Perbandingan Antara AMPCP dan SRP pada Reservoir Shaly-Sand Ditinjau dari Produksi Pasir
Abstrak
Perkenalan SPE-172910-MS
Makalah ini disusun untuk dipresentasikan pada SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition yang diadakan di Mangaf, Kuwait, 8 –10 Desember 2014.
Makalah ini dipilih untuk dipresentasikan oleh komite program SPE setelah meninjau informasi yang terkandung dalam abstrak yang dikirimkan oleh penulis. Isi makalah belum ditinjau oleh Society of Petroleum Engineers dan dapat dikoreksi oleh penulis. Materi tersebut tidak mencerminkan posisi apa pun dari Perhimpunan Insinyur Perminyakan, petugasnya, atau anggotanya. Dilarang memperbanyak, mendistribusikan, atau menyimpan secara elektronik bagian mana pun dari makalah ini tanpa persetujuan tertulis dari Society of Petroleum Engineers. Izin untuk mereproduksi dalam bentuk cetak dibatasi untuk abstrak tidak lebih dari 300 kata; ilustrasi tidak boleh disalin. Abstrak harus mengandung pengakuan hak cipta SPE yang mencolok.
Hak Cipta 2014, Masyarakat Insinyur Perminyakan
Ratusan sumur telah dibor secara vertikal guna mencapai target produksi reservoir pasir shaly. Karena kedangkalan reservoir pada kedalaman sekitar 600= dan sifat batupasir yang tidak terkonsolidasi, produksi pasir segera menunjukkan potensi hambatannya dalam pengembangan lapangan. Beberapa upaya dilakukan untuk mengontrol produksi pasir, seperti menggunakan muatan perforasi yang berbeda dengan pentahapan dan tabir pasir yang berbeda. Penerapan tabir pasir tidak efisien karena dipasang dalam waktu 2–3 minggu setelah produksi. Mereka membutuhkan operasi pembersihan untuk melanjutkan produksi dan operasi semacam itu terbukti sangat mahal.
Ada beberapa peralatan sand control yang dapat dipasang baik di lubang sumur maupun di formasi itu sendiri. Namun, peralatan pengontrol pasir ini tidak hanya menambah elemen biaya pada keseluruhan proyek, tetapi juga sebagian besar mengurangi Indeks Produktivitas sumur. Konsekuensinya, lebih banyak sumur perlu dibor untuk mengkompensasi kerugian produksi akibat pemasangan peralatan pengontrol pasir.
Dengan membandingkan profil produksi pasir dari dua sumur vertikal di bawah Cyclic Steam Stimulation (CSS) yang diselesaikan di zona yang sama, ditemukan bahwa penggunaan AMPCP dapat membantu mengurangi produksi pasir secara signifikan di atas SRP. Hal ini disebabkan oleh perbedaan mekanisme kerja kedua pompa tersebut. Pada AMPCP, fluida dipompa dengan gerakan halus, sedangkan pada SRP, gerakan naik dan turun pompa memiliki efek yang mirip dengan pendorong, yang berdampak buruk pada bangunan lengkung pasir. Akibatnya, SRP memiliki kecenderungan lebih tinggi untuk menghasilkan lebih banyak pasir dibandingkan dengan AMPCP.
Makalah ini mengkaji pengaruh penggunaan Sucker Rod Pump (SRP) dan All Metal Progressive Cavity Pump (AMPCP) terhadap produksi pasir. Kedua pompa dapat menangani padatan sampai tingkat tertentu, namun mekanisme masing- masing pompa akan mempengaruhi bangunan lengkungan pasir dan dengan demikian akan mempengaruhi jumlah volume pasir yang dihasilkan.
Produksi pasir dianggap sebagai salah satu masalah utama yang akan mempengaruhi nilai ekonomis dari setiap proyek EOR. Pasir yang dihasilkan akan mulai menumpuk di lubang sumur sampai mematikan Sumur. Hal ini dilakukan dengan meningkatkan penurunan tekanan (baik gesekan maupun hidrostatik) di lubang bor ke titik di mana tidak ada lagi cairan yang dapat diproduksi. Hal ini juga dapat menunjukkan kerusakan mekanis pada pipa, sumbatan, saluran fasilitas permukaan dan akan membutuhkan pembersihan berkelanjutan.
Yaser Alnaqi, Universitas Heriot-Watt; Bahman Tohidi, Institut Teknik Perminyakan, Universitas Heriot-Watt
1
0,31 – 0,42
4 sampai 23
Feldsbar (%) 11 sampai 19
Porositas (fraksi)
62 sampai 86
0,35 – 0,39
Saturasi Minyak (fraksi)
baik B 0,29 – 0,35
0,29 – 0,58 Parameter
Illite/Semctite (%) 6 sampai 37
Mengetuk: Ini adalah dampak dari busing batang katup atas ke panduan batang katup stasioner dalam gerakan downstroke pompa. Dampak ini mengguncang Kuarsa (%)
11 sampai 39
73 sampai 81
Permeabilitas (md) 2200 – 5500 2010 – 8700
7 sampai 14
Rata-rata Ukuran Butir (Micron) 248 – 349 196 – 388 baik A
Tabel 1—Properti Geologi untuk Sumur A dan B
Tanah liat (%) 7 sampai 11
bola katup berjalan dari dudukannya dan menghilangkan situasi pompa yang macet.
