Lựa chọn thiết kế choòng khoan kim cương đa tinh thể (PDC) tối ưu cho công đoạn 8½” tại các giếng khoan nhiệt độ cao, áp suất cao mỏ Hải Thạch, bể Nam Côn Sơn

PETROVIETNAM

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 2 - 2019, trang 25 - 34

ISSN-0866-854X

LỰA CHỌN THIẾT KẾ CHOÒNG KHOAN KIM CƯƠNG ĐA TINH THỂ (PDC)

TỐI ƯU CHO CÔNG ĐOẠN 8½” TẠI CÁC GIẾNG KHOAN NHIỆT ĐỘ CAO,

ÁP SUẤT CAO MỎ HẢI THẠCH, BỂ NAM CÔN SƠN

Hoàng Thanh Tùng¹, Nguyễn Phạm Huy Cường², Trần Hồng Nam³, Lê Quang Duyến⁴, Đào Thị Uyên⁴

¹Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí

²Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông

³Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí

⁴Đại học Mỏ - Địa chất

Email: tunght@pvdrilling.com.vn

Tóm tắt

Việc lựa chọn choòng khoan phù hợp giúp tăng vận tốc cơ học khoan và chiều dài khoảng khoan, giảm chi phí thi công giếng khoan,

nâng cao hiệu quả kinh tế. Bài báo giới thiệu phương pháp nghiên cứu, tính toán, tiêu chí lựa chọn và đánh giá thiết kế choòng khoan

hợp kim đa tinh thể (PDC) phù hợp nhằm tăng tốc độ cơ học cho công đoạn 8½”cho các giếng khoan nhiệt độ cao, áp suất cao tại mỏ Hải

Thạch.

Kết quả nghiên cứu cho thấy khi sử dụng chủng loại choòng khoan tối ưu theo đề xuất với vận tốc cơ học khoan đã tăng gấp đôi so với

trước đây. Điều này đã chứng minh tính khả thi về kỹ thuật và hiệu quả kinh tế đem lại cho dự án đồng thời mở ra hướng mới cho việc lựa

chọn chủng loại choòng khoan phù hợp cho các khu vực khác có chung điều kiện địa chất, địa tầng và cấu trúc giếng khoan.

Từ khóa: Tối ưu hóa thiết kế choòng khoan, lựa chọn chủng loại choòng khoan, vận tốc cơ học khoan, hiệu quả kinh tế lựa chọn choòng

khoan.

1. Giới thiệu

Mỏ Hải Thạch nằm ở Lô 05-2, bể Nam Côn Sơn cách

Trong quá trình thi công các giếng khoan ở mỏ Hải

Thạch phát sinh vấn đề tốc độ khoan cho công đoạn 8½”

còn thấp so với yêu cầu đặt ra. Ngoài điều kiện địa chất

phức tạp (thành phần thạch học chủ yếu là đá phiến sét),

nhiệt độ cao, áp suất đáy giếng cao, tỷ trọng dung dịch

khoan rất cao thì choòng khoan là yếu tố quan trọng có

ảnh hưởng rất lớn đến tốc độ khoan. Tốc độ khoan trung

bình cho công đoạn 8½”trước khi sử dụng choòng khoan

mới thể hiện trong Bảng 1 [2].

bờ biển Vũng Tàu khoảng 330km với chiều sâu nước

biển trung bình khoảng 130 - 140m. Mỏ Hải Thạch được

phát hiện vào năm 1995 thông qua giếng khoan thăm

dò 05-2-HT-1X và được tiến hành khoan thẩm lượng vào

năm 1996 bởi BP. Kết quả thăm dò và thẩm lượng đã xác

định trữ lượng thương mại của khí và condensate tập

trung ở các vỉa: UMA10 (Miocene trên), MMH10 (Miocene

giữa), LMH-10, LMH-20, LMH-30 (Miocene dưới), UMA15,

MMF10, MMF15 và MMF30 reservoirs. Kết quả thẩm lượng

(giếng 05-2-HT-3X/3XZ, 2002) đã xác định khí và conden-

sate ở tập UMA15 và tập MMF10, MMF15 có trữ lượng

thương mại khá tốt. Đối với công đoạn 8½” sẽ đi qua một

số tập có trữ lượng thương mại ở Miocene dưới LMH-

10, LMH-20, LMH-30 với chiều sâu TD khoảng 3.818m

TVD/4.182m MD [1].

