Bab 29. Test Uji Kandungan Lapisan

  • Upload
    aistop

  • View
    216

  • Download
    0

Embed Size (px)

Citation preview

  • 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

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

    2/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20042 dari 10 (BAB XXIX)

    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

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

    3/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20043 dari 10 (BAB XXIX)

    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

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

    4/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20044 dari 10 (BAB XXIX)

    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

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

    5/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20045 dari 10 (BAB XXIX)

    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.

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

    6/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20046 dari 10 (BAB XXIX)

    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-------

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

    7/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20047 dari 10 (BAB XXIX)

    Figure 29.1Typical DST AssemblyTipe Rangkaian DST

    Figure 29.2Typical Straddle Packer TestTipe Uji Straddle Packer

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

    8/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20048 dari 10 (BAB XXIX)

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

    dari Hasil U i

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

    9/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 20049 dari 10 (BAB XXIX)

    Figure 29.4Drill Stem Test Pressure Record

    Rekaman Data Tekanan DST

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

    10/10

    PEDOMAN

    FUNGSI : JASA TEKNOLOGI PEMBORAN

    DIREKTORAT HULU

    NOMOR

    REVISI KE

    :

    :

    Kpts-111/D00000/2004-SO

    1

    JUDUL : STANDARD OPERATINGPROCEDURES OPERASIPEMBORAN

    BERLAKU TMTHALAMAN

    ::

    28 Juni 200410 dari 10 (BAB XXIX)