Lựa chọn cấu trúc giếng khoan slim hole cho dự án phát triển mỏ lô B

LỰA CHỌN CẤU TRÚC GIẾNG KHOAN SLIMHOLE
CHO GIAI ĐOẠN PHÁT TRIỂN LỒ B&48/95 VÀ LÔ 52/97
Tóm tắt: Trong phạm vi bài báo, tác giả trình bày một số kết quả nghiên cứu về công nghệ khoan
phát triển mỏ tại B&48/95 và Lô 52/97. Dự án được cho là có tiềm năng rất lớn về khí và
condensat và có triển vọng khai thác trong vòng 30 năm tới. Khu vực triển khai dự án có đặc
thù là xa bờ, đối tượng chứa khí của các mỏ Kim Long-Ác Quỷ-Cá Voi (KL-AQ-CV) nằm
trong các tập cát kết J và non-J. Vì vậy, phương án hoàn thiện giếng dự kiến được sử dụng
hoàn thiện đơn thân nhỏ (slimhole monobore) với đường kính ống khai thác 2-7/8 inch và
đường kính lỗ 6-1/8 inch. Các giếng sẽ được lựa chọn khoảng khai thác cho tập cát J và nonJ cụ thể tùy thuộc vào kết quả giếng khoan. Căn cứ vào đặc thù của mỏ, đặc thù điều kiện địa
chất, nhóm tác giả đã nghiên cứu và đưa ra những lựa chọn phù hợp cho các giếng phát
triển mỏ, giếng xác định ranh giới, giếng bơm thải nước, xử lý nước vỉa. Bên cạnh đó, tác giả
cũng đưa ra thiết kế cột ống chống và cột ống khai thác căn cứ trên kết quả và kết luận từ các
cuộc điều tra khảo sát với những giếng khoan tương tự của Chevron đã được thực hiện ở
trong vùng Vịnh Thái Lan.
Từ khóa: Cấu trúc giếng, phát triển mỏ, lô B&48/95 và lô 52/97
1. Tổng quan lô B&48/95 và Lô 52/97 và dự án phát triển mỏ

Hình 1: Sơ đồ vị trí Lô B&48/95 và Lô 52/97
Lô B&48/95 và Lô 52/97 nằm ở khu vực ngoài khơi phía Tây Nam Việt Nam, thuộc bồn
trũng Malay - Thổ Chu với độ sâu nước biển trung bình khoảng 77 m và khoảng cách đến bờ 250


km, cách nhà máy nhiệt điện Ô Môn khoảng 400 km (Hình 1). Tổng diện tích phát triển và diện tích
còn lại của 2 Lô là 3.002,5 km2 [1].
Các Lô B&48/95 và Lô 52/97 đã có tuyên bố phát hiện thương mại đầu tiên vào ngày
08/5/2002 với trữ lượng thu hồi cấp 2P theo báo cáo trữ lượng dầu khí tại chỗ (RAR) năm 2004 là
5.681 tỷ bộ khối khí và 23,53 triệu thùng condensat và báo cáo trữ lượng được cập nhật năm 2010
là 6.009 tỷ bộ khối khí và 25,3 triệu thùng condensat. Kế hoạch phát triển mỏ đại cương (ODP) đối
với các mỏ Kim Long, Ác Quỷ và Cá Voi đã được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phê duyệt ngày
08/8/2007.
Dự án được đánh giá với giả định gia hạn tới năm 2044 (phù hợp với đánh giá tại FDP phiên

bản 4 cũng như các đề xuất của PVN/Các bên nhà thầu tới Bộ Công thương/Chính phủ). Đây là
điều kiện tiên quyết để triển khai dự án, nằm trong nhóm các điều kiện cần đạt được để có thể đi
đến quyết định đầu tư cuối cùng (FID), đảm bảo lợi ích cho tất cả các Bên tham gia trong chuỗi quy
hoạch tổng thể của Chính phủ (thượng nguồn, trung nguồn và hạ nguồn) [1].
2. Khái quát điều kiện địa chất khu mỏ
2.1. Tài liệu địa chấn
Tài liệu 10.291 km tuyến địa chấn 2D và 5.121 km2 địa chấn 3D đã được nhà thầu thu nổ bao
phủ toàn bộ diện tích phát triển chung (AJD) và diện tích phát triển treo (SDA). Khối lượng và vị trí
các khảo sát địa chất này được tổng hợp trong bảng 1 và Hình 2 [1].
Bảng 1: Khối lượng thu nổ địa chấn trong khu vực Lô B&48/95
Năm

