Total Skin Factor

8/13/2019 Total Skin Factor

1/6

Total skin factor,

sd: damage skin

sc+: skin karena partial completion dan slanted well

sp: skin karena perforation

spseudo: skin karena perubahan fasa dan rate

1. skin due to formation damage, skin yg disebabkan karena terjadi kerusakan pdformasi, yaitu terjadi bila konduktivitas fluida di sekitar formasi berkurang akibat

turunnya permeabilitas di sekitar sumur dari harga mula-mula di formasinya. Type

penyebabnya adalah : clay swelling; particle plugging; pengendapan asphaltene atau

paraffin

2. skin due to parti al perforation, skin yg disebabkan oleh perforasi sumur yang tidakmeliputi semua sisi sehingga menyebabkan aliran turbulen

3. skin due to parti al completion,skin yg ditimbulkan oleh partial completion sehingaaminyak berebut untuk masuk ke lubang bor & menyebabkan turbulence, sehingga

ratenya berkurang

4. skin due to turbul ent rate,semakin dekat lubang bor maka rate minyak semakincepat, akibatnya minyak berebut untuk masuk ke lubang bor & menyebabkan

turbulence, sehingga ratenya berkurang

5. skin due to slanted well, skin yang dihasilkan karena sumur yang slanted/miringsehingga nilai skinnya negative karena densitas perforasi menjadi semakin besar

6. skin due to horizontal wel l,skin ini juga bernilai negative karena fluida lebih mudahmasuk ke wellbore

7. skin due to condensate bui ld up,jika terjadi kenaikan tekanan (build up) makacondensate akan tetap dlm fasa cair, shg jika permeabilitas formasi sgt kecil mk

condensate dpt menutup pori dan rate gas akan menurun atau sm sekali tdk bs

diproduksi.

8. pressure drawdown test,pengujian yg dilaksanakan dgn cara membuka sumur &mpertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebaiknya sebelum

diuji seluruh sumur ditutup utk sementara waktu agar tekanan reservoirnya seragam.


2/6

3.1.1.4.1. Analisa DST Pressure Build Up Normal

Analisa data drillstem test hampir sama dengan analisa data pressure buildup, tapi pada

DST, lamanya periode aliran kira-kira sama dengan durasi periode penutupan, jadi data

pressure build up harus dianalisa dengan plot Horner,Pw vs log *(tp t)/t+. Harga yang

dipakai untuk tp tersebut biasanya adalah panjang dari periode aliran yang terdahulu. Tetapijika periode aliran awal sangat panjang, maka lebih tepat menggunakan jumlah dari panjang

periode aliran tp untuk akhir buildup.

Pada sumur yang memproduksi cairan maka rate aliran selama drillsteam test berkurang

dengan waktu karena tekanan balik yang digunakan pada permukaan formasi meningkat,

hal ini disebabkan oleh fluida yang diproduksi pindah naik ke drillstring dan rate aliran bisa

stabil jika fluida formasi mengalir ke permukaan.Tekanan aliran yang bertambah diberikan

pada Gambar (3.1) dan Gambar (3.2) dan biasanya rate aliran yang berkurang melebihi

periode aliran diabaikan dalam menganalisa data pressure buildup.

Jika tekanan pada perekam flow string naik secara linier dengan waktu, rate aliran cairanyang masuk ke drillstring adalah konstan hingga cairan mencapai permukaan maka rate

aliran konstan semacam ini menunjukkan bahwa tingkat aliran tidak tergantung pada

drowdown, karena tekanan aliran bottom hole naik, sehingga sesuatu yang lain dari formasi

harus mengontrol rate aliran dalam keadaan seperti itu.

Wellbore storage sering tidak disignifikan pada bagian buildup dari DST karena sumur

ditutup dekat permukaan formasi. Pada periode penutupan yang cukup panjang dan jika

wellbore storage tidak dominan maka horner plot data buildup sebaiknya mempunyai

bagian garis lurus dengan slope (m) . Dari harga m maka bisa dipakai untuk memperkirakan

permeabilitas, yaitu dengan rumus :

...(3-1)

Jika dan h tidak diketahui , kh/ mungkin diestimasi dengan menyusun kembali

persamaan (3-1). Rate aliran yang dipakai adalah rata-rata yang melebihi tp. Skin factor

dapat dihitung dengan persamaan:

...(3-2)

Keterangan :

S = Skin factor, konstanta

P1hr = Tekanan pada waktu penutupan (t) = 1 jam dan diambil pada garis lurus dari

buildup, psi.

Pwf = Tekanan sesaat sebelum penutupan

m = Slope garis lurus buildup,psi/cycle

k = Permeabilitas efektif formasi

= porositas batuan formasi, fraksi

= viakositas, cp

Ct = kompressibilitas fluida, psi-1

rw = radius sumur, ft

tp =waktu produksi sebelum penutupan, jam


3/6

Kerusakan formasi bisa dirumuskan sbb:

...(3-3)

dimana penurunan tekanan terhadap skin dihitung dari persaman :

......(3-4)

Untuk radius pengamatan selama DST maka bisa diberikan persamaan sbb :

....(3-5)

Jika hambatan untuk mengalir ada di dalam radius pengamatan, maka akan mempengaruhi

plot semilog .


