Tạp chí Dầu khí - Số 5 năm 2015

 SỐ 5 - 2015T¹p chÝ cña tËp ®oμn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam 
DÇuKhÝ Petro ietnam
ISSN-0866-854X
 VỀ ĐÍCH TRƯỚC 1 THÁNG
NHIỆT HUYẾT, SÁNG TẠO, 
CHUYÊN NGHIỆP, KỶ CƯƠNG
 SỐ 5 - 2015T¹p chÝ cña tËp ®oμn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam 
DÇuKhÝ Petro ietnam
ISSN-0866-854X
 VỀ ĐÍCH TRƯỚC 1 THÁNG
NHIỆT HUYẾT, SÁNG TẠO, 
CHUYÊN NGHIỆP, KỶ CƯƠNG
Giấy phép xuất bản số 100/GP - BTTTT của Bộ Thông tin và Truyền thông cấp ngày 15/4/2013
TÒA SOẠN VÀ TRỊ SỰ
Tầng 16, Tòa nhà Viện Dầu khí Việt Nam - 167 Trung Kính, Yên Hòa, Cầu Giấy, Hà Nội
Tel: 04-37727108 | 0982288671 * Fax: 04-37727107 * Email: tapchidk@vpi.pvn.vn
Ảnh bìa: Dự án phát triển khai thác mỏ Bir Seba (Lô 433a và 416b, Algeria) là dự án đầu tiên PVN/PVEP triển khai tại nước ngoài 
với vai trò là nhà điều hành. Ảnh: Đoàn Công
TỔNG BIÊN TẬP
TS. Nguyễn Quốc Thập
PHÓ TỔNG BIÊN TẬP
TS. Lê Mạnh Hùng
TS. Phan Ngọc Trung
BAN BIÊN TẬP
TS. Hoàng Ngọc Đang
TS. Nguyễn Minh Đạo
CN. Vũ Khánh Đông
TS. Nguyễn Anh Đức 
ThS. Trần Hưng Hiển
ThS. Vũ Văn Nghiêm
ThS. Lê Ngọc Sơn
KS. Lê Hồng Thái
ThS. Nguyễn Văn Tuấn
TS. Phan Tiến Viễn
ThS. Trần Quốc Việt
TS. Nguyễn Tiến Vinh
TS. Nguyễn Hoàng Yến
THƯ KÝ TÒA SOẠN
ThS. Lê Văn Khoa
ThS. Nguyễn Thị Việt Hà
PHỤ TRÁCH MỸ THUẬT 
Lê Hồng Văn
TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢN
Viện Dầu khí Việt Nam
NỘI DUNG
NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
20. Những khó khăn, 
thách thức của 
Vietsovpetro trong vận 
chuyển dầu nhiều paraffin 
bằng đường ống ngầm 
ngoài khơi 
26. Đặc trưng tầng chứa 
đá carbonate Mesozoic ở 
cụm cấu tạo Hàm Rồng, 
Lô 106 thềm lục địa Việt 
Nam
32. Giải pháp khai thác 
dầu khí cho các mỏ nhỏ, 
cận biên
38. Phân tích thành 
phần khí argon khi có 
lẫn khí oxygen sử dụng 
đầu dò TCD với khí mang 
nitrogen
42. Đánh giá hiệu quả 
của tổ hợp ức chế ăn 
mòn - chống đóng cặn 
cho hệ thống đường ống 
dẫn dầu
49. Mô phỏng quá trình 
xử lý lưu huỳnh nguyên 
liệu LCO Nhà máy Lọc 
dầu Dung Quất
55. Giải pháp thiết kế 
xây dựng công trình phục 
vụ khai thác các mỏ nhỏ 
và mỏ cận biên
61. Áp dụng công nghệ 
Phased Array lập bản đồ 
ăn mòn cho các thiết bị 
trong ngành công nghiệp 
dầu khí
 66. Xây dựng hệ thống 
cơ sở dữ liệu và phần 
mềm quản lý các hợp 
đồng dầu khí trong nước
7,­8ï,ŧ0
6 'p8.+‡ - 6Ӕ 
Rusvietpetro đã khai thác 10 triệu tấn dầu
Trong chuyến thăm Liên bang Nga tham dự Lễ kỷ 
niệm 70 năm Chiến thắng trong Chiến tranh vệ quốc vĩ 
đại, ngày 9/5/2015, Chủ tịch nước Trương Tấn Sang đã hội 
đàm với Tổng thống Liên bang Nga Vladimir Putin. Trong 
không khí hữu nghị, tin cậy và hiểu biết lẫn nhau, lãnh 
đạo hai nước đã trao đổi ý kiến về các vấn đề hợp tác song 
phương và thống nhất nhiều biện pháp nhằm tăng cường 
hơn nữa quan hệ đối tác chiến lược toàn diện Việt Nam - 
Liên bang Nga trong giai đoạn mới.