Geologi Ladang Minyak Shaly-sand
Cairan Ladang Minyak Shaly-sand
sub unit lebih lanjut, yaitu G1 & G2, dan H1 & H2. Ketebalan sub unit ini bervariasi antara 10
pada pompa AMPCP adalah statornya terbuat dari karet sedangkan pada pompa PCP terbuat dari logam di dalamnya
terjebak. Untuk melepaskan bola kembali, tugas ketukan kemudian diperlukan untuk menutup laras pada gaya naik/turun komponen dan mereka bekerja dalam mekanisme yang sama. Keuntungan lain dari AMPCP adalah steam
akan mengakibatkan proyek menjadi tidak ekonomis. Jadi
pengamatan umum untuk ladang minyak Shaly-sand, ditemukan bahwa minyak akan menjadi lebih kental
dan Indonesia, dimana target utama steam yang diinjeksikan adalah untuk menurunkan kekentalan minyak agar untuk dievaluasi untuk menerapkan pasir yang wajar
stator. Setelah injeksi uap selesai, rotor disekrup kembali ke stator dan pompa dapat dihidupkan
kedalaman kurang dari 800 =. Karena sifat batu pasir yang tidak terkonsolidasi di dalam reservoir dan karena Pompa SRP lebih cocok untuk operasi CSS dan dapat menangani suhu tinggi
pilot dingin yang dilakukan di ladang minyak pasir Shaly di sini di Kuwait, tetapi karena sifatnya
di atas reservoir yang tingginya sekitar 20 –30 ft bertindak sebagai penghalang yang menyegel reservoir dan mencegah
tekanan reservoir ditemukan sekitar 250 psi dan menurun ke arah selatan melintasi lapangan. Itu peralatan kontrol untuk sejumlah besar sumur ini
dipisahkan oleh unit serpih yang lebih kecil di antara mereka. Siltstone interbedded dan shale membagi reservoir menjadi menangani panas dari uap yang disuntikkan dan panas dari cairan yang dihasilkan. Perbedaan antara PCP dan
reservoir di Kuwait, produksi pasir menyebabkan banyak masalah pada SRP dan bola di dalam tong pompa
viskositas minyak mentah bervariasi antara 300 sampai 2000 cp (pada 90 ° F), yang juga bervariasi di seluruh lapangan.
AMPCP, yang mentolerir suhu tinggi dari operasi CSS. Di luar titik ini, mereka berbagi hal yang sama cara lain untuk mengendalikan produksi pasir miliki
pergerakan.
hingga 30 kaki melintasi reservoir, dan di beberapa area lapangan, unit-unit ini menghilang dan tidak dapat dideteksi. Di dalam
Ladang minyak Shaly-sand. CSS adalah teknik lama yang terbukti bekerja dengan bidang tersebut terutama di Kanada teknik produksi dengan ekonomi yang lebih baik.
Progressive Cavity Pumps (PCP) digunakan di
injeksi dapat dilakukan secara langsung saat pompa berada di dalam sumur, cukup dengan melepas rotor dari sumur
Reservoir minyak Shaly-sand berumur Miosen dan dianggap sebagai reservoir dangkal dengan maksimum
dari atas ke bawah. Tabel 1 menunjukkan sifat geologi Sumur A & B.
meningkatkan laju produksi dan recovery factor dari reservoir.
operasi CSS, diperlukan pompa AMPCP
dimulai.
untuk tekanan overburden yang kecil, produksi pasir merupakan masalah yang diharapkan di reservoir seperti itu. Lapisan serpih
Ladang minyak Shaly-sand mengandung minyak dengan gravitasi yang bervariasi antara 11–17 API di seluruh lapangan. Itu operasi karena tidak ada karet dalam bahan SRP. Namun, di reservoir seperti pasir Shaly
cairan dari bermigrasi ke lapisan lain. Reservoir terdiri dari dua satuan batupasir G dan H yaitu
tekanan bubble point untuk reservoir dengan tekanan reservoir awal 250 psi adalah sekitar 220 psi. Itu Karena banyak sumur dibor untuk pengembangan ladang
minyak Shaly-sand, cukup membeli pasir
Stimulasi uap siklik yang diikuti oleh luapan uap disetujui untuk rencana pengembangan
diperas sebelum injeksi uap dimulai. Itu
di dalam lubang sebelum injeksi uap. Kemudian rotor ditarik keluar dari stator dan ditahan oleh Ukuran slug dari steam yang diinjeksikan di Sumur A sekitar 16.720 bbls. Tingkat injeksi maksimum Nah A: SRP
injektivitas formasi. Zona H2 diuji dalam produksi dingin sebelum diperas. Sebuah jembatan baik 2 7/8 atau 3,5 tabung.
di sumur CSS karena efek suhu tinggi pada elastomer yang mengakibatkan kegagalan pompa secara instan.
rotor di dalam stator. Gambar 2 menunjukkan skema lubang sumur Sumur B.
