Nghiên cứu, hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô cơ vùng cận đáy giếng trong vỉa cát kết nhằm nâng cao hiệu quả khai thác dầu

49DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
NGHIÊN CỨU, HOÀN THIỆN HỆ HÓA PHẨM XỬ LÝ NHIỄM BẨN VÔ CƠ 
VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG TRONG VỈA CÁT KẾT NHẰM NÂNG CAO 
HIỆU QUẢ KHAI THÁC DẦU
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 1 - 2021, trang 49 - 57
ISSN 2615-9902
Lê Văn Công1, 2, Phạm Ngọc Sơn1, Đỗ Thành Trung1, Nguyễn Văn Ngọ1, Nguyễn Quốc Dũng3
1Tổng công ty Hóa chất và Dịch vụ Dầu khí - CTCP (PVChem)
2Đại học Bách khoa Hà Nội
3Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: conglv@pvchem.com.vn 
https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.01-03
Tóm tắt
Công nghệ sử dụng hóa phẩm để xử lý vùng cận đáy giếng giúp loại bỏ nhiễm bẩn vô cơ là giải pháp hữu hiệu để phục hồi năng suất 
giếng, nâng cao hiệu quả khai thác. Tuy nhiên vào giai đoạn khai thác cuối của mỏ, xuất hiện sự suy giảm áp suất vỉa, gia tăng hàm lượng 
nước trong dòng dầu khai thác và biến đổi tính chất dầu thô... nên các hệ hóa phẩm cần được nghiên cứu, hoàn thiện. 
Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý vùng cận đáy cho đối tượng cát kết tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng 
với mục đích tối ưu thành phần các acid trong hệ hóa phẩm, nghiên cứu bổ sung phụ gia để nâng cao hiệu quả phòng ngừa kết tủa thứ 
cấp và phụ gia để cải thiện tính tương hợp của hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa.
Từ khóa: Xử lý acid, vùng cận đáy giếng, cát kết, nhiễm bẩn vô cơ, nâng cao hiệu quả khai thác dầu. 
1. Giới thiệu
Trong quá trình khai thác dầu khí, các dạng nhiễm 
bẩn vô cơ (lắng đọng muối CaCO3, MgCO3, các khoáng 
sét, SiO2...) là dạng nhiễm bẩn thường gặp và là yếu tố 
gây nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, dẫn đến suy giảm 
sản lượng khai thác. Vì vậy, công nghệ xử lý vùng cận đáy 
giếng bằng các hệ hóa phẩm khác nhau nhằm loại bỏ các 
dạng nhiễm bẩn vô cơ là giải pháp hữu hiệu để phục hồi 
năng suất giếng, nâng cao hiệu quả khai thác. Một trong 
các hệ hóa phẩm đã được nghiên cứu và đưa vào áp dụng 
trong thực tế là hệ hóa phẩm trên cơ sở chất chelate và 
muối NH4HF2 [1, 2]. Hệ hóa phẩm này giúp tăng chiều sâu 
xâm nhập, hạn chế kết tủa thứ cấp, giảm thiểu tốc độ ăn 
mòn cần ống khai thác và thiết bị lòng giếng... Nghiên cứu 
[3, 4] đã theo hướng trên khi chế tạo hệ hóa phẩm trên cơ 
sở hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid (HEDP) và 
muối NH4HF2 để nội sinh tạo acid HF nhằm hòa tan các 
nhiễm bẩn vô cơ như khoáng sét, SiO2 (hệ HV-HF). Thành 
phần của hệ hóa phẩm chi tiết như Bảng 1.
Theo kết quả nghiên cứu, hệ hóa phẩm trên có khả 
năng giảm 50% tốc độ phản ứng với đá vỉa, giúp hóa phẩm 
xâm nhập sâu hơn vào vỉa, hạn chế và giảm tốc độ ăn mòn 
hơn 50%, nâng cao hiệu quả phòng ngừa kết tủa thứ cấp 
(các hợp chất của Al3+, Fe3+, Si4+...) so với trường hợp không 
sử dụng chất HEDP. Hệ hóa phẩm trên đã được áp dụng 
thử nghiệm thành công tại các mỏ của Liên doanh Việt - 
Nga “Vietsovpetro”. Tuy nhiên, trong những năm gần đây, 
hiệu quả xử lý vùng cận đáy giếng, đặc biệt tại các mỏ 
đang bước vào giai đoạn khai thác cuối (như mỏ Bạch Hổ, 
mỏ Rồng...) ngày càng suy giảm. Nguyên nhân của hiện 
tượng trên do sự suy giảm áp suất vỉa, gia tăng hàm lượng 
nước trong dòng dầu khai thác và biến đổi tính chất dầu 
thô ở giai đoạn khai thác cuối. Các hệ hóa phẩm acid mặc 
dù đã từng phát huy hiệu quả trong thời gian trước đây thì 
nay trở nên không phù hợp. Vì vậy, cần nghiên cứu hoàn 
thiện hệ hóa phẩm để đáp ứng điều kiện mỏ trong giai 
đoạn khai thác cuối, nhằm mục đích nâng cao hiệu quả xử 
lý các nhiễm bẩn vô cơ, nâng cao hiệu quả khai thác dầu. 
Trong bài báo này, nhóm tác giả sẽ trình bày kết quả 
nghiên cứu hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô 
cơ đã nêu tại Bảng 1 theo 3 hướng chính sau: (i) hoàn thiện 
thành phần acid trong hệ hóa phẩm; (ii) nghiên cứu nâng 
Ngày nhận bài: 20/8/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20 - 31/8/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 28/12/2020.
50 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ PETROVIETNAM
cao khả năng phòng ngừa kết tủa thứ cấp và (iii) nghiên 
cứu, bổ sung các phụ gia để cải thiện tính tương hợp của 
hệ hóa phẩm với dầu thô và lưu thể vỉa. 
2. Kết quả nghiên cứu và thảo luận
2.1. Kết quả nghiên cứu hoàn thiện thành phần hệ acid 
Để xử lý nhiễm bẩn vô cơ cho đối tượng vỉa cát kết, 
thành phần truyền thống thường được sử dụng là hỗn 
hợp acid HCl/HF. Thành phần hệ acid để xử lý vùng cận 
đáy giếng các vỉa cát kết sẽ được lựa chọn trên cơ sở các 
điều kiện của giếng như: nhiệt độ, độ thấm, thành phần 
khoáng vật (thạch anh, sét). Các tiêu chí và hướng dẫn lựa 
chọn được nêu tại Bảng 2. 
Trên cơ sở các tiêu chí trên và căn cứ vào điều kiện cụ 
thể của các đối tượng cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ và mỏ 
Rồng của Vietsovpetro (Bảng 3) cho thấy:
 + Các đối tượng đều có hàm lượng CaCO3 thấp, do 
vậy phải sử dụng thành phần acid có chứa HF để xử lý 
nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng. Tuy nhiên, đối với đối 
tượng Oligocene trên có hàm lượng CaCO3 cao hơn (5 - 
9%), do vậy cần lưu ý khi xử lý phải có thêm hệ hóa phẩm 
tiền xử lý là dung dịch acid không có chứa HF để xử lý, hòa 
tan CaCO3, tránh hiện tượng tạo kết tủa CaF2 khi tiếp xúc 
với hệ hóa phẩm xử lý chính (có chứa HF). Nhìn chung, đối 
với các đối tượng trên, để giảm thiểu các nguy cơ kết tủa 
thứ cấp không đáng có (CaF2, KF...) trong xử lý thường sẽ 
Bảng 2. Tiêu chí và hướng dẫn lựa chọn thành phần acid để xử lý vùng cận đáy giếng đối tượng cát kết [5, 6]
TT Tên cấu tử 
Nồng độ 
(% khối lượng) 
Chức năng 
1 Acid HCl 1,47 
- Tác dụng với NH4HF2 tạo một phần HF; 
- Hỗ trợ chống kết tủa thứ cấp từ gel SiO2; gel Fe(OH)3; gel nhôm. 
2 Chất chelate HEDP 5,36 - 8,72 
- Chống hiện tượng kết tủa thứ cấp; 
- Tác dụng với NH4HF2 tạo một phần HF. 
