1. Trang Chủ
  2. Hoá dầu
  3. 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

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

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 dầu 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 áp sườn từ các thành hệ Oligocene xâm lấn trong quá trình khai thác. Bài viết giới thiệu một số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường ảnh hưởng tích cực của các yếu tố

Thể loại Tài liệu miễn phí Hoá dầu

Số trang 12

Ngày tạo 10/17/2019 6:17:04 AM +00:00

Loại tệp PDF

Kích thước 1.22 M

Tên tệp

Tải Một số giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho th... (.pdf)

Xem mẫu

  1. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 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 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 dầu 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 áp sườn 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: tối ưu hệ thống giếng khai thác, tối 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 giếng 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. Tối ưu hệ thống giếng khai thác Gradient thủy động lực được tính bằng công thức: ∆P Koμ w Đây là giải pháp đặc biệt quan trọng giúp tối ưu σ2 = (1 - ) (2) H Kwμ o chênh áp giữa khoảng khai thác và mặt nước dâng nhằm đảm bảo cho việc duy trì dịch chuyển ổn định mặt Trong đó: ranh giới dầu nước, nghĩa là đảm bảo đạt khả năng đẩy ΔP và H: Chênh áp và độ cao giữa mặt thu hồi dầu và và quét dầu bởi nước tới đới khai thác cao nhất. Do đặc mặt dâng lên của nước; trưng thấm chứa của tầng móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Ko, Kw, o và w: Độ thấm pha và độ nhớt của dầu và Vàng được khống chế bởi đặc điểm đứt gãy và khe nứt, nước tương ứng. nên hệ thống giếng (khai thác và bơm ép) gồm mật độ, vị trí và quỹ đạo giếng, khoảng khai thác cũng như bơm Trường ứng suất thủy động lực là trường ứng suất ép được thiết kế tối ưu theo sự phân bố các đới đứt gãy sinh ra do xuất hiện chênh áp giữa vùng cận đáy giếng và trong mỏ như quỹ đạo của các giếng khai thác và bơm vùng lân cận. Chênh áp càng lớn khi nước bơm ép hoặc ép có xu thế vuông góc với các hệ thống đứt gãy (chính) nước áp đáy hoặc áp sườn tác động vào thân dầu càng hướng Tây Bắc - Đông Nam và Đông Bắc - Tây Nam. lớn. Dưới tác động của trường ứng suất thủy động lực, dầu vỉa di chuyển từ các vùng xung quanh đến vùng khai 2. Tối ưu chế độ khai thác thác hay còn gọi là vùng thu hồi dầu. Tốc độ di chuyển Trong quá trình khai thác với việc áp dụng bơm dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố, trong đó gradient thủy ép nước hoặc với ảnh hưởng của nước áp đáy hoặc áp động lực là yếu tố quan trọng hàng đầu. Tuy nhiên điều sườn, dầu vỉa luôn chịu tác động của 2 trường ứng suất kiện để nước có thể đẩy dầu tới đới khai thác với hệ số chủ yếu, đó là trường ứng suất thủy động lực và trường đẩy cao nhất khi gradient thủy động lực nhỏ hơn gradient ứng suất trọng trường. Hai trường ứng suất này sinh ra trọng trường [1]: gradient thủy động lực và gradient trọng trường tương 2 < 1 (3) ứng. Trong trường hợp gradient thủy động lực nhỏ Gradient trọng trường được tính theo công thức [1]: hơn gradient trọng trường thì mặt ranh giới dầu nước 1 = w - o (1) dịch chuyển ổn định, hệ số đẩy dầu tới đới khai thác đạt giá trị cao nhất, ngược lại sẽ dẫn đến hình thành Trong đó: lưỡi nước. Nhiệm vụ của việc tối ưu chế độ khai thác, o: Tỷ trọng của dầu vỉa; nâng cao hiệu quả thu hồi dầu khí là đảm bảo sao cho w: Tỷ trọng của nước. gradient thủy động lực không được tăng cao và vượt 20 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  2. PETROVIETNAM quá gradient trọng trường. Ngoài các thông số cố định vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen luôn có giá trị âm khi đó mặt của dầu vỉa và nước, chênh áp P và độ cao H là yếu tố ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định