Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

25
 BAB 9 MATRIX ACIDIZING BATU PASIR 9.1 Pendahuluan Bab ini membahas tentang masalah   masalah yang berhubungan dengan formasi batu pasir dengan campuran HF dan HCl, memberikan prosedur untuk merancang peralatan , dan menunjukan hasil lapangan yang menggambarkan banyak prinsip yang penting. Peranangan peralatan yang optimal memerlukan pengertian dari landasan yang menyangkut reaksi kimia dan proses penyesuaian secara fisik yang diambil. Stokiometri dan tingkat reaksi yang dibahas di Bab 3 dan 4 dan landasan matrix acidizing di Bab 8. Pembaca seharusnya berkonsultasi Bab    bab ini untuk latar belakang informasi yang penting. 9.2 Penggambaran Peralatan Acidizing Batupasir Peralatan acidizing untuk formasi batu pasir mulanya terdiri dari injeksi 3 fluida    preflush, hydrofluoric acid-hydrochloric acid mixture, dan afterflush. Fluida   fluida ini melayani tujuan tertentu. Preflush biasanya mengandung asam hydrochloric, berkisar konsentrasi dari 5 sampai 15 persen dan terdiri dari penghambat korosi dan additive additive lain yang diperlukan. Preflush memindahkan air dari wellbore dan membawa air dari daeran wellbore yang dekat , dengan demikian memperkecil kontak langsung antara sodium dan ion potassium di formasi brine dan hasil reaksi fluosilicate. Awalnya ini akan menghilangkan redamasi formasi dengan presipitasi dari soluble sodium atau potassium fluosilicates (lihat Bab 3, bagian 3.5 untuk lebih detail). Asam juga bereaksi dengan calcite (calcium carbonate) atau material calcareous lainnya di formasi , dengan demikian mereduksi, menghilangkan,mereaksikan antara asam hydrofluoric dan calcite. Preflush menghindari kotoran dari asam hydrofluoric yang lebih mahal dan mencegah formasi calcium fluoride, yang dapat mempresipitasi dari campuran HF-HCl. Campuran HF-HCl( biasanya 3 persen HF dan 12 persen HCl) kemudian diinjeksikan. HF bereaksi dengan clay, pasir, drilling mud, atau filtrasi semen untuk meningkatkan permeabilitas dekat wellbore. HCl tidak akan bereaksi dan tetap mempertahankan pH rendah. Mencegah presipitasi hasil reaksi HF.

Transcript of Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

Page 1: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 1/25

 

BAB 9

MATRIX ACIDIZING BATU PASIR

9.1 Pendahuluan

Bab ini membahas tentang masalah  –  masalah yang berhubungan dengan formasi batu

pasir dengan campuran HF dan HCl, memberikan prosedur untuk merancang peralatan , dan

menunjukan hasil lapangan yang menggambarkan banyak prinsip yang penting. Peranangan

peralatan yang optimal memerlukan pengertian dari landasan yang menyangkut reaksi kimia dan

proses penyesuaian secara fisik yang diambil. Stokiometri dan tingkat reaksi yang dibahas di

Bab 3 dan 4 dan landasan matrix acidizing di Bab 8. Pembaca seharusnya berkonsultasi Bab –  

bab ini untuk latar belakang informasi yang penting.

9.2 Penggambaran Peralatan Acidizing Batupasir

Peralatan acidizing untuk formasi batu pasir mulanya terdiri dari injeksi 3 fluida  –  

preflush, hydrofluoric acid-hydrochloric acid mixture, dan afterflush. Fluida  –  fluida ini

melayani tujuan tertentu.

Preflush biasanya mengandung asam hydrochloric, berkisar konsentrasi dari 5 sampai 15

persen dan terdiri dari penghambat korosi dan additive additive lain yang diperlukan. Preflush

memindahkan air dari wellbore dan membawa air dari daeran wellbore yang dekat , dengan

demikian memperkecil kontak langsung antara sodium dan ion potassium di formasi brine dan

hasil reaksi fluosilicate. Awalnya ini akan menghilangkan redamasi formasi dengan presipitasi

dari soluble sodium atau potassium fluosilicates (lihat Bab 3, bagian 3.5 untuk lebih detail).

Asam juga bereaksi dengan calcite (calcium carbonate) atau material calcareous lainnya di

formasi , dengan demikian mereduksi, menghilangkan,mereaksikan antara asam hydrofluoric dan

calcite. Preflush menghindari kotoran dari asam hydrofluoric yang lebih mahal dan mencegah

formasi calcium fluoride, yang dapat mempresipitasi dari campuran HF-HCl.

Campuran HF-HCl( biasanya 3 persen HF dan 12 persen HCl) kemudian diinjeksikan.

HF bereaksi dengan clay, pasir, drilling mud, atau filtrasi semen untuk meningkatkan

permeabilitas dekat wellbore. HCl tidak akan bereaksi dan tetap mempertahankan pH rendah.

Mencegah presipitasi hasil reaksi HF.

