Bab 29. Test Uji Kandungan Lapisan

7/30/2019 Bab 29. Test Uji Kandungan Lapisan

1/10

PEDOMAN

FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1

JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

BERLAKU TMTHALAMAN

::

28 Juni 20041 dari 10 (BAB XXIX)

BAB XXIX

TEST UJI KANDUNGAN LAPISAN

29.1 Maksud/Tujuan

1. Test Uji Kandungan Lapisan (UKL)

merupakan jenis analisa bawah permukaan

yang menggunakan beberapa rangkaian

peralatan sehingga terjadi aliran dari formasi

ke lubang bor dalam waktu yang sangat

singkat. Test yang berlangsung dalam waktu

yang sangat singkat dapat memberikan

informasi yang pasti mengenai ukuran

reservoir, tekanan dan fluidanya.

2. Tujuan utama dari pelaksanaan test ini

adalah menentukan jenis fluida yang

terdapat di formasi tersebut dan laju alir

fluida yang dapat diproduksikan.

29.2 Umum/Definisi

1. Setelah menembus zona produksi adalah

sangat penting untuk mengetahui jenis fluida

yang akan diproduksi, gas atau minyak (atau

air) dan rate yang akan diperoleh. Pada

formasi yang cukup kuat maka diperlukan

peralatan bawah permukaan khusus pada

drillpipe sehinga memungkinkan melakukan

uji aliran selama beberapa jam. Jika

batuannya cukup lemah, maka diperlukan

untuk menurunkan casing dan diperporasi

tepat pada formasi yang akan dievaluasi dan

sumur dapat diproduksikan. Untuk beberapa

hal pada saat yang bersamaan, tekanan

bawah permukaan dapat direkam, maka hal

ini disebut dengan test transient.

2. Peralatan UKL umumnya terdiri dari packer

dan rangkaian valve dan diletakkan pada

bagian bawah pipa pemboran yang

CHAPTER XXIX

DRILL-STEAM TEST

29.1 Objectives/Purposes

1. Drill-steam Test (DST) is specialized type of

subsurface analysis that implies several

pieces of equipment to allow a well to flow

for a short period. The short-term test

gathers definitive information regarding

reservoir size, pressure, and fluid.

2. The principles objectives of the test are

determine the types of fluid present in

particular formation and the rate at which

these fluid can be produced.

29.2 General/Definition

1. After a well has penetrated the production

formation it is important to fine out if it will

produce gas or oil (or water) and at what

rate. In consolidated formations it is possible

to run a special tool downhole on the drillpipe

allowed to produce for only few hours. If the

rocks are soft, it is necessary to run casing

and perforate opposite the formation to be

evaluated and the well can be produced. For

several things at the same time, the

bottomhole pressures are able to record, it is

called a transient test.

2. DST equipment consists essentially of a

packer and valve arrangement placed on the


2/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


sedemikian rupa sehingga dapat mengisolasi

formasi yang akan ditest.

3. Dengan demikian packer dan rangkaian

valve menyebabkan terjadinya aliran

langsung dari formasi yang akan ditest ke

dalam pipa selama waktu yang diinginkan.

Penambahan peralatan dapat dilakukan pada

peralatan UKL seperti pengukur tekanan,

thermometer serta tambahan paker dan

valve untuk meningkatkan efisiensi

pengujian.

4. UKL dapat dilakukan pada lubang terbuka

atau lubang telah ada casing. Contoh

peralatan UKL seperti terlihat pada Gambar

29.1, contoh standdle-packer test seperti

pada gambar 29.2.

29.3 Prosedur Standar

1. Rangkaian peralatan diletakkan pada bagian

bawah drill pipe dan kemudian dimasukkan

ke lubang bor. Gambar 29.3 memperlihatkan

diagram lintasan fluida untuk semua fasa

yang diuji. Dalam program diperbolehkan

fluida formasi masuk kedalam drill pipe,

hidrostatik head air bantalan didalam drill

pipe harus lebih kecil dari tekanan formasi

yang diuji.

2. Untuk suatu alasan tertentu mungkin akan

diturunkan pada keadaan sumur sama sekali

kering atau dengan sejumlah air bantalan,

salah satunya air, lumpur atau gas

bertekanan, memungkinkan untuk

digunakan menurunkan perbedaan tekanan

yang ekstrim yang mana sebaliknya

kekuatan dihemat ketika pembukaan

pertama dari peralatan. Untuk formasi yangkompak perbedaan tekanan yang besar

bottom of drill pipe in such a position that all

other formations can be isolated from the

formation to be tested.

