Nghiên cứu cơ sở xác định phản áp bề mặt trong công nghệ khoan kiểm soát áp suất

13 
T¹p chÝ KHKT Má - §Þa chÊt, sè 49, 01-2015, tr.13-17 
NGHIÊN CỨU CƠ SỞ XÁC ĐỊNH PHẢN ÁP BỀ MẶT 
TRONG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT 
NGUYỄN KHẮC LONG, NGUYỄN VĂN THÀNH, TRƯƠNG VĂN TỪ, 
 Trường Đại học Mỏ - Địa chất 
NGUYỄN VĂN KHƯƠNG, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam 
Tóm tắt: Khoan kiểm soát áp suất là một công nghệ khoan có khả năng thích ứng được sử 
dụng để kiểm soát chính xác áp suất ở khoảng không vành xuyến dọc theo thành giếng khoan, 
tránh các phức tạp liên quan tới áp suất có thể xảy ra trong quá trình khoan như mất dung 
dịch, kẹt cần do chênh áp, sập lở thành giếng khoan, xuất hiện chất lưu vỉa xâm nhập vào 
giếng,.. Quá trình kiểm soát được thực hiện bởi việc điều chỉnh phản áp bề mặt từ miệng 
giếng, thông qua sử dụng hệ thống tuần hoàn dung dịch kín. Trong phạm vi bài báo, các tác 
giả trình bày cơ sở xác định phản áp bề mặt từ đó đưa ra phương pháp điều chỉnh thích hợp 
nhằm nâng cao hiệu quả công nghệ khoan kiểm soát áp suất. 
1. Đặt vấn đề 
Trong quá trình khoan phải duy trì giá trị áp 
suất đáy giếng lớn hơn áp suất vỉa và nhỏ hơn áp 
suất vỡ vỉa. Ở các vỉa có giá trị áp suất vỉa và áp 
suất vỡ vỉa gần nhau thường xảy ra các hiện 
tượng phức tạp như mất dung dịch, kẹt cần 
khoan, sập lở. Với công nghệ khoan thông 
thường, giá trị áp suất đáy giếng do cột dung dịch 
trong giếng khoan tạo nên. Với công nghệ khoan 
kiểm soát áp suất (MPD-Managed Pressure 
Drilling), giá trị áp suất đáy giếng do cột dung 
dịch trong giếng và phản áp bề mặt (SBP-Surface 
Back Pressure) tạo ra. 
Việc điều chỉnh phản áp bề mặt trong công 
nghệ MPD giúp kiểm soát chính xác áp suất ở 
khoảng không vành xuyến để áp suất tuần hoàn 
tại đáy luôn luôn cân bằng với áp suất vỉa thông 
qua hệ thống tuần hoàn kín. Điều này cho phép 
hạn chế sự thay đổi trọng lượng riêng tuần hoàn 
tương đương khắc phục các phức tạp có liên quan 
như mất dung dịch khoan, khí xâm nhập, kẹt cần 
do chênh áp, sập lở thành giếng khoan, cho phép 
khoan an toàn qua các địa tầng phức tạp như tầng 
có dị thường cao về nhiệt độ, áp suất, vùng có 
giới hạn an toàn khoan nhỏ, vùng mất dung dịch 
trầm trọng. 
Vì vậy việc xác định chính xác giá trị phản 
áp bề mặt cần thiết từ đó đưa ra phương pháp 
điều chỉnh thích hợp nhằm nâng cao hiệu quả 
công nghệ khoan kiểm soát áp suất là rất cần 
thiết. 
2. Giới thiệu về công nghệ MPD 
Theo hiệp hội các nhà thầu khoan quốc tế, 
công nghệ khoan kiểm soát áp suất được định 
nghĩa là “công nghệ khoan có khả năng thích ứng 
được sử dụng để kiểm soát chính xác áp suất ở 
khoảng không vành xuyến dọc theo thành giếng 
khoan, đảm bảo áp suất đáy giếng luôn phù hợp 
với áp suất vỉa, tránh các sự cố liên quan tới áp 
suất có thể xảy ra trong quá trình khoan”. Quá 
trình kiểm soát được thực hiện bởi việc điều 
chỉnh phản áp bề mặt (áp suất bổ sung) từ miệng 
giếng, thông qua sử dụng hệ thống tuần hoàn 
dung dịch kín [1,2]. 
Nguyên tắc cơ bản của MPD là sử dụng cụm 
van điều áp và máy bơm nén áp suất bổ sung để 
kiểm soát áp suất đáy giếng và bù lại sự tổn thất 
áp suất trong khoảng không vành xuyến (KKVX) 
(hình 1). 
Công nghệ khoan kiểm soát áp suất gồm 3 
phương pháp chính: 
- Duy trì áp suất đáy giếng không đổi 
(CBHP- Constant Bottom-hole Pressure); 
- Khoan mũ dung dịch (PMCD-Pressurize 
