Damage mechanism at near-wellbore region and treatment solutions for production wells in Cuu Long and Nam Con Son basins, continental shelf of Vietnam
Abstract
Near-wellbore damage or contamination can be caused by a combination of several mechanisms, including clay swelling, drilling mud loss or change in water saturation, wettability alteration, emulsion blockage, mutual precipitation of soluble salts in the wellbore-fluid filtrate
and formation water due to significant and relatively abrupt changes of kinetic parameters like pressure and temperature, deposition of paraffin or asphaltenes, fine migration, etc. In this paper, the main causes of near-wellbore contamination of several wells in the Cuu Long
basin are presented.
Based on the analysis of the actual production status of contaminated wells, and the mechanisms of scale formation and fine migration, the most appropriate treatment methods are proposed for production stimulation of the oil wells in the Cuu Long and Nam Con Son basins.
Optimal acidising treatment for the near-wellbore region will contribute to minimising risks, improving production efficiency and facilitating field management and operation.
References
Hoàng Long, “Nghiên cứu lựa chọn các giải pháp công nghệ và thực nghiệm đánh giá các tác nhân nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng trầm tích lục nguyên của các mỏ dầu thuộc bể Cửu Long”, Viện Dầu khí Việt Nam, 2022.
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Báo cáo trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí hàng năm của các mỏ dầu khí (Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Tê Giác Trắng, Rạng Đông…); Báo cáo và phê duyệt trữ lượng dầu khí (RAR), HIIP; Báo cáo trữ lượng dầu khí cập nhật, Kế hoạch phát triển mỏ đại cương (ODP); Kế hoạch phát triển mỏ (FDP); Kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh của các mỏ thuộc bể trầm tích Cửu Long.
Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển, “Sơ đồ công nghệ điều chỉnh mới khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ”, 2018.
D. Brant Bennion, “An overview of formation damage mechanisms causing a reduction in the productivity and injectivity of oil and gas producing formations”, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 41, No. 11, 2002. DOI: 10.2118/02-11-DAS.
Oscar Medina-Erazo, Juan Castaño-Correa, Cristina Caro-Vélez, Richard Zabala-Romero, BahamónPedrosa, Farid Cortés-Correa and Camilo Franco-Ariza, “Disaggregation and discretization methods for formation damage estimation in oil and gas fields: An overview”, Dyna (Medellin, Colombia), Vol. 87, No. 213, pp. 105 - 115, 2019. DOI:10.15446/dyna.v87n213.84377.
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”, 2016.
Wayne P.Mitchell, Dario Stemberger, and A.N. Martin “Is acid placement through coiled tubing better than bullheading”, SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference and Exhibition, Houston, Texas, 8 - 9 April 2003. DOI: 10.2118/81731-MS.
P.Komadel and J.Madejová, “Acid activation of clay minerals”, Development in Clay Science, Vol. 5, pp. 385 - 409, 2013. DOI: 10.1016/B978-0-08-098258-8.00013-4.
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.
