Nghiên cứu sử dụng khí gaslift cao áp tạo hệ bọt - acid xử lý vùng cận đáy giếng tại mỏ Bạch Hổ

37DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
PETROVIETNAM
Khi nồng độ HF còn lại thấp, cân bằng phản ứng 
chuyển dịch theo chiều ngược lại tạo acid HF:
 H2SiF6 + 4H2O → Si(OH)4 + 6HF 
Si(OH)4 kết tủa dưới dạng thể keo liền khối Si(OH)4.nH2O 
gây bít nhét, làm giảm độ thấm của vỉa sản phẩm.
Sắt là thành phần quan trọng trong một số khoáng vật 
vỉa như: khoáng dolomite giàu sắt - ankerite ((CaFeMg).
(CO3)2), siderite (FeCO3), pyrite (FeS2), sét clorit ((Mg, Al, 
Fe)12 [(Si3Al)8O20].(OH)16). Hợp chất sắt chứa trong lắng 
cặn hoặc sản phẩm ăn mòn có mặt trong ống khai thác, 
ống chống gồm: FeO, Fe2O3, Fe3O4, FeO.(OH). Hợp chất sắt 
cũng có thể có sẵn trong thành phần hóa phẩm pha chế 
dung dịch acid. Khi ở trong dung dịch acid mạnh các hợp 
chất sắt bị chuyển về dạng muối II hoặc muối III của sắt.
Trong quá trình tương tác của hỗn hợp acid với vỉa 
chứa, độ pH của dung dịch tăng lên. Khi pH tăng cao hơn 
2, muối sắt (III) kết tủa dưới dạng gel hydroxide sắt (III) - 
Fe(OH)3 gây bít nhét không gian rỗng. Muối sắt (II) cũng 
sẽ kết tủa dưới dạng trên khi pH vượt quá trung tính ( > 7). 
Trong trường hợp dung dịch acid đưa thêm chất oxy hóa 
(như oxy) vào vỉa thì các muối sắt (II) sẽ chuyển về sắt (III) 
làm tăng khả năng bít nhét.
Nhiệt độ cao là yếu tố chính, dẫn tới giảm chiều sâu 
xâm nhập của dung dịch acid vào vỉa vùng cận đáy giếng. 
Ngày nhận bài: 2/6/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 3 - 26/6/2019. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 4/7/2019.
NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG KHÍ GASLIFT CAO ÁP TẠO HỆ BỌT - ACID XỬ LÝ 
VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG TẠI MỎ BẠCH HỔ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 7 - 2019, trang 37 - 43
ISSN-0866-854X
Lê Đức Vinh1, Nguyễn Tuấn Minh2, Nguyễn Văn Trung2 
1Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội
2Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: leducvinh@humg.edu.vn
Tóm tắt
Việc tính toán, lựa chọn phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng hợp lý sẽ tiết kiệm chi phí, nâng cao khả năng thu hồi dầu cho các 
giếng khai thác. Đối với giếng có nhiệt độ cao, mức độ ngập nước lớn khi xử lý bằng acid, có thể dẫn đến hiện tượng tăng, thậm chí ngập 
nước toàn phần, do đó phải áp dụng công nghệ xử lý acid có chọn lọc. Đối với tầng móng mỏ Bạch Hổ, nhiệt độ vỉa cao (110 - 150oC), áp 
suất vỉa thấp, phương pháp được sử dụng có hiệu quả nhất là xử lý bằng bọt - acid bằng cách hòa trộn khí gaslift. 
Bài báo giới thiệu kết quả nghiên cứu sử dụng khí gaslift cao áp có sẵn trên giàn, hòa trộn và bơm đồng thời với hỗn hợp acid vào 
trong giếng để xử lý vùng cận đáy giếng. Kết quả cho thấy giải pháp này dễ áp dụng, giúp tiết giảm chi phí, nâng cao hiệu quả của công 
tác xử lý vùng cận đáy giếng trong các giếng có áp suất vỉa thấp, nhiệt độ vỉa cao, có độ ngập nước từ 10 - 30%.
Từ khóa: Xử lý vùng cận đáy giếng, xử lý acid, bọt - acid, gaslift, mỏ Bạch Hổ. 
