Giải pháp xử lý tình trạng mất ổn định thành giếng khoan

42 DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
“Vietsovpetro”. Đây là cơ sở quan trọng để triển khai công tác thiết 
kế thi công, tiết kiệm tối ưu chi phí trong công tác khoan - khai thác 
dầu khí. Ví dụ như kéo thả ống chống, thả thiết bị đo địa vật lý, thử vỉa 
trong thân trần, tính toán và thiết kế cột ống chống, tỷ trọng dung 
dịch và thời gian đảm bảo thi công an toàn giếng khoan, nghiên cứu 
các giải pháp ngăn ngừa hư hỏng ống chống và kiểm soát quá trình 
tạo hang hốc trên thành giếng khoan do bị sập lở.
2. Khảo sát tình trạng mất ổn định thành giếng khoan tại Vietsov-
petro trong giai đoạn 2010 - 2017
Việc nghiên cứu về tình trạng phức tạp và sự cố trong quá trình 
khoan và hoạt động khoan cắt thân tại Vietsovpetro trong giai đoạn 
2010 - 2017 được tiến hành trên 250 giếng khoan với quỹ đạo, hệ 
dung dịch khoan và góc lệch khác nhau. Kết quả nghiên cứu cho thấy 
rất nhiều phức tạp và sự cố đã diễn ra trong giai đoạn này (Hình 1). 
Ngày nhận bài: 5/7/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 5/7 - 4/10/2018. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/3/2019.
GIẢI PHÁP XỬ LÝ TÌNH TRẠNG MẤT ỔN ĐỊNH THÀNH GIẾNG KHOAN
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 3 - 2019, trang 42 - 46
ISSN-0866-854X
Phạm Văn Hiếu1, 2 
1Trường Đại học Dầu khí Gubkin
2Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: hieupv.dr@vietsov.com.vn
Tóm tắt
Bài báo phân tích các nguyên nhân gây ra tình trạng mất ổn định thành giếng khoan từ quá trình thi công 250 giếng khoan tại các 
mỏ của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” (với quỹ đạo, hệ dung dịch khoan và góc lệch khác nhau). Trên cơ sở đó, tác giả đề xuất các 
giải pháp xử lý tình trạng mất ổn định thành giếng khoan như doa lại thân giếng kết hợp với quét tập dung dịch độ nhớt cao, xử lý dung 
dịch (tăng hàm lượng bôi trơn, hàm lượng ức chế sét, giảm độ thải nước của dung dịch tới mức tối thiểu cho phép), kết hợp tăng tỷ trọng 
dung dịch khoan trong giới hạn cho phép Nghiên cứu cũng cho thấy việc đánh giá sự ảnh hưởng của các phương pháp khoan đến thời 
gian ổn định thành giếng giúp giảm thiểu các phức tạp, sự cố xảy ra trong quá trình khoan. 
Từ khóa: Phức tạp, sự cố, mất ổn định thành giếng khoan, đặc tính cơ học đất đá, bó hẹp thành giếng. 
1. Giới thiệu
Mất ổn định thành giếng khoan là hiện 
tượng xảy ra trong quá trình khoan, do sự 
chênh lệch đáng kể giữa đường kính của 
thân giếng khoan với đường kính của choòng 
khoan và thành giếng không giữ được kết 
cấu ban đầu. Đặc biệt là khi khoan các giếng 
khoan định hướng với góc nghiêng lớn hoặc 
khi khoan qua các tầng đất đá có nhiều đứt 
gãy, tập trung ứng suất thì mất ổn định thành 
giếng khoan có thể xảy ra với mức độ nghiêm 
trọng, ảnh hưởng đến công tác khoan. Mất ổn 
định thành giếng khoan chủ yếu do tương tác 
hóa - lý và do sự thay đổi về mặt cơ học của 
đất đá.
Hiện tượng mất ổn định thành giếng 
khoan gây ra việc tăng thời gian khoan, thậm 
chí phải hủy giếng khoan. Ước tính mỗi năm 
trên thế giới phải chi tới gần 500 triệu USD liên 
quan trực tiếp hoặc gián tiếp tới vấn đề mất 
ổn định thành giếng khoan [1]. 
