Đồ Án Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ Sư Tử Trắng bể Cửu Long

1

LỜI MỞ ĐẦU
Dầu khí là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang tính chiến lược trong quá
trình phát triển của quốc gia, đóng góp phần lớn vào GDP cả nước, đưa đất nước
tiến lên con đường công nghiệp hóa, hiện đại hóa.
Ngành công nghiệp dầu khí là một chuỗi các công tác tìm kiếm thăm dò,
khoan, khai thác đến chế biến và tiêu thụ sản phẩm. Một trong những yếu tố quyết
định đến sự thành công của quá trình thăm dò và khai thác dầu khí chính là công
nghệ khoan. Trên cơ sở nhận thức rõ tầm quan trọng của công nghệ khoan, qua thời
gian nghiên cứu học tập tại trường, và qua đợt thực tập tốt nghiệp, thực tập sản xuất
tại Tổng Công Ty Cổ Phần Khoan và Dịch Vụ Khoan Dầu Khí, tôi đã thực hiện đề
tài tốt nghiệp: “Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ Sư
Tử Trắng bể Cửu Long” với mục đích nghiên cứu và ứng dụng công nghệ khoan
kiểm soát áp suất. Đề tài được hoàn thành thành tại Bộ môn Khoan Khai Thác,
Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội, dưới sự hướng dẫn của:
 Tiến sĩ Nguyễn Thế Vinh, Chủ nhiệm Khoa Dầu khí, Phó Chủ nhiệm Bộ
môn Khoan Khai Thác
 Thạc sĩ Nguyễn Viết Bột, Giám đốc Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng
khoan dầu khí PVD
Qua đây, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy TS Nguyễn Thế Vinh,
và Ông Nguyễn Viết Bột đã dành công sức hướng dẫn tận tình, chu đáo trong quá
trình thực hiện Đề tài. Ngoài ra, tôi xin cám ơn Ông Vũ Hồng Đức, kỹ sư khoan
kiểm soát áp suất của Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng khoan dầu khí PVD đã
giúp đỡ tôi rất nhiều trong quá trình thực tập tại công ty.
Nhân đây, tôi cũng xin được cảm ơn sự dạy dỗ, giúp đỡ nhiệt tình từ các thầy
cô giáo trong bộ môn Khoan Khai Thác, tập thể cán bộ công nhân viên Tổng công
ty cổ phần khoan và dịch vụ khoan dầu khí và các bạn sinh viên khóa 2008 chuyên
ngành Khoan Khai Thác đã giúp tôi hoàn thành bản đồ án này.
Trong quá trình làm đồ án, mặc dù đã cố gắng tìm hiểu, nghiên cứu tài liệu
nhưng do kiến thức còn hạn chế nên bản thân không thể tránh khỏi những thiếu sót.

Vì thế tôi rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của quý thầy cô cùng bạn đọc để
bản đồ án được hoàn thiện hơn.
Tôi xin chân thành cảm ơn! Hà nội, ngày tháng năm 2013
Sinh viên thực hiện
Bùi Quang Vũ
2

MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU 1
MỤC LỤC 2
DANH MỤC HÌNH ẢNH 5
DANH MỤC BẢNG BIỂU 8
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH 9
CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP
SUẤT (MANEGED PRESSURE DRILLING) 11
1.1 Giới thiệu 11
1.2 Lịch sử và quá trình phát triển công nghệ MPD 11
1.3 Định nghĩa công nghệ MPD 12
1.3.1 Công nghệ khoan truyền thống 12
1.3.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) 14
1.4 Các phương pháp trong công nghệ MPD 15
1.4.1 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (Constant Bottom-Hole
Pressure CBHP) 15
1.4.2 Phương pháp khoan mũ dung dịch (Pressurized Mud Cap Drilling –
PMCD)……………………………………………………………………17
1.4.3 Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (Dual Gradient Drilling –
DGD)…………………………………………………………………… 20
1.4.4 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (Return Flow Control –
RFC)………………………………………………………………………22
1.5 Ưu điểm của công nghệ MPD 22

1.5.1 Duy trì kiểm soát giếng, hạn chế rò rỉ khí, và khí độc H
2
S 22
1.5.2 Ổn định áp suất đáy giếng, ngăn ngừa các rủi ro trong khi khoan 23
1.5.3 Khoan thành công qua các tầng mất dung dịch trầm trọng 23
1.6 Phạm vi ứng dụng của công nghệ MPD 23
1.6.1 Mỏ có nhiệt độ và áp suất cao 23
1.6.2 Mỏ suy giảm 24
1.6.3 Giếng khoan vươn xa 24
1.7 Cơ sở lựa chọn và khả năng ứng dụng công nghệ MPD ở Việt Nam 25
CHƯƠNG 2 - HỆ THỐNG THIẾT BỊ TRONG CÔNG NGHỆ KHOAN
KIỂM SOÁT ÁP SUẤT 28
3

2.1 Thiết bị chính 28
2.1.1 Đối áp xoay (Rotating Control Device - RCD) 28
2.1.2 Hệ thống van điều áp (Choke Manifold System) 31
2.1.3 Dụng cụ lắp ráp Trục quay (Bearing Running Tool – BRT) 35
2.2 Hệ thống MPD 37
CHƯƠNG 3 - ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ GIẾNG
ST-1P 39
3.1 Đặc điểm địa chất mỏ Sư Tử Trắng 39
3.1.1 Vị trí địa lý 39
3.1.2 Địa tầng 40
3.2 Đặc điểm địa chất giếng ST-1P 44
3.2.1 Biều đồ áp suất dự kiến 44
3.2.2 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến 46
3.3 Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới quá trình khoan giếng ST-1P 47
3.4 Những khó khăn trong công tác khoan giếng HPHT ST-1P 48
3.4.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ 49

