NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ NHIỄM BẨN CẶN SA LẮNG TRONG LÒNG GIẾNG, THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP GIÁM SÁT, XỬ LÝ ĐÃ ĐƯỢC ÁP DỤNG Ở BỂ CỬU LONG

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ NHIỄM BẨN CẶN SA LẮNG TRONG LÒNG GIẾNG, THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP GIÁM SÁT, XỬ LÝ ĐÃ ĐƯỢC ÁP DỤNG Ở BỂ CỬU LONG

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số 12 - 2022, trang 20 - 30 ISSN 2615-9902 NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ NHIỄM BẨN CẶN SA LẮNG TRONG LÒNG GIẾNG, THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP GIÁM SÁT, XỬ LÝ ĐÃ ĐƯỢC ÁP DỤNG Ở BỂ CỬU LONG Hoàng Long, Nguyễn Minh Quý, Phan Vũ Anh, Lê Thị Thu Hường, Bùi Thị Hương, Hà Thu Hương, Hồng Linh, Nguyễn Văn Đơ Viện Dầu khí Việt Nam Email: longh@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.12-03 Tóm tắt Nguyên nhân gây tượng nhiễm bẩn lòng giếng, thiết bị lòng giếng số mỏ dầu Việt Nam chủ yếu q trình sa lắng muối vơ Trong đó, sa lắng muối vơ giếng thường xảy trình khai thác với lưu lượng chất lưu cao, độ ngập nước lớn áp suất vùng cận đáy giếng lòng giếng sụt giảm nghiêm trọng Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) tiến hành nghiên cứu, đánh giá chế muối vơ có gốc carbonate, sulfate hình thành vỉa chứa, vùng cận đáy giếng khơng tương thích nguồn nước q bão hịa q trình nguồn nước tương tác với đá vỉa Quá trình thay đổi thủy động lực học từ vỉa chứa vào giếng - đặc biệt trình suy giảm áp suất đột ngột, làm ion có khả tạo muối vơ gây lắng đọng bám dính lên thành giếng thiết bị lòng giếng khai thác - VPI nghiên cứu làm rõ chế Kết nghiên cứu chứng minh trình thay đổi thủy động lực học giếng nguyên nhân tạo thành muối sa lắng vơ gốc carbonate Một số hệ hóa phẩm gốc acid có tác dụng hịa tan tốt lên hệ sa lắng lịng giếng giúp phục hồi gia tăng sản lượng khai thác giếng Dựa chế sa lắng muối vô thực tế giếng khai thác, giải pháp xác định mức độ ảnh hưởng xử lý nhóm tác giả nghiên cứu áp dụng bể Cửu Long Từ khóa: Sa lắng muối, nhiễm bẩn lịng giếng, xử lý acid, bể Cửu Long Giới thiệu Trong q trình khai thác, mỏ dầu khí bể Cửu Long chủ yếu gặp tượng sa lắng muối vơ thiết bị lịng giếng, van gaslift, lòng giếng khai thác thiết bị khai thác bề mặt với mức độ khác Lắng đọng cặn muối thiết bị khai thác lòng giếng, ống khai thác làm giảm tiết diện dòng chảy chất lưu khai thác, nguyên nhân tăng sức cản thủy lực dẫn tới giảm mạnh suất khai thác giếng [1] Lắng đọng muối vô lòng giếng làm trầm trọng vấn đề ăn mòn điểm lớp cặn bám bắt buộc phải sửa chữa với thiết bị lòng giếng ống khai thác Hiện nay, nhiều mỏ dầu khai thác có tượng sa lắng muối vùng cận đáy giếng, đáy giếng, ống khai thác thiết bị khai thác, điển Ngày nhận bài: 2/10/2022 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: - 27/10/2022 Ngày báo duyệt đăng: 28/10/2022 20 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 mỏ Thỏ Trắng, Hải Sư Trắng, Hải Sư Đen, Bạch Hổ, Tê Giác Trắng, Cá Ngừ Vàng, Sư Tử Đen, Sư Tử Nâu Cặn sa lắng xuất lòng giếng khai thác chủ yếu trình xâm nhập nguồn nước bão hòa với muối carbonate điều kiện áp suất - nhiệt độ giếng khai thác trình hình thành tinh thể sa lắng muối carbonate, sulfate khu vực cận đáy giếng, đáy giếng sau theo chất lưu khai thác vào giếng lắng đọng đáy giếng, thiết bị lòng giếng, ống khai thác [1] Cặn sa lắng muối vơ phát có thành phần chủ yếu muối CaCO3, CaSO4 muối có tham gia Mg, Si tạp chất Fe, Mn, Cl Các muối thường với sa lắng hữu tạo thành hỗn hợp sa lắng dạng lớp có cấu trúc bền [2] Việc ngăn ngừa loại bỏ muối vô sa lắng lòng giếng thiết bị lòng giếng yêu cầu cấp thiết, đặc biệt mỏ dầu khí giai đoạn khai thác thứ cấp, áp dụng bơm ép nước nhằm trì áp suất vỉa [3] PETROVIETNAM Nghiên cứu làm rõ vấn đề sa lắng muối vô giếng khai thác, nguyên nhân dẫn đến trạng thái bão hòa muối nước vỉa nước bơm ép, đánh giá ảnh hưởng q trình lên tính chất thấm chứa đá chứa, giếng khai thác thiết bị lịng giếng Ngồi ra, nghiên cứu cịn tiến hành đánh giá, dự báo trình sa lắng muối lòng giếng khai thác để làm rõ ảnh hưởng đến sản lượng khai thác giếng Nghiên cứu xác định số hệ hóa phẩm gốc acid có khả tác dụng hịa tan tốt lên hệ sa lắng lòng giếng để phục hồi gia tăng sản lượng giếng Nghiên cứu đánh giá phương pháp áp dụng để xử lý vấn đề sa lắng muối lòng giếng, thiết bị lòng giếng giếng khai thác dầu, trọng đến giải pháp