Jumat, 30 April 2010

Well Completion Design






Review:

Completions are the conduit between hydrocarbon reservoirs and surface facilities. They are a fundamental part of any hydrocarbon field development project. The have to be designed for safely maximising the hydrocarbon recovery from the well and may have to last for many years under ever changing conditions. Issues include: connection with the reservoir rock, avoiding sand production, selecting the correct interval, pumps and other forms of artificial lift, safety and integrity, equipment selection and installation and future well interventions.


Read More..

Jumat, 23 April 2010

Natural Gas Measurement Handbook


Product Description

Natural Gas is becoming an increasingly important component of our world’s energy supply as more and more countries turn to natural gas as one of their main sources of energy. Along with it’s companion from Gulf Publishing Company, The Natural Gas Engineering Handbook, these two books form the basic library for any engineer working with natural gas today.

About the Author

James E. Gallagher is president and CEO of his own company, Savant Measurement Corporation. He previously worked for Shell companies for over 20 years in a variety of positions including Manager of Measurement. Gallagher is very active in a number of professional associations, including the American Petroleum Institute and the American Gas Association. He is recognized as a global expert on fluid flow and measurement. Gallagher has many awards and honors to his credit and has written numerous papers and manuals. He holds several patents and has invented several devices used in the oil and gas industry in the field of fluid flow and measurement.


• Table of Contents
1. Introduction
2. Composition and Quality
3. Physical Properties and Process Conditions
4. Measurement Concepts
5. Orifice Flowmeter
6. Ultrasonic Flowmeter
7. Turbine Flowmeter
8. Rotary Displacement Flowmeter
9. Calculations
10. Secondary and Tertiary Devices
11. Electronic Gas Measurement
12. Uncertainty
13. Measurement System Design
14. Orifice Flowmeter Design
15. Ultrasonic Flowmeter Design
16. Turbine Flowmeter Design
17. Rotary Displacement Flowmeter Design
18. Inspection, Testing, Verification, Calibration, and Certification
Appendix: Standards, Publications, and Regulations
• Glossary
Read More..

Kamis, 22 April 2010

Gas Well Deliquification, 2nd ed




Product Description

Liquid loading can reduce production and shorten the life-cycle of a well costing a company millions in revenue. A handy guide on the latest techniques, equipment, and chemicals used in de-watering gas wells, Gas Well Deliquification, 2nd ed. continues to be the engineer's choice for recognizing and minimizing the effects of liquid loading. The second edition serves as a guide discussing the most frequently used methods and tools used to diagnose liquid loading problems and reduce the detrimental effects of liquid loading on gas production.

With new extensive chapters on Coal Bed Methane and Production Automation Gas Well Deliquification, 2nd edition proves to be the essential reference for operating engineers, reservoir engineers, consulting engineers and service companies who supply gas well equipment New to this second edition, Gas Well Deliquification provides managers with a comprehensive look into the methods of successful Production Automation as well as tools for the profitable use, production and supervision of Coalbed gases

. Turnkey solutions for the problems of liquid loading interference
. Based on decades of practical, easy to use methods of de-watering gas wells
. Expands on the 1st edition's useful reference with new methods for utilizing Production Automation and managing Coal Bed Methane

Table of contents:

1. Introduction  
2. Recognizing Symptoms of Liquid Loading in Gas Wells  
3. Critical Velocity  
4. Systems Nodal Analysis  
5. Sizing Tubing  
6. Compression  
7. Plunger Lift  
8. Use of Foam to Deliquify Gas Wells  
9. Hydraulic Pumping  
10. Use of Beam Pumps to Deliquify Gas Wells  
11. Gas Lift  
12. Electric Submersible Pumps  
13. Progressing Cavity Pumps  
14. Coal Bed Methane  
15. Production Automation  
Appendices  
Index
Read More..