1. Giới thiệu
Vùng cận đáy của các giếng dầu khí bị nhiễm bẩn 
bởi các nguyên nhân xảy ra trong quá trình khoan, khai 
thác, sửa giếng và lắng đọng muối Có rất nhiều phương 
pháp xử lý vùng cận đáy giếng đã và đang được áp dụng 
như: vỡ vỉa thủy lực, trái nổ, acid [1, 2]. Việc tính toán, 
lựa chọn phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng hợp lý sẽ 
tiết kiệm chi phí, nâng cao khả năng thu hồi dầu cho các 
giếng khai thác.
Công tác xử lý vùng cận đáy giếng (đặc biệt là xử lý 
bằng hệ acid sét) thời gian gần đây đạt kết quả không như 
mong đợi do điều kiện giếng đã thay đổi so với giai đoạn 
đầu khai thác [3].
Áp suất vỉa thấp nên sau khi xử lý, thời gian đưa sản 
phẩm phản ứng lên bề mặt sẽ kéo dài, đối với hệ acid sét 
nếu sản phẩm phản ứng không được đưa lên bề mặt thì 
các kết tủa thứ cấp (Si(OH)4, Fe(OH)3) sẽ được hình thành 
gây bít nhét, làm giảm độ thấm trong vùng cận đáy giếng.
Trong quá trình xử lý vỉa cát kết bằng HF, phản ứng 
hòa tan vật liệu silicate xảy ra khi nồng độ HF còn đủ cao:
SiO2 + 6HF → H2SiF6 + 2H2O
38 DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Nhiệt độ thúc đẩy tốc độ phản ứng hóa 
học, tăng tốc độ khuếch tán dẫn tới thúc 
đẩy phản ứng giữa acid với đá vỉa. Khi 
nhiệt độ vỉa cao, đặc biệt ở nhiệt độ > 
93oC, tốc độ phản ứng của dung dịch acid 
với đá vỉa sẽ tăng cao. Vì phản ứng với tốc 
độ cao, nên trong quá trình được bơm 
ép vào vỉa, acid đã tiêu hao đi rất nhanh 
do tác dụng mạnh với đá vỉa mà nó đi 
qua. Hậu quả của hiện tượng này là phần 
dung dịch đi tiếp vào sâu bên trong vừa 
có nồng độ acid thấp, vừa chứa nhiều sản 
phẩm phản ứng.
Theo kết quả tổng hợp [4], các giếng 
sau khi xử lý vùng cận đáy giếng ở Liên 
doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” thường 
có độ ngập nước tăng cao như: 410/BK3, 
40/MSP4, 10002/BK10 
Nguyên nhân của hiện tượng này là 
do dưới tác dụng của nhiệt độ cao, acid đi 
vào vùng có độ thấm lớn và phản ứng hòa 
tan vật liệu bít nhét. Khu vực có độ thấm 
lớn thường có độ bão hòa dầu thấp, chủ 
yếu là chứa nước nên dưới tác dụng của 
acid, sẽ cho dòng sản phẩm toàn nước, 
dẫn đến độ ngập nước tăng cao sau khi 
xử lý acid, đặc biệt ở các giếng thuộc đối 
tượng cát kết (Miocene, Oligocene). Do 
vậy công nghệ xử lý acid bình thường chỉ 
có thể áp dụng cho các giếng có độ ngập 
nước dưới 10%, trong khi đó rất nhiều 
giếng có độ ngập nước từ 10 - 30%.
Những giếng có độ ngập nước cao 
muốn xử lý bằng acid thì phải áp dụng 
công nghệ xử lý acid có chọn lọc.
2. Kết quả nghiên cứu
Thông thường, bọt - acid được tạo 
thành bằng cách nạp khí nitơ vào dung 
dịch acid muối (hoặc acid sét) và cho thêm 
các chất hoạt tính bề mặt. Chất hoạt tính 
bề mặt có tác dụng tạo nên những bọt - 
acid ngậm khí rất nhỏ, tăng độ bền vững 
bề mặt của các bọt - acid, dẫn tới làm giảm 
vận tốc hòa tan của acid với đất đá.