Itu dipilih untuk menjalankan AMPCP di Sumur B untuk mengevaluasi kinerja pompa ini di CSS
Viskositas Sumur B adalah 1162 cp yang lebih berat dari Sumur A dengan viskositas 600 cp. Itu Nah B Kinerja CSS
Baik B: AMPCP
jangkar pada kedalaman 581= juga dipasang untuk mencegah adanya pergerakan rotasi akibat pergerakan kapal Tabel 2 menunjukkan analisis PVT yang dilakukan di
(TD) sekitar 1100=, dan ukuran tubing yang digunakan adalah
laju injeksi sekitar 288 bbls/hari. Namun, kualitas uap 80% ditargetkan untuk injeksi
ukuran muatan. Interval perforasi adalah dari 621= hingga 648=, yaitu sekitar 27= interval perforasi. A Kuwait terdiri dari dua casing dan satu tubing. Itu
kegagalan.
produksi pasir, ternyata lebih praktis memiliki lubang tikus yang lebih panjang, jadi sumbat jembatan itu
tidak boleh dilampaui untuk menghindari pecahnya formasi. Tekanan injeksi kepala sumur rata-rata adalah dicapai sekitar 600 bbls/hari pada WHP 470 psig. Dari data uji Leak off, seharusnya WHP sebesar 480 psig Dalam AMPCP, elastomer terbuat dari logam sehingga dapat bekerja dalam kondisi suhu tinggi tanpa zona terjepit pertama (kedalaman 900= hingga 950=) telah dilubangi di kaki air formasi untuk diuji
drive head selama fase injeksi uap, jadi ini adalah kesempatan bagus untuk memeriksa injektivitas sementara pompa dipasang downhole.
Nah Kinerja CSS
Pilot. Meskipun PCP reguler telah diuji di ladang minyak Shaly-sand sebelumnya, namun tidak cocok untuk dijalankan akan disuntikkan dan evaluasi produksi pasir akan dilakukan.
Di Sumur A, dua zona dilubangi dan kemudian
perbedaan antara injeksi uap di Sumur A & B, adalah bahwa di Sumur B, stator dan rotornya ukuran yang digunakan untuk casing pertama adalah 9 5/8
casing diikuti oleh 7 casing produksi hingga kedalaman total
kualitas steam rata-rata mencapai 73,6% yang dianggap sangat baik.
dihapus dan perforasi di kaki air diperas. Gambar 1 menunjukkan skematik Well A wellbore.
sambungan berlubang dipasang di sekitar 624= pada penyelesaian untuk memungkinkan cairan masuk ke pompa. Tidak ada jalan keluar zona minat untuk WellsA&B di mana uap
Penyelesaian khas di ladang minyak Shaly-sand
sumbat dipasang pada kedalaman 885= untuk mengisolasi perforasi bawah yang terbuka. Karena berlebihan
Sumur B dilubangi dalam formasi yang sama dengan Sumur A (G2), dan dengan kerapatan tembakan yang sama dan
sekitar 388psig. Laju injeksi steam bervariasi antara 109 sampai 600 bbls/hari dan steam rata-rata
116.6
8.35
185 0,9616 Analisis
0,15 21
38 5.08 Gravitasi API @ 60° F
Ash, Wt. %
Aspal, WT. % Densitas, gms/ml @15° C Kandungan Lilin, Wt. % Titik Tuang,
°C Garam, lbs/
1000 bbls Belerang, Wt. % Bilangan
Asam Total, mg.KOH/g 1,26 Visc Kinematik.
@70° F, cSt Kinematic Visc.
@100° F, cSt Kinematic Visc.
@122° F, cSt
220.4 0,04
0,44 Tabel 2—Properti Fluida untuk Sumur A dan B
0,9786 0,034
394 Sumur A Sumur B
12 1.02
8.59
5.18 28
15.5
599.6 13
1162
Stimulasi Uap Siklik
Penyelesaian dengan baik
Jumlah steam yang diinjeksikan di Sumur B sekitar 17.801 bbls, dimana laju injeksi maksimum yang dicapai sekitar 819 bbls/hari pada tekanan kepala sumur 450 psig. Tekanan injeksi kepala sumur rata-rata sekitar 383,7 psig dan laju injeksi uap rata-rata 456 bbls/hari. Kualitas uap rata-rata yang dicapai adalah 74,7%.
Beberapa pengamatan dapat dibuat dari perbandingan ini. Pertama, periode produksi alami diamati di Sumur A selama sekitar satu minggu setelah periode perendaman, sedangkan di Sumur B, tidak ada periode produksi alami yang diamati. Tidak adanya periode produksi alami di Sumur B kemungkinan karena adanya stator di dalam sumur. Namun, hal ini membutuhkan penyelidikan lebih lanjut untuk melihat apakah stator di Sumur B bertindak seperti tersedak dan mencegah periode produksi alami, atau jika ada alasan lain yang menyebabkan tidak adanya periode produksi alami setelah periode perendaman.