Bài toán phân tích các nguyên nhân gây ra 
tình trạng mất ổn định thành giếng khoan và 
giải pháp để xử lý các sự cố liên quan đến vấn 
đề này tại các mỏ của Liên doanh Việt - Nga 
Hình 1. Kết quả nghiên cứu các phức tạp và sự cố xảy ra trong quá trình khoan trong giai đoạn 2010 - 2017
Năm
43DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
PETROVIETNAM
Như vậy, trên tổng số 190 giếng được thống kê và nghiên cứu có đến 62% số 
giếng khoan xảy ra tình trạng mất ổn định thành giếng khoan [2, 3].
Đặc biệt trong giai đoạn 2016 - 2017, 60% trường hợp xảy ra phức tạp 
sự cố (bao gồm kẹt dính, mất ổn định thành giếng, mất dung dịch, không 
thể thả thiết bị tới chiều sâu thiết kế, biểu hiện dầu khí nước) là do nguyên 
nhân phức tạp địa chất. Phức tạp địa chất chủ yếu gặp phải khi khoan thân 
giếng 215,9mm, qua khu vực chuyển tiếp giữa Miocene dưới và Oligocene 
trên hoặc đơn thuần Oligocene trên nơi thành phần đất đá chủ yếu là sét và 
sét kết (Hình 2 và 3).
Nghiên cứu được tiến hành trên 31 giếng khoan trong năm 2016 có đến 
19 giếng khoan xảy ra sự cố điển hình như: Mất dung dịch khi khoan và bơm 
trám xi măng, mất ổn định thành giếng khoan, kẹt bộ khoan cụ, không thể 
thả thiết bị địa vật lý bằng cáp (Hình 2).
Kết quả thống kê và phân tích 35 giếng được khoan trong năm 2017 
cho thấy 33 giếng khoan xảy ra sự cố: Mất ổn định thành giếng, mất dung 
dịch khi khoan và bơm trám xi măng, sự cố về cần khoan, kẹt bộ khoan cụ 
(Hình 3).
Nghiên cứu về thời gian ổn định thành giếng khoan tính từ thời điểm 
khoan phá được tiến hành trên cơ sở số liệu báo cáo khoan của 30 giếng 
khoan trên mỏ Bạch Hổ (Hình 4). Kết quả phân tích cho thấy thời gian đất 
đá ổn định tính từ thời điểm khoan phá đạt giá trị lớn nhất là 7 ngày đối với 
địa tầng Miocene dưới và 15 ngày đối 
với tầng Oligocene. Sau đó, các biểu 
hiện phức tạp tăng dần liên quan đến 
sự mất ổn định thành giếng khoan, 
bó hẹp thành giếng, sập lở với cường 
độ khác nhau. Thời gian trung bình 
thân giếng ổn định chỉ từ 3 - 5 ngày. 
Trong trường hợp tỷ trọng dung dịch 
không đủ để giữ áp suất thành hệ thì 
quá trình này diễn ra nhanh hơn, chỉ 
sau vài giờ đến một ngày. Biểu hiện 
mất ổn định thành giếng khoan chủ 
yếu xảy ra tại khoảng chiều sâu 2.100 - 
4.000m và theo chiều sâu thẳng đứng, 
tương ứng với địa tầng Miocene dưới 
và Oligocene. 
Thời gian giếng khoan trong trạng 
thái thân trần đóng vai trò quan trọng 
và ảnh hưởng tới hiện tượng mất ổn 
định thành giếng khoan, làm giảm 
đáng kể độ bền của đất đá, vì vậy cần 
tiến hành chống ống càng nhanh để 
đảm bảo an toàn cho thân giếng.
Việc tiến hành thống kê và phân 
tích thời gian thi công giếng khoan 
được áp dụng bằng các phương pháp 
khoan khác nhau. Ví dụ: khoan rotor, 
khoan bằng RSS, khoan bằng động 
cơ đáy. Thống kê được tiến hành trên 
26 giếng khoan. Kết quả cho thấy 
thời gian thi công 1m khoan lần lượt 
là 0,143 giờ và 0,321 giờ đối với công 
đoạn 215,9mm và 311,15mm tương 
ứng với sử dụng công nghệ khoan 
RSS và động cơ đáy hoặc khoan rotor 
(Bảng 1). Thời gian từ khi khoan phá 
đến khi chống ống sử dụng công nghệ 
khoan RSS tiết kiệm được 3 - 4 ngày so 
với các phương pháp khoan còn lại. 