3.4.2 Ảnh hưởng của áp suất 50
3.4.3 Ảnh hưởng của hiện tượng trương nở thành hệ 50
3.4.4 Ảnh hưởng của khí hòa tan 51
3.4.5 Ảnh hưởng của hiện tượng piston khi kéo thả cần 52
CHƯƠNG 4 - THIẾT KẾ KỸ THUẬT KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT
CHO GIẾNG HPHT ST-1P 54
4.1 Đặc điểm kỹ thuật của giếng ST-1P 54
4.1.1 Thông số chung của giếng 54
4.1.2 Mặt cắt địa chất của giếng 58
4.1.3 Cấu trúc giếng khoan 56
4.1.3 Profile giếng khoan 58
4.2 Đánh giá lựa chọn phương pháp khoan kiểm soát áp suất 60
4.3 Chương trình khoan MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4” 61
4.3.1 Phân tích kĩ thuật 61
4.3.2 Thông số điều khiển 64
4.3.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 68
4.3.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” 70
4

4.4 Chương trình khoan cho đoạn thân giếng 8-1/2” 71
4.4.1 Phân tích kĩ thuật 71
4.4.2 Thông số điều khiển 73
4.4.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 77
4.4.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2” 80
5.1 Hiệu quả ứng dụng công nghệ MPD ở bể Cửu Long 80
KẾT LUẬN 82
KIẾN NGHỊ 83
TÀI LIỆU THAM KHẢO 84

5

DANH MỤC HÌNH ẢNH
STT
HÌNH
TÊN HÌNH ẢNH
TRANG
1
Hình 1.1
Áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan
truyền thống
13
2
Hình 1.2
Sự thay đổi áp suất đáy giếng khi khoan
13
3
Hình 1.3
Phức tạp trong giếng có giới hạn khoan nhỏ
14
4
Hình 1.4
Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP
16
5
Hình 1.5
Áp suất đáy giếng ổn định trong CBHP
16
6

Hình 1.6
Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD
18
7
Hình 1.7
Áp suất đáy giếng trong phương pháp PMCD
19
8
Hình 1.8
Gradient áp suất sử dụng phương pháp DGD
20
9
Hình 1.9
Bơm chèn chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch
21
10
Hình1.10
Sử dụng bơm đẩy để thay đổi tỉ trọng
22
11
Hình 2.1
Một số mẫu RCD cơ bản
28
12
Hình 2.2
RCD lắp đặt trên đối áp vạn năng
28
13
Hình 2.3
Tuần hoàn dung dịch khoan qua RCD

29
14
Hình 2.4
Phần thân của RCD
30
15
Hình 2.5
Trục quay
31
16
Hình 2.6
Hệ thống van điều áp
32
17
Hình 2.7
Van thủy lực
33
18
Hình 2.8
Thiết bị xử lý thông minh
33
19
Hình 2.9
Thiết bị đo dòng
34
20
Hình 2.10
Thiết bị thủy lực
34
21

Hình 2.11
Màn hình và bàn phím điều khiển
35
22
Hình 2.12
Dụng cụ lắp ráp Trục quay – BRT
36
23
Hình 2.13
Thao tác lắp Trục quay sử dụng BRT
37
24
Hình 2.14
Sơ đồ tổng quan hệ thống MPD
37
24
Hình 2.15
Sơ đồ chi tiết hệ thống MPD
38
25
Hình 3.1
Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Trắng
39
26
Hình 3.2
Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Trắng
42
27
Hình 3.3
Tập cát E và F

43
28
Hình 3.4
Kết quả đo log độ thấm
43
6

29
Hình 3.5
Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng
44
30
Hình 3.6
Áp suất lỗ rỗng dự kiến
45
31
Hình 3.7
Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P
46
32
Hình 3.8
Biểu đồ nhiệt độ dự kiến của giếng ST-1P
47
33
Hình 3.9
Vùng xác định nhiệt độ và áp suất cao
48
34
Hình 3.10
Hiện tượng piston khi kéo thả cột cần khoan

53
35
Hình 4.1
Mặt cắt địa chấn giếng ST-1P
55
36
Hình 4.2
Cấu trúc giếng khoan ST-1P
57
37
Hình 4.3
Profile giếng khoan
59
38
Hình 4.4
Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân
giếng 12-1/4”
61
39
Hình 4.5
Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn
thân giếng 12-1/4”
63
40
Hình 4.6
Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương
đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng
lượng riêng 10,5ppg cho đoạn giếng 12-1/4”
63
41

Hình 4.7
ST-1P MPD cố định áp suất ở độ sâu 3090
mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng
dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,6ppg)
65
42
Hình 4.8
ST-1P MPD cố định áp suất ở độ sâu 3090
mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung
dịch 11ppg;ECD cố định 11,6ppg)
66
43
Hình 4.9
ST-1P MPD cố định áp suất ở tập ILM độ sâu
2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng
dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,5ppg)
67
44
Hình 4.10
ST-1P MPD cố định áp suất ở tập ILM độ sâu
2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng
dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,5ppg)
67
45
Hình 4.11
Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Tốc độ
bơm 100gpm)
68
46
Hình 4.12

Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Tốc độ
bơm 300gpm)
69
7

47
Hình 4.13
Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng
dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi)
70
48
Hình 4.14
Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân
giếng 8-1/2”
71
49
Hình 4.15
Trọng lượng dung dịch khoan tương đương
đoạn thân giếng 8-1/2”
72
50
Hình 4.16
Liên hệ giữa tỷ trọng lượng tuần hoàn tương
đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng
lượng 12,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2”
73
51
Hình 4.17
ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu
3518 mMD (Áp suất vỉa 11,9ppg; trọng lượng

dung dịch 11,5ppg;ECD cố định 12,35ppg)
75
52
Hình 4.18
ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu
3655 mMD (Áp suất vỉa 12,9ppg; trọng lượng
dung dịch 12,3ppg;ECD cố định 13,33ppg)
75
53
Hình 4.19
ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu
3808 mMD (Áp suất vỉa 13,4ppg; trọng lượng
dung dịch 12,5ppg;ECD cố định 13,76ppg)
76
54
Hình 4.20
ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu
3833 mMD (Áp suất vỉa 13,9ppg; trọng lượng
dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg)
76
55
Hình 4.21
ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở 3833
mMD (Áp suất vỉa< 13,9ppg; trọng lượng
dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg)
77
56
Hình 4.22
Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng
lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580

psi, tốc độ bơm 100 gpm)
78
57
Hình 4.23
Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng
lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580
psi, tốc độ bơm 300 gpm)
78
58
Hình 4.24
Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng
dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580psi)
79

8

DANH MỤC BẢNG BIỂU
STT
BẢNG
TÊN BẢNG
TRANG
1
Bảng 1.1
Ứng dụng công nghệ MPD tại Việt Nam
26
2
Bảng 1.2
Ứng dụng công nghệ MPD ở một số quốc gia
trên thế giới
27

3
Bảng 4.1
Thông số chung của giếng
56
4
Bảng 4.2
Thông số mặt cắt địa chất của giếng
57
5
Bảng 4.3
Thông số ống chống
59
6
Bảng 4.4
Thông số profile giếng khoan
61
7
Bảng 4.5
Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm
67
8
Bảng 4.6
Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4”
với điểm cố định áp suất tại đáy giếng
68
9
Bảng 4.7
Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4”
với điểm cố định cố định áp suất tại tập ILM
69

10
Bảng 4.8
Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn
thân giếng 12-1/4”
74
11
Bảng 4.9
Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm
76
12
Bảng 4.10
Thông số hoạt động đoạn thân giếng 8-
1/2”với điểm cố định áp suất tại 3833 mMD
77
13
Bảng 4.11
Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn
thân giếng 8-1/2”
83
14
Bảng 5.1
Dữ liệu khoan mỏ Cá Ngừ Vàng
84
15
Biểu đồ
5.1
Chi phí khoan đoạn thân giếng 8-1/2” trước
và sau khi sử dụng công nghệ MPD
85

9

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH
KÍ HIỆU
NGHĨA TIẾNG ANH
NGHĨA TIẾNG VIỆT
AFP
Annulur friction pressure
Áp suất ma sát vành xuyến
BHP
Bottom-hole pressure
Áp suất đáy giếng
BOP
Blowout preventer
Đối áp chống phun
BP
Back pressure
Áp suất van điều áp
BPH
Barrel per hour
Thùng/giờ
CBHP
Constant bottom-hole pressure
Cố định áp suất đáy giếng
CLJOC
Cuu Long Joint Operation
Company
Công ty điều hành Cửu Long
DGD
Dual gradient drilling

Khoan tỷ trọng kép
EOP
End off point
Điểm kết thúc cắt xiên
ECD
Equivalent circulating density
Tỷ trọng tuần hoàn tương
đương
EMW
Equivalent mud weight
Tỷ trọng dung dịch tương
đương
ESD
Equivalent static density
Tỷ trọng tuần hoàn tĩnh tương
đương
FG
Fracture gradient
Gradient vỡ vỉa
HPHT
High pressure high temperature
Nhiệt độ, áp suất cao
GPM
Gallon per minute
Ga-lông/phút
KOP
Kick off point
Điểm cắt xiên
MD
Measure depth

Chiều sâu theo thân giếng
OBM
Oil based mud
Dung dịch khoan gốc dầu
PMCD
Pressurized mud cap drilling
Khoan mũ dung dịch
PP
Pore pressure
Áp suất vỉa
PPG
Pound per gallon
Pound/ga-lông, đơn vị tỷ
trọng hệ Anh-Mỹ
PWD
Pressuring while drilling
Đo áp trong khi khoan
RCD
Rotating control device
Thiết bị đối áp xoay
ROP
Rate of penetration
Tốc độ cơ học khoan
10

SBP
Surface back pressure
Đối áp bề mặt
SBM
Synthetic based mud

Dung dịch khoan tổng hợp
SPP
Standpipe pressure
Áp suất ống đứng
TD
Total depth
Tổng độ sâu
TVD
True vertical depth
Chiều sâu thẳng đứng
WBM
Water based mud
Dung dịch khoan gốc nước

11

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT
(MANAGED PRESSURE DRILLING)