2. Giải pháp lựa chọn thiết kế choòng khoan tối ưu

2.1. Tổng quan

Việc lựa chọn thiết kế choòng khoan phù hợp cho

các khoảng khoan được căn cứ vào các yếu tố cơ bản sau

đây [3]:

- Thuộc tính của vỉa khoan qua;

- Tốc độ cơ học khoan (ROP) và vận tốc quay (RPM);

- Khả năng bơm rửa làm sạch giếng và choòng khoan;

- Trọng lượng bản thân của choòng khoan;

Ngày nhận bài: 14/6/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 14 - 28/6/2018.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

25

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Bảng 1. Bảng thống kê tốc độ khoan trung bình trong đoạn thân giếng 8½” [2]

Giếng khoan sử dụ ng

Tổng số

mét khoan

Tốc độ khoan

trung bình (*)

Tỷ trọng

dung dịch (ppg)

Loại choòng

khoan

Giới ha

̣

n t

(*)

́

ôc đ

̣

ô khoan

choòng khoan khi chưa áp

dụng giải pháp tối ưu

HT-3P

HT-1P

HT-2P

HT-5P

HT-5PST

546

476

268

382

546

3,44

9,03

3,09

7,48

4,01

17,0

17,7

17,2

17,5

PDC

Không bị giới ha

Bị giới ha

̣

n

̣

̣ n

Ghi chú: (*) Giới hạn tốc độ khoan: Là tốc độ khoan tức thời tối đa được thiết lập và bị giới hạn trong quá trình khoan để tránh các sự cố trong khi khoan như kẹt cần, sự không ổn định của bộ thiết bị khoan đáy

giếng, giếng không được rửa sạch, kiểm soát áp suất vỉa... (*) Tốc độ khoan trung bình (ROP) bằng tổng số mét khoan chia cho tổng thời gian khoan phá đất đá của choòng khoan.

- Chiều sâu của khoảng khoan;

- Khả năng chịu va đập, rung lắc của

răng cắt.

Phương pháp tính toán, lựa chọn thiết kế

tối ưu choòng khoan PDC cho công đoạn 8½”

được triển khai thành 5 bước như Hình 2.

2.2. Trình tự lựa chọn choòng khoan tối ưu

2.2.1. Bước 1: Xác định đặc tính cơ lý của địa

tầng khoan qua

Hình 1. Biểu đồ so sánh tốc độ khoan cơ học đạt được cho các chủng loại choòng khoan khác nhau

Đối với công đoạn 8½” sẽ đi qua một số

tập có trữ lượng thương mại ở Miocene dưới

LMH-10, LMH-20, LMH-30 với chiều sâu TD

khoảng 3.818m TVD/4.182m MD. Giá trị

độ bền nén một trục dọc theo chiều sâu của

các giếng khoan đã được đo đạc và tính toán

thông qua log mật độ khối được thể hiện như

Hình 3.

Xác định đặc tính cơ lý của tập sẽ

khoan qua:

Bước 1

- Ứng suất nén một trục;

- Độ cứng...

Lựa chọn sơ bộ các chủng loại

choòng khoan từ các nhà sản

xuất choòng khác nhau

Bước 2

Qua kết quả giá trị UCS được xác định cho

các tập LMH-10, LMH-20, LMH-30 khi khoan

cho khoảng khoan đường kính 8½”, giá trị UCS

trung bình từ 6.000 - 10.000psi. Một số loại

choòng khoan khác nhau đã được BIENDONG

POC sử dụng, song chưa đạt kết quả như

mong muốn. Kết quả phân tích các thông

số khoan cho thấy tốc độ khoan trong thành

hệ đá phiến sét của công đoạn 8½” rất thấp

do ảnh hưởng của thành phần thạch học, tỷ

trọng dung dịch cao, cơ chế cắt/răng cắt của

choòng khoan chưa thích hợp. Thành hệ đá

phiến sét chiếm tỷ lệ rất lớn và xen kep với các

tầng vỉa sản phẩm trong công đoạn 8½”.

Chạy mô phỏng và thử nghiệm

chủng loại choòng khoan đề xuất với

thông số chế độ khoan cho vỉa khoan

qua để kiểm tra:

Bước 3

- Tải trọng tối ưu lên choòng;

- Vận tốc quay tối ưu;

- Tốc độ khoan cơ học;

- Giới hạn moment xoắn...

