Chống sự suy giảm độ bền của vành đá xi măng trong các giếng khoan dầu khí có nhiệt độ cao áp suất cao tại Mỏ Hải Thạch

Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Số 55 (2016) 8-18 
Trang 8 
Chống sự suy giảm độ bền của vành đá xi măng trong các giếng 
khoan dầu khí có nhiệt độ cao áp suất cao tại Mỏ Hải Thạch 
Trương Hoài Nam1,*, Trương Biên2, Kumaran Palanivel3, Sharon Son3, Lê Trần 
Minh Trí4, Phạm Tâm4, Hoàng Thanh Tùng5 
1Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Việt Nam 
2Hội CN Khoan Khai thác Việt Nam, Việt Nam 
3Halliburton Vietnam, Việt Nam 
4Biển Đông POC, Việt Nam, Việt Nam 
5PV Drilling Deepwater, Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 25/7/2016 
Chấp nhận 5/8/2016 
Đăng online 30/8/2016 
 Sự suy giảm cường độ của xi măng là một hiện tượng xảy ra khi ở 
nhiệt độ cao, xi măng giảm độ bền sau khi đạt được độ bền cực đại 
trong khoảng thời gian vài tuần. Trong ngành công nghiệp dầu khí 
hiện nay sử dụng phổ biến loại xi măng mác G tiêu chuẩn API để 
trám các giếng khoan. Ở nhiệt độ dưới 110oC xi măng tiếp tục thuỷ 
hoá và đạt độ bền trong khoảng thời gian dài (từ vài ngày đến vài 
năm) cho đến khi xi măng đạt được độ bền tới hạn. Ở nhiệt độ trên 
110oC xi măng biến đổi sự biến đổi hình thái cấu trúc tinh thể và 
chuyển đổi pha của xi măng. 
© 2016 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Xi măng 
Nhiệt độ cao 
Áp suất cao 
Độ bền đá 
Bột silica 
1. Mở đầu 
Trám xi măng các giếng khoan dầu khí là 
một trong những công đoạn có ý nghĩa quyết 
định đến chất lượng thi công giếng. Sau khi 
thả cột ống chống, vữa xi măng được bơm 
qua cột ống chống và dâng lên trong không 
gian vành xuyến các cột ống và thành giếng. 
Vữa xi măng lấp đầy xung quanh cột ống 
chống và dưới tác động của sự chênh áp cao 
hướng về phía đất đá trên thành giếng, nước 
vữa thấm lọc vào vỉa. Khi nước thấm lọc các 
hợp chất hydrat tạo thành cấu trúc dính kết 
lẫn nhau, hình thành vành đá xi măng xung 
quanh cột ống chống và đất đá trên thành 
giếng. Vành đá xi măng có chức năng ngăn 
chặn sự dịch chuyển của các chất lưu giữa các 
vỉa qua khoảng không ngoài cột ống; cách ly 
lâu dài các đối tượng sản phẩm; gia cố thân 
giếng không bị sụt lở; ngăn ngừa sự ăn mòn 
của nước vỉa lên cột ống chống và nâng cao 
khả năng chịu tải của cột ống chống (Hình 1). 
2. Khái niệm về áp suất cao nhiệt độ cao 
trong các giếng khoan 
Chiều sâu của các giếng khoan dầu và khí 
tăng lên thì nhiệt độ đáy giếng cũng tăng lên. 
*Tác giả liên hệ. 
 E-mail: namth@pvn.vn 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 9 
Hình 1. Sơ đồ trám xi măng giếng khoan 
 dầu khí 
Trong quá trình khoan các giếng khai 
thác dầu khí, ở Uzbekistan tại độ sâu 5.500m 
đã ghi được nhiệt độ ở đáy là 224oC. Tại miền 
Tây - Nam Texas - Hoa Kỳ đã khoan giếng có 
nhiệt độ 237,7oC. Tại Trung Quốc, năm 1998 
đã khai thác các vỉa hydrocacbon có nhiệt độ 
tới 260oC. 
Áp suất vỉa là một trong những thông số 
địa chất quan trọng nhất, tạo ra trong lỗ rỗng 
đá vỉa do nước, dầu hoặc khí. Cứ mỗi 10m 
chiều sâu trong các vùng chứa dầu khí tăng 
lên trung bình là 0,1 MPa, có nghĩa là tương 
ứng với áp suất thủy tĩnh của cột nước. 