xác định nguyên nhân, trình hình thành muối sa lắng, xác định vị trí lắng đọng phương pháp xử lý nguyên nhân tồn Nghiên cứu đánh giá vấn đề cặn sa lắng lòng giếng thiết bị lòng giếng giếng khai thác dầu bể Cửu Long 2.1 Nguyên nhân hình thành cặn sa lắng Sự kết tinh muối vô nước vỉa, nước bơm ép, nước khai thác đồng hành nguyên nhân sâu xa dẫn tới hình thành tích tụ cặn sa lắng muối vơ vùng cận đáy giếng, lòng giếng hệ thống khai thác Cơ chế nhiễm bẩn lòng giếng thiết bị lịng giếng chủ yếu q trình tự sa lắng tương tác khơng tương thích nguồn nước vỉa làm hình thành tinh thể vỉa chứa – dịch chuyển vào giếng khoáng vật thứ sinh tạo kết tủa vơ lịng giếng Các muối vơ tan nước bị kết tinh tạo kết tủa (sa lắng) điều kiện cân bằng, thiết lập trước đó, thay đổi theo hướng khơng có lợi cho độ hịa tan [3, 4] Nghiên cứu nhiễm bẩn lòng giếng với muối vơ tổng kết trường hợp sau: - Khi nguồn nước có thành phần không tương hợp trộn lẫn với (nước vỉa chứa muối hòa tan CaCl2, MgCl2, BaCl2 tức chứa Cl- Ca2+, Ba2+, Mg2+ trộn lẫn với nước bơm ép giàu anion SO42- tạo muối sulfate kết tủa CaSO4, BaSO4, MgSO4); - Khi nguồn nước theo tập vỉa xâm nhập giếng mà tương tác khơng tương thích lịng giếng vùng cận đáy giếng (nước vỉa có hàm lượng HCO3- CO32trộn lẫn với nguồn nước có hàm lượng Ca2+, Mg2+ tạo muối sa lắng carbonate); - Khi điều kiện nhiệt động học thay đổi, đặc biệt vùng cận đáy giếng/đáy giếng khai thác, làm độ hòa tan muối nước thay đổi trở nên bão hòa làm kết tinh muối, thông thường muối CaCO3, MgCO3 lòng giếng khai thác Cả trường hợp cân nồng độ muối nước, nguyên nhân dẫn đến tượng lắng đọng kết tinh muối từ dung dịch nước điều kiện định, đặc biệt trình suy giảm áp suất dẫn đến trình khí CO2 Nước vỉa nội vỉa chứa hay nước biển bơm ép vào vỉa thường bão hòa muối hòa tan từ trình tương tác nước đá vỉa, khống vật thứ sinh calcite, thạch cao, zeolite, halite Nói cách khác, nước vỉa nước bơm ép vào vỉa chứa lượng muối hòa tan gần bão hòa chí q bão hịa số muối [1] Khả hòa tan bão hòa muối nước vỉa nước bơm ép phụ thuộc vào nguồn cung cấp ion tạo muối điều kiện nhiệt động học (nhiệt độ, áp suất) vỉa chứa Trong trình khai thác, nước vỉa nước bơm ép di chuyển chất lưu vỉa từ vỉa chứa vào vùng cận đáy giếng, đến lòng giếng theo giếng khai thác lên thiết bị xử lý bề mặt Tại vị trí nước đồng hành qua, áp suất nhiệt độ thay đổi, nghĩa điều kiện nhiệt động học thay đổi liên tục làm số muối vô trở nên q bão hịa hình thành tinh thể dòng chảy hệ chất lưu đồng hành Ở vị trí mà điều kiện nhiệt động học thay đổi mạnh khả cân lớn, dẫn đến mức độ kết tinh mạnh, đặc biệt khu vực đáy giếng khai thác, vị trí lắp đặt thiết bị lịng giếng, van gaslift Các muối vơ có thành phần phức tạp, tùy thuộc vào giai đoạn khai thác khác mà thành phần sa lắng vô khác Trong giai đoạn đầu trình khai thác, sa lắng vơ có thành phần chủ yếu muối calcite - CaCO3, thạch cao - CaSO4.2H2O, anhydrite - CaSO4, barite - BaSO4, asetin - SrSO4, halite NaCl… Ở cuối giai đoạn khai thác, xuất thêm muối sulfur mà phổ biến sulfur sắt - FeS số giếng có thành phần CaSO4 Ngồi khống vật phổ biến vừa nêu, sa lắng vơ chứa khống chất khác MgCO3, MgSO4, Ca(OH)2, Mg(OH)2, Fe(OH)3, thạch anh - SiO2, biotite - MgCl2.6H2O, CaF2 sa lắng hữu asphaltene, nhựa, paraffin, số hợp chất thơm Bên cạnh thành phần đa dạng cấu trúc sa lắng vô phức tạp Sa lắng vô có nhiều kiểu cấu trúc cấu trúc tinh thể với kích cỡ hạt tinh thể cỡ DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 21 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ micro; cấu trúc lớp đặc với mức độ kết tinh khác nhau; cấu trúc tinh thể lớn; cấu trúc xốp… Sự đa dạng cấu trúc kết vị trí hình thành muối sa lắng Hình hình ảnh lắng đọng lấy giếng mỏ Bạch Hổ với cấu trúc kết tinh rắn q trình tích tụ theo thời gian áp suất nén ép vào thành giếng cao [2] Tuy nhiên, có mặt phần có màu xám chứng tỏ phần có mức độ kết tinh khơng đồng chứa nhiều tạp chất hữu Kiểu cấu trúc cặn lắng đọng (Hình 1) đặc trưng cho chế độ khai thác thay đổi theo thời gian Tại vị trí khác cấu trúc muối vơ hình thành khác Thành ống khai thác thường có cặn sa lắng dạng lớp tinh thể có cấu trúc micro xen lẫn với hợp chất hữu theo mức độ xa dần từ lớp micro lớp có cấu trúc tinh thể mịn đến tinh thể trung bình sau lớp tinh thể lớn hình kim Ngồi ra, vị trí có áp suất thấp nhiệt độ thấp cặn sa lắng thường có cấu trúc dạng xốp Trong nhiều trường hợp, lỗ xốp hình thành