Nghiên cứu sản xuất hóa phẩm bôi trơn chống mài mòn và chống rung cột cần trong khoan thăm dò khoáng sản

  • Số trang: 68 |
  • Loại file: PDF |
  • Lượt xem: 32 |
  • Lượt tải: 0
nguyetha

Đã đăng 7932 tài liệu

Mô tả:

BỘ CÔNG THƯƠNG CÔNG TY CP KHOAN VÀ DỊCH VỤ KỸ THUẬT KHAI THÁC MỎ BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU KHOA HỌC BỘ CÔNG THƯƠNG “Nghiªn cøu s¶n xuÊt ho¸ phÈm b«i tr¬n chèng mµi mßn vµ chèng rung cét cÇn trong khoan th¨m dß kho¸ng s¶n” Chủ nhiệm đề tài: Vũ Đức Thụ 7700 08/02/2010 HÀ NỘI 12 – 2009 BỘ CÔNG THƯƠNG CÔNG TY CP KHOAN VÀ DỊCH VỤ KỸ THUẬT KHAI THÁC MỎ BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU KHOA HỌC BỘ CÔNG THƯƠNG “Nghiªn cøu s¶n xuÊt ho¸ phÈm b«i tr¬n chèng mµi mßn vµ chèng rung cét cÇn trong khoan th¨m dß kho¸ng s¶n” Mà SỐ: Ngày tháng năm R&RD. Ngày CHỦ BIÊN tháng năm CƠ QUAN CHỦ TRÌ Vò §øc Thô Ngày tháng năm Ngày CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG XDNT tháng năm CƠ QUAN QUẢN LÝ HÀ NỘI 12-2009 2 CÁC THÀNH VIÊN THAM GIA ĐỀ TÀI Nghiªn cøu s¶n xuÊt ho¸ phÈm b«i tr¬n chèng mµi mßn vµ chèng rung cét cÇn trong khoan th¨m dß kho¸ng s¶n CHỦ BIÊN: - KS. Vò §øc Thô Chức vụ: chuyên viên, Công ty cổ phần khoan và & Dịch vụ kỹ thuật khai thác mỏ §Þa chØ: Sè 6 Ngâ Chïa NÒn-L¸ng Th−îng -§èng §a- Hµ Néi CỐ VẤN KHOA HỌC: 1CỘNG TÁC VIÊN KHOA HỌC 1- T¹ Quang Minh – C«ng ty DMC TÁC GIẢ: STT Họ và tên Học vị,học hàm Cơ quan 1 Vũ Đức Trụ Kỹ Sư Khoan Công ty CP Khoan và Dịch vụ khai thác mỏ 2 Nguyễn Hữu Thuần Kỹ Sư Khoan Công ty CP Khoan và Dịch vụ khai thác mỏ 3 Nguyễn Văn Tiến Chuyên viên KT Công ty CP Khoan và Dịch vụ khai thác mỏ 4 Phạm Xuân Thành Kỹ Sư Khoan Công ty CP Khoan và Dịch vụ khai thác mỏ 5 Trịnh Ngọc Thanh Kỹ Sư Khoan Công ty CP Khoan và Dịch vụ khai thác mỏ 6 Vũ Kim Hoạch Chuyên viên KT Công ty CP Khoan và Dịch vụ khai thác mỏ 3 MỤC LỤC MỞ ĐẦU PHẦN 1: LÝ THUYẾT CHƯƠNG I 1 1.1. TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN VÀ CHỨC NĂNG DUNG DỊCH KHOAN TRONG KHOAN THĂM DÒ KHOÁNG SẢN 7 ĐẶC ĐIỂM CÔNG NGHỆ KHOAN LUỒN TRONG THĂM DÒ KHOÁNG SẢN Đặc điểm và tính chất ưu việt của công nghệ khoan ống mẫu luồn 7 NHỮNG KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ DUNG DỊCH KHOAN CHỨC NĂNG DUNG DỊCH KHOAN 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3 2 Các chức năng chính của dung dịch khoan Các tính chất của dung dịch khoan Các hệ dung dịch khoan CHƯƠNG 2 HÓA PHẨM BÔI TRƠN DUNG DỊCH KHOAN 2.1 2.2 2.3 Tình hình nghiên cứu và sản xuất chất bôi trơn Phân loại chất bôi trơn và cơ chế bôi trơn Các yêu cầu của chất bôi trơn dung dịch khoan gốc nước CHƯƠNG 3 DẦU THỰC VẬT VÀ ỨNG DỤNG CỦA CHÚNG TRONG SẢN XUẤT CHẤT BÔI TRƠN 3.1 3.2 3.3 Trang 6 7 TÍNH CẤP THIẾT CỦA HOÁ PHẨM BÔI TRƠN Thành phần và tính chất dầu thực vật Khả năng phản ứng hóa học của dầu thực vật Giới thiệu về dầu thực vật Việt Nam và phương pháp biến tính dầu để sản xuất chất bôi trơn cho dung dịch khoan 7 9 9 10 11 11 13 14 14 15 16 18 18 20 26 PHẦN 2: THỰC NGHIỆM CHƯƠNG 4 DỤNG CỤ THÍ NGHIỆM, NGUYÊN LIỆU, HÓA CHẤT, VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH CÁC TÍNH CHẤT CỦA NGUYÊN LIỆU VÀ SẢN PHẨM 4.1 4.2 4.3 Dụng cụ thí nghiệm Nguyên liệu, hóa chất Các phương pháp xác định tính chất của nguyên liệu và sản phẩm CHƯƠNG 5 KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6` Xác định tính chất của nguyên liệu Biến tính dầu cao su và hỗn hợp axit béo bằng các phương pháp khác nhau Biến tính dầu cao su bằng metanol Phụ gia cải thiện tính bôi trơn Chất lượng bôi trơn của mẫu nghiên cứu Kết quả thử nghiệm CHƯƠNG 6 ĐỀ XUẤT CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT VÀ SƠ BỘ XÁC ĐỊNH HIỆU QUẢ KINH TẾ 6.1 Đề xuất công nghệ sản xuất hóa phẩm bôi trơn từ dầu thực vật cho dung dịch 4 28 28 29 31 31 32 38 43 44 45 47 47 6.2 6.3 