Hai bên đánh giá cao hoạt động của các công ty dầu 
khí hai nước và các liên doanh đang hoạt động tại thềm 
lục địa Việt Nam và trên lãnh thổ Liên bang Nga, khẳng 
định sẽ tạo mọi điều kiện thuận lợi cho các dự án thăm 
dò và khai thác dầu khí hiện nay cũng như các dự án mới 
trong các lĩnh vực chế biến và lọc hóa dầu.
Ngày 10/5, tại trụ sở Zarubezhneft ở Moscow (Liên 
bang Nga), Chủ tịch nước Trương Tấn Sang và đoàn công 
tác đã đến dự Lễ chào mừng sự kiện khai thác 10 triệu tấn 
dầu của Liên doanh Rusvietpetro.
Rusvietpetro là công ty liên doanh giữa Zarubezhneft 
(51%) và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (49%), được thành 
lập tháng 12/2008, với giấy phép 25 năm. Diện tích thăm 
dò khai thác lên tới 807km2, tại 4 lô, nằm trên đất liền ở 
Khu tự trị Nenetskiy bên bờ Bắc Băng Dương. Theo kết 
quả thăm dò, Rusvietpetro đã phát hiện ra 13 mỏ dầu khí 
có trữ lượng thu hồi 95,6 triệu tấn dầu ở khu vực này. Mặc 
dù điều kiện triển khai dự án rất khó khăn, phức tạp do 
địa hình khu vực Nenetskiy chủ yếu là đầm lầy, nhiệt độ 
thường xuyên dưới -45°C, tuy nhiên, chỉ sau gần 2 năm kể 
từ ngày ký hợp đồng và 1 năm tích cực triển khai trên thực 
địa, Dự án đã cho dòng dầu công nghiệp đầu tiên từ mỏ Bắc 
- Khosedayu vào ngày 30/9/2010. Tiếp đó, Rusvietpetro đã 
đưa thêm 2 mỏ mới vào khai thác: mỏ Visovoi (29/7/2011) 
và mỏ Tây Khosedayu (1/8/2012).
Theo Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam 
Nguyễn Xuân Sơn, đây là dự án có tiến độ triển khai 
nhanh nhất và cũng là dự án có hiệu quả nhất của Tập 
đoàn Dầu khí Việt Nam tại nước ngoài cho tới thời điểm 
hiện nay. Sau 6 năm hoạt động, đến nay, Rusvietpetro đã 
khai thác được 10 triệu tấn dầu, đem lại lợi nhuận khá 
cho cả hai phía. Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam 
cảm ơn Chính phủ, các Bộ, Ngành của hai nước, lãnh đạo 
Khu tự trị Nenetskiy đã ủng hộ, tạo điều kiện cho Liên 
doanh khai thác; đồng thời biểu dương sự cố gắng, nỗ 
lực của cán bộ, công nhân viên Rusvietpetro đã khắc 
phục khó khăn, hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ sản xuất, 
kinh doanh.
Đánh giá cao quan hệ hợp tác giữa Tập đoàn Dầu khí 
Việt Nam và Zarubezhneft trong thời gian qua với biểu 
tượng là Liên doanh Vietsovpetro và Rusvietpetro, Chủ 
7õ1*&óľ1*+Ł37¤&7521*/Ģ1+9ŋ&'Ŝ8.+°
YåL/LÂQEDQJ1JDY¬$]HUEDLMDQ
Trong chuyến thăm Liên 
bang Nga và Azerbaijan từ 
ngày 7 - 15/5/2015, Chủ tịch 
nước Trương Tấn Sang đã hội 
đàm với Tổng thống Vladimir 
Putin và Tổng thống Azerbaijan 
Ilham Alyev nhằm đẩy mạnh 
hợp tác trong các lĩnh vực trụ 
cột của quan hệ song phương, 
trong đó có lĩnh vực dầu khí. 
