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 viết 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.
PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 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 CƠN SƠN Hồng Thanh Tùng1, Nguyễn Phạm Huy Cường2, Trần Hồng Nam3, Lê Quang Duyến4, Đào Thị Uyên4 Tổng công ty CP Khoan Dịch vụ khoan Dầu khí Cơng ty Điều hành Dầu khí Biển Đơng Tổng cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí Đại học Mỏ - Địa chất Email: tunght@pvdrilling.com.vn Tóm tắt Việc lựa chọn choòng khoan phù hợp giúp tăng vận tốc học khoan chiều dài khoảng khoan, giảm chi phí thi công giếng khoan, nâng cao hiệu kinh tế Bài báo giới thiệu phương pháp nghiên cứu, tính tốn, tiêu chí lựa chọn đánh giá thiết kế chng khoan hợp kim đa tinh thể (PDC) phù hợp nhằm tăng tốc độ học cho cơng đoạn 8½” cho giếng khoan nhiệt độ cao, áp suất cao mỏ Hải Thạch Kết nghiên cứu cho thấy sử dụng chủng loại choòng khoan tối ưu theo đề xuất với vận tốc học khoan tăng gấp đôi so với trước Điều chứng minh tính khả thi kỹ thuật hiệu kinh tế đem lại cho dự án đồng thời mở hướng cho việc lựa chọn chủng loại choòng khoan phù hợp cho khu vực khác có chung điều kiện địa chất, địa tầng cấu trúc giếng khoan Từ khóa: Tối ưu hóa thiết kế chng khoan, lựa chọn chủng loại choòng khoan, vận tốc học khoan, hiệu kinh tế lựa chọn choòng khoan Giới thiệu Mỏ Hải Thạch nằm Lô 05-2, bể Nam Côn Sơn cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 330km với chiều sâu nước biển trung bình khoảng 130 - 140m Mỏ Hải Thạch phát vào năm 1995 thông qua giếng khoan thăm dò 05-2-HT-1X tiến hành khoan thẩm lượng vào năm 1996 BP Kết thăm dò thẩm lượng xác định trữ lượng thương mại khí condensate tập trung vỉa: UMA10 (Miocene trên), MMH10 (Miocene giữa), LMH-10, LMH-20, LMH-30 (Miocene dưới), UMA15, MMF10, MMF15 MMF30 reservoirs Kết thẩm lượng (giếng 05-2-HT-3X/3XZ, 2002) xác định khí condensate tập UMA15 tập MMF10, MMF15 có trữ lượng thương mại tốt Đối với cơng đoạn 8½” qua số tập có trữ lượng thương mại Miocene LMH10, LMH-20, LMH-30 với chiều sâu TD khoảng ± 3.818m TVD/4.182m MD [1] Trong trình thi công giếng khoan mỏ Hải Thạch phát sinh vấn đề tốc độ khoan cho cơng đoạn 8½” cịn thấp so với yêu cầu đặt Ngoài điều kiện địa chất phức tạp (thành phần thạch học chủ yếu đá phiến sét), nhiệt độ cao, áp suất đáy giếng cao, tỷ trọng dung dịch khoan cao choòng khoan là ́u tớ quan trọng có ảnh hưởng lớn đến tốc độ khoan Tốc độ khoan trung bình cho cơng đoạn 8½” trước sử dụng choòng khoan mới thể hiện Bảng [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 khoảng khoan vào yếu tố sau [3]: - Thuộc tính vỉa khoan qua; - Tốc độ học khoan (ROP) vận tốc quay (RPM); - Khả bơm rửa làm giếng choòng khoan; Ngày nhận bài: 14/6/2018 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 14 - 28/6/2018 Ngày báo duyệt đăng: 23/1/2019 - Trọng lượng thân chng