Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"

Analisis tekanan bawah permukaan dilakukan untuk mendeteksi adanya overpressure dan permasalahan pada sumur yang akan dilakukan pengeboran berdasarkan data sumur eksplorasi. Pada operasi pengeboran yang dilakukan pada sumur A, B, C, D ditemukan berbagai masalah pengeboran yaitu kick, sloughing shale, dan pipe sticking yang dapat mengakibatkan tingginya Non Productive Time (NPT). Penelitian ini dilakukan untuk: pertama mengidentifikasi mekanisme overpressure di Tight Sand Gas dan Shale Gas pada Sub-Cekungan Jambi. Kedua melakukan prediksi tekanan pori menggunakan metode Bowers dan metode Drilling Efficiency and Mechanical Specific Energy (DEMSE) dan selanjutnya  berdasarkan hasil analisis kuantitatif inversi seismik post-stack  dapat memodelkan tekanan pori di daerah tersebut. Hasil analisis tekanan pori di sumur dan model tekanan pori 3D mengindikasikan bahwa top overpressure terjadi pada Formasi Gumai, kemudian berangsur-angsur turun mendekati tekanan hidrostatik pada Basement. Mekanisme overpressure diakibatkan oleh undercompaction, fluid expansion (kerogen maturation). 4. Formasi Gumai dan formasi Talang Akar merupakan batuan shale sehingga jenis lumpur yang baik digunakan adalah oil based mud (OBM). Batuan shale memiliki sifat elasticity sehingga rate of penetration (ROP) dan weight on bit (WOB) yang digunakan semakin besar.

 

---

The subsurface pressure analysis is used to detect the overpressure and problems in the well that will be drilled based on exploration well data. Various problems were found while drilling operations carried out on A,B,C,D wells, such as kick and pipe sticking which cause a high Non-Productive Time (NPT). This research is conducted to identify the mechanism of overpressure formation in tight sand gas and shale gas in the Jambi Sub-Basin. Furthermore, to predict pore pressure using the Drilling Efficiency and Mechanical Specific Energy (DEMSE) and Bowers methods. The final result will be a 3D pore pressure cube in the area based on quantitative analysis of post-stack seismic inversion. The results of the pore pressure analysis from the wells and the 3D pore pressure model indicate that top of overpressure occurs in the Gumai Formation, then it is decreasing gradually approaching the hydrostatic pressure on the Basement. The mechanisms of overpressure are caused by under compaction, fluid expansion (kerogen maturation). The Gumai Formation and Talang Akar Formation are shale rocks so the type of mud weight that is well used is oil based mud (OBM). Shale rocks have elasticity so that the rate of penetration (ROP) and weight on bit (WOB) that are used is getting bigger.

 

"

"Jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon dapat dikaji dengan melakukan perhitungan cadangan. Salah satu cara untuk mendapatkan nilai pretorian cadangan hidrokarbon adalah dengan memodelkan reservoar pada lapisan interest dari sebuah lapangan penghasil hidrokarbon. Daerah penelitian lapangan FIAN berada pada Sub-Cekungan Jambi yang secara regional termasuk wilayah Cekungan Sumatera Selatan. Fokus penelitian berada pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 yang merupakan zona reservoar pada lapangan FIAN. Model berbasis data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, dan peta struktur sebagai input dalam memodelkan reservoar dengan pendekatan geostatistik stokastik. Pemodelan fasies menggunakan metode SIS (Sequential Indicator Simulation) sedangkan pemodelan properti petrofisika menggunakan metode SGS (Sequential Gaussian Simulation). Pemodelan properti petrofisika terdiri dari pemodelan porositas, saturasi air, dan NTG (net to gross). Dari analisis fasies seismik menunjukkan bahwa lapangan FIAN berada pada lingkungan pengendapan marine atau delta yang sifatnya tenang. Lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki karakteristik reservoar yang baik karena memiliki nilai properti petrofisika optimal yaitu porositas 20-30%, saturasi air 50-70%, dan NTG 70-90%. Berbasis peta isopach lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki ketebalan rata-rata berturut-turut 49,34 meter dan 26,30 meter. Proses perhitungan cadangan minyak dapat dilakukan dengan memodelkan STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) yang pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki nilai 64 x 106 m3. Terdapat respons hidrokarbon yang baik pada lapisan tersebut di sebelah baratdaya lapangan FIAN.

