Luận án Nghiên cứu lựa chọn vữa trám cho các giếng khoan dầu khí trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao bể nam Côn Sơn

khối lượng riêng vữa 2,13 g/cm3 (C) ở nhiệt độ 170oC và áp suất 20,67MPa. Từ trên biểu đồ ta có thể thấy sự phát triển độ bền nén trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao theo thời gian thực. Khi nhiệt độ từ 200C tăng dần lên lên đến nhiệt độ 1700C (áp suất không thể hiên trên biểu đồ), xảy ra quá trình thủy hóa và tạo cấu trúc trong vữa xi măng. Sau một khoảng thời gian ứng 74 suất trượt tĩnh kết thúc, độ bền nén (đường màu xanh lục) phát triển đạt đến giá trị 3,45 MPa tại thời điểm 20giờ 36phút - đây được gọi là độ bền cực tiểu hoặc độ bền nén sớm và sau đạt giá trị cực đại ở thời điểm 48giờ 00phút. Trên biểu đồ còn cho phép dự báo thời gian chờ ngưng kết và dự báo ứng suất trượt tĩnh cuả vữa xi măng. Hình 3.16. Độ bền nén của đá xi măng khối lượng riêng vữa 2,10 g/cm3 (D) ở nhiệt độ 177oC và áp suất 93,10 MPa Hình 3.17. Độ bền nén của đá xi măng khối lượng riêng vữa 2,22 g/cm3 (E) ở nhiệt độ 180 oC và áp suất 20,67 MPa. 75 Hình 3.18. Độ bền nén của đá xi măng khối lượng riêng vữa 2,22 g/cm3 (F) ở nhiệt độ 180 oC và áp suất 20,67. Hình 3.19. Độ bền nén của đá xi măng khối lượng riêng vữa 2,22 g/cm3 (G) ở nhiệt độ 193 oC và áp suất 103,4 MPa. Từ các số liệu trong bảng 3.1 và được minh họa trên các hình 3.14 - 3.19 cho thấy độ bền nén của đá xi măng với khối lượng riêng khác nhau đều tăng dần và đạt các giá tri cực đại dưới tác của của áp suất cao và gia tăng của nhiệt độ. Thực tế cho thấy hơn 90% độ bền nén của xi măng trong giếng 76 khoan thường phát triển trong 48 giờ sau thời gian khuấy trộn, cho nên có thể xác định độ bền nén trong khoảng 48 giờ. Đó cũng là thời gian tối thiểu trước khi đo địa vật lý giếng khoan. Một giai đoạn quan trọng trong lúc đầu sau khi trám xi măng là Thời gian chờ đông cứng xi măng. Đó là thời gian độ bền nén phát triển trong vữa ngay sau khi độ bền tĩnh của gel. Thời gian chờ xi măng đóng rắn (WOC wait on cement) là thời gian được chọn để xi măng có độ bền nén cực tiểu, bằng 3,45 MPa theo tiêu chuẩn API. Khi vữa xi măng được điều chế và bơm vào giếng, vữa xi măng bắt đầu thay đổi trạng thái lỏng ban đầu và chuyển dần thành vật thể rắn có ứng suất khi bắt đầu hình thành gel và chất lỏng xuất hiện áp suất thủy tĩnh biểu hiện sự biến dạng trượt và gel có ứng suất. Độ bền tĩnh của gel xuất hiện do sự giảm thể tích làm giảm áp suất. Sự chuyển pha có ý nghĩa rất quan trọng, bởi vì trong cột xi măng trạng thái bắt đầu tự duy trì và phần lớn áp suất thủy tĩnh không chuyển cho dòng chảy biến đổi pha có nhiều thời gian để giảm thể tích. Hiện tượng này dẫn đến sự xâm nhập khí qua vành đá xi măng và làm giảm chất lượng trám xi măng trong giếng khoan. Đề phòng sự xâm nhập khí bằng cách giảm thời gian biến đổi pha hoặc nâng vận tốc phát triển độ bền nén của vữa xi măng. Trên hình 3.21. Mẫu lõi đá xi măng được thí nghiệm trên máy đo UCA trong điều kiện nhiệt độ 1770C và áp suất 93,1 MPa. Độ bền nén cực tiểu 3,44 MPa trong thời gian 21giờ 08phút, và độ bền nén 9,92 MPa trong thời gian 24giờ00phút. 77 Hình 3.20. Mẫu lõi xi măng theo đơn pha chế 1 (Phụ lục 4) Trên hình 3.21. Mẫu lõi đá xi măng được thí nghiệm trên máy đo UCA trong điều kiện nhiệt độ 1930C và áp suất 103,4 MPa. Độ bền nén cực tiểu 3,45 MPa trong thời gian 19giờ04phút, và độ bền nén 16,17 MPa trong thời gian 24giờ 00 phút. Hình 3.21. Mẫu lõi xi măng theo đơn pha chế 2 (Phụ lục 6) Sử dụng xi măng mác G làm xi măng nền, có bổ sung 35% silica SSA- 1 và một số chất phụ gia khác, cho thấy độ bền nén của vành đá xi măng gia tăng rất nhanh theo nhiệt độ và áp suất. Độ bền nén non tuổi phát triển nhanh 78 sẽ rút ngắn thời gian biến đổi pha, làm giảm nguy cơ xâm nhập khí trong vành đá xi măng. 3.4. Xác định các tính chất đàn hồi của đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao 3.4.1. Tính chất biến dạng của đá xi măng Đá xi măng bị biến dạng như là vật thể đàn hồi - dòn: sự phá hủy chúng được đặc trưng vào thời điểm khi ứng suất đạt đến giới hạn đàn hồi; sự biến dạng theo định luật Hooke. Gia tăng nhiệt độ và áp suất mọi phương có thể làm cho xi măng biến dạng giống như vật thể đàn hồi - dẻo. Hệ xi măng dẻo có trị số modun Young thấp và hệ số Poisson cao - thường chịu tải trọng tĩnh và chu kỳ tốt hơn so với hệ xi măng giòn có trị số modun Young cao và hệ số Poisson thấp. Modun đàn hồi của đá xi măng tăng lên theo chiều sâu thế nằm của chúng. Modun đàn hồi của đá xi măng phụ thuộc vào thành phần vữa, nhiệt độ, áp suất vỉa, ứng suất kiến tạo. Để bảo đảm độ kín của khoảng không trong vùng tiếp xúc “đá xi măng - cột ống chống” thì đá xi măng cần phải phát triển áp suất nhất định. Vì vậy, độ kín của giếng khoan phụ thuộc nhiều vào sự thay đổi thể tích đá xi măng khi đóng rắn. Điều đó có thể đạt được nhờ sử dụng hỗn hợp trám, có thể nở trong quá trình tạo cấu trúc. Vì vậy, trị số nở cần phải lớn hơn so với sự giảm thể tích của hệ do co ngót, đồng thời không được vượt quá lực tới hạn ép nén hoặc phá vỡ sự ổn định của cột ống chống, và mục đích cuối cùng là giảm modun Young và nâng cao hệ số Poisson trong điều kiện tải trọng tĩnh và chu kỳ làm việc tốt hơn. 79 3.4.2. Thiết bị đo các tính chất đàn hồi Trên hình 3.23 - Thiết bị MPRO - Model 6265 được dùng để xác định các tính chất cơ học của xi măng như hệ số Poisson, Modun Young và một số thông số khác trong nhiệt độ tối đa: 204oC và áp suất tối đa 52MPa. Hình 3.23.Thiết bị đo các tính chất cơ học của đá xi măng MPRO [24] Thiết bị phân tích các tính chất cơ học Model 6265 (MPRO) là một thiết bị thí nghiệm không phá hủy, cho phép quan sát quá trình thay đổi liên tục các tính chất cơ học của xi măng (hệ số Poisson, modun Young) modun thể tích và độ bền nén của xi măng trong quá trình đóng rắn trong các điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao trong chế độ thời gian thực. Có thể sử dụng để dự báo thời gian đóng rắn của xi măng và đảm bảo tối ưu hóa thành phần hóa học của xi măng, nâng cao đặc tính độ bền của xi măng. 3.4.3. Kết quả thí nghiệm Trên cơ sở đơn pha chế vữa xi măng (xem bảng 3.2), xác định sự biến đổi các thông số đàn hồi trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao. Trên hình 3.23 - Sự biến đổi các thông số đàn hồi theo nhiệt độ và áp suất. 80 Hình 3.23. Các thông số đàn hồi của của đá xi măng Trên đồ thị: Đường màu đỏ - hệ số Poisson; đường xanh lam - modun Young; đường màu xanh da trời - modun thể tích; đường màu đen - độ bền nén. Trong đồ thị: Modun Young đạt đến giá trị 8,61 MPa trong 10 giờ đầu tiên và ổn định ở 15,17 MPa sau 150 giờ thí nghiệm. Hệ số Poisson dao động trong khoảng 0,30 - 0,25. Trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, yêu cầu vành đá xi măng bên ngoài cột ống chống trong giếng khoan phải có độ mềm dẻo nhất định. Vì vậy, cần sử dụng xi măng có trị số modun Young thấp [25]. Ngoài ra để đá xi măng tiếp xúc tốt với cột ống chống và thành giếng xi măng cần dãn nở một ít sau khi đóng rắn. Để đạt yêu cầu trên, trong đơn pha chế vữa đã sử dụng phụ gia giãn nở “WellLifeTM”. Kết quả thí nghiệm cho thấy cho thêm phụ gia WellLife-987 đá xi măng ít dòn, bền chắc và dẻo hơn so với xi măng thông thường. 