DETAIL KOLEKSI

Analisis uji pressure build up menggunakan metode Horner pada sumur ab formasi batupasir


Oleh : Adiguna Bahari

Info Katalog

Nomor Panggil : 1170/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Suryo Prakoso

Pembimbing 2 : Djunaedi Agus Wibowo

Subyek : Well drilling - Analysis;Petroleum engineering

Kata Kunci : well test, pressure build up, pressure derivative, Horner method, skin


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001400007_Halaman-Judul.pdf 12441.36
2. 2019_TA_TM_071001400007_Bab-1.pdf 1117.44
3. 2019_TA_TM_071001400007_Bab-2.pdf 7346.78
4. 2019_TA_TM_071001400007_Bab-3.pdf 1755.69
5. 2019_TA_TM_071001400007_Bab-4.pdf 3955.41
6. 2019_TA_TM_071001400007_Bab-5.pdf 877.92
7. 2019_TA_TM_071001400007_Daftar-Pustaka.pdf 875.38
8. 2019_TA_TM_071001400007_Lampiran.pdf 7184.7

K Kebutuhan akan minyak bumi di era sekarang telah mengalami peningkatan yang signifikan. Sumur-sumur industri minyak bumi dituntut untuk dapat mempertahankan atau meningkatkan produksinya. Namun, terjadinya kerusakan formasi akibat dari proses pemboran, komplesi dan produksi dapat mengakibatkan penurunan produktivitas sumur. Evaluasi formasi dengan pengujian sumur dilakukan untuk mengetahui secara detail perubahan kerusakan formasi pada saat tertentu dengan mengetahui parameter-parameter pada reservoir seperti, nilai tekanan, nilai skin, permeabilitas, well model, reservoir model, dan boundary model. Kemudian, hasil analisis pengujian sumur dapat digunakan untuk memberikan informasi mengenai kondisi suatu reservoir sehingga ke depannya dapat dilakukakn tindakan untuk mencegah atau mengatasi masalah secara efektif serta sebagai bahan pertimbangan untuk pengembangan sumur ke depannya.Metode pengujian sumur yang dilakukan adalah uji pressure build up. Uji pressure build up pada dasarnya dilakukan dengan memproduksi sumur dengan selang waktu tertentu dengan laju alir konstan yang kemudian sumur akan ditutup. Penutupan sumur ini mengakibatkan naiknya nilai tekanan pada sumur yang dicatat sebagai fungsi waktu. Pada sumur AB ini penutupan sumur dilakukan selama 81 jam. Penutupan sumur selama 81 jam tersebut kemudian dianalisis dengan metode horner dan type curve pressure derivative menggunakan software dan spreadsheet. Data utama yang dibutuhkan dalam analisis ini adalah data tekanan, waktu, data produksi yang didapat dari pengujian sumur, serta data reservoir yang didapat dari core lab analysis dan PVT lab analysis.Hasil analisis dengan metode type curve derivative dengan menggunakan software didapatkan model reservoir homogeneous karena litologi pada formasi berupa sandstone. Pada periode early-time, kurva derivative menunjukkan hasil changing wellbore storage dengan nilai 0,00587 bbl/psi. Kemudian, batasan yang didapatkan berupa parallel faults. Analisis juga menghasilkan pressure initial sebesar 5137,1 psi, nilai transmisivitas sebesar 1180 mD.ft, permeabilitas sebesar 42,1 mD, nilai skin sebesar 7,35 dan penurunan tekanan akibat skin (ΔPskin) sebesar 517.595 psi. Analisis metode horner dengan menggunakan software menghasilkan P@1hr sebesar 4997,99 psia, nilai transmisivitas sebesar 1170 mD.ft, permeabilitas sebesar 41,9 mD, dan nilai skin sebesar 7,29. Lalu, analisis metode horner dengan menggunakan spreadsheet menghasilkan P* sebesar 5129,7 psi, permeabilitas sebesar 42,38 mD, nilai skin sebesar 7,21, penurunan tekanan akibat skin (ΔPskin) sebesar 507,88 psi, radius investigasi sebesar 1081,46 ft dan nilai flow efficiency sebesar 0,518. Selanjutnya dilakukan perhitungan tekanan rata-rata (Pavg) pada sumur AB. Perhitungan tekanan rata-rata (Pavg) ini dilakukan pada saat Middle Time Region (MTR) dan Late Time Region (LTR). Tekanan rata-rata (Pavg) pada saat Middle Time Region dilakukan dengan 2 metode yaitu metode Matthew Brom Hazebrook (MBH) dan metode Dietz. Sedangan pada saat Late Time Region (LTR) dilakukan dengan 2 metode yaitu metode Arps Smith dan metode Modified Muskat. Perhitungan tekanan rata-rata (Pavg) pada saat Middle Time Region dengan metode MBH didapatkan sebesar 5093,8 psi dan dengan menggunakan metode Dietz didapatkan sebesar 5110,3 psi. Tekanan rata-rata (Pavg) pada saat Late Time Region dengan metode Modified Muskat didapatkan sebesar 5114 psi dan dengan metode Arps Smith didapatkan sebesar 5113 psi.Analisis dengan metode Horner yang dilakukan menggunakan software maupun perhitungan manual dengan spreadsheet menunjukan perbedaan yang tidak signifikan. Sumur AB termasuk sumur yang mengalami damaged karena nilai flow efficiency lebih kecil dari 1.

