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

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
TRƯƠNG HOÀI NAM
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
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
Hà Nội - 2015
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
TRƯƠNG HOÀI NAM
NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN VỮA TRÁM
CHO CÁC GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ TRONG ĐIỀU KIỆN
NHIÊT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO BỂ NAM CÔN SƠN
Ngành: Kỹ thuật Dầu khí
Mã số: 62.52.06.04
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. PGS.TS Trần Đình Kiên
2. TS Nguyễn Hữu Chinh
Hà Nội - 2015
iLỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số
liệu, kết quả nêu trong luận án là trung thực và chưa từng được ai công bố
trong bất cứ một công trình nào khác ở trong và ngoài nước.
Tác giả luận án
Trương Hoài Nam
ii
MỤC LỤC
Trang
LỜI CAM ĐOAN ...................................................................................................................i
MỞ ĐẦU .............................................................................................................................1
Chương 1. ĐẶC ĐIỂM NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO TẠI BỂ NAM CÔN SƠN VÀ
ẢNH HƯỞNG ĐỐI VỚI CÔNG TÁC TRÁM XI MĂNG GIẾNG KHOAN..........8
1.1 Đặc điểm địa tầng và trầm tích bể Nam Côn Sơn.......................................................... 8
1.2 Đặc điểm nhiệt độ và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn................................................. 12
1.2.1. Khái niệm về nhiệt độ và áp suất cao. ..............................................................12
1.2.2. Nhiệt độ và và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn..................................................14
1.3. Ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất cao đến các tính chất của vữa và đá xi măng. ..... 19
1.4. Chất lượng trám xi măng các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn................................. 27
1.5. Các công trình nghiên cứu về xi măng trám giếng khoan nhiệt độ và áp suất cao......30
1.5.1. Các công trình nghiên cứu về xi măng ở nhiệt độ và áp suất cao......................30
1.5.2. Các loại xi măng trám giếng khoan có nhiệt độ và áp suất cao. ........................31
Chương 2. LÝ THUYẾT VỀ ĐÔNG CỨNG VÀ TẠO ĐỘ BỀN CỦA ĐÁ XI MĂNG
TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO .........................................36
2.1. Các trạng thái vữa xi măng trong giếng khoan............................................................36
2.2. Đặc tính của xi măng trám giếng khoan ......................................................................39
2.3. Quá trình hóa - lý đóng rắn của vữa xi măng [9,19,46,48].......................................... 41
2.4. Biện pháp chống suy giảm độ bền của xi măng trám. .................................................45
2.5. Ảnh hưởng của Silica độ bền và độ thấm của xi măng................................................ 47
2.5.1. Các loại phụ gia silica .......................................................................................47
2.5.2. Ảnh hưởng của silica đến độ bền nén và độ thấm của xi măng.........................48
Chương 3. NGHIÊN CỨU MỘT SỐ TÍNH CHẤT CỦA VỮA VÀ ĐÁ XI MĂNG
TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO .........................................56
3.1. Xác định khối lượng riêng vữa xi măng trám giếng khoan .........................................56
3.1.1. Khái niệm khối lượng riêng của vữa xi măng ...................................................56
3.1.2. Lựa chọn phụ gia làm nặng vữa xi măng..........................................................59
3.1.3. Xác định khối lượng riêng của vữa xi măng......................................................60
