LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01

© 2002 Weatherford. All rights reserved.
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ
BỘ MÔN KHOAN & KHAI THÁC DẦU KHÍ
CBHD: TS. VŨ VĂN ÁI
KS.TẠ QUỐC BẢO
SVTH: NGUYỄN HỮU HẠNH
MSSV: 30600640
ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT
VỚI ÁP SUẤT ĐÁY GIẾNG ỔN ĐỊNH CHO GIẾNG KHOAN X
THUỘC CẤU TẠO TRIỂN VỌNG TÊ GIÁC ĐEN.
01/2011

NỘI DUNG
1. ĐẶT VẤN ĐỀ
2. ĐÁNH GIÁ & LỰA CHỌN ỨNG DỤNG CBHP
3. THỰC THI DỰ ÁN & KẾT QUẢ
4. KẾT LUẬN & KIẾN NGHỊ

1. ĐẶT VẤN ĐỀ
• Bài toán: công tác khoan giếng khoan X khó thi
công/ không thể thi công, NPT cao, chi phí
khoan cao.
• Phương pháp giải quyết vấn đề: ứng dụng giải
pháp công nghệ khoan phù hợp nhất?
• Luận điểm bảo vệ: Lựa chọn giải pháp công
nghệ khoan kiểm soát áp suất CBHP cho giếng
khoan X thuộc cấu tạo Tê Giác Đen.

Đỉnh cấu tạo Tập
Chiều sâu thực
(m) tính từ đáy
biển
Chiều sâu thực
(m) tính từ bàn
Roto
Ghi chú
Biển Đông A 45 77.6 80
Đồng Nai BIII 784 819 sai số +/- 5m
Côn Sơn BII 1193 1228 sai số +/- 5m
Bạch Hổ trên BI.2 2080 2115 sai số +/- 5m
Bạch Hổ dưới
BI.1
2271 2306 sai số +/- 5m
Bạch Hổ dưới 5.1 2696 2731 sai số +/- 5m
Bạch Hổ dưới 5.2 2885 2920 sai số +/- 10m
Trà Tân trên C 3323 3358 sai số +/- 5m
Trà Tân giữa D 3675 3710 sai số +/- 10m
Trà Tân dưới
E 4397 4432 sai số +/- 30m
Lớp cát E 4420 4455 sai số +/- 30m
Đỉnh Volcanics 4700 4735 sai số +/- 20m
Chiều sâu thiết kế 4701 4736
1m vào trong
lớp Volcanics

GIẾNG KHOAN X CÓ THỂ GẶP KHÓ KHĂN GÌ?
• tăng tỷ trọng dung dịch (12.5-
13ppg) để ổn định thành
giếng khoan=> mất dung dịch
=> giảm lưu lượng bơm => kẹt
cần => tăng NPT, tăng cao chi
phí xử lý (dung dịch, phụ gia).
Thành hệ LBH 5.2
(tập BI.1)
Trà Tân trên (tập C)
Trà Tân giữa (tập D)
• áp suất cao => tăng tỷ trọng
dung dịch liên tục (15.5-
17ppg)=> nhiễm bẩn vỉa sản
phẩm => thử vỉa khó khăn=>
đánh giá sai, tăng cao chi phí.
Vỉa sản phẩm (tập E)
1
2
Nguồn: 16-1-
TGD-1X-ST1

MPD giảm thiểu Non-Productive Time
MPD giảm thiểu
42% NPT: 9%
kick , 3% dòng
nước nông, 13%
mất dung dịch,
3% sét trương nở,
11% kẹt cần, 3%
xoắn cần.
Kick
9%
0%
3%
13%
9%
1%3%
11%
3%
5%
3%
13%
5%
21%
1%
Thời tiết
Điều chế
hóa chất
Khác
Sự cố giàn
khoan
Dòng khí
Dòng nước
nông
Mất
tuần hoàn
Nút ximăng
Sự cố
ống chống,
đầu giếng
Twist off
Hoàn thiện
định hướng
Sét
trương nở
Mất ổn định thành
giếng
Kẹt cần
MPD
MPD
MPDMPD
MPD
MPD