Trên 20 giếng được xem xét và đánh 
giá khi sử dụng phương pháp khoan 
RSS chỉ xảy ra 4 trường hợp phức tạp 
liên quan đến mất ổn định thành 
giếng. Trong năm 2011, Vietsovpetro 
lần đầu tiên sử dụng công nghệ khoan 
bằng RSS kết hợp với đo LWD. Việc áp 
dụng LWD trong khi khoan thân giếng 
311,15mm và 215,9mm cho phép tiết 
Hình 2. Phân bổ các dạng phức tạp sự cố trong năm 2016 
Hình 3. Phân bổ các dạng sự cố phức tạp trong năm 2017
44 DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
kiệm thời gian thi công từ 1 - 2 ngày so với 
các phương pháp khoan thông thường. Sự 
kết hợp RSS và LWD cho phép giảm nguy cơ 
phức tạp liên quan đến mất ổn định thành 
giếng khoan.
3. Nguyên nhân và các biện pháp xử lý tình 
trạng mất ổn định thành giếng khoan 
Nguyên nhân gây ra hiện tượng mất ổn 
định thành giếng khoan do nhiều yếu tố, có 
thể được phân loại theo khả năng kiểm soát 
(Bảng 2).
Dấu hiệu nhận biết tình trạng mất ổn 
định thành giếng khoan là nguyên nhân 
chính dẫn đến sập lở thành giếng hoặc bó Hình 4. Thời gian ổn định thành giếng sau khi khoan phá tại mỏ Bạch Hổ
Bảng 1. So sánh thời gian thi công 1m khoan bằng các phương pháp khác nhau
TT 
Giếng 
khoan 
Khoảng khoan 
Chiều dài 
khoảng 
khoan 
Thời gian chi tiết cho các công việc (giờ) 
Từ Đến Khoan 
Bộ 
khoan 
cụ 
Bơm rửa Kéo thả Doa 
Tổng 
thời 
gian 
Thời 
gian 1m 
khoan 
Sử dụng công nghệ khoan của Barker Hughes 0,143 
1 125 BK-15 1.310 3.096 1.786 203,5 10,5 43,5 91,5 17 366 0,205 
2 BC-A-1X 1.290 3.222 1.932 155,5 3 9,75 77,75 4,25 250,25 0,130 
3 506 RC-5 1.200 2.791 1.591 89 13 7,25 48 0,5 157,75 0,099 
4 GT-5XP 1.257 3.342 2.085 116,5 12,5 13 61 203 0,097 
5 GT-6P 1.409 3.627 2.218 129 17 24,5 160,5 2,5 333,5 0,150 
6 1212 BK-14 1.732 4.070 2.338 129,25 9,75 47,75 104,75 12,25 303,75 0,130 
7 1216 BK-14 1.729 3.378 1.649 77,75 10,25 28 47,75 7 170,75 0,104 
8 ThT 4XP 1.404 3.757 2.353 157 21,75 66,75 77,75 323,25 0,137 
9 ThT 6P 2.321 3.536 1.215 109 13,5 60 71,5 1,5 255,5 0,210 
10 70 RC-7 1.288 3.426 2.138 116,75 17 54,5 95 79,25 362,5 0,170 
Sử dụng công nghệ khoan của Schlumberger 0,202 
1 129 BK-15 1.325 3.070 1.745 137 15,5 38 77 4,5 272 0,156 
2 131 BK-15 1.357 3.211 1.854 170 12 25 64,5 3 274,5 0,148 
3 407 RC-DM 1.992 3.456 1.464 201 17,5 19,25 81,5 319,25 0,218 
4 R-24 1.745 3.214 1.469 215,75 16,75 27,75 78,5 19,75 358,5 0,244 
5 ThT 3X 2.277 3.798 1.521 158,5 34,5 61 182 121,5 557,5 0,367 
6 1706 BK-17 1.424 3.538 2.114 122,75 21,5 28,25 70 78,5 321 0,152 
7 423 RC-4 2.207 3.988 1.781 189,5 19 27,25 91 8,75 335,5 0,188 
8 510 RC-5 1.250 2.812 1.562 99,5 24 16,5 78,5 6,5 225 0,144 
9 1713 BK-17 1.508 2.812 1.304 147 12,5 38,5 81 49,5 328,5 0,252 
10 ThT 5P 2.348 3.674 1.326 97,75 16,25 24,5 58 8 204,5 0,154 
Phương pháp khoan bằng động cơ đáy hoặc rotor thực hiện bởi Vietsovpetro 0,321 
1 10006 BK-10 1.300 3.375 2.075 259,33 53,5 47,33 160,5 9,67 530,33 0,256 
2 1203 BK-14 1.257 3.278 2.021 281,5 80,5 29,75 161 7 559,75 0,277 
3 R-19 1.330 2.932 1.602 187,2 36,25 34,5 115,7 41,5 415,15 0,259 
4 2004 BK-2 2.184 3.258 1.074 174,5 37,5 33,5 116 112 473,5 0,441 
5 R-29 2.097 3.166 1.069 244,2 11 43 157 16,75 471,95 0,441 
6 8003 BK-8 1.381 3.755 2.374 353,75 41,25 25,5 150,5 28 599 0,252 
45DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
PETROVIETNAM
hẹp ống chống trong quá trình khoan, hoàn thiện giếng 
và khai thác được thể hiện trong Bảng 3. Những dấu hiệu 
được chia làm 2 nhóm cơ bản: dấu hiệu trực tiếp và dấu 
hiệu gián tiếp [4, 5]. Dấu hiệu trực tiếp của mất ổn định 
thành giếng dễ nhận thấy nhất là sự thay đổi đường kính 
thân giếng, qua kết quả đo địa vật lý đường kính thân 
giếng bằng phương pháp Caliper.
