Pub Date : 2018-09-27DOI: 10.25105/PETRO.V5I1.1979
Maria Irmina Widyastuti, Maman Djumantara
Reservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, the plant of developments of this field was predicted for 22 years( until December 2035). The Scenario consisted of five different variation. First one is basecase, second scenario is scenario 1 + workover, third scenario would be scenario 1 + infill wells, fourth scenario is scenario 1 + peripheral injection, and the last fifth scenario is scenario 1 + 5-spot injection pattern wells. From all of the scenarios planned, recovery from from each scenario varied, the results are 31.05% for the first scenario, 31.53%, for the second one, 34.12%, for the third, 33.75% for the fourth scenario, and 37.04% for the fifth scenario which is the last one.Keywords: reservoir simulation,reservoir simulator, history matching
{"title":"PENINGKATAN PRODUKSI LAPANGAN “M” DENGAN PENDEKATAN SIMULASI UNTUK MENENTUKAN SKENARIO PENGEMBANGAN MENGGUNAKAN METODE WATERFLOODING","authors":"Maria Irmina Widyastuti, Maman Djumantara","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1979","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1979","url":null,"abstract":"Reservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, the plant of developments of this field was predicted for 22 years( until December 2035). The Scenario consisted of five different variation. First one is basecase, second scenario is scenario 1 + workover, third scenario would be scenario 1 + infill wells, fourth scenario is scenario 1 + peripheral injection, and the last fifth scenario is scenario 1 + 5-spot injection pattern wells. From all of the scenarios planned, recovery from from each scenario varied, the results are 31.05% for the first scenario, 31.53%, for the second one, 34.12%, for the third, 33.75% for the fourth scenario, and 37.04% for the fifth scenario which is the last one.Keywords: reservoir simulation,reservoir simulator, history matching","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":"82982642","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.V4I4.1901
Muh. Azhari, Maman Djumantara
SARISimulasi reservoir merupakan bagian dari ilmu teknik perminyakan, khususnya teknik reservoir dimana model komputer digunakan untuk memprediksikan aliran fluida melalui media yang bersifat porous. Proses suatu simulasi reservoir dimulai dengan beberapa langkah, yakni preparasi data, pembangunan model beserta grid, inisialisasi, penyelarasan data produksi dengan simulasi (history matching)., serta prediksi performance produksi model yang disimulasikan. Proses inisialisasi dilakukan untuk menyesuaikan nilai OOIP atau total hidrokarbon awal yang mengisi reservoir dengan nilai OOIP awal pada model static.Untuk mendapatkan peramalan kinerja produksi yang akurat, rencana pengembangan Lapangan TR Lapisan X dilakukan dengan memprediksikan kinerja reservoir untuk berproduksi selama 30 tahun (sampai dengan Januari 2044). Pengembangan yang direncanakan pada penelitian ini berjumlah 4 skenario, yang terdiri dari skenario 1 (Base Case), skenario 2 (Base Case + Reopening sumur yang non-aktif), skenario 3 (skenario 2 + Infill sumur produksi), skenario 4 (Skenario 2 + infill sumur injeksi pola 5 spot).ABSTRACTReservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, these development scenarios of TR Field Layer X will be predicted for 30 years (from 2014 until January 2044). Development scenarios in this study consist of 4 scenarios : Scenario 1 (Base Case), Scenario 2 (Base Case + Reopening non-active wells), Scenario 3 (scenario 2 + infill production wells), Scenario 4 (Scenario 2 + 5 spot pattern of infill injection wells).Keywords: reservoir simulation,reservoir simulator, history matching
