PETROHOUSE_ Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan

6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan

http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 1/17

Do what you love, love what you do

PETROHOUSE

Sabtu, 05 Oktober 2013

Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan

Bab I

PENDAHULUAN

Tujuan utama dari suatu pengujian sumur hydrocarbon, atau yang telah dikenal luas dengan sebutan “Well Testing” adalah untuk

menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan memadai,

kemuadian hasilnya dianalisa secara tepat, maka akan banyak sekali informasi-informasi yang sangat berharga akan didapatkan

seperti :

· Permeabilitas efektif

· Kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling lubang bor yang diuji

· Tekanan reservoir

· Bentuk radius pengurasan

· Keheterogenan suatu lapisan

Sebenarnya prinsip dasar pengujian ini sangat sederhana yaitu kita memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap

sumur yang diuji. Ini dilakukan baik dengan memproduksi dengan laju alir yang konstan (drawdown) atau penutupan sumur

(buildup). Dengan adanya gangguan ini imuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan keseluruhan reservoir dan ini

diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot

dengan suatu fungsi waktu, maka akan dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik formasi yang

telah disebutkan diatas.

Sebagai titik tolak, akan dibahas persamaan-persamaan dasar yang menerapkan aliran fluida dimedia berpori yang akan

menjadi basis transien tekanan. Selanjutnya akan dibahas cara-cara pengujian dan analisanya seperti pressure build up, pressure

drawdown, type curve matching dan lain sebagainya.

Bab II

ANALISA PRESSURE BUILD UP TESTING

2.1. Tujuan Percobaan

Bedasarkan data-data tekanan yang didapat dari hasil analisa pressure build up tersebut, maka akan tentukan :

a. Permeabilitas formasi (k)

b. Adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin)

c. Menentukan produktivitas formasi (PI)

d. Menentukan tekanan statis (P*) dan tekanan rata-rata (Paveg) reservoir

2.2. Dasar Teori

Pressure buidup testing adalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang.

Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksikan sumur selama suatu selang waktu tertentu

dengan laju aliran yang tetap, kemudia menutup sumur tersebut (biasanya dengan menutup kepala sumur dipermukaan).

Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebgai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah

tekanan dasar sumur).

Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas formasi, daerah pengurasan saat itu, adanya

karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, batas reservoir bahkan keheterogean suatu formasi.

Dasar analisa pressure ini diajukan oleh horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu.

Pada dasarnya sumur diproduksikan dengan laju tetap (Q) selama waktu (t). Kemudian sumur ditutup selama waktu (∆t).

Kemudian persamaan diatas disusun menjadi :

Atau :

Persamaan diatas memeperlihatkan bahwa Pws shut-in BHP yang dicatat selama penutupan sumur apabila diplot terhadap

log (tp+∆t)/∆t merupakan garis lurus dengan kemiringan :

Jelas bahwa permeabilitas (k) dapat ditentukan dari slope (m) sedangkan apabila garis ini diekstrapolasi keharga “horner

time” sama dengan 1 (ekivalen dengan penutupan sumur yang tak terhingga lamanya), maka tekanan pada saat ini teoritis sama

dengan tekanan awal reservoir tersebut.

Setelah mendapatkan nilai slopenya maka kita akan menentukan factor skin dengan persamaan sebagai berikut :

▼ 2013 (3)

▼ Oktober (3)

Foto Petro Jil id 2

Laporan Praktikum Well Test STT MigasBalikpapan

Test Posting

Arsip Blog

pujono akin

1 lingkaran 6

Lihat profil lengkapku

Mengenai Saya

1 Lainnya Blog Berikut» [email protected]

http://petrohouse.blogspot.com/search?updated-min=2013-01-01T00:00:00-08:00&updated-max=2014-01-01T00:00:00-08:00&max-results=3

https://plus.google.com/117074770398202789307

http://petrohouse.blogspot.com/

https://www.blogger.com/next-blog?navBar=true&blogID=3408131830575414766

http://www.blogger.com/

http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/blog-post_5.html



http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/test-posting.html

http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html

http://petrohouse.blogspot.com/2013_10_01_archive.html



Untuk menentukan produktivitas formasi (PI), gunakan persamaan sebagai berikut :

Untuk mentukan nilai flow effisiensi (FE) maka gunakan persamaan :

Mentukan besarnya radius of invertigasi (ri), maka gunakan prsamaan sebagai berikut :

Untuk reservoir bersifat infinite acting, tekanan reservoir rata-rata ini adalah P*=Pi=Pave yang dapat diperkirakan dengan

mengekstrapolasikan segmen garis lurus pada hornr plot sampai ke harga (tp+∆t)/∆t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas

hal diatas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa pengaruh dari batas reservoir, maka tekanan pada umumnya akan jatuh

berada dibawah garis lurus horner.

2.3. Alat dan Bahan

a. Kertas semi log

b. Kertas log log

2.4. Prosedur Kerja

a. Berdasarkan data-data PBU test tabulasi yang menghubungkan harga Pws terhadap horner time (tp+∆t)/∆t

b. Plot harga-harga Pws vs (tp+∆t)/∆t pada kertas semilog

c. Buat garis ekstrapolasi berdasarkan plot harga tersebut (langkah 2) sampai (tp+∆t)/∆t = 1, maka akan didapatkan harga

tekanan statis reservoir (P*)

d. Tentukan harga slope (m) pada bagian garis yang lurus grafik tersebut

e. Tentukan besarnya permeabilitas (k)

f. Tentukan besarnya harga P1jam yang diambil pada bagian garis ekstrapolasi

g. Tentukan skin factor, dan berdasarkan harga skin tersebut tentukan apa yang terjadi pada formasi produktif yang diamati

h. Tentukan produktivitas formasi (PI)

i. Tentukan flow effisiensi (FE)

j. Tentukan besarnya radius of investigasi (ri)

2.5. Hasil Pengamatan

Data-data reservoir sumur migas “X” sebagai berikut :