khoan Sản xuất hoá phẩm bôi trơn từ dầu cao su cho dung dịch khoan công suất 0.5m3/ lần. Ước tính hiệu quả kinh tế của công nghệ sản xuất KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ TÀI LIỆU THAM KHẢO VÀ CÁC PHỤ LỤC 5 49 50 51 52 MỞ ĐẦU Công nghệ thăm dò địa chất thường được chia thành từng giai đoạn phụ thuộc vào mục đích, nhiệm vụ và mức độ đánh giá cấp trữ lượng của từng loại mỏ. Công tác thăm dò địa chất ở Việt Nam trước những năm 1960 đều áp dụng công nghệ khai đào và khoan nông để thăm dò tìm kiếm bề mặt hoặc phục vụ cho công việc đánh giá lại trữ lượng khoáng sản các mỏ cũ. Các công trình thăm dò chủ yếu là hào, lò giếng hoặc địa vật lý kết hợp với khoan nông. Việc lập phương án thăm dò, phương án thi công vùng mỏ và điều khiển các phương tiện thiết bị thăm dò đều do các chuyên gia Trung Quốc, Liên Xô (cũ) chỉ đạo và thực hiện trực tiếp. Từ năm 1961 đến đầu những năm 1980 công nghệ thăm dò đều do cán bộ trong ngành đảm nhận từ khâu lập phương án, chỉ đạo kỹ thuật đến điều hành trực tiếp, còn các chuyên gia nước ngoài (chủ yếu là Liên Xô) chỉ giữ vai trò cố vấn. Đồng thời trong giai đoạn này, do yêu cầu phát triển công nghiệp ngành địa chất đã áp dụng công nghệ thăm dò tiên tiến nhằm đẩy nhanh tiến độ thăm dò khoáng sản. Công nghệ thăm dò bằng khai đào được thay thế dần bằng công nghệ khoan máy sâu đến 650m và 1200m. Cïng víi sù ph¸t triÓn vµ ®æi míi c«ng nghÖ trong c«ng t¸c khoan th¨m dß vµ víi yªu cÇu ph¸t triÓn m¹ng l−íi th¨m dß kho¸ng s¶n, trong gÇn 10 n¨m trë l¹i ®©y c«ng t¸c khoan th¨m dß than ®ang ph¸t triÓn vµ më réng diÖn tÝch còng nh− chiÒu s©u th¨m dß. Qu¸ tr×nh khoan th¨m dß kho¸ng sµn ë ®é s©u lín trªn c«ng nghÖ khoan èng mÉu luån th−êng gÆp c¸c sù cè phøc t¹p. Thùc tÕ cho thÊy trong qu¸ tr×nh khoan c¸c lç khoan s©u tíi 1200m th−êng x¶y ra c¸c sù cè phøc t¹p nh− sËp lë thµnh lç khoan, kÑt bé dông cô khoan … lµm gi¶m n¨ng suÊt, hiÖu qu¶ khoan, chÊt l−îng c«ng tr×nh, ngoµi ra do chiÒu s©u khoan lín lµm m« men xo¾n t¨ng cao vµ kh¶ n¨ng tiÕp xóc cÇn khoan víi ®Êt ®¸ thµnh giÕng khoan lín g©y mµi mßn cÇn èng khoan… §Ó khèng chÕ c¸c sù cè, phøc t¹p ng−êi ta ®· ®−a ra c¸c gi¶i ph¸p n©ng cao tÝnh b«i tr¬n cña dung dÞch khoan b»ng c¸ch bæ sung hãa phÈm b«i tr¬n nh»m gi¶m ma s¸t gi÷a cÇn khoan víi ®Êt ®¸ thµnh giÕng khoan, c¸c chi tiÕt kim lo¹i gãp phÇn gi¶m m« men xo¾n, kÑt mót cÇn khoan, chèng rung l¾c, lµm m¸t, gi¶m mµi mßn, n©ng cao tuæi thä cña cÇn èng vµ c¸c chi tiÕt khoan... ViÖc nghiªn cøu lùa chän hãa phÈm b«i tr¬n cho dung dÞch gèc n−íc ®¸p øng khoan th¨m dß s©u, gi¶m gi¸ thµnh khoan cã ý nghÜa thùc tiÔn cao; chÝnh v× lý do trªn t¸c gi¶ ®· chän ®Ò tµi: “Nghiªn cøu s¶n xuÊt ho¸ phÈm b«i tr¬n chèng mµi mßn vµ chèng rung cét cÇn trong khoan th¨m dß kho¸ng s¶n” 6 PHẦN 1: LÝ THUYẾT CH¦¥NG 1: TæNG QUAN VÒ C¤NG NGHÖ KHOAN Vµ DUNG DÞCH KHOAN TRONG KHOAN TH¡M Dß KHO¸NG S¶N 1.1. ®Æc ®iÓm c«ng nghÖ khoan èng mÉu luån trong khoan th¨m dß kho¸ng s¶n §Æc ®iÓm vµ tÝnh −u viÖt cña c«ng nghÖ khoan èng mÊu luån §Æc ®iÓm khoan èng mÉu luån (Wireline Drilling) kh¸c c¸c ph−¬ng ph¸p khoan kh¸c (khoan kim c−¬ng tèc ®é lín): - Cét cÇn khoan (Wireline Rods) nèi trùc tiÕp cÇn víi cÇn, t¹o cét cÇn ph¼ng c¶ bÒ mÆt trong vµ mÆt ngoµi. - Bé èng lÊy mÉu (Wireline core barrel) gåm hai èng: èng ngoµi (outer tube) l¾p trùc tiÕp víi mòi khoan, ®ång thêi tiÕp nhËn ¸p lùc chiÒu trôc vµ tèc ®é vßng quay truyÒn cho mòi khoan ph¸ ®¸; èng trong (inner tube) ®øng yªn ®ãn mÉu. - KÐo èng chøa mÉu (èng trong) luån bªn trong cét cÇn khoan b»ng b»ng c¸p vµ hÖ thèng thiÕt bÞ, dông cô chuyªn dông (overshot). So víi ph−¬ng ph¸p khoan kim c−¬ng vµ c¸c ph−¬ng ph¸p khoan truyÒn thèng kh¸c, c«ng nghÖ khoan èng mÉu luån cã nh÷ng ®Æc ®iÓm sau: 1. Nhê kÐo bé èng trong chøa mÉu b»ng c¸p, cho nªn cã thÓ khoan liªn tôc cho ®Õn khi mßn háng mòi khoan míi kÐo toµn bé cét cÇn khoan lªn mÆt ®Êt ®Ó thay mòi khoan. ®©y lµ ®Æc ®iÓm c¬ b¶n kh¸c c¸c ph−¬ng ph¸p khoan kh¸c. VÊn ®Ò ®Æt ra lµ lùa chän chÕ ®é c«ng nghÖ, chÊt l−îng dung dÞch ®¶m b¶o cho mòi khoan lµm viÖc ®¹t hiÖu qu¶ cao vµ kh«ng bÞ mßn, h− háng do c¸c t¸c ®éng cña m«i tr−êng lµm viÖc ë ®¸y lç khoan. 