CƠ SỞ KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ
Chương 13
IADC là thuật ngữ viết tắt của:
Intangible Assets of Drilling Components
Instantaneous Automatic Diesel Combustion
Ideal Actuator of Directional Control
International Association of Drilling Contractors
Intergral Assets of Development Costs
ECD là thuật ngữ viết tắt của:
Effective Casing Dogleg
Effect of Critical Drag
Equivalent Combining Density
Effective Cement Density
Equivalent Circulating Density
BOP là thuật ngữ viết tắt của:
Buckling of Pile
Budget of Production
Bullet of Perforator
Blowout Preventer
Bump-off Post
DST là thuật ngữ viết tắt của:
Dogleg Seam Types
Drill Stem Test
Drill String Top
Downhole Surveying Temperature
Drilling Spool Tension
GLR là thuật ngữ viết tắt của:
Gas Liquid Reservoir
Gas liquid Ratio
Gaslift Regulator
Gear Lock Ratio

Knockout Pressure
BOPD là thuật ngữ viết tắt của:
Blow Out Preventer Deck
Blowout Preventer and Platform Drilling ( Hải tự chọn )
Barrels of Oil per Day
Breaking Out Pipe Depth
Brut Oil Production per Day
STB là thuật ngữ viết tắt của:
Safety Tension Bolt
Slant Type Buildup
Side Track Buckling
Standard Test Block
Stock Tank Barrels
API là thuật ngữ viết tắt của:
Additive Parafin Inhibitor
American Petroleum Institut
Associated Productivity Index
Australian Petroleum Inducstry
Anormal Pressure Indicator
PSIA là thuật ngữ viết tắt của:
Proportional Stresses of Internal Act
Platform Safety of Internal Access ( Hải tự chọn )
Production Separator of Intermittent Absorption
Proportional Stress of Impedance Acoustic
Pounds per square inch absolute
PSIG là thuật ngữ viết tắt của:
Plate Stresses of Internal Gas
Platform Safety of Induced Gas ( Hải tự chọn )
Production Separator of Internal Gas
Proportional Stress of Internal Gauge

Bedsheet Effective Section
OWC là thuật ngữ viết tắt của:
Old Well Cementing
Oil Water Contact
Over Water Contact
Overburdun Well Considerations
Oil Well Controls
OOIP là thuật ngữ viết tắt của:
Open Offshore Installation Platform
Oil Originally in Place
Offshore Offset Indirect Platform( Hải tự chọn )
Oil Odor Induced Porosity
Oolitic - Oomoldic Inflow Pressure
1 mm sẽ bằng:
1 inch
Chiều sâu giếng khoan-khai thác kỷ lục ở Việt Nam là:
Dưới 4000 m
Dưới 4500 m
Dưới 5000 m
Dưới 5500 m
Trên 6000 m
Khi tăng đường kính giếng khai thác lên 2 lần thì lưu lượng khai thác có thể tăng lên
khỏang:
Dưới 10%
10% -20%
20% -30%
30%-40%
Hơn 40%
Sản lượng dầu khai thác hàng năm ở Việt Nam hiện nay chủ yếu vẫn thuộc mỏ:
Rồng

Độ thấm trung bình của đá trầm tích chứa dầu ở thềm lục đòa nam Việt Nam thường
vào khỏang:
5 mD
5-10 mD
10-50 mD
10-100 mD
lớn hơn 100 mD
Độ rỗng trung bình của đá móng nứt nẻ chứa dầu ở thềm lục đòa nam Việt Nam thường
dưới:
1-5%
1-10%
5-20%
5-25%
5-30%
Độ thấm của đá móng nứt nẻ chứa dầu ở thềm lục đòa nam Việt Nam thường đạt đến:
50 mD
100 mD
200 mD
500 mD
1000 mD
Số giàn khai thác ở mỏ Bạch Hổ:
Lớn hơn 5
Từ 5-10
Từ 10-15
Từ 15-20
Lớn hơn 20
Sản lượng khai thác của mỏ Bạch Hổ hiện nay vào khỏang:
Từ 50.000 – 100.000 thựng/ngày
100.000 -150.000 thựng/ngày
từ 100.000 – 200.000 thựng/ngày