Áp suất van điều áp CP gia tăng EMW
(Nước biển MW = 8.6 ppg)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00
DEPTH(m)
EMW (ppg)
CP=500 psi
CP= 800 psi
CP=1250 psi
CP=2000 psi

2. ĐÁNH GIÁ & LỰA CHỌN
ỨNG DỤNG CBHP
• Khoan điều khiển dòng hồi dung dịch
(Returns Flow Control Drilling).
• Khoan hai tỷ trọng (Dual Gradient).
• Khoan mũ dung dịch được tạo áp
(Pressurized Mud Cap Drilling).
• Khoan với áp suất đáy giếng ổn định (Constant
BottomHole Pressure).

4 dạng ứng dụng chính của MPD
• RFCD: giảm rủi ro nguy hiểm cho con người và môi
trường bằng cách kiểm soát giếng (kick khí độc) với hệ
thống vành xuyến kín.
• DG: dùng ở vùng biển nước sâu. Một cột dung dịch có tỷ
trọng nhẹ hơn dung dịch khoan một bình thường được
điền đầy từ đáy biển đến đáy giếng và nước biển được
điền đầy từ bàn roto đến đáy biển, khi đó ta cần dùng
thiết bị ống nối (marine riser). Điều này giúp tránh được
tình trạng trên cân bằng quá cao và nguy cơ mất dung
dịch.

• PMCD: xử lý sự cố mất dung dịch nặng, chất lưu xâm nhập trong
các tầng nứt nẻ/hang hốc.
• CBHP: kiểm soát chính xác áp suất vành xuyến luôn luôn nằm trong
vùng giới hạn cửa sổ áp suất, giảm thiểu sự chênh lệch áp suất
nhằm ngăn ngừa/ không chế sự cố do áp suất thay đổi đột ngột.
Nhờ đó CBHP giảm thiểu thời gian phi sản xuất (NonProductive
Time) và chi phí khoan.
CBHP là giải pháp phù hợp nhất để giải quyết bài toán cho
giếng khoan X:
- Ngăn ngừa/khống chế sự cố mất dung dịch, tăng cường kiểm soát
giếng…
- Giảm nhiễm bẩn thành hệ với việc sử dụng dung dịch nhẹ hơn
(dung dịch gốc dầu).
Ứng dụng CBHP là gì ?
UNLOCKED

CBHP
BHP = HH + APL + CP
• BHP: áp suất đáy giếng (psi)
• HH: áp suất cột áp thủy tĩnh (psi)
• APL: tổn thất áp suất vành xuyến (psi)
• CP: áp suất van điều áp tại bề mặt (psi).
Hoặc:
BHP (ppg) = ECD + CP (ppg).
Áp suất van
điều áp
Tổn thất áp
suất vành
xuyến
Tỷ
trọng
Lưu
lượng
bơm
Mani-
fold

CBHP
13

3. THỰC THI CBHP & KẾT QUẢ
Sơ đồ lắp đặt thiết bị khoan CBHP.
RCD

Sơ đồ kết nối đường ống chuẩn bị quá trình tiếp cần.
Q ~ 200 gpm
CP ~ 100 -1250 psi

Đường kính
lổ khoan
(in)
Đường kính
ống chống (in)
Dung dịch khoan
Tỷ trọng
dung dịch
(ppg)
Ghi chú
36" 30" nước biển 8.7 ống chống định hướng, 150m từ đáy biển
26" 20" nước biển 8.7 ống chống bề mặt, 150m-640m
16" 13-3/8" nước biển và gel 9.0 ống chống trung gian, 640m-1600m
dung dịch khoan
gốc dầu (KCl/PHPA)
10.0 1600m-2925m
ống lửng mở rộng
11-3/4", tie back
dung dịch khoan
gốc nước WBM
(NeoFlo 1-58)
11.5
(10.5)
MPD, tỷ trọng dung dịch khoan được
giảm, khoan doa mở rộng lổ khoan 14-
3/4”
12-1/4”
X 14-3/4”
10-3/8”
9-5/8"
dung dịch khoan
gốc dầu tổng hợp
(NeoFlo 1-58)
14.5
ống chống trung gian, khoan doa mở rộng
lổ khoan 12-1/4”x 12-1/4"
8-1/4"
ống lửng 7",
Không tie back
dung dịch khoan
gốc dầu tổng hợp SBM
(NeoFlo 1-58)
15.0
(14.0)
MPD, tỷ trọng dung dịch khoan được
giảm, vỉa sản phẩm.
GIẾNG X

