58

BAB IV

PEMBAHASAN

4.1 Metode Underbalance

Underbalance perforasi atau perforasi dengan kondisi tekanan wellbore

lebih kecil dibandingkan dengant tekanan formasi adalah cara yang umum

digunakan untuk mendapatkan perforasi yang bersih. Saat charges ditembakkan

dalam beberapa microsecond gelombang tekanan yang dihasilkan akan menembus

casing dan dinding formasi dan membuat lubang. Material yang berada di jalur

tembakan tersebut akan terdorong kedalam dan sebagian dari formasi yang berada

di dekat lubang perforasi akan terkompaksi. Hasilnya adalah crush zone yang

dapat mengurangi permeabilitas sampai 70% atau lebih. Inilah yang membuat

produksi tidak biasa dimaksimalkan. Dengan underbalance perforasi

perbedaantekanan antara wellbore dengan formasi akan membantu untuk

mengangkat crush formation dari lubang perforasi.

Perbedaantekanan yang diperlukan untuk mengangkat crush formation

dipengaruhi oleh tekanan dan lajualiran (flow rate). Perbedaan tekanan yang

dibutuhkan berkisarantara 500 psi – 4000 psi (3.5 – 27.6 MPa) atau lebih dan

sudah beberapa kali dilakukan percobaan dibeberapa sumur.

Salah satu teknik yang paling sering digunakan untuk mendapatkan

perforasi dengan perbedaan pressure adalah dengan through tubing perforating.

System ini dijalankan dengan cara menurunkan rangkaian gun melelui tubing.

58

Kondisi underbalance bias dicapai denganmelakukan swabbing atau unloading

untuk mengurangi completion fluid sesuai dengan yang diinginkan.

Reservoir yang berada di bawah mempunyai tekanan untuk mengangkat

fluidanya kepermukaan, tetapi dengan berjalannya waktu maka tenanan tersebut

akan menurun. biasanya untuk menentukan tekanan reservoir awal dilakukan

dengan perekaman alat yang disebut MDT (Modular Dinamic Tool), tetapi setelah

reservoir tersebut berproduksi tekanan reservoir akan semakin menurun dan pada

saat mencapai titik waktu tertentu reservoir tidak akan mampu untuk mengalirkan

fluidanya. dengan keadaan seperti ini kita harus mengetahui tekanan reservoir

yang tersisa, sehingga kita dapat mengetahui apakah reservoir kita mati atau

masih mampu untuk mengalirkan fluida. Perhitungan tekanan dapat dilakukan

dengan melakukan BPT test, PLT test, tetapi untuk melakukan hal tersebut

memerlukan biaya yang tidak sedikit, tetpi kita dapat mengkorelasi tekanan kepala

sumur ketika ditutup agar mencerminkan tekanan reservoir pada kondisi saat

sumur itu ditutup.

Keterdapatan beberapa jenis liquid didalam wellbore akan mempengaruhi

perhitungan tekanan. Semakin banyak jenis liquid yang terdapat, maka angka

yang diperoleh untuk harga tekanan reservoir akan semakin besar. Dengan

persamaan sebagai berikut:

58

P reservoir = WHSIP + (Grad gas * Depth) + (Grad oil * Depth) + (Grad water * depth)

BHFP = (Grad gas x Depth) + (Grad cond x Depth) + (Grad Air x depth) + P sep

apabila di dalam wellbore hanya terdapat satu jenis liquid maka WHSIP kita akan

lebih mendekati harga tekanan reservoir

contoh:

Pada suatu sumur gas dengan kedalaman 4000 meter, dengan satu reservoir yang

diperforasi pada kedalaman 3850 meter. Ketika well tersebut ditutup selama 6 jam

untuk mendapatkan WHSIP yang stabil menghasilkan WHSIP sebesar 120 bar,

hitunglah:

