BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

PHẠM VĂN NHÂM

NGHIÊN CỨU HOÀN THIỆN CÔNG NGHỆ KHOAN

BẰNG ỐNG MẪU LUỒN TẠI VÙNG THAN QUẢNG NINH

Ngành: Kỹ thuật dầu khí

Mã số: 62.52.06.04

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC:

1. PGS. TS. HOÀNG DUNG

2. PGS.TS. NGUYÊN XUÂN THẢO

HÀ NỘI – 2016

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu,

kết quả nêu trong luận án là trung thực và chƣa từng đƣợc ai công bố trong

một công trình nào khác.

Hà Nội, ngày tháng năm 2016

Tác giả

Phạm Văn Nhâm

MỤC LỤC

Trang

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC BẢNG

DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

MỞ ĐẦU ........................................................................................................... 1

CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ QUÁ TRÌNH ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ

KHOAN BẰNG ỐNG MẪU LUỒN TRÊN THẾ GIỚI VÀ Ở VIỆT NAM ... 6

1.1. Đặc điểm về công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn ................................ 6

1.2. Khoan bằng ống mẫu luồn trên thế giới .................................................. 8

1.2.1. Tình hình áp dụng công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn trên

thế giới ..................................................................................................... 8

1.2.2. Quá trình nghiên cứu chế tạo bộ ống mẫu luồn ......................... 10

1.3. Nghiên cứu áp dụng công nghệ khoan bằng OML ở Việt Nam ........... 17

1.4. Kết luận ................................................................................................. 22

CHƢƠNG 2. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, CÁC DẠNG PHỨC TẠP VÀ

ĐẶC ĐIỂM KỸ THUẬT, CÔNG NGHỆ KHOAN BẰNG OML TẠI

VÙNG THAN QUẢNG NINH ....................................................................... 23

2.1. Đặc điểm địa chất vùng than Quảng Ninh ............................................ 23

2.1.1. Sét kết và sét than ........................................................................ 23

2.1.2. Đá bột kết .................................................................................... 24

2.1.3. Đá cát kết ..................................................................................... 25

2.1.4. Đá cuội - sạn kết .......................................................................... 25

2.2. Các dạng phức tạp khi khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh ... 28

2.2.1. Hiện tƣợng bó hẹp, chảy sệ thành lỗ khoan ................................ 28

2.2.2. Hiện tƣợng sập lở thành lỗ khoan ............................................... 32

2.2.3. Nghiên cứu cơ chế sét trƣơng nở gây ra phức tạp khi khoan

bằng OML tại vùng than Quảng Ninh ................................................... 34

2.3. Đặc điểm kỹ thuật, công nghệ khi khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh .................................................................................................. 42

2.3.1. Loại và chất lƣợng dung dịch ...................................................... 42

2.3.2. Đặc điểm cấu trúc bộ dụng khoan bằng OML ............................ 47

2.4. Kết luận ................................................................................................. 48

CHƢƠNG 3. NGHIÊN CỨU HOÀN THIỆN CÔNG NGHỆ KHOAN

BẰNG ỐNG MẪU LUỒN TẠI VÙNG THAN QUẢNG NINH .................. 49

3.1. Hƣớng hoàn thiện công nghệ khoan bằng OML tại vùng than Quảng

Ninh .............................................................................................................. 49

3.2. Nghiên cứu điều chế hệ dung dịch cho khoan bằng OML trong điều

kiện địa chất vùng than Quảng Ninh ............................................................ 50

3.2.1. Dung dịch ức chế và mục tiêu cần đạt đƣợc của hệ dung

dịch nghiên cứu .................................................................................... 50

3.2.2. Lựa chọn hệ dung dịch cho khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh ........................................................................................... 53

3.2.3. Vai trò các hóa phẩm trong hệ dung dịch sét Bentonite –

Thạch cao .............................................................................................. 55

3.2.4. Yêu cầu chỉ tiêu kỹ thuật đối với hệ dung dịch Bentonite –

Thạch cao .............................................................................................. 60

3.2.5. Kết quả thí nghiệm trong phòng thí nghiệm ............................... 61

3.3. Nghiên cứu mở rộng kích thƣớc KGVX để tăng khả năng lƣu thông,

tuần hoàn dung dịch ..................................................................................... 74

3.3.1. Luận giải về kích thƣớc KGVX và tổn thất thủy lực trong

khoan bằng OML khi sử dụng dung dịch sét ........................................ 74

3.3.2. Nghiên cứu lựa chọn kích thƣớc KGVX ..................................... 82

CHƢƠNG 4. THỬ NGHIỆM VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU . 95

4.1. Mục đích và yêu cầu với khoan thử nghiệm ......................................... 95

4.2. Điều kiện thử nghiệm ............................................................................ 95

4.2.1.Thiết bị, dụng cụ khoan thử nghiệm ............................................ 95

4.2.2. Lỗ khoan thử nghiệm .................................................................. 96

4.2.3. Thiết kế cấu trúc lỗ khoan: ( xem phụ lục số 3) .......................... 96

4.2.4. Áp dụng hệ dung dịch nghiên cứu để khoan thử nghiệm ........... 97

4.2.5. Thiết kế chế độ khoan thử nghiệm .............................................. 98

4.3. Kết quả thử nghiệm ............................................................................... 98

4.3.1. Các chỉ tiêu kỹ thuật .................................................................... 98

4.3.2. Đánh giá hiệu quả kinh tế .......................................................... 103

4.4. Kết luận ............................................................................................... 104

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ....................................................................... 106

DANH MỤC C NG TR NH Đ C NG Ố CỦA TÁC GIẢ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC SỐ 1: THIẾT BỊ THÍ NGHIỆM ĐIỀU CHẾ DUNG DỊCH

PHỤ LỤC SỐ 2: CỘT ĐỊA TẦNG DỰ KIẾN LỖ KHOAN THỬ NGHIỆM

PHỤ LỤC SỐ 3: THIẾT KẾ THI CÔNG LỖ KHOAN KT 20

PHỤ LỤC SỐ 4: THIẾT ĐỒ ĐỊA VẬT LÝ LỖ KHOAN KT 20

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

1. Chữ viết tắt

API - tiêu chuẩn chất lƣợng của viện dầu khí Mỹ (2004)

CCK; KCCK - ký hiệu bộ ống mẫu luồn theo tiêu chuẩn của Nga

CDDA - Hiệp hội khoan kim cƣơng Canada

CMC - Cacbua metin cellulose

CΠ -5 - dụng cụ đo độ nhớt theo tiêu chuẩn của Nga

DCDMA - Hiệp hội khoan kim cƣơng Mỹ

DMC - Tổng công ty Dung dịch khoan và hóa phẩm Dầu khí

DVC - đơn vị khối lƣợng phân tử

FCL - Ferrochromlignosulphonat

GB3423-82 - tiêu chuẩn Quốc gia Trung Quốc

HRC - độ cứng nền mũi khoan kim cƣơng

JIS - tiêu chuẩn công nghiệp Nhật Bản

KGVX - không gian vành xuyến

LK - lỗ khoan

MKL - Mất khi lung

NEDO - Tổ chức phát triển Công nghệ và Năng lƣợng mới Nhật Bản

OML - ống mẫu luồn

PAC LV - Polyanionic cellulose

RD CP 66-11 - tiêu chuẩn chất lƣợng của liên doanh dầu khí Vietsovpetro

SADA - tiêu chuẩn Hiệp hội khoan kim cƣơng Nam Phi

TANNATHIN - hóa phẩm dung dịch đƣợc biến tính từ than nâu

TCXDVN 326-2004 - tiêu chuẩn xây dựng Việt Nam - 2004

TL - thủy lực

VSP - Vietsovpetro

2. Các ký hiệu

B - độ thải nƣớc của dung dịch theo tiêu chuẩn Nga

b - bề rộng mặt đế mũi khoan

Dlk - đƣờng kính lỗ khoan

DN.mk - đƣờng kính ngoài mũi khoan

DTB - đƣờng kính trung bình

DTr.mk - đƣờng kính trong mũi khoan

Do - đƣờng kính thủy lực của kênh dẫn

d2 - đƣờng kính ngoài của cần khoan

d3 - đƣờng kính ngoài ống mẫu

η - độ nhớt cấu trúc dung dịch

η' - độ nhớt hiệu ứng của dung dịch

FL - độ thải nƣớc của dung dịch theo theo tiêu chuẩn Mỹ

FV - độ nhớt quy ƣớc của dung dịch theo tiêu chuẩn chuẩn Mỹ

g - Gia tốc trọng trƣờng

ho - độ ngập của răng

Hr - độ cứng của đá

K - độ dày vỏ sét của dung dịch theo tiêu chuẩn Nga

k - hệ số ổn định thành lỗ khoan

Кe - độ nhám kênh dẫn

Kms - hệ số ma sát

Kmstb - hệ số ma sát trung bình

L - chiều sâu lỗ khoan

l - chiều dài mép cắt của mỗi răng

λ - hệ số kháng thủy lực

ν - hệ số Poisson

MW - khối lƣợng riêng của dung dịch theo tiêu chuẩn Mỹ

M - tổng số điểm tiếp xúc

Mc - số lƣỡi cắt làm việc đồng thời

m - số dãy răng đủ để bao hết hình vành khăn

mc - khối lƣợng mẫu sau khi ngâm

mđ - khối lƣợng mẫu trƣớc khi ngâm

mth - tỷ lệ mẫu thu hồi

μ - độ nhớt động lực

n - tốc độ vòng quay

NQ; HQ - ký hiệu bộ ống mẫu luồn theo tiêu chuẩn DCDMA

NS1 - dụng cụ đo độ thải nƣớc

P - tải trọng lên đáy

p - tổn thất áp suất thủy lực

Π - hàm lƣợng cát của dung dịch tiêu chuẩn Nga

pN - Áp lực trƣơng nở

ptt - Áp suất thủy tĩnh

pv - Áp suất vỉa

Q - lƣu lƣợng bơm rửa

Re - trị số Reynolds

RN - Hệ số trƣơng nở

ρ - khối lƣợng riêng của dung dịch theo tiêu chuẩn Nga

ρđđ - khối lƣợng riêng của đất đá

So - diện tích trung bình một điểm tiếp xúc

T - độ nhớt quy ƣớc của dung dịch theo tiêu chuẩn Nga

τ - ứng suất kháng cắt

τrz - ứng suất tiếp tuyến

θ (10’) - ứng suất trƣợt tĩnh của dung dịch tiêu chuẩn Nga

V - số đọc trên máy đo OFITE Model 800

υ - tốc độ trung bình của dòng chảy ở KGVX

υc - tốc độ trung bình dòng chảy ở KGVX giữa thành lỗ khoan và cần khoan

VCH - tốc độ cơ học

Vđ, Vc - thể tích trƣớc và sau trƣơng nở

VH - tốc độ hiệp

Vlt - thể tích theo tính toán lý thuyết

Vtt - thể tích thực tế lỗ khoan ở đoạn xem xét

υo - tốc độ trung bình dòng chảy ở KGVX giữa thành lỗ khoan và ống mẫu

σk - ứng suất kéo

σn - ứng suất nén

σr - ứng suất theo hƣớng tâm

σz - ứng suất chiều trục

YP - ứng suất trƣợt động của dung dịch theo tiêu chuẩn Mỹ

W - công suất phá hủy đất đá

WN - Độ ẩm trƣơng nở

DANH MỤC BẢNG

Trang

Bảng 1.1. Kích thƣớc bộ ống mẫu luồn tiêu chuẩn DCDMA ......................... 11

Bảng 1.2. Thông số kỹ thuật bộ OML KCCK- 95 và VAS-2........................ 13

Bảng 1.3. Các chỉ tiêu kỹ thuật khoan bằng OML ở vùng than Quảng Ninh . 18

Bảng 1.4. Tổng hợp các vụ sự cố .................................................................. 20

Bảng 2.1. Tính chất cơ lý đá vùng than Quảng Ninh ..................................... 26

Bảng 2.2.Thành phần khoáng vật của mẫu lõi khoan ..................................... 34

Bảng 2.3. Thành phần hóa học của mẫu lõi .................................................... 35

Bảng 2.4. Thông số dung dịch đƣợc điều chế từ sét nguyên khai .................. 43

Bảng 2.5. Thông số dung dịch điều chế từ sét Bentonite ............................... 43

Bảng 2.6. Bảng kết quả phân tích dung dịch đang áp dụng khoan thăm dò

vùng than Quảng Ninh ................................................................... 44

Bảng 2.7. Thông số dung dịch Polymer .......................................................... 45

Bảng 2.8. Đặc điểm kỹ thuật bộ ống mẫu luồn NQ, HQ ............................... 47

Bảng 3.1. Tiêu chuẩn chất lƣợng của Bentonite (TCXDVN 326-2004) ........ 55

Bảng 3.2. Tiêu chuẩn chất lƣợng của Thạch cao (Tiêu chuẩn RD CP 61-11) ... 56

Bảng 3.3. Tiêu chuẩn chất lƣợng của FCL (Tiêu chuẩn RD CP 61-11) ........ 57

Bảng 3.4. Tiêu chuẩn chất lƣợng của PAC- LV (Tiêu chuẩn RD CP 61-11) . 58

Bảng 3.5. Tiêu chuẩn chất lƣợng của NaOH (Tiêu chuẩn RD CP 61-11) ...... 58

Bảng 3.6. Tiêu chuẩn chất lƣợng của TANNATHIN (Tiêu chuẩn RD CP 61-11) 59

Bảng 3.7. Tiêu chuẩn và chất lƣợng Barit (API Specification 13A- 2004) .... 60

Bảng 3.8. Tiêu chuẩn chất lƣợng của Na2CO3 (Tiêu chuẩn RD CP 61-11) ... 60

Bảng 3.9. Thông số kỹ thuật yêu cầu cho hệ dung dịch Bentonite – Thạch

cao nghiên cứu áp dụng cho khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh .................................................................................... 61

ảng 3.10. Thành phần, chức năng và liều lƣợng các h a phẩm trong hệ ..... 61

dung dịch entonite - Thạch cao ................................................................... 61

Bảng 3.11. Kết quả phân tích các chỉ tiêu kỹ thuật của hệ dung dịch nền ..... 62

Bảng 3.12. Ảnh hƣởng hàm lƣợng entonite đến độ nhớt dung dịch ............ 63

Bảng 3.13. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng NaOH đến độ pH của dung dịch ...... 64

Bảng 3.14. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng arit đến khối lƣợng riêng dung dịch. 65

Bảng 3.15. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng Thạch cao đến nồng độ ion Ca++

...... 66

Bảng 3.17. Ảnh hƣởng hàm lƣợng PAC - LV đến độ thải nƣớc và độ dày

vỏ sét .............................................................................................. 68

Bảng 3.18. Ảnh hƣởng hàm lƣợng TANNATHIN đến độ thải nƣớc dung

dịch ................................................................................................. 69

Bảng 3.19. Kết quả đánh giá hệ dung dịch Bentonite – Thạch cao ................ 70

Bảng 3.20. Kết quả đánh giá hệ dung dịch khoan ở các mức ρ khác nhau .... 71

Bảng 3.21. Khả năng thu hồi mẫu lõi của hệ dung dịch nghiên cứu

(cutting recovery) .......................................................................... 72

Bảng 3.22. Khả năng trƣơng nở của mẫu trong dung dịch ............................. 74

Bảng 3.23. Bảng tổng hợp thông số bơm rửa khi khoan OML cỡ NQ ........... 78

Bảng 3.24. Tốc độ dòng chảy ở KGVX giữa thành lỗ khoan và cần khoan

(υc), giữa thành lỗ khoan và ống mẫu (υo)...................................... 79

Bảng 3.25. Số Reynolds và chế độ chảy dòng nƣớc rửa ở KGVX giữa

thành lỗ khoan và cần khoan .......................................................... 79

Bảng 3.26. Số Reynolds và chế độ chảy dòng nƣớc rửa ở KGVX giữa

thành lỗ khoan và ống mẫu ............................................................ 79

Bảng 3.27. Đƣờng kính lỗ khoan cỡ NQ sau khi bị thu hẹp do vỏ sét .......... 80

Bảng 3.28. Tổn thất TL trong trƣờng hợp đƣờng kính lỗ khoan cỡ NQ bị

thu hẹp do vỏ sét (0 ÷ 1,5 mm) ở chiều sâu lỗ khoan 1000 m, ρ =

1,1 g/cm3 ......................................................................................... 81

Bảng 3.29. Tổn thất TL ở lỗ khoan 1000 m, p1 (Q = 40l/ph) và p2 (Q = 70

l/ph) ................................................................................................. 83

Bảng 3.30. Công suất phá hủy đá tại đáy W (kW) với P - 9 kN; n - 250

(v/ph) .............................................................................................. 87

Bảng 3.31. Tốc độ cơ học: VCH (m/h) với P - 9 kN; n - 250 v/ph; Hr = 2500

MPa ................................................................................................. 90

Bảng 3.32. Thông số kỹ thuật mũi khoan - 78,5 và dụng cụ mở rộng thành - 79 . 92

Bảng 4.1. Thiết kế thông số chế độ khoan thử nghiệm ................................... 98

Bảng 4.2. Tổng hợp kết quả áp suất bơm rửa ở lỗ khoan thử nghiệm KT 20 99

Bảng 4.3. Tổng hợp áp suất bơm rửa các lỗ khoan OML vùng Quảng Ninh 99

Bảng 4.4. Tổng hợp kết quả thử nghiệm ở lỗ khoan KT 20 – Hà Ráng ....... 101

Bảng 4.5. Thông số chế độ khoan OML đƣờng kính mũi khoan 78,5 mm .. 103

Bảng 4.6. Tổng hợp chi phí trực tiếp cho lỗ khoan (số liệu nghiệm thu) ..... 104

DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Trang

Hình 1.1. Cấu tạo và sơ đồ lắp ráp bộ ống mẫu luồn ........................................ 7

Hình 1.2. Bộ ống mẫu luồn tạo rãnh xoắn ở bề mặt ống mẫu ngoài .............. 16

Hình 1.3. Mũi khoan hai tầng rãnh thoát nƣớc để khoan bằng OML ............. 16

Hình 2.1. Mẫu lõi khoan của lỗ khoan CGH 161- PA Khe Chàm II-IV-

2013; ............................................................................................... 24

( chiều sâu lấy mẫu từ 574 m - 580 m) ........................................................... 24

Hình 2.2. Hình ảnh cấu trúc khoáng sét dƣới kính hiển vi (mẫu lỗ khoan

TK9) ............................................................................................... 24

Hình 2.3. Cột địa tầng lỗ khoan CGH 165 – Phƣơng án Khe Chàm II-IV ..... 27

Hình 2.4. Sự trƣơng nở của tầng sét than ........................................................ 31

Hình 2.5. Mẫu lõi khoan lỗ khoan HR79 (từ 447 - 553 m) ............................ 32

Hình 2.6. Sự sập lở của tầng sét than gây mở rộng đƣờng kính lỗ khoan ...... 33

Hình 2.7. Ảnh rơnghen của mẫu lõi lỗ khoan CGH165 ................................. 36

Hình 2.8. Ảnh rơnghen của mẫu lõi lỗ khoan HR145 .................................... 37

Hình 2.9. Ảnh rơnghen của mẫu lõi lỗ khoan HR79-PA mỏ Hà Ráng .......... 38

Hình 2.10. Cấu tạo mạng tinh thể của khoáng sét: ......................................... 39

Hình 2.11. Sơ đồ tƣơng tác phân tử của khoáng sét ....................................... 41

Hình 3.1. Sự biến đổi từ sét Natri thành sét Calxi .......................................... 54

Hình 3.2. Cấu trúc của Ferrochromlignosulfonat ........................................... 56

Hình 3.3. Công thức hóa học và cấu trúc phân tử của PAC- LV.................... 57

Hình 3.4. Cấu trúc phân tử của NaOH ............................................................ 58

Hình 3.5. Công thức hóa học của BaSO4 và quặng Barit nguyên khai .......... 59

Hình 3.6. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng entonite đến độ nhớt của dung dịch . 63

Hình 3.7. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng NaOH đến độ pH ................................ 64

Hình 3.8. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng arit đến khối lƣợng riêng của dung

dịch ................................................................................................. 65

Hình 3.9. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng Thạch cao đến nồng độ ion Ca++ ....... 66

Hình 3.10. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng FCL đến độ nhớt của dung dịch........ 67

Hình 3.11. Ảnh hƣởng hàm lƣợng PAC-LV đến độ thải nƣớc và độ dày vỏ

sét .................................................................................................... 68

Hình 3.12. Ảnh hƣởng hàm lƣợng TANNATHIN đến độ thải nƣớc dung

dịch ................................................................................................. 69

Hình 3.13. Biến đổi độ nhớt; độ thải nƣớc; độ dày vỏ sét theo khối lƣợng

riêng ................................................................................................ 71

Hình 3.14. Hình ảnh mẫu thu hồi đƣợc sau khi ngâm trong dung dịch .......... 73

Hình 3.15: Biều đồ thí nghiệm đánh giá khả năng thu hồi ............................. 73

Hình 3.16. Tổn thất TL ở KGVX khi đƣờng kính lỗ khoan bị thu hẹp do vỏ

sét .................................................................................................... 81

Hình 3.17. Ảnh hƣởng của kích thƣớc KGVX đến tổn thất TL (khi giữ

nguyên đƣờng kính cần khoan), p1: khi Q = 40 l/ph); p2 : khi Q

= 70 l/ph .......................................................................................... 84

Hình 3.18. Quan hệ giữa đƣờng kính mũi khoan và công suất tiêu hao tại

đáy .................................................................................................. 87

Hình 3.19. Đồ thị quan hệ giữa đƣờng kính mũi khoan và tốc độ cơ học

khoan .............................................................................................. 90

Hình 3.20. Hình ảnh mũi khoan -78,5 và dụng cụ mở rộng thành – 79 ........ 91

Hình 3.21 - Kích thƣớc mũi khoan – ϕ78,5mm ............................................. 93

Hình 3.22 - Kích thƣớc dụng cụ mở rộng thành – ϕ79mm ............................ 93

1

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài

Trong 10 năm từ 2000 - 2010, sản lƣợng khai thác than hàng năm của

Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (Tập đoàn TKV) không

ngừng tăng. Năm 2000 sản lƣợng khai thác là 11 triệu tấn, năm 2010 sản

lƣợng khai thác là 46,4 triệu tấn. Cùng với đ , khối lƣợng khoan thăm dò

hàng năm cũng tăng theo, đặc biệt là khoan sâu. Năm 2002 khối lƣợng khoan

thăm dò than của Tập đoàn TKV là 19.878 m, năm 2010 khối lƣợng khoan là

247.951 m; tổng khối lƣợng khoan từ 2002 - 2010 là 704.637 m.

Trong quyết định phê duyệt quy hoạch phát triển ngành than đến năm

2020, xét triển vọng đến năm 2030 của Thủ tƣớng Chính phủ, nêu rõ:

“Đối với bể than Đông ắc: đến hết năm 2015 hoàn thành việc thăm dò

phần tài nguyên và trữ lƣợng than thuộc tầng trên mức -300 và một số khu

vực dƣới mức -300, đảm bảo đủ tài nguyên và trữ lƣợng than huy động vào

khai thác trong giai đoạn đến năm 2020. Phấn đấu đến năm 2020 hoàn thành

cơ bản công tác thăm dò đến đáy tầng than, đảm bảo đủ tài nguyên và trữ

lƣợng than huy động vào khai thác trong giai đoạn 2021 - 2030”.

Để hoàn thành mục tiêu và nhiệm vụ lớn nhƣ trên, đẩy nhanh khối

lƣợng và tiến độ thăm dò nhằm mở rộng khai thác là nhiệm vụ quan trọng

đƣợc ƣu tiên hàng đầu của Tập đoàn TKV. Từ năm 2011- 2014, Tập đoàn

TKV đã thực hiện khối lƣợng khoan thăm dò than là 1.006.296 m (với sản

lƣợng khoảng 200.000 m/năm). Dự kiến từ 2015 - 2020, sản lƣợng khoan

thăm dò than thực hiện khoảng trên 300.000 m/năm, chủ yếu là khoan sâu

dƣới mức -300. Vì vậy, ngoài việc đầu tƣ thiết bị, mở rộng sản xuất, việc

tăng năng suất khoan bằng cách áp dụng công nghệ khoan tiên tiến, trong

đ c công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn (OML) cho vùng than Quảng

Ninh là giải pháp cần thiết, cấp bách của các đơn vị khoan thăm dò trong

Tập đoàn TKV.

2

Tuy nhiên, ngay từ khi áp dụng công nghệ khoan bằng OML vào vùng

than Quảng Ninh đã gặp kh khăn do các hiện tƣợng phức tạp nhƣ trƣơng nở,

chảy sệ làm thu hẹp đƣờng kính hoặc sập lở thành lỗ khoan, gây sự cố kẹt bộ

dụng cụ dẫn đến giảm năng suất và hiệu quả khoan. Đây là nguyên nhân

khiến cho công nghệ khoan bằng OML là công nghệ khoan tiên tiến nhƣng

khi áp dụng vào vùng than Quảng Ninh lại bộc lộ vấn đề bất cập, mặc dù tốc

độ hiệp khá cao nhƣng năng suất tháng – máy lại thấp (do thƣờng gặp phải sự

cố kẹt mút bộ dụng cụ), vấn đề tồn tại này chƣa đƣợc nghiên cứu giải quyết

triệt để.

Để có thể áp dụng rộng rãi và có hiệu quả công nghệ khoan bằng OML

tại vùng than Quảng Ninh, cần nghiên cứu sâu các hiện tƣợng phức tạp của

trầm tích than và những đặc điểm của công nghệ khoan bằng OML, từ đ lựa

chọn giải pháp hợp lý để hoàn thiện công nghệ, nhằm nâng cao năng suất và

hiệu quả khoan. Xuất phát từ các ý tƣởng nêu trên và yêu cầu thực tế, đề tài:

“Nghiên cứu hoàn thiện công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn tại vùng than

Quảng Ninh” mang tính thời sự, c ý nghĩa thực tiễn và khoa học, mang lại

hiệu quả kinh tế cho công tác thăm dò vùng than Quảng Ninh.

2. Mục đích và đối tƣợng nghiên cứu của luận án

Mục đích nghiên cứu của luận án là nghiên cứu hoàn thiện công nghệ,

làm hạn chế sự cố kẹt bộ dụng cụ khoan, nhằm tăng năng suất và hiệu quả

khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh.

Đối tƣợng nghiên cứu của luận án là đặc điểm địa chất của trầm tích

than Quảng Ninh và đặc điểm kỹ thuật công nghệ khoan bằng OML.

3. Nhiệm vụ và nội dung nghiên cứu của luận án

- Nghiên cứu các yếu tố, các hiện tƣợng phức tạp về địa chất và đặc

điểm của công nghệ khoan bằng OML để tìm hƣớng giải quyết những điểm

bất cập khi áp dụng vào vùng than Quảng Ninh;

3

- Lựa chọn giải pháp, hoàn thiện công nghệ để phù hợp với điều kiện

địa chất vùng than Quảng Ninh;

- Thử nghiệm sản xuất và đánh giá kết quả nghiên cứu.

4. Phƣơng pháp nghiên cứu

- Thu thập, nghiên cứu, phân tích tài liệu liên quan tới lĩnh vực nghiên

cứu của đề tài;

- Thử nghiệm trong điều kiện thực tế; quan trắc và thu thập số liệu thực

tế để kiểm tra, đánh giá kết quả nghiên cứu lý thuyết và nghiên cứu trong

phòng thí nghiệm;

- Phân tích và xử lý số liệu quan trắc thực nghiệm bằng phƣơng pháp

toán xác suất thống kê và hàm Excel

5. Cơ sở tài liệu của luận án

Luận án đƣợc xây dựng trên cơ sở các công trình nghiên cứu của chính

tác giả bằng các số liệu theo dõi, thống kê từ thực tế sản xuất. Trên cơ sở các

nghiên cứu đã đƣợc công bố trong các tạp chí khoa học, các Tuyển tập khoa

học của Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất, các sáng kiến cải tiến kỹ thuật, các

báo cáo tổng kết ở các đơn vị thăm dò địa chất trong Tập đoàn TKV.

Luận án sử dụng kết quả của các đề tài nghiên cứu về công nghệ khoan

bằng OML, nghiên cứu các hệ dung dịch khoan vùng Quảng Ninh, cùng với

các tài liệu nghiên cứu ở nƣớc ngoài và các tài liệu kỹ thuật của các hãng

cung cấp dịch vụ khoan bằng OML vào Việt Nam.

6. Các luận điểm bảo vệ

- Sử dụng hệ dung dịch ức chế sét (hệ dung dịch Bentonite - Thạch cao)

để khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh là phù hợp, thích ứng với điều

kiện địa chất và công nghệ khoan;

- Lựa chọn mũi khoan đƣờng kính ngoài 78,5 mm để khoan với bộ ống

mẫu NQ, cho phép tăng kích thƣớc không gian vành xuyến (KGVX), giảm

4

tổn thất thủy lực (TL); giảm hiện tƣợng thu hẹp đƣờng kính lỗ khoan do vỏ

sét, do trƣơng nở, chảy sệ thành lỗ khoan gây nên.

7. Điểm mới về khoa học của luận án

Lần đầu tiên trong lĩnh vực khoan thăm dò than đã:

- Nghiên cứu hệ dung dịch ức chế phù hợp với công nghệ khoan bằng

OML trong địa tầng phức tạp vùng than Quảng Ninh;

- Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất thủy lực, giảm nguy cơ kẹt

mút bộ dụng cụ khi khoan bằng OML trong địa tầng sét trƣơng nở.

8. Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn

Ý nghĩa khoa học: Nghiên cứu áp dụng hệ dung dịch Bentonite - Thạch

cao ức chế trƣơng nở sét kết hợp với sử dụng mũi khoan ϕ78,5 mm để khoan

với bộ OML kiểu NQ trong điều kiện địa tầng phức tạp ở vùng than Quảng

Ninh không chỉ khắc phục hiện tƣợng trƣơng nở, chảy sệ thành lỗ khoan do

điều kiện địa tầng, mà còn cải thiện khe hở giữa thành lỗ khoan và bộ OML,

nâng cao hiệu quả khoan và chất lƣợng lỗ khoan; Kết quả nghiên cứu là cơ sở

khoa học, luận chứng để lựa chọn công nghệ khoan hợp lý bằng bộ OML ở

vùng than Quảng Ninh và ở các mỏ khoáng sản ở Việt nam c điều kiện

tƣơng tự.

Ý nghĩa thực tiễn: Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu lựa chọn các

thông số dung dịch ức chế sét phù hợp với địa tầng than và các thông số chế

độ khoan hợp lý để khoan bằng OML tại vùng Quảng Ninh .

9. Cấu trúc và khối lƣợng của luận án

Luận án gồm phần mở đầu, 4 chƣơng, phần kết luận và kiến nghị, phụ

lục và danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung luận án đƣợc trình bày

trong 111 trang, trong đ phần viết gồm 106 trang, 50 bảng biểu, 36 hình vẽ

và đồ thị, 57 tài liệu tham khảo.

5

10. Lời cảm ơn

Luận án đƣợc hoàn thành tại Bộ môn Khoan - Khai thác, Khoa Dầu khí

Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất, dƣới sự hƣớng dẫn khoa học của:

PGS.TS. Hoàng Dung - Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất;

PGS.TS. Nguyễn Xuân Thảo - Viện Công nghệ khoan - Hội công nghệ

Khoan - Khai thác Việt Nam.

Quá trình làm luận án, tác giả luôn nhận đƣợc sự hƣớng dẫn tận tình

của các cán bộ hƣớng dẫn khoa học, của các chuyên gia, các nhà khoa học và

các đồng nghiệp.

Tác giả chân thành cảm ơn các thày hƣớng dẫn, các nhà khoa học, các

bạn bè đồng nghiệp trong và ngoài Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất.

Chân thành cảm ơn sự quan tâm giúp đỡ, tạo điều kiện của Trƣờng Đại

học Mỏ - Địa chất, phòng Đào tạo sau đại học, Khoa Dầu khí, Bộ môn Khoan

- Khai thác.

Chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè và các đồng nghiệp đã động viên,

khích lệ, giúp đỡ để tác giả hoàn thành bản luận án của mình

Tác giả mong nhận đƣợc những ý kiến đ ng g p để hoàn thiện và nâng

cao kiến thức của bản thân.

Xin trân trọng cảm ơn!