3. By means of the packers and valve

arrangement, the fluids from the formation

being tested are directed to inside of the drill

pipe for the desired length of time. Additional

features of DST equipment able to run

include of recording pressure gauge, maxi-

mum indicating thermometers, and

additional packers and valves to increase

testing efficiency.

4. DST can be made either in open hole or in

casing. Typical DST assembly is show in Fig.

29.1 Typical standee-packer test is show in

Fig. 29.2.

29.3 Standard Procedure

1. The equipment is assembled on the lower

end of the drill pipe and lowered into the

borehole. Figure 29.3 shows the fluid

passage diagram for all phases of the test. It

is permit flow of the formation fluids into the

drill pipe in the program, the hydrostatic

head of cushion fluid within the drill pipe

must be less than the pressure in the

formation being tested.

2. For this reason the drill pipe may be run

completely dry or with amount of cushion

fluid, such as water, mud, or gas pressure,

may be used to reduce extreme pressure

differentials which might otherwise be

encountered when the tool is fish opened. In

consolidated formations a large pressure

differential may cause the formation toslough with consequent possible sticking of


3/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


dapat menyebabkan formasi mudah runtuh

dengan konsekuensi kemungkinan

terjepitnya peralatan. Air bantalan juga

dibutuhkan untuk melindungi drill pipe dari

collapse.

3. Ketika lapisan yang akan diuji telah

terjangkau, packer dikembangkan pada sisi

dinding sumur. Ketetapan khusus akan

diberikan untuk pemilihan penempatan

suatu packer. Packer dipasang dengan

statisfactory seal untuk formasi yang keras

(tidak terkikis) pada formasi lunak dipakai

packer agar statisfactory seal mudah

menghindari kikisan.

4. Untuk lubang terbuka, electric log, caliper

log dan core sangat membantu ketika

memilih penempatan packer. Formasi Shale

biasanya sangat kurang baik dalam

memberikan penyekatan packer, dan untuk

memproduksi formasi menjadi beban berat

dengan adanya shale, untuk itu penempatan

packer harus beberapa feet diatas formasi

yang diuji.

5. Setelah packer ditempatkan, katup bagian

bawah peralatan dibuka dengan begitu

flluida formasi akan masuk kedalam

peralatan UKL. Jika pada original shut-information pressure yang diinginkan, cakram

akan ditempatkan pada drill pipe satu atau

dua joint berada diatas katup uji. Sejak di

sana tidak ada air bantalan cangram ganda

dan katup uji, ketika katup uji dibuka,

sejumlah fluida akan bergerak naik keatas

dibawah cakram untuk mengurangi kolom

tekanan lumpur dibawah packer dan terlihat

tekanan formasi yang sesungguhnya.

Volume kolom udara yang sedikit/pendek

dapat menghambat banyaknya fluida

the tools. Cushion fluids may also be

necessary to protect the drill pipe from

collapse.

3. When the zone to be tested is reached, the

packer is expanded at the sides of the wall.

Special consideration should be given to the

selection of a packer seat. The packer

installed with a satisfactory seal in a hard

formation (not erode); in soft formation, use

packer in order to facilitate alluvium by

satisfactory seal.

4. In openhole, electric log, caliper log and core

is very helpful when selecting a packer seat.

Shale formation usually provides a very poor

packer-seating formation, and since many

producing formation are overlaid by shale, it

may be necessary to seat the packer in the

upper few feet of the formation being

tested.

5. After the packer has been set, the lower

valve on the tool is opened so that the

formation fluids can enter the DSTs tool. If

an original shut-in formation pressure is

desired, a disk can be placed in the drill pipe

one or two joints above the tester valve.Since there is no cushion fluid between the

dish and the tester valve, when the tester

valve is opened, enough fluid can move up

below the disk to relieve the mud column

pressure below the packer and show a true

formation pressure. The slight volume of the

air chamber should be blocked the volume

of the produced formation fluids.

6. The disk in the drill pipe is ruptured, usually

by dropping a bar, and formation fluids are


4/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


formasi yang diproduksikan.