Lãnh đạo Liên bang Nga và 
Azerbaijan khẳng định sẽ tạo 
mọi điều kiện thuận lợi để thúc 
đẩy đầu tư trong lĩnh vực thăm 
dò và khai thác dầu khí với Việt 
Nam. Chủ tịch nước Trương Tấn Sang đánh giá cao cán bộ, kỹ sư Rusvietpetro đã vượt qua khó khăn, 
khai thác thành công 10 triệu tấn dầu. Ảnh: TTXVN
7,­8ï,ŧ0
10 'p8.+‡ - 6Ӕ 
Tăng cường thăm dò, khai thác và cung cấp dịch vụ dầu khí 
Trong khuôn khổ Lễ ký chính thức Hiệp định Thư ... ya Joseph 
Njoroge cho biết Toyota Tsusho (Nhật Bản) đã được trao 
hợp đồng soạn thảo đề án nghiên cứu khả thi và thiết kế 
công nghệ sơ bộ đường ống dẫn dầu từ Hoima (Uganda) 
xuyên qua bồn trũng Lokichar, đến cảng Lamu của Kenya; 
đồng thời thiết kế các bồn chứa, terminals giao nhận dầu 
ở Hoima, Lokichar và Lamu. Từ tháng 10/2014, Ngân hàng 
Thế giới đã cấp 8 tỷ USD hỗ trợ tài chính cho các đề án xây 
dựng đường ống dẫn dầu khí liên châu lục nối liền 8 quốc 
gia châu Phi, trong đó có Kenya.
Cơ quan Đầu tư và Thương mại Vương quốc Anh 
(UKTI) đang khuyến khích các công ty Anh tăng cường 
sử dụng cơ hội xuất khẩu để thắng các thương vụ mới từ 
ngành công nghiệp dầu khí đang phát triển ở Đông Phi, 
bao gồm: Tanzania, Mozambique, Kenya và Uganda. UKTI 
cho biết ở các nước này nhiều bồn trũng dầu khí chưa 
được thăm dò, nhiều trữ lượng chưa được phát triển hiện 
nay đã trở thành các đối tượng cho các công ty Anh hoạt 
động, nhất là các đề án xây dựng cơ sở hạ tầng.
Báo cáo Tổng quan Năng lượng châu Phi (2015) cho 
biết cần đầu tư thêm 450 tỷ USD cho ngành điện lực giúp 
nền kinh tế khu vực hạ sa mạc Sahara (SSA) tăng 30% vào 
năm 2040. Các chương trình cải cách đang bắt đầu triển 
khai nhằm nâng cao hiệu quả sử dụng cũng như thu hút 
thêm nguồn vốn đầu tư, bao gồm cả các nhà đầu tư tư 
nhân. Theo “kịch bản chính” đến năm 2040, công suất 
phát điện sẽ tăng gấp 4 lần từ mức rất thấp 90GW như 
hiện nay, trong đó gần một nửa là của Nam Phi. Báo cáo 
viết “Việc giảm những rủi ro cho các nhà đầu tư làm cho 
các đề án (khai thác dầu khí ở SSA) trở nên cạnh tranh hơn 
so với khai thác ở các nơi khác trên thế giới và điều này đủ 
sức giúp cho nhiều đề án phát triển, từ đó doanh thu về 
thuế (của các nước nước trong khu vực) tăng cao sẽ được 
dùng để đảo ngược hiệu quả đồng vốn trong hạ tầng cơ 
sở chủ yếu”.
