WELL STIMULATION[1].ppt

PT PERTAMINA (PERSERO)PT PERTAMINA (PERSERO)PT PERTAMINA (PERSERO)

INSTRUKTUR : Dr. Ir. Drs. HERIANTO, MSc.

WELL STIMULATION ACIDICING & FRACTURING

PetroChina- KMT-Sorong

PetroChina International (Bermuda) Ltd

PetroChina International (Bermuda) Ltd.Kasim Marine Terminal

PT PERTAMINA (PERSERO)PT PERTAMINA (PERSERO)

.

PetroChina International (Bermuda) Ltd

DAFTAR ISIDAFTAR ISI

Bab 1. PENDAHULUANBab 1. PENDAHULUAN

Bab 2. KERUSAKAN FORMASI DAN SUMURBab 2. KERUSAKAN FORMASI DAN SUMUR

Bab 3. STIMULASI PENGASAMAN Bab 3. STIMULASI PENGASAMAN

Bab 4. STIMULASI DENGAN PEREKAHAN Bab 4. STIMULASI DENGAN PEREKAHAN HYDRAULIKHYDRAULIK

Bab 5. STEAM STIMULASBab 5. STEAM STIMULASII


.

PetroChina International (Bermuda) Ltd.

BAB 1

PENDAHULUAN

PT PERTAMINA (PERSERO)PT PERTAMINA (PERSERO)PetroChina International (Bermuda) Ltd.

BAB 1PENDAHULUAN

Menurunnya laju produksi minyak dari suatu sumur pada umumnya merupakan suatu keadaan yang tidak dapat dihindarkan.

Untuk memperoleh minyak semaksimal mungkin, sumur harus dijaga agar tetap berproduksi dengan laju produksi yang optimum.

Oleh karena itu apabila pada suatu sumur terjadi penurunan produksi harus segera diketahui agar dapat segera dilakukan usaha-usaha untuk menjaga agar sumur tetap berproduksi dengan optimum ataupun usaha yang akan meningkatkan laju produksi minyak.

Untuk mencapai tujuan tersebut, biasanya dilakukan suatu kerja ulang (workover) pada sumur tersebut.


Pengertian Stimulasi

Stimulasi adalah salah satu kegiatan dalam usaha meningkatkan produktivitas dengan cara memperbaiki kesruskan formasi disekitar lubang sumur sehingga diperoleh kembali laju produksi yang optimum.

Sebelum memutuskan untuk mengadakan kerja stimulasi ini perlu beberapa pertimbangan, yaitu:

Harus diyakini benar bahwa cadangan minyaknya masih cukup besar sehingga untuk tujuan pengurasan reservoirnya perlu mengadakan rehabilitasi sumur-sumur produksi tersebut.


Masih belum tercapainya laju produksi yang optimum, sehingga perlu diselidiki faktor-faktor penyebabnya agar dapat ditentukan jenis operasi kerja ulangnya.

Terproduksinya material yang tidak diinginkan, produksi air dan atau gas yang berlebihan sehingga menyebabkan rusaknya peralatan dan perlengkapan lainnya.

Rencana menaikkan kapasitas produksi tanpa memandang apakah terjadi problem mekanis dan formasi atau tidak.


Metode-metode Stimulasi

Stimulasi dilakukan berdasarkan pada faktor-faktor yang menyebabkan suatu sumur tidak berproduksi lagi secara optimum. Berdasarkan faktor-faktor yang menyebabkannya, maka metoda-metoda stimulasi yang dapat dilakukan adalah:AcidizingHydraulic fracturingSteam stimulation


.


BAB 2KERUSAKAN

FORMASI DAN SUMUR


BAB 2

KERUSAKAN FORMASI DAN SUMUR

2 1. Kerusakan Formasi

Kontak antara formasi dengan fluida lain adalah dasar yang menyebabkan kerusakan formasi.