Selasa, 06 April 2010

Sucker Rod Pump

A.Sucker Rod Pump

Sucker rod pump merupakan salah satu metoda artificial lift dengan memanfaatkan sumber tenaga yang berupa listrik atau gas dari prime mover untuk menggerakkan pompa sehingga fluida pada formasi dapat naik ke permukaan
Keuntungan penggunaan sucker rod pump adalah :
1.Efisien dan mudah dalam pengoperasian di lapangan
2.Masih bisa digunakan untuk mengangkat fluida pada sumur yang mengandung pasir
3.Dapat dipakai pada sumur bengkok (directional).
4.Dapat digunakan untuk sumur yang memiliki tekanan rendah
5.Fleksibel karena kecepatan pompa dan stroke length dapat disesuaikan
6.Dapat digunakan pada berbagai ukuran tubing
7.Dapat menggunakan gas atau listrik sebagai sumber tenaga penggerak

B.Komponen Sucker Rod Pump

Peralatan pada sucker rod pump (Gambar 2) dapat dikelompokkan menjadi tiga bagian, yaitu :



GAMBAR 1
KOMPONEN SUCKER ROD PUMP


1. Prime Mover

Fungsi dari prime mover adalah mengalirkan sumber tenaga yang dapat menggerakkan pompa sehinga fluida dapat naik ke permukaan. Jenis prime mover ada dua macam, yaitu elektrik dan engine. Pemilihan jenis prime mover yang akan digunakan disesuaikan dengan keberadaan listrik dan sumber gas yang ada.

2. Surface Equipment

Fungsi dari surface equipment adalah memindahkan sumber energi dari prime mover ke unit peralatan pompa di dalam sumur sehingga gerak putar prime mover diubah menjadi gerak naik turun sucker rod dan diperoleh kecepatan pompa yang diinginkan.
Adapun bagian-bagian dari surface equipment :
a. Gear reducer,merupakan rangkaian roda gigi yang berfungsi untuk mengurangi kecepatan prime mover. Hal ini penting karena kecepatan putar motor pada prime mover akan mempengaruhi kecepatan pompa.
b. V-Belt, merupakan sabuk untuk memindahkan gerak dari prime mover ke gear reducer.
c. Crank, fungsinya menghubungkan crank shaft pada gear reducer dengan counter weight untuk mengatur stroke length dengan mengubah posisi dari pitman bearing

Selengkapnya download di sini
Read More..

Pentingnya Logging

Logging adalah teknik untuk mengambil data-data dari formasi dan lubang sumur dengan menggunakan instrumen khusus. Pekerjaan yang dapat dilakukan meliputi pengukuran data-data properti elektrikal (resistivitas dan konduktivitas pada berbagai frekuensi), data nuklir secara aktif dan pasif, ukuran lubang sumur, pengambilan sampel fluida formasi, pengukuran tekanan formasi, pengambilan material formasi (coring) dari dinding sumur, dsb.


Logging tool (peralatan utama logging, berbentuk pipa pejal berisi alat pengirim dan sensor penerima sinyal) diturunkan ke dalam sumur melalui tali baja berisi kabel listrik ke kedalaman yang diinginkan. Biasanya pengukuran dilakukan pada saat logging tool ini ditarik ke atas. Logging tool akan mengirim sesuatu “sinyal” (gelombang suara, arus listrik, tegangan listrik, medan magnet, partikel nuklir, dsb.) ke dalam formasi lewat dinding sumur. Sinyal tersebut akan dipantulkan oleh berbagai macam material di dalam formasi dan juga material dinding sumur.

Pantulan sinyal kemudian ditangkap oleh sensor penerima di dalam logging tool lalu dikonversi menjadi data digital dan ditransmisikan lewat kabel logging ke unit di permukaan. Sinyal digital tersebut lalu diolah oleh seperangkat komputer menjadi berbagai macam grafik dan tabulasi data yang diprint pada continuos paper yang dinamakan log. Kemudian log tersebut akan diintepretasikan dan dievaluasi oleh geologis dan ahli geofisika. Hasilnya sangat penting untuk pengambilan keputusan baik pada saat pemboran ataupun untuk tahap produksi nanti.




Logging-While-Drilling (LWD) adalah pengerjaan logging yang dilakukan bersamaan pada saat membor. Alatnya dipasang di dekat mata bor. Data dikirimkan melalui pulsa tekanan lewat lumpur pemboran ke sensor di permukaan. Setelah diolah lewat serangkaian komputer, hasilnya juga berupa grafik log di atas kertas. LWD berguna untuk memberi informasi formasi (resistivitas, porositas, sonic dan gamma-ray) sedini mungkin pada saat pemboran.