{"title":"Skenario Pengembangan Untuk Meningkatkan Recovery Factor Pada Lapangan TR Lapisan X Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir","authors":"Muh. Azhari, Maman Djumantara","doi":"10.25105/PETRO.V4I4.1901","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V4I4.1901","url":null,"abstract":"SARISimulasi reservoir merupakan bagian dari ilmu teknik perminyakan, khususnya teknik reservoir dimana model komputer digunakan untuk memprediksikan aliran fluida melalui media yang bersifat porous. Proses suatu simulasi reservoir dimulai dengan beberapa langkah, yakni preparasi data, pembangunan model beserta grid, inisialisasi, penyelarasan data produksi dengan simulasi (history matching)., serta prediksi performance produksi model yang disimulasikan. Proses inisialisasi dilakukan untuk menyesuaikan nilai OOIP atau total hidrokarbon awal yang mengisi reservoir dengan nilai OOIP awal pada model static.Untuk mendapatkan peramalan kinerja produksi yang akurat, rencana pengembangan Lapangan TR Lapisan X dilakukan dengan memprediksikan kinerja reservoir untuk berproduksi selama 30 tahun (sampai dengan Januari 2044). Pengembangan yang direncanakan pada penelitian ini berjumlah 4 skenario, yang terdiri dari skenario 1 (Base Case), skenario 2 (Base Case + Reopening sumur yang non-aktif), skenario 3 (skenario 2 + Infill sumur produksi), skenario 4 (Skenario 2 + infill sumur injeksi pola 5 spot).ABSTRACTReservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, these development scenarios of TR Field Layer X will be predicted for 30 years (from 2014 until January 2044). Development scenarios in this study consist of 4 scenarios : Scenario 1 (Base Case), Scenario 2 (Base Case + Reopening non-active wells), Scenario 3 (scenario 2 + infill production wells), Scenario 4 (Scenario 2 + 5 spot pattern of infill injection wells).Keywords: reservoir simulation,reservoir simulator, history matching","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"11 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"87965271","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}
Uji sumur adalah uji aliran fluida di dalam sumur untuk mendapatkan data dan informasi properti sumur. Uji sumur dilakukan sebelum eksploitasi reservoir, juga setelah suatu periode produksi, untuk melihat apakah atau seberapa besar perubahan properti reservoir akibat eksploitasi (produksi atau injeksi).Terdapat beberapa pendekatan & metoda uji sumur, untuk menganalisa uji sumur untuk estimasi kapasitas suatu lapangan panasbumi, salah satunya adalah Metoda Separator, merupakan metoda yang paling akurat untuk mengukur aliran 2-fasa dari sumur panasbumi (Bangma, 1961). Laju air diukur menggunakan sharp-edged weir setelah flashing pada tekanan atmosfir, dan laju aliran uap diukur menggunakan orifice platepada tekanan separator (Grant & Bixely 2011).Uji produksi dengan Metoda Separator telah dilakukan pada sumur-sumur di Lapangan panasbumi “X” yang menyuplai uap ke PLTP unit 1 & 2 , 2x55 MW yang dioperasikan oleh PLN.Studi ini berjudul: “Optimasi Deliverabilitas Sumur-Sumur Geothermal di Cluster C Dengan Mempertimbangkan Skenario Penurunan Produksi”, bertujuan untukanalisisdata uji produksi yang kemudian digunakan untuk menentukan kurva deliverabilitas optimum sebagai dasar analisis penentuan jumlah sumur make up optimum. Skenario decline ratemengacu pada Lapangan panasbumi Kamojang sebesar 6,4% (Suryadarma et al.2005). Pada skenario decline 1-10% selama selang waktu 30 tahun, adalah: 1, 3, 5, 7, dan 9.
井测试是对井内水流流动的测试，以获取井属性的数据和信息。水井测试是在开发水库之前进行的，也是在生产一段时间后进行的，以看看水库的财产是否或多或多变化是由开发(生产或注入)引起的。有几种方法和方法测试井，分析井对热地段的估计能力的测试，包括分离方法，是最准确的测量热地井2相位流动的方法(Bangma, 1961)。在大气压力点燃后，水的速率是用夏普-edged堰来测量的，蒸汽的流动速率是用分离压力(Grant和Bixely 2011)来测量的。具有分离方法的生产试验已经在热土场的“X”井中进行，这些井为PLTP第1和2、2x55兆瓦的电力提供动力。该研究的题目是:“考虑到产量下降的情况，地球热井的优化优化”，旨在分析生产试验数据，然后用这些数据分析来确定最佳产出率曲线，作为最佳化妆井数量分析的基础。decline ratetecation剧本指的是Kamojang的升温场6.4% (Suryadarma et al.2005)。在30年内解析1-10%是:1、3、5、7和9。
{"title":"OPTIMASI DELIVERABILITAS SUMUR-SUMUR GEOTHERMAL DI DALAM CLUSTER C DENGAN MEMPERTIMBANGKAN SKENARIO PENURUNAN PRODUKSI","authors":"Kris Pudiastuti, Rini Setiati","doi":"10.25105/PETRO.V4I4.290","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V4I4.290","url":null,"abstract":"Uji sumur adalah uji aliran fluida di dalam sumur untuk mendapatkan data dan informasi properti sumur. Uji sumur dilakukan sebelum eksploitasi reservoir, juga setelah suatu periode produksi, untuk melihat apakah atau seberapa besar perubahan properti reservoir akibat eksploitasi (produksi atau injeksi).Terdapat beberapa pendekatan & metoda uji sumur, untuk menganalisa uji sumur untuk estimasi kapasitas suatu lapangan panasbumi, salah satunya adalah Metoda Separator, merupakan metoda yang paling akurat untuk mengukur aliran 2-fasa dari sumur panasbumi (Bangma, 1961). Laju air diukur menggunakan sharp-edged weir setelah flashing pada tekanan atmosfir, dan laju aliran uap diukur menggunakan orifice platepada tekanan separator (Grant & Bixely 2011).Uji produksi dengan Metoda Separator telah dilakukan pada sumur-sumur di Lapangan panasbumi “X” yang menyuplai uap ke PLTP unit 1 & 2 , 2x55 MW yang dioperasikan oleh PLN.Studi ini berjudul: “Optimasi Deliverabilitas Sumur-Sumur Geothermal di Cluster C Dengan Mempertimbangkan Skenario Penurunan Produksi”, bertujuan untukanalisisdata uji produksi yang kemudian digunakan untuk menentukan kurva deliverabilitas optimum sebagai dasar analisis penentuan jumlah sumur make up optimum. Skenario decline ratemengacu pada Lapangan panasbumi Kamojang sebesar 6,4% (Suryadarma et al.2005). Pada skenario decline 1-10% selama selang waktu 30 tahun, adalah: 1, 3, 5, 7, dan 9.