Loại

Khối lượng

Thời gian

Xử lý

2D

5.636,5 km

10/199001/1991

04/1991

2D (Scan)

1.087,5 km

“

10/1996

2D (tái xử lý)

1.655,5 km

“

06/1999

UVB97

2D

4.432 km

1/1997

01/02/97

UVB97

2D (AVO)

223 km

01/02/1997

06/1997

1998

Kim Long

3D

1.264 km2

09/10/1998

04/1999

1998

BLK52

3D

1.856 km2

10/12/1998

12/1999

2006

Kim Sư

3D

1.075 km2

06/07/2006

06/2007

1990

Khảo sát

VF90

1997


Năm

Khảo sát

Loại

Khối lượng

Thời gian

Xử lý

2006

Vàng Đen

3D

926 km2

07/08/2006

06/2007

2007

Tái Xử lý

3D PSTM

5.000 km2

06/2007

2008

Tái xử lý

3D PSDM

1.000 km2

09/2008

Hình 2: Mạng lưới địa chấn Lô B&48/95 và 52/97
2.2. Tài liệu giếng khoan
Trong toàn Lô B&48/95 nhà thầu đã khoan tổng cộng 29 giếng thăm dò và thẩm lượng. Các
thông tin chính của những giếng khoan này được tổng hợp trong Bảng 2.


Bảng 2: Các giếng đã khoan trong khu vực Lô B&48/95
Chiều dày hiệu
Thử
dụng chứa khí
vỉa
(m)
41,3
Có
0
36,9
49,0
-

STT

Giếng

Năm

Kết quả

Khu
vực

1
2
3
4

B-KL-1X
B-KQ-1X
B-KL-2X
B-KL-3X

1997
1997
2000
2000

Phát hiện
Khô
Phát hiện
Phát hiện

AJD
RA
AJD
AJD

Khô

AJD

0

-

AJD

42,9

Có

AJD

6,3

-

AJD
AJD
AJD
AJD
AJD
AJD
AJD
AJD
AJD
AJD
SDA
SDA

46,7
40,2
0
97,6
48,8
36,8
89,3
37,1
34,9
21,2
N/A
44,0

Có
Có
Có
-

5

48/95-TDD-1X 2000

6

B-AQ-1X

2000

7

B-AQ-2X

2000

8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19

52/97-AQ-3X
52/97-CV-1X
52/97-CV-2X
B-KL-4X
52/97-CV-3X
52/97-AQ-4X
52/97-AQ-5X
52/97-CV-4X
52/97-AQ-6X
52/97-AQ-7X
52/97-TH-1X
52/97-VD-1X

2000
2000
2000
2001
2001
2001
2001
2003
2003
2003
2003
2004

Phát hiện
Không thương
mại
Phát hiện
Phát hiện
Khô
Phát hiện
Phát hiện
Phát hiện
Phát hiện
Phát hiện
Phát hiện
Phát hiện
Không đạt TD
Phát hiện

20

52/97-AQ-8X

2004

Phát hiện

AJD

23,4

-

21
22

52/97-AQ-9X
52/97-TH-2X

2004
2004

SDA
SDA

17,5
14,4

-

23

B-TXT-3X

2004

AJD

5,5

-

24
25
26
27
28

B-KS-1X
B-NKL-3X
52/97-CV-5X
B-VD-2X
52/97-VD-3X

2008
2008
2008
2008
2012

RA
AJD
SDA
RA
SDA

0
37,3
49,8
0
22,9

-

29

52/97-TH-3X

2012

Phát hiện
Phát hiện
Không thương
mại
Khô
Phát hiện
Phát hiện
Khô
Phát hiện

Không thương
mại

SDA

5,1

-

Ghi chú

7 m cát

157m mẫu
lõi


Kết quả minh giải địa chấn và khoan thăm dò đã phát hiện được khí trên 5 cụm mỏ: Kim
Long, Cá Voi, Ác Quỷ, Vàng Đen và Thiên Hà.
Hà Trong tổng
ổng số 29 giếng khoan ttìm kiếm, thăm dò và
thẩm lượng,
ợng, có 20 giếng phát hiện khí thương
th
mại.
Báo cáo tính trữ lượng dầu khí tại chỗ (RAR) cho các cấu tạo Kim Long
Long, Ác Quỷ và Cá Voi
thuộc diện
iện tích phát triển chung AJD đã được Unocal
Unocal-Chevron

