Một số giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước đệ tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 20 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 1. Tố i ưu hệ thống giếng khai thác Đây là giải pháp đặc biệt quan trọng giú p tố i ưu chênh áp giữa khoảng khai thác và mặt nước dâng nhằ m đảm bảo cho việc duy trì dịch chuyển ổn định mặt ranh giới dầu nước, nghĩa là đảm bảo đạt khả năng đẩy và quét dầu bởi nước tới đới khai thác cao nhất. Do đặ c trưng thấ m chứ a củ a tầ ng mó ng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Và ng đượ c khố ng chế bở i đặ c điể m đứ t gã y và khe nứ t, nên hệ thống giế ng (khai thác và bơm ép) gồm mật độ, vị trí và quỹ đạ o giếng, khoảng khai thác cũng như bơm ép đượ c thiế t kế tố i ưu theo sự phân bố cá c đớ i đứ t gã y trong mỏ như quỹ đạo của các giếng khai thác và bơm ép có xu thế vuông góc với các hệ thống đứt gãy (chính) hướng Tây Bắc - Đông Nam và Đông Bắc - Tây Nam. 2. Tố i ưu chế độ khai thác Trong quá trình khai thác với việc áp dụng bơm ép nước hoặc với ảnh hưởng của nước áp đáy hoặc áp sườn, dầu vỉa luôn chịu tác động của 2 trường ứng suất chủ yếu, đó là trường ứng suất thủy động lực và trường ứng suất trọng trường. Hai trường ứng suất này sinh ra gradient thủy động lực và gradient trọng trường tương ứng. Gradient trọng trường được tính theo công thức [1]: 1 = w - o Trong đó: o: Tỷ trọng của dầu vỉa; w: Tỷ trọng của nước. Gradient thủy động lực được tính bằng công thức: Trong đó: ΔP và H: Chênh áp và độ cao giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên của nước; Ko, Kw, o và w: Độ thấm pha và độ nhớt của dầu và nước tương ứng. Trường ứng suất thủy động lực là trường ứng suất sinh ra do xuất hiện chênh áp giữa vùng cận đáy giếng và vùng lân cận. Chênh áp càng lớn khi nước bơm ép hoặc nước áp đáy hoặc áp sườn tác động vào thân dầu càng lớn. Dưới tác động của trường ứng suất thủy động lực, dầu vỉa di chuyển từ các vùng xung quanh đến vùng khai thác hay còn gọi là vùng thu hồi dầu. Tốc độ di chuyển dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố, trong đó gradient thủy động lực là yếu tố quan trọng hàng đầu. Tuy nhiên điều kiện để nước có thể đẩy dầu tới đới khai thác với hệ số đẩy cao nhất khi gradient thủy động lực nhỏ hơn gradient trọng trường [1]: 2 < 1 Trong trường hợp gradient thủy động lực nhỏ hơn gradient trọng trường thì mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định, hệ số đẩy dầu tới đới khai thác đạt giá trị cao nhất, ngượ c lại sẽ dẫn đến hình thành lưỡi nước. Nhiệm vụ của việc tối ưu chế độ khai thác, nâng cao hiệu quả thu hồi dầu khí là đảm bảo sao cho gradient thủy động lực không được tăng cao và vượt MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦ U CHO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG TRƯỚC ĐỆ TAM MỎ SƯ TỬ ĐEN, SƯ TỬ VÀNG ThS. Đặng Ngọc Quý, PGS.TS. Hoàng Văn Quý Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí Email: quydn@pvep.com.vn Tóm tắt Đặc điểm địa chất của thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng khá phức tạp, trong đó có nhiều yếu tố địa chất ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầ u như: mức độ bất đồng nhất của mỏ gây ra sự phân chia nhiều khối có các chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt, đặc trưng hệ thống đứt gãy và nứt nẻ thứ sinh, nước á p sườ n từ các thành hệ Oligocene xâm lấn trong quá trình khai thác [2, 4]. Bài báo giới thiệu một số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường ảnh hưởng tích cực của các yếu tố địa chất để nâng cao hệ số thu hồi dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng như: tố i ưu hệ thống giế ng khai thá c, tố i ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng xấu của nước áp sườn và khoan đan dày ở các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt. Từ khóa: Nước áp sườn, hệ thống giế ng khai thác, chế độ khai thác, hệ số thu hồi dầu, trường ứng suất thủy động lực và trường ứng suất trọng trường, gradient thủy động lực, gradient trọng trường. (1) (2) σ2 = ∆PH (1 )- Ko w Kw o μ μ (3) PETROVIETNAM 21DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 quá gradient trọng trường. Ngoài các thông số cố định của dầu vỉa và nước, chênh áp P và độ cao H là yếu tố ảnh hưởng trực tiếp tới gradient thủy động lực. Chênh áp P càng cao thì gradient thủy động lực càng cao và chênh lệch độ cao giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên của nước càng nhỏ thì gradient thủy động lực càng lớn. Vậy trong quá trình điều chỉnh chế độ khai thác nhiệm vụ quan trọng là giảm tới mức nhỏ nhất có thể chênh áp P và đẩy cao khoảng cách giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên của nước. Khu vực Tây Nam của mỏ Sư Tử Đen có o ~ 1,0cP , các khu vực khác của mỏ Sư Tử Đen o = 0,85, độ nhớt nước bơm ép, nước vỉa áp sườn w ~ 0,35cP. Độ thấm pha thay đổi tùy thuộc vào đặc trưng thấm chứa và độ bão hòa nước tại từng thời điểm của thân dầu. Từ kết quả nghiên cứu mỏ Bạch Hổ, độ thấ m pha được chia ra 2 trường hợp [3]: (1) độ thấm của đá móng dao động từ 1 - 1.000mD và (2) độ thấm của đá móng > 1.000mD. Trong trường hợp (1), nếu độ bão hòa nước Sw = 40% thì độ thấm pha củ a