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 Côn Sơn

25DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
Trong quá trình thi công các giếng khoan ở mỏ Hải 
Thạch phát sinh vấn đề tốc độ khoan cho công đoạn 8½” 
còn thấp so với yêu cầu đặt ra. Ngoài điều kiện địa chất 
phức tạp (thành phần thạch học chủ yếu là đá phiến sét), 
nhiệt độ cao, áp suất đáy giếng cao, tỷ trọng dung dịch 
khoan rất cao thì choòng khoan là yếu tố quan trọng có 
ảnh hưởng rất lớn đến tốc độ khoan. Tốc độ khoan trung 
bình cho công đoạn 8½” trước khi sử dụng choòng khoan 
mới thể hiện trong Bảng 1 [2].
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 
các khoảng khoan được căn cứ vào các yếu tố cơ bản sau 
đây [3]:
- Thuộc tính của vỉa khoan qua;
- Tốc độ cơ học khoan (ROP) và vận tốc quay (RPM);
- Khả năng bơm rửa làm sạch giếng và choòng khoan;
- Trọng lượng bản thân của choòng khoan;Ngày nhận bài: 14/6/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 14 - 28/6/2018. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.
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 CÔN SƠN
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2019, trang 25 - 34
ISSN-0866-854X
Hoàng Thanh Tùng1, Nguyễn Phạm Huy Cường2, Trần Hồng Nam3, Lê Quang Duyến4, Đào Thị Uyên4
1Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí 
2Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
3Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí 
4Đại học Mỏ - Địa chất 
Email: tunght@pvdrilling.com.vn
Tóm tắt
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 báo 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. 
Kết quả nghiên cứu cho thấy khi sử dụng chủng loại choòng khoan tối ưu theo đề xuất với vận tốc cơ học khoan đã tăng gấp đôi so với 
trước đây. Điều này đã chứng minh tính khả thi về kỹ thuật và hiệu quả kinh tế đem lại cho dự án đồng thời mở ra hướng mới cho việc lựa 
chọn chủng loại choòng khoan phù hợp cho các khu vực khác có chung điều kiện địa chất, địa tầng và cấu trúc giếng khoan.
Từ khóa: Tối ưu hóa thiết kế choòng khoan, lựa chọn chủng loại choòng khoan, vận tốc cơ học khoan, hiệu quả kinh tế lựa chọn choòng 
khoan. 
1. Giới thiệu
Mỏ Hải Thạch nằm ở 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 được 
phát hiện vào năm 1995 thông qua giếng khoan thăm 
dò 05-2-HT-1X và được tiến hành khoan thẩm lượng vào 
năm 1996 bởi BP. Kết quả thăm dò và thẩm lượng đã xác 
định trữ lượng thương mại của khí và condensate tập 
trung ở các vỉa: UMA10 (Miocene trên), MMH10 (Miocene 
giữa), LMH-10, LMH-20, LMH-30 (Miocene dưới), UMA15, 
MMF10, MMF15 và MMF30 reservoirs. Kết quả thẩm lượng 
(giếng 05-2-HT-3X/3XZ, 2002) đã xác định khí và conden-
sate ở tập UMA15 và tập MMF10, MMF15 có trữ lượng 
thương mại khá tốt. Đối với công đoạn 8½” sẽ đi qua một 
số tập có trữ lượng thương mại ở Miocene dưới LMH-
10, LMH-20, LMH-30 với chiều sâu TD khoảng ± 3.818m 
TVD/4.182m MD [1]. 
26 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
- Chiều sâu của khoảng khoan;
- Khả năng chịu va đập, rung lắc của 
răng cắt.
Phương pháp tính toán, lựa chọn thiết kế 
tối ưu choòng khoan PDC cho công đoạn 8½” 
được triển khai thành 5 bước như Hình 2.