3.2. Thời gian quánh của vữa xi măng................................................................................61
3.2.1. Khái niệm thời gian quánh.................................................................................61
3.2.2. Thiết bị đo thời gian quánh của vữa xi măng ....................................................63
3.2.3. Xác định thời gian quánh của vữa xi măng. .....................................................64
3.3. Độ bền nén của đá xi măng..........................................................................................69
3.3.1. Ý nghĩa độ bền nén .................................................................................................... 69
3.3.2. Thiết bị đo độ bền nén của xi măng trám .................................................................. 70
iii
3.3.3. Kết quả thí nghiệm độ bền nén của vữa xi măng đóng rắn........................................71
3.4. Xác định các tính chất đàn hồi của đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao78
3.4.1. Tính chất biến dạng của đá xi măng ..................................................................78
3.4.2. Thiết bị đo các tính chất đàn hồi........................................................................79
3.4.3. Kết quả thí nghiệm.............................................................................................79
3.5. Độ rỗng và độ thấm của đá xi măng ............................................................................ 81
3.5.1. Độ rỗng của đá xi măng. ....................................................................................81
3.5.2. Độ thấm của đá xi măng ...................................................................................82
Chương 4. THỬ NGHIỆM VỮA XI MĂNG TRÁM CỘT ỐNG CHỐNG KHAI THÁC
5½” GIẾNG KHOAN TẠI BỂ NAM CÔN SƠN ...................................................86
4.1. Đặc điểm cấu trúc giếng khoan dầu khí bể Nam Côn Sơn .......................................... 86
4.2. Sơ lược công nghệ bơm trám xi măng giếng khoan ................................................... 88
4.3. Thiết kế hệ vữa xi măng trám cột ống chống khai thác 5 ½”. ..................................... 88
4.3.1. Các yêu cầu thiết kế vữa xi măng ......................................................................88
4.3.2. Xi măng nền.......................................................................................................89
4.3.3. Các phụ gia xi măng [28b].................................................................................91
4.4. Đơn pha chế vữa xi măng trám cột ống chống khai thác............................................. 94
4.4.1. Thành phần xi măng và phụ gia................................................................................. 94
4.4.2. Các thông số của vữa xi măng ................................................................................... 95
4.5. Đánh giá chất lượng vữa trám xi măng ...................................................................... 97
KẾT LUẬN.......................................................................................................................100
KIẾN NGHỊ .......................................................................................................................102
DANH MỤC MỘT SỐ CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ CỦA TÁC GIẢ ........................103
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................................105
PHỤ LỤC ..........................................................................................................................111
iv
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
a Hệ số dị thường
API American Petroleum Institute (Viện Dầu mỏ Hoa kỳ)