Tiến hành so sánh, đối chiếu với

các choòng đã lựa chọn và đã

khoan cho khoảng khoan 8½”

tại khu vực mỏ như tốc độ khoan,

tuổi thọ choòng.

Bước 4

Bước 5

2.2.2. Bước 2: Phương thức lựa chọn sơ bộ thiết

kế choòng khoan

Đánh giá chi phí, hiệu quả kinh tế

Để thiết kế choòng khoan tối ưu, nhóm

tác giả tiến hành thử nghiệm khả năng phá

Hình 2. Lưu đồ lựa chọn choòng khoan PDC tối ưu cho công đoạn 8½”

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

26

PETROVIETNAM

hủy đất đá của răng cắt/choòng khoan trên các mẫu lõi thu được từ

giếng khoan của mỏ Hải Thạch cùng với dữ liệu UCS đo được trong

thực tế thi công giếng khoan (bước 1), giúp việc thiết kế choòng

khoan cho công đoạn 8½”dễ dàng và hiệu quả hơn.

thiết kế một choòng khoan mới đã được nhóm

tác giả và Smith Bits lên kế hoạch chi tiết cụ thể

(Bảng 2 và Hình 4).

2.2.3. Bước 3: Chạy mô phỏng với thông số chế độ

khoan cho công đoạn 8½”

Mẫu lõi được lựa chọn thí nghiệm là tầng đá phiến sét phía trên

tầng sản phẩm Miocene dưới (LMH-30), đây là mẫu lõi dư sau khi đã

lựa chọn mẫu lõi tốt nhất cho việc nghiên cứu tầng vỉa sản phẩm

LMH-30, do vậy sẽ không tốn chi phí lấy mẫu lõi để phục vụ cho

việc nghiên cứu và thiết kế choòng khoan mới. Việc thí nghiệm mẫu

lõi với các loại răng cắt khác nhau và các bước tiếp theo của việc

Trong điều kiện thời gian kéo thả bộ khoan

cụ như nhau và loại trừ các yếu tố phải dừng

công tác khoan khác, choòng khoan mới được

đánh giá là hiệu quả khi đáp ứng được tuổi thọ

và có tốc độ khoan cơ học cao khi khoan qua

từ điểm chân đế ống chống của khoảng khoan

trước cho đến điểm chân đế ống chống của

công đoạn khoan tiếp theo [6]. Hiện nay, có

nhiều thiết kế choòng khoan PDC khác nhau,

thậm chí công nghệ đối với các địa tầng cứng

không đồng đều, để giảm tác dụng của xung

chấn va đập gây vỡ các răng cắt các loại choòng

này được thiết kế thêm răng hình trụ chịu lực

va đập (stinger) thay cho các răng cắt thông

thường (Hình 5). Kết quả khoan các giếng tại

mỏ Hải Thạch trước đây cho thấy, đặc điểm địa

tầng khoan qua là vỉa phiến sét, có ứng suất

UCS psi

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

-2000

UCS psi

Hình 3. Giá trị ứng suất nén một trục (UCS) theo chiều sâu giếng HT-1P [4]

Bảng 2. Mô tả mẫu và các quá trình thí nghiệm liên quan tới mẫu [5]

Chiều dài mẫ u

Thí nghiê

̣

m

Kết quả

(m)

Xác định độ cứng

của thành hệ

1. Cường độ nén (UCS)

0,4

Kích thước

răng cắt (mm)

Độ bền nén

một trục (psi)

6.000

Chiều dài mẫu

Kết quả

(m)

1

19

22

Các thí nghiệm sẽ cho ra giá trị của 3

lực sau:

- Lực thẳng đứng (Fv)

- Lực tiếp tuyến (Fc)

- Lực xuyên tâm (Fr)

8.000

10.000

2. Khả năng cắt của các loại

răng cắt

Central stinger

Stinger on blade

10.000

Hình 4. Hình ảnh thiết bị thử nghiệm mẫu và gia công mẫu được chụp tại Phòng thí nghiệm của Smith Bits [4]

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

27

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Hình 5. Một số thiết kế choòng khoan PDC có răng chống va đập của Smith Bits [4]

khi khoan cho công đoạn 8½” đã chứng minh được

độ ổn định (Hình 7).