dầu vào khoảng 0,33 - 0,35 và độ thấm pha củ a nước rất nhỏ chỉ khoảng 0,03. Khi độ bão hòa nướ c tăng lên 55%, độ thấm pha củ a dầu và củ a nước bằng nhau. Khi độ bão hòa nước đạt 60%, độ thấm pha củ a dầu giảm đi đáng kể, chỉ còn khoảng 0,03 và độ thấm pha củ a nước lại tăng lên 0,09 (gấp 3 lần so với khi độ bão hòa nước 40%). Nếu coi đá chứa trong móng của khu vực mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng có độ thấ m pha tương tự trường hợp độ thấm trong khoảng từ 1 - 1.000mD, thì độ linh động  của dầu khi bị nước đẩy phụ thuộc vào độ bão hòa nước: - Sw = 40%,  = 0,09 - Sw = 55%,  = 1,07 - Sw = 60%,  = 3,22 Thay đổi độ linh động của dầu khi bị nước đẩy vào công thức (2) ta có: Như vậy trong trường hợp: - Sw = 40%, gradient thủy động lực - Sw = 55%, gradient thủy động lực - Sw = 60%, gradient thủy động lực Từ kết quả tính toán gradient thủy động lực cho thấy, trong trường hợp đới khai thác có độ bão hòa nước ≤ 40%, thậm chí đạt tới 45% thì gradient thủy động lực khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen luôn có giá trị âm khi đó mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định không hình thành các lưỡi nước (có nghĩa là khai thác trong điều kiện này luôn đạt được hệ số thu hồi dầu khí cao do khả năng đẩy dầu bởi nước vẫn đạt giá trị cao nhất). Tuy nhiên, nếu nhịp độ khai thác cao sẽ dẫn đến nhiều khả năng lưỡi nước tiến thẳng vào giếng khai thác. Trong trường hợp độ bão hòa nước đới khai thác cao hơn 45 - 50% thì gradient thủy động lực 2 luôn có giá trị dương. Đối với mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, tỷ trọng dầu vỉa vào khoảng 0,84 - 0,85g/cm3 hay 35 - 36API, tỷ trọng của nước vỉa hay nước bơm ép tạm lấy là 1,04g/cm3 nên gradient trọng trường tính được là 1,80MPa/ km. Như vậy, để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định cần điều chỉnh chế độ khai thác sao cho gradient thủy động lực phải đảm bảo ≤ 1,80MPa/km. Đối với các khu vực khác độ nhớt của dầu khá cao (0,85cP), độ linh động của dầu khi bị nước đẩy khá thấp nên điều kiện đảm bảo để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định lại càng khắc nghiệt hơn. Do nhu cầ u kế hoạ ch khai thá c cao nên việc đảm bảo gradient thủy động lực không vượt quá gradient trọng trường trong quá trình khai thác là một điều kiện khó có thể thực hiện được. Vì vậy nhà điều hành khai thác cần quan tâm nhằ m hà i hò a cả yêu cầu về đá p ứ ng kế hoạ ch khai thá c và nâng cao hệ số thu hồ i dầ u. 3. Hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn Kế t quả phân tí ch khai thá c cho thấy nước áp sườn từ các thành tạo Oligocene xâm nhập vào thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam khi áp suất vỉa suy giảm sau một thời gian khai thác (Hì nh 1) có ả nh hưở ng đến khả năng thu hồi dầ u: Nước áp sườn giúp áp suất vỉa được duy trì khá ổn định, song cũng có khả năng xâm nhập không đề u vào phần trên của thân dầu khiến quá trình đẩy dầu tới đới khai thác không xảy ra từ dưới lên, dẫ n đế n hiệ u quả đẩy dầu tới đới khai thác thấp (khoả ng 0,69 - 0,71), trong khi hướng đẩy dầu đạt hiệu quả cao nhất từ dướ i lên là 0,89. Vì vậy, để nâng cao hệ số thu hồi dầu khí thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, những đới đứt gãy có độ ngập nước cao cần hạn chế hoặc ngừng khai thác, điều này có thể thực hiện bằng cách sử dụng công nghệ hoàn thiện giếng lựa chọn. Trong trườ ng hợ p nước xâm nhập vào hoặc tiến sát đới khai thác của giếng, lưu lượng khai thá c cần được nghiên cứu điều chỉnh hợp lý, thậm chí dừng khai thác hoặ c khai thá c vớ i lưu lượ ng tố i thiểu. Các giếng cách xa vùng nước xâm nhập có thể khai thá c tăng cườ ng. Ngoà i ra, do nướ c xâm nhậ p tớ i giế ng khai thá c, lượ ng nướ c khai thá c tăng lên, dẫ n đế n giả m chênh á p hoặ c có (4)σ2 = ∆P H (1 - 1η ) σ2 = ∆PH (1 - 10,60) σ2 = ∆P H (1 - 0,92) σ2 = ∆PH (1 - 0,31) THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 thể là m cho giế ng ngừ ng khai thá c, vì vậ y cầ n phả i á p dụ ng khí nâng (gaslift) để tăng chênh á p hoặ c duy trì khai thá c củ a giế ng. 4. Tăng cường khai thác ở các khối có chế độ thủy động lực tương đố i riêng biệt Khối đá móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng được phân chia thành nhiều khối, trong đó mỗi khối có đặc trưng thấm chứa khác nhau với mứ c độ lưu thông thủy động lực giữa các khối ké m. Mỏ Sư Tử Đen được chia thành các khối A, B, C, D, E. Mỏ Sư Tử Vàng được phân chia thành các khối A1, A2, B, C, D1, D2. Từ kết quả phân tích PVT của các mẫu dầu lấy được, có thể chia khu vực này thành các đơn vị thủy động lực lớn hơn: Tây Nam mỏ Sư Tử Đen, Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen, khu vực mỏ Sư Tử Vàng. Hình 2 và 3 thể hiện đặ c trưng độ ng thá i khai thá c trong khối A và B khu vự c Tây Nam mỏ Sư Tử Đen. Hình 2 và 3 cho thấy động thái khai thác khối A và B rấ t khác nhau, đặc biệt về độ ngập nước và lưu lượng khai thác, chứng tỏ khối A và khối B có sự khác biệt về chế độ thủy động lực. Đây là 2 khối cùng phân bố ở khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen. Động thái khai thác của khối B, khu vực Tây Nam và khối E, khu vực Đông Bắc cũng có khác biệt lớn. Bức tranh này