Page 2: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 2/25

 

Afterflush diperlukan untuk mengisolasi reaksi HF dari brine yang dapat digunakan

untuk mensejajarkan tubing dan mengembalikan wetabillitas air ke formasi dan hasil reaksi asam

insoluble. Awalnya 1 dari 3 tipe afterflush digunakan (1) untuk sumur minyak, salah satunya

afterflush hidrokarbon, seperti minyak diesel , atau 15 percen HCl yang digunakan ,(2) untuk 

sumur injeksi air, asam hydrochloric yang digunakan, dan (3) untuk sumur gas, salah satnya

asam atau gas (seperti nitrogen atau natural gas) digunakan. Dengan afterflush liquid kimia

biasanya ditambahkan ke aid di pembuangan fluida peralatan dari formasi, mengembalikan

wetabilitas air ke formasi yang solid dan mempresipitasi hasil reaksi pengasaman, dan

pencegahan formasi emulsi. Glycol ether saling dapat melarutkan yang sudah ditunjukkan

menjadi berguna untuk tujuan ini. Ketika gas digunakan sebagai afterflush, membersihkan

addiitif yang ditambahkan ke tingkatan HF-HCl dari peralatan.

9.3 Mekanisme Acid Attack

Mempelajari mekanisme acid attack pada formasi batu pasir yang pertama kali

diumumkan oleh Smith et al. Di pembelajaran mereka , core plugs diacidizi dibawah kondisi

control yang hati- hati. Permeabilitas core dipelajari selama injeksi campuran asam HF-HCl ke

monitor mengubah terjadinya bermacam  –  macam konsentrasi asam, menerapkan gradient

tekanan (flow rate) dan untuk formsi batu pasir yang berbeda. Plot permeabilitas mengubah

fungsi jumlah injeksi asam yang kemudian dinamkan Acid Response Curve ( Gambar 9.1)Pembelajaran ini pertama menunjukkan penurunan permeabilitas core atau kontak mula –  

mula dengan campuran HCl, dan asam HF. Lalu injeksi bersambung dari peningkatan

permeabilitas campuran HF-HCl, yang ditunjukkan di gambar 9.1. Smith et al. beralasan reduksi

permeabiltas mula  –  mula disebabkan oleh disentegrasi parsial dari campuran batu pasir dan

perpindahan hilir dari channel plug flow pada core. Pencahayaan yang berkesinambungan dari

fines ke HF yang tak ada habisnya yang dibawa akhirnya ke hasil disolusi mereka. Oleh karena

itu, peningkatan permeabilitas subsequent dibawa ke dari pembersihan pore channel plugged

oleh fines dan pembesaran dari channel pore lainnya oleh asam. Seperti yang sudah dibahas di

Bab 3, Labrid yang baru  – baru ini mengambil data keseimbangan yang luas untuk batu pasir-

reaksi HF dan bertujuan menurunkan observasi permeabiltas selama pengasaman yang dapat

disebabkan oleh presipitasi dari asam orthosiliri atau hasil reaksi lainnya. Jenis yang sama dari

penurnan permeabilitas yag sudah terlihat ketika hanya asam HCl diinjeksikan ke dalam batu

Page 3: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 3/25

 

pasir (tidak ada presipitasi yang terkira) . Pada kotak ini ,pengisian dapat disebabkan oleh salah

satu,keduanya dari mekanisme ini

 Efek dari konsentrasi HF pada core respon ke HF-HClGambar 9.1 menggambarkan efek dari konsentrasi asam hydrofluoric pada respon Batu

pasir Berea ke campuran HF-HCl. Gambar ini menunjukan konsentrasi HF yang lebih tinggi

memberikan peningkatan permeabilitas mula – mula yang lebih hebat, tetapi volume asam yang

lebih kecil akan mencapai kenaikan permeabilitas yang diberikan. Batu pasir Borea digunakan di

pengujian ini adalah batu pasir homogen yang relatif terdiri dari sedikit clay (komponen yang

paling reaktif) daripada formasi batu pasir yang banyak ; oleh karena itu respon dapat berbeda di

formasi pasir.

Data  –  data ini menunjukkan bahwa dari 50 sampai 100 PV dari 3 persen HF dan 12

persen campuran HCl sudah diinjeksikan ke pencapaian kenaikan permeabilitas yang signifan.

Menggunakan kurva respon asam dan data yang ditampilkan pada table 2.1 untuk mengestimasi

volume pore pada 1 ft lingkaran sekitar wellbore, kita memperkirakan bahwa asam yang

bervolume 220 sampai 440 galon dari campuran asam per ft dari interval dapat diperlukan kea lat

zona 1-ft radius di sekitar wellbore efektif. Ini penting untuk merecognize bahwa volme asam

dapat menghancurkan konsolidasi material pada batuan dan mengizinkan permebilitas naik 

karena kompaksi (lihat gambar 9.4 dan 9.5)

 Efek dari gradient tekanan pada respon core ke HF-HCl

Gambar 9.2 menunjukkan bahwa asam flow rate melalui core Berea naik (gradien

tekanan naik), Peningkatan decline permeabilitas mula  – mula.. Juga kuantitas yang hebat dari

asam yang diperlukan untuk mencapai sumber drag pada flow rate yang tinggi. Volume yang

lebih besar dari asam kemungkinan diperlukan untuk mencapai peningkatan permebilitas yang

diberikan karena semua HF tidak bereaksi ketika asam menurun di core ketika diinjeksikan pada

flow rate yang lebih tinggi. Sejak konsentrasi asam effluent tidak dilaporkan, ini mengakibatkan

tidak dapat diverifikasi.