CBL Cement Bond Log (Biểu đồ gắn kết xi măng)
CSR-100L Cement Retarder (Phụ gia chậm ngưng kết)
CFR-3L Cement Friction Reducer (Phụ gia giảm ma sát)
Ex-HPHT Extreme High Pressure High Temperature (HPHT rất cao)
gps gallon per sack (đơn vị đo thể tích/ bao)
HPHT High Pressure High Temperature (Áp suất cao nhiệt độ cao)
h.m hour.minute (giờ, phút)
KGVX Không gian vành xuyến
KLXM Khối lượng xi măng
m Mét
mD Mili Darcy
MD Chiều sâu đo (Measured Depth)
MPRO Mechanical Properties Analyzer (Máy phân tích tính chất cơ học)
NĐ&ASC Nhiệt độ và áp suất cao
N/XM Nước/ Xi măng
pnv Áp suất nứt vỉa
pv Áp suất vỉa
ppg Pounds per gallon
SG Specific gravity (Tỷ trọng)
SSA-1 Strength-Stabilizing Agent (Phụ gia ổn định cường độ)
UCA Ultrasonic Cement Analyzer (Máy phân tích xi măng bằng siêu âm)
Ultra HPHT Ultra High Pressure High Temperature (Siêu HPHT)
VDL Variable density log (Biểu đồ độ rỗng biến thiên)
VNIIKRNEFTI Viện nghiên cứu khoa học dầu mỏ Krasnodar (Liên bang Nga)
WOC Wait on cement (Thời gian chờ xi măng đóng rắn)
XM Xi măng
YEK Đơn vị đo độ quánh quy ước
vDANH MỤC CÁC BẢNG
Trang
1. Bảng 1.1. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao (theo Halliburton, Baker Hughes) 18
2. Bảng 1.2. Tỉ lệ gắn kết xi măng trong các giếng khoan bể Nam Côn Sơn 29
3. Bảng 1.3. Đặc tính kỹ thuật các loại xi măng bền nhiệt của Liên bang Nga sản xuất 32
4. Bảng 2.1. Các thành phần khoáng chính của xi măng 39
5. Bảng 2.2. Độ bền nén của đá xi măng theo hàm lượng silica 48
6. Bảng 2.3. Độ bền nén của hỗn hợp xi măng +35% SSA-1 49
7. Bảng 2.4. Độ thấm của hỗn hợp xi măng + 35% SSA-1 51
8. Bảng 2.5. Tổng hợp kết quả thí nghiệm xác định độ bền nén 53
9. Bảng 3.1. Khối lượng riêng vữa xi măng trong các điều kiện áp suất và nhiệt độ. 59
10. Bảng 3.2. Đơn pha chế vữa xi măng trám giếng khoan nhiệt độ và áp suất cao. 62
11. Bảng 3.3. Bảng tổng hợp thời gian quánh của vữa xi măng 63
12. Bảng 3.4. Bảng tổng hợp độ bền nén của vữa xi măng 70
13. Bảng 3.5. Độ rỗng và độ thấm của đá xi măng 82
14. Bảng 4.1. Đơn pha chế vữa xi măng 93
15. Bảng 4.2. Các thông số công nghệ của vữa xi măng 94
vi
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Trang
1. Hình 1.1.Sơ đồ bể Nam Côn Sơn 8
2. Hình 1.2. Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn 11
3. Hình 1.3. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao (theo Halliburton, Baker Hughes) 13
4. Hình 1.4. Sơ đồ áp suất dị thường trong trầm tích Miocene giữa và dưới 14
5. Hình 1.5. Sơ đồ áp suất dị thường trong trầm tích Miocene trên 15
6. Hình 1.6. Biểu đồ phân bố áp suất các lô 04, 05 16
7. Hình 1.7. Biểu đồ phân bô áp suất nứt vỡ vỉa 16
8. Hình 1.8. Biểu đồ phân bố nhiệt độ áp suất lô 04, 05 18
9. Hình 1.9. Phân cấp nhiệt độ và áp suất cao bể Nam Côn Sơn. 19
10. Hình 1.10 Ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất đến thời gian ngưng kết 22
11. Hình 1.11. Tỷ lệ gắn kết xi măng theo nhiệt độ 28
12. Hình 1.12. Chất lượng gắn kết xi măng theo từng nhà thầu dịch vụ 28
13. Hình 2.1. Sơ đồ trám xi măng giếng khoan dầu khí 35
14. Hình 2.2. Các trạng thái pha của vữa xi măng trong giếng khoan 36
15. Hình 2.3 Giản đồ pha khoáng vật hệ CaO-SiO2-H2O 42
16. Hình 2.4. Độ bền nén của đá xi măng ở các nhiệt độ khác nhau 43
17. Hình 2.5 Độ bền thấm khí phụ thuộc vào nhiệt độ và thời gian đóng rắn 43
18. Hình 2.6. Sơ đồ tạo pha khoáng mới của xi măng trám 45
19 . Hình 2.7 .Độ bền nén phụ thuộc vào cỡ hạt ở nhiệt độ khác nhau 47
20 . Hình 2.8. Độ thấm phụ thuộc vào cỡ hạt ở nhiệt độ khác nhau 47
21. Hình 2.9. Độ bền của đá xi măng phụ thuộc vào hàm lượng SSA-1 48
22. Hình 2.10. Độ bền nén của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 1,905 g/cm3 50
23. Hình 2.11. Độ bền nén của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 2,04 g/cm3 50
24. Hình 2.12. Độ thấm của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 1,905 g/cm3 51