25 triệu tấn/năm
Dầu khai thác ở Việt Nam hiện nay thuộc lọai dầu:
Ít lưu hùynh, ít parafin
Ít lưu hùynh, nhiều parafin
Nhiều lưu hùynh, ít parafin
Nhiều lưu hùynh, nhiều parafin
Hàm lượng lưu hùynh và parafin không đáng kể
Trong trường hợp lý tưởng, xử lý nứt vỉa có thể làm giảm hệ số skin đến giá trò:
- 100
- 50
- 10
- 5
- 1
Hệ số thể tích thành hệ dầu B
o
thường có giá trò:
0,80-1.00
1.00-1.35
1.00-1.50
1.00-1.70
1-10.85
Hệ số thể tích thành hệ khí B
g
thông thường có giá trò:
0,005-0.05
0.05-0.10
0.10-0.50
0.50- 0.75
0.75-1.00
Hệ số nén đẳng nhiệt (psi

5000 psi có thể sẽ là:
10
-5
10
-4
10
-3
10
-2
10
-1
Việc tính toán trữ lượng mỏ sẽ được thực hiện:
cuối giai đoạn tìm kiếm thăm dò mỏ
Ở giai đoạn đầu của quá trình phát triển mỏ
Ở giai đoạn cuối của quá trình phát triển mỏ
Trong quá trình khai thác mỏ
Và hiệu chỉnh sau từng giai đoạn cho đến khi kết thúc đời mỏ.
Trữ lượng thương mại của mỏ được xác đònh dựa trên các yếu tố:
Điều kiện đòa chất của mỏ, các thông số của đá và chất lưu, các điều
kiện kỹ thuật- công nghệ, các thông lệ quốc tế và qui đònh hiện hành
của nước sở tại.
p suất từ bỏ, điều kiện đòa chất, các thông số của đá và chất lưu,
các điều kiện kỹ thuật- công nghệ và qui đònh hiện hành của nước sở tại.
Chiều sâu của mỏ, các thông số của đá và chất lưu, các điều kiện
kỹ thuật- công nghệ, các thông lệ quốc tế và qui đònh hiện hành của nước sở tại.
Vò trí, kích thước và áp suất vỉa sản phẩm, các thông số của đá và chất lưu,
các thông lệ quốc tế và qui đònh hiện hành của nước sở tại.
Điều kiện khai thác, tính chất của chất lưu, các thông lệ quốc tế và qui đònh
hiện hành của nước sở tại.
Số nước trong nhóm các nước xuất khẩu dầu OPEC là:

Nga và Mỹ
Số nước khai thác dầu trên thế giới có sản lượng trên 0,5 triệu thùng/ngày hiện nay lớn
hơn:
5
15
25
35
45
5 nước khai thác khí lớn nhất thế giới hiện nay là:
Iran, Nga, Canada, Mỹ và Nauy
Nga, Canada, Angiêri, Nauy và Indonesia
Nga, Irắc, Arập Xê Út, Nauy và Indonesia
Mỹ, Nga, Canada, Angiêri và Nauy
Nga, Canada, Angiêri, Nauy và Indonesia
Nhu cầu sử dụng dầu thô (triệu thùng/ngày) trên tòan thế giới hiện nay vào khỏang:
60
70
80
90
100
Việt Nam bắt đầu khai thác dầu thô vào năm:
1973
1981
1983
1986
1989
Khí tự nhiên được khai thác lần đầu tiên ở Việt Nam tại mỏ:
Tiền Hải (Thái Bình)
Lan Tây
Bạch Hổ