81 Khi sử dụng một trong các phương pháp trên đây, tạo cho vành đá xi măng có tính đàn hồi tốt hơn bằng cách giảm modun Young và nâng cao hệ số Poisson. Trong điều kiện tải trọng tĩnh và chu kỳ, xi măng có modun cao và hệ số Poisson thấp làm việc tốt hơn. Vì vậy, ngoài việc xác định độ bền, điều đặc biệt quan trọng là phải nghiên cứu đặc điểm biến dạng đàn hồi của xi măng trám dưới tác động của các tải trọng cơ học. 3.5. Độ rỗng và độ thấm của đá xi măng 3.5.1. Độ rỗng của đá xi măng. Độ rỗng (m) hoặc độ rỗng thể tích được xác định bằng tỉ số (tính bằng phần trăm) giữa tổng thể tích rỗng PV trên thể tích thực khối đá xi măng BV, được tính theo công thức 3.1: Độ rỗng (%) = × 100 (3.1) Độ rỗng phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau như hình dạng, kích thước và các phụ gia và sự phân bố lẫn nhau của các hạt xi măng, tính không đồng nhất kích thước của các hạt, quá trình đóng rắn của đá xi măng, điều kiện nhiệt độ và áp suất. Thực tế cho thấy thành phần hạt của xi măng, phụ gia bền nhiệt, phụ gia tăng trọng càng nhỏ thỉ độ rỗng càng tăng. Các hạt không đồng đều về kích thước càng lớn thì độ rỗng càng nhỏ (hạt nhỏ nằm xen lẫn trong khe hở lớn). Độ rỗng của đá xi măng được xác định bằng máy đo độ rỗng (hình 3.24). 82 Hình 3.24. Máy đo độ rỗng của đá xi măng [53]. 3.5.2. Độ thấm của đá xi măng Độ thấm của đá xi măng là khả năng của đá xi măng cho chất lỏng và chất khí đi qua dưới độ chênh áp nhất định. Để bảo đảm sự cách ly tốt các vỉa thì đá xi măng trong không gian vành xuyến cần có độ thấm tối thiểu đối với chất lưu vỉa. Trong những điều kiện nhất định độ thấm của đá xi măng tăng có thể là nguyên nhân ngập nước giếng khoan, lưu thông dòng dầu và khí trong các tầng sản phẩm. Khi nước hoặc khí xâm nhập vào vành đá, vành đá xi măng dễ bị phá hủy. Đá xi măng đóng rắn chặt sít, không thấm, có độ ổn định cao chống lại sự ăn mòn của nước vỉa, cách ly tốt, chống sập lở. Trong một số điều kiện nhất định, độ thấm của đá xi măng tăng có thể là nguyên nhân ngập nước giếng khoan, sự xâm nhập dầu khí trong các tầng sản phẩm trong không gian vành xuyến. Độ thấm của đá xi măng thay đổi trong quá trình đóng rắn và phụ thuộc nhiều vào các tính chất của xi măng và phụ gia, tỉ lệ N/XM, điều kiện và thời gian đóng rắn của xi măng. 83 Hiện nay chưa có quy định chung về độ thấm của đá xi măng, nhưng kinh nghiệm và tính toán cho thấy, để cách ly tốt các tầng sản phẩm thì nên sử dụng vữa xi măng khi đóng rắn thành đá có độ thấm 0,1mD. Để xác định độ thấm của đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao đã tiến hành thí nghiệm theo đơn pha chế như trong bảng 3.2 với các phụ gia tăng trọng Barite và Hi-Dense 4. Thí nghiệm được tiến hành theo Tiêu chuẩn API RP 10B-2 - Phiên bản 2 - Quy phạm thí nghiệm xi măng. Hệ số thấm của môi trường lỗ hổng được xác định trên Máy đo độ thấm (hình 3.25). Hình 3.25. Máy đo độ thấm của đá xi măng [53] Để tính toán độ thấm của đá xi măng trên máy đo sử dụng khí Ni tơ theo phương trình 3.2 sau đây: Độ thẩm K = ( ⨯ )[( ) ] (3.2) Trong đó: K = độ thấm, mD; B = Áp suất khí áp kế, at; Q = Lưu lượng thể tích dòng khí đi qua ở áp suất khí áp kế, cm3/s; = Độ nhớt động lực của khí ở nhiệt độ đo, cP; L = Chiều dài của mẫu lõi, cm; A = diện tích mặt cắt ngang của mẫu lõi, cm2; p = áp suất khí phun, at . 84 Trên bảng 3.5. Kết quả thí nghiệm đo độ rỗng và độ thấm của đá xi măng từ các hỗn hợp 1: xi măng Holcim + Hi-Dense 4 + MicroMax và hỗn hợp 2: xi măng Holcim + Barite + MicroMax (phụ lục 8, 9) Bảng 3.5. Độ rỗng và độ thấm của đá xi măng Các mẫu Độ rỗng (%) Độ thấm (mD) Xi măng + Hi-Dense 4 + MicroMax 23% 0,075 Xi măng + Hi-Dense 4 + MicroMax 28% 0,0018 Xi măng + Barite + MicroMax 38,166% < 0,0005 Xi măng + Barite + MicroMax 38,916% <0,0007 Kết quả thí nghiệm cho thấy, mẫu đá xi măng có các thành phần chất làm nặng là Barite + MicroMax có độ rỗng trung bình 38,53% có độ thấm thấp hơn so với mẫu đá xi vữa xi măng có chất làm nặng là Hi-Dense 4 và Micro Max có độ rỗng trung bình 25%. Độ thấm của đá xi măng đạt dưới 0,1 mD, để cách ly tốt các tầng sản phẩm trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn như kết quả thí nghiệm là hợp lý. Độ thấm của đá xi măng trong thực tế trám giếng khoan thường không quy định, nhưng theo kinh nghiệm và tính toán cho thấy để cách ly tốt các tầng sản phẩm trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn như kết quả thí nghiệm là hợp lý. Kết luận Chương 3 - Trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, khối lượng riêng vữa xi măng phải đảm bảo cân bằng với áp suất vỉa và thấp hơn áp suất nứt vỉa. Các sản phẩm Hi-Dense 4 và MicroMax là các phụ gia làm nặng rất hiệu quả và cải thiện các tính chất khác của đá xi măng. 85 - Thời gian quánh của vữa xi măng phải lớn hơn tổng thời gian các công đoạn trám xi măng giếng khoan. Lựa chọn phụ gia CSR-100, HR-25 cho phép kéo dài thời gian quánh, ngưng kết của vữa xi măng. - Các tính chất cơ học của đá xi măng (độ bền nén, modun Young, hệ số Poisson) với các thành phần đơn pha chế là hợp lý, đáp ứng các yêu cầu lâu dài của vành đá xi măng trong giếng khoan trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao. 86 Chương 4 . THỬ NGHIỆM VỮA XI MĂNG TRÁM CỘT ỐNG CHỐNG KHAI THÁC 5 ½” GIẾNG KHOAN TẠI BỂ NAM CÔN SƠN 4.1. Đặc điểm cấu trúc giếng khoan dầu khí bể Nam Côn Sơn Kết quả khoan tại bể Nam Côn Sơn cho thấy, các giếng khoan gặp áp suất cao nhiệt độ cao