3 Muối NH4HF2 (tạo ra 1,5 - 2,5% HF) 2,16 - 3,6 - Tác dụng với HCl, HEDP để tạo HF. 
4 Chất ức chế ăn mòn 2 - Ức chế ăn mòn kim loại. 
5 Chất hoạt động bề mặt 1,5 - Tăng mức độ tiếp xúc của hóa phẩm với đá vỉa. 
6 Nước - Môi trường hòa tan, phân tán. 
Bảng 1. Thành phần của hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô cơ trên cơ sở HV-HF [3]
1983 
Tiêu chí l ... m dầu mô phỏng qua mẫu lõi theo chiều thuận, 
xác định độ thấm K2;
- Bơm dung dịch NH4Cl theo chiều nghịch, thể tích 
bơm 2Vr;
- Bơm hệ hóa phẩm tiền xử lý theo chiều nghịch, thể 
tích bơm 2Vr;
- Bơm hệ hóa phẩm xử lý chính theo chiều nghịch, 
thể tích bơm 3Vr;
- Lưu giữ mô hình vỉa ở điều kiện vỉa trong 60 phút;
- Bơm dung dịch NH4Cl theo chiều nghịch, thể tích 
bơm 2Vr;
- Bơm đẩy dầu mô phỏng theo chiều thuận, xác định 
độ thấm K3.
Tính hệ số phục hồi độ thấm của mẫu lõi theo công 
thức: Kph = K3/[(K1+ K2)/2] x 100%
Các hệ hóa phẩm được sử dụng trong thí nghiệm có 
thành phần như sau: Hệ hóa phẩm tiền xử lý acid DMC-0 
(là hệ acid DMC-3 không có NH4HF2) và hệ hóa phẩm xử lý 
chính acid DMC-3. Ngoài ra, với vai trò dung dịch bơm đẩy 
sử dụng dung dịch NH4Cl 5%.
Bảng 5 trình bày kết quả thí nghiệm trên 2 mẫu cát 
kết thuộc mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng sau khi xử lý bằng hệ 
hóa phẩm hoàn thiện (mẫu BH19 và R-32), đồng thời so 
sánh kết quả đánh giá hệ số phục hồi độ thấm của hệ 
hóa phẩm hoàn thiện với hệ hóa phẩm tại Bảng 1 [4]. 
Kết quả thí nghiệm cho thấy, hệ hóa phẩm hoàn thiện 
có hiệu quả phục hồi độ thấm cao hơn hẳn so với hệ 
Hình 3. Sự thay đổi nồng độ các ion trong dung dịch đi qua mẫu lõi sau khi xử lý bằng hệ 
hóa phẩm tối ưu
TT
Th
ôn
g 
ti
n 
m
ẫu
1 
M
ẫu
BH
-1
6 
- M
ẫu
 s
o 
sá
nh
 [4
] 
ВH
-1
9 
R-
32
2 
Đ
ối
 tư
ợn
g 
O
lig
oc
en
e 
O
lig
oc
en
e 
M
io
ce
ne
3 
Đ
ộ 
th
ấm
 k
hí
 (m
D
) 
- 
40
,9
11
4,
5 
4 
N
hi
ệt
 đ
ộ 
(o
C)
13
0 
12
0 
10
0 
5 
Á
p 
su
ất
 (a
tm
) 
10
0 
10
0 
10
0 
6 
Đ
ộ 
th
ấm
 d
ầu
 b
an
 đ
ầu
 (K
1 
58
,6
10
,5
49
13
,8
97
Th
ứ 
tự
 đ
án
h 
gi
á 
7 
M
ô 
ph
ỏn
g 
nh
iễ
m
 b
ẩn
 v
ô 
cơ
: 1
 V
rỗ
ng
 d
un
g 
dị
ch
 А
 v
à 
1 
V r
ỗn
g 
du
ng
 d
ịc
h 
B 
8 
Đ
ộ 
th
ấm
 d
ầu
 s
au
 k
hi
 m
ô 
ph
ỏn
g 
nh
iễ
m
 b
ẩn
 K
2 (
m
D
) 
4,
4 
2,
20