tương tự khối móng nâng mỏ Bạch Hổ, là một đối tượng bị phân chia thành những khối có mức độ lưu thông thủy động lực kém, trong đó khối I là khối chính chiếm khoảng 60% tổng trữ lượng toàn thân dầu. Việc phân chia khối móng nứ t nẻ trướ c Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng thành các khối có chế độ thủy động lực khá c nhau có ảnh hưởng rất lớn đến hệ số thu hồi dầ u của toà n mỏ. Với cùng một số lượng giếng khai thác, mỏ càng bị chia cắt ra nhiều khối nhỏ có chế độ thủy động lực khá c nhau thì khả năng thu hồi cà ng thấ p. Do đó, các giải pháp cần thiết để nâng cao hệ số thu hồi trong trường hợp thân dầu bị phân chia thành các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt, đặc biệt đối với các khối có đặc trưng thấm chứa thấp cần được thực hiện. Hiện nay tại mỏ Sư Tử Đen, các giếng khai thác chủ yếu tập trung ở khối B, khu vực Tây Nam. Các khối C, D, ngay cả khối E cần phải được xem xét bổ sung giếng khai thác. Trong phạm vi bài báo này, nhóm tác giả chỉ đề cập cơ sở khoa học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí, bỏ qua các hạn chế về công nghệ và kinh Hình 1. Nước áp sườn từ các thành tạo Oligocene xâm lấn vào thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng sau một thời gian khai thác [2] 0 5000 10000 15000 20000 25000 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 1-Sep-02 14-Jan-04 28-May-05 10-Oct-06 22-Feb-08 6-Jul-09 18-Nov-10 1-Apr-12 14-Aug-13 Áp suất đáy giếng Độ ngập nước Lưu lượng dầu Á p su ất ( P SI ), độ n gậ p nư ớc (* 10 , % ) Lư u lư ợn g (t hù ng / n gà y) 0 5000 10000 15000 20000 25000 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 1-Sep-02 1-Aug-04 2-Jul-06 1-Jun-08 2-May-10 1-Apr-12 Áp suất đáy giếng Độ ngập nước Lưu lượng dầu Á p su ất ( P SI ), độ n gậ p nư ớc (* 10 , % ) Lư u lư ợn g (t hù ng / n gà y) Hình 3. Đặ c trưng độ ng thá i khai thá c trong khối B khu vự c Tây Nam mỏ Sư Tử Đen ([2]) Hình 2. Đặ c trưng độ ng thá i khai thá c trong khối A khu vự c Tây Nam mỏ Sư Tử Đen [2] PETROVIETNAM 23DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 tế với hy vọng làm nền tảng khoa học cho các mỏ có đặ c điể m đị a chấ t tương tự. Đối với các mỏ hay khối với trữ lượng dầu thu hồi dưới 10 triệu tấn, mạng lưới giếng khai thác có thể phải đan dày tới 0,5 - 1,5km. Trong điều kiện ngoài biển, mức độ bất đồng nhất của đá chứa quá cao, khó có thể đan dày mạng lưới giếng theo lý thuyết nên cần phải nghiên cứu thật kỹ đặc điểm phân bố các đới nứt nẻ bao gồm hướng đổ, mật độ... để thiết kế giếng sao cho có thể gặp các đới nứt nẻ cao nhất. 5. Kết luận Để nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng có thể áp dụng giải pháp hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường ảnh hưởng tích cực các yếu tố địa chất như: tố i ưu hệ thống giế ng khai thá c và bơm é p, tối ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn và khoan đan dày ở các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt. Đây là vấn đề được nhóm tác giả tổng hợp và đề xuất, cần tiếp tục được nghiên cứu và khắc phục các hạn chế về công nghệ, góp phần nâng cao hệ số thu hồi dầu khí cho thân dầu trong móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các mỏ khác có đặ c điể m địa chất tương tự. Tài liệu tham khảo 1. Н.P. Лeбeдинeц. Изучение и разрaбoткa нефтяных месторождений в трeщинных кoллeктoрaх. Изд. Нaукa. Москва. 1997. 2. Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long. Geological and reservoir simulation - Advance Halo Model - Su Tu Vang. 2013. 3. Hoàng Văn Quý và nnk. Sơ đồ công nghệ và xây dựng hiệu chỉnh mỏ Bạch Hổ. Vietsovpetro. 2008. 4. Đặ ng Ngọ c Quý , Hoà ng Văn Quý . Thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầ u. Tạ p chí Dầ u khí . 2014; 2: trang 12 - 16. Summary The geological characteristics of fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fi elds are very com- plicated. Many geological factors, such as the geological heterogeneity that causes separated hydrodynamic blocks, the characteristics and densities of faults and fracture systems, and the presence of edge water drive (aquifer) from Oligocene, may infl uence oil recovery. In order to increase and enhance oil recovery factor for Su Tu Den and Su Tu Vang basement reservois, some solutions are proposed in this paper for limiting the negative impact and enhancing the possitive impact of geological factors such as optimising production well system and production monitoring plan, reducing the invasion of edge water, and intensifying oil recovery in separated hydrodynamic blocks. Key words: Edge water, optimise production system, production monitoring plan, oil recovery factor, hydrodynamic force, gravity, hydrodynamic gradient, gravity gradient. Solutions for enhancing oil recovery factor for fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields Dang Ngoc Quy, Hoang Van Quy Petrovietnam Exploration Production Corporation THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 24 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 1. Giới thiệu Bể Nam Côn Sơn gồm các dạng đối tượng chứa dầu và khí rất đa dạng trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trong cát kết