DETAIL KOLEKSI

Trajectory design limit on lateral section X horizontal well


Oleh : Mediatrix Sheisha Michelline

Info Katalog

Nomor Panggil : 937/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Abdul Hamid

Pembimbing 2 : Ziad

Subyek : Types of horizontal well - Resarch;Drilling procedure - Extended reach drilling

Kata Kunci : horizontal well, lateral section, shallow horizontal well, premium screen l

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2018_TA_TM_071001400096_Halaman-Judul.pdf 19
2. 2018_TA_TM_071001400096_BAB-1.pdf 3
3. 2018_TA_TM_071001400096_BAB-2.pdf
4. 2018_TA_TM_071001400096_BAB-4.pdf
5. 2018_TA_TM_071001400096_BAB-3.pdf
6. 2018_TA_TM_071001400096_BAB-5.pdf
7. 2018_TA_TM_071001400096_DAFTAR-PUSTAKA.pdf 2
8. 2018_TA_TM_071001400096_LAMPIRAN.pdf

P Perkembangan sumur horizontal di lapangan steamflood terbesar di duniaini sudah berada pada titik dimana dapat di bor sumur horizontal dengan profileshallow horizontal well dengan kick off point 57ft dengan nilai dog leg yangtinggi (21-23 degree/100ft) dengan perbandingan antara MD/TVD mencapai lebihdari 4.2. Denfan lapisan unconsolidated dengan permeabilitas tinggi (2 darcy),jenis komplesi yang biasa di terapkan pada lapangan ini adalah denganmenggunakan premium screen line. Pada proses pengeboran serta komplesi inilahproses menghantarkan premium screen liner dinilai krusial terlebih lagi untukmenghantarkan PSL hingga TD untuk meng-cover semua zona produksi. Padaproses penghantaran PSL, kehilangan berat pada string menjadi salah satutantangan yang harus di hadapi karena TVD yang rendah dan lateral section yanglebih panjang. Pada dasarnya berat dari string dan peralatan untuk menghantarkanPSL (wash pipe) seharusnya cukup untuk menghantarkan PSL hingga TD. Akantetapi, kondisi kekurangan berat untuk menghantarkan PSL hingga TD tetap tidakdapat dihindari. Tingginya inklinasi, gaya gesek dan wellbore geometry dianggapsebagai beberapa faktor permasalahan terutama pada open hole section. Adapunusaha seperti menambahkan berat dengan Drill collar juga mengalami hambatankarena nilai dog leg yang tinggi karena DC memiliki flexibility yang lebih rendahdan meningkatkan tendensi untuk putus di dalam lubang bor. Climbing angle padadesign “toe up” yang biasa di aplikasikan pada sumur horizontal pada minyakberat juga menjadi faktor tambahan yang menghambat string untuk mampu didorong hingga TD.Salah satu pengamatan yang dilakukan untuk mengelesaikan permasalahan ini adalah dengan menganalisa pick up weight dan available weight untukmenentukan berat string yang tersisa untuk mendorong PSL hingga TD.Perhitungan dilakukan dari landing point dengan variable climbing angle, paperini akan menganalisa panjang lateral section yang dapat di capai dengan beratstring yang tersedia untuk mengatasi friksi dan dogleg yang tinggi di lateralsection yang panjang. Hasil akhirnya menunjukkan bahwa panjang maksimumdari lateral section akan berkurang dengan pertambahan climbing angle. Untukmencapai nilai ideal lateral section 1000ft di lapangan x dengan seluruh beratstring yang digunakan maka nilai climbing angle yang disarankan adala 0.93degree. Akan tetapi pada kapasitas maksimum dari peralatan, denganmenggunakan bantuan dari top drive untuk memberikan ekstra dorongan 4klbsmaka nilai climbing angle yang dapat dicapai adalah 2.19 degree

R Rapid developments of horizontal well in the world’s largest steam floodnowadays are up to the point where a shallow horizontal well can be drilled from57ft of kick of point with 21-23 degrees of high dog leg and MD/TVD ratio’sapproaching more than 4.2. With unconsolidated and high permeability (2 darcy)sand, a typical horizontal well in X field was completed with Open hole completionwith Premium Screen Liner (PSL) . Therefore, it is important in drilling andcompletion procedure to run the PSL until Total Depth (TD) to cover the wholeformation. In running in hole PSL , the weight of the working string to push the PSLappears to be another challenge as the TVD is shallow with a longer lateralsection. Hypothetically, the loads of string and PSL assembly should’ve beenenough to deliver the PSL until TD. Nevertheless, this condition of not havingenough weight to push the liner was still unavoidable. The high inclination, highfriction and wellbore geometry were observed to be the main issue especially inopenhole section. Due to the high dogleg environment , adding more weight withheavy weight tubulars (DC) would at some point meet a certain limit because it hadless flexibility and prone to fail in the wellbore. The Climbing angle of “toe up”design in heavy oil horizontal well was also another factor which inhibited stringload’s ability to reach a longer length of lateral section.One of the approaches in facing this problem is by analyzing the pick upweight and the available weight to determine the remaining weight in string to pushthe liner to TD.Starting from Landing point with different value of climbing angle,this paper analyzes the lateral length that can be achieved with available stringweight to overcome friction and dogleg in the long lateral section . The resultsclearly shows that maximum length will decrease with the increment of climbingangle. To reach the ideal 1000ft of lateral length with a normal available string’s weight, the recommended climbing angle were 0.93 degree . However, if theavailable weight were forced to be at it’s maximum capasity. Then, to reach theideal 1000ft of lateral length , the recommended climbing angle were 2.19 degree

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?