Inorganic scale formation and well treatment methods in oil production wells in Cuu Long basin
Abstract
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.
References
Hoàng Long, “Nghiên cứu công tác xử lý acid trong lòng giếng và vùng cận đáy giếng cho các giếng khai thác dầu thuộc bể Cửu Long và Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam”, Viện Dầu khí Việt Nam, 2022.
Viện Dầu khí Việt Nam, “Nghiên cứu chế tạo và xây dựng quy trình công nghệ áp dụng hệ hóa phẩm xử lý sa lắng muối tại các mỏ đang khai thác có điều kiện nhiệt độ cao - áp suất cao”, 2018.
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.
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, 8 - 10 June 2010. DOI: 10.2118/135960-MS.
Vietnam Petroleum Institute, “Report of water compatibility study”, 2016.
Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng của mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2019.
Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển, “Kế hoạch phát triển mỏ Thỏ Trắng”, 2016.
Viện Dầu khí Việt Nam, “Phân tích nghiên cứu PVT nhằm mục đích xác định điều kiện và quy luật hình thành sa lắng muối trong giếng mỏ Thỏ Trắng”, 2019.
Thăng Long JOC, "Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2011.
Thăng Long JOC, "Kế hoạch phát triển mỏ (FDP) Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2018.
Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng của mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2016.
Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng của mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2018.
Thăng Long JOC, "Báo cáo xử lý giếng của mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng", 2019.
Từ Thành Nghĩa, Nguyễn Thúc Kháng, và Nguyễn Quốc Dũng, “Công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng các mỏ dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam”, Vietsovpetro, 2016.
1. The Author assigns all copyright in and to the article (the Work) to the Petrovietnam Journal, including the right to publish, republish, transmit, sell and distribute the Work in whole or in part in electronic and print editions of the Journal, in all media of expression now known or later developed.
2. By this assignment of copyright to the Petrovietnam Journal, reproduction, posting, transmission, distribution or other use of the Work in whole or in part in any medium by the Author requires a full citation to the Journal, suitable in form and content as follows: title of article, authors’ names, journal title, volume, issue, year, copyright owner as specified in the Journal, DOI number. Links to the final article published on the website of the Journal are encouraged.