Adapun yang dimaksud fluida disini adalah lumpur pemboran, fluida workover, fluida perforasi ataupun dari fluida reservoir itu sendiri dimana karakteristik reservoirnya telah berubah.


.


Flow

FlowFlow

Ground Level

Wellhead Wellhead Pressure

Packer

Flow

FlowFlow

Ground Level

Wellhead Wellhead Pressure

Packer


IPR

Outflow = TIP

RATE

Pwf


Beberapa kemungkinan mekanisme terjadinya kerusakan formasi meliputi:

Penyumbatan yang berasosiasi dengan padatan.Penyumbatan oleh padatan dapat terjadi pada permukaan formasi, lubang perforasi atau pada formasi itu sendiri. Penyumbatan oleh padatan tersebut berupa material pemberat, clay, material loss circulation, pengendapan scale dan asphalt.

Padatan sangat kecil.Padatan yang dimaksud berupa oksida besi atau partikel silikat lain. Padatan ini sering terbawa oleh aliran dan akhirnya terendapkan dalam pori-pori pada permeabilitas relatif formasi dan akan berkembang menjadi penyumbat yang serius.


Klasifikasi Mekanisme Kerusakan Formasi

Mekanisme yang menyebabkan terjadinya kerusakan formasi dapat diklasifikasikan sebagai berikut:

Penyumbatan partikel pada ruang poriKetika partikel-partikel halus melalui media berpori, seringkali terendapkan di saluran rongga pori yang mengakibatkan penurunan permeabilitas.

Partikel-partikel besar yang tertransport ke permukaan media porous akan menutup pori-pori permukaan dan membentuk filter cake eksternal.


Partikel kecil yang melewati media porous dapat menempel pada permukaan badan pori yang menyebabkan penurunan kecil permeabilitas atau dapat menutup rongga pori yang secara efektif menyumbat ruang pori. Penutupan dapat terjadi ketika partikel kira-kira berukuran 1/3 hingga 1/7 dari rongga pori atau lebih.


2. Migrasi partikel halus

Partikel halus yang menyebabkan penyumbatan dapat berasal dari luar atau media porous itu sendiri.

Pergerakan partikel halus kemungkinan disebabkan oleh perubahan komposisi kimia air atau secara mekanik yaitu karena gaya gesek pergerakan fluida.

Kerusakan formasi sering disebabkan oleh dispersi partikel lempung halus ketika salinitas air konat menurun atau komposisi kimia berubah.


Presipitasi kimia

Presipitasi padatan dari garam (senyawa anorganik) atau minyak mentah (senyawa organik) dalam formasi dapat menyebabkan kerusakan formasi hebat ketika padatan tersebut menymbat ruang pori.

Presipitasi dapat juga terjadi akibat perubahan tekanan dan temperatur di sekitar lubang sumur atau alterasi komposisi fasa oleh fluida injeksi.


Perubahan komposisi air garam/formasi menyebabkan presipitasi.

Berikut reaksi kimia ion kalsium dan bikarbonat:

Ca2+ + 2HCO3- CaCO3(s) + H2O + CO2(g)


Penambahan ion kalsium dan penghilangan CO2 akan menyebabkan presipitasi.

Jadi injeksi fluida dengan kandungan kalsium tinggi seperti fluida komplesi CaCl2 pada reservoir dengan konsentrasi bikarbonat tinggi akan menimbulkan kerusakan formasi.

Begitu juga dengan penurunan tekanan di sekitar lubang sumur yang menyebabkan pembebasan CO2 dari air formasi sehingga terjadi presipitasi.


4. Emulsi, perubahan permeabilitas relatif dan wetabilitas

Kerusakan formasi dapat disebabkan oleh perubahan fluidanya sendiri seperti perubahan viskositas minyak atau permeabilitas relatif.

Namun sifatnya sementara karena fluida bergerak dan secara teoritis dapat digerakkan dari sekitar lubang sumur.


4. Emulsi, perubahan permeabilitas relatif dan wetabilitas

Emulsi air dalam minyak di sekitar lubang sumur dapat menyebabkan kerusakan formasi karena viskositas emulsi lebih besar daripada viskositas minyak.

Biasanya emulsi terbentuk oleh percampuran secara mekanik minyak dan air, yang merusak salah satu fasanya dalam bentuk gelembung kecil yang terdispersi dalam fasa lainnya.

Pembentukan emulsi mungkin secara kimia melalui pemasukan surfactan atau partikel halus yang cenderung menstabilkan gelembung kecil.


5. Mekanik

Kerusakan formasi dapat juga diakibatkan penghancuran fisik atau kompaksi batuan saat perforasi, ataupun keruntuhan material formasi lemah di sekitar lubang sumur. Keruntuhan tersebut mungkin terjadi pada formasi yang rapuh atau formasi yang menjadi lemah karena acidizing.


6. Biologis

Sumur yang diinjeksi air akan rentan terhadap kerusakan formasi akibat bakteri di lingkungan sekitar lubang sumur. Bakteri yang terinjeksi, terutama anaerobik dapat tumbuh cepat dalam formasi dan menyumbat ruang pori dengan bakteri itu sendiri atau dengan presipitasi yang dihasilkan oleh aktifitas organisme. Untuk mencegah kerusakan formasi biologis tersebut maka air injeksi dirawat dengan bactericides.


Penyebab Terjadinya Kerusakan Formasi

Adanya formation damage (kerusakan formasi) dan pengurasan permeabilitas efektif minyak pada zona produktif disekitar lubang bor akan menyebabkan kerusakan formasi.

Kerusakan ini dapat terjadi pada waktu pemboran, well completion, dan operasi produksi.

Penurunan permeabilitas ini akibat adanya material lain yang masuk kedalam porositas batuan dan naiknya produksi air dan gas (Schechter R.S., 1992; Allen T.O., 1982).


BAB 3. STIMULASI PENGASAMAN



BAB 3. STIMULASI PENGASAMAN

Stimulasi merupakan suatu metoda workover yang berhubungan dengan adanya perubahan sifat formasi, dengan cara menambahkan unsur-unsur tertentu atau material lain ke dalam reservoir atau formasi untuk memperbaikinya. Prinsip penerapan metoda ini adalah dengan memperbesar harga ko atau dengan menurunkan harga μo, sehingga harga PI-nya meningkat dibanding sebelum metoda ini diterapkan sesuai persamaan:

PI = (0,00782 kh)/ (μo Bo ln (re/rw))


Dari persamaan itu terlihat bahwa harga ko dan μo akan mempengaruhi harga PI.

Apabila harga ko menurun, dengan tersumbatnya pori batuan, maka harga PI akan menurun

Demikian juga jika harga μo naik dengan turunnya temperatur , maka harga PI akan turun pula


3.1. Tujuan Stimulasi Acidizing

Operasi acidizing ini dimaksudkan untuk memperbaiki permeabilitas formasi di sekitar lubang sumur yang telah mengalami damage.

Operasi ini adalah dengan jalan menginjeksikan zat asam ke dalam formasi produktif yang mengalami kerusakan.


3.1. Tujuan Stimulasi Acidizing

Dengan demikian diharapkan terjadi reaksi kimia antara zat asam dengan formasi, sehingga akibat dari reaksi tersebut akan terbentuk rongga-rongga pada batuan formasi di sekitar lubang sumur.

Larutan asam yang digunakan adalah asam hydrochloric (HCl) dan campuran asam hydrochloric dengan hydrofloric (HCl – HF).


Jenis formasi yang dapat diatasi dengan hydrochloric adalah limestone, dolomite, dan dolomite limestone. Persamaan reaksi antara asam hydrochloric dengan limestone adalah:

2 HCl + CaCO3 CaCl2 +H2O + CO2


Dan untuk dolomite, persamaan reaksinya adalah:

4 HCl + CaMg (CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2) + 2 CO2


Formasi limestone dan dolomite pada umumnya mengandung sejumlah kecil pasir, anhydrit, gypsum, dan impurity lainnya yang pada umumnya tidak mudah larut.