Mud Cap Drilling); 
- Khoan trọng lượng riêng dung dịch kép 
(DGD- Dual Gradient Drilling)
14 
Hình 1. Quá trình khoan kiểm soát áp suất 
CBHP sử dụng hệ thống tuần hoàn kín, dung 
dịch khoan khi đi lên bề mặt được dẫn hướng đến 
một hệ thống van tiết lưu tự động hoặc bán tự 
động, hệ thống van này tạo ra phản áp bề mặt 
(Pbp) lên dòng dung dịch thông qua việc điều 
chỉnh đóng mở van. Áp suất này tác động vào 
khoảng không vành xuyến nhằm bù lại lượng tổn 
hao áp suất bị giảm đi khi giảm lưu lượng bơm, 
do đó áp suất đáy giếng được giữ cố định trong 
suốt quá trình khoan. Hình 2 minh họa quá trình 
cố định áp suất đáy giếng tại một điểm trong 
trạng thái tĩnh và trạng thái động. Trong phạm vi 
bài báo, nhóm tác giả tập trung nghiên cứu cơ sở 
xác định Pbp cho phương pháp này.
Hình 2. Phương pháp duy trì áp suất đáy không đổi
15 
PMCD là phương pháp khoan không tuần 
hoàn dung dịch và mùn khoan lên bề mặt, được 
sử dụng để khoan qua các địa tầng mất dung dịch 
trầm trọng như cacbonat và đá móng nứt nẻ 
thường thấy ở Việt Nam. Phương pháp này sử 
dụng đồng thời hai hệ dung dịch có tính chất 
riêng biệt. Hệ dung dịch nặng có độ nhớt cao 
được bơm vào KKVX và duy trì phản áp bề mặt 
trên miệng giếng để ngăn ngừa sự giảm áp và 
dòng xâm nhập vào đáy giếng. Hệ dung dịch nhẹ 
sẵn có, không tốn kém sẽ được bơm vào giếng 
qua cột cần khoan, khi đi qua choòng khoan nó 
mang theo các hạt mùn khoan bít nhét, lấp đầy 
vào những khe nứt, lỗ rỗng hay hang hốc trong 
vỉa (hình 3). 
Hình 3. Phương pháp khoan mũ dung dịch 
Với phương pháp DGD, dòng hồi dung dịch 
được bơm tràn ra đáy biển hoặc quay trở lại bể 
chứa dung dịch trên giàn khoan thông qua sử 
dụng đường hồi dung dịch có đường kính nhỏ đặt 
riêng biệt và máy bơm chìm (hình 4). Phương 
pháp này được ứng dụng ở các môi trường khoan 
nước sâu, giếng có giới hạn khoan nhỏ. Mục đích 
của phương pháp DGD là điều chỉnh đường 
gradient áp suất của dung dịch khoan vào trong 
giới hạn khoan nhằm kéo dài khoảng cách giữa 
các lần chống ống, cho phép giảm số lượng ống 
chống kỹ thuật sử dụng trong giếng, nâng cao 
mức độ an toàn khi khoan. 
Hình 4. Phương pháp khoan trọng lượng riêng 
dung dịch kép 
3. Xác định phản áp bề mặt 
Trong công nghệ MPD, giá trị áp suất đáy 
giếng được xác định theo công thức [3]: 
Pbhp = Pafl + Phh+ Pbp , (1) 
trong đó: 
Pbhp - áp suất tại đáy giếng khoan, Psi; 
Pafl- tổn thất áp suất do ma sát trong KKVX, Psi; 
Phh- áp suất thủy tĩnh do cột dung dịch trong 
giếng khoan tạo nên, Psi; 
Pbp- phản áp bề mặt, Psi; 
Áp suất thủy tĩnh không những phụ thuộc vào 
khối lượng riêng của dung dịch khoan và chiều 
sâu giếng khoan mà còn phụ thuộc vào hàm lượng 
của mùn khoan (C) và khối lượng riêng của mùn 
khoan (ρc). Theo Erdem Tercan, áp suất thủy tĩnh 
được xác định theo công thức sau [3]: 
Phh = 0,052. [(1-C).ρ + 8,345.C. ρc].h , (2) 
trong đó: 
C- hàm lượng của mùn khoan, %; 
ρ- khối lượng riêng của dung dịch khoan, ppg; 
ρc- khối lượng riêng của mùn khoan, g/cm3; 
h- chiều sâu giếng khoan, ft. 
Giá trị của tổn thất áp suất do ma sát trong 
KKVX khi giếng khoan tuần hoàn (Pafl) phụ 
thuộc vào lưu lượng tuần hoàn, chế độ dòng 
chảy, đường kính thủy lực và tính chất lưu biến 
của dung dịch khoan. 
Lưu lượng tuần hoàn của dung dịch khoan 
được xác định dựa vào tốc độ đi lên trung bình 
của dòng dung dịch khoan trong KKVX, va: 
2
0
2
h
a
dd
Q.51,24
v