1.1 Giới thiệu
Cùng với sự phát triển kinh tế, nhu cầu về năng lượng của thế giới đang
ngày một tăng cao đòi hỏi ngành công nghiệp dầu khí phải liên tục gia tăng
sản lượng hàng năm trong khi nguồn tài nguyên dầu khí là hữu hạn, và những
vùng mỏ trữ lượng lớn, dễ khai thác ngày càng ít đi. Điều này đã buộc ngành
công nghiệp khoan – khai thác dầu khí phải đối mặt với những khó khăn, thử
thách hơn, đồng thời phải nâng cao hiệu quả công tác khoan, khai thác các mỏ
nhỏ, mỏ cận biên.
Để có thể đáp ứng được với môi trường khoan phức tạp tại những khu
vực đó, cần thiết phải có những công nghệ khoan hiện đại, giúp cho việc

khống chế và kiểm soát giếng được dễ dàng và hiệu quả hơn, một trong
những công nghệ đó là Khoan kiểm soát áp suất MPD.
Ngay từ khi đưa vào áp dụng, công nghệ MPD cho thấy hiệu quả to lớn
cho công tác khoan tại những vùng mỏ có điều kiện phức tạp mà trước đó rất
khó thi công bằng các phương pháp khoan truyền thống. Khoan kiểm soát áp
suất (MPD) đang dần trở thành công nghệ khoan phù hợp làm tăng đáng kể
hiệu quả kinh tế cũng như khả năng khoan thành công các giếng khoan khó,
giảm chi phí tiêu tốn cho khắc phục sự cố trong công tác khoan, đặc biệt là
trong công tác khoan ngoài khơi.
1.2 Lịch sử và quá trình phát triển công nghệ MPD
Vào thế kỉ 15, Leonardo da Vinci đã phác họa một động cơ cho giếng
khoan. Năm 1859, động cơ hơi nước được sử dụng để khoan giếng dầu có
tiềm năng kinh tế đầu tiên. Năm 1901 công nghệ khoan dưới cân bằng được
ứng dụng ở mỏ Spindletop bang Texas. Trải qua nhiều thập kỉ nghiên cứu và
ứng dụng những lợi thế của khoan dưới cân bằng trên thực tế, các nhà khoa
học đã nhận thấy sự cần thiết phải có một công nghệ để kiểm soát tốt hơn
dòng xâm nhập vào giếng.
Những năm 1960, đối áp xoay (Rotating Cotrol Device - RCD) cho
phép khoan với những dung dịch có khả năng nén như khí và dung dịch bọt.
12

Hiệu quả của nó được nhận thấy rõ ràng trong việc làm tăng đáng kể tốc độ
khoan cơ học và tăng tuổi thọ của choòng khoan, dẫn đến giảm chi phí giá
thành khoan.
Qua thời gian, cùng với việc ứng dụng công nghệ khoan dưới cân bằng
và khoan bằng khí nén với RCD, các nhà khoa học đã biết cách sử dụng RCD
để điều khiển áp suất trong vành xuyến hiệu quả hơn.
Năm 2003, công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) chính thức được
ghi nhận bởi hiệp hội các nhà thầu khoan thế giới (IADC).
Đến năm 2005, các công ty khoan đã thành công với hơn 100 giếng sử

dụng công nghệ MPD. MPD góp phần tiết kiệm thời gian, chi phí bằng cách
hạn chế tối đa sự lãng phí thời gian liên quan đến mất dung dịch và các vấn đề
kiểm soát giếng khác. Sử dụng một hệ thống tuần hoàn kín, MPD kiểm soát
áp suất trong thân giếng hiệu quả hơn và khoan thành công những giếng từng
bị đánh giá là không thể khoan được với những công nghệ khoan truyền
thống.
Trong những năm vừa qua, công nghệ MPD đã được ứng dụng rộng rãi
trên thế giới. Thông qua việc sử dụng công nghệ MPD, chúng ta có thể đồng
thời xử lý được 2 vấn đề phức tạp trong công tác khoan đó là mất dung dịch
và giới hạn khoan nhỏ.
1.3 Định nghĩa công nghệ MPD
1.3.1 Công nghệ khoan truyền thống
“Công nghệ khoan truyền thống” sử dụng một hệ thống tuần hoàn mở,
mùn khoan được đưa từ đáy giếng lên bề mặt rồi đi đến các thiết bị tách khí
và tách chất rắn để xử lý. Áp suất vành xuyến được điều chỉnh bởi tỷ trọng
của dung dịch khoan và tốc độ tuần hoàn dung dịch. Ở trạng thái tĩnh khi
ngừng tuần hoàn bơm, áp suất đáy giếng (BHP) bằng áp suất thủy tĩnh của cột
dung dịch trong giếng khoan. Còn ở trạng thái động, khi tuần hoàn dung dịch,
áp suất đáy giếng bằng tổng của áp suất thủy tĩnh và tổn hao áp suất vành
xuyến (AFP) do tuần hoàn gây ra. Hình 1.1 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng
trong phương pháp khoan truyền thống. Áp suất đáy giếng tăng lên trong quá
trình tuần hoàn có thể lớn hơn áp suất vỡ vỉa (FP) gây ra hiện tượng mất dung
dịch.

13


Hình 1.1 Áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan truyền thống
Trong công nghệ khoan truyền thống, dung dịch khoan được thiết kế
với mục đích duy trì áp suất đáy giếng lớn hơn áp suất vỉa (khoan trên cân

bằng) và nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa để đề phòng hiện tượng chất lưu từ vỉa xâm
nhập vào giếng khi ngừng tuần hoàn trong quá trình tiếp cần và tránh hiện
tượng mất dung dịch. Hình 1.2 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá
trình khoan ở hai trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn.