6

CHƢƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ QUÁ TRÌNH ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN

BẰNG ỐNG MẪU LUỒN TRÊN THẾ GIỚI VÀ Ở VIỆT NAM

1.1. Đặc điểm về công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn

Phƣơng pháp khoan bằng OML là phƣơng pháp khoan thăm dò lấy mẫu

lõi tiên tiến trên thế giới. Ngoài việc tăng năng suất, phƣơng pháp khoan bằng

OML còn đạt đƣợc tỷ lệ mẫu cao (> 90%), đáp ứng đƣợc yêu cầu cao cho

điều tra, đánh giá, thăm dò các mỏ khoáng sản.

So với phƣơng pháp khoan kim cƣơng truyền thống, công nghệ khoan

bằng OML (Wireline Drilling) có những đặc điểm khác biệt và một số ƣu

điểm vƣợt trội nhƣ sau:

- Cột cần khoan (Wireline Rods) đƣợc chế tạo nối trực tiếp cần với cần,

tạo thành cột cần phẳng cả bề mặt trong và mặt ngoài;

- Bộ ống mẫu (Wireline core barrel) là dạng ống mẫu kép. Ống ngoài

nối với cần khoan, tiếp nhận tải trọng chiều trục và mômen quay truyền cho

mũi khoan phá huỷ đá; ống trong là ống chứa mẫu (không quay) đƣợc treo và

ngắt chuyển động quay nhờ “vai tỳ” và “bộ đầu ống mẫu”. Vì vậy, cho phép

nâng cao tỷ lệ mẫu;

- Phƣơng pháp khoan bằng OML lấy mẫu bằng cách kéo ống chứa mẫu

(ống trong) luồn bên trong cột cần khoan bằng cáp và hệ thống thiết bị, dụng

cụ chuyên dụng (overshot). Nhờ kéo ống chứa mẫu bằng cáp, nên giảm đƣợc

thời gian phụ trợ, tăng thời gian khoan thuần túy, tăng tốc độ hiệp khoan (VH),

đặc biệt là không phải kéo cần và có thể khoan liên tục cho đến khi mòn mũi

khoan mới kéo toàn bộ cột cần khoan lên mặt đất để thay mũi khoan, nhờ vậy

mà năng suất khoan khá cao. Đây là điểm khác cơ bản và là ƣu điểm so với

các phƣơng pháp khoan khác.

- Khe hở giữa thành lỗ khoan và cần khoan hẹp nên bộ dụng cụ làm

việc ổn định, hạn chế đƣợc độ cong lỗ khoan, nhƣng đồng thời cũng tăng tổn

7

thất thủy lực trong hệ tuần hoàn dung dịch. Đây là nhƣợc điểm cơ bản của

phƣơng pháp khoan bằng OML khi áp dụng vào khoan trong địa tầng phức

tạp, mềm yếu và không đồng nhất.

Cấu trúc và sơ đồ lắp ráp bộ ống mẫu luồn trình bày ở hình 1.1 [11],

[15], [23], [28], [36], [40], [46], [51].

Hình 1.1. Cấu tạo và sơ đồ lắp ráp bộ ống mẫu luồn

Bộ ống trong:

1- Bộ đầu ống trong

2- Ống trong

3- Vành chặn hom chèn

4- Hom chèn mẫu

5- Cốc đ n mẫu

Bộ ống ngoài:

6- Ống chuyển tiếp

(định tâm ống ngoài)

7- Ống chuyển tiếp (ống

chứa vòng đỡ)

8- Vòng đỡ (vai tỳ)

9- Ống ngoài

10- Vòng định tâm ống

trong

11- Dụng cụ mở rộng

12- Mũi khoan

7- Mũi

8

1.2. Khoan bằng ống mẫu luồn trên thế giới

Hiện nay, hầu hết các nƣớc trên thế giới đều áp dụng phƣơng pháp

khoan bằng OML để thăm dò khoáng sản rắn, nhất là thăm dò khoáng sản kim

loại, bởi tính ƣu việt nhƣ đã nêu trên.

1.2.1. Tình hình áp dụng công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn trên thế giới

Giai đoạn đầu từ năm 1955 - 1960, khoan bằng OML áp dụng để khoan

những lỗ khoan sâu trung bình từ 600 ÷ 900 m, địa tầng đất đá ổn định cấp VI

- VIII theo độ khoan, cho phép sử dụng nƣớc lã để rửa lỗ khoan. Giai đoạn

này, công nghệ khoan bằng OML còn nhiều hạn chế, năng suất khoan thấp

(300 ÷350 m/thg.máy). Theo các chuyên gia của hãng Boart Longyear (Hoa

Kỳ), nguyên nhân làm hạn chế phạm vi áp dụng và năng suất thấp là do:

- Độ bền của mũi khoan thấp, tuổi thọ trung bình đạt 18m/mũi, cao nhất

đạt 40m/mũi.

- Tổn thất thủy lực lớn (áp suất bơm >12 MPa) khi khoan các lỗ khoan

sâu trên 800m, trong điều kiện địa chất phức tạp [20].

Giai đoạn từ năm 1970 - 1980, là giai đoạn nghiên cứu hoàn thiện cấu

trúc mũi khoan để nâng cao tuổi thọ và khả năng áp dụng trong đất đá c độ

cứng và tính chất cơ lý khác nhau. Nhờ đ mà khối lƣợng khoan bằng OML ở

một số nƣớc nhƣ Hoa Kỳ, Canada đã chiếm tới 55 ÷ 60 % khối lƣợng khoan

thăm dò khoáng sản rắn. Ở Hoa Kỳ: khối lƣợng khoan bằng OML hàng năm

chiếm từ 50 ÷ 55 % (chủ yếu khoan bằng bộ ống NQ và HQ); Chiều sâu lỗ

khoan từ 370 ÷ 620 m; năng suất đạt cao nhất 1050 m/thg.máy (trong điều

kiện địa chất thuận lợi) và thấp nhất 380 m/thg.máy (trong điều kiện địa chất

phức tạp nhƣ: nứt nẻ, sập lở thành lỗ khoan,…). Tỷ lệ mẫu trung bình đạt 96

÷ 97%.

Ở Mỹ, khi khoan các lỗ khoan bằng OML trong điều kiện địa chất phức

tạp thƣờng sử dụng dung dịch sét c độ nhớt từ 21÷25s (dụng cụ đo CΠ -5),

khối lƣợng riêng 1,05 ÷ 1,1 g/cm3, sử dụng NaOH, CMC và các polimer để giảm

9

độ thải nƣớc và độ dày vỏ sét. Theo tổng kết của Hiệp hội khoan kim cƣơng của

Hoa Kỳ (DCDMA), ở các vùng miền Đông Hoa Kỳ: từ 10 ÷ 15% các lỗ khoan

bằng OML sử dụng dung dịch sét; còn miền Tây tới 60 % [20], [25].

Ở Canada, năng suất trung bình một ca: ở chiều sâu 150 m là 17 m/ca;

ở chiều sâu lớn hơn là 15 m/ca, năng suất kỷ lục đạt 36 m/ca (8h) và 54 m/ca

(12h), tỷ lệ mẫu than đạt 80 ÷ 90 %. Dung dịch khoan sử dụng là dung dịch ít

sét, điều chế từ sét bột Bentonite và gia công bằng các hóa phẩm nhƣ lignin,

NaOH để đạt đƣợc các thông số: Khối lƣợng riêng 1,01 ÷ 1,02 g/cm3; độ nhớt

18 ÷ 20 s (dụng cụ đo CΠ -5); độ thải nƣớc 8 cm3/30ph; pH = 9 [16].

Từ 1990 đến nay là giai đoạn cải tiến và hoàn thiện cấu trúc bộ OML để

khoan sâu và mở rộng phạm vi áp dụng. Hiện nay, ở Canada đã khoan bằng

OML để thăm dò tới chiều sâu 3535 m (sử dụng bộ OML cỡ NQ và HQ). Đây

là lỗ khoan bằng OML sâu kỷ lục: thời gian thi công là 183 ngày, trong đ thời

gian cho khoan là 152ngày; Ở khoảng chiều sâu từ 2500 ÷ 3000m năng suất

khoan đạt 50 m/ngày-đêm; tỷ lệ mẫu trung bình đạt 87 % [28].

Ở Nga và các nƣớc SNG đã sử dụng bộ ống mẫu luồn kiểu CCK-59,

CCK-76 để khoan thăm dò khoáng sản kim loại (sâu 1200 ÷ 1500 m), và bộ

ống kiểu KCCK-76, KCCK-95 để khoan thăm dò than (sâu tới 2000 m). Theo

báo cáo của Bộ Địa chất Liên bang Nga, năng suất khoan bằng OML ở các

vùng mỏ không giống nhau mà phụ thuộc nhiều vào điều kiện địa chất phức

tạp của mỏ và chiều sâu lỗ khoan. Khi khoan các lỗ khoan sâu từ 1200 ÷ 1500

m ở mỏ than vùng Kuzbax, năng suất đạt 440 m/thg.máy; tuổi thọ mũi khoan

đạt 40 m/mũi (cát kết hạt thô, mài mòn cao, độ khoan X - XI). Khoan quặng

kim loại ở vùng Krasnojark (sâu 600 ÷ 800 m), năng suất đạt 612 m/thg.máy

(cao nhất đạt 870 m/thg.máy); tuổi thọ mũi khoan đạt 185 m/mũi [43], [55].

Ở Nhật Bản sử dụng bộ ống mẫu VAS-2 để khoan thăm dò sâu từ 1000

÷ 1500 m. Đối với điều kiện địa chất phức tạp sử dụng dung dịch ít sét, điều

chế từ sét bột Bentonite cùng với một số phụ gia và có các thông số: khối

10

lƣợng riêng 1,03 ÷ 1,05 g/cm3; độ nhớt 19 ÷ 22 s (dụng cụ đo CΠ -5). Tốc độ

cơ học đạt từ 1,67 ÷ 1,73 m/h, tuổi thọ mũi khoan từ 150 ÷ 200 m/mũi khoan.

Từ thực tế khoan bằng OML, các chuyên gia nhận thấy:

- Năng suất tăng từ 1,5 ÷ 2 lần so với phƣơng pháp khoan truyền thống;

- Tăng tỷ lệ mẫu khoan do sử dụng bộ ống mẫu luồn cấu trúc tƣơng tự

ống mẫu kép;

- Giảm sức lao động do giảm số lần kéo thả [42], [44], [48].

1.2.2. Quá trình nghiên cứu chế tạo bộ ống mẫu luồn

Bộ ống mẫu luồn đầu tiên đƣợc đƣợc Boart Longyear nghiên cứu và

chế tạo từ năm 1947 - 1953. Đến năm 1955 đã khoan thử nghiệm thành công

ở lỗ khoan sâu 1400 m (bằng bộ ống NX đƣờng kính 76,2 mm) tại mỏ than

Bắc Kentucky. Sau đ , oart Longyear đã sản suất các bộ ống kích thƣớc AX

(47,6 mm), BX (59,6 mm), NX (75,7 mm) khoan từ trên mặt đất và bộ ống

AX-U khoan trong hầm lò. Năm 1965, sau khi nghiên cứu hoàn thiện cấu trúc

bộ ống và dụng cụ đi kèm, hãng sản xuất một loạt bộ ống mẫu xêri AQ, BQ,

NQ, HQ và PQ để khoan từ trên mặt đất và AQ-U, BQ-U, NQ-U, HQ-U và

PQ-U để khoan trong hầm lò. Từ năm 1960 đến nay, ngoài Boart Longyear,

các hãng khác nhƣ: JKS Boyles (Canada); Djoi, Christensen, Acker Drill

(Hoa Kỳ); Atlas Copco (Thụy Điển); Тоne Воring, Koken Boring, Yoshida

Boring Machine (Nhật Bản); Diamond Boart (Bỉ); Smit (Anh); một số Công

ty khoan thăm dò ở Nga, Trung Quốc, Balan, Bungari,... tích cực nghiên cứu,

sản xuất các bộ OML để khoan các mỏ khoáng sản rắn c điều kiện địa chất

khác nhau.

Các hãng đều sản xuất theo tiêu chuẩn DCDMA (tiêu chuẩn của Hiệp

hội khoan kim cƣơng Hoa Kỳ) hoặc tiêu chuẩn CDDA (tiêu chuẩn của Hiệp

hội khoan kim cƣơng Canada). Hãng Tone Boring sản xuất theo tiêu chuẩn

JIS (tiêu chuẩn công nghiệp Nhật Bản). Nam Phi sản suất theo tiêu chuẩn

SADA (tiêu chuẩn của Hiệp hội khoan kim cƣơng Nam Phi). Trung Quốc sản

11

xuất theo tiêu chuẩn quốc gia Trung Quốc: “G 3423-82 Standard”. Mỗi hãng

sản xuất theo tiêu chuẩn riêng, nhƣng nói chung đều giống nhau các kích

thƣớc cơ bản. Boart Longyear sản xuất các bộ OML cơ tiêu chuẩn gồm:

- Kiểu1: Kích thƣớc bộ ống mẫu tiêu chuẩn cỡ AQ, BQ, NQ, HQ và

PQ (xem bảng 1.1) [34], [35].

Bảng 1.1. Kích thước bộ ống mẫu luồn tiêu chuẩn DCDMA

Các thông số Các kích cỡ

AQ BQ NQ HQ PQ

Đƣờng kính lỗ khoan (mm) 48,0 59,6 75,8 96 123,0

Đƣờng kính mẫu lõi (mm) 27,0 36,4 47,6 63,5 85,0

Đƣờng kính ngoài mũi khoan (mm) 47,6 59,5 75,3 95,6 122,0

Đƣờng kính trong mũi khoan (mm) 27,0 36,4 47,6 63,5 85,0

Đƣờng kính ngoài ống mẫu ngoài (mm) 46,0 57,2 73,0 92,1 117,5

Đƣờng kính trong ống mẫu ngoài (mm) 36,5 46,0 60,3 77,8 103,2

Đƣờng kính ngoài ống mẫu trong (mm) 32,5 42,9 55,6 73,0 95,3

Đƣờng kính trong ống mẫu trong (mm) 28,6 38,8 50,0 66,7 88,9

Đƣờng kính ngoài dụng cụ mở rộng (mm) 48,0 59,6 75,8 96 123,0

Chiều dài ống (m) 1,5; 3 1,5; 3 1,5; 3 1,5; 3 1,5; 3

- Kiểu 2: Bộ ống mẫu thành dày kiểu CHD để khoan trong các điều

kiện địa chất phức tạp, cần sử dụng dung dịch sét có khối lƣợng riêng và độ

nhớt cao. Bộ ống kiểu CHD có một số đặc điểm khác bộ ống mẫu tiêu chuẩn

nhƣ: chiều dày cần khoan tăng từ 16 ÷ 37 %; bề rộng tiết diện mũi khoan

tăng 18 ÷ 32 %; khe hở giữa ống mẫu trong và ống ống ngoài tăng 7 ÷ 33 %

[33], [41].

Năm 1958, các chuyên gia Nga ở bộ môn Khoan thăm dò -Trƣờng Đại

học Thăm dò Địa chất Mat-xcơ-va bắt đầu nghiên cứu chế tạo các dụng cụ

khoan bằng OML. Đầu năm 1960 đã sản xuất và thử nghiệm bộ ống mẫu luồn

12

CCK-3M ở Liên đoàn thăm dò Địa chất Aktiubinsk. Cấu trúc của bộ ống luồn

CCK-3M tƣơng tự nhƣ cấu trúc bộ ống mẫu luồn xeri Q của Boart Longyear.

Từ năm 1964 đến năm 1965 đã khoan 4500 m bằng bộ ống CCK-3M đƣờng

kính 76 mm và 92 mm; năng suất khoan tăng 25 ÷ 30 % so với phƣơng pháp

khoan kim cƣơng truyền thống, nhƣng giá thành mét khoan không giảm do

chi phí nhiều cho chế tạo dụng cụ và cứu chữa sự cố [47].

Năm 1971, ở Nga đã sản xuất và thử nghiệm thành công bộ ống mẫu

luồn KCCK-76 ở liên đoàn địa chất Archomgologia. Năm 1974, trên cơ sở

các kết quả nghiên cứu và thử nghiệm, viện VITR của Nga đã chế tạo bộ ống

mẫu luồn CCK-76 và kết thúc thử nghiệm vào năm 1975. Tiếp theo đ đã chế

tạo bộ ống mẫu luồn CCK-59 và CCK-46 để khoan thăm dò khoáng sản kim

loại ở các lỗ khoan c chiều sâu khác nhau [50].

ộ ống mẫu luồn do các hãng sản xuất đều c cấu tạo tƣơng tự nhƣ

nhau. Chỉ khác ở một vài chi tiết nhƣ chốt định vị và bộ phận báo tín hiệu.

1.2.3. Nghiên cứu hoàn thiện công nghệ khoan bằng OML trên thế giới

Từ thực tiễn các chuyên gia [20], [40], [42], [48] đã khẳng định phƣơng

pháp khoan bằng OML có nhiều ƣu điểm nhƣ: tăng tốc độ khoan; tăng tỷ lệ

mẫu; lỗ khoan ít bị cong lệch do khe hở giữa đƣờng kính cần khoan và đƣờng

kính lỗ khoan nhỏ (tỷ lệ 0,85 ÷ 0,93); giảm sức lao động cho công nhân

khoan. Bên cạnh ƣu điểm, phƣơng pháp khoan bằng OML cũng c những

nhƣợc điểm nhƣ tổn thất thủy lực lớn, đặc biệt khi khoan qua địa tầng phức

tạp nhƣ trƣơng nở, chảy sệ, … đòi hỏi sử dụng dung dịch có khối lƣợng riêng

và độ nhớt cao.

Các nghiên cứu tập trung hoàn thiện khoan bằng OML theo hƣớng sau:

- Cải tiến cấu trúc bộ ống mẫu và mũi khoan để nhằm mục đích giảm

tổn thất thủy lực khi khoan trong điều kiện địa chất phức tạp

- Nghiên cứu hệ dung dịch phù hợp với công nghệ khoan bằng OML,

thƣờng tập trung vào lựa chọn hệ dung dịch sao cho chứa ít pha rắn, độ thải

13

nƣớc nhỏ, vỏ sét mỏng và c khả năng ức chế các tầng sét trƣơng nở [19],

[27], [29], [30].

1.2.3.1. Về nghiên cứu hoàn thiện cấu trúc bộ ống mẫu luồn

1- Giai đoạn thứ nhất: từ năm 1953 - 1973, đây là giai đoạn hoàn thiện

cấu trúc bộ OML và bộ chụp vớt. Khi đ , các bộ OML sản xuất theo kích

thƣớc tiêu chuẩn, thƣờng để khoan sâu đến 1500 m trong các điều kiện địa

chất ổn định: độ cứng đất đá cấp VI - X; có thể sử dụng nƣớc lã, polimer để

khoan; cho phép khoan với tốc độ vòng quay lớn (600 ÷ 800 v/ph). Tốc độ

hiệp tăng từ 2 ÷ 3 lần, năng suất đạt cao nhất 1150 m/thg.máy (tăng 230%), tỷ

lệ mẫu đạt 90%.

2- Giai đoạn thứ hai: Từ 1970 đến 1980. Để mở rộng phạm vi áp dụng,

một số nƣớc nhƣ Hoa Kỳ, Nhật Bản, Nga đã chế tạo các bộ OML thế hệ mới

(thế hệ thứ 2) có các khác biệt: tăng chiều dày đế mũi khoan từ 16 mm lên18

mm; khe hở giữa ống ngoài và ống trong tăng từ 4 ÷ 5 mm, khe hở giữa thành

lỗ khoan và cột cần khoan tăng từ 5 ÷ 7 mm; tăng chiều dày các đầu nối cần

khoan từ 1 ÷ 2 mm. Các bộ ống thế hệ 2 đƣợc áp dụng để khoan các lỗ khoan

sâu trong điều kiện địa chất phức tạp nhƣ nứt nẻ, sập lở, trƣơng nở, sệ thành

lỗ khoan, khi đ đòi hỏi phải sử dụng dung dịch sét có ρ = 1,15 ÷ 1,2 g/cm3;

T = 26 ÷ 30s (dụng cụ đo CΠ -5). Đặc trƣng cho thế hệ thứ 2 là bộ ống mẫu

KCCK-76, KCCK-95 (Nga) và bộ ống mẫu VAS-2 (Nhật Bản) – (bảng 1.2).

Bảng 1.2. Thông số kỹ thuật bộ OML KCCK- 95 và VAS-2[23]

Các thông số Đơn

vị

Bộ ống

KCCK-95 VAS-2

Đƣờng kính ngoài mũi khoan mm 95,6 81,4

Đƣờng kính trong mũi khoan “ 63,5 43,6

Đƣờng kính ngoài ống mẫu ngoài “ 92,1 78

Đƣờng kính trong ống mẫu ngoài “ 77,8 60

14

Các thông số Đơn

vị

Bộ ống

KCCK-95 VAS-2

Đƣờng kính ngoài ống mẫu trong “ 73,0 52,4

Đƣờng kính trong ống mẫu trong “ 66,7 46,8

Đƣờng kính ngoài dụng cụ mở rộng thành “ 98,4 82

Đƣờng kính ngoài cần “ 88,9 70

Đƣờng kính trong cần “ 77,8 60

Chiều dài ống m 3; 6 3; 6

3- Giai đoạn thứ ba: Từ giữa những năm 1980 đến nay, một số hãng

của Hoa Kỳ và Bỉ đã chế tạo bộ OML thế hệ thứ ba có những khác biệt là

giảm bề rộng tiết diện mũi khoan và khe hở thủy lực. Các bộ ống này đƣợc áp

dụng trong các điều kiện địa chất đơn giản để cạnh tranh với khoan kim

cƣơng tốc độ vòng quay lớn.

Trong những năm gần đây, để khoan các lỗ khoan thăm dò sâu, đòi hỏi

sử dụng dung dịch sét, Boart Longyear sản xuất bộ ống mẫu luồn có đƣờng

kính mũi khoan 101 mm, cần khoan 69,9 mm để tăng khe hở giữa thành lỗ

khoan và cần khoan. Hiệu quả sử dụng bộ ống này cho thấy không có hiện

tƣợng tạo “nút piston” trong các tầng kém bền vững, không phát hiện tăng áp

suất máy bơm trong quá trình khoan [20], [46], [53].

1.2.3.2. Về nghiên cứu hoàn thiện công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn

Công nghệ khoan bằng ống mẫu luồn đã đƣợc các chuyên gia Nga nhƣ:

Ishaev М.I; Morozov I.Т; Onishin V.P; Gorshkov L.K; Muzaparov,… và các

chuyên gia của các Hãng оart Longyear, Djoi, Christensen, Acker Drill

(Hoa Kỳ); Atlas Copco (Thụy sĩ); Тоne Воring, Koken Boring, (Nhật Bản);

Diamond Boart, Crailius (Bỉ); Smit (Anh),... nghiên cứu hoàn thiện.

Ở giai đoạn đầu, việc áp dụng khoan bằng OML nhằm mục đích giải

quyết vấn đề tăng năng suất và tỷ lệ mẫu [51], [56]. Trong các điều kiện địa

15

chất thuận lợi, khoan bằng OML có nhiều ƣu điểm vƣợt trội so với phƣơng

pháp khoan kim cƣơng truyền thống. Song, khi khoan sâu, trong các điều kiện

địa chất phức tạp, khoan bằng OML cũng c một số hạn chế, đ là: khe hở

giữa thành lỗ khoan và cột cần khoan hẹp dẫn tới hạn chế sử dụng dung dịch

sét hoặc các dung dịch có khối lƣợng riêng và độ nhớt cao. Không gian vành

xuyến (KGVX) hẹp dẫn tới làm tăng áp suất bơm và tạo áp suất dƣ ở khoảng

KGVX, phá hủy sự cân bằng và ổn định của thành lỗ khoan. Sự tăng quá mức

áp suất thủy động lực trong khoảng KGVX thƣờng gây ra sự sập lở thành lỗ

khoan. Chính vì vậy, để khoan các lỗ khoan sâu hơn 1000 m, qua các địa tầng

phức tạp bằng dung dịch sét, một số hãng nhƣ Тоne Воring, Koken Boring,

оart Longyear đã chế tạo bộ OML với khe hở giữa cần khoan và thành lỗ

khoan tăng tới 60% so các bộ ống mẫu tiêu chuẩn [22], [34], [36].

Khi nghiên cứu hoàn thiện cấu trúc bộ ống mẫu để phù hợp với công

nghệ khoan trong các địa tầng phức tạp, các chuyên gia đã nghiên cứu tăng

khe hở KGVX theo hai hƣớng [16], [17]: giảm đƣờng kính cần khoan và giữ

nguyên đƣờng kính mũi khoan tiêu chuẩn; hoặc tăng đƣờng kính mũi khoan

đến một giới hạn nhất định mà không thay đổi đƣờng kính cần khoan. Khi

tăng đƣờng kính mũi khoan, các chuyên gia nhận thấy kinh tế và khả thi hơn.

Song cả hai phƣơng pháp đều dẫn tới tăng dao động ngang, ảnh hƣởng tới độ

bền của cần khoan và ảnh hƣởng xấu tới quá trình phá hủy đá của mũi khoan.

Khi nghiên cứu chuyển động của dòng nƣớc rửa trong khe hở KGVX,

cũng nhƣ chuyển động của dòng chảy ở vùng cận đáy, các chuyên gia [51],

[53], [56] đã đề xuất các giải pháp tăng khả năng lƣu thông và vận chuyển

mùn khoan ở vùng đáy lỗ khoan nhƣ sau:

1- Sử dụng bộ ống mẫu tạo rãnh xoắn ở mặt ngoài ống mẫu (hình 1.2).

16

a ) b)

Hình 1.2. Bộ ống mẫu luồn tạo rãnh xoắn ở bề mặt ống mẫu ngoài

a- Cấu tạo rãnh xoắn; b- Cấu trúc bộ OML rãnh xoắn

Khi sử dụng bộ OML c tạo rãnh xoắn đã cho phép khoan các lỗ khoan

sâu tới 1500 ÷ 2000 m. Kết quả thực tế khi khoan các lỗ khoan bằng bộ OML

kiểu ССК-76-ГДРС (CCK-76-GDRS) ở mỏ than Salki (Nga) cho thấy tuổi

thọ mũi khoan tăng 15%, tốc độ cơ học tăng 10% và tổn thất thủy lực giảm 36

÷ 43% so với khoan bằng bộ OML CCK-76 tiêu chuẩn.

2- Sử dụng mũi khoan c hai tầng rãnh thoát nƣớc (hình1.3)

a) b)

Hình 1.3. Mũi khoan hai tầng rãnh thoát nước để khoan bằng OML

a- Hình dạng; b- Cấu trúc; 1,2- Rãnh thoát nước

1- chi tiết xoắn

2- Dụng cụ mở rộng thành

3- mũi khoan;

4- Ống mẫu luồn.

DLK- đường kính cánh xoắn

DCK- đường kính ống mẫu

a- khoảng cách cánh xoắn

tz- bước xoắn

hb- chiều dày cánh xoắn

b- chiều rộng cánh xoắn

α- góc nâng cánh xoắn

17

Kết quả sử dụng mũi khoan hai tầng rãnh thoát nƣớc ở Công ty

Shandun – Trung Quốc cho thấy: tốc độ cơ học trong đất đá cấp VIII ÷ IX, ở

độ sâu 1000 ÷ 1100 m đã đạt 2,4 m/h, đ là do đã tăng đƣợc lƣu lƣợng bơm

rửa lên từ 60 ÷ 80 l/ph (thƣờng từ 40 ÷ 60 l/ph) [36].

1.3. Nghiên cứu áp dụng công nghệ khoan bằng OML ở Việt Nam

Ở Việt Nam, năm 1992 khoan thử nghiệm ở lỗ khoan HL-35 sâu 470 m

bằng bộ ống KCCK 76 tại mỏ than Hà Lầm [7]. Sau đ , đƣợc sự chỉ đạo của

Tổng cục Địa chất Việt Nam (nay là Tổng cục Địa chất và Khoáng sản Việt

Nam), một số Đơn vị thực hiện công tác thăm dò địa chất nhƣ Liên đoàn Địa

chất 9 (nay là Công ty Địa chất Mỏ), Liên đoàn Địa chất Intergeo, Trung tâm

Kỹ thuật và Công nghệ Địa chất (Công ty cổ phần Khoan và Dịch vụ kỹ thuật

khai thác Mỏ),... đã nhập các bộ ống mẫu luồn kiểu NQ và HQ của Boart

Longyear để khoan thăm dò ở các mỏ kim loại Chợ Điền; Núi Pháo; mỏ vàng

Bồng Miêu, mỏ đồng Sin Quyền và thăm dò than ở vùng Quảng Ninh, đồng

bằng Sông Hồng.

Năm 2000 Công ty Cổ phần Khoan và DVKT KT Mỏ áp dụng công

nghệ khoan bằng OML để khoan thăm dò mỏ chì - kẽm ở Núi Pháo, năng suất

đạt 350÷400 m/thg.máy, (cao nhất đạt 520 m/thg.máy); tỷ lệ mẫu đạt 95 ÷

96%. Trong khi khoan kim cƣơng truyền thống ở mỏ Núi Pháo đạt từ 170 ÷

200 m/thg.máy; tỷ lệ mẫu đạt 75 ÷ 82%. Nhƣ vậy, trong cùng một điều kiện

địa chất - mỏ, năng suất khoan bằng OML tăng từ 1,5 - 2 lần.

Năm 2010 Công ty Cổ phần Khoan và DVKT KT Mỏ áp dụng công

nghệ khoan bằng OML ở mỏ đồng Sin Quyền - Lào Cai: khối lƣợng khoan

11.500 m; chiều sâu trung bình từ 500 ÷ 600 m (sâu nhất 800 m); các lỗ

khoan đều thiết kế khoan nghiêng 680 từ trên mặt đất; năng suất khoan đạt

470 m/thg.máy, (cao nhất 550 m/thg.máy); tỷ lệ mẫu đạt 97 ÷ 98% [12].

Kết quả khoan ở Núi Pháo và Sin Quyền khẳng định tính ƣu việt của

công nghệ khoan bằng OML trong thăm dò khoáng sản kim loại ở Việt Nam.

18

Đối với vùng than Quảng Ninh, sau thành công bƣớc đầu ở LK HL35,

một thời gian dài công nghệ khoan bằng OML không đƣợc nghiên cứu áp

dụng do đƣờng kính mẫu khoan KCCK-76 không phù hợp với quy phạm

thăm dò than ở Việt Nam. Năm 1997, Xí nghiệp Địa chất 906 đã quay trở lại

áp dụng khoan bằng OML bằng bộ ống mẫu NQ và HQ ở lỗ khoan MK135 -

Mạo Khê nhƣng không đem lại hiệu quả mong muốn, do cột cần khoan bị kẹt.

Năm 2002, Công ty Địa chất Mỏ tiếp tục áp dụng công nghệ khoan

bằng OML tại lỗ khoan CS 3003 mỏ Cọc Sáu (khoan: HQ, NQ), đã thu đƣợc

một số kết quả khả quan: năng suất 350 m/thg.máy; tỉ lệ mẫu > 90%; độ cong

< 1o/100 m. Từ đ đến nay, hàng năm các đơn vị thuộc Tập đoàn TKV nhƣ

Công ty Địa chất Mỏ, Công ty Cổ phần Khoan và DVKT KT Mỏ, đã dành

một phần khối lƣợng khoan thăm dò than để khoan bằng OML: năng suất đạt

từ 300 ÷ 350 m/thg.máy; tỷ lệ mẫu > 90%; độ cong lỗ khoan < 1o/100 m,

trong trƣờng hợp địa chất thuận lợi năng suất đạt 500 ÷ 600 m/thg.máy. Trong

khi đ , khoan kim cƣơng truyền thống: năng suất đạt từ 200 ÷ 250 m/thg.máy;

tỷ lệ mẫu < 80%. Các chỉ tiêu kỹ thuật khoan bằng OML ở vùng than Quảng

Ninh tổng hợp ở bảng 1.3 [5], [6], [14].