---

The amount of oil and gas production from a hydrocarbon producing field can be assessed by making a reserve calculation. One of many ways to obtain an estimated value of hydrocarbon reserves is modeling the reservoir in the interest layer of a hydrocarbon producing field. The FIAN field research area is in the Jambi Sub-Basin which is regionally included in the South Sumatra Basin. The research focus is on the Sand 1 and Sand 2 layers which are reservoir zones in the FIAN field. The model based on seismic data and well data which in processing produces geological marker, and structure maps as input in modeling the reservoir with stochastic geostatistical approach. Facies modeling is using the SIS (Sequential Indicator Simulation) method while petrophysical property modeling is using the SGS (Sequential Gaussian Simulation) method.

Petropyhsical property modeling consists of porosity, water saturation, and NTG (net to gross). From the analysis of seismic facies shows that the FIAN field is in a marine or delta deposition environment with tranquil condition. Sand 1 and Sand 2 layers have good reservoir characteristics because it has optimal petrophysical values i.e. 20-30% porosity, 50-70% water saturation, and 70-90% NTG. Based on isopach maps, Sand 1 and Sand 2 layers has an average thicknesses of 49,34 meters and 26,30 meters consecutively. The process of calculating oil reserves can be done by modeling STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) which at the Sand 1 and Sand 2 layers has a value of 64 x 106 m3. There is a potential hydrocarbon response in that layers at southwest of the FIAN field."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Analisis potensi shale hidrokarbon dengan pendekatan data geokimia dan interpretasi seismik telah berhasil dilakukan pada lapangan FH, Sub-Cekungan Jambi. Parameter dalam eksplorasi shale hidrokarbon yang mengandung Total Organic Content TOC lebih tinggi dari 1, Indeks Hidrogen HI lebih tinggi dari 100, Vitrinite Reflectance Ro lebih tinggi dari 1,3 untuk dry gas, Net Shale Thickness lebih dari 75, dan kerogen dikelompokkan menjadi tipe I, II atau III. Penelitian ini berlokasi di Sub-Cekungan Jambi, yang terletak di provinsi Jambi, bagian timur pulau Sumatera. Sub-Cekungan Jambi adalah Sub-Cekungan dari Cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan petroleum sistem di wilayah Sub-Basin Jambi, source rock berasal dari bentuk Formasi Lahat berupa Formasi Lacustrine dan Talang Akar berupa terrestrial coal dan coal shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dan menganalisis potensi shale hidrokarbon di Sub-Cekungan Jambi. Formasi Talang Akar menjadi fokus penelitian ini. Talang Akar memiliki sumber batuan yang berkisar dari yang baik sampai yang sangat bagus dan sangat potensial mulai dari 1,5 sampai 8 wt TOC di daerah Sub-Cekungan Jambi. Inversi seismik adalah teknik pembuatan model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai masukan dan data geologi sebagai kontrol. Hasil analisis menunjukkan bahwa nilai TOC berada pada kisaran 0,5 - 1,5 wt dan Ro berada pada kisaran 0,51 - 1,1. Hasil analisi parameter petrofisika menunjukkan nilai porositas di bawah 10 dan saturasi air lebih dari 50. Interpretasi seismic menunjukkan daerah yang memiliki potensi berada pada nilai akustik impedan di atas 7800 m/s g/cc. Berdasarkan peta persebaran akustik impedan, daerah Timur Laut dan Tenggara merupakan daerah dengan potensi shale hidrokarbon yang baik.

---

Analysis of the potential of hydrocarbon shale with geochemical data and seismic interpretation has been successfully done in field FH, Jambi Sub Basin. The parameters in the exploration of shale hydrocarbon contains Total Organic Carbon TOC is higher than 1, Index Hydrogen HI is higher than 100, Vitrinite Reflectance Ro is higher than 1.3 for window dry gas, the Net shale Thickness is over 75, and kerogen is classified into type I, II or III. This study are is located in Jambi sub basin, which is situated in the province of Jambi, the eastern part of the Sumatra island. Jambi sub basin is a sub basin of South Sumatra Basin. Based on the petroleum system in the area of Jambi Sub Basin, source rocks derived from the form Lahat Formation lacustrine and Talang Akar Formation in the form of terrestrial coal and coal shale. This study aims to identify and analyze the potential of shale hydrocarbons in the Jambi Sub Basin. Talang Akar Formation is the focus of this study. Talang Akar has a source rock that is ranged from good to excellent and highly potential ranging from 1.5 to 8 wt TOC in Sub Basin area Jambi. Seismic inversion is a technique of making the subsurface geological models using seismic data as an input and geological data as control. Analysis shows that TOC values are in the range of 0.5 ndash 1.5 wt and Ro is in the range of 0.51 ndash 1.1. petrophysic parameter shown that area having porosity less than 10 and water saturation more than 50. Seismic interpretation showing that area interest have acoustic impedance more than 7800 m s g cc. Based on the Acoustic Impedance distribution map, Northeast and Southeast is an area with good shale hydrocarbon potential."

