Download - BAB IV. Pembahasan EUBdocx.pdf
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).