Bảng 1.3. Các chỉ tiêu kỹ thuật khoan bằng OML ở vùng than Quảng Ninh

Năm

Khối lƣợng khoan Năng suất

(m/thg.máy) K.lg khoan bằng

OML (m)

Tỷ lệ so với tổng

khối lƣợng (%)

2009 53.495 41,1 340,2

2010 62.751 37,1 313,1

2011 61.975 29,7 296,0

2012 54.071 18,7 274,0

2013 44.469 18,1 285,3

2014 39.418 15,0 250,7

19

Sở dĩ năng suất khoan bằng OML ngày càng giảm là do: gần đây, Tập

đoàn TKV mở rộng diện sản xuất, tăng sản lƣợng khai thác, vì vậy, lỗ khoan

ngày càng khoan sâu và địa tầng phức tạp hơn, dẫn đến thƣờng xảy ra kẹt bộ

dụng cụ, khiến cho năng suất giảm, đây cũng là nguyên nhân khiến cho khối

lƣợng khoan bằng OML giảm dần.

Ở Đồng bằng Sông Hồng từ năm 2001, Tập đoàn TKV phối hợp với Tổ

chức NEDO - Nhật ản, khoan 19 lỗ khoan bằng OML (Khối lƣợng khoảng

20.000 m). Năm 2010 Công ty Keeper Resources International đã khoan 05 lỗ

khoan bằng OML chiều sâu từ 500 ÷ 1200 m tại lô MVHN-02KT vùng Hƣng

Yên. Năng suất đạt từ 400 ÷ 450 m/thg.máy (cao nhất đạt 600 m/thg.máy); tỷ

lệ mẫu đạt 94 ÷ 97%.

Từ kết quả thực tế các chuyên gia [6], [7], [9], [12], [14] đã kết

luận:

- Khoan bằng OML đạt năng suất và chất lƣợng cao trong các

điều kiện:

+ Địa tầng đất đá khu mỏ ổn định, đồng nhất (khoan khoáng sản kim

loại), ít nứt nẻ,… cho phép sử dụng nƣớc lã hoặc dung dịch ít sét để khoan;

+ Áp dụng chế độ khoan hợp lý, mũi khoan c độ bền cao để giảm thời

gian kéo thả cột cần khoan, tăng thời gian khoan thuần túy;

+ Thiết bị khoan đồng bộ nhƣ máy khoan kiểu: HDX-6; CS3001,...;

- Khi khoan trong điều kiện địa chất phức tạp vùng than Quảng Ninh

thƣờng xảy ra hiện tƣợng trƣơng nở, chảy sệ làm thu hẹp đƣờng kính lỗ khoan

và hậu quả thƣờng dẫn đến sự cố kẹt bó mút bộ dụng cụ (xem bảng 1.4). Khi

đ cần sử dụng dung dịch ức chế sét, đồng thời mở rộng đƣờng kính lỗ khoan

để tăng khả năng lƣu thông tuần hoàn dung dịch.

20

Bảng 1.4. Tổng hợp các vụ sự cố [5], [6], [14]

Năm

Công ty Địa chất Mỏ -

VINACOMIN

Công Ty CP khoan & DVKT

KT Mỏ

Số lỗ khoan

bằng OML(lk)

Số vụ kẹt

(vụ)

Số lỗ khoan

bằng OML(lk)

Số vụ kẹt

(vụ)

2009 73 58 18 13

2010 85 63 21 16

2011 67 45 12 9

2012 45 30 8 5

2013 35 27 7 6

Xuất pháp từ yêu cầu thực tế, các chuyên gia [3], [11], 15] đã tập trung

nghiên cứu hệ dung dịch cho khoan bằng OML ở vùng than Quảng Ninh:

Dung dịch ít sét: điều chế từ sét bột Bentonite; Dung dịch Polymer -

Bentonite. Dung dịch Polymer - Bentonite đƣợc thử nghiệm tại 02 lỗ khoan:

1- Lỗ khoan NV-TD3-TIX - Mỏ Khe Chàm II-IV:

Địa tầng LK NV-TD3-TIX tƣơng đối ổn định, ít nứt nẻ, không vò nhàu

và phay phá. Chiều dày các lớp bột kết, cát kết, cuội kết chiếm 94% trong cột

địa tầng; chiều dày các lớp sét, sét kết chiếm 4% , còn lại là các vỉa than.

Lỗ khoan NV-TD3-TIX khoan bằng OML cỡ NQ. H a phẩm điều chế

dung dịch Polymer - Bentonite (tính theo tỷ lệ 1m3 dung dịch điều chế) gồm:

Nƣớc; + 3% sét bột entonite ; + 1,5% Polyacrinamit thuỷ phân; + 0,8%

CMC; + 0,5% Na2CO3; + 0,2% Torqfree; + 0,7 lít Liqui-pol. Sau khi điều chế

dung dịch đạt các thông số: ρ = 1,04 ÷ 1,06 g/cm3; T = 20 ÷ 22 s (dụng cụ đo

CΠ -5); B = 9 cm3/30ph; K > 1,5 mm; = 0,35.10

-2 MPa; = 1%. Kết quả

sử dụng dung dịch cho thấy: độ nhớt, khối lƣợng riêng, độ thải nƣớc của dung

dịch thƣờng bị thay đổi. Độ nhớt hạ thấp 18 ÷ 20 s; độ thải nƣớc tăng 13 ÷ 15

21

cm3/30ph; độ dày vỏ sét K = 2 ÷ 3 mm, nhất là khi khoan qua các tầng sét kết

agilit, bột kết liên kết yếu và các tầng chứa nƣớc ngầm.

Thực tế thi công ở lỗ khoan NV-TD3-TIX cho thấy, sử dụng dung dịch

Polimer - Bentonite phù hợp với điều kiện địa chất lỗ khoan. Lỗ khoan kết

thúc ở chiều sâu 950 m, thời gian khoan 79 ngày, năng suất đạt 380

m/thg.máy. Trong quá trình thi công, không xuất hiện sập lở, trƣơng nở, chảy

sệ thành lỗ khoan; tỷ lệ mẫu đạt 85 ÷ 96%; độ lệch lỗ khoan tại chiều sâu 940

m là 5030

’.

2 - Lỗ khoan NV- TD6 – TIX - Mỏ Khe Chàm II-IV:

Địa tầng LK NV- TD6 – TIX phức tạp hơn ở LK NV-TD3-TIX: lỗ

khoan NV- TD6 – TIX cắt qua 20 vỉa than với tổng chiều dày bằng 4% chiều

dầy địa tầng; cấu tạo vỉa phức tạp: vỉa mỏng, kẹp các lớp sét than; tổng chiều

dày các lớp bột kết, cát kết, cuội kết chiếm 91%; chiều dày các lớp sét chiếm

5%. Tại chiều sâu 383,8 m gặp đứt gẫy, đất đá vò nhàu, cứng mềm xen kẽ.

Lỗ khoan NV- TD6 – TIX khoan bằng OML cỡ HQ qua đới đứt gẫy,

phay phá đến chiều sâu 400 m. Từ chiều sâu 400 m, chuyển khoan cỡ NQ đến

kết thúc lỗ khoan ở chiều sâu 900 m. Các h a phẩm điều chế dung dịch

Polymer - Bentonite (tính theo tỷ lệ 1 m3 dung dịch) gồm: Nƣớc; + 5% sét bột

Bentonite; + 1% Polyacrinamit thuỷ phân; + 1% CMC và 0,2% Na2CO3; +

0,2% Torqfree; + 0,7 lít Liqui-pol; + 30 kg KCl. Sau khi điều chế, dung dịch

đạt các thông số: ρ = 1,05 ÷ 1,07 g/cm3; T = 21 ÷ 22 s (dụng cụ đo CΠ -5); B

= 9 cm3/30ph; K > 1,5 mm; = 0,32.10

-2MPa; = 1%.

Khi khoan qua đới đứt gẫy, phay phá từ 382 ÷ 387 m, xuất hiện hiện

tuợng mùn lắng đọng nhiều ở đáy lỗ khoan. Chiều dày lớp mùn dao động từ

0,5 ÷ 0,7 m; thành lỗ khoan bị sập lở ở độ sâu 384 ÷ 385 m, xảy ra hiện tƣợng

tuần hoàn dung dịch không đều và áp suất bơm rửa tăng 6 ÷ 8 MPa. Để khoan

qua tầng phay phá, đã bổ sung thêm 3% sét Bentonite; + 0,1% Polyacrinamit

thuỷ phân; + 1% CMC và 0,5% Na2CO3; + 0,5% Torqfree; + 0,7 lít Liqui-pol;

22

+ 30 kg KCl, để tăng khối lƣợng riêng lên 1,1 ÷ 1,11 g/cm3; độ nhớt tăng đến

23 ÷ 25 s. Khi đ áp suất máy bơm thƣờng ở mức 7 ÷ 9 MPa, kh kiểm soát.

Kết quả thử nghiệm ở lỗ khoan NV- TD6 – TIX cho thấy dung dịch

Polymer - Bentonite còn nhiều hạn chế trong điều kiện địa chất phức tạp,

năng suất khoan đạt 225 m/thg.máy; tỷ lệ mẫu 85 ÷ 92%; độ lệch lỗ khoan tại

chiều sâu 880 m là 5030

’; lỗ khoan bị kẹt ở chiều sâu 850 m.

1.4. Kết luận

- Khoan bằng OML đã đƣợc áp dụng từ lâu trên thế giới, là phƣơng

pháp khoan tiên tiến, có nhiều ƣu điểm, đang đƣợc áp dụng rộng rãi để khoan

thăm dò khoáng sản rắn ở hầu hết các nƣớc có nền kinh tế phát triển;

- Ở Việt Nam, để nâng cao năng suất và hiệu quả thăm dò, nhiều đơn vị

thăm dò đã tích cực áp dụng và rất thành công trong khoan thăm dò khoáng

sản kim loại, năng suất đạt khá cao;

- Trong khoan thăm dò than vùng than Quảng Ninh, nhiều đơn vị trong

Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam đã tích cực áp dụng. Tuy

nhiên, việc áp dụng lại chƣa đƣợc nghiên cứu một cách hệ thống, bài bản.

Đặc biệt là sử dụng hệ dung dịch có các thông số nhƣ: khối lƣợng riêng; độ

nhớt; ứng suất trƣợt tĩnh,... chƣa tƣơng thích với địa tầng và đặc điểm công

nghệ khoan bằng OML (KGVX hẹp), dẫn tới xảy ra nhiều sự cố kẹt bó mút

bộ dụng cụ, giảm năng suất khoan, tăng chi phí vật tƣ, thời gian cứu chữa

kéo dài.

23

CHƢƠNG 2

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, CÁC DẠNG PHỨC TẠP VÀ ĐẶC ĐIỂM

KỸ THUẬT, CÔNG NGHỆ KHOAN BẰNG OML

TẠI VÙNG THAN QUẢNG NINH

2.1. Đặc điểm địa chất vùng than Quảng Ninh

Lịch sử phát triển địa chất than Việt Nam có 3 thời kỳ thành tạo các mỏ

than: Permi muộn (P3), Trias muộn (T3 n - r) và Paleogen – Neogen (E3 - N1).

Bể than Quảng Ninh thuộc Hệ Trias, thống thƣợng, bậc Nori – Reti hệ tầng

Hòn Gai (T3n – r.hg), diện tích phân bố khoảng 1100 km2. Thành phần chủ

yếu là các thành tạo lục địa và vũng vịnh gồm cuội kết, sạn kết, cát kết, bột

kết, sét kết, sét than chứa các vỉa than antracit, tính phân nhịp rõ, chứa thực

vật h a đá đặc trƣng cho phức hệ thực vật Hòn Gai, dầy từ 3000 - 4000 m [1].

Địa tầng có sự phân bố và chuyển tiếp của các lớp nham thạch theo quy

luật chung của quá trình thành tạo trầm tích. Các lớp nham thạch phân bố xa

vỉa than thƣờng là các tập hạt thô đến hạt nhỏ nhƣ cuội kết, sạn kết, đến cát

kết. Càng gần các vỉa than là tập hạt mịn nhƣ bột kết, trực tiếp ở vách, trụ vỉa

than là sét kết, sét than. Đặc trƣng nhƣ vậy đƣợc lặp đi, lặp lại theo vỉa than.

Địa tầng một nhịp trầm tích gồm các tầng đá sau:

2.1.1. Sét kết và sét than

Sét kết và sét than màu xám đến xám đen, chiếm tỷ lệ thấp trong cột địa

tầng. Thành phần sét và sericit chiếm từ 60 70%, còn lại là silic, than và vật

chất than. Ngoài ra, còn có muscovit, thạch cao và xác thực vật; giới hạn bền

nén của sét kết dao động từ 10 40 MPa; độ cứng theo Protodjakonov f = 1

4; đá phân lớp mỏng, dễ bị phá huỷ, vò nhàu khi c tác động ngoại lực; khi

bão hoà nƣớc trở nên dẻo, giới hạn bền kéo không lớn hơn 5,4 MPa. Sét kết

và sét than thƣờng nằm sát vỉa than và tạo thành vách, trụ hoặc nằm kẹp giữa

vỉa than, đôi khi còn gặp ở các mặt phân lớp giữa các lớp đá. Sét thƣờng phân

24

bố không đều, c nơi chiều dày khoảng 1,5 m; ở mỏ Mạo Khê sét than còn

phân bố dạng thấu kính dày tới 7 m; các mỏ than Mông Dƣơng, Khe Chàm

chiều dày lớp sét than chỉ khoảng vài chục cm.

Từ các kết quả nghiên cứu chỉ tiêu cơ lý của sét kết, sét than cho thấy

sét kết, sét than c độ ẩm từ 0,5 đến 3,56 %; độ bền biến đổi phụ thuộc vào

địa tầng từng khu mỏ. Kết quả nghiên cứu các mẫu sét kết, sét than cho thấy

mẫu sét thƣờng bở rời, dẻo và ngậm nƣớc, dễ biến dạng. (hình 2.1)

Hình 2.1. Mẫu lõi khoan của lỗ khoan CGH 161- PA Khe Chàm II-IV- 2013;

( chiều sâu lấy mẫu từ 574 m - 580 m)

Từ hình ảnh cấu trúc khoáng sét của mẫu lõi khoan tầng sét dƣới kính

hiển vi (hình 2.2) cho thấy: các tinh thể không liên kết thành mạch bền vững

mà liên kết thành từng nhóm, dễ hình thành các hốc làm giảm lực liên kết.

Hình 2.2. Hình ảnh cấu trúc khoáng sét dưới kính hiển vi (mẫu lỗ khoan TK9)

2.1.2. Đá bột kết

Đá bột kết chiếm từ 25 35 % trong cột địa tầng. Đá bột kết màu xám,

xám nâu hoặc xám đen, thành phần thạch anh chiếm 50 %, ngoài ra còn có

silic, quarzít, muscovit, đôi chỗ còn có pelspat, các vẩy sericit và vật chất

25

than. Xi măng gắn kết là sét – sericit, kiểu xi măng cơ sở hoặc lấp đầy. Đá bột

kết thƣờng nằm xen kẽ và hay gặp gần sát vách, trụ vỉa than. Đá bột kết phân

lớp không đều và độ bền nén phụ thuộc vào đặc điểm phân lớp: khi phân lớp

mỏng có kẹp các chỉ than, độ bền nén từ 15 60 MPa; khi phân lớp dày, độ

bền nén 60 120 MPa (nhƣ ở mỏ Khe Chàm, mỏ Mông Dƣơng).

2.1.3. Đá cát kết

Đá cát kết là đá phổ biến, chiếm tới 50% trong cột địa tầng. Đá cát kết

màu xám nâu đến xám trắng, thành phần thạch anh chiếm từ 50 80 %, còn

lại là quarzít, silic và các thành phần khác. Xi măng gắn kết chủ yếu là sét

sericit, sét silic và carbonate,... Kiểu xi măng cơ sở lấp đầy hoặc tiếp xúc. Theo

cỡ hạt, đá cát kết chia thành ba loại: cát kết hạt mịn, cát kết hạt trung bình và

cát kết hạt thô, cấu tạo dạng khối. Độ bền nén dao động từ 80 130 MPa.

2.1.4. Đá cuội - sạn kết

Đá cuội - sạn kết màu xám tro, xám nâu hoặc xám trắng, chiếm từ 3

15 % trong cột địa tầng, thành phần chủ yếu là cuội thạch anh, kích thƣớc từ

0,4 4 cm; phân lớp dày hoặc không phân lớp. Thành phần xi măng gắn kết

là sét silic, hoặc carbonate. Giới hạn bền nén dao động từ 80 140 MPa.

Vùng mỏ Cao Sơn - Khe Chàm có dải đá cuội kết độ bền đạt tới 200 MPa.

Tóm lại:

1. Địa tầng chứa than vùng Quảng Ninh là địa tầng trầm tích không đồng

nhất, tính chất cơ lý thay đổi với giãn cách lớn, độ cứng không đồng đều.

2. Các trầm tích sét kết, sét than có độ bền kém, độ ẩm cao, dễ bị bão hoà

khi gặp nƣớc. Vì vậy, dễ xảy ra hiện tƣợng trƣơng nở, sập lở, thu hẹp hoặc

mở rộng đƣờng kính lỗ khoan. Ngoài ra còn gặp các đứt gẫy, đất đá bị bào

mòn và chuyển tiếp đột ngột. Những yếu tố này gây nhiều phức tạp khi áp

dụng công nghệ khoan OML. Đặc tính cơ lý đá đặc trƣng cho từng vùng mô

tả ở bảng 2.1; Cột địa tầng điển hình (phức tạp, sự cố) vùng than Quảng Ninh

xem hình 2.3.

26

Bảng 2.1. Tính chất cơ lý đá vùng than Quảng Ninh [1]

Vùng

than

ρđđ

(g/cm3)

σn

(MPa)

σk

(MPa)

φ

( độ )

Sét kết

Bảo Đài 2,61÷2,71 10,8÷34,1 5,4 28,25

Mạo khê 2,65 15,7÷38,2

Hòn Gai 2,44 17,2÷40,4 2,94 28,30

Cẩm Phả 2,44÷2,69 19,9÷33,0

Cái Bầu 2,65 7,4 3,2 10,1

Bột kết

Bảo Đài 2,56÷2,73 18,5÷83,9 10,9 26,15

Mạo khê 2,56 24,5÷66,3 9,8 32,0

Hòn Gai 2,57 32,0÷61,5 6,7 31,22

Cẩm Phả 2,44÷2,74 57,5 8,42 30,0

Cái Bầu 2,70 47,0 7,94 23,3

Cát kết

Bảo Đài 2,61÷2,73 35,8÷214,4 17,6 30,15

Mạo khê 2,63 68,6-107,8 10,5 32,0

Hòn Gai 2,53÷2,61 88,9 13,7 32,3

Cẩm Phả 2,64 103,0 12,3 28,6

Cái Bầu 2,64 68,7 12,9 26,2

Sạn kết - cuội kết

Bảo Đài 2,06÷2,68 168,6

Mạo khê 2,58 164,7

Hòn Gai 2,63 127,2 13,0 33,9

Cẩm Phả 2,63 131,5 15,2 33,2

Cái Bầu 2,61 80,2

27

X: 2675502

Y: 427099903

Z: +424772

CéT §ÞA TÇNG §ÆC TR¦NG

MÆt c¾t tuyÕn XI - LK CGH 165 - Má Khe Chµm II-IV

B·i th¶i 125.00

Cuéi kÕt 170.10

C¸t kÕt 177.90

Cuéi kÕt 202.00

C¸t kÕt 212.10

Bét kÕt 213.00

SÐt kÕt 216.00

Cuéi kÕt 235.00

C¸t kÕt 237.00

Cuéi kÕt 244.00

SÐt kÕt 262.00

Th­

íc

tû l

Ö

M« t

¶

ChiÒ

u s

©u

t

rô l

íp

Cét

®Þa

tÇn

g1 2 3 4

1 2 3 4

1 2 3 4

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

260

250

270

280

290

300

310

320

330

340 Than 338.20

Cuéi kÕt 286.5

SÐt kÕt 290.00

Cuéi kÕt 321.5

Bét kÕt 326.00SÐt kÕt 330.60

350

360

370

380

390

400

410

420

430

440

450

460

470

480

490

500

510

520

530

540

550

560

570

580

600

590

610

620

630

640

650

660

670

680

690

700

Bét kÕt 342.50

Than 348.90

SÐt kÕt 358.00

Bét kÕt 379.50

SÐt kÕt 385.00

Than 386.90SÐt kÕt 390.90Than 393.20SÐt kÕt 396.60Bét kÕt 402.70

C¸t kÕt 409.00

SÐt kÕt 415.00

Bét kÕt 425.20

C¸t kÕt 432.50

SÐt kÕt 453.20

C¸t kÕt 495.90

SÐt kÕt 502.80

Than 508.10SÐt kÕt 510.00

Bét kÕt 513.50

C¸t kÕt 526.30

SÐt kÕt 528.10

Cuéi kÕt 565.00

C¸t kÕt 579.90

Bét kÕt 644.30

C¸t kÕt 659.30

Bét kÕt 666.00

Than 667.80

C¸t kÕt 700.00

710

720

730

740

750

760

770

780

790

800

810

820

830

840

850

860

870

880

890

900

910

920

930

940

960

950

970

980

990

1000

1010

1020

1030

1040

1050

1060

700

1070

1080

Bét kÕt 727.00

C¸t kÕt 754.00

Cuéi kÕt 766.60

SÐt kÕt 804.10

Than 807.70

SÐt kÕt 825.00

Bét kÕt 831.00

C¸t kÕt 836.20

Than 837.80

SÐt kÕt 873.40

Cuéi kÕt 886.50

SÐt kÕt 896.50

Than 898.90

SÐt kÕt 904.40

Bét kÕt 909.00

C¸t kÕt 915.90

SÐt kÕt 919.40

Than 920.30

Bét kÕt 949.60

Cuéi kÕt 955.00

Bét kÕt 966.60

SÐt kÕt 968.60

C¸t kÕt 975.60

Cuéi kÕt 988.70

C¸t kÕt 1014.00

Cuéi kÕt 1026.70

Bét kÕt 1029.80

Cuéi kÕt 1036.70

C¸t kÕt 1048.80

Cuéi kÕt 1064.00

C¸t kÕt 1080.00

Hình 2.3. Cột địa tầng lỗ khoan CGH 165 – Phương án Khe Chàm II-IV

28

2.2. Các dạng phức tạp khi khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh

Từ thực tế cho thấy các lỗ khoan áp dụng công nghệ khoan bằng OML

tại vùng than Quảng Ninh thƣờng bị kẹt bó mút bộ dụng cụ, tỷ lệ kẹt mút

càng tăng khi khoan các lỗ khoan càng sâu và địa tầng càng phức tạp, chứa

nhiều lớp sét kết, sét than xen kẹp.

Các chuyên gia [7], [8], [11], [10] đang đƣa ra các ý kiến để lý giải về

nguyên nhân gây ra các sự cố. Từ các kết quả thực tế, kết hợp phân tích lý

thuyết, có thể kết luận các nguyên nhân chính gây nên kẹt dụng cụ khoan khi

áp dụng công nghệ khoan bằng OML ở vùng Quảng Ninh là:

- Về địa chất do đất đá không ổn định, đặc biệt là tầng sét kết, sét than

và tầng than rất mềm yếu, khi thấm nƣớc bị trƣơng nở mạnh gây mất ổn định

thành lỗ khoan, thu hẹp đƣờng kính (bó kẹt). Sau đ sập lở, tạo hang hốc trên

thành lỗ khoan, dẫn đến cấu trúc lỗ khoan rất phức tạp trong thi công.

- Về kỹ thuật và công nghệ: do khe hở KGVX giữa thành lỗ khoan và

cột cần khoan nhỏ (1,4 ÷ 3,55 mm). Khi khoan ở vùng than Quảng Ninh, do

cần phải sử dụng dung dịch sét để giữ ổn định thành lỗ khoan và cân bằng áp

suất vỉa, nên đã tạo ra vỏ sét càng thu hẹp KGVX, làm giảm khả năng lƣu

thông, tuần hoàn dung dịch, thƣờng dẫn tới hậu quả kẹt “b mút” bộ dụng cụ.

Nhƣ đã nêu trên, địa tầng chứa than vùng Quảng Ninh là địa tầng trầm

tích c đặc điểm xen kẹp, không đồng nhất. Các lớp sét kết, sét than thƣờng

mềm yếu gây nhiều hiện tƣợng phức tạp, các hiện tƣợng phức tạp này là

nguyên nhân dẫn đến sự cố kẹt mút bộ dụng cụ khi áp dụng công nghệ khoan

bằng OML.

2.2.1. Hiện tượng bó hẹp, chảy sệ thành lỗ khoan

Hiện tƣợng b hẹp, chảy sệ thành lỗ khoan thƣờng xuất hiện khi khoan

qua các tầng sét kết, sét than, các tầng đá liên kết yếu mà thành phần gắn kết

chủ yếu là sét sericit, sét silic và carbonate cùng các vật chất hữu cơ nhạy cảm

với nƣớc. Nguyên nhân là do khi tiếp xúc với nƣớc tách ra từ dung dịch

29

khoan, các tầng sét sẽ hấp phụ nƣớc, gây trƣơng nở, làm co thắt đƣờng kính lỗ

khoan, làm mất tuần hoàn dung dịch, gây kẹt mút, kẹt b , tạo hiệu ứng

“piston” trong lỗ khoan.

Sự trƣơng nở của trầm tích sét thay đổi trong giới hạn rộng và phụ

thuộc vào nhiều yếu tố nhƣ: thành phần khoáng vật, mức độ phân tán của sét;

quá trình trao đổi và tác động bởi các yếu tố nhƣ: thành phần h a học của hệ

dung dịch khoan; nhiệt độ và áp suất thủy tĩnh trong lỗ khoan [8].

Theo quan điểm của các chuyên gia [42], [49], sự ổn định của thành lỗ

khoan đƣợc đánh giá bằng chỉ số k:

lt

tt

V

Vk

(2-1)

Trong đ : k - hệ số ổn định;

Vtt - thể tích thực tế lỗ khoan ở đoạn xem xét;

Vlt - thể tích theo tính toán lý thuyết.

Nếu k = 1, thành lỗ khoan ổn định; nếu k > 1, thành lỗ khoan kém ổn định

(sập lở); nếu k < 1 lỗ khoan mất ổn định (trƣơng nở, thu hẹp đƣờng kính).

Ngoài ra, hiện tƣợng bó hẹp, chảy sệ thành lỗ khoan còn do tác động

của áp lực địa tầng. Dƣới tác động của áp lực địa tầng, các tầng sét bị nén ép

và biến dạng, đ là nguyên nhân làm b hẹp thành lỗ khoan.

Ở trạng thái tĩnh, tầng sét bao quanh thành lỗ khoan ở chiều sâu z, cách

tâm lỗ khoan một khoảng cách r và chịu các lực tác dụng [42], [48], [49]:

σz = γo .z (2-2)

σr = β.σz= β .γo .z (2-3)

τrz = 0 (2-4)

Trong đ : σz - ứng suất chiều trục;

σr - ứng suất hƣớng tâm;

β - hệ số áp lực hông;

τrz - ứng suất tiếp tuyến

30

1; (2-5)

ν - hệ số Poisson; γo - trọng lƣợng thể tích của đá

Sau khi khoan qua tầng sét (góc nội ma sát υ = 0), giá trị các ứng suất

tại tầng sét đƣợc xác định nhƣ sau:

0

0

)ln(2 rrr

rc (2-6)

0

0

1ln2 rnr

rc

(2-7)

c

cz

g

r

err 2

.

0

00

(2-8)

Trong đ : σz; σr - ứng suất chiều trục và hƣớng tâm;

τrz - ứng suất tiếp tuyến;

σn - ứng suất theo phƣơng ngang;

σro - ứng suất chiều trục tại thành lỗ khoan;

rg - bán kính giới hạn vùng biến dạng chảy phía ngoài thành lỗ khoan;

ro - bán kính lỗ khoan;

c – cƣờng độ lực liên kết.

Giá trị hệ số ν thay đổi tùy theo từng loại đá, đối với sét từ 0,35 ÷ 0,40;

cát kết từ 0,15 ÷ 0,20; đá cacbonát từ 0,25 ÷ 0,30.

Áp suất hƣớng tâm hoặc áp suất vách pv = β.σr là thành phần chính

gây ra mất ổn định thành lỗ khoan và thƣờng đƣợc cân bằng bởi áp suất

thủy tĩnh của cột dung dịch trong lỗ khoan ptt = g.ρo .z (ρo – khối lƣợng

riêng của dung dịch; g - gia tốc trọng trƣờng). Vì vậy, sử dụng dung dịch

có trọng lƣợng riêng lớn là điều rất cần thiết khi khoan trong trầm tích than

Quảng Ninh.

Sự bó hẹp thành lỗ khoan đƣợc thể hiện ở hình 2.4 - kết quả đo địa vật

lý lỗ khoan NB98. Lỗ khoan N 98 đƣợc thiết kế và thi công khoan bằng

31

OML NQ - ф75,8 mm. Theo kết quả đo địa vật lý ở đoạn từ 280 m đến 305

m, đƣờng kính lỗ khoan bị thu hẹp còn 69,9 mm.

280

290

300

286.60

292.30

5.70

293.10

294.90

1.80

295.70296.200.50296.60

298.20

1.60

298.40298.700.30299.10299.400.30

286.50287.10287.50

294.80

295.80

298.20

299.50

305.00

Ðu?ng kính (mm)50 250

Gama (CPS)0 200

Gama Gama (CPS)1500 11000

S¬ ®å ®o ®Þa vËt lý ®o¹n tõ 280m ®Õn 305m( M« t¶ sù bã hÑp ®­êng kÝnh khi qua vØa than vµ sÐt than )

LK.NB 98 < T.VIII > Khu Má Than Nói BÐo

Tû LÖ: 1/200

Hình 2.4. Sự trương nở của tầng sét than

Sự trƣơng nở, chảy sệ của tầng sét thƣờng diễn ra theo thời gian. Ban

đầu, khi khoan qua tầng sét các hiện tƣợng phức tạp chƣa xảy ra, nhƣng dần

Đƣờng Gama

Đƣờng Gama

-Gama

Đƣờng kính LK

32

sau đ các biểu hiện phức tạp tăng dần. Áp suất máy bơm thƣờng tăng cao, sự

tuần hoàn dung dịch kh khăn, cột cần quay nặng hơn. Do đặc điểm của

công nghệ khoan bằng OML là không thƣờng xuyên kéo bộ dụng cụ khoan

lên khỏi lỗ khoan, thƣờng chỉ kéo để thay mũi khoan (sau khi khoan qua 50

÷ 150 m). Khi kéo đến vị trí thắt ngẫng bị mắc kẹt bộ ống mẫu, mút chặt,

gây sự cố kẹt.

2.2.2. Hiện tượng sập lở thành lỗ khoan

Sập lở thành lỗ khoan xảy ra khi khoan qua tầng sét kết bị phay phá,

xen kẹp sét, sét than, các vỉa than, các tầng bột kết liên kết yếu, cát kết, sạn

kết mà thành phần xi măng gắn kết chủ yếu là sét sericít, cùng các vật chất

hữu cơ dễ bị bở rời khi gặp nƣớc (hình 2.5).

Hình 2.5. Mẫu lõi khoan lỗ khoan HR79 (từ 447 - 553 m)

Hiện tƣợng bắt đầu bằng việc sét và xi măng gắn kết phân rã không còn

liên kết. Các phần tử đất đá dạng mùn, dạng dăm rời ra làm sập thành lỗ khoan.

Trƣờng hợp này thƣờng làm áp suất máy bơm tăng cao. Nếu tuần hoàn dung

dịch không duy trì liên tục sẽ xảy ra hiện tƣợng tạo nút gây kẹt bộ dụng cụ.