Pengamatan kedua adalah perbedaan tingkat produksi antara Sumur A dan B. Perbedaan ini akan wajar jika kedua Sumur ini diselesaikan di zona yang berbeda atau berada di lapangan yang berbeda,
Produksi Perbandingan Sumur A (SRP) vs Sumur B Untuk
membandingkan kinerja Sumur A&B, diputuskan untuk membandingkan periode produksi untuk setiap pompa untuk periode produksi awal yang sama yaitu 433 hari sehingga perbandingan yang adil dapat dilakukan.
Gambar 1—Skema Lubang Sumur
Dengan membandingkan perbedaan downtime antara Sumur A dan B, terlihat bahwa Sumur A mengalami downtime sekitar 199 hari dari 433 hari, sedangkan Sumur B downtime hanya 7 hari selama umur produksi 433 hari. Salah satu target utama dalam memasang lift buatan adalah menjalankan pompa selama mungkin.
Pekerjaan pembersihan Coil Tubing Unit (CTU) kemudian akan diperlukan atau rig Workover (WO) akan diperlukan untuk menyelidiki apakah pompa macet dan pekerjaan pembersihan CTU tidak dapat dilakukan. Karena tidak ada unit penarik yang tersedia untuk ladang minyak Shaly-sand, operasi semacam itu yang memerlukan intervensi terus-menerus oleh rig untuk menjaga kelancaran operasi tidak menguntungkan proyek dan akan sangat memakan biaya dan waktu.
namun, kedua Sumur diselesaikan di zona yang sama menggunakan muatan perforasi yang sama dan interval perforasi yang hampir sama. Padahal, Sumur A memiliki sifat yang sedikit lebih baik dari Sumur B, namun tingkat produksi yang dicapai oleh Sumur A lebih rendah dari tingkat produksi Sumur B.
Pekerjaan workover sesekali untuk memperbaiki pompa akan mempengaruhi produksi serta ekonomi proyek dan dapat membuktikan proyek yang baik tidak ekonomis. Di ladang minyak Shaly-sand kami seperti yang disebutkan sebelumnya, Perbandingan terperinci dilakukan untuk sumur A dan B untuk parameter yang berbeda untuk membantu kami dalam analisis kinerja kedua pompa ini. Terlihat bahwa ukuran slug yang digunakan untuk Sumur A hampir sama dengan yang digunakan untuk Sumur B (sekitar 1.000 bbls injeksi uap lebih banyak di Sumur B). Interval perforasi pada formasi G2 di Sumur A adalah 25= dan Sumur B adalah 27=, jadi perbedaan 2= dari interval perforasi tidak akan menyebabkan perbedaan yang besar dalam produksi kedua sumur tersebut. Tabel 3 merangkum kinerja Sumur A dan Sumur B.
Pengamatan terakhir adalah bahwa downtime Sumur A secara signifikan lebih besar daripada downtime di Sumur B. Downtime ini terutama disebabkan oleh banyaknya jumlah pasir yang diproduksi oleh Sumur A dibandingkan dengan Sumur B. Setelah setiap periode produksi, pasir akan menumpuk di lubang tikus dan akhirnya memblokir perforasi.
Gambar 2—Skema Wellbore Sumur B
memasuki tabung, dan terakumulasi di lubang tikus dengan laju yang lebih tinggi menyebabkan penyumbatan layar yang cepat
kami membandingkan dua sumur dalam zona yang sama, kami akan menganggap sifat fluida sebagai konstan dan kami akan melakukannya Sehubungan dengan jumlah pekerjaan pembersihan WO dan CTU, ditemukan bahwa Sumur A membutuhkan 3 WO
mengontrol produksi pasir. Hal ini dilakukan karena pada tahap uji coba proyek CSS, banyak
dari 433 hari. Seperti yang bisa dilihat dari angka-angka ini, volume produksi Sumur B lebih dari tiga kali lipat (AL), kemampuan pengolahan atau pembuangan air, fasilitas pemrosesan minyak khusus sejak minyak Shaly-sand
pada Gambar 4. Lengkungan ini bertindak sebagai filter alami dan mencegah partikel pasir diproduksi ke dalam peralatan kontrol pasir dipasang. Meskipun diketahui bahwa sifat formasi Shaly-sand adalah
pompa pada produksi pasir, kita perlu menjelaskan konsep lengkungan pasir.
beroperasi.