không hình thành ảnh hưởng trực tiếp tới gradient thủy động lực. Chênh các lưỡi nước (có nghĩa là khai thác trong điều kiện này áp P càng cao thì gradient thủy động lực càng cao và luôn đạt được hệ số thu hồi dầu khí cao do khả năng đẩy chênh lệch độ cao giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên dầu bởi nước vẫn đạt giá trị cao nhất). Tuy nhiên, nếu nhịp của nước càng nhỏ thì gradient thủy động lực càng lớn. độ khai thác cao sẽ dẫn đến nhiều khả năng lưỡi nước tiến Vậy trong quá trình điều chỉnh chế độ khai thác nhiệm thẳng vào giếng khai thác. Trong trường hợp độ bão hòa vụ quan trọng là giảm tới mức nhỏ nhất có thể chênh áp nước đới khai thác cao hơn 45 - 50% thì gradient thủy động P và đẩy cao khoảng cách giữa mặt thu hồi dầu và mặt lực 2 luôn có giá trị dương. Đối với mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử dâng lên của nước. 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 Khu vực Tây Nam của mỏ Sư Tử Đen có o ~ 1,0cP , các 1,04g/cm3 nên gradient trọng trường tính được là 1,80MPa/ khu vực khác của mỏ Sư Tử Đen o = 0,85, độ nhớt nước km. Như vậy, để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn bơm ép, nước vỉa áp sườn w ~ 0,35cP. Độ thấm pha thay định cần điều chỉnh chế độ khai thác sao cho gradient thủy đổi tùy thuộc vào đặc trưng thấm chứa và độ bão hòa động lực phải đảm bảo ≤ 1,80MPa/km. Đối với các khu vực nước tại từng thời điểm của thân dầu. Từ kết quả nghiên khác độ nhớt của dầu khá cao (0,85cP), độ linh động của cứu mỏ Bạch Hổ, độ thấm pha được chia ra 2 trường hợp dầu khi bị nước đẩy khá thấp nên điều kiện đảm bảo để [3]: (1) độ thấm của đá móng dao động từ 1 - 1.000mD và mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định lại càng khắc (2) độ thấm của đá móng > 1.000mD. Trong trường hợp nghiệt hơn. Do nhu cầu kế hoạch khai thác cao nên việc (1), nếu độ bão hòa nước Sw = 40% thì độ thấm pha của đảm bảo gradient thủy động lực không vượt quá gradient dầu vào khoảng 0,33 - 0,35 và độ thấm pha của nước rất trọng trường trong quá trình khai thác là một điều kiện khó nhỏ chỉ khoảng 0,03. Khi độ bão hòa nước tăng lên 55%, có thể thực hiện được. Vì vậy nhà điều hành khai thác cần độ thấm pha của dầu và của nước bằng nhau. Khi độ bão quan tâm nhằm hài hòa cả yêu cầu về đáp ứng kế hoạch hòa nước đạt 60%, độ thấm pha của dầu giảm đi đáng kể, khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu. chỉ còn khoảng 0,03 và độ thấm pha của nước lại tăng lên 0,09 (gấp 3 lần so với khi độ bão hòa nước 40%). 3. Hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn Nếu coi đá chứa trong móng của khu vực mỏ Sư Kết quả phân tích khai thác cho thấy nước áp sườn từ Tử Đen - Sư Tử Vàng có độ thấm pha tương tự trường các thành tạo Oligocene xâm nhập vào thân dầu trong đá hợp độ thấm trong khoảng từ 1 - 1.000mD, thì độ linh móng trước Đệ Tam khi áp suất vỉa suy giảm sau một thời động  của dầu khi bị nước đẩy phụ thuộc vào độ bão gian khai thác (Hình 1) có ảnh hưởng đến khả năng thu hòa nước: hồi dầu: Nước áp sườn giúp áp suất vỉa được duy trì khá - Sw = 40%,  = 0,09 ổn định, song cũng có khả năng xâm nhập không đều vào phần trên của thân dầu khiến quá trình đẩy dầu tới đới - Sw = 55%,  = 1,07 khai thác không xảy ra từ dưới lên, dẫn đến hiệu quả đẩy - Sw = 60%,  = 3,22 dầu tới đới khai thác thấp (khoảng 0,69 - 0,71), trong khi Thay đổi độ linh động của dầu khi bị nước đẩy vào hướng đẩy dầu đạt hiệu quả cao nhất từ dưới lên là 0,89. công thức (2) ta có: Vì vậy, để nâng cao hệ số thu hồi dầu khí thân dầu ∆P 1 trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, những đới đứt σ2 = (1 - ) (4) H η gãy có độ ngập nước cao cần hạn chế hoặc ngừng khai Như vậy trong trường hợp: thác, điều này có thể thực hiện bằng cách sử dụng công ∆P nghệ hoàn thiện giếng lựa chọn. Trong trường hợp nước - Sw = 40%, gradient thủy động lực σ2 = (1- 