chủ yếu tập trung tại khu vực phía Đông Bắc của bể, bao gồm các lô 04-3, 05-1, 05-2 và 05-3. Tại bể Nam Côn Sơn các giếng khoan thường có cấu trúc các cột ống chống như sau (hình 4.1): Hình 4.1. Cấu trúc giếng khoan lô 05 bể Nam Côn Sơn 87 - Cột ống đường kính 30” để gia cố phần đất đá bở rời gần đáy biển; - Cột ống đường kính 20” để gia cố giếng trước khi khoan vào hệ tầng Nam Côn Sơn; - Cột ống đường kính 13 3/8” được thả và gia cố toàn bộ hệ tầng Nam Côn Sơn trước khi khoan vào hệ Thông - Mãng Cầu; - Cột ống đường kính 9 5/8” được thả và gia cố toàn bộ hệ tầng Thông- Mãng Cầu hoặc hệ tẩng Cau để cách ly tầng Oligocen với tầng Miocen có khả năng xảy ra mất dung dịch và bảo vệ tầng sản phẩm; - Cột ống lửng 7 5/8” hoặc 5 ½” là cột ống chống khai thác các đối tượng chứa dầu khí trong móng hoặc cách ly tầng phong hóa nứt nẻ ở trên nóc móng, có áp suất cao và nhiệt độ cao. Hình 4.2. Cấu trúc giếng khoan Địa tầng Cấu trúc ống chống 30" Conducter ~300m (based on Soil / Cond. Driving Study) 8.4 - 8.5 ~700m (10-3/4" x 10" XO for 5-1/2" SSSV) 26" Hole / 22" Surface Casing ~1250m (based on SHA Recommendation) 8.7 - 9.1 20" Hole / 16" Contingency Liner ~1800m (if insufficient LOT at 22" shoe) T100 Top 2023 22" Hole / 18" Surface Liner ~2450m (~10m top of Press. Ramp) 9.5 - 11.5 17-1/2" Hole / 13 5/8" Intermediate Casing T90 Top 2480- 14.6 - 14.7 ~2600m (thru Pressure Ramp) T85 Top 2655 UMA5/40 Top 2909 MMH10 Top 3110 Base 3209 LMH10 Top 3395 Base 3421 12-1/4" Hole / 10" x 10 3/4 Production Casing LMH20 Top 3460 ~3560m (~10m above Primary Targets) Base 3510 17.1 - 17.2 LMH30 Top 3574 7 5/8" Contingency Liner Base 3610 ~3800m (Faults or NDS) LMH40/45 Top 3631 5 1/2" Production Liner Base 3890 ~4040m (~150m Below Base of Primary Targets) 17.2 - 17.3 Tỉ trọng dd (ppg) mTVDss Reservoir Targets FG OB PP T90 UMA5 T100 T85 T30 UMA40 MMH10 LMH10 LMH45 LMH40 LMH30 LMH20 Base on HT-1X EWR Base on HT-H1 SOR WBM SBM PP/FG/OB (PPGE) MW HT-H1 RESERVOIR TEMPERATURE RANGE Base on HT-H1 SOR Base on HT-H1 SOR 88 4.2. Sơ lược công nghệ bơm trám xi măng giếng khoan Tại bể Nam Côn Sơn, công nghệ bơm trám xi măng được trang bị bằng các hệ thống bơm trám chuyên dụng, bảo đảm bơm ép vữa xi măng theo chiều sâu thiết kế của từng cột ống. Công nghệ bơm trám xi măng các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn thường áp dụng các phương pháp sau đây: - Trám thuận một tầng: vữa xi măng được bơm vào cột ống chống (1 liều hoặc 2 liều khác nhau) kết hợp với nút trám trên và nút trám dưới để đẩy ép vữa xi măng vào khoảng không vành xuyến đến chiều sâu thiết kế. - Phương pháp trám cột ống lửng: Vữa xi măng được bơm qua cần khoan, qua chân đế ống chống vào khoảng không vành xuyến. Khi trám phân đoạn, cột ống chống được thả làm 2 lần: lần 1 thả và trám như ống chống lửng, sau đó thả và trám tiếp đoạn 2, tiếp theo kết nối với đầu ống chống lửng bằng đầu nối kiểu tie-back. Định tâm được sử dụng để giữ cho cột ống chống năm ở tâm giếng khoan, đảm bảo cách ly vỉa và bảo vệ tốt ống chống và tăng hiệu quả thay thế dung dịch khoan. Để đảm bảo chất lượng trám xi măng giếng khoan cần thiết phải đẩy hết dung dịch khoan và mùn khoan trước khi vữa tiếp xúc với ống chống, vì vậy phải lựa chọn dung dịch đệm có độ nhớt, khối lượng riêng, ứng suất trượt tĩnh phù hợp tạo ra lớp đệm giữa dung dịch khoan và vữa xi măng. 4.3. Thiết kế hệ vữa xi măng trám cột ống chống khai thác 5½”. 4.3.1. Các yêu cầu thiết kế vữa xi măng Thiết kế hệ vữa xi măng là trên cơ sở dự báo sự biến đổi các tính chất của vữa, lựa chọn các thành phần của phụ gia (công dụng, phẩm chất, hàm lượng) theo các điều kiện của cột ống khai thác trong giếng khoan: chiều sâu 89 thả cột ống khai thác, nhiệt độ tuần hoàn và nhiệt độ tĩnh trên đáy giếng. Vì vậy, nhiệm vụ của thiết kế vữa xi măng là: 1) lựa chọn tối ưu các thành phần của vữa như xi măng nền, phụ gia chịu nhiệt cùng các phụ gia khác; 2) điều chỉnh hàm lượng các thành phần để vữa xi măng trám có đủ các tính chất công nghệ phù hợp với các điều kiện địa chất-kỹ thuật khoảng chiều sâu chống ống khai thác. Do điều kiện địa chất và đặc điểm nhiệt độ và áp suất cao của bể Nam Côn Sơn có ảnh hưởng đến các tính chất của vữa và đá xi măng, đòi hỏi phải điều chỉnh các tính chất của vữa và đá xi măng bằng các phụ gia hóa chất. Các thông số công nghệ của hệ xi măng đòi hỏi phải thay đổi do đặc điểm công nghệ thi công hoặc các điều kiện giếng khoan là thời gian quánh hoặc thời hạn ngưng kết, các tính chất lưu biến, tính ổn định chống lắng kết đối với vữa và độ bền nén, tính đàn hồi, độ thấm đối với đá xi măng. Độ nhớt và thời gian quánh cần phải được tối ưu hóa để vữa xi măng duy trì được thời gian bơm ép để vữa lấp đầy không gian vành xuyến và dâng cao đến chiều cao cần thiết trong giếng khoan. Khi thay đổi định lượng một chỉ tiêu của vữa xi măng sẽ làm biến đổi một hay các thông số, và có trường hợp không mong muốn. Vì vậy, các phụ gia khi bổ sung vào các hệ xi măng, có tác dụng tổng hợp và thay đổi đồng thời một vài thông số. Cùng một điều kiện như nhau, một số phụ gia có tác động thuận lợi đến các tính chất của hệ xi măng, song trong các điều kiện khác các phụ gia trên với các liệu lượng khác nhau có thể gây ra tác dụng ngược lại. 4.3.2. Xi măng nền Theo tiêu chuẩn API, xi măng trám giếng khoan được phân thành 9 nhóm từ nhóm A đến nhóm H phụ thuộc vào chiều sâu và các điều kiện sử dụng trám giếng khoan. 