4 
3,
77
2 
9 
Th
ứ 
tự
 b
ơm
+ 
A
ci
d 
m
uố
i (
10
%
 H
Cl
 +
 5
%
 C
H
3C
O
O
H
): 
2V
0 
+ 
A
ci
d 
H
V-
H
F:
 3
V 0
 (t
ạo
 ra
 1
,5
%
 H
F)
+ 
D
ừn
g 
để
 p
hả
n 
ứn
g:
15
 –
 3
0 
ph
út
+ 
N
H
4C
l 5
%
: 
2V
0 
+ 
A
ci
d 
D
M
C-
0:
 2
V 0
+ 
A
ci
d 
D
M
C-
3:
 3
V 0
+ 
D
ừn
g 
để
 p
hả
n 
ứn
g:
 3
0 
- 6
0 
ph
út
+ 
N
H
4C
l 5
%
 - 
2V
0 
+ 
N
H
4C
l 5
%
: 2
V 0
+ 
A
ci
d 
D
M
C-
0:
 2
V 0
+ 
A
ci
d 
D
M
C-
3:
 3
V 0
+ 
D
ừn
g 
để
 p
hả
n 
ứn
g:
 6
0 
ph
út
+ 
N
H
4C
l 5
%
 - 
2V
0 
10
Đ
ộ 
th
ấm
 d
ầu
 s
au
 k
hi
 x
ử 
lý
 K
3 (
m
D
) 
28
9,
92
5 
13
,3
85
11
H
ệ 
số
 p
hụ
c 
hồ
i đ
ộ 
th
ấm
K 
 =
 K
3/
[( 
K 1
 +
 K
2)
/2
] ×
 10
0%
89
15
5,
66
15
1,
5 
)
ph
Bả
ng
 5.
 Kế
t q
uả
 xá
c đ
ịnh
 hệ
 số
 ph
ục
 hồ
i đ
ộ t
hấ
m
 m
ẫu
 lõ
i tr
ên
 th
iết
 bị
 m
ô h
ình
 vỉ
a s
au
 kh
i x
ử l
ý b
ằn
g h
ệ c
ác
 hệ
 hó
a p
hẩ
m
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
NH4Cl 5% NH4Cl 5%
300
250
200
150
100
50
0
DMC-0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Thể tích bơm (Vo)
Ca2+
Mg2+ Fe3+ Al
3+
Si4+
DMC-3
Nồ
ng
 độ
 cá
c i
on
 Al
3+
, F
e3+
 (m
g/
l)
Nồ
ng
 độ
 cá
c i
on
 M
g2
+
, C
a2+
 Si
4 (
m
g/
l)
55DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
hóa phẩm HV-HF. Hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi của 
hệ hóa phẩm hoàn thiện cao gấp 1,7 lần so với hệ hóa 
phẩm HV-HF. 
Trong quá trình thí nghiệm, tiến hành thu thập các 
mẫu dung dịch bơm qua mẫu lõi và tiến hành phân tích 
thành phần các ion Al3+, Fe3+, Ca2+, Mg2+, Si4+ bằng phương 
pháp ICP-MS. Kết quả phân tích thành phần các ion trong 
quá trình bơm các dung dịch trên Hình 3 cho thấy, khi phản 
ứng với acid, lượng lớn các ion Al3+, Fe3+ từ các khoáng sét 
đã được giải phóng và hòa tan vào dung dịch, nồng độ các 
ion này lên tới 3.700 ppm Al3+, 9.960 ppm Fe3+. Các dung 
dịch đi ra từ mẫu lõi có màu trong suốt, không quan sát 
thấy hiện tượng kết tủa. 
Như vậy, khi đánh giá khả năng phục hồi độ thấm trên 
mẫu lõi, kết quả thí nghiệm cho thấy các hệ hóa phẩm có 
khả năng tốt trong việc xử lý, loại trừ các nhiễm bẩn vô 
cơ. Kết quả phân tích hàm lượng các ion trong dung dịch 
sau phản ứng cũng gián tiếp cho thấy hệ hóa phẩm hoàn 
thiện có phòng ngừa kết tủa thứ cấp rất tốt.