10,60) H xâm nhập vào hoặc tiến sát đới khai thác của giếng, lưu ∆P - Sw = 55%, gradient thủy động lực σ2 = (1- 0,92) lượng khai thác cần được nghiên cứu điều chỉnh hợp lý, H thậm chí dừng khai thác hoặc khai thác với lưu lượng tối ∆P - Sw = 60%, gradient thủy động lực σ2 = (1- 0,31) thiểu. Các giếng cách xa vùng nước xâm nhập có thể khai H thác tăng cường. Từ kết quả tính toán gradient thủy động lực cho thấy, trong trường hợp đới khai thác có độ bão hòa nước Ngoài ra, do nước xâm nhập tới giếng khai thác, lượng ≤ 40%, thậm chí đạt tới 45% thì gradient thủy động lực khu nước khai thác tăng lên, dẫn đến giảm chênh áp hoặc có DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 21
  3. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ thể làm cho giếng ngừng khai thác, vì vậy cần phải áp dụng khí nâng (gaslift) để tăng chênh áp hoặc duy trì khai thác của giếng. 4. Tăng cường khai thác ở các khối có chế độ thủy động lực tương đối 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 mức độ lưu thông thủy động lực giữa các khối kém. 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, 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] Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen, khu vực mỏ Sư Tử Vàng. Hình 2 và 3 thể hiện đặc trưng động thái khai thác trong khối A và B khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen. 4500 25000 Áp suất đáy giếng Độ ngập nước Lưu lượng dầu Hình 2 và 3 cho thấy động thái khai thác khối 4000 A và B rất khác nhau, đặc biệt về độ ngập nước và Áp suất ( PSI), độ ngập nước (*10, %) 20000 3500 lưu lượng khai thác, chứng tỏ khối A và khối B có Lưu lượng (thùng/ ngày) 3000 sự khác biệt về chế độ thủy động lực. Đây là 2 khối 2500 15000 cùng phân bố ở khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen. Động thái khai thác của khối B, khu vực Tây Nam và 2000 10000 khối E, khu vực Đông Bắc cũng có khác biệt lớn. Bức 1500 tranh này tương tự khối móng nâng mỏ Bạch Hổ, 1000 5000 là một đối tượng bị phân chia thành những khối 500 có mức độ lưu thông thủy động lực kém, trong đó khối I là khối chính chiếm khoảng 60% tổng trữ 0 0 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 lượng toàn thân dầu. Việc phân chia khối móng nứt nẻ trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng thành Hình 2. Đặc trưng động thái khai thác trong khối A khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen [2] các khối có chế độ thủy động lực khác nhau có ảnh hưởng rất lớn đến hệ số thu hồi dầu của toàn mỏ. 4500 25000 Áp suất đáy giếng Với cùng một số lượng giếng khai thác, mỏ càng Độ ngập nước 4000 Lưu lượng dầu bị chia cắt ra nhiều khối nhỏ có chế độ thủy động lực khác nhau thì khả năng thu hồi càng thấp. Do Áp suất ( PSI), độ ngập nước (*10, %) 20000 3500 Lưu lượng (thùng/ ngày) đó, các giải pháp cần thiết để nâng cao hệ số thu 3000 hồi trong trường hợp thân dầu bị phân chia thành 15000 2500 các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt, đặc 2000 biệt đối với các khối có đặc trưng thấm chứa thấp 10000 cần được thực hiện. Hiện nay tại mỏ Sư Tử Đen, các 1500 giếng khai thác chủ yếu tập trung ở khối B, khu 1000 5000 vực Tây Nam. Các khối C, D, ngay cả khối E cần phải 500 được xem xét bổ sung giếng khai thác. 0 0 Trong phạm vi bài báo này, nhóm tác giả chỉ đề 1-Sep-02 1-Aug-04 2-Jul-06 1-Jun-08 2-May-10 1-Apr-12 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 3. Đặc trưng động thái khai thác trong khối B khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen ([2]) 22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  4. PETROVIETNAM tế với hy vọng làm nền tảng khoa học cho các mỏ có đặc nghiên cứu và khắc phục các hạn chế về công nghệ, góp điểm địa chất tương tự. Đối với các mỏ hay khối với trữ phần nâng cao hệ số thu hồi dầu khí cho thân dầu trong lượng dầu thu hồi dưới 10 triệu tấn, mạng lưới giếng khai móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các mỏ khác có đặc thác có thể phải đan dày tới 0,5 - 1,5km. Trong điều kiện điểm địa chất tương tự. ngoài biển, mức độ bất đồng nhất của đá chứa quá cao, khó có thể đan dày mạng lưới giếng theo lý thuyết nên Tài liệu tham khảo cần phải nghiên cứu thật kỹ đặc điểm phân bố các đới nứt 1. Н.P. Лeбeдинeц. Изучение и разрaбoткa nẻ bao gồm hướng đổ, mật độ... để thiết kế giếng sao cho нефтяных месторождений в трeщинных кoллeктoрaх. có thể gặp các đới nứt nẻ cao nhất. Изд. Нaукa. Москва. 