DETAIL KOLEKSI

Evaluasi pelaksanaan stimulasi reservoir matrix acidizing pada sumur xn-01 lapangan yn


Oleh : Alvian Iacocca Hanafi

Info Katalog

Nomor Panggil : 1118/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Surya Prakoso

Pembimbing 2 : Onni Ridaliani

Subyek : Petroleum engineering - Reservoir stimulation

Kata Kunci : decrease in production, matrix acidizing, productivity Index.


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500014_Halaman-Judul.pdf 7045.18
2. 2019_TA_TM_071001500014_BAB-1.pdf 1369.51
3. 2019_TA_TM_071001500014_BAB-2.pdf 5694.55
4. 2019_TA_TM_071001500014_BAB-3.pdf 2455.45
5. 2019_TA_TM_071001500014_BAB-4.pdf 8863.46
6. 2019_TA_TM_071001500014_BAB-5.pdf 1203.34
7. 2019_TA_TM_071001500014_Daftar-Pustaka.pdf 1078.59

S Sumur XN-01 yang terletak di Lapangan YN memproduksikan minyak pada Formasi Limestone. Pada sumur ini digunakan jenis komplesi slotted liner pada kedalaman 3316 - 3981 ft MD dan 4613 - 4700 ft MD dengan litologi batuan limestone setebal 50 ft. Sumur tersebut mengalami penurunan laju produksi dengan laju produksi liquid hanya 144 BLPD dan productivity index sebesar 0,51 BLPD/Psi yang didapat dari perhitungan secara analitik dengan metode composite IPR. Hal inilah yang menyebabkan timbulnya gagasan untuk mengoptimalkan kegiatan produksi melalui stimulasi reservoir matrix acidizing. Tujuan utama penelitian ini adalah untuk meningkatkan laju produksi dengan metode Stimulasi Reservoir Matrix Acidizing. Pengerjaan Matrix Acidizing dimulai dari menentukan volume asam, volume additive asam dan penginjeksian asam yang optimal. Selain menentukan volume asam, untuk mengoptimalkan pengerjaan matrix acidizing juga ditentukan volume coustic soda untuk menetralkan asam agar tidak menimbulkan korosi pada peralatan di permukaan. Data-data yang dibutuhkan yaitu data reservoir meliputi porositas, jari-jari pengurasan, permeabilitas, tekanan reservoir, tekanan rekah dan ketebalan formasi untuk menentukan penginjeksian asam yang optimal. Selanjutnya diperlukan data spesifikasi asam, additive asam dan spesifikasi coustic soda untuk menentukan volume asam dan volume coustic soda yang optimal. Data pendukung lainnya adalah data produksi pada sumur tersebut, data spesifikasi coiled tubing dan data PVT untuk menggambarkan karakteristik fluida. Metode penelitian yang digunakan meliputi metode numerik dan analitik. Metode numerik berupa permodelan kurva IPR sebelum dan setelah dilakukannya matrix acidizing untuk melihat adanya kenaikan laju produksi dan kenaikan productivity index. Metode analitik berupa perhitungan volume basa, perhitungan penginjeksian asam dan perhitungan volume asam menggunakan menggunakan metode Daccord Model. Dengan menggunakan metode tersebut didapatkan volume asam yang dibutuhkan yaitu sebesar 694 bbl asam jenis HCL 15%. Dengan memerlukan additives yakni fresh water 14227,15 gal, corrosion inhibitor 291,54 gal, sequestering agent sebanyak 291,54 gal, 32% HCL sebanyak 12886,07 gal, Mutual Solvent sebanyak 1457 gal, non-ionic surfactant sebanyak 29,15 gal, anti-sludge sebanyak 145,77 gal, citric acid sebanyak 1457 lbs dan nitrogen sebagai displace sebanyak 584 Bbl dan coustic soda sebagai additive untuk menetralkan asam sebanyak 111 bbl. Kemudian dilanjutkan dengan desain penginjeksian asam yaitu perancangan tekanan pompa dengan tekanan maksimum yang diperbolehkan di permukaan sebesar 376 Psi, dengan laju injeksi maksimum sebesar 13 bbl/min dengan waktu injeksi 11,8 jam dengan laju injeksi ideal 1 bbl/min. Penginjeksian asam dilakukan dengan menggunakan coiled tubing untuk menempatkan asam tepat pada target yang diinginkan dengan kecepatan penurunan sebesar 1 ft/min. Setelah matrix acidizing dilakukan dengan desain tersebut terdapat kenaikan produksi dan kenaikan productivity index liquid sebesar 2,37 kali menjadi 1,21 BLPD/Psi dan kenaikan laju produksi menjadi 314 BLPD. Pembersihan formation damage yang diindikasikan denganpeningkatan laju produksi liquid tidak diikuti dengan peningkatan laju produksi minyak. Peningkatan laju produksi liquid disebabkan oleh peningkatan produksi air dan cenderung menurunkan laju produksi minyak.

T The XN-01 well located at YN Field produces oil in the Limestome Formation. This well use slotted liner that used at depths of 3316 - 3981 ft MD and 4613 - 4700 ft MD with 50 ft thick limestone rock lithology. The well has decreased the rate of production with the liquid production rate only 144 BLPD and the productivity index is 0.51 BLPD / Psi obtained from analytical calculations with the composite IPR method. This has led to the idea of optimizing production activities through stimulation of reservoir matrix acidizing. The main objective of this study was to increase the rate of production using the Matrix Acidizing Reservoir Stimulation method. Matrix Acidizing job starts from determining the acid volume, additive acid volume and optimal acid injection. In addition to determining the acid volume, to optimize the job, also determined the volume of coustic soda to neutralize the acid in order to uncorrode the surface equipment. The data needed is reservoir data including porosity, drainage radius, permeability, reservoir pressure, fracture pressure and thickness of the formation to determine optimal acid injection. Furthermore, data on acid, additive acid and coustic soda specifications are needed to determine the optimal acid volume and volume of coustic soda. Other supporting data are production data on the well, coiled tubing specification data and PVT data to describe fluid characteristics. The research methods are numerical and analytical methods. The numerical method is in the form of an IPR curve modeling before and after the matrix acidizing to see the increase in the production rate and an increase in productivity index.. Analytic methods in the form of base volume calculations, acid injection calculations and acid volume calculations using the Daccord Model method. By using this method, the acid volume needed is 694 bbl of HCL 15% acid. By requiring additives, first is fresh water 14227,15 gal, 291,54 gal corrosion inhibitor, 291,54 gal sequestering agent, 32% HCL 12886,07 gal, 1457 gal Mutual Solvent, 29,15 gal non-ionic surfactant, 145,77 gal anti-sludge, citric acid as many as 1457 lbs and displaced nitrogen as much as 584 Bbl and coustic soda as additives to neutralize is 111 bbl. Then proceed with the acid injection design, the design of pump pressure with the maximum permissible pressure on the surface of 376 Psi, with a maximum injection rate of 13 bbl / min with injection time of 11.8 hours with an ideal injection rate of 1 bbl / min. Acid injection is done by using coiled tubing to place the acid right at the desired target with the decreasing speed is 1 ft / min.After the matrix acidizing was done with this design, there was an increase in production and a rise in the liquid productivity index 2.37 times from 0,51 BLPD/Psi to 1,21 BLPD / Psi and an increase in the production rate to 314 BLPD. Cleansing the formation from reservoir damage indicated by increasing the rate of liquid production is not followed by an increase in the rate of oil production. Increasing the rate of liquid production is caused by an increase in water production and tends to reduce the rate of oil production.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?