1.
Water
base
Padatan lumpur yang tidak bisa larut dalam kombinasi
HCl : HF (12 % : 3 %) dialirkan jauh ke dalam lubang bor.
2.
Oil
base
Untuk menghilangkan
oil based mud filtrate damage digunakan solvent seperti xylene preflush dengan water
wet surfactant.
3.
Lumpur pemboran
Kalau banyak lumpur
yang masuk ke formasi, tidak akan mudah menghilangkannya, dalam hal ini digunakan
chelating agent dan supending surfactant.
4.
Perforasi
Perforasi telah berkembang dengan baik dalam masa-masa terakhir ini.
Adanya underbalance dan juga overbalance dengan nitrogen dimana lumpur tidak digunakan, akan menyebabkan produksi
yang baik. Damage yang terjadi selama
perforasi, diakibatkan perforation debris
dan formation compaction.
5.
Completion
fluid
Completion fluid harus disaring dan bersih, tetapi
kontaminasi dari dasar tanki, proses filtrasi yang jelek atau kurang teliti masih
dapat terjadi dan menyebabkan damage.
Penggunaan larutan Ca pada sumur mengandung CO2 dapat menyebabkan terjadinya
CaCO3 (scale).
6.
Fluid
loss pill
Fluid loss pill dapat menghentikan fluid loss
tetapi sulit untuk dibersihkan. Fluid
loss pill bisa berupa bridgesal/hysal,
litesal, dan temblok. Bridgesal/hysal dapat
dihilangkan dengan asam lemah HCl 10 % atau asam asetat 10 %. Sedangkan litesal
bisa dihilangkan dengan 15 % HCl. Temblok
dapat dihilangkan dengan 15 % HCl.
7.
Migrating
fines
Kaolinet dan illite
dan microporous chert sering terdapat
pada fine migration. Fine migration disebabkan oleh gelombang
aliran yang besar disepanjang formasi, atau naiknya produksi air. Penyebab lain
adalah over acidizing dan masuknya ionic strength yang berlainan dengan air
formasi. Fines didiagnosa dengan pump-in test dengan crude oil lapangan atau brine
untuk dry gas reservoir yang menyebabkan
fines menjauh dari lubang sumur. Setelah
diproduksikan kembali, produksi akan naik dan akan turun jika fine-nya kembali. Dengan mengetahui production curves, naiknya produksi air
dan mineral formasi dapat menentukan adanya problem fines tsb. Fines
dapat dihilangkan dengan kombinasi HCl : HF (12 % : 3 %) atau dengan fluboric acid bila T<150 0F.
8.
Clay
swelling
Clay swelling (pembengkakan clay) dapat
terjadi karena air yang kontak dengan mineral smectite, illite atau chlorite. Smectite
dapat memuai menjadi 10 kali lipat. Clay
swelling dapat dihilangkan dengan mud
acid yang akan melarutkan clay.
9.
Wettability
alteration
Perubahan wettability formasi dari water wet ke oil wet terutama terjadi pada formasi berpermeabilitas rendah
(<25 md) akibat surfactant yang
salah pilih. Acid additives seperti surfactant atau corrosion inhibitor dapat menyebabkan perubahan wettability. Untuk menghidarkan hal ini maka surfactant
yang dipilih harus benar atau gunakan mutual
solvent. Water wettability dapat dikembalikan
dengan pemompaan mutual solvent dan water wetting surfactant.
10.
Organic
desposition
Paraffin yang terlarut di crude atau asphaltene adalah suatu colloidal solids pada crude yang terdapat pada condensate. Paraffin mengendap apabila
temperatur turun di bawah cloud point.
Kondisi ini dapat terjadi pada tubing,
flow line atau peralatan produksi. Asphaltene
bisa terjadi karena proses polymerisasi atau karena adanya asam. Asphaltene sludging lebih gawat lagi jika konsentrasi asam naik >15 %.
Metode penanggulangannya adalah dengan solvent
setelah dilakukan solubility test.
Tidak semua paraffin dan asphaltene akan terlarut dalam xylene. Kalau crude di lapangan mendapatkan problem karena pengasaman maka crude oil tersebut harus diuji di lab
untuk ditambahkan anti sludging agent
yang cocok.
11.
Scale
Scale calcium carbonate (CaCO3) dan calcium sulfate (CaSO4) larut dalam HCl, sedangkan barium sulfate (BaSO4) harus dihilangkan
dengan milling. Scales inhibitor adalah cara terbaik untuk mencegah terbentuknya scales.
Selain ketiga scale di atas ada lagi jenis scales seperti Iron sulfate (FeS ), iron oxide (FeO), strontium sulfate (SrSO4) dan
iron carbonate (FeCO3). Iron oxide (karat) dan Iron carbonate
dapat larut dalam asam. Iron sulfate
biasanya dijumpai pada tubing yang dapat dihilangkan dengan tubing pickle (acid wash di tubing).
12.
Injection
well plugging
Pada sumur injeksi
sering terjadi penurunan injection rate
dan kenaikan injection pressure yang menunjukkan
adanya formation damage. Jika tekanan
di dasar sumur terlalu tinggi maka akan terjadi fracture (rekahan) yang sulit untuk ditanggulangi. Plugging dapat terjadi kerena hydrocarbon, iron sulfide, iron oxide, calcium carbonate, silica, dan bacteria
mati/hidup. Analisa air untuk scaling
tendency, solid content, oil
percentage atau grease dan bacteria count harus dilakukan.
0 Response to "DAMAGE MECHANISM"
Post a Comment