2.5. Kết quả thử nghiệm hệ hóa phẩm tại giếng 2001BB/
BK-2 thuộc mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro
Giếng 2001BB thuộc giàn BK-2, thuộc mỏ Bạch Hổ của 
Vietsovpetro, giếng khai thác ở tầng Miocene dưới bằng 
phương pháp gaslift, bắt đầu từ ngày 12/1/2019. Lưu lượng 
khai thác dầu trung bình tháng 2/2019 là 39,12 tấn dầu/
ngày, độ ngập nước là 1%. Vào tháng 9/2019, sản lượng 
khai thác dầu suy giảm còn 26,15 tấn/ngày, độ ngập nước 
2,8%. Theo kết quả khảo sát, giếng có hệ số nhiễm bẩn (hệ 
số skin) là +8,5, nhiệt độ vỉa là 112 oC, áp suất vỉa 140 atm. 
Như vậy có thể thấy rằng sản lượng khai thác của giếng bị 
suy giảm mạnh, vùng cận đáy giếng có bị nhiễm bẩn. 
Trên cơ sở các thông số của giếng, Vietsovpetro và 
PVChem đã lựa chọn thành phần hóa phẩm để xử lý vùng 
cận đáy giếng với mục đích phục hồi và nâng cao hiệu quả 
khai thác dầu. Ngày 1/10/2019, Vietsovpetro và PVChem 
đã tiến hành xử lý tại giếng khoan. Trình tự và thể tích các 
dung dịch sử dụng để xử lý nêu tại Bảng 6. Động thái các 
thông số làm việc của giếng trước và sau khi xử lý được 
nêu tại Hình 4. 
Thời gian Mô tả công việc Mục đích 
1/10/2019 
12:55 - 13:15 
Lắp đường ống từ tàu lên giàn BK-2. Ép thử kín đường 
ống với áp suất 300 atm trong thời gian 10 phút. 
Đường ống kín. 
Kiểm tra thử độ kín khi lắp đặt hệ thống bơm hóa phẩm 
vào giếng. 
13:15 - 13:25 Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V1= 4 m3 diesel. 
Dung dịch đệm là dung dịch NH4Cl 5% + chất chống tạo 
nhũ DMC-nonemulsi	er 5%. 
Mục đích: Kiểm tra độ kín của thiết bị lòng giếng, thử độ 
tiếp nhận của giếng. 13:25 - 13:48 
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào 
cần khai thác V2 = 7 m3 dung dịch đệm (cần khai thác 
và lòng giếng kín). 
13:48 - 14:00 Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V3 = 3 m3. DMC-deorganic. 
DMC-deorganic có thành phần là các dung môi hữu cơ 
có tác dụng hòa tan các nhiễm bẩn hữu cơ để làm sạch 
bề mặt đá vỉa, tạo điều kiện thuận lợi cho hệ acid xử lý, 
hòa tan nhiễm bẩn vô cơ. 
14:05 - 14: 41 Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V4 = 6 m3 hệ hóa phẩm tiền xử lý. 
Hệ hóa phẩm tiền xử lý có thành phần HCl 3%, HCOOH 
10%, CH3COOH 5%, NH4Cl 5%, chất chelate DMC-PSP 4%, 
chất hoạt động bề mặt 2%, chất chống tạo nhũ DMC-
nonemulsi	er 5%, chất ức chế ăn mòn 3% (hệ acid có sử 
dụng acid hữu cơ để thay thế cho 1 phần HCl nhằm giảm 
tác động quá mức của HCl lên khoáng sét). 
Mục đích: để hòa tan lắng đọng muối, thành phần CaCO3 
trong đá vỉa. 
14:41 - 14:45 Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V5 = 2 m3 dung dịch đệm. 
Dung dịch đệm để ngăn cách giữa các dung dịch xử lý. 
14:45 - 15:42 Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào 
cần khai thác V6 = 11 m3 hệ hóa phẩm xử lý chính 
Thành phần tương tự như hệ hóa phẩm tiền xử lý + 
NH4HF2 0,71% (để tạo ra 0,5% HF). 
Mục đích: Là dung dịch xử lý chính các nhiễm bẩn vô cơ: 
sét, SiO2 
15:42 - 16:30 Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V7 = 8 m3 dung dịch đệm. 
Bơm đẩy các dung dịch xử lý vào vỉa. 
16:30 - 17:30 Chờ 1 giờ để phản ứng. Dừng để các hệ hóa phẩm phản ứng, hòa tan các nhiễm bẩn. 