khoan; DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 25 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Bảng thống kê tốc độ khoan trung bình đoạn thân giếng 8½” [2] Giếng khoan sử dụng choòng khoan chưa áp dụng giải pháp tối ưu HT-3P HT-1P HT-2P HT-5P HT-5PST Tổng số mét khoan Tốc độ khoan trung bình (*) Tỷ trọng dung dịch (ppg) Loại chng khoan Giới hạn tớc đợ khoan (*) 546 476 268 382 546 3,44 9,03 3,09 7,48 4,01 17,0 17,7 17,2 17,5 17,5 PDC PDC PDC PDC PDC Không bị giới hạn Không bị giới hạn Không bị giới hạn Không bị giới hạn Bị giới hạn Ghi chú: (*) Giới hạn tốc độ khoan: Là tốc độ khoan tức thời tối đa được thiết lập và bị giới hạn quá trình khoan để tránh các sự cố khoan 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) tổng số mét khoan chia cho tổng thời gian khoan phá đất đá choòng khoan - Chiều sâu khoảng khoan; - Khả chịu va đập, rung lắc cắt Phương pháp tính tốn, lựa chọn thiết kế tối ưu chng khoan PDC cho cơng đoạn 8½” triển khai thành bước Hình 2.2 Trình tự lựa chọn choòng khoan tối ưu 2.2.1 Bước 1: Xác định đặc tính lý địa tầng khoan qua Đối với cơng đoạn 8½” qua số tập có trữ lượng thương mại Miocene LMH-10, LMH-20, LMH-30 với chiều sâu TD khoảng ± 3.818m TVD/4.182m MD Giá trị độ bền nén trục dọc theo chiều sâu giếng khoan đo đạc tính tốn thơng qua log mật độ khối thể Hình Qua kết giá trị UCS xác định cho tập LMH-10, LMH-20, LMH-30 khoan cho khoảng khoan đường kính 8½”, giá trị UCS trung bình từ 6.000 - 10.000psi Một số loại choòng khoan khác BIENDONG POC sử dụng, song chưa đạt kết mong muốn Kết phân tích các thông số khoan cho thấy tốc độ khoan thành hệ đá phiến sét của cơng đoạn 8½” rất thấp ảnh hưởng của thành phần thạch học, tỷ trọng dung dịch cao, chế cắt/răng cắt của choòng khoan chưa thích hợp Thành hệ đá phiến sét chiếm tỷ lệ rất lớn và xen kẹp với các tầng vỉa sản phẩm cơng đoạn 8½” Hình Biểu đồ so sánh tốc độ khoan học đạt cho chủng loại choòng khoan khác Bước - Ứng suất nén trục; - Độ cứng Bước Bước Bước 2.2.2 Bước 2: Phương thức lựa chọn sơ thiết kế choòng khoan Để thiết kế choòng khoan tối ưu, nhóm tác giả tiến hành thử nghiệm khả phá 26 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 Xác định đặc tính lý tập khoan qua: Bước Lựa chọn sơ chủng loại choòng khoan từ nhà sản xuất choòng khác Chạy mô thử nghiệm chủng loại chng khoan đề xuất với thơng số chế độ khoan cho vỉa khoan qua để kiểm tra: - Tải trọng tối ưu lên choòng; Vận tốc quay tối ưu; Tốc độ khoan học; Giới hạn moment xoắn Tiến hành so sánh, đối chiếu với choòng lựa chọn khoan cho khoảng khoan 8½” khu vực mỏ tốc độ khoan, tuổi thọ choòng Đánh giá chi phí, hiệu kinh tế Hình Lưu đồ lựa chọn chng khoan PDC tối ưu cho cơng đoạn 8½” PETROVIETNAM hủy đất đá cắt/choòng khoan mẫu lõi thu từ giếng khoan của mỏ Hải Thạch với liệu UCS đo thực tế thi công giếng khoan (bước 1), giúp việc thiết kế choòng khoan cho cơng đoạn 8½” dễ dàng và hiệu