NGHIÊN CỨU KHOA HỌC-ĐỀ TÀI:" Các giỉ pháp công nghệ xử lý giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở giai đoạn khai thác cuối cùng của mỏ bạch hổ" potx

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
ĐỀ TÀI: “Các giải pháp công nghệ xử lí
giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở
giai đoạn khai thác cuối cùng của mỏ
Bạch Hổ”













NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
Thăm dò, Khai thác
Các giải pháp công nghệ xử lí giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi
dầu ở giai đoạn khai thác cuối cùng của mỏ Bạch Hổ
Việc tăng sản lượng các giếng khai thác dầu, nâng cao hệ số khai thác dầu của mỏ là
nhiệm vụ rất quan trọng của các công ty dầu khí.

Bài báo này trình bày bản chất, quy trình công nghệ tiến hành, đánh giá và bài học kinh
nghiệm của các phương pháp Xử lí giếng ở mỏ Bạch Hổ trong 20 năm qua. Trong quá

trình tiến hành từ 1988 đến 2008. Các giải pháp công nghệ xử lí giếng đã mang lại hiệu
quả kinh tế cao, góp phần hoàn thành kế hoạch khai thác dầu của XNLD Vietsovpetro
(VSP).
I. MỞ ĐẦU
Khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang lại
hiệu quả kinh tế cao nhất so với các ngành khác. Tuy nhiên trong các quá trình khoan,
hoàn thiện giếng, khai thác và sửa chữa giếng đều gây ra hiện tượng nhiễm bẩn thành hệ
ở các mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng khai thác của giếng. Chính vì vậy cần phải
có các giải pháp công nghệ tối ưu tác động lên vùng cận đáy giếng để tăng hệ số thu hồi
dầu khí và kéo dài thời gian khai thác của mỏ.
Trong những năm qua, XNLD Vietsovpetro đã tiến hành hàng loạt các giải pháp công
nghệ tác động lên vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ & Rồng và đã mang lại những hiệu
quả kinh tế to lớn. Mỏ Bạch Hổ thuộc loại có trữ lượng lớn trên thế giới với hai đặc trưng
cơ bản: Dầu chứa trong đá móng và dầu nhiều parafin.
Với trữ lượng dầu – khí hiện có, từ hai đặc trưng cơ bản trên, việc nghiên cứu và ứng
dụng các giải pháp công nghệ - kỹ thuật đúng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu có ý
nghĩa đặc biệt quan trọng. Sau đây sẽ phân tích các nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ
& các giải pháp công nghệ - kỹ thuật đã và sẽ ở áp dụng XNLD Vietsovpetro để duy trì
sự khai thác bền vững, nâng cao hệ số thu hồi dầu của các mỏ dầu khí.
II. CÁC NGUYÊN NHÂN CHÍNH GÂY NHIỄM BẨN THÀNH HỆ
1. Quá trình khoan
Sự trương nở của các khoáng vật sét có mặt trong các tầng sản phẩm khi tiếp xúc với
nước, đặc biệt khi tiếp xúc với dung dịch có độ kiềm cao (hệ Lignosunfonal) đã làm co
thắt các lỗ rỗng của tầng chứa. Quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào các
lỗ hổng mao dẫn thuộc tầng chứa đã tạo ra thể nhũ tương nước – dầu bền vững, làm giảm
độ thấm. Ngoài ra, chất thấm lọc còn mang theo các ion có thể tạo các phản ứng hóa học
để tạo thành các muối không tan.
Thêm vào đó, sự xâm nhập của pha rắn trong dung dịch khoan vào thành hệ làm bít nhét
các lỗ hỗng và khe nứt của collector. Mức độ nhiễm bẩn của tầng chứa càng nghiêm
trọng hơn nếu sự chênh áp giữa cột dung dịch và vỉa càng lớn, sập lở thành giếng khoan