Sebagai perkiraan waktu yang dibutuhkan untuk suatu perioda adalah satu jam agar partikel-partikel yang tidak mudah larut membentuk suspensi dan menymbat pori-pori.


3.2. Metoda Acidicing

Metoda acidizing dapat dibedakan menjadi tiga golongan yaitu:

Matriks acidizingFracturing acidizingThermal acidizing



Matriks Acidizing

Jenis matriks acidizing ini umumnya dilakukan pada formasi batupasir (sandstone) yang dikotori oleh calcium, carbonat, clay/shale, dan feldspar, dapat juga pada formasi limestone.

Dalam operasi matriks acidizing ini, larutan asam dipompakan atau diinjeksikan agar melarutkan batuan formasi dan endapan-endapan di sekitar lubang sumur.


Tekanan yang dipergunakan dalam operasi ini lebih kecil dari tekanan rekah formasi.

Dengan demikian diharapkan zat asam dapat bereaksi dengan dinding pori-pori batuan sehingga dapat membersihkan kotoran atau endapan penyumbat matriks batuan (melarutkannya) yang pada akhirnya memperbesar pori-pori batuan dan fluida reservoir dapat mengalir lebih leluasa.


Beberapa asumsi yang dipakai dalam melaksanakan metoda matriks acidizing ini adalah:

Formasinya homogen

Ukuran pori-porinya seragam

Penetrasi larutan asam secara uniform dan radial

Kecepatan reaksi menurun secara uniform dengan berkurangnya konsentrasi asam

Berat limestone yang terlarut pada setiap pertambahan jarak menurun secara uniform sampai seluruh asam terpakai


Well Head : merupakan peralatan kontrol di permukaan yang terbuat dari baja, membuat suatu sistem seal atau penyekat untuk menahan semburan liar kebocoran cairan sumur ke permukaan yang tersusun atas casing head dan tubing head.


Berdasarkan asumsi di atas, jarak radial larutan asam akan menembus formasi sebelum larutan asam dipakai seluruhnya.

Persamaannya dapat ditulis sebagai berikut:

Volume asam yang diinjeksikan, ft3 = volume pori-pori batuan yang terinvasi

qi t = π h (ra2 – rw2)


Jika qi dinyatakan dalam barrel per menit dan t dalam detik, maka:

dimana:ra = Jarak radial penetrasi zat asam, ftø = Porositas, fraksiqi = Laju injeksi zat asam, bbl/menitt = Spending time, detikrw = Jari-jari sumur, fth = Ketebalan formasi,ft


Faktor m bervariasi dari 1,3 untuk consolidated sand dan oolitic limestone sampai 2,2 untuk dense limestone .

Untuk mendapatkan hasil penetrasi dari fluida asam yang lebih baik, perlu dilakukan pengurangan kecepatan reaksi dan menaikkan rate injeksi dari larutan asam ke dalam formasi.

Spending time dari larutan asam tergantung pula pada tekanan, temperatur, kecepatan asam dalam batuan, dan konsentrasi dan retarding additivenya.

Kerana banyaknya faktor yang mempengaruhi spending time, maka pengukuran spending time hanya mungkin dilaksanakan di laboratorium.


Cementation Factor dan Lithologi 17)

Rock Discription m Value

- Unconsolidated rock (loose sand, oolitic limestone) 13

- Very slightly cemented (gulf coast type sand, except wilcox) 1,4 – 1,5

- Slightly cemented (coast sands with 20% porosity or more) 1,6 – 1,7

- Moderately cemented (highly consolidated sand of 15% porosity of less)

1,8 – 1,9

- Highly cemented (low porosity sands, kuarsit, limestone, dolomite of intergranular porosity, chalk)

2,0 – 2,2


3,4. Fracturing Acidizing

Di dalam operasi acidizing jenis ini larutan zat asam dialirkan melalui rekahan atau fracture.

