Nghiên cứu ảnh hưởng của một số phụ gia đến quá trình sản xuất dung dịch khoan từ nguồn sét bentonite cổ định

64 11 0
  • Loading ...
1/64 trang

Thông tin tài liệu

Ngày đăng: 24/11/2016, 01:09

NGUYỄN THỊ THANH HUYỀN BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - NGUYỄN THỊ THANH HUYỀN KỸ THUẬT HÓA HỌC NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA MỘT SỐ PHỤ GIA ĐẾN QUÁ TRÌNH SẢN XUẤT DUNG DỊCH KHOAN TỪ NGUỒN SÉT BENTONITE CỔ ĐỊNH LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT CHUYÊN NGÀNH KỸ THUẬT HÓA HỌC KHÓA 2012B Hà Nội – 2013 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - NGUYỄN THỊ THANH HUYỀN NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA MỘT SỐ PHỤ GIA ĐẾN QUÁ TRÌNH SẢN XUẤT DUNG DỊCH KHOAN TỪ NGUỒN SÉT BENTONITE CỔ ĐỊNH LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC CHUYÊN NGÀNH KỸ THUẬT HÓA HỌC NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC : PGS.TS PHẠM THANH HUYỀN Hà Nội – 2013 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan công trình nghiên cứu tôi, có hỗ trợ từ giáo viên hướng dẫn PGS.TS Phạm Thanh Huyền Các số liệu sử dụng phân tích luận văn có nguồn gốc rõ ràng, công bố Các kết nghiên cứu luận văn tự tìm hiểu, phân tích trung thực khách quan Các kết chưa công bố nghiên cứu khác Học viên Nguyễn Thị Thanh Huyền MỤC LỤC DANH MỤC HÌNH 1  DANH MỤC BẢNG 4  DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT 5  LỜI MỞ ĐẦU 6  U CHƯƠNG I TỔNG QUAN 7  1.1 TỔNG QUAN VỀ DUNG DỊCH KHOAN 7  1.1.1 Giới thiệu dung dịch khoan 7  1.1.2 Thành phần dung dịch khoan 9  1.1.2.1 Nước 9  1.1.2.2 Khoáng sét 10  1.1.2.3 Các polyme tăng độ nhớt, phụ gia sử dụng dung dịch khoan 11  1.1.2.4 Vật liệu làm tăng tỷ trọng 13  1.1.2.5 Muối vô hoà tan 15  1.2 SÉT VÀ VAI TRÒ SÉT TRONG DUNG DỊCH KHOAN 15  1.2.1 Sét bentonite 15  1.2.1.1 Phân loại bentonite 16  1.2.1.2 Cấu trúc bentonite 16  1.2.1.3 Tính chất bentonite 18  1.2.2 Hệ sét – nước [9] 24  1.3 YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA DUNG DỊCH KHOAN 28  1.3.1 Trọng lượng riêng 28  1.3.2 Độ nhớt 29  1.3.3 Độ thải nước (cm3) 29  CHƯƠNG THỰC NGHIỆM VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 31  U 2.1 HÓA CHẤT,DỤNG CỤ VÀ THIẾT BỊ 31  2.1.1 Hoá chất, dụng cụ 31  2.1.2 Mẫu bentonite sử dụng nghiên cứu 31  2.2 PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU CHẤT LƯỢNG DUNG DỊCH KHOAN VÀ ĐẶC TRƯNG VẬT LIỆU 32  U 2.3 ĐIỀU CHẾ HÓA PHẨM KHOAN 35  CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN 36  3.1 XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG MONMORILONIT TRONG THÀNH PHẦN SÉT BENTONITE CỔ ĐỊNH: 36  3.1.1 Xác định thành phần khoáng vật