với tinh thể hình kim dài muối CaCO3 với kích thước lên tới 10 – 20 µm Hiện tượng cho thấy sa lắng vơ có thành phần cấu trúc phức tạp, phụ thuộc vào thành phần hóa học nước, điều kiện nhiệt độ áp suất, đặc điểm khai thác mỏ 2.2 Kết nghiên cứu chế hình thành cặn sa lắng muối sulfate giếng khai thác Nhiễm bẩn lòng giếng thiết bị khai thác phần hình thành vỉa chứa chất vô sa lắng CaCO3, CaSO4, MgCO3, MgSO4, Ca(OH)2, Mg(OH)2, Fe(OH)3 Các muối vơ hình thành q trình khơng tương thích nguồn nước vỉa từ tầng vỉa, nước bơm ép nước vỉa với khu vực cận đáy giếng kết hợp với điều kiện thủy động lực học thuận lợi cho phản ứng hóa học tạo kết tủa muối vơ cơ, hình thành tinh thể muối dịch chuyển từ vỉa vào giếng để lắng đọng khoảng khai thác, thiết bị lòng giếng, ống khai thác Nghiên cứu đánh giá hình thành muối sulfate q trình khơng tương thích quy mơ phịng thí nghiệm muối chủ yếu CaSO4, CaSO4.2H2O, SrSO4 tạo theo chế đơn giản phản ứng hóa học sau: Ca2+ + SO42- = CaSO4 Ca2+ + SO42- + 2H2O = CaSO4 2H2O Sr2+ + SO42- = SrSO4 Các nghiên cứu độ hòa tan CaSO4 giảm mạnh tăng nhiệt độ, đặc biệt dải nhiệt độ từ 100 - 140oC (Hình 2) [2] Các dạng muối CaSO4.1/2H2O CaSO4.2H2O có mức độ thay đổi độ hòa tan thấp so với CaSO4 Độ hịa tan (mg/l) Hình Sa lắng vơ đồng không tách lớp 2.800 2.400 2.000 1.600 1.200 800 400 CaSO4.2H2O CaSO4.1/2H2O CaSO4 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Nhiệt độ (OC) Hình Ảnh hưởng nhiệt độ tới độ hịa tan CaSO4 22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 Các thực nghiệm đánh giá mức độ ảnh hưởng trình hình thành sa lắng thực phịng thí nghiệm Viện Dầu khí Việt Nam chứng minh phần lớn cặn sa lắng dịch chuyển qua kênh dẫn vùng cận đáy giếng vào giếng, ngồi cịn gây q trình suy giảm độ thấm nghiêm trọng Thực nghiệm bơm ép nguồn nước mẫu đá vỉa cho thấy nguồn nước xâm nhập giếng khai thác phản ứng hóa học q trình tương tác khơng tương thích ion gây sa lắng Ca2+, Mg2+, SO42, CO32- để tạo thành kết tủa vơ hình thành lỗ rỗng đá vỉa đẩy vào giếng khai thác Kết thực nghiệm cho thấy mức độ suy giảm nghiêm trọng độ thấm đến khoảng 70% so với độ thấm ban đầu tinh thể hình thành lỗ rỗng gây cản trở dịng chảy bị bít nhét cổ lỗ rỗng (Hình 3) đẩy vào theo dịng chất lưu dịch chuyển ngồi khỏi mẫu lõi (Hình 4) [5] PETROVIETNAM 2.3 Kết nghiên cứu sa lắng muối dự báo mức độ sa lắng carbonate giếng khai thác Hình Các tinh thể muối hình thành lỗ rỗng q trình tương tác khơng tương thích nguồn nước tương tác đá vỉa q bão hịa Hình Các tinh thể muối kết tủa đẩy theo dòng chất lưu khỏi mẫu đá vỉa Khi dịng nước khai thác có chứa ion Ca2+, HCO3-, CO32-, CO2 hòa tan thay đổi điều kiện áp suất, nhiệt độ, yếu tố khác (thành phần pha khí, pH nước, lực ion) cân hóa học HCO3-, CO32- CO2 thay đổi theo cân phản ứng (1), (2) (3) Đồng thời, tích số ion Ca2+ CO32- vượt độ tan CaCO3 điều kiện nhiệt độ áp suất cặn sa lắng CaCO3 hình thành theo phản ứng (5) CO2 + H2O ↔ H2CO3 (1) H2CO3 ↔ H+ + HCO3- (2) HCO3- ↔ H+ + CO32- (3) Ca2+ + 2HCO3- ↔ Ca(HCO3)2 (4) Ca2+ + CO32- ↔ CaCO3 (5) Sự hình thành nhiễm bẩn sa lắng muối carbonate lòng giếng mỏ Việt Nam phổ biến Đại diện cho trình tự sa lắng thay đổi thủy động lực học giếng khai thác mỏ Thỏ Trắng, khai thác vỉa sản phẩm Miocene Oligocene Tính chất nước vỉa Miocene có mơi trường trung tính đến kiềm nhẹ với tổng độ khống hóa Bảng Thành phần tính chất nước vỉa Miocene Thơng số Tổng khống hóa (g/l) Độ muối (quy đổi NaCl) (g/l) Tỷ trọng (kg/m3) Cl- (mg/l) SO42- (mg/l) HCO3Ca2+ (mg/l) Mg2+ (mg/l) Na++ K + (mg/l) pH Biên độ thay đổi 22.000 - 28.000 21.800 - 26.300 1.012 - 1.018 12.000 - 15.700 10 - 140 450 - 600 1.900 - 3.800 30 - 60 6.500 - 7.700 6,5 - 7,5 Giá trị trung bình 24.800 24.400 1.014 1.400 40 500 2.600 40 6.950 7,1 Bảng Thành phần tính chất nước vỉa Oligocene Thơng số Tổng khống hóa (g/l) Độ muối (quy đổi NaCl) (g/l) Tỷ trọng (kg/m3) Cl- (mg/l) SO42- (mg/l) HCO3Ca2+ (mg/l) Mg2+ (mg/l) Na++ K + (mg/l) pH Biên độ thay đổi 2.600 - 12.000 2.000 - 12.000 998 - 1.007 150 - 6.500 10 - 150 500 - 3.500 10 - 600 10 - 50 800 - 4.500 7,3 - 9,0 Giá trị trung bình 5.000 3.600 1.002 1.200 30 2.000 50 15 1.600 8,3 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 23 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ cao từ 20.000 - 28.000 g/l, hàm lượng ion gây sa lắng Mg2+, SO42- thấp, hàm lượng calcium lại cao từ 1.500 - 4.000 g/l [6, 7] Theo phân loại Xulin (1946), nước vỉa Miocene