Hiện tƣợng sập lở thành lỗ khoan xảy ra do địa tầng chứa than thƣờng

phức tạp, đất đá bở rời, mềm yếu, liên kết kém và không bền vững. Trong khi

đ dung dịch sử dụng cho vùng than Quảng Ninh hiện nay ở hầu hết các đơn

vị thi công khoan đều chƣa đạt so với yêu cầu, do chỉ mới sử dụng dung dịch

sét đƣợc điều chế đơn giản bằng sét nguyên khai, đôi khi sử dụng sét bột

33

Bentonite, và chỉ đƣợc gia công bằng các phụ gia: NaOH, Na2CO3,… Vì vậy,

các tính chất dung dịch không đạt đƣợc theo nhƣ ý muốn. Điểm đặc biệt hạn

chế ở dung dịch đang sử dụng là độ thải nƣớc lớn (B >10 cm3/30ph), làm cho

nƣớc thẩm thấu vào thành lỗ khoan càng gây sập lở. Sự thẩm thấu và sập lở

lặp đi, lặp lại nhiều lần ở cùng một vị trí gây hiện tƣợng nhũn thành lỗ khoan,

tạo thành một vùng lớn mất ổn định. án kính đới mất ổn định lớn gấp nhiều lần

đƣờng kính lỗ khoan. Sự mở rộng đƣờng kính lỗ khoan xem hình 2.6 - kết quả

đo địa vật lý lỗ khoan NB 69. Lỗ khoan N 69 đƣợc thiết kế và thi công khoan

bằng OML cỡ NQ (ф75,8mm). Theo kết quả đo địa vật lý ở đoạn từ 155m đến

200m, đƣờng kính lỗ khoan đã tăng lên 180mm. Từ công thức 2.1 tính đƣợc K=

2,38. Lỗ khoan mất ổn định, đƣờng kính lỗ khoan bị mở rộng 137%

Metres

C?t

ÐT

Ð?a

v?t

lý

C?t

ÐT

kh

oan

ThiÕt ®å vËt lý LK NB 69 Tû lÖ: 1/200

( Khoan cì §­êng kÝnh HQ: 98mm )

98mm

180mm

160

170

180

190

Gama (CPS)0 210

Gama Gama (CPS)0 8000

Ðu?ng kính (mm)50 310

164.9165.4

166.1

167.4

162.8

170.3169.8

160.1159.7

Hình 2.6. Sự sập lở của tầng sét than gây mở rộng đường kính lỗ khoan

Đƣờng kính LK

Đƣờng Gama

Đƣờng Gama

- Gama

34

2.2.3. Nghiên cứu cơ chế sét trương nở gây ra phức tạp khi khoan bằng

OML tại vùng than Quảng Ninh

Một thực tế là các lỗ khoan bằng OML vùng Quảng Ninh thƣờng bị sự

cố khi khoan qua trầm tích sét kết, sét than và các vỉa than. Nguyên nhân

đƣợc cho là do sự co thắt, bó hẹp hoặc sập lở thành lỗ khoan nhƣ đã phân tích

ở trên. Để đánh giá sự phức tạp do yếu tố địa chất gây nên, cần nghiên cứu

sâu các nguyên nhân gây ra các hiện tƣợng phức tạp đ . Vì vậy, phân tích

thành phần hóa học, thành phần khoáng vật và cấu trúc thạch học của mẫu đất

đá ở địa tầng phức tạp là rất cần thiết. Từ kết quả phân tích sẽ đánh giá và giải

thích đƣợc mức độ phức tạp của địa tầng chứa khoáng sét. Trên cơ sở đ , đề

ra đƣợc các giải pháp công nghệ hữu hiệu để khắc phục.

2.2.3.1. Phân tích thành phần sét vùng Quảng Ninh

Từ báo cáo tổng kết thực tế công tác thi công thăm dò than vùng than

Quảng Ninh [5], [14], cho thấy các lỗ khoan xảy ra hiện tƣợng trƣơng nở, sập

lở thƣờng tập trung nhiều ở các mỏ Hà Ráng, mỏ Giáp Khẩu, các lỗ khoan sâu

ở mỏ Khe Chàm II - IV. Vì vậy, trong phạm vi nghiên cứu, tác giả chọn 3 mẫu

đặc trƣng gồm: Mẫu LK CGH 165 - Mỏ Khe Chàm II-IV, lấy tại chiều sâu 909

m ; Mẫu LK HR79 - Mỏ Hà Ráng lấy tại chiều sâu 574 m; Mẫu LK HR145 -

Mỏ Hà Ráng lấy tại chiều sâu 394 m. Kết quả phân tích thành phần khoáng vật

và thành phần hóa học đƣợc trình bày ở bảng 2.2; 2.3 và hình 2.7; 2.8; 2.9

Bảng 2.2.Thành phần khoáng vật của mẫu lõi khoan

TT Ký hiệu

Thành phần khoáng vật và hàm lƣợng (%)

Montmorilonit Illit Kaolinit Clorit Thạch

anh Felspat Gơtit

1 CGH165 15 ÷ 17 13 ÷ 18 18 ÷ 20 4 ÷ 6 30 ÷ 33 2 ÷ 4 7 ÷ 9

2 HR79 20 ÷ 22 14 ÷ 16 19 ÷ 21 4 ÷ 6 27 ÷ 29 3 ÷ 5 3 ÷ 5

3 HR145 23 ÷ 25 14 ÷ 16 19 ÷ 21 4 ÷ 6 25 ÷ 7 1 ÷ 3 2 ÷ 4

35

Từ bảng kết quả phân tích thành phần khoáng vật của mẫu lõi khoan có

chứa sét nhận thấy thành phần khoáng vật chủ yếu là Thạch anh: 25 ÷ 33 %;

Kaolinit: 18 ÷ 21 %; Illit:13 ÷ 18 %; montmorilonit:15 ÷ 25 %.

Bảng 2.3. Thành phần hóa học của mẫu lõi

Số

TT

Số

Hiệu mẫu

SiO2

(%)

Al2O3

(%)

Fe2O3

(%)

TiO2

(%)

MKL

(%)

CaO

(%)

MgO

(%)

Na2O

(%)

K2O

(%)

Mn

(%)

1 HR145 61,22 15,45 5,89 0,048 0,55 10,48 2,33 0,405 0,426 1,63

2 CGH165 60,50 14,96 6,13 0,051 0,57 10,08 2,31 0,357 0,466 1,73

3 HR79 61,50 15,17 6,29 0,054 0,57 10,72 2,26 0,426 0,460 1,76

Bảng thành phần hóa học cho thấy SiO2 và Al2O3 chiếm chủ yếu, tỷ lệ

SiO2 lớn do thạch anh chiếm tỷ lệ lớn trong mẫu.

Từ kết quả phân tích mẫu nhận xét: trong thành phần sét vùng than

Quảng Ninh có chứa từ 15 ÷ 25 % khoáng Montmorilonit, đây là thành phần

c tính trƣơng nở mạnh khi tiếp xúc nƣớc. Để hoàn thiện công nghệ khoan

bằng OML tại vùng than Quảng Ninh cần có giải pháp ức chế sét, ngăn ngừa

trƣơng nở, từ đ ổn định thành lỗ khoan, giảm sự cố bó kẹt bộ dụng cụ, tăng

năng suất và hiệu quả khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh.

36

Hình 2.7. Ảnh rơnghen của mẫu lõi lỗ khoan CGH165

37

Hình 2.8. Ảnh rơnghen của mẫu lõi lỗ khoan HR145

38

Hình 2.9. Ảnh rơnghen của mẫu lõi lỗ khoan HR79-PA mỏ Hà Ráng

39

2.2.3.2. Cơ chế trương nở, phân tán và keo tụ của khoáng vật sét

Trầm tích sét than vùng Quảng Ninh chứa một lƣợng đáng kể khoáng

montmorilolit (15 ÷ 25 %), đây là thành phần nhạy cảm với nƣớc và trƣơng nở

mạnh, là nguyên nhân gây nên co thắt, chảy sệ thành lỗ khoan, gây kẹt mút.

Montmorilonit là aluminosilicat tự nhiên. Cấu trúc tinh thể của

montmorilonit là cấu trúc lớp, giữa các lớp cấu trúc là các cation. Các cation

này có khả năng hấp phụ nƣớc và dễ đƣợc thay thế bởi các cation khác. Khác

với các khoáng kaolinit, hoặc illit có cấu trúc 1:1; mạng tinh thể c năm lớp

nguyên tử; các cụm liên kết bền vững với nhau. Khoáng montmorilonit có cấu

trúc 2:1 (dạng diocta): mỗi lớp đƣợc cấu hình từ hai mạng tứ diện silic với

một mạng bát diện nhôm. Mạng tinh thể montmorilonit có 7 lớp nguyên tử và

mối liên kết giữa các cụm rất yếu (mỗi cụm gồm những lớp phẳng: Al, Si, O

và OH, liên kết tạo thành mạng tinh thể cơ sở) [57] (hình 2.10).

Hình 2.10. Cấu tạo mạng tinh thể của khoáng sét:

a- Cấu tạo mạng tinh thể kaolinit; b- Cấu tạo mạng tinh thể montmorilonit

Mỗi lớp cấu trúc đƣợc phát triển liên tục trong không gian theo hƣớng

trục x, y. Các lớp cấu trúc đƣợc chồng xếp song song với nhau và tự ngắt

40

quãng theo trục z. Chiều dày của một lớp cấu trúc là 9,2 Ao (với sét khô). Khi

hấp phụ nƣớc thì chiều dày của lớp cấu trúc khoảng 15 ÷ 21 Ao [38].

Tính hoạt động bề mặt của các hạt sét biểu lộ khi chúng tiếp xúc với

nƣớc. Khi khoáng sét bị thấm ƣớt nƣớc, các phân tử nƣớc bao quanh bề mặt

các phiến sét tạo ra một lớp vỏ hydrat hóa khiến độ dày chung của phiến sét

tăng lên (từ 12,5 đến 20 Ao). Bên cạnh đ , các phân tử nƣớc còn chui vào giữa

các tinh thể trong từng tập và đẩy chúng tách nhau ra. Đầu c điện tích dƣơng

của các lƣỡng cực nƣớc bị hút vào các ion âm kim loại hoặc hydro. Sự xâm

nhập của nƣớc vào các khoảng cách nội tại giữa các phiến sét, làm cho

khoảng cách nội tại giữa các phiến sét tăng. Các ion dƣơng c điện càng lớn

thì càng nhanh chóng và càng dễ bị các lƣỡng cực nƣớc bứt ra khỏi bề mặt các

tinh thể cơ sở, và cuối cùng, mối liên kết giữa các phiến trong từng xấp bị phá

vỡ, lúc đ khoáng sét trƣơng nở và tăng thể tích. Tùy vào đƣờng kính hydrat

hóa mà khoảng cách nội tại giữa các phiến sét tăng lên. Trong các ion dƣơng

trao đổi thƣờng gặp thì ion K+ và NH4

+ c đƣờng kính ion hydrat hóa nhỏ nhất,

(là 7,6 Ao và 5 A

o). Do đ , sét c chứa ion K

+ và NH4

+ sẽ ít trƣơng nở.

Quá trình hydrat hóa của các hạt sét là quá trình tƣơng tác phân tử của

các lực và có thể mô tả nhƣ sau: lực điện phân tử tác dụng trong khoảng cách

rất nhỏ, độ lớn của chúng giảm nhanh từ cực đại (trên bề mặt của hạt) đến

không ở khoảng cách dƣới 0,1 Ao. Vài chục dãy phân tử nƣớc đầu tiên có

định hƣớng (bề dày 60 Ao), liên kết chắc với bề mặt hạt tạo nên lớp nƣớc liên

kết gọi là “pha ranh giới”. Lớp nƣớc liên kết hút và định hƣớng các ion xung

quanh tạo thành lớp vỏ khuếch tán, trong lớp vỏ khuếch tán các cation bị tách

ra khỏi bề mặt của hạt và bị các lƣỡng cực nƣớc vây quanh tạo nên lớp mây

ion. Nƣớc trong giới hạn của vỏ khuếch tán gọi là “nƣớc hấp phụ lỏng”. Điện

tích bề mặt của tinh thể mỏng một phần bị thu hút bởi lớp nƣớc liên kết hoặc

hấp phụ, còn một phần bị thu hút trong lớp khuếch tán. Bề mặt mang điện tích

âm của tinh thể mỏng và các cation trong vỏ khuếch tán kết hợp với nhau tạo

41

nên một lớp điện tích kép. Độ giảm điện thế trên khoảng giữa bề mặt rắn của

tinh thể và chất lỏng tự do có tên gọi là thế nhiệt động lực, còn trên lớp

khuếch tán gọi là thế điện động. Cƣờng độ tƣơng tác phân tử đƣợc đặc trƣng

bởi độ lớn của thế nhiệt động lực, độ lớn này phụ thuộc vào tổng số ion bị hấp

phụ. Sơ đồ tƣơng tác phân tử trong hệ hạt rắn – nƣớc ở hình 2.11 [57].

Catrion

a

Pha tù do

Pha thÈm thÊu

Pha liªn kÕt

O

b

c

H¹t kho¸ng vËt

Líp n­íc liªn kÕt

( Pha ranh giíi )

Vá khuÕch t¸n

S¬ ®å t­¬ng t¸c ph©n tö cña c¸c lùc trong hÖ h¹t r¾n - n­íc

a) Sù ®Þnh h­íng c¸c l­ìng cùc n­íc trªn bÒ mÆt h¹t r¾n

b) S¬ ®å liªn kÕt cña n­íc trong líp láng

c) §å thÞ vÒ sù thay ®æi ®é lín cña lùc ph©n tö theo kho¶ng

c¸ch ®Õn bÒ mÆt cña h¹t kho¸ng vËt

ThÕ nhiÖt ®éng lùc

ThÕ ®éng häc

Hình 2.11. Sơ đồ tương tác phân tử của khoáng sét

Trong quá trình trƣơng nở, khoảng cách nội tại giữa các phiến sét

không ngừng gia tăng. Khi khoảng cách nội tại giữa các phiến sét lớn tới một

mức độ nhất định, lực liên kết giữa các phiến sét không còn, các phiến sét sẽ

tách rời nhau tạo thành những hạt keo sét, đây là quá trình phân tán của sét.

Trong quá trình phân tán, lớp bị hấp phụ và lớp khuếch tán tạo thành

lớp vỏ hydrat xung quanh hạt sét làm cho các hạt này không dính lại với nhau.

Tuy nhiên, do vỏ hydrat phát triển không đều. Ở những bề mặt phẳng của hạt,

vỏ hydrat có bề dày lớn, ở những chỗ góc cạnh có bề dầy nhỏ nhất, ở đ lực

a

b

c

Vỏ khuếch tán

Lớp nƣớc liên kết

(Pha gianh giới)

Hạt khoáng vật

Pha thẩm thấu

Pha tự do Pha liên kết Thế nhiệt động học

Thế động học

c

42

đẩy yếu nên các hạt dễ kết dính lại với nhau. Quá trình đó gọi là quá trình keo

tụ. Dung dịch mất tính linh động và biến thành hệ phân tán sánh, gọi là gel.

Nghiên cứu cơ chế trƣơng nở, phân tán và keo tụ là cơ sở để nghiên

cứu cơ chế ức chế sét thành hệ, đồng thời là cơ sở để nghiên cứu bổ sung chất

phân tán, chất phá keo tụ trong quá trình điều chế hệ dung dịch ức chế.

2.2.3.3. Các chỉ tiêu đánh giá sự trƣơng nở của sét

Mức độ trƣơng nở của sét phụ thuộc vào bản chất cation trao đổi trên

bề mặt lớp sét. Đặc tính trƣơng nở của sét đƣợc đánh giá theo 3 chỉ tiêu:

- Hệ số trƣơng nở: RN =

đ

đc

V

VV , Vđ, Vc thể tích trƣớc và sau trƣơng nở.

- Độ ẩm trƣơng nở : WN - (ứng với lúc ngừng hút nƣớc của sét) xác

định theo trọng lƣợng mẫu sau trƣơng nở hoàn toàn và mẫu khô tuyệt đối.

- Áp lực trƣơng nở: pN - là áp lực ngăn chặn tăng thể tích trƣơng nở.

2.3. Đặc điểm kỹ thuật, công nghệ khi khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh

2.3.1. Loại và chất lượng dung dịch

2.3.1.1. Dung dịch sét đƣợc điều chế từ sét nguyên khai

Đây là hệ dung dịch đƣợc sử dụng phổ biến nhất, là hệ dung dịch

đƣợc điều chế đơn giản từ sét nguyên khai, đƣợc khai thác ở Tràng Bạch và

Giếng Đáy – Quảng Ninh. Ƣu điểm là rẻ tiền, điều chế thuận tiện nhƣng

thƣờng c độ thải nƣớc lớn, vỏ sét dầy, hàm lƣợng cát lớn, không phù hợp

cho khoan OML.

Liều lƣợng pha chế cho 1 cối 0,7 m3 gồm: sét nguyên khai: 80 ÷ 150kg;

Na2CO3: 1 kg.

Thông số dung dịch đạt đƣợc trình bày ở bảng 2.4

43

Bảng 2.4. Thông số dung dịch được điều chế từ sét nguyên khai

Các chỉ tiêu kỹ

thuật

Giá trị đạt đƣợc

Theo tiêu chuẩn Nga Theo tiêu chuẩn API

Khối lƣợng riêng ρ 1,1 ÷ 1,2 g/cm3 MW 1,1 ÷ 1,2 g/cm

3

Độ nhớt quy ƣớc T 20 ÷ 26 s FV 35 ÷ 43 s

Độ dầy vỏ sét K 4 ÷ 6 mm - 4 ÷ 6 mm

Độ thải nƣớc B 15 ÷ 27 cm3/30ph FL 15 ÷ 27 cm

3/30ph

Hàm lƣợng cát Π > 6%

Ứng suất trƣợt tĩnh θ (10’) (0,6 ÷ 0,7).10

-2 MPa

2.3.1.2 Dung dịch sét được điều chế từ sét bột Bentonite

Đƣợc điều chế từ sét bột Bentonite và gia công bằng các phụ gia thông

thƣờng nên dung dịch có độ thải nƣớc cao, vỏ sét dày không đáp ứng đƣợc

yêu cầu công nghệ khoan bằng OML. Liều lƣợng cho 0,7 m3: Bentonite: 25 ÷

50 kg; Na2CO3: 1 kg; CMC: 0,5 kg. Thông số dung dịch trình bày ở bảng 2.5

Bảng 2.5. Thông số dung dịch điều chế từ sét Bentonite

Các chỉ tiêu kỹ

thuật

Giá trị đạt đƣợc

Theo tiêu chuẩn Nga Theo tiêu chuẩn API

Khối lƣợng riêng ρ 1,03 ÷ 1,05 g/cm3 MW 1,03 ÷ 1,05 g/cm

3

Độ nhớt quy ƣớc T 18 ÷ 22 s FV 30 ÷ 36 s

Độ dầy vỏ sét K 4 ÷ 5 mm - 4 ÷ 5 mm

Độ thải nƣớc B 15 ÷ 27 cm3/30ph FL 15 ÷ 27 cm

3/30ph

Hàm lƣợng cát Π < 4%

Ứng suất trƣợt tĩnh θ (10’) (0,3 ÷ 0,4).10

-2 MPa

Nhận xét: Qua đánh giá chất lƣợng hệ dung dịch sét đang sử dụng cho

khoan bằng OML tại vùng than Quang Ninh, nhận thấy các chỉ tiêu kỹ thuật

của hệ dung dịch sét hầu hết chƣa phù hợp với yêu cầu của công nghệ khoan

bằng OML nhƣ: Độ thải nƣớc lớn gây trƣơng nở mạnh làm mất ổn định thành

lỗ khoan, độ dầy vỏ sét lớn gây “ bí, tắc” trong quá trình tuần hoàn và làm bó

mút, gây kẹt. Thông số hệ dung dịch sét áp dụng thực tế tổng hợp ở bảng 2.6.

44

Bảng 2.6. Bảng kết quả phân tích dung dịch đang áp dụng khoan thăm dò vùng than Quảng Ninh

TT Lỗ khoan và chiều

sâu lấy mẫu

Ngày

Lấy mẫu

ρ

(g/cm3)

T

(s)

V

ở:

600v/ph

V

ở:

300v/ph

θ (10’)

(10-

2MPa)

YP

(Pa)

B

(cm3/30

ph)

K

(mm)

pH

1 LK BB101 H=107m 10/5/2011 1,42 28 37 28 0,8 9,3 27 4 7

2 LKBB 108 H=275m 22/5/2011 1,42 29 65 57 0,8 24 43 5 7

3 LKHR 79 H=675m 14/5/2011 1,32 27 52 43 0,7 20,5 15 6 8

4 LKHR75 H=570m 22/7/2011 1,22 25 50 42 0,7 19,6 18 6 7

5 LKCGH49 H=265m 25/8/2012 1,2 24 50 42 0,6 19,1 12 6 7

6 LKHR145 H=505m 20/6/2014 1,3 25 35 28 0,65 18,1 22 8 8

7 CGH42 H=245m 5/6/2014 1,15 23 33 26 0,55 14,7 20 7 7

8 CGH165 H=506m 28/11/2013 1,25 24 30 22 0,6 9,3 12 6 7

9 CGH161 H=696m 30/11/2013 1,34 26 40 33 0,7 15,7 18 6 8

10 HR71 H=558m 10/04/2012 1,30 25 38 31 0,63 13,2 16 5 8

11 CGH47 H=678m 20/12/2012 1,24 24 40 33 0,6 12,3 14 6 8

12 CGH41 H=371m 28/03/2014 1,34 27 40 33 0,72 13,7 18 6 8

45

2.3.1.3. Dung dịch Polymer

Năm 2004 - 2005, Công ty Địa chất Mỏ đã thử nghiệm sử dụng

Polymer: CR650, Liquipol (của Úc), Super drill, Super Mix (của Canada),...

để khoan các lỗ khoan sâu, nhƣng không đạt kết quả. Hầu hết các lỗ khoan sử

dụng dung dịch Polymer bị sập lở mạnh, kẹt bộ khoan cụ và phải dừng việc

sử dụng dung dịch polymer, quay lại dùng dung dịch sét để khoan kết thúc lỗ

khoan (lỗ khoan TD7; lỗ khoan HR9; lỗ khoan TK16). Nguyên nhân là do

dung dịch Polymer có khối lƣợng riêng nhỏ (ρ < 1,02 g/cm3), không cân bằng

đƣợc áp lực vỉa, khi khoan xuống sâu, vì một lý do nào đ dừng tuần hoàn,

thành lỗ khoan tại các điểm mềm yếu bị sập. Đến thời điểm này không một

công trình khoan bằng OML nào ở vùng than Quảng Ninh còn sử dụng dung

dịch Polymer.

Thông số hệ dung dịch Polymer đạt đƣợc trình bày ở bảng 2.7

Bảng 2.7. Thông số dung dịch Polymer

Các chỉ tiêu kỹ thuật Giá trị đạt đƣợc

Theo tiêu chuẩn Nga Theo tiêu chuẩn Mỹ

Khối lƣợng riêng ρ 1,0 ÷ 1,01 g/cm3 MW 1,0 ÷ 1,01 g/cm

3

Độ nhớt quy ƣớc T 20 s FV 34 s

2.3.1.4. Dung dịch Polymer - Bentonite

Cùng với việc áp dụng Polymer không đạt kết quả, một số kỹ sƣ công

nghệ đã chuyển hƣớng nghiên cứu dung dịch Polymer - Bentonite. Tuy nhiên,

khi áp dụng vào vùng than Quảng Ninh cũng chƣa đạt hiệu quả và chỉ phù

hợp cho những lỗ khoan c địa tầng ổn định (kết quả thử nghiệm ở 2 lỗ

khoan: NV-TD3-TIX và NV-TD6- TIX). Hệ dung dịch này có các đặc điểm

gần giống với hệ dung dịch Polymer nhƣ: khối lƣợng riêng nhỏ, giá thành cao

và điều chế phức tạp.

46

2.3.1.5. Kết luận về dung dịch sử dụng cho khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh

Từ thực tế cho thấy, các hệ dung dịch áp dụng tại vùng than Quảng

Ninh đang bộc lộ nhiều nhƣợc điểm, chƣa đáp ứng đƣợc yêu cầu của công

nghệ khoan bằng OML:

- Hệ dung dịch Polymer; Polymer - Bentonite c độ nhớt thích hợp cho

lƣu thông trong khe hở hẹp nhƣng lại không c đƣợc các thông số khác nhƣ:

tỷ trọng, ứng suất trƣợt tĩnh, độ bền gel,... trong giới hạn cần thiết để ổn định

thành lỗ khoan. Thực tế, các lỗ khoan sử dụng các hệ dung dịch này thƣờng bị

sập thành lỗ khoan rất trầm trọng, nên hiện nay tại vùng than Quảng Ninh

không có công trình khoan bằng OML nào còn sử dụng các hệ dung dịch này;

- Các hệ dung dịch sét có các thông số nhƣ: tỷ trọng và ứng suất trƣợt

tĩnh...trong giới hạn cần thiết có thể cân bằng áp suất vỉa để khống chế sập lở

thành lỗ khoan, nhƣng ngƣợc lại c độ thải nƣớc cao gây trƣơng nở và co thắt

đƣờng kính lỗ khoan; độ nhớt và hàm lƣợng cát lớn, không thích hợp cho lƣu

thông trong khe hở hẹp, gây tổn thất thủy lực lớn. Thực tế, các lỗ khoan sử

dụng các hệ dung dịch này thƣờng bị bí, tắc lƣu thông dung dịch và kẹt bó

mút bộ dụng cụ. Vì vậy, để giải quyết những tồn tại trên đây cần có hệ dung

dịch đồng thời đáp ứng đƣợc các yêu cầu đặt ra nhƣ:

Có trọng lƣợng riêng cần thiết để tạo áp suất thủy tĩnh cân bằng áp

suất vỉa;

Tính chất lƣu biến phù hợp công nghệ khoan bằng OML (KGVX hẹp);

Độ thải nƣớc nhỏ để hạn chế trƣơng nở sét có trong thành phần đất đá

thành lỗ khoan;

Tạo vỏ sét mỏng và bền chắc, nhằm 2 mục đích:

+ Tránh thu hẹp đƣờng kính lỗ khoan để giảm tổn thất TL

+ Gắn kết đất đá bở rời thành lỗ khoan, chống sập lở, ổn định thành

lỗ khoan

47

2.3.2. Đặc điểm cấu trúc bộ dụng khoan bằng OML

Đặc điểm cơ bản của khoan bằng OML là tạo kích thƣớc KGVX giữa

bộ dụng cụ khoan và thành lỗ khoan rất hẹp (1,4 ÷ 3,55 mm). Với khe hở nhƣ

vậy, thƣờng chỉ phù hợp khi khoan trong đá cứng - đồng nhất. Khi đ , cho

phép sử dụng nƣớc rửa là nƣớc lã, hoặc dung dịch ít sét (ρ ≈ 1,02 ÷ 1,05

g/cm3). Với các hệ dung dịch này không tạo vỏ sét hoặc vỏ sét mỏng nên sự

tuần hoàn dung dịch vẫn đƣợc duy trì. Kích thƣớc cơ bản bộ ống mẫu luồn

NQ và HQ xem bảng 2.8.

Bảng 2.8. Đặc điểm kỹ thuật bộ ống mẫu luồn NQ, HQ [11]

ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT ĐƠN

VỊ HQ NQ

Đƣờng kính ngoài mũi khoan mm 95,6 75,8

Đƣờng kính ngoài mũi mở rộng thành mm 96,0 75,8

Đƣờng kính ngoài cần khoan mm 88,9 69,9

Ống mẫu ngoài: + Đƣờng kính ngoài

+ Đƣờng kính trong

mm

mm

92,1

77,8

73,0

60,3

Ống mẫu trong: + Đƣờng kính ngoài

+ Đƣờng kính trong

mm

mm

73,0

66,7

55,6

50,0

Kích thƣớc KGVX giữa thành lỗ khoan và cần khoan mm 3,55 2,95

Kích thƣớc KGVX giữa thành lỗ khoan và ống mẫu mm 1,95 1,4

Kích thƣớc KGVX giữa ống ngoài và và ống trong mm 2,75 2,35

Khoan thăm dò than vùng Quảng Ninh, để ổn định thành lỗ khoan,

thƣờng phải sử dụng dung dịch sét (ρ > 1,1 g/cm3). Với dung dịch đ ,thƣờng

có độ nhớt và ứng suất trƣợt tĩnh lớn, mặt khác trên thành lỗ khoan tạo lớp

“vỏ sét” (K = 3 ÷ 6 mm), khiến cho kích thƣớc KGVX trong khoan bằng

OML vốn đã hẹp lại càng hẹp hơn, làm cho tuần hoàn dung dịch kh khăn,

dẫn đến bí, tắc và kẹt bộ ống mẫu. Để tạo lại khoảng hở KGVX, lúc này các

lỗ khoan thi công khoan bằng OML đều phải vừa khoan và vừa doa lại từng

48

đoạn (từ 10 ÷ 20 m). Đây là một giải pháp gây nhiều phức tạp, làm tăng chi

phí, gây vất vả cho thợ khoan và không mang lại hiệu quả kinh tế.

2.4. Kết luận

- Địa tầng chứa than vùng Quảng Ninh là địa tầng trầm tích, không

đồng nhất, chứa các lớp sét than mềm yếu, dễ trƣơng nở, sập lở tạo ra 2 dạng

phức tạp chủ yếu đ là: thu hẹp đƣờng kính lỗ khoan gây kẹt bó mút bộ dụng

cụ và mở rộng đƣờng kính lỗ khoan tạo hang hốc, tạo nút mùn khoan;

- Đặc điểm khoan bằng OML có KGVX quá hẹp (1,4 ÷ 3,55 mm) nên

khi gặp sét trƣơng nở thì KGVX càng hẹp hơn, thậm chí thành lỗ khoan bó sát

bộ dụng cụ, gây kẹt;

- Thực tế, các hệ dung dịch sét đang áp dụng tại vùng than Quảng Ninh

c độ thải nƣớc lớn ( >10 cm3/30ph) càng gây trƣơng nở sét và sập lở mạnh, vỏ

sét dày, trong khi đ kích thƣớc KGVX trong khoan bằng OML lại hẹp dẫn đến

tổn thất thủy lực lớn, kh lƣu thông, bí, tắc tuần hoàn dung dịch, gây kẹt;

- Các hệ dung dịch nghiên cứu thử nghiệm nhƣ dung dịch Polymer,

dung dịch Polymer – Bentonite, chỉ phù hợp khi khoan trong địa tầng đất đá

cứng đồng nhất và ổn định. Trƣờng hợp địa tầng có các lớp sét mềm, bột kết,

cát kết liên kết yếu, do trọng lƣợng riêng nhỏ nên đã không cân bằng đƣợc áp

suất vỉa, không tạo vỏ sét để liên kết đất đá thành lỗ khoan dẫn đến sập lở

thành lỗ khoan, tạo hang hốc và làm cho cấu trúc lỗ khoan rất phức tạp, dễ

gây kẹt bộ dụng cụ;

- Đặc điểm của công nghệ khoan bằng OML là KGVX hẹp, yêu cầu sử

dụng dung dịch có tỷ trọng, ứng suất trƣợt tĩnh và độ nhớt thấp, trong khi đ

địa tầng trầm tích than vùng Quảng Ninh lại yêu cầu ngƣợc lại. Đây là vấn đề

cần đƣợc nghiên cứu, hoàn thiện khi áp dụng công nghệ khoan bằng OML

vào vùng than Quảng Ninh.

49

CHƢƠNG 3

NGHIÊN CỨU HOÀN THIỆN CÔNG NGHỆ KHOAN BẰNG

ỐNG MẪU LUỒN TẠI VÙNG THAN QUẢNG NINH

3.1. Hướng hoàn thiện công nghệ khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh

Nguyên nhân dẫn đến hiệu quả khoan bằng OML ở vùng than Quảng

Ninh chƣa cao là do trong quá trình khoan bộ dụng cụ khoan thƣờng bị kẹt,

thời gian cứu chữa kéo dài với chi phí lớn.

Từ thực trạng áp dụng và năng suất khoan bằng OML nhƣ đã tổng kết ở

chƣơng I, từ các nguyên nhân và hiện tƣợng phức tạp đã phân tích ở chƣơng

II, có thể thấy rằng: Hầu hết các sự cố xảy ra khi áp dụng công nghệ khoan

bằng OML ở vùng than Quảng Ninh là do bộ ống mẫu bị bó mút. Nguyên

nhân có thể tổng quát nhƣ sau: địa tầng vùng than Quảng Ninh là địa tầng

trầm tích, đất đá không đồng nhất, các vỉa sét kết, sét than mềm yếu, thƣờng

trƣơng nở, sập lở lặp đi lặp lại nhiều lần. Để giữ ổn định thành lỗ khoan,

thƣờng sử dung dung dịch sét, nhƣng hiện tại các hệ dụng dung dịch sét đang

sử dụng [15], [24], [25] có một số thông số nhƣ: khối lƣợng riêng, độ nhớt,

ứng suất trƣợt tĩnh và hàm lƣợng cát cao... chƣa phù hợp với công nghệ khoan

bằng OML. Bên cạnh đ , độ thải nƣớc của dung dịch lớn càng là nguyên nhân

gây nên sự trƣơng nở, chảy sệ, sập lở của tầng sét dẫn đến bó hẹp thành lỗ

khoan, tạo hang hốc và tạo nút mùn khoan; độ thải nƣớc cao kéo theo vỏ sét dày

càng thu hẹp thêm KGVX làm cho tuần hoàn dung dịch càng kh khăn và khó

kiểm soát, dễ dẫn đến kẹt bộ dụng cụ, làm giảm năng suất và hiệu quả khoan.