Cơ cấu cánh cắt với đường

kính răng cắt 19mm

Cánh choòng

Thân choòng

bằng hợp kim thép

- Các thông số chế độ khoan cho công đoạn

8½”được đưa vào tính toán như sau: lưu lượng bơm

rửa 250GPM; tốc độ vòng quay choòng 160 vòng/

phút; tỷ trọng dung dịch 17,5ppg; tổng diện tích

mặt cắt ngang của vòi phun thủy lực 0,519in². Kết

quả mô phỏng chế độ thủy lực choòng đã cho thấy

vận tốc dòng chảy ở đầu choòng thông qua các khe

thoát mùn khoan rất cao sẽ làm giảm hiện tượng

bám dính vào đầu mũi choòng và giảm hiệu quả

cắt của các răng cắt giúp nâng cao vận tốc khoan

(Hình 8).

Rãnh thoát

mùn khoan rộng

Thân choòng với tấm

bảo vệ mòn đường

kính dài 3’’

4 vòi phun thủy lực

Hình 6. Thiết kế choòng khoan cho công đoạn 8½”

nén một trục (UCS) < 10.000psi. Do đó, đề xuất sơ bộ cho việc

lựa choòng khoan đưa vào tính toán mô phỏng, xem xét mô

hình động lực học là chủng loại choòng khoan PDC 4 cánh cắt và

không có bố trí răng nón trụ chịu lực va đập (Hình 6).

- Tỷ lệ lưu lượng dòng chạy thoát ra khỏi khe

thoát mùn và trên các khe thoát mùn của choòng

càng lớn chứng tỏ mùn khoan dễ dàng thoát ra khỏi

khu vực choòng và sẽ không gây nên hiện tượng

ket mùn khoan làm giảm khả năng cắt của các cơ

cấu răng cắt đất đá của choòng khoan (Hình 9).

Các thiết kế cho choòng khoan mới (như thay đổi vị trí, kích

thước cũng như góc nghiêng của cánh cắt) được mô phỏng với

các bộ khoan cụ, quỹ đạo giếng khoan. Các thông số khoan theo

thiết kế cũng được đề xuất áp dụng nhằm lựa chọn choòng

khoan tốt nhất đáp ứng yêu cầu đề ra, cung cấp sự ổn định của

bộ khoan cụ, ổn định thành giếng khoan và đạt được tốc độ

khoan cơ học, nâng cao tuổi thọ choòng khoan, đảm bảo hiệu

quả kinh tế thi công giếng khoan.

2.2.4. Bước 4: So sánh choòng khoan mới và các loại

choòng khoan trước đây đã sử dụng để khoan cho

công đoạn 8½” tại mỏ Hải Thạch

Để thiết kế được loại choòng khoan tối ưu,

nhóm tác giả đã đánh giá, so sánh với các loại

choòng khoan khác nhau để đưa ra lựa chọn tối ưu,

kết quả thống kê dữ liệu từ các giếng khoan HT-1P,

HT-2P, HT-3P, HT-5 và HT-5SP được thể hiện trong

Bảng 3.

Thông số đầu vào cho quá trình tính toán mô phỏng như sau:

-

Đặc tính thành hệ khoan qua: thông tin được trích dẫn

từ báo cáo thử nghiệm mẫu lõi và kết quả tính toán giá trị UCS

thông qua biểu đồ log mật độ khối;

Bảng 3 cho thấy tốc độ cơ học khoan trung

bình khoảng 4,8m/giờ, dẫn đến thời gian khoan

dài và chi phí tăng cao (thuê giàn, nhân công, dịch

vụ khoan…). Hiệu quả của việc lựa chọn thiết kế

choòng khoan tối ưu được thể hiện trong Bảng 4 [8].

-

Tải trọng tác động lên choòng: 10 - 15kpsi;

Tốc độ vòng quay: 140; 160 và 180 vòng/phút;

Bộ khoan cụ khoan định hướng: RSS.

Các kết quả chạy mô phỏng bằng phần mềm chuyên dụng

của Smiths đưa ra như sau:

So sánh tốc độ khoan trung bình khi áp dụng

lựa chọn choòng khoan mới với choòng khoan cũ

(Bảng 3 và 4) cho thấy tốc độ cơ học khoan tăng

-

Kết quả chạy mô phỏng về độ ổn định choòng khoan

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

28

PETROVIETNAM

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

29

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Vận tốc dòng chảy ở

tâm choòng khoan rất

lớn nói lên khả năng

làm sạch choòng và

giảm thiểu nguy cơ

mùn khoan bám dính

Hình 8. Kết quả chạy mô phỏng vận tốc dòng chảy quanh các vòi phun thủy lực

Hình 9. Kết quả chạy mô phỏng khả năng làm sạch mùn khoan tại choòng

Bảng 3. Các loại choòng khoan đã sử dụng ở mỏ Hải Thạch và vận tốc khoan [7]

