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: 1. Build angle dan hilang beberapa ft/mtr drainage area (low reserves estimate) 2. 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: [email protected] 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: [email protected] 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 ---------------------------------------------------------------------