"Tekanan surge dan swab merupakan fenomena yang selalu terjadi pada operasi pengeboran baik di darat maupun di laut. Fenomena ini muncul pada saat pipa pengeboran diturunkan dan diangkat ke dalam dan ke luar sumur pengeboran. Besar tekanan surge dan swab yang berlebihan dapat menyebabkan permasalahan serius, seperti loss circulation, kerusakan formasi, kick, dan blowout. Sehingga diperlukan manajemen tekanan pengeboran yang baik untuk mencegah permasalahan ini terjadi.Studi teoritis dan lapangan telah menunjukkan baik tekanan surge dan swab dipengaruhi oleh kecepatan angkat/turun pipa, geometri lubang sumur, jenis aliran fluida, dan konsentris atau tidaknya pipa. Tulisan ini menunjukkan hasil studi eksperimen skala laboratorium yang mengarah kepada pengaruh karakteristik fluida dan geometri dari pipa dengan sumur terhadap tekanan surge dan swab.Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan pipa akrilik dengan diameter dalam 56 mm dan pipa besi dengan diameter 34 mm yang dapat bergerak vertikal dengan menggunakan sistem angkat dengan kecepatan yang dapat diatur. Ekperimen dilakukan dengan menggunakan air dan fluida polimer. Prediksi model dilakukan dengan membandingkan model pengukuran eksperimen dan matematis. Hasil penelitian menunujukkan peningkatan konsentrasi fluida pengeboran mempengaruhi tekanan surge/swab.

---

Surge and swab pressure is a phenomenon that always occurs in drilling operations both onshore and offshore. This phenomenon emerges when the drill string is being lowered and lifted into and out of the well bore. Significant surge and swab pressures can lead to a number of costly drilling problems such as loss circulations, formation fractures, fluid influx, kicks and blowouts. Drilling operations require a good drilling pressure management to prevent these problems occur.

Theoretical and field studies indicate that pressure surges and swabs strongly depends on drill pipe tripping speeds, wellbore geometry, flow regime, fluid regime, and drill string concentricity or eccentricity. This paper presents results of an experimental study aimed at fluid properties and borehole geometry on surge and swab pressures under laboratory conditions.

The experiment setup consist of 56 ID (inside diameter) fully transparent polycarbonate tubing and 34 OD (outside diameter) inner steel pipe, which moves axially using speed-controlled hoisting systems. Experiment were conducted using water and polymeric fluid. Model predictions were obtained by comparing experimental measurements and mathematical model. Experimental results and model predictions confirm that fluid rheology affect the surge and swab pressures."

"Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan teknik inversi seismik yang secara optimal dapat memprediksi karakter dan keberadaan reservoar hidrokarbon dengan perluasan sudat datang gelombang dari -90° hingga 90°. Pada penelitian Lapangan ?Q? Sub-Cekungan Jambi, inversi EEI mampu mengkarakterisasi reservoar batupasir dan memprediksi keberadaan gas maupun minyak melalui parameter Vp/Vs ratio, lambda-rho dan mu-rho. Dalam inversi EEI dilakukan korelasi untuk mencari nilai korelasi maksimum pada sudut chi (χ) tertentu dari setiap parameter dengan melakukan korelasi antara log EEI dengan log target. Nilai sudut chi (χ) optimum atau best-chi agle ini kemudian digunakan untuk membuat volume scaled reflectivity yang dipakai dalam pembuatan model awal dan juga inversi. Proses inversi dilakukan dengan menggunakan inversi post-stack model based yang baik digunakan pada reservoar lapisan tipis. Hasil inversi selanjutnya digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar dimana hasilnya menunjukkan adanya kemungkinan resevoar yang mengandung gas dan minyak. Pada penelitian, nilai Vp/Vs ratio berkisar antara 16-18, nilai mu-rho berkisar antara 25-35 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk gas berkisar antara 20-22 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk minyak berkisar 25-27 (GPa*(g/cc)).

