..intinya memang semua aspek G&GR (static and dynamic) harus dilihat/dipelajari
termasuk keekonomisan tentunya. Dimana-mana yang terbaik bikn skenario macem2
yang disetujui oleh team terkait...ada sih rule of thumb untuk keadaan/lapangan
tertentu. tapi banyak textbook bilang horizontal drilling masih banyakan dikit
"art"nya dari pada "science"nya..itulah yang menarik.
salam
hb
==
Doddy Suryanto <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
v\:* {behavior:url(#default#VML);} o\:* {behavior:url(#default#VML);}
w\:* {behavior:url(#default#VML);} .shape {behavior:url(#default#VML);}
st1\:*{behavior:url(#default#ieooui) } Buat tambahan
.
Salah satu faktor yang juga penting dalam kesuksesan pengeboran horizontal
adalah penempatan landing point.
Tidak sedikit sumur horizontal yang akhirnya harus di-sidetrack karena
ternyata landing point yang diharapkan tidak sesuai.
Beberapa hal yang membuatnya tidak sesuai adalah adanya uncertainty di
interpretasi struktur (time depth error???) atau bisa juga ternyata kontak yang
diprediksi berubah.
Oleh sebab itu, adanya data produksi dari sumur2 sekitar sangatlah penting
untuk penempatan horizontal section.
Tidak hanya dapat memperkirakan drive mechanism tapi juga perkiraan kontak
yang ada.
Kontak fluida bisa berubah dgn adanya produksi dari sumur sekitar. Bahkan
kalo ada sumur dari blok sekitar yang berproduksi dan ternyata ada komunikasi
dari blok satu dgn lainnya maka penempatan sumur horisontal lebih kompleks lagi.
Kesalahan dalam penentuan landing point bisa mengakibatkan hilangnya potensi
untuk mendapatkan drainage area sehingga reserves estimate nya jadi mengecil.
Lebih-lebih kalo landing point yang seharusnya didapat ternyata lebih dangkal
dari yang diperkirakan sedangkan sudut inklinasi masih jauh dari 90 derajat.
Akhirnya kita dihadapkan oleh 2 pilihan:
Build angle dan hilang beberapa ft/mtr drainage area (low reserves estimate)
Side track dan revise landing point berdasarkan data sumur yang baru dibor.
Oleh karena itu ada beberapa kumpeni yang akhirnya memutuskan melakukan pilot
well dulu untuk mengetes data kontak yang ada.
Maaf kalo jadi panjang
..
-doddy-
---------------------------------
From: Doddy Suryanto [mailto:[EMAIL PROTECTED]
Sent: Friday, May 11, 2007 8:45 AM
To: iagi-net@iagi.or.id
Subject: RE: [iagi-net-l] Kriteria penempatan sumur horizontal
Kalo saya kok cenderung kuncinya drive mechanism (DM) dulu ya
Setelah kita tahu DM baru bermain di beberapa scenario. Nah masalahnya
bagaimana mengetahui DM?
Ada beberapa cara tetapi yang bagus ya kalo punya data produksi dalam artian
punya dynamic model.
Disinilah bisa dilakukan beberapa cara antara lain yang Mas Rovicky bilang
seperti simulasi, history match, dan material balance.
Lebih bagus lagi kalo ada sumur yang bisa dilakukan pressure transient test.
Sehingga kita bisa memperkirakan bagaimana perilaku reservoir kita dari
Flowing Build Up (FBU) test.
Tetapi gimana kalo kita Cuma punya static model? Ya mau gimana lagi...paling
ya lihat strukturnya apakah open dan ada water leg?
Kalo demikian adanya ya bisa diasumsikan reservoirnya cenderung water drive
sehingga kita perlu meletakkan sumur horizontal setinggi mungkin dari air.
Atau bisa juga pake analog lapangan/sumur tetangga yang ada.
Intinya bagaimana kita memprediksikan DM reservoir sebelum bermain2 dgn
model.
Karena model hanyalah tool yang bisa kita pakai dalam pengujian interpretasi
kita.
Ini sependek pengetahuan saya. Dan maaf kalo ada yang tidak berkenan.
-doddy-
-----Original Message-----
From: Rovicky Dwi Putrohari [mailto:[EMAIL PROTECTED]
Sent: Friday, May 11, 2007 7:21 AM
To: iagi-net@iagi.or.id
Subject: Re: [iagi-net-l] Kriteria penempatan sumur horizontal
Berbagi pengalaman dengan sumur Hz di Kondur dulu. Rekan dari Kondur
mungkin bisa mengupdate hasil seterusnya. Saya hanya mengikuti ketika
design awal.
