Pub Date : 2018-12-10DOI: 10.25105/PETRO.V7I2.3680
Redha Iktibar, M. S. Wahyuni, Djoko Sulistyanto
Gas lift adalah suatu metode pengangkatan buatan yang dilakukan dengan cara menginjeksikan gas dengan tekanan tinggi ke dalam sumur melalui annulus casing dan masuk ke dalam tubing. Dimana gas yang diinjeksikan tersebut akan tercampur dengan fluida yang berada di dalam tubing sehingga membuat berat kolom fluida menjadi ringan dan mudah untuk diproduksikan ke permukaan. Banyaknya gas yang diinjeksikan kedalam sumur, titik kedalaman injeksi gas lift, serta ketersediaan jumlah gas lift yang ada sangat mempengaruhi rate dari fluida yang terproduksikan ke permukaan. Akan tetapi kita tetap harus melihat apakah gas lift yang diinjeksikan tersebut sudah cukup optimum dibandingkan dengan rate produksi saat ini. Terlalu banyaknya gas lift yang diinjeksikan sedangkan peningkatan produksi yang tidak terlalu signifikan menyebabkan banyaknya gas lift yang terbuang sia-sia. Setelah dilakukan perhitungan pada sumur yang dianalisis, dibutuhkannya dilakukan optimasi injeksi gas.
{"title":"MENINGKATKAN LAJU ALIR MINYAK DENGAN MENGOPTIMASI INJEKSI GAS PADA SUMUR M LAPANGAN N","authors":"Redha Iktibar, M. S. Wahyuni, Djoko Sulistyanto","doi":"10.25105/PETRO.V7I2.3680","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I2.3680","url":null,"abstract":"Gas lift adalah suatu metode pengangkatan buatan yang dilakukan dengan cara menginjeksikan gas dengan tekanan tinggi ke dalam sumur melalui annulus casing dan masuk ke dalam tubing. Dimana gas yang diinjeksikan tersebut akan tercampur dengan fluida yang berada di dalam tubing sehingga membuat berat kolom fluida menjadi ringan dan mudah untuk diproduksikan ke permukaan. Banyaknya gas yang diinjeksikan kedalam sumur, titik kedalaman injeksi gas lift, serta ketersediaan jumlah gas lift yang ada sangat mempengaruhi rate dari fluida yang terproduksikan ke permukaan. Akan tetapi kita tetap harus melihat apakah gas lift yang diinjeksikan tersebut sudah cukup optimum dibandingkan dengan rate produksi saat ini. Terlalu banyaknya gas lift yang diinjeksikan sedangkan peningkatan produksi yang tidak terlalu signifikan menyebabkan banyaknya gas lift yang terbuang sia-sia. Setelah dilakukan perhitungan pada sumur yang dianalisis, dibutuhkannya dilakukan optimasi injeksi gas.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"180 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-12-10","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"85055975","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2018-12-10DOI: 10.25105/PETRO.V7I2.3678
Mahyar Kurnianto, Aries Prasetyo
Ketika temperatur crude oil berkurang, komponen-komponen berat seperti paraffin/wax (C18 – C60) akan terpresipitasi dan mengendap pada dinding pipa. Pengendapan wax dapat menyebabkan diameter internal pipa berkurang dan pipa tersumbat. Laju produksi yang rendah dapat mempengaruhi terjadinya deposit wax karena waktu tinggal (residence time) minyak yang lama di pipa. Residence time minyak yang lama, menyebabkan adanya heat loss dari fluida, sehingga menurunkan temperatur minyak saat mengalir. Penelitian ini dilakukan dengan tujuan untuk memprediksi kedalaman terbentuknya wax pada sumur X. Untuk mengetahui kedalaman terbentuknya wax pada sumur X, yaitu dengan memplot hasil prediksi distribusi tekanan dan temperatur per kedalaman kedalam kurva wax deposition envelope. Fase wax pada sumur X akan muncul pada temperatur 131 °F dan tekanan 343 psi di kedalaman 300 ft dari kepala sumur dan pada saat tekanan statis reservoir mencapai 1752 psi.