Tổng số Thời

Tốc độ

khoan

Tỷ trọng

dung

dịch

Bố trí

vòi

phun

Model

Giếng

Kích cỡ

(in)

mét

gian

Số series

Hãng

Loại choòng

choòng

khoan khoan trung bình

(m)

(giờ)

(m/giờ)

(ppg)

2 x 11

3 x 12

4 x 10

2 x 12

6 x 10

3 x 9

3 x 12

2 x 11

3 x 12

1 x 11

5 x 12

HT-1P V513OG2L A05885

Varel

8½

476

52,7

9,03

17,70

3-1-BT-N-X-I-PN-TD

HT-2P

HT-3P

HT-5P

Mi419

SKFX419S E175233

Mi419 JE6122

JE61222

Smith

NOV

8½

268

11

86,6

3,9

3,09

2,82

4,06

17,20

17,00

16,50

1-1-WT-C-X-I-NO-TD

1-1-WT-A-X-I-PN-HP

1-1-WT-A-X-I-NO-TD

Smith

535

131,7

MMD56 12494799 Haliburton

8½

382

51,1

7,48

17,50

2-3-BT-S-X-I-PN/CT-DTF

0-0-LN-NO-X-I-BU-TD

HT-5SP SKFX419S A192689

NOV

546

136,1

462,1

4,01

4,80

2218

Trung bình

Bảng 4. Bảng thống kê tốc độ cơ học khoan khi áp dụng chủng loại choòng khoan mới [8]

Tổng số Tốc độ khoan Tỷ trọng

mét khoan (m) trung bình (m/giờ) dung dịch (ppg)

Kích cỡ

Giới hạn tốc độ

khoan (m/giờ)

Giếng

(in)

Loại choòng

HT-4P

HT-6P

HT-7P

HT-8P

HT-9P

8½

497

550

480

409

1.010

948

9,52

6,43

7,05

6,45

10,64

9,51

8,27

17,0

17,3

16,5

16,2

17,0

16,8

PDC

12

8

12

8

HT-9PSP

8½

Trung bình

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

30

PETROVIETNAM

gần gấp đôi. Để tính toán hiệu quả kinh tế do lựa chọn

choòng khoan phù hợp giúp tiết kiệm thời gian khoan,

cần thiết xác định chi phí trên số mét khoan đã khoan

hoặc tính trung bình chi phí theo ngày cho từng giếng

khoan, công thức xác định chi phí tính trên số mét khoan

như sau [9]:

bơm thấp và tỷ trọng dung dịch cao. Ngoài ra, choòng

khoan này đã được Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

lựa chọn để sử dụng cho các giếng khoan tiếp theo tại

giàn đầu giếng BK-15 trong khu vực mỏ Bạch Hổ. Việc

lựa chọn này là kết quả của việc trao đổi kỹ thuật giữa

BIENDONG POC, Vietsovpetro và Smith Bits cho các

giếng khoan 128 BK-15, 129 BK-15 và 131 BK-15 của

Vietsovpetro. Các giếng này đều gặp vấn đề tương tự

như các giếng khoan mà BIENDONG POC từng gặp trước

đây là: tốc độ khoan rất chậm khi khoan qua các tầng đá

sét dẻo, thành hệ mềm, tỷ trọng dung dịch cao, choòng

khoan trong điều kiện tốt khi kéo lên. Vietsovpetro

kỳ vọng sẽ đạt được tốc độ khoan tối ưu khi lựa chọn

choòng khoan mới này.