2. N¨ng suÊt cao nhê t¨ng thêi gian khoan thuÇn tuý gi¶m thêi gian thêi gian phô trî nh− kÐo th¶ cét cÇn, thao t¸c th¸o l¾p cÇn khoan, thay mòi khoan v× chiÒu dµi hiÖp khoan ®−îc tÝnh b»ng tuæi thä mòi khoan, vv… 3. Bé èng mÉu luån cã cÊu tróc d¹ng bé èng mÉu nßng ®«i, v× vËy cho phÐp t¨ng chÊt l−îng vµ tû lÖ mÉu khoan. 7 4. ChÕ ®é c«ng nghÖ khoan víi ¸p lùc lín,tèc ®é vßng quay lín; do ®ã t¨ng tèc ®é c¬ häc khoan. 5. Khe hë kh«ng gian vµnh xuyÕn gi÷a thµnh lç khoan vµ cÇn khoan nhá cho phÐp gi¶m c−êng ®é cong lç khoan, nh−ng ®ång thêi còng t¨ng tæn thÊt ¸p lùc thñy lùc trong hÖ tuÇn hoµn lç khoan. 6. Kh«ng phï hîp khi sö dông dung dÞch khoan cã ®é nhít vµ hµm l−îng pha r¾n cao 8 1.2. NHỮNG KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ DUNG DỊCH KHOAN Trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí, kỹ thuật khoan quay (khoan roto) thường hay được áp dụng. Trên hình 4 trình bày nguyên tắc làm việc của hệ thống khoan roto. Chất lỏng được bơm từ trên giàn khoan qua ống chống xuống choòng khoan rồi quay ngược trở lại qua không gian vành xuyến được gọi là dung dịch khoan hay bùn khoan (drilling fluid, hoặc drilling mud). 2 5 3 1 6 4 Hình 4: Sơ đồ nguyên lý giàn khoan 1- Bơm dung dịch khoan 2- Cần khoan 3- Ống chống 4- Lưỡi khoan 5- Sàng rung hoặc hố lắng 6- Bể chứa dung dịch khoan 9 1.2.1. CÁC CHỨC NĂNG CHÍNH CỦA DUNG DỊCH KHOAN [1 - 3] Khi làm việc dung dịch khoan thực hiện các chức năng chính sau : - Vận chuyển mùn khoan, làm sạch đáy giếng Một trong những chức năng quan trọng nhất của dung dịch khoan là vận chuyển mùn khoan từ đáy giếng đi qua không gian vành xuyến lên trên miệng giếng. Tại đây qua sàng rung mùn khoan bị loại bỏ, còn dung dịch được sử dụng trở lại. Nhờ có sự vận chuyển liên tục của dung dịch khoan, đáy giếng luôn luôn được giữ sạch (không có mùn khoan đọng lại). Tốc độ vận chuyển mùn khoan phụ thuộc vào độ nhớt, tỷ trọng của dung dịch khoan và tốc độ bơm dung dịch. - Đảm bảo giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng, không bị sa lắng khi có sự cố hoặc khi dừng khoan nối ống chống. Chức năng này có được là nhờ tính chất xúc biến (thixotropic) của dung dịch khoan. - Tạo cột áp suất thủy tĩnh cân bằng với áp suất vỉa, ngăn cản sự thấm nước và khí từ vỉa vào giếng khoan. Thông qua điều chỉnh tỷ trọng của dung dịch khoan có thể làm thay đổi áp suất cột dung dịch phù hợp với áp suất vỉa ở từng địa tầng. - Tạo lớp vỏ bùn mỏng lên thành giếng, bảo vệ thành giếng khỏi sụp đổ và ngăn chặn dung dịch khoan thấm chảy ra vỉa. - Bôi trơn và làm mát choòng khoan Trong quá trình khoan, đặc biệt đối với các giếng có độ sâu và góc nghiêng lớn lực ma sát giữa cần khoan và mặt trong của ống chống rất lớn. Lực ma sát làm tăng mômen xoắn và ứng suất trên cần khoan, có thể gây ra kẹt mút hoặc làm gãy cần khoan. Ngoài ra khi choòng khoan làm việc (cắt phá các vỉa đất đá) một lượng nhiệt lớn phát sinh. Vì vậy tính bôi trơn và làm mát đối với dung dịch được đặt ra. - Làm giảm tải trọng cần khoan và ống chống Sự có mặt của dung dịch khoan ở trong ống chống cũng như trong không gian vành xuyến có tác dụng đỡ và làm giảm tải trọng tác dụng lên các thiết bị đặt trên giàn. Dung dịch có tỷ trọng càng cao thì khả năng làm nổi (giảm tải trọng) hệ thống cần khoan ống chống càng nhiều. - Bảo vệ hệ thống choòng khoan, cần khoan, ống chống khỏi bị ăn mòn. Đặc biệt trong trường hợp khoan qua vùng địa tầng có khí H2S và CO2, dung dịch khoan được bổ sung