Page 4: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 4/25

 

 

 Efek Komposisi Campran pada respon Core ke HF-HCl

Komposisi mineralogical dari campuran batu pasir mempunyai efek substansial pada

formasi yang merespon asam hydrofluoric. Batu pasir Berea,secara relative membersihkan

material biasanya terdiri dari sekitar 6 persen clay, digunakan untuk pengujian yang ditunjukkan

pada gambar 9.1 dan 9.2. Karena terdiri dari clay yang rendah, material ini menunjukan hanya

reduksi yang tipis pada permeabilitas pada kontak asam mula  –  mula. Gambar 9.3

menggambarkan redksi yang secara hebat saling berhubungan pada permeabilitas di kontak 

asam mula  – mula dengan batu pasir lainnya. Core C, yang terdiri dari lebih banyak quartzitic

fines daripada clay, menunjukkan reduksi yang hebat di permeabilitas pada pengujian formasi.

Quartzitic fines lebih lambat bereaksi dengan mud acid dari pada mineral clay dan sekali penutup

dari matrix, lebih efektif pada pengisian pore hannel. Hasil Core C menunjukkan bahwa formasi

 –  ormasi terdiri dari quartzite fines yang memerlukan asam yang lebih untuk mencapai

peningkatan permeabilitas yang diberikan daripada formasi – formasi yang terdiri paling banyak 

mineral clay.

Page 5: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 5/25

 

 

Efek dari Reaksi HF-HCl pada Perlengkapan Mekanik Core

Di dalam usaha membuang kotoran secara keseluruhan, apapun awalnya ada atau induced

oleh asam, satu boleh memutuskan untuk mencoba volume asam yang lebih banyak. Di samping

dari biaya additional, ada batasan secara fisik pada kuantitas asam formasi yang dapat

memperbolehkan tanpa menjadikan tak kuat. Mengulang kembali asam untuk melarutkan

material sementing: Oleh karena itu sebagai asam yang diinjeksikan, formasi secara progresif 

menjadi lebih lemah sampai akhirnya terpecahkan.

Page 6: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 6/25

 

Efek dari temperature elevasi , tekanan, dan muatan batas di atas responsi ke campuran

HF-HCl dipelajari oleh Ferley et al. Gambar 9.4 diambil dari pembelajaran ini, menggambarkan

apa yang terjadi pada kompresive strength dari core sebagai kenaikan volume asam yang

diinjeksikan. Data ini menunjukkan bahwa volume asam yang diinjeksikan dinaikkan,

kompresive strength berporos tunggal turun sampai batu pasir akhirnya tak kuat. Dengan catatan

bahwa compressive strength turun berkorelasi secara tertutup dengan melarutkan keseluruhan

energy asam diinjeksikan. Sebagai contoh , compressive strength dari 500 ke 600 psi yang

diperoleh setelah injeksi dari ekuivalent sekitar 18 gal/ft dari 8 persen HF, 30 gal/ ft dari 5

persen HF, dan 75 galft dari 2.5 persen HF.

Jika simulasi overbudern stress dijatuhkan pada core selama pengasaman, point segera

mencapai dimana compressive strength dari core tidak cukup untuk mendukung muatan dan core

recompact ke porositas dan permeabilitas yang lebih rendah.Efek ini ditunjukkan pada gambar

9.5. Dengan catatan bahwa perbaikan kenaikan pada permeabilitas dengan asam melalui reverse

sekali sufficient acid yang sudah diinjeksikan untuk membuang material consolidasi dari pasir.

Reversal ini mulai untuk pembelajaran batu pasir disini setelah injeksi sekitar 18 gal/ft dari 8

persen HF atau 40 samapi 60 gal/ft dari 5 persen HF, tetapi belum mulai setelah injeksi dari 120

gal/ft dari 2.5 persen HF. Reversal menyesuaikan dengan kasar untuk menurunkan compressive

streng core sekitar 200 sampai 500 psi ( lihat gambar 9.4)

Jumlah asam diperlukan untuk membuang bermacam- macam konsolidasi dengan banyak factor- compressive strength mula  –  mula formasi , ketinggiannya, mineraloginya, dan

bagaimana secara cepat sementasi dilarutkan oleh asam. Eksperien lapangan biasanya

menentukan volume asam yang tepat yang digunakan, meskipun pengujian laboratorium dapat

mengestimasi volume peralatan untuk peralatan mula – mula di area.

Page 7: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 7/25

 

 

9.4 Prediksi Radius dari Reaksi Asam

Untuk memprediksi radius acid attack, dan jadi kuantitas asam yang diperlukan untuk 

peralatan , kita harus mempertimbangkan reaksi kinetic dan perubahan di perlengkapan formasi

yang disebabkan oleh reaksi asam. Reaksi HF batu pasir kinetic dipertimbangkan di Bab 4.