Lapangan Lukit (DC) pernah di bor horizontal pada zona minyak spt
kasus Pak Shofi. Pengalaman penting dalam penempatan elevasi ini
ternyata sangat sensitif terhadap permeabilitas relatif G O W. Selain
itu juga strong water drive characteristic dan pressure.
Kuncinya --> Simulasi
Simulasi sendiri berdasarkan "model" sehingga model menjadi sangat
kritis dan sulit bahkan boleh dibilang unpredictable ! Walaupun agak
beruntung karena pada batupasir yg diperkirakan seragam (tidak
berlapis-lapis). Untuk karbonat barangkali akan sama, sehingga
permeabilitas boleh dianggap seragam.
Oil zone memiliki ketebalan sekitar 30 ft (kalau ga salah :).
Pada saat simulasi dibuat 3 macam kasus yaitu sumur ditempatkan 1/3
bawah, 1/2, 1/3 diatas, dengan horizontal lenght yg konstant.
Ketiganya dibuat dengan beberapa macam rate produksi. Jadi simulasinya
tidak hanya satu macam saja.
Pada kasus tertentu akan terlihat:
- OWC, dan atau OGC yang bergerak naik
- Oil zone bertambah tebal tetapi saturasi jauuh berkurang -> Gas akan
bertambah
- Gas lebih banyak masuk ketimbang air walaupun 1/3 dibawah karena
rate terlalu besar.
- Yang keluar gas dan air setelah disedot terlalu besar
- dll
Seolah-olah segala macam kemungkinan bisa terjadi. Pengeboranpun
akhirnya dilakukan dengan 1/2 diatas OWC, untuk mempermudah
mengontrol. Akhirnya kalau ngga salah, pada saat dilakukan komplesi
digunakan perforated liner, yang didalamnya diberi "open-end tubing".
dimana tubing ini bisa digerakkan maju mundur dicari titik-titik
posisi tertentu yang optimum. Perlu diingat bahwa walaupun lubangnya
terbukanya cukup panjang (karena tidak disemen), lokasi ujung pipa
terbuka merupakan tempat dimana differential pressure (beda tekanan)
paling besar.
Jadi kuncinya uji saja dengan simulasi dengan model terbaik. Karena
segala macam kemungkinan bisa terjadi tergantung parameter produksi
dan juga penempatan posisi Hz well. Cari saja yang optimum dimana
nanti dimainkan dengan parameter (metode) produksinya.
segini dulu :)
salam
RDP
On 5/11/07, Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
> rekans,
> barangkali ada yang mau share tentang kriteria penempatan posisi sumur
> horizontal terhadap kedudukan GOC and OWC. Kalo sumur tersebut memiliki
> kedua jenis kontak tersebut, kriteria apakah yang dipakai untuk menempatkan
> posisi sumur horizontalnya, misal :
> 1. untuk sumur minyak, apakah sumur horizontal harus berada di tengah tengah
> antara OWC dan GOCnya? apakah tidak mendekati salah satu kontaknya? kriteria
> apa yang dipakai untuk itu.
> 2. konsekuensi apakah yang harus ditanggung dengan penempatan sumur tersebut
> diatas. Apakah kalo dekat dengan OWC akan terjadi water coning yang cepat?
> apakah kalo dekat dengan GOC akan terjadi penurunan produksi minyaknya? dsb
> dsb ..
> 3. bagaimana kita tahu drive mechanism suatu sumur apakah itu water drive
> atau gas cap drive atau solution? apakah ada hubunganya dengan penempatan
> sumur orizontalnya?
>
>
> terima kasih sebelumnya.
>
>
> salam
>
> shofi
>
>
--
http://rovicky.wordpress.com/
----------------------------------------------------------------------------
Hot News!!!
CALL FOR PAPERS: send your abstract by 30 March 2007 to [EMAIL PROTECTED]
Joint Convention Bali 2007 - The 32nd HAGI, the 36th IAGI, and the
29th IATMI Annual Convention and Exhibition,
Bali Convention Center, 13-16 November 2007
----------------------------------------------------------------------------
To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id
To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id
Visit IAGI Website: http://iagi.or.id
Pembayaran iuran anggota ditujukan ke:
Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta
No. Rek: 123 0085005314
Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI)
Bank BCA KCP. Manara Mulia
No. Rekening: 255-1088580
A/n: Shinta Damayanti
IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/
IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi
---------------------------------------------------------------------
Send instant messages to your online friends http://uk.messenger.yahoo.com
