Đề tài: Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ sư tử trắng bể Cửu Long

Đề tài Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ sư tử trắng bể Cửu Long được thực hiện với mục đích nghiên cứu và ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất. Mời các bạn cùng tham khảo để nắm nội dung kiến thức cần thiết.

LỜI MỞ ĐẦU Dầu khí ngành cơng nghiệp mũi nhọn mang tính chiến lược q trình phát triển quốc gia, đóng góp phần lớn vào GDP nước, đưa đất nước tiến lên đường công nghiệp hóa, đại hóa Ngành cơng nghiệp dầu khí chuỗi cơng tác tìm kiếm thăm dị, khoan, khai thác đến chế biến tiêu thụ sản phẩm Một yếu tố định đến thành cơng q trình thăm dị khai thác dầu khí cơng nghệ khoan Trên sở nhận thức rõ tầm quan trọng công nghệ khoan, qua thời gian nghiên cứu học tập trường, qua đợt thực tập tốt nghiệp, thực tập sản xuất Tổng Công Ty Cổ Phần Khoan Dịch Vụ Khoan Dầu Khí, tơi thực 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 ứng dụng cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất Đề tài hồn thành thành Bộ môn Khoan Khai Thác, Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội, hướng dẫn của:  Tiến sĩ Nguyễn Thế Vinh, Chủ nhiệm Khoa Dầu khí, Phó Chủ nhiệm Bộ mơn Khoan Khai Thác  Thạc sĩ Nguyễn Viết Bột, Giám đốc Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng khoan dầu khí PVD Qua đây, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc đến thầy TS Nguyễn Thế Vinh, Ông Nguyễn Viết Bột dành cơng sức hướng dẫn tận tình, chu đáo q trình thực Đề tài Ngồi ra, tơi xin cám ơn Ông Vũ Hồng Đức, kỹ sư khoan kiểm sốt áp suất Cơng ty TNHH MTV dịch vụ giếng khoan dầu khí PVD giúp đỡ tơi nhiều q trình thực tập cơng ty Nhân đây, xin cảm ơn dạy dỗ, giúp đỡ nhiệt tình từ thầy giáo môn Khoan Khai Thác, tập thể cán công nhân viên Tổng công ty cổ phần khoan dịch vụ khoan dầu khí bạn sinh viên khóa 2008 chun ngành Khoan Khai Thác giúp tơi hồn thành đồ án Trong q trình làm đồ án, cố gắng tìm hiểu, nghiên cứu tài liệu kiến thức hạn chế nên thân khơng thể tránh khỏi thiếu sót Vì tơi mong nhận đóng góp ý kiến quý thầy cô bạn đọc để đồ án hồn thiện Tơi xin chân thành cảm ơn! Hà nội, ngày tháng năm 2013 Sinh viên thực Bùi Quang Vũ MỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU MỤC LỤC DANH MỤC HÌNH ẢNH DANH MỤC BẢNG BIỂU DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH CHƯƠNG - TỔNG QUAN VỀ CƠNG NGHỆ KHOAN KIỂM SỐT ÁP SUẤT (MANEGED PRESSURE DRILLING) 11 1.1 Giới thiệu 11 1.2 Lịch sử q trình phát triển cơng nghệ MPD 11 1.3 Định nghĩa công nghệ MPD 12 1.3.1 Công nghệ khoan truyền thống 12 1.3.2 Cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất (MPD) 14 1.4 Các phương pháp 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 sốt dịng tuần hồn (Return Flow Control – RFC)………………………………………………………………………22 1.5 Ưu điểm công nghệ MPD 22 1.5.1 Duy trì kiểm sốt giếng, hạn chế rị rỉ khí, khí độc H2S 22 1.5.2 Ổn định áp suất đáy giếng, ngăn ngừa rủi ro khoan 23 1.5.3 Khoan thành công qua tầng dung dịch trầm trọng 23 1.6 Phạm vi ứng dụng công nghệ MPD 23 1.6.1 Mỏ có nhiệt độ 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 khả ứng dụng công nghệ MPD Việt Nam 25 CHƯƠNG - HỆ THỐNG THIẾT BỊ TRONG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT 28 2.1 Thiết bị 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 - 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 q trình khoan giếng ST-1P 47 3.4 Những khó khăn công tác khoan giếng HPHT ST-1P 48 3.4.1 Ảnh hưởng nhiệt độ 49 3.4.2 Ảnh hưởng áp suất 50 3.4.3 Ảnh hưởng tượng trương nở thành hệ 50 3.4.4 Ảnh hưởng khí hịa tan 51 3.4.5 Ảnh hưởng tượng piston kéo thả cần 52 CHƯƠNG - THIẾT KẾ KỸ THUẬT KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG HPHT ST-1P 54 4.1 Đặc điểm kỹ thuật giếng ST-1P 54 4.1.1 Thông số chung giếng 54 4.1.2 Mặt cắt địa chất 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 trình nâng thả 68 4.3.4 Kiểm sốt giếng cơng nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” 70 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 trình nâng thả 77 4.4.4 Kiểm sốt giếng cơng nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2” 80 5.1 Hiệu ứng dụng công nghệ MPD bể Cửu Long 80 KẾT LUẬN 82 KIẾN NGHỊ 83 TÀI LIỆU THAM KHẢO 84 DANH MỤC HÌNH ẢNH STT HÌNH TÊN HÌNH ẢNH TRANG Hình 1.1 Áp suất đáy giếng phương pháp khoan truyền thống 13 Hình 1.2 Sự thay đổi áp suất đáy giếng khoan 13 Hình 1.3 Phức tạp giếng có giới hạn khoan nhỏ 14 Hình 1.4 Áp suất đáy giếng phương pháp CBHP 16 Hình 1.5 Áp suất đáy giếng ổn định CBHP 16 Hình 1.6 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD 18 Hình 1.7 Áp suất đáy giếng phương pháp PMCD 19 Hình 1.8 Gradient áp suất sử dụng phương pháp DGD 20 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 28 12 Hình 2.2 RCD lắp đặt đối áp vạn 28 13 Hình 2.3 Tuần hồn dung dịch khoan qua RCD 29 14 Hình 2.4 Phần thân 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 thơng minh 33 19 Hình 2.9 Thiết bị đo dịng 34 20 Hình 2.10 Thiết bị thủy lực 34 21 Hình 2.11 Màn hình 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 F 43 28 Hình 3.4 Kết đo log độ thấm 43 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 giếng ST-1P 47 33 Hình 3.9 Vùng xác định nhiệt độ áp suất cao 48 34 Hình 3.10 Hiện tượng piston kéo thả cột cần khoan 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 tuần hồn đoạn thân giếng 12-1/4” 61 39 Hình 4.5 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 12-1/4” 63 Hình 4.6 Liên hệ trọng lượng tuần hoàn tương đương tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg cho đoạn giếng 12-1/4” 63 Hình 4.7 ST-1P MPD cố định áp suất độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,6ppg) 65 Hình 4.8 ST-1P MPD cố định áp suất 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 tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,5ppg) 67 44 ST-1P MPD cố định áp suất tập ILM độ sâu Hình 4.10 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 nâng cột cần (Tốc độ bơm 100gpm) 68 46 Hình 4.12 Phân tích áp suất nâng cột cần (Tốc độ bơm 300gpm) 69 40 41 42 53 47 Hình 4.13 Phân tích áp suất hạ cột cần (Trọng lượng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi) 70 48 Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ tuần hồn 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 Liên hệ tỷ trọng lượng tuần hoàn tương Hình 4.16 đương tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng 12,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” 73 51 ST-1P MPD điểm cố định áp suất độ sâu Hình 4.17 3518 mMD (Áp suất vỉa 11,9ppg; trọng lượng dung dịch 11,5ppg;ECD cố định 12,35ppg) 75 52 ST-1P MPD điểm cố định áp suất độ sâu Hình 4.18 3655 mMD (Áp suất vỉa 12,9ppg; trọng lượng dung dịch 12,3ppg;ECD cố định 13,33ppg) 75 53 ST-1P MPD điểm cố định áp suất độ sâu Hình 4.19 3808 mMD (Áp suất vỉa 13,4ppg; trọng lượng dung dịch 12,5ppg;ECD cố định 13,76ppg) 76 54 ST-1P MPD điểm cố định áp suất độ sâu Hình 4.20 3833 mMD (Áp suất vỉa 13,9ppg; trọng