Chevron hoàn thiện và được Thủ tướng chính
phủ phê duyệt vào năm 2004, và bản cập nhật được phê duyệt
du năm 2010. Tổng
ổng trữ llượng khí tự do
tại chỗ cấp 2P là 6.009 tỷ
ỷ bộ khối, tương
t
đương với
ới 170 tỷ mét khối khí (gồm cả khí CO2 và N2).
Tổng trữ lượng khí Hydrocacbon cấp 2P là 4.821 tỷ bộ khối tương đương 136 tỷ mét khối và 25,25
triệu thùng condensat.
Báo cáo trữ lượng các cấu tạo Vàng Đen và Thiên Hà
Hà thuộc khu vực SDA đã được hội đồng
trữ lượng của PVN xem xét vào
ào tháng 4/2013, nhưng báo cáo này chưa được
được Chính phủ ph
phê duyệt.
Tổng trữ lượng
ợng khí tại chỗ cấp 2P là
l 272 tỷ bộ khối khí, tương đương với
ới 7,7 tỷ mét khối khí (gồm
khí CO2 và N2). Tổng trữ lượng khí Hydrocacbon cấp 2P là 232 tỷ bộ khối tương đương 6,5 tỷ mét
khối và 2,86 triệu thùng condensat.
Trong giai đoạn tìm kiếm
ếm thăm dò,
d nhà điều hành Unocal - Chevron đđã thực hiện đúng cam
kết hợp đồng và thực hiện thành
ành công chương trình
tr
thăm dò - thẩm lượng.

2.3. Đặc điểm cấu trúc và kiến
ến tạo

Hình 1:: C
Cột địa tầng tổng hợp bể Malay - Thổ Chu


2.4. Nhận xét chung
Dự án đã hoàn thành công tác thăm dò thẩm lượng. Báo cáo tính trữ lượng dầu khí cho các
cấu tạo Kim Long, Ác Quỷ và Cá Voi thuộc diện tích phát triển chung đã được Unocal-Chevron
hoàn thiện và được Thủ tướng chính phủ phê duyệt vào năm 2004. Bản cập nhật được phê duyệt
năm 2010 với tổng trữ lượng khí tại chỗ cấp 2P là 6.009 tỷ bộ khối, tương đương với 170 tỷ mét
khối khí.
Báo cáo trữ lượng dầu khí của các cấu tạo Vàng Đen và Thiên Hà thuộc Diện tích phát triển
treo đã được hội đồng trữ lượng của PVN xem xét vào tháng 4/2013, nhưng báo cáo này chưa được
Chính phủ phê duyệt. Tổng trữ lượng khí tại chỗ cấp 2P là 272 tỷ bộ khối khí, tương đương với 7,7
tỷ mét khối khí.
Công tác phát triển bị chậm tiến độ so với kế hoạch đề ra do quá trình đàm phán giá khí kéo
dài và chuyển nhượng quyền lợi tham gia từ Chevron sang PVN.
Chevron hoàn thành thiết kế tổng thể tháng 3/2011 do Nhà thầu EDG thực hiện.
Sau khi chuyển giao quyền điều hành, PVN/Phú Quốc POC đã tiến hành và hoàn thành cập
nhật thiết kế tổng thể tháng 2/2016 do nhà thầu EDG thực hiện nhằm tối ưu thiết kế, cập nhật chi
phí thiết bị ở thời điểm hiện tại.
Hiện nay thời gian dự trữ của dự án không nhiều nên nếu một mốc Milestones nào không đạt
được thì sẽ ảnh hưởng đến tiến độ triển khai dự án, tiến độ FG 2021.
Đến thời điểm hiện tại, các thủ tục pháp lý liên quan đến việc chuyển giao bao gồm 2 hợp
đồng dầu khí (PSCs)sửa đổi, các thỏa thuận liên quan (UA, JDA, JOA và JDA-JOA) cũng như giấy
phép kinh doanh điều chỉnh đã được phê duyệt để Phú Quốc POC có đủ cơ sở pháp lý thực hiện và
điều hànhdự án.
3. Kế hoạch khoan