90 Nhóm A- dùng để trám giếng khoan đến chiều sâu 1830 m, không yêu cầu các tính chất đặc biệt của xi măng, là loại thông thường (tương ứng với xi măng C 150, theo tiêu chuẩn ASTM loại I. Nhóm B - dùng để trám giếng khoan đến chiều sâu 1.830m, có độ bền chống sunfat ăn mòn từ vừa đến cao. Nhóm B tương đương với ASTM loại II, và nó có hàm lượng C3A thấp hơn nhóm A. Nhóm C - được sử dụng với chiều sâu đến 1.830m, khi yêu cầu tăng nhanh độ bền trong thời gian ngưng kết sớm. Nhóm C có cả ba dạng có độ bền chống sunfat và nó tương đương với ASTM loại III. Để đạt độ bền sớm hơn thì hàm lượng C3S và diện tích bề mặt tương đối cao. Nhóm D, E và F, còn gọi là loại xi măng chậm đông kết được sử dụng cho những giếng khoan sâu hơn. Sự chậm đông kết là kết quả của sự giảm khối lượng các pha hydrat hóa nhanh hơn (C3S và C3A) và do tăng kích thước các hạt xi măng. Nhóm D - sử dụng ở độ sâu từ 1.830 m đến 3.050 m trong điều kiện nhiệt độ và áp suất tương đối cao. Nhóm E - sử dụng ở độ sâu từ 3.050 m đến 4.270 m trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao. Nhóm F - sử dụng ở độ sâu từ 3.050 m đến 4.880 m trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cực kỳ cao. Nhóm G và H là nhóm xi măng được sản xuất tùy thuộc vào công nghệ đông nhanh hay chậm theo tiêu chuẩn API xi măng trám giếng khoan được phân loại thành 8 nhóm từ nhóm A đến nhóm H phụ thuộc vào chiều sâu và các điều kiện sử dụng trám giếng khoan. Nhóm G và H được sử dụng làm xi măng trám giếng khoan từ bề mặt đến độ sâu 2.440m, có thể kết hợp với các chất phụ gia chậm đông hay đông 91 không cần phải thêm canxi sunfat hoặc nước hay cả hai trong quá trình thực nghiện trộn clinke sản xuất xi măng nhóm G và H. Hiện nay, trong các điều kiện bể Nam Côn Sơn thường sử dụng xi măng mác Holcim G-API, có các thành phần thành phần khoáng như sạu: Tricalcium Silicat (Alit)- 3CaO.SiO2 .....64,0% Dicalcium Silicat (Belit) - 2CaO.SiO2 ....16,0% Tricalcium Aluminat - 3CaO.Al2O3 .2,3% Tetracalcium Aluminoferrit - 4CaO.Al2O3.Fe2O3 .....6,0% Tổng : 3CaO.Al2O3+4CaO.Al2O3.Fe2O3 ..20,0% 4.3.3. Các phụ gia xi măng [28b]. - Phụ gia làm nặng Hi-Dense 4, được sản xuất từ nguyên liệu khoáng hematit, không nhiễm từ, không chứa phóng xạ và ít ảnh hưởng đến các tính chất khác của xi măng. Hi-Dense 4 có thành phần hạt 45 µm chiếm 80%, độ phân tán cao, không bị lắng đọng. Phụ gia có thể trộn để tạo ra vữa xi măng có khối lượng riêng 3,15 g/cm3. - MicroMax là phụ gia làm nặng được chế biến từ khoáng mangan Hausmannit có tỉ trọng 4,7-4,9, cỡ hạt bình quân 5 m. MicroMax sử dụng rất hiệu quả trong khoảng nhiệt độ từ 270C-2600C. - Phụ gia ổn định độ bền SSA-1 (còn gọi là Silica nghiền) giúp chống lại sự suy thoái độ bền nhờ tác dụng hóa học với xi măng ở nhiệt độ cao, giảm độ thấm của xi măng. SSA-1 có tính tương thích cao với các phụ gia khác trong vữa các chất chậm ngưng kết, giảm ma sát, giảm độ thải nước và làm nặng. - Phụ gia làm chậm ngưng kết và đóng rắn: CSR-100L, HR-25L, FDP- C765. CSR-100L có tác dụng tốt trong hỗn hợp vữa xi măng - nước kỹ thuật trong điều kiện nhiệt độ tuần hoàn trên đáy khoảng 1210C. Kết hợp với phụ 92 gia Halad, phụ gia CSR-100 có tính xúc biến. Khi vữa xi măng đóng rắn trong khoảng 24 giờ với nhiệt độ tuần hoàn trên đáy, độ bền nén của vành đá xi măng đạt trị số rất cao. HR-25 là phụ gia làm chậm ngưng kết ở nhiệt độ cao. Phụ gia còn có tác dụng bổ trợ chọ SCR-100. HR-25 ở nhiệt độ tuần hoàn trên đáy từ 930C và 2030C. Hàm lượng HR-25 hợp lý trong vữa từ 0,5% đến 2,0%. HR-25 khả năng hòa tan cao trong nước, do tính phân bố đều và ít ảnh hưởng đến sự phát triển độ bền nén ở phần trên của cột xi măng có chiều dài lớn. FDP-C765 là một loại polyme bền nhiệt được sử dụng trong khoảng nhiệt độ cao và rất cao. FPD có thể dùng chất chậm ngưng kết độc lập trong khoảng 93-1490C. Tỉ lệ trung bình từ 0.1 và 5% khối lượng xi măng. Khi nhiệt độ trên đáy giếng đạt đến 3150C, phụ gia FPD phối hợp với chất chậm đông HR-25 rất có hiệu quả với tỉ lệ 1:1. Sử dụng FPD cho phép kéo dài thời gian bơm và tăng thời gian quánh của vữa xi măng. - Phụ gia giảm độ thải nước Halad-413L là một phụ gia tổng hợp không nhớt để điều chỉnh độ thải nước và còn có tác dụng như là chất phân tán, làm chậm ngưng kết, điều chỉnh tốt độ nhớt của chất lỏng và áp suất tuần hoàn. Ngoài ra, phụ gia Halad-413L duy trì khối lượng riêng vữa xi măng, hạn chế khí xâm nhập vào giếng, chống sự ăn mòn của nước vỉa, tạo sự kết dính tốt vành đá xi măng với cột ống chống. - Phụ gia nở - MICROBOND-HT, là phụ gia hóa học có tác dụng nở. Bổ sung Microbond-HT sẽ phép ngăn ngừa sự tạo thành các rạn nứt rất bé, nguồn gốc sự liên thông chất lưu giữa các vỉa. Đặc điểm của phụ gia nở Microbond là khi nhiệt độ càng tăng thì sự giãn nở càng nhanh. - Phụ gia tiêu bọt D-Air-4000L, được bổ sung vào vữa xi măng để triệt tiêu lượng bọt xuất hiện trong thời gian pha trộn vữa, gây khó khăn cho công tác trám xi măng – chủ yếu là khó xác định được thể tích bơm trám và khối 93 lượng riêng của vữa. Sử dụng D-Air-4000L, ít ảnh hưởng đến độ thải nước, thời gian quánh, độ nhớt của vữa và độ bền nén của đá xi măng. Hàm lượng D-Air 4000L cho phép trong khoảng 0,0025 đến 0,45% theo khối lượng của xi măng. - Chất phân tán CFR-3L cho phép giảm độ nhớt biểu kiến và nâng cao các tính chất lưu biến của vữa xi măng, nhờ đó đạt chế độ chảy rối khi lưu lượng bơm thấp, giảm áp suất ma sát trong thời gian bơm ép, giảm bớt công suất thủy lực. Ngoài ra, CFR-3L có thể điều chỉnh tốt độ thải nước và có thể bảo đảm làm chậm thêm ngưng kết. - Phụ gia tăng cường tính cơ lý của vành đá xi măng WELLLIFE-684 là phụ gia sợi carbon được dùng để cải thiện tính chất cơ học của vành đá xi măng, làm cho vành đá bớt dòn, bền hơn và có tính đàn hồi so với xi măng thông thường. WELLLIFE-684 là phụ gia đàn hồi, dạng hạt có tỉ trọng 1,80, sử dụng ở nhiệt độ cao, giúp tăng độ bền kéo và không ảnh hưởng đến độ bền nén. WELLLIFE-987 tỉ trọng 2,0 sử dụng cho vữa có khối lượng riêng 1,68 g/cm3 hoặc cao hơn. - Phụ gia tạo huyền phù SA-1015TM là cho phép ngăn sự lắng kết pha rắn, giữ cho hạt rắn trong trạng thái lơ lửng và kiểm soát lượng nước tự do, đặc biệt trong vữa có tỉ lệ xi măng nước cao. Nhờ giảm độ lắng kết vữa của xi măng nên có thể ngăn chặn xi măng bó chèn cột ống chống lửng, hạn chế sự thấm lọc vào tầng sản phẩm hoặc tầng chứa nước. 94  Xi măng pooclan Holcim tiêu chuẩn G- API Hệ XM nặng- bền nhiệt: XM (100%) + SSA-1 (35%) + HiDense (40%) + MicroMax (25%). Hình 4.3. Hệ xi măng nặng bền nhiệt cho điều kiện bể Nam Côn Sơn Trên hình 4.3. Hệ xi măng nặng bền nhiệt sử dụng cho điều kiện bể Nam Côn Sơn: Xi măng Holcim + phụ gia silica SSA-1 + các chất làm nặng Hi-Dense 4 + MicroMax. 