LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01

© 2002 Weatherford. All rights reserved.

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCMTRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍBỘ MÔN KHOAN & KHAI THÁC DẦU KHÍ

CBHD: TS. VŨ VĂN ÁIKS.TẠ QUỐC BẢO

SVTH: NGUYỄN HỮU HẠNHMSSV: 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 47361m 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.

Kick9% 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 offHoàn 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)

5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

CP=500 psiCP= 800 psiCP=1250 psiCP=2000 psi

EMW (ppg)

DE

PT

H (

m)


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 QUẢSơ đồ lắp đặt thiết bị khoan CBHP.

RCD


Sơ đồ kết nối đường ống chuẩn bị quá trình tiếp cần.

Q ~ 200 gpmCP ~ 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)

14.5ống 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 khoanNgày

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-

16.810.5

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

14.418.0-

18.214.0

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 0-450-704


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)/WBMGiảm 1.5 - 2.5 ppg

Đoạn khoan 8-1/4”

15.5-17 (ppg) 14 (ppg)/SBMGiảm 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....


XIN CHÂN THÀNH CÁM ƠN THẦY CÔ VÀ CÁC BẠN!

Chúc Thầy Cô dồi dào sức khỏe!



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

2. CP >< SPP


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


MDQ 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

© 2002 Weatherford. All rights reserved.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)


Phương pháp lắp đặt DDV

RetrievableInstallation

Retrievable Control Line

Liner Tieback installation utilized with control line Interface for valve retrieval.

PermanentInstallation

Control Line

Allows intermediate casing to be cemented to the top of surface casing for casing integrity.


Vị trí mở

Vị trí đóng

FlapperĐầu kích hoạt (đẩy)

Flapper Valve


Actuator Section


Lock Open Tool

Lock OpenProfile

Lock Open Feature : cho phép DDV được mở vĩnh viễn nhờ cơ cấu chốt khóa.

Shear Ring


Kéo thả chuỗi cần khi có DDV™


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 InternalDifferentialPressure

5,000 psi 5,000 psi 5,000 psi 10,000 psi 3,000 psi

Max ExternalDifferentialPressure


Max ValveDifferentialPressure


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


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


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

Þ xử lý mất dung dịch hoàn toàn…

Þ nâng cao hiệu năng khai thác,tăng ROP…

Þ 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.Þ Giảm thiểu chi phí liên quan dung dịch bị mất.Þ 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 giếngNgày

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 420Khoan 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 kiệm73% 73% 98% 98%

Nguồn: Hoàn Vũ JOC-mỏ Cá Ngừ Vàng-2008

Chi 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 BrineKhoan 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 trăm68% 68%

tiết kiệm

Chi phí Mất dung dịchNguồn: 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. MPDManaged 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

ThầuVị trí Tầng đối tượng Dạng sự cố

Dạng

ứng

dụng

MPD

Hệ

thống

thiết bị

Loại giàn khoan

Cửu

Long

JOC

Bể Cửu

LongGranite nứt nẻ Kick khí RFCD

RMDI

(RCD)

9000

Jack-up

Hoàn Vũ

JOC

Lô 9.2-Bể

Cửu LongGranite nứt nẻ

Mất tuần

hoàn, kickCBHP

RCD

7100Jack-up

Petronas

Carilagi

Bể

Sông Hồng

Sét kết, cát kết, bột

kết, đá vôi, tầng móng

Mất tuần

hoàn, kẹt

cần, kick khí

PMCDRCD

7800Jack-up

Premier

Oil

Lô 12W-Bể

Nam Côn

Sơn

Đá vôi Limestone,

Carbonate

Mất tuần

hoàn, kick

khí

PMCDRCD

7800

Jack-up,

Semisubmersibl

e

Plains

Viet Nam

Lô 124-Bể

Phú KhánhĐá vôi Carbonate

Mất tuần

hoàn, kick

khí

PMCDRCD

7800

Semisubmersibl

e



MA TRẬN KSG


DG

RFCD


CBHP

PMCD


RFCD


DG


PMCD


Áp suất bề mặt

Static Mud Weight(MPD)

Áp suất vỉaÁp suất vỡ vỉa

Áp suất

TV

D

Static MW

Dynamic MW (ECD)

Static MW + BP

Dynamic MW + BP

Truyền thống

MPDStatic MW

Mất dung dịch


Một số hình ảnh tham khảo

04/18/2023 61


BEARING


RCD 7800-Pressure Rating vs. RPM


MPD Choke Manifold04/18/2023 64


3” Rig Choke Manifold Line

Inlet Pressure Sensor-MPD Manifold

04/18/2023 65

© 2002 Weatherford. All rights reserved. 04/18/2023 66

Tới cụm ống đứng

(SP3 valve)

Tới Coriolis Meter/Mud

Dicth

Đường hồi 6” (Into MPD

Choke)

© 2002 Weatherford. All rights reserved.04/18/2023 67

Bell Nipple

Echotray

Bleed off Line

Trip fill up Line


7800 RCD-Bell Nipple Riser-Flow line-ESD

04/18/2023 68


Body-Block, position Sensor-

Primary Sensor

04/18/2023 69

© 2002 Weatherford. All rights reserved. 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

Documents

LVTN-Ng.H.Hanh.Rev 26.01