T The need for petroleum nowadays has experienced a significant increase. The wells of the petroleum industry are required to be able to maintain or increase production. However, due to damage to the formation of the drilling, complexion and production processes can be avoided due to the decrease in wells. Formation evaluation with well testing is carried out to determine the details of damage changes at a certain time by knowing the parameters in the reservoir such as pressure values, skin values, permeability, well models, reservoir models, and boundary models. Then, the results of the analysis of well testing can be used to provide information about the reservoir so that it can be carried out to prevent or overcome effective problems and as a material consideration for the development of wells to repairs.The well testing method that is carried out is a stacked pressure test. The build test pressure is basically done by producing a well with a certain time interval with a constant flow rate which then the well will be closed. This well closure replaces rising pressure values in the well recorded as a function of time. In the well AB this well was carried out for 81 hours. Well closure for 81 hours was then analyzed by the horner method and pressure derivative pressure curve using software and spreadsheets. The main data needed in this analysis are pressure, time, production data obtained from well testing, and reservoir data obtained from core laboratory analysis and PVP laboratory analysis.The results of the analysis using derivative curve type methods using software obtained by a homogeneous reservoir model because lithology in the form of sandstone formation. In the initial period, the derivative curve showed results, changing wellbore storage with a value of 0,00587 bbl / psi. Then, the boundary obtained are in the form of parallel faultss. The analysis also produced an initial pressure of 5137,1 psi, transmissivity of 1180 mD.ft, permeability of 42,1 mD, skin value of 7,35 and , pressure drop due to skin (ΔPskin) of 517,595 psi. Analysis of the horner method using software produces P @ 1hr of 4997,99 psia, transmissivity of 1170 mD.ft, permeability of 41,9 mD, and skin value of 7,29. Then, the horner method analysis using spreadsheets yields P * of 5129.7 psi, permeability of 42,38 mD, skin value of 7,21, pressure drop due to skin (ΔPskin) value is 507.88 psi, investigation radius of 1081,46 ft and the flow efficiency value is 0,518. Then the average calculation (Pavg) is done in the AB well. The average pressure calculation (Pavg) is carried out in the Middle Time Region (MTR) and Late Time Region (LTR). The average pressure (Pavg) in the Middle Time Region is done by two methods, namely the Matthew Brom Hazebrook (MBH) method and the Dietz method. During the Late Time Region (LTR) it was conducted with two methods, namely the Arps Smith method and the Modified Muscle method. Calculating the average pressure (Pavg) in the Middle Time Region with the MBH method obtained at 5093,8 psi and using the Dietz method obtained at 5110,3 psi. The average pressure (Pavg) during the Late Time Region with the Muscat Modification method is obtained at 5114 psi and the Arps Smith method is obtained at 5113 psi.Analysis with the Horner method carried out using software or manual calculations with spreadsheets showed insignificant differences. AB well is a damaged well because the flow efficiency value is smaller than 1.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?