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"76105169","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.V5I1.1978
Eoremila Ninetu Hartantyo, L. Said
The purpose of this thesis is to calculate the original oil in place of ENH zone in X field. There are two methods to calculate the original oil in place of ENH zone, which is volumetric method and material balance method. From the calculation of original oil in place of ENH zone using volumetric method is 5.860.310 STB.In Havlena - Odeh straight line material balance method needs the number of water influx. The water influx can be determine using Van-Everdingen Hurst method. The constant number of water influx of ENH zone is 311 BBL/psia. The original oil in place calculation of ENH zone using material balance method is 6.000.000 STB. Decline curve analysis is a method to determine the production performance and estimate ultimate recovery (EUR). By knowing the economic limit rate of ENH zone at 40 BOPD, it can be searched the oil rate and cumulative oil production of ENH zone. The economic limit rate of ENH is reached in March 2019 with recovery factor at 57,95%.Keywords: original oil in place, volumetric, material balance, decline curve analysis
{"title":"PENENTUAN ISI AWAL MINYAK DI TEMPAT DENGAN METODE VOLUMETRIK DAN MATERIAL BALANCE GARIS LURUS HAVLENA-ODEH DAN PERKIRAAN PRODUKSI ZONA ENH PADA LAPANGAN X","authors":"Eoremila Ninetu Hartantyo, L. Said","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1978","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1978","url":null,"abstract":"The purpose of this thesis is to calculate the original oil in place of ENH zone in X field. There are two methods to calculate the original oil in place of ENH zone, which is volumetric method and material balance method. From the calculation of original oil in place of ENH zone using volumetric method is 5.860.310 STB.In Havlena - Odeh straight line material balance method needs the number of water influx. The water influx can be determine using Van-Everdingen Hurst method. The constant number of water influx of ENH zone is 311 BBL/psia. The original oil in place calculation of ENH zone using material balance method is 6.000.000 STB. Decline curve analysis is a method to determine the production performance and estimate ultimate recovery (EUR). By knowing the economic limit rate of ENH zone at 40 BOPD, it can be searched the oil rate and cumulative oil production of ENH zone. The economic limit rate of ENH is reached in March 2019 with recovery factor at 57,95%.Keywords: original oil in place, volumetric, material balance, decline curve analysis","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"36 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"74185668","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}
Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) pada Lapangan KIM menjadi langkah awal pengembangan sumur gas. Untuk mendapatkan nilai setiap parameter perlu dilakukan interpretasi secara kualitatif maupun kuantitatif. Interpretasi data secara kualitatif meliputiquick look pada kurva log. Sedangkan interpretasi data secara kuantitatif adalah melakukan perhitungan berdasarkan data geologi, petrofisik, dan reservoir dengan menggunakan rumus-rumus tertentu. Dalam pengerjaannya, softwarePetrel dan Interactive Petrophysics digunakan untuk membantu analisis setiap parameter.Lapangan KIM memiliki dua lapisan yang berpotensi mengandung gas yaitu b2-340 dan K-670.Jenis lithologi pada lapangan ini didominasi oleh sandstone. Volume gas awal di tempat atau Initial Gas In Place (IGIP) pada lapisan b2-340 dan K-670 adalah sebesar 4.63 bscf dan 13.01 bscf. Sehingga volume gas awal di tempatatau Initial Gas In Place (IGIP) pada kedua lapisan di lapangan KIM adalah sebesar 17.63 bscf.