C = {C_b+ C_tc+ C_r(t_D+ t)}/L

(1)

Trong đó:

C: Chi phí tính trên mét khoan;

C_b: Chi phí choòng khoan;

C_tc: Chi phí các thiết bị (tool);

C_r: Chi phí giàn khoan tính theo giờ;

t_D: Thời gian khoan (giờ);

Choòng khoan thiết kế mới (SDi419MEUBPX) bắt đầu

áp dụng từ giếng khoan HT-6P (tháng 2/2015) và tiếp tục

được sử dụng cho các giếng khoan tiếp theo: HT-7P, HT-

8P, HT-4P, HT-9P, HT-9PST. Trong quá trình khoan, choòng

khoan mới đã thể hiện được ưu điểm như: bộ khoan cụ

đáy giếng ổn định hơn, giếng được bơm rửa tốt hơn do

tối ưu hóa trong thiết kế vòi phun thủy lực, thành giếng

khoan ổn định thông qua việc giảm thời gian back-ream-

ing, thời gian kéo thả và cuối cùng là tốc độ khoan được

cải thiện rõ rệt so với các choòng khoan đã sử dụng trước

đó (Bảng 4). Điểm khác biệt của giải pháp tối ưu hóa thiết

kế choòng khoan so với chủng loại đang sử dụng được

thể hiện trong Bảng 5.

t: Thời gian kéo thả (giờ);

L: Tổng chiều dài khoan được (ft).

Choòng khoan mới đã được sử dụng cho công đoạn

8½”của các giếng khoan HT-6P, HT-7P, HT-8P, HT-4P, HT-9P

và HT-9PST của dự án Biển Đông 01. Trong đó, có một số

kỷ lục được ghi nhận như:

- Khoảng cách khoan tích lũy dài nhất với cùng một

choòng khoan: 1.431m khoan (giếng HT-6P, HT-7P, HT-8P).

- Khoảng cách khoan dài nhất cho một lần khoan:

1.010m (HT-9P).

2.2.5. Bước 5: Đánh giá tuổi thọ, chất lượng choòng khoan và

hiệu quả kinh tế tối ưu hóa lựa chọn thiết kế choòng khoan

Choòng khoan (8½” SDI419 MEUBPX) do Smith Bits

thiết kế riêng cho dự án Biển Đông 01, được sử dụng để

khoan cho các giếng khoan có đặc tính như: thành hệ đá

phiến sét có tính dẻo, nhiệt độ - áp suất cao, lưu lượng

- Đánh giá tuổi thọ, chất lượng choòng khoan

Bảng 5. Điểm khác biệt của thiết kế choòng khoan đề xuất và choòng khoan đang sử dụng

Điểm khác

Giải pháp đăng ký

Giải pháp đang được sử dụng

Mô tả chung

(Choòng khoan mới)

(Choòng khoan đang được sử dụng)

Tổng số răng cắt

22

19

23

Kích thước răng cắt (mm)

16 và 19

Giới hạn chiều sâu cắt của răng cắt

(Depth of cut control)

Diện tích rãnh thoát mùn khoan giữa

các cánh cắt (Junk slot area) (in²)

Chiều cao của cánh cắt

Không

16,903

2,3

Bị giới hạn trong thiết kế hiện tại

15,969

2,0

(blade height) (in)

Được cải tiến để tối ưu hóa tối đa khả Diện tích rãnh thoát mùn khoan giữa các

năng thủy lực và bơm rửa mùn khoan cánh cắt thấp

Răng cắt thế hệ mới nhất - tăng khả

Hạn chế do sử dụng răng cắt thiết kế cũ

năng phá hủy đất đá

Thủy lực

Răng cắt

Được tính toán và thiết kế riêng cho

Hạn chế do được thiết kế dùng cho các thành

thành hệ đá phiến sét dẻo để có hiệu

hệ đất đá không phù hợp

Độ nghiêng của răng cắt

quả cắt cao nhất

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

31

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Tiêu chí đánh giá chất lượng choòng khoan PDC

sau khi sử dụng đã được công bố lần đầu [10]. Tiêu chí

này đánh giá choòng khoan thông qua độ mòn của các

răng cắt và thân choòng, đối với choòng khoan được

phân thành 2 khu vực tách biệt đó là 1/3 đường kính

ngoài choòng và khu vực 2/3 đường kính trong choòng

(Hình 10).

Căn cứ vào các tiêu chí đã công bố, thiết kế choòng

khoan tối ưu được đưa vào đánh giá sau quá trình sử dụng

và cho kết quả tốt, choòng khoan không có dấu hiệu bị ăn

mòn và các răng cắt ở trong tình trạng tốt (Hình 12).

- Đánh giá hiệu quả kinh tế khi ứng dụng giải pháp:

Trong phạm vi của nghiên cứu này, nhóm tác giả chỉ

tính toán lợi ích kinh tế liên quan đến việc nâng cao tốc

độ khoan trung bình, chưa tính toán hiệu quả kinh tế liên

quan đến các yếu tố nâng cao độ ổn định thành giếng,

gia tăng hiệu quả bơm rửa mùn khoan (giúp giảm chi phí

dung dịch hóa phẩm)...