Đoạn khoan
Ngày
khoan
Độ sâu MD
(m)
Áp suất
vỉa dự
đoán
(ppg)
Áp suất
vỡ vỉa
dự đoán
(ppg)
Tỷ trọng
dung
dịch
khoan
(ppg)
Áp suất
bề mặt
(psi)
ECD
(ppg)
Lưu lượng
vào (gpm)
12-1/4" x
14-3/4"
1 2947-3014
10.8-
11.16
16.2-
16.8
10.5
2-289 10.8 0-800-1010
814 m 2 3014-3220 21-255 10.5-11.0 0-950-1123
3 3220-3548 20-337 10.7-11.1 0-950-1034
4 3548-3706 2-413 11.2-11.3 0-950-996
5 3706-3761 2-554 11.4-11.9 0-950-996
8-1/4"
1 4390-4511
14.4
18.0-
18.2
14.0
0-1250 15.4-15.6 0-450-511
279 m 2 4511-4650 83-1250 15.5-15.6 0-450-506
3 4650-4669 3-1250 15.5-15.6

Giếng khoan TGD-1X-ST1 vs. Giếng khoan X
Tỷ trọng dung
dịch khoan MW
(ppg)
Giếng khoan
16-1-TGD-1X-ST1
Giếng khoan X
Đoạn khoan
12-1/4 “ x 14-3/4”
12 – 13 (ppg) 10.5 (ppg)/WBM
Giảm 1.5 - 2.5 ppg
Đoạn khoan
8-1/4”
15.5-17 (ppg) 14 (ppg)/SBM
Giảm 1.5 - 3 ppg

Kết quả khoan CBHP cho đoạn khoan
vỉa sản phẩm 8-1/4” (4390m-4669m)
• P vỉa dự đoán: 15000psi.
• T vỉa dự đoán: 1750C.
• Thạch học: cát kết xen kẽ đá phiến sét tuổi
Oligocene.
• CP Min (hay WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 24psi.
• CP Max (hay WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 1254psi.
• MW được dùng: 14ppg.
• ECD trung bình: 15.6ppg.
• Dung dịch khoan : SBM/Synthetic Oil.
• Q ổn định nhỏ nhất: 199gpm.
• Q ổn định lớn nhất: 450gpm.
• CBHP Min: 11712psi.
• CBHP Max: 12846psi.

Biểu đồ kết quả của các thông số áp suất BHP, SPP-ngày thứ 2/3
(độ sâu từ 4511m-4650m).
Nguồn: Weatherford VietNam

Biểu đồ kết quả của các thông số MD, CP, lưu lượng bơm-ngày thứ 2/3
(độ sâu từ 4511m-4650m).
Q IN
CP
CP: đạt giá trị cực
đại ~ 1350 psi
Q bơm: giảm về 0
khi tiếp cần

Biểu đồ kết quả của các thông số ECD –ngày thứ 2/3
(độ sâu từ 4511m-4650m).
ECD

• Bảng tính BHP sơ bộ cho đoạn khoan vỉa sản phẩm
8-1/4”

4. KẾT LUẬN & KIẾN NGHỊ
KẾT LUẬN
• LV đã nghiên cứu, phân tích, lựa chọn và chứng minh
được rằng công nghệ CBHP là giải pháp hữu hiệu để thi
công giếng khoan X.
• Giải pháp CBHP đã mang lại thành công to lớn cho dự
án: không NPT, không sự cố, sử dụng tỷ trọng dung dịch
tối thiểu, giảm tối thiểu nhiễm bẩn vỉa => cắt giảm chi phí
khoan (chi phí dung dịch, phụ gia và chi phí NPT) với
tổng kinh phí thực hiện chưa bằng chi phí 2 ngày NPT,
trong khi giếng khoan trước đã tiêu tốn 5 ngày.…