Một số biện pháp để xử lý hiện tượng mất ổn định 
thành giếng khoan tại Vietsovpetro:
- Doa lại thân giếng và bơm kết hợp quét tập dung 
dịch độ nhớt cao.
- Doa lại thân giếng kết hợp xử lý dung dịch: tăng 
hàm lượng bôi trơn, hàm lượng ức chế sét, giảm độ thải 
nước của dung dịch tới mức tối thiểu cho phép.
- Doa lại thân giếng kết hợp tăng tỷ trọng dung dịch 
khoan trong giới hạn cho phép.
Theo kết quả thống kê và phân tích khi áp dụng 
những phương pháp trên cho thấy phương pháp 
tăng tỷ trọng cho mức độ hiệu quả cao. Thống kê tại 
Vietsovpetro cho thấy có 69 trường hợp trên tổng số 
114 trường hợp hiện tượng mất ổn định thành giếng 
được xử lý thành công bằng phương pháp tăng tỷ trọng, 
đạt 61%.
 Việc giảm thiểu ảnh hưởng của các yếu tố địa chất 
lên sự mất ổn định thành giếng khoan trong quá trình thi 
công giếng khoan cần thực hiện các giải pháp đồng bộ:
- Tăng cường độ chính xác dự đoán áp suất vỉa, áp 
suất lỗ rỗng cũng như xác định chính xác ranh giới các 
địa tầng.
- Tăng cường kiểm soát địa chất trong quá trình 
thiết kế và thi công giếng khoan.
- Khi thiết kế giếng khoan cần cân nhắc việc ảnh 
hưởng của các khu vực đứt gãy địa chất, tránh đi qua các 
khu vực đứt gãy.
- Áp dụng các biện pháp công nghệ giúp đo được 
áp suất vỉa trong quá trình khoan.
- Tăng cường chất lượng dung dịch khoan bằng việc 
sử dụng các hệ dung dịch có hàm lượng ức chế sét cao, 
phù hợp với địa tầng của vùng mỏ.
- Việc tăng tỷ trọng dung dịch trong giới hạn cho 
phép giúp tăng áp lực lên thành giếng khoan, giúp kiểm 
soát thân giếng tốt hơn, vì vậy cần nghiên cứu tìm ra cửa 
sổ dung dịch phù hợp.
- Tăng cường nghiên cứu về tính chất cơ lý đất đá để 
xác định cửa sổ dung dịch khoan chính xác. 
