Saya sedang menyelidiki kemungkinan melakukan well testing (DST) pada sumur horizontal dengan open hole section yg cukup panjang (sekitar 1000 m). Yang sedang saya pertimbangkan adalah apakah cukup reliable untuk *men-set DST packer nya sedemikian sehingga berada di bagian open hole section* (seal to formation)? supaya bisa sedekat mungkin dengan formasi yg akan dites. Resikonya tentunya ada potensi DST packernya tidak set dengan baik thd formasi, well control issue dan well collapse. Namun seberapa besar resiko itu menjadi kenyataan, kiranya ada di antara bpk/ibu & mas/mbak yang pernah baca atau punya pengalaman dalam hal ini (yang sukses maupun yang kurang berhasil) bisa berbagi info dengan saya.

Tanya – Eko Yudha

Bpk/Ibu & Mas/mbak,

Saya sedang menyelidiki kemungkinan melakukan well testing (DST) pada sumur horizontal dengan open hole section yg cukup panjang (sekitar 1000 m). Yang sedang saya pertimbangkan adalah apakah cukup reliable untuk *men-set DST packer nya sedemikian sehingga berada di bagian open hole section* (seal to formation)? supaya bisa sedekat mungkin dengan formasi yg akan dites.

Resikonya tentunya ada potensi DST packernya tidak set dengan baik thd formasi, well control issue dan well collapse. Namun seberapa besar resiko itu menjadi kenyataan, kiranya ada di antara bpk/ibu & mas/mbak yang pernah baca atau punya pengalaman dalam hal ini (yang sukses maupun yang kurang berhasil) bisa berbagi info dengan saya.

Terima kasih sebelumnya,

Tanggapan 1 – Nataniel Mangiwa

Ga ngejawab, malah mau ikutan nanya juga..

Apa ada test lain selain DST yg bisa jadi alternative untuk di perform di Horizontal Well dgn drain 1000m dengan tujuan dan hasil akhir yg kira2 sama dgn DST?

Tanggapan 2 – Zein Wijaya

Mungkin bisa merun RFT test mas Nataniel..
Dengan catatan wellnya dishut ini dulu selama beberapa waktu untuk build up pressure.

Kalo keinginannya cuma untuk mendapatkan pressure profile (flowing dan shut in pressure along well path), mungkin PLT (spinner survey) bisa juga dipertimbangkan.

Tanggapan 3 – roeddy setiawan

Pak Nataniel,

Kalau maksud Pak Nataniel untuk mendapatkan well behaviour, flow ability, potensi , barier, dll , bila informasi itu tidak bisa bapak dapat kan dari sumur tetangga nya…. then saja bilang tidak ada yng bisa menggantikan pak.. pak Zein benar some info bisa didapat dr RFT, tapi waktu nyg dispent di RFT tidak bisa menyaingi flowtest, lagian hanya sebagian kecil saja… tapi kalau anda punya banyak RFT data dr Field tersebut it can help,,,paling tidak kita punya feeling bagaimana potensi nya, jadi RFT anda bisa diganti dg RFT much much cheaper, saya ngak tahu bapak di darat , arau di offshore,,, kalau di ofshore paling cepat DST itu say 3 days,,,, kalau anda harus remedial work betulin cement bond lebih lan,ma lagi… kalau 3 days , tender barge sekarang 350 ribu/day belum lain lain say 450 x 3 = $ 1,350 million buat kepingin punya info productive reservoir he he he mahal banget… tapi kalau yg bapak resikokan jauh lebih besar dari itu just do it.

Tanggapan 4 – Zein Wijaya

Eko,

Karena DST akan dilakukan open hole section horizontal well, baiknya DST Packer diset di top screen liner (kalo ada wellnya dikomplesi dengan Open Hole Gravel Pack Sand) atau mungkin dekat casing shoe..

Setting DST Packer di Open Hole Section tidak reliable, karena tetap akan ada pengaruh interference dari formasi yg lain (karena well ini merupakan open hole section bukan cased hole).
Beda halnya dengan cased hole completion, DST packer bisa diset sedekat mungkin dengan formasi yg akan dilakukan DST.

Mudah mudahan ini menjawab pertanyaan dibawah.

Tanggapan 5 – Eko Yudha

Hallo mas Zein,

Memang idealnya kita set packer inside casing. Sayangnya untuk kasus saya, saya gak punya/belum bisa dengan option lain. DST packer perlu diset di open hole utk memastikan formasi yg dites tdk ada interference dari formasi lainnya, persis spt yg mas Zein bilang.
Saya sedang cari informasi dari kasus di lapangan lain supaya bisa quantifikasi seberapa besar feasibilitynya. Barangkali rekan2 di millist ini ada yg punya pengalaman serupa ?

Tanggapan 6 – irfan luthfi setiawan

Pak Zein,

Sekedar sumbang saran. Packer bisa diset di OH, tapi harus mengetahui di formasi mana yang keras dan DST di OH tidak bisa terlalu lama dilakukan utk. mencegah well collapse.
Thank you and regards,

Tanggapan 7 – Eko Yudha

Trims infonya mas Irfan,

Apakah anda punya contoh kasusnya?

Tanggapan 8 – Karina sari

Malah nanya lagi (mudah2an tidak memperkeruh suasana…hehe).
Kalau pakai production logging tool gimana? sumur dishut in saja disurface.

Tanggapan 9 – Eko Yudha

Betul Mbak Karina,

Kita pun sedang mempertimbangkan logging tool semacam MDT untuk mini DST.
Tentunya karena ini sumur horizontal, harus dikombinasikan dgn TLC dan di run dgn drill pipe. Again, ternyata sangat bergantung pada sempurna atau tidaknya packer di atas MDT tool seal thd formation. Selain itu kita pun masih terkendala dengan P/T rating peralatan tsb yg masih di bawah P/T sumur kita. Barangkali ada yg punya info tool dgn P/T rating di atas 11000 psi/ 160 C ?

Tanggapan 10 – irfan luthfi setiawan

Mbak Karina,

Yang saya maksud adalah pemilihan posisi yang tepat untuk setting packer di OH section.
PL tool sih bisa saja dipakai, tetapi harus tepat pemilihan tool configurationnya dan pemakaian tool khusus utk. horizontal well.
Kalau sumur di shut in di surface, tentu data collecting dari DST kurang lengkap.

Tanggapan 11 – Nataniel Mangiwa

Pak Eko,

Boleh tahu..apa TLC memang sangat tinggi succes ratio-nya di run di well horizontal?

Tanggapan 12 – Eko Yudha

Kayaknya succes rationya cukup tinggi. Saya sendiri pernah lihat 1 job TLC di offshore SES.