Lực cản F do xuất hiện các ứng suất tiếp tuyến ở mép hạt mùn:
(1.3)
Khi hạt mùn lơ lửng ta có:

(1.4)
Mặt khác ứng suất tiếp tuyến
dạng hạt

tỷ lệ với ứng suất trượt tĩnh

theo hệ số

:
(1.5)
Từ (1.4) và (1.5) ta có:

Do đó

(1.6)

là thông số quyết định khả năng giữ hạt mùn của dung dịch,

càng lớn thì đường kính hạt mùn có thể giữ được càng lớn.
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
6



khoan lên mặt đất. Đồng thời phải nhanh chóng khôi phục sự tuần hoàn của
dung dịch.
- Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ .
Trong quá trình khoan, dụng cụ phá đá bị nóng do nhiệt ở đáy (địa
nhiệt) và do ma sát với đất đá.
Năng lượng cơ học do ma sát sẽ sinh ra nhiệt. Một phần làm nóng dụng
cụ phá đá và một phần đi vào đất đá. Nhiệt ở vùng tiếp xúc 800- 1000ºC sẽ
giảm độ bền và độ chống ăn mòn của dụng cụ.
Khi dùng đến các chất lỏng và khí để rửa lỗ khoan thì chất đó sẽ thu
nhiệt dẫn đến sự mất cân bằng nhiệt độ: nhiệt độ tỏa ra do quá trình ma sát
sau một thời gian bằng nhiệt độ các chất rửa lỗ khoan. Lúc ấy nhiệt độ của
dụg cụ phá đá sẽ không đổi.
Việc làm mát dụng cụ phá đá phụ thuộc lưu lượng, tỉ nhiệt và nhiệt độ
ban đầu của chất để rửa lỗ khoan.Lưu lượng và tỉ nhiệt càng lớn thì nhiệt độ
trung bình ở chỗ tiếp xúc càng nhỏ.Mặt khác khi lỗ khoan càng lớn thì việc
làm lạnh choòng khoan càng nhanh.
Tính chất làm mát bộ dụng cụ khoan của dung dịch phụ thuộc vào các
thông số như độ nhớt và nồng độ pha rắn, độ nhớt và nồng độ pha rắn càng
cao thì khả năng làm mát càng kém.
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 tuabin, 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 tuabin. 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 momen quay giảm
30%.
- Tạo phản áp giữ ổn định thành giếng khoan, tránh hiện tượng

dầu-khí-nước vào giếng khoan.
Mỗi lớp đất đá, vỉa khoáng sản, mỗi tầng chứa dầu, khí, nước nằm
trong lòng đất đều có áp lực vỉa P v 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 chúngthì sự cân bằng này bị
phá vỡ. Dưới áplực vỉa, các lớp đất đá hoặc các chất lưu từ vỉa đi vào lỗ
khoan.
7


Khi lỗ khoan có nước rửa thì cột chất lỏng trong lỗ khoan sẽ tạo một áp
lực thủy tĩnh Ptt.
Ptt = γH
(1.7)
Trong đó: γ là trọng lượng riêng
H là chiều sâu thực tế của giếng
Khi Pv> Ptt thì đất đá, dầu khí nước sẽ đi vào lỗ khoan gây ra hiện
tượng sập lở thành lỗ khoan hay hiện tượng dầu, khí , nước vào lỗ khoan và
phun lên. Tăng tỷ trọng Ptt có tác dụng chống lại Pv.
Để khắc phục sự cố sập lở thành giếng khoan thì dung dịch khoan phải
có γ đủ lớn để tạo ra Ptt>Pv, nhưng γ không được quá cao, khi Ptt> Pvv (áp suất
vỡ vỉa) thì cấu trúc vỉa bị phá vỡ làm biến dạng hoàn toàn vỉa.
Mặt khác khi Ptt > Pvnước rửa đi vào khe nứt của đá vào vỉa 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.
Để khắc phục hiện tượng này thì dung dịch khoan phải có trọng lượng
riêng γ đủ lớn để tạp được phản áp lên thành giếng khoan. Ngoài ra dung dịch
cần phải có độ thải nước nhỏ và chiều dày lớp vỏ mùn đủ để tạo một lớp
màng sét mỏng chặt sít ngăn cách giữa lỗ khoan và vỉa. Trong trường hợp mất
nước rửa mạnh, người ta dùng các hỗn hợp đông nhanh để khắc phục.