{"title":"PREDIKSI KEDALAMAN TERBENTUKNYA WAX PADA SUMUR X LAPANGAN Y","authors":"Mahyar Kurnianto, Aries Prasetyo","doi":"10.25105/PETRO.V7I2.3678","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I2.3678","url":null,"abstract":"<p><span style=\"font-size: medium;\">Ketika temperatur <em>crude oil </em>berkurang, komponen-komponen berat seperti paraffin/<em>wax</em> (C18 – C60) akan terpresipitasi dan mengendap pada dinding pipa. Pengendapan <em>wax</em> dapat menyebabkan diameter internal pipa berkurang dan pipa tersumbat. Laju produksi yang rendah dapat mempengaruhi terjadinya deposit <em>wax</em> karena waktu tinggal (<em>residence time</em>) minyak yang lama di pipa. <em>Residence time</em> minyak yang lama, menyebabkan adanya <em>heat loss</em> dari fluida, sehingga menurunkan temperatur minyak saat mengalir. Penelitian ini dilakukan dengan tujuan untuk memprediksi kedalaman terbentuknya <em>wax</em> pada sumur X. Untuk mengetahui kedalaman terbentuknya wax pada sumur X, yaitu dengan memplot hasil prediksi distribusi tekanan dan temperatur per kedalaman kedalam kurva <em>wax deposition envelope</em>. Fase <em>wax</em> pada sumur X akan muncul pada temperatur 131 °F dan tekanan 343 psi di kedalaman 300 ft dari kepala sumur dan pada saat tekanan statis reservoir mencapai 1752 psi.</span></p>","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"40 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-12-10","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"75931705","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2018-12-01DOI: 10.25105/petro.v7i3.3820
Nadhira Andini, M. T. Fathaddin, C. Rosyidan
The pressure behaviour of a well can be easily measured and is useful in analysing and predicting reservoir performance or diagnosing the condition of a well. Since a well test and subsequent pressure transient analysis is the most powerful tool available to the reservoir engineer for determining reservoir characteristics, the subject of well test analysis has attracted considerable attention. A well test is the only method available to the reservoir engineer for examining the dynamic response in the reservoir and considerable information can be gained from a well test. A well test is the examination of the transient behaviour of a porous reservoir as the result of a temporary change in production conditions performed over a relatively short period of time in comparison to the producing life of field. The build up can be both the part of the test when the well is shut in and a value represented by the difference in the pressure measured at any time during the build up and the final flowing pressure. The most common megods of transient (time dependant) pressure analysis required that data points be selected such that they fell on a well-defined straight line on either semi-logarithmic or cartesian graph paper. The well test analyst must the insure that the proper straight line has been chosen if more than one line can be drawn through the plotted data. This aspect of interpretation of well test data requires the input of reservoir engineer. Equally important is the design of a well test to ensure that the duration and format of the test is such that it produces good quality data for analysis. The results obtained from transient pressure analysis are used to discover the formation damage by detemining skin. This experiment will be analyzed oil well which is NA-20 well in Senja field. The results from the analysis of the data obtained on NA-20 well is 4.84 mD permeability, skin +1.42, pressure changes due to skin (ΔPskin) 264.384 psi, and flow efficiency 0.842 with 851.61 ft radius of investigation. The result from the analysis of the well showed that NA-20 well in Senja field have formation damage.
{"title":"RESERVOIR CHARACTERIZATION USING PRESSURE DERIVATIVE METHOD IN NA-20 WELL SENJA FIELD","authors":"Nadhira Andini, M. T. Fathaddin, C. Rosyidan","doi":"10.25105/petro.v7i3.3820","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v7i3.3820","url":null,"abstract":"The pressure behaviour of a well can be easily measured and is useful in analysing and predicting reservoir performance or diagnosing the condition of a well. Since a well test and subsequent pressure transient analysis is the most powerful tool available to the reservoir engineer for determining reservoir characteristics, the subject of well test analysis has attracted considerable attention. A well test is the only method available to the reservoir engineer for examining the dynamic response in the reservoir and considerable information can be gained from a well test. A well test is the examination of the transient behaviour of a porous reservoir as the result of a temporary change in production conditions performed over a relatively short period of time in comparison to the producing life of field. The build up can be both the part of the test when the well is shut in and a value represented by the difference in the pressure measured at any time during the build up and the final flowing pressure. The most common megods of transient (time dependant) pressure analysis required that data points be selected such that they fell on a well-defined straight line on either semi-logarithmic or cartesian graph paper. The well test analyst must the insure that the proper straight line has been chosen if more than one line can be drawn through the plotted data. This aspect of interpretation of well test data requires the input of reservoir engineer. Equally important is the design of a well test to ensure that the duration and format of the test is such that it produces good quality data for analysis. The results obtained from transient pressure analysis are used to discover the formation damage by detemining skin. This experiment will be analyzed oil well which is NA-20 well in Senja field. The results from the analysis of the data obtained on NA-20 well is 4.84 mD permeability, skin +1.42, pressure changes due to skin (ΔPskin) 264.384 psi, and flow efficiency 0.842 with 851.61 ft radius of investigation. The result from the analysis of the well showed that NA-20 well in Senja field have formation damage.