THÔNG TIN TÓMTẮTVỀNHỮNGKẾTLUẬNMỚI CỦALUẬNÁNTIẾNSĨ Tênđềtàiluậnán:“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” Ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã số: 62.52.06.04 Họ và tên NCS: Trương Hoài NamKhóa đào tạo: 2011-2014 Người hướng dẫn: PGS.TS. Trần Đình Kiên TS. Nguyễn Hữu Chinh Tên cơ sở đào tao: Trường Đại học Mỏ - Địa chất TÓM TẮT NHỮNG KẾT LUẬN MỚI CỦA LUẬN ÁN (về mặt học thuật, lý luận, luận điểm mới về khoa học và thực tiễn) Những đóng góp mới của luận án Đã tổng kết các đặc điểm áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn, thành lập bảng phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao cho bể Nam Côn Sơn, Phân tích và chỉ rõ ảnh hưởng của điều kiện áp suất nhiệt độ cao đến công tác bơm trám xi măng và hiệu quả xây dựng giếng khoan, làm cơ sở cho việc lựa chọn xác định công thức pha chế vữa xi măng, ngoài ra còn chỉ định cho việc lựa chọn các thiết bị lòng giếng, vv… Nghiên cứu các tính chất công nghệ của vữa và các tính chất cơ học đá xi măng (độ bền nén, đặc biệt modun Young, hệ số Poisson) trên các thiết bị UCA và MPRO, cho phép mô phỏng các điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao và theo thời gian thực trong các điều kiện ở giếng khoan bể Nam Côn Sơn. Đưa ra cơ sở lý thuyết để lựa chọn thành phần và thí nghiệm về nâng cao tính chất chịu nhiệt của hệ xi măng cho điều kiện trám các giếng khoan nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn khi sử dụng phụ gia là silica nghiền.  Đề xuất cấu trúc và thành phần đơn pha chế bơm trám và xác định các thông số công nghệ của vữa dựa trên tổng kết kinh nghiệm thi công các giếng khoan, các kết quả thí nghiệm, để trám xi măng cho các giếng khai thác với cấp ống khai thác 5½” trong khoảng nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn và áp dụng vào một số giếng khoan khác, cải thiện được chất lượng trám giếng khoan. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án Các kết quả nghiên cứu dựa trên lý thuyết về sự biến đổi tính chất hóa lý và tái kết tinh của xi măng dưới ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất cao, đề xuất biện pháp chống sự suy thoái độ bền và giảm độ thấm của xi măng.  Đơn pha chế đã được kiểm chứng và có tính thực tiễn cao, góp phần vào việc nâng cao chất lượng bơm trám, bảo đảm độ dâng của vữa theo thiết kế, nâng cao chất lượng gắn kết của đá xi măng giữa ống chống với thành hệ trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn. Những luận điểm khoa học Trong các điều kiện nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn, các yêu cầu có tính quyết định vữa xi măng phải bảo đảm ngăn ngừa sự suy thoái độ bền của đá dưới tác động của nhiệt độ cao và mật độ của vữa phải tương đối cao để điều hòa áp suất dị thường cao.  Tại bể Nam Côn Sơn, nhiệt độ tĩnh trong giếng đạt 149-180 0 C và áp suất vỉa đạt 72,35 MPa, khi sử dụng xi măng portland Holcim mác G làm xi măng nền, nhất thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt silica SSA-1 (silica nghiền) để duy trì thời gian quánh tối ưu, chống suy giảm độ bền, giảm độ thấm, cải thiện modun Young và hệ số Poisson tối ưu.Phụ gia SSA-1 có tác dụng hóa học với xi măng ở nhiệt độ cao, có tính tương tích với các phụ gia chậm ngưng kết, phụ gia giảm ma sát, phụ gia giảm độ thải nước và phụ gia làm nặng.  Trong điều kiện bể Nam Côn Sơn, trong các điều kiện áp suất vỉa dị thường cao đồng thời nhiệt độ cao, yêu cầu áp suất thủy tĩnh của vữa xi măng trám tương đối cao để cân bằng áp suất vỉa. Để đạt mật độ vữa trong khoảng từ2,01g/cm 3 đến 2,22 g/cm 3 , chọn các phụ gia làm nặng Hi-Dense 4 với hàm lượng 40% và phụ gia làm nặng MicroMax với hàm lượng 25% là hợp lý, đồng thời thỏa mãn các chỉ tiêu chất lượng khác như thời gian quánh, các tính chất cơ học của đá xi măng. SUMMARY OF HIGHLIGHTED CONCLUSION OF DISSERTATION Name of thesis: “Study on design cement slurry for oil and gas wells in high pressure and high temperature condition of Nam Con Son basin” Speciality: Petroleum Engineering Code: 62.52.06.04 PhD Student: Truong Hoai Nam Period: 2011-2014 Supervisors: 1. Assoc. Prof. Dr Tran Dinh Kien 2. Dr Nguyen Huu Chinh Hanoi University of Mining and Geology SUMMARY OF NEW CONTRIBUTION OF THE DISSERTATION (Academic, theoretical, new scientific and practical aspects) Innovative aspects - The high pressure and high temperature (HPHT) feature of Nam Con Son basin has been generalized. A table of HPHT classification for the basin is developed. The author also analyses and specifies HPHT effects on cementing and well constructions, providing bases for definition of cement slurry formulas as well as selection of downhole tools. - To study on slurry technological properties and physical properties (compressive strength, Young’s modulus, Poisson’s - ratio) on UCA and MPRO tools has been implemented, which allows simulation of HPHT condition and actual timing as those in Nam Con Son basin. A theoretical basis is made to decide components and experiments on improving cement heat endurance in the condition of Nam Con Son basin while applying silica flour additive. - The thesis suggests structures and components of slurry formulas and confirms slurry physical properties based on lessons learnt from well development and experiment findings, aiming at development well cementing with 5½” production casing in HPHT condition of Nam Con Son basin and applying in other wells to improve cementing quality. Scientific and practical significance of the research - Based on the theory of cement physicochemical changes and recrystallization under HPHT effects, the study results in proposing solutions to prevent cement durability and permeability decreases. (to combat strength retrogression and…) - The formulas have been proved with high practicability, contributing to cementing quality increase, ensuring the top of cement as designed, improving bond quality between casings and well bore in HPHT condition of Nam Con Son basin. The scientific arguments In the condition of HPHT in Nam Con Son basin, decisive requirements are: - Static temperature in Nam Con Son basin reaches 149-180 o C and pore pressure is 72. 35 MPa, using Portland Holcim Gas cement base strictly requires silica flour additive SSA-1 in order to maintain optimal thickening time, prevent retrogression and permeability decrease and improve optimal Poisson’s ratio and Young’s modulus. SSA-1 additive chemically reacts with cement at high temperature and is compatible with retarders, cement friction reducer, fluid-loss additives and weighting agents - In the HPHT condition of Nam Con Son basin, high static pressure of slurry is required to balance pore pressure. To obtain slurry density of 2.01 g/cm 3 - 2.22 g/cm 3 , Hi-Dense 4 of 40% and MicroMax of 25% are proper options, which also satisfies other quality criteria, namely thickening time and bond property.