Mức độ ăn mòn và hư hỏng choòng khoan được chia

thành 8 mức cho 2 khu vực riêng biệt. Ví dụ với độ mòn

4/8 là ở mức ăn mòn 50% răng cắt của choòng (Hình 11a),

cách thức đánh giá được tiến hành đối với ví dụ ở Hình

11b như sau:

Việc nâng cao tốc độ khoan trung bình giúp giảm

thời gian thi công khoan. Việc quy đổi thời gian tiết kiệm

được sang chi phí tương đương được tính dựa trên giá

thành thi công giếng khoan. Để đảm bảo khách quan

và chính xác trong đánh giá hiệu quả kinh tế, giá thành

giếng khoan được tách bỏ các chi phí không liên quan

đến thời gian như: chi phí vật tư, tài sản cố định và chi phí

các dịch vụ không sử dụng trong khi khoan đoạn thân

giếng 8½”.

- Đối với khu vực 2/3 phía tâm đường kính choòng

khoan mức ăn mòn sẽ như sau: 0 + 1 + 2 + 3 + 3 = 9, mức

ăn mòn trung bình sẽ là 9/5 = 1,8 và được làm tròn là 2. Do

đó ăn mòn phía khu vực 2/3 choòng ở phía trong là 25%.

- Đối với khu vực 1/3 phía ngoài choòng: 3 + 4 + 3 +

2 = 12, mức độ ăn mòn của choòng sẽ là: 12/4 = 3 tương

đương bị ăn mòn 37,5%.

Ngoài ra, choòng khoan còn được đánh giá các tác

động hư hại khác liên quan tới răng cắt và thân choòng

[10]: độ kết dính răng choòng với thân choòng; vỡ răng

cắt; mẻ răng cắt; mất răng cắt; hư hỏng do tác dụng nhiệt...

Hiệu quả kinh tế đạt được từ khi sử dụng choòng

khoan mới đạt trên 7 triệu USD (chi tiết trong Bảng 6).

1/3 đường

kính ngoài của

choòng khoan

2/3 đường kinh

trong của choòng

khoan

1/3 đường

kinh ngoài của

choòng khoan

Hình 10. Hình mô phỏng khu vực đánh giá mức độ ăn mòn, hư hỏng choòng khoan

2/3 đường kính trong

của choòng khoan

1/3 đường kính ngoài

của choòng khoan

3

4

3

2

1

0

3

Minh họa một cánh cắt

của choòng khoan

2

(a)

(b)

Hình 11. Mức độ ăn mòn của các răng cắt (a) và một cánh cắt của choòng khoan (b)

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

32

PETROVIETNAM

HT-2P

HT-3P

HT-7P

HT-8P

HT-4P

HT-9P ST

MT-4P

MT-7P

Hình 12. Hình ảnh thực tế choòng khoan 8½” theo thiết kế mới sau khi áp dụng

Bảng 6. Hiệu quả kinh tế khi sử dụng choòng khoan đề xuất [8]

Thời gian khoan dư

̣

Thời gian khoan

thực tê với

choòng đã cải

Giếng khoan sử

Chi phí dịch vu

̣

Tiết kiệm

của sáng kiê

(USD)

kiê

́

n n

́

êu khoan với

Chi phí theo

ngày (USD)

́

du

̣

ng choòng công đoạn khoan

́ n

choòng chưa cải

khoan mới

8½” (USD)

tiê n (ngày)

́

tiê

́

n (ngày)

(A)

579.353,06

(B)

3,6

2,8

2,6

2,2

3,9

4,1

(C = B x 1,74)

D = A x (C - B)

1.541.079,14

775.500,16

1.115.677,92

835.934,57

1.583.237,74

1.370.997,52

7.222.427,07

HT-6P

HT-7P

HT-8P

HT-4P

HT-9P

11.442.222,94

3.629.303,26

9.115.727,72

3.461.692,26

6.710.955,86

6.164.964,07

6,2

4,8

4,5

3,8

6,7

7,1

374.637,76

581.082,25

512.843,30

547.833,13

452.474,43

Tổng

HT-9PST

3. Kết luận

+ Thống nhất phương pháp đánh giá tuổi thọ choòng

khoan cho từng khoảng khoan để đảm bảo đánh giá các

hãng cung cấp choòng khoan khác nhau được quy đổi về

mặt bằng kỹ thuật chung để làm cơ sở đối chiếu, so sánh.