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"16 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-12-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"76025669","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Lapangan X merupakan lapangan yang terletak di sebelah utara Pulau Jawa.Lapangan ini pertama kali ditemukan pada tahun 1968 melalui pemboran eksplorasi pada daerah tersebut.Produksi minyak Lapangan-X pertama kali terjadi pada tahun 1972 melalui salah satu platform yang dikembangkan pada Lapangan-X.Lapangan-X dikembangkan dengan menggunakan 13 platform dimana setiap platform terbagi menjadi beberapa sumur.Lapangan ini memiliki luas area sebesar 9kmx4km. Produksi minyak maksimum Lapangan –X sebesar 38000 BOPD pada tahun 1973 dan lapangan ini memiliki OOIP sebesar 567.1 MMSTB dan OGIP sebesar 317 BCF. Produksi kumulatif minyak saat ini adalah 133.8 MMBO dan produksi kumulatif gas sebesar 176.4 BCF.Untuk menganalisa optimasi injeksi gas lift pada Lapangan-X maka dilakukan variasi laju injeksi gas yang diinjeksikan.Simulasi penginjeksian gas dilakukan dengan penggunakan software PIPESIM.Dengan menggunakan perangkat lunak ini, dapat dilakukan matching dari data Uji Sumur dengan laju alir fluida di sumur-sumur tersebut. Setelah laju alir fluida pada Sumur Y,V, dan J matching, maka dapat dilakukan optimasi terhadap sumur gas lift dengan variasi injesksi gas.Tahapan optimasi dilakukan dengan menggunakan asumsi harga minyak yang dihasilkan sebesar U$S90/bbl dan biaya gas yang diinjeksikan dihargai sebesar U$S 2/MSCF.Dengan asumsi tersebut dapat dianalisa keuntungan optimum yang diperoleh dari nett revenue yang merupakan selisih antara harga jula minyak dengan biaya gas yang diinjeksikan. Jumlah injeksi gas yang optimum adalah jumlah injeksi gas yang menghasilkan nett revenue yang maksimum
{"title":"OPTIMASI SUMUR-SUMUR GAS LIFT DI LAPANGAN-X DENGAN VARIASI LAJU INJEKSI GAS","authors":"Widartono Utoyo","doi":"10.25105/PETRO.V4I4.284","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V4I4.284","url":null,"abstract":"Lapangan X merupakan lapangan yang terletak di sebelah utara Pulau Jawa.Lapangan ini pertama kali ditemukan pada tahun 1968 melalui pemboran eksplorasi pada daerah tersebut.Produksi minyak Lapangan-X pertama kali terjadi pada tahun 1972 melalui salah satu platform yang dikembangkan pada Lapangan-X.Lapangan-X dikembangkan dengan menggunakan 13 platform dimana setiap platform terbagi menjadi beberapa sumur.Lapangan ini memiliki luas area sebesar 9kmx4km. Produksi minyak maksimum Lapangan –X sebesar 38000 BOPD pada tahun 1973 dan lapangan ini memiliki OOIP sebesar 567.1 MMSTB dan OGIP sebesar 317 BCF. Produksi kumulatif minyak saat ini adalah 133.8 MMBO dan produksi kumulatif gas sebesar 176.4 BCF.Untuk menganalisa optimasi injeksi gas lift pada Lapangan-X maka dilakukan variasi laju injeksi gas yang diinjeksikan.Simulasi penginjeksian gas dilakukan dengan penggunakan software PIPESIM.Dengan menggunakan perangkat lunak ini, dapat dilakukan matching dari data Uji Sumur dengan laju alir fluida di sumur-sumur tersebut. Setelah laju alir fluida pada Sumur Y,V, dan J matching, maka dapat dilakukan optimasi terhadap sumur gas lift dengan variasi injesksi gas.Tahapan optimasi dilakukan dengan menggunakan asumsi harga minyak yang dihasilkan sebesar U$S90/bbl dan biaya gas yang diinjeksikan dihargai sebesar U$S 2/MSCF.Dengan asumsi tersebut dapat dianalisa keuntungan optimum yang diperoleh dari nett revenue yang merupakan selisih antara harga jula minyak dengan biaya gas yang diinjeksikan. Jumlah injeksi gas yang optimum adalah jumlah injeksi gas yang menghasilkan nett revenue yang maksimum","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"16 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"80433070","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Penggunaan gas CO2 untuk meningkatkan perolehan minyak bumi memerlukan tekanan agar terjadi kelarutan yang sempurna antara minyak dengan gas CO2 tersebut sehingga memerlukan tekanan tercampur. Oleh karena itu dilakukan penelitian terlebih dahulu sebelum dilaksanakan di lapangan, penentuan tekanan tercampur pada penelitian ini dilaksanakan dengan dua metode yaitu percobaan dan perhitungan korelasi. Penelitian penentuan tekanan terhadap tercampur minimum (TTM) pada injeksi CO2 dilakukan terhadap satu sampel dari sumur “X” dilapangan “Y” untuk reservoir “Z”. Reservoir “Z” memiliki API Gravity sebesar 390 API dan suhu reservoir sebesar 1700F. perhitungan tekanan tercampu minimum menggunakan 5 korelasi. Korelasi Holm Josendal (1980), Yellig Metcalfe (1980), National Petroleum Council, Cronquist Et Al (1978) dan Sebastian Et Al (1978). Sedangkan sebagai pembandingnya akan dilakukan dengan metode slimtube apparatus. Hasil perhitungan korelasi penentuan Tekanana Tercampur Minimum (TTM) pada sumur “X” untuk masing – masing metode adalah Holm dan Josendal (1980) sebesar 2350 psig, Yellig Metcalfe sebesar 2114 psig, National Petroleum Council 1550 psig, Cronquist Et Al sebesar 1749 psig dan Sebastian Et Al sebesar 513 psig. Percobaan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) dengan slimtube pada reservoir “Z” menggunakan tekanan sebesar 2500 psig, 2750 psig, 3000 psig, 3250 psig, 3500psig dan 4000 psig. Dari percobaan tersebut didapatkan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) sebesar 3150 psig dan korelasi yang paling mendekati hasil laboratorium adalah korelasi Holm dan Josendal dan Yellig dan Metcalfe dengan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) sebesar 2350 psig dan 2114 psig.