Hoạt động mua bán tài sản dầu khí 
Royal Dutch Shell mua lại BG Group - tập đoàn năng 
lượng lớn thứ ba của Vương quốc Anh, có địa bàn hoạt 
động toàn cầu, sở hữu nhiều mỏ dầu khí ở Nam Mỹ và 
Australia. Với giá 47 tỷ Euro (tương đương 69,6 tỷ USD), 
đây là thương vụ sáp nhập lớn nhất trong ngành dầu khí 
thế giới trong 10 năm qua và là hệ quả của giá dầu suy 
giảm liên tục từ cuối năm 2014. Nhờ đó, trữ lượng dầu khí 
của Royal Dutch Shell tăng thêm 28% và sản lượng tăng 
20%, tạo ra lợi nhuận 2,5 tỷ USD/năm. Ngay sau khi thông 
báo này được đưa ra, cổ phiếu của BG Group tại thị trường 
London tăng 38%. Tập đoàn mới sẽ có giá trị tài sản cao 
gấp đôi BP, lớn hơn cả Chevron. Với việc bổ sung đội ngũ 
kỹ thuật cao từ BG Group, Royal Dutch Shell hy vọng sẽ trở 
thành một tập đoàn hàng đầu thế giới trong lĩnh vực LNG.
Torc Oil & Gas Ltd., mua lại tài sản Saskatchevan từ 
Surge Inc., với giá 430 triệu CAD. Tài sản mua gồm một mỏ 
có sản lượng 4.759 thùng dầu quy đổi/ngày, trong đó 98% 
là dầu nhẹ và condensate với mức suy giảm sản lượng 
20%/năm. Tổng các cấp trữ lượng xác minh - thương mại 
đạt khoảng 21 triệu thùng dầu quy đổi. Surge Inc., phải 
bán bớt tài sản để trả nợ và dồn tiền đầu tư vào 2 plays ở 
Saskatchevan và ở Tây Bắc Alberta (Canada).
Noble Energy Inc., mua 75% quyền lợi và nắm 
quyền điều hành Lô PL001 ở bồn trũng Falkland từ Argos 
Resources Ltd. Edison International S.p.A mua 25% còn 
lại. Lô PL001 có diện tích 285.000 mẫu Anh, nằm ở phía 
Tây Bắc Lô Pl032, trong đó có phát hiện Sea Lion. Noble 
Energy Inc., và Edison International S.p.A phải trả 5% thuế 
tài nguyên cho Argos Resources Ltd toàn bộ diện tích phát 
triển hydrocarbon của lô tô nhượng. Mục tiêu ban đầu của 
phần lô thuộc Noble Energy Inc., là bẫy địa tầng thuộc cấu 
tạo triển vọng Rhea tuổi Cretaceous với trữ lượng khai 
thác 250 triệu thùng dầu. Công tác khoan sẽ được bắt 
đầu vào Quý III/2015, mực nước sâu 1.550ft và chiều sâu 
giếng khoan sẽ là 8.760ft. Cấu tạo triển vọng Humpback 
của Noble nằm ở trũng South Falkland có thể được khoan 
trong tháng 5 gồm nhiều lớp chứa quạt cát hỗn hợp nối 
tiếp nhau trong phụ bể Fitzroy, trữ lượng không rủi ro ước 
đạt 250 triệu thùng dầu và tổng trữ lượng toàn phụ bể 
khoảng 1 tỷ thùng. Giếng Humpback có mực nước 4.170ft 
và độ sâu giếng 17.550ft. Noble Energy Inc., có 35% quyền 
lợi ở phụ bể này.
MOL Group (Hungary) sẽ khoan 3 giếng thăm dò ở 
thềm lục địa Na Uy trong giai đoạn 2015 - 2016 theo một 
thỏa thuận mua Ithaca Petroleum Norge (IPN) từ Ithaca 
Petroleum Ltd., với giá ban đầu là 60 triệu USD. Ithaca 
Petroleum Norge có 14 lô tô nhượng ở thềm lục địa Na 
Uy và đang hoạt động trên 3 lô. Tiền hoa hồng lên đến 
30 triệu USD, trả khi thăm dò có kết quả. MOL Group có 
kế hoạch sẽ sáp nhập với Ithaca Petroleum Norge và trở 
thành MOL NordsjonBV.
Hà Phong (tổng hợp)
PETROVIETNAM
83DẦU KHÍ - SỐ 5/2015 
Tạ Quang Minh (giới thiệu)
Dung dịch khoan có chức năng bôi trơn, làm mát 
nhằm giảm ma sát của bộ khoan cụ khoan, giảm mô men 
quay. Trong quá trình khoan, pha rắn phân tán trong dung 
dịch khoan va chạm với các thiết bị trong lòng giếng và 
với bộ dụng cụ khoan sẽ làm nhiệt độ tăng lên đáng kể. 
