1 LỜI MỞ ĐẦU Dầu khí là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang tính chiến lược trong quá trình phát triển của quốc gia, đóng góp phần lớn vào GDP cả nước, đưa đất nước tiến lên con đường công nghiệp hóa, hiện đại hóa. Ngành công nghiệp dầu khí là một chuỗi các công tác tìm kiếm thăm dò, khoan, khai thác đến chế biến và tiêu thụ sản phẩm. Một trong những yếu tố quyết định đến sự thành công của quá trình thăm dò và khai thác dầu khí chính là công nghệ khoan. Trên cơ sở nhận thức rõ tầm quan trọng của công nghệ khoan, qua thời gian nghiên cứu học tập tại trường, và qua đợt thực tập tốt nghiệp, thực tập sản xuất tại Tổng Công Ty Cổ Phần Khoan và Dịch Vụ Khoan Dầu Khí, tôi đã thực hiện đề tài tốt nghiệp: “Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ Sư Tử Trắng bể Cửu Long” với mục đích nghiên cứu và ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất. Đề tài được hoàn thành thành tại Bộ môn Khoan Khai Thác, Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội, dưới sự hướng dẫn của:  Tiến sĩ Nguyễn Thế Vinh, Chủ nhiệm Khoa Dầu khí, Phó Chủ nhiệm Bộ môn Khoan Khai Thác  Thạc sĩ Nguyễn Viết Bột, Giám đốc Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng khoan dầu khí PVD Qua đây, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy TS Nguyễn Thế Vinh, và Ông Nguyễn Viết Bột đã dành công sức hướng dẫn tận tình, chu đáo trong quá trình thực hiện Đề tài. Ngoài ra, tôi xin cám ơn Ông Vũ Hồng Đức, kỹ sư khoan kiểm soát áp suất của Công ty TNHH MTV dịch vụ giếng khoan dầu khí PVD đã giúp đỡ tôi rất nhiều trong quá trình thực tập tại công ty. Nhân đây, tôi cũng xin được cảm ơn sự dạy dỗ, giúp đỡ nhiệt tình từ các thầy cô giáo trong bộ môn Khoan Khai Thác, tập thể cán bộ công nhân viên Tổng công ty cổ phần khoan và dịch vụ khoan dầu khí và các bạn sinh viên khóa 2008 chuyên ngành Khoan Khai Thác đã giúp tôi hoàn thành bản đồ án này. Trong quá trình làm đồ án, mặc dù đã cố gắng tìm hiểu, nghiên cứu tài liệu nhưng do kiến thức còn hạn chế nên bản thân không thể tránh khỏi những thiếu sót. Vì thế tôi rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của quý thầy cô cùng bạn đọc để bản đồ án được hoàn thiện hơn. Tôi xin chân thành cảm ơn! Hà nội, ngày tháng năm 2013 Sinh viên thực hiện Bùi Quang Vũ 2 MỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU 1 MỤC LỤC 2 DANH MỤC HÌNH ẢNH 5 DANH MỤC BẢNG BIỂU 8 DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH 9 CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT (MANEGED PRESSURE DRILLING) 11 1.1 Giới thiệu 11 1.2 Lịch sử và quá trình phát triển công nghệ MPD 11 1.3 Định nghĩa công nghệ MPD 12 1.3.1 Công nghệ khoan truyền thống 12 1.3.2 Công nghệ khoan kiểm soát áp suất (MPD) 14 1.4 Các phương pháp trong công nghệ MPD 15 1.4.1 Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (Constant Bottom-Hole Pressure CBHP) 15 1.4.2 Phương pháp khoan mũ dung dịch (Pressurized Mud Cap Drilling – PMCD)……………………………………………………………………17 1.4.3 Phương pháp tỉ trọng dung dịch kép (Dual Gradient Drilling – DGD)…………………………………………………………………… 20 1.4.4 Phương pháp kiểm soát dòng tuần hoàn (Return Flow Control – RFC)………………………………………………………………………22 1.5 Ưu điểm của công nghệ MPD 22 1.5.1 Duy trì kiểm soát giếng, hạn chế rò rỉ khí, và khí độc H 2 S 22 1.5.2 Ổn định áp suất đáy giếng, ngăn ngừa các rủi ro trong khi khoan 23 1.5.3 Khoan thành công qua các tầng mất dung dịch trầm trọng 23 1.6 Phạm vi ứng dụng của công nghệ MPD 23 1.6.1 Mỏ có nhiệt độ và áp suất cao 