---

Extended Elastic Impedance (EEI) inversion method is a seismic inversion technique that optimally can predict the character and the presence of hydrocarbon reservoir with the expansion of the angle?s coming wave from -90 ° to 90 °. In the field of research 'Q' Sub-Basin Jambi, EEI is able to characterize sandstones reservoir and predict the existence of gas or oil through the parameter of Vp / Vs ratio, lambda-rho and mu-rho. EEI is performed in correlation to seek the maximum correlation value at an optimum chi (χ) angle of each parameter specified by the correlation between the targets? logs with the EEI?s logs. Optimum chi (χ) angle or a best-chi angle is then used to create a scaled volume reflectivity that is used in making the initial model and also in inversion process. Inversion is done using post-stack inversion based model which is best used on thin reservoir layer. Inversion results are then used to determine the spread of the reservoir where the results indicate the possibility resevoar containing gas and oil. In the study, the value of Vp / Vs ratio ranged between 16-18, the mu-rho values ​​ranged between 25-35 (GPa * (g / cc)), the lambda-rho values for gas ranged between 20-22 (GPa * (g / cc)) and for oil ranged between 25-27 (GPa * (g / cc)).

"

"Salah satu parameter penting yang harus dicermati sebelum dilakukan pemboran sumur migas adalah besarnya tekanan di dalam formasi batuan yang akan dilakukan pemboran. Peristiwa kick, loss atau bahkan blowout pada lubang sumur dapat diantisipasi apabila prediksi tekanan pori dilakukan sebelum pemboran dimulai. Prediksi tekanan pori diperlukan untuk mendesain berat jenis lumpur yang digunakan dan lokasi kedalaman casing yang tepat untuk menghindari adanya overpressure pada lubang bor.Tesis ini akan membandingkan tiga jenis metode yang biasa digunakan dalam perhitungan prediksi tekanan pori, yaitu: Metode Equivalent Depth, Metode Eaton, dan Metode Bowers. Ketiga metode tersebut akan dilakukan pada data yang berasal dari sumur dan data seismik dari area Delta Niger untuk melihat perbandingan diantaranya.Hasil penelitian menunjukkan bahwa Metode Equivalent Depth dan Metode Eaton memiliki kemiripan hasil, karena menggunakan parameter input yang hampir sama namun algoritma yang berbeda. Metode Bowers menunjukkan hasil yang paling berbeda karena perhitungannya murni berdasarkan suatu persamaan empiris. Dari ketiga metode tersebut, untuk penelitian di area Delta Niger, Metode Equivalent Depth dan Metode Eaton dianggap paling baik untuk digunakan.

---

One important parameter that must be observed prior to the drilling of oil and gas wells is the amount of pressure inside the rock formations to be drilled. Events such as kick, loss, or even a blowout in the wellbore can be anticipated if the pore pressure prediction is made before drilling begin. Pore pressure prediction is required to design the density of mud used and the exact depth of right casing to avoid overpressure in the borehole.This study will compare three types of methods used in the calculation of pore pressure prediction, which is: Equivalent Depth Method, Eaton Method, and Bowers Method. The three method will be performed on data derived from the well and seismic data from the Niger Delta area to see the comparison between them.The results showed that the Equivalent Depth Method and Eaton Method have similar results due to the input parameters used are almost the same but with different algorithms. Bowers Method showed the most different results because the calculation is based purely on an empirical equation . Of the three methods, for research in the Niger Delta area, Equivalent Depth Method and Eaton Method are considered the best method to use."