Trong điều kiện nhiệt độ cao kéo dài sẽ làm mỏi cấu trúc 
kim loại, dẫn đến phá hỏng các chi tiết khoan như thủng 
và gãy cần khoan. Nhằm giảm các sự cố và nâng cao tuổi 
thọ của bộ dụng cụ khoan, dung dịch phải được nâng cao 
tính năng bôi trơn bằng cách bổ sung phụ gia bôi trơn. 
Ngoài chức năng bôi trơn, phụ gia bôi trơn còn đóng vai 
trò quan trọng trong việc giảm kẹt mút cần ống, thường 
hay gặp nhất là kẹt cần do chênh áp vi sai. Ước tính, Liên 
doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” sử dụng hàng nghìn tấn 
chất bôi trơn cho hệ dung dịch gốc nước FCL/AKK. 
Trung tâm Ứng dụng và Chuyển giao Công nghệ 
(CTAT) - Viện Dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu chất bôi 
trơn VPI-Lub từ năm 2006. Nghiên cứu này chia thành 3 
giai đoạn: (1) Nghiên cứu tổng hợp và đề xuất công nghệ 
sản xuất chất bôi trơn mới từ dầu thực vật cho dung dịch 
khoan dầu khí; (2) Nghiên cứu sản xuất thử nghiệm chất 
bôi trơn từ dầu thực vật cho dung dịch khoan dầu khí; (3) 
Dự án Nghiên cứu sản xuất, thử nghiệm chất bôi trơn từ 
dầu thực vật cho dung dịch khoan dầu khí ở quy mô lớn. 
Trong giai đoạn 3, nhóm tác giả đã kế thừa và phát triển 
công nghệ từ các kết quả nghiên cứu của trước đó để triển 
khai dự án sản xuất chất bôi trơn VPI-Lub trên dây chuyền 
công nghiệp đạt chất lượng nhằm mục tiêu xây dựng 
hoàn thiện quy trình công nghệ ở quy mô công nghiệp. 
Với dự án sản xuất thử, nhóm tác giả đã sản xuất 50 
tấn chất bôi trơn VPI-Lub cho dung dịch khoan từ dầu 
thực vật ở quy mô công nghiệp, đánh giá chất lượng 
chất bôi trơn trong phòng thí nghiệm theo các chỉ tiêu 
kỹ thuật của các bộ tiêu chuẩn RD-SP 61-09 và RD-SP 61-
11 của Vietsovpetro, thực hiện thử nghiệm chất bôi trơn 
VPI-Lub ở điều kiện hiện trường. Qua nghiên cứu, nhóm 
tác giả đã tổng kết rút kinh nghiệm nhằm tăng quy mô 
công nghệ trong sản xuất lớn, xây dựng công thức thành 
phần hoàn chỉnh của chất bôi trơn VPI-Lub đáp ứng yêu 
cầu chất lượng cả trong thực tế sử dụng và đánh giá hiệu 
quả kinh tế kỹ thuật của dự án sản xuất, thử nghiệm, từ đó 
đề xuất hoàn thiện quy trình công nghệ, tính toán thiết kế 
hệ thống thiết bị phản ứng sản xuất chất bôi trơn. 
Kết quả quan trọng trên cơ sở đề xuất hoàn thiện quy 
trình công nghệ để sản xuất và công thức thành phần của 
chất bôi trơn VPI-Lub. Công nghệ sản xuất chất bôi trơn 
VPI-Lub hoàn thiện có công suất thiết kế là 1 - 2 tấn/mẻ 
và 2 mẻ/ngày, được hoàn thiện bằng bổ sung giai đoạn 
xử lý nguồn nguyên liệu dầu thực vật đầu vào nhằm giảm 
chỉ số acid của dầu xuống dưới 7mgKOH/g (FFA < 2%), 
đồng thời bổ sung các phụ gia cải thiện tính năng tăng 
độ bền màng bôi trơn, chống oxy hóa, tăng phân tán và 
bền nhiệt. Quy trình công nghệ được cải tiến so với giai 
đoạn nghiên cứu trước đây, cho phép sử dụng mở rộng 
nguồn nguyên liệu khác, góp phần giảm giá thành sản 
phẩm, cũng như mở rộng phạm vi sản xuất.