sét theo giản đồ nhiễu xạ tia X 36  3.2 NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO DUNG DỊCH KHOAN TỪ BENTONITE CỔ ĐỊNH SỬ DỤNG TÁC NHÂN TẠO ĐỘ NHỚT PVA, CMC (CARBOXYL METHYL XENLULOZO), XANTHAN GUM 43  3.2.1 Sử dụng chất tăng độ nhớt PVA 43  3.2.1.1 Ảnh hưởng hàm lượng PVA 43  3.2.2 Sử dụng chất tăng độ nhớt CMC 44  3.2.2.1 Ảnh hưởng hàm lượng Na CO 44  3.2.2.2. Ảnh hưởng hàm lượng tác nhân tăng độ nhớt CMC 46  3.2.2.3.Ảnh hưởng hàm lượng Na CO 49  3.2.3 Ảnh hưởng phương pháp xử lý sét : 51  3.2.4. Sử dụng chất tăng độ nhớt xanthan gum 52  3.2.4.1 Ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum 52  3.2.4.2. Ảnh hưởng hàm lượng Na CO 55  3.2.5. Ảnh hưởng hàm lượng CMC, xanthan gum, PVA kết hợp 56  KẾT LUẬN 58  TÀI LIỆU THAM KHẢO 59  DANH MỤC HÌNH Hình 1.1 Đơn vị tinh thể montmorillonit.[1] 17 Hình 1.2 Cấu trúc :1 MMT.[1] 18 Hình 3.1.Giản đồ XRD mẫu A,B,C 37 Hình 3.2: Giản đồ phân tích nhiệt mẫu A, B, C 40 Hình 3.3 Ảnh hưởng hàm lượng PVA tới V600 44 Hình 3.4 Ảnh hưởng muối vô đến độ nhớt V600 45 Hình 3.5 Ảnh hưởng hàm lượng CMC lên ứng suất trượt tĩnh tỉ số YP/PV 47 Hình 3.6 Ảnh hưởng hàm lượng CMC đến V600 49 Hình 3.7 Ảnh hưởng hàm lượng Na CO 50 Hình 3.8 Ảnh hưởng phương pháp xử lý sét 51 Hình 3.9 Ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum tới V600 53 Hình 3.10 Ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum tới YP YP/PV 54 Hình 3.11 Ảnh hưởng hàm lượng Na CO 56 DANH MỤC BẢNG Bảng 1.1 Thành phần khoáng vật bentonite Cổ Định - Thanh Hoá [3] 23 Bảng 1.2 Thành phần hóa học bentonite cổ Định Thanh Hoá [3] 24 Bảng 3.1: Thành phần khoáng vật khoảng hàm lượng (%) mẫu nghiên cứu theo phương pháp XRD 38 Bảng 3.2: Phần trăm khối lượng theo nhiệt độ 41 Bảng 3.3: Thành phần khoáng vật (~%) mẫu nghiên cứu theo phương pháp phân tích nhiệt 42 Bảng 3.4 Khảo sát ảnh hưởng nồng PVA với nồng độ Na CO 4,0% theo phương pháp khô (Phun sương) 43 Bảng 3.5 Khảo sát chất điện ly 45 Bảng 3.6 Khảo sát nồng độ CMC với 4% Na CO 47 Bảng 3.7 Khảo sát hàm lượng Na CO 49 Bảng 3.8 Khảo sát ảnh hưởng phương pháp xử lý sét 51 Bảng 3.9 Khảo sát ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum theo phương pháp dẻo 53 Bảng 3.10 Khảo sát ảnh hưởng hàm lượng Na CO theo phương pháp dẻo 55 Bảng 3.11 Ảnh hưởng hàm lượng tác nhân tăng độ nhớt 57 DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT Viết tắt Tên gọi Bent - Na Bentonite kiềm Bent - Ca Bentonite kiềm thổ Bent Bentonite MMT Monmorillonit Fld Độ thải nước PP Phương pháp LỜI MỞ ĐẦU Bentonite loại khoáng sét quý, có cấu trúc lớp tương đối xốp Mỏ khoáng sét bentonite vùng Cổ Định - Thanh Hóa có trữ lượng lớn, khai thác đồng