- Sét hóa thành giếng khoan.
Trong quá trình tuần hoàn, do tác dụng của P tt mà nước trong dung dịch
tách ra chui vào các lỗ hổng, khe nứt trên thành giếng khoan để lại trên bề mặt
thành giếng khoan một lớp màng sét. Lớp màng sét này có tác dụng như một
ống chống tạm thời có tác dụng gia cố thành giếng khoan. Chiều dày lớp vỏ
sét và tính chất chặt sít của nó phụ thuộc vào P tt, hàm lượng keo sét trong
dung dịch và tính thấm lọc của đá vây quanh. Khả năng sét hóa thành giếng
được đặc trưng bởi chiều dày lớp vỏ mùn (K).Khi K nhỏ chặt xít sẽ có tác
dụng gia cố tốt, nhưng khi K quá lớn sẽ làm giảm đường kính giếng khoan
gây bó hẹp thành giếng, kẹt cần…ảnh hưởng đến công tác thi công.
- Truyền năng lượng cho tuabin khoan.
Đối với một số trường hợp khoan giếng định hướng có góc nghiêng lớn
và khoan ngang, người ta sử dụng động cơ đáy (tuabin hoặc động cơ thể tích).
Động cơ này làm việc nhờ năng lượng của dòng dung dịch tuần hoàn trong
giếng.
Yếu tố quyết định là hàm lượng nước rửa bơm vào tuabin nghĩa là năng
suất máy bơm
8


=( )³

(1.8)

=>lượng nước rửa tăng lên ít nhưng công suất của tuabin 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
Trong kỹ thuật,

hay giảm p.

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 < pmax do giá trị pmax đã làm hạn chế Q máy bơm.
Khi

không đổi, muốn tăng Q thì phải giảm các tổn thất cục bộ.Điều này

thực hiện bằng 2 cách.
-Tăng đường kính của các phần có nước rửa chảy qua như ống dẫn, cần
khoan và đầu nối, các lỗ thoát của choóng.
-Dùng nước rửa linh động có tỷ trọng và độ nhớt nhỏ.
Khi Q không đổi thì tổn thất thủy lực sẽ nhỏ nhất nếu làm sạch lỗ khoan
bằng nước lã.
- Kiểm soát sự ăn mòn thiết bị.
Choong khoan cần khoan và ống chống tiếp xúc liên tục với dung dịch
khoan dễ bị ăn mòn bởi các tác nhân như O 2, CO2, H2S và các hóa phẩm hòa
tan trong dung dịch gây ra các vấn đề ăn mòn nghiêm trọng cả ở bề mặt và
đáy giếng, nói chung PH càng thấp thì sự ăn mòn càng nghiêm trọng. do đó

dung dịch khoan còn có chức năng kiểm soát sự ăn mòn ở mức độ chấp nhận
được. ngoài việc bảo vệ chống ăn mòn kim loại dung dịch khoan còn không
được làm hỏng cao su hoặc các trang bị đàn hồi. để làm được điều đó người ta
them vào dung dịch khoan các chất ức chế ăn mòn, các chất kiềm để trung
9


hòa axit. đặc biệt trong môi trường có H 2S là một khí rất độc và có khả năng
ăn mòn cao người ta thường sử dụng kẽm là chất làm sạch sunfua.
- Giảm đến mức tối thiểu tác động đến môi trường:
Cuối cùng, sau khi được sử dụng thì dung dịch khoan là chất thải và phải
được xử lý theo quy định về môi trường ở từng địa phương, từng quốc gia.
đối với các hệ dung dịch khác nhau thì có những vấn đề về môi trường khác
nhau, do đó dung dịch khoan sử dụng phải được nghiên cứu lựa chọn trên các
tiêu chuẩn về môi trường sao cho phù hợp.
1.2. Phân loại dung dich khoan và thành phần tương ứng
- Trong công tác khoan, do tính chất đa dạng và phức tạp của từng điều
kiện địa chất mà ta phải sử dụng những dung dịch khoan khác nhau nhằm giải
quyết các yêu cầu của từng điều kiện cũng như môi trường khoan cụ thể. Từ
đó dung dịch khoan cũng có nhiều loại khác nhau, cụ thể như sau:
1.2.1. Phân loại căn cứ vào môi trường phân tán:
1.2.1.1. Dung dịch khoan gốc nước
a. Hỗn hợp tự tạo: là hỗn hợp giữa nước lã được hòa tan với các loại sét
trong thành hệ khoan qua hay là dung dịch sét tự nhiên được xử lý.
Dung dịch này được 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.
b. Dung dịch sét
Dung dịch sét là một hệ thống gồm: Môi trường phân tán là nước, pha phân
tán là sét, thôngthường là sét montmorillonit.
Người ta căn cứ vào kích thước các pha phân tán mà biết hệ dung dịch
là hệ keo hay huyền phù. Nếu kích thước hạt của pha phân tán nhỏ hơn
0,1µm ta được hệ keo, còn kích thước hạt của pha phân tán lớn hơn 0,1µm ta
được hệ huyền phù.
10