Theo kết quả nghiên cứu trên mẫu dung dịch lấy từ 
giàn Tam Đảo-01 và giàn MSP-7, chất lượng và hiệu quả 
bôi trơn của VPI-Lub tương đương Viet Lub - chất bôi trơn 
thương phẩm đang sử dụng tại Vietsovpetro, giúp giảm 
moment, cải thiện độ nhớt phễu và gel. Căn cứ vào hệ 
thống phân loại độ độc cấp tích pha nước của OCNS, chất 
bôi trơn VPI-Lub được xếp vào nhóm E (tốt nhất) - nhóm 
chất ít gây độc cấp tính nhất cho sinh vật biển trong tầng 
nước.
Do giá thành nguyên liệu dầu hạt cao su cao (khoảng 
28.000 đồng/kg) nên chi phí sản xuất chất bôi trơn vẫn 
đang ở mức cao khoảng 70.000 đồng/kg. Trên cơ sở đó, 
nhóm tác giả kiến nghị tiếp tục nghiên cứu mở rộng ứng 
dụng chất bôi trơn cho hệ dung dịch pha rắn thấp đang 
được sử dụng và có xu hướng tăng lên ở Vietsovpetro.
Báo cáo tổng kết gồm 4 chương với các nội dung 
liên quan đến tổng quan về đặc điểm, tính chất của hệ 
dung dịch khoan FCL/AKK, thành phần cơ bản và cơ chế 
hoạt động của chất bôi trơn, kết quả sản xuất thử 50 tấn 
sản phẩm, quá trình đánh giá chất lượng sản phẩm, hiệu 
chỉnh chất lượng và thử nghiệm hiện trường sản phẩm, 
đánh giá hiệu quả kinh tế đầu tư sản xuất thử chất bôi 
trơn, tính toán thiết kế thiết bị phản ứng sản xuất chính và 
các kết luận, kiến nghị về các nghiên cứu bổ sung cần thực 
hiện để có thể thương mại hóa sản phẩm trong tương lai. 
Nghiên cứu sản xuất, thử nghiệm chất bôi trơn từ dầu thực vật 
cho dung dịch khoan ở quy mô lớn
CÔNG BỐ KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN
84 DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
Lê Thị Phượng (giới thiệu)
Theo quy trình công nghệ thi công các giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí, sau khi 
khoan đến chiều sâu thiết kế, các loại ống chống có 
đường kính khác nhau (508mm, 340mm, 245mm, 
194mm...) sẽ lần lượt được thả xuống giếng, bơm trám xi 
măng và tiến hành lắp ráp thiết bị miệng giếng lên trên 
đầu mỗi ống chống.
Để lắp được thiết bị miệng giếng, ngay sau khi bơm 
trám cần nhanh chóng tháo mặt bích nối hệ thống thiết 
bị đối áp khỏi miệng giếng, dùng tời nâng cột đối áp lên, 
làm sạch vị trí lắp đầu treo ống chống, căn chỉnh đồng 
tâm cột ống chống và tiến hành lắp đầu treo để treo cột 
ống chống vào miệng giếng, sau đó làm kín vành xuyến 
giữa hai cột ống chống. Sau khi chống, ống giữa hai cột 
ống chống thường bị lệch với độ lệch và hướng lệch khác 
nhau tùy điều kiện của từng giếng. Do đó, việc lắp đầu 
treo ống đòi hỏi phải căn chỉnh chính xác độ đồng tâm 
giữa hai cột ống chống này.
Trước đây, để chỉnh cho hai cột ống chống đồng tâm 
phải dùng 1 pa lăng xích để kéo ống trong, một pa lăng 
khác giữ cố định miệng giếng. Việc sử dụng các pa lăng 
để định tâm gặp rất nhiều khó khăn do không phải lúc 
nào cũng tìm được điểm cố định để treo pa lăng trùng với 
hướng cần kéo, nhất là trên các giàn tự nâng, quanh vị trí 
lắp đầu giếng là một sàn treo di động trên cáp. Hơn nữa, 
việc dùng pa lăng sẽ mất nhiều thời gian, thao tác khó 
khăn và các sợi cáp, xích sẽ làm vướng vào vị trí làm việc, 
gây mất an toàn.