2.2. Trình tự lựa chọn choòng khoan tối ưu
2.2.1. Bước 1: Xác định đặc tính cơ lý của địa 
tầng khoan qua
Đối với công đoạn 8½” sẽ đi qua một số 
tập có trữ lượng thương mại ở Miocene dưới 
LMH-10, LMH-20, LMH-30 với chiều sâu TD 
khoảng ± 3.818m TVD/4.182m MD. Giá trị 
độ bền nén một trục dọc theo chiều sâu của 
các giếng khoan đã được đo đạc và tính toán 
thông qua log mật độ khối được thể hiện như 
Hình 3.
Qua kết quả giá trị UCS được xác định cho 
các tập LMH-10, LMH-20, LMH-30 khi khoan 
cho khoảng khoan đường kính 8½”, giá trị UCS 
trung bình từ 6.000 - 10.000psi. Một số loại 
choòng khoan khác nhau đã được BIENDONG 
POC sử dụng, song chưa đạt kết quả như 
mong muốn. Kết quả phân tích các thông 
số khoan cho thấy tốc độ khoan trong thành 
hệ đá phiến sét của công đoạn 8½” rất thấp 
do ảnh hưởng của thành phần thạch học, tỷ 
trọng dung dịch cao, cơ 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 trong công đoạn 8½”. 
2.2.2. Bước 2: Phương thức lựa chọn sơ bộ thiết 
kế choòng khoan
Để thiết kế choòng khoan tối ưu, nhóm 
tác giả tiến hành thử nghiệm khả năng phá 
Xác định đặc tính cơ lý của tập sẽ 
khoan qua: 
- Ứng suất nén một trục; 
-
Độ cứng...
Lựa chọn sơ bộ các chủng loại 
choòng khoan từ các nhà sản 
xuất choòng khác nhau 
Chạy mô phỏng và thử nghiệm 
chủng loại choòng khoan đề xuất với 
thông 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 cơ học; 
- Giới hạn moment xoắn... 
Tiến hành so sánh, đối chiếu với 
các choòng đã lựa chọn và đã 
khoan cho khoảng khoan 8½” 
tại khu vực mỏ như tốc độ khoan, 
tuổi thọ choòng. 
Đánh giá chi phí, hiệu quả kinh tế 
Bước 1 
Bước 2 
Bước 3 
Bước 4 
Bước 5 
Hình 1. Biểu đồ so sánh tốc độ khoan cơ học đạt được cho các chủng loại choòng khoan khác nhau
Bảng 1. Bảng thống kê tốc độ khoan trung bình trong đoạn thân giếng 8½” [2]
Ghi chú: (*) Giới hạn tốc độ khoan: Là tốc độ khoan tức thời tối đa được thiết lập và bị giới hạn trong quá trình khoan để tránh các sự cố trong khi khoan như 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) bằng tổng số mét khoan chia cho tổng thời gian khoan phá đất đá của choòng khoan.
Hình 2. Lưu đồ l ... ảm khả năng cắt của các cơ 
cấu răng cắt đất đá của choòng khoan (Hình 9).
2.2.4. Bước 4: So sánh choòng khoan mới và các loại 
choòng khoan trước đây đã sử dụng để khoan cho 
công đoạn 8½” tại mỏ Hải Thạch
Để thiết kế được loại choòng khoan tối ưu, 
nhóm tác giả đã đánh giá, so sánh với các loại 
choòng khoan khác nhau để đưa ra lựa chọn tối ưu, 
kết quả thống kê dữ liệu từ các giếng khoan HT-1P, 
HT-2P, HT-3P, HT-5 và HT-5SP được thể hiện trong 
Bảng 3.
Bảng 3 cho thấy tốc độ cơ học khoan trung 
bình khoảng 4,8m/giờ, dẫn đến thời gian khoan 
dài và chi phí tăng cao (thuê giàn, nhân công, dịch 
vụ khoan). Hiệu quả của việc lựa chọn thiết kế 
choòng khoan tối ưu được thể hiện trong Bảng 4 [8].
So sánh tốc độ khoan trung bình khi áp dụng 
lựa chọn choòng khoan mới với choòng khoan cũ 
(Bảng 3 và 4) cho thấy tốc độ cơ học khoan tăng 
29DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
Hì
nh
 7.