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 rẻ sử dụng rộng rãi do đáp ứng rất
tốt những điều kiện 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 vỉa.
c. Dung dịch Polime
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
polime có tác dụng khác nhau chẳng hạn như: xanvis có độ bền cấu trúc và
tính chảy loãng cao, polyacrilamite là polimer nhân tạo tinh khiết có tính
nhớt cao.Cả hai loại polime này có phân tử lượng lớn hơn các polime
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.
Dưới đây là công thức pha trộn, đặc tính và lĩnh vực sử dụng của một
số loại dung dịch polime.

Bảng 1.1 Công thức pha trộn, đặc tính và lĩnh vực sử dụng một số loại polime
Thành phần trung Đặc tính
Tính ổn định Lĩnh vực sử
bình của polimer
với chất gây dụng
sinh học (kg/m³)
nhiễm bẩn
-Có 4 thành phần :
-Hàm lượng chất Trung bình
-Thành hệ ít
+CrCl3: 1.2
rắn thấp
gặp vấn đề
+NaOH : 8-10
-Trọng lượng riêng
-Giúp tăng tốc
+Chất diệt khuẩn: tối thiểu: 1.03
độ khoan
0.3
G/cm³
+Sét Bentonite : 5
-Có thể sử dụng
-Ngoài ra có thể với nước biển
thêm vào FCl và
CMC
1.2.1.2. Dung dịch khoan gốc dầu
Thường dùng khoan qua tầng chứa và tầng sét trương nở, là dung dịch hoàn
thiện giếng tốt. Dung dịch này có những ưu điểm và nhược điểm sau:
11





Ưu điểm:

- Dễ dàng kiểm soát các đặc tính dung dịch khoan khi không có sự xuất
hiệncủa nước và dầu thô.
- Ức chế sét rất hiệu quả.
- Không nhạy với chất nhiễm bẩn thông thường của dung dịch gốc nước
(NaCl, CaSO4, 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 chóp xoay, thu hồi mẫu khoan tốt nhất,
giá trị về hàm lượng và tính chất nước lỗ khoan rỗng sẽ chính xác hơn
từ các mẫu khoan được.
- 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 cảm với nước.
- Dễ cháy và gây nguy hiểm cho con người.
- Làm hỏng cao su không chuyên dụng với hydrocacbon.
- Khó phát hiện sự có mặt của dầu trong mùn khoan.
- Dễ gây ô nhiễm môi trường.

- Khó tách mùn khoan trên hệ thống làm sạch dung dịch.
1.2.1.3. Dung dịch nhũ tương
Bao gồm có một pha liên tục và một pha phân tán là nước chiếm ít nhất
50% thể tích.
Tính chất dung dịch nhũ tương tự như tính chất dung dịch gốc dầu
nhưng hạn chế được một số nhược điểm dung dịch gốc dầu như ít gây sự cố
cháy, giá thành thấp hơn, xử lý bề mặt dễ dàng hơn… Dung dịch nhũ tương
sử dụng khoan trong những trường hợp sau:
- Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn
- Giếng khoan có nhiệt độ cao
- Khoan định hướng


Căn cứ vào các đặc điểm trên ta có thể chia thành một số loại sau:

• Nhũ tương dầu trong nước (nhũ tương thuận):
12


Nước là môi trường phân tán, dầu là pha phân tán. Dung dịch được
điều chế từ 5-25% thể tích dầu và lượng chất ổn định được trộn với 75-95%
dung dịch sét.
Chất lượng dung dịch này phụ thuộc nhiều vào chất lượng sét ban đầu. Dung
dịch sét ban đầu có thể là dung dịch gốc vôi (khoảng 1.5% CaO) hoặc dung
dịch muối (1- 2 % NaCl) .Chất ổn định thường là CMC

Ưu điểm nổi bật của dung dịch này là :
- Độ thải nước nhỏ (3-5 cm³/30 phút)
- Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ, tăng tuổi thọ của chòong và giảm tổn
thất thủy lực của máy bơm.