1. Tekanan reservoir dengan kondisi wellbore penuh dengan gas

2. Tekanan reservoir dengan kondisi wellbore dipenuhi oleh tiga jenis liquid

dengan data sebagai berikut 4000 – 3900 m terisi air, 3900 – 2100 m terisi

condensate, 2100 – permukaan terisi oleh gas

3. Tentukan Tekanan alir dasar sumur dengan tekanan separator 13.79 bar /

200 Psi

catatan:

Gradient tekanan gas 0.35 Psi/m

Gradient tekanan condensate 0.65 Psi/m

Gradient tekanan air 1.42233 Psi/m

58

jawab:

1. P res = WHSIP+(Grad gas x Depth)

= 1740 + (0.35 x 4000)

= 3140 Psi / 216.55 bar

BHFP = (Grad gas * Depth) + P sep

= (0.35 * 4000) + 200

= 1100 Psi / 160.34 bar

Gambar 5.1 Skema Sumur

Penurunan gradient

tekanan GAS

58

2. P res = WHSIP + (Grad gas x Depth) + (Grad cond x Depth) + (Grad Air x depth)

= 1740 + (0.35 x 2100) + (0.65 x 1800) + (1.42233 x 100)

= 3787.2 Psi / 261.2 bar

BHFP = (Grad gas x Depth) + (Grad cond x Depth) + (Grad Air x depth) + P sep

= (0.35 x 2100) + (0.65 x 1800) + (1.42233 x 100) + 200

= 2247.2 Psi / 155 bar

Gambar 5.2 Skema Sumur II

Gradient penurunantekan

an Condensate

Gas

AIR

58

Example 2 :

Sebuah sumur memiliki kedalaman 3926 mBRT, ada reservoir di 3.506,5 mBRT /

3.457,2 mTVD, reservoir ini adalah target perfo. Untuk membuat produksi

maksimum underbalance harus sekitar 2000 psi.kalkulasikan volume unlod untuk

membuat UB = 2.000 psi, Pres = 3176 psi, SG KCL air garam = 1.03 gr / cc,

tubing capacity = 0,0490 bbl / m (4, 5 ", 3,92")

Jawaban :

P res = 3176 psi → create UB 2000 psi

∆P = 3176 psi – 2000 psi= 1176 psi

P hyd = 1.4223 x SG x fluid column (TVD)

1176 = 1.4223 x 1.03 x fluid column

fluid column = mTVDx

9.80203.14223.1

1176

F/Level= perfo depth (TVD) – fluid column

= 3457.2 – 802.9

= 2654.3 mTVD → trajectory data = 2703.6 mBRT

Unload = F/L x tubing capacity

= 2703.6 x 0.0490

= 132.4 bbl/m

58

500 mTMD

2400 mTMD

3926 mTMD

Gambar 5.3 Well Diagram

58

Well Data :

Jenis Sumur : Vertikal

Dalam Akhir : 3926 m MD

Casing 20” : 0 - 40 m

Casing 13-3/8” : 0 – 155 m

Casing 9-5/8” : 0-651 m

Liner 7” : 627 – 1278 m

Lapisan / pelubangan existing : E-23 intv. : 1078 – 1081 m

Status Sumur : Produksi

Casing weight : 23 lb/ft

Tubing OD : 2 7/8 inch

Tubing weight : 6,5 lbf/ft

Tubing volume : 0,01889 Bbl/m

GL @drilling : 3.88 m

DF @Drilling : 7.41 m

Top Perfo : 3506,5 mTMD

Bottom Perfo : 1081 m

TOC : 2435 mTMD

4.2 Perhitungan Skin effect

Karakas and tariq (1988) merumuskan perhitungan skin effect yang terbagi dalam

beberapa komponen, plane flow effect (sH), vertical converging effect (sV), dan

wellbore effect (sWB). Jadi Total perforation skin effect .