25-110
25-130
25-150
8 bể trầm tích đã đượcđphát hiện ở Việt Nam là:
Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malai-Thổ Chu, Vũng Mây-Tư Chính, Hòang
Sa, Trường Sa, Tây Nam
Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Malai-Thổ Chu, Vũng Mây-Tư Chính, Hòang
Sa, Trường Sa, Đồng Nai
Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Sông Cả, Malai-Thổ Chu, Vũng Mây-Tư Chính,
Hòang Sa, Trường Sa
Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Vũng Mây-Tư Chính, Hòang Sa,
Trường Sa, Sông Đuống
Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malai-Thổ Chu, Vũng Mây-Tư Chính,
Hòang Sa, Trường Sa
Ba đối tượng chứa dầu khí quan trọng nhất của bể Cửu Long là:
Cát kết Mioxen, cát kết Oligoxen và đá móng
Cát kết Mioxen- Oligoxen, cacbonat Mioxen và đá móng
Cát kết Oligoxen, cacbonat Mioxen và đá móng
Cát kết Mioxen - Oligoxen và cacbonat Mioxen
Cát kết Mioxen, cacbonat Mioxen và đá móng
5 mỏ dầu hiện đang được khai thác ở bể Cửu Long là:
Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Bunga-Kekwa, Sư Tử Đen
Bạch Hổ, Rồng, Hải Thạch, Ruby, Sư Tử Đen
Bạch Hổ, Đại Hùng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen
Lan Tây, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen
Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen
Các mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn bao gồm:
Đại Hùng, Lan Tây-Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh, Sư Tử Đen
Đại Hùng, Lan Tây-Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh, Rồng Đôi
Lan Tây-Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh, Rồng Đôi, Rạng Đông

Hình dạng đáy giếng;
Chiều sâu đặt chân đế ống chống thường được xác đònh theo:
Mục đích của giếng khoan;
Độ bền (kháng bóp méo và kháng nổ) của ống chống;
Biểu đồ áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa;
Các điều kiện trên;
Dạng quỹ đạo của giếng khoan;
Khi khoan, lưu lượng và chất lượng dung dòch khoan được tính toán chủ yếu dựa trên:
Kích thước và số lượng vòi phun;
Chiều sâu đang khoan;
Đường kính giếng khoan;
Vận tốc cơ học.
Loại quỹ đạo giếng.
Khi khoan, vận tốc quay của bộ khoan cụ được tính toán chủ yếu dựa trên:
Công suất của thiết bò khoan;
Cấu trúc của choòng;
Tính chất của đất đá cần khoan;
Chiều sâu đang khoan;
Đường kính giếng khoan;
Phương pháp khoan thổi khí buộc phải sử dụng trong trường hợp:
Chống mất dung dòch;
Cần thi công giếng nhanh;
Thi công ở nơi không có nước;
Áp suất vỉa thấp;
Giảm thiễu mức độ nhiễm bẩn thành hệ
Cách phân loại giếng khai thác, giếng bơm ép và giếng quan trắc là dựa trên:
Thời gian hoạt động;
Phương thức hoạt động;
Cơ chế hoạt động;
Chức năng hoạt động;

Hình 2
Hình 3
Hình 4
Hình 5
Dụng cụ dùng để đo tỉ trọng dung dòch:
Hình 1
Hình 2
Hình 3
Hình 4
Hình 5
Dụng cụ dùng để đo độ nhớt qui ước:
Hình 1
Hình 2
Hình 3
Hình 4
Hình 5
Dụng cụ dùng để đo độ lắng ngày đêm:
Hình 1
Hình 2
Hình 3
Hình 4
Hình 5
Dụng cụ dùng để đo thông số ứng suất trượt tónh:
Hình 1
Hình 2
Hình 3
Hình 4
Hình 5
Dụng cụ dùng để đo độ nhớt động học:
Hình 1