Oligocene trên và Miocene dưới, trong cát kết và đối tượng carbonate tuổi Miocene giữa. Ngoài ra, bể Nam Côn Sơn còn gặp các hệ thống dầu và khí trong các dị thường áp suất cao, nhiệt độ cao và nằm ở vùng nước sâu [11]. Hiện tượng HPHT được phát hiện trong khu vực trầm tích Cenozoic thay đổi từ Tây sang Đông có bề dày 5.000 - 14.000m. Đến nay, ở bể Nam Côn Sơn đã có gần 100 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác. Tại một số giếng khoan, gradient áp suất đạt 1,6MPa/100m (04-3A-1X, 04-3-MC-2X); thậm chí có giếng khoan gradient áp suất đạt 1,9 - 2,04MPa/100m (04-1-ST-1X, 04-SDN-1X, 05-2-HT-1X). Từ chiều sâu 2.500m trở xuống xuất hiện khoảng áp suất tăng cao, ngay bên dưới các đới đất đá tuổi Pliocene. Khoảng chênh giữa áp suất vỉa và áp suất nứt vỉa rất nhỏ (chỉ 1ppg) trong tầng Miocene gây khó khăn cho công tác khoan và hoàn thiện giếng. Tại bể Nam Côn Sơn, đã phát hiện nhiệt độ cao tại 25 giếng, trong đó tập trung trong địa tầng có tuổi Miocene giữa và Miocene sớm. Tại các giếng 04-2-SB-1X và 04-2-NB-1X, nhiệt độ trên đáy giếng dao động từ 135 - 170oC ở chiều sâu từ 3.800 - 4.000m. Hiện tượng áp suất cao, nhiệt độ cao xuất hiện tại giếng khoan 05-2-HT-2X, ở chiều sâu 3.740m nhiệt độ trên đáy giếng là 172oC và áp suất vỉa 74MPa; tại giếng 05-1c-DN- 2X-ST2, ở chiều sâu 4.245m gặp nhiệt độ 185oC, áp suất vỉa 98,7MPa; tại giếng 04-2-HT-1X ở chiều sâu 4.548m nhiệt độ trên đáy giếng là 210oC và áp suất vỉa 91MPa [8, 9]. Hình 1 thể hiện sự phân bố nhiệt độ các giếng khoan mỏ Hải Thạch và áp suất đáy tại khu mỏ Mộc Tinh. Trong điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao, việc thi công giếng khoan tiềm ẩn nhiều rủi ro cho quá trình khoan và trám xi măng giếng khoan. Trong giếng khoan có áp suất và nhiệt độ biến đổi lớn sẽ làm tăng ứng suất phá vỡ độ ổn định của vành đá xi măng, làm biến dạng cột ống chống ảnh hưởng đến sự liên kết cột ống chống với vành đá xi măng và khả năng cách ly của đá xi măng. Kết quả khoan tại bể Nam Côn Sơn cho thấy việc sử dụng các phụ gia vữa xi măng chưa phù hợp với môi trường trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng 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 ThS. Trương Hoài Nam Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Email: namth@pvn.vn Tóm tắt Bể trầm tích Nam Côn Sơn có điều kiện địa chất rất phức tạp, đặc biệt nhiệt độ cao đến 200oC và gradient áp suất vỉa lên đến 2MPa/100m. Áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT) tiềm ẩn nhiều rủi ro và phức tạp trong quá trình khoan và trám xi măng giếng khoan - một trong những công đoạn có tính chất quyết định đến chất lượng thi công và an toàn. Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của HTHP đến các tính chất cơ học của đá xi măng là cơ sở quan trọng để thiết kế đơn pha chế vữa xi măng trám các giếng khoan đạt hiệu quả cao và an toàn. Từ khóa: Vữa xi măng trám, áp suất cao nhiệt độ cao, silica SSA-1. Hình 1. Biểu đồ phân bố nhiệt độ (a) và áp suất (b) [8] (a) (b) Ch iề u sâ u (m T VD SS ) Ch iề u sâ u (m T VD SS ) Nhiệt độ (oC) Áp suất (EMW - ppg) PETROVIETNAM 25DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 nhanh theo thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa đá và cột ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số giếng xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co ngót, nứt vỡ. Hiện nay trong ngành dầu khí chưa có loại xi măng được tiêu chuẩn hóa để trám xi măng các giếng khoan HTHP. Do đó, xi măng Portland G-API vẫn là loại xi măng được sử dụng phổ biến để trám giếng khoan sâu. Vì vậy, nhất thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt, để duy trì và nâng cao độ bền và giảm độ thấm của đá xi măng. Các kết quả nghiên cứu và tổng hợp kinh nghiệm về ảnh hưởng của HPHT đến các tính chất cơ học của đá xi măng cho phép thiết kế hệ vữa xi măng phù hợp, góp phần nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công các giếng khoan thăm dò, khai thác dầu khí tại bể Nam Côn Sơn. 2. Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén của hệ xi măng trám giếng khoan 2.1. Phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn Các giếng HPHT được quy ước là các giếng có nhiệt độ tĩnh trên đáy từ 150oC và áp suất vỉa từ 46MPa trở lên. Halliburton phân chia HPHT thành 3 cấp (Bảng 1). Các dấu hiệu HTHP tại bể Nam Côn Sơn phần lớn tập trung trong địa tầng tuổi Miocene sớm và Miocene giữa, có thể phân loại thành 2 cấp (Hình 2): - Cấp HP/HT: nhiệt độ từ 150 - 175oC và áp suất từ 69 - 103MPa; - Cấp ex-HP/HT: nhiệt độ từ 175 - 200oC và áp suất trên 103 - 138MPa. 2.