 Kế
t q
uả
 ch
ạy
 m
ô p
hỏ
ng
 về
 độ
 ổn
 đị
nh
 củ
a c
ho
òn
g k
ho
an
 đề
 xu
ất
Đ
ộ 
ru
ng
 lắ
c 
ng
an
g
Đ
ộ 
ru
ng
 lắ
c 
dọ
c 
tr
ục
Lự
c 
vặ
n
30 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 9. Kết quả chạy mô phỏng khả năng làm sạch mùn khoan tại choòng
Hình 8. Kết quả chạy mô phỏng vận tốc dòng chảy quanh các vòi phun thủy lực
Vận tốc dòng chảy ở 
tâm choòng khoan rất 
lớn nói lên khả năng 
làm sạch choòng và 
giảm thiểu nguy cơ 
mùn khoan bám dính
Bảng 3. Các loại choòng khoan đã sử dụng ở mỏ Hải Thạch và vận tốc khoan [7]
Giếng Model 
choòng 
Số series Hãng Kích cỡ 
(in) 
Bố trí 
vòi 
phun 
Tổng số 
mét 
khoan 
(m) 
Thời 
gian 
khoan 
(giờ) 
Tốc độ 
khoan 
trung bình 
(m/giờ) 
Tỷ trọng 
dung 
dịch 
(ppg) 
Loại choòng 
HT-1P V513OG2L A05885 Varel 8½ 2 x 11 3 x 12 476 52,7 9,03 17,70 3-1-BT-N-X-I-PN-TD 
HT-2P Mi419 JE61222 Smith 8½ 4 x 10 2 x 12 268 86,6 3,09 17,20 1-1-WT-C-X-I-NO-TD 
HT-3P 
SKFX419S E175233 NOV 8½ 6 x 10 11 3,9 2,82 17,00 1-1-WT-A-X-I-PN-HP 
Mi419 JE6122 Smith 8½ 3 x 9 3 x 12 535 131,7 4,06 16,50 1-1-WT-A-X-I-NO-TD 
HT-5P MMD56 12494799 Haliburton 8½ 2 x 11 3 x 12 382 51,1 7,48 17,50 2-3-BT-S-X-I-PN/CT-DTF 
HT-5SP SKFX419S A192689 NOV 8½ 1 x 11 5 x 12 546 136,1 4,01 17,50 0-0-LN-NO-X-I-BU-TD 
Trung bình 2218 462,1 4,80 
Giếng Kích cỡ 
(in) 
Tổng số 
mét khoan (m) 
Tốc độ khoan 
trung bình (m/giờ) 
Tỷ trọng 
dung dịch (ppg) 
Loại choòng Giới hạn tốc độ 
khoan (m/giờ) 
HT-4P 8½ 497 9,52 17,0 PDC 12 
HT-6P 8½ 550 6,43 17,3 PDC 8 
HT-7P 8½ 480 7,05 16,5 PDC 8 
HT-8P 8½ 409 6,45 16,2 PDC 8 
HT-9P 8½ 1.010 10,64 17,0 PDC 12 
HT-9PSP 8½ 948 9,51 16,8 PDC 8 
Trung bình 8,27 
Bảng 4. Bảng thống kê tốc độ cơ học khoan khi áp dụng chủng loại choòng khoan mới [8]
31DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
gần gấp đôi. Để tính toán hiệu quả kinh tế do lựa chọn 
choòng khoan phù hợp giúp tiết kiệm thời gian khoan, 
cần thiết xác định chi phí trên số mét khoan đã khoan 
hoặc tính trung bình chi phí theo ngày cho từng giếng 
khoan, công thức xác định chi phí tính trên số mét khoan 
như sau [9]:
C = {Cb + Ctc + Cr (tD + t)}/L 
Trong đó:
C: Chi phí tính trên mét khoan;
Cb: Chi phí choòng khoan;
Ctc: Chi phí các 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 được (ft).