23 1.6.2 Mỏ suy giảm 24 1.6.3 Giếng khoan vươn xa 24 1.7 Cơ sở lựa chọn và khả năng ứng dụng công nghệ MPD ở Việt Nam 25 CHƯƠNG 2 - HỆ THỐNG THIẾT BỊ TRONG CÔNG NGHỆ KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT 28 3 2.1 Thiết bị chính 28 2.1.1 Đối áp xoay (Rotating Control Device - RCD) 28 2.1.2 Hệ thống van điều áp (Choke Manifold System) 31 2.1.3 Dụng cụ lắp ráp Trục quay (Bearing Running Tool – BRT) 35 2.2 Hệ thống MPD 37 CHƯƠNG 3 - ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ GIẾNG ST-1P 39 3.1 Đặc điểm địa chất mỏ Sư Tử Trắng 39 3.1.1 Vị trí địa lý 39 3.1.2 Địa tầng 40 3.2 Đặc điểm địa chất giếng ST-1P 44 3.2.1 Biều đồ áp suất dự kiến 44 3.2.2 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến 46 3.3 Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới quá trình khoan giếng ST-1P 47 3.4 Những khó khăn trong công tác khoan giếng HPHT ST-1P 48 3.4.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ 49 3.4.2 Ảnh hưởng của áp suất 50 3.4.3 Ảnh hưởng của hiện tượng trương nở thành hệ 50 3.4.4 Ảnh hưởng của khí hòa tan 51 3.4.5 Ảnh hưởng của hiện tượng piston khi kéo thả cần 52 CHƯƠNG 4 - THIẾT KẾ KỸ THUẬT KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG HPHT ST-1P 54 4.1 Đặc điểm kỹ thuật của giếng ST-1P 54 4.1.1 Thông số chung của giếng 54 4.1.2 Mặt cắt địa chất của giếng 58 4.1.3 Cấu trúc giếng khoan 56 4.1.3 Profile giếng khoan 58 4.2 Đánh giá lựa chọn phương pháp khoan kiểm soát áp suất 60 4.3 Chương trình khoan MPD cho đoạn thân giếng 12-1/4” 61 4.3.1 Phân tích kĩ thuật 61 4.3.2 Thông số điều khiển 64 4.3.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 68 4.3.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” 70 4 4.4 Chương trình khoan cho đoạn thân giếng 8-1/2” 71 4.4.1 Phân tích kĩ thuật 71 4.4.2 Thông số điều khiển 73 4.4.3 Sự tăng giảm áp suất trong quá trình nâng thả 77 4.4.4 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2” 80 5.1 Hiệu quả ứng dụng công nghệ MPD ở bể Cửu Long 80 KẾT LUẬN 82 KIẾN NGHỊ 83 TÀI LIỆU THAM KHẢO 84 5 DANH MỤC HÌNH ẢNH STT HÌNH TÊN HÌNH ẢNH TRANG 1 Hình 1.1 Áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan truyền thống 13 2 Hình 1.2 Sự thay đổi áp suất đáy giếng khi khoan 13 3 Hình 1.3 Phức tạp trong giếng có giới hạn khoan nhỏ 14 4 Hình 1.4 Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP 16 5 Hình 1.5 Áp suất đáy giếng ổn định trong CBHP 16 6 Hình 1.6 Phương pháp khoan mũ dung dịch PMCD 18 7 Hình 1.7 Áp suất đáy giếng trong phương pháp PMCD 19 8 Hình 1.8 Gradient áp suất sử dụng phương pháp DGD 20 9 Hình 1.9 Bơm chèn chất khí để giảm tỉ trọng dung dịch 21 10 Hình1.10 Sử dụng bơm đẩy để thay đổi tỉ trọng 22 11 Hình 2.1 Một số mẫu RCD cơ bản 28 12 Hình 2.2 RCD lắp đặt trên đối áp vạn năng 28 13 Hình 2.3 Tuần hoàn dung dịch khoan qua RCD 29 14 Hình 2.4 Phần thân của RCD 30 15 Hình 2.5 Trục quay 31 16 Hình 2.6 Hệ thống van điều áp 32 17 Hình 2.7 Van thủy lực 33 18 Hình 2.8 Thiết bị xử lý thông minh 33 19 Hình 2.9 Thiết bị đo dòng 34 20 Hình 2.10 Thiết bị thủy lực 34 21 Hình 2.11 Màn hình và bàn phím điều khiển 35 22 Hình 2.12 Dụng cụ lắp ráp Trục quay – BRT 36 23 Hình 2.13 Thao tác lắp Trục quay sử dụng BRT 37 24 Hình 2.14 Sơ đồ tổng quan hệ thống MPD 37 24 Hình 2.15 Sơ đồ chi tiết hệ thống MPD 38 25 Hình 3.1 Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Trắng 39 26 Hình 3.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Trắng 42 27 Hình 3.3 Tập cát E và F 43 28 Hình 3.4 Kết quả đo log độ thấm 43 6 29 Hình 3.