 , (3) 
16 
trong đó: va – tốc độ của dung dịch khoan trong 
KKVX, ft/m; 
Q – lưu lượng tuần hoàn của dòng dung dịch, 
gpm; 
dh – đường kính trong của ống chống (với 
đoạn đã chống ống) hoặc giếng khoan (với đoạn 
thân trần), in; 
d0- đường kính ngoài của cần khoan, in 
Chế độ dòng chảy của dung dịch khoan được 
xác định dựa vào mối quan hệ giữa hệ số Reynold 
chuẩn (Nrec) và hệ số Reynold tính toán (Nreg) 
Nrec = 3470 – 1370n , (4) 
w
2
ahh
reg
36,19
.P
N


 , (5) 
trong đó:τw - ứng suất trượt giữa hai lớp chất lỏng 
tại thành giếng, psi; 
n- hệ số chảy của dung dịch khoan 
Dung dịch khoan có lẫn hạt mùn sau khi 
được gia công hóa học tuần hoàn trong giếng 
được tính toán theo mô hình của chất lỏng 
Herschel – Bulkley. Khi đó hệ số chảy được xác 
định theo công thức: 











yYPpv
yYPpv2
lg32,3n , (6) 
trong đó: νPV – độ nhớt dẻo của chất lỏng, lb.s/ft2; 
 τYP- ứng suất trượt động, psi; 
 τy - ứng suất trượt giữa hai lớp chất lỏng 
trong KKVX, psi. 
 Hệ số ma sát của chất lỏng (f) thay đổi theo 
chế độ chảy. Hệ số ma sát ở chế độ chảy tầng, 
chảy chuyển tiếp, chảy rối lần lượt được xác định 
theo các công thức: 
reg
lam
N
16
f  , 
2
reg
reg
trans
N
N16
f  ,
b
reg
turb
N
a
f  , (7) 
trong đó: flam - hệ số ma sát của chất lỏng ở trạng 
thái chảy tầng; 
ftrans - hệ số ma sát của chất lỏng ở trạng thái 
chuyển tiếp; 
fturb - hệ số ma sát của chất lỏng ở trạng thái 
chảy rối; 
a, b - hệ số: 
50
93,3)nlg(
a

 và 
7
)nlg(75,1
b

 
Như vậy, ta thu được công thức xác định tổn 
thất áp suất do ma sát trong KKVX: 