D
P
×
∆
00981,0
D
P
×
∆
0981,0
D
P∆
D
P
×
∆
981,0
D
P
×
∆
81,9
Nhân đôi giá trò độ thải nước đo được sau 7,5 phút sẽ là độ thải nước:
Sau 5 phút
Sau 10 phút
Sau 15 phút
Sau 20 phút
API
Gradient áp suất thuỷ tónh phụ thuộc vào:
Độ nhớt và khối lượng riêng của hỗn hợp

Giảm độ nhớt dung dòch;
Giảm tỷ trọng của dung dòch.
Để khoan trong đất đá bở rời, dễ sụp lỡ tốt nhất nên dùng dung dòch khoan có:
Tỉ trọng lớn và độ nhớt cao;
Tỉ trọng lớn và độ nhớt thấp;
Tỉ trọng trung bình và độ thải nước nhỏ;
Tỉ trọng trung bình và độ thải nước lớn;
Tỉ trọng lớn và độ thải nước lớn.
Người ta đo được chế độ thủy lực khoan sau đây:
T
T
Thông số, psi Các chế độ
1 2 3 4 5
1 Tổn thất áp suất tại bề mặt
15
0
15
0
15
0
15
0
15
0
2 Tổn thất áp suất trong cần
khoan
95
0
10
00

không vành xuyến
12
5
13
0
11
0
11
5
12
0
Chế độ thủy lực nào cho phép rữa sạch đáy giếng nhất:
Chế độ 1;
Chế độ 2;
Chế độ 3;
Chế độ 4;
Chế độ 5;
Áp suất đầu giếng tối thiểu đối với bài tập trên là:
1905 psi;
2255 psi;
2530 psi;
2645 psi;
2800 psi;
Chương 4
Có 4 loại phương tiện khoan biển, đó là: giàn cố đònh, giàn tự nâng, giàn bán tiềm thủy và
tàu khoan. Như vậy các giàn khoan biển này được phân loại theo:
Chiều sâu khoan được của thiết bò;
Cách thức liên kết giữa giàn khoan và đáy biển;
Khả năng di động của thiết bò;
Độ sâu mực nước biển mà phương tiện có thể làm việc;

Tự nâng và xà lan khoan
Cố đònh và xà lan khoan
Đối áp thường được chia thành 3 loại chủ yếu là:
Vành xuyến, ôm cần, cắt cần
Vành xuyến, dạng ngàm, ôm cần
Vành xuyến, dạng ngàm, xoay
Dạng ngàm, ôm cần, xoay
Vành xuyến, ôm cần, xoay
Trường hợp xảy ra sự cố phun trào trong khi khoan, các đối áp sẽ được đóng lần lượt theo
thứ tự sau:
Đối áp vành xuyến, đối áp ôm cần, đối áp cắt cần
Đối áp ôm cần, đối áp vành xuyến, đối áp cắt cần
Đối áp vành xuyến, đối áp cắt cần, đối áp ôm cần
Đối áp cắt cần, đối áp vành xuyến, đối áp ôm cần
Đóng đồng thời các đối áp
Hai chữ số đi sau chữ cái trong các ký hiệu mác thép (chế tạo cần khoan và ống chống)
dùng để chỉ:
Chiều dài (tính bằng ft) của cần khoan hoặc ống chống
Sức kháng phá hủy (tính bằng 10
3
psi) của lọai thép
Độ bền kéo tối thiểu (tính bằng 10
3
psi) của thân cần khoan hoặc thân ống chống
Độ bền kéo tối thiểu (tính bằng 10
3
psi) của các đầu nối cần khoan hoặc ống chống
p suất (gây nổ hoặc làm bẹp cần hoặc ống chống) tối đa (tính bằng 10
3
psi) mà cần

