DETAIL KOLEKSI

Perencanaan model komplesi sumur gas pada sumur H-6 lapangan N


Oleh : Mohammad Hevianto Putra Hermawan

Info Katalog

Nomor Panggil : 1199/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Mulia Ginting

Pembimbing 2 : Ghanima Y.

Subyek : Oil well drilling

Kata Kunci : dual completion, dual string, completion fluid, tubing diameter, tubing material.


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500089_Halaman-judul.pdf 6291.64
2. 2019_TA_TM_071001500089_Bab-1.pdf 1540.56
3. 2019_TA_TM_071001500089_Bab-2.pdf 6152.97
4. 2019_TA_TM_071001500089_Bab-3.pdf 2393.21
5. 2019_TA_TM_071001500089_Bab-4.pdf 6436.35
6. 2019_TA_TM_071001500089_Bab-5.pdf 816.88
7. 2019_TA_TM_071001500089_Daftar-pustaka.pdf 1054.21
8. 2019_TA_TM_071001500089_Lampiran.pdf 12024.54

S Sumur H-6 merupakan salah satu sumur development di Lapangan N yang dibor untuk memproduksikan hidrokarbon berupa gas pada Reservoir Sand-1. Pada reservoir Sand-1 terdapat dua zona produktif yaitu interval DST-4 dan DST-3. Berdasarkan hasil analisis yang telah dilakukan, workover sumur akan dilakukan dengan menerapkan jenis dan metode dual completion dual string cased hole untuk memaksimalkan produksi kedua lapisan tersebut dan mencegah terjadinya jeda waktu yang disebabkan oleh pindah zona produksi yang dapat merugikan pembeli dan penjual gas. Perencanaan komplesi ini memerlukan nilai densitas fluida komplesi guna mengimbangi tekanan sebesar 1418,7 psia pada interval DST-3 dan diperoleh densitas untuk fluida komplesi pada kondisi standar yaitu 9,8 ppg atau SG 1,18. Dengan nilai tersebut, maka fresh water dan NaCl dapat digunakan sebagai bahan dasar fluida komplesi. Namun dalam kondisi di dasar sumur dengan temperatur 152,6 °F, densitas mengalami penurunan menjadi 9,71 ppg. Selanjutnya, ditentukan ukuran tubing yang akan digunakan dengan analisis nilai AOFP dan kurva inflow vs outflow. Dengan plateu rate sebesar 3 MMSCFD didapatkan ukuran tubing yang pas berdiameter ID 2,25 inch dengan maksimum rate 4,898 MMSCFD untuk DST-4 dan 4,686 MMSCFD untuk DST-3. Namun, dikarenakan ukuran tubing ID 2,25 inch adalah rare item maka akan digunakan ukuran tubing yang tersedia pada warehouse yaitu, tubing berukuran ID 2,992 inch. Oleh karena itu, digunakan tubing berukuran ID 2,992 inch untuk efisiensi kegiatan workover, karena dinilai lebih ekonomis dan dikarenakan sumur disekitarnya juga menggunakan ukuran tubing dengan ID 2,992 inch.Kemudian, analisis dilanjutkan dengan menghitung banyaknya volume fluida komplesi yang dibutuhkan untuk mengisi anulus Sumur H-6. Dari hasil perhitungan tersebut didapatkan volume fluida komplesi yang dibutuhkan yaitu sebanyak 1343,15 cuft atau 239,42 bbl untuk Sumur H-6. Dari hasil uji lab komposisi kandungan gas pada Sumur H-6, yang tergolong sweet gas, dapat ditentukan jenis material yang cocok dari hasil perhitungan tekanan partial CO2 dan H2S dari gas yang terkandung pada Sumur H-6. Analisis menunjukkan, tubing dengan API Grade J55, N80, dan P110 dapat digunakan untuk memproduksikan gas dari Sumur H-6 tersebut.

H H-6 Well is a development well in N Field which was drilled to produce hydrocarbons in the form of gas in the Sand-1 Reservoir. There are two productive zones, namely the DST-4 and DST-3 intervals in the Sand-1 reservoir. Based on the results of analysis, the type and method of dual completion dual string cased hole will be applied to maximize the production of the two layers and prevent workover lags that can cause disadvantages to gas buyer and seller. This completion plan requires a completion fluid density value to compensate for the pressure of 1418.7 psia at the DST-3 interval and the density for the completion fluid is obtained at standard conditions is 9.8 ppg or SG 1.18. With this value, fresh water and NaCl can be used as basic ingredients for compound fluid. While at the bottom hole with reservoir temperature 152.6 °F, the density has decreased to 9.71 ppg. Furthermore, the size of the tubing will be determined by analysis of the AOFP value and the inflow vs outflow curve. With a plateu rate of 3 MMSCFD, the right size of tubing is ID 2.25 inches with a maximum flow rate 4.898 MMSCFD for DST-4 and 4.686 MMSCFD for DST-3. However, because the size of tubing ID 2.25 inch is a rare item, so the size of tubing available on the warehose will be used, that size is ID 2,992 inch. Therefore, ID 2,992 inch tubing will be used for efficiency of workover activities because it is assumed more economical, and because the surrounding wells use tubing with size ID 2,992 inch. Then, the analysis is continued by calculating the volume of completion fluid needed to fill the H-6 Well annulus. From the results of these calculations, the volume of completion fluid needed is 1343.15 cuft or 239.42 bbl for H-6 Well. From the lab test composition of the gas content in the H-6 Well, which is classified as sweet gas, can be determined the type of suitable material from the calculation of CO2 and H2S partial pressure from the gas contained in the H-6 Well. Therefore, tubing with API Grade J55, N80, and P110 can be used to produce gas from H-6 Well.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?