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ cao đến đá xi măng 2.2.1. Xi măng trám giếng khoan dầu khí Xi măng Portland mác G là loại xi măng được sử dụng chủ yếu để trám các giếng khoan sâu có phối hợp với các phụ gia khác. Thành phần của xi măng Portland gồm: 3CaO•SiO2 (C3S) chiếm 50 - 70%; 2CaO•SiO2 (C2S) chiếm 15 - 30%; 3CaO•Al2O3 (C3A) chiếm 5 - 10%; 4CaO•Al2O3•Fe2O3 (C4AF) chiếm 5 - 15%; CaSO42H2O (CSH2) chiếm 4 - 6% [1, 4, 5]. C3S có vận tốc thủy hóa cao nhất, tạo ra độ bền và tăng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm. Thành phần C2S đóng rắn chậm hơn sẽ kéo dài đóng rắn của đá xi măng. C3A quyết định sự ngưng kết ban đầu và tăng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm do hoạt tính thủy hóa cao hơn. Vai trò của C4AF trong quá trình ngưng kết giống C3A, nhưng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ và chất lượng phụ gia. Ở nhiệt độ dưới 100oC sản phẩm thủy hóa của xi măng Portland là gel calcium silicate hydrate (C-S-H (II) hoặc C2SH2) và calcium hydroxide Ca(OH)2. Vữa xi măng đạt độ bền trong thời gian tương đối lâu (từ vài ngày đến vài năm) cho đến khi đạt được độ bền tới hạn. Ở nhiệt độ trên 100 - 120oC, gel C-S-H biến đổi thành dicalcium silicate hydrate (-C2S (C2SH(A) và xi măng đạt đến độ bền cực đại trong vài tuần đầu tiên và sau đó độ bền giảm dần. Đây là hiện tượng do biến đổi hình thái cấu trúc tinh thể của xi măng và được gọi là sự suy giảm độ bền (strength retrogression). Khi nhiệt độ > 160oC, C-H-S chuyển thành -hydrate C2SH (C2SH(C)) và khi nhiệt độ < 202 oC, C-S-H tạo thành C3S có công thức đầy đủ là Ca6(Si2O7)(OH)6, thay đổi các tính chất lý - hóa và cơ học [3]. Nhiệt độ tăng khiến độ thải nước tăng, sức bền nén của xi măng giảm và độ thấm tăng, ảnh hưởng đến chất lượng trám giếng, giảm tuổi thọ, dễ gây ra phức tạp trong quá trình khai thác. Phân cấp Nhiệt độ trên đáy giếng Áp suất trên đáy giếng HP/HT > 300oF (150oC) - 350oF (175oC ) > 10.000psi (69MPa) - 15.000psi (103MPa) Ex-HP/HT > 350oF (175oC) - 400oF (200oC ) > 15.000psi (103MPa) - 20.000psi (138MPa) Ultra HP/HT > 400oF (200oC ) > 20.000psi (138MPa) Bảng 1. Bảng phân cấp HPHT [7] Hình 2. Bảng phân cấp HPHT các mỏ bể Nam Côn Sơn [9] THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 26 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 2.2.2. Biện pháp chống suy thoái độ bền Việc bổ sung silica vào xi măng cho phép tạo ra pha xi măng giàu silica giống như tobermorite và xonolite, tăng độ bền nhiệt, duy trì chất lượng của xi măng và ngăn chặn suy giảm độ bền. Giải pháp này được áp dụng từ năm 1950 và đến nay đã trở thành tiêu chuẩn công nghiệp [3, 10]. Silica là phụ gia bền nhiệt được sử dụng trong hệ vữa xi măng trám giếng khoan gồm: cát thạch anh, được nghiền đạt cỡ hạt từ 175 - 200mm; bột silica (silica fl our) có cỡ hạt 200 - 300 mesh; silica siêu mịn (silica fume) - phụ gia siêu phân tán từ pha khí khi nung hợp kim silica, có hàm lượng cao các silica vô định hình; nanosilica có kích thước nhỏ hơn các hạt xi măng trung bình 1.000 lần, thường sử dụng cỡ hạt loại từ 5 - 50nm và loại từ 5 - 30nm [5]. Để trám giếng khoan có nhiệt độ cao trên thềm lục địa Việt Nam một số nhà thầu khoan như: Nowsco, Dowell/ Schlumberger, Demitsu/Schlumberger, BJ, Halliburton đã sử dụng silica với hàm lượng 35% trong hỗn hợp trám giếng. Theo nghiên cứu [4, 5], việc bổ sung 40% oxide silic là chưa đủ để bảo đảm đạt độ bền của đá xi măng trong các giếng khoan có nhiệt độ trên 500oF hoặc cao hơn. Để xác định hàm lượng silica tối ưu đến các tính chất cơ học của vành đá xi măng giếng khoan trong điều kiện áp suất cao, nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn, tác giả đã tiến hành nghiên cứu ảnh hưởng nhiệt độ các cấp khác nhau. Kết quả cho thấy việc sử dụng silica nhãn hiệu SSA-1TM để bổ sung cho hỗn hợp xi măng trám đem lại hiệu quả cao [8, 9]. SSA-1TM (silica fl our) là loại oxide silic kết tinh, một loại phụ gia bền nhiệt do Halliburton sản suất. SSA-1TM có khối lượng riêng: 2,60 - 2,63g/cm3; cỡ hạt 200 - 300 mesh (35%), 100 - 200 mesh (8%) và > 100 (0,2%), và chọn tỷ lệ 35% theo khối lượng của xi măng nền. 2.3. Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén 2.3.1. Độ bền nén Trong thi công trám xi măng giếng khoan dầu khí, giá trị độ bền nén là chỉ tiêu duy nhất để đánh giá tính chất của vành đá xi măng, đảm bảo khả năng gia cố và độ kín khoảng không vành xuyến. Trong điều kiện bình thường, xi măng có độ bền nén 3,5MPa có thể xem như thỏa mãn cho công tác trám xi măng. Trong các giếng khoan HPHT, các ứng suất luôn biến đổi do các tác động cơ học, do áp suất và nhiệt độ thay đổi theo chế độ khai thác. Sự thay đổi các điều kiện trong giếng khoan làm phát sinh các ứng suất phá vỡ sự ổn định của vành đá xi măng ngoài cột ống chống. Các ứng suất kiến tạo và sự biến đổi về áp suất hoặc nhiệt độ trong giếng khoan có thể làm rạn nứt vành đá và sụt lún. Đường kính cột ống chống bị biến dạng do tác động của sự biến đổi nhiệt độ và áp suất có thể phá vỡ sự dính kết của vành đá xi măng với cột ống chống hoặc tầng chứa, tạo thành các khe hở vi mô [1, 2, 6]. 2.3.2. Thiết kế hệ vữa xi măng trám giếng khoan Thành phần chủ yếu của hệ vữa xi măng cho giếng khoan trong điều kiện HPHT bể Nam Côn Sơn gồm: xi măng nền, chất tăng trọng, phụ gia bền nhiệt, nước trộn và các phụ gia chậm đông kết, giảm độ thải nước, các thông số lưu biến, chống thấm, phụ gia gia cường cơ tính của đá xi măng. Trên cơ sở tổ ng kế t hệ vữ a xi măng sử dụ ng cho cá c giế ng đã khoan tạ i Lô 05-2 và 05-3 [8], tác giả đề xuấ t công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia cho hệ vữ a xi măng trám giế ng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn (Bảng 2). 