- Để đảm bảo hiệu quả của việc lựa chọn tối ưu hóa

thiết kế, phải tiến hành tính toán và lựa chọn theo các

bước:

- Lựa chọn choòng khoan cho công đoạn 8½”với tập

có các đặc tính như: thành hệ đá phiến sét có tính dẻo,

nhiệt độ - áp suất cao, lưu lượng bơm thấp và tỷ trọng

dung dịch cao.

+ Thuộc tính của địa tầng khoan qua (cơ lý tính).

+ Có đủ thông tin dữ liệu các choòng khoan đang áp

dụng tại khu vực hoặc những khu vực lân cận có điều kiện

địa chất địa tầng tương đồng.

- Thiết kế lựa chọn chủng loại choòng khoan tối ưu

đã chứng minh tính hiệu quả về mặt kinh tế, kỹ thuật và

lần đầu tiên áp dụng trong và ngoài nước đối với công

đoạn 8½”giếng khoan nhiệt độ cao áp suất cao tại mỏ Hải

Thạch với công nghệ thiết bị hiện đại của giàn khoan tiếp

trợ nửa nổi nửa chìm PV Drilling V.

+ Chạy mô phỏng với thông số chế độ khoan tối ưu

đã thiết kế cho các giếng khoan đã tiến hành khoan trước

đó.

+ Tính toán hiệu quả kinh tế cho từng mét khoan và

qua đó đối chiếu tốc độ khoan cơ học cũng như tuổi thọ

choòng khoan đạt được.

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

33

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Tài liệu tham khảo

Copeland, Mikhai Pak. A new approach to ﬁxed cutter bits.

Oilﬁeld review. 2015; 27(2).

1. BIENDONG POC. 05-02-HT-4P drilling program. 2015.

7. BIENDONG POC. HT-1P; 2P; 3P; 5P; 5SP end of well

report.

2. PV Drilling. RimDrill IADC Report of HT-1P; HT-2P; HT-

3P; HT-5P; HT-5SP.

8. BIENDONG POC. HT-4P, 6P, 7P, 8P, 9P, 9PST end of

well report.

3. H.Ergin, C.Kuzu, C.Balcı, H.Tunçdemir, N.Bilgin.

Optimum bit selection and operation for the rotary blasthole

drilling through horizontal drilling rig (HDR) - A case study

at KBI Murgul Copper Mine. Istanbul Technical University,

Istanbul, Turkey.

9. Aryan Javanmardian, Vahab Hassani, Pedram

Raﬁee. The selection of optimized PDC bits in the 12¼” hole

section (upper part) of gas ﬁelds. Journal of Industrial and

Intelligent Information. 2014; 2(4): p. 329 - 332.

4. BIENDONG POC. HT-1P. Well stress data.

5. Smith Bits. Sample test report.

10. SPE/IADC 23939. IADC dull grading for PDC drill

bits.

6. Michael Azar, Wiley Long, Allen White, Chance

SELECTION OF OPTIMISED PDC BITS IN THE 8½” HOLE SECTION

OF HTHP WELLS AT HAI THACH FIELD, NAM CON SON BASIN

Hoang Thanh Tung¹, Nguyen Pham Huy Cuong², Tran Hong Nam³, Le Quang Duyen⁴, Dao Thi Uyen⁴

¹Petrovietnam Drilling & Well Services Corporation (PV Drilling)

²Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)

³Petrovietnam Exploration Production Corporation (PVEP)

⁴Hanoi University of Mining and Geology (HUMG)

Email: tunght@pvdrilling.com.vn

Summary

The selection of suitable drill bit can increase the rate of penetration (ROP) as well as drilling section depth, thereby reducing the

operation cost of drilling wells and increasing economic efficiency. The article presents the methodology, calculations, selection criteria

and design evaluation of suitable PDC bits to increase the ROP of the 8½" section for HTHP wells at Hai Thach field. The study results

show that when using the optimum PDC bit as proposed for the 8½” section, the ROP has doubled compared to before. This has proven

to be technically and economically feasible for the project and also opens a new direction for the selection of PDC bit for other fields with

similar formation conditions and well profile.

Key words: Optimum drill bit, selection of optimised PDC bit, ROP, economic efficiency of bit selection.

DẦU KHÍ - SỐ 2/2019

34