thêm các phụ gia chống ăn mòn. 10 1.2.2. CÁC TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH KHOAN Để thực hiện các chức năng nêu trên, dung dịch khoan cần có một số tính chất sau : - Tỷ trọng : Tỷ trọng dung dịch khoan phụ thuộc vào áp suất vỉa nơi dự kiến khoan. Để điều chỉnh tỷ trọng của dung dịch có thể thay đổi tỷ lệ chất tăng trọng (Weighthing agents) hoặc thay đổi chất làm nặng. Chất làm nặng chủ yếu của dung dịch khoan là bột barit (BaSO4). Ngoài ra có thể dùng hematit (Fe3O4) để pha chế dung dịch có tỷ trọng ≥ 2,5. - Độ nhớt hoặc tính chảy (flow properties) Dung dịch khoan phải có độ nhớt và khả năng tạo gel thích hợp để vận chuyển mùn khoan cũng như giữ mùn khoan ở trạng thái lơ lửng khi sự cố khoan xảy ra. Phụ thuộc vào điều kiện khoan như : Độ sâu của giếng, góc khoan, nhiệt độ giếng mà dung dịch khoan có yêu cầu độ nhớt khác nhau. Chất tạo độ nhớt, tạo gel trong dung dịch khoan gốc nước chủ yếu là bentonit, ngoài ra có thể bổ sung thêm một số hợp chất polime khác như cacboxylmethyl cellulose (CMC), Xatangum, polyacryamid, ... Đối với dung dịch khoan gốc dầu chất tạo gel là sét hữu cơ. - Độ thải nước (Fluid loss) Độ thải nước của dung dịch khoan có ý nghĩa quan trọng khi khoan qua địa tầng nứt nẻ hoặc có nhiều lỗ rỗng, tạo ra lớp vỏ bao phủ lên thành giếng khoan ngăn chặn hay hạn chế sự thấm nước từ dung dịch khoan vào và có tác dụng bảo vệ thành giếng khoan có liên kết đất đá yếu. Dung dịch có độ thải nước thấp, có khả năng tạo lớp vỏ bùn vững chắc trên thành giếng làm cho thành giếng bền vững và ổn định lâu dài. 1.2.3. CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN 1.2.3.1 Phân loại Dung dịch khoan được phân thành 3 loại. Tùy thuộc vào môi trường phân tán dung dịch khoan có các tên gọi sau: - Dung dịch khoan gốc nước: Môi trường phân tán là nước hoặc nước biển. Dung dịch khoan gốc nước còn được gọi là dung dịch khoan nhũ tương thuận. - Dung dịch khoan gốc dầu: Môi trường phân tán là dầu (dầu thô, dầu diesel hoặc dầu parafin). Dung dịch khoan gốc dầu còn được gọi là dung dịch khoan nhũ tương ngịch. Dung dịch khoan gốc dầu được sử dụng khi khoan những giếng có nhiệt độ cao (>1500C) và có khí H2S và CO2 xuất hiện. 11 - Dung dịch khoan nền khí còn gọi là dung dịch bọt, trong đó khí là môi trường phân tán. 1.2.3.2 Thành phần dung dịch khoan 1.2.3.2.1. Thành phần dung dịch khoan gốc nước : Trong dung dịch khoan gốc nước có các thành phần chính sau : - Chất tạo gel hay còn gọi là chất tạo cấu trúc: Bentonit,... - Chất làm nặng: Barit, Hêmtít ... - Chất tạo độ nhớt: Xanthan Gum, Guar Gum, ... - Chất điều chỉnh độ thải nước: CMC,Ferocrom Lignosulphonat, ... - Chất điều chỉnh pH: NaOH, hoặc Na2CO3, ... 1.2.3.2.2. Thành phần dung dịch khoan gốc dầu : Trong dung dịch khoan gốc dầu có các thành phần chính sau : - Môi trường phân tán: Dầu (dầu thô, dầu diesel, dầu parafin, ...) - Chất tạo độ nhớt và gel: Sét hữu cơ,… - Chất điều chỉnh tỷ trọng: Barite, ... - Chất hoạt động bề mặt : tăng cường khả năng phân tán nước trong dầu - Nước có pha thêm CaCl2 - Vôi Ca(OH)2 : điều chỉnh pH Do có sự khác nhau về thành phần nên tính bôi trơn (hệ số ma sát) của các hệ dung dịch khoan cũng khác nhau. Bảng 2 giới thiệu hệ số ma sát của một số dung dịch khoan chưa có chất bôi trơn. Bảng 2: Hệ số ma sát của một số dung dịch khoan Dung dịch khoan Nước Dung dịch hàm lượng pha rắn thấp Dung dịch pha rắn thấp, xử lý với chất bôi trơn đặc biệt Dung dịch tỉ trọng trung bình (d = 1.2) Dung dịch tỉ trọng cao (d = 1.6) Dung dịch gốc dầu tỉ trọng thấp Dung dịch gốc dầu tỉ trọng cao (d = 1.6) Hệ số ma sát 0,36 0,42 0,06 0,24 0,22 0,09 0,08 Từ các số liệu trong bảng 2 ta nhận thấy dung dịch gốc dầu có hệ số ma sát thấp nhất (0,08 - 0,09). Ngoài ra khi thêm một lượng nhỏ chất bôi trơn, hệ số ma sát của dung dịch giảm đi đáng kể (0,42 xuống 0,06). 