- Tăng tốc độ cơ học khoan
• Nhũ tương nước trong dầu (nhũ tương nghịch) :
Dung dịch được điều chế từ 30-60% nước pha phân tán, dầu là pha liên
tục. Loại dung dịch được sử dụng để khoan qua các tầng muối háo nước, đất
đá dễ trương nở, sập lở

Ưu điểm nổi bật của dung dịch gốc nước trong dầu là :
- Bền vững với các tác dụng phá hủy của muối, thạch anh, andyhrit, …
- Bền vững ở nhiệt độ cao ( >100°C).
1.2.1.4. Dung dịch với chât rửa là không khí, chất bọt và dung dịch bọt
gốc nước
a) Chất rửa là không khí (khoan thổi khí): không 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/phút).
- Áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng khoan rất thấp.
- Tốc độ khoan cao (vì áp suất thủy tĩnh lên đáy giếng không đáng
kể).
- Không gây ô nhiễm thành hệ.
- Cần có thiết bị 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 dịch bọt (hỗn hợp không khí, nước và chất tạo bọt).

Ưu điểm của dung dịch bọt so với khoan thổi khí :
-Khả năng rửa giếng khoan bằng bọt lớn hơn.
13


-Lượng khí trong dung dịch bọt giảm khoảng 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 rất ổn định, 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. Phân loại theo yếu tố công nghệ
- Dung dịch sét gốc nước
- Dung dịch gốc dầu
- Dung dịch bọt
- Dung dịch đặc biệt (ức chế, nhũ tương, ít sét …)
1.2.3. Phân loại theo mục đích sử dụng
- Dung dịch khoan mở vỉa
- Dung dịch hoàn thiện giếng
- Dung dịch kiểm tra hoặc dung dịch phục hồi giếng
- Dung dịch trong khoảng không vành xuyến hoặc dung dịch trong ống
chống.
1.2.4. Phân loại theo Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu
khoan đa quốc gia (IADC)
Viện dầu khí Mĩ (API) và hiệp hội các nhà thầu khoan đa quốc gia
(IADC) đã đưa ra cách thức phân loại, 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 (không khí, sương, bọt
hoặc khí). Phân loại các hệ dung dịch khoan được nêu ở bảng 1.2
- Hệ không phân tán
Hệ không 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 nông, khoan ống dẫn hướng hoặc định

hướng. Đối với các hệ dung dịch này không được phép xử lý các chất làm
loãng để làm phân tán các cấu tử sét hoặc mùn khoan. Thành phần chính của
14


dung dịch không phân tán là nước hoặc nước kết hợp với các chất tạo nhớt
(các sản phẩm thuộc loại polysaccarit thiên nhiên…).
- Hệ phân tán
Hệ dung dịch phân tán đượv 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 ..v.v. 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.
- Hệ dung dịch được 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 (CaSO4) 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 35kg/m3 và độ pH =11-12; gọi là dung dịch vôi có nồng độ thấp và khi hàm
lượng vôi đạt tới 15-45kg/m3 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.
- 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,
15


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 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 hai hệ dung dịch nói trên, ở XNLD Vietsovpetro còn sử dụng hệ
polyme (CMC) 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 (130oC), 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.
- Hệ dung dịch có hàm lượng 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 luôn nhỏ hơn 2:1. Các hệ dung dịch có hàm
lượng pha rắn thấp thường đặc trưng với 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), hệ MMH (dow chemical) 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
(>45o).
16


- Hệ dung dịch muối
Bao gồm các loại dung dịch muối và muối bão hòa; hàm lượng NaCl
trong dung dịch xấp xỉ bằng 190mg/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…


17


Bảng 1.2. Phân loại các hệ dung dịch theo IADC
Số tt

Tên gọi hệ dung dịch
khoan
(theo API)

1

Hệ không phân tán

2

Hệ phân tán

3

Hệ Canxi

4

Hệ polyme

5

Hệ dung dịch ít sét có

hàm lượng pha rắn
thấp

6

Hệ dung dịch nước
muối

7

Hệ dung dịch nền dầu

8

Hệ dung dịch tổng hợp

9

Hệ dung dịch, bọt và
khí sương.