thời với trình khai thác Cromit Nguồn sét bentonite thải qua trình khai thác Cromit từ mỏ Cổ Định - Thanh Hóa sử dụng làm dung dịch khoan (chủ yếu dung dịch khoan cọc nhồi), lượng nhỏ nghiên cứu sử dụng làm chất hấp phụ, xúc tác công nghiệp tẩy màu, tẩy dầu mỡ, công nghiệp thực phẩm, phân bón tổng hợp Trong dung dịch khoan, bentonite thành phần sử dụng nhằm nâng cao khả làm đáy giếng khoan (tăng khả tải bùn khoan), tăng tốc độ khoan tuổi thọ mũi khoan (do nâng cao hiệu ứng thủy lực bôi trơn), ngăn cản nước khoan qua lớp đất đá xốp, tạo nên lớp vỏ sét mỏng áp lực thủy tĩnh làm giảm đến mức tối thiểu ảnh hưởng trình khoan đến thành tạo lỗ khoan, giảm giá thành giếng khoan Vấn đề nâng cao tiêu kinh tế - kỹ thuật thi công giếng khoan gắn liền với việc hoàn thiện không ngừng quy trình pha chế dung dịch khoan có tính chất định nâng cao tính động điều chỉnh tính chất trình khoan Trên sở đó, đề tài“ Nghiên cứu ảnh hưởng số phụ gia đến trình sản xuất dung dịch khoan từ nguồn sét bentonite mỏ Cổ Định” thực Trong nghiên cứu này, khảo sát phân tích thành phần hoá học, khảo sát độ nhớt, tính lưu biến, độ thải nước, khảo sát ảnh hưởng số thành phần pha chế hóa phẩm dung dịch khoan với mong muốn thành công đề tài đóng góp vào nghiên cứu công tác pha chế dung dịch khoan gốc nước CHƯƠNG I TỔNG QUAN 1.1 TỔNG QUAN VỀ DUNG DỊCH KHOAN 1.1.1 Giới thiệu dung dịch khoan 1.1.1.1 Định nghĩa Dung dịch khoan hỗn hợp tuần hoàn bơm từ bề mặt vào cần khoan, choòng khoan quay lại bề mặt khoảng không vành xuyến công tác khoan Dung dịch khoan chất lỏng khí Có loại dung dịch khoan sau đây: ™ dung dịch khoan dạng bọt ™ dung dịch khoan gốc nước ™ dung dịch khoan gốc dầu ™ dung dịch khoan gốc polyme tổng hợp (olefin este) 1.1.1.2 Chức dung dịch khoan [9, 10] Trong thi công trình khoan vào lòng đất thực chức quan trọng sau: ™ Rửa đáy lỗ khoan tải mùn khoan lên mặt đất ™ Giữ mùn khoan trạng thái lơ lửng trường hợp hệ tuần hoàn dung dịch khoan bị gián đoạn ™ Tách mùn khoan bề mặt giếng khoan ™ Bôi trơn làm nguội cần ống khoan, choòng khoan ™ Tạo áp suất thuỷ tĩnh thích hợp nhằm mục đích: ngăn chặn xâm nhập nước vỉa, dầu khí vào giếng khoan; giữ thành giếng khoan khỏi bị sập lở gặp vỉa đất đá không ổn định; tạo vỏ bùn làm hạn chế thấm lọc dung dịch Bảng 3.6 Khảo sát nồng độ CMC với 4% Na CO CMC(% Bent(g Na C ) O (%) ) V300 V60 PV YP YP/P pH Fl (ml) V 22,5 31 33 29 14,5 10 21 1.5 22,5 24 29 19 3.8 10 13,4 1.8 22,5 25 31 19 3,2 10 13 22,5 25 30 20 10 13 35 30 YP&YP/PV 25 20 YP/PV 15 YP 10 0 0.5 1.5 2.5 %CMC Hình 3.5 Ảnh hưởng hàm lượng CMC lên ứng suất trượt tĩnh tỉ số YP/PV Nhận xét: Khi sử dụng Na CO với lượng 4%, anion Na CO kết hợp đủ với cation khoáng vật sét vừa giải phóng Độ nhớt V600 mẫu bentonite hoạt hoá 4% Na CO đạt 30, nhiên giá trị độ thải nước cao so với tiêu chuẩn Khi thêm CMC vào làm giãn khoảng cách V600 V300 đồng 47 thời độ thải nước giảm đạt tiêu chuẩn nhỏ 15ml Khi tăng hàm lượng CMC, ứng suất trượt tĩnh có xu hướng giảm xuống, tỉ số YP/PV đạt giá trị 30 cP, độ thải nước giảm < 15ml Khi tăng hàm lượng, CMC không làm giảm chất lượng dung dịch sét 48 Anh huong cua ham luong CMC 34 33 33 V600 32 31 31 30 30 29 29 28 27 1.5 1.8 %CMC Hình 3.6 Ảnh hưởng hàm lượng CMC đến V600 3.2.2.3.Ảnh hưởng hàm lượng Na CO Kết nghiên cứu ảnh hưởng hàm lượng Na CO trình bày bảng 3.7 hình 3.7 Bảng 3.7 Khảo sát hàm lượng Na CO CMC Bent (g) Na2CO3 1.8 % V300 V600 PV YP (%) YP/P pH V Độ thải nước (ml) 1,8 22,5 2,5 15 18 12 14,6 1,8 22,5 14 19 1,8 14,4 1,8 22,5 3,5 18 23 13 2,6 10 13,2 1,8 22,5 25 31 19 3,17 10 13,2 1,8 22,5 4,5 36 40 32 10 13,2 1,8 22,5 36 39 33 11 10 13 49 45 40 35 V600 30 25 20 V600 15 10 2.5 3.5 4 4.5 Hình 3.7 Ảnh hưởngg hàm lượng Na2CO C đến V600 Nhận xéét: Độ nhớtt V600 tăngg tăng hàm lượngg Na2CO3 v đạt cực đại hàm m lượng 4,55% Tiếp tụ ục tăng hàm m lượng Naa2CO3 lên 5% độ nhớtt giảm Khii sử dụng với hàm lượ ợng 4% - 5% % Na2CO3 độ đ nhớt V6600 đạt giá trị >300cP đáp ứng yêu cầu chho dung dịcch khoan Điều Đ giải thícch sau:: Như trình t bày trên, sử dụng Na2CO3, annion kết hợp với cation củaa khoáng vậật sét vừa đ giải phóng p Nếu hàm lượngg Na2CO3 < 3%, nồngg độ aniion không đủ đ để kết hợp h với cácc cation vừ ừa giảải phóng củủa khoáng vật sét, ưng hàm m lượng Naa2CO3 lớn (≥ 4%), bảnn thân muối phân ly cation, n vậyy cation củaa muối cũngg ảnh hưởng đến tínnh keo dung d dịch Từ kết ngghiên cứu trrên ta chọn nồng độ CM MC 1,8% lààm nồng độộ hợp lý đốii với mẫu bentonite hooạt hoá 4%N Na2CO3 theo phương pháp xử lý khô k 50 3.2.3 Ảnh hưởng phương pháp xử lý sét : Các phương pháp xử lý khác thao tác thực Đối với mẫu xử lý theo phương pháp khô, sét trộn Na2CO3 phun sương, ủ ngày đem trộn với CMC Đối với phương pháp xử lý dẻo, sét trộn lẫn dung dịch Na2CO3 ủ ngày, phơi khô trộn với CMC Kết nghiên cứu ảnh hưởng phương pháp xử lý bảng 3.8 hình 3.8 Bảng 3.8 Khảo sát ảnh hưởng phương pháp xử lý sét Na2CO3 CMC (%) (%) 22,5 1,8 25 31 19 3,17 10 PP Dẻo 22,5 1,8 29 35 23 3,83 Phương Bent pháp (g) PP khô V300 V600 PV YP YP/PV pH 36 35 34 33 V600 32 31 30 29 PP Khô PP Dẻo Hình 3.8 Ảnh hưởng phương pháp xử lý 51 Theo phương pháp dẻo V600 lớn V600 mẫu theo phương pháp khô, pH theo phương pháp dẻo 9, theo phương pháp khô 10, chứng tỏ Na2CO3 tương tác với bentonite theo phương pháp dẻo tốt Như vậy, với hợp phần “bentonite ; 