Operasi fracturing acidizing ini dapat pula dibagi menjadi dua, yaitu acidizing melalui rekahan yang sudah ada dan acidizing dengan tekanan yang tinggi melalui rekahan.


Acidizing melalui rekahan yang sudah ada

Dalam proses ini formasinya harus terdiri dari banyak rekahan, sehingga tujuan dari pada acidizing disini untuk melarutkan batuan-batuan dari rekahan tersebut.

Kecepatan injeksi selama proses ini dijaga agar tidak melebihi tekanan rekah formasi.


Acidizing dengan tekanan yang tinggi melalui rekahan

Pada operasi acidizing ini, larutan asam diinjeksikan ke dalam formasi dengan tekanan yang lebih besar dari tekanan rekah formasi, sehingga diharapkan menghasilkan permeabilitas yang lebih tinggi.


Keuntungan dari fracturing acidizing adalah efektif untuk formasi karbonat, biaya operasi lebih murah, dan dapat membersihkan impurities disekitar lubang sumur.

Sedangkan kerugiannya adalah tidak efektif pada formasi non karbonat dan menimbulkan korosi pada peralatan.

Pada operasi acidizing ini selain menentukan volume dan jenis asam yang digunakan (terutama pada matriks acidizing), perlu pula mempertimbangkan laju injeksi, tekanan injeksi maksimum yang sesuai untuk mencegah peretakan formasi.


3.4.3. Thermal Acidizing

Pada batuan dolomit yang padat dengan permeabilitas rendah dan adanya beberapa sisipan batuan lainnya, biasanya tidak dapat larut dengan cepat dalam asam dingin. Kadang-kadang endapan parafin, resin, dan asphalt di dasar lubang menghalangi reaksi antara asam dan batuan, sehingga diperlukan penggunaan asam panas.

Dalam hal ini, asam dipanaskan secara kimiawi dengan reaksi eksothermal antara asam dengan regentnya (biasanya digunakan magnesium atau campurannya).

Jika magnesium dilarutkan dalam asam HCl maka akan timbul panas 46662,5 kkal/kg Mg dengan reaksi sebagai berikut:

Mg + 2 HCl MgCl2 + H2 ↑


Pelaksanaan Proses Acidizing

Dalam pelaksanaan proses acidizing, Ada 4 (empat) tahap, yaitu:

Pertama-tama unsur dibersihkan dengan fluida pembersih, lalu diturunkan peralatan yang diperlukan ke dalam sumur disertai pengisian lubang sumur dengan crude oil.

Selanjutnya asam yang dipilih diinjeksikan ke dalam sumur (dengan laju dan tekanan yang direncanakan) dengan menggunakan pompa.

Menginjeksikan crude oil (sebagai fluida pendesak) setelah asam masuk ke dalam sumur (flushing).

Dengan masuknya asam dan berakhirnya flushing ini selanjutnya dapat diperoleh crude oil dari lapisan reservoir yang dikenai proses acidizing


.


BAB 4.STIMULASI DENGAN PEREKAHAN HYDRAULIK


BAB 4.STIMULASI

DENGAN PEREKAHAN HYDRAULIK

Pengertian Hydraulic Fracturing

Merupakan salah satu metoda stimulasi sumur dengan cara menginjeksikan fluida peretak ke dalam formasi dengan tekanan injeksi yang lebih besar dari tekanan rekahnya sehingga diharapkan terbentuk rekahan.

Fluida perekah yang diinjeksikan harus disertai dengan bahan-bahan pengisi (propping agent) yang berfungsi sebagai penyangga rekahan agar rekahan yang terbentuk tidak menutup kembali.