58

Gambar 5.4. Perforated Wellbore Geometry

Perhitungan sH :

)('ln

w

wH

r

rs

Dimana r’w (θ) adalah effective wellbore radius dan fungi dari phasing angel (θ)

0)(

04)('

forlra

forl

r

perfw

perf

w

WbVHP ssss

58

Harga aθ tergantung pada phasing perforasi (lihat table 5.1)

TABLE 5.1 from Karakas and Tariq (1988)

Constants for perforation skin effect calculation

Perforation phasing a 1a 2a 1b 2b 1c 2c

0o (360

o) 0.250 -2.091 0.0453 5.1313 1.8672

1.6E-1 2.675

180o 0.500 -2.025 0.0943 3.0373 1.8115

2.6E-2 4.532

120o 0.648 -2.018 0.0634 1.6136 1.7770

6.6E-3 5.320

90o 0.726 -1.905 0.1038 1.5674 1.6935

1.9E-3 6.155

60o 0.813 -1.898 0.1023 1.3654 1.6490

3.0E-4 7.509

45o 0.860 -1.788 0.2398 1.1915 1.6392

4.6E-5 8.791

PerhitungansV

UntukmendapatkannilaiSV, adadua variable yang harus dihitung:

V

H

perf

perf

Dk

k

l

hh

dimanakH dan kVadalah permeabilizas horizontal dan vertical, dan

Vertical PseudoSkin :

V

H

perf

perf

Dk

k

h

rh 1

2

58

b

D

b

D

a

V rhs1

10

dengan 21 log araa D

Harga a1, a2, b1 dan b2 juga merupakan fungís dari phasing perforasi (Table 5.1)

Vertical skin effect adalah kontributor besarnya harga SP untuk perforasi dengan

densitas rendah, jikahperf besar maka sV juga besar.

Perhitungan SWB

Untuk perhitungan SWB

wperf

wwD

rl

rr

lalu

wDrc

wb ecs 2

1

harga c1 dan c2 juga diambil daritable 5.1

ContohPerhitungan Skin S

- Qo = 20 stb/day - μo = 0.021 cp

- Pwf = 3295 - CT = 2.2x10-4

psi-1

- rw = 0.33 feet - Bo = 1.2 rb/stb

- θ = 0.1 % - NP = 5x106stb

- (h) = 20 feet

58

Hk

qM

.

..6.162

→ M = harga slope

Slope dilihat dari grafik dengan mengurangkan tekanan akhir dengan tekanan

awal

2).(..

1151.1

rwCt

KX

M

LogPwfjamPS

Perbandingan Conventional Perforation dengan EUB pada sumur X1 dan X2

Well

Job Type Cost

1000 US $

Rate

MMscfd

Skin

X1 Conventional 63.8 2.1 8.5

X2 EUB 138 2.7 4.7

Cumulative Frequency of Skin in EUB and Conventional

0 %

10 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

10 0 %

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52Skin less than

Cu

mu

lati

ve f

req

uen

cy

, %

P50 Skin value:

• Conventional : 8.5 (of 98 data)

• EUB : 4.7 (of 45 data)

58

DAFTAR SIMBOL

A = Konstanta untuk menentukan jumlah stage Pompa.

An = Konstanta ke-n untuk WC berbeda.

API = American Petroleum Institute.

Bbl = Barrel.

B/D = Barrel per day.

BFPD = Barrel fluid per day.

BOPD = Barrel oil per day.

BWPD = Barrel water per day.

Bg = Faktor volume formasi gas, Res Bbl/SCF.

Bo = Faktor volume formasi minyak, Res Bbl/STB.

Bw = Faktor volume formasi air, Res Bbl/STB.

Cn = Konstanta ke-n untuk harga An.

Cp = Centipoise.

D = Kedalaman pompa, feet.

Dg = Densitas gas, gr/cc.

d(P) = Perubahan tekanan, psi.

dP/dZ = Gradien tekanan, psi/ft.

d(St) = Perubahan stage pompa.