Nhưng có nhiều vùng mỏ áp suất vỉa lớn hơn 
áp suất thủy tĩnh đến 1,3-1,6 lần và có khi đạt 
đến trị số của áp suất mỏ, gọi là áp suất vỉa dị 
thường cao. 
Nhiệt độ cao áp suất cao là tình trạng 
giếng khoan tồn tại đồng thới áp suất cao và 
nhiệt độ cao. Tại một số nước như Angola, 
Hoa Kỳ, Yemen, Biển Bắc, trong những 
giếng khoan nhiệt độ lên đến 177oC, đồng 
thời với độ chênh áp suất vỉa lớn. Đặc biệt, 
một số giếng khoan ở Biển Bắc Yemen và Hoa 
Kỳ nhiệt độ đáy trên 204oC và áp suất vỉa cao, 
yêu cầu phải sử dụng dung dịch khoan có 
khối lượng riêng đến 2,22 g/cm3. 
Các mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh thuộc bể 
Nam Côn Sơn được phát hiện vào giữa những 
năm 1990 là những mỏ có nhiệt độ cao áp 
suất cao đầu tiên ở Việt Nam. Mỏ Hải Thạch 
có áp suất khoảng 76MPa (11.000psi) và 
nhiệt độ 177oC (350oF). Tại chiều sâu 4.200m 
phải sử dụng dung dịch khoan có khối lượng 
riêng cao đạt 18 ppg để khoan tới đối tượng. 
Mỏ Mộc Tinh ở độ sâu khoảng 3.000m áp 
suất vỉa đạt 56 MPa (8.000psi) và nhiệt độ 
135oC (275oF), và khối lượng riêng dung dịch 
khoan có khối lượng riêng đạt 2.03 g/cm3 (17 
ppg). 
Trong ngành công nghiệp dầu khí, các 
điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao được phân 
theo 3 cấp (Hình 2), căn cứ trên giới hạn công 
nghệ hiện tại (Arash Shadravan, Mahmod 
Aman HPHT 101, 2012; Herianto và 
Muhammad Taufiq Fathaddin, 2005). 
Trong đó: 
Cấp 1 (các giếng HPHT) - bắt đầu từ 
150oC (300oF) hoặc áp suất trên đáy 69 MPa 
(10.000 psi). 
Cấp 2 (các giếng HPHT rất cao -Ultra 
HPHT), ở đó nhiệt độ trên 205oC (400oF), và 
áp suất trên 138 MPa (20.000 psi). 
Cấp 3 (các giếng HPHT-hc - cực trị) - 
nhiệt độ trên 260oC (500oF) hoặc áp suất 
trên 241 MPa (35.000 psi). 
Hình 2. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao 
(theo Schlumberger) 
3. Nguyên nhân suy giảm độ bền của đá xi 
măng trong điều kiện nhiệt độ cao, áp 
suất cao 
 Hiện nay công tác trám xi măng các 
giếng khoan sâu dầu khí chủ yếu sử dụng xi 
măng porland mác G tiêu chuẩn API, có các 
thành phần chính 50% Tricalcium silicat 
(C3S), 30% Dicalcium silicat (C2S), 5% 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 10 
Tricalcium Aluminat (C3A) và 12% 
Tetracalcium Aluminferrit (C4AF) . 
Khi nhiệt độ dưới 1100C, sản phẩm thủy 
hóa của xi măng là calcium silicat hydrat ký 
hiệu C-S-H(II) hoặc (C2SH2) và vôi Ca(OH)2. 
C-S-H(II) thuộc loại silicat hydrat đồng 
dạng tobermorit, cấu trúc tinh thể của chúng 
giống như khoáng vật tobermorit tự nhiên có 
thành phần 5CaO.6SiO2·5H2O. 
Các hạt C-S-H(II) có dạng hình phiến 
mỏng hoặc dạng lá, dày hai ba lớp. Những 
phiến này trong phương ngang có thể xoắn 
lại thành sợi. Silicat hydrat có tỉ bề mặt lớn 
đạt đến (13-14).103 m2/kg. Ở nhiệt độ dưới 
90-110oC, C-S-H(II) có hàm lượng calci oxit 
cao hơn. Ở nhiệt độ 80oC tỉ số CaO/SiO2 đạt 
đến trị số giới hạn bằng 2. 