Theo phân tích trên, hƣớng nghiên cứu hoàn thiện công nghệ khoan

bằng OML tại vùng than Quảng Ninh là:

- Nghiên cứu điều chế hệ dung dịch có khả năng khống chế sự mất ổn

định thành lỗ khoan (trƣơng nở, sập lở) khi khoan trong địa tầng vùng than

Quảng Ninh; có các thông số phù hợp với đặc điểm của công nghệ khoan

50

bằng OML (KGVX hẹp), nhằm khắc phục những nhƣợc điểm của hệ dung

dịch đang áp dụng ngoài thực tế

- Nghiên cứu tăng kích thƣớc KGVX phù hợp với điều kiện khoan

bằng OML tại vùng than Quảng Ninh.

3.2. Nghiên cứu điều chế hệ dung dịch cho khoan bằng OML trong điều

kiện địa chất vùng than Quảng Ninh

3.2.1. Dung dịch ức chế và mục tiêu cần đạt được của hệ dung dịch

nghiên cứu

3.2.1.1. Sơ lược về dung dịch ức chế và một số hệ dung dịch ức chế sét đang

được sử dụng tại Việt Nam

Sự phát triển của công nghệ khoan luôn song hành cùng sự phát triển

không ngừng của các hệ dung dịch, và có thể chia ra làm 3 loại chính: dung

dịch khoan gốc nƣớc; dung dịch khoan gốc dầu tổng hợp; dung dịch khoan

dạng bọt/khí.

Dung dịch khoan gốc dầu có tính ức chế tốt nhất, nhƣng giá thành cao

và gây ảnh hƣởng lớn tới môi trƣờng, do đ ứng dụng của các hệ dung dịch

khoan gốc dầu ngày càng bị hạn chế, nhất là ở các nƣớc có yêu cầu khắt khe

về môi trƣờng. Còn hệ dung dịch bọt khí rất hiếm khi đƣợc triển khai vì khó

khăn trong việc khống chế, xử lý. Dung dịch khoan gốc nƣớc luôn là ƣu tiên

hàng đầu khi tiến hành khoan khai thác. Các nhà khoa học hiện đang tập trung

nghiên cứu theo xu hƣớng phát triển hệ dung dịch gốc nƣớc có tính ức chế

cao, bền nhiệt, dễ pha chế và thân thiện với môi trƣờng. Cùng với sự tiến bộ

không ngừng của khoa học công nghệ, những hóa phẩm mới đã đƣợc tạo ra

và sử dụng nên các hệ dung dịch khoan gốc nƣớc ngày càng có tính ức chế

cao hơn, ít độc hại và đƣợc áp dụng rộng rãi hơn.

Ở Việt Nam: Hệ dung dịch ức chế sét trƣơng nở chỉ đƣợc tập trung

nghiên cứu và sử dụng trong lĩnh vực khoan - khai thác dầu khí, chủ yếu là

51

các hệ dung dịch khoan gốc nƣớc, gồm: Hệ FCL-AKK (Vietsovpetro - VSP);

hệ KCL-PHPA-GLYCOL; hệ KCL-IDCAP; hệ ULTRADRIL (MI

SWACO);... Hiện nay hệ KCL-PHPA-GLYCOL không còn đƣợc sử dụng

nhiều do bộc lộ nhiều nhƣợc điểm bởi thành phần PHPA (tên thƣơng phẩm

của MI SWACO là POLYPLUS). Mặc dù là chất ức chế tốt nhƣng PHPA bản

chất là polymer mạch rất dài (khối lƣợng phân tử trung bình 12 triệu DVC),

thƣờng gây tăng lƣu biến ngoài tầm kiểm soát khi nồng độ không phù hợp

hoặc khi khoan với tốc độ vòng quay lớn. Do vậy, hệ KCL-PHPA-GYCOL đã

đƣợc thay bằng một hệ tốt hơn là hệ KCL-IDCAP, với thành phần PHPA

đƣợc thay thế bằng IDCAP D. IDCAP D với bản chất là co- polymer của acid

acrylic nên không bị ảnh hƣởng bởi độ cứng và độ pH của dung dịch, đồng

thời vì mạch phân tử nhỏ hơn, do đ không gây hiện tƣợng độ nhớt cao đột

biến nhƣ PHPA. Đây là hệ dung dịch c cơ chế ức chế một cách toàn diện và

đƣợc ứng dụng rất thành công trong khoan - khai thác dầu khí ở Việt Nam.

Hệ ULTRADRIL của MI SWACO bao gồm 3 cấu tử chủ yếu: Ultrahib,

Ultracap và Ultrafree. Hệ ULTRADRIL về cơ bản dựa vào khả năng ức chế

toàn diện của 3 cấu tử: KCl (hoặc NaCl), Ultrahib và Ultracap. Ultracap bản

chất là co-polymer của acrylamide có phân tử lƣợng nhỏ và mạch ngắn. Tuy

nhiên, bản chất của Ultracap là polymer có nhóm chức mang điện tích dƣơng

thay vì là polymer có nhóm chức âm nhƣ PHPA, vì sở hữu cả tâm điện tích

dƣơng và tâm điện tích âm, nhƣng tâm điện tích dƣơng chiếm ƣu thế nên

Ultracap bám đều lên bề mặt phiến sét tích điện âm thay vì bám lên bề mặt

cạnh sét nhƣ PHPA. Ultrahib là một polyamine có khả năng xâm nhập vào kẽ

giữa 2 phiến sét, tạo liên kết kép với bề mặt hai phiến sét và giữ 2 phiến sét cố

định, nhờ đ hạn chế tối đa sự trƣơng nở của sét thành lỗ khoan cũng nhƣ sự

phân tán của sét mùn khoan. Ngoài ra, hóa phẩm Ultrafree làm giảm độ bám

dính của sét lên bề mặt kim loại, làm tăng tính bôi trơn và tăng tốc độ khoan.

52

Mặc dù tính ức chế của hệ UNTRADRIL và hệ KCL-ID CAP của MI

SWACO tƣơng đối ƣu việt: các đặc tính về lƣu biến, giảm độ thải nƣớc rất

tốt, song giá thành các hệ này thƣờng rất cao. Hệ FCL-AKK đƣợc ứng dụng

nhiều năm tại Xí nghiệp Khoan và sửa giếng của VSP, tuy giá thành có rẻ

nhƣng về phƣơng diện tính ức chế và tính lƣu biến còn nhiều hạn chế. Ngoài

ra, Tổng công ty Dung dịch khoan và hóa phẩm dầu khí Miền Bắc (DMC-

WS) đã đề xuất nghiên cứu, phối trộn để c đƣợc một hệ dung dịch khoan có

tính ức chế tốt, sử dụng để khoan qua những địa tầng có thành phần sét có

hoạt tính cao, đ là hệ dung dịch KLATROL - hệ dung dịch gốc nƣớc ức chế

trƣơng nở cao. Tuy nhiên, giá thành của hệ này vẫn cao [4], [39].

3.2.1.2. Mục tiêu cần đạt được của hệ dung dịch nghiên cứu

Qua tổng kết, đánh giá các hệ dung dịch đã nghiên cứu áp dụng, từ tình

hình thực tế khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh nhận thấy: để ổn

định thành lỗ khoan cần nghiên cứu một hệ dung dịch tƣơng thích hơn và có

các đặc điểm sau:

- Ức chế trƣơng nở sét nhằm phòng chống sự co thắt, bó hẹp, chảy sệ,

thành lỗ khoan;

- Cân bằng áp suất vỉa, phòng chống sự sập lở để ổn định thành lỗ

khoan;

- Tạo vỏ sét mỏng và bền chắc để liên kết đất đá, giữ ổn định thành lỗ

khoan, hạn chế sự thu hẹp đƣờng kính lỗ khoan để tăng khả năng tuần hoàn

dung dịch;

- Đặc tính lƣu biến phù hợp với đặc điểm công nghệ khoan bằng OML.

Hệ dung dịch cho khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh phải đạt

đƣợc kết quả cụ thể là: có khối lƣợng riêng đủ lớn để tạo áp suất thủy tĩnh

trong lỗ khoan cân bằng áp suất vỉa, có độ thải nƣớc tối thiểu nhằm ức chế sét

trƣơng nở, vỏ sét mỏng và bền chắc để gia cố thành lỗ khoan, khống chế sự

xâm nhập của nƣớc vào thành lỗ khoan và độ nhớt dễ điều chỉnh để phù hợp

53

với đặc tính công nghệ khoan bằng OML.

3.2.2. Lựa chọn hệ dung dịch cho khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh

3.2.2.1. Hệ dung dịch Bentonite - Thạch cao cho khoan bằng OML vùng than

Quảng Ninh

Các hệ dung dịch ức chế đã nghiên cứu áp dụng tại Việt Nam kể trên

chủ yếu tập trung trong lĩnh vực khoan - khai thác dầu khí và là hệ dung dịch

Polymer (dung dịch phi sét). Trong lĩnh vực khoan thăm dò khoáng sản rắn

chƣa c hệ dung dịch ức chế nào đƣợc nghiên cứu áp dụng. Với đặc điểm

phức tạp của địa tầng trầm tích than vùng Quảng Ninh và các nghiên cứu thử

nghiệm hệ dung dịch Polymer và Polymer - Bentonite nhƣ đã phân tích ở

chƣơng I và chƣơng II,cho thấy hệ dung dịch ức chế Polymer khó khả thi, từ

mục tiêu cụ thể đặt ra cho hệ dung dịch nghiên cứu, tác giả chọn nghiên cứu

điều chế hệ dung dịch ức chế sét: Bentonite – Thạch cao cho khoan bằng

OML tại vùng than Quảng Ninh. Đây là hệ dung dịch khả thi hơn vì có thể đạt

đƣợc các mục tiêu đề ra nhƣ trên. Hệ dung dịch Bentonite – Thạch cao đã

đƣợc các kỹ sƣ của các Công ty dung dịch khoan trên thế giới nhƣ: MI-

SWACO, Halliburton, Baker Hughes,... nghiên cứu áp dụng [36], [37], để

khoan những lỗ khoan c địa tầng sét trƣơng nở.

3.2.2.2. Bản chất của hệ dung dịch sét Bentonite - Thạch cao

Hệ dung dịch sét Bentonite - Thạch cao là hệ dung dịch ức chế trƣơng

nở sét trên cơ sở Ca++

. Trong đ , thành phần tạo gel là sét Bentonite; chất ức

chế trƣơng nở là thạch cao (CaSO4), đây là nguồn cung cấp ion Calxi. Khi

Calxi đƣợc thêm vào sẽ xảy ra sự trao đổi ion, các cation Calxi (Ca++

) c năng

lƣợng liên kết cao hơn, thay thế các cation natri (Na+) trên tinh thể khoáng sét

trong đất đá thành lỗ khoan, biến đổi chúng thành sét gốc Calxi. Kết quả làm

giảm kích thƣớc không gian nội tại giữa các phiến sét, duy trì lực liên kết của

mạng tinh thể cơ sở, dẫn đến hạn chế sự trƣơng nở của sét (hình 3.1).

54

Hình 3.1. Sự biến đổi từ sét Natri thành sét Calxi

Sự có mặt của ion Calxi đồng thời xảy ra hiện tƣợng kết bông trong

dung dịch, dẫn đến tăng độ nhớt, ứng suất trƣợt và độ bền gel. Hiện tƣợng kết

bông của các hạt sét trong dung dịch xảy ra dẫn đến làm giảm chất lƣợng

dung dịch. Để hạn chế tác động của ion Calxi vào các keo sét cần bổ sung

chất phân tán vào thành phần dung dịch. Khi sử dụng chất phân tán, các phiến

sét đƣợc sắp xếp lại có trật tự, song song với nhau, thƣờng theo hƣớng dòng

chảy, nhờ vậy mà có tác dụng giảm độ nhớt.

Chất phân tán chính trong dung dịch là Lignosulfonat. Lignosulfonat

cung cấp các anion (ion âm) cho dung dịch. Các anion này trung hòa các

cation trên hạt sét làm các hạt sét đẩy nhau, kết quả là làm phân tán dung

dịch, làm giảm độ bền gel. Chất phân tán có tính axit do vậy cần pha trong

môi trƣờng kiềm, thêm NaOH làm tăng độ pH. Hệ dung dịch Bentonite -

Thạch cao đƣợc bổ sung thêm TANNATHIN đƣợc biến tính từ Lignite (than

nâu), phối hợp với lignosulfonat nhằm phân tán và giảm độ thải nƣớc. Than

nâu là loại than trong thành phần chứa chủ yếu axit hữu cơ, cung cấp các

anion cho dung dịch, do đ các hạt sét trong dung dịch sẽ đẩy nhau và đƣợc

xắp xếp thứ tự hơn [18], [19].

Vỏ hyddrat hóa

55

3.2.3. Vai trò các hóa phẩm trong hệ dung dịch sét Bentonite – Thạch cao

3.2.3.1. Sét Bentonite

Sét Bentonite có vai trò là chất tạo cấu trúc cho hệ dung dịch Bentonite

-Thạch cao, thành phần chính là montmorilonit có công thức hóa học tổng

quát: Al4(Si3O16)(OH)12nH2O. Ngoài ra còn có caolinit, clorit, mica, calcit,

thạch anh,... các muối kiềm và các chất hữu cơ [57].

Bentonite lựa chọn nghiên cứu đƣợc cung cấp bởi Công ty TECO

(Công ty CPTM và ứng dụng công nghệ Hà Nội), chế biến từ nguồn sét gốc

Cổ Định, theo tiêu chuẩn xây dựng Việt Nam ban hành năm 2004 (TCXDVN

326-2004). Tiêu chuẩn chất lƣợng của Bentonite đƣợc trình bày ở bảng 3.1.

Bảng 3.1. Tiêu chuẩn chất lượng của Bentonite (TCXDVN 326-2004)

TT Chỉ tiêu kỹ

thuật

Đơn

vị Yêu cầu Kết quả Phƣơng pháp thử

1 Tỷ lệ trộn g/lít 50

50

Cân phân tích

2 ρ g/cm3 1,05 ÷1,15

1,06 Cân

3 T s 17 ÷44 19 dụng cụ đo CΠ -5

4 Hàm lƣợng cát % < 2 0,2 Dụng cụ đo hàm

lƣợng

5 Tỷ lệ keo % > 95 100 Phƣơng pháp đong

cốc

6 B cm3/30ph < 30 15 Bộ đo thải nƣớc API

7 K mm 1 ÷3 1,5 Bộ đo thải nƣớc API

8 θ (1

’)

θ (10’)

MPa

(0,2 ÷0,3).10-

2

(0,5÷10).10-2

0,25.10-2

0,93.10-2

Lực kế

9 Độ ổn định g/cm3 < 0,03

<0,01

Ống đo hình trụ

1000ml

10 Độ pH 9,5 ÷12 9,5 Giấy đo pH

56

3.2.3.2. Thạch cao

Thạch cao là Calxi sulfat ngậm nƣớc. Do khả năng hòa tan nƣớc hạn

chế, Thạch cao tạo ra nguồn ion Calxi “dƣ” để ức chế trƣơng nở của khoáng

sét nhạy cảm nƣớc. Tiêu chuẩn chất lƣợng Thạch cao trình bày ở bảng 3.2.

Bảng 3.2. Tiêu chuẩn chất lượng của Thạch cao (Tiêu chuẩn RD CP 61-11)

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Kết quả

1 Hàm lƣợng CaSO4 93,3 %

2 Độ ẩm 0,3%

3 Độ mịn (phần còn lại trên sàng 0,08mm) 4,8%

4 Cƣờng độ chịu nén 7,07 MPa

5 Lƣợng nƣớc tiêu chuẩn 77%

6 Thời gian đông kết: - Thời gian bắt đầu đông kết

- Thời gian kết thúc đông kết

6’30” đến 7’

18’30” đến 19’ 30”

3.2.3.3. Chất phân tán – FCL

FCL là hợp chất Ferrochromlignosulfonate, cơ chế phân tán của

Ferrochromlignosulphonat là trung hòa điện tích trên bề mặt các phiến sét

nhằm tăng cƣờng lực đẩy tĩnh điện, cải thiện tính linh động của dung dịch.

Cấu trúc phân tử của FerrochromLignosulphonat xem hình 3.2.

Hình 3.2. Cấu trúc của Ferrochromlignosulfonat

57

Tiêu chuẩn chất lƣợng của FCL đƣợc trình bày ở bảng 3.3.

Bảng 3.3. Tiêu chuẩn chất lượng của FCL (Tiêu chuẩn RD CP 61-11)

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Yêu cầu Kết quả

1 Đặc tính vật lý Bột mịn Bột mịn

2 Độ ẩm, % 10, (lớn nhất) 10

3 pH, dung dịch 5% 4 ÷ 5 5

4 Khả năng tan trong nƣớc kỹ thuật, % 0,5 (Lớn nhất) 0,5

5 Hàm lƣợng bọt của dung dịch 3%, cm3 150 (lớn nhất) 100

3.2.3.4. Chất làm giảm độ thải nước - Polyanionic cellulose (PAC- LV)

Polyanionic cellulose là phụ gia giảm độ thải nƣớc, có trọng lƣợng

phân tử từ 300.000 tới 10 triệu DVC; mức thế (DS) nằm trong khoảng từ 1,5

– 2,0. Công thức hóa học và cấu trúc phân tử của Polyanionic cellulose xem

hình 3.3. Polyanionic cellulose sử dụng nghiên cứu c tên thƣơng phẩm là

PAC-LV (sản phẩm của Công ty AKZONOBEL - Hà Lan). Tiêu chuẩn chất

lƣợng của PAC - LV xem bảng 3.4.

Hình 3.3. Công thức hóa học và cấu trúc phân tử của PAC- LV

58

Bảng 3.4. Tiêu chuẩn chất lượng của PAC- LV (Tiêu chuẩn RD CP 61-11)

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Yêu cầu Kết quả

1 Số đọc ở 600 v/ph (trên máy đo

độ nhớt FANN) 90 45

2 Độ thải nƣớc, cm3/30ph 10 9,0

3.2.3.5. NaOH.

NaOH là chất rắn có màu trắng ở dạng viên, vảy hoặc ở dạng dung dịch

bão hòa 50%. NaOH làm tăng độ pH cho dung dịch. Cấu trúc phân tử của

NaOH xem hình 3.4. Tiêu chuẩn chất lƣợng của NaOH ở bảng 3.5.

Hình 3.4. Cấu trúc phân tử của NaOH

Bảng 3.5. Tiêu chuẩn chất lượng của NaOH (Tiêu chuẩn RD CP 61-11)

TT Chỉ tiêu phân tích Yêu cầu Kết quả

1 Natri, % khối lƣợng 56,3 ÷ 57,5 56,7

2 NaOH, % khối lƣợng 98,0 (nhỏ nhất) 98,6

3.2.3.6. Chất ổn định – Lignite biến tính

Lignite là sản phẩm đƣợc biến tính từ than nâu, đƣợc sử dụng làm giảm

độ thải nƣớc; nâng cao chất lƣợng vỏ sét và ổn định đặc tính lƣu biến; có tác

dụng phá keo tụ, tƣơng thích với các hệ dung dịch gốc nƣớc, không làm tăng

độ nhớt. Lignite thƣờng Có 3 loại:

- Caustic Lignite: Là hợp chất biến tính từ than nâu (gọi là kiềm than).

59

- Potassium Lignite: đặc biệt hiệu quả trong hệ dung dịch trên cơ sở kali.

- Chrome Lignite: ổn định tính lƣu biến của dung dịch ở nhiệt độ cao.

Lignite dùng để nghiên cứu c tên thƣơng phẩm là TANNATHIN, tiêu

chuẩn của TANNATHIN đƣợc trình bày ở bảng 3.6.

Bảng 3.6. Tiêu chuẩn chất lượng của TANNATHIN (Tiêu chuẩn RD CP 61-11)

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Yêu cầu Kết quả

1 Đặc tính vật lý Bột mịn mầu đen Bột mịn mầu đen

2 Độ ẩm, % 13, (lớn nhất) 10

3 pH, dung dịch 1%, ở 24 ± 2oC 9 ÷ 10 9

4 Kích thƣớc hạt (sàng 30 mesh) > 90 92

5 Khối lƣợng riêng, kg/m3 750 ÷ 950 890

3.2.3.7. Barit - Vật liệu làm nặng:

Bột Barit đƣợc sản xuất từ quặng Barit (BaSO4), khi nghiền mịn thành

dạng bột có màu trắng đục, trắng xám, xám be hoặc mầu nâu. Barit dùng để

tăng khối lƣợng riêng của dung dịch. Công thức hóa học của Barit xem hình

3.5, tiêu chuẩn chất lƣợng đƣợc trình bày ở bảng 3.7.

Hình 3.5. Công thức hóa học của BaSO4 và quặng Barit nguyên khai

60

Bảng 3.7. Tiêu chuẩn và chất lượng Barit (API Specification 13A- 2004)

TT

Các tính chất Yêu cầu Kết

quả

1 Khối lƣợng riêng (g/cm3) > 4,10 4,11

2 Phần còn lại trên sàng 75μm (% khối lƣợng) < 3,0 1,66

3 Phần hạt nhỏ hơn 6μm (% khối lƣợng) < 30 26,9

4 Hàm lƣợng kim loại kiềm thổ (quy về Ca

++),

mg/l < 250 30

3.2.3.8. Chất xử lý nước - Natri carbonat (Na2CO3)

Na2CO3 là chất làm mềm nƣớc cứng. Tiêu chuẩn chất lƣợng của

Na2CO3 đƣợc trình bày ở bảng 3.8.

Bảng 3.8. Tiêu chuẩn chất lượng của Na2CO3 (Tiêu chuẩn RD CP 61-11)

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Yêu cầu Kết quả

1 Na2CO3, % khối lƣợng 98 (nhỏ nhất) 98,5

2 Na+, % khối lƣợng 42,5 ÷ 43,5 42,7

3 Cl-, % khối lƣợng 0,5 (lớn nhất) 0,05

4 Cặn không tan, % khối lƣợng 0,1 (lớn nhất) 0,05

3.2.4. Yêu cầu chỉ tiêu kỹ thuật đối với hệ dung dịch Bentonite – Thạch cao

Trên cơ sở tổng kết những nghiên cứu lý thuyết và kết quả thực tế của

các chuyên gia dung dịch khoan ở nƣớc ngoài [21], [26], [31], [32], căn cứ

vào quy trình, quy phạm kỹ thuật khoan thăm dò của Tổng cục Địa chất -

Khoáng sản [13], dựa vào sổ tay kỹ sƣ dung dịch khoan [37], kết hợp các yêu

cầu khi thiết kế chế độ khoan bằng OML cho các lỗ khoan vùng than Quảng

Ninh [3], cho phép tổng hợp các thông số kỹ thuật yêu cầu của hệ dung dịch

ức chế sét Bentonite – Thạch cao nhƣ ở bảng 3.9. Thành phần, chức năng và

khoảng liều lƣợng của các hóa phẩm để điều chế hệ dung dịch ở bảng 3.10.

61

Bảng 3.9. Thông số kỹ thuật yêu cầu cho hệ dung dịch Bentonite – Thạch cao

nghiên cứu áp dụng cho khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh [13], [37]

TT Các thông số kỹ thuật Đơn vị Yêu cầu

1 ρ g/cm3 1,1 ÷ 1,15

2 T (dụng cụ đo CΠ -5) s 21 ÷ 26

3 pH 9 ÷ 10,5

4 Nồng độ Ca++

mg/l 600 ÷ 1200

5 Độ bền Gel 10’’ Pa

0,98 ÷ 3,9

6 Độ bền Gel 10’ Pa 0,98 ÷ 6,8

7 θ (10’) MPa (0,4 ÷ 0,6).10

-2

8 B cm3/30ph ≤ 6

9 K mm < 2

10 Hàm lƣợng cát % < 2

ảng 3.10. Thành phần, chức năng và liều lượng các h a phẩm trong hệ

dung dịch entonite - Thạch cao [37]

TT oại h a phẩm Chức năng chính Liều lƣợng

(g/l)

1 Barite Tăng khối lƣợng riêng dung dịch 0 ÷ 170

2 Bentonite Tăng độ nhớt, giảm thải nƣớc 30 ÷ 70

3 NaOH Tăng pH 0 ÷ 1,5

4 FCl Phân tán, giảm độ nhớt dung dịch 5 ÷ 20

5 Thạch cao Trung hòa điện tích 0 ÷ 12

6 PAC- LV Giảm thải nƣớc 0 ÷ 4,8

7 TANNATHIN Giảm thải nƣớc - ổn định 6 ÷ 9

3.2.5. Kết quả thí nghiệm trong phòng thí nghiệm

Việc điều chế đƣợc thực hiện trong phòng thí nghiệm theo các bƣớc sau:

- Lựa chọn các nguyên liệu đạt tiêu chuẩn cho điều chế nhƣ ở mục 3.2.4;

62

- Tiến hành điều chế hệ dung dịch cơ sở (dung dịch nền);

- Phân tích, đo các thông số dung dịch của hệ dung dịch nền;

- Khảo sát sự thay đổi của các thông số dung dịch theo nồng độ các h a

phẩm để lựa chọn ra nồng độ thích hợp.

Tổng hợp, cân chỉnh để cho ra đơn pha chế hệ dung dịch với các tính

chất đáp ứng tốt nhất theo yêu cầu.

3.2.5.1. Thiết bị thí nghiệm (Phụ lục số 1)

Gồm có: máy đo độ nhớt OFITE Model 800; dụng cụ đo độ thải nƣớc

NS1; cân trọng lƣợng; bộ cốc - phễu đo độ nhớt quy ƣớc,...

3.2.5.2. Điều chế hệ dung dịch nền

Điều chế hệ dung dịch nền theo liều lƣợng Bentonite và phụ gia nhƣ sau:

1. Bentonite: 30 g/l

2. NaOH: 0 g/l

3. Barit: 0 g/l

4. Thạch cao: 0 g/l

5. FCL: 0 g/l

6. PAC-LV: 0 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

Kết quả phân tích hệ dung dịch nền đƣợc trình bày ở bảng 3.11.

Bảng 3.11. Kết quả phân tích các chỉ tiêu kỹ thuật của hệ dung dịch nền

TT Các thông số kỹ thuật Đơn vị Kết quả

1 ρ g/cm3

1,05

2 T (dụng cụ đo CΠ -5) s 19

3 Độ bền Gel (10’’) Pa 0,49

4 Độ bền Gel (10’) Pa 2,4

5 θ (10’) MPa 0,25.10

-2

6 pH 9

7 Nồng độ Ca++

mg/l 240

8 B cm3/30ph 45

9 K mm 3

10 Hàm lƣợng cát % 0,2

63

Từ hệ dung dịch nền, khảo sát ảnh hƣởng hàm lƣợng các phụ gia đến

thông số dung dịch, từ đ chọn ra thành phần tối ƣu cho hệ dung dịch.

3.2.5.3. Ảnh hưởng hàm lượng Bentonite đến độ nhớt của dung dịch

Khảo sát sự thay đổi độ nhớt theo hàm lƣợng Bentonite theo liều lƣợng

pha chế nhƣ sau:

1. Bentonite: 30; 40; 50; 60; 70 g/l

2. NaOH: 0 g/l

3. Barit: 0 g/l

4. Thạch cao: 0 g/l

5. FCL: 0 g/l

6. PAC-LV: 0 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

Kết quả khảo sát đƣợc trình bày ở bảng 3.12 và hình 3.6.

Bảng 3.12. Ảnh hưởng hàm lượng Bentonite đến độ nhớt dung dịch

TT Thông số đo Đơn vị Kết quả

1 Hàm lƣợng Bentonite g/l 30 40 50 60 70

2 T (dụng cụ đo CΠ -5) s 19 20.5 21.5 23 25

Hình 3.6. Ảnh hưởng của hàm lượng Bentonite đến độ nhớt của dung dịch

Căn cứ vào yêu cầu độ nhớt của hệ dung dịch nghiên cứu ở bảng 3.9

(mục 3.2.4), chọn hàm lƣợng Bentonite là 50 g/l cho nghiên cứu tiếp sau.

3.2.5.4. Ảnh hưởng của hàm lượng NaOH đến giá trị pH của dung dịch

Khảo sát giá trị pH theo hàm lƣợng của NaOH theo liều lƣợng sau:

64

1. Bentonite: 50 g/l

2. NaOH: 0.2; 0,5; 1; 1,5 g/l

3. Barit: 0 g/l

4. Thạch cao: 0 g/l

5. FCL: 0 g/l

6. PAC-LV: 0 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

Kết quả khảo sát đƣợc trình bày ở bảng 3.13 và hình 3.7.

Bảng 3.13. Ảnh hưởng của hàm lượng NaOH đến độ pH của dung dịch

TT Thông số đo Đơn vị Kết quả

1 Hàm lƣợng NaOH g/l 0 0,2 0,5 1 1,5

2 pH 8 9 10 11 12

Hình 3.7. Ảnh hưởng của hàm lượng NaOH đến độ pH

Căn cứ vào yêu cầu pH của hệ dung dịch nghiên cứu ở bảng 3.9 (mục

3.2.4), chọn hàm lƣợng NaOH là 0,2g/l cho những nghiên cứu tiếp theo.

3.2.5.5. Ảnh hưởng của hàm lượng arit đến khối lượng riêng của dung dịch

Khảo sát ảnh hƣởng của hàm lƣợng arit đến khối lƣợng riêng dung

dịch theo hàm lƣợng theo liều lƣợng sau:

1. Bentonite: 50g/l

2. NaOH: 0,2 g/l

3. Barit: 0; 120; 130; 150;170 g/l

4. Thạch cao: 0 g/l

5. FCL: 0 g/l

6. PAC-LV: 0 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

65

Kết quả khảo sát đƣợc trình bày ở bảng 3.14 và hình 3.8.

Bảng 3.14. Ảnh hưởng của hàm lượng Barit đến khối lượng riêng dung dịch

TT Thông số đo Đơn vị Kết quả

1 Hàm lƣợng Barit g/l 0 120 130 150 170

2 ρ g/cm3 1,05 1,1 1,11 1,13 1,15

Hình 3.8. Ảnh hưởng của hàm lượng arit đến khối lượng riêng của dung dịch

Căn cứ vào yêu cầu khối lƣợng riêng của hệ dung dịch nghiên cứu ở

bảng 3.9 (mục 3.2.4), chọn nồng độ arit là 120 g/l cho nghiên cứu tiếp theo.

3.2.5.6. Ảnh hưởng của hàm lượng Thạch cao đến nồng độ ion Ca++

Khảo sát hàm lƣợng Thạch cao theo liều lƣợng sau:

1. Bentonite: 50g/l

2. NaOH: 0,2 g/l;

3. Barit: 120 g/l

4. Thạch cao: 0 ; 3 ; 6 ; 9 ; 12 g/l

5. FCL: 0 g/l

6. PAC-LV: 0 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

Kết quả khảo sát đƣợc trình bày ở bảng 3.15 và hình 3.9.

66

Bảng 3.15. Ảnh hưởng của hàm lượng Thạch cao đến nồng độ ion Ca++

TT Thông số đo Đơn vị Kết quả

1 Hàm lƣợng Thạch cao g/l 0 3 6 9 12

2 Nồng độ Ca++

mg/l 40 240 600 760 1140

Hình 3.9. Ảnh hưởng của hàm lượng Thạch cao đến nồng độ ion Ca++

Căn cứ vào yêu cầu nồng độ Ca++

của hệ dung dịch nghiên cứu ở bảng

3.9 (mục 3.2.4), chọn hàm lƣợng Thạch cao là 6 g/l cho nghiên cứu tiếp theo.

3.2.5.7. Ảnh hưởng của hàm lượng chất phân tán (FCL) đến khả năng phân

tán của dung dịch

Khảo sát ảnh hƣởng của FCL theo liều lƣợng sau:

1. Bentonite: 50 g/l

2. NaOH: 0,2 g/l;

3. Barit: 120 g/l

4. Thạch cao: 6 g/l

5. FCL: 0; 5; 10; 15; 20 g/l

6. PAC-LV: 0 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

Kết quả khảo sát đƣợc trình bày ở bảng 3.16 và hình 3.10.