使用二氧化碳气体来增加石油获取需要压力，使石油与二氧化碳气体完全融合，从而需要压力混合。因此，在在野外进行之前，先进行研究，对本研究的压力测定与实验和相关计算的两种方法相结合。研究确定二氧化碳注入的最小混压(TTM)是对水库Z的X井中的一个样本进行的。水库“Z”的重力火为390个火，水库温度为1700F。使用5个相关性回溯到最小压力计算。霍尔姆·约塞达尔(1980)、耶利格·梅特卡夫(1980)、国家石油委员会、克朗quist Et Al(1978)和塞巴斯蒂安等(1978)之间的关系。相反，在这里，通过slimtube幻影显形。根据不同的方法，每一种方法的“X”对应关系的计算结果分别为圣有2350个psig，耶利格梅特卡夫有2114个psig，国家石油委员会1550个psig，“Cronquist Et Al”有1749个，“Sebastian Et Al”有513个。压力试验与“Z”水库的细管结合，使用2500个psig, 2750个psig, 3000个psig, 3250个psig, 3500psig和4000个psig。在试验中，将测试结果与霍尔姆、约塞达尔、耶利格和梅特卡夫的最低混合压力(TTM)与2350个精神病和2114个精神病联系联系起来。
{"title":"STUDI PENENTUAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM DENGAN INJEKSI GAS CO2 MENGGUNAKAN METODA SLIMTUBE TEST DAN KORELASI","authors":"Rini Setiati","doi":"10.25105/petro.v4i4.287","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.287","url":null,"abstract":"Penggunaan gas CO2 untuk meningkatkan perolehan minyak bumi memerlukan tekanan agar terjadi kelarutan yang sempurna antara minyak dengan gas CO2 tersebut sehingga memerlukan tekanan tercampur. Oleh karena itu dilakukan penelitian terlebih dahulu sebelum dilaksanakan di lapangan, penentuan tekanan tercampur pada penelitian ini dilaksanakan dengan dua metode yaitu percobaan dan perhitungan korelasi. Penelitian penentuan tekanan terhadap tercampur minimum (TTM) pada injeksi CO2 dilakukan terhadap satu sampel dari sumur “X” dilapangan “Y” untuk reservoir “Z”. Reservoir “Z” memiliki API Gravity sebesar 390 API dan suhu reservoir sebesar 1700F. perhitungan tekanan tercampu minimum menggunakan 5 korelasi. Korelasi Holm Josendal (1980), Yellig Metcalfe (1980), National Petroleum Council, Cronquist Et Al (1978) dan Sebastian Et Al (1978). Sedangkan sebagai pembandingnya akan dilakukan dengan metode slimtube apparatus. Hasil perhitungan korelasi penentuan Tekanana Tercampur Minimum (TTM) pada sumur “X” untuk masing – masing metode adalah Holm dan Josendal (1980) sebesar 2350 psig, Yellig Metcalfe sebesar 2114 psig, National Petroleum Council 1550 psig, Cronquist Et Al sebesar 1749 psig dan Sebastian Et Al sebesar 513 psig. Percobaan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) dengan slimtube pada reservoir “Z” menggunakan tekanan sebesar 2500 psig, 2750 psig, 3000 psig, 3250 psig, 3500psig dan 4000 psig. Dari percobaan tersebut didapatkan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) sebesar 3150 psig dan korelasi yang paling mendekati hasil laboratorium adalah korelasi Holm dan Josendal dan Yellig dan Metcalfe dengan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) sebesar 2350 psig dan 2114 psig.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"66 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"86895441","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pemboran berarah di Indonesia diperlukan untuk menjawab tantangan dari build-up bagian 8.5in dilakukan dengan menggunakan teknik kerekayasaan. Tantangan tersebut termasuk kebutuhan High Dogleg dengan Dogleg severity(DLS) 9o/100ft sampai 11o/100ft, panjang interval lapisan shale yang reaktif, kualitas lubang bor, kendali lintasan, pembersihan lubang dan pemasangan casing liner. Semua tantangan tersebut dapat memengaruhi pembengkakan Authorization For Expenditure (AFE) sumur dan pada kasus yang lebih ekstrim maka akan dapat mengakibatkan hilangnya satu sumur. Jenis perencanaan sumur telah didesain untuk pemboran vertical di bagian 12.25in, kemudian build pada bagian 8.5in dari vertikal ke inklinasi 90o dengan buildup rate 11o/100ft untuk memasuki zona reservoir.Kerjasama antara operator dan perusahaan penyelenggara pemboran berarah memberikan kemudahan bagi para insinyur pemboran untuk mengahadapi tantangan conventional steerable motor assemblies. Bagian 12.25in dibor vertikal dengan menggunakan motor dan bagian 8.5in dibor dengan menggunakan Rotary Steerable System (RSS). Teknologi ini ditujukan untuk membandingkan rasio penetrasi menggunakan motor dan RSS. Solusi ini memudahkan operator untuk membor bagian 8.5in dengan aman dan efisien tanpa hambatan, selama proses mengebor dan pemasangan casing, juga dapat menghemat waktu sampai dengan 3 hari dari perencanaan. Teknologi baru ini mebuktikan bahwa ada kemungkinan untuk membor dengan Dogleg Severity (DLS) sampai 17o/100ft dengan putaran penuh. Rasio penetrasi pada bagian ini juga tidak membutuhkan sliding.