1997. 5. Kết luận 2. Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long. Geological and reservoir simulation - Advance Halo Model - Để nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với thân dầu trong Su Tu Vang. 2013. đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng có thể 3. Hoàng Văn Quý và nnk. Sơ đồ công nghệ và xây áp dụng giải pháp hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường dựng hiệu chỉnh mỏ Bạch Hổ. Vietsovpetro. 2008. ảnh hưởng tích cực các yếu tố địa chất như: tối ưu hệ thống giếng khai thác và bơm ép, tối ưu chế độ khai thác, 4. Đặng Ngọc Quý, Hoàng Văn Quý. Thân dầu trong hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn và khoan đan dày ở đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt. Đây là vấn đề tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầu. Tạp chí Dầu được nhóm tác giả tổng hợp và đề xuất, cần tiếp tục được khí. 2014; 2: trang 12 - 16. 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 Summary The geological characteristics of fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields 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 influence 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. DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 23
  5. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 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. 1. Giới thiệu 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 Bể Nam Côn Sơn gồm các dạng đối tượng chứa dầu vỉa 98,7MPa; tại giếng 04-2-HT-1X ở chiều sâu 4.548m và khí rất đa dạng trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trong nhiệt độ trên đáy giếng là 210oC và áp suất vỉa 91MPa [8, cát kết Oligocene trên và Miocene dưới, trong cát kết và 9]. Hình 1 thể hiện sự phân bố nhiệt độ các giếng khoan đối tượng carbonate tuổi Miocene giữa. Ngoài ra, bể Nam mỏ Hải Thạch và áp suất đáy tại khu mỏ Mộc Tinh. 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 Trong điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao, việc sâu [11]. Hiện tượng HPHT được phát hiện trong khu vực thi công giếng khoan tiềm ẩn nhiều rủi ro cho quá trình trầm tích Cenozoic thay đổi từ Tây sang Đông có bề dày khoan và trám xi măng giếng khoan. Trong giếng khoan 5.000 - 14.000m. 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 Đến nay, ở bể Nam Côn Sơn đã có gần 100 giếng cột ống chống ảnh hưởng đến sự liên kết cột ống chống khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác. Tại với vành đá xi măng và khả năng cách ly của đá xi măng. một số giếng khoan, gradient áp suất đạt 1,6MPa/100m (04-3A-1X, 04-3-MC-2X…); thậm chí có giếng khoan Kết quả khoan tại bể Nam Côn Sơn cho thấy việc gradient áp suất đạt 1,9 - 2,04MPa/100m (04-1-ST-1X, sử dụng các phụ gia vữa xi măng chưa phù hợp với môi 04-SDN-1X, 05-2-HT-1X…). Từ chiều sâu 2.500m trở xuống trường trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng xuất hiện khoảng áp suất tăng cao, Áp suất (EMW - ppg) Nhiệt độ (oC) 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 Chiều sâu (m TVDSS) công tác khoan và hoàn thiện giếng. Chiều sâu (m TVDSS) 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, (a) (b) ở chiều sâu 3.740m nhiệt độ trên đáy Hình 1. Biểu đồ phân bố nhiệt độ (a) và áp suất (b) [8] 24 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  6. PETROVIETNAM Bảng 1. Bảng