hoặc mất dung dịch khoan…
2. Quá trình chống ống và trám xi măng
Sau khi chống ống và bơm trám xi măng, khu vực nhiễm xi măng có độ thấm bằng
không. Việc khôi phục độ thấm tự nhiên của vỉa gặp khó khăn vì tổn thất thủy lực cục bộ
tại bề mặt phân cách giữa đáy giếng và vỉa sản phẩm tăng, làm triệt tiêu một phần áp lực
vỉa và làm giảm hệ số sản phẩm của giếng.
Ngoài ra, các sản phẩm sinh ra do phản ứng giữa chất phụ gia và dung dịch đệm cũng gây
nhiễm bẩn thành hệ.
3. Công nghệ hoàn thiện giếng và mức độ mở vỉa
Các loại nhiễm bẩn của dung dịch hoàn thiện giếng gây ra cũng tương tự như dung dịch
khoan:
+ Làm giảm độ thấm và khả năng khai thác của vỉa do sự bít nhét của các vật rắn và
polime có trong dung dịch.
+ Do sự trương nở và khuếch tán của sét, sự thấm lọc của khối nhũ và sự lắng đọng của
các chất cặn bẩn.
Đặc biệt trong các giếng khai thác có áp suất thấp, cần chú ý đến biện pháp khống chế
mất dung dịch làm chết giếng.
Giếng hoàn thiện về mặt thủy động lực là giếng được mở vỉa toàn bộ chiều dày của tầng
sản phẩm và không chống ống để đảm bảo tính thấm tự nhiên của vỉa.
Khi mở vỉa bằng cách chống ống, trám xi măng sau đó bắn mở vỉa thỉ sự nhiễm bẩn do
lớp xi măng, mảnh vụn, sự nén ép xung quanh lỗ bắn, lớp kim loại nóng chảy… làm
giảm hệ số sản phẩm của vỉa giảm.
4. Quá trình khai thác
Hiện tượng nhiễm bẩn dễ xảy ra khi khai thác với tốc độ cao hoặc gây ra hiện tượng giảm
áp đột ngột. Sự lắng đọng của muối, parafin, chất rắn, quá trình sinh cát, sự tạo thành
hydrat và nhũ tương trong quá trình khai thác cũng làm tăng đáng kể mức độ nhiễm bẩn
thành hệ.
5. Quá trình sửa chữa và xử lí giếng
Trong quá trình sửa chữa giếng cũng gây ra nhiễm bẩn thành hệ do dung dịch sửa chữa
giếng, vật liệu tạo cầu xi măng, do vữa xi măng còn dư trong giếng…

Dung dịch dập giếng (thường sử dụng là dung dịch gốc nước, nước biển đã xử lí bằng
PAV và dung dịch sét), có tỷ trọng lớn nên dễ dàng xâm nhập sâu vào vỉa hơn dung dịch
khoan và dung dịch mở vỉa và dễ tạo muối kết tủa. Thêm vào đó hiệu ứng pistông khi kéo
thả bộ dụng cụ sửa chữa giếng, thiết bị đo trong giếng cũng làm trầm trọng hơn vấn đề.
Ngoài ra, trong quá trình xử lí giếng còn có nguy cơ tạo kết tủa do sử dụng các sản phẩm
có chứa các ion gây kết tủa hoặc kết tủa sắt trong các ống chống và các thiết bị lòng
giếng.
Các thành phần hạt vụn trong quá trình nứt vỉa cũng là nguyên nhân gây ra sự nhiễm bẩn
tầng sản phẩm.
Để khắc phục những nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ làm giảm sản lượng khai thác
dầu khí ở các mỏ, XNLD Vietsovpetro đã tiến hành hàng loạt các giải pháp công nghệ
khắc phục.
III. CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÍ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG
Ở mỏ Bạch Hổ & Rồng trong thời gian khai thác từ năm 1988-2008 đã và đang tiến hành
các giải pháp công nghệ xử lí vùng cận đáy giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu & khí
và kéo dài thời gian khai thác của các mỏ.
1. Vỡ vỉa thủy lực
Phương pháp này có hiệu quả trong tầng Oligoxen. Công nghệ nứt vỉa hết sức phức tạp
đòi hỏi nhiều thời gian, công sức và thiết bị cho quá trình xử lí. Không tiến hành nứt vỉa
thủy lực ở những giếng có sự cố kỹ thuật như khoảng bắn (phin lọc) của giếng bị phá vỡ,
cột ống chống bị biến dạng, chất lượng xi măng bơm trám kém.
a. Bản chất & vai trò và công nghệ vỡ vỉa thuỷ lực
Phương pháp vỡ vỉa thủy lực được ứng dụng đầu tiên ở Mỹ năm 1947, từ đó đến nay,
phương pháp vỡ vỉa thủy lực ngày càng hoàn thiện không ngừng về công nghệ-kỹ thuật,
thiết bị chuyên dụng hiện đại. XNLDVSP bắt đầu ứng dụng từ 1994 do các công ty nổi
tiếng chuyên thực hiện: Schumberger, Halliburton.
*. Bản chất của phương pháp là bơm dung dịch vỡ vỉa (gốc dầu hoặc gốc nước) vào giếng
với áp suất cao, lưu lượng lớn để gây ra sự vỡ vỉa tạo khe nứt trong vỉa (Hình 1). Tại mỏ
Bạch Hổ, áp suất vỡ vỉa trên bề mặt được ghi nhận đối với từng giếng khác nhau thì có
giá trị khác nhau và dao động trong khoảng 350-500 atm. Khối lượng chất lỏng dùng cho