2.3.3. Thiết bị đo độ bền đá xi măng bằng siêu âm (UCA) Tác giả xác định độ bền của đá xi măng bằng thiết bị siêu âm - UCA (Hình 3). Nguyên lý hoạt động của UCA dựa trên sự liên kết giữa thời gian tín hiệu siêu âm xuyên qua và độ bền nén của mẫu đá xi măng đo bằng sự phá hủy dưới tác động của tải trọng cơ học (Hình 4). Trong đó, “độ bền âm học” là mức độ phát triển độ bền của mẫu đá xi măng và đo trực tiếp vận tốc âm xuyên qua mẫu. “Độ bền nén” được đo trực tiếp và xác định bởi lực cần thiết để phá hủy mẫu đá xi măng. Hai trị số được xác định trong cùng điều kiện, nhưng với phương pháp khác nhau, trị số tuyệt đối không nhất thiết giống nhau. Ưu điểm của UCA là có TT Thương phẩm Đơn vị Hàm lượng Công dụng 1 Holcim Class G % kL 100 Xi măng nền 2 Silica SSA-1, SSA-2 % kL 35 Phụ gia bền nhiệt 3 HiDENSE No4 (FeTiO2) % kL 40 Phụ gia tăng trọng 4 WellLife 987 (PB) % kL 7 Phụ gia tăng độ bền 5 Microbond HT % kL 3 Phụ gia giãn nở 6 SCR-25L gps 0,25 Chậm ngưng kết 7 Halad-431L gps 0,50 Phụ gia giảm độ thải nước 8 Nước kỹ thuật gps 16 Nước trộn Bảng 2. Đơn pha chế hệ xi măng giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn PETROVIETNAM 27DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 thể quan sát sự phát triển độ bền theo thời gian, dự báo thời gian chờ đóng rắn xi măng, xác định độ bền trong điều kiện HPHT. 2.3.4. Kết quả thí nghiệm Bảng 3 tổng hợp các kết quả thí nghiệm về ảnh hưởng của HPHT đến độ quánh của vữa xi măng với hàm lượng 35% silica SSA-1ATM [8]. - Bổ sung phụ gia HR-25L và CFR-3L là giải pháp chủ yếu và hiệu quả để duy trì và cải thiện các tính chất công nghệ của xi măng: tăng thời gian quánh của vữa xi măng đạt trị số 100Bc (độ quánh Bearden) trong khoảng 6 - 8 giờ, đảm bảo an toàn trong thời gian bơm ép; làm chậm thời gian ngưng kết của vữa xi măng; ngăn ngừa sự suy thoái độ bền của xi măng và nâng cao các tính chất cơ học của vành đá xi măng ở nhiệt độ trên đáy giếng khoan (140 - 180oC). - Phụ gia tăng trọng Hi-Dense được sản xuất từ nguyên liệu khoáng hematite, không nhiễm từ, không chứa phóng xạ đáp ứng các yêu cầu chất làm nặng nhờ độ phân tán cao, bảo đảm độ ổn định (không lắng đọng) của vữa. Trong phụ gia chứa các oxide sắt có thể tạo ra các hydration ferret và alumoferit độ bền cao, ổn định trong Diễn giải Đơn vị Mẫu vữa xi măng A B C D (6P) E(6P) F G H I K Th àn h ph ần vữ a xi m ăn g Xi măng Holcim G % kL 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Chất ổn định độ bền - SSA-1 % kL 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 Chất tăng trọng - Hidense-4 % kL - - - 35,00 35,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 Chất tăng trong MicroMax FF % kL - - - - - 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 Chất giãn nở Microbond HT % kL - - - 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 Chất tăng cơ tính - WellLife 897 % kL - - - 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 SA-1015 (PB) % kL - - - - - 0,15 0,10 0,10 0,10 0,10 Tăng độ bền kéo FDP-C765 % kL - - - 0,70 0,70 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Chất chống tạo bọt - D-Air 4000L gps 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 Chất giảm độ thải nước Halad-413 gps 0,50 0,55 0,50 0,40 0,04 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 Phụ gia chậm ngưng kết-HR-25L gps - - - 0,29 - - - 0,27 0,27 0,27 Phụ gia chậm ngưng kết SCR-100 gps 0,02 0,10 0,20 0,70 0,02 0,35 0,26 0,22 0,26 0,26 Phụ gia pha loãng - CFR-3L gps - 0,25 0,30 0,20 0,30 - 0,90 0,90 0,90 0,90 Nước trộn gps 10,05 5,19 5,35 4,46 5,18 7,97 7,97 4,81 4,81 4,81 Mật độ vữa pgp 13,50 15,80 15,80 17,00 16,00 17,00 17,00 18,50 18,50 18,50 Th ời g ia n qu án h củ a vữ a Nhiệt độ thí nghiệm oF 190 190 205 239 230 237 257 302 356 302 Áp suất thí nghiệm psi 5,382 5,482 7,005 8,601 7,324 9,674 9,624 12,900 12,900 12,900 Độ quánh ban đầu Bc 8 34 15 52 34 27 27 37 55 35 Độ 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’ Bảng 3. Tổng hợp các kết quả thí nghiệm về sự ảnh hưởng của HPHT đến thời gian quánh của hệ vữa trám giếng khoan Hình 3. Thiết bị xác định độ bền đá xi măng bằng siêu âm UCA Hình 4. Sơ đồ nguyên lý làm việc của UCA Nhiệt độ Vữa xi măng Áp suất Avtoclaz Nguồn phát xung siêu âm Bộ tách sóng siêu âm Đo thời gian tín hiệu siêu ân xuyên qua THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 28 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 chất lưu vỉa, cho phép nâng cao độ bền nén của đá xi măng, giảm hàm lượng thể tích, nhờ đó giảm được trị số độ nhớt. Độ bền nén của đá xi măng trong các điều kiện áp suất và nhiệt độ khác nhau được thể hiện trong Hình 5 - 9. Đường màu lam - thể hiện sự phát triển độ bền nén; đường màu xanh - nhiệt độ và đường màu đỏ - thời gian truyền sóng âm trên một đơn vị khoảng cách. Trị số áp suất đặt trong UCA và không thể hiện trên biểu đồ. Trong Biểu đồ sự phát triển độ bền nén của đá xi măng có mật độ vữa 15,80ppg (Hình 5), nhiệt độ tăng từ 80 - 237oF (26,7 - 114oC) và áp suất 20,67MPa. Độ bền tối thiểu của gel bằng 50psi (0,34MPa) trong thời gian 6 giờ 49 phút; 100psi - 6 giờ 56 phút; 1.000psi - 8 giờ 12 phút; 916psi - 8 giờ và 1.698psi - 12 giờ; độ bền nén cực đại bằng 1.780psi - 13 giờ, sau đó giảm dần đạt 1.500psi trong khoảng 22 giờ. Hình 6 thể hiện độ bền