{"title":"ANALISIS DATA LOG UNTUK PERHITUNGAN VOLUME GAS AWAL DI TEMPAT DENGAN METODA VOLUMETRIK","authors":"O. Ridaliani, samsol trisakti","doi":"10.25105/petro.v4i4.286","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.286","url":null,"abstract":"Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) pada Lapangan KIM menjadi langkah awal pengembangan sumur gas. Untuk mendapatkan nilai setiap parameter perlu dilakukan interpretasi secara kualitatif maupun kuantitatif. Interpretasi data secara kualitatif meliputiquick look pada kurva log. Sedangkan interpretasi data secara kuantitatif adalah melakukan perhitungan berdasarkan data geologi, petrofisik, dan reservoir dengan menggunakan rumus-rumus tertentu. Dalam pengerjaannya, softwarePetrel dan Interactive Petrophysics digunakan untuk membantu analisis setiap parameter.Lapangan KIM memiliki dua lapisan yang berpotensi mengandung gas yaitu b2-340 dan K-670.Jenis lithologi pada lapangan ini didominasi oleh sandstone. Volume gas awal di tempat atau Initial Gas In Place (IGIP) pada lapisan b2-340 dan K-670 adalah sebesar 4.63 bscf dan 13.01 bscf. Sehingga volume gas awal di tempatatau Initial Gas In Place (IGIP) pada kedua lapisan di lapangan KIM adalah sebesar 17.63 bscf.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"108 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"75963935","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.V5I1.1980
Yusraida Khairani Dalimunthe, Cahaya Rosyidan
Studi ini bertujuan untuk mengetahui dampak fluktuasi harga minyak di pasar dunia terhadap harga minyak Indonesia melalui data runtun waktu dari harga rata-rata minyak dunia dan harga rata-rata minyak Indonesia. Melalui koefisien korelasi dalam ilmu statistik, data runtun waktu dari kedua variabel harga rata-rata minyak dunia dan harga rata-rata minyak Indonesia diperoleh nilai 0,91, harga ini mendekati nilai +1 yang berarti menunjukan hubungan yang kuat antara dua variabel yaitu harga rata-rata minyak dunia dengan harga rata-rata minyak Indonesia. Meningkatnya harga minyak Indonesia tentu akan berdampak buruk pada perekonomian dalam negeri, oleh karena itu perlu adanya perhatian pemerintah untuk menempuh langkah-langkah yang bisa mengubah kebiasaan masyarakat yang semula boros BBM menjadi hemat BBM. Selain itu, dibutuhkan pula kebijakan dalam mendorong pengembangan energi alternatif.Kata kunci: minyak, ekonomi, harga
{"title":"KETERKAITAN HARGA MINYAK INDONESIA DENGAN HARGA MINYAK DUNIA MELALUI KOEFISIEN KORELASI","authors":"Yusraida Khairani Dalimunthe, Cahaya Rosyidan","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1980","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1980","url":null,"abstract":"Studi ini bertujuan untuk mengetahui dampak fluktuasi harga minyak di pasar dunia terhadap harga minyak Indonesia melalui data runtun waktu dari harga rata-rata minyak dunia dan harga rata-rata minyak Indonesia. Melalui koefisien korelasi dalam ilmu statistik, data runtun waktu dari kedua variabel harga rata-rata minyak dunia dan harga rata-rata minyak Indonesia diperoleh nilai 0,91, harga ini mendekati nilai +1 yang berarti menunjukan hubungan yang kuat antara dua variabel yaitu harga rata-rata minyak dunia dengan harga rata-rata minyak Indonesia. Meningkatnya harga minyak Indonesia tentu akan berdampak buruk pada perekonomian dalam negeri, oleh karena itu perlu adanya perhatian pemerintah untuk menempuh langkah-langkah yang bisa mengubah kebiasaan masyarakat yang semula boros BBM menjadi hemat BBM. Selain itu, dibutuhkan pula kebijakan dalam mendorong pengembangan energi alternatif.Kata kunci: minyak, ekonomi, harga","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"88983718","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}
LONG LEG JACKUP RIG DAN PEMANFAATANPemboran dilepas pantai pada umumnya dilakukan dengan perangkat pemboran lepas pantai yang dikenal dengan istilah Mobile Offshore Drilling Unit (MODU). Ada beberapa macam MODU yang lazim dikenal yaitu Jack Up Drilling Rig, Drillship, Semi Submersible Rig dan Tender Assist Platform Rig.Untuk pemboran dilepas pantai dengan kedalaman laut 100 meter seperti di lapangan lepas pantai “Natuna”, dapat dipergunakan jenis Semi submersible Rig, DrillShip ataupun Long Leg Jack Up Drilling Rig. Dilihat dari aspek biaya dari ketiga jenis rig ini, maka yang paling murah dan cocok untuk daerah lepas pantai dilaut Natuna ini adalah jenis Long Leg Jack Up Drilling Rig, yang memiliki kaki yang panjangnya dapat mencapai kedalaman laut tersebut. Jenis mobile rig ini adalah yang termurah dari dua jenis mobile rig lainnya.Dengan menggunakan Long Leg Jack Up Drilling Rig ini akan dapat dilakukan pemboran beberapa sumur pengembangan dilapangan minyak