Pendekatan analisa mempredksi perubahan disebabkan oleh pengasaman yang dipertimbangkan

di Bab 8.

Pendekatan kita gunakan di peralatan asam batu pasir yang dirancang oleh William dan

Whiteley. Teknik ini ( menggambarkan detail pada Bab 8) pasangan deskripsi matematis dari

reaksi asam dengan data yang diambil pada material core formasi. Tikungan hasil design

ditunjukkan pada gambar 9.6 hingga 9.9. Gambar-gambar ini untuk temperatus sekitar dari 100

sampai 250°F dan tingkat injeksi dari 0.001 sampai 0.2 bbl/min/ft dari formasi yang diberikan.

Tikungan dikembangkan untuk 3 persen HF/12 persen HCl, tetapi efek dari konsentrasi asam

lainnya dapat diestimasi dengan mengkonversi volume equivalent 3 persen HF pada basis energi

terlarut.

Ketika adanya tikungan  –  tikungan ini, Williams dan Whiteley member poin bahwa

pengujian tingkat reaksi asam seharusnya dikonduksi untuk menentukan koefisien tingkat reaksi

tepat untuk beberapa formasi yang menarik sebelum mengusahakan desain kuantitatif dari

peralatan asam. Secara tidak praktis saran direcogize, bagaimanapun, dan rata- rata merespon

Page 8: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 8/25

 

tikungan yang bertujuan untuk memperoleh estimasi yang reasonable dari volume asam

diperlukan tanpa menjelaskan data eksperimen. Penggunaan tikungan digambarkan di seksi

subsequent.

Penulis lain mempunyai tujuan yang memiliki metode menhitung ketinggian penetrasi

asam yang berbeda  –  beda. Sebagai contoh, Gatewood et al bertujuan bahwa jarak penetrasi

asam diprediksi dengan asumsi reaksi instaneous dari asam HF dengan clay pada formasi dan

clay itu semua berhubungan dengan asam. Tingkat reaksi ukuran dengan pasir silica dimasukkan

sebagai reaksi dependent waktu.Dari sekarang pengetahuan clay terdiri dari formasi dan larutan

energy asam. Kedalaman penetrasi dapat secara langsung direlasikan ke injeksi volume asam.

Pencapaian ini berguna untuk mengestimasi kedalaman penetrasi asam dan sering memberikan

hasil yang sesuai dengan gambar 9.6 samapi 9.9, tetapi kegunaanya dibatasi oleh kekurangan

design curve pada pembelajaran. Tidak dapat dipisahkan pada aplikasi ini adalah asumsi bahwa

asam akan secara efektif berhubungan dengan semua komponen clay di batu pasir atau fraksi

clay yang dihubungkan diketahui.

Page 9: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 9/25

 

McCune Et al. menunjukan metode perhitungan kedalaman penetrasi asam , tetapi

konsep mereka mengabaikan reaksi silica; hal ini menggunakan pencapaian kinetic yang berbeda

tipis tetapi secara eksak perhitungan dasar yang sama oleh Williams dan Whiteley ( prosedur

keduanya dibahas di Bab 8). Meskipun McCune et al’s mencapai hasil di design curve bahwa

perhitungan volume asam yang sederhana, curve menyarankan reaksi depan tajam secara

relative (karena reaksi silica diabaikan ) dan secara umum memprediksi jarak penetrasi lebih lua

daripada observasi di pelatihan.

9.5 Produktifitas Setelah Pengasaman Batu Pasir

Di Bab 2 kita menunjukan bahwa matrix acid treatment di formasi batu pasir seharusnya

membuang flow restrictions dekat wellbore dan mengizinkan sumur memproduksi tingkat yang

tidk kotor. Bagaimanapun, tingkat produksi setelah treatment kadang  –  kadang lebih rendah

daripada yang disangka. Flow restrictions setelah treatment dipercaya menjadikan lebih banyak 

Page 10: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 10/25

 

sering menyebakan presiptitasi dari hasil reaksi asam, perubaha di wetabilitas dari batuan dari

water wet ke oil wet, atau formasi campuran diantara asam yang bereaksi dan formasi minyak.

Hasil reaksi presipitasi dapat mengisi formaton pore dan restrict flow di manner yang

sama sebagai patikel clay dari drilling mud. Presipitasi dapat terjadi proses reaksi (dijelaskan

oleh Labrid) dan sebagai hasil dari kontak di antara asam yang bereaksi dan formation brine, atau

brine menggunakan afterflush. Pengisian step akan memperkecil kesempatan untuk mengotori

ke formasi oleh presipitasi : (1) acid preflush seharusnya digunakan, (2) afterflush yang

kompetibel dengan asam reaksi seharusnya digunakan, dan (3) asam seharussnya di produksi

keluar formasi dengan beberapa jam dari treatment completion.