Khi nhiệt độ trong khoảng 1100C và 
1200C, quá trình tái kết tinh calcium silicat 
hydrat đóng vai trò quyết định. C-S-H(II) sẽ 
bắt đầu tái kết tinh thành hệ -diacalcium 
silicat ( -C2S) hoặc C2SH(A) có thành phần 
Ca2(HSiO4)OH, chúng có cấu trúc tinh thể, tỉ 
khối cao, tính thấm cao và độ bền nén thấp. 
Nguyên nhân làm cho độ bền giảm và 
tính thấm cao là do những đặc điểm trong 
quá trình hình thành và biến đổi của pha α-
C2SH như sau: 
 + -C2SH được hình thành từ các khoáng 
trung gian (C-S-H(I), C-S-H(II) và gel C-S-H) 
theo cơ chế tái kết tinh, hình thành pha 
khoáng mới. 
+ - C2SH có khả năng nổi trội về kết tinh 
thứ cấp (kích thước lớn lên nhưng số lượng 
tinh thể giảm) làm suy giảm mạnh liên kết 
giữa các tinh thể và tăng nhanh độ thấm. 
 + Quá trình kết tinh -C2SH gắn liền với 
sự co rút cục bộ trong cấu trúc vật liệu (tạo 
thêm độ rỗng). 
 + -C2SH kém về khả năng tạo các liên 
kết cầu nối (tính kết dính yếu). 
 + -C2SH là loại khoáng xuất hiện nhanh 
nhưng lại tồn tại lâu trong một khoảng nhiệt 
độ tương đối rộng (1001800C), nên vừa có 
ảnh hưởng trong thời gian ngưng kết, vừa có 
ảnh hưởng lâu dài. 
Ở nhiệt độ lớn hơn 160oC có thể tạo 
thành hydrosilicat C3SH2 có công thức đầy đủ 
là Ca3(Si2O7(OH)6. Ở nhiệt độ khoảng 2020C 
nó chuyển thành C2HS(C) -  hydrat C2S, là 
hỗn hợp các silicat hydrat calcium-
chrondodit Ca(SiO4)2(OH)2 và kilchoanit 
Ca3(SiO7) . 
Khi tăng nhiệt độ lên, sản phẩm mới xảy 
ra ở nhiệt độ 1500C từ tobermorit thành 
xonotlit (Ca6Si6O17(OH)2 và hoặc gyrolit 
(Ca8(Si4O10)3(OH)46H2O), là những pha có 
độ thấm và sức kháng nén tương tự như 
tobermorit. Tăng nhiệt độ lên đến 2500C, 
gyrolit biến đổi thành truscottit 
(Ca7(Si4O10)(Si8O19(OH)4H2O, nó có độ thấm 
cao và sức kháng nén thấp so với tobermorit. 
Tóm lại, nguyên nhân cơ bản làm suy 
giảm độ bền độ là do sự biến đổi hình thái 
cấu trúc tinh thể và chuyển đổi pha của xi 
măng. 
4. Biện pháp chống suy giảm độ bền và 
tăng tính chịu nhiệt của xi măng 
4.1. Đặc tính chịu nhiệt 
Xi măng portland mác G tiêu chuẩn API, 
có tỉ lệ: số mol CaO, số mol SiO2 nằm trong 
khoảng 2,5÷3. Các nghiên cứu cơ bản cho 
thấy sự hình thành và biến đổi cấu trúc của 
α-C2SH là nguyên nhân chính gây ảnh hưởng 
xấu tới độ bền và độ thấm của đá xi măng (Tạ 
Đình Vinh, Nguyễn Văn Ngọ, Phạm Anh Tuấn, 
2000); Белей И.И., Щербич Н.Е., Цыпкин 
Е.Б., Вялов В. В.,2007). 
Để ổn định độ bền của đá xi măng, có thể 
thực hiện một hoặc đồng thời một vài giải 
pháp sau: 
a) Tạo môi trường mà ở đó -C2SH không 
có khả năng tồn tại để hạn chế tác hại của nó; 
b) Ổn định những pha khoáng có tính tạo 
cấu trúc tốt đã được tạo ra ở nhiệt độ thấp 
hơn trong đá xi măng; 
c) Chủ động tạo ra những pha khoáng mới 
vừa có khả năng tồn tại ổn định trong môi 
trường nhiệt độ, vừa có tính tạo cấu trúc tốt. 