thuộc loại calcium cloride Tính chất nước vỉa Oligocene có tổng khống hóa thấp so với Miocene từ 2.500 - 12.000 g/l Trong hàm lượng Mg sulfate tương tự nước vỉa Miocene dưới, hàm lượng calcium nước vỉa Oligocene dao động từ 100 - 600 g/l thấp nhiều so với nước vỉa Miocene từ 1.900 - 3.800 g/l [6, 7] Ở hướng ngược lại, hàm lượng bicarbonate (HCO3-) nước vỉa Oligocene (500 - 3.500 g/l) cao nước vỉa Miocene Độ hòa tan CaCO3 (mg/l) Căn theo thành phần hóa học nguồn nước Miocene Oligocene thấy nguy tự sa lắng sa lắng muối vô CaCO3 đối tượng Oligocene Miocene, q trình trộn lẫn khơng tương thích với nguồn nước Oligocene giếng khai thác đa tầng Tuy nhiên, cần phải đánh giá thêm ảnh hưởng nhiệt độ áp suất xác định xác mức độ sa lắng vị trí gây sa lắng Theo lý thuyết, áp suất ảnh hưởng tới độ hòa tan CaCO3 mạnh nhiều so với nhiệt độ Cụ thể là, điều kiện nhiệt độ 40 - 50oC tương ứng vị trí khai thác miệng giếng, độ hịa tan nước CaCO3 khoảng 40 mg/l (Hình 3) [2] Trong đó, điều kiện áp suất khoảng 50 atm (tương ứng miệng 80 60 40 20 40 80 120 Nhiệt độ (OC) 160 Hình Ảnh hưởng nhiệt độ tới độ hòa tan CaCO3 kPa ≈ 0,01 am = 0,00987 Độ hòa tan CaCO3 (mg/l) 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0,1 10 100 Áp suất riêng phần CO2 (kPa) 1.000 Hình Ảnh hưởng áp suất riêng phần CO2 tới độ hịa tan CaCO3 24 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 giếng) độ hịa tan nước CaCO3 khoảng 700 mg/l (Hình 4) Áp suất có mức độ ảnh hưởng tới độ hịa tan nước CaCO3 lớn khoảng 10 lần so với ảnh hưởng nhiệt độ Điều có nghĩa q trình q bão hịa nguồn nước chứa muối CaCO3 hòa tan chủ yếu xảy theo chế thay đổi áp suất riêng CO2 Ngồi vấn đề mang tính vật lý thay đổi áp suất, CO2 tác động tới khả hịa tan bão hịa CaCO3 nước thơng qua chế hóa học Chính vậy, xem xét thành phần hóa học nước chưa thể xác định liệu thành phần nguyên nhân sâu xa dẫn tới lắng đọng muối CaCO3 hay khơng Các dạng sản phẩm hịa tan khác CO2 H2CO3, HCO3- hay CO32- phụ thuộc chủ yếu vào pH dung dịch nước Cụ thể là, pH nước nhỏ 6,4 CO2 diện dạng H2CO3 Khi pH nằm khoảng 6,4 10,3, CO2 hịa tan nước tồn dạng ion CO32- HCO3-, chủ yếu dạng HCO3- Cịn nước có pH lớn 10,3, CO2 có mặt nước dạng CO32- Như vậy, nước chứa CO2 có pH khoảng 6,5 - mỏ Thỏ Trắng khoáng vật calcite - CaCO3 tạo thành dựa ion HCO3-, CO32- phản ứng với Ca2+ nước vỉa Trên thực tế, nghiên cứu đánh giá dự báo khả sa lắng muối vị trí xảy tích tụ muối CaCO3 xác định điều kiện áp suất, nhiệt độ độ sâu theo quỹ đạo giếng, nơi xảy trình tách khí CO2 Như vậy, yếu tố ảnh hưởng lớn tới kết tinh muối CaCO3 thông qua ảnh hưởng tới mức độ bão hòa muối CaCO3 nước đồng hành theo lưu thể lên từ đáy giếng đến hệ thống khai thác suy giảm áp suất tách khí CO2 Thay đổi nhiệt độ giảm dọc theo giếng khai thác làm giảm khả bão hòa, giảm khả kết tinh CaCO3 (Hình 7) Kết mơ tính tốn cụ thể cho giếng khai thác mỏ Thỏ Trắng cho thấy ngun nhân dẫn đến q trình sa lắng muối giếng giếng khai thác khác mỏ Thỏ Trắng Một là, trình tự sa lắng thay đổi nhiệt độ, áp suất, thành phần CO2 hòa tan nước vỉa giàu Ca2+, giàu HCO3- tầng Miocene, Oligocene từ đáy giếng lên đến miệng giếng hệ thống thu gom, tách khí Hai là, phối trộn khơng tương thích nước vỉa giàu HCO3- tầng Oligocene với nước vỉa giàu Ca2+ tầng Miocene khoảng mở vỉa tầng Miocene CaCO3 bão hòa sa lắng khu vực trộn lẫn hình thành cặn sa lắng Các kết chạy mơ hình cho thấy sa lắng muối giếng Thỏ Trắng trình tự sa lắng nước vỉa khai thác tầng Oligocene trên, phối trộn khơng tương thích loại nước vỉa tầng Miocene Oligocen Mơ hình dự báo cặn sa lắng PETROVIETNAM TM [C] (04W-0_TUBING) "Fluid temperature" 300 250 PT [bara] TM (C) PT [bara] (04W-0_TUBING) "Pressure" 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 200 150 100 50 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 Áp suất riêng phần CO2 (kPa) 3.500 File: Well-Dry-Tree1(1).ppi 2,1 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 1.150 1.050 950 850 750 650 550 450 350 CaCO3 (Calcite) - Sol Pre-scaling index [Pre-SI] CaCO3 (Calcite) - Sol (mg/l) (Y2) Oli goc ene Ga we ll ft v alv e3 135 Mid Mid Mid s li 220 we ll 180 we ll Mid 140 we ll 500 We llh CaCO3 (Calcite) - Sol (mg/l) CaCO3 (Calcite) - Sol Pre-scaling index [Pre-S] Hình Kết mơ tính tốn nhiệt độ áp suất giếng khai thác ead Hình Kết mơ q trình tự sa lắng muối thiết bị lòng giếng giếng khai thác vị trí gây sa lắng nhiều giếng theo dõi mỏ Thỏ Trắng khoảng