Mud logging adalah pekerjaan mengumpulkan, menganalisis dan merekam semua informasi dari partikel solid, cairan dan gas yang terbawa ke permukaan oleh lumpur pada saat pemboran. Tujuan utamanya adalah untuk mengetahui berbagai parameter pemboran dan formasi sumur yang sedang dibor.
Read More..

Lumpur Pemboran dan Fungsinya

Lumpur Pemboran

Lumpur umumnya campuran dari tanah liat (clay), biasanya bentonite, dan air yang digunakan untuk membawa cutting ke atas permukaan. Lumpur berfungsi sebagai lubrikasi dan medium pendingin untuk pipa pemboran dan mata bor. Lumpur merupakan komponen penting dalam pengendalian sumur (well-control), karena tekanan hidrostatisnya dipakai untuk mencegah fluida formasi masuk ke dalam sumur. Lumpur juga digunakan untuk membentuk lapisan solid sepanjang dinding sumur (filter-cake) yang berguna untuk mengontrol fluida yang hilang ke dalam formasi (fluid-loss).

Sistem yang paling penting di rig adalah sistem sirkulasi lumpur pemboran. lumpur pemboran dipompakan ke dalam pipa bor yang akan disemprotkan keluar melalui nozzle pada pahat dan kembali ke permukaan melalui ruang antara pipa dan lubang. Lumpur pemboran akan mengangkat potongan-potongan batu yang dibuat oleh pahat (disebut cuttings) ke permukaan. Hal ini mencegah penumpukan serbuk bor di dasar lubang. selama pemboran, lubang sumur selalu penuh terisi lumpur pemboran untuk mencegah mengalirnya fluida seperti air, gas atau minyak dari batuan bawah tanah ke lubang sumur. Jika minyak atau gas dapat mengalir ke permukaan saat pemboran, akan menyebabkan kebakaran. Bahkan jika hanya air yang mengalir saja dapat menggugurkan lubang dan membuat kita kehilangan sumur. dengan adanya lumpur pemboran, fluida ini tertahan berada di dalam batuan. pemboran sumur di lepas pantai hampir sama dengan pemboran di daratan. Untuk sumur wildcat di lepas pantai, rig dinaikkan di atas barge, anjungan (platform) terapung, atau kapal yang dapat berpindah. apabila lapangan lepas pantai sudah ditentukan, anjungan (platform) produksi akan dipasang untuk membor sumur-sumur lainnya dan memproduksi migas.



Karena lumpur pemboran menjaga agar migas tetap berada di dalam batuan, cadangan migas bawah tanah pun dapat dibor tanpa mengindikasikan adanya migas, sehingga diperlukan evaluasi sumur dengan cara menurunkan peralatan rekam wireline. Truk alat rekam dipanggil, menurunkan tabung berisi instrumen yang disebut sonde ke dalam lubang sumur. ketika sonde diangkat keluar lubang, instrumen akan merekam secara elektrik, suara dan radioaktif sifat-sifat batuan dan fluida yang dilaluinya. Pengukuran ini direkam pada kertas panjang bergaris yang disebut well log. well log ini memberi informasi tentang komposisi lapisan batuan, pori-pori, dan fluida yang mungkin ada di dalamnya.

Dari hasil pembacaan well log, sumur dapat saja ditutup dan ditinggalkan sebagai sumur kering atau diselesaikan untuk diproduksikan. pemasangan pipa produksi adalah cara awal menyelesaikan sumur. untuk memasang pipa, pipa baja panjang yang bergaris tengah besar (disebut selubung atau casing) dimasukkan ke dalam sumur. Semen basah dipompakan ke dalam ruang antara casing dan dinding sumur hingga mengeras untuk menjaga lubang sumur. pada kebanyakan sumur, pemasangan casing bertahap yang disebut casing program dilakukan sebagai berikut: bor sumur, pasang casing, bor lebih dalam, pasang casing lagi, bor lebih dalam lagi, dan pasang casing lagi.




Fungsi Lumpur Pemboran.