Laju produksi (Qo) : 200 STB/D

Tekanan alir dasar sumur (Pwf) : 3538,627 psi

Jari-jari sumur : 5,5 in

Porositas : 0,25

Ketebalan formasi produktif : 45,93 ft

Viskositas minyak : 1,35 cp

Kompresibilitas total (ct) : 3,45 x 10-4 psi-1

Factor volume formasi minyak (Bo) : 1,25 RB/STB

Reservoir shape : 150000 ft2

Sumur diproduksi selama 26 hari

Table 2.1 Data Tekanan dan Waktu Test PBU

No ∆t, jam Tekanan (Pws,Psi) ∆P, psia (tp+∆t)/∆t

1 0 2538,627 - -

2 0,01 3547,811 9,184 62401

3 0,0186 3555,881 17,254 33549,387

4 0,0291 3564,654 26,027 21444,299

5 0,0469 3581,853 43,226 13305,904

6 0,082 3607,355 68,728 7610,756

7 0,1357 3645,29 106,663 4599,379

8 0,1937 3681,137 142,51 3222,477

9 0,2764 3724,555 185,928 2258,598

10 0,361 3761,139 222,512 1729,532

11 0,4731 3799,697 261,07 1319,96

12 0,5974 3833,473 294,846 1045,526

13 0,78 3869,224 330,597 801

14 1,1132 3908,672 370,045 561,546

15 1,4535 3930,481 391,854 430,309

16 1,7886 3942,82 404,193 349,876

17 2,5525 3957,012 418,385 245,466

18 3,3328 3963,693 425,066 188,23

19 4,8993 3970,802 432,175 128,365

20 7,8719 3977,73 439,103 80,269

21 10,2784 3981,07 442,443 61,71

22 15,5641 3985,566 446,939 41,092

23 20,9334 3988,282 449,655 30,809



24 28,1549 3990,609 451,982 23,163

25 48 3993,833 455,206 14

26 1 3865 326,373 625

2.6. Perhitungan

a. Menghiutng nilai ∆P :

Gunakan persamaan diatas untuk mencari nilai ∆P yang seterusnya di table 2.1

b. Menghitung nilai (tp+∆t)/∆t :

Gunakan persamaan yang sama untuk mencari nilai (tp+∆t)/∆t yang lainnya.

c. Mencari nilai permeabilitas (k)

Dari grafik Pws vs Horner Time (tp+∆t)/∆t didapatkan nilai slope (m) adalah 30. Maka nilai permeabilitas adalah :

d. Nilai P @ 1 jam didapa dari grafik sebesar 3915 psi

e. Nilai factor skin (s)

6.68

f. ∆Pskin = 0,87 .S .( m )

= 0,87 . 6.68 . 25

= 145.29 psi

g.

= 0,578 BPD/psi

h.

= 0,4070228 BPD/psi

i.

= 0,3481939

j.

= 4145,5989 ft

2.7. Pembahasan

2.8. Kesimpulan

Bab III

ANALISA PRESSURE DRAWDOWN TESTING

3.1. Tujuan percobaan

Berdasarkan data-data tekanan yang didapatkan dari hasil analisa pressure drawdown tersebut, maka akan ditentukan :

a. Permeabilitas formasi

b. Faktor skin (s)

c. Volume pori-pori yang berisi fluida (Vp)

3.2. Dasar Teori

Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan memepertahankan

laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan

hendaknya seragam diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar tercapai keseragaman tekanan

direservoirnya.

Mengingat hal tersebut diatas, waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure drawdown test adalah pad saat-saat



pertama suatu sumur berproduksi. Namun tentu saja dasarnya, pengujian ini dapat dilakukan pada :

1. Sumur baru

2. Sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir

3. Sumur-sumur produktif yang apabila dilakukan buidup test, si empunya sumur akn sangat rugi.

Apabila didesain secara memadai, perolehan dari pegujian ini mncakup banyak informasi yang berharga

sepertipermeabilitas formasi, factor skin dan volume pori-pori yang berisi fluida.

Apabila suatu sumur diproduksikan dengan laju alir yang tetap, tiga rejim aliran akan terjadi yaitu : periode transient,

periode late transient, dan PSS (preudo steady state).

3.2.1. Analisa Pressure Drawdown pada Periode Transient

Apabila suatu sumur diproduksikan dengan laju aliran tetap dan ekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan tekanan

pada lubang bor (rD=1) yang dinyatakan didalam variable-variable yang tidak berdimensi adalah :

Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage menghilang :

Dari persamaan diatas terlihat bahwa plot antara Pwf vs Log (t) merupakan garus lurus dengan kemiringan :

Dala dunia perminyakan orang biasanya memilih waktu t = 1 jam dan mencatat Pwf pada saat itu sebagai P 1 hr. dengan

menggunakan konsep ini kita dapat menentukan “S” dengan menggunakan persamaan berikut :

Ada dua grafik yang selalu harus dilakukan didalam menganalisa PDD pada periode infinite acting ini, yaitu :

1. Log-log Plot untuk menentukan wellbore storage

Grafik ini, log (Pi-Pwf) vs log (t) digunakan untuk menentukan kapan saat berakhirnya efek dari wellbore storage.

Kemudian saat mencapai garis lurus semi log dapat diperkirakan dengan :

Dari log-log ini pun dapat diperkirakan besarnya cs (bbl/psi) yaitu dengan menggunakan persamaan :

Dimana delta t dan delta P adalah harga yang dibaca dari suatu titik garis lurus unit slope tersebut.

2. Semilog Plot untuk menentukan karakteristik formasi

Grafik ini adalah semi log antara Pwf vs log (t). dengan membaca kemiringan (m) maka permeabilitas formasi dapat

ditentukan dari persamaan :

M akan bernilai negative sehingga menghasilkan permeabilitas yang positif kemudian factor skin dapat dihitung.