67

Bảng 3.16. Ảnh hưởng của hàm lượng FCL đến khả năng phân tán dung dịch

TT Thông số đo Đơn vị Kết quả

1 Hàm lƣợng FCL g/l 0 5 10 15 20

2 T (dụng cụ đo CΠ -5) s 24 21,5 20,5 19,5 19

Hình 3.10. Ảnh hưởng của hàm lượng FCL đến độ nhớt của dung dịch.

Khi tăng hàm lƣợng FCL từ 0 đến 5 g/l, độ nhớt của dung dịch giảm

đến trên 13 % (giảm nhanh), khi tăng hàm lƣợng FCL từ 15 g/l đến 20 g/l,

mức độ phân tán giảm dần, độ nhớt thay đổi khoảng 3%, chọn nồng độ

FCL là 10 g/l cho nghiên cứu tiếp theo vì ở nồng độ này giá trị của độ nhớt

của hệ dung dịch gần đạt yêu cầu cho hệ dung dịch nghiên cứu ở bảng 3.9

(mục 3.2.4).

3.2.5.8. Ảnh hưởng của hàm lượng polyanionic cellulose (PAC - LV) đến độ

thải nước và độ dày vỏ sét của dung dịch

Khảo sát ảnh hƣởng của hàm lƣợng PAC - LV theo liều lƣợng sau:

1. Bentonite: 50g/l

2. NaOH: 0,2 g/l;

3. Barit: 120 g/l

4. Thạch cao: 6 g/l

5. FCL: 10 g/l

6. PAC-LV: 0; 1,2; 2,4; 3,6; 4,8 g/l

7. TANNATHIN: 0 g/l

68

Kết quả đƣợc trình bày ở bảng 3.17 và hình 3.11.

Bảng 3.17. Ảnh hưởng hàm lượng PAC - LV đến độ thải nước và độ dày vỏ sét

TT Thông số đo Đơn vị Kết quả

1 Hàm lƣợng PAC-LV g/l 0 1,2 2,4 3,6 4,8

2 B cm3/30ph 35 18 13,5 11,5 10

3 K mm 3 2 1,5 1,5 1,5

Hình 3.11. Ảnh hưởng hàm lượng PAC-LV đến độ thải nước và độ dày vỏ sét

Kết quả trên cho thấy: Ở hàm lƣợng PAC - LV là 0 g/l, độ thải nƣớc

của dung dịch là 35 cm3/30 ph, độ dày vỏ sét là 3 mm. Khi tăng hàm lƣợng

PAC-LV thì độ thải nƣớc và độ dày vỏ sét cùng giảm, đến nồng độ 4,8 g/l: độ

thải nƣớc của dung dịch là 10 cm3/30ph, độ dày vỏ sét là 1,5 mm. Đây là mức

gần đạt yêu cầu, chọn hàm lƣợng PAC-LV là 4,8 g/l cho nghiên cứu tiếp theo.

3.2.5.9. Ảnh hưởng hàm lượng TANNATHIN đến độ thải nước của dung dịch

Khảo sát ảnh hƣởng TANNATHIN đến độ thải nƣớc theo liều lƣợng sau:

1. Bentonite: 50 g/l

2. NaOH: 0,2 g/l

3. Barit: 120 g/l

4. Thạch cao: 6 g/l

5. FCL: 10 g/l

6. PAC-LV: 4,8 g/l

7. TANNATHIN: 6; 7; 8; 9 g/l

Kết quả đƣợc trình bày ở bảng 3.18 và hình 3.12.

69

Bảng 3.18. Ảnh hưởng hàm lượng TANNATHIN đến độ thải nước dung dịch

TT Thông số đo Đ.vị Kết quả

1 Hàm lƣợng TANNATHIN g/l 0 2 4 6 7 8 9

2 B cm3/30ph 10 9,3 8,9 8,4 7,6 6,5 5,8

Hình 3.12. Ảnh hưởng hàm lượng TANNATHIN đến độ thải nước dung dịch

Căn cứ vào yêu cầu của hệ dung dịch nghiên cứu ở bảng 3.9 (mục

3.2.4), chọn nồng độ TANNATHIN là 9 g/l.

3.2.6. Đơn điều chế hệ dung dịch Bentonite - Thạch cao và đánh giá kết

quả

3.2.6.1. Đơn điều chế hệ dung dịch ở mức ρ = 1,1 g/cm3

Từ kết quả khảo sát ở trên, chọn đƣợc đơn điều chế hệ dung dịch

Bentonite - Thạch cao c khối lƣợng riêng 1,1g/cm3 nhƣ sau:

1. Bentonite: 50 g/l

2. NaOH: 0,2 g/l

3. Barit: 120 g/l

4. Thạch cao: 6 g/l

5. FCL: 10 g/l

6. PAC-LV: 4,8 g/l

7. TANNATHIN: 9 g/l

Kết quả đƣợc trình bày ở bảng 3.19.

70

Bảng 3.19. Kết quả đánh giá hệ dung dịch Bentonite – Thạch cao

TT Các thông số Đơn vị Kết quả

1 ρ g/cm3

1,1

2 T (dụng cụ đo CΠ -5) s 21,5

3 Độ bền Gel (10’’) Pa 1,28

4 Độ bền Gel (10’) Pa 4,9

5 pH 9

6 θ (10’) MPa 0,5.10

-2

7 Nồng độ Ca2+

mg/l 600

8 B cm3/30ph 5,8

9 K mm 1,5

10 Hàm lƣợng cát % 0,25

Căn cứ vào kết quả đánh giá hệ dung dịch ở bảng 3.19, đối chiếu với

các chỉ tiêu yêu cầu cho hệ dung dịch nghiên cứu ở bảng 3.9 (mục 3.2.4),

(thông số hệ dung dịch yêu cầu cho khoan OML vùng than Quảng Ninh),

nhận thấy: các tính chất dung dịch đều đạt trong giới hạn yêu cầu của hệ dung

dịch cho khoan OML tại vùng than Quảng Ninh, vì vậy chọn đơn pha chế cho

hệ dung Bentonite - Thạch cao nhƣ trên để áp dụng sản xuất thử nghiệm.

3.2.6.2. Đơn điều chế hệ dung dịch ở các mức khối lượng riêng khác nhau

Một trong những yêu cầu quan trọng của hệ dung dịch nghiên cứu đ là

c trọng lƣợng riêng đủ lớn để cân bằng áp suất vỉa. Tùy thuộc điều kiện địa

tầng và áp suất vỉa, cần mức khối lƣợng riêng phù hợp. Vì vậy, từ hệ dung

dịch c đơn điều chế nhƣ trên (mục 3.2.6.1), thay đổi khối lƣợng riêng dung

dịch bằng cách thay đổi hàm lƣợng arit để phù hợp với từng điều kiện địa

tầng, kết quả đánh giá ở bảng 3.20 và hình 3.13.

71

Bảng 3.20. Kết quả đánh giá hệ dung dịch khoan ở các mức ρ khác nhau

TT Đơn pha chế

Thông số Đơn 1 Đơn 2 Đơn 3 Đơn 4 Đơn 5

Hàm lƣợng barit(g/l) 0 120 130 150 170

1 ρ (g/cm3) 1,05 1,1 1,11 1,13 1,15

2 T (CΠ -5)(s) 20,5 21,05 21,2 22,5 23

3 Độ bền Gel 10’’ (Pa) 0,49 0,49 0,49 0,98 0,98

4 Độ bền Gel 10’ (Pa) 4,9 4,9 4,9 4,41 4,17

5 pH 9 9 9 9 9

6 θ (10’), (MPa) 0,45.10

-2 0,5.10

-2 0,5.10

-2 0,5.10

-2 0,55.10

-2

7 Nồng độ Ca2+

(mg/l) 600 600 600 600 600

8 B (cm3/30ph) 5,4 5,8 5,9 5,8 5,9

9 K (mm) 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

10 Hàm lƣợng cát (%) 0,20 0,25 0,25 0,25 0,25

Hình 3.13. Biến đổi độ nhớt; độ thải nước; độ dày vỏ sét theo khối lượng riêng

Từ kết quả trên cho thấy, ở các mức khối lƣợng riêng: Độ nhớt quy ƣớc

của dung dịch thay đổi từ 20,5 đến 23 s; độ thải nƣớc thay đổi từ 5,4 đến 5,9

cm3/30ph; độ dày vỏ sét là 1,5 mm, các thông số đều đạt yêu cầu. Căn cứ vào

điều kiện địa tầng, căn cứ vào chiều sâu lỗ khoan để lựa chọn sử dụng hệ

dung dịch theo 5 đơn pha chế trên cho phù hợp.

72

3.2.6.3. Đánh giá khả năng ức chế của hệ dung dịch

a. Đánh giá theo phương pháp thu hồi (cutting recovery )

Lấy 6 mẫu thí nghiệm từ mẫu lõi khoan chứa sét (Montmorilonit từ 15

đến 25%), mỗi mẫu 50 g và gia công mẫu theo quy trình, sau đ cho vào

100ml dung dịch của 5 đơn pha chế trên và của 100 ml nƣớc, ngâm 24 giờ,

vớt mẫu ra rửa, sấy khô, cân, đánh giá tỷ lệ mẫu thu hồi theo công thức:

đ

cđth

m

mmm

100*)(%

( 3-1)

mđ : Khối lượng mẫu trước khi ngâm vào dung dịch, kg;

mc : Khối lượng mẫu sau khi ngâm vào dung dịch, kg.

Kết quả đƣợc trình bày ở bảng 3.21.

Bảng 3.21. Khả năng thu hồi mẫu lõi của hệ dung dịch nghiên cứu

(cutting recovery)

Thông số Đơn 1 Đơn 2 Đơn 3 Đơn 4 Đơn 5 Nƣớc

Trƣớc thí

nghiệm

T (CΠ -5), s 20,5 21,05 21,2 22,5 23

Gel(10’’), Pa 0,49 0,49 0,49 0,98 0,98

Gel(10’), Pa 4,9 4,9 4,9 4,41 4,17

B, cm3/30ph 5,4 5,8 5,9 5,8 5,9

Sau thí

nghiệm

T (CΠ -5), s 22,5 24,8 22,2 23,5 24,0

Gel(10’’), Pa 0,59 0,51 0,58 0,98 0,99

Gel(10’), Pa 7,9 7,3 7,8 7,7 7.6

B, cm3/30ph 5.1 4,8 5,3 5,0 4,9

Tỷ lệ thu

hồi theo

các cỡ hạt

(%)

3,5 mm 53,3 55,8 54,2 55,2 55,6 0

2,5 mm 57,5 59,1 57,5 57,5 58,2 0,36

1,5 mm 60,7 63,7 60,3 62,5 63,5 2,06

1,0 mm 63,6 66 62,6 64,1 65,1 3,76

0,5 mm 64,9 67,9 65,4 65,7 67,6 5,06

Trung bình 60 62,5 60 61 62 2,48

73

Hình 3.14. Hình ảnh mẫu thu hồi được sau khi ngâm trong dung dịch

Hình 3.15: Biều đồ thí nghiệm đánh giá khả năng thu hồi

Tỷ lệ thu hồi mẫu khi tƣơng tác với nƣớc là 2,48 %, tỷ lệ thu hồi mẫu

khi tƣơng tác với hệ dung dịch nghiên cứu ở 5 đơn pha chế từ 60 đến 62,5 %,

b. Đánh giá theo phương pháp swelling test

Tính trƣơng nở của đất sét đƣợc đánh giá theo hệ số trƣơng nở RN, theo

TCVN 4196-2012

Không trƣơng nở: RN ≤ 4 %

Trƣơng nở yếu: 4% < DTr.n ≤ 8 %

Trƣơng nở trung bình: 8% < DTr.n ≤ 12 %

Trƣơng nở mạnh: RN > 12 %

74

Tính hệ số trƣơng nở RN theo công thức:

100xh

h

h

hh

V

VVR

đđ

đc

đ

đcN

Trong đ : RN: hệ số trƣơng nở thể tích của, % ; hc: chiều cao mẫu sau

khi kết thúc trƣơng nở, mm; hđ: chiều cao ban đầu của mẫu, mm.

Lấy 6 mẫu thí nghiệm từ mẫu lõi khoan chứa sét (Montmorilonit từ 15

÷ 25 %) đƣa vào gia công mẫu, tính toán lƣợng mẫu khô gi và lƣợng nƣớc

cần thiết để chuẩn bị và gia công mẫu thí nghiệm theo quy trình rồi đƣa vào

hộp chứa mẫu của thiết bị thí nghiệm, cho dung dịch vào hộp chữa mẫu rồi

bấm đồng hồ, theo dõi và ghi số đọc biến dạng nở của mẫu ở các thời điểm.

Kết quả đƣợc trình bày ở bảng 3.22.

Bảng 3.22. Khả năng trương nở của mẫu trong dung dịch

Mẫu

Hệ số trƣơng

nở trong

nƣớc, %

Hệ số trƣơng nở trong dung dịch Bentonite -

Thạch cao, %

Đơn 1 Đơn 2 Đơn 3 Đơn 4 Đơn 5

CGH165 14,3 8,94 8,6 8,94 8,73 8,65

HR79 15,6 9,75 9,1 9,75 9,24 9,15

HR145 15,7 9,81 9,4 9,81 9,53 9,25

Mẫu lõi trƣơng nở mạnh khi thí nghiệm với nƣớc. Khi thí nghiệm với

dung dịch theo 5 đơn pha chế cho thấy khả năng trƣơng nở giảm

3.3. Nghiên cứu mở rộng kích thƣớc KGVX để tăng khả năng lƣu thông,

tuần hoàn dung dịch

3.3.1. Luận giải về kích thước KGVX và tổn thất thủy lực trong khoan bằng

OML khi sử dụng dung dịch sét

Tổn thất thủy lực (TL) trong hệ thống tuần hoàn dung dịch bao gồm:

Tổn thất TL bên trong cần khoan, trong bộ ống mẫu và ở dụng cụ phá hủy đất

đá; tổn thất TL trong các đầu nối và trong các đƣờng ống dẫn từ máy bơm đến

75

cần khoan; tổn thất TL ở KGVX giữa thành lỗ khoan và cần khoan, giữa

thành lỗ khoan và bộ ống mẫu.

Khoan bằng OML sử dụng cột cần phẳng, tiết diện bên trong cột cần

đồng đều và lớn hơn tiết diện bên trong cần khoan Ф50. Vì vậy, đối với

khoan bằng OML, tổn thất TL bên trong cột cần nhỏ hơn khi khoan bằng cần

Ф50 ở cùng chiều sâu và không phụ thuộc vào địa tầng khoan qua.

Tổn thất TL trong các đầu nối và trong các đƣờng ống dẫn từ máy bơm

đến cần khoan trong khoan bằng OML tƣơng tự nhƣ trong công nghệ khoan

truyền thống. Tổn thất này không lớn và không phụ thuộc vào phƣơng pháp

khoan mà phụ thuộc vào hệ thống thiết bị.

Nghiên cứu ở mục 3.2 đã điều chế một hệ dung dịch sét Bentonite –

Thạch cao, tƣơng thích cho công nghệ khoan bằng OML. Đây là hệ dung

dịch có vai trò ức chế sự trƣơng nở, khống chế sự sập lở, ổn định thành lỗ

khoan, hạn chế sự cố kẹt. Tuy nhiên, khi sử dụng hệ dung dịch này vẫn tạo vỏ

sét dày 1,5 mm.

Một đặc điểm của công nghệ khoan bằng OML là kích thƣớc KGVX

hẹp (1,4 ÷ 3,55 mm), khi sử dụng dung dịch sét đã tạo ra lớp vỏ sét trên thành

lỗ khoan làm cho kích thƣớc KGVX vốn đã hẹp lại càng hẹp hơn, hậu quả

làm tổn thất TL lớn, dẫn đến bí, tắc tuần hoàn dung dịch, gây kẹt bộ dụng cụ.

Vì vậy, nghiên cứu mở rộng kích thƣớc KGVX, kết hợp với sử dụng hệ

dung dịch ức chế trƣơng nở sét: Bentonite - Thạch cao là giải pháp phối hợp

nhằm hạn chế phức tạp xảy ra trong quá trình khoan bằng OML tại vùng than

Quảng Ninh.

3.3.1.1.Phương pháp xác định chế độ dòng chảy và tổn thất TL của dòng

nước rửa ở KGVX khi khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh

Tổn thất TL của dòng chảy trong KGVX đƣợc tính theo công thức

Darcy – Veisbac:[8], [53], [57]

76

P = oD

L

210 26

, MPa ( 3-2)

Trong đ : λ – Hệ số kháng thủy lực;

υ –tốc độ trung bình của dòng chảy ở KGVX, m/s;

ρ – khối lƣợng riêng của nƣớc rửa, kg/m3;

L – chiều sâu lỗ khoan, m;

Do – đƣờng kính thủy lực của kênh dẫn, m (đối với khoảng không gian

vành xuyến Do= Dlk - d2, trong đ : d2 – đƣờng kính ngoài của cần khoan, Dlk

– đƣờng kính lỗ khoan).

Từ công thức 3-2, ta dễ nhận thấy rằng: tổn thất TL ở KGVX tỉ lệ thuận

với λ, υ, ρ, L và tỉ lệ nghịch với Do (kích thƣớc KGVX).

Từ công thức 3-2, để đơn giản việc tính tổn thất TL ở KGVX cần có các

giả thiết: Dung dịch sét là chất lỏng phi newton; Khoảng không vành xuyến

đồng tâm; Đƣờng kính lỗ khoan đồng đều; Lƣu lƣợng bơm rửa ổn định.

Ta có Q =

)(4

2

2

2 dDlk , m3/s (3-3)

Trong đ Q là lƣu lƣợng bơm rửa, m3/s;

Từ đ υ = )(

.42

2

2 dD

Q

lk (3-4)

Từ công thức 3-2 và công thức 3-4 ta có:

P = oD

L

210 26

=

)()(10.62,1

2

22

2

2

26

dDdD

LQ

lklk

, MPa ; (3-5)

Phức tạp nhất trong tính toán thủy lực là xác định giá trị hệ số λ cho

từng điều kiện cụ thể. Hệ số kháng thủy lực phụ thuộc vào khối lƣợng riêng

của dung dịch, tốc độ dòng chảy, tiết diện kênh dẫn, độ nhám của thành kênh

dẫn. Song cho đến nay vẫn chƣa tìm đƣợc sự phụ thuộc đồng nhất đối với tính

toán hệ số λ phụ thuộc vào các yếu tố đã liệt kê.

Vì vậy, khi rửa lỗ khoan bằng nƣớc lã hoặc bằng các chất lỏng ít nhớt,

77

giá trị λ đƣợc xác định theo công thức gần đúng của A.Đ. Alshul [49]

25,0

100.46,11,0

eo

e

RD ( 3-6)

Trong đ :

Кe – độ nhám kênh dẫn, m; (đƣợc xác định bằng thực nghiệm, đối với

kênh dẫn ít nhám Кe = (0,02 ÷ 0,07)·10-3

, m; đối với kênh dẫn c độ nhám

trung bình Кe = (0,2 ÷ 0,5)·10-3

, m; đối với kênh dẫn tƣơng đối gồ ghề Кe =

1,0·10-3

, m;

Do – đƣờng kính thủy lực, m (đối với bên trong cột cần khoan Do = d1;

đối với khoảng không gian vành xuyến Do= Dlk - d2, trong đ : d1 – đƣờng

kính trong cần khoan, d2 – đƣờng kính ngoài cần khoan, Dlk – đƣờng kính lỗ

khoan);

Re – trị số Reynolds đƣợc tính theo công thức:

oe

DR (3-7)

μ – Độ nhớt động lực, Pa.s; ρ – Khối lƣợng riêng, kg/m3.

Khi rửa lỗ khoan bằng nƣớc lã lấy độ nhớt cấu trúc η thay cho µ, và

thƣờng lấy bằng 1.10-3

Pa.s.

Khi rửa lỗ khoan bằng dung dịch sét hoặc các dung dịch có cấu trúc,

chế độ chảy của dòng chất lỏng đƣợc đặc trƣng bằng thông số rút gọn của

Reynolds:

oe

DR (3-8)

η' – độ nhớt hiệu ứng của dung dịch sét xác định theo công thức:

oo D

17,0 ( υ > 0) (3-9)

η – độ nhớt cấu trúc, Pa.s; τ0 - ứng suất trƣợt, Pa.

78

Khi tính toán đối với dung dịch sét có thể lấy giá trị η =5 ·10-3

÷

2·10-2

Pa.s; τ0 = 2 ÷ 10 Pa , (chọn giá trị lớn nếu độ nhớt qui ƣớc của dung

dịch cao) [12].

- Khi giá trị Re' < 2320 dòng chảy ở chế độ chảy cấu trúc (chảy tầng).

Hệ số kháng thủy lực λ trong trƣờng hợp này xác định theo công thức Stokes:

,

64

eR (3-10)

- Khi giá trị Re' > 2320 , dòng chảy ở chế độ chảy rối, với trị số:

+ Re' trong khoảng từ 2320 đến 5000, hệ số λ tính theo công thức của

R.I. Shichenko: 8 ,

075,0

eR (3-11)

+ Re' > 5000 có thể tính λ = const và lấy λ ≈ 0,02.

Thực tế ở vùng than Quảng Ninh hiện nay, khoan OML chủ yếu sử

dụng hai cỡ đƣờng kính HQ và NQ. Cỡ HQ thƣờng sử dụng cho khoan ở

chiều sâu từ 0 đến 250 m, còn lại chủ yếu khoan cỡ NQ đến hết chiều sâu

thiết kế. Các phức tạp và sự cố hầu nhƣ xảy ra khi khoan NQ. Với thực tế

nhƣ vậy, các bài toán thủy lực ở KGVX trong luận án chỉ tính cho cỡ đƣờng

kính NQ.

Bằng việc xem xét số liệu thiết kế phƣơng án thi công các lỗ khoan và

số liệu thống kê chế độ khoan OML các lỗ khoan vùng Quảng Ninh (gồm 45

LK mỏ Hà Ráng, 22 LK Mỏ Hà Lầm, 13 LK Mỏ Núi Béo, 19 LK Mỏ Tràng

Bạch, 26 LK Mỏ Mạo Khê), tổng kết lƣu lƣợng bơm rửa khi khoan cỡ NQ ở

bảng 3.23 [2], [6], [14].

Bảng 3.23. Bảng tổng hợp thông số bơm rửa khi khoan OML cỡ NQ

Cỡ

Đƣờng kính

ngoài cần

d2 (mm)

Đƣờng kính

ngoài ống mẫu

d3 (mm)

Đƣờng kính

lỗ khoan

Dlk (mm)

ƣu lƣợng bơm rửa

Q (m3/s)

NQ 69,9 73 75,8 0,00067÷0,00117

79

Dựa vào thông số bơm rửa ở bảng 3.23, và công thức 3-4 xác định tốc

độ trung bình dòng nƣớc rửa tuần hoàn ở KGVX ở bảng 3.24.

Bảng 3.24. Tốc độ dòng chảy ở KGVX giữa thành lỗ khoan và cần khoan (υc),

giữa thành lỗ khoan và ống mẫu (υo)

Cỡ d2

(mm)

d3

(mm)

Dlk

(mm)

Q

(m3/s)

υc

( m/s )

υo

( m/s )

NQ 69,9 73 75,8 0,00067÷0,00117 0,99÷1,73 2,04÷3,57

Ở đây: d2 - đƣờng kính ngoài cần khoan;

d3 – đƣờng kính ngoài ống mẫu;

Dlk – đƣờng kính lỗ khoan;

Q – Lƣu lƣợng bơm rửa;

υc – tốc độ dòng chảy ở KGVX ở đoạn cần khoan;

υo – tốc độ dòng chảy ở KGVX ở đoạn ống mẫu.

Dựa vào kết quả ở bảng 3.24, chọn dung dịch c ρ = 1,1 g/cm3, từ công

thức 3-8 và 3-9 xác định đƣợc η' và Re', đồng thời xác định đƣợc chế độ chảy

của dòng nƣớc rửa ở KGVX ở bảng 3.25 và bảng 3.26.

Bảng 3.25. Số Reynolds và chế độ chảy dòng nước rửa ở KGVX giữa thành lỗ

khoan và cần khoan

Cỡ d2 (mm) Dlk (mm) υc (m/s) η' (Pa.s) Re' Chế độ

NQ 69,9 75,8 0,99 ÷ 1,73 0,0070 ÷ 0,0062 9143 ÷ 18210 Chảy rối

Bảng 3.26. Số Reynolds và chế độ chảy dòng nước rửa ở KGVX giữa thành lỗ

khoan và ống mẫu

Cỡ d3 (mm) Dlk (mm) υo (m/s) η' (Pa.s) Re' Chế độ

NQ 73 75,8 2,04 ÷ 3,57 0,0055 ÷ 0,0053 11508 ÷ 20856 Chảy rối

80

3.3.1.2. Khảo sát ảnh hưởng của việc thu hẹp kích thước KGVX do vỏ sét đến

tổn thất TL và sự lưu thông tuần hoàn dung dịch ở KGVX

Từ công thức 3-5 nhận thấy: P là hàm bậc 5 của Dlk, vì vậy, khi thay

đổi Dlk sẽ dẫn đến thay đổi lớn tổn thất TL, c nghĩa là: kích thƣớc KGVX

ảnh hƣởng quyết định đến tổn thất TL trong hệ tuần hoàn lỗ khoan.

Để xác định mức độ ảnh hƣởng của sự thu hẹp kích thƣớc KGVX do

vỏ sét đến tổn thất TL, giả thiết vỏ sét tạo ra trên thành lỗ khoan theo từng

mức có bề dày từ 0; 0,3; 0,6; 0,9; 1,2; 1,5 mm (tƣơng ứng với bề dày vỏ sét

mà hệ dung dịch ức chế sét Bentonite - Thạch cao tạo ra), khi đ đƣờng kính

lỗ khoan bị thu hẹp tƣơng ứng nhƣ bảng 3.27.

Bảng 3.27. Đường kính lỗ khoan cỡ NQ sau khi bị thu hẹp do vỏ sét

TT Dlk ban đầu (mm) K (mm) Dlk bị thu hẹp (mm)

1 75,8 0 75,80

2 75,8 0,3 75,20

3 75,8 0,6 74,60

4 75,8 0,9 74,00

5 75,8 1,2 73,40

6 75,8 1,5 72,80

Với các thông số bơm rửa thực tế đang áp dụng cho khoan OML cỡ NQ

tại vùng than Quảng Ninh là 40 ÷ 70 l/ph (0,00067 ÷ 0,00117 m3/s) Từ các

công thức từ 3-2 đến 3-11, và các kết quả ở bảng 3.23; 3.24; 3.25; 3.26, xác

định đƣợc mức độ ảnh hƣởng sự thu hẹp kích thƣớc KGVX đến tổn thất TL ở

KGVX nhƣ bảng 3.28 và hình 3.16.

81

Bảng 3.28. Tổn thất TL trong trường hợp đường kính lỗ khoan cỡ NQ bị thu

hẹp do vỏ sét (0 ÷ 1,5 mm) ở chiều sâu lỗ khoan 1000 m, ρ = 1,1 g/cm3

TT K

(mm)

Dlk

(mm)

p1 (MPa)

(Khi Q = 40 l/ph)

p2 (MPa)

(Khi Q = 70 l/ph)

1 0 75,80 1,50 4,60

2 0,3 75,20 2,09 6,41

3 0,6 74,60 3,02 9,26

4 0,9 74,00 4,59 14,07

5 1,2 73,40 7,45 22,80

6 1,5 72,80 13,20 40,43

Hình 3.16. Tổn thất TL ở KGVX khi đường kính lỗ khoan bị thu hẹp do vỏ sét

Nhận xét: khi khoan OML cỡ NQ, nếu độ dày vỏ sét là 0 mm thì tổn

thất TL ở KGVX là 1,5 MPa (lƣu lƣợng bơm rửa 40 l/ph); 4,6 MPa (lƣu

lƣợng bơm rửa 70 l/ph). Khi độ dày vỏ sét là 1,5 mm thì tổn thất TL đã tăng

lên 13,2 MPa (lƣu lƣợng bơm rửa 40 l/ph); 40,43 MPa (lƣu lƣợng bơm rửa 70

l/ph). Đây là mức tổn thất TL quá lớn không thể kiểm soát và duy trì tuần

hoàn dung dịch. Nhƣ vậy, độ dày vỏ sét có ảnh hƣởng rất lớn đến tổn thất TL

khi khoan bằng OML, cần nghiên cứu để có giải pháp giảm tổn thất này nhằm

1

1-

2

2-

82

tăng cƣờng khả năng lƣu thông tuần hoàn dung dịch, phòng ngừa sự cố kẹt bộ

dụng cụ.

3.3.2. Nghiên cứu lựa chọn kích thước KGVX

Việc lựa chọn kích thƣớc KGVX phù hợp đƣợc nghiên cứu, xác định

trên cơ sở tính toán sự thay đổi tổn thất TL và khảo sát mức độ ảnh hƣởng khi

mở rộng kích thƣớc KGVX.

Từ công thức 3-2 nhận thấy tổn thất TL tỷ lệ nghịch với kích thƣớc

KGVX, điều đ c nghĩa, tăng kích thƣớc KGVX sẽ giảm đƣợc tổn thất TL.

Vì Do= Dlk - d2 , tăng kích thƣớc KGVX có 2 lựa chọn:

Một là: Giảm đƣờng kính cần khoan và bộ ống mẫu, giữ nguyên đƣờng

kính lỗ khoan (điều này khó thực hiện trong điều kiện thực tế hiện nay).

Hai là: Tăng đƣờng kính lỗ khoan và giữ nguyên đƣờng kính cần khoan

(điều này khả thi hơn vì có thể tăng đƣờng kính lỗ khoan thông qua tăng

đƣờng kính ngoài mũi khoan và dụng cụ mở rộng thành).

Bằng việc tăng dần “từng khoảng 0,02 mm” đƣờng kính ngoài mũi

khoan từ 75,3 mm lên 79,5 mm, khi đ đƣờng kính lỗ khoan tăng tƣơng ứng

từ 75,8 mm lên 80,0 mm. Giả thiết đƣờng kính lỗ khoan đồng đều, khảo sát

tổn thất TL ở KGVX theo các cấp đƣờng kính lỗ khoan, ta có kết quả nhƣ ở

bảng 3.29 và đồ thị hình 3.17.

83

Bảng 3.29. Tổn thất TL ở lỗ khoan 1000 m, p1 (Q = 40l/ph) và p2 (Q = 70 l/ph)

TT d2

(mm)

Dmk

(mm)

Dlk

(mm)

υ

(m/s) Re'

λ

p1

(MPa)

p2

(MPa)

1 69,9 75,3 75,8 1,10 3397 0,04917 1,50 4,60

2 69,9 75,5 76,0 1,07 3393 0,04919 1,36 4,16

3 69,9 75,7 76,2 1,03 3388 0,04921 1,23 3,76

4 69,9 75,9 76,4 1,00 3383 0,04923 1,12 3,42

5 69,9 76,1 76,6 0,97 3379 0,04925 1,02 3,11

6 69,9 76,3 76,8 0,94 3374 0,04927 0,93 2,84

7 69,9 76,5 77,0 0,91 3370 0,04929 0,85 2,60

8 69,9 76,7 77,2 0,89 3365 0,04931 0,78 2,39

9 69,9 76,9 77,4 0,86 3360 0,04933 0,72 2,19

10 69,9 77,1 77,6 0,84 3356 0,04935 0,66 2,02

11 69,9 77,3 77,8 0,82 3351 0,04937 0,61 1,87

12 69,9 77,5 78,0 0,80 3347 0,04939 0,56 1,73

13 69,9 77,7 78,2 0,78 3342 0,04941 0,52 1,60

14 69,9 77,9 78,4 0,76 3338 0,04943 0,49 1,49

15 69,9 78,1 78,6 0,74 3333 0,04944 0,45 1,38

16 69,9 78,3 78,8 0,72 3329 0,04946 0,42 1,29

17 69,9 78,5 79,0 0,70 3324 0,04948 0,39 1,20

18 69,9 78,7 79,2 0,69 3320 0,04950 0,37 1,12

19 69,9 78,9 79,4 0,67 3315 0,04952 0,34 1,05

20 69,9 79,1 79,6 0,66 3311 0,04954 0,32 0,98

21 69,9 79,3 79,8 0,65 3307 0,04956 0,30 0,92

22 69,9 79,5 80,0 0,63 3302 0,04958 0,28 0,87

84

Dmk – đƣờng kính ngoài mũi khoan;

p1 – Tổn thất TL khi lƣu lƣợng bơm là 40 l/ph (0,00067 m3/s);

p2 – Tổn thất TL khi lƣu lƣợng bơm là 70 l/ph (0,00117 m3/s)

Hình 3.17. Ảnh hưởng của kích thước KGVX đến tổn thất TL (khi giữ nguyên

đường kính cần khoan), p1: khi Q = 40 l/ph); p2 : khi Q = 70 l/ph

Nhận xét: từ đồ thị hình 3.17, nhận thấy độ dốc đƣờng cong giảm dần,

ở khoảng đƣờng kính ngoài mũi khoan từ 75,3 ÷ 77,5 mm (tăng 2,2 mm) tổn

thất TL giảm nhanh (giảm 0,94 MPa với lƣu lƣợng 40 l/ph và giảm 2,87 MPa

với lƣu lƣợng 70 l/ph). Ở khoảng đƣờng kính ngoài mũi khoan từ 77,5 ÷ 79,5

mm (tăng 2 mm), tổn thất TL giảm chậm dần (giảm 0,28 MPa với lƣu lƣợng

40 l/ph và giảm 0,86 MPa với lƣu lƣợng 70 l/ph). Điều đ cho thấy, hiệu suất

giảm tổn thất TL (khi tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan) giảm dần. Đây là cơ

sở để lựa chọn đƣờng kính ngoài mũi khoan thích hợp.