Trước đây, Chevron đã khoan 29 giếng thăm dò, thẩm lượng trong các lô B&48/95 và Lô
52/97. Trên cơ sở Kế hoạch Phát triển mỏ Phiên bản thứ 4 do NĐH đệ trình tháng 5/2017 (FDP
Rev4), dự kiến các Phương án phát triển như sau [1]:
- Trường hợp 1: Phát triển đồng thời cả Diện tích Phát triển chung (AJD) và Diện tích Phát triển
treo (SDA), bao gồm các Phương án:
+ Phương án 1 - Phương án cao: Sẽ khoan 754 giếng khai thác, 3 giếng bơm thải nước và
23 giếng thẩm lượng/phân định ranh giới.
+ Phương án 2 - Phương án cơ sở: Sẽ khoan 911 giếng khai thác, 3 giếng bơm thải nước và
30 giếng thẩm lượng/phân định ranh giới.
+ Phương án 3 - Phương án thấp: Sẽ khoan 1.040 giếng khai thác, 3 giếng bơm thải nước và
43 giếng thẩm lượng/phân định ranh giới.
-

Trường hợp 2: Chỉ phát triển Diện tích Phát triển chung:


+ Phương án 4: Sẽ khoan 833 giếng khai thác, 3 giếng bơm ép và 29 giếng thẩm
lượng/phân định ranh giới.
4. Lựa chọn cấu trúc giếng cho dự án
4.1. Giếng phát triển (Slimhole monobore)
Tất cả các giếng khai thác khí sẽ được hoàn thiện với công nghệ giếng khoan thân nhỏ với bộ
thiết bị hoàn thiện có cùng đường kính trong (monobores slimhole). Giếng được hoàn thiện với cột
ống tubing 2-7/8” được thả trong thân giếng trần có đường kính 6-1/8”.
Cột ống chống đầu tiên là ống chống bề mặt 9-5/8 inch được thả và trám xi măng trong thân
giếng khoan 12-1/4”. Thân giếng khoan 12-1/4” được khoan thẳng đứng cho tới độ sâu khoảng 350
mét theo chiều dài thân giếng (240 mét bên dưới tính từ đáy biển) và không sử dụng ống bao (riser).
Cấp ống chống thứ hai sẽ sử dụng là ống chống trung gian 7" và được thả tới độ sâu khoảng
1800 mét theo chiều dài thân giếng, tại dưới tầng Mioxen nhưng trên ranh giới cao nhất của đới
hydrocacbon. Thân giếng 8-1/2" sẽ được khoan định hướng, sử dụng choòng khoan kim cương
cùng với động cơ thủy lực (mud motor).

Hình 4 : Đặc tính kỹ thuật giếng khai thác
Giếng khoan được hoàn thiện với cấp ống khai thác 2-7/8” được thả trong thân giếng khoan 61/8”. Công đoạn 6-1/8” sẽ được khoan bằng choòng khoan kim cương và thiết bị định tâm có thể
điều chỉnh được để kiểm soát hướng đi của quỹ đạo giếng khoan. Công đoạn này được khoan với hệ
thống dung dịch tổng hợp (Non-Aqueous Drilling Base Fluid) và được xử lý phù hợp với quy định
của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Bộ Tài nguyên và Môi trường và các tiêu chuẩn của Nhà Điều
hành. Gradient áp suất dị thường tối đa khoảng 12 ppg được quan sát trong khi khoan qua các cấu
tạo của mỏ Ác Quỷ và Cá Voi (khoảng độ sâu từ 2000 mTVDss đến 3000 mTVDss). Trong khi đó


thử độ tiếp nhận của vi thành vỉa (FIT) ở chân ống 7’’ khoảng 14,5ppg. Với 2,5ppg chênh lệch tỷ
trọng dung dịch (Mud Weight Window) đủ để tăng tỷ trọng dung dịch khi khoan qua tầng này mà
vẫn chưa vỡ vỉa. Như vậy, thiết kế giếng khoan với cấu trúc 3 cột ống đã đủ kiểm soát được tầng dị
thường áp suất này. (Thực tế Chevron trước đây đã khoan thành công tại vùng này mà không gặp sự
cố).
Các thiết bị khoan và logging DD/LWD/MWD/Wireline cho công đoạn khoan 6-1/8” hiện tại
dự tính sử dụng có thể hoạt động ở nhiệt độ tối đa 175 độ C. Giá thành giếng khoan hiện tại được
xây dựng dựa trên các thiết bị này.
4.2. Giếng định ranh giới (Delineation Wells)
Giếng xác định ranh giới (Delineation wells) là những giếng khoan nhằm xác định phạm vi có
thể phát triển của một vỉa chứa ở vị trí tiếp xúc với ranh giới của nước vỉa. Giếng khoan được thiết
kế giống với các giếng khoan phát triển, ngoại trừ hai sự khác biệt sau đây:
-