Dung dịch bọt - acid thường được 
khuấy trộn nhằm đảm bảo chất lượng bọt 
0
5
10
15
20
25
30
35
0
100
200
300
400
500
600
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
6/
20
07
6/
20
08
6/
20
09
6/
20
10
6/
20
11
6/
20
12
6/
20
13
6/
20
14
Giếng 410/BK3 (Oligocene dưới)
Q dầu, tấn/ngày Q nước, tấn/ngày
W
C 
(%
)
Xử lý acid 
0
20
40
60
80
100
120
0
50
100
150
200
250
1/2014 1/2015 1/2016 1/2017
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
Giếng 40/MSP4 (Miocene dưới)
Q dầu, tấn/ngày Q nước, tấn/ngày
W
C 
(%
)
Xử lý acid
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1/2014 1/2015 1/2016 1/2017 1/2018
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
Giếng 10002/BK10 (Móng)
Q dầu, tấn/ngày Q nước, tấn/ngày
W
C 
(%
)
Xử lý acid 
Q lỏng, tấn/ngày WC, %
Q lỏng, tấn/ngày WC, %
Q lỏng, tấn/ngày WC, %
0
5
10
15
20
25
30
35
0
100
200
300
400
500
600
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
6/
20
07
6/
20
08
6/
20
09
6/
20
10
6/
20
11
6/
20
12
6/
20
13
6/
20
14
Giếng 410/BK3 (Oligocen dưới)
Q dầu, tấn/ gày Q nước, tấn/ gày
W
C 
(%
)
Xử lý acid 
0
20
40
60
80
100
120
0
50
100
150
200
250
1/2014 1/2015 1/2016 1/2017
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
Giếng 40/MSP4 (Miocen dưới)
Q dầu, tấn/ gày Q nước, tấn/ gày
W
C 
(%
)
Xử lý acid
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
100
1/2014 1/2015 1/2016 1/2017 1/2018
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
Giếng 100 2/BK10 (Móng)
Q dầu, tấn/ gày Q nước, tấn/ gày
W
C 
(%
)
Xử lý acid 
Q lỏng, tấn/ gày WC, %
Q lỏng, tấn/ gày WC, %
Q lỏng, tấn/ gày WC, %
0
5
10
15
20
25
30
35
0
100
200
300
400
500
600
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
6/
20
7
6/
20
08
6/
20
09
6/
20
10
6/
20
11
6/
20
12
6/
20
13
6/
20
14
Giếng 410/BK3 (Oligocene dưới)
Q dầu, tấn/ngày Q nước, tấn/ ày
W
C 
(%
)
Xử lý acid 
0
20
40
60
80
100
120
0
50
100
150
200
250
1/2 14 1/2015 1/2016 1/2017
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
Giếng 40/MSP4 (Miocene dưới)
Q dầu, tấn/ngày Q nước, tấn/ngày
W
C 
(%
)
Xử lý acid
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1/2014 1/2015 1/2016 1/2017 1/2018
Lư
u 
lư
ợn
g 
(t
ấn
/n
gà
y)
Tháng
Giếng 10002/BK10 (Móng)
Q dầu, tấn/ngày Q nước, tấn/ngày
W
C 
(%
)
Xử lý acid 
Q lỏng, tấn/ngày WC, %
Q lỏng, tấn/ngày WC, %
Q lỏng, tấn/ngày WC, %
Hình 1. Động thái khai thác của giếng 410 sau khi xử lý vùng cận đáy giếng
Hình 2. Động thái khai thác của giếng 40/MSP4 sau khi xử lý vùng cận đáy giếng
Hình 3. Động thái khai thác của giếng 10002 sau khi xử lý vùng cận đáy giếng
39DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
PETROVIETNAM
- Trong quá trình gọi dòng, áp suất ở trong vùng 
cận đáy giếng giảm và các bọt khí nở ra tạo nên dòng 
chảy dầu khí mạnh có tác dụng rửa sạch các sản phẩm 
phản ứng trong các lỗ rỗng, khe nứt của đất đá sau khi 
xử lý.
- Trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao, các bọt - acid kéo 
dài thời gian hòa tan của dung dịch acid với đất đá.
Tuy nhiên, để thực hiện được công nghệ bơm bọt 
- acid cần rất nhiều phụ gia đặc biệt và thiết bị chuyên 
dụng: chất tạo bọt, chất hoạt tính bề mặt, khí nitơ, máy 
bơm khí nitơ áp suất cao, thiết bị tạo bọt..., dẫn đến giá 
thành xử lý bằng bọt - acid sẽ tăng lên, quy trình vận hành 
công nghệ xử lý khá phức tap, đòi hỏi tính chính xác cao, 
nên công nghệ bọt - acid này không được áp dụng rộng 
rãi trong công tác xử lý acid, đặc biệt là cho các giếng khai 
thác ngoài khơi.