4.4. Đơn pha chế vữa xi măng trám cột ống chống khai thác 4.4.1. Thành phần xi măng và phụ gia Trên cơ sở phân tích: các đặc tính của vữa xi măng trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao, các kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và tổng hợp kinh nghiệm trám xi măng giếng khoan trên thềm lục địa nói chung và bể Nam Côn Sơn nói riêng, nêu trong các chương 2, 3, 4 - đơn pha chế vữa xi măng tối ưu để trám cột ống chống khai thác 5 ½” các giếng khoan trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn, trình bày trong bảng 4.1. Bảng 4.1. Đơn pha chế vữa xi măng Các thông tin về giếng khoan Đường kính giếng, (mm) Đường kính cột ống chống, (mm) Chiều dài thân giếng, (m) Chiều sâu giếng, (m) Nhiệt độ tĩnh trên đáy, (0C) Nhiệt độ động, (0C) 8 ½” 5 ½” 4.308 4.198 180 150 95 Thành phần vữa xi măng Thành phần Tỷ trọng Công dụng Hàm lượng XM Holcim API-G 3,15 Xi măng nền 100% KLXM SSA-1A 2,63 Chất ổn định độ bền 35% KLXM Hi-Dence No4 5,02 Chất tăng trọng 40% KLXM Micromax FF 4,48 Chất tăng trọng 25% KLXM WellLife-987 (FP) 2,10 Gia cường độ bền 7% KLXM Microbond-HT 3,57 Chất nở 3% KLXM FDP-C765-04 1,92 Chậm ngưng kết 1% KLXM CSR-100L 1,16 Chậm ngưng kết 0,27 gps HR-25L 1,20 Chậm ngưng kết 0,29 gps CFR-3L 1,17 Chất pha loãng 0,9 gps Halad-413L 1,11 Giảm độ thải nước 0,3 gps D-Air 4000L 0,796 Phụ gia tiêu bọt 0,1% KLXM GasStop HT (PB) 1,43 Ngăn xuất hiện khí 0,05% KLXM SA-1015 (PB) 1,47 Tạo huyền phù 0,1 gps 4.4.2. Các thông số của vữa xi măng Trên bảng 4.2 trình bày các thông số công nghệ của vữa xi măng để trám cho cấp ống chống khai thác đường kính 5 ½” trong khoảng nhiệt độ và áp suất cao. Bảng 4.2. Các thông số công nghệ của vữa xi măng Các tính chất của xi măng Khối lượng riêng vữa, (g/cm3) Hiệu suất vữa ft3/sack Nước trộn gal/sack Tổng lượng nước trộn gal/sack 2,22 1,88 5,03 6,81 Độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh Nhiệt độ (0C) 600 300 200 100 60 30 6 3 Hệ số K1 Hệ số K2 PV/YP 26 88 215 120 128 65 95 95 60 60 44 44 29 29 14 14 10 10 0.289 0.289 0.735 0.375 682/29 527/13 96 Độ thải nước API Nhiệt độ, (0C) Áp suất, (MPa) Thời gian, (phút) Độ thải nước, (cm3/30 min) Thể tích đo, (cm3) Thời gian đo, (phút) 88 6,89 30 28 14 30 Độ quánh Nhiệt độ, (0C) Áp suất, (MPa) 50 Bc (giờ, phút) 70 Bc (giờ, phút) 100 Bc (giờ, phút) 160 84,68 06.44 06.44 06.45 Độ bền nén UCA Nhiệt độ, (0C) Áp suất,(MPa) 0,345 MPa, (giờ, phút) 3,45MPa, (giờ, phút) 24 giờ (MPa) 180 20,67 12,42 13,56 23,47 Trong đơn pha chế cho thấy chọn hàm lượng phụ gia silia, các chất làm nặng Hi-Dense và MicroMax là hợp lý nhất cho các điều kiện nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn. Tùy theo điều kiện giếng khoan khác nhau có thể chọn hàm lượng của các phụ gia khác để điều chỉnh các thông số của vữa cho phù hợp. Từ các thành phần và các thông số của vữa trong đơn pha chế trên đây dựa trên cơ sở lý thuyết, các kết quả thí nghiệm trên các thiết bị hiện đại và tham khảo các kinh nghiệm trám giếng khoan trong thời gian qua tại bể Nam Côn Sơn. Trên quan điểm nâng cao chất lượng trám xi măng giếng khoan cần chú ý đến các thông số của vữa hình thành trong vữa như chế độ chảy rối. Để đạt được chế độ dòng chảy rối có liên quan đến tăng vận tốc dòng chảy, điều đó sẽ dẫn đến tăng áp suất trong khoảng không gian vành xuyến và dễ gây ra nứt vỉa thủy lực. Để bảo đảm chế độ dòng chảy rối ngoài việc tăng vận tốc dòng thoát mà bằng cách điều chỉnh các tính chất lưu biến của vữa. Trong đơn pha chế này, sử dụng các phụ gia giảm độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh. 97 4.5. Đánh giá chất lượng vữa trám xi măng Chất lượng trám xi măng phụ thuộc vào nhiều yếu tố, trong đó vữa trám có vai trò quyết định. Vữa trám bảo đảm cách ly hoàn toàn các tầng sản phẩm, ngăn sự liên thông dòng chất lưu theo thân giếng và độ kín của không gian vành xuyến được lấp đầy bởi các vật liệu xi măng. Sau khi kết thúc công đoạn trám xi măng các cột ống, việc đánh giá chất lượng thông qua các phương pháp địa vật lý giếng khoan, trong đó thể hiện: - Chiều cao dâng của vữa ngoài khoảng không vành xuyến; - Mức độ lấp đầy khoảng không vành xuyến của vữa; - Mức độ liên kết của vữa xi măng với thành ống chống và với thành giếng khoan. Trong quá trình đánh giá chất lượng trám xi măng giếng khoan trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao chủ yếu là đánh giá chất lượng cột ống chống khai thác - cột ống chịu nhiều điều kiện nhiệt độ cao và áp suất lớn trong giếng. Đánh giá chất lượng xi măng theo phương pháp CBL và VDL. Độ sâu giếng khoan được chia ra từng khoảng 100m. Trong từng khoảng chiều dài này, chất lượng xi măng liên kết với cột ống chống chỉ rõ bao nhiêu mét độ dày là xi măng tốt, bao nhiêu mét có xi măng từng phần và bao nhiêu mét không có xi măng. Cuối cùng là tính chung cho toàn mặt cắt giếng khoan. Để so sánh, chất lượng còn được tính theo phần trăm. Việc đánh gia chất lượng trám giếng khoan chủ yếu bằng đo địa vật lý giếng khoan CBL (Cement Bond Log) và VDL (Variable Density Log). Trên hình 4.4. Minh giải tài liệu CBL và VDL chất lượng vành đá xi măng cột ống chống khai thác 5 ½”. Nguyên lý minh giải tài liệu CBL/VDL, đối với đoạn xi măng gắn kết từng phần cho thấy đường biên độ thấp đến trung bình. Trên biểu đồ VDL có 98 thể quan sát cả tín hiệu sóng và thẳng, một số điểm không có xi măng có thể thấy rõ trên log. Trên khoảng xi măng gắn kết tốt, đường “Amplitude” có biên độ thấp, tín hiệu lượn sóng rõ từ đường VDL, thể hiện xi măng lấp đầy khoảng không vành xuyến và đã đóng rắn. Tỷ lệ gắn kết xi măng ngoài ống chống khai thác 5 ½” đạt tỷ lệ tương đối tốt (từ 90% đến 100%). Tuy vậy, để đánh giá chất lượng trám xi măng trong thời gian lâu dài, trong đó gồm có mức độ liên kết và các tính chất cơ học của vành đá xi măng cần tiến hành đo lặp lại các cột ống khai thác để kịp thời có biện pháp xử lý. 99 Hình 4.4. Biểu đồ CBL, VDL giếng khoan 100 KẾT LUẬN 1. Bể Nam Cơn Sơn - thềm lục địa Việt Nam có tiềm năng lớn về dầu khí. Tuy nhiên, các điều kiện địa chất - kỹ thuật các lô thuộc khu vực phía Đông và Đông Bắc bể Nam Côn Sơn rất phức tạp, đặc biệt là áp suất và nhiệt độ được coi là cao - nhiệt độ giếng trên 1500C và áp suất đáy giếng trên 69MPa. Các điều kiện áp suất và nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn có thể phân thành hai cấp: cấp I (nhiệt độ từ 1500C đến 1750C và áp suất từ 69MPa đến 103MPa) và cấp II (nhiệt độ từ 1750C đến 2000C và áp suất từ 103MPa đến 138MPa) . 