Pha lỏng

Tên gọi các thể loại dung dịch

-dung dịch mở lỗ
Nền nước
- dung dịch tự tạo
kỹ thuật
- dung dịch ít (hoặc không) xử lý

- dung dịch lignosulfonat
Nền nước
- dung dịch lignit
kỹ thuật
- dung dịch tanin
- dung dịch vôi
Nền nước
- dung dịch Gipsơ
kỹ thuật
- dung dịch Caxiclorua
- dung dịch polime CMC
- dung dịch polime HEC
Nền nước
- dung dịch PAC
kỹ thuật
- dung dịch polime PHPA/KCl
- dung dịch polyalkylen glycol
- dung dịch visplex (IDF)
Nền nước - dung dịch MMH (Dow chemical)
kỹ thuật
(sét trương nở +oxit kim loại vô
cơ).
- dung dịch muối bão hòa
Nền nước
- dung dịch nước muối
kỹ thuật
- dung dịch nước biển
- dung dịch nhũ tương ngược
Nền dầu
- dung dịch nền dầu

Nền dầu - dung dịch petro free, Nova drill
thực vật, - dung dịch Anco quat, Aqua mul II
Glyxerin, - dung dịch Aqua magic, syn-teg
Glycol,
Ultidrill
ete, este
và
các
olephin.
- dung dịch khoan bằng khí nén khô
(không khí hoặc khí)
-dung dịch dạng sương (bọt +
không khí)
-dung dịch bọt (chất hoạt tính bề
18


mặt+sét+polime)
-dung dịch khí thổi

1.3. Các thông số kỹ thuật của dung dịch khoan
1.3.1. Khối lượng riêng
Khối lượng riêng là khối lượng của một đơn vị 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 tĩnh [13,28].
Công thức tính :
ρ=

M
V


(g/cm3)

(1.9)

Trong đó :
P: khối lượng của dung dịch.
V: thể tích dung dịch.
Cần phải kiểm tra thường xuyên để đảm bảo áp suất thủy tĩnh 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 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 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 dịch không được quá lớn vì:
 Làm giảm tốc độ khoan.
 Làm tăng lưu lượng cung cấp cho bơm, hiệu suất bơm giảm.
 Làm tổn hao dung dịch vào lỗ hổng và khe nứt.
1.3.2. Độ nhớt
Độ nhớt là khả năng chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các phần
tử của dung dịch. Khái niệm độ nhớt qui ước là chỉ số chảy loãng của dung
dịch biểu thị bằng thời gian (giây) 946,35ml dung dịch chảy qua lỗ phễu có
đường kính trong 4.5mm, với thể tích phễu là 1500ml (độ nhớt qui ước của
dung dịch).
19


Khi tăng độ nhớt có thể khoan qua tầng đất đá nứt nẻ nhiều lỗ rỗng có

áp lực vỉa thấp và dung dịch đỡ bị mất mát. 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 định 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 dịch. Vì vậy, trong điều kiện khoan
bình thường, không nên dùng dung dịch có độ nhớt cao. Tuy nhiên, trong
thực tế người ta thường dùng hệ số nhớt hiệu dụng và xem đó

 144Va 

µ = 100.ks .
 Dh − Do 

 n −1 


 s 

(1.10)

Trong đó :
µ: độ nhớt hiệu dụng, cps.
Va : vận tốc dung dịch trong khoảng không vành xuyến.
ks : chỉ số dẻo, poise.
n: chỉ số mũ.
Độ nhớt hiệu dụng này sẽ làm thay đổi chế độ dòng chảy của dung
dịch trong khoảng không vành xuyến hay trong cần khoan, thể hiện qua số
Reynolds :
Re =


V ×d ×ρ V ×d
=
µ
ν

(1.11)

Trong đó:
V: vận tốc trung bình của dòng chảy.
d: đường kính ống.
ρ: tỷ trọng chất lỏng.
µ: hệ số nhớt động lực của chất lỏng.
ν: 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.
20