1,8% CMC; 4% Na2CO3” mẫu điều chế theo phương pháp dẻo có chất lượng tốt hẳn Do có tương tác bentonite với Na2CO3, mức độ hydrat hoá sét tăng lên thay đổi chất ion hấp phụ (Na+) Khi hoạt hoá sét Na2CO3 theo phương pháp khô, tương tác hoá học hấp phụ, tạo thành liên kết học kết tương tác này, hoạt hoá theo phương pháp khô không hiệu Với phương pháp hoạt hoá dẻo, lượng Na2CO3 cần thiết hoà tan lượng nước đủ để đưa sét trạng thái dẻo, điều đảm bảo cho xảy phản ứng tương tác hoá học hấp phụ Na2CO3 với sét bentonite 3.2.4 Sử dụng chất tăng độ nhớt xanthan gum Xanthan gum polysaccharide tổng hợp từ vi khuẩn Xanthomonas campetris ứng dụng nhiều hoá học Tính lưu biến đặc trưng xanthan gum ứng dụng dung dịch khoan gốc nước Khảo sát ảnh hưởng xanthan gum với nồng độ Na2CO3 khác theo phương pháp dẻo 3.2.4.1 Ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum Kết nghiên cứu ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum trình bày bảng 3.9 hình 3.9 52 Bảng 3.9 Khảo sát ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum theo phương pháp dẻo Na2CO3 V300 V600 PV YP YP/PV pH Fl (ml) 34 36 32 16 16,4 35 41 29 4,8 14,8 22,5 42 48 36 14,2 1,3 22,5 48 53 43 8,6 14 1,5 22,5 49 55 43 7,2 13,6 1,8 22,5 50 57 43 6,1 13 Xanthan Bent gum (%) (g) (%) 22,5 0,8 22,5 60 50 40 30 V600 20 10 0 0.8 1.3 1.5 1.8 %xanthan gum Hình 3.9 Ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum tới V600 53 Hoạt hoá sét Na2CO3 khiến độ nhớt cải thiện nhiều Hàm lượng xanthan gum cho vào tăng, độ nhớt V600 tăng Khi hàm lượng xanthan gum ≥ 0,8%, V600 đạt >30 cP độ thải nước giảm theo yêu cầu kĩ thuật dung dịch khoan Hình 3.10 trình bày ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum đến ứng suất trượt tĩnh tỉ số YP/PV 60 57 V600&YP/PV 50 53 48 55 41 40 36 30 V600 YP/PV 20 16 10 4.8 8.6 7.2 6.1 0 %Xanthan gum Hình 3.10 Ảnh hưởng hàm lượng xanthan gum tới YP YP/PV Khi tăng hàm lượng xanthan gum, ứng suất trượt tĩnh có xu hướng tăng lên Dung dịch có ứng suất trượt tĩnh lớn dùng làm nước rửa khoan qua đất đá có áp lực vỉa thấp, nhiều lỗ hổng khe nứt Khi tượng nước rửa bị hạn chế Dung dịch cần làm nặng ban đầu phải có ứng suất trượt tĩnh lớn Điều mạng lưới cấu trúc dung dịch bền (ứng suất trượt tĩnh lớn) khả phân tử sét nước tách khỏi khối dung dịch để vào kẽ nứt, lỗ hổng khó khả dung dịch giữ hạt chất làm nặng trạng thái lơ lửng tốt 54 Lượng Xanthangum dùng giảm giá thành sản phẩm Từ kết nghiên cứu, hàm lượng hợp lý phương pháp dẻo hợp phần bentonite, 4% Na2CO3 0,8% 3.2.4.2 Ảnh hưởng hàm lượng Na2CO3 Khảo sát ảnh hưởng nồng độ Na2CO3 khác theo phương pháp dẻo Kết nghiên cứu ảnh hưởng hàm lượng Na2CO3 trình bày bảng 3.10 