Page 11: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 11/25

 

Oil wet keduanya dari matrix formasi dan fine particles dilepaskan oleh reaksi asam yang

berpotensial mereduksi produktifitas . Formasi solid dapat dijadikan oil wet

hujan dapat terjadi sebagai reaksi berproses dan sebagai hasil hubungan diantara

asam bereaksi dan air asin formasi , atau air asin digunakan sebagai setelah gejolak.

langkah-langkah mengikuti akan meremehkan kesempatan untuk redamage untuk

formasi oleh hujan gejolak sebelum asam harus digunakan , setelah cocok gejolak

dengan asam bereaksi harus digunakan , dan asam harus kembali diproduksi luar

formasi dalam jam sedikit perlakuan penyelesaian.

minyak kedua-duanya membasahi acuan formasi dan butir denda dilepaskan oleh

asam reaksi dapat berpotensi mengurangi produktivitas. benda formasi boleh

kebasahan minyak sebab penghambat kerusakan atau yang lain seperti additive

betul-betul serap butir pada tanah liat atau bersih permukaan kerikil. minyak

membasahi ini permukaan dapat mengurangi menyerap sanak ke minyak.

pengaruh kesempatan keterbasahan pada produktivitas dapat digambarkan secara skematis

dengan ara 9,10, kerabat misalnya - kurva permeabilitas untuk water  – wet rock. diplot di sini adalah

permeabilitas relatif, sebagai persentase dari permeabilitas absolut, untuk krw tahap pembasahan, dan

tahap nonwetting kro. berasumsi, misalnya, bahwa saturasi air 40 persen. kemudian, dari ara. 9,10 kro =

60 persen dan krw = 2 persen. itu adalah permeabilitas minyak adalah 60 persen dari permeabilitas

batuan mutlak dan permeabilitas terhadap air adalah 2 persen. untuk tujuan ilustrasi, jika batu itu dibuat

benar-benar basah minyak, hubungan permeabilitas pada dasarnya terbalik. (dalam praktek yang

sebenarnya sebuah pertukaran yang tepat akan jarang, jika pernah, terjadi). minyak (sekarang tahap

pembasahan) akan memiliki permeabilitas relatif dari 2 persen dan air permeabilitas relatif dari 60 persen.

dari ara, 2.2 kita melihat bahwa perubahan permeabilitas sebesar ini, bahkan jika dibatasi pada 6

pertama sampai 12. sekitar lubang sumur, bisa memberikan potongan 2-3 kali lipat dalam produktivitas.

Page 12: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 12/25

 

 

penurunan produktivitas juga dapat terjadi jika emulsi terbentuk antara reservoir minyak dan asam

bereaksi. sering emulsi ini yang distabilkan dengan denda yang sebagian minyak basah dan sebagian air

basah. penurunan terbesar adalah ketika ukuran penurunan emulsi cukup besar sehingga tetes tidak

dapat dengan mudah melewati pembatasan dalam matriks batuan berpori. di awal abad ini emulsi

distabilkan oleh partikel halus yang diakui oleh komunitas ilmiah. mereka sering digambarkan sebagai

padat stabil atau emulsi mekanis. gidgley menggambarkan peran emulsi seperti pada hasil simulasi

formasi batu pasir dengan campuran asam fluorida klorida.

stabilisasi emulsionn oleh padatan (diilustrasikan pada gambar. 9.11) sangat bergantung padaketerbasahan denda yang dihasilkan oleh serangan asam. yang stabililzers paling efektif adalah dengan

denda keterbasahan campuran dan ukuran partikel yang cocok umumnya kurang dari 2 mikron dalam

diameter. keterbasahan campuran diperlukan untuk memungkinkan partikel menjadi diposisikan pada

antarmuka air minyak, sementara kebutuhan partikel ukuran kecil sebagian besar merupakan kebutuhan

geometris berhubungan dengan ukuran tetesan emulsi. jelas, partikel-partikel padat harus jauh lebih kecil

Page 13: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 13/25

 

dengan diameter dari tetesan emulsi fasa internal penampang satu ditunjukkan pada gambar 9.11. juga,

pH, komposisi minyak, dan faktor lainnya dapat mempengaruhi pembentukan emulsi dan stabilisasi.

ketika emulsifikasi hasil selama stimulasi, cairan emulsi dapat menunjukkan viskositas yang

sangat tinggi dan karakteristik aliran sangat miskin. oleh karena itu, emulsi menghambat aliran asam

lumpur dihabiskan dari formasi untuk welbore dan mengurangi efektivitas pengobatan stimulasi denganmenduduki ruang pori dekat lubang sumur. jika emulsi tidak lengkap stabil, penurunan produktivitas ini

mungkin hanya sementara. emulsi stabil, bagaimanapun, mungkin memiliki efek yang merugikan abadi

pada produktivitas sumur. efek additivies dan pH pada keterbasahan padat adalah kompleks dan hanya

dapat dipelajari dalam uji laboratorium dilakukan dengan semua komponen ini.

prosedur pengujian yang dibahas dalam API RP 42.