Choòng khoan mới đã được sử dụng cho công đoạn 
8½” của các giếng khoan HT-6P, HT-7P, HT-8P, HT-4P, HT-9P 
và HT-9PST của dự án Biển Đông 01. Trong đó, có một số 
kỷ lục được ghi nhận như:
- 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 một lần khoan: 
1.010m (HT-9P). 
Choòng khoan (8½” SDI419 MEUBPX) do Smith Bits 
thiết kế riêng cho dự án Biển Đông 01, được sử dụng để 
khoan cho các giếng khoan có đặc tính như: thành hệ đá 
phiến sét có tính dẻo, nhiệt độ - áp suất cao, lưu lượng 
bơm thấp và tỷ trọng dung dịch cao. Ngoài ra, choòng 
khoan này đã được Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” 
lựa chọn để sử dụng cho các giếng khoan tiếp theo tại 
giàn đầu giếng BK-15 trong khu vực mỏ Bạch Hổ. Việc 
lựa chọn này là kết quả của việc trao đổi kỹ thuật giữa 
BIENDONG POC, Vietsovpetro và Smith Bits cho các 
giếng khoan 128 BK-15, 129 BK-15 và 131 BK-15 của 
Vietsovpetro. Các giếng này đều gặp vấn đề tương tự 
như các giếng khoan mà BIENDONG POC từng gặp trước 
đây là: tốc độ khoan rất chậm khi khoan qua các tầng đá 
sét dẻo, thành hệ mềm, tỷ trọng dung dịch cao, choòng 
khoan trong điều kiện tốt khi kéo lên. Vietsovpetro 
kỳ vọng sẽ đạt được tốc độ khoan tối ưu khi lựa chọn 
choòng khoan mới này.
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, HT-
8P, 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 hơn do 
tối ưu hóa trong thiết kế vòi phun thủy lực, thành giếng 
khoan ổn định thông qua việc giảm thời gian back-ream-
ing, 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 của giải pháp tối ưu hóa thiết 
kế choòng khoan so với chủng loại đang sử dụng được 
thể hiện trong Bảng 5.
2.2.5. Bước 5: Đánh giá tuổi thọ, chất lượng choòng khoan và 
hiệu quả kinh tế tối ưu hóa lựa chọn thiết kế choòng khoan
- Đánh giá tuổi thọ, chất lượng choòng khoan 
Bảng 5. Điểm khác biệt của thiết kế choòng khoan đề xuất và choòng khoan đang sử dụng
(1)
Điểm khác 
Mô tả chung 
Giải pháp đăng ký 
(Choòng khoan mới) 
Giải pháp đang được sử dụng 
(Choòng khoan đang được sử dụng) 
Tổng số răng cắt 22 23 
Kích thước răng cắt (mm) 19 16 và 19 
Giới hạn chiều sâu cắt của răng cắt 
(Depth of cut control) Không Bị giới hạn trong thiết kế hiện tại 
Diện tích rãnh thoát mùn khoan giữa 
các cánh cắt (Junk slot area) (in2) 
16,903 15,969 
Chiều cao của cánh cắt 
(blade height) (in) 2,3 2,0 
Thủy lực 
Được cải tiến để tối ưu hóa tối đa khả 
năng thủy lực và bơm rửa mùn khoan 
Diện tích rãnh thoát mùn khoan giữa các 
cánh cắt thấp 
Răng cắt Răng cắt thế hệ mới nhất - tăng khả năng phá hủy đất đá Hạn chế do sử dụng răng cắt thiết kế cũ
Độ nghiêng của răng cắt 
Được tính toán và thiết kế riêng cho 
thành hệ đá phiến sét dẻo để có hiệu 
quả cắt cao nhất 
Hạn chế do được thiết kế dùng cho các thành 
hệ đất đá không phù hợp
32 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Tiêu chí đánh giá chất lượng choòng khoan PDC 
sau khi sử dụng đã được công bố lần đầu [10]. Tiêu chí 
này đánh giá choòng khoan thông qua độ mòn của các 
răng cắt và thân choòng, đối với choòng khoan được 
phân thành 2 khu vực tách biệt đó là 1/3 đường kính 
ngoài choòng và khu vực 2/3 đường kính trong choòng 
(Hình 10).