{"title":"OPTIMALISASI PEMBORAN MENGGUNAKAN TEKNOLOGI PEMBORAN BERARAH","authors":"R. Akbar","doi":"10.25105/petro.v4i4.291","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.291","url":null,"abstract":"Pemboran berarah di Indonesia diperlukan untuk menjawab tantangan dari build-up bagian 8.5in dilakukan dengan menggunakan teknik kerekayasaan. Tantangan tersebut termasuk kebutuhan High Dogleg dengan Dogleg severity(DLS) 9o/100ft sampai 11o/100ft, panjang interval lapisan shale yang reaktif, kualitas lubang bor, kendali lintasan, pembersihan lubang dan pemasangan casing liner. Semua tantangan tersebut dapat memengaruhi pembengkakan Authorization For Expenditure (AFE) sumur dan pada kasus yang lebih ekstrim maka akan dapat mengakibatkan hilangnya satu sumur. Jenis perencanaan sumur telah didesain untuk pemboran vertical di bagian 12.25in, kemudian build pada bagian 8.5in dari vertikal ke inklinasi 90o dengan buildup rate 11o/100ft untuk memasuki zona reservoir.Kerjasama antara operator dan perusahaan penyelenggara pemboran berarah memberikan kemudahan bagi para insinyur pemboran untuk mengahadapi tantangan conventional steerable motor assemblies. Bagian 12.25in dibor vertikal dengan menggunakan motor dan bagian 8.5in dibor dengan menggunakan Rotary Steerable System (RSS). Teknologi ini ditujukan untuk membandingkan rasio penetrasi menggunakan motor dan RSS. Solusi ini memudahkan operator untuk membor bagian 8.5in dengan aman dan efisien tanpa hambatan, selama proses mengebor dan pemasangan casing, juga dapat menghemat waktu sampai dengan 3 hari dari perencanaan. Teknologi baru ini mebuktikan bahwa ada kemungkinan untuk membor dengan Dogleg Severity (DLS) sampai 17o/100ft dengan putaran penuh. Rasio penetrasi pada bagian ini juga tidak membutuhkan sliding.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"18 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"83129335","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2018-09-27DOI: 10.25105/PETRO.V5I1.1981
Djoko Sulistyanto
Analisa nodal adalah suatu metode untuk menganalisa suatu sistem produksi dengan tujuan untuk memprediksikan produksi yang optimum. Dengan menggunakan software PROSPER prinsip nodal diterapkan sebagai unit sistem dari aliran reservoir sampai kepala sumur, dengan titik nodal di bawah permukaan.Paper ini membahas optimasi sumur-sumur gas lift, yaitu Sumur A dan Sumur B di Lapangan A, dengan cara mengoptimasikan laju injeksi gas dan tekanan injeksi gas yang diberikan. Metode yang digunakan adalah prinsip analisa nodal yang pengerjaannya dibantu dengan software PROSPER. Dengan memperhitungkan performance dari kedua sumur gas lift tersebut seberapa besar tingkat pengoptimasian yang dapat dilakukan agar performance Gas Lift System dapat menjadi optimal.Hasil evaluasi dari kedua sumur, sumur A mengalami over injected pada laju injeksi gas yang diberikan, Sumur B pada tekanan casing atau tekanan injeksi yang diberikan mengalami tekanan yang tidak optimum. Hal ini akan mempengaruhi harga keekonomian yang cukup signifikan jika optimasi ini dapat dicermati sebelumnya, sehingga akan menambah pendapatan perusahaan.Kata Kunci : Analisa nodal, Optimisasi Laju dan Tekanan Injeksi Sumur Gas Lift.