12 2. TÍNH CẤP THIẾT CỦA HOÁ PHẨM BÔI TRƠN CHO CÔNG TÁC KHOAN Hàng năm trên cả nước chỉ riêng trong công tác khoan thăm dò khoáng sản có khoảng 400.000 mét, trong đó Tập đoàn công nghiệp Than-Khoáng sản Việt nam chiếm khoảng 250.000 mét. Để thực hiện khối lượng khoan này hàng năm tiêu tốn khoảng 80.000 mét cần khoan các loại tương đương 80 tỷ đồng. Cũng vẫn với khối lượng khoan này, thường xuyên trên cả nước có trên 300 máy khoan hoạt động và sự cố phức tạp do kẹt mút chiếm khoảng 30%, nhất là với vùng Than Quảng Ninh tỷ lệ này còn lớn hơn nhiều. Để giảm thiểu chi phí về cần ống khoan và sự cố do kẹt mút, các đơn vị hiện nay đã và đang nhập số lượng lớn hoá phẩm bôi trơn chống mài mòn và chống rung cho cột cần khoan từ nước ngoài như : • Torque Drill cña óc: thµnh phÇn chñ yÕu lµ dÇu thùc vËt biÕn tÝnh vµ c¸c phô gia chøc n¨ng. • FinaGreen EBL: Thµnh phÇn chÝnh lµ c¸c este cña axit bÐo tù nhiªn. • FinaGreen SL: Thµnh phÇn chÝnh lµ hçn hîp c¸c axit bÐo no vµ kh«ng no (C12-C18) ®−îc biÕn tÝnh víi Diethanolamin • OMC 111: Thµnh phÇn chÝnh lµ hçn hîp c¸c dÇu bÐo biÕn tÝnh Những hoá phẩm này do phải nhập ngoại giá thành rất cao và thiếu tính chủ động. Từ thực tế sản xuất ở Công ty cổ phần khoan và Dịch vụ kỹ thuật khai thác mỏ, chúng tôi thấy việc nghiên cứu sản xuất hoá phẩm dạng này ở trong nước là vô cùng cấp bách nó làm giảm giá thành mét khoan, tăng tính chủ động đáp ứng kịp thời cho các đơn vị giảm tối đa các sự cố đáng tiếc sảy ra, từ đó năng cao được năng suất khoan, nâng cao thu nhập cho các doanh nghiệp và công nhân khoan khoan trong cả nước. Ngoài ra việc sản xuất hoá phẩm trong nước còn mang lại nhiều công ăn việc làm cho người lao động trong nước trong các lĩnh vực vật liệu có liên quan. Chính vì các yếu tố hợp thành trên nhóm tác giả đã đề suất và được Bộ Công Thương chấp nhận cho phép nghiên cứu đề tài này. 13 CHƯƠNG 2: HOÁ PHẨM BÔI TRƠN DUNG DỊCH KHOAN 2.1. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU VÀ SẢN XUẤT CHẤT BÔI TRƠN Từ nhiều năm trước, dầu thực vật và mỡ động vật đã được sử dụng làm chất bôi trơn trong các lĩnh vực cơ khí, giao thông vận tải, khoan địa chất. Cho đến năm 1859 sau khi mỏ dầu đầu tiên ở bang Texas, Mỹ đi vào hoạt động dầu thô bắt đầu được thay thế dầu mỡ thực vật làm chất bôi trơn với lý do dầu thô rẻ tiền và tương đối ổn định hóa học trong quá trình hoạt động bôi trơn. Nhưng không lâu sau đó dầu béo và các dẫn xuất của chúng lại dần dần được sử dụng trở lại với đặc tính mới phát hiện ra : các axit béo trong dầu bám dính chặt lên bề mặt kim loại thành một màng mỏng không bị nước hoặc dầu phá vỡ. Năm 1923 Wells & Scouth Combe đã đăng ký phát minh đầu tiên về việc đưa một lượng nhỏ axit béo vào dầu khoáng làm chất bôi trơn. Sau đó trên cơ sở phát minh này nhiều chất bôi trơn đã được sản xuất ở qui mô công nghiệp. Vai trò của axit béo trong chất bôi trơn đã được Hardry, Well, Langmuir nghiên cứu [4]. Họ cho rằng phần tử axit béo bị hấp phụ hóa học lên bề mặt kim loại (nhóm cacboxyl COOH tương tác với bề mặt kim loại) tạo thành màng mỏng bền vững có kích thước phân tử không bị nước hoặc dầu làm trôi. Trong khi đó dầu khoáng chỉ bị hấp phụ vật lý lên bề mặt kim loại tạo màng không bền vững, dễ bị dầu và nước cuốn trôi. Tiếp theo các dẫn xuất như clomethyl este của axit béo, và các sulfonic axit được nghiên cứu làm phụ gia bôi trơn. Trong khoảng hơn mười năm gần đây nhiều tác giả [5 - 11] đã chọn dầu thực vật (dầu đỗ tương, dầu hạt bông, dầu hướng dương, dầu gai, dầu thầu dầu, dầu Tallow,...), hỗn hợp các axit béo (C12-C18) và phế liệu của các nhà máy sản xuất dầu ăn làm nguyên liệu để sản xuất dầu bôi trơn cho dung dịch khoan. Nhóm nguyên liệu này có các ưu điểm : khả năng phản ứng hóa học cao, phổ biến, dễ tìm, dễ phân hủy ngoài môi trường. Các phương pháp được các tác giả dùng để biến tính dầu gồm: • Este hóa hỗn hợp các axit béo bằng các rượu đa chức như etylenglycol (CH2OH-CH2OH), glyxerin (CH2OH-CHOH-CH2OH), … • Ancol phân dầu thực vật (dầu béo) bằng các rượu đa chức. • Amid hóa các axit béo và dầu thực vật bằng diethanolamin NH(C2H4OH)2, triethanolamin N(C2H4OH)3 • Sulfat hóa dầu thực vật 14 Nhờ có sự biến tính hóa học, các sản phẩm dầu biến tính thu được có tính phân cực cao hơn, dễ dàng phân tán trong nước, khả năng tạo màng bám dính cũng được cải thiện, đồng thời ổn định trong môi trường dung dịch khoan ngay ở nhiệt độ cao. Ngoài ra có tác giả đã đề nghị đưa thêm một lượng nhỏ dầu silicon “ dimethyl polysiloxan: CH3-O-{Si(CH3)2-O}n-CH3 ” vào dầu thực vật để làm tăng tính phân tán và bôi trơn của dầu thực vật. Hiện nay nước ta đang sử dụng một số loại chất bôi trơn nhập từ nước ngoài, có nguồn gốc dầu thực vật như: FINA GREEN EBL có thành phần chính là các este của axit béo tự nhiên; FINA GREEN SL, thành phần chính là hỗn hợp các axit béo no và không no (C12-C18) được biến tính với diethanolamin; OMC 111, là hỗn hợp các dầu béo biến tính và TORQUE DRILL nhập từ Australia có nguồn gốc dầu thực vật dễ phân tán trong dung dịch nước và phân hủy sinh học được sử dụng cho khoan thăm dò than của Tập đoàn Than và khoáng sản. 2.2. PHÂN LOẠI CHẤT BÔI TRƠN VÀ CƠ CHẾ BÔI TRƠN Trong quá trình hoạt động khoan, lực ma sát xuất hiện khi cần khoan tiếp xúc với ống chống. Lực ma sát gây ra momen xoắn (Torque) và ứng suất trượt tác động lên cần khoan. Trường hợp khoan những giếng sâu hoặc giếng có góc nghiêng lớn, mô men xoắn và ứng suất trượt rất lớn thường dẫn đến các hiện tượng vặn xoắn cần khoan gây kẹt mút hoặc cao hơn nữa có thể làm cần khoan bị gẫy. Vì vậy để giảm thiểu những hiện tượng trên người ta thường thêm một số chất bôi trơn vào dung dịch khoan nhằm tăng cường tính chất bôi trơn. Theo cơ chế bôi trơn [2], chất bôi trơn được phân thành ba nhóm sau: 2.2.1. Chất bôi trơn tạo màng: Các chất lỏng bôi trơn thuộc nhóm này là những chất phân cực. Chúng có khả năng phân tán tốt trong dung dịch khoan và tạo một lớp màng mỏng bám chặt lên bề mặt kim loại [4] và được mô phỏng như trên hình 2. Lớp màng này có tác dụng như một lớp đệm ngăn cản sự tiếp xúc trực tiếp giữa bề mặt của cần khoan và ống chống, do đó giảm được sự mài mòn bề mặt kim loại. Theo [4] các chất bôi trơn tạo màng nằm trong nhóm hợp chất sau : - Các hợp chất chứa oxy: hỗn hợp các axit béo không no, este của axit béo với polyancol, glyxerit (dầu thực vật) và các rượu béo. - Hợp chất hữu cơ chứa nhóm sulphonic (-SO3H) và nhóm sulfat (-OSO3H) dẫn xuất sulpho hóa, sulfat hóa axit béo, dầu béo và các hợp chất olefin sulpho hóa. 15 C ¸ c cÊ u tö d Ç u b « i tr¬ n Gè c kþ n − í c Gè c − a n − í c BÒ m Æ t kim lo ¹ i Hình 5 : Sự bám dính phân tử chất bôi trơn trên bề mặt kim loại - Hợp chất hữu cơ chứa nitơ: các amit của axit béo - Một số hợp chất polime. Lượng chất bôi trơn cho vào dung dịch từ 1-3% theo thể tích. 2.2.2. Chất bôi trơn rắn dạng phiến mỏng (plate shaped) : Đại diện cho nhóm này là bột graphit. Khi khoan mở giếng hoặc khoan qua các địa tầng yếu (dễ sụp lở) graphit được cho vào dung dịch nhằm hai mục đích : bôi trơn và tạo vỏ bùn vững chắc trên thành giếng. Lượng graphit cho vào dung dịch là 15-30Kg/m3. 