4/6

SOLUSI PERSAMAAN ALIRAN RADIAL SILINDRIS DIBAWAH PENGARUH

WELLBORESTORAGE DAN SKINDisini akan dibahas solusi persamaan difusivitas radial

termasuk suatu fenomenayang menyebabkan laju aliran bervariasi setelah suatu produksi

dimulai. Fenomena ini

dikenal luas sebagai Wellbore Storage yang diperlihatkan pada Gambar 2.9.Pandanglah suatu sumur (shut-in) minyak di suatu reservoir.

Selama sumur iniditutup, tekanan reservoir akan menopang kolom fluida dilubanng bor

sebatas manaditentukan oleh kesetimbangan antara tekanan formasi dan berart kolom

fluidatersebut. Kemudian jika sumur tersebut diproduksikan dengan membuka kerangan

dipermukaan

,

mula-mula tentu saja minyak yang diproduksikannya hanya berasal dari apayang ada pada

lubang bor ini. Jadi laju produksi mula-mula dari formasinya sendiri samadengan nol.Dengan

bertambahnya waktu aliran, pada suatu tekanan permukaan yang tetap,laju aliran di dasar

sumur akan berangsur-angsur sama dengan laju aliran di permukaan,

dan banyaknya fluida yang tersimpan di dalam lubang bor akan mencapai harga

yangtetap.Dengan memahami hal tersebut diatas, sekarang kita dapat membuat

hubunganmatematis antara laju aliran di muka formasinya (sand face flow rate) dan laju

alirandipermukaan (surface flow rate). Misalnya ada suatu sumur dengan suatu kolom

fluidadidalamnya (Gambar 2.9) dan anggaplah ada suatu mekanisme baik itu gas-lift

ataupompa yang mengangkat fluida tersebut ke permukaan. Juga anggaplah laju

alirandipermukaan adalah q, sedangkan dimuka formasinya adalah q

fs. Berdasarkan persamaan kesetimbangan materi dilubang bor diantara qfs, B(RB/D),

qB (RB/D) dan laju akumulasi fluida pada lubang bor adalah,

dt dzV V dt dwbwb

615.524615.524

Kemudian dengan anggapan bahwa luas lubang bor yang tetap disetiapkedalaman, A

wb1

, dan Faktor Volume Formasi juga konstan, maka dapat dituliskan suatukesetimbangan

berikut ini :

Bqqdt dz A

sf wb


5/6

615.524

(2.33)Apabila tekanan dipermukaan sama dengan Pt, maka

gcg zPP

t w

144

(2.34)dimana

adalah densitas fluida didalam lubang bor (lbm cu ft) dan g/gc = lbf/lbm.Seterusnya,

dt dzgcg zPPdt d

t w

144

(2.35) jadi,


6/6

meskipun metode baru pada awalnya dipahami sebagai yang akan digunakan untuk jenis kurva

tujuan analisis, juga muncul berguna untuk menganalisis tekanan membangun data dengan metode

analisis log setengah konvensional. hal ini dapat dilihat dengan menulis ulang kesetaraan 22 dalam

bentuk akrab berikut

rumus

mana, m adalah kemiringan per siklus log, s adalah efek kulit biasa dan ... didefinisikan

sebelumnya oleh kesetaraan 27

... adalah tangan kiri sisi kesetaraan 22 dan didefinisikan sebelumnya oleh eq 8. bentuk eq 26

atau eq 27 menunjukkan bahwa grafik membangun tekanan

... adalah tangan kiri sisi kesetaraan 22 dan didefinisikan sebelumnya oleh eq 8. bentuk eq 26atau eq 27 menunjukkan bahwa grafik membangun tekanan

harus linier pada kertas grafik log setengah. ini akan ditunjukkan kemudian dengan cara. ara

16. kemiringan garis harus memberikan nilai kapasitas aliran formasi. dicatat bahwa grafik

utflizing .. mirip dengan grafik Horner karena juga memperhitungkan pengaruh waktu

produksi. apalagi, grafik ini tampaknya lebih umum dari grafik Horner karena nilai ini ...

meningkat dengan meningkatnya nilai menutup dalam waktu, ... sebagai lawan kelompok

waktu Horner ... di mana itu berkurang sebagai ... meningkat. ini memungkinkan

merencanakan data penumpukan pada skala waktu yang sama menggunakan ... dan ..

memproduksi waktu dapat dibandingkan. eq 17 juga menunjukkan bahwa untuk kali

memproduksi lama, ketika ...beralih kembali sebagai ...

eq. 29 juga menyediakan dasar untuk membuat plot MDH untuk waktu yang lama

memproduksi. eq 26 dapat diselesaikan untuk efek kulit, s sebagai ...

perhatikan taht di eq 30, p ... harus dibaca pada semi log garis lurus atau perpanjangannya

tekanan awal waduk, p, atau tekanan palsu, p *, bisa langsung dibaca dari bagian garis lurus dari

grafik semilog ...

mana ... sama dengan memproduksi waktu, ..

pemeriksaan eq 17. menunjukkan bahwa ini sesuai dengan rasio waktu Horner, ... sama dengan satu

atau menutup dalam waktu, .. hingga tak terbatas.

estimasi tekanan reservoir awal dengan metode ini akan menjelaskan kemudian dengan cara contoh

dilapangan dan akan ditampilkan pada gambar. 16

Total Skin Factor

Documents

Transcript of Total Skin Factor