Do phương pháp xử lý bằng bọt - acid còn hạn chế về 
thiết bị vận hành và chi phí khi áp dụng ngoài khơi nên 
phương pháp chưa được sử dụng phổ biến ở Việt Nam. 
Dựa vào kinh nghiệm thực tế xử lý acid vùng cận đáy giếng 
cũng như trao đổi về vấn đề kỹ thuật với các chuyên gia 
trên công trình biển, nhóm tác giả đã chọn được giải pháp 
cải tiến dựa trên cơ sở công nghệ bọt - acid, giữ nguyên 
được các ưu điểm của hệ bọt - acid. 
- Sử dụng khí gaslift cao áp hòa trộn và bơm đồng 
thời với hỗn hợp acid vào trong giếng để làm giảm tỷ trọng 
cũng như làm hạn chế sự tiếp xúc của acid với thành hệ 
dưới nhiệt độ cao (cho các giếng có áp suất bơm ở miệng 
nhỏ hơn áp suất khí gaslift) thông qua chạc 3 kết nối.
được duy trì ít nhất là 65% trong suốt quá trình xử lý, được 
xác định bằng công thức [6]:
Trong đó: 
FQ: Chất lượng bọt; 
Vg: Thể tích khí (m
3); 
Vl: Thể tích chất lỏng (m
3).
Ưu điểm của dung dịch bọt - acid là rất nhẹ (tỷ trọng 
của bọt - acid khoảng 0,3 - 0,8), có khả năng bơm ép sâu 
vào trong vỉa và sau khi xử lý, gọi dòng sản phẩm giếng 
dễ dàng.
Các ưu điểm vượt trội của dung dịch bọt - acid:
- Dung dịch bọt - acid làm chậm tốc độ hòa tan giữa 
dung dịch với đất đá do giảm bề mặt tiếp xúc giữa acid và 
đất đá nhờ các bọt khí, dẫn đến tăng chiều sâu tác động 
của dung dịch acid trong vỉa.
- Khi cho thêm chất hoạt tính bề mặt vào acid ngậm 
khí, dung dịch bọt - acid tạo thành ổn định và đảm bảo 
ngăn ngừa được sự tích tụ các bọt khí (hoặc không khí) khi 
chúng chuyển động với acid dọc theo cột ống khai thác 
và ở trong vỉa, giảm sức căng bề mặt trên ranh giới ngăn 
cách dầu - dung dịch acid trung hòa.
- Tỷ trọng của dung dịch bọt - acid nhỏ (0,3 - 0,8), các 
tính chất cấu trúc cơ học và độ nhớt của nó lớn cho phép 
làm tăng đáng kể khả năng tác động của acid lên toàn bộ 
bề dày của vỉa sản phẩm được mở.
=
+
=
+
=
+
= 0,65 
= 0,65 + 
− 0,65 = 0,65 
=
0,65
1 − 0,65
= 1,857 
(1)
Hình 4. Mô phỏng bọt - acid (a); bọt - acid thực tế (b)
(a) (b)
40 DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
- Ngoài ra, tỷ trọng dung dịch bơm thấp sẽ giúp quá 
trình gọi dòng đưa sản phẩm phản ứng lên bề mặt được 
nhanh chóng góp phần làm giảm nguy cơ kết tủa thứ cấp.
Tuy nhiên, để thực hiện giải pháp thành công, cần xác 
định thể tích acid và thể tích khí gaslift cần sử dụng. Bên 
cạnh đó, việc kết nối đường ống thiết bị bơm khí gaslift 
vào trong ống khai thác cũng quyết định thành công của 
công tác xử lý.
2.1. Tính thể tích khí gaslift
Hiệu quả chất lượng của dung bọt - acid xử lý phải 
được duy trì suốt trong quá trình bơm phải bằng 65%. Từ 
công thức (1) có:
Với đặc trưng tấm lỗ dùng điều chỉnh lưu lượng khí 
gaslift nhỏ nhất có tại các công trình biển của Vietsovpetro 
có dải đo từ 1.500 - 5.000m3/ngày (loại Flow orifice Range 
A). Theo công thức trên, có thể tính toán được lưu lượng 
khí gaslift để bơm được và đảm bảo hiệu quả về mặt lý 
thuyết.