• Ta có thể kết hợp hai ứng dụng CBHP và PMCD để giải
quyết các bài toán an toàn và hiệu quả hơn, chỉ cần một
vài bổ sung kỹ thuật nhất định. Đối với các giếng khoan
gặp các sự cố mất dung dịch hoàn toàn kèm kick khí
trong tầng carbonate (cần ứng dụng PMCD), giếng
khoan nhiệt độ áp suất cao có gradient áp suất phức tạp
(cần CBHP), vậy ứng dụng kết hợp là phù hợp nhất (một
số giếng khoan ở bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn, bể
Sông Hồng…).
• Hơn nữa, dạng ứng dụng khoan hai tỷ trọng cũng cần
được đầu tư nghiên cứu vì trong tương lai gần công tác
thăm dò và tìm kiếm sẽ được tiến đến các vùng nước
sâu, giếng có điều kiện HPHT.
KIẾN NGHỊ
1

Van triển khai dưới giếng
(Downhole Deployment Valve)
• Sử dụng van chặn dưới
giếng DDV (Downhole
Deployment ValveTM) khi
kéo thả nhằm giảm thiểu
thời gian kéo thả chuỗi
cần khoan, tăng cường
kiểm soát giếng khoan,
giảm nhiễm bẩn vỉa
(không phải dùng dung
dịch tỷ trọng cao để cân
bằng áp suất).
DDV như là một
phần của chuỗi
ống chống, được
lắp đặt càng sâu
càng tốt (ống
chống trung gian
cuối cùng…) =>
kiểm soát giếng
khoan, giảm thiểu
thời gian kéo thả
và chi phí.
2

Sử dụng ứng dụng MPD phù hợp cho một số vùng
3
Bể trầm tích Lô
Nhà thầu
điều hành
Ứng dụng MPD
Bể Cửu Long
15.1 Cửu Long JOC RFCD, CBHP
01, 02 Petronas Carilagi
CBHP,
CBHP & PMCD
9 Hoàn Vũ JOC CBHP
Bể
Nam Côn Sơn
05.2, 05.3 Biển Đông POC CBHP, PMCD
12W & E Premier Oil PMCD
Bể Sông Hồng 106 Petronas Carilagi PMCD

TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Nguyễn Văn Khang (2010). Nghiên cứu ứng dụng công nghệ khoan kiểm
soát áp suất cho giếng khoan TGD-2X cấu tạo Tê Giác Đen. Luận văn Thạc
sĩ. Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM.
[2]. Tạ Quốc Bảo (2010). Hoang-Long JOC Well 16-1-TGD-X End Of Well
Report September 2010. Report of Hoang Long JOC. Weatherford Viet
Nam.
[3]. Felbert Palao (2008). Advantages of Managed Pressure Drilling and Recent
Deployment of Technology in Viet Nam. Report of PVN. Weatherford Viet
Nam.
[4]. Felbert Palao (2010). MPD procedures for Hoang Long JOC. Weatherford
Viet Nam.
[5]. George Medley & C. “Rick” Stone (2004). MudCap Drilling When?
Techniques for determining when to switch from Conventional to
Underbalanced Drilling. SPE/IADC Drilling Conference.
[6]. Dixon. Model 7800 Field Operations Manual. Weatherford International.
[7]. Shifeng Tian et al (2007). Parametric Analysis of MPD Hydraulics.
SPE/IADC Drilling Conference.
...

Kết quả khoan cho đoạn khoan CBHP 12-1/4” x 14-
3/4” (2947m-3761m) của giếng khoan minh họa:
• P vỉa dự đoán: 11000psi
• T vỉa dự đoán: 1450C.
• Thạch học: cát kết xen kẽ sét kết tuổi Miocene,
Oligocene.
• CP Min (WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 34psi.
• CP Max (WHP) trong khi kéo thả chuỗi cần: 378psi.
• MW được dùng: 10.5ppg.
• ECD trung bình: 11.2ppg.
• Dung dịch khoan: Ultradril/ WBM.
• Q ổn định nhỏ nhất: 395gpm.
• Q ổn định lớn nhất: 950gpm.
• CBHP Min: 5495psi.
• CBHP Max: 7595psi.