Hình 1.2 Sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan
14

Tuy nhiên, đối với những giếng có giới hạn khoan nhỏ, sự chênh lệch
áp suất đáy giếng giữa trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn có thể vượt
quá giới hạn khoan, dẫn tới hiện tượng mất dung dịch khi khoan và dòng xâm
nhập vào giếng khi ngừng tuần hoàn (Hình 1.3).

Hình 1.3 Phức tạp trong giếng có giới hạn khoan nhỏ
1.3.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD)
Khoan Kiểm Soát Áp Suất (Managed Pressure Drilling) ứng dụng một
hệ thống tuần hoàn kín có áp suất để tuần hoàn dung dịch khoan, cho phép
kiểm soát tốt hơn và hiệu quả hơn sự thay đổi áp suất ở đáy giếng nhằm
phòng ngừa, loại bỏ hoặc hạn chế các phức tạp có liên quan như mất dung
dịch khoan, xâm nhập dung dịch vỉa, sập lở thành giếng khoan… cho phép
khoan an toàn qua các địa tầng phức tạp như có dị thường cao về nhiệt độ, áp
suất, vùng có giới hạn an toàn khoan nhỏ, vùng mất dung dịch trầm trọng…
Hiệp hội các nhà thầu khoan quốc tế (IADC) đã định nghĩa công nghệ
MPD như sau:
“Khoan kiểm soát áp suất là một phương pháp khoan hiện đại, được sử
dụng để kiểm soát chính xác áp suất vành xuyến dọc thân giếng khoan. Mục
tiêu của công nghệ khoan kiểm soát áp suất là xác định chính xác những giới
hạn áp suất đáy giếng để điều chỉnh áp suất vành xuyến phù hợp.”
Đặc điểm công nghệ:
15

 Công nghệ MPD sử dụng thiết bị và kĩ thuật để hạn chế tối đa
những vấn đề khó khăn, phức tạp và tiêu tốn chi phí cho những
giếng có giới hạn khoan nhỏ bằng cách kiểm soát chính xác áp suất
dọc thân giếng khoan;
 Công nghệ MPD bao gồm việc kiểm soát đối áp bề mặt (BP), tỉ
trọng dung dịch khoan, tính lưu biến của dung dịch, mực dung dịch
ở vành xuyến và tổn hao áp suất trong quá trình tuần hoàn;
 Công nghệ MPD cho phép thay đổi, điều chỉnh áp suất đáy giếng
một cách chủ động, nhanh và chính xác;
 Công nghệ MPD cho phép hạn chế và ngăn ngừa dòng xâm nhập
vào giếng trong quá trình khoan.
1.4 Các phương pháp trong công nghệ MPD
1.4.1 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (Constant Bottom-Hole
Pressure CBHP)
Sự thay đổi áp suất đáy giếng là nguyên nhân chính gây ra nhiều vấn đề
như mất ổn định thành giếng, hiện tượng sập lở, kẹt cột cần khoan, mất dung
dịch khoan, hiện tượng xâm nhập dung dịch vỉa… Sự thay đổi áp suất đáy
giếng xảy ra khi thay đổi trạng thái tuần hoàn, ví dụ ngừng tuần hoàn để tiếp
cần khoan. Như đã nêu trên, trong trạng thái tuần hoàn dung dịch để đưa mùn
khoan lên bề mặt, áp suất đáy giếng bằng tổng của cột áp thủy tĩnh của dung
dịch trong giếng khoan và tổn hao áp vành xuyến suất dọc thân giếng. Ở trạng
thái tĩnh khi ngừng tuần hoàn, tổn hao áp suất mất đi làm cho giá trị áp suất
đáy giếng giảm xuống, gây ra các phức tạp nêu trên. Đặc biệt với những giếng
khoan khó, địa tầng không ổn định thì sự thay đổi áp suất đáy giếng sẽ làm
gia tăng rủi ro xảy ra sự cố trong quá trình khoan.
Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (CBHP) là phương pháp được
sử dụng để điều chỉnh hay hạn chế tối đa ảnh hưởng của sự thay đổi đột ngột
áp suất đáy giếng gây ra do thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch khoan.
Trong phương pháp này, một hệ thống tuần hoàn kín được sử dụng, dung dịch

khoan khi đi lên bề mặt được dẫn hướng đến một hệ thống van tiết lưu tự
động hoặc bán tự động, hệ thống van này tạo ra đối áp bề mặt lên dòng dung
dịch thông qua việc đóng mở thay đổi tiết diện van. Áp suất này tác động vào
khoảng không vành xuyến nhằm bù lại lượng tổn hao áp suất bị giảm đi khi
16

giảm lưu lượng bơm, do đó áp suất đáy giếng được giữ cố định trong suốt quá
trình khoan.

Hình 1.4 Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP
Hình 1.4 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng được duy trì ổn định khi
thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch bằng phương pháp CBHP.