Cấp ống chống đầu tiên với cấp đường kính bên ngoài là 9-5/8" được thiết kế để khoan mà
không cần dùng ống bao (riser) cho tới độ sâu khoảng 350 m. Sau đó sẽ được bơm trám xi
măng để giữ cho cột ống chống 9-5/8" được chắc chắn.

-

Phần thân giếng đi qua tầng sản phẩm sẽ được khoan bằng choòng kim cương 6-1/8" và thiết
bị định tâm có thể điều chỉnh được giống như các giếng phát triển tới độ sâu cuối cùng của
giếng. Sau đó đo địa vật lý giếng khoan trong thân trần để thẩm định lại cấu tạo của vỉa sản
phẩm. Sau đó giếng khoan sẽ được huỷ bỏ vĩnh viễn.
4.3. Giếng bơm thải nước, xử lý nước vỉa (Produced Water Disposal Wells)

Đây là giếng bơm ép nước thải đồng hành. Nước từ vỉa sẽ được sử dụng cho các giếng bơm
thải nước nước. Sẽ khoan 3 giếng bơm thải nước trong năm đầu tiên của dự án. Sẽ có thêm giếng
bơm thải nước tại giai đoạn cuối của mỏ, dựa trên hiệu suất thu hồi và liên quan tới lượng nước vỉa
sinh ra. Vị trí tối ưu của các giếng bơm thải nước đang được nghiên cứu, sẽ phân tích, đánh giá rủi
ro khi có thêm thông tin. Bảng 3 cung cấp một số yếu tố liên quan đến việc lựa chọn khoảng bơm
thải nước.
Bảng 3: Giếng bơm thải nước nước và lựa chọn khoảng bơm thải nước
Vị trí bơm thải nước
Lợi ích
Đánh giá rủi ro
Bơm thải nước tại vị trí
rất nông (trên tầng
Mioxen giữa, bất chỉnh
hợp)

Giá thành giếng khoan - Không giữ được tính chất nguyên
vẹn của đất đá.
thấp nhất
- Nhiều rủi ro sẽ đi lên bề mặt.

Bơm thải nước tại vị trí
nông (1500m đến 1750m
TVDSS)

Giá thành giếng khoan - Không biết được phạm vi phân bố
của cát. Không tăng độ rỗng của cát.
nhỏ
- Làm nứt và nén ép áp suất cho
khoảng sẽ khoan qua sau này.


Bơm thải nước tại vị trí
sâu (tầng Jsand, dưới
3000m TVDSS)

Chắc chắn được ngăn
chặn; sự vô hạn vỉa.

- Giá thành giếng khoan cao.
- Yêu cầu áp suất bơm thải nước trên
bề mặt lớn.

5.Thiết kế ống chống và cột ống khai thác
Thiết kế cột ống chống và cột ống khai thác căn cứ trên tính chất kiểm soát giếng khoan, tính
toàn vẹn của thân giếng, khả năng khoan định hướng, chiến lược hoàn thiện giếng và mức độ thu
hồi trong tương lai hoặc sự huỷ bỏ. Phần trên của cột ống khai thác thiết kế với 13 Chrome để ngăn
chặn sự ăn mòn. Các tiêu chuẩn này được dựa trên kết quả và kết luận từ các cuộc điều tra khảo sát
với những giếng khoan tương tự của Chevron đã được thực hiện ở trong vùng Vịnh Thái Lan.
Bảng 4 là tóm tắt các thông số kỹ thuật của các cấp ống chống cho các giếng phát triển và
giếng bơm thải nước nước. Bảng 5 là cho các giếng phân định ranh giới.
Bảng 4: Thông số kỹ thuật ống chống, giếng phát triển và giếng bơm thải nước

Mác
thép

Trọng
lượng
(lb/ft)

Loại đầu nối

Áp
suất
kiểm
tra
(psi)