Xi măng giếng khoan bền nhiệt trên cơ sở 
xi măng và cát nghiền (Silica Flour) là loại 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 11 
được chế tạo theo tiêu chí: (1) chủ động tạo 
ra những pha khoáng mới vừa có khả năng 
tồn tại ổn định trong môi trường nhiệt độ, 
vừa có tính tạo cấu trúc tốt và (2) ổn định 
pha khoáng được tạo ra dựa vào giản đồ pha 
về sự tồn tại của các calci silicat hydrat ở 
những điều kiện nhiệt độ khác nhau để thiết 
kế thành phần của xi măng bền nhiệt. Dựa 
vào đặc điểm mỗi pha khoáng chỉ hình thành 
và tồn tại ở một khoảng nhiệt độ nhất định, ở 
điều kiện nhiệt độ chưa quá cao, cố gắng ổn 
định các pha C-S-H(I), C-S-H(II), Gel C-S-H; 
còn ở các nhiệt độ cao hơn, cố gắng để tạo 
được các pha khoáng mới khác là Tobermorit 
hoặc Xonotlit (Hình 3) 
Thành phần hóa học xi măng cho phép ổn 
định khoáng C-S-H(I), C-S-H(II), Gel C-S-H và 
nhận được với hàm lượng cực đại khoáng 
Tobermorit, Xonotlit cho các khoảng nhiệt độ 
khác nhau được ứng dụng rộng rãi trong 
thực tế (Erik B. Nelson, Dominique Guillot, 
2006) là: 
90 ÷ 120 0C : (CaO / SiO2) < 0,8 
120 ÷ 180 0C : (CaO / SiO2) < 0,83 
> 180 0C : (CaO / SiO2) < 1 
Tỉ số CaO/SiO2 = 0,91 đảm bảo yêu cầu 
CaO/SiO2 < 1 đối với xi măng bền nhiệt trong 
khoảng nhiệt độ lớn hơn 1800C; đảm bảo bền 
nhiệt và ổn định khoáng Tobermorit cho 
khoảng nhiệt độ 120÷1800C. 
Hình 3. Sơ đồ tạo pha khoáng mới của xi măng 
trám 
Bổ sung lượng Silica 35-40% theo khối 
lượng, sẽ làm tốc độ phản ứng CaO giảm 
trong vữa, lượng CaO nhỏ hơn lượng SiO2, do 
đó tỉ số thành phần CaO/SiO2 đạt 1,0, điều 
đó sẽ hạn chế sự biến đổi pha và duy trì cấu 
trúc vi mô, duy trì ổn định tính chất cơ học 
của xi măng. 
Các silica thô tác dụng với C-S-H tạo ra 
Tobermorit, còn hạt mịn cùng với C-S-H trực 
tiếp tạo thành Gyrolit và Truscolit không qua 
pha Tobermorit (Shadizadeh S.R., Kholghi, 
M., Salehi Kassael, 2010; Агзамов Ф.А., 
Каримов И.Н., Цыцымушкин П.Ф, 2011) sẽ 
hạn chế sự giảm biến đổi pha và duy trì cấu 
trúc vi mô không bị biến động, nhờ đó về mặt 
cơ học luôn luôn ổn định. Vì thế, silica cho 
vào xi măng luôn cần cỡ hạt mịn để đạt đến 
trạng thái của Gyrolit và Truscolit. 
Bổ sung Silica vào xi măng cho phép hình 
thành pha xi măng giàu silica như là 
Tobermorit và Xonotlit, đây là biện pháp 
được phát hiện hơn 50 năm trước đây và 
hiện nay đã trở thành tiêu chuẩn công nghiệp 
(Tạ Đình Vinh, Nguyễn Văn Ngọ, Phạm Anh 
Tuấn, 2000; Erik B. Nelson, Dominique 
Guillot, 2006; Kris Ravi, BR. Reddy, Dennis 
Gray, Phil Pattillo, 2006) 
4.2. Các loại phụ gia Silica 
Hiện nay, để nâng cao chất lượng xi măng 
trám giếng khoan trong điều kiện nhiệt độ 
cao thưởng bổ sung vào xi măng các phụ gia 
chứa oxit silic như sau: 
- Cát thạch anh có độ sạch cao, cỡ hạt tối 
ưu từ 425m (3,3%), 150m (85%), 75m 
(10%). 