Để thi công giếng khoan sâu, cần chọn (các) loại choòng khoan vớiù đặc tính:
Răng choòng có độ bền lớn nhất;
Ổ đỡ có độ bền lớn nhất;
Có vành bảo vệ chống mòn đường kính choòng.
Khoan được tất cả các loại đất đá trong cột đòa tầng;
Tuổi thọ của choòng khoan là lớn nhất;
Loại choòng thích hợp nhất để khoan đất đá mềm là:
Choòng ba chóp xoay răng phay;
Choòng ba chóp xoay răng đính (cắm);
Choòng có vòi phun thủy lực kéo dài;
Choòng kim cương tự nhiên;
Choòng PDC và choòng TSP.
Choòng khoan được phân loại theo IADC chủ yếu dựa trên:
Độ cứng của đất đá;
Dạng ổ lăn;
Độ mài mòn của đất đá;
Đường kính và dạng vòi phun thủy lực.
Các yếu tố a, b, c;
Răng cắm (đính) của choòng ba chóp xoay được chế tạo bằng:
Thép;
Hợp kim môlipden;
Hợp kim cacbit-vônfram;
Kim cương;
PDC.
Choòng PDC có hạt cắt được chế tạo bằng:
Thép được xử lý bề mặt;
Hợp kim môlipden;
Hợp kim cacbit-vônfram;
Kim cương tự nhiên;
Kim cương đa tinh thể.

Dung dòch bôi trơn ổ lăn kín của choòng ba chóp xoay là:
Dung dòch khoan
Nước vỉa
Dầu bôi trơn
Không cần bôi trơn
Mỡ bôi trơn
Dung dòch bôi trơn ổ lăn hở của choòng ba chóp xoay là:
Dung dòch khoan
Nước vỉa
Dầu bôi trơn
Không cần bôi trơn
Mỡ bôi trơn
Ổ lăn của choòng ba chóp xoay có thể thuộc loại:
Hỗn hợp (vừa kín vừa hở)
Hở
Kín hoặc hở
Kín
Loại khác (không thuộc loại kín và hở);
Chương 6
Điểm trung hoà là điểm (mặt phẳng) mà tại đó:
Ứng suất chiều trục cân bằng với ứng suất hướng tâm
Ứng suất chiều trục cân bằng với ứng suất hướng tâm và ứng suất tiếp trung bình
Ứng suất chiều trục cân bằng với ứng suất tiếp trung bình
Ứng suất chiều trục cân bằng với ứng suất dọc trục
Mômen xoắn là cực đại.
Nguyên nhân xảy ra hiệu ứng pittông ngược (mút) trong quá trình khoan là do:
Độ nhớt dẻo và độ bền gel của dung dòch thấp
Tỷ trọng dung dòch không thích hợp
Vận tốc kéo bộ khoan cụ quá lớn
Tỷ trọng dung dòch tuần hoàn không thích hợp

về kỹ thuật cắt xiên bằng:
Máng xiên;
Choòng phun tia;
Động cơ đáy và choòng phun tia;
Động cơ đáy và đầu nối cong.
Phối hợp các kỹ thuật trên.
Người ta sử dụng nguyên lý điểm tựa (đòn bẩy) trong việc bố trí các chi tiết trong bộ
khoan cụ là để:
Ổn đònh góc nghiêng và góc phương vò;
Mở rộng thành giếng;
Tăng góc nghiêng;
Giữ quỹ đạo thẳng đứng;
Giảm góc nghiêng.
Người ta sử dụng nguyên lý con lắc trong việc bố trí các chi tiết trong bộ khoan cụ là để:
Ổn đònh góc nghiêng và góc phương vò;
Mở rộng thành giếng;
Tăng góc nghiêng;
Giữ quỹ đạo thẳng đứng;
Giảm góc nghiêng.
Trong thiết kế bộ khoan cụ, tốt nhất điểm trung hòa nằm ở đoạn:
Chuỗi cần khoan thường;
Chuyển tiếp giữa cần khoan thường và cần khoan thành dày;
Chuỗi cần khoan thành dày (cần khoan nặng);
Chuyển tiếp giữa cần khoan thành dày và cần nặng;
Chuỗi cần nặng.
Các dạng sự cố có thể xảy ra khi mất dung dòch khoan là:
Sập lở thành giếng và phun trào tự do
Sập lở thành giếng và kẹt bộ khoan cụ do chênh áp;
Phun trào tự do và bó hẹp thành giếng;
Chất lưu xâm nhập từ vỉa vào giếng và sập lở thành giếng khoan;

