Analisis karakteristik reservoir pada sumur MR-1 menggunakan metode pressure build up dan penentuan deliverabilitas gas

DETAIL KOLEKSI

Analisis karakteristik reservoir pada sumur MR-1 menggunakan metode pressure build up dan penentuan deliverabilitas gas

Oleh : Muhammad Rivai Nursal

Info Katalog

Nomor Panggil : 1408/TP/2022

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2022

Pembimbing 1 : Muhammad Taufiq Fathaddin

Pembimbing 2 : Arinda Ristiawati

Subyek : Petroleum reservoirs

Kata Kunci : pressure build-up test, horner, reservoir, deliverability

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2022_TA_STP_071001700100_Halaman-Judul.pdf	12
2.	2022_TA_STP_071001700100_Lembar-Pengesahan.pdf	4
3.	2022_TA_STP_071001700100_Bab-1_Pendahuluan.pdf	3
4.	2022_TA_STP_071001700100_Bab-2_Tinjauan-Umum.pdf	45
5.	2022_TA_STP_071001700100_Bab-3_Metodologi-Penelitian.pdf	12
6.	2022_TA_STP_071001700100_Bab-4_Hasil-dan-Pembahasan.pdf	12
7.	2022_TA_STP_071001700100_Bab-5_Kesimpulan.pdf	6
8.	2022_TA_STP_071001700100_Daftar-Pustaka.pdf	1
9.	2022_TA_STP_071001700100_Lampiran.pdf	33

Abstrak
Abstract

D Di dalam reservoir akan terbentuk zona aliran yang berbeda, pada saat fluidagas mengalir dengan tekanan dasar sumur di atas tekanan dew point. Zona aliran inidapat diinterpretasikan salah satunya dengan analisis uji pressure build-up denganmenggunakan metode horner dan type curve derivative. Analisis ini dapat dilakukandengan baik pada reservoir dengan sistem homogen karena sifatnya yangsederhana. Adapun tujuan penelitian ini dilakukan untuk mencari informasikarakteristik dan parameter reservoir yang memiliki kandungan fluida gas didalamnya. Nilai parameter reservoir yang akan didapatkan yaitu seperti tekananreservoir awal (ð‘ð‘–), permeabilitas (k), faktor skin (s), Flow Efficiency (FE), batasreservoir (boundary), besar daerah pengurasan sumur, tekanan rata-rata reservoir(ð‘ð‘Ÿ) dan AOFP. Sumur eksplorasi MR-1 menembus formasi karbonat dengankandungan hidrokarbon gas. Analisis uji sumur yang dilakukan adalah analisistekanan dengan pengujian pressure build-up dan analisis deliverabilitas denganpengujian Flow After Flow. Pada analisis dengan menggunakan type curvederivative plot. Analisa horner plot juga dilakukan dengan menggunakanpendekatan pseudo pressure (m(P)) dan pendekatan squared pressure (P2). Hasilanalisis yang diperoleh menunjukan reservoir dengan model homogeneous sertamodel boundary rectangle, dengan perolehan nilai permeabilitas sebesar 2,61 md,skin -1,33, tekanan awal 2802 psia, tekanan rata-rata reservoir denganmenggunakan metode Ramey-cobb sebesar 2814 psia, MBH 2822 psia, modifiedMuskat 2804 psia, dan Arp-smith 2804,6 psia dan AOFP sebesar 23781 MSCF/D.

I Inside the reservoir, different flow zones will be formed, when the gas fluidflows with the bottom well pressure above the dew point pressure. One of these flowzones can be interpreted by analyzing the pressure increase test using the Hornermethod and the derivative of the curve type. This analysis can be carried out wellon reservoirs with homogeneous systems because of its simple nature. The purposeof this study was to find information on the characteristics and parameters of areservoir containing gas fluid in it. The reservoir parameter values to be obtainedare initial reservoir pressure (Pi), permeability (k), skin factor (s), Flow Efficiency(FE), reservoir boundary (boundary), well drain area, reservoir average pressure.(Pr) and AOFP. The MR-1 exploration well penetrates a carbonate formation withgas potential. Well test analysis carried out is a pressure analysis by testing theincrease in pressure and deliverability analysis by testing Flow After Flow. In theanalysis using a curve type derivative plot. Horner plot analysis was also carriedout using the pseudo pressure (m(P)) and squared pressure (P2) approaches. Theresults of the analysis obtained are a reservoir with a homogeneous model and aboundary rectangle model, with the acquisition of a permeability value of 2.61 md,skin -1.33, initial pressure of 2802 psia, the average reservoir pressure using theRamey-Cobb method of 2814 psia, MBH 2822 psia, Modified Muscat 2804 psia,and Arp-smith 2804.6 psia and an AOFP of 23817 MSCF/D.