3.2.2. Analisa PDD pada periode late transient

Jika garis lurus telah didapatkan dari grafik maka permeabilitas dapat dihitung dengan persamaan :

“b” adalah titik potong terrhadap sumbu tegak :

Volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (drainage volume) sumur yang diujikan kemudian dapat diperkirakan :

Tentukan slope (β) terlebih dahulu

Faktor skin dapat pula ditentukan :

Menentukan radius of investigasi :

3.2.3. Analisa PDD pada PSS (periode semi steady state)

Pengujian ini terutama untuk menentukan volume reservoir yang berhubungan dengan sumur yang diuji oleh sebab itu

disebut reservoir limit testing.

Dapat dilihat bahwa Pwf vs t merupakan garis lurus dengan kemiringan :

Kemudian dengan mengetahui kemiringan ini, drainage volume dapat ditentukan :

3.2.4. Penentuan Bentuk Reservoir Dari Data PDD Berdasarkan PSS dan Periode Transient

Pada umumnya, persamaan aliran pada periode semi steady state untuk setiap bentuk reservoir adalah :

Dengan mengkombinasikan persamaan sebelumnya dengan persamaan diatas maka diperoleh :

Dimana P int adalah :

m* dan P int didapat dari plot Pwf vs t yaitu m* adalah kemiringan dan P int didapat dengan mengekstrapolasikan garis

liniernya ke t = 0. Selanjtnya bentuk reservoir diperkirakan dari :

Nilai tDA PSS :

Tabel 3.1 Faktor Bentuk Pengurasan Suatu Sumur



3.3. Alat dan Bahan

a. Kertas Semilog

b. Kertas Log-log

c. Kertas Cartesian

3.4. Prosedur Percobaan

A. Analisa pada periode transient

a. Plot data Pwf vs log (t) pada kertas semi log

b. Tentukan saat berakhirnya periode transient yang ditandai dengan telah terjadinya deviasi dari garis lurus haril plot Pwf

vs log (t). saat ini berarti juga bahwa aliran memasuki periode transient lanjut dan semi steady state

c. Tentukan kemiringan (slope m) pada daerah aliran transient (garis lurus)

d. Tentukan besarnya permeabilitas

e. Tentukan factor skin (S)

B. Analisa pada periode transient lanjut

a. Plot data log (Pwf-P) vs harga P pada kertas semi log

b. Tentukan besarnya harga P secara coba-coba sampai memeberikan garis lurus pada plot grafik log (Pwf-P) vs t

c. Ektrapolasikan grafik pada harga P yang membrikan garis lurus tersebut sampai pada harga t = 0 sehingga didapatkan

titik potongnya (harga b)

d. Tentukan kemiringan (slope, m)

e. Tentukan permeabilitas (k)

f. Tentukan volume pori-pori sejauh daerah pengurasannya (Vp)

g. Tentukan faktor skin (s)

C. Analisa pada periode semi steady state

a. Plot antara Pwf vs t pada kertas Cartesian

b. Tentukan kemiringan (slope, m) dari grafik tersebut

c. Tentukan besarnya volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (Vp)

D. Penentuan bentuk reservoir (reservoir shape)

a. Plot antara Pwf vs t pada kertas Cartesian kemudian lakukan ekstrapolasi sampai pada t = 0 kemudian tentukan titik

potongnya (Pint)

b. Tentukan kemiringan periode semi steady state pada grafik tersebut (slope, m*)

c. Plot antara Pwf vs t pada kertas semi log kemudian tentukan kemiringan periode transient pada grafik tersebut (slope,

m)

d. Tentukan harga P 1 jam pada grafik langkah c

e. Tentukan besarnya shape factor (CA)

f. Gunakan table diezt untuk mendapatkan bentuk reservoir yang mendekati harga shape factor (CA) hasil perhitungan

pada langkah e

g. Tentukan besarnya harga (tDA) pss tersebut, tentukan bentuk reservoir yang sesuai dengan table diezt tersebut


Data-data reservoir sumur “X” sebagai berikut :

Laju Produksi (Qo) : 36 m3/D

Tekanan awal (Pi) : 4010 psi

Jari-jari sumur : 6 in

Porositas : 0,25

Ketebalan formasi produktif : 17 m


Kompresibilitas total (Ct) : 5 x 10-6 psi-1

Factor Volume Formasi Minyak : 1,05 RB/STB

Tabel 3.2 Data Tekanan dan Waktu PDD

No t, jam Tekanan (Pwf, Psi) ∆P, psia

1 0,5316

2 0,65259

3 0,7171

4 0,8216

5 0,9161

6 1,0786

7 1,2699

8 1,4951

9 1,8588

10 2,3109

11 2,9523

12 3,7716

13 5,5206



14 7,2473

15 10,9009

16 13,9262

17 18,2819

18 23,5246

19 30,5

20 42,546

21 50,789

22 70,899

23 93,155

24 120,897

25 150,876

26 175,098

27 200,897

28 250,654

3.6. Perhitungan

Dari grafik di dapatkan

a. M = 43.18507 psi

b. P* = 3640

c. P@ 1 jam = 3640

d.

= 40,13588 md

e.

f. Pwf = 3573,538 psi

g. ∆Pskin = 0,87 .S .( m )

= 0,87 . 4,699689 . 43,18507

= 176,5721 psi

h.

= 0,887531 BPD/psi

i.

= 0,524516 BPD/psi

j.

= 0,590983 ft

k.

= 721,2219 ft

3.7. Pembahasan

3.8. Kesimpulan

= 4,699689



Bab IV

TYPE CURVE MATCHING PDD

4.1. Tujuan percobaan

Pada umumnya kebanyakan type curve matching yang digunakan untuk menganalisa hasil tekanan tertujuan untuk :

a. Menentukan permeabilitas formasi (k)

b. Mengetahui kerusakan atau perbaikan formasi disekitar sumur (skin)

c. Menentukan sifat-sifat antar sumur, yaitu transmisivity (kh/µ) dan storativity (ø.Ct)

4.2. Dasar Teori

Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan seperti buidup, type curve telah menganalisa hasil test tekanan paa

suatu sumur drawdown, dan unterference test. Sampai saat ini, dikembangkan untuk berbagai macam geometri termasuk juga

sumur peretakan (fractured wells), untuk berbagai bentuk daerah pengurasan (drainage area), dan untuk semua derajat

kerusakan (damage) atau perbaikan (improvement) sumur.