phân cấp HPHT [7] 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) 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 Hình 2. Bảng phân cấp HPHT các mỏ bể Nam Côn Sơn [9] đá xi măng cho phép thiết kế hệ vữa xi măng phù hợp, C3S có vận tốc thủy hóa cao nhất, tạo ra độ bền và góp phần nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công tăng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm. Thành các giếng khoan thăm dò, khai thác dầu khí tại bể Nam phần C2S đóng rắn chậm hơn sẽ kéo dài đóng rắn của đá Côn Sơn. xi măng. C3A quyết định sự ngưng kết ban đầu và tăng 2. Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén của hệ xi măng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm do hoạt tính trám giếng khoan thủy hóa cao hơn. Vai trò của C4AF trong quá trình ngưng kết giống C3A, nhưng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ và 2.1. Phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn chất lượng phụ gia. Các giếng HPHT được quy ước là các giếng có nhiệt Ở nhiệt độ dưới 100oC sản phẩm thủy hóa của xi độ tĩnh trên đáy từ 150oC và áp suất vỉa từ 46MPa trở lên. măng Portland là gel calcium silicate hydrate (C-S-H (II) Halliburton phân chia HPHT thành 3 cấp (Bảng 1). hoặc C2SH2) và calcium hydroxide Ca(OH)2. Vữa xi măng Các dấu hiệu HTHP tại bể Nam Côn Sơn phần lớn tập đạt độ bền trong thời gian tương đối lâu (từ vài ngày đến trung trong địa tầng tuổi Miocene sớm và Miocene giữa, vài năm) cho đến khi đạt được độ bền tới hạn. có thể phân loại thành 2 cấp (Hình 2): Ở nhiệt độ trên 100 - 120oC, gel C-S-H biến đổi thành - Cấp HP/HT: nhiệt độ từ 150 - 175oC và áp suất từ dicalcium silicate hydrate (-C2S (C2SH(A) và xi măng đạt 69 - 103MPa; 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 - Cấp ex-HP/HT: nhiệt độ từ 175 - 200oC và áp suất trúc tinh thể của xi măng và được gọi là sự suy giảm độ trên 103 - 138MPa. bền (strength retrogression). 2.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ cao đến đá xi măng Khi nhiệt độ > 160oC, C-H-S chuyển thành -hydrate 2.2.1. Xi măng trám giếng khoan dầu khí C2SH (C2SH(C)) và khi nhiệt độ < 202oC, C-S-H tạo thành C3S có công thức đầy đủ là Ca6(Si2O7)(OH)6, thay đổi các Xi măng Portland mác G là loại xi măng được sử tính chất lý - hóa và cơ học [3]. dụng chủ yếu để trám các giếng khoan sâu có phối hợp với các phụ gia khác. Thành phần của xi măng Portland Nhiệt độ tăng khiến độ thải nước tăng, sức bền nén gồm: 3CaO•SiO2 (C3S) chiếm 50 - 70%; 2CaO•SiO2 (C2S) của xi măng giảm và độ thấm tăng, ảnh hưởng đến chất chiếm 15 - 30%; 3CaO•Al2O3 (C3A) chiếm 5 - 10%; lượng trám giếng, giảm tuổi thọ, dễ gây ra phức tạp trong 4CaO•Al2O3•Fe2O3 (C4AF) chiếm 5 - 15%; CaSO42H2O quá trình khai thác. (CSH2) chiếm 4 - 6% [1, 4, 5]. DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 25
  7. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 2.2.2. Biện pháp chống suy thoái độ bền của vành đá xi măng, đảm bảo khả năng gia cố và độ kín khoảng không vành xuyến. Trong điều kiện bình thường, Việc bổ sung silica vào xi măng cho phép tạo ra pha xi xi măng có độ bền nén 3,5MPa có thể xem như thỏa mãn măng giàu silica giống như tobermorite và xonolite, tăng cho công tác trám xi măng. Trong các giếng khoan HPHT, độ bền nhiệt, duy trì chất lượng của xi măng và ngăn chặn các ứng suất luôn biến đổi do các tác động cơ học, do áp suy giảm độ bền. Giải pháp này được áp dụng từ năm 1950 suất và nhiệt độ thay đổi theo chế độ khai thác. Sự thay và đến nay đã trở thành tiêu chuẩn công nghiệp [3, 10]. đổi các điều kiện trong giếng khoan làm phát sinh các Silica là phụ gia bền nhiệt được sử dụng trong hệ ứng suất phá vỡ sự ổn định của vành đá xi măng ngoài cột vữa xi măng trám giếng khoan gồm: cát thạch anh, được ống chống. Các ứng suất kiến tạo và sự biến đổi về áp suất nghiền đạt cỡ hạt từ 175 - 200mm; bột silica (silica flour) có hoặc nhiệt độ trong giếng khoan có thể làm rạn nứt vành cỡ hạt 200 - 300 mesh; silica siêu mịn (silica fume) - phụ gia đá và sụt lún. Đường kính cột ống chống bị biến dạng do siêu phân tán từ pha khí khi nung hợp kim silica, có hàm tác động của sự biến đổi nhiệt độ và áp suất có thể phá vỡ lượng cao các silica vô định hình; nanosilica có kích thước sự dính kết của vành đá xi măng với cột ống chống hoặc nhỏ hơn các hạt xi măng trung bình 1.000 lần, thường sử tầng chứa, tạo thành các khe hở vi mô [1, 2, 6]. dụng cỡ hạt loại từ 5 - 50nm và loại từ 5 - 30nm [5]. 