nén theo thời gian của đá xi măng có mật độ vữa 15,8ppg, nhiệt độ từ 80 - 266oF (26,7 - 130oC) và áp suất 3.000psi. Quan sát cho thấy độ bền nén tăng dần: 50psi trong 5 giờ 4 phút; 100psi - 5 giờ 10 phút; 500psi - 5 giờ 59 phút; 859psi - 12 giờ; 860psi - 24 giờ; 1.000psi - 29 giờ 35 phút; 2.681psi - 48 giờ. Biểu đồ độ bền nén của xi măng có mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 80 - 275oF và áp suất 3.000psi (Hình 7) cho thấy độ bền gel đạt 50psi trong 9 giờ 9 phút; 100psi - 9 giờ 15 phút; độ bền nén tối thiểu bằng theo tiêu chuẩn API 500psi trong 10 giờ 6 phút; 1.000psi - 11 giờ 30 phút; 1.104,04psi - 12 giờ. Độ bền nén cực đại 1.595psi đạt được trong 24 giờ. Hình 8 thể hiện độ bền nén của xi măng có mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 75 - 310oF và áp suất 3.000psi. Độ bền của gel đạt 50psi trong 6 giờ 42 phút; 100psi - 7 giờ 23 phút; 123psi - 8 giờ; 285psi - 12 giờ; độ bền nén tối thiểu 500psi đạt được trong 12 giờ 54 phút; 1.000psi - 15 giờ; 1.941 - 24 giờ; độ nén cực đại 2.101psi trong 48 giờ. Trong Biểu đồ độ bền nén của xi măng có mật độ vữa 18ppg, nhiệt độ từ 180 - 360oF và áp suất 3.000psi (Hình 9), độ bền gel 50psi trong 14 giờ 3 phút; 100psi - 14 giờ 16 phút; độ bền nén tối thiểu theo API 500psi - 15 giờ 21 phút; 1.000psi - 16 giờ 4 phút; độ bền nén cực đại đạt 3.395psi - 24 giờ và tiếp tục tăng. Hình 5. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi và nhiệt độ 237oF (114oC) Hình 6. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000 psi và nhiệt độ 266oF (130oC) Hình 7. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi và nhiệt độ 275oF Hình 8. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng, dưới áp suất 3.000psi và nhiệt độ 310oF PETROVIETNAM 29DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Hình 9. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi và nhiệt độ 3600F Hình 10. Thiết bị MPRO - Model 6265 Chandler Engineering Kết quả Hình 5 - 9 cho thấy độ bền nén của đá xi măng tăng dần và đạt các giá trị cực đại dưới tác động của áp suất cao và gia tăng của nhiệt độ đối với loại vữa có tỷ trọng khác nhau. Trong điều kiện bình thường, xi măng có độ bền nén 3,5MPa đạt yêu cầu cho công tác trám xi măng. Các mẫu đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ cao đạt trên 10MPa, đáp ứng yêu cầu trám giếng khoan. - Sử dụng xi măng mác G làm xi măng nền, có bổ sung 35% silica SSA-1 và một số chất phụ trợ khác, độ bền nén của vành đá xi măng đáp ứng các yêu cầu về chất lượng trám xi măng giếng khoan trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao của bể Nam Côn Sơn, cấp HPHT và ex-HPHT. - Khi sử dụng xi măng Portland để trám giếng khoan trong điều kiện nhiệt độ > 100oC cần sử dụ ng silica. Thực tế cho thấy hơn 90% tổng độ bền nén của xi măng trong giếng khoan thường phát triển trong 48 giờ sau thời gian khuấy trộn, nên có thể xác định độ bền nén trong khoảng 48 giờ. Đây cũng là thời gian tối thiểu trước khi đo địa vật lý giếng khoan. 3. Ảnh hưởng của HPHT đến tính chất đàn hồi của đá xi măng 3.1. Tính chất biến dạng của đá xi măng Đá xi măng bị biến dạng như vật thể đàn hồi - giòn và bị phá hủy khi ứng suất đạt đến giới hạn đàn hồi. Để bảo đảm độ kín của khoảng không trong vùng tiếp xúc “đá xi măng - cột ống chống” cần phải tạo ra áp suất nhất định từ đá xi măng. Độ kín của giếng khoan phụ thuộc nhiều vào sự thay đổi thể tích đá xi măng khi đóng rắn. Để đạt được điều đó cần 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 hiện tượng co ngót, đồng thời không được vượt quá lực tới hạn ép nén hoặc phá vỡ sự ổn định của cột ống chống. Trong điều kiện HPHT, vành đá xi măng bên ngoài cột ống chống phải có độ mềm dẻo nhất định nên cần sử dụng xi măng có trị số module Young thấp [2]. Để đá xi măng tiếp xúc tốt với cột ống chống và thành giếng xi măng giãn nở sau khi đóng rắn, cần bổ sung phụ gia giãn nở WellLifeTM trong đơn pha chế vữa. Hình 11. Ảnh hưởng của nhiệt độ đến hệ số Poisson, module Young và độ bền nén Đặc tính kỹ thuật: Đo các thông số: Hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích, độ bền nén. Nhiệt độ tối đa: 204oC (400oF) Áp suất tối đa: 52MPa (7.500psi). Phần mềm hiển thị đồ thị các thông số thí nghiệm và các thông số tính chất cơ học trong chế độ thời gian thực. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 30 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Khi sử dụng một trong các phương pháp trên đây, vành đá xi măng sẽ có tính đàn hồi tốt hơn bằng cách giảm module Young và nâng cao hệ số Poisson. Trong điều kiện tải trọng tĩnh và chu kỳ xi măng có module cao và hệ số Poisson thấp làm việc tốt hơn. Vì vậy, ngoài việc xác định độ bền cần phải nghiên cứu đặc điểm biến dạng đàn hồi của xi măng trám dưới tác động của các tải trọng cơ học. 3.2. Thiết bị xác định các tính chất đàn hồi trong điều kiện HPHT Thiết bị phân tích các tính chất cơ học Model 6265 (MPRO) liên tục cho phép đo các tính chất cơ học (hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích) và độ bền nén của xi măng trong quá trình đóng rắn trong các điều kiện HTHP. Kết quả thí nghiệm đảm bảo tối ưu hóa thành phần hóa học của xi măng, nâng cao độ bền của xi măng. Ưu điểm của thiết bị MPRO (Hình 10) là một phương pháp thí nghiệm không phá hủy, cho phép quan sát quá trình thay đổi các tính chất cơ học của xi măng trong chế độ thời gian thực; sử dụng để dự báo thời gian đóng rắn của xi măng. 3.3. Kết quả thí nghiệm Mẫu vữa xi măng được sử dụng trong (Bảng 2). Điều kiện thí nghiệm: Nhiệt độ 311oF, áp suất 2.117Kps Hình 11 là biểu đồ thể hiện các thông số đo: Đường màu hồng - hệ số Poisson; đường màu xanh lá mạ - module Young; đường màu xanh da trời - module thể tích; đường màu đen - độ bền nén. - Module Young đạt đến giá trị 2.117Kpsi trong 10 giờ đầu tiên và giảm dần đạt 1.500Kpsi sau 150 giờ thí nghiệm; - Hệ số Poisson dao động trong khoảng 0,30 - 0,25. 