DETAIL KOLEKSI

Evaluasi permasalahan water coning pada sumur vertikal di Lapangan T


Oleh : Thalia Miranda Ginting

Info Katalog

Nomor Panggil : 869/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Mu'min Priyono Tamsil

Pembimbing 2 : Pauhesti Rusdi

Subyek : Reservoir - Drilling well;Water coning

Kata Kunci : vertical well, reservoir, breakthrough, water cut


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TA_TM_071001400156_Halaman-judul.pdf 2085.62
2. 2018_TA_TM_071001400156_Bab-1.pdf 708.95
3. 2018_TA_TM_071001400156_Bab-2.pdf 1275.86
4. 2018_TA_TM_071001400156_Bab-3.pdf 1430.54
5. 2018_TA_TM_071001400156_Bab-4.pdf 1723.08
6. 2018_TA_TM_071001400156_Bab-5.pdf 708.06
7. 2018_TA_TM_071001400156_Daftar-Pustaka.pdf 688.01
8. 2018_TA_TM_071001400156_Lampiran.pdf 1904.06

S Seringkali di dalam dunia minyak dan gas terjadi suatu permasalahan, baik saat pemboran maupun produksi. Salah satu yang kerap terjadi yaitu permasalahan terproduksinya air dari reservoir atau dikenal dengan water coning. Topik ini diangkat menjadi bahan penelitian dikarenakan banyaknya sumur yang mengalami permasalahan produksi air pada suatu lapangan, yang berdampak buruk pada segi operasional maupun ekonomi.Penelitian ini dilakukan pada Lapangan T, yaitu lapangan minyak yang memiliki sumur-sumur vertikal (TM-1 dan TM-2) dengan indikasi permasalahan produksi air. Lapangan T terletak di Cekungan Sumatera Selatan dengan Formasi Baturaja dan dikelola oleh PT MedcoEnergi E&P Indonesia.Maksud dan tujuan dilakukannya penelitian Tugas Akhir ini yaitu untuk mengevaluasi sumur yang mengalami permasalahan water coning, menentukan waktu yang dibutuhkan kerucut air untuk mencapai dasar lubang perforasi (breakthrough), dan memperkirakan kinerja reservoir setelah terjadinya peristiwa breakthrough. Penelitian ini memiliki ruang lingkup dan batasan masalah pada sumur yang mengalami water coning dengan tidak membahas permasalahan produksi air lainnya.Data-data yang dibutuhkan untuk menjadi input dalam penelitian ini yaitu data produksi, data wellbore properties, data struktur formasi, data karakteristik batuan dan fluida reservoir, serta data perforasi sumur. Proses penelitian ini terdiri dari beberapa tahapan yaitu analisa sejarah produksi sumur, perhitungan laju alir kritis sumur dengan persamaan metode Meyer-Garder, metode Schols, metode Chaperson, metode Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland, metode Chierici-Ciucci, dan metode Chaney et al, dilanjutkan dengan screening model Chan’s diagnostic plot, selanjutnya perhitungan waktu tembus air (breakthrough) dengan persamaan metode Sobocinski-Cornelius, dan yang terakhir yaitu perkiraan kinerja reservoir setelah breakthrough menggunakan metode Kuo dan Desbrisay.Analisa sejarah produksi menyatakan bahwa sumur TM-1 dan TM-2 mengalami kenaikan water cut yang signifikan seiring berjalannya waktu, yang merupakan indikasi permasalahan water coning. Pada sumur TM-1, nilai laju alir kritis dengan metode Meyer-Gardner sebesar 89,04 STB/D, metode Schols sebesar 129,40 STB/D, metode Chaperson sebesar 212,76 STB/D, metode Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland sebesar 247,21 STB/D, metode Chierici-Ciucci sebesar 129,49 STB/D, dan metode Chaney et al sebesar 328,13 STB/D. Sedangkan nilai laju alir aktual pada sumur TM-1 ini yaitu sebesar 154,56 STB/D, dimana nilai laju alir aktual sumur ini lebih besar dari hasil perhitungan laju alir kritis metode Meyer-Garder, metode Schols, dan metode Chierici-Ciucci. Pada sumur TM-2, nilai laju alir kritis dengan metode Meyer-Garder senilai 140,80 STB/D, metode Schols sebesar 204,61 STB/D, metode Chaperson sebesar 283,81 STB/D, metode Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland sebesar 357,36 STB/D, metode Chierici-Ciucci sebesar 209,65 STB/D, dan metode Chaney et al sebesar 555,40 STB/D. Sedangkan nilai laju alir aktual pada sumur TM-2 ini yaitu sebesar 179,42 STB/D, dimana nilai laju alir aktual sumur ini lebih besar dari hasil perhitungan laju alir kritis metode Meyer-Garder. Oleh karena itu, dapat dikatakan bahwa sumur TM-1 dan TM-2 memiliki indikasi permasalahan water coning. Hasil screening Chan’s diagnostic plot menyatakan bahwa sumur TM-1 mengalami fenomena water coning, sedangkan sumur TM-2 mengalami fenomena water coning dengan late time channeling. Pada sumur TM-1, peristiwa tembus air hasil perhitungan terjadi di hari ke-3, sedangkan dari data aktual terjadi di hari ke-101. Pada sumur TM-2, peristiwa tembus air hasil perhitungan terjadi di hari ke-2, sedangkan dari data aktual terjadi di hari ke-16. Diperkirakan sumur TM-1 akan memiliki fraksi water cut yang mendekati 1, yaitu sebesar 0,93 pada tahun 2019, dengan laju alir minyak sebesar 11,38 STB/D, laju alir air sebesar 143,18 STB/D, kumulatif produksi minyak sebesar 315.300,64 STB, dan oil recovery sebesar 56,79%. Sedangkan sumur TM-2 diperkirakan akan memiliki fraksi water cut yang mendekati 1, yaitu sebesar 0,96 pada tahun 2020, dengan laju alir minyak sebesar 7,27 STB/D, laju alir air sebesar 171,15 STB/D, kumulatif produksi minyak sebesar 597.461,94 STB, dan oil recovery sebesar 56,89%.