1.3.3. Độ thải nước (B)
Độ thải nước (độ thấm lọc) là khả năng nước tách ra khỏi dung dịch
để đi vào khe nứt, và lỗ rỗng của đất đá xung quanh thành lỗ khoan dưới tác
dụng của áp suất dư ∆P.
∆P = áp suất cột dung dịch – áp suất vỉa, (kg/cm2)
Độ thải nước được xác định bằng lượng chất lỏng thu được với mẫu
dung dịch đo trên máy FILTER PRESS - API dưới áp suất 100psi trong 30
phút, đơn vị tính là cm3/30’.
Kèm theo sự thải nước là sự tạo thành lớp vỏ sét trên thành giếng, lớp
vỏ này có tác dụng giữ thành giếng ổn định, tránh hiện tượng sụp lở. Trong

điều kiện khoan bình thường B=4-10 cm3/30’; độ dày vỏ bùn K= 0,5-1,5mm.
Độ thải nước lớn tạo ra lớp vỏ sét dày, xốp và dễ bị phá vỡ, lớp vỏ này
làm hẹp thành giếng nên dễ gây kẹt bộ khoan cụ. Ngoài ra, độ thải nước lớn
còn phá hoại sự ổn định các tầng đất đá, gây hiện tượng trương nở, và ảnh
hưởng xấu đến tầng sản phẩm…Vì vậy, dung dịch khoan phải có độ thải
nước nhỏ (kèm theo là vỏ bùn mỏng bền chắc) để khắc phục những vấn đề
trên.2
1.3.4. Ứng suất trượt tĩnh (hoặc độ bền Gel)
Ứng suất trượt tĩnh θ là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc (hay
tính xúc biến) của dung dịch khi để nó yên tĩnh một thời gian. Được xác
định bằng lực tối thiểu cần đặt lên một đơn vị diện tích để buộc dung dịch
trở lại trang thái chảy loãng, đơn vị tính dyn/cm2.
(1.12)
θ= ∆ϕ.n
Trong đó :
∆ϕ: góc xoắn so với vị trí cân bằng.
n: hằng số dụng cụ đo.
Hiện nay người ta thường xác định độ bền GEL được đo bằng máy
Fann (với tốc độ quay 3 vòng/phút, tại thời điểm: 0”, 10”,10’ và đơn vị sử
dụng là lb/100ft2.
Giá trị ứng suất trượt tĩnh lớn có tác dụng:
 Hạn chế mất dung dịch.
21


 Giảm hiện tượng kẹt bộ khoan cụ do mùn khoan lắng đọng khi
ngừng tuần hoàn dung dịch.
 Khó tách mùn khoan khỏi đáy giếng nên vận tốc cơ học khoan
giảm.
 Tổn thất thủy lực trong hệ thống tuần hoàn lớn.

Ứng suất trượt tĩnh phụ thuộc vào thành phần tạo nên dung dịch như
sét, nước, các chất hoá học khác… Sét có độ phân tán kém, độ cứng của
nước cao thì ứng suất trượt tĩnh nhỏ, cấu trúc của nó có độ bền kém.
Có thể lựa chọn độ bền GEL 10’ đối với mỗi loại dung dịch như sau :
- Dung dịch bình thường: GEL10’ = 15 ÷ 40 Lb /100ft2 .
- Dung dịch nặng: GEL10’ = 30 ÷ 50 Lb /100ft2 .
- Tampon chống mất dung dịch: GEL10’ = 40 ÷ 100 Lb /100ft2 .
Khi lượng mùn khoan (đặc biệt là sét) tăng lên , độ bền Gel của dung
dịch cũng tăng lên.
1.3.5. Độ nhớt dẻo (PV)
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 dung 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 điều 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 choòng. Trong dung dịch nhẹ
nên duy trì Pv thấp ở mức tối thiểu, nhằm tăng tối đa đặc tính chảy loãng của
dung dịch .
Trong thi công, ta xác định độ nhớt dẻo bằng dụng cụ đo lưu biến
(nhớt kế Fann) như sau :
PV= V600 - V300
(1.13)
Trong đó:
- V600: giá trị đọc trên Fann tại vận tốc quay 600 vòng/phút.
22