Manfaat dari metode ini adalah:

Fracturing akan mengeliminir kerusakan formasi akibat invasi lumpur pemboran, pengendapan mineral atau swelling clay.

Bila formasinya mempunyai permeabilitas yang rendah dan homogen, dimana akan memberi tambahan ukuran pori yaitu fluida minyak menjadi lebih mobile bergerak ke arah rekahan berkapasitas tinggi pada jarak tertentu dari sumur.

Penyebaran rekahan dari lubang sumur bertindak sebagai garis alir yang menghubungkan sistem porous dan permeabel yang terisolir dibalik oleh sumur penghalang impermeabel.


Beberapa parameter yang perlu diperhatikan adalah:

Mekanika dan arah rekahan

Hidrolika perekah (termasuk fluida dan propping agentnya)

Luas dan lebar rekahan (ukuran rekahan)

Konduktivitas rekahan


Dalam pelaksanaannya peralatan permukaannya :

Dimana fluida injeksi yang dipakai, dialirkan dari tangki pencampur dengan propping agentnya.

Dengan rolling butirannya terangkut masuk ke dalam agigator tangki,

Sehingga terjadi pencampuran yang membentuk suspensi dengan konsentrasi yang umumnya , dan siap untuk diinjeksikan.


Tekanan peretak

Tekanan peretak merupakan besarnya tekanan yang diperlukan agar batuan formasi dapat retak. Retakan batuan terjadi karena batuan tersebut tidak bersifat plastis.

Dalam hal ini tekanan peretak dipengaruhi oleh:Kekuatan batuanTekanan overburdenKeseragaman permeabilitas batuanPenetrasi fluida peretak


Besarnya tekanan peretak diberikan oleh persamaan:

Pf = Ph + Pw – Pf – Ppf ..…………… (4-1) Bila batuan ditekan dengan cairan peretak hingga retak, maka arah retakan yang terjadi akan tegak lurus pada gaya yang terkecil. Arah retakan yang terjadi dipengaruhi oleh tiga jenis stress yang terjadi didalam batuan formasi ( T1, T2, dan T3)


Retakan-retakan yang terbentuk akibat injeksi fluida ke dalam formasi dapat berbentuk:

Vertikal fracture

Horizontal fracture

Angle fracturing


Kriteria Retakan yang terjadi :

Jika vertikal stress lebih kecil dari horizontal stress ditambah rock strength, maka arah retakan akan horizontal.

Sedangkan bila vertikal stress lebih besar dari horizontal stress ditambah rock strength, maka arah retakannya vertikal.


Fluida Peretak

Fluida peretak berguna sebagai medium penyalur tekanan untuk meretakkan formasi produktif dan mengangkat pasir dalam bentuk suspensi.

Fluida peretak yang baik harus mempunyai sifat:Sepadan (compatible) dengan cairan lapisan produktifPengangkatan pasir yang baikKehilangan tekanan akibat gesekan kecilMempunyai sifat flitrat loss yang rendah


Fluida peretak harus mempunyai sifat compatible dengan cairan formasi produktif agar tidak terjadi reaksi antara cairan-cairan tersebut.

Bila terjadi reaksi, kemungkinan akan terjadi pengendapan yang bisa menutup pori-pori batuan formasi.

Pengangkatan pasir yang baik bila cairan mempunyai viscositas yang tinggi, sehingga pasir dapat ikut bersama aliran dan tidak jatuh ke dalam lubang sumur.

Tetapi semakin besar viscositas cairan, maka kehilangan tekanan akibat gesekan makin besar pula.


Beberapa jenis fluida peretak yang biasa digunakan adalah:

1). Refined oil, merupakan fluida peretak yang mahal karena merupakan hasil penyulingan minyak

2). Galled crudes, dengan karakteristik sebagai berikut: Pembawa pasir yang baik, Kehilangan fluida yang rendah, dan Pengontrolan dilakukan dengan gelling agent


Propping Agent (Bahan Pengganjal)

Propping agent digunakan untuk menahan retakan yang terjadi sehingga retakan tersebut tidak tertutup kembali.