2.2.3. Chất bôi trơn rắn dạng hình cầu : Chất bôi trơn thuộc nhóm này là các viên bi có kích thước từ 10-500 µm, chế tạo từ thủy tinh hoặc nhựa. Khi có mặt trong dung dịch các viên bi hoạt động như các bạc đạn siêu nhỏ (micro ball bearing) giữa cần khoan và ống chống. Tác dụng bôi trơn của các viên bi được nhận biết rất rõ khi kéo cần thay ống chống trong các giếng khoan nghiêng. Lượng bi cho vào dung dịch: 15-30 Kg/m3. *Trong các loại chất bôi trơn nêu trên thì chất bôi trơn thuộc nhóm tạo màng mỏng được sử dụng phổ biến nhiều hơn. Nhóm tác giả đã lựa chọn nghiên cứu sản xuất chất bôi trơn theo hướng này. 2.3. CÁC YÊU CẦU CỦA CHẤT BÔI TRƠN DUNG DỊCH KHOAN GỐC NƯỚC Các chất bôi trơn dung dịch khoan phải thỏa mãn một số yêu cầu sau : • Phân tán (nhũ hóa) tốt và ít tạo bọt trong dung dịch khoan; • Có khả năng làm giảm hệ số ma sát của dung dịch (ít nhất 50%); • Ít ảnh hưởng đến các tính chất lưu biến của dung dịch: PV (độ nhớt dẻo), YP (ứng suất trượt động), và độ thải nước; 16 • Chất bôi trơn không gây ô nhiễm, thân thiện với môi trường có khả năng phân hủy sinh học. • Không làm trương nở các chi tiết cao su. Độ bôi trơn hay còn gọi là hệ số bôi trơn (lubricity coefficient) của dung dịch khoan được xác định trên thiết bị chuyên dụng (cụ thể trên máy Electronic Lubricity Tester của hãng FANN hay tương đương). Điều kiện chuẩn để đo: Tải trọng 150 pounds và tốc độ quay 60 vòng/phút. Dung dịch khoan có khả năng bôi trơn càng cao thì hệ số ma sát của chúng phải càng nhỏ. Trên bảng 3 trình bày ảnh hưởng của chất bôi trơn đến độ giảm hệ số ma sát của nước và hai hệ dung dịch khoan A và B Bảng 3: Ảnh hưởng của chất bôi trơn đến sự giảm ma sát của nước và hai hệ dung dịch khoan A và B STT 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Nồng độ chất bôi Nước trơn, Ib/bbl Không có chất bôi trơn 0,36 Dầu diesel 0,1(bbl/bbl) 0,23 Asphalt 8 0,36 Graphit 8 0,36 Axit béo sulfo hóa 4 0,17 Hỗn hợp các axit béo 4 0,07 Rượu béo (nC> 10) 2 0,16 Xà phòng kim loại nặng 2 0,28 Dầu thô sulfo hóa 4 0,17 Natri Sillicate (thủy tinh lỏng) 4 0,23 Hốn hợp triglyxerit biến tính với rượu 4 0,07 Hỗn hợp của triglyxerit biến tính, rượu 2 và axit béo Chất bôi trơn Hệ số ma sát DD DD khoan A khoan B 0,44 0,25 0,38 0,23 0,38 0,23 0,40 0,23 0,12 0,17 0,14 0,17 0,40 0,23 0,40 0,23 0,32 0,23 0,30 0,36 0,06 0,17 0,08 0,08 Dung dịch khoan A : Dung dịch nước bentonit (15g bentonit/360ml nước) Dung dịch khoan B : 15 g bentonit + 60 g khoáng sét + 3 g Crom lignosulfonat + 0,5 g Na2CO3), tất cả phân tán trong 360 ml nước Từ các số liệu trong bảng 3 nhận thấy các chất bôi trơn trên cơ sở hỗn hợp các axit béo và dầu thực vật biến tính có khả năng làm giảm hệ số ma sát của dung dịch khoan A và B cao nhất; trong khi đó dầu diesel và dầu thô sulfo hóa làm giảm hệ số ma sát không đáng kể. Trên cơ sở phân tích các tài liệu trong nước cũng như các phát minh sáng chế nước ngoài, chúng tôi định hướng nguyên liệu sản xuất dầu bôi trơn dung dịch khoan là dầu thực vật có sẵn trong nước. Loại dầu này phải thỏa mãn các yêu cầu: Có hàm lượng axit béo tự do không no lớn hơn 10%, các axit béo trong triglyxerit là axit không no với số nguyên tử C ≥ 18, và giá thành hợp lý. 17 CHƯƠNG 3: DẦU THỰC VẬT VÀ ỨNG DỤNG TRONG SẢN XUẤT CHẤT BÔI TRƠN 3.1. THÀNH PHẦN VÀ TÍNH CHẤT DẦU THỰC VẬT[ 21 - 19] 3.1.1. Thành phần Dầu thực vật hay còn gọi là dầu béo có thành phần chính là triglyxerit (este của glyxerin với 3 axit béo) có công thức hóa học như sau : R1COOCH2-CHOOCR2-CH2OOCR3 Trong đó R1, R2, R3 là gốc axit béo no hoặc không no, có thể cùng một số nguyên tử C hoặc khác nhau. Các axit béo trong dầu thực vật có số chẵn nguyên tử C từ C8-C30. Trên mạch hydrocacbon của axit béo có thể có nối đôi, nối ba. Riêng dầu thầu dầu trên mạch hydrocacbon của axit có thêm một nhóm hydroxyl. Dầu thực vật có gốc axit béo không no thường ở trạng thái lỏng. Các axit béo thường gặp trong dầu thực vật : axit palmitic (C16:0), axit stearic (C18:0), axit oleic (C18:1), axit linoleic (C18:2) và axit linolenic (C18:3). Bên cạnh triglyxerit trong dầu thực vật còn có một lượng nhỏ axit béo tự do và các hợp chất photpholipit, sterol, sáp. Trọng lượng phân tử dầu thực vật tùy thuộc vào loại axit béo có trong cấu tạo nằm