một lần vỡ vỉa thuỷ lực từ 120-150m
3
. Sau khi bơm chất lỏng gây vỡ vỉa thì chất lỏng
liên kết dạng gel trộn với cát nhân tạo (proppant) theo tỷ lệ tăng dần (1-3-5-7-9 PPA)
(pound propant added = pound/gallon) được tiếp tục bơm vào vỉa. Tổng khối lượng
proppant dùng cho một lần vỡ vỉa đối với từng giếng khác nhau thì có giá trị khác nhau
và dao động trong khoảng 20-50 tấn. Proppant đóng vai trò làm chất chèn khe nứt trong
vỉa vừa mới tạo thành để tạo vùng có độ thẩm thấu tốt và giữ cho khe nứt không bị khép
lại sau khi xả áp suất bơm.


Hình 1. Sự tạo thành khe nứt trong vỉa
b. Vai trò phương pháp vỡ vỉa thủy lực
- Tăng độ thấm của tầng đá chứa và cũng là tăng hệ số sản phẩm của giếng.
- Tăng sản lượng khai thác dầu, cải thiện hệ số thu hồi dầu của mỏ.
- Giảm tổn thất áp suất nhằm tăng hiệu quả sử dụng nguồn năng lượng vỉa.
- Điều chỉnh d.ng và độ tiếp nhận theo chiều dày của tầng sản phẩm.
- Thu hồi vốn nhanh hơn, mang hiệu quả kinh tế lớn.
c. Công nghệ vỡ vỉa thuỷ lực
Công nghệ phá vỡ vỉa thủy lực có chèn cát được tiến hành theo các bước sau:
* Công việc chuẩn bị giếng và lắp đặt thiết bị chuyên dụng trên giàn
Tiến hành sửa chữa giếng để kéo toàn bộ bộ cần ống ép hơi và thiết bị lòng giếng lên,
bơm rửa giếng, tiến hành các công việc khảo sát địa chất – kỹ thuật hay các công tác khác
để chuẩn bị giếng nếu cần thiết, thả bộ cần ống ép hơi mới với Packer chuyên dụng đến
độ sâu thiết kế, mở Packer, lắp đặt đường ống cao áp từ miệng giếng đến đầu treo ống
mềm cao áp, sau khi tàu vỡ vỉa chuyên dụng cập vào giàn, kéo ống mềm cao áp lên đầu
treo của nó và kết nối với đường ống cao áp vừa mới lắp đặt trên giàn. Toàn bộ hệ thống
đường ống cao áp từ máy bơm trên tàu tới miệng giếng được bơm ép thử
áp suất tới 700 atm.
* Quá trình vỡ vỉa thủy lực

- Chính xác hoá các thông số địa chất - kỹ thuật của hệ giếng-vỉa (Data Frac):
+ Bơm ép vào vỉa chất lỏng “tuyến tính” với các chế độ bơm khác nhau (Hình 2) nhằm
xác định các thông số kỹ thuật-địa chất của hệ giếng-vỉa như mức độ tổn thất áp suất của
hệ, áp suất vỡ vỉa, áp suất vỉa đóng lại, hệ số mất chất lỏng vỡ vỉa, sự hình thành khe nứt
trong vỉa v.v.
+ Sau khi thực hiện bước trên đây, phân tích số liệu sẽ được tiến hành, các thông số kể
trên được xác định và kế hoạch vỡ vỉa thuỷ lực ban đầu được tính toán thiết kế lại và điều
chỉnh cho phù hợp với thực tế.