T There is often a problem in oil and gas industry, both during drilling and production. One that often happens is the problem of water produced from the reservoir or known as water coning. This topic was raised as research material due to the number of wells experiencing problems of water production in a field, which has an adverse impact on the operational and economic aspects. This research was conducted in Field T, an oil field that has vertical wells (TM-1 and TM-2) with indications of water production problem. Field T is located in the Basin of South Sumatra with Baturaja Formation and is managed by PT MedcoEnergi E&P Indonesia. The purpose of this research is to evaluate the wells that experienced water coning problem, to determine the time required for the water cone to reach the bottom of the perforation hole (breakthrough), and to estimate the reservoir performance after the breakthrough event. This study has the scope and constraint of the problem on the wells experienced water coning by not discussing other water production problems. The data needed to be input in this study are production data, wellbore properties data, formation structure data, reservoir characteristics data, and well perforation data. The research process consists of several stages, namely the analysis of the well production history, the calculation of the well critical flow rate with the equation of Meyer-Garder method, the Schols method, the Chaperson method, the Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland method, the Chierici-Ciucci method, and the Chaney et al method, continued by model screening of Chan's diagnostic plot, then the breakthrough time which is calculated using the equation of Sobocinski-Cornelius method, and the last is the estimation of reservoir performance after breakthrough using the Kuo and Desbrisay method. Production history analysis stated that TM-1 and TM-2 wells have significant water cut increases over time, which is an indication of water coning problem. In the TM-1 well, the critical flow rate with Meyer-Gardner method is 89.04 STB/D, Schols method is 129.40 STB/D, Chaperson method is 212.76 STB/D, Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland method is 247.21 STB/D, Chierici-Ciucci method is 129.49 STB/D, and Chaney et al method is 328.13 STB/D. The actual flow rate of TM-1 well is 154.56 STB/D, where the actual flow rate of the well is greater than the calculation of critical flow rate of Meyer-Garder method, Schols method, and Chierici-Ciucci method. In the TM-2 well, the critical flow rate with the Meyer-Garder method is 140.80 STB/D, Schols method is 204.61 STB/D, Chaperson method is 283.81 STB/D, Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland method is 357.36 STB/D, Chierici-Ciucci method is 209.65 STB/D, and Chaney et al method is 555.40 STB/D. The actual flow rate of TM-2 well is 179.42 STB/D, where the actual flow rate of the well is greater than the calculation of the critical flow rate of Meyer-Garder method. Therefore, it can be said that TM-1 and TM-2 wells have indications of water coning problem. The result of Chan's diagnostic plot screening stated that TM-1 well experienced water coning phenomenon, while TM-2 well experienced water coning with late time channeling phenomenon. In TM-1 well, water breakthrough from the calculation occurs on the third day, while from the actual data occurs on 101st day. In TM-2 well, water breakthrough from the calculation occurs on the second day, while from the actual data occurs on the 16th day. It is estimated that TM-1 well will have a water-cut fraction close to 1, exactly 0.93 in 2019, with an oil flow rate of 11.38 STB/D, a water flow rate of 143.18 STB/D, cumulative oil production amounted of 315.300,64 STB, and oil recovery of 56.79%. While the TM-2 well is estimated to have a water-cut fraction close to 1, exactly 0.96 in 2020, with an oil flow rate of 7.27 STB/D, a water flow rate of 171.15 STB/D, cumulative oil production amounted of 597,461.94 STB, and oil recovery of 56.89%.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?