Pada umumnya kebanyakan type-type digunakan untuk :

a. Menentukan permeabilitas formasi

b. Mengetahui kerusakan dan perbaikan formasi disekitar sumur

c. Menentukan titik awal dari interval waktu tengah (MTR atau middle time range) untuk suatu analisa Horner

d. Menentukan sifat-sifat antar sumur

Keuntungan dari type cara matching ini yaitu dapat digunakan untuk menginterpretasikan data test tekanan dimana dari cara

yang konvensional, data test tekanan tersebut tidak bisa diinterpretasikan, misalnya karena adanya pengaruh well storage yang

dominan pada saat awal test dilakukan.

Pada bab ini, metode type curve yang dibicarakan yaitu type curve ramey untuk test drawdown.

Grafik 4.1 Dimensionless pressures for a single well in an infinite system; wellbore storage and skin included

Type curve dari ramey diperoleh dari test tekanan drawdown dengan laju aliran yang tetatp di suatu reservoir dengan asumsi-

asumsi sebagai berikut :

a. Fluida slightly compressible

b. Aliran satu fasa

c. Reservoir homogeny

d. Tekanan seragam didalam daerah pengurasam sebelum produksi

e. Reservoir tak terbatas

f. Dipermukaan, laju alir tetap

g. Wellbore storage dan kerusakan atau stimulasi dinyatakan dengan skin factor (S)

Beberapa sifat penting dari type curve yang dihasilkan oleh Ramey yaitu :

a. Pada waktu awal test, ∆P mempunyai hubungan yang lurus dengan ∆t (∆P adalah perubahan tekanan sejak test dimulai dari

∆t adalah perubahan waktu sejak test dimulai), sehingga kurva dari hubungan antara log ∆P dan log ∆t adalah juga lurus

dengan membentuk garis yang mempunyai sudut 450. Dalam hal ini wellbore storage mempunyai harga yag tetap CS dan

dapat ditentukan dari setiap titik (∆t, ∆P) sepanjang garis lurus tersebut dengan menggunakan hubungan sebagai berikut :

Dan dimensionless wellbore storage constant CSD dihitung dengan persamaan :

b. Hilangnya pengaruh wellbore storage pepanjang titik curva log ∆P vs log ∆t mulai titik penyimpanga dari unit slope. Hal ini

biasanya terjadi pada titik sekitar 1 sampai 1,5 cycle dari titik akhir yang meninggalkan slope

Oleh kerana itu, type curve ini apat digunakan untuk menentukan berapa banyak data yang bebas dari wellbore storage dan

dapat dianalisa dengan menggunakan metoda yang konvensional seperti Horner plot pada test buildup

c. Walaupun type curve ini dikembangkan dengan menggunakan test drawdown, data dari test builduppun dapat dipakai pada

cara type curve matching ini. Dalam menggunakan type curve ini, data yang harus diplot dari test buildup yaitu (Pws~Pwf)

vs ∆t untuk ∆t < 0,1 cp

d. Type curve yang dihasilkan oleh Ramey adalah merupakan plot log-log PD vs tD yang berbeda dengan plot log-log (Pi-

Pwf) vs t. Hanya dengan menggeser titik pusat koordinasi, loh tD berbeda dari log t oleh suatu konstanta begitu pula log PD

dan log (Pi-Pwf). Hal ini diperhatikan dari defenisi tD dan PD sebagai berikut :

dan,

Dari hubungan tersebut diatas maka dapat dituliskan juga sebagai :

dan,

Plot log t vs log ∆P dari hasil dicocokan dengan bentuk yang sama dari kurva plot log tD vs log PD dengan merubah kedua

sumbuhnya sampai diperoleh kedudukan yang paling cocok. Untuk suatu match point yang kita pilih, kemudian kita dapat

menentukan harga-harga yang berhubungan dari (t, tD) dan (Pi-Pwf, PD). Kemudian dapat dihitung permeabilitas (k) dan

perkalian porositas dengan kompreseibilitas øCt sebagai berikut :

dan,



e. Type curve yang dikembangkan oleh Ramey dapat pula digunakan untuk menganalisa test tekanan pada sumur gas. Dengan

menggunakan transformasi padre persamaan aliran ke model aliran gas yaitu preudo pressure ψ(P) dan dimensionless

preudo pressure ψD, persamaan-persamaan gas untuk aliran transient yang diperoleh adalah :

dan,

4.3. Alat dan Bahan

a. Kertas log log

b. Kertas Semi log

c. Kertas Cartesian

d. Grafik type curve Ramey-Agarwal

e. Kertas kalkir

4.4. Prosedur Percobaan

a. Plot antara (Pi-Pwf) vs t untuk test drawdown pada kertas grafik log log yang mempunyai skala dengan ukuran sama

dengan type curvenya Ramey-Agarwal untuk mudahnya, plot data test tersebut pada tracing paper yang diletakkan diatas

type curve agar mempunyai ukuran skala yang sama.

b. Jika kurva yang diperoleh dari plot diatas mempunyai garis lurus dengan sudut 45 kemudian pilih tiitik t, (Pi-Pwf) sepanjang

garis lurus tersebut dan hitung wellbore storage constant (Cs) dan hitung harga dimensionless wellbore storage constan

(Csd)

c. Dengan menggunakan harga Csd diatas, pilih salah satu kurva yang paling cocok dengan data yang diplotkan pada langkah

a

d. Pilih salah satu match point maka akan didapat harga ∆t dan ∆P titik tersebut (∆tmp dan ∆Pmp) sehingga selanjutnya akan

didapatkan harga (tD)M dan (PD)M titik tersebut

e. Tentukan harga permeabilitas (k)

f. Tentukan harga storativitas (øCt)