Đồ thị kết quả của các thông số áp suất (BHP, SPP, CP)-ngày thứ 1
(độ sâu từ 2947m-3014m).
BHP
MD
SPP
CP
1. BHP Ổn định

Đồ thị kết quả của các thông số lưu lượng vào/ra-ngày thứ 1
(độ sâu từ 2947m-3014m).
MD
Q IN
Q OUT
3.
Q IN ~
Q OUT

Đồ thị kết quả của thông số ECD-ngày thứ 1
(độ sâu từ 2947m-3014m).
ECD

35
Lợi ích của việc dùng DDV
• Không cần sử dụng dung dịch dập giếng (MW cao).
• Không gây nhiễm bẩn thành hệ.
• Loại trừ thời gian bơm dung dịch dập giếng vào
giếng và tuần hoàn nsau khi hoàn tất.
• Ngăn ngừa hiện tượng Swabbing và kick trong khi
kéo thả.
• Không mất dung dịch.

Cuộn cáp
(Spooling Unit)
Bán nguyệt
(Sheave)
Van triển khai dưới giếng
(Downhole Deployment Valve
Thiết bị
điều khiển
(Surface
Control
Unit)
Cáp điều khiển
(Control Lines)

37
Phương pháp lắp đặt DDV
Retrievable
Installation
Retrievable
Control Line
Liner Tieback
installation
utilized with
control line
Interface for
valve retrieval.
Permanent
Installation
Control Line
Allows
intermediate
casing to be
cemented to the
top of surface
casing for casing
integrity.

Vị trí mở
Vị trí đóng
Flapper
Đầu kích hoạt (đẩy)
Flapper Valve

39
Actuator Section

40
Lock Open Tool
Lock Open
Profile
Lock Open Feature : cho phép DDV được mở vĩnh viễn nhờ
cơ cấu chốt khóa.
Shear Ring

Kéo thả chuỗi cần khi có DDV™

42
Kích cỡ và tiêu chuẩn DDV
Size 7” 26ppf 5K 7” 32ppf 5K 9 5/8” 47ppf 5K 7” 32ppf 10K 7” 26ppf 3K NACE
O.D. 8,50 in 8.25 in 12.00 in 8.31 in 8,50 in
I.D. 6.276 in 6.094 in 8.681 in 6.094 in 6.266 in
Length 120 in 120 in 165 in 120 in 110 in
Max Internal
Differential
Pressure
5,000 psi 5,000 psi 5,000 psi 10,000 psi 3,000 psi
Max External
Differential
Pressure
Max Valve
Differential
Pressure
Temperature 300 deg F 300 deg F 300 deg F 300 deg F 175 deg F
Tensile Rating 600,000 lbf 600,000 lbf 850,000 lbf 900,000 lbf 300,000 lbf
Connections As required As required As required As required As required

43
Chỉ tiêu tính toán độ sâu đặt DDV
• Pipe light depth for drill string (+10% SF)
• Pipe light depth for completion string (+10% SF)
• Differential pressure while cementing/setting DDV:
– Across DDV body
– Across hydraulic chamber
• Differential pressure while drilling to formation of interest
– Across flapper
– Across DDV body
– Across hydraulic chamber
• Length of completion BHA that cannot be stripped/snubbed into
the hole

44
Why look at all criteria?
• Để tối đa hiệu quả sử dụng DDV
– Tiết kiệm nhiều tiền và thời gian hơn nếu DDV được
đặt càng sâu.
• Đạt được mục tiêu sử dụng DDV
– Độ sâu đặt DDV liên quan chặc chẽ đến công tác
khoan và hoàn thiện giếng (độ sâu của các thành
phần trong chuỗi thiết bị).