Hình 2. Biểu đồ thực tế của quá trình thực hiện DataFrac.


Hình 3. Biểu đồ thực tế của quá trình thực hiện Main Frac
* Quy trình vỡ vỉa thuỷ lực chính (Main Frac) (Hình 3, Hình 4):
- Bơm ép vào vỉa chất lỏng linear fluid vào vỉa nhằm tạo nứt vỉa thuỷ lực với khối lượng
khoảng 50-60m
3
, lưu lượng - 3.18m
3
/ph., áp suất bơm trên bề mặt khoảng 400-500 atm
(Hình 4a).
- Bơm ép vào vỉa chất lỏng gel liên kết “Crosslinked gel” cùng với cát nhân tạo
(Proppant), khối lượng proppant cho vào theo tỷ lệ tăng dần 1- 3-5-7-9 PPA
(pound/gallon) phụ thuộc vào các tính chất của vỉa (Hình 4b). Theo dõi cẩn thận quá trình
bơm proppant vào vỉa và phải dừng đúng lúc nếu thấy có hiện tượng áp suất tăng đột ngột
gây ra tắc nghẽn proppant trong lòng giếng
- Bơm ép thay thế toàn bộ khối lượng gel với proppant trong l.ng giếng vào vỉa (Hình
4c).Bước tiếp theo kết thúc công nghệ vỡ vỉa thủy lực: Đóng giếng chừng khoảng thời
gian 12 – 24 giờ để proppant trong vùng cận đáy giếng ổn định vị trí và liên kết gel bị phá

huỷ. Kéo Packer lên, bơm rửa làm sạch vùng đáy giếng. Thả bộ cần ống khai thác cùng
với các thiết bị lòng giếng phù hợp, lắp đặt cây thông. Tiến hành gọi dòng sản phẩm và
đưa giếng vào khai thác.

Hình 4. Sơ đồ quá trình chính vỡ vỉa thủy lực (Main Frac)
2. Đạn hơi tạo áp suất phối hợp xử lí axit
Phương pháp này có hiệu quả trong tầng Oligoxen. Ưu điểm của phương pháp là mất ít
thời gian và công sức, vừa tạo ra khe nứt mới vừa xử lí các chất cặn, các mảnh vụn, mở
rộng khe nứt cũ.
Nhược điểm là khe nứt dễ bị khép lại, dễ làm biến dạng cột ống hay bị rối cáp ảnh hưởng
đến chất lượng của giếng.
Bản chất của phương pháp: Đạn tạo áp suất được thả trên dây cáp điện xuống vùng đáy
giếng đốt cháy nổ tạo ra một áp suất cho phép làm phá vỡ vỉa. Thời gian cháy có thể điều
chỉnh kéo dài một vài phút đến một phần của giây (0,01-1giây) trong khoảng giới hạn
vùng thân giếng tạo ra áp suất lớn từ 100-250MPa. Cường độ mạnh của quá trình thay
đổi phụ thuộc vào khối lượng của đạn nổ (từ 20- 500kg).
3. Xử lí bằng axít
a. Dung dịch axit
Phương pháp xử lí này có thể áp dụng đối với vỉa có nhiệt độ thấp và có hiệu quả cao
trong tầng Mioxen. Ưu điểm chính là đơn giản và thời gian xử lí nhanh. Phương pháp này
có nhược điểm là tốc độ ăn mòn cao, không xâm nhập sâu vào vỉa, cần nhiều kinh
nghiệm để chọn thời gian giữ axit hợp lí. Bản chất của phương pháp là: Hỗn hợp dung
dịch axit (axit HCl, axit HF, axit acetic CH3COOH cùng với chất chống ăn mòn) được
bơm ép vào vùng cận đáy giếng. Chờ phản ứng xảy ra, tiến hành gọi dòng sản phẩm
trong vỉa và đánh giá hiệu quả.
b. Rửa axit
Rửa axit đây là dạng cần thiết đầu tiên của sự tác dụng axit để cho tất cả các giếng có
thân trần ở vỉa sản phẩm (thân giếng đi qua vùng sản phẩm không thả ống chống và bơm
trám xi măng) sau khi khoan, mở vỉa hoặc trong quá trình mở vỉa.
Bản chất của phương pháp: Hỗn hợp dung dịch axit được tính toán và bơm vào vùng đáy