2.3.2. Thiết kế hệ vữa xi măng trám giếng khoan Để trám giếng khoan có nhiệt độ cao trên thềm lục địa Việt Nam một số nhà thầu khoan như: Nowsco, Dowell/ Thành phần chủ yếu của hệ vữa xi măng cho giếng Schlumberger, Demitsu/Schlumberger, BJ, Halliburton đã khoan trong điều kiện HPHT bể Nam Côn Sơn gồm: xi sử dụng silica với hàm lượng 35% trong hỗn hợp trám măng nền, chất tăng trọng, phụ gia bền nhiệt, nước trộn giếng. Theo nghiên cứu [4, 5], việc bổ sung 40% oxide silic và các phụ gia chậm đông kết, giảm độ thải nước, các là chưa đủ để bảo đảm đạt độ bền của đá xi măng trong thông số lưu biến, chống thấm, phụ gia gia cường cơ tính các giếng khoan có nhiệt độ trên 500oF hoặc cao hơn. của đá xi măng. Trên cơ sở tổng kết hệ vữa xi măng sử dụng cho các giếng đã khoan tại Lô 05-2 và 05-3 [8], tác Để xác định hàm lượng silica tối ưu đến các tính chất giả đề xuất công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, cơ học của vành đá xi măng giếng khoan trong điều kiện áp phụ gia… cho hệ vữa xi măng trám giếng khoan HPHT bể suất cao, nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn, tác giả đã tiến Nam Côn Sơn (Bảng 2). 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 2.3.3. Thiết bị đo độ bền đá xi măng bằng siêu âm (UCA) sung cho hỗn hợp xi măng trám đem lại hiệu quả cao [8, 9]. Tác giả xác định độ bền của đá xi măng bằng thiết bị SSA-1TM (silica flour) là loại oxide silic kết tinh, một siêu âm - UCA (Hình 3). Nguyên lý hoạt động của UCA dựa loại phụ gia bền nhiệt do Halliburton sản suất. SSA-1TM có trên sự liên kết giữa thời gian tín hiệu siêu âm xuyên qua khối lượng riêng: 2,60 - 2,63g/cm3; cỡ hạt 200 - 300 mesh và độ bền nén của mẫu đá xi măng đo bằng sự phá hủy (35%), 100 - 200 mesh (8%) và > 100 (0,2%), và chọn tỷ lệ dưới tác động của tải trọng cơ học (Hình 4). Trong đó, “độ 35% theo khối lượng của xi măng nền. bền âm học” là mức độ phát triển độ bền của mẫu đá xi 2.3. Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén 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 2.3.1. Độ bền nén hủy mẫu đá xi măng. Hai trị số được xác định trong cùng Trong thi công trám xi măng giếng khoan dầu khí, giá điều kiện, nhưng với phương pháp khác nhau, trị số tuyệt trị độ bền nén là chỉ tiêu duy nhất để đánh giá tính chất đối không nhất thiết giống nhau. Ưu điểm của UCA là có Bảng 2. Đơn pha chế hệ xi măng giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn 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 26 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  8. PETROVIETNAM 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 Hình 3. Thiết bị xác định độ bền đá xi măng bằng siêu âm UCA 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 Áp suất Nhiệt độ Avtoclaz (140 - 180oC). Vữa xi măng - Phụ gia tăng trọng Hi-Dense được sản xuất từ nguyên liệu khoáng hematite, không nhiễm từ, không Đo thời gian tín hiệu siêu ân xuyên qua chứa phóng xạ đáp ứng các yêu cầu chất làm nặng nhờ Nguồn phát Bộ tách sóng độ phân tán cao, bảo đảm độ ổn định (không lắng đọng) xung siêu âm siêu âm của vữa. Trong phụ gia chứa các oxide sắt có thể tạo ra các hydration ferret và alumoferit độ bền cao, ổn định trong Hình 4. Sơ đồ nguyên lý làm việc của UCA 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 Mẫu vữa xi măng Diễn giải Đơn vị A B C D (6P) E(6P) F G H I K 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 Thành phần vữa xi măng 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 Thời gian quánh của vữa o Nhiệt độ thí nghiệm F 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’ DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 27