- Cát nghiền (Silica flour) có khối lượng 
riêng: 2,60÷2,63 g/cm3; các cỡ hạt 150m 
(3%), 75m (10%), 45m (88%). 
- Silica bột (Silica Fume) (Rabia H., 1989) 
là một phụ gia siêu phân tán, đặc trưng bởi 
hàm lượng cao các silica vô định hình với tỉ 
bề mặt cao, cho phép vật liệu đạt độ bền cao 
(55-80MPa) và siêu cao (trên 80MPa). Silica 
bột có chức năng tác dụng như một chất 
pouzzlan, phản ứng giữa dioxit hàm lượng 
cao (SiO2 > 85%) với Ca(OH)2. Silica bột có 
kích thước hạt nhỏ hơn xi măng 100-150 lần, 
có tính kết dính cao cho phép lấp đầy các lỗ 
rỗng vi mô giữa các hạt xi măng, làm giảm 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 12 
mạnh khả năng thấm nước và tăng mạnh liên 
kết giữa cốt liệu với xi măng. 
- Nanosilica là một trong những phụ gia 
phổ biến nhất trong hỗn hợp xi măng. 
Nanosilica là vật liệu pozzlan rất có hiệu quả, 
chúng gồm những hạt dạng thuỷ tinh có kích 
thước rất bé khoảng 1000 lần bé hơn các hạt 
xi măng trung bình. Đó là một phụ gia rất tốt 
cho xi măng để nâng cao độ bền, tuổi thọ và 
giảm độ thấm. Các hạt nanosilica thường sử 
dụng trong loại cỡ hạt một từ 5 đến 50 nm và 
loại thứ hai từ 5 đến 30 nm. 
Trong vữa xi măng các hạt nano được 
phân bố rất đều đặn. Các hạt rất bé phân bố 
trong các lỗ rỗng có kích thước vi mô làm 
giảm độ rỗng và giảm độ thấm. Tuy vậy, tăng 
lượng nanosilica sẽ làm giảm khối lượng 
riêng của vữa, và độ thấm lại tăng lên. 
Tại Hình 4 là Hệ xi măng nặng bền nhie t 
sư du ng cho đie u kie n bẻ Nam Co n Sơn sau 
khi trộn và bổ sung các chất phụ gia: Xi măng 
Holcim + phụ gia silica SSA-1 + các chất làm 
nặng Hi-Dense 4 + MicroMax. 
 
Hình 4. Hệ xi măng nặng bền nhiệt cho điều kiện bể Nam Côn Sơn: a. Xi măng Holcim mác G-
API; b. Hệ XM nặng-bền nhiệt: XM(100%) + SSA-1(35%) + HiDense(40%) + MicroMax(25%) 
Hình 5. Độ bền nén phụ thuộc vào cỡ hạt 
silica ở nhiệt độ khác nhau 
Hình 6. Độ thấm phụ thuộc vào cỡ hạt silica 
ở nhiệt độ khác nhau 
a b 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 13 
Hình 7. Độ bền của đá xi măng phụ thuộc vào hàm lượng SSA-1 
4.3. Ảnh hưởng của silica đến độ bền nén 
và độ thấm của xi măng 
Eiler và Nelson (Hoàng Quốc Khánh, 
2000; Chisavand Saifon Daung Kaen, Bijaya 
K. et al., 2012) đã nghiên cứu ảnh hưởng của 
thành phần hạt silica trong hỗn hợp xi măng 
G đến độ bền nén ở các mức độ nhiệt độ khác 
nhau và độ thấm của đá xi măng. 
Tại Hình 5, độ bền nén phụ thuộc vào cỡ 
hạt và nhiệt độ: 135oC, 232oC và 325oC. Tại 
Hình 6. Độ thấm phụ thuộc vào cỡ hạt và 
nhiệt độ: 135oC, 232oC và 325oC. 