mở vỉa đáy giếng, độ sâu khoảng 3.330 m (nơi giảm áp từ vỉa vào giếng) van gaslift [8] Hàm lượng chất rắn sa lắng hình thành khoảng 400 mg/l tùy vị trí lịng giếng Nước vỉa khai thác từ vỉa Oligocene tự sa lắng điều kiện đáy giếng đồng thời phối trộn thêm dịng khí gaslift, thay đổi đột ngột hàm lượng CO2 khí dẫn đến hình thành cặn sa lắng CaCO3 nhiều Khối lượng cặn sa lắng đánh giá nguy cao, nghiêm trọng Trên thực tế, tượng sa lắng, tích tụ muối đường ống khai thác giếng mỏ Thỏ Trắng xảy thường xuyên từ bắt đầu khai thác, chí sau xử lý giếng muối sa lắng lại tiếp tục sa lắng trở lại Kể từ bắt đầu đưa vào khai thác đến nay, mỏ Thỏ Trắng tiến hành 200 lần xử lý giếng Mức độ sa lắng muối đặc biệt nghiêm trọng số giếng đưa vào khai thác đa tầng Ngồi ra, cát bở q trình khai thác khu vực có thành hệ khơng đủ vững kết hợp với tượng sa lắng muối góp phần đẩy nhanh tốc độ bít nhét ống khai thác tăng tần suất cần xử lý (Hình 9) Hình Sa lắng muối kết hợp cát ống khai thác giếng Thỏ Trắng Giải pháp kiểm soát xử lý cặn sa lắng lòng giếng thiết bị lòng giếng áp dụng số mỏ bể Cửu Long 3.1 Nghiên cứu thử nghiệm hệ hóa phẩm gốc acid áp dụng cho xử lý cặn sa lắng lòng giếng Nghiên cứu thử nghiệm khả hòa tan cặn sa lắng muối carbonate hệ hóa phẩm gốc acid Viện Dầu khí Việt Nam tiến hành mẫu thu thập từ thực tế từ mỏ có tượng sa lắng lịng DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 25 Khả phản ứng nói chung, khả hịa tan vật liệu carbonate nói riêng loại acid nêu phụ thuộc nhiều vào mức độ phân ly acid, vào điều kiện nhiệt độ, áp suất mà phản ứng tiến hành Ngoài ra, trường hợp phản ứng mang tính dị thể (giữa pha lỏng pha rắn), tốc độ trình phụ thuộc nhiều vào điều kiện tiếp xúc, nên khả hòa tan acid cịn phụ thuộc vào diện tích bề mặt vật liệu rắn, tốc độ dòng chảy… Nồng độ HCl thường sử dụng nằm khoảng - 10% Nồng độ nhỏ 5% hạn chế khả hịa tan, cịn nồng độ lớn 10% có khả ăn mịn cao phá 26 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 0,1 0,01 Tốc độ ăn mòn (mm/năm) 100 Khả hòa tan Tốc độ ăn mòn 10 0,1 Tốc độ ăn mòn (mm/năm) 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0,01 Hình 11 Kết đánh giá khả hịa tan sa lắng CaCO3 80oC 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 1.000 Tải lượng xử lý Tốc độ ăn mòn 100 10 5% HCl - 10% 10% HCOOH CH3COOH 15% CH3COOH Tốc độ ăn mòn (mm/năm) Như vậy, khả hòa tan muối gốc carbonate acid xếp theo thứ tự từ mạnh đến yếu sau: HCl > HCOOH > CH3COOH Từ khả hòa tan cho thấy, xử lý acid thay phần HCl lượng tương đương HCOOH CH3COOH Trong thực tế, hệ acid để xử lý carbonate thường dùng hỗn hợp HCl CH3COOH Việc thay nhằm tạo dung dịch đệm acid trì pH phản ứng acid đất đá vỉa, giảm tốc độ ăn mịn kiểm sốt tạo gel hydroxide sắt Các acid hữu dễ dàng tạo phức chất dễ tan với cation sắt Khả hòa tan Tốc độ ăn mòn 5% HCl 10% HCl 15% HCl 3% HCl - 12% CH3COOH 5% HCl - 10% CH3COOH 7% HCl - 8% CH3COOH 5% HCOOH -… 10% HCOOH -… 15% HCOOH -… 10% EDTA 15% EDTA 20% EDTA 10% EDTA - 10%… 7% EDTA - 5%… 7% EDTA - 10%… Thí nghiệm hịa tan 120oC thực ống thí nghiệm kín hệ hóa phẩm có khả bay mạnh Các hệ hóa phẩm với nồng độ có khả xử lý cao loại lựa chọn để so sánh 10 Hình 10 Kết đánh giá khả hòa tan sa lắng CaCO3 40oC Khả hòa tan (mg/l) Tại 80oC, xu hướng tương tự 40oC khả hòa tan hệ tăng lên, tốc độ ăn mòn tăng lên lớn Hệ HCOOHCH3COOH cho khả xử lý cao hệ EDTAHCOOH-CH3COOH với khả hòa tan có tốc độ ăn mịn chấp nhận (Hình 11) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Khả hòa tan (mg/l) giếng Các nghiên cứu thử nghiệm đánh giá thực nhiệt độ 40oC, 80oC 120oC tương ứng với điều kiện nhiệt độ thực tế mỏ Kết nghiên cứu đánh giá theo phương pháp khối lượng Tại 40oC, khả hòa tan hệ acid chứa HCl (đơn chất hỗn hợp với CH3COOH) tốt Tuy nhiên, tốc độ ăn mòn hệ cao so với hệ acid hữu hệ chelate, gấp từ 10 - 100 lần (Hình 10) Ngồi hệ acid vơ hệ hỗn hợp acid hữu chelate (EDTA/HCOOH/ CH3COOH) cho kết xử lý tương đương với hệ chứa acid HCl mà tốc độ ăn mòn miếng thép lại thấp nhiều Khả hịa tan (mg/l) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 0,1 20% EDTA 7% EDTA - 10% HCOOH - 15% CH3COOH Hình 12 Kết đánh giá khả hòa tan sa lắng CaCO3 120oC hủy đất đá mạnh, điều kiện nhiệt độ cao Trong kiểu hệ acid sở acid clohydric, ngồi HCl người ta cịn dùng số cấu tử khác như: CH3COOH, chất ức chế ăn mòn, chất hoạt động bề mặt, chất tạo phức với ion sắt, calcium, silic… Acid acetic chất tạo phức, có