mungkin. Persyaratan ini terutama disebabkan sensitivitas biaya dari proyek minyak Shaly-sand yang ratusan Sumur telah dibor untuk mencapai target yang dibutuhkan, yang membutuhkan kelancaran operasi
lihat sifat-sifat lain yang mempengaruhi stabilitas lengkungan pasir. Properti tersebut termasuk jumlah jenis lift buatan seperti SRP dan AMPCP, bukan layar atau paket kerikil. Sebelum membahas dampaknya
Wells konvensional, mereka mungkin tidak membayar harga pekerjaan semacam itu dan mereka tidak ekonomis untuk melakukannya
Sumur minyak Shaly-sand diselesaikan melintasi zona produksi dengan selubung berlubang tanpa apapun Nah B sekitar 77.000 bbls. Dalam hal pemotongan air, Sumur A menghasilkan sekitar 30% air (7.915 bbls) diperlukan. Ini dianggap sebagai perbedaan besar dalam hal nilai ekonomi karena tarif rig per hari dan
pentahapan, kepadatan atau ukuran. Layar yang berdiri sendiri juga dicoba di satu Sumur tetapi hanya mencegah pasir A & B.
dalam waktu 3 minggu produksi saja.
Lengkungan ini, bagaimanapun, tidak selalu terbentuk untuk mencegah pasir dari produksi ke lubang sumur. Sejak membutuhkan perbedaan fasilitas untuk pengolahan dibandingkan dengan minyak mentah konvensional. . .dll.
volume produksi Sumur A. Total produksi minyak sumur A sekitar 17.000 bbls dan
teknik dicoba untuk mengontrol atau meminimalkan produksi pasir dengan memilih perforasi yang berbeda
lubang sumur dan ke permukaan.
biasanya menanggung biaya lain seperti proses penyediaan air, Steam Generator (SG), Artificial Lift's
Lengkungan pasir adalah lengkungan yang terbentuk karena akumulasi partikel pasir melintasi perforasi seperti yang dapat dilihat Sumur A menghasilkan sekitar 25.626 bbls fluida sedangkan Sumur B menghasilkan 83.058 bbls fluida dalam satu periode
batu pasir yang tidak terkonsolidasi dan kecenderungan untuk menghasilkan pasir sangat tinggi, tidak ada peralatan yang dipasang biaya unit CTU sangat tinggi. Karena tingkat produksi Sumur minyak Shaly-sand tidak setinggi
Stabilitas Lengkungan Pasir
Penelitian ini dilakukan untuk menyelidiki apakah pasir dapat dikontrol dengan menggunakan berbagai jenis
drawdown melintasi perforasi: semakin tinggi tekanan drawdown, semakin tinggi kemungkinan gagal terbentuk dan Sumur B menghasilkan sekitar 6,5% air (5.400 bbls). Gambar 3 membandingkan tingkat produksi Sumur
dan 3 pekerjaan pembersihan CTU dalam kurun waktu 433 hari, sedangkan di Sumur B tidak ada pekerjaan pembersihan WO atau CTU
3
83.058 0 16.720
25=
199 dari 433 7 dari 433 Total Uap yang disuntikkan (setara air)
Jumlah air yang diproduksi (bbls) Jumlah pekerjaan pembersihan CTU Total cairan yang diproduksi (bbls)
7.915 (30%) 17.710
Tabel 3—Perbandingan antara Sumur A & B dalam berbagai parameter
Jumlah WO
27=
3
77.658 12 BH
Interval Berlubang di G2
0
Jumlah produksi minyak (bbls)
12 BH Sumur A (SRP) Sumur B (AMPCP) Parameter
Jenis dan kepadatan pengisian daya Waktu Henti (hari)
25.626
5.400 (6,5%) 17.801
lengkungan pasir yang stabil dan dengan demikian semakin tinggi produksi pasir. Faktor kedua yang mempengaruhi stabilitas lengkungan pasir adalah variasi drawdown yang tiba- tiba yang dapat menggoyahkan lengkungan pasir. Yang dimaksud dengan itu adalah penarikan harus dilanjutkan melintasi perforasi untuk membentuk lengkungan. Dalam AMPCP, drawdown berlanjut karena pergerakan pompa halus, sementara di SRP, gerakan upstroke/downstroke dari laras pompa menyebabkan tekanan drawdown yang berbeda dan dengan demikian mempengaruhi stabilitas lengkungan pasir.
Variasi Ketinggian Pasir
Ketinggian pasir diperiksa selama pekerjaan WO atau wireline/slickline lebih untuk Sumur A daripada Sumur B karena adanya rotor dan stator di AMPCP. Untuk Sumur A, Gambar 5 dibuat untuk menunjukkan tingkat pasir yang berbeda vs. kecepatan pompa yang berbeda. Meskipun masa produksi hanya sekitar 1 minggu, sekitar 82= pasir diproduksi di lubang sumur setelah masa produksi alami. Kemudian sekitar 50= pasir diproduksi selama 44 hari dengan rata-rata SPM 3,98. Setelah periode tersebut, pompa beroperasi selama 52 hari dan kadar pasir yang terkumpul di dalam lubang sekitar 163= dan kecepatan rata- rata pompa sekitar 4,7 SPM. Kemudian Sumur tersebut beroperasi kembali selama 29 hari dengan kecepatan rata-rata 4,6 SPM yang menghasilkan produksi pasir sekitar 145=. Kemudian pompa dioperasikan lebih lama yaitu 62 hari menghasilkan pasir sekitar 104= dengan rata-rata SPM 4,18. Dan terakhir, Sumur menghasilkan sekitar 314= pasir dengan kecepatan rata- rata 4,4 SPM.