2.2. Kết nối thiết bị
Quy trình kết nối thiết bị gồm 2 phần chính:
- Kết nối máy bơm đến đầu giếng: đơn giản như xử 
lý acid thông thường
- Kết nối đường ống khí gaslift có 3 cách:
 + Cách 1 (sử dụng trên BK): Kết nối đường ống từ 
đầu chờ trên cụm SKID-2 của giếng không làm việc hoặc 
làm việc yếu (ít dầu) đến van chạc 3 để hòa trộn cùng với 
acid được bơm trực tiếp vào ống khai thác của giếng đang 
được xử lý (Hình 5).
 + Cách 2 (sử dụng trên các giàn MSP): Sử dụng bộ 
SKID-2 đi kèm của giếng không làm việc hoặc làm việc 
yếu (ít dầu) để đưa khí gaslift vào ống khai thác của giếng 
được xử lý acid thông qua đường dập giếng (Hình 6). Hoặc 
kết nối ống mềm lấy khí trực tiếp từ giếng không làm việc 
hoặc làm việc yếu (Hình 7).
+ Cách 3 (đối với các giếng sử dụng hệ thống điều 
khiển khí gaslift độc lập): Lấy khí trực tiếp từ giếng xử lý 
qua đường dập giếng để đi trực tiếp vào ống khai thác 
không cần nối thêm ống mềm lấy khí (Hình 8).
=
+
=
+
=
+
= 0,65 
= 0,65 + 
− 0,65 = 0,65 
=
0,65
1 − 0,65
= 1,857 
Hình 5. Sơ đồ kết nối cách 1
41DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
PETROVIETNAM
Sơ đồ kết nối (Hình 5 - 8): Đ - trạng thái van đóng, M - 
trạng thái van mở.
Giải pháp sử dụng acid bơm kết hợp với gaslift nếu 
được đưa vào áp dụng, sẽ giúp nâng cao hiệu quả của 
công tác xử lý vùng cận đáy giếng trong các giếng có áp 
suất vỉa thấp, nhiệt độ vỉa cao, có độ ngập nước từ 10 - 
30%. Đặc biệt, giải pháp không cần bổ sung thiết bị, vật 
liệu nào khác, mà có thể tận dụng các thiết bị có sẵn, nên 
rất dễ áp dụng như công tác xử lý acid bằng công nghệ 
truyền thống.
Việc áp dụng giải pháp sẽ giúp tiết giảm chi phí cho 
công tác xử lý vùng cận đáy giếng. Trong đó, đáng kể nhất 
là chi phí tiết kiệm được do việc không dùng các vật liệu 
như: chất tạo bọt, khí nitơ dùng để tạo bọt, thuê thiết bị và 
dịch vụ chuyên dụng để tạo bọt nitơ.
2.3. Áp dụng thử nghiệm
Từ giai đoạn đầu, lưu lượng khai thác của giếng 488/
BK3 lớn. Với đặc điểm tầng sản phẩm là tầng móng, bị 
nhiễm bẩn bởi các tạp chất lắng đọng, gây cản trở rất lớn 
đến dòng dầu vào giếng. Quá trình tính toán, xử lý nhũ 
tương acid - dầu kết hợp trộn khí gaslift diễn ra thuận lợi 
và đạt được hiệu quả tốt, áp suất vỉa cao. Số liệu sau khi 
xử lý được đo và thu thập lại hàng ngày, sau 1 năm tính 
từ thời điểm bắt đầu xử lý (từ 18/2/2018 đến 18/2/2019).
Hình 6. Sơ đồ kết nối cách 2
Hình 7. Sơ đồ kết nối cách 2
42 DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
3. Kết luận
Phương pháp xử lý cho vùng cận đáy giếng chủ yếu 
dựa trên 2 nguyên tắc: Lấy đi phần nhiễm bẩn của thành 
hệ, làm tăng độ thấm trong vùng lân cận của giếng; phục 
hồi và mở rộng khe nứt truyền dẫn dòng dầu - khí từ vỉa 
vào giếng, gia tăng bán kính hiệu dụng.
