M Ở ĐẦU
4.5. Đánh giá chất lượng vữa trám ximăng
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 vữangoài 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 cònđược 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
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 5½” 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.
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 lượngphụ 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.
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, hệsố 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 nghiệmvà 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.
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 dụngđơn 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.
DANH MỤC MỘT SỐ CÔNG TRÌNHĐÃ 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
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
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 tiếnsĩ địachất, Hà Nội.
2. Nguyễn Hữu Chinh (2010), Những vấn đề về sử dụng xi măng bơm trám trong gia cốvà kết thúc các giếng khoan dầu khí, Tuyển tậpBáo cáo Hội nghị KH&CN quốc tế - Dầu khí Việt Nam 2010, Tăng tốc phát triển, QuyểnI, NXB Khoa học& Kỹthuật, 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& Kỹthuật, 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& Kỹthuật, 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, NguyễnHữuTrung, Nguyễn Minh Quý (2003), Mộtsố
kết quả nghiên cứu tính chất công nghệ của xi măng ngậm khí.
Tuyển tậpbáo cáo Hội nghịKHCN - ViệnDầu khí 25 năm xây dựng và trưởngthành, NXB Khoa học& Kỹthuật, tr.502-509.
8. Nguyễn Xuân Hòa, Đinh Hữu Kháng, Nguyễn Văn Toàn, Hoàng Quốc Khánh, Hoàng Bá Cường(2005), Các yếutố ảnhhưởng và giải pháp nâng cao chất lượng trám xi măng giếng khoan ở bể Cửu Long,
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”, TậpII, 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 độcao - Những điềucầnlưu ý, Tuyểntập báo cáo Hội nghị KH&CN quốc tế - Dầu khí Việt Nam 2010 Tăng tốc phát triển, Quyển I, NXB Khoa học& Kỹthuật, 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,
Luậnán Phó Tiếnsĩ địachất, 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,
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.
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)