"Lapangan SP merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Cekungan Arjuna. Berdasarkan data sumur FD-01 pada Main Formation ditemukan keberadaan hidrokarbon. Data Drill Steam Test pada Top B-28B dan Top B-29A menunjukan keberadaan hidrokarbon gas. Oleh karena itu perlu dilakukan karakterisasi reservoar pada zona target tersebut dengan menggunakan metode Impedansi Akustik (IA), AVO, dan Lambda Mu Rho. Tahapan pengolahan data pada penelitian ini yaitu melakukan inversi IA, dilanjutkan analisa respon AVO dan Lambda Mu Rho. Hasil inversi IA mampu memisahkan lapisan reservoar sandstone dan non reservoar shale. Nilai IA yang di golongkan sebagi reservoar sandstone B-28B dan B-29A terletak pada rentang nilai 10.000 (ft/s)(gr/cc) - 12.500 (ft/s)(gr/cc). Sedangkan yang non reservoar memiliki nilai IA antara 13.000 (ft/s)(gr/cc) - 15.000 (ft/s)(gr/cc). Nilai IA sandstone lebih rendah dibanding shale secara geologi mengidikasikan reservoar sandstone tersebut bersifat unconsolidated. Berdasarkan delineasi sebaran impedansi akustik, sandstone B-28B dan B29-A pada arah timur - barat menipis kearah cekungan di sebelah barat, dan pada arah utara - selatan sandstone menipis ke arah cekungan di sebelah selatan. Analisa respon AVO pada data gather menunjukan AVO kelas IV, yang berasosiasi dengan low impedace contrast yang sesuai dengan hasil inversi Impedansi Akustik. Respon AVO kelas IV secara geologi berasosiasi dengan lapisan unconsolidated sandstone dengan penutup shale di atasnya. Lambda Mu Rho dapat mendelineasi keberadaan reservoar sandstone yang berisi gas. Nilai Mu Rho yang di interpretasi sebagi sandstone B28-B dan B-29A memiliki nilai 0,75 (GPa)(gr/cc) - 1,40 (GPa)(gr/cc). Sandstone B-28B dan B-29A memiliki nilai Lambda Rho antara 1 (GPa)(gr/cc) - 5,8 (GPa)(gr/cc). Berdasarkan delineasi Lambda Rho dan Mu Rho, sumber pengendapan sandstone B-28B dan B-29A pada cekungan arjuna berasal dari arah utara dan timur. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi masukan dalam penentuan titik pengeboran sumur eksplorasi yang baru. Secara geologi dan hasil dari Lambda Mu Rho sebaiknya diletakan pada pada lintasan SP02 CDP 1005050. Dimana titik tersebut terletak pada puncak antiklin dan memiliki nilai Lambda Rho rendah yang berasosiasi dengan gas.

---

SP exploration field, which is located at Arjuna Basin, shows hydrocarbon potential in Main formation based on well data FD-01. Drill Steam Test data at Top B-28B and Top B-29A shows any gas hydrocarbon. Therefore, reservoir characterization in target zone is needed using several method such as Acoustic Impedance (AI), AVO, and Lambda Mu Rho. This research has been divided into three domain step: AI inversion, AVO responses analysis, and Lambda Mu Rho.

The result from AI inversion can separate lithology between sandstone reservoir and shale non reservoir. AI value from sandstone reservoir B-28B and B-29A in range 10000 (ft/s)(gr/cc) – 12500(ft/s)(gr/cc) and non reservoir has AI value in range 13000 (ft/s)(gr/cc) – 15000 (ft/s)(gr/cc). Giologically, AI value of sandstone is lower than shale which indicating sandstone reservoar has unconsolidated properties. Based on deliniation of AI distribution, B-28B and B-29A sandstone at East - West direction decrease toward to west basin, and sandstone at North - South direction decrease toward to south basin.

AVO response analysis on gather data shows class IV AVO, this response associated with low impedance contrast related to AI inversion result. Geologically, Fourth class of AVO response associates between unconsolidated sandstone layer overlaid with shale caprock on top. Lambda Mu Rho result can delineate any gas bearing sand. Sandstone reservoir B-28B and B-29A has Mu Rho value in range 0.75 (Gpa)(gr/cc) – 1.40 (Gpa)(gr/cc) and Lambda Rho in range 1 (Gpa)(gr/cc) - 5.8 (Gpa)(gr/cc). According to Lambda Rho and Mu Rho delineation, depositional source of sandstone B-28B and B29-A are from north and east Arjuna Basin.

Results from this research can be used as a guidance to locate a new wellbore exploration. From geological and Lambha Mu Rho results, the wellbore should be put on line SP02 CDP 1005050, where this area is located at top of anticline and has a low Lambdha Rho value which is associated with gas potential."

"Sektor energi pada khususnya industri minyak dan gas merupakan indutriyang menjadi pendapatan utama di Negara Indonesia sebelum tahun 2015, namunpada tahun yang sama terjadi perubahan terhadap harga minyak dan gas yangmenurun secara significant. Maka dibutuhkan pola proyek manajemen yang lebihcepat dan sistematis dengan menggunakan Agile, Agile merupakan sebuah polaproyek manajemen yang akan diimplementasikan pada decade saat ini, denganmenggunakan agile segala bentuk aktivitas menjadi lebih mudah untuk difikirkan,dimengerti dan diimplementasikan prioritisasi setiap tahapan. Pada penelitian iniakan dilakukan pemetaan prioritas dan resiko berdasarkan expert pada penentuanrisk matriks, prioritas pekerjaan dan pemetaan resiko. Hasil penelitian inimenunjukan bahwa kegiatan subsurface merupakan subproyek yang utama yang memiliki prioritas tertinggi.