  9. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 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. Hình 5. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi Trong Biểu đồ sự phát triển độ bền nén của đá và nhiệt độ 237oF (114oC) 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 Hình 6. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000 psi phút; 100psi - 5 giờ 10 phút; 500psi - 5 giờ 59 phút; và nhiệt độ 266oF (130oC) 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 Hình 7. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 75 - 310oF và áp suất và nhiệt độ 275oF 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 Hình 8. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng, dưới áp suất 3.000psi tiếp tục tăng. và nhiệt độ 310oF 28 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  10. PETROVIETNAM 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 Hình 9. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi cầu về chất lượng trám xi măng giếng khoan trong và nhiệt độ 3600F 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 dụng 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 Đặc tính kỹ thuật: Đá xi măng bị biến dạng như vật thể đàn hồi Đo các thông số: Hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích, độ bền nén. - giòn và bị phá hủy khi ứng suất đạt đến giới hạn Nhiệt độ tối đa: 204oC (400oF) đàn hồi. 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. Để bảo đảm độ kín của khoảng không trong vùng tiếp xúc “đá xi măng - cột ống chống” cần phải Hình 10. Thiết bị MPRO - Model 6265 Chandler Engineering 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 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 29
  11. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Khi sử dụng một trong các phương pháp trên đây, Portland G-API để trám các giếng khoan sâu. Tuy nhiên, vành đá xi măng sẽ có tính đàn hồi tốt hơn bằng cách loại xi măng này chưa phù hợp với môi trường trong giảm module Young và nâng cao hệ số Poisson. Trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng nhanh theo điều kiện tải trọng tĩnh và chu kỳ xi măng có module cao thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa đá và cột và hệ số Poisson thấp làm việc tốt hơn. Vì vậy, ngoài việc ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số giếng xác định độ bền cần phải nghiên cứu đặc điểm biến dạng xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co đàn hồi của xi măng trám dưới tác động của các tải trọng ngót, nứt vỡ. Do đó, cần phải bổ sung phụ gia bền nhiệt cơ học. SSA-1TM, phụ gia tăng trọng và các phụ gia khác để điều chỉnh thông số của vữa. 3.2. Thiết bị xác định các tính chất đàn hồi trong điều kiện HPHT Trên cơ sở tổng kết hệ vữa xi măng sử dụng cho các giếng đã khoan tại Lô 05-2 và 05-3 [8], tác giả đề xuất công Thiết bị phân tích các tính chất cơ học Model 6265 thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia… cho hệ (MPRO) liên tục cho phép đo các tính chất cơ học (hệ số vữa xi măng trám giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn. Poisson, module Young, module giãn nở thể tích) và độ Trong đó, việc bổ sung 35% khối lượng phụ gia SSA-1TM bền nén của xi măng trong quá trình đóng rắn trong các vào hỗn hợp xi măng là giá trị tối ưu. Phụ gia SSA-1TM là điều kiện HTHP. Kết quả thí nghiệm đảm bảo tối ưu hóa loại oxide silica kết tinh, có khối lượng riêng 2,60 - 2,63g/ thành phần hóa học của xi măng, nâng cao độ bền của cm3, cỡ hạt 200 - 300 mesh (35%) trong điều kiện nhiệt độ xi măng. cao trên 100oC sẽ xảy ra phản ứng hóa học