Translate Rudi Rangga Bab 9 Tekprod 2
Transcript of 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.
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
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.
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.
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.
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.
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
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.
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
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.
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.
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
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
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).
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.).
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
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-
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.
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
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.
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.
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 )
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.
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
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