Từ 17:30 Gọi dòng Vgaslift = 25.000 m3/ngày. Đưa giếng hoạt động trở lại. 
Bảng 6. Trình tự bơm các dung dịch để xử lý vùng cận đáy giếng tại giếng 2001BB/MSP2
56 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ PETROVIETNAM
Kết quả theo dõi các thông số làm việc của giếng sau 
khi xử lý cho thấy, hệ hóa phẩm đã giúp sản lượng khai thác 
của giếng tăng và duy trì ổn định trong thời gian 9 tháng 
qua (từ tháng 11/2019 đến tháng 12/2020). Các thông số 
làm việc khác của giếng về cơ bản giữ ổn định so với trước 
khi xử lý. Theo tính toán sơ bộ, tổng lượng dầu khai thác 
thêm là hơn 1.925 tấn. Như vậy, với các kết quả thử nghiệm 
bước đầu tại mỏ đã cho thấy hệ hóa phẩm phát huy được 
hiệu quả xử lý các nhiễm bẩn vô cơ. Tuy nhiên, cần tiếp tục 
theo dõi, đánh giá và thử nghiệm trên các giếng khác để 
điều chỉnh, tối ưu thành phần của hệ hóa phẩm.
3. Kết luận
Kết quả nghiên cứu hoàn thiện hệ hóa phẩm để xử lý 
các nhiễm bẩn vô cơ đối với đối tượng cát kết tại mỏ Bạch 
Hổ và mỏ Rồng cho thấy:
- Cần giảm hàm lượng HF trong thành phần của 
dung dịch acid xử lý chính xuống còn 0,5 - 1%, đối với các 
đối tượng bở rời, có khả năng liên kết kém thì nồng độ HF 
cần giảm hơn nữa;
- Khi bổ sung phụ gia chống tạo nhũ đã khắc phục 
được hiện tượng không tương hợp của hệ hóa phẩm với 
dầu vỉa. Phụ gia chống kết tủa thứ cấp đã đảm bảo khả 
năng giữ 90,2 - 98,3% các ion Al3+, Fe3+ còn lại ở trong 
dung dịch, qua đó đã nâng cao đáng kể khả năng chống 
kết tủa thứ cấp.
- Kết quả đánh giá trên mô hình vỉa cho thấy hệ số 
phục hồi độ thấm mẫu lõi của hệ hóa phẩm hoàn thiện 
cao gấp 1,7 lần so với hệ hóa phẩm trên cơ sở HV-HF.
- Kết quả áp dụng thử nghiệm ban đầu tại giếng 
2001BB/BK-2 đã cho kết quả tích cực ban đầu, cần tiếp tục 
thử nghiệm ở các giếng khác để điều chỉnh, tối ưu thành 
phần hóa phẩm.
Lời cảm ơn
Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn Bộ Công Thương, 
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” hỗ trợ thực hiện 
công trình nghiên cứu này. Nghiên cứu được tài trợ bởi 
Chương trình Khoa học và Công nghệ trọng điểm cấp 
quốc gia phục vụ đổi mới, hiện đại hóa công nghệ khai 
thác và chế biến khoáng sản đến năm 2025 - Bộ Công 
Thương trong khuôn khổ Dự án Sản xuất thử nghiệm mã 
số SXTN.03.2018/ĐMCNKK.
Tài liệu tham khảo
[1] US Pattent: US20060131022A1. Matrix treatment 
of damaged sandstone formations using buffered HF-
acidizing solutions. Patent Application Publication, 2006.
[2] Chike Uchendu, Linus Nwoke, Olatunji Akinlade, 
and James Arukhe, “A new approach to matrix sandstone 
acidizing using a single-step HF system: A Niger Delta 
Hình 4. Động thái các thông số làm việc của giếng 2001BB/BK-2 trước và sau khi xử lý
Sản lượng khai thác dầu (tấn/ngày)
12/26/2018 3/16/2019 6/4/2019 8/23/2019
Thời gian
11/11/2019 1/30/2020 4/19/2020 7/8/2020
Sả
n l
ượ
ng
 kh
ai 
th
ác
 dầ
u (
tấ
n/
ng
ày
)
Lư
u l
ượ
ng
 ga
sli
ft 
(x
10
00
 m
3 /n
gà
y)
, %
H 2
O
Xu hướng sản lượng khai thác trước xử lý
Hàm lượng nước trong dầu (%)
Lưu lượng gaslift, x1000m3/ngày 
Trước khi xử lý Sau xử lý
Ngày xử lý 1/10/2019
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
57DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
case study”, SPE Annual Technical Conference and 
Exhibition, San Antonio, Texas, 24 - 27 September, 2006. DOI: 
10.2118/103041-MS.