Bahan pengganjal ini harus mempunyai permeabilitas yang tinggi karena diharapkan agar retakan yang terjadi akan memberikan suatu harga permeabilitas yang tinggi, sehingga produktivitasnya bertambah.


Propping agent yang biasa digunakan adalah pasir kuarsa, walnut shell, alluminin pelled, dan glass bed.

Sifat-sifat yang harus dimiliki propping agent adalah:

Compressive strength tinggiMempunyai kadar kontaminasi yang rendahDiameter besar dan kuat untuk menahan tekanan overburdenKadar kotoran dan silt yang rendahMempunyai bentuk yang bulat


Untuk mengetahui apakah hasil peretakan hidraulis berhasil, maka dapat ditentukan dengan mengetahui besarnya harga productivity ratio (PR).

Makin besar PR (productivity ratio) maka makin baik hasil peretakan hidraulisnya.

Selain besarnya productivity ratio penting untuk diketahui, besaran-besaran lain yang juga mempengaruhi keberhasilan pelaksanaan hydraulic fracturing adalah sebagai berikut:Penetrasi retakanFracturing fluid coefficientLuas retakanEffisiensi retakan


Productivity ratio : merupakan perbandingan antara productivity indeks sumur setelah fracturing terhadap productivity indeks sumur sebelum fracturing (PIf/PIi).

PR = (PIf / PIi )


.


BAB 4.

STEAM STIMULASI


BAB 4.STEAM STIMULASI

Pengertian Steam Stimulasi

Pada minyak yang mudah membeku, bersamaan dengan turunnya tekanan reservoir, maka temperature reservoir juga turun. Pada suhu tertentu fluida reservoir tersebut tidak mampu lagi mengalir kedasar sumur, sehingga mennyebabkan produksi terhenti.

Metoda ini merupakan salah satu metoda stimulasi sumur dengan cara menginjeksikan uappanas ke dalam formasi dengan tekanan injeksi yang lebih besar dari tekanan formasinya , sehingga steam dapat masuk kedalam formasi, sehingga memanaskan batuan dan fluida reservoirnya.

Proses ini dapat mencairkan lagi dan fluida reservoir dapat mengalir kedasar sumur.


Metoda Operasi Steam Stimulation

Cara operasinya adalah dengan jalan menginjeksikan uap panas ke dalam sumur selama 7 – 14 hari, kemudian sumur ditutup selama 1 – 10 hari, sesudah itu sumur diproduksikan kembali.

Partikel-partikel halus seperti cutting, pasir, silt, dan partikel lainnya akan disemburkan keluar bersama-sama dengan minyak, air, dan uap, sehingga lapisan produktif di sekitar lubang bor menjadi bersih dan permeabilitasnya menjadi besar.


Uap yang digunakan dalam operasi ini mempunyai temperatur yang tinggi yaitu sekitar 400 sampai 500º F.

Uap yang digunakan untuk stimulasi mempunyai heat content sebesar 1193 BTU/lb, sedangkan air mempunyai heat content sebesar 321 BTU/lb.

Injeksi uap ke dalam formasi produktif dapat dilakukan melalui tubing atau annulus casing dan tubing, tetapi kebanyakan operasi steam stimulation injeksinya dilakukan melalui tubing dengan pertimbangan jumlah panas yang hilang relatif lebih kecil dibandingkan dengan operasi memalui annulus.


Perpindahan panas di dalam operasi steam stimulation akan berpengaruh terhadap keefektifan hasil operasi. Perpindahan panas dapat terjadi pada:

Perpindahan panas antara sistem pembangkit uap dengan well head

Perpindahan panas dari sistem uap di sekitar lubang sumur

WELL STIMULATION[1].ppt

Documents

Transcript of WELL STIMULATION[1].ppt