4. Kết luận Trong điều kiện HPHT, các tính chất hóa - lý của xi măng biến đổi, làm thay đổi hình thái cấu trúc tinh thể và chuyển pha, làm giảm các tính chất công nghệ của vữa và các tính chất cơ học của vành đá xi măng, ảnh hưởng đến chất lượng trám xi măng giếng khoan. Hiện nay chưa có xi măng theo được tiêu chuẩn hóa để trám các giếng khoan HPHT. Bể Nam Côn Sơn có điều kiện địa chất phức tạp (thuộc nhóm HPHT và ex-HPHT), chủ yếu đang sử dụng xi măng Portland G-API để trám các giếng khoan sâu. Tuy nhiên, loại xi măng này chưa phù hợp với môi trường trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng nhanh theo thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa đá và cột ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số giếng xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co ngót, nứt vỡ. Do đó, cần phải bổ sung phụ gia bền nhiệt SSA-1TM, phụ gia tăng trọng và các phụ gia khác để điều chỉnh thông số của vữa. Trên cơ sở tổ ng kế t hệ vữ a xi măng sử dụ ng cho cá c giế ng đã khoan tạ i Lô 05-2 và 05-3 [8], tác giả đề xuấ t công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia cho hệ vữ a xi măng trám giế ng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn. Trong đó, việc bổ sung 35% khối lượng phụ gia SSA-1TM vào hỗn hợp xi măng là giá trị tối ưu. Phụ gia SSA-1TM là loại oxide silica kết tinh, có khối lượng riêng 2,60 - 2,63g/ cm3, cỡ hạt 200 - 300 mesh (35%) trong điều kiện nhiệt độ cao trên 100oC sẽ xảy ra phản ứng hóa học với xi măng, giúp duy trì độ bền của đá xi măng, hạn chế độ thấm của đá xi măng. Đồng thời, tác giả xác định ảnh hưởng HPHT đến độ bền nén, hệ số Poisson và module đàn hồi trên thiết bị UCA, thiết bị MPRO, cho phép mô phỏng theo các điều kiện trong giếng khoan và thời gian thực. Tài liệu tham khảo 1. Erik B.Nelson. Well cementing. Schlumberger Dowell. 1990. 2. Keelan Adamson, George Birch, Erth Gao, Steve Hand, Colin Macdonald, David Mack, Anver Quadri. High-pressure, high-temperature well construction. Oilfi eld Review. 1998: p. 36 - 49. 3. Nediljka Gaurina-Medimurec, Davorin Matanovic, Gracijan Krkalec. Cement slurries for geothermal wells cementing. Rudarsko Geolosko Naftni Zbornik. 1994; 6: p. 127 - 134. 4. Mojtaba Labibzadeh, Behzad Zahabizadeh, Amin Khajehdezfuly. Early-age compressive strength assessment of oil well class G cement due to borehole pressure and temperature changes. Journal of American Science. 2010; 6(7): p. 38 - 47. 5. U.T.Bezerra, A.E.Martinelli, D.M.A.Melo, M.A.F.Melo, V.G.Oliveira. The strength retrogression of special class Portland oilwell cement. Cerâmica.  2011; 57(342): p. 150 - 154. 6. Robert Darbe, Chris Gordon, Rickey Morgan. Slurry design considerations for mechanically enhanced cement PETROVIETNAM 31DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 systems. American Association of Drilling Engineers. Paper AADE-08-DF-HO-06. 2008. 7. Arash Shadravan, Mahmood Amani. HPHT 101- What petroleum engineers and geoscientists should know about high pressure high temperature wells environment. Energy Science and Technology. 2012; 4(2): p. 36 - 60. 8. BP Vietnam Final Well Report (HT-1X; 2X; 3X). 2003. 9. Halliburton Vietnam. Cement Post Well Review (MT-2X, MT-1P, MT 6P, MT 3P). 2012. 10. Schlumberger Vietnam Cementing End of Well - 2013 (DN-1X, DN-2X). 11. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Цыцымушкин П.Ф... Проектирование и разработка термостойкого тампонажного материала. Бурение и нефть - Декабрь 2011. 12. Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí. Địa chất và Tài nguyên Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2008: trang 319 - 359. Summary The Nam Con Son basin has a greatly complicated geology, particularly temperature as high as 200oC and the reservoir pressure gradient up to 2MPa/100m. A high pressure high temperature (HPHT) environment contains many potential risks and complexity for drilling and cementing job, which is critical to the well quality and safety. The results of studying the eff ects of HPHT on the mechanical properties of the cement bond will be the important basis to prepare cementing formula with high effi ciency and safety for the high pressure high temperature wells in the Nam Con Son basin.. Key words: Cementing slurry, high pressure high temperature, Silica SSA-1. Mechanical properties of cement bond of wellbore in high pressure high temperature conditions of Nam Con Son basin Truong Hoai Nam Vietnam Oil and Gas Group