Không đổi
Tuỳ ý
Bằng nhau.
Cột ống khai thác bò ngắn lại (nếu có) là do hiệu ứng:
Pittông
Uốn dọc
Tăng và giảm đường kính ống
Nhiệt
Xoắn ống
Nếu cột ống khai thác được packer đònh vò trong giếng thì khi thay đổi nhiệt độ/áp suất
(hoặc cả hai) thì:
Lực sẽ tạo ra trong hệ thống packer - ống khai thác nếu packer cố đònh
Lực bò triệt tiêu nhưng chiều dài của cột ống khai thác sẽ thay đổi nếu packer cho phép
dòch chuyển.
Packer làm việc ở chế độ quá căng hoặc nén do sự dòch chuyển của ống khai thác
Packer sẽ khó đóng kín nếu xãy ra hiện tượng dòch chuyển
Van cân bằng mở sớm hơn.
Hai pha lỏng hầu như không hoà tan với nhau thì sức căng bề mặt giữa chúng sẽ :
Không đáng kể
Nhỏ
Trung bình
Lớn
Rất lớn.
Khi đất đá tầng chứa kém bền vững thì nên hoàn thiện giếng theo kiểu:
Giếng thân trần
Ống chống suốt có phay rãnh hoặc đục lỗ sẵn
Ống chống lửng có phay rãnh (hoặc đục lỗ) sẵn và lèn sỏi
Ống chống suốt, trám xi măng và bắn mở vỉa
ng nong ABL (Alternative Bottom Liner)
Ưu điểm của kiểu hoàn thiện giếng với ống chống suốt, trám xi măng và bắn mở vỉa

Xử lý axít tầng sản phẩm không thành công
Kết thúc quá trình chống ống và trám xi măng
Nhà thầu khoan kết thúc hợp đồng khoan và có thể di chuyển phương tiện khoan tới vò
trí mới khi:
Hòan tất công tác chống ống khai thác và trám xi măng
Hòan tất công tác bắn mở vỉa
Sau khi gọi dòng sản phẩm thành công
Sau khi lắp đặt và thử áp thiết bò đầu giếng
Sau khi khai thác thử nghiệm thành công
Muốn gọi dòng sản phẩm thành công, cần phải:
Giảm tổn thất thủy lực của dòng chảy trong thiết bò lòng giếng và tăng tối đa áp suất
vỉa
Tạo độ chênh áp lớn nhất (có thể) giữa vỉa sản phẩm và đáy giếng
Tạo độ chênh áp cần thiết (đủ để thắng mọi lực cản thủy lực của dòng sản phẩm từ vỉa
vào đáy giếng và bảo toàn cấu trúc giếng khai thác) giữa vỉa và đáy giếng khai thác
Triệt tiêu hoàn toàn các tổn thất thủy lực của dòng chảy từ vỉa vào đáy giếng
Chỉ cần đạt độ chênh áp giữa vỉa và đáy giếng tối thiểu
Đối với vỉa có áp suất cao, độ thấm tốt thì phương pháp gọi dòng sản phẩm nên chọn
là:
Thay dung dòch
Khí hóa cột dung dòch
Dùng nitơ lỏng
Dùng bơm phun tia
Dùng máy nén khí
Tổn thất áp năng của dòng chảy hỗn hợp dầu khí từ đáy giếng lên bề mặt là:
Nhỏ nhất
Có thể bỏ qua
Khoảng 50%
Lớn nhất
Không đáng kể.