Hình 1.5 Áp suất đáy giếng ổn định trong phương pháp CBHP
17

Hình 1.5 mô phỏng phương thức ứng dụng đối áp bề mặt (BP) trong
phương pháp CBHP. Theo lý thuyết, khi ngừng tuần hoàn dung dịch thì tổn
hao áp suất do ma sát giảm đi sẽ được bù lại bằng đối áp bề mặt với giá trị
tương đương cho phép kiểm soát áp suất đáy giếng (BHP) luôn ổn định.
Phương pháp CBHP tạo ra khả năng có thể khoan được ở những khu
vực có giới hạn khoan nhỏ đến rất nhỏ. Đặc biệt, phương pháp CBHP có thể
điều chỉnh chính xác cơ chế áp suất trong giếng nhờ ứng dụng đối áp bề mặt
duy trì áp suất đáy giếng ổn định, cho phép sử dụng dung dịch khoan có tỉ
trọng nhỏ hơn, từ đó làm gia tăng tốc độ cơ học khoan.
Ưu điểm của phương pháp CBHP:
 Sử dụng hệ thống van tiết lưu điều chỉnh đối áp bề mặt, cho phép
hạn chế tối đa sự thay đổi áp suất đáy giếng khi thay đổi trạng thái
tuần hoàn của giếng.

 Áp suất đáy giếng ở trạng thái động và trạng thái tĩnh đều được duy
trì ổn định và dễ dàng điều chỉnh trong giới hạn khoan nhỏ giữa áp
suất vỉa và áp suất vỡ vỉa.
 Khả năng duy trì áp suất đáy giếng ổn định trong giới hạn khoan cho
phép khoan sâu hơn trước khi phải thay đổi tỉ trọng dung dịch và
chống ống.
 Trong quá trình nối cần khi ngừng tuần hoàn, dòng xâm nhập được
kiểm soát bằng việc sử dụng đối áp bề mặt duy trì áp suất đáy giếng.
 Ít phải thay đổi tỉ trọng dung dịch khoan, gia tăng tốc độ cơ học
khoan, giảm tổn hại vỉa.
1.4.2 Phương pháp khoan mũ dung dịch (Pressurized Mud Cap Drilling –
PMCD)
Khoan mũ dung dịch (PMCD) là phương pháp khoan không tuần hoàn
dung dịch và mùn khoan lên bề mặt, được sử dụng để khoan qua các địa tầng
mất dung dịch trầm trọng như cacbonat và đá móng nứt nẻ thường thấy ở Việt
Nam. Phương pháp này sử dụng đồng thời hai hệ dung dịch có tính chất riêng
biệt, một dung dịch nặng có độ nhớt cao được bơm vào khoảng vành xuyến
và duy trì áp suất trên miệng giếng để ngăn ngừa sự giảm áp và dòng xâm
nhập vào đáy giếng, một dung dịch nhẹ và sẵn có, không tốn kém, thường là
nước biển hoặc dung dịch muối sẽ được bơm vào giếng qua cột cần khoan -
18

khi đi qua choòng khoan, dung dịch này mang theo các hạt mùn khoan bít
nhét, lấp đầy vào những khe nứt, lỗ rỗng hay hang hốc trong vỉa. Hình 1.6 mô
tả quá trình tuần hoàn trong phương pháp khoan mũ dung dịch.


Hình 1.6 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD
Phương pháp khoan mũ dung dịch giảm thiểu được hiện tượng mất
dung dịch và xâm nhập chất lưu xảy ra cùng một lúc, cho phép tiết kiệm chi

phí dung dịch khoan và hạn chế nhiễm bẩn gây ra bởi dung dịch khoan tới
chất lượng vỉa chứa. Hình 1.7 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng khi sử dụng
phương pháp khoan mũ dung dịch. Áp suất đáy giếng bằng tổng của áp suất
tuần hoàn bơm, áp suất bề mặt và áp suất của mũ dung dịch ngoài khoảng
vành xuyến.
19


Hình 1.7 Áp suất đáy giếng trong phương pháp PMCD
Ưu điểm của phương pháp PMCD:
 PMCD cho phép khoan thành công qua các địa tầng phức tạp với hệ
dung dịch có chi phí thấp, ít tốn kém như nước muối hoặc nước
biển;
 Phụ thuộc vào đặc điểm của các địa tầng phức tạp, nứt nẻ, mất dung
dịch trầm trọng, mùn khoan dễ dàng được nén ép vào thành hệ nên
có thể bỏ qua quá trình xử lý mùn khoan trên bề mặt;
 Sự nén ép, bít nhét mùn khoan vào các địa tầng phức tạp nứt nẻ làm
gia tăng mức độ ổn định của thành hệ;
 Sử dụng dung dịch khoan có tỉ trọng nhỏ làm gia tăng tốc độ cơ học
khoan, tiết kiệm chi phí dung dịch;
 Khoan thành công qua các địa tầng mất dung dịch trầm trọng trước
khi cần tiến hành công tác chống ống, trám xi măng để cách li, tăng
chiều sâu chống ống.

20

1.4.3 Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (Dual Gradient Drilling – DGD)
Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (DGD) sử dụng bơm đẩy hoặc
bơm chèn dung dịch có tỉ trọng nhỏ hơn vào trong cột ống với nhằm làm thay
đổi đường gradient áp suất của dung dịch trong giếng khoan ở phần phía trên

của cột ống. Phương pháp này được ứng dụng ở các môi trường khoan nước
sâu, giếng có giới hạn khoan nhỏ. Mục đích của phương pháp tỉ trọng dung
dịch kép là điều chỉnh đường gradient áp suất của dung dịch khoan vào trong
giới hạn khoan nhằm kéo dài khoảng cách giữa các lần chống ống, cho phép
giảm số lượng ống chống kỹ thuật sử dụng trong giếng, nâng cao mức độ an
toàn khi khoan. Hình 1.8 mô tả sự khác nhau giữa gradient áp suất của dung
dịch trong phương pháp khoan truyền thống và phương pháp tỉ trọng dung
dịch kép.