6. Cakram didalam drill pipe terputus, biasanya

dengan menurunkan suatu bar (batang),

fluida formasi akan bebas keluar ke

permukaan melalui drill pipe. Periode uji ini

biasanya disebut sebagai periode aliran.

Lama test akan bervariasi beberapa menit

sampai beberapa jam.

7. UKL tidak akan diturunkan tanpa

menggunakan lebih dari dua pressure

recorder, untuk penggunaan dua recorder

hanya satu metode untuk ketepatan analisa

dari kelakuan peralatan. Satu recorder akan

dipasang dibawah packer. Fluida tidak akan

mengalir melewati recorder ini selama uji

dengan demikian, tekanan dicatat langsung

dari annulus. Recorder kedua terletak pada

flow stream yang berada diatas packer,

tetapi dibawah bottom hole choke.

8. Dalam hal menganalisa chart UKL secara

tepat harus menggunakan dua data rekaman

dengan tujuan melihat gambarnya,

sedemikian rupa salah satunya adalah untuk

mendeteksi penyumbatan dari katup-katup

alir, penyumbatan formasi, dan sebagainya.

Untuk mengontrol laju alir fluida yang masuk

ke tester, dua buah choke digunakan, satu dipermukaan dan satu lagi di bagian ujung

peralatan uji. Pada akhir periode aliran katup

uji ditutup dan diperoleh final shut-in

pressure. Tekanan pada bagian dalam dan

bagian luar alat disamakan dengan jalan

mengatur proper ports dalam katup uji.

Packer dilepas dan pengisian drill pipe

disirkulasikan kembali ke permukaan.

9. Pengukuran yang tepat terhadap semua

fluida produksi harus di lakukan, sebab ini

merupakan salah satu dari faktor-faktor

free to move out through the drill pipe. This

period of the test is usually known as the

flow period. It will vary in length from only a

few minutes to several hours.

7. Drill-stem test shouldnt be run without

utilizing at least two pressure recorders, for

the application of two recorders is only one

method for accurate of analysis of the tools

behavior. One of the recorders placed below

the packer. The fluid will not flow through

this recorder during the test, therefore, it

record the pressure directly from the annu-

lus. The second recorder placed in the flow

stream above the packer but below the

bottom-hole choke.

8. In order to analyze a drill-stem test chart

correctly, it must use the two recorders data

in order to see the figure, so that the one

may detect plugged chokes, plugged

perforations, etc. In order control the rate of

entry of fluids into the tester, two chokes

are used, one at the surface and one on the

lower end of the test tool. At the end of the

flow period the testing valve is closed and a

final shut-in pressure is obtained. The

pressure between the in side and outside of

the tool is than equalized by aligning theproper ports in the testing valve. The packer

is then unseated and the contents of the

drill pipe are reverse-circulated to the

surface.

9. An accurate measurement of all the

produced fluids should be made, because

this is one of the principal factors in

determining the producing characteristics of

a formation, the subsurface pressure record

is the other major factor in interpretation of

drill stem test results. A complete


5/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


utama penentuan karakteristik produksi dari

formasi, rekaman tekanan bawah permukaan

merupakan faktor utama dalam interpretasi

hasil dari UKL. Kelengkapan interpretasi dari

rekaman tekanan (pressure records)

termasuk dalam batasan buku ini

bagaimanapun, suatu tipe rekaman, terlihat

pada gambar 29.4 akan diinterpretasikan

metoda ilustrasi:

9.1 Pada titik 5, tekanan

adalah nol dan peralatan uji

dipermukaan siap untuk dimasukkan

kedalam lubang. Pada titik A, peralatan

telah berada didalam lubang dan

sekanang pada kedalaman uji yang

dituju.

9.2 Kenaikan tekanan

dari S ke A memperlihatkan suatu

kenaikan hydrostatic head dari kolom

lumpur. Titik A-B saat set packer, pada

titik B, katup uji dibuka dan tekanan

dikurangi untuk tekanan formasi awal

(initial formation pressure).

9.3 Tekanan terus naik

sampai dititik C, yang mana merupakan

maksimum tekanan penutupan awal

(initial closed-in pressure). Pada titik C,

bagian cakram terputus, mengijinkan

formasi untuk berproduksi kedalam drill

pipe, yang mana tetap pada suatu

tekanan rendah.

9.4 Penurunan tekanan

ke minimum pada D hampir dengan

segera, dan kemudian jarak dari titik D

ke titik E merupakan pedode aliran.