lượng dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg) 76 55 ST-1P MPD điểm cố định áp suất 3833 Hình 4.21 mMD (Áp suất vỉa< 13,9ppg; trọng lượng dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg) 77 56 Phân tích áp suất nâng cột cần (Trọng Hình 4.22 lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 100 gpm) 78 57 Phân tích áp suất nâng cột cần (Trọng Hình 4.23 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 hạ cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580psi) 79 DANH MỤC BẢNG BIỂU STT BẢNG TÊN BẢNG Bảng 1.1 Ứng dụng công nghệ MPD Việt Nam 26 Bảng 1.2 Ứng dụng công nghệ MPD số quốc gia giới 27 Bảng 4.1 Thông số chung giếng 56 Bảng 4.2 Thông số mặt cắt địa chất giếng 57 Bảng 4.3 Thông số ống chống 59 Bảng 4.4 Thông số profile giếng khoan 61 Bảng 4.5 Giá trị ECD thay đổi thay đổi tốc độ bơm 67 Bảng 4.6 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định áp suất đáy giếng 68 Bảng 4.7 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định cố định áp suất tập ILM 69 10 Bảng 4.8 Kiểm sốt giếng cơng nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” 74 11 Bảng 4.9 Giá trị ECD thay đổi thay đổi tốc độ bơm 76 12 Bảng 4.10 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 81/2”với điểm cố định áp suất 3833 mMD 77 13 Bảng 4.11 Kiểm sốt giếng cơng 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 sau sử dụng công nghệ MPD 85 TRANG 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 Cố định áp suất đáy giếng DGD Constant bottom-hole pressure Cuu Long Joint Operation Company Dual gradient drilling EOP End off point ECD Equivalent circulating density EMW Equivalent mud weight ESD Equivalent static density FG Fracture gradient Điểm kết thúc cắt xiên Tỷ trọng tuần hoàn tương đương Tỷ trọng dung dịch tương đương Tỷ trọng tuần hoàn tĩnh tương đương 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 PPG Pound per gallon PWD Pressuring while drilling Áp suất vỉa Pound/ga-lông, đơn vị tỷ trọng hệ Anh-Mỹ Đo áp khoan RCD Rotating control device Thiết bị đối áp xoay ROP Rate of penetration Tốc độ học khoan CLJOC Công ty điều hành Cửu Long Khoan tỷ trọng kép 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 10 4.3.3.2 Sự tăng áp thả cột cần khoan Áp suất đáy giếng tăng lên trình thả cột cần vào giếng Phân tích tăng lên áp suất đáy giếng thực để xác định giá trị áp suất lớn nhất, đảm bảo không lớn gradient vỡ vỉa (12ppg EMW) tập yếu ILM Hình 4.13 Phân tích áp suất hạ cột cần (Trọng lương riêng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi) Hình 4.13 mô tả thay đổi áp suất đáy giếng hạ cột cần khoan với tốc độ hạ khác từ phút/cần đến phút/cần Sau phân tích ta thấy với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg áp suất bề mặt 520psi, gia tăng áp suất đáy giếng trình hạ cột cần nằm giới hạn an toàn , nhỏ gradient vỡ vỉa tập ILM, đảm bảo an tồn cho cơng tác khoan 4.3.4 Kiểm sốt giếng công nghệ MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4” Từ phân tích tính tốn trên, ta thiết lập bảng kiểm soát giếng cho đoạn thân giếng giếng 12-1/4” với cơng nghệ MPD (Bảng 4.8) 70 Bảng 4.8 Kiểm sốt giếng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” 4.4 Chương trình khoan cho đoạn thân giếng 8-1/2” 4.4.1 Phân tích kĩ thuật 4.4.1.1 Biểu đồ nhiệt độ tuần hồn Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ tuần hồn đoạn thân giếng 8-1/2” 71 Tương tự đoạn thân giếng 12-1/4”, biểu đồ nhiệt độ tuần hoàn dung dịch đoạn thân giếng 8-1/2” chia thành