Dapat dicatat bahwa semakin tinggi kecepatan pompa, semakin banyak pasir yang dihasilkan di lubang sumur. Namun pada periode terakhir produksi di Sumur A dengan menggunakan SRP, kadar pasir yang dihasilkan terlalu tinggi yang mungkin disebabkan oleh operasi WO yang dilakukan pada Sumur tersebut sebelum dimulainya tahap produksi terakhir di Sumur A dengan menggunakan SRP.
Gambar 3—Perbandingan laju produksi antara WellsA&B
Gambar 4—Lengkungan Pasir
Selama fase produksi Sumur B, tidak diperlukan pekerjaan pembersihan WO atau CTU untuk menjaga agar Sumur tetap berjalan. Perlu diperhatikan bahwa pompa dihentikan secara manual untuk mempersiapkan siklus injeksi uap kedua dan tidak macet selama produksi. Ketika Sumur dihentikan dan level pasir diperiksa, ditemukan 433= pasir yang dihasilkan.
Ini berarti bahwa itu menutupi perforasi sekitar 618= di mana interval perforasi dari 621= hingga 648=. Hal ini mengarah pada kesimpulan bahwa pasir bersirkulasi di lubang sumur selama produksi dan ketika pompa ditutup, pasir mengendap dan menutupi interval perforasi. Jika itu menutupi interval perforasi selama umur Sumur, tidak mungkin ada produksi dari Sumur.
Melihat hasil di atas, dapat disimpulkan bahwa sand arch tidak dapat terbentuk di Sumur A untuk mencegah produksi pasir karena alasan yang telah dijelaskan sebelumnya. Sebaliknya, untuk Sumur B, kita dapat menyimpulkan bahwa
semacam lengkungan pasir terbentuk, yang mengurangi jumlah pasir yang diproduksi di Sumur B dibandingkan dengan Sumur B.
Ketinggian pasir tidak dapat diukur selama waktu produksi yang berbeda untuk Sumur B yang beroperasi di bawah AMPCP seperti Sumur A. Hal ini disebabkan oleh rotor dan stator di dalam Sumur yang membatasi alat apa pun untuk memasuki lubang sumur. Jadi untuk Sumur B, Sumur dibersihkan hingga TD sebelum injeksi uap dimulai dan kemudian kadar pasir diukur setelah uji coba AMPCP berakhir (Gambar 6).
Perlu dicatat bahwa di Sumur A, lubang sumur dibersihkan sebelum tahap produksi. Pasir yang diproduksi di Sumur selama periode injeksi disebabkan oleh gangguan tiba-tiba injeksi uap yang menyebabkan pasir terproduksi ke dalam lubang sumur. Setelah injeksi uap dihentikan dan sebelum dimulainya periode produksi alami, pasir yang dihasilkan ditemukan sekitar 140= di Sumur A karena total 6 kali interupsi dalam fase injeksi uap. Namun di Sumur B, pasir yang dihasilkan akibat gangguan injeksi uap tidak diketahui karena kadar pasir tidak dapat diperiksa. Total jumlah interupsi fase injeksi uap Sumur B sekitar 3 kali, sehingga perlu diperhatikan bahwa tidak semua 433= pasir yang terdapat di Sumur B merupakan pasir terproduksi.
Menjelang akhir siklus CSS pertama untuk Sumur A, PCP biasa dipasang untuk menguji kinerjanya di Sumur sebelum memulai siklus injeksi uap kedua. PCP diproduksi untuk jangka waktu sekitar 78 hari dengan kecepatan rata-rata 100 RPM dan menghasilkan sekitar 49 kaki pasir. Nanti dalam tulisan ini, nilai ini akan digunakan untuk membandingkan tingkat produksi pasir untuk Sumur A menggunakan SRP dan PCP.
Gambar 5—Kecepatan Pompa Sumur vs. Ketinggian Pasir
Sumur A. Tabel 4 merangkum jumlah pasir yang diproduksi untuk Sumur A menggunakan SRP dan PCP, dan untuk Sumur B menggunakan AMPCP dan SRP. Laju produksi pasir Sumur A menggunakan SRP sekitar 0,101 bbls/hari, sedangkan Sumur B menggunakan AMPCP sebesar 0,036 bbls/hari. Jadi laju produksi pasir untuk Sumur A kira-kira 3 kali lebih banyak daripada laju produksi pasir untuk Sumur B, perlu diingat bahwa pasir yang
terakumulasi selama injeksi uap untuk Sumur B dianggap sebagai pasir yang dihasilkan selama umur Sumur karena jumlah pasir ini tidak diketahui.