hình 3.11 Bảng 3.10 Khảo sát ảnh hưởng hàm lượng Na2CO3 theo phương pháp dẻo Na2CO3 V300 V600 PV YP YP/P pH Độ thải Xanthan Bent gum (%) (g) (g) 0,8 22,5 30 35 25 15 0,8 22,5 35 41 29 4,8 14 0,8 22,5 41 45 37 9,25 10 14,6 V nước (ml) Nhận xét: Độ nhớt V600 tăng tăng hàm lượng Na2CO3 đạt cực đại hàm lượng 5% Khi sử dụng 3% Na2CO3 độ nhớt hoàn toàn đạt giá trị >30 đáp ứng yêu cầu cho dung dịch khoan Như trình bày trên, ứng suất trượt tĩnh dung dịch không nên cao, vừa đủ để giữ mùn khoan barite trạng thái lơ lửng ngưng tuần hoàn Tuy nhiên mẫu 5% giá trị YP cao tỉ số YP/PV không đạt yêu cầu Nếu hàm lượng Na2CO3 ( 4%), thân muối phân ly cation, cation Na2CO3 ảnh hưởng đến tính keo dung dịch 40 37 35 YP & YP/PV 30 29 25 25 20 YP 15 YP/PV 10 9.25 5 4.8 0 %Na2CO3 Hình 3.11 Ảnh hưởng hàm lượng Na2CO3 Từ kết bảng 3.10 hình 3.11, lựa chọn hàm lượng Na2CO3 3% 0,8% Xanthan gum hợp lý phương pháp xử lý dẻo 3.2.5 Ảnh hưởng hàm lượng CMC, xanthan gum, PVA kết hợp Kết nghiên cứu ảnh hưởng hàm lượng tác nhân tăng độ nhớt Xanthan gum kết hợp PVA , CMC PVA trình bày bảng 3.11 (bentonite hoạt hoá 3% Na2CO3) 56 Bảng 3.11 Ảnh hưởng hàm lượng tác nhân tăng độ nhớt CMC Xanthan (%) gum PVA V300 V600 PV YP YP/PV pH 0 25 30 20 0,1 30 34 28 1,3 0.1 41 47 35 5.8 0.1 38 43 33 6.6 1,3 35 42 28 32 38 20 4.3 Khi kết hợp tác nhân tăng độ nhớt V600 V300 tăng lên, đồng nghĩa với việc ứng suất trượt tĩnh tăng lên Như trình bày trên, ứng suất trượt tĩnh vừa đủ để giữ mùn khoan hạt rắn trạng thái lơ lửng ngưng tuần hoàn Trong trường hợp kết hợp tác nhân tăng độ nhớt, ứng suất trượt tĩnh lớn, đồng thời YP/PV > 6, điều ảnh hưởng tới dung dịch khoan Ứng suất trượt tĩnh giới hạn ràng buộc với tỉ số YP/PV không vượt theo tiêu chuẩn OCMA Mẫu 39 40 (3% Na2CO3 kết hợp với xanthan gum) hoàn toàn đạt yêu cầu tiêu chuẩn Tuy nhiên, thêm PVA vào ứng suất trượt tĩnh tăng cao không đạt yêu cầu kĩ thuật dung dịch khoan Việc nghiên cứu kết hợp tác nhân tăng độ nhớt cần tiếp tục nghiên cứu kỹ lưỡng để kết hợp tác nhân tăng độ nhớt nhằm đáp ứng tiêu chuẩn giảm giá thành sản phẩm 57 KẾT LUẬN Kết nghiên cứu ta rút rằng: Hàm lượng Montmorillonit mỏ bentonite Cổ Định từ 24÷38%, chất lượng không ổn định,còn lẫn nhiều tạp chất Bentonite Cổ Định bãi A với hàm lượng Montmorillonit cao đạt 37-38% sử dụng để chế biến dung dịch khoan Tác nhân hoạt hoá thích hợp loại sét bentonite Cổ Định Na2CO3 Sô đa sử dụng tác nhân biến tính bentonite Cổ Định Tỉ lệ xô đa tối ưu từ 3-4% Từ sản phẩm bentonite hoạt hoá pha chế dung dịch khoan gốc nước phù hợp tiêu chuẩn OCMA sử dụng thi công khoan cọc nhồi sử dụng kết hợp tác nhân dạng phụ gia PVA, CMC, xanthangum Hai phương pháp