[3] Đỗ Thành Trung, Hoàng Linh Lan, Nguyễn Văn 
Ngọ, và Phan Văn Minh, “Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa 
phẩm mới trên cơ sở HEDP và NH4HF2 thay thế hệ hóa 
phẩm truyền thống trên cơ sở HCl/HF trong xử lý acid 
vùng cận đáy giếng”, Tạp chí Dầu khí, Số 9, tr. 26 - 32, 2012.
[4] Đỗ Thành Trung, Báo cáo tổng kết Đề tài nghiên cứu 
khoa học cấp Quốc gia “Nghiên cứu sản xuất hệ hóa phẩm 
mới có tính năng ăn mòn thấp ứng dụng cho xử lý hóa học 
vùng cận đáy giếng khoan vỉa cát kết nhằm tăng hiệu suất 
khai thác dầu”, Mã số: ĐT.07.10/ĐMCNKK thuộc Chương 
trình khoa học và công nghệ trọng điểm cấp quốc gia 
phục vụ đổi mới, hiện đại hóa công nghệ khai thác và chế 
biến khoáng sản đến năm 2025.
[5] H.Perthuis and R.Thomas, "Fluid selection guide 
for matrix treatment”, Tulsa, Oklahoma, USA, Dowell 
Schlumberger, 1991.
[6] Curtis Crowe, JacquesMasmonteil, EricTouboul, 
and RonThomas, “Trend in matrix acidizing”, Oilfield 
Review, No. 4, pp. 24 - 40, 1992.
[7] DMC/PVChem, Báo cáo “Nghiên cứu và lựa chọn 
hỗn hợp acid để xử lý vùng cận đáy giếng nhằm tăng hệ số 
sản phẩm của giếng khai thác và độ tiếp nhận của giếng 
bơm ép thuộc Oligocene dưới mỏ Bạch Hổ”, 2006.
[8] D.E.Simon and M.S.Anderson, “Stability of 
clay minerals in acid”, SPE Formation Damage Control 
Symposium, Lafayette, Louisiana, 22 - 23 February, 1990. 
DOI: 10.2118/19422-MS.
[9] Best Practices Series. Effective sandstone acidizing 
sandstone 2000TM. Halliburton, 1997.
[10] Ю.Ю.Лурье, Справочник по аналитической 
химии. Москва, Химия, 1965. 
[11] American Petroleum Institute (API), 
Recommended practices for laboratory evaluation of surface 
active agents for well stimulation, API RP 42, 1/1977.
Summary
Using chemical systems for near-wellbore treatment to eliminate inorganic damage is an effective solution to restore oil and gas 
productivity and improve the efficiency of production. However, in the final stage of the fields, due to reservoir pressure decline, increased 
water content in oil produced and the changing properties of crude oil, the chemical systems need to be investigated and improved accordingly. 
The paper presents the results of a research on completing the chemical systems for near-wellbore treatment in sandstone formation of Bach 
Ho and Rong fields by optimising the composition of acids in the chemical systems, adding additives to inhibit secondary precipitation and 
improve the compatibility with formation fluids. 
Key words: Acidising treatment, near-wellbore, sandstone, inorganic damage, improve oil production.
RESEARCH TO COMPLETE THE CHEMICAL SYSTEM 
FOR TREATING INORGANIC DAMAGE IN NEAR-WELLBORE 
SANDSTONE FORMATION TO IMPROVE OIL PRODUCTION 
Le Van Cong1, 2, Pham Ngoc Son1, Do Thanh Trung1, Nguyen Van Ngo1, Nguyen Quoc Dung3
1Petrovietnam Chemical and Services Corporation (PVChem)
2Hanoi University of Science and Technology
3Vietsovpetro
Email: conglv@pvchem.com.vn