didaerah lepas pantai Natuna itu dengan menggunakan Drilling Template sebagai tempat duduknya Subsea Well Head dan Christmas Tree. Dengan demikian maka tidak perlu digunakan Subsea Blow Out Preventer (BOP), yang membutuhkan waktu yang lama dan rumit pemasangannya. Sebagai gantinya dapat digunakan BOP yang lazim dipergunkan pada operasi pemboran didarat (Onshore),.yang posisinya berada diatas permukaan laut .Untuk menghemat biaya mobilisasi rig dari pemboran satu sumur ke sumur lainnya, maka pemboran sumur pengembangan dilepas pantai ini dapat dilakukan dengan cara menggeser (skid) rig pada landasan yang tersedia di Jack Up tersebut, sehingga beberapa sumur dapat dibor dari lokasi dimanaLong Leg Jack Up Drilling Rig tersebut berdiri, sesuai dengan slot yang terdapat pada Drilling Template yang digunakan. Dapat terdiri dari 3slot, 4slot, atau bahkan lebih, tergantung dari luas penyebaran dari resevoir hidrokarbon yang akan diproduksikan. Biasanya salah satu dari beberapa sumur yang akan dibor melalui slot di Drilling Template ini adalah sumur vertkal dan selebihnya adalah sumur berarah atau directional well.
离岸钻井平台和钻井平台通常使用离岸钻井平台，即离岸钻井平台。有几种我们熟悉的熟悉的软钻井平台千斤顶、钻船、半潜水钻井平台和辅助钻井平台。在离岸100英尺(100米)的地方进行钻井，可以使用半潜水钻机、钻井平台或长途钻井平台。从这三种钻井平台的成本来看，最便宜、最适合Natuna sea沿岸地区的长途钻井平台是一种长腿钻井平台，其长度可达深海。这种移动设备是另外两种移动设备中最便宜的。使用长腿杰克钻井平台，将可以通过使用Drilling模板作为Subsea Well Head和圣诞树的座椅，在Natuna离岸的油田上进行一些钻井平台开发。这样就不需要使用Subsea Blow Preventer (BOP)，这需要很长很长的时间和复杂的安装。作为交换，我们可以使用传统的BOP来进行现场钻井作业。的位置在海平面以下。为了省钱动员从井钻井一到另一个井钻井,这可以通过海岸开发井钻井方式移动(王牌)插孔上可用的基础平台,使几口井钻dimanaLong腿插孔位置钻井钻机中站,按照钻井上的插槽使用的模板。可以由3插槽、4插槽甚至更多的插槽组成，这取决于将生产的现有碳氢化合物的广泛分布。通常在钻孔模板中钻出的几口井之一是维特卡尔井，其余的是方向井或方向井。
{"title":"OPTIMALISASI PEMBORAN LEPAS PANTAI MENGGUNAKAN DRILLING TEMPLATE SEBAGAI TEMPAT DUDUKNYA SUBSEA WELLHEADS DAN X-MASS TREE DENGAN MEMANFAATKAN LONG LEG JACK UP RIG","authors":"P. Simorangkir","doi":"10.25105/petro.v4i4.293","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.293","url":null,"abstract":"LONG LEG JACKUP RIG DAN PEMANFAATANPemboran dilepas pantai pada umumnya dilakukan dengan perangkat pemboran lepas pantai yang dikenal dengan istilah Mobile Offshore Drilling Unit (MODU). Ada beberapa macam MODU yang lazim dikenal yaitu Jack Up Drilling Rig, Drillship, Semi Submersible Rig dan Tender Assist Platform Rig.Untuk pemboran dilepas pantai dengan kedalaman laut 100 meter seperti di lapangan lepas pantai “Natuna”, dapat dipergunakan jenis Semi submersible Rig, DrillShip ataupun Long Leg Jack Up Drilling Rig. Dilihat dari aspek biaya dari ketiga jenis rig ini, maka yang paling murah dan cocok untuk daerah lepas pantai dilaut Natuna ini adalah jenis Long Leg Jack Up Drilling Rig, yang memiliki kaki yang panjangnya dapat mencapai kedalaman laut tersebut. Jenis mobile rig ini adalah yang termurah dari dua jenis mobile rig lainnya.Dengan menggunakan Long Leg Jack Up Drilling Rig ini akan dapat dilakukan pemboran beberapa sumur pengembangan dilapangan minyak didaerah lepas pantai Natuna itu dengan menggunakan Drilling Template sebagai tempat duduknya Subsea Well Head dan Christmas Tree. Dengan demikian maka tidak perlu digunakan Subsea Blow Out Preventer (BOP), yang membutuhkan waktu yang lama dan rumit pemasangannya. Sebagai gantinya dapat digunakan BOP yang lazim dipergunkan pada operasi pemboran didarat (Onshore),.yang posisinya berada diatas permukaan laut .Untuk menghemat biaya mobilisasi rig dari pemboran satu sumur ke sumur lainnya, maka pemboran sumur pengembangan dilepas pantai ini dapat dilakukan dengan cara menggeser (skid) rig pada landasan yang tersedia di Jack Up tersebut, sehingga beberapa sumur dapat dibor dari lokasi dimanaLong Leg Jack Up Drilling Rig tersebut berdiri, sesuai dengan slot yang terdapat pada Drilling Template yang digunakan. Dapat terdiri dari 3slot, 4slot, atau bahkan lebih, tergantung dari luas penyebaran dari resevoir hidrokarbon yang akan diproduksikan. Biasanya salah satu dari beberapa sumur yang akan dibor melalui slot di Drilling Template ini adalah sumur vertkal dan selebihnya adalah sumur berarah atau directional well.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"6 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"82833125","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 : 2018-09-12DOI: 10.25105/PETRO.V7I1.3225
R. Wardana