{"title":"OPTIMASI PRODUKSI SUMUR-SUMUR GAS LIFT DI LAPANGAN A","authors":"Djoko Sulistyanto","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1981","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1981","url":null,"abstract":"Analisa nodal adalah suatu metode untuk menganalisa suatu sistem produksi dengan tujuan untuk memprediksikan produksi yang optimum. Dengan menggunakan software PROSPER prinsip nodal diterapkan sebagai unit sistem dari aliran reservoir sampai kepala sumur, dengan titik nodal di bawah permukaan.Paper ini membahas optimasi sumur-sumur gas lift, yaitu Sumur A dan Sumur B di Lapangan A, dengan cara mengoptimasikan laju injeksi gas dan tekanan injeksi gas yang diberikan. Metode yang digunakan adalah prinsip analisa nodal yang pengerjaannya dibantu dengan software PROSPER. Dengan memperhitungkan performance dari kedua sumur gas lift tersebut seberapa besar tingkat pengoptimasian yang dapat dilakukan agar performance Gas Lift System dapat menjadi optimal.Hasil evaluasi dari kedua sumur, sumur A mengalami over injected pada laju injeksi gas yang diberikan, Sumur B pada tekanan casing atau tekanan injeksi yang diberikan mengalami tekanan yang tidak optimum. Hal ini akan mempengaruhi harga keekonomian yang cukup signifikan jika optimasi ini dapat dicermati sebelumnya, sehingga akan menambah pendapatan perusahaan.Kata Kunci : Analisa nodal, Optimisasi Laju dan Tekanan Injeksi Sumur Gas Lift.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"10 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"82315350","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
samsol trisakti, M. T. Fathaddin, Ratnayu Sitaresmi
Lapangan RMM adalah lapangan minyak dan gas dengan reservoir pada Formasi Santul dan Tabul pada sistem deltaik yang dikarakterisasi oleh perangkap struktural, stratigrafi, dan kombinasi keduanya.Maksud dari penelitian ini adalah sebagaisalah satu bagian perencanaan pengembangan lapangan tahap lanjut untukdapatmeningkatkan perolehan minyak yang ada saat ini, yaitu dengan melakukan simulasireservoir dengan peniginjeksian pada Lapangan RMM. Adapun tujuan dari penelitian ini adalah menganalisa keselarasan sifat fisik reservoir dan pola penginjeksian terhadap efisiensi pendesakan dan pengangkatan sisa cadangan hidrokarbon secara optimal.Penelitian ini dilakukan pada lapisan M31 diproduksikan dari 12 sumur yang terbagi dalam 2 blok 1 dan 4 memiliki sejarah produksi mulai bulan Januari 1956, blok 4 sampai sekarang belum diproduksikan. Dari 12 sumur yang berproduksi di lapisan M31 telah menguras minyak sebesar sebesar 6073.7 Mstb dengan Recovery Factor sekitar 30.61 % di blok 1 dengan OOIP 19.84 MMSTB.Case yang digunakan dalam penelitian ini adalah dengan pola injeksi Peripheral, Normal Five Spot dan Inverted Five Spot dan dengan beberapa sensitivity rate injeksi . Prediksi dilakukan dari tahun 2014 sampai tahun 2025. Dari case yang dilakukan, yang paling optimal menghasilkan minyak adalah dengan Case 1 yaitu dengan pola peripheral. Dengan laju injeksi air sebesar 2000 bwpd dengan menghasilkan minyak sebanyak 7042.5 MSTB
{"title":"ANALISA PENGARUH HETEROGENITAS SIFAT FISIK BATUAN DAN POLA SUMUR INJEKSI TERHADAP EFISIENSI PENDESAKAN MINYAK BASE ON DATA SIMULASI","authors":"samsol trisakti, M. T. Fathaddin, Ratnayu Sitaresmi","doi":"10.25105/PETRO.V4I4.292","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V4I4.292","url":null,"abstract":"Lapangan RMM adalah lapangan minyak dan gas dengan reservoir pada Formasi Santul dan Tabul pada sistem deltaik yang dikarakterisasi oleh perangkap struktural, stratigrafi, dan kombinasi keduanya.Maksud dari penelitian ini adalah sebagaisalah satu bagian perencanaan pengembangan lapangan tahap lanjut untukdapatmeningkatkan perolehan minyak yang ada saat ini, yaitu dengan melakukan simulasireservoir dengan peniginjeksian pada Lapangan RMM. Adapun tujuan dari penelitian ini adalah menganalisa keselarasan sifat fisik reservoir dan pola penginjeksian terhadap efisiensi pendesakan dan pengangkatan sisa cadangan hidrokarbon secara optimal.Penelitian ini dilakukan pada lapisan M31 diproduksikan dari 12 sumur yang terbagi dalam 2 blok 1 dan 4 memiliki sejarah produksi mulai bulan Januari 1956, blok 4 sampai sekarang belum diproduksikan. Dari 12 sumur yang berproduksi di lapisan M31 telah menguras minyak sebesar sebesar 6073.7 Mstb dengan Recovery Factor sekitar 30.61 % di blok 1 dengan OOIP 19.84 MMSTB.Case yang digunakan dalam penelitian ini adalah dengan pola injeksi Peripheral, Normal Five Spot dan Inverted Five Spot dan dengan beberapa sensitivity rate injeksi . Prediksi dilakukan dari tahun 2014 sampai tahun 2025. Dari case yang dilakukan, yang paling optimal menghasilkan minyak adalah dengan Case 1 yaitu dengan pola peripheral. Dengan laju injeksi air sebesar 2000 bwpd dengan menghasilkan minyak sebanyak 7042.5 MSTB","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"48 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"82234667","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Falcon Field begins with the discovery of the GG-1 wells