Tùy theo nguyên nhân nhiễm bẩn và điều kiện địa 
chất để lựa chọn phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng 
khác nhau. Đối với tầng móng mỏ Bạch Hổ, nhiệt độ vỉa 
cao (110 - 150oC), áp suất vỉa thấp thì phương pháp được 
sử dụng có hiệu quả nhất là xử lý bằng bọt - acid bằng 
cách hòa trộn khí gaslift. Với công nghệ xử lý hỗn hợp hóa 
Hình 9. Biểu đồ sản lượng khai thác giếng 488 trước và sau khi xử lý
Hình 8. Sơ đồ kết nối cách 3
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Q, tấn/ngày
Xử lý acid 
43DẦU KHÍ - SỐ 7/2019 
PETROVIETNAM
chất, các thiết bị phụ trợ, công tác bảo vệ con người, môi 
trường không quá phức tạp và phân tích về kinh tế đã 
chứng minh tính khả thi và hiệu quả của phương pháp 
này.
Tài liệu tham khảo
1. Lê Phước Hảo. Cơ sở khoan và khai thác dầu khí. 
Nhà xuất bản Đại học Quốc gia Tp. Hồ Chí Minh. 2002.
2. Từ Thành Nghĩa, Nguyễn Thúc Kháng, Lê Việt 
Hải, Dương Danh Lam, Nguyễn Quốc Dũng, Nguyễn Văn 
Trung, Phan Đức Tuấn. Công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng 
các mỏ dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. Nhà xuất bản Đại 
học Quốc gia Tp. Hồ Chí Minh. 2016.
3. Vietsovpetro. Những vấn đề cơ bản của quá trình 
khai thác dầu bằng gaslift đối với các mỏ dầu khí của 
Vietsovpetro. 2007.
4. Nguyễn Tuấn Minh, Nguyễn Văn Trung, Nguyễn 
Duy Hoạt, Nguyễn Văn Thắng, Nguyễn Như Ý. Sử dụng hỗn 
hợp acide hòa trộn với khí gaslift (khí gaslift-acide) nhằm 
nâng cao hiệu quả trong công tác xử lý vùng cận đáy giếng 
cho các giếng có nhiệt độ vỉa cao, áp suất vỉa thấp và độ 
ngập nước cao ở Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”. Giải 
pháp sáng kiến cải tiến kỹ thuật hợp lý hóa sản xuất tại 
Vietsovpetro. 5/12/2018; số đăng ký 1527.
5. И.П.Чоловского. Спутник нефтегазо-
промыслого геолога. Справочник. Недра, Москва. 1989.
6. Alexander Letichevskiy, Alexey Nikitin, Alexey 
Parfenov, Vitaliy Makarenko, Ilya Lavrov, Gleb Rukan, 
Dmitry Ovsyannikov, Ruslan Nuriakhmetov, Alexander 
Gromovenko. Foam acid treatment - The key to stimulation 
of carbonate reservoirs in depleted oil fields of the Samara 
region. SPE Russian Petroleum Technology Conference. 
2017.
Summary
The calculation and selection of appropriate treatment methods for the near-bottom zone will save costs and improve oil recovery 
capacity for the production wells. Wells with high temperatures and high levels of flooding when treated with acid may face increased 
flooding or even submerged conditions, therefore selective acid treatment technology must be applied. For Bach Ho basement with high 
reservoir temperature (110 - 150oC) and low reservoir pressure, the most effective method is foam-acid treatment by mixing gas lift.
The article presents the results of research on using high-pressure gas lift available on rigs, mixing and pumping simultaneously with 
the acid mixture into the well to treat the near-bottom zone. The results show that this solution is easy to apply, helps to reduce costs, 
and improves the efficiency of the treatment of the near-bottom zone of wells with low reservoir pressure, high reservoir temperature, 
and flooding level from 10 - 30%. 
Key words: Treatment of the near-bottom zone, acid treatment, foam-acid, gas lift, Bach Ho field.
STUDY TO USE GAS LIFT TO CREATE FOAM-ACID SYSTEM 
TO HANDLE NEAR-BOTTOM ZONE IN BACH HO FIELD
Le Duc Vinh1, Nguyen Tuan Minh2, Nguyen Van Trung2
1Hanoi University of Mining and Geology
2Vietsovpetro
Email: leducvinh@humg.edu.vn