vai trò hạn chế tượng kết tủa thứ cấp gel sắt, gel nhôm, gel silic - nan PETROVIETNAM giải xử lý acid Chất ức chế ăn mịn có tác dụng giảm thiểu ăn mịn thiết bị lòng giếng Chất hoạt động bề mặt có tác dụng làm cho acid tăng khả tiếp xúc với cặn sa lắng cần hòa tan acid mạnh dư, acid hữu formic, acetic (HCOOH, CH3COOH) phức chất chelate (EDTA, DPTA) sử dụng phổ biến hệ hóa phẩm dùng để sục rửa đường ống khai thác thay cho HCl Như vậy, kết nghiên cứu hệ hỗn hợp chelate acid hữu cơ, acid hữu HCOOHCH3COOH phù hợp để hòa tan muối CaCO3, muối gốc carbonate nhiệt độ cao có tốc độ ăn mòn thấp nhiều so với hệ chứa acid HCl/ CH3COOH Một số giếng khai thác mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng nhà điều hành mỏ tiến hành xử lý thành công cặn sa lắng lòng giếng vùng cận đáy giếng phương pháp xử lý acid Cặn sa lắng thu thập giếng khai thác có kết phân tích cặn sa lắng thu thiết bị chủ yếu CaCO3, chiếm đến 96% Do điều kiện khai thác giếng nhiệt độ cao 120oC nên việc sử dụng hệ hóa phẩm acid vơ HCl, hệ acid sét HCl + HF gây ăn mịn lớn, áp dụng phương pháp xử lý hệ acid hữu với thành phần chủ yếu acid CH3COOH chất phụ gia Trong năm 2016, nhà điều hành mỏ tiến hành xử lý bơm 300 thùng acid hữu vào giếng, lưu lượng dầu tăng từ 3.500 thùng dầu/ngày lên khai thác ổn định 4.500 thùng dầu/ngày với GOR khoảng 1.450 cf/thùng (Hình 13) [9 - 13] Trong năm tiếp theo, lưu lượng khai thác dầu giảm khoảng gần 1.000 thùng, nguyên 3.2 Đánh giá giải pháp kiểm soát xử lý áp dụng bể Cửu Long Mỏ Thỏ Trắng điển hình cho xử lý acid với 200 lần xử lý acid hữu hệ HCOOH CH3COOH lòng giếng, thiết bị lòng giếng [1, 3] Các mỏ khác thuộc bể Cửu Long chủ yếu xử lý phương pháp rửa acid để làm thiết bị lòng giếng, đáy giếng phần bề mặt thành hệ đáy giếng với công nghệ kết hợp bơm từ đầu giếng thông thường Các mỏ Ruby, Pearl, Diamond chủ yếu xử lý acid HCl để rửa muối vơ lịng giếng giếng Tại mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Nâu chủ yếu tập trung rửa ống khai thác, xử lý acid cho giếng tầng móng Mỏ Hải Sư Đen Hải Sư Trắng tiến hành xử lý acid hữu để rửa ống khai thác thiết bị lòng giếng cho giếng HST-2P, HSP-3P, HSD-1P Đặc biệt, mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng tiến hành áp dụng công nghệ “coiled tubing” để tăng hiệu xử lý acid lòng giếng Các mỏ khác NR-DM, Gấu Trắng, Cá Tầm xử lý acid lòng giếng với số lượng áp dụng cơng nghệ tương tự với công nghệ mỏ Thỏ Trắng Riêng mỏ Cá Ngừ Vàng tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng lịng giếng khai thác hệ hóa phẩm có gốc chelate để xử lý muối sa lắng CaSO4 muối gốc sulfate Như vậy, mỏ dầu bể Cửu Long biện pháp xử lý cho vấn đề sa lắng muối lòng giếng, thiết bị lòng giếng, ống khai thác phương pháp hóa học với dung dịch acid Đây phương pháp có chi phí tương đối thấp so với phương pháp khác có hiệu với giếng có nhiệt độ lịng giếng tương đối thấp Đối với cặn CaCO3, xử lý acid HCl phương pháp truyền thống có hiệu Cặn CaCO3 dễ dàng hịa tan acid HCl nồng độ 10 - 15% Tuy nhiên để giảm thiểu nguy ăn mòn tránh tượng tái sa lắng 1/5 31/5 30/6 30/7 29/8 28/9 28/10 27/11 27/12 26/1 Hình 13 Kết xử lý acid giếng khai thác Hình 14 Hiệu xử lý công nghệ “coiled tubing” với giếng khai thác DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ nhân xuất nhiễm bẩn sa lắng CaCO3 giếng nên tiến hành xử lý acid hữu Lưu lượng khai thác sau xử lý tăng lên 4.400 thùng với GOR 1.550 cf/thùng [9 - 13] Đặc biệt, áp dụng xử lý công nghệ “coiled tubing” hiệu phương pháp xử lý acid tăng lên rõ ràng (Hình 14) Ngồi ra, mỏ Hải Sư Đen Hải Sư Trắng áp dụng công nghệ giám sát đánh giá mức độ sa lắng camera (Hình 15) [9 - 13] Đồng thời, nhà điều hành kết hợp phân tích đánh giá kết PI hệ số nhiễm bẩn giếng (skin) để xác định chế nhiễm bẩn nên hiệu lần xử lý tương đối tốt Giếng Hải Sư Trắng tiến hành xử lý acid lòng giếng dung dịch acid hữu acid CH3COOH, kết sau xử lý gia tăng từ 500 thùng/ngày lên 750 thùng/ngày cho dòng khai thác dầu ổn định Mỏ Thỏ Trắng chủ yếu xử lý hệ acid muối HCl acid hữu CH3COOH + HCOOH Các phương pháp xử lý Hình 15 Công nghệ đánh giá mức độ nhiễm bẩn lòng giếng trước tiến hành xử lý acid camera giám sát acid chủ yếu hòa tan CaCO3 Trong đó, giải pháp xử lý acid hữu CH3COOH + HCOOH chủ yếu số giải pháp thực hiện; sản lượng dầu bổ sung thu từ giải pháp cho kết tốt nhất, gia tăng đến 80 nghìn dầu toàn mỏ [14] Ngoài ra, mỏ Thỏ Trắng xử lý muối hỗn hợp EDTA