DETAIL KOLEKSI

Analisis pressure build up test dengan metode horner dan pressure derivative pada sumur X lapangan Z


Oleh : Zsa Zsa Sumayyah Chaerunisyah

Info Katalog

Nomor Panggil : 1154/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Onni Ridaliani

Pembimbing 2 : Hari K. Oetomo

Subyek : Oil well drilling;Petroleum engineering

Kata Kunci : pressure build up test, skin, flow efficiency, pressure drop due to the skin, productivity index


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500158_Halaman-Judul.pdf 6111.41
2. 2019_TA_TM_071001500158_Bab-1.pdf 1466.6
3. 2019_TA_TM_071001500158_Bab-2.pdf 7456.48
4. 2019_TA_TM_071001500158_Bab-3.pdf 1645.44
5. 2019_TA_TM_071001500158_Bab-4.pdf 7352.72
6. 2019_TA_TM_071001500158_Bab-5.pdf 893.43
7. 2019_TA_TM_071001500158_Daftar-Pustaka.pdf 990.69
8. 2019_TA_TM_071001500158_Lampiran.pdf 4559.46

P Pressure build up test merupakan suatu teknik pengujian tekanan transient dengan cara memproduksikan sumur dengan laju produksi konstan (flow period) selama waktu tertentu kemudian sumur ditutup (shut-in period) biasanya dengan menutup kepala sumur di permukaan. Pressure build up test dapat dilakukan pada saat sumur ditutup dengan harapan sumur dapat kembali mendekati keadaan awal kondisi stabilnya. Uji pressure build up ini dilakukan berdasarkan kebutuhan data karakteristik reservoir yang kemudian dapat dianalisa sebagai acuan pengembangan suatu lapangan. Data yang akan didapatkan dari uji tekanan ini diantaranya yaitu tekanan statik sumur, tekanan rata-rata sumur, permeabilitas batuan, faktor skin, penurunan tekanan akibat skin, flow efficiency, serta indeks produktivitas sebagai indikator produksi dari suatu sumur.Pada tugas akhir kali ini penulis menganalisa hasil uji tekanan yang dilakukan pada sumur X lapangan Z yang berlokasi di pulau Seram, Provinsi Maluku dengan menggunakan metode Horner dan Derivative Plot. Sumur X merupakan sumur dengan jenis batuan reservoir berupa karbonat yang memiliki dua porositas. Berdasarkan hasil analisis uji tekanan transien yang telah dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Ecrin, diketahui bahwa sumur ini memiliki nilai parameter tekanan awal reservoir (Pi) sebesar 2243,73 psia; permeabilitas sebesar 150 mD; total kerusakan formasi (skin) sebesar -4,22; penurunan tekanan akibat skin sebesar -102,262 psi; serta besar koefisien wellbore storage sebesar 0,025 bbl/psi. Selain itu, dari analisis ini dapat diketahui beberapa parameter dual porosity reservoir seperti omega yaitu sebesar 2x10-3; lambda sebesar 3,87x10-6; serta jarak patahan sebesar 701 ft. Sedangkan setelah dilakukan perhitungan secara manual dengan menggunakan bantuan perangkat lunak Spreadsheet didapatkan hasil analisis berupa tekanan awal reservoir sebesar 2249,6 psia; slope sebesar 20,29; nilai permeabilitas sebesar 206,09 mD; kerusakan formasi sebesar -3,21; nilai penurunan tekanan akibat skin sebesar -56,7 psia; nilai radius investigasi sebesar 3079,67 ft, nilai efisiensi aliran sebesar 1,616, serta nilai laju alir maksimum pada sumur ini yaitu sebesar 8279,9 STBD.

A A pressure build-up test is a transient pressure testing technique by producing a well with a constant production rate (flow period) for a certain time and then a shut-in period usually by closing the wellhead on the surface. A pressure build-up test can be carried out when the well is closed in the hope that the well can return to its initial stable state. This pressure build-up test is based on the data requirements of reservoir characteristics which can then be analyzed as a reference for developing a field. Data to be obtained from these pressure tests include well static pressure, average well pressure, rock permeability, skin factors, skin pressure drop, flow efficiency, and productivity index as indicators of production from a well.In this final assignment, the writer analyzes the results of the pressure test carried out on Z field X wells located on Seram Island, Maluku Province using the Horner and Derivative Plot methods. X well is a well with a type of reservoir rock in the form of carbonate which has two porosity. Based on the results of the transient pressure test analysis that has been done using Ecrin software, it is known that this well has a reservoir initial pressure parameter (Pi) of 2243.73 psi; permeability of 150 mD; total damage to the formation (skin) of -4.22; skin pressure drop of -102,262 psi; and the large wellbore storage coefficient of 0.025 bbl / psi. In addition, from this analysis, it can be seen that a number of dual porosity reservoir parameters such as omega are equal to 2x10-3; lambda of 3.87x10-6; and the fracture distance is 701 ft. Whereas after manual calculation using the help of Spreadsheet obtained the results of the analysis in the form of initial reservoir pressure of 2249.6 psi; the slope of 20.29; the permeability value is 206.09 mD; formation damage of -3.21; skin pressure drop of -56.7 psi; the investigation radius value is 3079.67 ft, the flow efficiency value is 1.616, and the maximum flow rate for this well is 8279,9 STBD.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?