2. Áp suất cao nhiệt độ cao là một trong những nguyên nhân chính đã gây ra nhiều sự cố, phức tạp như vữa xi măng không thể ép đẩy ra ngoài khoảng không vành xuyến, toàn bộ vữa xi măng nằm lại trong cột ống chống khai thác (7”) dài 3.000 m (giếng khoan 05-1b-TL-2X); vữa xi măng ngưng kết nhanh dẫn đến mất tuần hoàn (giếng khoan 05-3-MT-1RX)Tại một số giếng khoan mức độ liên kết xi măng với ống chống và xi măng với thành hệ không đồng đều, tiềm ẩn sự xuất hiện khí trong không gian vành xuyến, giảm tuổi thọ của giếng. Những yếu tố gây ra sự cố và giảm chất lượng trám xi măng là viêc sử dụng các chất phụ gia xi măng và xác định các thông số công nghệ chưa phù hợp với môi trường áp suất cao nhiệt độ cao. 3. Trong điều kiện bể Nam Côn Sơn, xi măng mác G tiêu chuẩn API được sử dụng phổ biến để trám giếng khoan dầu khí, cho nên trong điều kiện nhiệt độ cao (120-180oC), xi măng sẽ bị thay đổi các tính chất lý - hóa, biến đổi hình thái kết tinh và chuyển đổi pha, dẫn đến sự suy giảm độ bền và tăng độ thấm của đá xi măng. Vì vậy, bổ sung 35% khối lượng phụ gia silica SSA- 1 vào hỗn hợp xi măng trám, là biện pháp hiệu quả nhất để ổn định độ bền nhiệt của đá xi măng, cải thiện các tính chất công nghệ của xi măng trám các giếng khoan nhiệt độ cao. 101 4. Trong khu vực Đông Bắc bể Nam Côn Sơn đã gặp nhiệt độ cao đồng thời áp suất cao với gradien áp suất vỉa 2MPa/100m với thân giếng có đường kính nhỏ, khe hở giữa áp suất vỉa và áp suất nứt vỉa rất bé. Do đó, để khống chế sự xâm nhập dầu khí trong giếng đòi hỏi áp suất thủy tĩnh của vữa xi măng phải đảm bảo cân bằng áp suất vỉa, nhưng đồng thời không gây ra nứt vỉa. Kết quả nghiên cứu cho thấy chọn phụ gia tăng trọng Hi-Dense 4 với tỉ lệ 40% và MicroMax với 25% là tối ưu, cho phép khối lượng riêng vữa đạt yêu cầu đối với giếng khoan áp suất cao và bảo đảm các chỉ tiêu chất lượng khác như độ thời gian quánh, độ thấm, v.v. 5. Nghiên cứu xác định các tính chất của vữa xi măng và các tính cơ học của đá (độ bền nén, modun đàn hồi, hệ số Poisson) bằng phương pháp không phá hủy trên các thiết bị UCA và MPRO, cho phép mô phỏng các điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao trong giếng khoan và thời gian thực, bảo đảm độ tin cậy cao đáp ứng các yêu cầu ngắn hạn và dài hạn của vữa và đá xi măng. 6. Trên cơ sở phân tích lý thuyết, các kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và kinh nghiệm thực tế thi công các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn, đã lựa chọn các vật liệu và phụ gia chuyên dụng để lập Đơn pha chế vữa xi măng một cách hợp lý nhất và xác định các thông số công nghệ tối ưu để trám cột ống chống khai thác 5 ½” trong khoảng giếng khoan có áp suất cao nhiệt độ cao. 7. Kết quả áp dụng đơn pha chế vữa xi măng theo phân tích và minh giải bằng phương pháp đo địa vật lý giếng khoan CBL và VDL cho thấy chất lượng trám cột ống chống khai thác 5 ½” đạt kết quả tương đối tốt (90%- 100%), có thể làm cơ sở cho việc lập các Đơn pha chế vữa trám các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn có các điều kiện địa chất - kỹ thuật tương tự, có sự điều chỉnh cho phù hợp với các điều kiện cụ thể mỗi giếng khoan. 102 KIẾN NGHỊ 1. Trên cơ sở phân tích lý thuyết, các kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và kinh nghiệm thực tế thi công các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn, khi sử dụng xi măng Holcim cũng như các loại xi măng mác G kết hợp với các phụ gia chuyên dụng được sử dụng trong Đơn pha chế vữa xi măng là có hiệu quả nhất để trám các cột ống trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao bể Nam Côn Sơn. Vì vậy, khuyến nghị sử dụng Đơn pha chế vữa xi măng trám trình bày trên đây cho các giếng khoan có các điều kiện địa chất, áp suất và nhiệt độ tương tự. 2. Trong điều kiện áp suất trên 103,4 MPa và nhiệt độ trên 1930C nên sử dụng đơn pha chế vữa xi măng với thành phần 35% SSA-1 + 40% Hi-Dense 4 + 25% MicroMax, cho phép đạt khối lượng riêng vữa 2,22 g/cm3, thời gian quánh đạt 10h30min; độ bền nén tối thiểu (3,45 MPa) trong thời gian 19h04min. 103 DANH MỤC MỘT SỐ CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ CỦA TÁC GIẢ 1. Trương Biên, Trương Hoài Nam (2005), Sử dụng graphit làm phụ gia cho dung dịch khoan dầu khí, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN tuyển khoáng toàn quốc lần thứ II “Chế biển hợp lý và sự dụng tổng hợp tài nguyên khoáng sản Việt Nam”, Hà Nội 11/2005, tr.25-28. 2. Trương Hoài Nam (2010), Một số kết quả ban đầu trong việc ứng dụng khoan giếng khoan đa thân ở Việt Nam, Tuyển tập “Một số vấn đề cơ học đá ở Việt Nam đương đại” quyển 1, Hà Nội 2010, tr.246-258. 3. Nguyễn Hữu Chinh, Dương Văn Sơn, Phạm Quang Hiệu, Nguyễn Minh Quý, Trương Hoài Nam (2011), Nghiên cứu ứng dụng vật liệu micropherecho xi măng trám giếng khoan dầu khí, Tạp chí khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất số 33/01-2011, tr.1-11. 4. Trần Đình Kiên, Phạm Quang Hiệu, Nguyễn Thế Vinh, Hoàng Bá Cường, Nguyễn Khắc Bình, Trương Hoài Nam (2011). Ứng dụng giếng đa thân trong khai thác dầu tại mỏ Đại Hùng, Tạp chí Khoa học Mỏ - Địa chất, số 34/04-2011, tr.23-27. 5. Phạm Quang Hiệu, Trương Hoài Nam (2012), Nghiên cứu lựa chọn dung dịch khoan các giếng dầu khí trong điều kiện áp suất cao - nhiệt độ cao, Tạp chí Dầu khí số 7/2012, tr.25-32. 6. Le Quang Duyen, Jean-Michel Herri, Yamira Ouabbas, Truong Hoai Nam, Le Quang Du (2012). CO2-CH4 exchange in the context of CO2 injection and gas production from methane hydrates bearing sediments, PetroVietnam Journal 10/2012, pp.38-45 7. Phạm Trường Giang, Lê Vũ Quân, Nguyễn Minh Quý, Lê Thị Thu Hường, Đỗ Văn Hiển, Trương Hoài Nam và nnk (2013), Tổng kết và đánh giá công tác bơm trám xi măng cho các giếng khoan có nhiệt độ và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn, Báo cáo tổng kết nghiệm vụ nghiên cứu khoan học cấp ngành, Mã số 01/KKT(EPC)/2012/HĐ-NCHK, Hà Nội 7/2013 104 8. Phạm Quang Hiệu, Nguyễn Văn Thành, Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Trần Tuân, Vũ Thiết Thạch, Trương Hoài Nam, Nguyễn Khắc Bình (2013), Nghiên cứu hiện trạng và các giải pháp công nghệ - kỹ thuật nâng cao hiệu quả hoàn thiện giếng khai thác dầu tại mỏ Đại Hùng, Báo cáo tổng kết thực hiện đề tài thuộc Đề án đổi mới và hiện đại hóa công nghệ trong ngành công nghiệp khai khoáng đến năm 2015, tầm nhìn đến 2025, Bộ Công thương. Mã số ĐT.10.11/ĐMCNKK. 9. Phạm Trường Giang, Lê Vũ Quân, Nguyễn Minh Quý, Lê Thị Thu Hường, Đỗ Văn Hiển, Trương Hoài Nam (2014), Tổng kết và đánh giá công tác bơm trám xi măng cho các giếng khoan có nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn, Tạp chí Dầu khí số 7/2014, tr.21-29 10. Trương Hoài Nam, Trần Đình Kiên, Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Hữu hinh (2014), Thiết kế hệ vữa xi măng trám giếng khoan trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn , Tạp chí Địa kỹ thuật số 3/2014, tr.60-71. 