phần, khác biệt so với gradient địa nhiệt giếng Phần có nhiệt độ thấp gradient địa nhiệt làm mát dung dịch làm từ bề mặt di chuyển xuống qua cột cần có nhiệt độ thấp Phần có nhiệt độ cao gradient địa nhiệt bị làm nóng dung dịch từ đáy giếng có nhiệt độ cao di chuyển lên 4.4.1.2 Phân tích trọng lượng dung dịch tương đương, EMW Việc phân tích trọng lượng dung dịch khoan tương đương thực để đánh giá lựa chọn dung dịch khoan có trọng lượng riêng phù hợp cho cơng tác khoan đoạn thân giếng 8-1/2” Hình 4.15 cho thấy khoảng trọng lượng dung dịch khoan phù hợp sử dụng từ 11,5 ppg đến 13,5 ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” bắt đầu khoan từ độ sâu 3035 mTVD Hình 4.15 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 8-1/2” 4.4.1.3 Tổn hap áp suất trọng lượng tuần hoàn tương đương Khi tuần hoàn dung dịch giếng, ma sát sinh dung dịch bề mặt ống ống, dung dịch thành giếng khoan, thân dung dịch tạo tổn hao áp suất, làm tăng áp suất đáy giếng Tổn hao phụ thuộc vào tốc độ bơm Phân tích mối liên hệ tốc độ bơm tổn hao áp 72 suất giúp ta chọn tốc độ bơm hợp lý với trọng lượng dung dịch khoan (Hình 4.16) Hình 4.16 Liên hệ trọng lượng tuần hoàn tương đương tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 1,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” Hình 4.16 mơ kết phân tích ảnh hưởng tốc độ bơm dung dịch lên trọng lượng tuần hoàn tương đương Giá trị cụ thể trình bày bảng 4.8 Bảng 4.9 Giá trị ECD thay đổi thay đổi tốc độ bơm Đoạn thân giếng 8-1/2” Tốc độ bơm (ga-lông/phút) Dung dịch 12,5ppg 500 13,48 12,47 1,01 100 12,75 0,28 200 12,92 0,17 300 13,07 0,15 500 13,47 0,40 Biến thiên ECD 4.4.2 Thơng số điều khiển Qua việc phân tích trọng lượng dung dịch tương đương cho đoạn thân giếng 8-1/2” (Hình 4.15), dung dịch phù hợp sử dụng có trọng lượng riêng khoảng 11,5 – 13,5ppg Hệ thống thiết bị cơng nghệ khoan kiểm sốt áp suất bao gồm Hệ thống van điều áp, đối áp xoay 7875 vòng đệm lắp đặt trước bắt đầu khoan phần giếng 8-1/2” sử dụng 73 từ đầu Đối áp bề mặt ứng dụng khoan nối cần đề trì áp suất đáy giếng hay trọng lượng tuần hoàn tương đương ổn định (áp suất vỉa + 200psi) 200psi hệ số an toàn cho ổn định giếng ảnh hưởng cúa áp suất nâng thả cột cần Ở giai đoạn bắt đầu khoan, dung dịch có trọng lượng riêng 11,5ppg sử dụng giá trị đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn cho phép 750psi tuần hoàn 900psi ngừng tuần hoàn Khi đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn cho phép, dung dịch ban đầu thay dung dịch có trọng lượng riêng lớn Khi bắt đầu khoan vào tập cát E độ sâu 3646 mTVD, áp suất vỉa đốn cao với giá trị 13,59 ppg EMW, cơng nghệ MPD thiết lập điểm cố định áp suất độ sâu với giá trị trọng lượng tuần hoàn tương đương cố định 14,2 ppg EMW Bảng 4.9 tổng hợp thông số điều khiển MPD để khoan đoạn thân giếng 8-1/2” Khi chòong khoăn bắt đầu xâm nhập vào mặt dốc dị thường áp suất, điểm cố định áp suất thiết lập Dung dịch khoan tăng trọng lượng riêng đối áp bề mặt gần tiến tới giá trị tới hạn Bảng 4.10 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 8-1/2” với điểm cố định áp suất độ sâu 3833 mMD ST-1P-MPD: Cố định ECD đáy giếng Phần giếng 8-1/2” Áp suất vỉa dự kiến (ppg) Chiều sâu thân giếng mMD Chiều sâu thẳng đứng mTVD 11,90 3271 3200 12,00 3518 12,90 Trọng lượng riêng ppg Đối áp bề mặt, psi EMW (ppg) Tuần hoàn Ngừng tuần hoàn 11,5 425 12,35 3395 11,5 455 12,35 3655 3500 12,3 62 575 13,33 13,43 3808 3600 12,7 68 600 13,76 13,89 3833 3646 13,2 25 570 14,22