i
5
i
2
ahh
a
d10
l.f.v.P.076,1
P , (8) 
trong đó: li – chiều dài từng thành phần bộ khoan 
cụ trong giếng khoan, ft; 
di- đường kính thủy lực tương ứng với từng 
thành phần bộ khoan cụ trong giếng khoan, ft; 
di = dh – db, 
db - đường kính ngoài của từng bộ phận trong 
bộ khoan cụ, ft. 
Giá trị áp suất tại đáy giếng (Pbhp) thu được 
từ thiết bị đo áp suất (PWD) được lắp đặt trong 
thiết bị đo trong khi khoan (MWD). 
Như vậy giá trị phản áp bề mặt trong phương 
trình (1) được xác định sau khi ta thu được các 
thông số áp suất tại đáy giếng khoan, tổn thất áp 
suất do ma sát trong KKVX và áp suất thủy tĩnh do 
cột dung dịch trong giếng khoan tạo nên. Mặt khác, 
để ngăn ngừa hiện tượng mất ổn định thành giếng, 
giá trị phản áp bề mặt được bổ sung từ trên bề mặt 
phải tạo ra áp suất đáy giếng lớn hơn áp suất vỉa. 
4. Phương pháp điều chỉnh phản áp bề mặt 
Khi áp dụng công nghệ MPD, ta có thể điều 
chỉnh áp suất đáy giếng và áp suất tổn hao trong 
KKVX bằng cách sử dụng hệ thống tuần hoàn 
dung dịch kín. Giá trị phản áp bề mặt được duy trì 
sao cho áp suất đáy giếng không đổi khi các thông 
số như lưu lượng tuần hoàn của dịch khoan, khối 
lượng riêng của dung dịch khoan thay đổi. 
Trong quá trình khoan phản áp bề mặt được 
điều chỉnh thông qua việc đóng mở cụm van điều 
áp một cách tự động. Khi lưu lượng máy bơm 
dung dịch khoan giảm dần cụm van điều áp từ từ 
đóng lại để bù lại sự tổn thất áp suất trong 
KKVX. Khi lưu lượng máy bơm dung dịch 
khoan tăng dần, áp suất tại đáy giếng tăng, cụm 
van điều áp được mở từ từ nhằm giảm phản áp 
bề mặt. Quá trình được thực hiện theo hình 5. 
Trong quá trình tiếp cần, máy bơm dung dịch 
ngừng hoạt động, tổn hao áp suất ma sát trong 
KKVX mất đi đồng thời áp suất tại đáy giếng 
cũng giảm. Lúc đó, việc bổ sung phản áp bề mặt 
để bù lại tổn thất áp suất trong KKVX nhằm duy 
trì áp suất đáy giếng được thực hiện bằng cách 
khởi động bơm nén áp suất bổ sung trên bề mặt. 
Việc điều chỉnh cụm van điều áp và bơm nén 
áp suất bổ sung giữ cho áp suất đáy giếng không 
đổi khi chuyển từ trạng thái động sang trạng thái 
tĩnh (hoặc ngược lại) được thực hiện dựa vào mô 
hình thủy lực [1,3]. 
17 
Hình 5. Mối liên hệ giữa áp suất van điều áp và lưu lượng máy bơm 
5. Kết luận 
Như vậy giá trị phản áp bề mặt (Pbp) phụ 
thuộc vào áp suất tại đáy giếng khoan, tổn thất 
áp suất do ma sát trong KKVX, áp suất thủy 
tĩnh do cột dung dịch trong giếng khoan tạo 
nên. 
Khi áp dụng công nghệ khoan kiểm soát 
áp suất để khoan qua các tầng dễ xảy ra phức 
tạp liên quan đến áp suất trong quá trình khoan 
phải xác định chính xác giá trị phản áp bề mặt 
cần thiết để có phương pháp điều chỉnh thích 
hợp, nhằm phát huy tối đa tính ưu việt của 
công nghệ này. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1]. Billl Rehm, Jerome Schubert, Arash 
Haghshenas, Amir Saman Paknejad, Jim Hughes, 
2008. Managed Pressure Drilling. Houston, Texas. 
[2]. Donald G. Reitsma, Yawan Couturier, 2012. 
New Choke Controller for Managed Pressure 
Drilling. Proceedings of the 2012 IFAC 
Workshop on Automatic Control in Offshore Oil 
and Gas Production, University of Science and 
Technology, Trondheim, Norwegian. 
[3]. Erdem Tercan, May 2010, Managed Pressure 
Drilling Techniques, Equipment & Application, 
Thesis of Middle East Technical University.
SUMMARY 
Research on the basis of surface back pressure determination 
in managed pressure drilling technology 
Nguyen Khac Long, Nguyen Van Thanh, Truong Van Tu 
Hanoi University of Mining and Geology 
Nguyen Van Khuong, Vietnam National Oil and Gas Group 
 Managed Pressure Drilling is an adaptive drilling process used to precisely control the 
annular pressure profile throughout the wellbore, to prevent the well from the pressure-related 
drilling problems, including lost circulation, differential pipe sticking, wellbore instability, kick, 
etc.... The control is proceeded by adjusting the surface back pressure, through the use of closed-loop 
circulation system. In this paper, the authors present the basis for determining the surface back 
pressure from which the appropriate adjustment methods are given to improve the efficiency of 
managed pressure drilling technology. 
L
ư
u
 l
ư
ợ
n
g
 m
áy
 b
ơ
m
 (
l/
p
h
)