350

N-80

40

Buttress
Connection

800

3.090

5.750

915

7

1.500

N-80

23

Buttress
Connection

5.000

3.830

6.340

533

2-7/8

1.500

13 Cr

6.4

Premium
Thread

5.000

11.160

10.570

105

2-7/8

Total
depth
1.500

L-80

6.4

Premium
Thread

5.000

11.160

10.570

105

Loại

ống
(inch)

Độ sâu
chống
ống
(mTVD)

9-5/8

Đặc tính ống chống
Ứng suất
uốn dọc
(psi)

Ứng
suất nổ
(psi)

Ứng suất
căng
(1000lb)

Bảng 5: Thông số kỹ thuật ống chống cho các giếng phân định ranh giới
Đặc tính ống chống

Loại đầu nối

Áp
suất

kiểm
tra
(psi)

Ứng suất
uốn dọc
(psi)

Ứng
suất nổ
(psi)

Ứng suất
căng
(1000lb)

40

Buttress
Connection

800

3.090

5.750

915

23

Buttress
Connection

5.000

3.830

6.340

533

Loại
ống
(inch)

Độ sâu
chống
ống
(mTVD)

Mác
thép

Trọng
lượng
(lb/ft)

9-5/8

350

N-80

7

1.500

N-80


6. Kết luận
Phú Quốc POC và các Bên Nhà thầu có khả năng triển khai thi công các giếng Slimhole, tuy
nhiên cần một khoảng thời gian nhất định để vừa thi công, vừa đúc rút kinh nghiệm, tối ưu hóa các
công đoạn để giảm thời gian thi công cũng như giảm chi phí khoan.
Trong quá trình triển khai có thể gặp rủi ro tăng chi phí khoan do một số nguyên nhân chủ
quan và khách quan như sau:
-

Kinh nghiệm thi công giếng khoan dạng slimhole tại Việt Nam còn hạn chế, nên có thể xảy ra
các rủi ro trong quá trình khoan sẽ dẫn đến rủi ro trong việc tăng chi phí khoan.

-

Rủi ro khi khoan không gặp vỉa sản phẩm (Giếng khô), do đó phải khoan giếng khác thay thế
cũng làm tăng chi phí khoan.

-

Khả năng tăng giá các dịch vụ khoan khi giá dầu tăng, làm tăng chi phí khoan.

Để hạn chế tối đa các rủi ro tăng chi phí khoan cho toàn dự án cần:

-

Ủng hộ tối đa cho Nhà Điều hành thuê những người điều hành khoan cũng như những người
làm việc trực tiếp trên giàn đã có kinh nghiệm khoan giếng slimhole, đặc biệt là khoan giếng
slimhole ở Thái Lan.

-

Nhà Điều hành nên học hỏi, đúc rút kinh nghiệm khoan slimhole, đặc biệt là kinh nghiệm
khoan slimhole của các Nhà thầu ở Thái Lan.

-

Tất cả các dịch vụ khoan cần được đấu thầu cạnh tranh quốc tế để lựa chọn các Nhà thầu có
đủ tiêu chuẩn kỹ thuật và giá cạnh tranh nhất để giảm chi phí khoan.

TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Phu Quoc Petroleum Operating Company, Field development plan , Block B&48/95 and 52/97,
2016.
[2]. Trương biên và nnk biên dịch (2007), Cẩm nang kỹ sư công nghệ khoan các giếng sâu NXB
KHKT, Hà Nội.
ABSTRACT
Select the slim hole structurefor development at block B&48/95 and 52/97
Dr. Nguyen Tran Tuan,Hanoi University of Mining and Geology
En. Ly Ngoc Long, PetroVietnam Exploration Production Corporation
In this paper, the author presents some research results on drilling technology at zone B & 48/95
and zone 52/97. The project is expected to have potential for gas and condensate and could be
producted over the next 30 years. The project area is offshore, the gas deposits of the Kim LongEvil-Whale mines (KL-AQ-CV) are located in the J and non-J sandstones. Therefore, the projected

completion of the well is expected to be accomplished using a slimhole monobore with a diameter
of 2-7 / 8 inch and a diameter of 6-1 / 8 inches. The wells will be selected for extraction for specific
J and non-J sand volumes depending on the well results. Based on the characteristics of the mine,
geological conditions, the authors have studied and made suitable choices for development wells,
boundary wells, water pumping wells, water treatment seam In addition, the author has designed the
tube and pipe columns based on the results and conclusions of the survey with similar wells of
Chevron conducted in the Thailand bay.


Key words: Well structure, field development, Blocks B, 48/95 and 52/97.