xử lý nguyên liệu: phương pháp khô phương pháp dẻo Nhưng phương pháp hoá dẻo ưu phương pháp khô Đã rút tỉ lệ hợp lí nồng độ sô đa phụ gia sử dụng bentonite Cổ Định làm nguyên liệu pha chế dung dịch cho khoan cọc nhồi Hợp phần tối ưu điều chế dung dịch khoan theo phương pháp khô 4%Na2CO3, 1,8%CMC, theophương pháp dẻo 3% Na2CO3 0,8% xanthan gum Ngoài CMC, xanthan gum đáp ứng yêu cầu kỹ thuật dung dịch khoan giá thành cao PVA chưa đáp ứng yêu cầu dùng riêng lẻ, việc kết hợp PVA CMC hay xanthangum cần nghiên cứu kỹ lưỡng 58 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt [1] Bùi Văn Thắng (2011),Đề tài khoa học công nghệ cấp Giáo dục Đào tạo “ Nghiên cứu tổng hợp vật liệu Bentonite biến tính, Ứng dụng hấp phụ Phốtpho nước”, Mã số : B2010-20-23 [2] Đỗ Hữu Minh Triết, báo cáo kỹ thuật“Dung dịch khoan xi măng” -Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM, Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí [3] Chu Văn Lam, Phạm Hòe, “ Hoạt hóa khô sét Cổ Định”, Trung tâm Công nghệ Viện nghiên cứu Địa chất Khoáng sản; Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học Kỹ thuật Mỏ toàn quốc lần thứ XII- 8/1999 Tr 1-2 [4] Lương Trọng Đảng, Phan Văn Tường “Nghiên cứu sét để điều chế dung dịch khoan tìm kiếm thăm dò dầu khí” Hưng Yên 1979 Lưu trữ viện dầu khí [5] Phạm Thị Hà Thanh,“Bentonite:Tài nguyên,công nghệ, chế biến ứng dụng Việt Nam”, Tạp chí Khoa học công nghệ Đại học Thái Nguyên Tập 65 số năm 2010 Tr.1 [6] Trương Đình Đức (2012),Đề tài: “Nghiên cứu tổng hợp, đặc trưng cấu trúc bentonite Di Linh chống số oxit kim loại (Al, Fe, Ti) hữu hóa xetyl trimetyl amoni bromua ứng dụng làm vật liệu hấp phụ đa năng’’,Trường Đại học Khoa học Tự nhiên; Khoa Hóa học [7] Tạ Đình Vinh (1990), “ Nghiên cứu sử dụng nguyên liệu địa phương phục vụ khai thác dầu khí”, Tạp chí dầu khí 59 [8] Tạ Đình Vinh “ Nghiên cứu khả sử dụng nguyên liệu địa phương sét, than bùn, than nâu, tannin, thuỷ tinh lỏng, barit để pha chế dung dịch khoan Báo cáo đề tài cấp nhà nước 22.01.05.14, bảo vệ tháng năm 1984 [9] Tạ Đình Vinh, “ Nghiên cứu sử dụng sét bentonite Việt Nam để pha chế dung dịch khoan” Luận án phó Tiến sĩ khoa học, 1990 [10] Vũ Đăng Độ (2007), “Phương pháp vật lý”, Giáo trình cao học trường Đại học Khoa học Tự nhiên [11] Vũ Thị Hoài (2010), Đề tài: “Nghiên cứu ảnh hưởng sét hữu đến số tính chất epoxy” , luận văn thạc sĩ khoa học,Đại học Quốc gia Hà Nội [12] Vũ Văn Nhữ, Tạ Đình Vinh tác giả khác: Nghiên cứu khả chịu nhiệt, chịu mặn sét bột Cổ Định – Thanh Hoá Báo cáo đề tài cấp ngành Tổng cục dầu khí, bảo vệ tháng năm 1981 Tiếng Anh [13] Blomberg, N.R, Nelberg,B Boe, A., Jacobsen, E.A., and