are explored in August 1974. The program DST performed on one zone at Falcon Field in the Baturaja Formation producing 429 BOPD and 0.14 MMCFD. Then in 1978, Falcon Field was developed by constructing three wells on the platform GGA and in 1988 made eight more wells on the platform GGB. Falcon Field is the peak production in 1978 amounted to 5670 BOPD. Currently Falcon Field still in production of 1000 BOPD and 451 MCFPD of four wells. Cumulative production in January 2014 at 10.57 and 9.08 MMCF MMBO, and Recovery Factor is currently at 19.2%. Based on the structure map and well log correlation, Baturaja in Falcon Fields has anticline structure with orientation North-South fault. The thickness of zone has 1000 ft (~300 m) with oil column around 100 ft. To conduct field production performance predictions in the future, needs to be done the reservoir simulation modeling where the results are expected to represent the true reservoir model. Grid made in this model has a cell size of 50 mx 50 m with a thickness of 3 ft, 53 layers, and a total of about 650000 cell active cell. In the early, the validation of model is carried out for the initialization by using the Black Oil Simulator model. Initialization is intended to build initial equilibrium of the total hydrocarbon reservoir with the volume control of hydrocarbon static model calculations. The alignment stages of model or History Matching is done to see if the reservoir model that has been created to represent the actual condition of the reservoir. From the simulation reservoir the number of OOIP is 55.07 MMSTB, while OOIP with the static model is 55.2 MMSTB with a difference of 0.2 %. For the development of the Falcon Fields in the Reservoir Baturaja, the study wasperformed under planned five scenarios, namely the first scenario (base case), the second scenario (base case with the addition of rework moving field), the third scenario (Base case with wellwork and infill), the fourth scenario (Modeling Drawdown), and the fifth scenario (Modeling Downhole Water Sink). Scenario production started in January 2014 until January 2037 for 23 years with the aim to provide maximum drainage. Falcon Field production forecasting results for the first scenario, the second scenario, the third scenario, the fourth scenario, and scenarios fifth consecutive MMSTB of 12.87, 14.66 MMSTB, 15.3 MMSTB, MMSTB 14.01, 14.17 MMSTB with consecutive RF 23:37%, 26.62% , 27.78%, 25.44%, and 25.73%.
{"title":"EVALUASI RESERVOIR BATURAJA PADA LAPANGAN FALCON DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK MEMAKSIMALKAN PRODUKSI","authors":"Gerdha Agreska Lubis Agreska Lubis, Maman Djumantara","doi":"10.25105/PETRO.V6I3.4275","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V6I3.4275","url":null,"abstract":"Falcon Field begins with the discovery of the GG-1 wells are explored in August 1974. The program DST performed on one zone at Falcon Field in the Baturaja Formation producing 429 BOPD and 0.14 MMCFD. Then in 1978, Falcon Field was developed by constructing three wells on the platform GGA and in 1988 made eight more wells on the platform GGB. Falcon Field is the peak production in 1978 amounted to 5670 BOPD. Currently Falcon Field still in production of 1000 BOPD and 451 MCFPD of four wells. Cumulative production in January 2014 at 10.57 and 9.08 MMCF MMBO, and Recovery Factor is currently at 19.2%. Based on the structure map and well log correlation, Baturaja in Falcon Fields has anticline structure with orientation North-South fault. The thickness of zone has 1000 ft (~300 m) with oil column around 100 ft. To conduct field production performance predictions in the future, needs to be done the reservoir simulation modeling where the results are expected to represent the true reservoir model. Grid made in this model has a cell size of 50 mx 50 m with a thickness of 3 ft, 53 layers, and a total of about 650000 cell active cell. In the early, the validation of model is carried out for the initialization by using the Black Oil Simulator model. Initialization is intended to build initial equilibrium of the total hydrocarbon reservoir with the volume control of hydrocarbon static model calculations. The alignment stages of model or History Matching is done to see if the reservoir model that has been created to represent the actual condition of the reservoir. From the simulation reservoir the number of OOIP is 55.07 MMSTB, while OOIP with the static model is 55.2 MMSTB with a difference of 0.2 %. For the development of the Falcon Fields in the Reservoir Baturaja, the study wasperformed under planned five scenarios, namely the first scenario (base case), the second scenario (base case with the addition of rework moving field), the third scenario (Base case with wellwork and infill), the fourth scenario (Modeling Drawdown), and the fifth scenario (Modeling Downhole Water Sink). Scenario production started in January 2014 until January 2037 for 23 years with the aim to provide maximum drainage. Falcon Field production forecasting results for the first scenario, the second scenario, the third scenario, the fourth scenario, and scenarios fifth consecutive MMSTB of 12.87, 14.66 MMSTB, 15.3 MMSTB, MMSTB 14.01, 14.17 MMSTB with consecutive RF 23:37%, 26.62% , 27.78%, 25.44%, and 25.73%.