trong khoảng 650-970, trong đó axit béo chiếm 94-96% trọng lượng. Do đó tính chất hóa học của dầu béo có liên quan chặt chẽ với tính chất hóa học của axit béo. CH2OH CH2OH CHOH CHOOCR CH2OOCR CH2OOCR Monoglyxerit Diglyxerit Mono và Diglyxerit hầu như không tồn tại trong tự nhiên. Hỗn hợp mono và diglyxerit được sản xuất bằng cách este hóa axit béo hoặc rượu phân dầu thực vật với rượu bậc cao. Chúng được sử dụng trong nhiều lĩnh vực : Chất tẩy rửa, chất thấm ướt, chất bôi trơn. Monoglyxerit có thể tách khỏi hỗn hợp bằng chưng cất, theo đó thu được sản phẩm có hàm lượng monoglyxerit khoảng 90%. Bảng 4 giới thiệu các axit béo thường gặp trong dầu thực vật 18 Bảng 4 : Một số axit béo của dầu thực vật Tên theo IUPAC Tên thông dụng Ký nguyên tử hiệu C Số Nhiệt độ C Trọng lượng phân tử nóng chảy, 0 Axit no Octanoic Caprilic 8 C8:0 16.3 144 Decanoic Captic 10 C10:0 31.3 172 Dodecanoic Lauric 12 C12:0 44 200 Tetradecanoic Miristic 14 C14:0 54.4 228 Hexadecanoic Panmitic 16 C16:0 63 256 Octadecanoic Stearic 18 C18:0 69.6 284 Cicosanoic Arachidic 20 C20:0 75.4 312 9-dexenoic Caproleic 10 C10:1 170 9-tetradexenoic Miristoleic 14 C14:1 226 9-hexadexenoic Panmitoleic 16 C16:1 -0.5-0.5 254 9-octadexenoic Oleic 18 C18:1 16.3 282 Eicosenoic Gadoleic 20 C20:1 Axit không no có 1 nối đôi 310 Axit không no có nhiều nối đôi 9,12-octađecadienoic Linoleic 18 C18:2 -5 278 9,12,15-octadecatrienoic Linolenic 18 C18:3 -11 276 Axit chứa nhóm OH 12-hydroxyl,9-octadexenoic Rixinoleic 18 5.5 3.1.2. Các tính chất dầu thực vật Dầu thực vật không hòa tan trong nước; tan một phần trong rượu và tan hoàn toàn trong các dung môi hữu cơ như ete, este, benzen, xylen, toluen,... Dầu thực vật được đặc trưng bằng các thông số sau : • Tỷ trọng: Tỷ trọng (d15/15) của dầu dao động trong khoảng 0,90-0,94. • Chỉ số axit : Phản ánh hàm lượng axit béo tự do có trong dầu, được thể hiện bằng số mg KOH cần thiết để trung hòa axit béo tự do có trong 1 g dầu. Từ chỉ số axit có thể tính được hàm lượng axit béo tự do theo công thức gần đúng sau : 1 đơn vị chỉ số axit ≅ 0,503% Hàm lượng axit béo tự do 19 • Chỉ số xà phòng hóa : Là số mg KOH cần thiết để trung hòa axit béo tự do và xà phòng hóa các este của axit hữu cơ trong 1 g dầu béo. • Chỉ số este : Xác định hàm lượng este có trong dầu béo, được thể hiện bằng hiệu số giữa chỉ số xà phòng hóa và chỉ số axit. • Chỉ số Iot : Là số g iot kết hợp với 100 g dầu. Chỉ số iot thể hiện mức độ không bão hòa của dây hydrocacbon của axit béo. Chỉ số iot càng cao thì dây hydrocacbon của axit chứa càng nhiều nối đôi. • Chỉ số hydroxyl : Chỉ số hydroxyl được tính bằng số nhóm OH có trong 1 phân tử gam dầu hoặc bằng số mg OH có trong 1 g dầu. • Chỉ số khúc xạ, n25 • Độ nhớt: Độ nhớt có thể được xác định thông qua độ nhớt động học (40oC, cSt) hoặc chỉ số độ nhớt. • Hàm lượng nước: Là lượng nước tự do (%) có trong dầu. • Điểm chớp cháy: Là nhiệt độ (oC) tại đó dầu có thể tự bốc cháy khi đưa ngọn lửa từ ngoài vào. • Điểm đông đặc: Là nhiệt độ (oC) tại đó dầu bắt đầu kết tinh và đông đặc. 3.2. KHẢ NĂNG PHẢN ỨNG HÓA HỌC CỦA DẦU THỰC VẬT Dầu thực vật có thể tham gia các phản ứng hóa học đặc trưng sau : 3.2.1. Phản ứng thủy phân Các glyxerit trong sự có mặt của hơi nước (áp suất cao), và các axit vô cơ làm xúc tác hoặc dưới tác dụng một số enzim sẽ bị thủy phân tạo thành glyxerin và axit béo C3H5(OOCR)3 + 3HOH ' C3H5(OH)3 + 3HOOCR Phản ứng này được ứng dụng trong công nghiệp để sản xuất các axit béo. 3.2.2. Phản ứng xà phòng hóa Khi có mặt các hợp chất kiềm (NaOH, KOH, Na2CO3, ...) dầu thực vật bị xà phòng hóa tạo thành glyxerin và muối kiềm của axit béo (xà phòng). C3H5(OOCR)3 + 3NaOH = C3H5(OH)3 + 3NaOOCR Xà phòng cũng được tạo thành từ phản ứng giữa axit béo tự do với kiềm. RCOOH + NaOH ' RCOONa + HOH 20
- Xem thêm -