Petroleum Engineering UIR

Drill-stem testing provides a method of temporarily completing a well to determine the productive characteristics of a specific zone. As originally conceived, a drill-stem test provided primarily an indication of formation content. The pressure chart was available, but served mainly to evaluate tool operation. Currently, analysis of pressure data in a properly planned and executed DST can provide, at reasonable cost, good data to help evaluate the productivity of the zone, the completion practices, the extent of formation damage and perhaps the need for stimulation. A drill-stem test provides an estimate of formation properties and wellbore damage. These data may be used to determine the well's flow potential with a regular completion that uses stimulation techniques to remove damage and increase effective wellbore size.

Reservoir characteristics that may be estimated from DST analysis include:

· Average effective permeability. This may be better than core permeability since much greater volume is averaged. Also, effective permeability rather than absolute permeability is obtained.

· Reservoir pressure: Measured, if shut-in time is sufficient, or calculated, if not.

· Wellbore damage: Damage ratio method permits the estimation of what the well should make without damage.

· Barriers, permeability changes, and fluid contacts: These reservoir anomalies affect the slope of the pressure buildup plot. They usually require substantiating data to differentiate one from the other.

· Radius of investigation: An estimate of how far away from the wellbore the DST can "see".

· Depletion: Can be detected if the reservoir is small and the test is properly run.

Tuesday, May 3, 2011

Sandstone Reservoir

5/03/2011 03:53:00 PM

Victor Manik

Introduction

Treatment fluid selection in sandstone formations is highly dependent on the mineralogy of the rock as well as the damage mechanism. Hydrofluoric (HF) acid is typically used to dissolve the damaging silicate particles. Nonacid systems are sometimes used to disperse whole mud and allow it to be produced with the treating fluid. The criteria for selecting the treating fluid are mineralogy, formation damage mechanism, petrophysics and well conditions.

Formation mineralogy

Compatibility and sensitivity

Compatibility of the formation minerals to the various treating fluids and their additives is a significant issue when selecting fluids for acidizing. Compatibility implies that permeability does not decrease when the treating fluid contacts the formation. This concept of compatibility applies especially to sandstones, where potentially damaging reactions may occur.

Compatibility and sensitivity are related concepts. As stated by McLeod (1984), a successful matrix treatment depends on the favorable response of the formation to the treatment fluid. The treating fluid, therefore, must remove existing damage without creating additional damage through interactions with the formation rock or fluids. A formation is sensitive if the reaction between the rock minerals and a given fluid induces damage to the formation.

The sensitivity of a formation to a given fluid includes all the detrimental reactions that can take place when this fluid contacts the rock. These detrimental reactions include the deconsolidation and collapse of the matrix, the release of fines or the formation of precipitates. The precipitation of some damaging compounds cannot be avoided. Treating and overflush fluid stages are sized; so, there is sufficient volume to push potential precipitates deep enough into the reservoir to minimize their effects because of the logarithmic relationships between pressure drop and distance from the wellbore.

Sandstones can be sensitive to acid depending on temperature and mineralogy. Ions of silicon, aluminum, potassium, sodium, magnesium and calcium react with acid and can form precipitates at downhole temperatures, once their solubility product is exceeded. If these precipitates occur in the near wellbore area, they can damage the formation. Sensitivity depends on the overall reactivity of the formation minerals with the acid. Reactivity depends on the structure of the rock and the distribution of minerals within the rock, i.e., the probability of the acid reaching the soluble minerals.

The sensitivity of sandstone will also depend on the permeability of the formation. Lowpermeability sandstones are more sensitive than high-permeability sandstones for a given mineralogy. Acid formulations should be optimized on the basis of a detailed formation evaluation (Davies et al., 1992, Nitters and Hagelaars, 1990).

Posted in: Reservoir

Saturday, April 16, 2011

Formation Completion

4/16/2011 07:45:00 AM

Victor Manik

Pengertian dan Tujuan Well Completion

Well Completion adalah pekerjaan tahap akhir atau pekerjaan penyempurnaan untuk mempersiapkan suatu sumur pemboran menjadi sumur produksi. Untuk mendapatkan hasil produksi yang optimum dan mengatasi efek negatif dari setiap lapisan produktif maka harus dilakukan pemilihan metode well completion yang tepat dan ukuran peralatan yang sesuai untuk setiap sumur. Tidak ada dua jenis well completion yang sama persis antara sumur satu dengan yang lainnya, tetapi selalu bervariasi tergantung dari faktor yang dipertimbangkan. Tujuan dari well completion adalah mengatur aliran fluida dari formasi produktif dasar sumur ke permukaan sebaik mungkin.

Jenis-Jenis Formation Completion

Metoda well completion terbagi atas tiga bagian utama, yaitu bottom hole (formation) completion, tubing completion dan wellhead completion. Bottom hole completion dapat dilakukan secara open hole completion, perforated casing completion dan liner completion.

Pada tubing completion diusahakan agar mampu mengangkat fluida yang telah berada dalam lubang sumur ke permukaan dengan semaksimal mungkin. Tubing completion berdasarkan jumlah production string yang digunakan dalam satu sumur, dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu single completion, commingle completion, dan multiple completion.