Laju produksi (Qo) : 78,6 m3/D


Porositas : 0,2

Ketebalan formasi produktif : 58 ft

Temperature : 2100F


Kompresibilitas total (Ct) : 10 x 10-6 psi-1

Faktor volume formasi minyak (Bo) : 1,2 RB/STB

Tabel 4.1 Test Drawdown Pada Laju Produksi Konstan

No t, jam Tekanan (Pwf, Psi) ∆P (Pi-Pwf)

1 0

2 0,0132

3 0,0187

4 0,0241

5 0,0296

6 0,0351

7 0,0405

8 0,0514

9 0,0569

10 0,1113

11 0,1663

12 0,2203

13 0,2753

14 0,3303

15 0,4393

16 0,5483

17 1,0923

18 1,6423

19 2,1823

20 2,7323

21 3,2823

22 4,3723

23 5,4623

24 6,5523

25 8,7423

26 10,902



27 16,402

4.6. Perhitungan

1. ∆P = Pi – Pwf

= 3225 – 3199

= 26 psi

2. Unit slope line pada 450 :

T = 0,22

∆P = 390

3.

= 0,013942229

4.

= 1194,859234

5. Gunakan CD = 1000 pada grafik, dari grafik didapatkan data :

∆t (mp) = 1 tD = 9000

∆P (mp) = 1000 PD = 4,5

6.

= 7,148 md

7.

= 2,11 X 10-6 psi-1

4.1. Pembahasan

4.2. Kesimpulan

Bab V

TYPE CURVE MATCHING PBU


Pada umumnya kebanyakan type curve matching yang digunakan untuk menganalisa hasil tekanan tertujuan untuk :

d. Menentukan permeabilitas formasi (k)

e. Mengetahui kerusakan atau perbaikan formasi disekitar sumur (skin)

f. Menentukan sifat-sifat antar sumur, yaitu transmisivity (kh/µ) dan storativity (ø.Ct)

5.2. Dasar Teori

Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan seperti buidup, type curve telah menganalisa hasil test tekanan paa

suatu sumur drawdown, dan unterference test. Sampai saat ini, dikembangkan untuk berbagai macam geometri termasuk juga

sumur peretakan (fractured wells), untuk berbagai bentuk daerah pengurasan (drainage area), dan untuk semua derajat

kerusakan (damage) atau perbaikan (improvement) sumur.

Pada umumnya kebanyakan type-type digunakan untuk :



e. Menentukan permeabilitas formasi

f. Mengetahui kerusakan dan perbaikan formasi disekitar sumur

g. Menentukan titik awal dari interval waktu tengah (MTR atau middle time range) untuk suatu analisa Horner

h. Menentukan sifat-sifat antar sumur

Keuntungan dari type cara matching ini yaitu dapat digunakan untuk menginterpretasikan data test tekanan dimana dari cara

yang konvensional, data test tekanan tersebut tidak bisa diinterpretasikan, misalnya karena adanya pengaruh well storage yang

dominan pada saat awal test dilakukan.

Pada bab ini, metode type curve yang dibicarakan yaitu type curve Earlouger-Kersh. Type ini dapat digunakan untuk

menganalisa data tekanan yang diperoleh dari drawdown dan buid up pada sumur-sumur yang mempunyai wellbore storage dan

skin. Selain itu type curve ini disarankan untuk digunakan jika hasil testnya tidak menunjukkan garis lurus pada kertas semi log

(karena ada pengaruh wellbore storage yang dominan).

Untuk menentukan wellbore storage coefisient (Cs) gunakan persamaan :

Cs = Vw.C

Untuk sumur yang tidak mempunyai gas-liquid interface :

Untuk menghitung wellbore storage coefisient (C) dengan persamaan :

Untuk menghiutng permeabilitas (k) gunakan persamaan :

Untuk menentukan harga skin factor (s) gunakan persamaan :

Grafik 5.1 Type curve in an infinite system (Earlougher and Kersch)

5.3. Alat dan Bahan

a. Kertas Kalkir

b. Kertas log log

c. Kertas semi log

d. Kertas Cartesian

e. Type curve in an infinite system (Earlougher and Kersch)

5.4. Prosedur Pengerjaan

a. Plot antara ∆P/∆t (psi/jam) pada sumbu ordinat terhadap ∆t (jam) pada sumbu absis dikertas log-log dengan skala grid

yang harus sama dengan type curve

b. Perkiraan harga wellbore storage coefisient (Cs) dari data-data well completion sumur

c. Perkirakan harga (∆P/∆t)0,1

d. Geser tracing paper tersebut secara vertical atau horizontal sehingga data yang diplot cocok dengan salah satu type curve.

Kemudian baca harga (CSDe25) dari harga type curve yang telah cocok tadi.

e. Ambil sembarang titik pada tracing paper sebagai match point yang mempunyai koordinat (∆P/∆t)MP, kemudian harga

koordinat dari type curve yan gberhubungan dengan match point tersebut diatas.

f. Hitung wellbore storage coefisient (C)

g. Tentukan permeabilitas formasi (k) dam tentukan harga skin faktor



Laju produksi (Qo) : 28,6 m3/D


Porositas : 0,21

Ketebalan formasi produktif : 44 m

Temperature : 2100F

Kompresibilitas total (Ct) : 7,7 x 10-6 psi-1



Table 5.1 Test PBU Pada Laju Produksi Konstan Sebelum Ditutup

No t, jam Tekanan (Pwf,psi) ∆P (psia) ∆P/∆t (psi/jam)

1 0 1719,23

2 0,22 1739,23

3 0,32 1747,83

4 0,36 1751,195

5 0,41 1755,22

6 0,52 1763,83

7 0,72 1778,03

8 1,02 1794,83



9 1,45 1814,93

10 2,05 1834,23

11 3,05 1855,23

12 5,05 1871,93

13 7,05 1882,93

14 10,05 1886,43

15 15,35 1889,56

16 20,05 1890,93

17 30,05 1893,63

18 50,05 1894,93

19 70,05 1896,83

5.6. Perhitungan

1. ∆P = Pwf – Pi

= 1739,23 – 1719,23

= 20 psia

2. ∆P / ∆t = 90,909 psia / jam

3. Setelah grafik dicocokkan maka didapatkan nilai CDe25 = 108 nilai CDe25 di gunakan sebagai acuan dari nilai C = 108

∆P/∆t = 90 ∆P/∆t 24C/QB = 0,9

∆t = 1 kh/µ ∆t/C = 104

4.