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"47 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"80856110","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Operasi penyemenan merupakan salah satu bagian dari pekerjaan operasipemboran. Operasi penyemenan cukup penting dilakukan agar tidak terjadimasalah-masalah pada operasi pemboran. Maka dari itu, untuk menghindarimasalah pada pemboran, perlu dilakukan pengujian atau percobaan dilaboratorium sebelum melakukan operasi penyemenan di lapangan. Hal iniberfungsi untuk mendapatkan formulasi komposisi yang optimum, sehingga dapatberfungsi dengan baik ketika pelaksanaan di lapangan.Pada percobaan ini akan diamati bagaimana pengaruh penambahan additifcement dispersant terhadap sifat fisik semen pemboran, yaitu waktu pengerasan(Thickening Time) dan kuat tekan (Compressive Strength) pada semen kelas E dankelas G, sehingga akan diperoleh gambaran seberapa besar komposisi cementdispersant yang optimal yang harus ditambahkan pada semen pemboran. Additifcement dispersant yang digunakan adalah CFR-2, yang berasal dari HalliburtonOilfield Service Company.Dari beberapa kali percobaan thickening time, terlihat bahwa nilai titikminimum dan maksimum semen kelas kelas G lebih besar daripada semen kelasE, yaitu pada titik minimum mencapai 65 mm/menit dengan penambahankonsentrasi CFR-2 sebesar 2%, sementara pada titik maksimum mencapai 150mm/menit dengan penambahan konsentrasi CFR-2 sebesar 4,5%. Hal inidikarenakan, additif CFR-2 memang lebih cocok untuk sumur-sumur yangdangkal, yang hanya memerlukan thickening time yang tidak lama.Sementara untuk percobaan compressive strength, didapat bahwa nilaicompressive strength Semen Kelas E lebih besar daripada Semen Kelas G. Hal inidikarenakan, Semen Kelas E memang didesain untuk kondisi sumur yang dalam,mempunyai tekanan dan temperatur yang tinggi, dan berada di kedalaman 10000hingga 14000 ft. Berbeda dengan Semen Kelas G yang hanya semen dasar saja,yang digunakan hanya untuk kedalaman 0 (permukaan) hingga 8000 ft saja. Nilaicompressive strength Semen Kelas E mencapai 4225 psi, pada suhu 80ºC,sementara untuk Semen Kelas G hanya 3850 psi, pada suhu 27ºC, walaupunkeduanya sama-sama dilakukan penambahan additif CFR-2 sebanyak 2%.
{"title":"STUDI LABORATORIUM PENGARUH PENAMBAHAN CEMENT DISPERSANT (CFR-2) TERHADAP THICKENING TIME DAN COMPRESSIVE STRENGTH PADA SEMEN PEMBORAN KELAS E DAN KELAS G","authors":"A. Hamid, samsol trisakti","doi":"10.25105/petro.v4i4.289","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.289","url":null,"abstract":"Operasi penyemenan merupakan salah satu bagian dari pekerjaan operasipemboran. Operasi penyemenan cukup penting dilakukan agar tidak terjadimasalah-masalah pada operasi pemboran. Maka dari itu, untuk menghindarimasalah pada pemboran, perlu dilakukan pengujian atau percobaan dilaboratorium sebelum melakukan operasi penyemenan di lapangan. Hal iniberfungsi untuk mendapatkan formulasi komposisi yang optimum, sehingga dapatberfungsi dengan baik ketika pelaksanaan di lapangan.Pada percobaan ini akan diamati bagaimana pengaruh penambahan additifcement dispersant terhadap sifat fisik semen pemboran, yaitu waktu pengerasan(Thickening Time) dan kuat tekan (Compressive Strength) pada semen kelas E dankelas G, sehingga akan diperoleh gambaran seberapa besar komposisi cementdispersant yang optimal yang harus ditambahkan pada semen pemboran. Additifcement dispersant yang digunakan adalah CFR-2, yang berasal dari HalliburtonOilfield Service Company.Dari beberapa kali percobaan thickening time, terlihat bahwa nilai titikminimum dan maksimum semen kelas kelas G lebih besar daripada semen kelasE, yaitu pada titik minimum mencapai 65 mm/menit dengan penambahankonsentrasi CFR-2 sebesar 2%, sementara pada titik maksimum mencapai 150mm/menit dengan penambahan konsentrasi CFR-2 sebesar 4,5%. Hal inidikarenakan, additif CFR-2 memang lebih cocok untuk sumur-sumur yangdangkal, yang hanya memerlukan thickening time yang tidak lama.Sementara untuk percobaan compressive strength, didapat bahwa nilaicompressive strength Semen Kelas E lebih besar daripada Semen Kelas G. Hal inidikarenakan, Semen Kelas E memang didesain untuk kondisi sumur yang dalam,mempunyai tekanan dan temperatur yang tinggi, dan berada di kedalaman 10000hingga 14000 ft. Berbeda dengan Semen Kelas G yang hanya semen dasar saja,yang digunakan hanya untuk kedalaman 0 (permukaan) hingga 8000 ft saja. Nilaicompressive strength Semen Kelas E mencapai 4225 psi, pada suhu 80ºC,sementara untuk Semen Kelas G hanya 3850 psi, pada suhu 27ºC, walaupunkeduanya sama-sama dilakukan penambahan additif CFR-2 sebanyak 2%.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"20 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"77949976","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
京公网安备 11010802042870号
京ICP备2023020795号-1
扫码关注我们
求助内容：
应助结果提醒方式：