Mức độ ăn mòn và hư hỏng choòng khoan được chia 
thành 8 mức cho 2 khu vực riêng biệt. Ví dụ với độ mòn 
4/8 là ở mức ăn mòn 50% răng cắt của choòng (Hình 11a), 
cách thức đánh giá được tiến hành đối với ví dụ ở Hình 
11b như sau:
- Đối với khu vực 2/3 phía tâm đường kính choòng 
khoan mức ăn mòn sẽ như sau: 0 + 1 + 2 + 3 + 3 = 9, mức 
ăn mòn trung bình sẽ là 9/5 = 1,8 và được làm tròn là 2. Do 
đó ăn mòn phía khu vực 2/3 choòng ở phía trong là 25%.
- Đối với khu vực 1/3 phía ngoài choòng: 3 + 4 + 3 + 
2 = 12, mức độ ăn mòn của choòng sẽ là: 12/4 = 3 tương 
đương bị ăn mòn 37,5%.
Ngoài ra, choòng khoan còn được đánh giá các tác 
động hư hại khác liên quan tới răng cắt và thân choòng 
[10]: độ kết dính răng choòng với thân choòng; vỡ răng 
cắt; mẻ răng cắt; mất răng cắt; hư hỏng do tác dụng nhiệt...
Căn cứ vào các tiêu chí đã công bố, thiết kế choòng 
khoan tối ưu được đưa vào đánh giá sau quá trình sử dụng 
và cho kết quả tốt, choòng khoan không có dấu hiệu bị ăn 
mòn và các răng cắt ở trong tình trạng tốt (Hình 12).
- Đánh giá hiệu quả kinh tế khi ứng dụng giải pháp:
Trong phạm vi của nghiên cứu này, nhóm tác giả chỉ 
tính toán lợi ích kinh tế liên quan đến việc nâng cao tốc 
độ khoan trung bình, chưa tính toán hiệu quả kinh tế liên 
quan đến các yếu tố nâng cao độ ổn định thành giếng, 
gia tăng hiệu quả 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 công khoan. Việc quy đổi thời gian tiết kiệm 
được sang chi phí tương đương được tính dựa trên giá 
thành thi công giếng khoan. Để đảm bảo khách quan 
và chính xác trong đánh giá hiệu quả kinh tế, giá thành 
giếng khoan được tách bỏ các chi phí không liên quan 
đến thời gian như: chi phí vật tư, tài sản cố định và chi phí 
các dịch vụ không sử dụng trong khi khoan đoạn thân 
giếng 8½”.
Hiệu quả kinh tế đạt được từ khi sử dụng choòng 
khoan mới đạt trên 7 triệu USD (chi tiết trong Bảng 6).
2/3 đường kinh 
trong của choòng 
khoan
1/3 đường 
kính ngoài của 
choòng khoan
1/3 đường 
kinh ngoài của 
choòng khoan
(a) (b)
Hình 11. Mức độ ăn mòn của các răng cắt (a) và một cánh cắt của choòng khoan (b)
Hình 10. Hình mô phỏng khu vực đánh giá mức độ ăn mòn, hư hỏng choòng khoan
2/3 đường kính trong 
của choòng khoan
1/3 đường kính ngoài 
của choòng khoan
Minh họa một cánh cắt 
của choòng khoan
0
1
2
2
3
3 3
3
4
33DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
3. Kết luận
- Để đảm bảo hiệu quả của việc lựa chọn tối ưu hóa 
thiết kế, phải tiến hành tính toán và lựa chọn theo các 
bước:
 + Thuộc tính của địa tầng khoan qua (cơ lý tính).
 + Có đủ thông tin dữ liệu các choòng khoan đang áp 
dụng tại khu vực hoặc những khu vực lân cận có điều kiện 
địa chất địa tầng tương đồng.