= 0,08994414 bbl/psi

5.

=22,486 md

6.

= 2,137 md

5.1. Pembahasan

5.2. Kesimpulan

Bab VI

ANALISA TEKANAN PADA RESERVOIR GAS


Aplikasi penggunaan persamaan aliran gas dalam formasi produktif, digunakan untuk nalisa karakteristik reservoir gas yang

meliputi :

a. Transmissibilitas formasi (kh)

b. Faktor skin (S)

c. Volume pori yang berisi fluida

6.2. Dasar Teori

6.3. Alat dan Bahan

a. Kertas log log

b. Kertas semi log

c. Kertas Cartesian


A. Prosedur analisa untuk pressure drawdown testing



a. Catat data tekanan (Pwf) vs waktu (t)

b. Buat hubungan antara Pwf dengan ψwf

c. Plot ψwf vs log t dan tentukan kemiringannya (slope, m)

d. Setelah garis lurus semilog ditentukan, maka tentukan besaran harga k (D)

e. Tentukan besarnya harga skin

B. Prosedur analisa untuk pressure build up

a. Catat data tekanan (Pwf) vs waktu (t)

b. Buat hubungan antara Pwf dengan ψwf

c. Plot ψwf vs log (tp+∆t)/∆t pada kertas semi log dan tentukan kemiringannya (slope, m)

d. Setelah garis lurus semi log ditentukan maka tentukan besaran harga k (darcy)

e. Tentukan besarnya harga skin (S’)



Pi : 3100 psi

Jari-jari sumur : 0,367 ft

Porositas : 0,18

Ketebalan formasi produktif : 15 ft

Temperature : 1900F

Re : 2950 ft

SG : 0,79

6.6. Perhitungan

6.6.1 Metode ψ

@ q1500

· Ψi = 3100 psi

· Ψ 1@ q 1500 = 250200000 psi

· Ψ 0,1@ q 1500 = 273212486,4 psi

· M @ q 1500 = 76445825,09

·

= 24,26706306 md

·

·

= -9,465591253

@ q2750

· Ψi = 3100 psi

· Ψ 1@ q 2750 = 171200000 psi

· Ψ 0,1@ q 2750 = 188875253 psi

· M @ q 2750 = 58715919,9

·

= 57,9237348 md

·

·

= -9,48936518

· S 1500 = -9,465591253

S 2750 = -9,48936518

· Q 1500 = 1500 psi

Q 2750 = 2750 psi

· True skin = Intercept ( S1,S2 ) dengan ( Q1,Q2 )

= -9,437062538

= 0,000322581 psi-1

= 0,00032258 psi-1



6.6.2 Metode P2

@ q1500

· P* = 3100 psi

· P2 1@ q 1500 = 4634000 psi

· P2 0,1@ q 1500 = 5181586,3 psi

· M @ q 1500 = 1819042,2

· P2 1500 rata-rata =

= 2552,6947 psi

· µ 1500 rata-rata = 0,01833 → dari interpolasi P dan µ

· Z 1500 rata-rata = 0,8367 → dari interpolasi P dan Z

·

= 262,250902 md

·

= -7,8305787

@ q2750

· P* = 3100 psi

· P2 1@ q 2750 = 2819000 psi

· P2 0,1@ q 2750 = 3227956,837 psi

· M @ q 2750 = 1358525,205

· P2 2750 rata-rata =

= 2396,549603 psi

· µ 2750 rata-rata = 0,017768043 → dari interpolasi P dan µ

· Z 2750 rata-rata = 0,834445817→ dari interpolasi P dan Z

·

= 622,3199989 md

·

= -10,82444168

· S 1500 = -7,8305787

S 2750 = -10,82444168

· Q 1500 = 1500 psi

Q 2750 = 2750 psi

· True skin = Intercept ( S1,S2 ) dengan ( Q1,Q2 )

= -4,237943

6.7. Pembahasan

6.8. Kesimpulan

Bab VII



ANALISA TEKANAN PADA RESERVOIR REKAH ALAMI


Beberapa hal yang menjadi sasaran atau tujuan dalam analisa untuk menangani reservoir rekah alami adalah untuk mnejawab

beberapa pertanyaan berikut :

a. Dimanakah fluida hidrokarbon itu terkandung ? apakah sebagian besar ada pada matrik atau kah di rekahnya ? atau matrik

dan rekahan sama-sama berpotensi mengandung hidrokarbon

b. Jika terkandung di dalam matrik, seberapa jauh kemudahan matrik tersebut mengeluarkan fluidanya untuk berproduksi ?

c. Berapakah permeabilitas rekahnya, yang juga akan menggambarkan kemampuan berproduksi system tersebut

7.2. Dasar Teori

7.3. Alat dan Bahan

a. Kertas log log

b. Kertas semi log

c. Kertas Cartesian


a. Buat plot antara Pws vs log (tp+∆t)/∆t

b. Dari plot horner tersebut dapatkan harga-harga slope garis lurus segmen awal atau akhir (m), jarak vertical segmen akhir

dan awal ( P)

c. Ekstrapolasikan garis lurus segmen akhir ke harga log (tp+∆t)/∆t = 1 sehingga di dapat harga P* dan Pws pada saat satu

jam (Pws 1 jam)

d. Tentukan permeabilitas, harga skin factor, harga storage capacity (w)

e. Dengan melakukan cara coba-coba terhadap harga t, tentukan harga koefosien aliran antara porositas


Data-data reservoir sumur migas “X” sebgai berikut :

Laju produksi (Qo) : 160 STB/D

Jari-jari sumur : 0,354 ft

Porositas : 0,15

Ketebalan formasi produktif : 46,247 ft


Kompresibilitas total (Ct) : 305,98 x 10-6 psi-1


Permeabilitas matrik : 2,63 MD

Alpha : 0,1

7.6. Perhitungan

1. P 1 jam = 3834 psi

2.