11. Nguyễn Hữu Chinh, Trương Hoài Nam, Lê Vũ Quân (2014), Làm nặng vữa xi măng và sử dụng chúng để bơm trám các giếng khoan dầu khí bể Nam Côn Sơn, Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học lần thứ 21 Trường Đại học Mỏ - Địa chất 11/2014, tr.84-90. 12. Hoàng Thanh Tùng, Trịnh Văn Lâm, Trương Hoài Nam (2014). Giải pháp công nghệ gian khoan hỗ trợ khoan khai thác dầu khí cho vùng nước sâu, xa bờ thềm lục địa Việt Nam , Tạp chí Dầu khí số 11/2014, tr.57-65 13. Trương Hoài Nam (2014), Các tính chất cơ học của đá xi măng trám giếng khoan trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn, Tạp chí Dầu khí số 12/2014, tr.33-39. 105 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Nguyễn Hữu Chinh (2003), Nghiên cứu hoàn thiện công nghệ trám xi măng ngậm khí các giếng khoan dầu khí ở thềm lục địa miền Nam, Luận án tiến sĩ địa chất, Hà Nội. 2. Nguyễn Hữu Chinh (2010), Những vấn đề về sử dụng xi măng bơm trám trong gia cố và kết thúc các giếng khoan dầu khí, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị KH&CN quốc tế - Dầu khí Việt Nam 2010, Tăng tốc phát triển, Quyển I, NXB Khoa học & Kỹ thuật, tr.837-842. 4. Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín (2008), Bể Trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí. Địa chất và Tài nguyên dầu khí Việt Nam. NXB Khoa học & Kỹ thuật, tr.317-360. 5. Nguyễn Đình Hà (2005), Phương pháp phát hiện và dự báo dị thưởng áp suất ở bể Nam Côn Sơn, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN “30 năm Dầu khí Việt Nam - Cơ hội mới, thách thứ mới”, Quyển I, NXB Khoa học & Kỹ thuật, tr 39-604. 6. Hoàng Quốc Khánh (2000), Hoàn thiện công nghệ gia cố giếng khoan ở Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt-Xô. Luận án tiến sĩ địa chất. Hà Nội. 7. Nguyễn Xuân Hòa, Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Minh Quý (2003), Một số kết quả nghiên cứu tính chất công nghệ của xi măng ngậm khí. Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN - Viện Dầu khí 25 năm xây dựng và trưởng thành, NXB Khoa học & Kỹ thuật, tr.502-509. 8. Nguyễn Xuân Hòa, Đinh Hữu Kháng, Nguyễn Văn Toàn, Hoàng Quốc Khánh, Hoàng Bá Cường (2005), Các yếu tố ảnh hưởng và giải pháp nâng cao chất lượng trám xi măng giếng khoan ở bể Cửu Long, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN “30 năm Dầu khí Việt Nam - Cơ 106 hội mới, thách thức mới, Quyển I, NXB Khoa học & Kỹ thuật, tr.822-831. 9. Phạm Trường Giang, Lê Vũ Quân, Nguyễn Minh Quân, Lê Thị Thu Hường, Đỗ Văn Hiển, Trương Hoài Nam (2014), Tổng kết và đánh giá công tác bơm trám xi măng cho các giếng khoan có nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn, Tạp chí Dầu khí tháng 7-2014, tr.21-29. 10. Tạ Đình Vinh, Nguyễn Văn Ngọ, Phạm Anh Tuấn (2000), Bản chất và thành phần của xi măng bền nhiệt. Tuyển tập Hội nghị khoa học công nghệ 2000 “Ngành Dầu khí Việt Nam trước thềm thế kỷ 21”, Tập II, NXB Thanh Niên, Hà Nội, tr.128-138. 11. Trần Hồng Nam, Lê Trần Minh Trí, Nguyễn Kiên Cường, Trịnh Ngọc Bảo, Mike Nguyễn (2010). Thiết kế giếng phát triển mỏ áp suất cao và nhiệt độ cao - Những điều cần lưu ý, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KH&CN quốc tế - Dầu khí Việt Nam 2010 Tăng tốc phát triển, Quyển I, NXB Khoa học & Kỹ thuật, tr.620-633. 12. Võ Thanh (1993), Nghiên cứu các tính chất của vữa xi măng trám giếng khoan dầu khí ở thềm lục địa phía Nam bằng vật liệu trong nước, Luận án Phó Tiến sĩ địa chất, Hà Nội. 13. Art Bonett, Demos Pafitis (1996), Getting to the Root of Gas Migration, Oilfield Review. Volume: 8. Issue 1. 14. Anjuman Shahriar (2011), Investigation on Rheology of Oil well Cement Slurries. The University of Western Ontario, Canada, pp.28-29. 15. Arash Shadravan, Mahmod Aman HPHT 101 (2012), What Petroleumm Engineers and Geoscientists Should Know HPHT Wells Environment, Energy Science and Technology, Vol.4, No.2, 2012, pp.36-54. 107 16. Backe K.R., Skalle P., Lile O. B., Lyomov S.K., Justnes H., Seveen J. (1991), Shrinkage of Oil well cement slurries. JCPT, 7, No.26. 17. Backel K.R., Lile O.B., Lyomov S.K. (1999). Characterizing Curing- Cement Slurries by Permeabiliity, Tensile Strength and Shrinkage, SPE & Completion 14, September. 18. Barry Wray (2009), High-density elastic cement applied to solve HPHT challenges in South Texas - Halliburton. 19. Bezerra U.T.A., Martinelli E., Melo D. M. A., Melo M.A.F., Oliveira V.G. (2011), The strength retrogression of special class oil cement. Cerâmica vol.57 no.342 São Paulo Apr./June 2011. 20. Bensted, J., (1992), Thickening behaviour of oilwell cement slurries with silica flour and silica sand additions. Chemistry & Industry September 21, pp.702-704. 21. Catala G., De Montmollin V.,(1991), Modernzing well Cementation Design and Evalution. Oilfield Review 3, No 2, pp. 51-71. 22. Chenevert M.E., Shrestha B.K., (1991), Chemical Shrinkage Properties of Oilfield Cements. SPE Drilling Engineering.Volume 6, No1, March. 23. Chisavand Saifon Daung Kaen, Bijaya K. et al.,(2012),Testing the Limits in Extreme Well Conditions. Oilfield Review 2012, No 3, pp 4-19. 24. Darbe, R., Gordon, C., and Morgan, R., (2008), Slurry Design Considerations for Mechnically Enhanced Cement Systems. Paper AADE-08-DF-HO-06. 25. Chandler Engineering. Oil well Cementing - Products & Services (2001). 26. Erik B. Nelson, Dominique Guillot, (2006), Well Cementing, 2nd Edition. Schlumberger Dowell. 108 27. Feng Lin (2006), Modeling of Hydration kinetics and Shrinkage of cement paste, Colombia University. 28. Gunar DeBruijn, Robert Greenaway,(2008), High-Pressure, High- Temperature Technologies, Oilfield Review, Schlumberger, Vol.20, Issue 3, pp.46-60. 29a. Gaurina-Mendimurec Nidiljka, Matanovic Davvorin (1994), Cement slurries for geothermal well cementing, Faculty of Mining, Geology and Petroleum Engineering Zagreb-Croatia. 29b. Halliburton.com. Materialss, Chemicals and Additives (2012) 30. Herianto and Muhammad Taufiq Fathaddin (2005). Effects of Additivesand Conditioning Time on Compressive and Shear Bond Strengths of Geothermal Well Cement. Proceedings World Geothermal Congress, Antalya, Turkey, 24-29 April 2005. 