hiệu không cao phương pháp xử lý acid hữu Mỏ Thỏ Trắng xử lý cặn sa lắng lòng giếng hệ acid hữu với nồng độ tối ưu CH3COOH (6 - 10%) + HCOOH (8 - 12%) thực hầu hết giếng khai thác, đặc biệt giếng khai thác đa tầng giếng khai thác đơn tầng Oligocene Phương pháp áp dụng xử lý acid vô HCl acid sét HCl + HF sử dụng điều kiện nhiệt cao đối tượng Oligocene mỏ Thỏ Trắng tốc độ ăn mịn acid q cao Ngồi ra, với hệ acid vơ mạnh tốc độ phản ứng nhanh gây tượng bở rời mảng sa lắng CaCO3 bám dính lịng giếng tạo tượng rơi ngược xuống khoảng khai thác, ảnh hưởng hoạt động trở lại giếng khai thác sau xử lý Tùy thuộc vào điều kiện khai thác giếng mà hệ hóa phẩm thay đổi nồng độ cho phù hợp quy trình điều chỉnh tối ưu Trong trình xử lý nhiệt độ xử lý thời gian ngâm rửa CH3COOH HCOOH kết hợp với chất chelate quan trọng, cần tối thiểu nhiệt độ từ 65oC, thời gian không gây hư hại cho thiết bị, tốc độ ăn mòn thấp tiết kiệm thêm chi phí bổ sung chất ức chế ăn mòn thiết bị khỏi tác hại acid ăn mòn Nhiệt độ thấp từ 35oC tới 55oC, kết hợp HCl với CH3COOH HCOOH chất chelate xử lý chất lắng đọng Bảng Một số giếng mỏ Thỏ Trắng áp dụng xử lý lịng giếng thành cơng hệ acid Tên giếng Giàn khai thác Mỏ dầu 20P ThTC2 Thỏ Trắng 5X 6X 6X 6X ThTC2 ThTC2 ThTC2 ThTC2 Thỏ Trắng Thỏ Trắng Thỏ Trắng Thỏ Trắng 37P ThTC3 Thỏ Trắng 37P ThTC3 Thỏ Trắng 26P ThTC2 Thỏ Trắng 8P ThTC1 Thỏ Trắng 28 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 Đối tượng khai thác Miocene + Oligocene Oligocene Oligocene Oligocene Oligocene Miocene + Oligocene Miocene + Oligocene Miocene + Oligocene Oligocene Ngày xử lý 8/8/2016 Thành phần hóa phẩm (%) Nhiệt độ (oC) Thời gian ngâm (phút) 83 60 9/10/2016 12/7/2016 13/3/2017 4/12/2017 5% HCl, 10% CH3COOH 10% CH3COOH, 20% HCOOH 5% HCl + 10% CH3COOH 10% CH3COOH, 12% HCOOH 10% CH3COOH, 12% HCOOH 70 67 61 60 180 120 180 180 28/7/2017 CH3COOH, HCOOH 56 120 29/9/2017 CH3COOH, HCOOH 54 120 23/2/2019 8% CH3COOH, 9% HCOOH 66 120 14/2/2020 10% CH3COOH, 12% HCOOH 50 120 PETROVIETNAM 100 700 90 600 500 70 60 400 50 300 40 Độ ngập nước (%) Lưu lượng chất lỏng, dầu (m3/ngày, tấn/ngày) 80 30 200 20 100 10 26/9/2015 15/11215 4/1/2016 23/2/2016 13/4/2016 2/6/2016 22/7/2016 10/9/2016 30/10/2016 19/12/2016 7/2/2017 29/3/2017 18/5/2017 7/7/2017 26/8/2017 15/10/2017 4/12/2017 Q dầu (tấn/ngày) Q lỏng (m3) % nước XLM/VCĐG Hình 16 Kết xử lý lòng giếng, thiết bị lòng giếng acid hữu giếng ThT-6X vơ có hiệu Tuy nhiên, để giảm tính ăn mịn acid HCl nên thêm chất ức chế ăn mòn Tại mỏ Thỏ Trắng thử nghiệm cơng nghệ bơm hóa phẩm qua “coiled tubing” hiệu không cao gặp cố vận hành xử lý nên không thử nghiệm đại trà mỏ Thỏ Trắng Vì cơng nghệ xử lý sa lắng muối lịng giếng mỏ Thỏ Trắng chủ yếu bơm trực tiếp hóa phẩm vào giếng Mặc dù hầu hết kết xử lý giếng mỏ Thỏ Trắng thành công, sản lượng tăng rõ rệt sau xử lý tần suất cần xử lý ngày tăng Một nguyên nhân khiến cần phải tăng tần suất xử lý bề mặt ống khai thác bị ăn mịn q trình tiếp xúc với dung dịch acid tạo khu vực gồ ghề dễ bám dính tích tụ cặn sa lắng muối Ngồi xử lý làm muối lắng đọng ống khai thác, biện pháp ngăn ngừa, phòng tránh, hạn chế lắng đọng muối ống khai thác năm gần trọng nghiên cứu áp dụng thử nghiệm mỏ Thỏ Trắng Mỏ Thỏ Trắng tiến hành xử lý trình hình thành cặn sa lắng lịng giếng cơng nghệ bơm chất ức chế sa lắng muối carbonate vào vỉa (scale squeeze) nhằm ngăn chặn hình thành muối Biện pháp ngăn ngừa chủ yếu sử dụng hệ hóa phẩm ức chế q trình sa lắng muối Khi hịa vào dòng lưu thể, chất ức chế hoạt động theo theo chế ngăn ngừa việc hình thành hạn chế trình phát triển tinh thể muối Trong chế ngăn ngừa hình thành tinh thể, hợp chất phức bao quanh cation cản chúng tiếp xúc trực tiếp với anion Mặt phức tạo anion mang điện tích âm nên lực đẩy tĩnh điện ngăn cản chúng tiếp xúc nhau, giúp ngăn ngừa trình tạo mầm tinh thể sa lắng muối Kết luận Nguyên nhân chủ yếu gây tượng nhiễm bẩn lòng giếng, thiết bị lòng giếng giếng khai thác dầu bể Cửu Long muối vơ hình thành thay đổi đột ngột thông số động học áp suất nhiệt độ làm thay đổi tính chất lý hóa, phá vỡ trạng thái cân pha chất lưu khai thác từ vùng cận đáy giếng vào giếng, giếng thiết bị lòng giếng Kết đánh giá bơm ép nước qua mẫu đá vỉa chứng minh cặn vơ gốc carbonate, sulfate từ trình tương tác nước khoáng vật thứ sinh đá vỉa tinh thể muối hình thành từ q trình q bão hịa nguồn nước theo dòng chảy vào giếng gây lắng đọng, bám dính lên thành giếng