Bảng 2. Nguyên nhân gây ra tình trạng mất ổn định thành giếng khoan
Bảng 3. Dấu hiệu nhận biết biểu hiện tình trạng mất ổn định thành giếng khoan
Yếu tố không kiểm soát được Yếu tố kiểm soát được 
Khu vực nứt nẻ, đứt gãy Áp suất đáy giếng 
Ứng suất do kiến tạo địa chất Góc lệnh và góc phương vị 
Ứng suất tự nhiên lớn Địa tầng chuyển tiếp 
Địa tầng đất đá di chuyển Phản ứng cơ hóa giữa đất đá và nước từ dung dịch khoan 
Thành hệ kém bền vững Cột cần khoan bị rung động 
Tầng sét phiến dị thường áp suất cao Xói mòn thành giếng do chế độ bơm rửa 
 Thay đổi nhiệt độ 
Dấu hiệu trực tiếp Dấu hiệu gián tiếp 
Tăng đường kính thân giếng Moment quay lớn, lực ma sát lớn 
Bó hẹp thân giếng 
Bị vướng, treo khi thả cần khoan, ống chống và các thiết bị đo địa 
vật lý 
Lượng mùn khoan lớn hơn bình thường Tăng áp suất bơm 
Lượng mảnh vỡ đất đá lớn Kẹt cần khoan 
Mảnh vỡ đất đá trên sàn rung Tăng mức độ rung lắc cột cần 
Mùn khoan bị lắng tại đáy giếng sau khi kéo thả Hư hỏng cần khoan 
Cần bơm lượng xi măng nhiều hơn trong khi bơm trám Khó khăn chỉnh xiên khi khoan 
 Không thể thả thiết bị đo địa vật lý 
 Chất lượng đo địa vật lý kém 
 Xuất hiện khí vành xuyến do chất lượng trám xi măng kém 
 Tạo lòng máng 
 Cường độ tăng góc lớn 
46 DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
4. Kết luận
- Việc xử lý vấn đề mất ổn định thành giếng khoan 
được Vietsovpetro ưu tiên hàng đầu. Trong đó, việc tạo áp 
lực cần thiết lên thành giếng khoan là giải pháp cơ bản để 
kiểm soát tình trạng mất ổn định thành giếng khoan.
- Thời gian ổn định của đất đá tại các khoảng chiều 
sâu khác nhau. Việc xác định cường độ trương nở, bó hẹp 
thành giếng rất cần thiết giúp cho thiết kế xây dựng giếng 
khoan cũng như áp dụng các giải pháp công nghệ phù 
hợp. Tại tầng Miocene dưới của mỏ Bạch Hổ, thời gian ổn 
định thành giếng từ 3 - 7 ngày chưa tính đến ảnh hưởng 
của các thông số khác của dung dịch lên độ bền đất đá.
- Việc sử dụng công nghệ khoan RSS kết hợp với 
LWD cho phép giảm thời gian thi công giếng khoan, góp 
phần giảm thiểu các sự cố liên quan đến tình trạng mất ổn 
định thành giếng khoan.
- Tăng cường nghiên cứu về độ bền cơ học, thông số 
cơ lý đất đá, áp suất lỗ rỗng. Trên cơ sở đó, xác định cửa sổ 
dung dịch khoan phù hợp.
Tài liệu tham khảo
1. Nguyễn Văn Hùng, Trịnh Quang Trung, Lương Hải 
Linh. Phát triển phần mềm phân tích trạng thái ứng suất 
xung quanh thành giếng khoan trong ứng dụng bài toán địa 
cơ học. Tạp chí Dầu khí. 2017; 4: trang 24 - 36.
2. Vietsovpetro. Các tài liệu tổng kết phức tạp sự cố 
trong quá trình thi công giếng khoan tại Liên doanh Việt - 
Nga “Vietsovpetro” giai đoạn 2010 - 2017.
3. Vietsovpetro. Báo cáo khoan tại Liên doanh Việt - 
Nga “Vietsovpetro” giai đoạn 2010 - 2017.
4. Borivoje Pašić, Nediljka Gaurina-Međimurec, 
Davorin Matanović. Wellbore instability: causes and 
consequences. Rudarsko-geološko-naftni zbornik. 2007; 
19(1): p. 87 - 98. 
5. В.С.Войтенко. Управление горным давлением 
при бурении скважин. Москва: Недра. 1985.
Summary
This paper analyses the causes of wellbore instability from the process of drilling 250 wells on offshore fields of Vietsovpetro (with 
different trajectory, drilling muds and deviation). On that basis, the author proposes solutions to handle the condition of wellbore 
instability, e.g. reaming and back reaming with high-viscosity sweep, mud condition, increasing of mud weight in allowable mud weight 
window. The research also shows the appraisal of drilling method’s influence on the duration of wellbore stability helps reduce well 
problems and accidents during the drilling process. 
Key words: Drilling problem and accident, wellbore instability, mechanical properties of rock, wellbore swelling.
SOLUTIONS TO HANDLE WELLBORE INSTABILITY
Pham Van Hieu1, 2 
1Gubkin State University of Oil and Gas (National Research University)
2Vietsovpetro
Email: hieupv.dr@vietsov.com.vn