30. Justines H., Van Loo D., Reyniers B., Skalle P., Seveent J., (1995), Chemical Shrinhage Properties of Oil well cement slurries in Cement Reseach, 7, No 26. 31. KeelN Adamson et al., (1998). High-Pressure, High-Temperature Well Construction, Oilfield Review, Schlumberger. 32. Kris Ravi, BR. Reddy, Dennis Gray, Phil Pattillo,(2006), Procedures to Optimize Cement Systems for Specific Well Conditions, AADE-06- DF-HO-35. 33. Mohammed Tellisi, Phillip Pattillo (2005), Characterizing Cement Sheath Properties For Zonal Isolation, 18th World Petroleum Congress, 25-29 September, Johannesburg, South Africa. 34. Nediljka Gaurina-Medimurec et al., (1994), Cement slurries for geothermal wells cementing, Rudarsko-geosko zbornik. Vol.6. 109 35. North J., Brangetto M.P., Gray E. (2000). Central Graben Extreme Offshore High-Pressure/ High-temperature Cementing Case Study, SPE 59169, Presented at IADC/SPE Drilling Conference, in New Orleans, Louisiana, 23-25 February 2000. 36. Pattillo Phillip, Kris Ravi, Reddy BR, Dennis Gray (2006), Optimizingcement systems for Specific well offshore. AADE Fluids Conference held in Houston, April 11-12, 2006. 37. Pedam, S.K. (2007), Determining Strength Parameters of Oil Well Cement. M.Sc. Thesis, the Universtity of Texas, U.S.A. 38. Prisca Salim, Mahmood Amani, (2013). Special Considerations in Cementing high pressure high temperature wells. International Journal of Engineering and Applied Sciences, January 2013. Vol. 1, No.4 39. Rabia H., (1989), Oilwell Drilling Engineering - Principles and Practice. University of Newcastle upon Tune. Graham & Trotman. 40. Reddy B.R., Ying Xu, Kris Ravi, Dennis W.Gray, (2009), Cement- Shrinkage Measurement in Oilwell - Cementing - A CoMParative Study of Labolatory Methods and Procedures, SPE-103610-PA. 41. Shadizadeh S.R., Kholghi, M., Salehi Kassael M.H., (2010), Experimental Investigation of Silica Fume as a Cement Extender for Liner Cementing in Iraniian Oil/ Gas Wells. Iranian Joural of chemical Engineering Vol.7, No.1. 42. Shadizadeh S.R., Kholghi, M., Salehi Kassael (2010), Early-age compressive strength assessment of oil well class G cement due to borehole pressure and temperature changes. 110 43. Shadizadeh S.R., Kholghi, M., Salehi Kassael M.H. (2010), Experimental Investigation of Silica Fume as a Cement Extender for Liner Cementing in Iraniian Oil/Gas Wells, Iranian Joural of chemical Engineering Vol.7, No.1. 44. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Цыцымушкин П.Ф. (2011), Проектирование и разработка термостойкого тампонажного материала, Бурение и нефть - Декабрь 2011. 45. Белей И. И., Щербич Н. Е., Цыпкин Е. Б., Вялов В. В.,(2007), Специальные тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиям. Бурение и нефть 2007. № 6. 46. Белей И.И., Щербич Н.Е., Штоль В.Ф и др (2006), Тампонажные растворы с повышенной термостойкостью./ ЕНТПЖ Газовая промышленность. №4., c.51-54. 47. Булатов, А.И., Данюшевский В.С. (1987), Тампонажные материалы. М., Недра. с. 280. 48. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М., (1999), Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. пособие для вузов, М.: ОАО Изд. "Недра". 49. Булатов А.И. (2013), Качественное разобщение пластов определяет здоровую жизнь скважин, или Поэзия крепи, Бурение и нефть №12 Декабрь 2013. 50. Данюшевский В.С., 1987, Проектирование оптимальных составов тампонажных растворов. М., “Недра”, с.280. 51. Киколашвили И.В.(1984), Разработка состава и исследование войств тампонажного цемента специального назначения: Дис.к.т.н: Москва. 52. Мищевич В.И., Сидоров H.A., (1973), Справочник инженера по бурению, том II, Москва, "Недра", с.138. 53. Ofite.com (2012), Испытания тампонажных цементов в соответствии со стандартами API/ISO: аппаратная реализация методов. 111 PHỤ LỤC Phụ lục 1: Tổng hợp các kết quả thí nghiệm về sự ảnh hưởng của HPHT đến thời gian quánh của hệ vữa trám giếng khoan Diễn giải Đơn vị Mẫu vữa xi măngA B C D (6P) E(6P) F G H I K Th àn h p h ần vữ a x i m ăn g Xi măng Holcim G %KLXM 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00Chất ổn định độ bền -SSA-1 %KLXM 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00Chất tăng trọng -Hidense-4 %KLXM - - - 35,00 35,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00Chat tăng trọng MicroMax FF %KLXM - - - - - 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00Chất giãn nở MicrobondHT %KLXM - - - 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00Chất tăng cơ tính -WellLife 897 %KLXM - - - 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00SA-1015 (PB) %KLXM - - - - - 0,15 0,10 0,10 0,10 0,10Tăng độ bền kéo FDP-C765 %KLXM - - - 0,70 0,70 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00Chất chống tạo bọt - D-Air4000L gps 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10Chất giảm độ thải nướcHalad-413 gps 0,50 0,55 0,50 0,40 0,04 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50Phụ gia chậm ngưng kết-HR-25L gps - - - 0,29 - - - 0,27 0,27 0,27Phụ gia chậm ngưng kếtSCR-100 gps 0,02 0,10 0,20 0,70 0,02 0,35 0,26 0,22 0,26 0,26Phụ gia pha loãng - CFR-3L gps - 0,25 0,30 0,20 0,30 - 0,90 0,90 0,90 0,90Nước trộn gps 10,05 5,19 5,35 4,46 5,18 7,97 7,97 4,81 4,81 4,81Khối lượng riêng vữa pgp 13,50 15,80 15,80 17,00 16,00 17,00 17,00 18,50 18,50 18,50 Th ời gian quánh của vữa Nhiệt độ thí nghiệm oF 190 190 205 239 230 237 257 302 356 302Áp suất thí nghiệm psi 5,382 5,482 7,005 8,601 7,324 9,674 9,624 12,900 12,900 12,900Độ quánh ban đầu Bc 8 34 15 52 34 27 27 37 55 35Độ quánh 30Bc giờ,phút 7h55’ - 8h29’ - - 8h48’ - - - -Độ quánh 50Bc giờ,phút 7h57’ 6h56’ 8h43’ - 7h43’ 8h52’ 8h48’ 7h37’ - -Độ quánh 70Bc giờ,phút 8h7’ 7h 8h50’ 5h59’ 8h05’ 8h53’ 8h52’ 7h39’ 5h38’ 8h30’Độ quánh 100Bc giờ,phút 8h15’ 7h7’ 8h54’ 8h00’ 8h08’ 8h53’ 8h53’ 7h46’ 5h42’ 8h35’ 112 Phụ lục 2: Đơn pha chế cho thí nghiệm độ quánh ở nhiệt độ 375oF 113 Phụ lục 3: Kết qua đo thời quánh của vữa tại 375oF 114 Phụ lục 4: Đơn pha chế vữa xi măng số 1 115 Phụ lục 5: Kết quả đo thời gian quánh và độ bền nén đơn pha chế số 1 116 Phụ lục 6. Đơn pha chế vữa xi măng số 2 117 Phụ lục 7: Kết quả đo thời gian quánh và độ bền nén đơn pha chế số 2 118 Phụ lục 8: Đơn pha chế với chất làm nặng là Hi-Dense 4. 119 Phụ lục 9: Đơn pha chế với chất làm nặng là Barite