Menurut Preston L. Moore (1974), lumpur pemboran mulai dikenal pada sekitar tahun 1900-an bersamaan dengan dikenalnya pemboran rotari. Pada mulanya tujuan utama dari lumpur pemboran adalah untuk mengangkat serbuk bor secara kontinyu. Dengan berkembangnya zaman, banyak fungsi-fungsi tambahan yang diharapkan dari lumpur pemboran. Banyak additif dengan berbagai fungsi yang ditambahkan kedalamnya, menjadikan lumpur pemboran yang semula hanya berupa fluida sederhana menjadi campuran yang kompleks antara fluida, padatan dan bahan kimia.



Dari adanya perkembangan dalam penggunaan lumpur hingga saat ini, fungsi-fungsi utama dari lumpur pemboran yang diharapkan adalah sebagai berikut:

1. Mengendalikan tekanan formasi.
2. Mengangkat serbuk bor kepermukaan dan membersihkan dasar lubang bor.
3. Memberi dinding pada lubang bor dengan mud-cake.
4. Melumasi dan mendinginkan rangkaian pipa pemboran.
5. Menahan padatan dari formasi dan melepaskannya dipermukaan.

Masing-masing fungsi akan dijelaskan satu persatu. Dan dalam penulisan ini yang berkaitan erat dengan judul penulisan adalah fungsi yang nomor kedua dari kelima fungsi utama dari lumpur pemboran tersebut.

1. Mengendalikan Tekanan Formasi

Tekanan formasi umumnya adalah sekitar 0,465 psi/ft. Pada tekanan yang normal, air dan padatan pada pemboran telah dapat untuk menahan tekanan formasi ini. Untuk tekanan yang lebih kecil dari normal (sub-normal) densitas lumpur harus diperkecil supaya perolehan hilang lumpur atau loss circulation tidak terjadi. Tetapi sebaliknya untuk tekanan yang lebih besar dari tekanan normal maka penambahan barite sebagai pemberat perlu dilakukan.

2. Mengangkat Serbuk Bor ke Permukaan dan Membersihkan Dasar Lubang Bor.

Pembersihan lubang bor adalah fungsi pokok dari lumpur pemboran. Fungsi ini juga paling sering dilalaikan dan salah dinterpretasikan. Serbuk bor biasanya mempunyai SG sekitar 2,3 samapai 3,0 dan rata-rata adalah 2,5. Jika serbuk bor lebih berat dari lumpur, maka serbuk bor akan jatuh dengan kecepatan yang disebut dengan kecepatan slip.

Kecepatan slip dari serbuk bor dalam aliran fluida, dipengaruhi secara langsung oleh sifat fisik lumpur antara lain kekentalan fluida. Jadi jika kecepatan lumpur di annulus dibatasi oleh kemampuan pompa atau pembesaran lubang, maka lumpur perlu dikentalkan untuk mengurangi kecepatan slip serbuk bor agar lubang bor tetap bersih. Keberhasilan pengangkatan juga dipengaruhi oleh luasan permukaan atau bentuk daripada partikel serbuk bor, semakin besar luasan dari partikel, maka gaya angkat fluida meneruskan tenaga dorong dari pompa akan semakin bagus sehingga kecepatan slip serbuk bor juga bisa dikurangi dengan memperbaiki sifat-sifat fisik lumpur, disamping itu juga mengoptimalkan tekanan pemompaan. Bentuk fisik daripada partikel serbuk bor tergantung juga kepada jenis formasi yang ditembus.

Pada aliran laminer kecepatan fluida pada sisi dinding lubang bor sangatlah kecil sehingga efek torsi mudah terjadi karena ujung alirannya yang parabolik, hal ini akan menyebabkan serbuk bor mudah jatuh lagi ke dasar lubang bor, ini akan dapat menghambat berhasilnya pengangkatan serbuk bor. Pengangkatan serbuk bor akan mendapatkan hasil yang lebih bagus dengan menggunakan aliran turbulen, karena distribusi kecepatannya datar bukan parabolik seperti pada aliran laminer.
Kekurangannya adalah mudah terjadi pengikisan lubang bor bila formasi yang ditembus tidak kompak, hal ini akan mengakibatkan runtuhnya dinding lubang bor yang menyebabkan semakin mengendapnya serbuk bor dan tidak terangkatnya serbuk bor dengan baik.