- V300: giá trị đọc trên Fann tại vận tốc quay 300 vòng/phút.
1.3.6. Ứng lực cắt động (YP)
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.
Ứng lực cắt động (giới hạn chảy) còn biểu hiện khả năng
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 V300
- Tính YP=V300-PV, lb/100ft2.
(1.14)
Ứng lực cắt 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 xiên tăng lên.
1.3.7. Độ pH
Độ pH cho biết nồng độ ion H+ có trong dung dịch, nó thể hiện tính
axit hay bazơ của dung dịch. Dung dịch có tính bazơ cao dễ làm phá vỡ cấu
trúc thành hệ, tăng khả năng phân tán sét và gây khó khăn khi gọi dòng sản
phẩm. Dung dịch có độ pH tăng làm tăng khả năng đông đặc của dung dịch,
do đó làm giảm lượng nước thoát từ dung dịch đi vào vỉa theo thời gian.
Dung dịch có tính axit sẽ nhanh ăn mòn bộ khoan cụ, thông thường dung
dịch ở môi trường kiềm ổn định hơn môi trường axit. Người ta đo độ pH của
dung dịch bằng điện hoặc so màu giấy quì. Trong dung dịch khoan thường
người ta duy trì độ pH khoảng từ 8-10.
1.3.8. Các thông số khác

1.3.8.1 Hàm lượng pha rắn
Đại lượng thể hiện phẩm chất sét pha chế trong dung dịch, chất tăng
trọng và mức độ nhiễm bẩn của dung dịch khoan. Được xác định bằng tỷ 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
23


tốc đô cơ học khoan, dễ gây kẹt bộ khoan cụ và ảnh hưởng đến quá trình mở
vỉa sản phẩm.
1.3.8.2 Độ ổn định (C)
Độ ổn định là đại lượng đặc trưng cho khả năng giữ dung dịch khoan
ở trạng thái keo. Trong thực tế, thông số này được đo bằng hiệu số tỷ trọng
của hai phần dưới và trên trong cùng một bình đo sau khi để yên một ngày
đêm.
Độ ổn định càng nhỏ thì càng có khả năng giữ dung dịch khoan ở
trạng thái keo và giữ hạt mùn khoan ở trạng thái lơ lửng tốt.
Dung dịch bình thường có C= 0.02, khi pha thêm chất làm nặng như
Barite, C≤ 0.06.
1.3.8.3 Độ lắng ngày đêm (L-%)
Là lượng nước thoát ra trên bề mặt của dung dịch sau khi để nó yên
tĩnh một ngày đêm, tính bằng đơn vị phần trăm %.
Độ lắng ngày đêm lớn ảnh hưởng đến sự không ổn định của dung
dịch, mức độ phân tán thấp. Dung dịch tốt thường ít lắng:
-Dung dịch bình thường : L=2-4%.
-Dung dịch tốt : L ≈ 0%.

24



CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM GHIẾNG KTN-3X
2.1. Đặc điểm địa chất của mỏ
Dựa trên việc giải thích kết quả địa chấn 3D của Kinh Ngu Trang Nam
và dấu hiệu địa chất của những ghiếng xung quanh đặc biệt là KTN – 1X,
KTN-2X ta có thể dự đoán được địa chất của ghiếng KTN – 3X, ở trong đồ án
này, ta chỉ quan tâm tới địa chất của phân đoạn ghiếng 12
Phân đoạn 12 có chiều sâu khoảng từ 2096m – 3446,5m nằm
trong tầng địa chất hệ tầng Trà Tân trên tập C, tập D, hệ tầng Trà Tân, Trà Cú
dưới tập E, đá Basal. Với hệ tầng Trà Tân trên tập C, tập D là các trầm tích
Oligoxen, chủ yếu là sét kết màu nâu, nâu đen, xem cát kết và bột kết (tỷ lệ
cát/sét khoảng 35 – 50%). Với hệ tầng Trà Tân, Trà Cú dưới tập E đặc trưng
bởi sự xen kẽ giữa cát, sỏi kết với những lớp bột sét chứa cuội, sạn, sỏi. Cuội,
sạn có thành phần thạch học khác nhau chủ yếu là andesit và granit. Vào vùng
trung tâm bể Cửu Long thành phần trầm tích của hệ tầng Trà Cú mịn dần
phần lớn là các lớp sét giàu vật chất hữu cơ, sét kết chứa nhiều vụn thực vật
và sét kết chứa than, đôi khi có các lớp than tương đối rắn chắc và các lớp sét
vôi. Thành phần của các tập sét kết gồm kaolinit, ilit và clorit. Theo đặc trưng
tướng đá hệ tầng được chia thành hai phần: Phần trên (tập E) chủ yếu là các
thành tạo hạt mịn, còn phần dưới (tập F) là các thành tạo hạt thô.

25