Hình 1.8 Gradient áp suất sử dụng phương pháp DGD
Trong phương pháp bơm chèn để giảm tỉ trọng phần phía trên của cột
dung dịch, ta sử dụng các chất bơm chèn như khí Nito hoặc không khí. Hình
21

1.9 mô tả quá trình bơm chèn các chất pha loãng vào phần trên của cột dung
dịch.


Hình 1.9 Bơm chèn chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch
Ngoài phương pháp bơm chèn các chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch,
người ta còn sử dụng một hệ thống bơm đặt trên đáy biển để tuần hoàn dung
dịch khoan ra khỏi khoảng vành xuyến và lên bề mặt theo đường tuần hoàn
riêng.
Hình 1.10 mô tả việc sử dụng bơm đẩy để tuần hoàn dung dịch khoan
lên bề mặt. Trong khi tuần hoàn dung dịch khoan lên theo đường riêng, phần
trong ống bao cách nước sẽ được điền đầy bởi hệ thống bơm nước biển, nhằm
cân bằng áp suất trong và ngoài ống bao.

22

Hình 1.10 Sử dụng bơm đẩy để thay đổi tỉ trọng dung dịch khoan

1.4.4 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (Return Flow Control –
RFC)
Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (RFC) sử dụng thiết bị trong
công nghệ MPD để bịt kín miệng giếng, hướng mùn khoan theo hệ thống
đường ống đi tới sàng rung hoặc thiết bị tách khí để ngăn ngừa tất cả những
rủi ro do khí độc trong dung dịch thoát lên sàn khoan ảnh hưởng tới sức khỏe
và tính mạng con người. Hệ thống van trên đường hồi có thể ngay lập tức
hướng dòng dung dịch sang hệ thống van tiết lưu để đưa vào thiết bị tách khí
khi có bất kì dấu hiệu của hiện tượng khí xâm nhập. Phương pháp này được
coi là một giải pháp an toàn được ứng dụng cho những giếng khoan trong địa
tầng cát nông có khí xâm nhập nhanh.
1.5 Ưu điểm của công nghệ MPD
1.5.1 Duy trì kiểm soát giếng, hạn chế rò rỉ khí, và khí độc H
2
S
Công nghệ MPD sử dụng một hệ thống tuần hoàn kín có áp suất, cho
phép:
23

 Kiểm soát toàn bộ quá trình tuần hoàn dung dịch;
 Phát hiện dòng xâm nhập sớm trong quá trình khoan và dạo cột cần
khoan;
 Thiết lập đối áp bề mặt lên đáy giếng tự động, kiểm soát giếng chính
xác, hiệu quả;
 Dễ dàng phát hiện sự xuất hiện của khí, đặc biệt là khí độc H
2
S, hạn

chế tối đa những nguy hại do thoát khí lên sàn khoan.
1.5.2 Ổn định áp suất đáy giếng, ngăn ngừa các rủi ro trong khi khoan
Ứng dụng đối áp bề mặt lên đáy giếng, công nghệ MPD tạo ra những
ưu điểm:
 Áp suất đáy giếng được duy trì ổn định trong suốt quá trình khoan
cả ở trạng thái tuần hoàn và ngừng tuần hoàn;
 Ngăn ngừa hiện tượng sập lở thành giếng khoan do sự chênh lệch
giữa áp suất đáy giếng và áp suất thành hệ;
 Áp suất đáy giếng được duy trì trên cân bằng với mức chênh lệch
nhỏ, đảm bảo ổn định thành giếng và gia tăng tốc độ cơ học khoan.
1.5.3 Khoan thành công qua các tầng mất dung dịch trầm trọng
 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD cho phép khoan thành
công qua các địa tầng granite, đá móng nứt nẻ mất dung dịch trầm
trọng;
 Tiết kiệm, giảm giá thành trong tổng chi phí cho dung dịch khoan
do chỉ sử dụng dung dịch có sẵn như nước biển, nước muối;
 Giảm thời gian không sản xuất liên quan đến các vấn đề kiểm soát
giếng như mất dung dịch hay dòng xâm nhập.
1.6 Phạm vi ứng dụng của công nghệ MPD
1.6.1 Mỏ có nhiệt độ và áp suất cao
Điều kiện áp suất và nhiệt độ cao là một trong những khó khăn, thách
thức lớn nhất trong công tác khoan. Áp suất và nhiệt độ cao tác động trực tiếp
lên dung dịch khoan, làm thay đổi các tính chất của dung dịch như tỉ trọng, độ
nhớt, tính lưu biến của dung dịch… gây khó khăn cho công tác kiểm soát
giếng. Đặc biệt, trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, khả năng xuất hiện
dòng xâm nhập vào giếng là rất lớn. Chính vì thế yêu cầu một công nghệ
kiểm soát giếng tối ưu.
24