Lumpur dasar air dapat dikentalkan dengan menambahkan bentonite, dengan menambahkan banyak padatan, dengan flokulasi padatan atau dengan additif khusus. Jadi ada beberapa pilihan, dan penentuan pilihan tergantung dari tujuan lain yang ingin dicapai. Bentonite adalah pilihan yang murah, tetapi jika ada masalah hilang air, maka harus ditambah pengencer untuk mencegah flokulasi.

Hasil yang didapat mungkin hanyalah sedikit penambahan pada kapasitas pengangkatan dan masalah dalam lubang tetap terjadi. Penambahan banyak padatan akan menaikkan densitas, pilihan ini tidak dianjurkan jika tidak digunakan untuk tujuan mengontrol tekanan. Penerapan flokulasi lumpur adalah pilihan yang mudah dan murah, tetapi juga dibatasi oleh masalah hilang air. Additif khusus mungkin merupakan pilihan yang paling tepat, tetapi hal ini akan menaikkan biaya lumpur.

Lumpur pemboran yang baik untuk pembersihan dasar sumur apabila memiliki karakteristik mengencer akibat gesekan (shear thining) yang baik, karena semakin bersih lubang bor berarti semakin bagus pula pengangkatan serbuk bornya sampai kepermukaan.

3. Memberi dinding Pada Lubang Bor Dengan Mud Cake.

Lumpur akan membuat mud cake atau lapisan zat padat tipis didinding formasi permeabel (lulus air), pembentukan mud cake ini akan menyebabkan tertahannya aliran fluida masuk ke formasi (adanya aliran yang masuk yaitu cairan plus padatan menyebabkan padatan tertinggal/tersaring). Mud Cake yang dikehendaki adalah mud cake yang tipis karena dengan demikian lubang bor tidak dipersempit dan cairan tidak banyak yang hilang. Sifat wall building ini dapat diperbaiki dengan penambahan :

a. Sifat koloid drilling mud dengan bentonite.
b. Memberi zat kimia untuk memperbaiki distribusi zat padat dalam lumpur dan memperkuat mud cake.

4. Melumasi dan Mendinginkan Pahat.

Panas yang ditimbulkan terjadi karena gesekan pahat serta drillstring dengan formasi. Konduksi formasi umumnya kecil, sehingga sukar sekali menghilangkan panas dalam waktu cepat, tetapi umumnya dengan adanya aliran lumpur telah cukup untuk mendinginkan sistem serta melumasi pahat. Umur pahat bisa lebih lama sehingga biaya pergantian pahat bisa ditekan, karena dengan tertembusnya formasi yang cukup keras, kalau tidak terlumasi dengan baik, bit akan cepat tumpul sehingga daya tembusnya menjadi lambat dan memperlambat proses pemboran.

5. Menahan Padatan Dari Formasi dan Melepaskannya di Permukaan.

Lumpur pemboran yang baik mempunyai sifat tixotropi yang menyebabkan partikel-partikel padatan dapat dibawa sampai kepermukaan, dan menahannya didalam lumpur selama sirkulasi berhenti. Kemampuan lumpur untuk menahan serbuk bor selama sirkulasi dihentikan terutama tergantung terhadap gel strength, dengan cairan menjadi gel tekanan terhadap gerakan serbuk bor kebawah dapat dipertinggi. Serbuk bor dapat ditahan agar tidak turun kebawah, karena bila ia mengendap dibawah bisa menyebabkan akumulasi serbuk bor dan pipa akan terjepit. Selain itu ini akan memperberat kerja pompa untuk memulai sirkulasi kembali. Tetapi gel yang terlalu besar akan berakibat buruk juga, karena akan menahan permbuangan serbuk bor dipermukaan (selain pasir). Penggunaan alat seperti desander dan shale shaker dapat membantu pengambilan serbuk bor dari lumpur dipermukaan. Patut ditambahkan bahwa pasir harus dibuang dari lumpur karena sifatnya yang abrassive pada pompa, sambungan-sambungan.



Read More..

