DETAIL KOLEKSI

Perencanaan Komplesi Gravel Pack Dalam Mengatasi Masalah Kepasiran Pada Sumur A Lapangan Ra

0.0


Oleh : Rayhan

Info Katalog

Nomor Panggil : 344/TP/2016

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : M. Taufiq Fathadin

Pembimbing 2 : Djoko Sulistyanto

Subyek : Completion planning - oil and gas well;Petroleum engineering

Kata Kunci : sand problem, influential factors, gravel pack


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07111289_Halaman-Judul.pdf 1519.44
2. 2016_TA_TM_07111289_Bab-1.pdf 563.72
3. 2016_TA_TM_07111289_Bab-2.pdf 1425.06
4. 2016_TA_TM_07111289_Bab-3.pdf 1626.75
5. 2016_TA_TM_07111289_Bab-4.pdf 682.52
6. 2016_TA_TM_07111289_Bab-5.pdf 637.65
7. 2016_TA_TM_07111289_Daftar-Pustaka.pdf 789.19
8. 2016_TA_TM_07111289_Lampiran.pdf 2447.03

P Perencanaan komplesi pada suatu sumur minyak dan gas merupakan salah satu faktor yang sangat berpengaruh, karena hubungannya kedepannya adalah produksi yang bisa didapatkan secara maksimal, sehingga sumur tersebut dapat berproduksi juga dengan baik tanpa hambatan–hambatan yang tidak diinginkan seperti masalah kepasiran yang harus diminimalisir. Sumur A lapangan RA adalah dilakukan perencanaan komplesi untuk meminimalisir adanya kepasiran sebelum sumur itu diproduksi, karena setelah dilakukan analisis pada Sumur A ini terdapat masalah kepasiran yang cukup tinggi sehingga harus dilakukan komplesi sebelum diproduksikan. Masalah kepasiran yang terjadi pada Zona Gita A dan Gita B disebabkan karena sementasi batuan yang tersemen tipis, kekuatan formasi yang rendah( <0.8x1012 psi), kandungan lempung rendah dan laju alir kritis dibawah Q aktual. Pada tugas akhir ini, penulis membahas mengenai upaya mengatasi masalah kepasiran dengan menggunakan gravel pack. Analisa yang dilakukan dalam penentuan masalah kepasiran menggunakan kepasiran ini yaitu, di dapatkan harga ukuran formasi yang tidak seragam dari sieve analisis diameter butiran pasir D40/D90. Ukuran saringan (0.012 inch) dan gravel (20/40) yang direkomendasikan oleh Superior Energy Services di dapat dari diameter tengah butiran pasir D50 sieve analysis. Analisa perkiraan hasil produksi yang akan didapatkan sebelum dan setelah pemasangan gravel pack, dilakukan dengan dua metode perhitungan yaitu perhitungan excel dan software Wellflo. Dalam hasil produksi ini, penulis memilih analisa yang dilakukan dengan software yang menghasilkan rate produksi sebelum gravel pack 23.41 MMSCF/D dan setelah gravel pack 17.61 MMSCF/D. Indikator keekonomian pada sumur A ini adalah Pay Out Time dengan masa pengembalian investasi komplesi gravel pack sumur A di dapat 23 hari.

C Completion planning for an oil and gas well forms one of a number of significantly influential factors, on account of the maximum achievable production which follows, in assuring a good production performance of said well without undesirable setbacks such as sand problems which are to be minimised. Well A of RA Field was subject to a completion planning to minimise the sand problem prior to its production as a follow-up to a pre-production analysis indicating severe sand problem occuring on well A. The sand problem on zones Gita A and Gita B was caused by thin rock cementation, weak formation (<0.8x1012 psi), low levels of clay and a critical flow rate below the value of the actual Q. As his Final Assignment, the author discusses the attempt on tackling the sand problem using a gravel pack. The analysis on this sand problem reveals that the formation is of a non-uniform grain size as the sieve analysis yielded D40/D90. The mesh size (0.012 inch) and gravel size (20/40) recommended by Superior Energy Services was from the average diameter of the D50 sieve analysis. Predictive analysis on the production performance before and after the installation of the gravel pack was done in two ways: by MS Excel and the software ‘Wellflo’. Of the two results, the author vouched for the one calculated on the software which yielded a pre-installation production rate of 23.41 MMSCF/D and apost-installation production rate of 17.61 MMSCF/D. The economic indicator employed on well A was its Pay Out Time which yielded a return-on-investments period of 23 days.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?