One of the critical issue in drilling activity is well steering. Well trajectory as the result of well steering can affect well placement in reservoir, completion issue and anti-collision issue, etc. Steering wellbore to the wrong trajectory can cause damage and increase drilling cost. Directional driller performs well steering by giving steering command and controlling drilling parameters. This command is adjusted based on steering behavior of drilling BHA. Steering behavior is the ability of the drilling BHA in deviating wellbore based on given steering command and drilling parameter. By understanding the steering behavior of drilling BHA, directional driller can predict build rate and turn rate produced so accurate well trajectory can be accomplished. Several factors that affect steering behavior are steering command, formation characteristic, drilling assembly mechanism and drilling parameters. Obstacle in understanding steering behavior is the absence of correlation that connects each factor. Artificial Neural Network (ANN) is a tool that can find the relation between input parameters and output parameter without generating correlation, and use new input data to predict the value of the output. This research shows that Artificial Neural Network can be used as a tool to analyze steering behavior and predict build rate based on steering behavior. Using formation characteristic, steering mode, weight on bit, rotary speeds, jet impact force, motor bent angle and stabilizer size from 10 wells in field X as input parameters, ANN generates a model which later validated in predicting build rate from new dataset. The good agreement between prediction data and the actual data is showed in the results.
{"title":"BUILD RATE PREDICTION USING ARTIFICIAL NEURAL NETWORK FOR POSITIVE DISPLACEMENT MOTOR APPLICATION IN FIELD X","authors":"R. Wardana","doi":"10.25105/PETRO.V7I1.3225","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I1.3225","url":null,"abstract":"One of the critical issue in drilling activity is well steering. Well trajectory as the result of well steering can affect well placement in reservoir, completion issue and anti-collision issue, etc. Steering wellbore to the wrong trajectory can cause damage and increase drilling cost. Directional driller performs well steering by giving steering command and controlling drilling parameters. This command is adjusted based on steering behavior of drilling BHA. Steering behavior is the ability of the drilling BHA in deviating wellbore based on given steering command and drilling parameter. By understanding the steering behavior of drilling BHA, directional driller can predict build rate and turn rate produced so accurate well trajectory can be accomplished. Several factors that affect steering behavior are steering command, formation characteristic, drilling assembly mechanism and drilling parameters. Obstacle in understanding steering behavior is the absence of correlation that connects each factor. Artificial Neural Network (ANN) is a tool that can find the relation between input parameters and output parameter without generating correlation, and use new input data to predict the value of the output. This research shows that Artificial Neural Network can be used as a tool to analyze steering behavior and predict build rate based on steering behavior. Using formation characteristic, steering mode, weight on bit, rotary speeds, jet impact force, motor bent angle and stabilizer size from 10 wells in field X as input parameters, ANN generates a model which later validated in predicting build rate from new dataset. The good agreement between prediction data and the actual data is showed in the results.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"39 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"83075641","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 : 2018-09-12DOI: 10.25105/PETRO.V7I1.3227
Kris Pudyastuti, Kartika Fajarwati Hartono, Fadliah Fadliah, M. S. Fadhlurrahman
Secara luas diyakini bahwa kelarutan silika (SiO2) di dalam uap panas bumi bertekanan rendah (5-10 bar) bisa diabaikan. Namun demikian ketika aliran massa uap yang melebihi 1.249 (10)7 ton per tahun diperhitungkan, maka akan ditemukan bahwa jumlah silika terlarut di dalam uap yang ditransmisikan ke jaringan produksi memiliki potensi untuk memberikan endapan yang signifikan pada nosel turbin dan blade.Tulisan ini menjelaskan bagaimana menghitung jumlah silika terlarut dalam uap yang dipisahkan dari fluida panas bumi suhu tinggi (entalpi tinggi), pada inlet turbine sebuah PLTP. Data TDS silika terlarut di dalam fluida panas bumi suhu tinggi yang digunakan dalam studi ini merupakan informasi yang diambil dari beberapa publikasi. Proporsi silika di dalam uap pada inlet turbine dihitung dengan menggunakan hubungan sederhana, yaitu rasio konsentrasi silika dalam uap dan air versus rasio densitas dalam uap dan air.Hasil perhitungan menunjukkan bahwa sebuah PLTP 150 MWelectric , yang memanfaatkan aliran massa fluida dari reservoir liquid dominated 250 oC, dengan separator tekanan 10 bar, telah membawa sekitar 278 kg per tahun larutan silika dalam fase uap.