giếng một khối lượng thích hợp. Chờ phản ứng xảy ra và bơm rửa ngược để đưa sản
phẩm của phản ứng đi lên, làm sạch đáy giếng. Phương pháp này được áp dụng rất nhiều
giếng khai thác, bơm ép có hiệu quả ở Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro.
c. Bọt axit
Phương pháp này xử lí hiệu quả trong tầng Oligoxen. Ưu điểm là bọt axit có thể xâm
nhập sâu vào vỉa, tăng sự bao bọc tác dụng lên toàn bộ chiều dày của tầng sản phẩm.
Công tác gọi dòng sau xử lí dễ dàng. Phương pháp này có hạn chế là công nghệ xử lí
tương đối phức tạp và cần đặc biệt chú ý đến công tác an toàn.
(a) Bơm ép chất lỏng vỡ vỉa thuỷ lực (linear fuid).
(b) Bơm ép chất lỏng gel liên kết (Crosslinked gel) với proppant vào vỉa.
(c) Bơm ép thay thế chất lỏng gel liên kết với proppant trong giếng vào vỉa.
Bản chất của dạng được xử lí được thể hiện như sau: Trong vùng cận đáy giếng, bơm hỗn
hợp dung dịch bọt tạo ra bởi dung dịch axit với khí Nitơ cùng với chất hoạt tính bề mặt
và bơm ép vào vỉa sản phẩm. Khi tiến hành xử lí sử dụng máy bơm axit chuyên dụng và
máy nén khí (Hình 5).

Hình 5. Sơ đồ thiết bị công nghệ xử lí giếng bằng bọt axit
d. Nhũ tương axit
Phương pháp này xử lí rất hiệu quả trong tầng Móng và Oligoxen, đạt hiệu quả cao nhất
trong các phương pháp xử lí axit. Các ưu điểm là công nghệ không phức tạp, áp suất làm
việc không cao, tính ăn mòn thép thấp, khả năng xâm nhập sâu. Tuy nhiên cần xác định
một cách hợp lí thời gian đóng giếng sau mỗi chu kỳ bơm ép, nồng độ axit, tỷ lệ pha chế
nhũ tương thích hợp với tính chất của đất đá tầng chứa.
Bản chất của giải pháp này là: Dung dịch xử lí ngoài axit còn có dầu tách khí (có thể là
dầu diezel) cùng với chất hoạt tính bề mặt dưới dạng nhũ tương. Nhũ dầu axit sẽ làm
giảm bề mặt tiếp xúc giữa axit với đất đá vòng ngoài và tạo điều kiện hỗn hợp này đi vào
vỉa sâu hơn so với hỗn hợp axit bình thường. Đồng thời nhũ tương dầu-axit sẽ làm giảm
khả năng ăn mòn kim loại của axit. Giải pháp nhũ tương dầu-axit được tiến hành bằng
cách bơm đồng thời hoặc kế tiếp nhau các thành phần nhũ tương khí-dầu-axit vào giếng
xử lí (Hình 6). Tỉ lệ thể tích của các thành phần và trình tự bơm nhũ tương được lựa chọn

sao cho đạt được khả năng hoà khí lớn nhất trong hỗn hợp nhũ tương dầu-axit.
Công nghệ này được áp dụng xử lí ở những đối tượng có áp suất vỉa thấp. Ưu thế của
giáp pháp này được khơi thông mạnh & tháo nhanh những chất gây bẩn và các sản phẩm
phản ứng từ vỉa vào đáy giếng sau đó theo sản phẩm khai thác đi lên.

Hình 6. Sơ đồ thiết bị công nghệ xử lí giếng bằng nhũ tương axit
IV. HIỆU QUẢ KINH TẾ CỦA CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ XỬ LÍ GIẾNG
TỪ 1988 - 2008