Herianto (Gaurina-Mendimurec Nidiljka, 
Matanovic Davvorin, 1994) đã nghiên cứu 
ảnh hưởng hàm lượng silica SS1-A đến độ 
bền nén trong điều kiện nhiệt độ 1500C, áp 
suất 13,78MPa trình bày minh họa tại Hình 7. 
Kết quả thí nghiệm trên cho thấy rằng, 
với 0% và 10% SSA-1 độ bền nén của xi 
măng có giá trị thấp nhất và thay đổi không 
nhiều. Đá xi măng với 20% SSA-1 độ bền của 
đá xi măng có tăng lên, nhưng sau 7 ngày độ 
bền giảm. Trong các hỗn hợp xi măng với 
30% SSA-1 và 40% SSA-1 cho thấy độ bền 
nén tăng dần trong 3 ngày đầu. Sau đó, độ 
bền nén của hỗn hợp xi măng có 30% SSA-1 
giảm, trong khi đó độ bền nén của hỗn hợp 
40% SSA-1 tăng lên theo thời gian; với tỉ lệ 
silica trong khoảng 35% - 40% độ bền nén 
đạt trị số cao nhất. 
Các kết quả nghiên cứu độ bền nén trên 
đây chỉ giới hạn ở nhiệt độ 1500C và áp suất 
13,78MPa và thời gian bảo dưỡng 7 ngày cho 
nên kết quả chưa phản ánh được điều kiện 
thực tế trong các giếng khoan. 
5. Phương pháp xác định độ bền của đá xi 
măng 
5.1. Tiêu chuẩn API/ ISO 
Xác định độ bền nén theo API RP 10B-
2/ISO 10426-2, với mẫu thí nghiệm hình khối 
(2” 2” 2”) bảo dưỡng trong nhiệt độ và áp 
suất quy định trong thời gian nhất định. 
Thiết bị phân tích siêu âm (Ultra Cement 
Analyzer - UCA), xác định độ bền nén theo 
phương pháp siêu âm là phương pháp đo độ 
bền nén bằng khoảng thời gian tín hiệu siêu 
âm xuyên qua mẫu xi măng và so sánh với độ 
bền nén đo bằng bằng phương pháp phá hủy 
trên mẫu dưới tác động của tải trọng cơ học 
trong các điều kiện tương tự. Ở đây, cần phân 
biệt rất rõ khái niệm “độ bền âm học”, xác 
định bởi mức độ phát triển độ bền của mẫu xi 
măng và đo vận tốc âm xuyên qua mẫu; còn 
“độ bền nén” được đo bằng lực cần thiết để 
phá hủy mẫu đá xi măng. Vì vậy, hai trị số 
này, xác định trong các điều kiện giống nhau, 
nhưng với phương pháp khác nhau, không 
nhất thiết trị số tuyệt đối phải giống nhau. 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 14 
 Tại Hình 8 và Hình 9, thiết bị và nguyên 
lý xác định độ bền nén bằng phương pháp 
siêu âm (UCA). 
5.2. Độ bền nén cho xi măng trám giếng 
khoan mỏ Hải Thạch 
Đồ thị thí nghiệm với mẫu vữa xi măng 
được sử dụng để trám cột ống chống khai 
thác trong giếng khoan ở mỏ Hải Thạch có áp 
suất cao nhiệt độ cao với thành phần đơn pha 
chế như sau (Bảng 1): 
Trong Bảng 2 tổng hợp kết quả nghiên 
cứu ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất cao 
đến độ bền nén của vữa xi măng có khối 
lượng riêng 2,04 - 2,22 g/cm3. 
Trên các Hình 10 đến Hình 12 là đồ thị đo 
sự phát triển độ bền nén của vữa xi măng. 
Đường màu xanh - nhiệt độ; đường màu đỏ - 
thời gian suy giảm sóng siêu âm; đường màu 
xanh lục - độ bền nén. Từ các số liệu trong 
Bảng 2 và được minh họa trên các Hình 10, 
Hình 11 và Hình 12 cho thấy độ bền nén của 
đá xi măng với khối lượng riêng khác nhau 
đều tăng dần và đạt các giá tri cực đại dưới 
tác động của áp suất cao và gia tăng của nhiệt 
độ. Thực tế cho thấy hơn 90% độ bền nén 
của xi măng trong giếng khoan thường phát 
triển trong 48 giờ sau thời gian khuấy trộn, 
cho nên có thể xác định độ bền nén trong 
khoảng 48 giờ. Đó cũng là thời gian tối thiểu 
trước khi đo địa vật lý giếng khoan. 