Komponen Rig

Komponen Rig

Komponen rig dapat digolongkan menjadi lima bagian besar :

Hoisting system : fungsi utamanya menurunkan dan menaikkan tubular (pipa pemboran, peralatan completion atau pipa produksi) masuk-keluar lubang sumur. Menara rig (mast atau derrick) termasuk dalam sistem ini.

Rotary system : berfungsi untuk memutarkan pipa-pipa tersebut di dalam sumur. Pada pemboran konvensional, pipa pemboran (drill strings) memutar mata-bor (drill bit) untuk menggali sumur.


Sumber : www.conservation.ca.gov/. ../qh_drill_rig.aspx

Circulation system : untuk mensirkulasikan fluida pemboran keluar masuk sumur dan menjaga agar properti lumpur seperti yang diinginkan. Sistem ini meliputi (1) pompa tekanan tinggi untuk memompakan lumpur keluar masuk-sumur dan pompa tekanan rendah untuk mensirkulasikannya di permukaan, (2) peralatan untuk mengkondisikan lumpur: shale shaker berfungsi untuk memisahkan solid hasil pemboran (cutting) dari lumpur; desander untuk memisahkan pasir; degasser untuk mengeluarkan gas, desilter untuk memisahkan partikel solid berukuran kecil, dsb.

Blowout prevention system : peralatan untuk mencegah blowout (meledaknya sumur di permukaan akibat tekanan tinggi dari dalam sumur). Yang utama adalah BOP (Blow Out Preventer) yang tersusun atas berbagai katup (valve) dan dipasang di kepala sumur (wellhead).



Power system : yaitu sumber tenaga untuk menggerakan semua sistem di atas dan juga untuk suplai listrik. Sebagai sumber tenaga, biasanya digunakan mesin diesel berkapasitas besar.

Read More..

Decline Curve

DECLINE CURVE

1. UJI PRODUKSI

Uji produksi dilakukan untuk mengetahui kemampuan produksi dan karakteristik sumur, salah satunya dengan metode back pressure.

Back pressure merupakan salah satu metode uji produksi dengan memberi tekanan balik (back pressure) yang berbeda beda. Pelaksanaannya dari tes konvensional dimulai dengan menstabilkan tekanan reservoir dengan cara menutup sumur lalu tentukan harga Pr (tekanan reservoir). Selanjutnya sumur dibiarkan berproduksi dengan laju produksi yang diubah ubah minimal 3x. Pengubahan laju produksi dilakukan setelah tekanan stabil. Setiap pergantian laju produksi tidak didahului dengan penutupan sumur.
Persamaan dasar untuk menentukan kemampuan sumur yaitu dengan menggunakan persamaan Fetkovich yaitu :

M = C(Pr^2 – Pwf^2)^n 

M : laju produksi, kg/s
Pr : tekanan reservoir rata rata, ksc
Pwf : tekanan aliran dasar sumur, ksc
C : konstanta dengan satuan yg bergantung pada q dan P
n : derajat pengaruh factor inersia turbulence aliran, 0.5 ≤ n ≤ 1,
Pada sumur panas bumi tekanan dasar sumur dapat diestimasi oleh ukuran tekanan kepala sumur yang stabil (Pwh) sehingga persamaan (1) dapat ditulis dengan :
M = C(Pr^2 – Pwh^2)^n (2)

Jika maka hubunganantara M dan pada kondisi aliran stabil berdasarkan persamaan persamaan (2) dalam menentukan kemampuan sumur adalah :

M = C (∆P^2)^n
Log M = Log C + n Log (∆P^2) (3)


2. DECLINE CURVE ANALYSIS

Decline Curve Analysis digunakan untuk estimasi perhitungan cadangan yang dapat diamati dari suatu lapangan yang mencerminkan tingkat keekonomian dari lapangan tersebut dan memprediksi kinerja produksi suatu lapangan berdasarkan data yang ada. Perhitungan decline curve didasarkan pada penurunan laju produksi di masa mendatang. Dengan menggunakan asumsi bahwa laju produksi secara kontinu mengikuti trend yang sudah ada, maka besarnya cadangan panas bumi akan dapat diperkirakan dari model trend yang telah dibuat..