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng 44 30 Hình 3.6 Áp suất lỗ rỗng dự kiến 45 31 Hình 3.7 Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P 46 32 Hình 3.8 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến của giếng ST-1P 47 33 Hình 3.9 Vùng xác định nhiệt độ và áp suất cao 48 34 Hình 3.10 Hiện tượng piston khi kéo thả cột cần khoan 53 35 Hình 4.1 Mặt cắt địa chấn giếng ST-1P 55 36 Hình 4.2 Cấu trúc giếng khoan ST-1P 57 37 Hình 4.3 Profile giếng khoan 59 38 Hình 4.4 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 12-1/4” 61 39 Hình 4.5 Trọng lượng dung dịch tương đương đoạn thân giếng 12-1/4” 63 40 Hình 4.6 Liên hệ giữa trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng riêng 10,5ppg cho đoạn giếng 12-1/4” 63 41 Hình 4.7 ST-1P MPD cố định áp suất ở độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng riêng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,6ppg) 65 42 Hình 4.8 ST-1P MPD cố định áp suất ở độ sâu 3090 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,6ppg) 66 43 Hình 4.9 ST-1P MPD cố định áp suất ở tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 10,5ppg;ECD cố định 11,5ppg) 67 44 Hình 4.10 ST-1P MPD cố định áp suất ở tập ILM độ sâu 2514 mMD (Áp suất vỉa 11,2ppg; trọng lượng dung dịch 11ppg;ECD cố định 11,5ppg) 67 45 Hình 4.11 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Tốc độ bơm 100gpm) 68 46 Hình 4.12 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Tốc độ bơm 300gpm) 69 7 47 Hình 4.13 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng dung dịch 10,5ppg, đối áp bề mặt 520psi) 70 48 Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ khi tuần hoàn đoạn thân giếng 8-1/2” 71 49 Hình 4.15 Trọng lượng dung dịch khoan tương đương đoạn thân giếng 8-1/2” 72 50 Hình 4.16 Liên hệ giữa tỷ trọng lượng tuần hoàn tương đương và tốc độ bơm với dung dịch có trọng lượng 12,5ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” 73 51 Hình 4.17 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3518 mMD (Áp suất vỉa 11,9ppg; trọng lượng dung dịch 11,5ppg;ECD cố định 12,35ppg) 75 52 Hình 4.18 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3655 mMD (Áp suất vỉa 12,9ppg; trọng lượng dung dịch 12,3ppg;ECD cố định 13,33ppg) 75 53 Hình 4.19 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3808 mMD (Áp suất vỉa 13,4ppg; trọng lượng dung dịch 12,5ppg;ECD cố định 13,76ppg) 76 54 Hình 4.20 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở độ sâu 3833 mMD (Áp suất vỉa 13,9ppg; trọng lượng dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg) 76 55 Hình 4.21 ST-1P MPD điểm cố định áp suất ở 3833 mMD (Áp suất vỉa< 13,9ppg; trọng lượng dung dịch 13,2ppg;ECD cố định 14,22ppg) 77 56 Hình 4.22 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 100 gpm) 78 57 Hình 4.23 Phân tích áp suất khi nâng cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580 psi, tốc độ bơm 300 gpm) 78 58 Hình 4.24 Phân tích áp suất khi hạ cột cần (Trọng lượng dung dịch 13,2ppg, đối áp bề mặt 580psi) 79 8 DANH MỤC BẢNG BIỂU STT BẢNG TÊN BẢNG TRANG 1 Bảng 1.1 Ứng dụng công nghệ MPD tại Việt Nam 26 2 Bảng 1.2 Ứng dụng công nghệ MPD ở một số quốc gia trên thế giới 27 3 Bảng 4.1 Thông số chung của giếng 56 4 Bảng 4.2 Thông số mặt cắt địa chất của giếng 57 5 Bảng 4.3 Thông số ống chống 59 6 Bảng 4.4 Thông số profile giếng khoan 61 7 Bảng 4.5 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm 67 8 Bảng 4.6 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định áp suất tại đáy giếng 68 9 Bảng 4.7 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 12-1/4” với điểm cố định cố định áp suất tại tập ILM 69 10 Bảng 4.8 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 12-1/4” 74 11 Bảng 4.9 Giá trị ECD thay đổi khi thay đổi tốc độ bơm 76 12 Bảng 4.10 Thông số hoạt động đoạn thân giếng 8- 1/2”với điểm cố định áp suất tại 3833 mMD 77 13 Bảng 4.11 Kiểm soát giếng bằng công nghệ MPD đoạn thân giếng 8-1/2” 83 14 Bảng 5.1 Dữ liệu khoan mỏ Cá Ngừ Vàng 84 15 Biểu đồ 5.1 Chi phí khoan đoạn thân giếng 8-1/2” trước và sau khi sử dụng công nghệ MPD 85 9 DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT TIẾNG ANH KÍ HIỆU NGHĨA TIẾNG ANH NGHĨA TIẾNG VIỆT AFP Annulur friction pressure Áp suất ma sát vành xuyến BHP Bottom-hole pressure Áp suất đáy giếng BOP Blowout preventer Đối áp chống phun BP Back pressure Áp suất van điều áp BPH Barrel per hour Thùng/giờ CBHP Constant bottom-hole pressure Cố định áp suất đáy giếng CLJOC Cuu Long Joint Operation Company Công ty điều hành Cửu Long DGD Dual gradient drilling Khoan tỷ trọng kép EOP End off point Điểm kết thúc cắt xiên ECD Equivalent circulating density Tỷ trọng tuần hoàn tương đương EMW Equivalent mud weight Tỷ trọng dung dịch tương đương ESD Equivalent static density Tỷ trọng tuần hoàn tĩnh tương đương FG Fracture gradient Gradient vỡ vỉa HPHT High pressure high temperature Nhiệt độ, áp suất cao GPM Gallon per minute Ga-lông/phút KOP Kick off point Điểm cắt xiên MD Measure depth Chiều sâu theo thân giếng OBM Oil based mud Dung dịch khoan gốc dầu PMCD Pressurized mud cap drilling Khoan mũ dung dịch PP Pore pressure Áp suất vỉa PPG Pound per gallon Pound/ga-lông, đơn vị tỷ trọng hệ Anh-Mỹ PWD Pressuring while drilling Đo áp trong khi khoan RCD Rotating control device Thiết bị đối áp xoay ROP Rate of penetration Tốc độ cơ học khoan 10 SBP Surface back pressure Đối áp bề mặt SBM Synthetic based mud Dung dịch khoan tổng hợp SPP Standpipe pressure Áp suất ống đứng TD Total depth Tổng độ sâu TVD True vertical depth Chiều sâu thẳng đứng WBM Water based mud Dung dịch khoan gốc nước [...]... nhiệt độ, áp suất, vùng có giới hạn an toàn khoan nhỏ, vùng mất dung dịch trầm trọng… Hiệp hội các nhà thầu khoan quốc tế (IADC) đã định nghĩa công nghệ MPD như sau: Khoan kiểm soát áp suất là một phương pháp khoan hiện đại, được sử dụng để kiểm soát chính xác áp suất vành xuyến dọc thân giếng khoan Mục tiêu của công nghệ khoan kiểm soát áp suất là xác định chính xác những giới hạn áp suất đáy giếng để... số lượng giếng khoan hàng năm tăng lên không ngừng Tại bồn trũng Cửu long, bên cạnh các mỏ đang được khai thác như mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng, mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi, mỏ Rạng Đông, mỏ Sư Tử Đen, mỏ Sư Tử Vàng, mỏ Cá Ngừ Vàng… một loạt cấu tạo mới được phát hiện với tiềm năng dầu khí như Tê Giác Trắng, Voi Trắng, Tê Giác Đen…Các giếng khoan cũng vươn tới những vùng khó khăn phức tạp hơn như vùng có áp suất nhiệt... trong giếng khoan Còn ở trạng thái động, khi tuần hoàn dung dịch, áp suất đáy giếng bằng tổng của áp suất thủy tĩnh và tổn hao áp suất vành xuyến (AFP) do tuần hoàn gây ra Hình 1.1 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng trong phương pháp khoan truyền thống Áp suất đáy giếng tăng lên trong quá trình tuần hoàn có thể lớn hơn áp suất vỡ vỉa (FP) gây ra hiện tượng mất dung dịch 12 Hình 1.1 Áp suất đáy giếng trong... phương pháp khoan truyền thống Trong công nghệ khoan truyền thống, dung dịch khoan được thiết kế với mục đích duy trì áp suất đáy giếng lớn hơn áp suất vỉa (khoan trên cân bằng) và nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa để đề phòng hiện tượng chất lưu từ vỉa xâm nhập vào giếng khi ngừng tuần hoàn trong quá trình tiếp cần và tránh hiện tượng mất dung dịch Hình 1.2 mô tả sự thay đổi áp suất đáy giếng trong quá trình khoan. .. kiểm soát áp suất (MPD) Khoan Kiểm Soát Áp Suất (Managed Pressure Drilling) ứng dụng một hệ thống tuần hoàn kín có áp suất để tuần hoàn dung dịch khoan, cho phép kiểm soát tốt hơn và hiệu quả hơn sự thay đổi áp suất ở đáy giếng nhằm phòng ngừa, loại bỏ hoặc hạn chế các phức tạp có liên quan như mất dung dịch khoan, xâm nhập dung dịch vỉa, sập lở thành giếng khoan cho phép khoan an toàn qua các địa... thách hơn, đồng thời phải nâng cao hiệu quả công tác khoan, khai thác các mỏ nhỏ, mỏ cận biên Để có thể áp ứng được với môi trường khoan phức tạp tại những khu vực đó, cần thiết phải có những công nghệ khoan hiện đại, giúp cho việc khống chế và kiểm soát giếng được dễ dàng và hiệu quả hơn, một trong những công nghệ đó là Khoan kiểm soát áp suất MPD Ngay từ khi đưa vào áp dụng, công nghệ MPD cho thấy... hao áp vành xuyến suất dọc thân giếng Ở trạng thái tĩnh khi ngừng tuần hoàn, tổn hao áp suất mất đi làm cho giá trị áp suất đáy giếng giảm xuống, gây ra các phức tạp nêu trên Đặc biệt với những giếng khoan khó, địa tầng không ổn định thì sự thay đổi áp suất đáy giếng sẽ làm gia tăng rủi ro xảy ra sự cố trong quá trình khoan Phương pháp cố định áp suất đáy giếng (CBHP) là phương pháp được sử dụng để... hao áp suất bị giảm đi khi 15 giảm lưu lượng bơm, do đó áp suất đáy giếng được giữ cố định trong suốt quá trình khoan Hình 1.4 Áp suất đáy giếng trong phương pháp CBHP Hình 1.4 mô tả trạng thái áp suất đáy giếng được duy trì ổn định khi thay đổi trạng thái tuần hoàn dung dịch bằng phương pháp CBHP Hình 1.5 Áp suất đáy giếng ổn định trong phương pháp CBHP 16 Hình 1.5 mô phỏng phương thức ứng dụng đối áp. .. hạn khoan nhỏ giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa  Khả năng duy trì áp suất đáy giếng ổn định trong giới hạn khoan cho phép khoan sâu hơn trước khi phải thay đổi tỉ trọng dung dịch và chống ống  Trong quá trình nối cần khi ngừng tuần hoàn, dòng xâm nhập được kiểm soát bằng việc sử dụng đối áp bề mặt duy trì áp suất đáy giếng  Ít phải thay đổi tỉ trọng dung dịch khoan, gia tăng tốc độ cơ học khoan, ... cố định áp suất đáy giếng (CBHP) chp phép điều chỉnh áp suất đáy giếng phù hợp, không vượt quá giới hạn vỡ vỉa ở tầng suy giảm, mà vẫn duy trì được trạng thái cân bằng với thành hệ có áp suất cao ở phía trên Tương tự trong quá trình khoan vào thành hệ có áp suất cao với một tầng suy giảm ở trên, phương pháp cố định áp suất đáy giếng có khả năng duy trì ổn định áp suất thân giếng trong giới hạn khoan . đề tài tốt nghiệp: Thiết kế kỹ thuật khoan kiểm soát áp suất cho giếng ST-1P mỏ Sư Tử Trắng bể Cửu Long với mục đích nghiên cứu và ứng dụng công nghệ khoan kiểm soát áp suất. Đề tài được hoàn. ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ GIẾNG ST-1P 39 3.1 Đặc điểm địa chất mỏ Sư Tử Trắng 39 3.1.1 Vị trí địa lý 39 3.1.2 Địa tầng 40 3.2 Đặc điểm địa chất giếng ST-1P 44 3.2.1 Biều đồ áp suất dự kiến. KHOAN KIỂM SOÁT ÁP SUẤT CHO GIẾNG HPHT ST-1P 54 4.1 Đặc điểm kỹ thuật của giếng ST-1P 54 4.1.1 Thông số chung của giếng 54 4.1.2 Mặt cắt địa chất của giếng 58 4.1.3 Cấu trúc giếng khoan