Công nghệ MPD sử dụng một hệ thống van tiết lưu, tự động điều chỉnh

áp suất bề mặt lên đáy giếng, duy trì áp suất đáy giếng ổn định khi mà áp suất
đáy giếng chịu ảnh hưởng của sự thay đổi nhiệt độ, quá trình kéo thả cột cần
khoan và sự thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch khoan, đảm bảo một công
tác khoan an toàn và hiệu quả.
1.6.2 Mỏ suy giảm
Mỏ suy giảm là những thành hệ đã được khai thác, áp suất vỉa sụt giảm
đi đáng kể so với ban đầu. Khi sử dụng công nghệ khoan truyền thống để
khoan qua một tẩng suy giảm với một thành hệ có áo suất cao ở phía trên dễ
xảy ra hiện thượng mất tuần hoàn. Nguyên nhân là do áp suất thân giếng phải
được duy trì ở trạng thái trên cân bằng khi khoan qua thành hệ có áp suất cao,
nhưng khi xâm nhập vào tầng suy giảm, sự chênh lệnh áp suất giữa đáy giếng
và tầng suy giảm lớn, dung dịch khoan xâm nhập vào thành hệ, gây ra hiện
tượng mất tuần hoàn. Vấn đề này được giải quyết bằng phương pháp khoan
cố định áp suất đáy giếng (CBHP) chp phép điều chỉnh áp suất đáy giếng phù
hợp, không vượt quá giới hạn vỡ vỉa ở tầng suy giảm, mà vẫn duy trì được
trạng thái cân bằng với thành hệ có áp suất cao ở phía trên.
Tương tự trong quá trình khoan vào thành hệ có áp suất cao với một
tầng suy giảm ở trên, phương pháp cố định áp suất đáy giếng có khả năng duy
trì ổn định áp suất thân giếng trong giới hạn khoan an toàn, tránh hiện tượng
vỡ vỉa, mất dung dịch ở tầng suy giảm mà vẫn duy trì được trạng thái trên cân
bằng ở thành hệ có áp suất cao.
Như vậy, công nghệ MPD đã giải quyết được những khó khăn chủ yếu
trong công tác khoan những giếng ở vùng mỏ suy giảm như mất tuần hoàn
dung dịch, kẹt cột cần khoan thông qua việc duy trì chính xác áp suất đáy
giếng trong giới hạn khoan an toàn.
1.6.3 Giếng khoan vươn xa
Giếng khoan vươn xa hay còn gọi là giếng khoan xiên định hướng,
được định nghĩa là giếng có tỉ lệ giữa khoảng dịch đáy và chiều sâu thằng
đứng lớn hơn hai. Do góc nghiêng của thân giếng lớn dẫn đến những khó
khăn, thách thức phổ biến trong công tác khoan giếng vươn xa như sự ổn định

thành giếng khoan, khó khăn trong việc làm sạch mùn khoan, tăng momen
kéo thả cột cần… đẩy cao giá thành khoan.
25

Ứng dụng công nghệ MPD với phương pháp cố định áp suất đáy giếng
hay phương pháp tuần hoàn liên tục cho phép giảm thời gian ngừng tuần hoàn
dung dịch, tránh hiện tượng lắng đọng mùn khoan trong thân giếng, kiểm soát
tổn hao áp suất ở khoảng không vành xuyến, hạn chế tối đa các sự cố xảy ra
do sự thay đổi áp suất thân giếng.
1.7 Cơ sở lựa chọn và khả năng ứng dụng công nghệ MPD ở Việt Nam
Trong những năm vừa qua, công tác khoan thăm dò – khai thác dầu khí
tại Việt Nam phát triển rầm rộ với số lượng giếng khoan hàng năm tăng lên
không ngừng. Tại bồn trũng Cửu long, bên cạnh các mỏ đang được khai thác
như mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng, mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi, mỏ Rạng Đông, mỏ
Sư Tử Đen, mỏ Sư Tử Vàng, mỏ Cá Ngừ Vàng… một loạt cấu tạo mới được
phát hiện với tiềm năng dầu khí như Tê Giác Trắng, Voi Trắng, Tê Giác
Đen…Các giếng khoan cũng vươn tới những vùng khó khăn phức tạp hơn
như vùng có áp suất nhiệt độ cao (HPHT), vùng mỏ mất dung dịch trầm
trọng, vùng có thành hệ yếu dễ sập lở. Từ thực tế hoạt động tìm kiếm thăm dò
và khai thác dầu khí cho thấy chi phí dành cho công tác khoan luôn chiếm
một tỷ phần lớn, theo số liệu thống kê chung của các Công ty và Nhà thầu dầu
khí thì trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò, chi phí dành cho công tác khoan
chiếm đến 65÷75%, còn trong giai đoạn phát triển mỏ thì chi phí này là
30÷35%. Ngoài ra cần phải kể đến những phức tạp và khó khăn trong công
tác thi công khoan cũng chính là những nguyên nhân làm tăng chi phí. Việc
lựa chọn các giải pháp công nghệ trong thi công không phù hợp cũng làm
giảm tính hiệu quả của giếng và làm sai lệch những thông tin ban đầu của mỏ
là nguyên nhân gây nên những thiệt hại khó lường. Cụ thể trong thi công
khoan ở bồn trũng Cửu Long, phức tạp địa chất chính là ở địa tầng Bạch Hổ
với sét trương nở, các tầng vỉa có áp suất dị thường cao, tầng móng với các

nứt nẻ hang hốc có giá trị áp suất vỉa thấp…. Các phức tạp trong khoan
thường gặp đó là kẹt cần do trương nở và sập lở thành giếng, mất dung dịch
khoan trong tầng nứt nẻ hang hốc, nhiễm bẩn thành hệ cũng là một bài toán
khó cho các nhà thầu mặc dù chi phí để giải quyết những hậu quả này là rất
lớn và khó khăn.
Nhằm loại bỏ và hạn chế tối đa những phức tạp và hậu quả không
mong muốn trên, các nhà Thầu khoan đã đưa ra hàng loạt các giải pháp công