{"title":"KONSENTRASI SILIKA DALAM UAP ENTALPI TINGGI PADA INLET TURBIN PLTP 150 MW.ELECTRIC","authors":"Kris Pudyastuti, Kartika Fajarwati Hartono, Fadliah Fadliah, M. S. Fadhlurrahman","doi":"10.25105/PETRO.V7I1.3227","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I1.3227","url":null,"abstract":"Secara luas diyakini bahwa kelarutan silika (SiO2) di dalam uap panas bumi bertekanan rendah (5-10 bar) bisa diabaikan. Namun demikian ketika aliran massa uap yang melebihi 1.249 (10)7 ton per tahun diperhitungkan, maka akan ditemukan bahwa jumlah silika terlarut di dalam uap yang ditransmisikan ke jaringan produksi memiliki potensi untuk memberikan endapan yang signifikan pada nosel turbin dan blade.Tulisan ini menjelaskan bagaimana menghitung jumlah silika terlarut dalam uap yang dipisahkan dari fluida panas bumi suhu tinggi (entalpi tinggi), pada inlet turbine sebuah PLTP. Data TDS silika terlarut di dalam fluida panas bumi suhu tinggi yang digunakan dalam studi ini merupakan informasi yang diambil dari beberapa publikasi. Proporsi silika di dalam uap pada inlet turbine dihitung dengan menggunakan hubungan sederhana, yaitu rasio konsentrasi silika dalam uap dan air versus rasio densitas dalam uap dan air.Hasil perhitungan menunjukkan bahwa sebuah PLTP 150 MWelectric , yang memanfaatkan aliran massa fluida dari reservoir liquid dominated 250 oC, dengan separator tekanan 10 bar, telah membawa sekitar 278 kg per tahun larutan silika dalam fase uap.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"43 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"72644579","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 : 2018-09-12DOI: 10.25105/PETRO.V7I1.3228
M. Rivaldi
Operasi pemboran sumur X merupakan salah satu sumur pengembangan yang dilakukan dilapangan Y dengan target kedalaman 8977 ft TVD dan 9072 ft MD. Sumur X memiliki Trajektori sumur berarah tipe S dengan inklinasi maksimal tangent section sebesar 19,34o . Pada pemboran sumur ini digunakan rig NOV D-1000/54 yang merupakan sling shot cantilever mast dengan kapasitas menara sebesar 750.000 lbs , tenaga drawwork sebesar 1000 HP, kapasitas top drive sebesar 1000 HP, 2 pompa lumpur dengan total kapasitas 2000 HP , dan BOP dengan rating tekanan pada 10.000 psi. Rig NOV D-1000/54 dengan spesifikasi tersebut diperkirakan mampu melakukan operasi pemboran pada sumur X dan pemboran sumur pengembangan selanjutnya secara efisien dan aman. Dalam Tugas Akhir ini, Evaluasi kapasitas rig ini akan dilakukan dengan melakukan perhitungan kapasitas rig yang dibutuhkan dalam operasi pemboran sumur X pada empat aspek system yang bekerja pada rig yaitu drawwork dan menara pada hoisting system,tenaga top drive pada rotating system, tenaga pompa pada circulating system ,dan rating tekanan pada BOP system. Evaluasi pada sumur X dilakukan untuk membantu dalam pemilihan kapasitas rig yang lebih efesien,aman dan ekonomis untuk pemboran selanjutnya. Setelah dilakukan evaluasi kapasitas rig, Rig NOV D-1000/54 kapasitas beban pada menara (hoisting system),tenaga pompa lumpur (circulating system),dan kapasitas rating tekanan BOP (BOP system) dinilai sudah efisien dengan kapasitas yang digunakan secara berurutan sebesar 60,6 % , 94,5% dan 70,2% terhadap kapasitas yang tersedia. namun, ditemukan jarak yang cukup besar terhadap tenaga yang dibutuhkan saat pemboran sumur X dengan kapasitas yang tersedia pada tenaga drawwork (hoisting system) dan tenaga top drive (rotating system) yang digunakan sebesar 56,7 % dan 29,8% masih jauh lebih rendah dari kapasitas yang tersedia pada rig NOV D-1000/54 sehingga dilakukan pemilihan ulang terhadap kapasitas drawwork dan top drive yang berhasil membuat presentase tenaga yang digunakan meningkat menjadi 75,6% dan 62,73%