 + Chạy mô phỏng với thông số chế độ khoan tối ưu 
đã thiết kế cho các giếng khoan đã tiến hành khoan trước 
đó.
 + Tính toán hiệu quả kinh tế cho từng mét khoan và 
qua đó đối chiếu tốc độ khoan cơ học cũng như tuổi thọ 
choòng khoan đạt được.
 + Thống nhất phương pháp đánh giá tuổi thọ choòng 
khoan cho từng khoảng khoan để đảm bảo đánh giá các 
hãng cung cấp choòng khoan khác nhau được quy đổi về 
mặt bằng kỹ thuật chung để làm cơ sở đối chiếu, so sánh.
- Lựa chọn choòng khoan cho công đoạn 8½” với tập 
có các đặc tính như: thành hệ đá phiến sét có tính dẻo, 
nhiệt độ - áp suất cao, lưu lượng bơm thấp và tỷ trọng 
dung dịch cao.
- Thiết kế lựa chọn chủng loại choòng khoan tối ưu 
đã chứng minh tính hiệu quả về mặt kinh tế, kỹ thuật và 
lần đầu tiên áp dụng trong và ngoài nước đối với công 
đoạn 8½” giếng khoan nhiệt độ cao áp suất cao tại mỏ Hải 
Thạch với công nghệ thiết bị hiện đại của giàn khoan tiếp 
trợ nửa nổi nửa chìm PV Drilling V.
HT-2P
HT-4P
HT-3P
HT-9P ST
HT-7P
MT-4P
HT-8P
MT-7P
Bảng 6. Hiệu quả kinh tế khi sử dụng choòng khoan đề xuất [8]
Hình 12. Hình ảnh thực tế choòng khoan 8½” theo thiết kế mới sau khi áp dụng
Giếng khoan sử 
dụng choòng 
khoan mới 
Chi phí dịch vụ 
công đoạn khoan 
8½” (USD) 
Chi phí theo 
ngày (USD) 
Thời gian khoan 
thực tế với 
choòng đã cải 
tiến (ngày) 
Thời gian khoan dự 
kiến nếu khoan với 
choòng chưa cải 
tiến (ngày) 
Tiết kiệm 
của sáng kiê ́n 
(USD) 
 (A) (B) (C = B x 1,74) D = A x (C - B) 
HT-6P 11.442.222,94 579.353,06 3,6 6,2 1.541.079,14 
HT-7P 3.629.303,26 374.637,76 2,8 4,8 775.500,16 
HT-8P 9.115.727,72 581.082,25 2,6 4,5 1.115.677,92 
HT-4P 3.461.692,26 512.843,30 2,2 3,8 835.934,57 
HT-9P 6.710.955,86 547.833,13 3,9 6,7 1.583.237,74 
HT-9PST 6.164.964,07 452.474,43 4,1 7,1 1.370.997,52 
Tổng 7.222.427,07 
34 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Tài liệu tham khảo
1. BIENDONG POC. 05-02-HT-4P drilling program. 2015.
2. PV Drilling. RimDrill IADC Report of HT-1P; HT-2P; HT-
3P; HT-5P; HT-5SP.
3. H.Ergin, C.Kuzu, C.Balcı, H.Tunçdemir, 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.
4. BIENDONG POC. HT-1P. Well stress data.
5. Smith Bits. Sample test report.
6. Michael Azar, Wiley Long, Allen White, Chance 
Copeland, Mikhai Pak. A new approach to fixed cutter bits. 
Oilfield review. 2015; 27(2).
7. BIENDONG POC. HT-1P; 2P; 3P; 5P; 5SP end of well 
report.
8. BIENDONG POC. HT-4P, 6P, 7P, 8P, 9P, 9PST end of 
well report.
9. 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.
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.
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
1Petrovietnam Drilling & Well Services Corporation (PV Drilling)
2Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)
3Petrovietnam Exploration Production Corporation (PVEP)
4Hanoi University of Mining and Geology (HUMG)
Email: tunght@pvdrilling.com.vn