Trám xi măng giếng khoan dầu khí 
thường sử dụng độ bền nén như là chỉ tiêu 
duy nhất để đánh giá tính chất của vành đá xi 
măng. Độ bền của đá xi măng được xác định 
bởi độ bền kéo và độ bền nén của xi măng 
ngưng kết. Độ bến nén là thông số được sử 
dụng rộng rãi nhất để đánh giá định lượng độ 
bền xi măng. Độ bền của xi măng có ý nghĩa 
rất lớn đảm bảo khả năng gia cố và độ kín 
khoảng không vành xuyến. Xi măng có độ bền 
nén 3,5 MPa coi như là thỏa mãn cho việc thi 
công theo tiêu chuẩn API. Độ bền nén phụ 
thuộc vào lượng nước và thời gian bão hòa. 
Độ bền của đã xi măng cũng chịu ảnh hưởng 
của nhiệt độ và áp suất. 
Hình 8. Thiết bị xác định độ bền nén 
Hình 9. Sơ đồ nguyên lý làm việc UCA 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 15 
Bảng 1. Đơn pha chế vữa xi măng trám giếng khoan nhiệt độ và áp suất cao. 
TT Thành phần Hàm lượng Tỷ trọng (SG) Công dụng 
1 Xi măng mác G 100% KLXM 3,15 Xi măng nền 
2 Silica SSA-1 35% KLXM 2,63 Phụ gia bền nhiệt 
3 Hi-Dense 4 40% KLXM 5,02 Chất làm nặng 
4 MicroMax 25% KLXM 4,8 Chất làm nặng 
5 WellLife 987 7% KLXM 2,1 Phụ gia tăng độ bền 
6 Microbond-HT 3% KLXM 4,8 Phụ gia giãn nở 
7 Halad-413 0,5 gps 1,11 Phụ gia giảm độ thải nước 
8 CSR-25 0,25 gps 1.16 Chậm ngưng kết 
9 Nước kỹ thuật 6,5 gps 1,0 Nước trộn 
Bảng 2. Bảng tổng hợp độ bền nén của vữa xi măng. 
Mẫu 
Khối 
lượng 
riêng 
vữa, 
g/cm3 
Điều kiện 
thí nghiệm 
Thời gian đạt đến các giá trị độ 
bền nén (giờ. phút) 
Độ bền nén đạt được 
theo thời gian (MPa) 
Nhiệt 
độ, 0C 
Áp 
suất, 
MPa 
0,345 
MPa 
0,689 
MPa 
3,45 
MPa 
6,89 
MPa 
12 
giờ 
24 
giờ 
48 
giờ 
E 2,22 180 20,67 14.03 14.16 15.21 16.04 - 23,39 - 
F 2,22 180 20.67 12.42 12.56 13.56 14.34 - 37,28 - 
G 2,22 193 103,40 17.41 17.56 19.40 19.57 - 16,45 
Hình 10. Độ bền nén của đá xi măng mẫu E. 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 16 
Hình 11. Độ bền nén của đá xi măng mẫu F. 
Hình 12. Độ bền nén của đá xi măng mẫu G. 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 17 
6. Kết luận 
 Xi măng portland mác G - tiêu chuẩn API, 
là loại xi măng được sử dụng phổ biến để 
trám các giếng khoan dầu khí. Dưới tác dụng 
của nhiệt độ cao áp suất cao các tính chất lý-
hóa của xi măng thay đổi rất mạnh do sự biến 
đổi hình thái cấu trúc tinh thể và sự chuyển 
pha của vữa xi măng. 
Bổ sung thành phần silica (SSA-1) với tỉ 
lệ 35% khối lượng xi măng là một giải pháp 
hữu hiệu để duy trì và cải thiện các tính chất 
công nghệ của xi măng, ngăn chặn sự suy 
giảm độ bền và hạn chế sự gia tăng độ thấm 
của đá xi măng ở nhiệt độ trên đáy giếng 
khoan (120-280oC). 