produktivitas pembatasan oleh pembasahan minyak pembentukan dan denda sering dapat

dihilangkan dengan membuat air padatan basah. ini dapat dikerjakan dengan permukaan bahan aktif

asalkan mereka menghubungi permukaan padat dan mengganti agen membuat minyak permukaan

basah. sayangnya, bahan permukaan yang paling aktif saja tidak dapat menyebabkan agen minyak

Page 14: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 14/25

 

pembasahan yang akan desorbed.  kimia beberapa dapat strip surfaktan minyak pembasahan dari

permukaan dan biarkan air basah. Etilen glycolmonobutyl eter (EGMBE) sering lebih disukai untuk

aplikasi ini. bila digunakan pada concentratio dari 10 persen volume di afterflush, bahan ini paling efektif.

rendah alkohol berat molekul kadang-kadang digunakan untuk tujuan ini, meskipun mereka tampak

kurang efektif dibandingkan dengan eter glikol. perbandingan statistik antara perawatan denganmenggunakan EGMBE dan mereka lainnya yang mempekerjakan setelah aditif siram ditunjukkan dalam

tabel 9.1. perhatikan bahwa kedua rasio keberhasilan dan produktivitas meningkat secara substansial

ketika EGMBE digunakan. diskusi penunjang pelarut saling termasuk dalam Bab 11, bagian 11.4. hasil ini

tidak boleh dianggap menyiratkan bahwa pelarut saling bisa, atau tidak boleh diasumsikan menyiratkan

bahwa pelarut saling bisa, atau harus, digunakan tanpa pandang bulu. tes kompatibilitas harus dilakukan

dengan asam, fluida formasi, dan padatan formasi untuk memastikan kerusakan tidak akan terjadi.

9,6 Desain Tata Cara Pengobatan Batupasir Pengasaman

desain pengobatan asam harus menentukan tidak hanya volume dan jenis cairan untuk

disuntikkan, tetapi juga laju injeksi maksimum yang diijinkan dan tekanan yang merawat. metode

sistematis untuk merancang sebuah batu pasir pengasaman pengobatan diuraikan di bawah.

Perancangan Prosedur

langkah 1. menentukan gradien fraktur untuk baik atau bidang minat. data terbaik diperoleh dari menutup

seketika dalam tekanan diukur selama atau segera setelah perawatan rekah. jika tidak ada data terbaru

yang tersedia, gradien dapat diperkirakan dengan hubungan perkiraan diberikan sebagai Persamaan. 7,2

(lihat Bab 7, bagian 7,2 untuk diskusi mengenai penggunaannya).

Page 15: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 15/25

 

menggunakan persamaan ini, permeabilitas dinyatakan dalam darcies mili, viskositas dalam sentipoise,

tekanan dalam psi, sedangkan drainase radius, radius lubang sumur (rw), dan ketebalan pasir bersih

disajikan dalam kaki. Tingkat injeksi dihitung dalam barel per menit.

untuk menghindari patah formasi, laju injeksi jelas harus lebih kecil dari i-max. sebagai masalah praktis,

tingkat 10 persen lebih rendah disarankan. hal itu mungkin tidak mungkin untuk mencapai ini bahkan

tingkat penurunan tanpa retak yang disebabkan karena mulai pembentukan laju injeksi awalnya dikontrol

oleh permeabilitas damagezone bukan oleh permeabilitas formasi.

dicatat bahwa k.av adalah permeabilitas rata-rata, termasuk zona kerusakan dan permeabilitas formasi

matriks, bukan permeabilitas matriks jauh dari lubang sumur. viskositas asam yang digunakan dalam

Pers. 9.1 dapat diperoleh dari ara 9,12

langkah 3. memprediksi tekanan permukaan maksimum, mengabaikan gesekan ke bawah tabung, cairan

yang dapat disuntikkan tanpa rekah formasi:

data untuk gradien hidrostatik asam dapat diperoleh dari ara. 9,13.

selama perawatan, tekanan permukaan harus terbatas pada tekanan di bawah maksimum ini. jika infeksi

tidak mungkin tanpa melebihi tekanan ini, mungkin akan melebihi awalnya, tetapi segera setelah injeksi

dimulai tingkat harus dikurangi untuk mempertahankan tekanan permukaan lebih rendah dari p-max

langkah 4. menentukan volume HCl-HF solusi untuk menggunakan (lihat grafik desain yang diberikan

sebagai buah ara 9,6 melalui 9,9.).