Persamaan decline curve merupakan persamaan yang dikembangkan oleh Arps, (Ashtat, 2000) yaitu :

q(t) = qo / (1 + nDt)^-1/n (4)

q(t) = laju produksi panas bumi pada saat t
qo = laju produksi panas bumi awal, t = 0
n = konstanta Arps (dari laju produksi standard)
D = Decline rate awal

dimana n = 0 untuk fungsi eksponential dan n = 1 untuk fungsi harmonik.
Persamaan (4) digunakan dengan asumsi :
1. sumur diproduksi pada kondisi tekanan bawah sumur konstan
2. tidak ada perubahan area pengurasan
3. permeabilitas dan skin factor konstan
Pandang persamaan (4) , jika n = 0 pada kondisi apapun, maka :

q(t) = qo e^Dt (5)

Ln q(t) = ln (qo) - Dt (6)

Korelasikan hasil persamaan (6) terhadap waktu (t) kemudian diplot sehingga diperoleh ln (qo) = titik potong grafik dengan waktu dan D = -(kemiringan grafik dengan ln (mass flow normalisasi)).

Prosedur kerja pengolahan data

Ambil C dan n dari hasil perhitungan n uji produksi; dan data laju alir massa (M) dan tekanan alir kepala sumur P¬wh yang diperoleh setiap hari. Akan dihitung tekanan dalam reservoir (Pr) dengan menggunakan persamaan :

Pr = √(M/C)^1/n + Pwh^2 (7)

Hitung laju alir normalisasi setiap harinya denganmenggunakan tekanan aliran dasar sumur pada kondisi stabil, Pwh = 15, sehingga :


q(t) = C [Pr^2 – 15^2]^n (8)

Persamaan di atas dapat dilinierkan kemudian hasilnya yaitu ln(M) korelasikan dengan waktu sehingga didapat ln(M) = titik potong grafik dengan waktu, dimana

M = exp ln(M) (9)

Langkah perhitungan :
Diketahui n, C, Pwh initial dari hasil pengukuran. Akan dihitung D dan qo

1. Hitung Pr dengan menggunakan persamaan Pr = √(M/C)^1/n + Pwh^2 dengan M diperoleh dari data mass flow setiap harinya.
2. Hitung Mnorm, Mnorm = C (Pr^2 – 15^2)^n untuk setiap t
3. Hitung ln Mnorm, korelasikan dengan t sehingga diperoleh bentuk persamaan :

y = αt + ᵦ

y = ln q(t) ; α = D ; ᵦ= ln qo

Selengkapnya download di sini
Read More..

Jumat, 02 April 2010

Well Test Analysis




Hardbound. After a presentation of the various interpretation techniques proposed by all well test interpretation computer programs (straight line methods, pressure curve analysis, pressure derivative method), the advantages and limitations of the different approaches are discussed. With today's powerful graphic and computing facilities, the characteristic features of the many different types of wells and reservoirs are magnified, and a large catalogue of theoretical solutions is required for the analysis of transient test responses. More accurate and useful information is extracted from well tests.

The interpretation models are reviewed for well, reservoir and boundary conditions. The models hypothesis and the influence of the different parameters are presented in detail. Application to field measurements is thoroughly documented. The most recent complex interpretation models, combining different types of well and reservoir configurations, are discuss



Read More..

Modern Well Test Analysis




Advances in well test analysis during the 1980's and 90'shave been associated with: (a) the use of pressure derivative plots, (b) the common availability of computer software for rapid graphical presentation, (c) the use of non-linear regression (automated type cure matching), (d) the availability of higher precision, high frequency data, both for pressure and flow rate, and (e) the development of new interpretation models, such as for horizontal wells, layered reservoirs and multiphase flow.

This book takes the form of a tutorial emphasizing these aspects of well test interpretation in this new computerized environment. During the book, emphasis is on problem solving, using computerized tools. A companion CD-ROM contains full listings of the data used in many of the examples, as well as a hypertext searchable version of the entire book (in the form of a Windows™ Multimedia Viewer title). A complete well test interpretation software package on the CD-ROM allows you to work with the example data yourself to learn more about how well test interpretation is achieved in practice.


Read More..