Dengan melihat jumlah pasir yang dimasukkan ke dalam lubang sumur setelah penghentian injeksi uap (Tabel 5) dan pasir yang dimasukkan selama fase produksi di sumur-sumur CSS yang berbeda, dapat disimpulkan bahwa rata-rata pasir yang dimasukkan ke dalam lubang sumur karena gangguan injeksi uap di Sumur B seharusnya menjadi sekitar 12 bbls. Angka ini diperoleh dengan mempertimbangkan jumlah interupsi selama injeksi uap di Sumur B (sekitar 4 kali), dan memperhitungkan rata-rata pasir yang masuk setelah injeksi uap di 7 Sumur CSS.
Produksi pasir setelah injeksi uap dihasilkan dari injeksi pada tekanan tinggi yang diikuti penurunan tiba-tiba
Tabel 4—Perbandingan antara WellA&B menggunakan pompa yang berbeda Gambar 6—Kecepatan Pompa Sumur B vs. Ketinggian Pasir
laju injeksi, yang menciptakan perbedaan tekanan mendadak antara lubang sumur dan formasi. Proses ini memasukkan pasir kembali ke dalam lubang sumur karena tekanan mencoba menyamakan antara lubang sumur dan formasi.
Sejauh ini, perbandingan produksi pasir didasarkan pada dua Sumur yang diselesaikan di zona yang sama dan memiliki sifat yang serupa. Dampak produksi pasir dari sudut pandang penyelesaian dipelajari lebih lanjut
dengan melihat kinerja sumur yang sama diselesaikan oleh dua peralatan AL yang berbeda pada waktu yang berbeda.
Perbandingan yang sama juga dilakukan untuk Sumur B tetapi sebaliknya. Sumur B memulai masa produksinya dengan AMPCP yang menghasilkan sekitar 0,036 bbls/hari pasir dan sekarang Sumur tersebut dilengkapi dengan SRP. SRP telah berjalan selama 299 hari dengan laju produksi pasir sebesar 0,049 bbls/hari.
Total pasir yang dihasilkan selama periode ini sekitar 14.692 bbls.
Tabel 5menunjukkan bahwa total Pasir yang dihasilkan pada siklus kedua untuk Sumur B adalah 29,4 bbls, sedangkan pada siklus pertama menghasilkan 16,41 bbls. Harus digarisbawahi juga bahwa 16,41 bbls pasir ini adalah pasir kumulatif setelah injeksi uap dan selama periode produksi Sumur B. Ini adalah perilaku yang tidak biasa, karena pasir yang dihasilkan akan menurun setelah setiap siklus seperti Sumur A & Sumur D yang ditunjukkan pada
Gambar7. Sebaliknya, Sumur B menghasilkan lebih banyak pasir selama siklus kedua daripada jumlah pasir yang dihasilkan selama siklus pertama
Jika kita mengurangkan pasir yang dimasukkan di Sumur B karena gangguan injeksi uap dari total pasir yang ditemukan di Sumur B siklus pertama produksi, kita akan mendapatkan pasir yang dihasilkan selama fase produksi sekitar 4,35 bbls.
Ini dilakukan di Sumur A & B. Di Sumur A, sebelum menutup Sumur untuk mempersiapkan siklus injeksi uap kedua, SRP diubah menjadi PCP biasa dan diuji selama hampir 3 bulan. Sebelum pemasangan PCP, Sumur dibersihkan dari pasir sehingga kadar pasir yang ditemukan setelah uji coba mencerminkan laju produksi pasir dari pompa PCP yang terpasang. Untuk periode 78 hari produksi, kadar pasir yang terukur sekitar 49= yang setara dengan laju produksi harian sebesar 0,024 bbls/hari. Dengan membandingkan laju produksi pasir untuk Sumur A menggunakan SRP dan untuk Sumur A menggunakan PCP, diketahui bahwa laju produksi pasir pompa SRP sekitar 4 kali lebih tinggi daripada pompa PCP. Ini adalah bukti nyata bahwa laju produksi pasir lebih tinggi bila menggunakan SRP daripada PCP.
Tabel 5—Tingkat Pasir setelah Injeksi Uap dan selama produksi
Penggunaan AMPCP jelas menurunkan tingkat produksi pasir dibandingkan dengan SRP. Untuk meminimalkan peralatan kontrol pasir karena lebih banyak Sumur yang sudah dibor, AMPCP dianggap sebagai pompa laju produksi pasir yang lebih rendah karena mekanisme pemompaan yang lancar dan metode pengangkatan yang efektif. Hal ini terlihat jelas di lapangan ketika SRP diubah menjadi PCP di Sumur A, laju produksi pasir berkurang hampir 4 kali lipat dari produksi pasir menggunakan SRP.
(Gambar 7). Ini merupakan indikasi bahwa pasir diproduksi lebih banyak ketika kita menggunakan SRP sebagai AL daripada AMPCP atau PCP.