Page 16: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 16/25

 

  Bagilah laju injeksi maksimum yang ditentukan pada langkah :

2 dengan ketebalan selang perforasi untuk mendapatkan tingkat injeksi tertentu, di barel / menit per kaki

interval berlubang.

  memperkirakan radius zona kerusakan. karena tidak adanya data uji sumur, penulis berpendapat

bahwa permeabilitas rendah (kurang dari 5 md) formasi mengalami kerusakan ketebalan zona

diperkirakan mencapai 3 formasi inci lebih permeabel dapat dianggap sebagai memiliki zona

kerusakan dari 6 inci atau lebih  menentukan suhu pembentukan (dalam

oF)

  memilih grafik dari buah ara. 9,6 melalui 9,9 terdekat suhu pembentukan keprihatinan dan,

dengan menggunakan ketebalan zona kerusakan diasumsikan dan laju injeksi tertentu, membaca

volume asam lumpur (3 persen HF, HCl 12 persen) yang diperlukan untuk mendapatkan

peningkatan permeabilitas dengan radius yang diinginkan. jika asam lumpur yang akan

digunakan mengandung lebih dari 3 persen HF, mengurangi volume dibaca dari buah ara. 9,6

Page 17: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 17/25

 

melalui 9,9 dengan mengalikan dengan rasio 3 / (konsentrasi HF). jika jari-jari lubang sumur (rw)

tidak digunakan Persamaan 3 inci. 9,3 untuk menghitung volume yang diperlukan.

  mana Vo adalah volume asam lumpur membaca dari buah ara. 9,6 melalui 9,9 diperlukan bila

 jari-jari lubang sumur adalah 3 inci dan Aracid adalah kedalaman peningkatan permeabilitas ke

dalam pembentukan diukur dalam inci. dalam sumur dengan interval terbuka lama, econonics

dapat membatasi volume total asam yang dapat digunakan. untuk sumur ini, buah ara. 9,6

melalui 9,9 dapat digunakan untuk memprediksi radius diperlakukan dengan volume asam yang

diberikan.

Langkah 5. menentukan pengobatan. pengobatan asam ditentukan sebagai berikut.

preflush. biasanya, menyuntikkan 50 gal asam reguler per kaki interval berlubang. preflush ini

dimaksudkan (1) untuk menghapus kalsit dari daerah dekat lubang sumur sebelum terjadi kontak dengan

HF dan (2) untuk membentuk penghalang antara campuran HF-HCl dan air garam formasi.

hidrolik asam. disuntikkan volume asam lumpur ditentukan dari grafik desain.

afterflush. dalam sumur minyak, menyuntikkan volume afterflush minyak diesel atau asam klorida

sama dengan volume asam lumpur.

(Catatan, seperti yang dibahas sebelumnya, studi lapangan menunjukkan bahwa seringkali merupakan

afterflush terdiri dari 90 persen solar dan 10 persen etilena glikol eter monobutyl meningkatkan hasil rata-

Page 18: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 18/25

 

rata). isolat afterflush menghabiskan asam dari cairan yang digunakan untuk menggantikan cairan

mengobati ke dalam formasi. Minyak solar campuran EGMBE juga menghilangkan air dari pembentukan

dekat lubang sumur, meningkatkan permeabilitas relatif terhadap minyak, dan daun pembentukan air

sangat basah.

Dalam gaswells dan sumur injeksi air, afterflush yang biasanya 15 persen HCl. Penambahan 10persen EGMBE volume lagi dianjurkan. Minyak solar tidak untuk digunakan baik dalam becaouse injeksi

gas atau air sumur dari efek buruk terhadap permeabilitas relatif terhadap cairan baik.

Tidak ada waktu perendaman diperlukan untuk perawatan ini menjadi effecttive. sesegera

mungkin setelah injeksi selesai, juga harus dikembalikan ke produksi. waktu tunggu yang lama, dengan

asam dihabiskan di formasi, mengurangi efektivitas pengobatan.

Contoh desain perhitungan

Langkah 1. Gradien fraktur tidak dikenal karena tekanan reservoir saat ini, jadi ini harus diestimasi

menggunakan Persamaan. 7,2, tekanan awal reservoir dan gradien fraktur.

Page 19: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 19/25

 

 

Page 20: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 20/25

 

 

Menggantikan semua cairan ke dalam formasi pada tekanan permukaan kurang dari 650 psi pada urutan

di atas. menghentikan perpindahan ketika cairan menggusur mencapai perforasi atas.

Inhibitor korosi yang efektif di hadapan EGMBE harus dipilih untuk menyediakan perlindungan

yang diperlukan, dengan pertimbangan jenis barang tubular, suhu, dan asam waktu kontak maksimum

pipa, pemilihan inhibitor korosi dan bahan tambahan lainnya dibahas dalam bab 11.

9.7 kesalahan  – kesalahan yang umum terjadi pada penggunaan dari acid treatments

Walaupun pengalaman lapangan dengan acid treatment batu pasir pada umumnnya sudah baik, ketika

respon yang buruk pada pengawasan bisa disebabkan oleh salah satu dari di bawah inu :

1.  penggunaan asam yang tidak mengandung hydrogen fluoride (HF). Walaupun beberapa formasi

batu pasir umumnya bisa di stimulasi dengan asam hydrokloric itu sendiri, stuimulas dari

fornmasi yang rusak parah atau formasi yang yang mengandung banyakkonsentrat dari mineral

lempung normalnya membutuhkan sebuah campuran asam yang mengandung HF .

2.  2. Kurangnya hidrokloric acid preflush. Penyiraman di perlukan untuk mengeliminasi campuran

dari air asin dan asam lumpur. Campuran ini detrimental karena akan menyebabkan formasi tidak

melarutkan garam fluosilikat.