2. ĐÁNH GIÁ & LỰA CHỌN
CÔNG NGHỆ MPD
 xử lý
mất dung dịch
hoàn toàn…
 nâng cao
hiệu năng
khai thác,
tăng ROP…
 ngăn ngừa
sự cố…
=> NGĂN NGỪA
SỰ CỐ.
+XỬ LÝ MẤT
DUNG DỊCH
HOÀN TOÀN.
+NÂNG CAO HIỆU
NĂNG VỈA SẢN
PHẨM…
1. Khoan bằng mũ dung dịch MCD
(MudCap Drilling)
2. Khoan dưới cân bằng UBD
(UnderBalanced Drilling)
3. Khoan bằng ống chống DwC
(Drilling with Casing)
4. Khoan kiểm soát áp suất MPD
(Managed Pressure Drilling)

2.1 Khoan bằng mũ dung dịch MCD
• Giải quyết mất dung dịch hoàn toàn, kick.
Giảm thiểu chi phí liên quan dung dịch bị mất.
Giảm thiểu chi phí do thời gian NPT.
• Nhưng bị hạn chế:
Phụ thuộc khả năng tích chứa vật tư của giàn
khoan, khả năng cung cấp của nhà dịch vụ và điều
kiện thời tiết.
• Hơn nữa không có khả năng ngăn ngừa mất
dung dịch, kẹt cần, gây nhiễm bẩn…
Chưa thể thực thi cho giếng khoan X.

Tên giếng
Ngày
khoan
Chi phí
khoan
(ngàn
USD)
Ngày
kiểm
soát
giếng
Chi phí
kiểm
soát
giếng
(ngàn
USD)
Chi
phí
ngày
(ngàn
USD)
Phương pháp
xử lý
CNV-1P-ST1 24.6 10,334 12.4 5,206 420
Khoan mũ
dung dịch
CNV-2P 6.7 2,818 0.3 105 420
Khoan kiểm
soát
áp suất
Tiết kiệm 18 7,516 12 5,101
Phần trăm
tiết kiệm
73% 73% 98% 98%
Nguồn: Hoàn Vũ JOC-mỏ
Cá Ngừ Vàng-2008Chi phí Kiểm soát giếng

Tên giếng
Lượng
mất
dung
dịch
(ngàn
thùng)
Chi phí
mỗi
thùng
(USD)
Chi phí
dung
dịch
(ngàn
USD)
Tỷ trọng
dung dịch
(ppg)
Phương pháp
xử lý
CNV-1P-ST1 81 30.13 2,439
10.2
Brine
Khoan mũ dung
dịch/ năm 2007
CNV-2P 26 30.16 792 9.8 Brine
Khoan kiểm soát
áp suất/năm
2008
Tiết kiệm 55 1,647
Phần trăm
68% 68%
tiết kiệm
Chi phí Mất dung dịch
Nguồn: Hoàn Vũ JOC-mỏ
Cá Ngừ Vàng-2008

2.2 Công nghệ khoan bằng ống chống
(Drilling with Casing)
• Vừa khoan vừa chống ống, loại bỏ thời
gian kéo thả chuỗi cần => khả năng ngăn
ngừa sự cố rất cao.
• Hầu hết các nhà Thầu đang hoạt động ở
Việt Nam đang áp dụng quy trình khoan
với bộ khoan cụ và các hệ thống giàn
khoan truyền thống (hệ thống tuần hoàn,
hệ thống kéo thả…), bên cạnh đó còn tồn
tại một số khó khắn nhất định, nên việc
chuyển đổi sử dụng từ khoan bằng chuỗi
cần sang công nghệ DwC rất phức tạp, tốn
kém.
Chưa thể thực thi cho giếng khoan X.

2.3 UBD vs. MPD
Managed Pressure Drilling UnderBalanced Drilling
- Ngăn ngừa/Giảm mất dung
dịch.
- Tăng cường kiểm soát giếng
- Ngăn ngừa kẹt cần.
- Giảm nhiễm bẩn thành hệ
- Tăng ROP.
- Khoan giếng khoan HTHP.
- Tăng thời gian sử dụng
choòng khoan.
=> Giảm thiểu thời gian NPT,
chi phí khoan.
- Tránh xâm nhiễm vỉa.
- Thử vỉa thuận lợi.
- Cải thiện hiệu suất khai thác.
- Tăng ROP.
- Tránh mất dung dịch.
- Tăng thời gian sử dụng.
choòng khoan.
…
?