Aarrestad, S., “Evaluation of Ilmmenite as Weight Material in Drilling Fluid” J Petrol Technol (June 1984) Pp 969 – 974 [14] Brobst, D.A, “Barium Minerals”, Industrial Minerals and Rocks, fourth edition Lefond, SJ, ed AIME New York, 1975 [15] Cross, R and Cross M.F., “Aqueous Suspension Composition,”U.S Patent No 2.044,758 (June 16, 1936) [16] H.C.H Darley George R.Glay (1988) “Composition and properties of drilling and completion fluid”, Gulf Professional Publishing 60 [17] Inglethorpe, s D.Jt Morgan, D.J, Highley, D.E & Bloodwoith, A.J (1993), “Industrial Minerals Laboratory Manual Bentonite” BGS Technical Report WG/93/20 Subject index: Industrial minerals, bentonite, laboratory techniques [18] Sevim isci Turutoglu (2011) “Stabilization of the mixture of bentonite and sepiolite as a water based drilling fluid” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol76, pp – [19] Jinoian V., “Blending and Maintaining Heavy Drilling” World Oil (Feb, 1969)[20] Louise Bailey (2010) , “Water-based drilling fluid” US 7833946 B2 [21] Malachosky, E, “Hematite Adds Weight to Fluid Additive Controversy,” Petrol Eng (July 1986) Pp 40 – 43 [22] Mohamed Khodja, Malika Khodja-Saber, Jean Paul Canselier, Nathalie Cohaut and Faïza Bergaya (2010) Drilling Fluid Technology: Performances and Environmental Considerations, Products and Services; from R&D to Final Solutions, Igor Fuerstner (Ed.), ISBN: 978-953-307-211-1, InTech, DOI: 10.5772/10393 [23] Sanders, T.P., “Ground Oyster Shells Proving Valuable in Drilling Muds” Oil Gas J (Nov, 25, 1937) Pp 54 [24] Scharf, A.D and Watts, R.D, “Itabirite: An Alternative Weighting Material for Heavy Oil- Base Muds,” SPE paper13159, Annual Meeting, Houston, Sept 1984 [25] Simpson, J.P, “The Drilling Mud Dilemma- Some Recent Examples,” J Petrol Technol (Feb 1985) Pp 201 – 206 [26] Steve J Chipera and David L Bish (2001), Baseline studies of the clay minerals source clays: powder X-ray diffraction analyses, Clays and and Clay Minerals, Vol 49, No 5, 398-409 [27] Walked, C.W, “Alternative Weighting Material,” J Petrol Technol (Dec 1983) Pp 2158- 2168 [28] Wright, T.R, Jr, “Guide to drilling, Workover and Completion Fluid”, World Oil (June, 1978) 61
- Xem thêm -

Xem thêm: Nghiên cứu ảnh hưởng của một số phụ gia đến quá trình sản xuất dung dịch khoan từ nguồn sét bentonite cổ định , Nghiên cứu ảnh hưởng của một số phụ gia đến quá trình sản xuất dung dịch khoan từ nguồn sét bentonite cổ định , Nghiên cứu ảnh hưởng của một số phụ gia đến quá trình sản xuất dung dịch khoan từ nguồn sét bentonite cổ định

Mục lục

Xem thêm

Gợi ý tài liệu liên quan cho bạn

Nạp tiền Tải lên
Đăng ký
Đăng nhập