Page 21: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 21/25

 

3.  Jumlah asam lumpur yang kuarang memadai. Beberapa perwatan tertinggal di dalam formasi

semalam, tapi mnunggu lebih dari sehari harus di hindari. Umummnya , sumur akan

memproduksi setelah di rawat  – jangka panjang penutupan dalam waktunya akan dihindari,

terutama pada temperature yang sangat tinggi.

4. 

5. Pneggunaan dari minyak solar dalam sumur injeksi minyak , gas dan air. Pada beberapakasus, injeksi dari solar ( setelah penyiraman ) pada gas atau sumur berinjeksi air akan

mengurangi permebealitas relative dari gas dan air.

5.  Hal ini akan mengurangi jumlah pembersihan dah akan mengurangi jumlah produksi apada

beberapa sumur.

6.  Pecahnya formasi selama proses. Kesusksesan pengasaman batu pasir membutuhkan

keseragaman dari invasi formasi untuk mengangkat luka dari lubang bor. Normalnya itu adalah

keuntungan kecil dari perawatan patahan formasi mengguanakan mud acid.

7.  Tak ada solvent biasa dengan mud acid treatmenrt. Data lapangan mnunjukan bahwa

penggunaan solvent umum 9 seperti etilene glycol monobutil eter 0 pada perawatan mud acidakan mnaikkkan tingkat kessuksesan dan dan produktifitas sumur. ( lihat tabel 9.1 ) . ingat

sebeleum menggunakan solvent atau additie lainnya tes harus dilakukan.

8.  Perawatan formasi yang tidak rusak. Kapasitas mud acid dalam merawat luka dekat lubang

sumur. Karena penetrasi yang sangat dangkal. ( lihat tabel 9.6 sampai 9.9 ) adalah ketidak

mampuan menyediakan reservoir yang berstimulasi. Jika sumur memiliki prodksi yang sedikit

tidak rusak, mud acid treatment akan menyediakan produktifitas produksi nol dan mungkin

mnurunkan produksi.

9.8 Perawatan pengasaman pasir di masa depan.

Karena kedalaman permeabilitas terbatas di HF  – HCL treatment haruslah dilakukan untuk

mnemukan reaksi asam yang lebih dalam ke dalam formasi. Salah stu teknik baru yang sedang

berjalan di lapanagan menyimpulkan bahwa asam HF di situ dengan menyuntikkan methyl

formate dan ammonium fluoride. Reaksi dari operasi akan terlihat pada persamaan 9.5. dan 9.6.

Page 22: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 22/25

 

Sistem pengasaman jarang di gunakan karena jumlah rendah dari hydrolisis dari methyl formate

untuk menciptakan asam formik. Umumnya jumlah hidrolisis di tentukan oleh templeton et al . (

gambar 9.14 0 menunjukkan bahwa 90 persen hydrolisis muncul di keadaan wyoming bentonite

setelah sekitar 6 jam di suhu 158 F , 18 jam pada suhu 140 F dan 30 jam pada suhu 122 F.

Setelah injeksi kimia , sumur akan di tutup lama cukup untuk menyelasaikan reaksi asam.Mereka lalu akan di bawa ke proses produksi yang lebih lambat sampai beberapa minggu untuk

menyediakan ganggguan minimal untuk formasi dan gravel pack.

Gambar 9 .15 menunjukkan satu set produksi minyak dengan kurva yang mnunjukkan

pengalaman awal dengan treatment ini di south pass block 24 dan 27 fields 9 hasil dari 102

konvensional dan 28 mud acid yang muncul dengan sendirinya termasuk ) . sebuah jarak pada

hasil yang menunjukkan untuk mengikutkan convensinal treatment yang termasuk baik regular

mud acis 9 12 % HCL / 3 % hf )

Page 23: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 23/25

 

Dan stengah mud acid ynag kuat. Bagian atas di percayai untuk menghasilkan dari penggunaan

mud acid yang lebih rendah. Injesi yang rendah dan pengembalian lambat dari produksi setelah

traeatment. Mud acid yang timbul dengan sendirinya menghasilkan data yang menunjukkan

bertambahnya produksi pada 2  – 3 bulan pertama (karena sedikitnya penambahan di ukuran

choke ) dan hampir secara konstan setelahnya. Templetaon et al. Melaporkan penambahan rateyang lebih tingggi adalah keuntungan dari sistem pengasaman . mereka menyimpulkan bahwa

stelah tujuh bulan asam yang beregenari dengan sendirinya lebih baik dari yang mereka

injeksikan karena dua faktor. Biaya yang di gunakan untuk perawatan akan tertutupi oleh

produksi yang meningkat.

Pada saaat ini kita tak berada dalam posisi untuk mengetahui kapan proses ini bisa di gunakan

sebagai referensi untuk konvensional treatment yang dijelaskan sebelumnya sejak ia di

lisensikan oleh industri . sekali penggunaanya melebar, evaluasi menyeluruh dari proses bisa

menjadi mungkin.

Page 24: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 24/25

 

Page 25: Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2

5/17/2018 Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/translate-rudi-rangga-bab-9-tekprod-2 25/25