thiết bị lịng giếng khai thác Các nghiên cứu mơ cho mỏ cụ thể chứng minh trình thay đổi thủy động lực học giếng nguyên nhân tạo thành muối sa lắng vơ gốc carbonate Các vấn đề sa lắng muối CaCO3 giếng khai thác mỏ Thỏ Trắng làm rõ để xử lý acid lịng giếng hiệu Một số hệ hóa phẩm gốc acid nhóm tác giả nghiên cứu có khả tác dụng hòa tan tốt lên hệ sa lắng lòng giếng để từ phục hồi gia DẦU KHÍ - SỐ 12/2022 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ tăng sản lượng khai thác giếng Kết thực tế áp dụng số giếng khai thác bể Cửu Long chứng minh hệ acid hữu HCOOH-CH3COOH có tác dụng hịa tan hiệu muối carbonate nhiệt độ cao 100oC Lời cảm ơn Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn Tập đồn Dầu khí Việt Nam Viện Dầu khí Việt Nam hỗ trợ nguồn lực tài trợ kinh phí thực nghiên cứu theo Hợp đồng số 4441/HĐ-DKVN ngày 5/8/2021 việc “Nghiên cứu công tác xử lý acid lòng giếng vùng cận đáy giếng cho giếng khai thác dầu thuộc bể Cửu Long Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam” Tài liệu tham khảo [1] Hoàng Long, “Nghiên cứu cơng tác xử lý acid lịng giếng vùng cận đáy giếng cho giếng khai thác dầu thuộc bể Cửu Long Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam”, Viện Dầu khí Việt Nam, 2022 [2] Viện Dầu khí Việt Nam, “Nghiên cứu chế tạo xây dựng quy trình cơng nghệ áp dụng hệ hóa phẩm xử lý sa lắng muối mỏ khai thác có điều kiện nhiệt độ cao - áp suất cao”, 2018 [3] Amer Badr Mohammed Bin Merdhah, and Abu Azam Mohd Yassin, “The study of scale formation in oil reservoir during water injection at high barium and high salinity formation water”, Journal of Applied Sciences, Vol 7, No 21, pp 3198 - 3207, 2007 DOI:10.3923/ jas.2007.3198.3207 [4] Amjad Hussain Shar, Tofeeq Ahmad, and Udo Bernhard Bregar, “Scale buildup, its detection and removal in high temperature gas wells of Miano field”, SPE Production and Operations Conference and Exhibition, Tunis, Tunisia, - 10 June 2010 DOI: 10.2118/135960-MS [5] Vietnam Petroleum Institute, “Report of water compatibility study”, 2016 [6] Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2019 [7] Viện Nghiên cứu Khoa học Thiết kế Dầu khí biển, “Kế hoạch phát triển mỏ Thỏ Trắng”, 2016 [8] Viện Dầu khí Việt Nam, “Phân tích nghiên cứu PVT nhằm mục đích xác định điều kiện quy luật hình thành sa lắng muối giếng mỏ Thỏ Trắng”, 2019 [9] Thăng Long JOC, "Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2011 [10] Thăng Long JOC, "Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2018 [11] Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2016 [12] Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2018 [13] Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2019 [14] Từ Thành Nghĩa, Nguyễn Thúc Kháng, Nguyễn Quốc Dũng, “Công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng mỏ dầu khí thềm lục địa Việt Nam”, Vietsovpetro, 2016 INORGANIC SCALE FORMATION AND WELL TREATMENT METHODS IN OIL PRODUCTION WELLS IN CUU LONG BASIN Hoang Long, Nguyen Minh Quy, Phan Vu Anh, Le Thi Thu Huong, Bui Thi Huong, Ha Thu Huong, Hoang Linh, Nguyen Van Do Vietnam Petroleum Institute Email: longh@vpi.pvn.vn Summary Deposition on tubing, downhole equipment is mainly caused by formation of inorganic scale Inorganic scale formation often occurs in production wells having high production rate, high water-cut and severe pressure loss through perforations and at the near-wellbore region In the study conducted by Vietnam Petroleum Institute (VPI), the mechanism of carbonate and sulfate scale formation within the reservoir and near-wellbore region due to mixing incompatible of water sources and over-saturation condition is investigated Hydrodynamic changes, particularly sudden drops in pressure from the reservoir into the well, leading to inorganic precipitation in the reservoir/the well tubing/equipment, were studied The results proved that hydrodynamic change in the near-wellbore is the main cause of the carbonate-based inorganic scale formation Several acid-based solutions that have high scale dissolving effect to restore or increase the production rate are presented Based on the actual inorganic deposition mechanism in the production wells, impact determination measures and treatment methods have been studied for applications in Cuu Long basin Key words: Inorganic scale, scale deposition, well tubing damage, acidizing treatment, Cuu Long basin 30 DẦU KHÍ - SỐ 12/2022