= 15

3. δP = P late – P early

= 3859 – 3819

= 40 psi

4.

= 34,7593 md

5. Pwf* = 3839 psi dari plot grafik ∆t vs pwf

6.

= - 3,8966

7.

= 0,00215

8.



7.1. Pembahasan

7.2. Kesimpulan

BAB VII

PEMBAHASAN UMUM

Reservoir merupakan tempat terakumulasinya fluida HC. Agar fluida HC yang berada didalam suatu reservoir dapat diproduksi,

maka terdapat beberapa parameter yang harus di ketahui, sehingga dapat ditentukan suatu perlakuan yang tepat/ penerapan suatu

metode yang tepat dalam proses produksi. Data-data terpenting yang harus diketahui meliputi sifat fisik fluida reservoir, sifat batuan

reservoir, serta data PVT (pressure, volume, temperature) dari reservoir tersebut. Semua hal tersebut harus diketahui dan di analisa,

sehingga dari aspek ekonomi dapat dipertimbangkan, apakah biaya yang dikeluarkan untuk proses eksploitasi tersebut cukup ekonomis

atau tidak.

Pressure Build-Up Test adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Pada

dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang

tetap, kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan mentup kepala sumur di permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan

naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).

Apabila S ini berharga positip berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya disebabkan adanya filtrat lumpur pemboran

yang meresap ke dalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. S yang

negatip menunjukkan adanya perbaikan (stimulated), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik

fracturing).

Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju

produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam

diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya.

Seperti telah dikatakan sebelumnya, pertama, idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik

reservoirnya. Tuntutan ini bisa terjadi pada reservoir-reservoir yang baru tetapi jarang dapat dipenuhi pada reservoir-reservoir yang telah

lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju produksi disaat drawdown harus dipertahankan tetap selama pengujian. Laju aliran dianggap

tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara kontinyu. Pada pengujian ini segala data komplesi harus diketahui agar efek

dan lamanya "well bore storage" dapat diperkirakan.

Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan untuk menganalisa hasil test tekanan pada sumur ( plot ∆p vs ∆t ).

Sedangkan matching berarti mencoba menyelaraskan hasil test tekanan (∆p vs ∆t ) terhadap type curve yang ada sehingga akan

didapatkan parameter-parameter reservoir yang di harapkan.

Type Curve Ramey-Agarwal Diperoleh dari test buil up dan drawdown dengan laju aliran tetap disuatu reservoir dengan asumsi-

asumsi fluida slighty compressible, aliran satu fasa, reservoir homogen, tekanan seragam didalam daerah pengurasan tersebut sebelum

diproduksi, reservoir tidak terbatas, laju alir tetap di permukaan, wellbore storage dan kerusakan formasi atau stimulasi dinyatakan

dengan skin faktor, S.

Type Curve Earlouger-kersh ini dapat digunakan untuk menganalisa data tekanan yang diperoleh dari drawdown dan build up pada

sumur-sumur yang mempunyai wellbore storage dan skin. Selain itu curve ini disarankan untuk digunakan jika hasil testnya tidak

menunjukan garis lurus pada kertas semi log ( karena ada pengaruh wellbore storage yang dominan ).

Reservoir rekah alami adalah reservoir yang berbeda dengan reservoir konvensional (unfractured). Reservoir ini bersifat heterogen

dan terdiri dari blok-blok matrik yang terpisah antara satu sama lain akibat suatu sistem perekahan, seperti yang ditunjukkan pada

gambar 6.1. Blok matrik tersebut terbuat dari batuan yang telah ada sebelum perekahan terjadi. Matrik tersebut dicirikan berdasarkan

permeabilitinya km dan porositasnya фm. Sistem rekahannya dicirikan oleh permeabilitas kf dan porositas фf .. Hal tersebut menaandakan

bahwa reservoir rekah alami merupakan reservoir dengan double-porosity dan double-permeability.

Analisis core dan logging, keduanya dapat digunakan untuk mengeksplorasi sumur dalam mendeteksi porositas rekah фf,

permeabilitas kf, dan kealamian dari suatu matrix atau porositas intergranular. Bagaimanapun, ada banyak sumur dimana sample core-

nya tidak diambil dan log tidak dapat menunjukkan keterangan apapun mengenai rekahan. Oleh karena itu, analisa uji sumur adalah satu-

satunya teknik yang digunakan untuk mendapatkan informasi mengenai rekahan alami dari formasi, dan menyediakan informasi tentang

parameter-parameter yang ada pada suatu fracture reservoir, seperti km, фm, фf, kf, ukuran dan bentuk dari blok matrik, dan kealamian

serta orientasi dari pola rekahan, sebagai tambahan untuk mengetahui atau pi, dan faktor skin (S).

= 0,00095



Diposkan oleh pujono akin di 10.38

BAB VIII

KESIMPULAN UMUM

1. Reservoir merupakan tempat terakumulasinya fluida HC. Agar fluida HC yang berada didalam suatu reservoir dapat diproduksi,

maka terdapat beberapa parameter yang harus di ketahui, sehingga dapat ditentukan suatu perlakuan yang tepat/ penerapan suatu

metode yang tepat dalam proses produksi.

2. Sebelum proses produksi dilakukan, terlebih dahulu dilakukan pengujian terhadap sumur yang akan diproduksi. Pengujian ini dapat

berupa pengujian tekanan (pressure test) yang dilakukan untuk mendapatkan parameter seperti tekanan statik (Pw s), tekanan

aliran dasar sumur (Pw f), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (Vd) dan radius

pengurasan (re).

3. Dasar analisa pressure Build-Up ini dikemukakan oleh Horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi

waktu.

