Hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý acid vùng cận đáy giếng vỉa cát kết tại mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng

thời gian gọi dòng không thể kết thúc trước 6 + Dung dịch B: Na2CO3 5g/l + Na2SO4 2,5g/l + NaOH 
giờ như điều kiện gọi dòng ở cuối đời khai thác mỏ, khi áp 2,5g/l, thể tích bơm 1Vr, hoặc bơm cho tới khi xuất hiện 
suất vỉa đã suy giảm nghiêm trọng. kết tủa ở đầu ra;
 Nhóm tác giả đã tiếp tục nghiên cứu hoàn thiện hệ  Lưu giữ mô hình vỉa ở điều kiện vỉa trong 2 - 3 giờ;
chất chelate phục vụ tốt cho cả các hệ dùng acid HCl và các  Bơm dầu mô phỏng qua mẫu lõi theo chiều thuận, 
hệ mà HCl được thay thế bằng acid hữu cơ. Chất chelate có 
 xác định độ thấm K2.
thành phần như Bảng 6 (được đặt tên là DMC-CAF).
  Bơm dung dịch acid theo quy trình (Bảng 9).
 Khả năng chelate ion Fe3+ và ion Al3+ của hệ dung dịch 
acid hữu cơ xử lý chính được đưa tương ứng trong Bảng  Bơm đẩy dầu mô phỏng theo chiều thuận, xác định 
 độ thấm K .
7 và 8. 3
 Kết quả trên Bảng 7 cho thấy, ở nồng độ gây nhiễm Tính hệ số phục hồi độ thấm của mẫu lõi theo công 
 3+
bẩn bởi ion Al từ 1.000 - 10.000 ppm, hệ chất chelate thức: Kph = K3/[(K1 + K2)/2] × 100%.
đề xuất có khả năng giữ 95 - 98,5% ion Al3+ ở dạng tự Các hệ hóa phẩm được sử dụng trong thí nghiệm có 
do không kết tủa. Điểm đặc biệt hơn là ở thời gian sau thành phần như sau:
12 giờ lưu mẫu trong dung dịch sau phản ứng không 
  Hệ hóa phẩm acid trước khi hoàn thiện [4]: thực 
xuất hiện kết tủa màu trắng đặc trưng cho hợp chất AlF . 
 3 hiện với các mẫu BH-1, BH-2, thành phần hệ acid, trình tự 
Tương tự như vậy, kết quả trên Bảng 8 cho thấy, ở nồng 
 bơm (Bảng 9).
độ gây nhiễm bẩn bởi ion Fe3+ từ 1.000 - 10.000 ppm, hệ 
chất chelate đề xuất có khả năng giữ 95 - 97,8% ion Fe3+  Hệ hóa phẩm acid sau khi hoàn thiện: 
ở dạng tự do không kết tủa. Các kết quả cho thấy, hệ 
 + Mẫu BH-25, xử lý bằng acid xử lý chính (acid DMC-1) 
chất chelate với thành phần như trong Bảng 6, đáp ứng 
 có thành phần như sau: HCl 6% + HF 0,5% + CH COOH 5% 
tốt cho cả khi sử dụng với kiểu hệ acid muối trên cơ sở 3
 + Chất chống kết tủa thứ cấp DMC-CAF 4% + NH Cl 5% + 
HCl và acid sét trên cơ sở hỗn hợp HCl + HF và cả trong 4
 Chất hoạt động bề mặt 2% + Chất chống tạo nhũ 5%. 
trường hợp khi HCl trong các hệ acid đó được thay thế 
bằng acid hữu cơ. + Mẫu R-32 xử lý bằng acid xử lý chính (Acid DMC-2) 
 có thành phần như sau: HCl 3% + HF 0,5% + CH COOH 5% 
 Để chứng minh cho sự điều chỉnh trên (giảm nồng độ 3
 + HCOOH 10% + Chất chống kết tủa thứ cấp DMC-CAF 4% 
HF, tỷ lệ HCl/HF và thay thế một phần HCl bằng acid hữu 
 + NH Cl 5% + Chất hoạt động bề mặt 2% + Chất chống 
cơ và bổ sung hóa phẩm nâng cao hiệu quả phòng ngừa 4
 tạo nhũ 5%.
kết tủa thứ cấp) đã tiến hành đánh giá trên mô hình mẫu 
lõi khả năng phục hồi độ thấm sau khi xử lý bằng các hệ Đối với các mẫu R-32 và BH-25 trước khi bơm dung 
dung dịch acid. Khả năng phục hồi độ thấm mẫu lõi trên dịch acid xử lý chính còn bơm thêm 1 tệp là hệ acid tiền 
thiết bị mô hình vỉa được tiến hành đánh giá như sau: xử lý (là hệ acid hữu cơ và không có chứa HF, acid DMC-0).
  Bơm bão hòa dầu cho mẫu lõi bằng 5 lần thể tích lỗ Về thành phần hệ acid nhận thấy các hệ acid sau 
 hoàn thiện được điều chỉnh theo hướng: giảm nồng độ 
rỗng (Vr) theo chiều thuận, xác định hệ số K1;
10 DẦUKHÍSỐ4/2021
 
HF xuống còn 0,5% (HF trong mẫu so sánh: 1 - 1,5%); thay Ngập nước ảnh hưởng tới mức độ thành công của xử 
thế một phần acid HCl bằng acid hữu cơ; bổ sung thêm lý vùng cận đáy giếng thông qua 3 nhóm tác động và hệ 
các thành phần để nâng cao khả phòng ngừa kết tủa thứ lụy từ tác động là làm đá vỉa trở nên kém bền vững dễ sập 
cấp (DMC-CAF). Ngoài ra trong thành phần của hệ acid lở; làm tăng mức độ phân bố tự nhiên dòng acid bơm vào 
hoàn thiện có bổ sung thêm một số thành phần (chất theo hướng giảm hiệu quả xử lý vùng cận đáy giếng; làm 
hoạt động bề mặt, chất chống tạo nhũ, NH4Cl để ức chế xuất hiện dạng nhiễm bẩn mới - nhiễm bẩn bởi các cụm 
trương nở sét) để nâng cao hiệu quả của hệ acid. Kết quả nước cục bộ (water blockage) khi kết hợp với áp suất giảm 
thí nghiệm xác định hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi trên sâu. 
thiết bị mô hình vỉa được nêu tại Bảng 9.
 Sự mất cân bằng sâu của dầu vỉa và sự giảm sút 
 Kết quả thí nghiệm cho thấy, các hệ hóa phẩm sau nghiêm trọng tính tương hợp của các hệ acid sử dụng với 
khi được hoàn thiện về thành phần hệ acid cũng như khả dầu vỉa là yếu tố làm giảm mức độ thành công của xử lý 
năng phòng ngừa kết tủa thứ cấp đã vượt trội về khả năng vùng cận đáy giếng. Hệ lụy tất yếu của sự mất cân bằng 
xử lý nhiễm bẩn vô cơ, đồng thời ngăn ngừa hiệu quả sâu của dầu vỉa là làm tăng mức độ nhiễm bẩn hữu cơ và 
hiện tượng kết tủa thứ cấp. Hệ số phục hồi độ thấm mẫu tăng nguy cơ không tương hợp giữa hệ acid được sử dụng 
lõi sau khi xử lý bằng hệ hóa phẩm acid sau hoàn thiện với dầu vỉa. Cả 2 hiện tượng suy giảm áp suất vỉa và ngập 
đạt 139,02 - 162,81%, cao gấp 1,7 - 2,6 lần so với hệ acid nước đều có tác động xấu tới hình thành nhiễm bẩn hữu 
truyền thống. Các kết quả thí nghiệm trên mô hình mẫu cơ (asphaltene, nhựa, paran trọng lượng phân tử cao, 
lõi minh chứng cho tính khoa học của các hướng hoàn nhũ tương) tại vùng cận đáy giếng và tăng tính không 
thiện hệ hóa phẩm acid, áp dụng cho điều kiện mỏ của tương hợp giữa hệ hóa phẩm xử lý với dầu vỉa. 
Vietsovpetro.
 Động thái công nghệ gọi dòng sản phẩm sau xử lý 
2.3. Những thay đổi ở cuối đời khai thác mỏ và một số ảnh hưởng mạnh tới thành công của xử lý vùng cận đáy 
hướng tiếp tục hoàn thiện hệ acid và công nghệ áp dụng giếng chủ yếu thông qua việc tăng mức độ kết tủa thứ cấp 
cho xử lý acid vùng cận đáy giếng vỉa cát kết các sản phẩm không mong muốn. Để giảm mức độ kết 
 tủa thứ cấp các sản phẩm sau phản ứng thường áp dụng 
 Những thay đổi xảy ra ở cuối đời khai thác mỏ ảnh giải pháp gọi dòng nhanh để kéo các sản phẩm sau phản 
hưởng lớn tới mức độ thành công của công tác xử lý vùng ứng ra khỏi vùng cận đáy giếng. Khả năng tạo kết tủa thứ 
cận đáy giếng gồm: sự suy giảm mạnh áp suất vỉa; gia cấp trong điều kiện cụ thể của xử lý phụ thuộc vào kiểu và 
tăng ngập nước; sự mất cân bằng sâu của dầu vỉa và sự chất lượng của hệ hóa phẩm được sử dụng và đặc điểm 
kéo dài của thời gian gọi dòng sản phẩm sau xử lý ra khỏi khoáng vật vỉa, khoáng vật nhiễm bẩn. Khả năng này thể 
vùng cận đáy giếng. 
 Bảng 9. Kết quả đánh giá khả năng phục hồi độ thấm mẫu lõi trên mô hình vỉa
 TT Thông tin mẫu 
 1 Tên mẫu BH-1 - Mẫu so sánh [4] BH-2 - Mẫu so sánh [4] BH-25 R32 
 2 Độ thấm khí (mD) - - 104,7 106,2 
 3 Nhiệt độ (oC) 130 130 100 100 
 4 Áp suất (atm) 100 100 100 100 
 5 Độ thấm dầu ban đầu K1 10,8 32,3 3,563 1,881 
 Thứ tự đánh giá 
 6 Mô phỏng nhiễm bẩn vô cơ: 1 - 2 Vrỗng dung dịch А và 1 - 2 Vrỗng dung dịch B 
 Độ thấm dầu sau khi mô 
 7 0,01 6,5 0,947 1,144 
 phỏng nhiễm bẩn K2 (mD) 
 + NH4Cl 5%: 2V0 + NH4Cl 5%: 2V0 
 + HCl 6% + HF 1% + + HCl 8% + HF 1,5% + + Acid DMC-0: 1V0 +Acid DMC-0: 1V0 
 CH3COOH 5% + NTF 2% CH3COOH 5% + NTF 2% + Acid DMC-1: 1V0 +Acid DMC-2: 2V0 
 8 Thứ tự bơm 
 + Dừng để phản ứng: + Dừng để phản ứng: + Dừng để phản + Dừng để phản 
 120 phút 120 phút ứng - 60 phút. ứng - 60 phút. 
 + NH4Cl 5% - 2V0 + NH4Cl 5% - 2V0 
 Độ thấm dầu sau khi xử lý K3 
 9 4,4 12,1 3,135 2,472 
 (mD) 
 Hệ số phục hồi độ thấm 
 10 81% 62% 139,02 162,81 
 Kph = K3/[( K1+K2)/2] × 100%
 DẦUKHÍSỐ4/2021 11
THĂMDÒ-KHAITHÁCDẦUKHÍ
hiện cả về tổng khối lượng (thể tích) các chất tạo kết tủa giảm quãng thời gian từ thời điểm kết thúc bơm tới khi 
và khoảng thời gian cần thiết để kết tủa xuất hiện mạnh hoàn tất gọi dòng (thực chất là tiến hành gọi dòng ngay 
và phát triển. Với cùng đặc điểm khoáng vật vỉa, khoáng sau khi bơm hết thể tích dung dịch xử lý. Trong trường 
vật nhiễm bẩn, mỗi kiểu hệ hóa phẩm cụ thể có khoảng hợp này, thời gian chờ phản ứng vẫn có vì việc gọi dòng 
thời gian để kết tủa xuất hiện khác nhau (ngắn, dài/sớm, thường cần có thời gian chứ không phải là ngay lập tức). 
muộn). Khi thời gian cần thiết cho gọi dòng ngắn hơn 
  Xem xét sử dụng lại phương pháp xử lý vùng cận 
khoảng thời gian để kết tủa xuất hiện, thì kết tủa không 
 đáy giếng kết hợp với công nghệ thông vỉa sâu và gọi 
xảy ra. Ngược lại, khi thời gian cần thiết cho gọi dòng dài 
 dòng nhanh bằng hỗn hợp hóa phẩm DMC (XP1 + XP2). 
hơn thời gian để kết tủa xuất hiện, thì kết tủa xảy ra. Với 
 Trong trường hợp này, việc gọi dòng được rút ngắn đáng 
điều kiện giếng suy giảm áp suất và bị ngập nước, thời 
 kể mà kết quả là giảm xác suất tạo kết tủa thứ cấp tới mức 
gian cần thiết cho gọi dòng sẽ tăng cao, nên xác suất tạo 
 thấp nhất.
kết tủa cũng tăng cao. 
  Nghiên cứu đưa vào ứng dụng hệ chất lái dòng 
 Như vậy, sự suy giảm mạnh áp suất vỉa, tăng mức độ 
 thông minh cho phép tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng 
ngập nước, tăng mức mất cân bằng sâu của dầu vỉa và sự 
 có chọn lọc đối với đối tượng giếng bị ngập nước mạnh 
kéo dài của thời gian gọi dòng sản phẩm sau xử lý là yếu 
 mà việc áp dụng công nghệ truyền thống không có khả 
tố ảnh hưởng xấu tới hiệu quả của xử lý acid vùng cận đáy 
 năng phát huy tác dụng.
giếng. Vì vậy, hệ hóa phẩm đã từng được coi là đủ lượng 
cho hòa tan vật liệu nhiễm bẩn, có khoảng thời gian để  Nghiên cứu đưa vào áp dụng công nghệ phức hợp: 
kết tủa xuất hiện còn đủ dài so với thời gian gọi dòng, có vừa xử lý phục hồi độ thấm vùng cận đáy giếng, vừa xử lý 
thể phát huy tốt tác dụng trước đây, nhưng ở cuối đời khai giảm hàm lượng nước trong dầu khai thác.
thác mỏ có thể trở nên kém hiệu quả, nếu không được 
 Lời cảm ơn 
tiếp tục hoàn thiện. 
 Nghiên cứu này được thực hiện trong khuôn khổ đề 
3. Kết luận
 tài KC.02.12/16-20. Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn sự hỗ 
 Vietsovpetro đã từng bước nghiên cứu hoàn thiện hệ trợ của Bộ Khoa học và Công nghệ, Liên doanh Việt - Nga 
hóa phẩm cho xử lý acid vùng cận đáy giếng vỉa cát kết “Vietsovpetro” trong quá trình thực nghiên cứu này. 
trên 2 khía cạnh là hoàn thiện thành phần chính yếu (hàm 
 Tài liệu tham khảo
lượng HF, tỷ lệ HCl/HF và thay thế một phần HCl bằng acid 
hữu cơ) và nâng cấp khả năng cho chống kết tủa thứ cấp [1] Pуководящий документ РД 32-90, “Временное 
các sản phẩm không mong muốn. Thành phần acid chính методическое по воздействию нефтекислотными 
yếu được hoàn thiện ngày càng đáp ứng tốt hơn các tiêu эмульсиями на призабойную зону с целью увеличению 
chí kỹ thuật được thừa nhận rộng rãi và phù hợp hơn với продук-тивности-приемистости скважин 
điều kiện vỉa. Hỗn hợp chất chelate sau hoàn thiện có khả месторождения Белый Тигр”, СП Вьетсовпетро, 1990.
năng tốt trong phòng ngừa kết tủa thứ cấp các sản phẩm 
 [2] РД СП - 66/2001, “Кислотные составы 
không mong muốn từ Fe(III) và Al(III). 
 и технология их применения для увеличения 
 Nhóm tác giả đề xuất hướng cho tiếp tục hoàn thiện продуктивности (приемистости) скважин 
hệ acid và công nghệ tiến hành nhằm đáp ứng với thực месторождений”, СП Вьетсовпетро, 2001.
tiễn nhiều thay đổi ở cuối đời khai thác tại các mỏ Bạch Hổ 
 [3] РД СП - 66/2006, “Кислотные составы 
và Rồng ở Vietsovpetro như sau:
 и технология их применения для увеличения 
  Sử dụng lại phương pháp công nghệ nhũ tương продуктивности (приемистости) скважин 
hóa acid muối và acid sét để giảm thiểu sự ăn mòn thiết bị месторождений”, СП Вьетсовпетро, 2006.
lòng giếng, giảm thiểu tiềm năng nhiễm bẩn bởi các ion 
 [4] Отчет "Разработка и адаптация 
Fe2+ và Fe3+. Trong trường hợp sử dụng pha hydrocarbon 
 композиционных кислотных соствов для повышения 
là hóa phẩm loại trừ nhiễm bẩn hữu cơ thì công nghệ nhũ 
 продуктивности и приемистости скважин залежи 
hóa sẽ giúp giảm thiểu thể tích dung dịch đệm và tăng 
 нижнего олигоцена месторождения Белого Тигра", СП 
mức độ tương hợp của dung dịch xử lý với dầu vỉa. 