---

Energy sector in particular the oil and gas industry is the industry thatbecame the main income in the State of Indonesia before 2015, but in the sameyear there was a significant change in oil and gas prices. A more rapid andsystematic project management pattern is required using Agile, Agile is amanagement project pattern that will be implemented in the current decade, usingagile activities to make it easier to think, understand and implement prioritizationat each stage. In this research will be mapping priority and risk based on expert ondetermining risk matrix, job priority and risk mapping. The results of this studyindicate that subsurface activity is the main sub project that must be prioritized."

"ABSTRAKMemprediksi besar tekanan surge dan swab sangat penting dalam proses pengeboran minyak dan gas bumi. Perhitungan tekanan surge dan swab yang akurat dapat memudahkan kita dalam merencanakan operasi pengeboran, khususnya pengeboran pada sumur yang membutuhkan safety yang tinggi, celah antara pipa pengeboran dan wellbore yang sempit dan pada sumur dengan kedalaman yang tinggi. Tekanan surge yang berlebihan dapat menyebabkan lost circulation dan retak formasi, sedangkan tekanan swab yang berlebihan dapat menyebabkan kick dan blowout, dimana untuk menyelesaikan permasalahan-permasalahan ini membutuhkan biaya yang sangat besar. Mengingat ribuan sumur dieksplorasi di tiap tahunnya, fenomena ini adalah hal penting bagi industri minyak dan gas bumi untuk meminimalisir biaya eksplorasi. Hasil studi teoritis dan lapangan telah menunjukan bahwa tekanan surge dan swab dipengaruhi oleh parameter-parameter seperti kecepatan pipa, geometri wellbore, faktor eksentrisitas, reologi fluida dan apakah pipa yang digunakan terbuka atau tertutup. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis besar karakteristik tekanan surge dan swab dalam skala laboratorium dengan variasi kecepatan pipa 0.08 m/s, 0.10 m/s, dan 0.12 m/s. Set-up alat terdiri dari ID 56 mm pipa akrilik dan OD 34 mm pipa besi yang dapat bergerak vertikal dengan menggunakan sistem angkat sederhana. Tekanan pada dinding sumur diukur menggunakan dua pressure transmitter dengan fluida pengeboran yang digunakan adalah air dan campuran 3500 ml air dan 150 gr bentonite. Dari hasil penelitian ini, kecepatan pipa pengeboran mempengaruhi besar tekanan surge dan swab. Kecepatan pipa terbesar 0.12 m/s menghasilkan gradien tekanan surge dan swab terbesar yaitu 0.0229 psi/ft dan 0.0256 psi/ft.

---

ABSTRACTSurge and swab pressure prediction is very important in drilling process during well construction operations. Accurately predicting surge and swab pressure model can ease on planning drilling operation, mainly in wells with high safety environment, low-clearance casings and deep water wells. Excessive surge pressure can lead to a number of costly drilling problems such as lost circulation and formation fracture, while excessive swab pressure can result in kicks, and blowouts. As thousands of wells are drilled every year, this phenomenon is of economic importance for the oil industry. Recent theoretical and field studies have indicated that surge and swab pressure depends on many parameters such as drill pipe movement speed, wellbore geometry, eccentricity factor, fluid rheology, and whether the pipe is open-ended or closed-ended. The study aimed at analyzing the effects of pipe movement speed on surge and swab pressures under laboratory conditions. Experimental study was performed in a test setup that can varying the drill pipe movement speed and measuring the surge and swab pressures. The setup consists of ID 56 mm fully transparent polycarbonate tubing and OD 34 mm inner steel pipe, which moves vertically using a simple hoisting system. Pressure on the wall of the well was measured using two pressure transmitters at various drill pipe movement speed and drilling fluid in this experiments were conducted using water and water based mud which is 3500 ml water mixed with 150 gr bentonite. The experimental results showed that the speed of the drill string downward and upward affects surge and swab pressure. From the study, it was concluded that at the highest downward and upward speed of drill pipe, the surge and swab pressure increases respectively. Maximum speed of downward and upward drill pipe at 0.12 m/s results the highest surge pressure and swab pressure at 0.0229 psi/ft and 0.0256 psi/ft."