Bảng 1. Kết quả của các phương pháp xử lí giếng ở mỏ Bạch Hổ và Rồng
Nghiên cứu các số liệu thực tế ở mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988 - 2008 cho thấy công
tác xử lí giếng khai thác dầu không ngừng tăng về số lượng và hiệu quả xử l.: 414 lần xử
lí bằng các phương pháp khác nhau với lượng dầu thu thêm được là 1.835.104 tấn. Hiệu
quả của phương pháp xử lí giếng được đánh giá dựa trên kết quả lượng dầu thu thêm
được trên một lần xử lí. Kết quả xử lí (Bảng 1, Hình 7 và Hình 8) cho thấy:
- Phương pháp nhũ tương axit đã được áp dụng nhiều nhất với 229 lần (chiếm 55,3%),
trong đó có 182 lần xử lí thành công (79,5%) với lượng dầu thu thêm được 1.394.850 tấn
(chiếm 76,0%).
Hiệu quả xử lí của phương pháp này cao nhất tại mỏ Bạch Hổ.
- Phương pháp nứt vỉa thủy lực đã được tiến hành 55 lần (chiếm 15%) và có 37 lần thành
công (67,2%) với lượng dầu thu thêm chỉ có 176.928 tấn (chiếm 9,6%). Hiệu quả kinh tế
do phương pháp xử lí mang lại khá cao.
- Phương pháp xử lí bằng đạn tạo áp suất phối hợp với xử lí axit đã áp dụng 33 lần
(chiếm 7,9%), trong đó 16 lần thành công (48,5%) với lượng dầu thu thêm là 117.590 tấn
(chiếm 6,4%). Hiệu quả kinh tế chỉ đạt mức trung bình.
- Phương pháp xử lí bằng dung dịch axit đã tiến hành 86 lần (chiếm 21,0%) thì có 63 lần
thành công (73,0%) với lượng dầu thu thêm được 134.036 tấn (chiếm 7,3%). Hiệu quả
kinh tế mang lại là khá cao.
- Phương pháp xử lí bằng bọt axit được áp dụng ít nhất với 5 lần (chiếm 1,2%) trong đó

có 3 lần thành công (60%), thu thêm 11.700 tấn (chiếm 0,64%) đạt hiệu quả kinh tế khá ở
mức trung bình.
- Năm 2001 là năm xử lí thành công nhất với lượng dầu thu thêm cao nhất là 558.000 tấn
với chỉ hai phương pháp nhũ tương axit và nứt vỉa thủy lực, trong đó xử lí bằng nhũ
tương axit tăng thêm 550.000 tấn.
Như vậy, phương pháp nhũ tương axít là phương pháp xử lí vùng cận đáy giếng được áp
dụng rộng rãi nhất và cũng là phương pháp đạt hiệu quả cao nhất ở mỏ Bạch Hổ.

Hình 7. Mức độ áp dụng và hiệu quả xử lí vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ từ 1988 -
2008

Hình 8. Khối lượng dầu khai thác thêm được của từng phương pháp xử lí giếng từ 1988 –
2008
KẾT LUẬN
Công tác xử lí vùng cận đáy giếng trong thời gian 1988 – 2008 ở mỏ Bạch Hổ & Rồng đã
mang lại hiệu quả kinh tế cao, góp phần duy trì và gia tăng sản lượng khai thác toàn mỏ.
Phương pháp, nhũ tương axit là phương pháp xử lí áp dụng rộng rãi nhất và đạt hiệu quả
cao nhất.
Theo thời gian khai thác áp suất vỉa giảm dần, việc xử lí ngày càng gặp khó khăn, đặc
biệt công tác gọi dòng sau sửa chữa và xử lí giếng. Do đó trong thời gian tới cần phải:
- Tiếp tục hoàn thiện công nghệ xử lí tăng sản lượng khai thác dầu trên cơ sở đúc kết kinh
nghiệm trong những năm qua, đặc biệt chú trọng nâng cao hiệu quả xử lí của từng
phương pháp.
- Tăng cường công tác xử lí giếng bằng hóa chất chủ yếu là là dung dịch axit và nhũ
tương axit.
- Tổng kết, đánh giá và hoàn thiện quy trình công nghệ xử lí giếng bằng phương pháp cơ
học (vỡ vỉa thuỷ lực).
- Tìm kiếm các phương pháp xử lí giếng mới, đảm bảo có hiệu quả cao (gây xung rung ở
vùng cận đáy, các phương pháp ngăn cách vỉa nước nhỏ trong các giếng khai thác dầu
bằng hóa chất…)

Ks. Trần Văn Hồi, Ts. Cao Mỹ Lợi
Ks. Nguyễn Văn Kim, Ks. Lê Việt Hải
XNLD Vietsovpetro
(Theo TCDK số 5-2009