Lựa chọn các vật liệu dính kết, các phụ 
gia, thiết kế đơn pha chế vữa trám giếng, thí 
nghiệm các tính chất của vữa và đá xi măng 
theo tiêu chuẩn API và trên thiết bị đo hiện 
đại mô phỏng theo điều kiện nhiệt độ cao áp 
suất cao trong giếng khoan và thời gian thực, 
bảo đảm độ tin cậy của đơn pha chế vữa xi 
măng. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
Shadravan, A., and Aman, M. (2012). What 
Petroleum Engineers and Geoscientists 
Should Know HPHT Wells Environment. 
Energy Science and Technology, 4(2):36-
54. 
Агзамов, Ф. А., Каримов, И. Н., 
Цыцымушкин, П. Ф. (2011). 
Проектирование и разработка 
термостойкого 
тампонажногоматериала. Бурение и 
нефть – Декабрь. 
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, 6. 
Avant, C., Daungkaew, S., Behera, B. K., and 
Tevis, C. (2012). Testing the Limits in 
Extreme Well Conditions. Oilfield Review, 
24(3):4-19. 
Nelson, B. E., and Guillot, D. (2006). Well 
Cementing, 2nd Edition. Schlumberger 
Dowell. 
Nidiljka, G. M., and Davvorin, M. (1994). 
Cement Slurries for Geothermal Well 
Cementing. Geology and Petroleum 
Engineering, 6:127-134. 
DeBruijn, G., and Greenaway, R. (2008). High-
pressure, High-temperature Technologies. 
Oilfield Review, 20(3):46-60. 
Herianto, and Fathaddin, M. T. (2005). Effects 
of Additives and Conditioning Time on 
Compressive and Shear Bond Strengths of 
Geothermal Well Cement. Proceedings 
World Geothermal Congress, Antalya, 
Turkey, pp. 24-29. 
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. Trường Đại học Mỏ - Địa chất. 
Ravi, K., Reddy, B. R., Gray, D., and Pattillo, P. 
(2006). Procedures to Optimize Cement 
Systems for Specific Well Conditions. 
AADE 2006 Fluids Conference. AADE-06-
DF-HO-35, Houston, Texas. 
North, J., Brangetto, M. P., and Gray, E. 
(2000). Central Graben Extreme Offshore 
High-Pressure/ High-temperature 
Cementing Case Study. Paper SPE-59169-
MS, IADC/SPE Drilling Conference, New 
Orleans, Louisiana, pp. 23-25. 
Rabia, H. (1989). Oilwell Drilling Engineering 
- Principles and Practice. Springer, Russia. 
Shadizadeh, S. R., Kholghi, M., and Kassael, K. 
(2010). Early-age compressive strength 
assessment of oil well class G cement due 
to borehole pressure and temperature 
changes. Journal of American Science, 
6(7):38-47. 
Tạ Đình Vinh, Nguyễn Văn Ngọ, Phạm Anh 
Tuấn (2000). Bản chất và thành phần của 
Trương Hoài Nam và nnk /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 55 (8-18) 
Trang 18 
xi măng bền nhiệt. Tuyển tập Hội nghị 
khoa học công nghệ 2000 “Ngành Dầu khí 
Việt Nam trước thềm thế kỷ 21” Hà Nội, 
NXB Thanh Niên, Tr.128-138. 
ABSTRACT 
Antidegradation of cement bond durability in oil and gas production 
well with high pressure and temperature at Hai Thach field 
Nam Hoai Truong1, Bien Truong 2, Palanivel Kumaran3, Son Sharon 3, Tri Minh 
Tran Le4, Tam Pham4, Tung Thanh Hoang5 
1Vietnam Oil and Gas Group, Vietnam 
2Vietnam Association of Drilling and Production Technology, Vietnam 
3Haliburton Vietnam, Vietnam 
4Bien Dong POC, Vietnam 
5PV Drilling Deepwater, Vietnam 
Degradation in the strength of the cement is a phenomenon that occurs at a high 
temperature. The durability of cement is reduced after achieving maximum reliability over a 
period of several weeks. In oil and gas industry, the type of cement of G class and API standard 
is commonly used to fill the wells. At temperatures below 110oC, cement continues hydrating 
in order to achieve reliability in a long time, which is from several days to several years until 
cement is reached critical reliability. At temperatures above 110oC, crystal structures and 
phase shift of cement are transformed into other forms.