Di Sumur A dan D produksi pasir menurun dengan trend normal. Namun, di Sumur B, lebih banyak pasir yang dihasilkan pada siklus kedua daripada siklus pertama. Hal ini disebabkan AL yang digunakan pada siklus pertama dan kedua berbeda, dimana pada siklus pertama digunakan AMPCP dan pada siklus kedua digunakan SRP untuk tahap produksi. Kami juga harus ingat bahwa kami tidak dapat mengetahui jumlah pasir yang masuk ke lubang sumur setelah injeksi uap di Sumur B karena masalah aksesibilitas, tetapi ketika kami membandingkan jumlah pasir yang masuk karena gangguan injeksi uap di Sumur lain, diperkirakan pasir yang dihasilkan di Sumur B pada siklus pertama sekitar 4,35 bbls yang berarti 3,3 kali lebih sedikit dari pasir yang dihasilkan pada siklus kedua di Sumur B menggunakan SRP.
Penggunaan AMPCP melalui SRP mengurangi jumlah pekerjaan WO dan CTU serta meningkatkan keekonomian proyek. Hal ini semakin disadari ketika berhadapan dengan ratusan Sumur dan flushby/rig yang sudah tersedia mungkin tidak cukup untuk memperbaiki Sumur. Dalam skenario seperti itu, produksi pasir berpotensi menimbulkan risiko memiliki banyak sumur yang tidak digunakan selama berbulan-bulan sehingga kehilangan nilai uap yang diinjeksikan.
Ini akan menyebabkan lebih banyak pasir karena variasi yang lebih tinggi dalam tekanan drawdown mengurangi kemampuan untuk membentuk lengkungan pasir yang menyebabkan lebih banyak pasir yang dihasilkan.
hasil dari kedua Wells ini tidak konklusif tetapi harus dipertimbangkan sebagai panduan untuk uji coba di masa mendatang.
Tekanan drawdown untuk SRP memiliki lebih banyak variasi daripada tekanan drawdown untuk AMPCP.
Perlu dicatat bahwa lebih banyak uji coba harus dilakukan untuk mencapai hasil yang meyakinkan. Sekarang
Gambar 7—Produksi pasir di setiap siklus untuk Sumur yang berbeda
Kesimpulan
Jalan ke depan
Terima kasih
Referensi
Ft
Perbaikan WO
properti dari Sumur A & B.
SRP
PCP
Kedalaman Total API
Putaran RPM Per Menit
PENGENAL
2. Rolf K. Bratli (Continental Shelf Inst.), Rasmus Risnes (Rogaland Regional C.): "Stabilitas dan Angkat Buatan
SRP, uji coba lebih banyak harus dilakukan di Sumur yang memiliki kondisi berbeda dari Sumur A & B. Uji coba ini
siapkan makalah ini.
AL
5–8 Oktober 2003.
3. Adolph Polillo (PETROBRAS), George D. Vassilellis (Richardson Operating Company), Ramona akhir percobaan pompa.
Stimulasi Uap Siklik
TD
Cameron (PCM): makalah “Memprediksi dan Mengelola Produksi Pasir: Strategi Baru” SPE 84499
4. Nathan Stein (SPE-AIME, Mobile Research and Development Corp.), DW Hilchie,* (SPE TD, karena informasi berharga hilang selama uji coba AMPCP di mana tekanan/suhu
AMPCP Semua Pompa Rongga Progresif Logam
CP
SG
Mechanics Using an Elasto-Plastic Finite Element Formulation” makalah SPE 23728-PA diterbitkan
harus dilakukan untuk zona yang berbeda di ladang minyak Shaly-sand atau di area berbeda yang memiliki fluida berbeda
Tata nama
Kaki
Langkah SPM Per Menit
Diameter internal
M. Graves (Colorado School of Mines), James W. Crafton (SPE): “Simulasi Sand Arching Pemotongan Air WC
dengan AMPCP dan Sumur B dengan SRP membuktikan bahwa tingkat produksi pasir lebih rendah menggunakan PCP atau AMPCP dibandingkan
Penulis mengucapkan terima kasih kepada Kuwait Oil Company yang telah menyediakan data dan dukungan yang dibutuhkan
Pompa Rongga Progresif
Unit Tabung Coil CTU
Failure of Sand Arches” makalah SPE 8427-PA diterbitkan pada bulan April 1981.
tes tidak dapat dilakukan selama umur Sumur dan tingkat produksi pasir tidak diketahui sampai
Centipoise CSS
Generator uap
dipresentasikan pada Konferensi dan Pameran Teknis Tahunan SPE di Denver, Colarado, AS, Melihat perbandingan antara Sumur A & B, Sumur A dengan SRP dan Sumur A dengan PCP dan Sumur B
Desain AMPCP juga harus dioptimalkan sehingga alat Wireline dapat mengakses lubang sumur
Pompa Batang Pengisap
Institut Perminyakan Amerika
Tekanan Kepala Sumur WHP
1. Ian Palmer (BP*), Hans Vaziri (BP), Stephan Willson (BP), Zissis Moschovidis (PCM), John
pada bulan Maret 1994.