quả Mẫu lõi được lựa chọn thí nghiệm là tầng đá phiến sét phía tầng sản phẩm Miocene (LMH-30), là mẫu lõi dư sau đã lựa chọn mẫu lõi tốt nhất cho việc nghiên cứu tầng vỉa sản phẩm LMH-30, vậy sẽ không tốn chi phí lấy mẫu lõi để phục vụ cho việc nghiên cứu thiết kế choòng khoan Việc thí nghiệm mẫu lõi với các loại cắt khác và bước tiếp theo của việc UCS psi 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 -2000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 UCS psi thiết kế mợt choòng khoan mới đã được nhóm tác giả và Smith Bits lên kế hoạch chi tiết cụ thể (Bảng Hình 4) 2.2.3 Bước 3: Chạy mô với thông số chế độ khoan cho cơng đoạn 8½” Trong điều kiện thời gian kéo thả khoan cụ loại trừ yếu tố phải dừng cơng tác khoan khác, chng khoan đánh giá hiệu đáp ứng tuổi thọ có tốc độ khoan học cao khoan qua từ điểm chân đế ống chống khoảng khoan trước điểm chân đế ống chống cơng đoạn khoan [6] Hiện nay, có nhiều thiết kế chng khoan PDC khác nhau, chí công nghệ địa tầng cứng không đồng đều, để giảm tác dụng xung chấn va đập gây vỡ cắt loại choòng thiết kế thêm hình trụ chịu lực va đập (stinger) thay cho cắt thơng thường (Hình 5) Kết khoan giếng mỏ Hải Thạch trước cho thấy, đặc điểm địa tầng khoan qua vỉa phiến sét, có ứng suất Hình Giá trị ứng suất nén trục (UCS) theo chiều sâu giếng HT-1P [4] Bảng Mô tả mẫu trình thí nghiệm liên quan tới mẫu [5] Chiều dài mẫu (m) Thí nghiệm Cường độ nén (UCS) 0,4 Khả cắt loại cắt Kích thước cắt (mm) 19 19 19 22 Central stinger Stinger on blade Kết Xác định độ cứng thành hệ Độ bền nén trục (psi) 6.000 8.000 10.000 10.000 10.000 10.000 Chiều dài mẫu (m) 1 1 1 Kết Các thí nghiệm cho giá trị lực sau: - Lực thẳng đứng (Fv) - Lực tiếp tuyến (Fc) - Lực xuyên tâm (Fr) Hình Hình ảnh thiết bị thử nghiệm mẫu gia cơng mẫu chụp Phịng thí nghiệm Smith Bits [4] DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình Một số thiết kế chng khoan PDC có chống va đập Smith Bits [4] Cơ cấu cánh cắt với đường kính cắt 19mm Thân chng hợp kim thép Cánh chng Rãnh mùn khoan rộng vòi phun thủy lực Thân choòng với bảo vệ mịn đường kính dài 3’’ Hình Thiết kế chng khoan cho cơng đoạn 8½” nén trục (UCS) < 10.000psi Do đó, đề xuất sơ cho việc lựa chng khoan đưa vào tính tốn mơ phỏng, xem xét mơ hình động lực học chủng loại chng khoan PDC cánh cắt khơng có bố trí nón trụ chịu lực va đập (Hình 6) Các thiết kế cho choòng khoan mới (như thay đổi vị trí, kích thước góc nghiêng cánh cắt) được mô phỏng với các bộ khoan cụ, quỹ đạo giếng khoan Các thông số khoan theo thiết kế 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 học, nâng cao tuổi thọ choòng khoan, đảm bảo hiệu kinh tế thi công giếng khoan Thông số đầu vào cho q trình tính tốn mơ sau: - Đặc tính thành hệ khoan qua: thơng tin trích dẫn từ báo cáo thử nghiệm mẫu lõi kết tính tốn giá trị UCS thơng qua biểu đồ log mật độ khối; - Tải trọng tác động lên choòng: 10 - 15kpsi; - Tốc độ vòng quay: 140; 160 180 vòng/phút; - Bộ khoan cụ khoan định hướng: RSS Các kết chạy mô phần mềm chuyên dụng Smiths đưa sau: - 28 Kết chạy mô độ ổn định chng khoan DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 khoan cho cơng đoạn 8½” chứng minh độ ổn định (Hình 7) - Các thơng số chế độ khoan cho cơng đoạn 8½” đưa vào tính tốn 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 vịi phun thủy lực 0,519in2 Kết mơ chế độ thủy lực chng cho thấy vận tốc dịng chảy đầu chng thơng qua khe thoát mùn khoan cao làm giảm tượng bám dính vào đầu mũi chng giảm hiệu cắt cắt giúp nâng cao vận tốc khoan (Hình 8) - Tỷ lệ lưu lượng dịng chạy khỏi khe mùn khe mùn chng lớn chứng tỏ mùn khoan dễ dàng thoát khỏi khu vực chng khơng gây nên tượng kẹt mùn khoan làm giảm khả cắt cấu cắt đất đá chng khoan (Hình 9) 2.2.4 Bước 4: So sánh choòng khoan loại choòng khoan trước sử dụng để khoan cho cơng đoạn 8½” mỏ Hải Thạch Để thiết kế loại chng khoan tối ưu, nhóm tác giả đánh giá, so sánh với loại choòng khoan khác để đưa lựa chọn tối ưu, kết thống kê liệu từ giếng khoan HT-1P, HT-2P, HT-3P, HT-5 HT-5SP thể Bảng Bảng cho thấy tốc độ học khoan trung bình khoảng 4,8m/giờ, dẫn đến thời gian khoan dài chi phí tăng cao (th giàn, nhân cơng, dịch vụ khoan…) Hiệu việc lựa chọn thiết kế choòng khoan tối ưu thể Bảng [8] So sánh tốc độ khoan trung bình áp dụng lựa chọn choòng khoan với choòng khoan cũ (Bảng 4) cho thấy tốc độ học khoan tăng Độ rung lắc ngang Độ rung lắc dọc trục Hình Kết chạy mơ độ ổn định choòng khoan đề xuất Lực vặn PETROVIETNAM DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Vận tốc dịng chảy tâm chng khoan lớn nói lên khả làm chng giảm thiểu nguy mùn khoan bám dính Hình Kết chạy mơ vận tốc dịng chảy quanh vịi phun thủy lực Hình Kết chạy mơ khả làm mùn khoan chng Bảng Các loại choòng khoan sử dụng mỏ Hải Thạch vận tốc khoan [7] Số series Hãng Kích cỡ (in) HT-1P V513OG2L A05885 Varel 8½ HT-2P Mi419 JE61222 Smith 8½ SKFX419S E175233 NOV 8½ Mi419 JE6122 Smith 8½ Giếng HT-3P HT-5P Model chng MMD56 HT-5SP SKFX419S 12494799 Haliburton 8½ A192689 8½ NOV Trung bình Bố trí vòi phun x 11 x 12 x 10 x 12 x 10 3x9 x 12 x 11 x 12 x 11 x 12 Tổng số Thời Tốc độ Tỷ trọng mét gian khoan dung khoan khoan trung bình dịch (m) (giờ) (ppg) (m/giờ) Loại choòng 476 52,7 9,03 17,70 3-1-BT-N-X-I-PN-TD 268 86,6 3,09 17,20 1-1-WT-C-X-I-NO-TD 11 3,9 2,82 17,00 1-1-WT-A-X-I-PN-HP 535 131,7 4,06 16,50 1-1-WT-A-X-I-NO-TD 382 51,1 7,48 17,50 2-3-BT-S-X-I-PN/CT-DTF 546 136,1 4,01 17,50 0-0-LN-NO-X-I-BU-TD 2218 462,1 4,80 Bảng Bảng thống kê tốc độ học khoan áp dụng chủng loại choòng khoan [8] Giếng HT-4P HT-6P HT-7P HT-8P HT-9P HT-9PSP 30 Kích cỡ (in) 8½ 8½ 8½ 8½ 8½ 8½ Trung bình DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 Tổng số mét khoan (m) 497 550 480 409 1.010 948 Tốc độ khoan Tỷ trọng Loại choòng trung bình (m/giờ) dung dịch (ppg) 9,52 17,0 PDC 6,43 17,3 PDC 7,05 16,5 PDC 6,45 16,2 PDC 10,64 17,0 PDC 9,51 16,8 PDC 8,27 Giới hạn tốc độ khoan (m/giờ) 12 8 12 PETROVIETNAM gần gấp đôi Để tính tốn hiệu kinh tế lựa chọn choòng khoan phù hợp giúp tiết kiệm thời gian khoan, cần thiết xác định chi phí số mét khoan khoan tính trung bình chi phí theo ngày cho giếng khoan, cơng thức xác định chi phí tính số mét khoan sau [9]: (1) bơm thấp tỷ trọng dung dịch cao Ngồi ra, chng khoan Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” lựa chọn để sử dụng cho giếng khoan giàn đầu giếng BK-15 khu vực mỏ Bạch Hổ Việc lựa chọn kết việc trao đổi kỹ thuật BIENDONG POC, Vietsovpetro Smith Bits cho giếng khoan 128 BK-15, 129 BK-15 131 BK-15 Vietsovpetro Các giếng gặp vấn đề tương tự giếng khoan mà BIENDONG POC gặp trước là: tốc độ khoan chậm khoan qua tầng đá sét dẻo, thành hệ mềm, tỷ trọng dung dịch cao, choòng khoan điều kiện tốt kéo lên Vietsovpetro kỳ vọng đạt tốc độ khoan tối ưu lựa chọn choòng khoan Choòng khoan mới đã được sử dụng cho cơng đoạn 8½” của các giếng khoan HT-6P, HT-7P, HT-8P, HT-4P, HT-9P HT-9PST dự án Biển Đông 01 Trong đó, có một số kỷ lục được ghi nhận như: 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, HT8P, 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 tối ưu hóa thiết kế vòi phun thủy lực, thành giếng khoan ổn định thông qua việc giảm thời gian back-reaming, 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 giải pháp tối ưu hóa thiết kế chng khoan so với chủng loại sử dụng thể Bảng C = {Cb + Ctc + Cr (tD + t)}/L Trong đó: C: Chi phí tính mét khoan; Cb: Chi phí chng khoan; Ctc: Chi phí thiết bị (tool); Cr: Chi phí giàn khoan tính theo giờ; tD: Thời gian khoan (giờ); t: Thời gian kéo thả (giờ); L: Tổng chiều dài khoan (ft) - 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 mợt lần khoan: 1.010m (HT-9P) Chng khoan (8½” SDI419 MEUBPX) Smith Bits thiết kế riêng cho dự án Biển Đông 01, sử dụng để khoan cho giếng khoan có đặc tính như: thành hệ đá phiến sét có tính dẻo, nhiệt độ - áp suất cao, lưu lượng 2.2.5 Bước 5: Đánh giá tuổi thọ, chất lượng choòng khoan hiệu kinh tế tối ưu hóa lựa chọn thiết kế chng khoan - Đánh giá tuổi thọ, chất lượng choòng khoan Bảng Điểm khác biệt thiết kế choòng khoan đề xuất choòng khoan sử dụng Điểm khác Giải pháp đăng ký (Choòng khoan mới) Giải pháp sử dụng (Choòng khoan sử dụng) Tổng số cắt 22 23 Kích thước cắt (mm) Giới hạn chiều sâu cắt cắt (Depth of cut control) Diện tích rãnh mùn khoan cánh cắt (Junk slot area) (in2) Chiều cao cánh cắt (blade height) (in) 19 16 19 Không Bị giới hạn thiết kế 16,903 15,969 2,3 2,0 Mô tả chung Thủy lực Răng cắt Độ nghiêng cắt Được cải tiến để tối ưu hóa tối đa khả thủy lực bơm rửa mùn khoan Răng cắt hệ - tăng khả phá hủy đất đá Được tính tốn thiết kế riêng cho thành hệ đá phiến sét dẻo để có hiệu cắt cao Diện tích rãnh mùn khoan cánh cắt thấp Hạn chế sử dụng cắt thiết kế cũ Hạn chế thiết kế dùng cho thành hệ đất đá không phù hợp DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 31 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Tiêu chí đánh giá chất lượng choòng khoan PDC sau sử dụng cơng bố lần đầu [10] Tiêu chí đánh giá chng khoan thơng qua độ mịn cắt thân choòng, choòng khoan phân thành khu vực tách biệt 1/3 đường kính ngồi chng khu vực 2/3 đường kính chng (Hình 10) Mức độ ăn mịn hư hỏng chng khoan chia thành mức cho khu vực riêng biệt Ví dụ với độ mịn 4/8 mức ăn mịn 50% cắt chng (Hình 11a), cách thức đánh giá tiến hành ví dụ Hình 11b sau: - Đối với khu vực 2/3 phía tâm đường kính chng khoan mức ăn mòn sau: + + + + = 9, mức ăn mịn trung bình 9/5 = 1,8 làm tròn Do ăn mịn phía khu vực 2/3 chng phía 25% - Đối với khu vực 1/3 phía ngồi chng: + + + = 12, mức độ ăn mòn choòng là: 12/4 = tương đương bị ăn mòn 37,5% Ngồi ra, chng khoan cịn đánh giá tác động hư hại khác liên quan tới cắt thân chng [10]: độ kết dính chng với thân choòng; vỡ cắt; mẻ cắt; cắt; hư hỏng tác dụng nhiệt Căn vào tiêu chí cơng bố, thiết kế chng khoan tối ưu đưa vào đánh giá sau trình sử dụng cho kết tốt, chng khoan khơng có dấu hiệu bị ăn mịn cắt tình trạng tốt (Hình 12) - Đánh giá hiệu kinh tế ứng dụng giải pháp: Trong phạm vi nghiên cứu này, nhóm tác giả tính tốn lợi ích kinh tế liên quan đến việc nâng cao tốc độ khoan trung bình, chưa tính tốn hiệu kinh tế liên quan đến yếu tố nâng cao độ ổn định thành giếng, gia tăng hiệu bơm rửa mùn khoan (giúp giảm chi phí dung dịch hóa phẩm) Việc nâng cao tốc độ khoan trung bình giúp giảm thời gian thi cơng khoan Việc quy đổi thời gian tiết kiệm sang chi phí tương đương tính dựa giá thành thi cơng giếng khoan Để đảm bảo khách quan xác đánh giá hiệu kinh tế, giá thành giếng khoan tách bỏ chi phí khơng liên quan đến thời gian như: chi phí vật tư, tài sản cố định chi phí dịch vụ khơng sử dụng khoan đoạn thân giếng 8½” Hiệu kinh tế đạt từ sử dụng choòng khoan mới đạt triệu USD (chi tiết Bảng 6) 1/3 đường kính ngồi chng khoan 2/3 đường kinh chng khoan 1/3 đường kinh ngồi chng khoan Hình 10 Hình mơ khu vực đánh giá mức độ ăn mòn, hư hỏng choòng khoan 2/3 đường kính chng khoan (b) Hình 11 Mức độ ăn mịn cắt (a) cánh cắt choòng khoan (b) DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 3 Minh họa cánh cắt chng khoan (a) 32 1/3 đường kính ngồi chng khoan PETROVIETNAM HT-2P HT-4P HT-3P HT-7P HT-8P HT-9P ST MT-4P Hình 12 Hình ảnh thực tế chng khoan 8½” theo thiết kế sau áp dụng MT-7P Bảng Hiệu kinh tế sử dụng choòng khoan đề xuất [8] Giếng khoan sử dụng choòng khoan HT-6P HT-7P HT-8P HT-4P HT-9P HT-9PST Chi phí dịch vụ cơng đoạn khoan 8½” (USD) 11.442.222,94 3.629.303,26 9.115.727,72 3.461.692,26 6.710.955,86 6.164.964,07 Chi phí theo ngày (USD) (A) 579.353,06 374.637,76 581.082,25 512.843,30 547.833,13 452.474,43 Tổng Kết luận - Để đảm bảo hiệu việc lựa chọn tối ưu hóa thiết kế, phải tiến hành tính tốn lựa chọn theo bước: ++ Thuộc tính địa tầng khoan qua (cơ lý tính) ++ Có đủ thơng tin liệu chng khoan áp dụng khu vực khu vực lân cận có điều kiện địa chất địa tầng tương đồng ++ Chạy mô với thông số chế độ khoan tối ưu thiết kế cho giếng khoan tiến hành khoan trước ++ Tính tốn hiệu kinh tế cho mét khoan qua đối chiếu tốc độ khoan học tuổi thọ choòng khoan đạt Thời gian khoan thực tế với choòng cải tiến (ngày) (B) 3,6 2,8 2,6 2,2 3,9 4,1 Thời gian khoan dự kiến nếu khoan với choòng chưa cải tiến (ngày) (C = B x 1,74) 6,2 4,8 4,5 3,8 6,7 7,1 Tiết kiệm sáng kiến (USD) 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 ++ Thống phương pháp đánh giá tuổi thọ choòng khoan cho khoảng khoan để đảm bảo đánh giá hãng cung cấp choòng khoan khác quy đổi mặt kỹ thuật chung để làm sở đối chiếu, so sánh - Lựa chọn chng khoan cho cơng đoạn 8½” với tập có đặc tính như: thành hệ đá phiến sét có tính dẻo, nhiệt độ - áp suất cao, lưu lượng bơm thấp tỷ trọng dung dịch cao - Thiết kế lựa chọn chủng loại choòng khoan tối ưu chứng minh tính hiệu mặt kinh tế, kỹ thuật lần áp dụng ngồi nước cơng đoạn 8½” giếng khoan nhiệt độ cao áp suất cao mỏ Hải Thạch với công nghệ thiết bị đại giàn khoan tiếp trợ nửa nửa chìm PV Drilling V DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 33 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Tài liệu tham khảo BIENDONG POC 05-02-HT-4P drilling program 2015 PV Drilling RimDrill IADC Report of HT-1P; HT-2P; HT3P; HT-5P; HT-5SP H.Ergin, C.Kuzu, C.Balcı, H.Tunỗdemir, 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 BIENDONG POC HT-1P Well stress data Smith Bits Sample test report Copeland, Mikhai Pak A new approach to fixed cutter bits Oilfield review 2015; 27(2) BIENDONG POC HT-1P; 2P; 3P; 5P; 5SP end of well report BIENDONG POC HT-4P, 6P, 7P, 8P, 9P, 9PST end of well report 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 10 SPE/IADC 23939 IADC dull grading for PDC drill bits 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 Petrovietnam Drilling & Well Services Corporation (PV Drilling) Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC) Petrovietnam Exploration Production Corporation (PVEP) Hanoi 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 34 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 ... với cho? ?ng lựa chọn khoan cho khoảng khoan 8½” khu vực mỏ tốc độ khoan, tuổi thọ chng Đánh giá chi phí, hiệu kinh tế Hình Lưu đồ lựa chọn chng khoan PDC tối ưu cho cơng đoạn 8½” PETROVIETNAM... gian khoan dài chi phí tăng cao (thuê giàn, nhân công, dịch vụ khoan? ??) Hiệu việc lựa chọn thiết kế cho? ?ng khoan tối ưu thể Bảng [8] So sánh tốc độ khoan trung bình áp dụng lựa chọn chng khoan. .. chất lượng cho? ?ng khoan hiệu kinh tế tối ưu hóa lựa chọn thiết kế chng khoan - Đánh giá tuổi thọ, chất lượng cho? ?ng khoan Bảng Điểm khác biệt thiết kế cho? ?ng khoan đề xuất cho? ?ng khoan sử dụng