 Вьетсовпетро, 2006.
  Xem xét giảm thiểu thời gian chờ phản ứng để 
12 DẦUKHÍSỐ4/2021
 
 [5] Отчет "Разработка и лабораторное treatments”, Journal of Petroleum Technology, Vol. 21, 
испытание составов для селективных обработок No. 9, pp. 1121 - 1129, 1969. DOI: 10.2118/2358-PA.
призабойных зон нагнетательных скважин с целью 
 [11] A. Coulter and P.D. Gougler, “Field tests indicate 
выравнивания профиля приемистости в терригенных 
 tubing is main source of iron precipitation in the wellbore”, 
коллекторах месторождений СП «Вьетсовпетро»", СП 
 Oil & Gas Journal, No. 3, pp. 87 - 88, 1984. 
Вьетсовпетро, 2016.
 [12] P.D. Gougler, J.E. Hendrick, and A.W. Coulter, 
 [6] C.E. Shuchart and R.D. Gdanski, “Improved success 
 “Field investigation identies source and magnitude of 
in acid stimulation with a new organic HF system”, European 
 iron problems”, SPE Production Operations Symposium, 
Petroleum Conference, Milan, Italy, October 1996.
 Oklahoma City, Oklahoma, USA, 10 - 12 March 1985. DOI: 
 [7] D.E. Simon and M.S. Anderson, “Stability of 10.2118/13812-MS.
clay minerals in acid”, SPE Formation Damage Control 
 [13] Chris E. Shuchart, “Chemical study of organic-HF 
Symposium, Lafayette, Louisiana, February 1990.
 blends leads to improved uids”, International Symposium 
 [8] Отчет «Разработка специальных составов и on Oileld Chemistry, Houston, Texas, February 1997. DOI: 
опытно-промышленные испытания технологии ОПЗ 10.2118/37281-MS.
для слабоцементированных песчаников м/р Дракон», 
 [14] B.G. Al-Harbi, M.N. Al-Dahlan, M.H. Al-Khaldi, 
СП Вьетсовпетро, 2015.
 and Saudi Aramco, “Aluminum and iron precipitation 
 [9] О.М. Петрухина, Справочное руководство during sandstone acidizing using organic-HF acids”, SPE 
по применению ионоселективных электродов. International Symposium and Exhibition on Formation 
Издательство Мир, 1986. Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, 15 - 17 February 
 2012. DOI: 10.2118/151781-MS.
 [10] C.F. Smith, C.W. Crowe, and T.J. Nolan, “Secondary 
deposition of iron compounds following acidizing 
COMPLETINGTHECHEMICALSYSTEMSFORNEAR-WELLBORE
ACIDISINGTREATMENTOFSANDSTONEFORMATIONSATBACHHO
ANDRONGFIELDS
Nguyen Van Ngo1, Le Van Cong1,3, Do Thanh Trung1, Nguyen Quoc Dung2, Dao Quoc Tuy3
1Petrovietnam Chemical and Services Corporation (PVChem)
2Vietsovpetro
3Hanoi University of Science and Technology
Email: conglv@pvchem.com.vn
Summary
 The paper describes the process of completing the chemical systems for acidising treatment near the wellbore for sandstone formations 
at Bach Ho and Rong fields of Vietsovpetro. The main components of the acid system (HF concentration and HCl/HF ratio) were improved to 
suit the modern technology widely applied in sandstone formations and enhance the ability to control secondary precipitation of undesirable 
products from Fe (III) and Al (III). On that basis, the authors also propose a number of further improvements for the acid system and relevant 
technology for the final stage of production. 
Key words: Acidising, near-wellbore, prevent secondary precipitation.
 DẦUKHÍSỐ4/2021 13