4. Untuk reservoir bersifat infinite acting, tekanan reservoir rata-rata ini adalah p* = pi = pave yang dapat diperkirakan dengan

menginterpolasi segemen garis lurus pada horner plot sampai ke harga ( tp+∆p ) / ∆t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas, hal

diatas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa pengaruh dari batas reservoir, maka tekana pada umumnya akan jatuh berada

dibawah garis lurus horner.

5. Dengan nilai skin tersebut, diperoleh nilai ∆P skin. Nilai ini digunakan untuk mencari harga dari produktivitas formasi ideal (PI),

Pada tahap berikutnya diperoleh harga PI.nyata. Kemudian diperoleh harga flow efficiency, Pada tahap akhir perhitungan dapat

diketahui harga radius investigasi.

6. Keuntungan ekonomis melakukan pengujian jenis ini adalah dapat memperoleh produksi minyak selama pengujian (tidak seperti

dalam pressure build-up test), sedangkan keuntungan secara secara teknis adalah kemungkinan dapat memperkirakan volume

reservoir. Tetapi kelemahan yang utama adalah, sukar sekali mempertahankan laju aliran tetap selama pengujian

berlangsung.

7. Metode Semi Steady State ini digunakan untuk menentukan volume reservoir yang ber hubungan dengan sumur yang diuji, oleh

sebab itu disebut "Reservoir Limit Test".

8. Type Curve Ramey-Agarwal Diperoleh dari test buil up dan drawdown dengan laju aliran tetap disuatu reservoir dengan asumsi-

asumsi fluida slighty compressible, aliran satu fasa, reservoir homogen, tekanan seragam didalam daerah pengurasan tersebut

sebelum diproduksi, reservoir tidak terbatas, laju alir tetap di permukaan, wellbore storage dan kerusakan formasi atau stimulasi

dinyatakan dengan skin faktor, S.

9. Type Curve Earlouger-kersh ini dapat digunakan untuk menganalisa data tekanan yang diperoleh dari drawdown dan build up pada

sumur-sumur yang mempunyai wellbore storage dan skin. Selain itu curve ini disarankan untuk digunakan jika hasil testnya tidak

menunjukan garis lurus pada kertas semi log ( karena ada pengaruh wellbore storage yang dominan ).

10. Matrik tersebut dicirikan berdasarkan permeabilitinya km dan porositasnya фm. Sistem rekahannya dicirikan oleh permeabilitas kf

dan porositas фf .. Hal tersebut menaandakan bahwa reservoir rekah alami merupakan reservoir dengan double-porosity dan double-

permeability.

11. Analisis core dan logging, keduanya dapat digunakan untuk mengeksplorasi sumur dalam mendeteksi porositas rekah фf,

permeabilitas kf, dan kealamian dari suatu matrix atau porositas intergranular.

12. Metode analisa reservoir rekah alami ini dilakukan dengan cara menganalisa responsi tekanan terhadap suatu fungsi waktu yang

diperoleh sebagai hasil dari pengujian sumur. Dengan diperolehnya harga ”koefisien storage capacity (Ѡ)” pada analisa tersebut,

maka dapat diperoleh informasi mengenai tempat terkandungnya fluida HC, serta letak dominan fluida tersebut, apakah terdapat di

matrik atau di rekahan, ataupun dikedua tempat tersebut.

DAFTAR PUSTAKA

a___10 Juni 2012. Image Well Tests. http:/www.google.com/img

Abdassa, Doddy, Dr. 2005. Transien Well Tests. In-house traning Jakarta

Chaudry, Amanat U. 2004. Oil Well Testing Handbook. Huston, Texas

Kasrani, Mayda K, ST, MT. 2012. Buku Petunjuk Praktikum Analisa Tekanan.

Jurusan S1 Teknik Perminyakan STT Migas Balikpapan

Karmila, ST. 2012. Eksplorasi Gas Bumi. Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan

Gas Bumi. Balikpapan

Lee, John. 1982. Well Testing Volume 1. Texas A&M University

+1 Rekomendasikan ini di Google


http://www.blogger.com/share-post.g?blogID=3408131830575414766&postID=3560030026376373582&target=facebook

http://www.blogger.com/share-post.g?blogID=3408131830575414766&postID=3560030026376373582&target=twitter

http://www.blogger.com/share-post.g?blogID=3408131830575414766&postID=3560030026376373582&target=pinterest

http://www.blogger.com/share-post.g?blogID=3408131830575414766&postID=3560030026376373582&target=email

http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html

http://www.blogger.com/share-post.g?blogID=3408131830575414766&postID=3560030026376373582&target=blog



Posting Lebih Baru Posting LamaBeranda

Langganan: Poskan Komentar (Atom)

2 komentar

Komentar teratas

pujono akin 1 tahun yang lalu - Dibagikan kepada publik


Bab I PENDAHULUAN Tujuan

utama dari suatu pengujian sumur hydrocarbon, atau yang telah dikenal luas

dengan sebutan “Well Testing” adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan

atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan...

·

1 Balas

pujono akin 1 tahun yang lalu - Dibagikan kepada publik


Bab I PENDAHULUAN Tujuan

utama dari suatu pengujian sumur hydrocarbon, atau yang telah dikenal luas

dengan sebutan “Well Testing” adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan

atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan...

·

1 Balas

Tambahkan komentar sebagai rahma snb

Template Awesome Inc.. Gambar template oleh kelvinjay. Diberdayakan oleh Blogger.

https://www.blogger.com/

http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/test-posting.html

https://apis.google.com/u/0/wm/1/117074770398202789307/posts/imMykwbMaAR

https://apis.google.com/u/0/wm/1/117074770398202789307

https://apis.google.com/u/0/wm/1/117074770398202789307/posts/Hw14wJJtS7t


http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/blog-post_5.html

http://petrohouse.blogspot.com/



http://petrohouse.blogspot.com/feeds/3560030026376373582/comments/default


http://www.istockphoto.com/googleimages.php?id=2047344&platform=blogger&langregion=in

Documents

PETROHOUSE_ Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan