Downhole Scale Squeeze Treatment

Masalah scale dapat menjadi salah satu penyebab menurunnya fluida produksi, hal ini karena scale yang terendapkan dapat memperkecil porositas dan permeabilitas batuan (formasi) produktif, disamping itu dapat juga mengganggu peralatan produksi dimana scale terendapkan dirangkaian itu.

Untuk alasan ini masalah scale harus dicegah dengan metode DSST. Apabila scale sudah terlanjur terbentuk, maka scale harus dibersihkan dulu dengan metode Acidizing.

Scale adalah endapan mineral yang terproduksi bersama air formasi yang karena reaksi kimia dan kondisi lingkungan yang mendukung, maka scale terendapkan. 

A. Tempat Pengendapan Scale

• Formasi produktif
• Zona perforasi
• Peralatan produksi bawah permukaan : gravel pack, screen liner, working barrel dan tubing produksi
• Pipa alir di permukaan
• Dan peralatan produksi lainnya

B. Kondisi Yang Mendukung Terjadinya Scale

• Perubahan tekanan dan temperatur
• Larutan lewat jenuh (supersaturated solution)
• Terjadinya perubahan komposisi air formasi
• Perubahan derajat keasaman (pH)
• Bercampurnya air formasi dari lapisan yang berbeda

C. Kerugian Akibat Masalah Scale

• Kerusakan formasi batuan disekitar lubang bor (kehilangan tekanan / potensi formasi)
• Penurunan produksi
• Kerusakan alat – alat produksi
• Meningkatnya biaya produksi

Dasar dari mekanisme scale inhibitor yakni usaha pencegahan sedini mungkin akan terjadinya scale dengan cara menginjeksikan bahan kimia ke dalam sumur untuk mencegah terjadinya reaksi kimia antara ion dan kation yang bisa mengendap. Jenis – jenis Scale Inhibitor yang memiliki kemampuan mencegah terjadinya Scale :

• Phospate ester
• Polymers (polyacramides)
• Phosphonates

D. Faktor yang sangat penting dalam pemilihan inhibitor, sbb ;

• Harga bahan kimianya
• Kestabilan inhibitor terhadap perubahan tekanan dan temperatur yang besar
• Keefektifannya
• Kompabilitas terhadap fluida produksi, fluida workover / routine service dan bahan kimia lain

KANDIDAT PEMILIHAN SUMUR

1. Indikator

• Penurunan jumlah cairan terproduksi secara drastis dapat menjadi indikator utama dalam mengidentifikasi terjadinya scaling di dalam suatu sumur produksi
• Terjadinya perubahan tekanan dan temperatur yang tidak stabil

Nilai Scaling Indeks / Saturation Indeks dari hari pertama pengukuran water analysis dengan menggunakan metode, sbb ;

• Diagram Stiff-Davis
• OKSCALE (Oddo-Thompson)
• Scalesoft

Urutan prioritas suatu sumur untuk di DSST, berdasarkan klasifikasi :

• Sumur baru vertikal expansion --> perlu WA
• Sumur setelah di acidizing (Acid Job) --> tidak perlu WA
• Sumur setelah “revise liner” --> tidak perlu WA
• Sumur commingle --> perlu WA
• Preventive --> perlu WA
• Re-DSST --> tidak perlu WA, pakai WA yang lama dan tidak perlu dilampirkan.

2. Pekerjaan Pendahuluan

• Uji pH, jika pH < 6.5 tunda pekerjaan DSST
• Uji Hardness (kandungan Ca dan Mg), jika Hardness > 300 ppm, tunda pekerjaan DSST
• Check sumur dan lokasi, jika lokasi jelek, informasikan ke pumper

3. Pekerjaan Utama

• Konfirmasi ke pumper area untuk memastikan seluruh fasilitas permukaan siap dijalankan
• Adakan pertemuan tentang keselamatan kerja dengan seluruh crew yang terlibat dalam pekerjaan
• Periksa seluruh hubungan antar valve, pasangan (connection) dan choke kepala sumur
• Set pompa, tanki dan lakukan running test dengan mensirkulasikan fluida yang ada di dalam tanki.
• Matikan sumur
• Buat larutan mula-mula dengan jalan mencampurkan air bersih dengan demulsifier untuk membersihkan formasi, injeksikan air tersebut melalui annulus tanpa melampaui tekanan rekah formasi (300 psi)
• Buat larutan scale inhibitor dengan mencampurkan scale inhibitor dengan air bersih. Injeksikan seluruh larutan scale inhibitor tersebut melalui annulus tanpa melampaui tekanan rekah formasinya (300 psi)
• Buat larutan spacer / pengatur jarak dan injeksikan seluruh spacer tadi secepat mungkin tanpa melampaui tekanan formasi
• Campurkan air bersih dengan demulsifier untuk melarutkan overflush (pembilas) yang berfungsi untuk mendesak larutan scale inhibitor sejauh 4 – 6 feet masuk secara mendatar ke dalam formasi
• Matikan sumur antara 18 – 24 jam. Test pH dan Hardness. Jika pH < 6.5 atau Hardness > 300 ppm, tunda dulu POP dan segera informasikan ke pumper atau team leader
• Kemudian jalankan kembali sumur produksinya (POP, Put well On Production)
• Monitor PRC dan lakukan analisa air secara periodik hingga nilai PRC mendekati harga 2.19 ppm (biasanya antara 12 – 16 bulan) dan lakukan DSST ulang untuk treatment berikutnya

4. Kendala di Lapangan  

• Pompa yang digunakan kadang mengalami gangguan "masuk angin" sehingga pompa tidak bisa bekerja sebagaimana mestinya.
• Adanya kebocoran disetiap persambungan pipa atau hose
• Pada saat proses penginjeksian, fluida yang diinjeksikan keluar melalui cable submergible pump yang dikarenakan dougnut seal dalam kondisi kurang bagus
• Jarak pengambilan air (biasanya dari Gathering Station) dari lokasi eksekusi yang terlalu jauh, sangat berpengaruh terhadap laju penginjeksian
• Jika membutuhkan air yang banyak untuk digunakan sebagai campuran chemical kadang mengharuskan eksekutor menggunakan satu unit vacuum truck tambahan.

Read more »

Acidising and Other Matrix Treatments

This chapter, entitled “Acidising and other Matrix Treatments”, discusses the chemical methods of well stimulation.  The common factor among these treatments is that they are carried out under matrix conditions i.e. the injected fluids flow radially away from the wellbore since the treatment fluid is injected into the well at rates and pressures below that required for creation of a hydraulic fracture. This chapter mainly concentrates on the injection of acid (“Acidising”), the most frequently employed of the chemical treatments.

Matrix (stimulation) treatments  are a common form of well intervention aimed at removing this formation damage and restoring the well to its natural, undamaged inflow performance.  An alternative stimulation technique - propped hydraulic fracturing - will be covered in a later chapter. This latter well treatment can bypass this damage and/or increase the effective wellbore radius.  Either of these stimulation treatments may be carried out immediately after drilling the well is completed or at any time in the well’s producing lifetime when they can be economically justified. Matrix stimulation treatments increase well productivity by pumping a specially formulated treatment fluid (frequently, but not always, an acid) which is designed to remove (normally dissolve) the formation damage.  However, the keys to successful treatments are:

1)    The identification of a suitable candidate well which is capable of a greater hydrocarbon production rate.

2)   The selection of the optimum type of treatment fluid for the removal of the formation damage.

3)   The design of the operational aspects of the treatment.

selanjutnya download disini...

Read more »

Tahap - Tahap Simulasi Reservoir

Ada ungkapan populer dalam dunia komputer yang menggambarkan pentingnya data dalam suatu simulasi, yaitu "GIGO : garbage in, garbage out". Persiapan data bertujuan untuk mendapatkan data yang valid dan sesuai kebutuhan didasarkan pada tujuan dan prioritas simulasi. Prosentase keakuratan hasil simulasi yang dilakukan, ditentukan oleh validitas data yang dipergunakan, sehingga tanpa data yang memadai gambaran yang diharapkan tidak akan tercipta atau bahkan akan memberikan informasi yang menyesatkan.

Data-data yang dibutuhkan untuk melakukan simulasi dapat diperoleh dari berbagai sumber data yang memungkinkan. Meskipun demikian, sebagian besar dari data tersebut tidak dapat langsung dipakai, tetapi memerlukan proses pengolahan sehingga dihasilkan data yang siap pakai. Pemilihan sumber data serta pengolahan juga sangat berpengaruh terhadap kesiapan data itu sendiri, yang pada alkhirnya juga berpengaruh terhadap hasil simulasi secara keseluruhan.

selanjutnya download disini...

Read more »

Cementing

Operasi penyemenan merupakan bagian dari operasi  pemboran yang memakan biaya yang besar karena peraatan yang digunakan tidak dapat dipakai kembali , karena tertanam dalam dalam sumur untuk seterusnya, seperti centralizer, casing dan scratcher. Penyemenan harus benar-benar sempurna dan tidak  terjadi rongga-rongga pada tempat yang disemen sebabkan menyebabkan kerusakan casing akibat mengembangnya udara atau fluida lainnya yang masuk dalam rongga tersebut akibat terkena temperatur dan tekanan yang tinggi. Operasi penyemenan bertingkat (stage cementing) diterapkan apabila : Sumur terlalu dalam, Formasi diatas dan dibawah zona yang disemen cukup kompak dan jauh, dan Untuk menghindari tekanan pompa yang berlebihan, sehingga dapay mengurangi pengeluaran biaya.

selanjutnya download disini...

Read more »

Cementing Procedures

Penyemenan suatu sumur merupakan salah satu faktor yang tidak kalah pentingnya dalam suatu operasi pemboran. Berhasil atau tidaknya suatu pemboran, salah satu diantaranya adalah tergantung dari berhasil atau tidaknya penyemenan sumur tersebut.

          Penyemenan sumur secara integral, merupakan salah satu aspek yang sangat penting dalam suatu operasi pemboran, baik sumur minyak maupun gas. Semen ter-sebut digunakan untuk melekatkan rangkaian pipa selubung dan mengisolasi zona produksi serta mengantisipasi adanya berbagai masalah pemboran.

Perencanaan penyemenan meliputi :

·         Perkiraan kondisi sumur (ukuran, tem-peratur, tekanan, dsb.)

·         Penilaian terhadap sifat lumpur pem-boran

·         Pembuatan suspensi semen (slurry de-sign)

·         Teknik penempatan

·         Pemilihan peralatan, seperti centralizers, scratchers, dan float equipment

          Program perencanaan penyemenan secara tepat, merupakan hal pokok yang akan mendukung suksesnya operasi pemboran.

Pada dasarnya operasi penyemenan bertujuan untuk :

1.      Melekatkan pipa selubung pada dinding lubang sumur,

2.      Melindungi pipa selubung dari masalah-masalah mekanis sewaktu operasi pem-boran (seperti getaran),

3.      Melindungi pipa selubung dari fluida formasi yang bersifat korosi, dan

4.      Memisahkan zona yang satu terhadap zona yang lain dibelakang pipa selu-bung.

selanjutnya download disini...

Read more »

Well Dynamic Behaviour

Keywords: coning, cusping, radial flow, productivity index (PI), skin, acidising, routine

production testing, bottom hole pressure testing, drill stem testing, horizontal wells,

cresting, productivity improvement factor, tubing performance curves, perforating, artificial

lift, gas lift, beam pumps, electrical submersible pumps, hydraulic pumps, well completion,

christmas tree, sand control, gravel packing.

Introduction and CommercialApplication: Section 8.0 considered the dynamic behaviour

in the reservoir, away from the influence of the wells. However, when the fluid flow

comes under the influence of the pressure drop near the wellbore, the displacement

may be altered by the local pressure distribution, giving rise to coning or cusping. These

effects may encourage the production of unwanted fluids (e.g. water or gas instead of

oil), and must be understood so that their negative input can be minimised.

The wells provide the conduit for production from the reservoir to the surface, and are

therefore the key link between the reservoir and surface facilities. The type and number

of wells required for development will dictate the drilling facilities needed, and the

operating pressures of the wells will influence the design of the production facilities.

The application of horizontal or multi-lateral wells may where appropriate greatly reduce

the number of wells required, which in time will have an impact on the cost of

development.

Horizontal or multi-lateral wells can also be used to cost efficiently access remaining oil

in mature fields.

selanjutnya download disini...

Read more »

Drill-Stem Testing Methods

Drill-stem testing provides a method of temporarily completing a well to determine the productive characteristics of a specific zone. As originally conceived, a drill-stem test provided primarily an indication of formation content. The pressure chart was available, but served mainly to evaluate tool operation. Currently, analysis of pressure data in a properly planned and executed DST can provide, at reasonable cost, good data to help evaluate the productivity of the zone, the completion practices, the extent of formation damage and perhaps the need for stimulation. A drill-stem test provides an estimate of formation properties and wellbore damage. These data may be used to determine the well's flow potential with a regular completion that uses stimulation techniques to remove damage and increase effective wellbore size.

Reservoir characteristics that may be estimated from DST analysis include:

·      Average effective permeability. This may be better than core permeability since much greater volume is averaged. Also, effective permeability rather than absolute permeability is obtained.

·      Reservoir pressure: Measured, if shut-in time is sufficient, or calculated, if not.

·      Wellbore damage: Damage ratio method permits the estimation of what the well should make without damage.

·      Barriers, permeability changes, and fluid contacts: These reservoir anomalies affect the slope of the pressure buildup plot. They usually require substantiating data to differentiate one from the other.

·      Radius of investigation: An estimate of how far away from the wellbore the DST can "see".

·      Depletion: Can be detected if the reservoir is small and the test is properly run.

selanjutnya download disini...

Read more »