EV = Effisiensi volumetris, %.

f = Faktor gesekan.

fns = Faktor gesekan no-slip.

FOP = Fluid over Pump. Feet.

ftp = Faktor gesekan dua fasa.

g = Percepatan gravitasi, ft/dt2

GL = Laju flux massa cairan, lbm/sec-sq ft.

Gg = Laju flux massa gas, lbm/sec-sq ft.

Gm = Laju flux massa fluida campuran, lbm/sec-sq ft.

GLR = Gas Liquid Ratio, SCF/STB.

GOR = Gas Oil Ratio, SCF/STB.

58

GT = Gradien temperatur, 0F/100 ft.

h = Head per stage, ft/stg.

HD = Vertical lift, feet.

HF = Friction loss, feet.

HL = Liquid hold-up.

HP = Horse power.

Hs = Suction head, feet.

HT = Tubing head, feet.

ID = Inside diameter, inch.

Im = Motor ampere, amp.

KB = Kelly bushing.

KVA = Kilo Volt Ampere.

L = Panjang kabel, feet.

M = Berat molekul gas.

MD = Measured Depth, feet.

NFR = Froude Number.

NLV = Liquid velocity number.

NRe = Reynold Number.

OD = Outside Diameter, feet.

Patm = Tekanan atmosfer, psi

Pb = Tekanan gelembung, psi.

Pc = Tekanan casing, psi.

Pd = Tekanan discharge pompa (P2 = P3.0), psi.

PI = Index Produktivitas formasi, Bbl/day/psi

PIP = Tekanan intake pompa (P3 = P3.n), psi.

Pr = Tekanan reservoar, psi.

Ps = Tekanan statik reservoar, psi.

PSD = Pump Setting Depth, feet.

Psi = Pound per square inch.

Pt = Tekanan tubing, psi

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

58

P3.i = Sembarang tekanan intake diatas Pb.

P3.j = Sembarang tekanan intake dibawah Pb.

Qg = Laju produksi gas, SCF/Day.

Qo = Laju Produksi minyak, STB/Day.

Qw = Laju produksi air, STB/Day.

Qz = Laju produksi kepasiran, STB/Day.

qsc = Laju produksi pada kondisi standart, STB/D.

Rs = Kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB.

SFL = Static Fluid Level, feet.

SGf = Spesific Gravity Fluida.

SGg = Gas Spesific Gravity.

SGo = Oil Spesific Gravity.

SGw = Water Spesific Gravity.

Stg = Stage (Tingkat).

T = Ukuran Transformer, KVA.

TDH = Total Dynamic Head, feet.

TVD = True Vertical Depth, feet.

V = Kecepatan aliran dalam pipa, ft/dt.

Vc = Correction voltage, volt.

VF = Volume Factor, Res. Bbl/STB.

Vm = Motor Voltage, volt.

Vs = Surface voltage, volt.

VSL = Kecepatan superficial cairan, ft/dt.

Vsg = Kecepatan superficial gas, ft/dt.

Vm = Kecepatan superficial fluida campuran, ft/dt.

Vt = Volume total fluida, B/D.

W = Berat Material, lb.

WC = Water-cut, %.

WFL = Working Fluid Level, feet.

Z = Faktor deviasi gas.

μg = Viskositas gas, cp.

58

μo = Viskositas minyak, cp.

μw = Viskositas air, cp.

ρg = Densitas gas, lbm/cuft.

ρo = Densitas minyak, lbm/cuft.

ρw = Densitas air, lbm/cuft.

ρtp = Densitas fluida dua fasa, lbm/cuft.

ρsc = Densitas fluida pada kondisi standart, lbm/cuft.

τf(V) = Densitas fluida pada kondisi standart, ppb.

τOSC = Densitas minyak pada kondisi standart, ppb.

τWSC = Densitas air pada kondisi standart, ppb.

λL = No-Slip Liquid Hold-up.

H(θ) = Liquid Hold-up@Elevasi (900 - θ

0).