Do không chỉnh chính xác được độ đồng tâm, nhiều 
giếng trước đây phải lắp đầu treo ôm vào cột ống chống, 
sau đó vừa kéo dạo cột ống vừa dùng cây sắt đóng đầu 
treo xuống (trong khi cột đối áp vẫn đang treo). Công việc 
này vừa nặng nhọc, nguy hiểm lại có thể gây móp méo 
phần trên đầu treo, có trường hợp không đóng được đầu 
treo xuống đến vị trí cần thiết lại phải tìm cách để kéo lên 
xử lý lại, mất rất nhiều thời gian và công sức.
Trên thực tế, một số giếng khoan sau khi bơm trám, 
xi măng lên đến miệng đông kết rất nhanh, không kịp 
chỉnh đồng tâm dẫn đến độ lệch cột ống chống không 
cho phép lắp đầu treo phải mất thời gian công sức đào, 
xối rửa xi măng xuống cách miệng giếng từ 5 - 7m. Khe 
hở vành xuyến giữa các ống nhỏ nên quá trình thao tác 
rất khó khăn. Có nhiều giếng không chỉnh được đồng 
tâm đã phải mất 2 - 3 ngày khắc phục bằng cách cắt ống 
chống phía ngoài, sau đó hàn lại cho đồng tâm mới lắp 
được miệng giếng (như một số giếng trên MSP-11, giếng 
số 119 - RP-1...). Việc khắc phục này không treo được tải 
cột ống lên đầu treo và một số loại còn không nén được 
gioăng làm kín trong đầu treo, không đảm bảo yêu cầu 
kỹ thuật.
Để chỉnh được đồng tâm giữa hai cột ống nhanh 
chóng, dễ dàng lắp đầu treo ống đúng yêu cầu kỹ thuật, 
đảm bảo treo được tải của cột ống chống lên đầu treo, nén 
được gioăng làm kín của đầu treo để làm kín miệng giếng, 
tác giả Nguyễn An Bình và các cộng sự (Xí nghiệp Khoan 
và Sửa giếng - Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”) đã 
nghiên cứu giải pháp “Chế tạo đồ gá định tâm hỗ trợ công 
việc lắp ráp đầu treo ống chống và làm kín cho giếng 
khoan”..
Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đã chế tạo một bộ đồ 
gá định tâm lắp ngay lên miệng giếng. Sau khi nhấc cột 
đối áp lên, xác định được vị trí lệch, lắp đồ gá vào vị trí 
2 ống sát nhau nhất (dùng ngay bu lông miệng giếng 
để kẹp đồ gá). Việc định tâm được thực hiện bằng cách 
vặn bu lông để ép đẩy cột ống này so với cột ống kia cho 
đến khi chúng trùng tâm nhau, khi xi măng còn ướt việc 
đẩy này khá dễ dàng, phần xi măng chỗ lệch nhiều sẽ 
bị ép bù sang chỗ lệch ít. Sau khi chỉnh được đồng tâm 
có thể lắp ngay đầu treo ống vào đầu giếng và hạ tải để 
treo cột ống lên đầu treo. Để bu lông đẩy ống không bị 
trượt, không làm móp ống, một miếng ốp được đặt giữa 
bu lông và thành ống, bề mặt tiếp xúc với bu lông được 
phay phẳng. 
Thời gian mỗi lần lắp đầu treo chỉ cần khoảng 15 - 
20 phút, thao tác dễ dàng, đơn giản tốn ít công sức và 
an toàn. Để thi công một giếng khoan cần 2 - 3 lần lắp 
thiết bị miệng giếng, thời gian tiết kiệm trung bình là 6 
giờ/giếng. Với số lượng giếng khoan trung bình 14 giếng/
năm, sáng kiến trên sẽ giúp Vietsovpetro tiết kiệm được 
trên 400 nghìn USD/năm.
Giải pháp trên được công nhận là sáng kiến cấp Tập 
đoàn Dầu khí Việt Nam, có thể áp dụng để thi công các 
giếng khoan thăm dò và khai thác.
Chế tạo đồ gá định tâm hỗ trợ công việc lắp ráp 
đầu treo ống chống và làm kín cho giếng khoan