với xi măng, Ưu điểm của thiết bị MPRO (Hình 10) là một phương giúp duy trì độ bền của đá xi măng, hạn chế độ thấm của pháp thí nghiệm không phá hủy, cho phép quan sát quá đá xi măng. Đồng thời, tác giả xác định ảnh hưởng HPHT trình thay đổi các tính chất cơ học của xi măng trong chế đến độ bền nén, hệ số Poisson và module đàn hồi trên độ thời gian thực; sử dụng để dự báo thời gian đóng rắn thiết bị UCA, thiết bị MPRO, cho phép mô phỏng theo các của xi măng. điều kiện trong giếng khoan và thời gian thực. 3.3. Kết quả thí nghiệm Tài liệu tham khảo Mẫu vữa xi măng được sử dụng trong (Bảng 2). 1. Erik B.Nelson. Well cementing. Schlumberger Dowell. 1990. Điều kiện thí nghiệm: Nhiệt độ 311oF, áp suất 2.117Kps 2. Keelan Adamson, George Birch, Erth Gao, Steve Hình 11 là biểu đồ thể hiện các thông số đo: Đường Hand, Colin Macdonald, David Mack, Anver Quadri. màu hồng - hệ số Poisson; đường màu xanh lá mạ - High-pressure, high-temperature well construction. Oilfield module Young; đường màu xanh da trời - module thể tích; Review. 1998: p. 36 - 49. đường màu đen - độ bền nén. 3. Nediljka Gaurina-Medimurec, Davorin Matanovic, - Module Young đạt đến giá trị 2.117Kpsi trong 10 Gracijan Krkalec. Cement slurries for geothermal wells giờ đầu tiên và giảm dần đạt 1.500Kpsi sau 150 giờ thí cementing. Rudarsko Geolosko Naftni Zbornik. 1994; 6: nghiệm; p. 127 - 134. - Hệ số Poisson dao động trong khoảng 0,30 - 0,25. 4. Mojtaba Labibzadeh, Behzad Zahabizadeh, Amin 4. Kết luận Khajehdezfuly. Early-age compressive strength assessment of oil well class G cement due to borehole pressure and Trong điều kiện HPHT, các tính chất hóa - lý của xi temperature changes. Journal of American Science. 2010; măng biến đổi, làm thay đổi hình thái cấu trúc tinh thể và 6(7): p. 38 - 47. chuyển pha, làm giảm các tính chất công nghệ của vữa và các tính chất cơ học của vành đá xi măng, ảnh hưởng 5. U.T.Bezerra, A.E.Martinelli, D.M.A.Melo, M.A.F.Melo, đến chất lượng trám xi măng giếng khoan. Hiện nay chưa V.G.Oliveira. The strength retrogression of special class có xi măng theo được tiêu chuẩn hóa để trám các giếng Portland oilwell cement. Cerâmica.  2011; 57(342): p. 150 khoan HPHT. - 154. Bể Nam Côn Sơn có điều kiện địa chất phức tạp (thuộc 6. Robert Darbe, Chris Gordon, Rickey Morgan. Slurry nhóm HPHT và ex-HPHT), chủ yếu đang sử dụng xi măng design considerations for mechanically enhanced cement 30 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  12. PETROVIETNAM systems. American Association of Drilling Engineers. Paper 10. Schlumberger Vietnam Cementing End of AADE-08-DF-HO-06. 2008. Well - 2013 (DN-1X, DN-2X). 7. Arash Shadravan, Mahmood Amani. HPHT 101- 11. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Цыцымушкин What petroleum engineers and geoscientists should know П.Ф... Проектирование и разработка термостойкого about high pressure high temperature wells environment. тампонажного материала. Бурение и нефть - Декабрь 2011. Energy Science and Technology. 2012; 4(2): p. 36 - 60. 12. Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín. Bể trầm tích Nam 8. BP Vietnam Final Well Report (HT-1X; 2X; 3X). 2003. Côn Sơn và tài nguyên dầu khí. Địa chất và Tài nguyên Dầu 9. Halliburton Vietnam. Cement Post Well Review khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2008: (MT-2X, MT-1P, MT 6P, MT 3P). 2012. trang 319 - 359. 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 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 effects of HPHT on the mechanical properties of the cement bond will be the important basis to prepare cementing formula with high efficiency 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. DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 31
nguon tai.lieu . vn
Kiến trúc - Xây dựng Tự động hoá Điện - Điện tử Kĩ thuật Viễn thông Cơ khí - Chế tạo máy Năng lượng Hoá dầu Hoá học Sinh học