Article Per Year (5 Year)
p-Index From 2021 - 2026
0
P-Index
This Author published in this journals
All Journal Jurnal Migasian
Ade Indra Gurada Capah
Unknown Affiliation
Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Chemistry Energy Engineering Environmental Science

Published : 2 Documents Claim Missing Document
Claim Missing Document
Check
Articles

Found 2 Documents
Search

 1 
Evaluasi Sumur Injeksi Pada Lapangan Panas Bumi Hululais, Bengkulu Riza Andhika Mahendra Putra; Febiasto Bimantoro; Ade Indra Gurada Capah; Cahyadi Julianto
Jurnal Migasian Vol 4 No 2 (2020): Jurnal Migasian
Publisher : LPPM Institut Teknologi Petroleum Balongan

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36601/jurnal-migasian.v4i2.134

Abstract

Lapangan panasbumi Hululais terletak di Bengkulu yang dioperasikan oleh PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) memasuki tahap pengembangan dengan 10 cluster dan 21 sumur, terdiri dari 16 sumur produksi dan 5 sumur re-injeksi untuk pembangkit 2x55 MW. Reservoir Hululais bertipe dominasi air dengan temperatur 250oC sampai 280oC memerlukan evaluasi kapasitas injeksi kelima sumur injeksi untuk memenuhi pembuangan seluruh air brine hasil dari separator dan cooling tower. Kapasitas injeksi dari perhitungan analisa nodal (Brown,1984) diperoleh kapasitas injeksi aktual total dari ke lima sumur injeksi dengan suhu air brine 170.9 oC adalah sebesar 318,4 kg/s, total air brine dari separator 746,3 kg/s, dan air brine yang tidak terinjeksikan sebesar 427.9 kg/s. Pada tahun 2018 dilakukan pengkajian akibat adanya penurunan kapasitas injeksi secara drastis yaitu sumur HLS-1 mengalami penurunan yang cukup besar yaitu sekitar 28.4 kg/s dari produksi awal yang sebesar 52 Kg/s, sedangkan sumur HLS-2 sekitar 37.8 kg/s dari produksi awal yang sebesar 77 kg/s, dan sumur HLS-3 sekitar 118.8 kg/s dari produksi awal yang sebesar 148 kg/s. Kemudian dilakukan analisa diperoleh nilai calcite scaling index sebesar 1.32 (SI>0) yang menunjukkan bahwa ada kecenderungan untuk terbentuk scaling yang dapat ditanggulangi dengan hydrofrac pada pada sumur HLS-1, HLS-2, dan HLS-3. Hydrofrac yang dilakukan mengakibatkan peningkatan nilai permeabilitas sebesar 50% sehingga nilai injectivity index meningkat. Dalam mengatasi sisa air brine dilakukan dengan injeksi dingin dengan suhu air brine 94.5oC, maka didapatkan hasil rekomendasi sebesar 777.5 kg/s.
Analisa Geopressure Pada Sumur Gas Lapangan Sumatera Utara Untuk Evaluasi Problem Partial Loss Pada Trayek 8 ½" Ade Indra Gurada Capah; Muhammad Akbar Najib; Reinaldi Juniarto
Jurnal Migasian Vol 4 No 2 (2020): Jurnal Migasian
Publisher : LPPM Institut Teknologi Petroleum Balongan

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36601/jurnal-migasian.v4i2.137

Abstract

The drilling of well “X” experienced a delay in reaching the target due to obstacles. Most of the non-productive time is caused by problems of well instability such as partial loss. well instability occurs when the mudweight used does not match the geopressure model of the well so that it is not optimal. The use of mudweight in well "X" is based on the geopressure model without a safe mud window approach from the nearest well where the well is located far enough away that it is less relevant to be used as a reference. Mudweights used are 14.5 - 14.9 ppg on the trajectory hole 8 1/2 ". Geopressure analysis is carried out using the help of Drillwork Predict Software. Geopressure components to be estimated are overburden pressure, pore pressure, fracture pressure, horizontal stresses and collapse pressure. After analyzing the geopressure model, the safe mud window can be identified, and analysis of the drilling problems that occur by examining the actual mudweight usage data and formation lithology data can be done. The optimal mud weight to minimize well instability must be greater than collapse pressure but not more than the minimum in situ stress. From the results of the geopressure analysis carried out, it can be concluded that there is overpressure at a depth of 890 m / 1279.5 ft due to disequilibrium compaction. On trajectory hole 8 1 / 2 "the mud weight used is too large, causing partial loss. Based on the safe mud window obtained from geopressure analysis of well X, the optimal mud weight design is 14.67 - 15.4 ppg for drilling on the trajectory hole 8 1/2 ".
Co-Authors Cahyadi Julianto Febiasto Bimantoro Muhammad Akbar Najib Reinaldi Juniarto Riza Andhika Mahendra Putra