压裂井操作是现场开发的一口井，目标是8977英尺的TVD和9072英尺的MD。在钻井平台上使用的是NOV d平台NOV d - 100/54的规格被认为可以在X井上进行钻井操作，并且可以有效地、安全地进行钻井。在最近的工作中,要做这个平台能力和计算能力的评估所需的钻机打井X行动在四方面工作的系统平台即drawwork和塔楼在顶级hoisting系统,电力驱动系统的轮换,泵电源circulating评级系统,BOP系统带来了压力。对井X进行评估，是为了帮助选择更有效、更安全、更经济的钻井能力。对目前可用容量的估计为60.6%、94.5%和70.2%。然而,发现距离所需的足够大的力量打井和可用容量X时drawwork (hoisting系统)电源和顶级大使用的驱动器(系统)的轮换56.7 %和29,8%仍然远远低于可用的能力平台11月连任D-1000/54这样做对drawwork容量和顶级的驱动器中成功地使百分比增至75,6%使用的动力和62,73%
{"title":"EVALUASI KAPASITAS RIG ONSHORE UNTUK PEMBORAN BERARAH TIPE “S” PADA SUMUR X LAPANGAN Y","authors":"M. Rivaldi","doi":"10.25105/PETRO.V7I1.3228","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I1.3228","url":null,"abstract":"Operasi pemboran sumur X merupakan salah satu sumur pengembangan yang dilakukan dilapangan Y dengan target kedalaman 8977 ft TVD dan 9072 ft MD. Sumur X memiliki Trajektori sumur berarah tipe S dengan inklinasi maksimal tangent section sebesar 19,34o . Pada pemboran sumur ini digunakan rig NOV D-1000/54 yang merupakan sling shot cantilever mast dengan kapasitas menara sebesar 750.000 lbs , tenaga drawwork sebesar 1000 HP, kapasitas top drive sebesar 1000 HP, 2 pompa lumpur dengan total kapasitas 2000 HP , dan BOP dengan rating tekanan pada 10.000 psi. Rig NOV D-1000/54 dengan spesifikasi tersebut diperkirakan mampu melakukan operasi pemboran pada sumur X dan pemboran sumur pengembangan selanjutnya secara efisien dan aman. Dalam Tugas Akhir ini, Evaluasi kapasitas rig ini akan dilakukan dengan melakukan perhitungan kapasitas rig yang dibutuhkan dalam operasi pemboran sumur X pada empat aspek system yang bekerja pada rig yaitu drawwork dan menara pada hoisting system,tenaga top drive pada rotating system, tenaga pompa pada circulating system ,dan rating tekanan pada BOP system. Evaluasi pada sumur X dilakukan untuk membantu dalam pemilihan kapasitas rig yang lebih efesien,aman dan ekonomis untuk pemboran selanjutnya. Setelah dilakukan evaluasi kapasitas rig, Rig NOV D-1000/54 kapasitas beban pada menara (hoisting system),tenaga pompa lumpur (circulating system),dan kapasitas rating tekanan BOP (BOP system) dinilai sudah efisien dengan kapasitas yang digunakan secara berurutan sebesar 60,6 % , 94,5% dan 70,2% terhadap kapasitas yang tersedia. namun, ditemukan jarak yang cukup besar terhadap tenaga yang dibutuhkan saat pemboran sumur X dengan kapasitas yang tersedia pada tenaga drawwork (hoisting system) dan tenaga top drive (rotating system) yang digunakan sebesar 56,7 % dan 29,8% masih jauh lebih rendah dari kapasitas yang tersedia pada rig NOV D-1000/54 sehingga dilakukan pemilihan ulang terhadap kapasitas drawwork dan top drive yang berhasil membuat presentase tenaga yang digunakan meningkat menjadi 75,6% dan 62,73%","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"104 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"90174243","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：