Căn cứ vào kết quả nghiên cứu hệ dung dịch sét Bentonite - Thạch cao,

khi sử dụng hệ dung dịch này vẫn tạo vỏ sét c độ dày 1,5 mm, đối chiếu với

hiệu suất giảm tổn thất TL ở hình 3.17, tác giả lựa chọn đƣờng kính ngoài mũi

khoan là 78,5 mm (tăng 3,2 mm, bù lại việc thu hẹp do vỏ sét) để khoan bằng

85

OML tại vùng than Quảng Ninh, nhằm khắc phục những hạn chế đã nghiên

cứu ở trên.

3.3.3. Đánh giá mức độ ảnh hưởng và hiệu quả mở rộng kích thước KGVX

3.3.3.1. Công suất tiêu hao phát sinh để phá hủy đất đá tại đáy lỗ khoan

Khi khoan thăm dò lấy mẫu, công suất tiêu hao ở đáy gồm: thành phần

W1 để phá vỡ đất đá, thành phần W2 để thắng ma sát, thành phần W3 để doa

thành lỗ khoan và gọt mẫu đá.

Hai thành phần W1, W2 liên quan trực tiếp với sự làm việc của các lƣỡi

cắt ở mặt đầu mũi khoan và c thể xác định đƣợc thông qua các thông số chế

độ khoan. Thành phần W3 xác định bằng thực nghiệm (nhân thêm hệ số thực

nghiệm với tổng hai thành phần W1, W2 ) [52], [57].

Giá trị lớn nhất của công suất phá vỡ đá :

W1 = 10-5

ho.l.τ.Mc.60

Dn, kW; (3-12)

ho l – tiết diện của dải phoi, m2;

τ - ứng suất kháng cắt, kPa;

Mc – Số lƣỡi cắt làm việc đồng thời ;

πDn – tốc độ dài trên vành mũi khoan, m/s;

Hoặc theo công thức:

W1 = 10-5

60..

DnP

Hs

lh

ro

o , kW; (3-13)

Trong đ , so - diện tích trung bình của mỗi điểm tiếp xúc, m2;

Hr– độ cứng của đất đá, kPa;

P – Tải trọng lên đáy, kN.

Khi o

o

s

lh 1 thì W1 =10

-5

60.

DnP

H r

, kW; (3-14)

Thành phần W2 =10-5

.Kms.60

DnP, kW; (Kms - hệ số ma sát) (3-15)

86

Công suất tổng cộng :

W = W1 + W2 =10-5

.(rH

+ Kms )

60

DnP, kW; (3-16)

Trƣớc khi bị phá vỡ, đá bị biến dạng đàn hồi – dẻo, ứng suất cắt τ ≥ σn.

Vì đáy gồ ghề nên có thể lấy τ σn.

Theo Frelich dựa vào lý thuyết của Mohr đã thiết lập nên mối liên hệ

hàm số giữa cƣờng độ lực liên kết τo với các đặc trƣng bền đơn giản nhất của

đất đá: giữa độ bền của đất đá khi nén một trục σn và khi kéo một trục σk bằng

phƣơng pháp loại trừ đã tính đƣợc:

137.012

1

r

n

r HH

Theo các số liệu thí nghiệm của K. Xaxaki, xác định đƣợc giá trị trung

bình của hệ số ma sát [57]:

Kmstb = rH

+ µ = 0,384

Thay các giá trị vào (3-15), ta có công thức để tính toán công suất tổng

(W) khi khoan bằng mũi khoan kim cƣơng thấm nhiễm nhƣ sau:

W = 0,384.10-5

60

... nDP TB, kW;

(3-17) Hay W = 2.10-7

P.DTB.n, kW; (3-18)

Trong đ : DTB – đƣờng kính trung bình của mũi khoan, m;

P – tải trọng lên đáy, kN; n – tốc độ vòng quay, v/ph;

Từ công thức 3-18, với cùng các giá trị tải trọng đáy và tốc độ vòng

quay (giả sử P = 9 kN và n = 250 v/ph) xác định công suất tiêu hao ở đáy lỗ

khoan để phá hủy đất đá khi đƣờng kính ngoài mũi khoan là 75,3 mm và 78,5

mm. Kết quả trình bày ở bảng 3.30 và hình 3.18.

87

Bảng 3.30. Công suất phá hủy đá tại đáy W (kW) với P - 9 kN; n - 250 (v/ph)

TT

DTr.mk

(mm)

DN.mk

(mm)

DTB

(mm)

W

( kW)

1 47,6 75,3 61,45 2,765

2 47,6 78,5 63,05 2,837

DTr.mk – đƣờng kính trong mũi khoan;

DN.mk – đƣờng kính ngoài mũi khoan;

DTB – đƣờng kính trung bình mũi khoan;

W - Công tiêu hao phá hủy đá tại đáy.

Hình 3.18. Quan hệ giữa đường kính mũi khoan và công suất tiêu hao tại đáy

Từ từ biểu đồ hình 3.18, nhận thấy công suất phá hủy đất đá tại đáy

tăng không nhiều khi tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan (tăng diện tích phá

hủy đất đá). Khi tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan NQ từ 75,3 mm lên 78,5

mm, công suất tiêu hao chỉ tăng 0,95 kW.

3.3.3.2. Mức độ giảm tốc độ cơ học khoan khi tăng diện tích phá hủy đá

Về lý thuyết, khi tăng diện tích phá hủy đá sẽ làm giảm tốc độ cơ học

khoan vì phải tốn thêm năng lƣợng để phá hủy trên diện tích phát sinh.

Thực tế trong khoan thăm dò than vùng Quảng Ninh, khi áp dụng công

75,3 78,5

88

nghệ khoan bằng OML, thƣờng sử dụng loại mũi khoan kim cƣơng thấm

nhiễm. Mũi khoan kim cƣơng thấm nhiễm trong khoan bằng OML thƣờng

đƣợc gắn bằng các hạt kim cƣơng cỡ nhỏ từ 100 - 400 hạt/cara. Độ nhô của

từng hạt kim cƣơng nhỏ và những góc cạnh trên mặt làm việc của chúng tạo

nên những lƣỡi cắt. Mặt làm việc của mũi khoan kim cƣơng thấm nhiễm có

độ nhám. Độ nhám đ đƣợc đặc trƣng bởi sự phân bố theo chiều cao của các

hạt nhô lên. Giả sử nếu cắt qua lớp kim cƣơng nhô lên trên mặt làm việc của

vành mũi khoan bằng những mặt phẳng song song và cách đều nhau rồi tính số

hạt bị cắt bởi từng mặt phẳng, bắt đầu tính từ mặt phẳng số không (số hiệu n = 0)

tiếp súc với những hạt kim cƣơng c độ nhô cao nhất thì thấy rằng với số hạt x

bị cắt bởi mặt phẳng thứ n có thể xác định theo công thức sau [24], [57]:

x = a + bn (3-19)

Trong đ : a - số hạt c độ nhô cao nhất; b - hằng số; n - số thứ tự mặt phẳng

Nhƣ vậy, trên mặt đầu của mũi khoan c những hạt kim cƣơng nhô lên

cao thấp khác nhau, tình trạng đ luôn đƣợc duy trì vì các hạt kim cƣơng bị

mòn không đều. Độ nhô cao thấp không đều nhau của các hạt kim cƣơng c

ảnh hƣởng quyết định đến sự phân bố tải trọng giữa chúng, do đ chúng tham

gia vào quá trình phá đá và bị mài mòn với mức độ khác nhau. Số hạt cắt làm

việc đồng thời phụ thuộc sự chênh lệch về độ nhô của chúng.

Khi đặt mũi khoan lên đáy và truyền cho nó một tải trọng là P, có một

số răng cắm vào đá, chủ yếu tạo nên với đá mặt tiếp xúc dẻo. Có thể xác định

diện tích tiếp xúc dẻo toàn phần một cách gần đúng theo công thức:

Stx = rH

P , m

2 ; (3-20)

Trong đ : P – tải trọng lên đáy, kN;

Hr – độ cứng của đá, kPa;

Diện tích Stx gồm những “điểm” tiếp xúc, diện tích trung bình của mỗi

“điểm” là So.

89

Tổng số điểm tiếp xúc dẻo M trên đáy đƣợc xác định từ tỉ số

M = o

tx

S

S =

0.SH

P

r

(3-21)

Diện tích trung bình của mỗi điểm tiếp xúc So không phụ thuộc vào độ

cứng của đá, mà c liên quan với độ ngập sâu ban đầu ho. Vì vậy, số điểm tiếp

xúc dẻo trên đáy giảm khi độ cứng của đá tăng, nên độ lớn của So trong công

thức 3 - 21 gần nhƣ không thay đổi, khi đ lực nén trung bình lên mỗi răng

nguyên tố Ci đƣợc tính theo công thức:

Ci = So.Hr (3-22)

Tốc độ cơ học đƣợc xác định theo công thức:

VCH = ho.m.n, m/ph; (3-23)

Trong đ : ho – độ ngập của mỗi răng nguyên tố, m ;

m – số dãy răng đủ để bao hết hình vành khăn;

n – tốc độ vòng quay của mũi khoan, v/ph ;

Số điểm tiếp xúc M bằng số răng làm việc đồng thời, vì vậy số dãy m

đƣợc xác định theo số điểm tiếp xúc dẻo trên đáy và c thể tính theo công thức

M = m. l

b (3-24)

Trong đ : b – bề rộng của mặt đế mũi khoan (vành khăn), m;

l – chiều dài mép cắt của mỗi răng, m;

l

b - số răng trong một dãy

Từ đ : m = M. l

b hay: m =

bSH

lP

or .

. (3-25)

Thay các giá trị tìm đƣợc của m và ho vào công thức 3-22 ta có công thức

VCH = bH

nP

S

lh

ro

o

.

.. (3-26)

Đặt β = o

o

S

lh . đặc trƣng cho hình dạng của mỗi răng nguyên tố,

90

vì các đại lƣợng ho,l,So đều nhỏ nên có thể coi ho.l So do đ β 1

Khi đ : VCH = rHb

nP

.

., (m/ph) =

rHb

nP

.

60.., (m/h) (3-27)

Từ công thức 3-27, với cùng giá trị độ cứng đất đá, tốc độ vòng quay và

tải trọng lên đáy (giả sử: P = 9 kN; n = 250 v/ph; Hr = 2500 MPa) và thay đổi

diện tích phá hủy đá qua việc tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan từ 75,3mm lên

78,5mm, tính tốc độ cơ học khoan, kết quả trình bày ở bảng 3.31 và hình 3.19.

Bảng 3.31. Tốc độ cơ học: VCH (m/h) với P - 9 kN; n - 250 v/ph; Hr = 2500 MPa

TT DN.mk

(mm)

b

(mm)

P

(kN)

n

(v/ph)

Hr

(MPa)

VCH

(m/h)

1 75,3 27,70 9 250 2500 1,95

17 78,5 30,90 9 250 2500 1,75

Trong đ :

DN.mk – đƣờng kính ngoài mũi khoan;

b - Bề rộng mặt đế mũi khoan (bề rộng vành khăn);

P- Tải trọng lên đáy;

Hr - Độ cứng đất đá;

n - Tốc độ vòng quay.

Hình 3.19. Đồ thị quan hệ giữa đường kính mũi khoan và tốc độ cơ học khoan

75,3 78,5

91

Từ đồ thị hình 3.19, nhận thấy khi thay đổi đƣờng kính ngoài mũi khoan

từ 75,3 mm lên 78,5 mm (tăng 3,2 mm), tốc độ cơ học khoan thay đổi từ 1,95

m/h xuống 1,75 m/h. Tốc độ cơ học khoan giảm không nhiều (giảm 0,2 m/h).

3.3.4. Lựa chọn kích thước mũi khoan và dụng cụ mở rộng thành

Theo tài liệu của các nhà sản xuất và các hãng cung cấp dịch vụ khoan

bằng OML (Boart Longyear, hãng Yoshida Boring Machine Manufacturing

Co. Ltd,...). Khi thiết kế cấu trúc lỗ khoan, yêu cầu kích thƣớc KGVX để cột

cần khoan OML làm việc trong giới hạn bền [34], [35], [40], [41], [45], [55]:

3,12

d

Dk lk

;

Ở đây Dlk - Đƣờng kính lỗ khoan, mm; d2 - Đƣờng kính ngoài cần, mm.

Khi tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan lên 78,5 mm:

13,19.69

791 k ;

Nhận thấy 1k < k (trong giới hạn cho phép).

Từ những kết quả nghiên cứu và đánh giá trên, chọn đƣờng kính ngoài

mũi khoan 78,5 mm và dụng cụ mở rộng thành đƣờng kính ngoài 79 mm với

các thông số kỹ thuật nhƣ ở bảng 3.32; hình dạng nhƣ hình 3.20; kích thƣớc

nhƣ hình 3.21 và 3.22. Đặt hàng gia công tại Hãng Vo Tích – Trung Quốc với

HRC: 25 ÷ 45; tỷ lệ kim cƣơng tự nhiên là 50%.

Hình 3.20. Hình ảnh mũi khoan -78,5 và dụng cụ mở rộng thành – 79

92

Bảng 3.32. Thông số kỹ thuật mũi khoan - 78,5 và dụng cụ mở rộng thành - 79

TT Các kích thƣớc Mũi khoan - 78,5

(mm)

Mở rộng thành -

79 (mm)

1 Đƣờng kính ngoài 78,5 79

2 Đƣờng kính trong 47,6 60

3 Chiều dày đế 15,45

4 Chiều cao đế 18 38

5 Số rãnh thoát nƣớc chính 9 6

6 Số rãnh thoát nƣớc phụ 9

7 Chiều cao toàn bộ 84 170

8 Đƣờng kính ngoài thân 74 75,5

93

01

Mòi khoan NQ

78.5mm S? lu?ng Tr.lu?ng T? l?

T? S? t?

DC-07-03

V?t li?u: 60C2 65G Ng.Tháng: 05/2015

Ph.V.Nh©m

Ng.X.Th¶o

Hä Vµ Tªn Chøc n¨ng Ch÷ ký

KiÓm tra

Tr.phßng

G.§èc

ThiÕt kÕ

Theo A

A

i

iTL 2:1

3

t=6

ATL 2:1

Ø66

.5+0

.1

-0.1

-0.2

Ø6

8.5+

0.1

3

A

B

3

BTL 2:1

Ø68

.5+0

.1

-0.1

-0.2

Ø6

6.5+

0.1

3

66.5

75.5

68.5

79

60

90

38

40

170

Thi?t k?

Ki?m tra

Tr.phòng

G.d?c

Ch?c nang

Ph.V.Nhâm

Ng.X.Th?o

H?.Và.Tên Ch? ký

V?t li?u 60C265G

Ng.thg 05/2015

MRT 79mm

T? l?:

1.75

7

Hình 3.21 - Kích thước mũi khoan – ϕ78,5mm Hình 3.22 - Kích thước dụng cụ mở rộng thành – ϕ79mm

94

3.4. Kết luận

Để áp dụng công nghệ khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh, sử

dụng hệ dung dịch Bentonite – Thạch cao với đơn pha chế nhƣ ở mục 3.2.6.1,

các kết quả đánh giá ở bảng 3.19, nhận thấy hệ dung dịch đã đạt yêu cầu.

Ở điều kiện áp suất vỉa khác nhau, cần áp suất thủy tĩnh tƣơng ứng, khi

đ tăng hàm lƣợng barit nhƣ 5 đơn pha chế ở mục 3.2.6.2 (bảng 3.20), đƣợc

hệ dung dịch c các thông số mong muốn theo yêu cầu địa tầng.

Hệ dung ức chế sét: Bentonite - Thạch cao nghiên cứu để áp dụng vào

khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh nhằm khống chế sự trƣơng nở và

sập lở thành lỗ khoan. Tuy nhiên, khi chƣa xảy ra hiện tƣợng trƣơng nở, hệ

dung dịch này vẫn tạo vỏ sét làm thu hẹp đƣờng kính lỗ khoan. Vì vậy, tăng

kích thƣớc KGVX bằng việc tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan là giải pháp

phối hợp nhằm giảm sự cố kẹt.

Qua khảo sát mức độ giảm tổn thất thủy lực ở KGVX, mức độ tăng

công suất phá hủy đất đá và mức độ giảm tốc độ cơ học khoan khi tăng đƣờng

kính ngoài mũi khoan, nhận thấy khi tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan từ

75,3 mm lên 78,5 mm (tăng 3,2 mm), kích thƣớc KGVX đƣợc mở rộng nên

tổn thất thủy lực giảm 3,4 MPa, trong khi công suất phát sinh để phá hủy đá

tăng không nhiều (0,95 kW) và tốc độ cơ học khoan giảm không đáng kể

(0,2 m/h).

Nhƣ vậy, để áp dụng khoan bằng OML vào vùng than Quảng Ninh đạt

hiệu quả, ngoài việc sử dụng hệ dung dịch ức chế sét: Bentonite - Thạch cao,

cần mở rộng kích thƣớc KGVX bằng việc tăng đƣờng kính mũi khoan lên

78,5 mm và dụng cụ mở rộng thành 79 mm. Đây là biện pháp khả thi để tạo

sự thông thoáng trong tuần hoàn dung dịch, giảm sự cố kẹt.

95

CHƢƠNG 4

THỬ NGHIỆM VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU

4.1. Mục đích và yêu cầu với khoan thử nghiệm

Mục đích khoan thử nghiệm để kiểm chứng kết quả nghiên cứu trên

thực tế sản xuất.

Yêu cầu đối với thử nghiệm sản xuất: áp dụng kết quả nghiên cứu vào

thực tế sản xuất trên công trƣờng khoan với các điều kiện áp dụng tƣơng tự

với cách đặt vấn đề của đề tài và thực tế địa tầng than vùng Quảng Ninh

- Chọn lỗ khoan ở khu vực Quảng Ninh c địa tầng địa đặc trƣng;

- Áp dụng công nghệ khoan bằng OML và sử dụng bộ ống mẫu luồn

NQ với mũi khoan và mở rộng thành đã nghiên cứu lựa chọn;

- Sử dụng hệ dung ức chế entonite - Thạch cao, điều chế dung dịch

theo liều lƣợng đã lựa chọn;

- Theo dõi tiến độ, tốc độ cơ học khoan;

- Theo dõi áp suất và lƣu lƣợng bơm;

- Lập bảng tổng hợp số liệu, sử lý số liệu bằng phƣơng pháp thống kê;

- Kết hợp với thiết đồ địa vật lý lỗ khoan để đánh giá kết quả thử nghiệm.

4.2. Điều kiện thử nghiệm

4.2.1.Thiết bị, dụng cụ khoan thử nghiệm

Sử dụng thiết bị khoan hiện c của Công ty Cổ phần Khoan và DVKT

KT Mỏ gồm:

- Máy khoan XY-44;

- Máy bơm W-250;

- Tháp khoan HCX-13;

- Cối dung dịch OгX-1A;

- Tời kéo thả ống mẫu luồn PT-1200;

96

ộ dụng cụ khoan gồm: cần khoan HQ và NQ, bộ ống mẫu HQ, NQ và

các dụng cụ đi kèm do oart Longyear sản xuất; mũi khoan 78,5 mm, dụng

cụ mở rộng thành 79 mm nhƣ đã thiết kế, sản xuất tại Trung Quốc.

4.2.2. Lỗ khoan thử nghiệm

Trong điều kiện thực tế hiện nay, chi phí cho khoan sâu ở vùng Than

Quảng Ninh rất lớn do đ không thể c nguồn kinh phí dành riêng cho khoan

thử nghiệm. Việc tổ chức khoan thử nghiệm phải dựa vào điều kiện thực tế

sản xuất ở các đơn vị thăm dò than vùng Quảng Ninh mà trực tiếp là Công ty

CP khoan và dịch vụ kỹ thuật khai thác mỏ. Trong thời gian nghiên cứu đề

tài, phƣơng án thi công của Công ty Cổ phần Khoan và DVKT KT Mỏ không

c lỗ khoan sâu > 500 m khoan bằng công nghệ khoan OML, chỉ c 2 lỗ

khoan KT-20 sâu 470 m và KT-21 sâu 378 m thuộc phƣơng án thăm dò mỏ

Hà Ráng đƣợc Công ty duyệt phƣơng án thi công bằng công nghệ khoan

OML trong năm 2014.

Một đặc điểm cơ bản của địa tầng trầm tích than vùng Quảng Ninh là

lớp sét kết, sét than lặp đi lặp lại nhiều lần nên tính phức tạp cũng lặp đi lặp

lại c tính tƣơng tự.

Chính vì lý do đã nêu, dựa vào tài liệu mặt cắt tuyến TP1 khu mỏ Hà

Ráng, xét thấy địa tầng dự kiến lỗ khoan KT-20 (Xem phụ lục số 2) c 2 vỉa

than xen kẹp sét ở chiều sâu từ 130 ÷ 150 m và 430 ÷ 470 m đã thỏa mãn

đƣợc điều kiện cho khoan thử nghiệm; nên Tác giả chọn lỗ khoan KT-20 áp

dụng thử nghiệm. Tọa độ và chiều sâu dự kiến lỗ khoan nhƣ sau:

- X: 2325333.38; - Y: 413552.56; - Z: + 219.45

Chiều sâu dự kiến 470 m.

4.2.3. Thiết kế cấu trúc lỗ khoan: ( xem phụ lục số 3)

- Từ 0 ÷ 4 m Khoan Φ 132 mm chống ống Φ114 mm;

- Từ 4 ÷ 147 m khoan HQ;

97

- Từ 147 ÷ 460 m Khoan Φ 78,5 mm.

4.2.4. Áp dụng hệ dung dịch nghiên cứu để khoan thử nghiệm

4.2.4.1. Nguyên liệu cần thiết và các bước tiến hành điều chế dung dịch:

Căn cứ vào định mức kinh tế kỹ thuật của Công ty CP khoan và DVKT

KT Mỏ, căn cứ vào chiều sâu lỗ khoan, cột địa tầng dự kiến và thiết kế thi

công lỗ khoan TD KT 20 để dự trù vật liệu khoan và nguyên liệu, phụ gia

điều chế dung dịch. Liều lƣợng pha chế dung dịch nhƣ mục 3.2.4 – Chƣơng 3.

Liều lƣợng pha chế 0,7 m3 dung dịch (ở mức khối lượng riêng 1,1 g/cm

3):

1. Bentonite: 35 kg

2. NaOH: 1,2 kg

3. Barit: 84 kg

4. Thạch cao: 2,1 kg

5. FCL: 7 kg

6. PAC-LV: 3,4 kg

7. TANNATHIN: 6,3 kg

8.Na2CO3: 1,2 kg

Các bƣớc tiến hành điều chế:

ƣớc 1: Cho 1,2 kg Na2CO3 vào 1 m3 nƣớc, để trong khoảng 2 giờ, gạn

loại bỏ phần cặn kết tủa

ƣớc 2: Cho 0.5 m3 nƣớc đã qua sử lý nƣớc cứng vào cối trộn, cho 35

kg sét entonite ( entonite đã đƣợc hydrat h a trƣớc trong thời gian tối thiểu

16 giờ) vào cối dung dịch và khuấy đều dung dịch trong thời gian ≥ 20 phút.

ƣớc 3: Cho 1,2 kg NaOH, khuấy tiếp 5 phút.

ƣớc 4. Cho 2,1 kg Thạch cao, khuấy tiếp 5 ÷ 10 phút.

ƣớc 5: Cho 7 kg chất phân tán FCL, khuấy tiếp 5 phút.

ƣớc 6: Cho 3,4 kg PAC-LV, khuấy tiếp 10 phút.

ƣớc 7: Cho 84 kg Barit, bổ sung nƣớc đầy cối và khuấy tiếp 10 phút.

ƣớc 8: Cho 6,3 kg TANNATHIN, khuấy tiếp 20 phút.

Sau khi đã thực hiện các bƣớc điều chế 0,7 m3 dung dịch, tiến hành đo

và kiểm tra các thông số. Đối chiếu với liều lƣợng và kết quả đo dung dịch

trong phòng thí nghiệm, điều chỉnh liều lƣợng các phụ gia ngoài thực tế để

98

đƣợc dung dịch có các thông số yêu cầu, ghi chép số liệu sau đ dung dịch

đƣợc xả xuống hố dung dịch và thực hiện các thao tác tiếp theo.

4.2.4.2. Các yêu cầu đo kiểm tra các thông số dung dịch:

Trong quá trình điều chế và sử dụng hệ dung dịch Bentonite - Thạch

cao, thƣờng xuyên đo kiểm tra để điều chỉnh, bổ sung các nguyên liệu điều

chế nhằm đạt các thông số cơ bản: ρ = 1,1 ÷ 1,15 g/cm3; T = 21 ÷ 25 s (dụng

cụ đo CΠ -5) ; pH = 9; B = 5 ÷ 5,9 cm3/30ph; K = 1 ÷ 1,5 mm; θ(10

’) =

(0,45÷0,55).10-2

MPa; Π < 1 % .

4.2.5. Thiết kế chế độ khoan thử nghiệm

Trên cơ sở tổng hợp thông số chế độ khoan các chuyên gia công nghệ

khoan đang thiết kế và áp dụng cho khoan OML tại vùng than Quảng Ninh,

bằng những kinh nghiệm thực tế, kết hợp với lý thuyết, tác giả thiết kế chế độ

khoan cho lỗ khoan thử nghiệm đƣợc nêu trong bảng 4.1.

Bảng 4.1. Thiết kế thông số chế độ khoan thử nghiệm

Chiều sâu

khoan

(m)

Đƣờng

kính

(mm)

Thông số khoan Thông số dung dịch

P

(kN)

n

(v/ph)

Q

(l/ph)

ρ

(g/cm3)

T

(s)

B

(cm3/

30ph)

K

(mm)

0 ÷ 4 132 5 ÷ 7 100 ÷ 200 100 ÷ 120 1,05 ÷ 1,1 21 ÷ 25 5,8 ÷5 ,9 1,5

4 ÷ 154 96 8 ÷ 10 300 ÷ 400 60 ÷ 70 1,1 ÷ 1,15 21 ÷ 23 5 ÷ 5,9 1,5

154 ÷ 470 78,5 5 ÷ 9 200 ÷ 350 50 ÷ 60 1,1 ÷ 1,15 21 ÷ 22 5 ÷ 5,8 1,5

4.3. Kết quả thử nghiệm

4.3.1. Các chỉ tiêu kỹ thuật

4.3.1.1. Áp suất và lưu lượng bơm rửa

a. Tổng hợp áp suất bơm rửa ở lỗ khoan thử nghiệm

Theo dõi lƣu lƣợng và áp suất bơm rửa theo từng hiệp khoan tƣơng ứng

với chiều sâu, căn cứ vào sổ nhật ký khoan trên công trƣờng của lỗ khoan KT-

99

20, tổng hợp áp suất bơm rửa ở lỗ khoan thử nghiệm đƣợc nêu ở bảng 4.2.

Bảng 4.2. Tổng hợp kết quả áp suất bơm rửa ở lỗ khoan thử nghiệm KT 20

TT Chiều sâu

LK (m)

Đ.Kính

khoan

(Cỡ; mm)

Đƣờng kính

cần khoan

(mm)

Dung dịch: ρ = 1,1 ÷ 1,15

g/cm3

; T = 21 ÷ 25 s (CΠB-5)

P (MPa) Q (l/ph)

1 0 ÷ 100 HQ 88,9 0,5 ÷ 0,6 80 ÷ 100

2 100 ÷ 154,7 HQ 88,9 0,5 ÷ 0,6 70 ÷ 80

3 154,7 ÷ 200 79 69,9 0,5 ÷ 0,7 60 ÷ 70

4 200 ÷ 300 79 69,9 0,6 ÷ 0,8 60 ÷ 60

5 300 ÷ 400 79 69,9 0,6 ÷ 0,7 60

6 400 ÷ 472 79 69,9 0,6 ÷ 0,8 60

b. Tổng hợp áp suất bơm rửa thực tế ở các lỗ khoan OML vùng

Quảng Ninh

Qua việc theo dõi thực tế áp suất bơm rửa ở các lỗ khoan sâu (> 600m)

bằng công nghệ khoan OML sử dụng mũi khoan tiêu chuẩn (75,3mm), tổng

hợp đƣợc lƣu lƣợng và áp suất bơm rửa thực tế khi khoan OML ở vùng than

Quảng Ninh đƣợc thể hiện ở bảng 4.3 [2], [4], [11]. Đây là cơ sở để so sánh

với áp suất bơm sau khi đã tăng kích thƣớc KGVX ở lỗ khoan thử nghiệm.

Bảng 4.3. Tổng hợp áp suất bơm rửa các lỗ khoan OML vùng Quảng Ninh

TT

Chiều

sâu LK

(m)

Đ.Kính

khoan

(Cỡ)

Đƣờng kính

cần khoan

(mm)

Dung dịch: ρ = 1,05÷1,1 g/cm3

T = 23 ÷ 32 s (CΠB-5)

P (MPa) Q (l/ph)

1 100 HQ 88,9 0,5 ÷ 0,8 100 ÷ 85

2 200 HQ ÷ NQ 88,9 ÷ 69,9 0,8 ÷ 1,2 85 ÷ 70

3 300 NQ 69,9 0,9 ÷ 1,3 65 ÷ 60

4 400 NQ 69,9 1,3 ÷ 1,5 60 ÷ 55

100

TT

Chiều

sâu LK

(m)

Đ.Kính

khoan

(Cỡ)

Đƣờng kính

cần khoan

(mm)

Dung dịch: ρ = 1,05÷1,1 g/cm3

T = 23 ÷ 32 s (CΠB-5)

P (MPa) Q (l/ph)

5 500 NQ 69,9 1,4 ÷ 1,7 57 ÷ 53

6 600 NQ 69,9 1,5 ÷ 1,7 55 ÷ 52

7 700 NQ 69,9 1,9 ÷ 2,2 53 ÷ 50

8 800 NQ 69,9 2,0 ÷ 2,5 50 ÷ 47

9 900 NQ 69,9 2,2 ÷ 2,7 48 ÷ 45

10 1000 NQ 69,9 3,0 ÷ 4,5 48 ÷ 45

11 1100 NQ 69,9 3,9 ÷ 5,5 45 ÷ 43

12 1200 NQ 69,9 5,2 ÷ 7,5 45 ÷ 40

Nhận xét: Căn cứ vào kết quả theo dõi áp suất bơm rửa tại lỗ khoan thử

nghiệm ở bảng 4-2 và kết quả theo dõi tổng hợp áp suất bơm rửa thƣờng áp

dụng tại các lỗ khoan OML vùng Quảng Ninh ở bảng 4.3, nhận thấy áp suất

bơm ở lỗ khoan thử nghiệm nhỏ hơn áp suất bơm tổng kết khi khoan OML

vùng than Quảng Ninh.

Ở cùng nhóm chiều sâu lỗ khoan từ 400 m ÷ 500 m: áp suất bơm rửa

ở lỗ khoan sử dụng mũi khoan tiêu chuẩn: 1,3 ÷ 1,5 MPa, áp suất bơm rửa ở

lỗ khoan thử nghiệm giảm còn: 0,6 ÷ 0,8 MPa , nhƣ vậy áp suất bơm rửa sau

khi tăng đƣờng kính ngoài mũi khoan lên 78,5 mm đã giảm 50%, điều đ

khẳng định hiệu quả và sự cần thiết phải mở rộng kích thƣớc KGVX để tăng

khả năng lƣu thông và giảm sự cố kẹt.