25. Hình 2.13. Độ thấm của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 2,04 g/cm3 52
26 . Hình 3.1. Biểu đồ grad pv, grad pnv bể Nam Côn Sơn 57
27 . Hình 3.2. Khối lượng riêng vữa theo tỷ lệ Nước/ Xi măng 59
28 . Hình 3.3. Máy đo độ quánh Fann 290 HPHT 62
30. Hình 3.4. Thời gian quánh của vữa XM ở 1250C, áp suất 67 MPa. 63
vii
31. Hình 3.5. Thời gian quánh của vữa XM ở 1350C và áp suất 66,59 MPa 64
32. Hình 3.6. Thời gian quánh của vữa XM ở 1400C và áp suất 75,80 MPa 64
33. Hình 3.7. Thời gian quánh của vữa XM ở 1770C và áp suất 93,1 MPa 65
34. Hình 3.8. Thời gian quánh của vữa XM ở 1500C và áp suất 88,88 MPa 65
35. Hình 3.9. Thời gian quánh của vữa XM ở 1550C và áp suất 84,68 MPa 66
36. Hình 3.10. Thời gian quánh của vữa XM ở 1770C và áp suất 103,4 MPa 66
37. Hình 3.11. Thiết bị xác định độ bền nén bằng siêu âm UCA 69
38. Hình 3.12. Sơ đồ nguyên lý làm việc của thiết bị UCA 69
39. Hình 3.13. Độ bền nén của vữa XM ở 1700C và áp suất 20,67 MPa. 70
40. Hình 3.14. Độ bền nén của đá XM ở 155oC và áp suất 20,67 MPa. 71
41. Hình 3.15. Độ bền nén của đá XM ở 155oC và áp suất 20,67 MPa. 71
42. Hình 3.16. Độ bền nén của đá XM ở 170oC và áp suất 20,67 MPa. 72
43. Hình 3.17. Độ bền nén của đá XM ở 177oC và áp suất 93,10 MPa 72
44. Hình 3.18. Độ bền nén của đá XM ở 180oC và áp suất 20,67 MPa. 73
45. Hình 3.19. Độ bền nén của đá XM ở 190oC và áp suất 103,4 MPa. 73
46. Hình 3.20. Mẫu lõi xi măng theo đơn pha chế 1 75
47 . Hình 3.21. Mẫu lõi xi măng theo đơn pha chế 2 75
48 . Hình 3.22. Thiết bị đo các tính chất cơ học của đá xi măng MPRO 76
49 . Hình 3.23. Đồ thị các thông số đàn hồi của của đá xi măng 78
50 . Hình 3.24. Máy đo độ rỗng của đá xi măng. 80
51 . Hình 3.25. Máy đo độ thấm của đá xi măng 81
52 . Hình 4.1. Cấu trúc giếng khoan lô 05 bể Nam Côn Sơn 85
53 . Hình 4.2. Cấu trúc giếng khoan 85
54 . Hình 4.3. Hệ xi măng bền nhiệt cho điều kiện bể Nam Côn Sơn 92
56 . Hình 4.4. Biểu đồ CBL, VDL giếng khoan 97
viii
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
Phụ lục 2: Đơn pha chế cho thí nghiệm độ quánh ở nhiệt độ 375oF
Phụ lục 3: Kết qua đo thời quánh của vữa tại 375oF
Phụ lục 4: Đơn pha chế vữa xi măng số 1
Phụ lục 5: Kết quả đo thời gian quánh và độ bền nén đơn pha chế số 1
Phụ lục 6. Đơn pha chế vữa xi măng số 2
Phụ lục 7: Kết quả đo thời gian quánh và độ bền nén đơn pha chế số 2
Phụ lục 8: Đơn pha chế với chất làm nặng là Hi-Dense 4
Phụ lục 9: Đơn pha chế với chất làm nặng là Barite
Phụ lục 10: So sánh sự suy giảm xi măng khi dùng SSA-1 Silica Flour và Coarse Silica
1MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Tiềm năng dầu khí của bể Nam Côn Sơn tới nay đã phát hiện khoảng
215 triệu tấn quy dầu (khí chiếm ưu thế), tiềm năng chưa phát hiện của bể
Nam Côn Sơn khoảng 60 triệu tấn quy dầu (chủ yếu là khí), chiếm hơn 40%
trữ lượng tiềm năng còn lại của thềm lục địa Việt Nam. Trong giai đoạn tới,
phần lớn gia tăng trữ lượng sẽ phải dựa vào tài nguyên của bể Nam Côn Sơn,
đây là bể có triển vọng và có tiềm năng dầu khí lớn đứng thứ 2 của Việt Nam
sau bể Cửu Long và chứa khí nhiều hơn dầu.
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí tại bể Nam Côn Sơn đã bắt đầu từ
những năm 1970 của thể kỷ trước. Trải qua 40 năm, đến nay trên 150 giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác đã được thi công tại khu
vực này.
Bể Nam Côn Sơn có các điều kiện địa chất - kỹ thuật phức tạp, nước
sâu, đặc biệt tại khu vực Đông - Bắc của bể xuất hiện các tầng chứa có nhiệt
độ cao và áp suất cao, gradien địa nhiệt bằng 40C/100m, hệ số áp suất dị
thường đạt 1,7-2,0.
Tại bể Nam Côn Sơn, trong quá trình bơm trám xi măng, đã xảy ra sự
cố nghiêm trọng, vữa xi măng trám không ép được vào không gian vành
xuyến ngoài cột ống mà ngưng kết ngay trong cột ống kha ... ép 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