9.5 Pada titik E, katup ujidibuka untuk memperoleh tekanan

interpretation of the pressure records is

beyond the scope of this book; however, a

typical record, show in Fig. 29.4 will be

interpreted to illustrate the method:

9.1 At point 5, the pressure is zero and the

test tool is at the surface ready for

lowering in the hole. At point A, the tool

has been lowered into the hole and is

now at the desired test depth.

9.2 Increasing pressures from S to A show

the increasing hydrostatic head of the

mud column. Point A-B while set packer,

at point B, the tester valve is opened

and the pressure is reduced to the initial

formation pressure.

9.3 The pressures continuous to increase to

point C, which is the maximum initial

closed-in pressure. At point C, the disk

sub is ruptured, allowing the formation

to produce into the drill pipe, which is at

a still lower pressure.

9.4 The pressure drops to a minimum at D

almost immediately, and then the

distance from point D to point E

constitutes the flow period.

9.5 At point E, the tester valve is closed for

obtaining the final closed in pressure,

which is shown as point F. The line E-F is

known as the pressure build-up curve.

At point F, the main tester valve is

closed and the bypass valve opened,

allowing hydrostatic mud pressureinside the tool.


6/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


penutupan akhir, yang mana terlihat

pada titik F. Garis E-F diketahui sebagai

kurva pressure build-up. Pada titik F,

katup uji utama dibuka dan katup bypass

dibuka, mengizinkan tekanan hidrostatik

lumpur masuk kedalam peralatan.

9.6 Setelah bebaskan

packer, peralatan UKL dicabut dari

lubang bor, ini ditunjukkan dengan garis

F-G terlihat dengan pasti penurunan

tekanan hidrostatik sampai permukaan

pada titik G.

10. Tidak terambilnya minyak atau gas selama

UKL tidak otomatis membuktikan bahwa

zona tersebut tidak produktif. Karena bisa

saja dikarenakan perforasi tersumbat,

permeabiltas rendah, keadaan ini ditandai

oleh perbedaan analisa pada hasil dua

rekaman memory gauge sehingga untuk

formasi yang demikian dapat dilakukan

stimulasi untuk menghilangkan hambatan di

reservoirnya.

11. Ketinggian lumpur dianulus harus dijaga

setiap waktu. Jika ketinggian lumpur didalam

anulus terus menerus turun, maka packer

kemungkinan bocor atau ada bekas

pelubangan yang telah disumbat pada zona

hilang sirkulasi diatas penempatan packer,

atau ada kebocoran didalam drill pipe.

12. Dan dari pengalaman, tekanan dan laju alir

fluida produksi selama UKL ini dapat

dikembangkan untuk melakukan estimasi

permeabilitas, pembatasan permeabilitas,

dan sangat berguna untuk informasi yang

lain bagireservoir engineering.

-------oOo-------

9.6 After the packer is released, the tool is

pulling out from the borehole, as is

indicated by line F-G showing steadily

decreasing hydrostatic pressure until

surface at point G.

10. Absence of produced oil or gas during a drill

steam test does not automatically proving

that the zone will be nonproductive. The

perforated pipe may have become plugged,

low permeability, it may sin by the difference

of analysis in the two pressure recorders, so

that stimulation can be run in the formation

in order to release the plug in the reservoir.

11. The annulus mud level should be watched

carefully at all times. If the mud level in the

annulus continues to drop, the packer may

have leak or there are the tracks of the

plugged hole in the lost circulation zone

above the packer seat, or there is a hole in

the drill pipe.

12. From the pressure history and fluid-

production rates during a DST, methods have

been developed for estimating permeability,

permeability restrictions, and other useful

reservoir-engineering information.

-------oOo-------


7/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


Figure 29.1Typical DST AssemblyTipe Rangkaian DST

Figure 29.2Typical Straddle Packer TestTipe Uji Straddle Packer


8/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


Figure 29.3Fluid Passage Diagram for All Phases of TestDiagram Lintasan Fluida untuk Semua Fasa

dari Hasil U i


9/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


Figure 29.4Drill Stem Test Pressure Record

Rekaman Data Tekanan DST


10/10

PEDOMAN


DIREKTORAT HULU

NOMOR

REVISI KE

:

:

Kpts-111/D00000/2004-SO

1


BERLAKU TMTHALAMAN

::


Documents

Bab 29. Test Uji Kandungan Lapisan