Wellhead completion dimaksudkan untuk memberikan keselamatan kerja pada waktu penggantian atau pemasangan peralatan produksi dibawah permukaan dan juga berfungsi untuk mengontrol aliran fluida dari sumur.

Dari semua jenis tipe komplesi secara umum, adapun halnya yang akan dibahas lebih terperinci hanya Bottom hole (Formation) Completion.

Sifat-Sifat Fisik Gas

4/16/2011 07:32:00 AM

Victor Manik

Gas merupakan suatu fluida yang homogen dengan densitas dan viskositas rendah serta tidak tergantung pada bentuk tempat yang ditempatinya, sehingga dapat mengisi semua ruangan yang ada. Berdasarkan jenisnya, gas dapat dibedakan menjadi dua, yaitu gas ideal dan gas nyata.

Gas ideal, adalah fluida dimana :

· Mempunyai molekul yang dapat diabaikan bila dibandingkan dengan volume fluida keseluruhan.

· Tidak mempunyai tenaga tarik-menarik maupun tolak-menolak antar molekul-molekulnya, atau antara molekul-molekul dengan dinding wadahnya.

· Tumbukan antar molekul-molekulnya bersifat lenting sempurna, sehingga tidak terjadi kehilangan tenaga akibat tumbukan tersebut.

Sunday, April 10, 2011

Well Logging

4/10/2011 09:42:00 PM

Victor Manik

1 comment

Well Logging merupakan pekerjaan penilaian formasi pada saat pemboran (LWD), sebelum di casing (Open Hole) ataupun setelah dicasing (Case Hole) dengan cara menurunkan serangkain alat pendeteksi sifat – sifat fisik batuan melalui wireline ataupun batang bor (drill string) ke kedalaman yang akan diinvestigasi. Diameter peralatan logging convensional umumnya 3 ^5/8’’, dengan panjang tool logging 20 – 50 ft. Peralatan ini di turunkan kedasar lubang bor dengan menggunakan wireline cable yang dilengkapi 7 conduktor (2 konduktor untuk mengirim arus dari permukaan ke logging tool di bawah permukaan, dan 5 konduktor mentransmisi data dari peralatan logging bawah permukaan ke ruang kontrol) (lihat gambar 3.46). Tetapi untuk Logging While Drilling (LWD) peralatan dirangkai pada rangkaian pemboran yang dilengkapi dengan peralatan logging, memori, dan batrai dalam melakukan penilaian formasi saat pemboran. Beberapa log yang dihasilkan dari pengukuran formasi berdasarkan fungsinya, yaitu :

selanjutnya download disini...

Penilaian Formasi Setelah Pemboran (Produksi)

4/10/2011 08:17:00 PM

Victor Manik

Penilaian formasi juga dilakukan setelah proses pemboran dan komplesi selesai serta pada saat produksi. Hal ini dilakukan bertujuan untuk mendapatkan data yang lebih komplit tentang reservoir. Kegiatan penilaian formasi yang dilakukan setelah proses pemboran dan komplesi atau pada saat produksi terdiri dari well testing, PVT analysis, dan Production Test.

Well Testing

Tujuan utama dari uji sumur yaitu untuk mengukur kemampuan formasi dalam memproduksikan fluida yang dikandungnya atau dengan kata lain mengukur produktivitas formasi. Prinsip dasar pengukuran adalah membuat perbedaan tekanan antara formasi dengan lubang bor. Perencanaan, pengoperasian dan analisa hasil uji sumur yang tepat akan membantu melengkapi data tentang permeabilitas, derajat kerusakan sumur, tekanan reservoar, kemungkinan batas–batas reservoar dan heterogenitas formasi.

Metode well testing dapat dibagi menjadi 5 macam, yaitu :

Tuesday, April 5, 2011

Faktor-Faktor Yang Mempengaruhi Perencanaan Komplesi Sumur

4/05/2011 10:59:00 PM

Victor Manik

Tiap-tiap jenis komplesi sumur mempunyai fungsi yang berbeda-beda sehingga faktor-faktor yang mempengaruhi pemilihan jenis komplesi sumur juga berbeda.

1. Kekompakan Batuan

Kekompakan batuan merupakan salah satu dasar pemilihan jenis formation completion sehubungan dengan pencegahan keguguran formasi dan terproduksinya pasir. Adapun analisa kondisi formasi dan parameter peralatan yang digunakan untuk perhitungan dalam pemilihan metode penyelesaian sumur meliputi : kestabilan formasi, butir pasir dan ukuran celah (lubang screen liner). Untuk analisa kestabilan formasi dan analisa butiran pasir diperlukan data logging dan coring dari lapisan produktif yang akan diproduksikan, sedangkan ukuran lubang screen liner dipilih berdasarkan besarnya fluida reservoir yang diinginkan untuk mengalir ke dalam sumur.

Kekompakan batuan dapat diperkirakan dari faktor sementasi yang diberikan dari persamaan Archie, yaitu :