4.3.1.2. Tỷ lệ mẫu và chất lượng:

Tỷ lệ mẫu khoan qua đá: > 95 %; Tỷ lệ mẫu khoan qua than: > 85 %;

Tỷ lệ mẫu chung: 87 %. Đây là tỷ lệ đạt cao trong khoan thăm dò than vùng

Quảng Ninh (yêu cầu 60 % qua đá và 70 % qua than).

101

4.3.1.3. Kết quả đo Karota: (Phụ lục số 4)

Căn cứ vào kết quả đo Karota nhận thấy: đƣờng kính lỗ khoan ổn định

dọc lỗ khoan (cả ở địa tầng kẹp từ 420 ÷ 472 m). Nhƣ vậy hệ dung dịch

nghiên cứu c khả năng ổn định thành lỗ khoan. Lỗ khoan không c hiện

tƣợng trƣơng sệ, sập lở hay b mút, không bị sự cố, điều đ khẳng định, việc

mở rộng đƣờng kính lỗ khoan và hệ dung dịch entonite – Thạch cao đã giảm

đƣợc phức tạp, kẹt cố, do đ tăng năng suất khoan.

4.3.1.4. Năng suất khoan

Thời gian thi công từ 8/10 – 3/11; Năng suất: 564 m/thg.máy (trình bày

ở bảng 4.4).

Bảng 4.4. Tổng hợp kết quả thử nghiệm ở lỗ khoan KT 20 – Hà Ráng

Ngày

Tháng

(Năm

2014)

Chiều

Sâu

Khoan

(m)

Đ.K

khoan

(Cỡ;

mm)

Mô tả

Đất đá

N.S

ng.đ

(m)

Thông số

dung dịch Thông số khoan

ρ

g/cm3

T

s

B

cm3/

30ph

n

v/ph

P

kN

Q

l/ph

8/10 4,00 132 đá phong h a 27,0 1,10 22 6 109 5 100

9/10 31,00 HQ sạn kết 24,1 1,11 22 5,9 316 9,5 75

10/10 55,07 HQ sạn kết hạt thô 42,9 1,12 24 5,8 371 9,5 75

11/10 98,00 HQ sạn-cát kết 18,0 1,11 23 5,8 371 9,5 70

12/10 116,00 HQ cát kết màu

xanh 20,0 1,11 23 5,8 316 9 70

13/10 136,00 HQ sạn kết xám

trắng 18,7 1,12 23 5,2 400 9,5 75

14/10 154,70 HQ cát kết màu

xanh 21,3 1,12 23 5,2 316 9 70

15/10 176,00 79 cát kết 25,5 1,11 21 5,2 316 9 55

16/10 201,50 79 cát kết 21,0 1,11 21 5,8 316 9 55

17/10 222,50 79 bột kết 25,5 1,13 22 5,8 257 8 58

102

Ngày

Tháng

(Năm

2014)

Chiều

Sâu

Khoan

(m)

Đ.K

khoan

(Cỡ;

mm)

Mô tả

Đất đá

N.S

ng.đ

(m)

Thông số

dung dịch Thông số khoan

ρ

g/cm3

T

s

B

cm3/

30ph

n

v/ph

P

kN

Q

l/ph

18/10 248,00 79 cát kết 3,0 1,13 22 5,9 316 9 55

19/10 251,00 79 cát kết 3,0 1,12 22 5,9 316 9 55

20/10 254,00 79 cát kết 8,0 1,12 21 5,8 316 9 55

21/10 262,00 79 cát kết 14,0 1,12 22 5,8 316 9 55

22/10 276,00 79 cát kết 11,0 1,12 22 5,8 316 9 55

23/10 287,00 79 sạn kết 12,0 1,15 23 5,9 371 9,5 50

24/10 299,00 79 cát kết 17,0 1,15 23 5,9 316 9 55

25/10 316,00 79 cát kết 11,0 1,15 25 5,7 316 9 55

26/10 327,00 79 cát kết 12,0 1,13 25 5,7 316 9 55

27/10 339,00 79 sạn kết 61,0 1,13 24 5,8 371 9,5 50

28/10 400,00 79 sạn kết 12,0 1,15 24 5,8 371 9,5 50

29/10 412,00 79 sạn kết 10,0 1,14 26 5,9 371 9,5 50

30/10 422,00 79 bột kết 12,0 1,15 26 5,9 257 8 58

31/10 434,00 79 sét kết 16,0 1,15 26 5,8 222 6,5 60

1/11 450,00 79 sét kết 10,0 1,14 26 5,8 222 6,5 60

2/11 460,00 79 Than 12,0 1,15 26 5,9 180 5 45

3/11 472,00 79 Than 1,15 26 5,8 180 5 45

Năng suất bình quân: ngày-đêm 18,7

4.3.1.5. Lựa chọn thông số chế độ khoan cho khoan bằng OML - 78,5 mm

Trên cơ sở tổng hợp kết quả khoan thử nghiệm, tác giả lựa chọnthông số

chế độ khoan cho khoan OML đƣờng kính mũi khoan 78,5 mm nhƣ bảng 4.5.

103

Bảng 4.5. Thông số chế độ khoan OML đường kính mũi khoan 78,5 mm

Mô tả

đất đá

Cấp

đất đá

Thông số

dung dịch Thông số khoan

ρ

(g/cm3)

T

(s)

B

(cm3/

30ph)

n

(v/ph)

P

(kN)

Q

(l/ph)

Đá phong h a IV 1,0 ÷ 1,1 22 ÷ 24 6 134 5,0 ÷ 6,0 90 ÷ 100

Cuội - sạn kết X-XII 1,0 ÷ 1,1 21 ÷ 22 5,9 371 9,0 ÷ 9,5 60 ÷ 70

Cát kết VII-XI 1,0 ÷ 1,1 21 ÷ 22 5,9 316 8,5 ÷ 9,0 60 ÷ 70

Bột kết VI-VII 1,0 ÷ 1,1 21 ÷ 23 5,8 257 8,0 ÷ 8,5 55 ÷ 60

Sét kết III-V 1,1 ÷ 1,11 23 ÷ 25 5,8 220 6,0 ÷ 6,5 50 ÷ 60

Than II-III 1,11 ÷ 1,15 23 ÷ 26 5,2 180 4,0 ÷ 5,0 50 ÷ 60

4.3.2. Đánh giá hiệu quả kinh tế

Lỗ khoan KT-20 thuộc PA thăm dò bổ sung mỏ than Hà Ráng, đƣợc tổ

chức thi công thử nghiệm bởi Công ty CP khoan & DVKT KT Mỏ năm 2014,

do tổ khoan số 7 (Tổ trƣởng: Phạm Vinh Quang) thực hiện: mở lỗ ngày

8/10/2014, kết thúc ngày 5/11/2014; chiều sâu khoan đƣờng kính HQ đến

154,7 m; chiều sâu khoan đƣờng kính 78,5 mm đến 472 m; tổ chức thi công 3

ca liên tục; trong quá trình khoan sử dụng hệ dung dịch ức chế Bentonite –

Thạch cao. Suốt quá trình thi công c theo dõi tốc độ cơ học, tốc độ hiệp, lƣu

lƣợng và áp suất bơm. Các thông số khoan và thông số dung dịch đều đạt ở

ngƣỡng thiết kế yêu cầu.

Kết quả: năng suất 564 m/thg.máy; tỷ lệ mẫu chung đạt > 87 %; không

xảy ra sự cố kẹt. Kết quả đo địa vật lý lỗ khoan đã cho thấy: thành lỗ khoan

ổn định, đƣờng kính 79 mm đƣợc duy trì đều đến kết thúc lỗ khoan.

Lỗ khoan không bị kẹt, năng suất tháng máy cao, giá thành mét khoan

giảm, chi phí trực tiếp kết cấu nên giá thành đƣợc tổng kết ở bảng 4.6.

104

Bảng 4.6. Tổng hợp chi phí trực tiếp cho lỗ khoan (số liệu nghiệm thu)

TT Chi phí trực tiếp Đơn vị tính Giá trị

1 Vật tƣ và chi phí khác Đồng 358.260.928

2 Tiền lƣơng “ 135.259.207

Tổng cộng “ 493.520.136

Giá thành mét khoan (tính cho chi phí trực tiếp) là 1.050.042 đ/m. Đây

là lỗ khoan đƣợc thanh toán ở nhóm chiều sâu dƣới 650 m với đơn giá của

TKV: 2.862.985 đ/m. Nhƣ vậy, chi phí trực tiếp cho lỗ khoan KT20 bằng

36,7% đơn giá. Đây là tỷ lệ có tính cạnh tranh, cho thấy việc khoan thử

nghiệm đã đạt kết quả tốt.

4.4. Kết luận

Kết quả thử nghiệm cho thấy: Hệ dung dịch entonite – Thạch cao cho

khoan OML c nhiều ƣu điểm, với địa tầng vùng than Quảng Ninh đây là hệ

dung dịch c các thông số phù hợp hơn so với các hệ dung dịch đã áp dụng

trƣớc đây.

Mở rộng kích thƣớc KGVX bằng việc tăng đƣờng kính ngoài mũi

khoan từ 75,3 lên 78,5 mm là giải pháp giảm tổn thất thủy lực khi sử dụng

dung dịch sét trong công nghệ khoan bằng OML. Kết quả luôn giữ đƣợc áp

suất bơm < 0,8 MPa (là ngƣỡng an toàn ở chiều sâu từ 400 ÷ 600 m), từ đ

giảm nguy cơ kẹt mút bộ dụng cụ. Đây là giải pháp đồng bộ, rất cần thiết để

hoàn thiện công nghệ khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh.

Việc tổ chức thử nghiệm có liên quan trực tiếp đến tình hình thực hiện

kế hoạch và thực tế sản xuất của Công ty CP khoan & DVKT KT Mỏ, nên

không c đƣợc sự chủ động cao. Do đ , lỗ khoan KT20 đƣợc lựa chọn có cột

địa tầng mang đặc điểm địa tầng vùng than Quảng Ninh nhƣng c chiều sâu

chƣa nhƣ mong muốn.

Tuy nhiên, với những phân tích, đánh giá từ thực tế cho thấy: sự phức

105

tạp của địa tầng than vùng Quảng Ninh chính là ở sự lặp đi, lặp lại nhiều lần

của các vỉa than và các lớp sét kết, sét than mềm yếu. Do đ , kết quả thử

nghiệm khoan qua vỉa than dày từ chiều sâu 426 m đến 467 m (vỉa dày, xen

kẹp sét) ở lỗ khoan KT 20 là cơ sở đề suất tiếp tục triển khai, nghiên cứu thử

nghiệm và áp dụng cho những lỗ khoan OML trong địa tầng phức tạp vùng

than Quảng Ninh.

106

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Kết luận

Từ các kết quả nghiên cứu, tác giả có một số nhận xét, kết luận sau:

Để tăng hiệu quả khoan bằng OML trong điều kiện địa chất phức tạp

vùng than Quảng Ninh, sử dụng hệ dung dịch ức chế sét Bentonite - Thạch

cao nhằm ức chế trƣơng nở sét và chống sập lở thành lỗ khoan, đồng thời mở

rộng kích thƣớc KGVX bằng việc sử dụng mũi khoan ϕ78,5 mm với bộ ống

mẫu tiêu chuần NQ để phòng chống hiện tƣợng bó mút, hạn chế các phức tạp,

sự cố xảy ra do kích thƣớc KGVX hẹp.

Kết quả nghiên cứu thực nghiệm cho thấy hệ dung dịch ức chế sét

Bentonite - Thạch cao có khả năng ức chế và ổn định thành lỗ khoan cho

khoan bằng OML tại vùng than Quảng Ninh. Kết quả ở lỗ khoan thử nghiệm

khi sử dụng hệ dung dịch ức chế sét Bentonite - Thạch cao phối hợp với mũi

khoan ϕ78,5 mm, thành lỗ khoan không trƣơng nở, sập lở, không có hiện

tƣợng bó mút xảy ra.

Đƣờng kính lỗ khoan tăng lên 78,5 mm đã giảm tổn thất thủy lực 50%,

lỗ khoan không xảy ra sự cố kẹt.

Năng suất khoan thử nghiệm đạt cao (564 m/thg.máy), giá thành mét

khoan giảm (bằng 30% đơn giá). Đây là cơ sở để tiếp tục thử nghiệm, áp dụng

vào thăm dò than vùng Quảng ninh và các vùng mỏ c địa tầng tƣơng tự.

Kiến nghị

Cho phép áp dụng rộng rãi kết quả nghiên cứu của đề tài: hệ dung dịch

Bentonite - Thạch cao, phối hợp sử dụng mũi khoan đƣờng kính ngoài

78,5mm với bộ OML kiểu NQ để khoan trong địa tầng phức tạp ở vùng than

Quảng Ninh.

Khi áp dụng kết quả nghiên cứu của đề tài cũng cần điều chỉnh, lựa

chọn các thông số dung dịch và mở rộng kích thƣớc KGVX cho phù hợp hơn

với từng trƣờng hợp, điều kiện địa chất cụ thể của vùng than Quảng Ninh.

DANH MỤC C NG TR NH Đ C NG BỐ CỦA TÁC GIẢ

1. Nguyễn Xuân Thảo, Phạm văn Nhâm (2011), Hiệu quả kinh tế kỹ

thuật khoan ống mẫu luồn, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất, Hà Nội,

Số 34, 4/2011, Tr. 45 - 47.

2. Nguyễn Xuân Thảo, Phạm văn Nhâm (2012), Nghiên cứu lựa chọn

các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả công nghệ khoan sâu thăm dò

khoáng sản rắn, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất, Hà Nội, Số 36,

10/2011, Tr. 104 - 107.

3. Nguyễn Xuân Thảo, Phạm văn Nhâm (2012), Các yếu tố ảnh hưởng

đến chất lượng và hiệu quả khoan ống mẫu luồn ở vùng than Quảng

Ninh, Tạp chí Địa kỹ thuật, Hà Nội, Số 1 /2012, Tr. 41 - 43.

4. Phạm văn Nhâm, Nguyễn Xuân Thảo, (2015), Nghiên cứu tính phức

tạp của tầng sét than vùng Quảng Ninh khi áp dụng công nghệ

khoan bằng bộ ống mẫu luồn, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất, Hà

Nội, Số 51, 7/2015, Tr. 6 - 12.

5. Nguyễn Xuân Thảo, Phạm văn Nhâm, Nguyễn Trần Tuân, Lê Văn

Nam (2015), Nghiên cứu ảnh hưởng của lực ma sát tới mòn mũi

khoan kim cương trong quá trình phá hủy đất đá, Tạp chí KHKT

Mỏ - Địa chất, Hà Nội, Số 52, 10/2015,Tr. 8 - 11.

6. Phạm văn Nhâm và nnk (2011), Nghiên cứu thiết kế chế tạo một số

dụng cụ cứu sự cố cho công nghệ khoan mẫu luồn, Đề tài nghiên

cứu cấp Bộ, giấy chứng nhận KQNC số đăng ký 2011 - 24 -

222/KQNC, 23/3/2011.

7. Phạm văn Nhâm và nnk (2014), Nghiên cứu chế tạo hệ dung dịch sét

Bentonit sử dụng cho khoan mẫu luồn trong thăm dò than vùng

Quảng Ninh, Đề tài nghiên cứu cấp Bộ, giấy chứng nhận KQNC số

đăng ký 2015 - 24-344/KQNC, 15/5/2015

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Lê Đỗ Bình, Nguyễn Trọng Khiêm (2008), Địa chất khoáng sản các mỏ

than Việt Nam (Tập 1,2 ), Tạp chí Than – Khoáng sản Việt Nam.

2. Công ty Địa chất Mỏ - VINACOMIN (2004-2014), Thiết kế thi công

các lỗ khoan sâu > 600m.

3. Lê Quang Duyến, Trần Đình Kiên, Lê Văn Thăng, nguyễn Vinh Thế

Vinh (2007), Lựa chọn dung dịch để khoan thăm dò than bằng ống

mẫu luồn tại vùng mỏ Quảng Ninh, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ-

Địa chất số 17, 07/2007.

4. Hoàng Hồng Lĩnh, Ngô Văn Tự (1995), Nghiên cứu hệ dung dịch

khoan ức chế mới tại liên doanh Việt Nga, Tạp chí Dầu khí số 2.

5. Tập đoàn TKV (2012), Báo cáo tổng kết công tác thăm dò Tập đoàn

TKV, 2007-2012.

6. Phạm Xuân Thành (2009-2012), Báo cáo tổng kết sản xuất các năm từ

2009 - 2012, Công ty CP Khoan & DVKT KT Mỏ.

7. Nguyễn Xuân Thảo và nnk (1994), Nghiên cứu áp dụng thử nghiệm

phương pháp khoan ống mẫu luồn KCCK-76, Báo cáo tổng kết đề

tài Tổng cục Địa chất.

8. Nguyễn Xuân Thảo, Trần Đình Kiên, Phan xuân Dƣơng, Phạm Quang

Hiệu, Lê Quang Duyến, Phạm Ngọc Thọ (2008), Ảnh hưởng của

áp suất dòng nước rửa tới độ bền vững của thành giếng khoan

trong khoan ống mẫu luồn, Tuyển tập áo cáo KH tại Hội nghị KH

Cơ học toàn Quốc lần thứ 8.

9. Nguyễn Xuân Thảo (2011), Hiệu quả kinh tế kỹ thuật khoan ống mẫu

luồn, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất số 34, 4/2011.

10. Nguyễn Xuân Thảo (2012), Nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng tới độ

ổn định thành lỗ khoan thăm dò vùng Quảng Ninh, Tạp chí Địa Kỹ

thuật, số 1-2012.

11. Nguyễn Xuân Thảo, Trần Đình Kiên, Vũ Văn Đông (2012) Công

nghệ khoan ống mẫu luồn, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật.

12. Vũ Đức Thụ (2011), Báo cáo Tổng kết công tác thi công khoan thăm

dò bổ sung thân quặng T3;T7 Mỏ đồng Sin Quyền – Bát Sát – Lào

cai, Công ty CP Khoan & DVKT KT Mỏ.

13. Tổng cục địa chất (1977), Quy phạm kỹ thuật khoan thăm dò, nhà

xuất bản khoa học - kỹ thuật, 12/1977.

14. Nguyễn Văn Việt (2009-2014), Báo cáo tổng kết sản xuất các năm từ

2009 – 2014, Công ty Địa chất Mỏ - VINACOMIN.

15. Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Xuân Thảo (2008), Hoàn thiện công nghệ

chế tạo và sử dụng dung dịch polime-bentonit trong khoan ống mẫu

luồn đường kính nhỏ thăm dò khoáng sản rắn sâu đến 2000 m, báo

cáo tổng kết đề tài cấp bộ, mã số B2006-02-23 ĐT. 2008.

16. Akema J. Improvement on Drilling Techniques for the Kuroko Green

Tuff Region. "Кодзан Тиснцу", 1973, vol. 23, № 5, p. 319-326.

17. Annie A; US Patent 4142595 June – 15 – 2004.

18. Bill Mitchell. Advanced Oil Well Drilling Engineering Handbook.

Tenthedition. Mitchell – 1995.

19. Baker Hughes . Fluids Fact. Engineering handbook. US 2006.

20. Boart Longyear . Product seminar Wireline core drilling.. 1998.

21. Bourgoyne A. T., Millheim K. K., Chenevest M. E., Young Jr. F. S.

Applied Drilling Engineering. SPE – 1991.

22. Catalogue of Wuxi // Drilling Tools Factory WIRELINE Drill Tools

DoubleTube Core Barrels, KHP. – 1989. – N 6. – P. 33.

23. Catalogue of Suzhou Exploration Drill Tools //WIRELINE Coring

Eguipment FACTORY, KHP. – 1989. – N 12. – P. 6.

24. Chunbo ZHANG. Technology of Diamond Wire-fine Drilling//

Geological Production Company, 1985.

25. Chugh C. P. Manual of drilling technology. Oxonian Press – 1988.

26. Daniel Swern. Baileys Industrial Oil and Fat Products.

Inter.science Publishers. Inc, New York – 1964.

27. George R.Gray, HCH Darley. Composition and properties of oil

well Drilling Fluids. US - 2010.

28. Heinz W.F. Diamond drilling handbook. SADA 2000.

29. Heinz W.F. Drilling fluids product data manual. Dowell Drilling

Fluids, 2005.

30. Howard w. Holmquist. Drilling fluid containing a fluid loss control

agent of a Sulfonated “phenol-formaldehyde-phenol resine”. US

2011.

31. John. R. Kostusa, John H. Ravenseroft Fracture Controlled

Production.Published by the American of Petrolium geologists

Tulsa Oklahoma, USA – 1997.

32. Kingsley Ihueze Nzeadibe. Methods and biodegradable water based

thinner composition for drilling subterranean boreholes with

aqueous base drilling fluid. US 2013.

33. Longyear Catalogue. 200// WIRELINE Parker Type II. – 1985.– N

7.– P. 5.

34. Longyear Catalogue // Wireline Casing Advancer 1986N10– P. 27.

35. Longyear Catalogue // NQ «Wireline System » / 08-87 – N-8. – P. 33.

36. Lui Guangzhi. Diamond drilling Handbook. Bejing China. 1992.

37. MI- Swaco Engineering drilling fluid manual – Chapter 10 Rivision

No: A-0/ Rivision date; 3/31/1998.

38. Stefan Alexandru Stoian. Drilling fluid and method for drilling in

coal – containing formation. US 2010.

39. Steven Young. Methods and aqueous based wellbore fluids for

reducing wellbore fluids loss and filtrate loss. US 2011.

40. Yoshida Boring Mashine Catalogue // WIRELINE Core Barrels –

1989–N4– P32.

41. Yoshida Boring Machine Manufacturing Co.LTD. Moden YSD-300

and YSD- 500. 2007.

42. Aфaнaъeв И.C; Блинoв Г.A; Пoнoмopѐв П. П; и дp. Cпpaвoчник

пo бypeнию гeoлoгopaзвeдoчныx cквaҗин. Heдpa 2000.

43. Варенов А.Д; Феронов М.П. Усовершенствование конструкций

КССК- 76 и ССК-59 // Разведка и охрана. Heдpa. М. 1983. - №

9. - С.32-34.

44. Вартыкин В.Г; Зорин В.Ф. и др. О результатах испытаний

центрирующих колонковых наборов при бурении снарядами со

съемными керноприемниками. М., С.16 - 21.

45. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. Недра. M.

1979.

46. Исаев М.И; Онишин В.П. Бурение скважин со съемными

керноприемниками. Недра. Л. 1975. - 127с.

47. Кардыш В.Г; Мурзаков Б.В; Окмянский А.С. Современные

технические средства для бурения геологоразведочных скважин

снарядами сосъемными керноприемниками за рубежом // Обзор

ВНИИ экон. минер. сырья и геологоразведочных работ: Техника и

технология геологоразведочных работ, орг. пр-ва. -М.

ВИЭМС,1990.-С. 63.

48. Кaлинин A. Г; Oшкopин O.B; Питepcкий B.M ; Coлoвьeв H.B.

Paзвeдчнoe бypeниe. Heдpa. M. 2000.

49. Кoзлoвcкий E.A; Кapдыш B. Г; Mypзaкoв Б. B ; и дp. Cпpaвoчник

инҗeнepa пo бypeнию гeoлoгopaзвeдoчныx cквaҗин; Тoм 1 и

2. Нeдpa. M. 1984.

50. Кoзлoвcкий E . A . Нoвaя тexникa и тexнoлoгия paзвeдoчнoгo

бypeния . Heдpa. M. 1972.

51. Кудайкулов С.К. Бурение скважин в сложных условиях

снарядами со съѐмными керноприѐмниками (ССК). Недра. M.

2010. - 248 с.

52. Любимoв H . И . Пpинципы клaccифиaцин и эффeктивнoгo

Paзpyшeниe гоpных пopoд пpи paзвeдoчнoи бypeнии. Heдpa.

M. 1967.

53. Maкoвeй H. Гидpaвликa бypeниe . Heдpa. М. 1986.

54. Морозов Ю.Г. Закономерности искривления скважин при

бурении снарядами со съемными керноприемниками.

Экспресс-информация «Техника и технология

геологоразведочных работ; организация производства». - М:

ВИЭМС, 1979. - вып.15. - 46 с.

55. Онишин В.П; Блинов Г.А; Вартыкян В.Г; Плавский Д.Н. Методы

технология и организация буровых работ с использованием

съѐмного инструмента. Недра. Л.1990. - 268 с.

56. Пeшaлoв Ю. A. Oптимизaция пpимeнeния тexничecкиx cpeдcтв и

тexнoлoгии бypeния paзвeдoчныx cквaҗин Heдpa. M. 1979.

57. шaмшeв Φ.A; Paзвeдoчнoe бypeниe. Heдpa. M. 1975.

Phụ lục số 1 - Thiết bị thí nghiệm điều chế dung dịch

1- Máy khuấy dung dịch 2- Máy đo độ nhớt Model 800

3- Thiết bị đo độ thải nước 4-Thiết bị đo khối lượng riêng

5- Bộ dụng cụ đo độ nhớt

Phụ lục số 2 - Cột địa tầng dự kiến lỗ khoan thử nghiệm

Phụ lục số 3. Thiết kế thi công lỗ khoan KT 20

Tæ, ®éi thi c«ng:

20.0 m

§Þa tÇng

0.0 m

thiÕt kÕ kü thuËt lç khoan tdkt 20

Khoan & ? ng ch?ng 114

Tªn vØa

Ngµy khëi c«ng:

ChiÒu s©u kÕt thóc:

ChiÒu s©u thiÕt kÕ: 460 mÐt

khu má than hµ r¸ng

ChiÒu

s©u trô

ChiÒu

dÇy vØaLÊy mÉu Ghi chóTh«ng sè KT khoan

Q (l/ph) n (v/ph) P (kg)

- Quan tr¾c ®¬n gi¶n §CTV - §CCT lç khoan.

yªu cÇu:

600-700 78 - 100 70 - 100 ChÕ ®é khoan më lç

Than 65.4 2.40

SÐt kÕt 100.0 6.00

S¹n kÕt 120.0 20.00

C¸t kÕt 140.0 20.00

Bét kÕt 180.0 40.00

200.0 13.00

- MÉu nham th¹ch ®¹t >70%

- LÊy mÉu ho¸ than: ... mÉu- LÊy mÉu ®¸ kÑp: mÉu- LÊy mÉu khÝ §L: mÉu- LÊy mÉu khÝ ®Þnh tÝnh: mÉu

CÊu tróc lç khoan

- MÉu than ph¶i ®¹t >75%

- X¸c ®Þnh chiÒu dµy vÞ trÝ 03 vØa than chÝnh

- Kh«ng cã hiÖp mÊt mÉu

40.0 m

60.0 m

80.0 m

100.0 m

120.0 m

140.0 m

160.0 m

180.0 m

200.0 m

220.0 m

240.0 m

260.0 m

Bét kÕt

To¹ ®é: X: 232533.38

Y: 412552.56

Z: +219.45

Ph¹m V¨n Nh©m

c«ng ty cæ phÇn khoan

vµ dÞch vô kü thuËt khai th¸c má

Hä vµ tªn

NguyÔn H¹nh Thuyªn

Vò §øc Thô

Chøc danh Ký tªn

Gi¸m ®èc

TP Kü thuËt - An toµn

Kü thuËt §Þa chÊt

280.0 m

300.0 m

Bét kÕt 60.00280.0

20.00S¹n kÕt 300.0

320.0 m

340.0 m

360.0 m

380.0 m

20.0 20.00C¸t kÕt

20.00S¹n kÕt 340.0

20.00S¹n kÕt 380.0

C¸t kÕt 20.00360.0

400.0 m

420.0 m

440.0 m

460.0 m

20.00C¸t kÕt 320.0

S¹n kÕt 23.00460.0

3.00Than 437.0

S¹n kÕt 71.0 5.60

C¸t kÕt 88.5 12.30

Bét kÕt 94.0 5.50

Bét kÕt 76.2 5.20

187.0 7.00S¹n kÕt

30.0 10.00S¹n kÕt

44.0 14.00Bét kÕt

Bét kÕt 54.00434.0

C¸t kÕt 217.6 17.60

Khoan HQ

u? ?Vò TiÕn M¹nh

C¸t kÕt 63.0 19.00

Than 220.0 2.40

Khoan NQ

4m

96.00

78.50

900-1200 200 - 300 60-70ChÕ ®é khoan HQ qua

c¸c líp ®Ê: c¸t kÕt, cuéi kÕt ...

147m

460m

114.00

700-900 100 - 250 70-80ChÕ ®é khoan HQ qua

c¸c líp ®Ê: Bét kÕt ...

600-800 150 - 200 60-70ChÕ ®é khoan HQ qua

c¸c líp ®Ê: SÐt kÕt ...

500-600 100 - 200 50-60ChÕ ®é khoan HQ qua

c¸c c¸c vØa than

800-1000 200 - 400 50-60ChÕ ®é khoan NQ qua

c¸c líp ®Ê: c¸t kÕt, cuéi kÕt ...

700-900 200 - 350 50-70ChÕ ®é khoan NQ qua

c¸c líp ®Ê: Bét kÕt ...

500-600 150 - 300 60-70ChÕ ®é khoan NQ qua

c¸c líp ®Ê: SÐt kÕt ...

400-600 100 - 150 40-50ChÕ ®é khoan NQ qua

c¸c c¸c vØa than

400-500 75 - 100 50-70ChÕ ®é khoan NQ lÊy mÉu

khÝ - than

Phụ lục số 4: Thiết đồ địa vật lý LK TD20 - Hà Ráng

(Chiều sâu từ 420 - 470 m)

mm Tu Ðen mm

012

05000

Gama (CPS)0 200

Gama Gama (CPS)300 10500

Ðu?ng kính (mm)50 250

Theo khoan

Th

uo

c t

y l

ê

Theo Vât ly

Ch

iêu

sâu

tr

u l

op

Cô

t d

ia t

ân

g

Câu

tao

via

Cô

t d

ia t

ân

g

Ch

iêu

dai

hiê

p

Mâu

lây

du

oc

Ðo d

oc

Ch

iêu

sâu

do

Th

iêt

dô

Ch

iêu

sâu

tru

lo

p

Ch

iêu

dây

lo

p

Mâu

lây

du

oc

Ch

iêu

dây

th

uc

LK TD-20 KHU MO HA RANGTY LE: 1/200

CAU TRUC LO KHOAN

ÐUONG KINH KHOAN ONG CHONG

Tu Ðen

Su dung

422.50

1.5-1.1

2.0-1.5

2.0-1.5424.50

426.60

426.20 1.7-1.2

430.301.0-0.70.3-0.2

1.0-0.8

432.00 0.7-0.60.5-0.4

1.4-1.2

1.2-1.0

431.7

3.00

434.7

435.10

1.60436.50 1.4-1.2

1.2-1.00.5-0.4438.00

0.7-0.5

436.8437.10

1.90439.00

439.401.2-1.0

1.2-1.0

1.2-1.0

1.2-1.0

4.20

443.60

444.400.40

444.80445.50

444.00 0.5-0.4

0.7-0.6

446.00 1.1-1.1

1.1-0.9

1.2-1.0

1.2-1.0 1.2-1.0

1.2-1.0

1.2-1.0

1.2-1.0

1.4-1.2

3.20

448.60449.001.00450.00450.40

7.40

459.80

1.3-1.1

1.3-1.1

1.4-1.1

1.4-1.1

0.9-0.7

1.5-1.3

463.60 1.4-1.1

1.9-1.5

1.5-1.1467.00

457.80

458.30

1.70

460.10

422.50 8.10 6.00 7.61

424.50 2.00 1.50 1.88

426.20 1.70 1.20 1.60

428.60 2.40 2.00 2.26429.00 0.40 0.30 0.38

430.00 1.00 0.80 0.94430.30 0.30 0.20 0.28

432.00 1.70 1.40 1.60

436.50 4.50 4.00 4.23

438.00 1.50 1.20 1.41

444.00 6.00 10.00 5.64

446.00 2.00 1.70 1.88

459.80 13.80 11.70 12.97

463.60 3.80 3.10 3.57

467.00 3.40 2.70 3.19

428.60

1.6-1.3 1.50428.100.50

428.60

0.8-1.7429.00 0.4-1.3

430.00