=> Với điều kiện khoan cụ thể của các giếng khoan 16-
1-TGD-1X, 16-1-TGD-1X-ST1 và giếng khoan X, chỉ ứng
dụng MPD là phù hợp nhất với lý do như sau:
• Quá trình thi công đối mặt với sự cố mất ổn định thành
giếng khoan, mất dung dịch và kẹt cần với điều kiện áp
suất dị thường cao xảy ra ở tập BI.1, tập C, tập D: chỉ
ứng dụng MPD mới có thể giải quyết bài toán.
• Thực hiện mục tiêu giảm nhiễm bẩn vỉa sản phẩm ở tập
E. Cả ứng dụng UBD và MPD đều có thể được áp dụng.
Tuy nhiên, vỉa sản phẩm có các lớp sét kết dễ trương nở
và áp dụng MPD cho cả hai đoạn khoan của cùng một
giếng khoan là đợn giản nhất. Hơn nữa, với điều kiện
giàn khoan cũng như trình độ chuyên môn của đội
khoan không cho phép thực hiện vừa MPD vừa UBD,
quá trình sẽ phức tạp hơn nhiều.
TÓM LẠI

Thống kê ứng dụng MPD
Nhà
Thầu
Vị trí Tầng đối tượng Dạng sự cố
Dạng
ứng
dụng
MPD
Hệ
thống
thiết bị
Loại giàn khoan
Cửu
Long
JOC
Bể Cửu
Long
Granite nứt nẻ Kick khí RFCD
RMDI
(RCD)
9000
Jack-up
Hoàn Vũ
JOC
Lô 9.2-Bể
Cửu Long
Granite nứt nẻ
Mất tuần
hoàn, kick
CBHP
RCD
7100
Jack-up
Petronas
Carilagi
Bể
Sông Hồng
Sét kết, cát kết, bột
kết, đá vôi, tầng móng
Mất tuần
hoàn, kẹt
cần, kick khí
PMCD
RCD
7800
Jack-up
Premier
Oil
Lô 12W-Bể
Nam Côn
Sơn
Đá vôi Limestone,
Carbonate
Mất tuần
hoàn, kick khí
PMCD
RCD
7800
Jack-up,
Semisubmersibl
e
Plains
Viet Nam
Lô 124-Bể
Phú Khánh
Đá vôi Carbonate
Mất tuần
hoàn, kick khí
PMCD
RCD
7800
Semisubmersibl
e

MA TRẬN KSG

DG
RFCD

CBHP
PMCD

RFCD

DG

PMCD

Áp suất bề mặt
Static Mud Weight
(MPD)
Áp suất vỉa
Áp suất vỡ vỉa
Áp suất
TVD
Static MW
Dynamic MW (ECD)
Static MW + BP
Dynamic MW + BP
Truyền thống
MPD
Static MW
Mất dung dịch

Một số hình ảnh tham khảo
5/25/2015 61

BEARING

RCD 7800-Pressure Rating vs. RPM

MPD Choke Manifold
5/25/2015 64

3” Rig Choke
Manifold Line
Inlet Pressure Sensor-
MPD Manifold
5/25/2015 65

5/25/2015 66
Tới cụm
ống đứng
(SP3 valve)
Tới Coriolis
Meter/Mud
Dicth
Đường hồi
6” (Into
MPD
Choke)

5/25/2015 67
Bell Nipple
Echotray
Bleed off
Line
Trip fill up
Line

7800 RCD-Bell Nipple
Riser-Flow line-ESD
5/25/2015 68

Body-
Block, position Sensor-
Primary Sensor
5/25/2015 69

70
THIẾT BỊ ĐIỀU KHIỂN
(CONTROL CONSOLES)
Bearing Running
tool C.C
Hydraulic Power
Unit C.C
MPD choke manifold
C.C
Hydraulic gate
Valve C.C

LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01

Recommended

Recommended

More Related Content

Viewers also liked

Viewers also liked (9)

Similar to LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01

Similar to LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01 (20)

LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01