well test

BAB I PENDAHULUAN

Pertimbangan teknis dan ekonomis merupakan faktor utama dalam membangun strategi pengembangan lapangan. Mengoptimalkan pengembangan lapangan membutuhkan suatu model reservoir yang mampu memprediksi secara realistis perilaku-perilaku dinamis dari reservoir dalam hubungannya dengan laju  produksi dan recovery fluida dalam berbagai kondisi operasi yang berbeda-beda. Suatu model reservoir dibentuk dengan data geologi, geofisik dan data sumur. Parameter-parameter yang diperlukan diperoleh dari pengukuran langsung (misal core, core,  cutting ,sampel ,sampel fluida formasi) dan dari data yang diinterpretasikan (misal seismik permukaan, log sumur, uji sumur, analisa temperatur-volumetekanan atau PVT). Data seismik dan log sumur memberikan deskripsi statis mengenai reservoir, tetapi hanya data uji sumur yang memberikan informasi mengenai respon dinamis dari reservoir yang mana merupakan elemen kunci dalam pembuatan model reservoir. Data dari uji sumur merupakan elemen penting untuk analisis dan peningkatan performa reservoir dan untuk data peramalan yang terpercaya. Well testing   merupakan suatu cara untuk mengetahui performa reservoir hidrokarbon. Tujuan utama dari well testing   adalah untuk menentukan kemampuan suatu reservoir dalam berproduksi serta untuk mengetahui karakteristiknya dalam kondisi dinamis. Tujuan lainnya yaitu untuk evaluasi terhadap reservoir, manajemen reservoir, modeling dan deskripsi reservoir. Melalui well testing, informasi lebih akurat mengenai reservoir dalam kondisi dinamis akan diperoleh. Prinsip dasar well testing adalah sangat sederhana yaitu memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Ini dilakukan baik dengan memproduksi laju aliran yang relatif konstan atau penutupan sumur (shutin). Dengan adanya gangguan ini, impuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan ke seluruh reservoir dan hal ini diamati setiap saat dengan 1

2

mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut. Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila  pengujian ini dirancang secara baik dan memadai kemudian hasilnya dianalisa secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat yang akan didapatkan. Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa datadata lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah :  Laju produksi aktual  Kuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampel yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi  Bentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasi model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan  Tekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurva build-up atau fall-off atau  fall-off untuk mengetahui tekanan reservoir statis.  Permeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskan aliran fluida  Transmissibility, Transmissibility, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis  batuan reservoir dan propertis fluida.  Faktor skin Faktor  skin,, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses produksi.   Damage ratio, ratio, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan  skin damage yang damage yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi.   Productivity,  Productivity, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al ir.

2

mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut. Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila  pengujian ini dirancang secara baik dan memadai kemudian hasilnya dianalisa secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat yang akan didapatkan. Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa datadata lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah :  Laju produksi aktual  Kuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampel yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi  Bentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasi model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan  Tekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurva build-up atau fall-off atau  fall-off untuk mengetahui tekanan reservoir statis.  Permeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskan aliran fluida  Transmissibility, Transmissibility, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis  batuan reservoir dan propertis fluida.  Faktor skin Faktor  skin,, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses produksi.   Damage ratio, ratio, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan  skin damage yang damage yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi.   Productivity,  Productivity, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al ir.

3

 Radius investigasi, yaitu suatu rentang jarak radial dari lubang sumur yang dapat terinvestigasi selama tes. Hasil analisa tes mewakili propertis rata-rata dari reservoir dalam radius tersebut.  Anomali reservoir, yang terdeteksi dalam radius investigasi termasuk barrier (skin) dan kontak fluida. Perubahan permeabilitas atau reservoir berlapis sering terrefleksi dari sifat tekanan yang diamati selama tes berlangsung. Informasi ini ketika dihubungkan dengan data lainnya sering dapat membantu dalam menjelaskan tipe anomali yang ada secara jelas.  Deplesi

reservoir,

yaitu

kondisi

penurunan

tekanan

reservoir

karena

 pengurasan fluida reservoir. Biasanya penurunan tekanan ini terjadi secara  perlahan dan jauh diujung batas reservoir sehingga berada diluar diluar jangkauan alat  perekam tekanan.  Heterogenitas reservoir, adanya variasi porositas dan permeabilitas dalam satu reservoir dapat menyebabkan karakteristik aliran yang sangat kontras. λ (lambda) adalah parameter aliran interporosity, mensifatkan kemampuan dari matrix untuk mengalir kedalam retakan. Ω (omega) adalah rasio storativitas yang secara umum berhubungan dengan prosentase ketersediaan minyak didalam retakan. Κ (kappa) adalah kekontrasan permebilitas antar lapisan.

BAB II EI FUNCTION

2.1.

Tujuan Analisa

1.

Mengetahui P pada pada radius tertentu

2.

Mengetahui tekanan reservoir pada waktu percobaan selama 5 jam.

3.

Mengetahui waktu waktu yang diperlukan untuk untuk mencapai tekanan pada aliran transien.

2.2.

Teori Dasar

2.2.1. Aliran Fluida Di Media Berpori

Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi  berbeda-beda.

Pola

aliran

radial

paling

lazim

digunakan

untuk

menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ini diawali oleh solusi Van Everdingen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang modelmodel lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir dalam pola-pola aliran yang digunakan untuk menganalisa transient tekanan di resrvoir. Berhubung pola airan Radial yang paling umum digunakan maka  pembahasan selanjutnya mengenai penyelesaian persamaan, prinsip atau metode analisa yang memakai pola-pola aliran tersebut. 2.2.2. Idealisasi Reservoir Dengan Pola Aliran Radial

Pada reservoir dengan pola aliran radial, persamaan differensialnya diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut : 1.

Hukum Kekekalan Massa

2.

Aliran mengikuti Hukum Darcy

3.

Persamaan Keadaan

4

5

Gambar Gambar 2.1. Pola Pola ali ran Radial

Maka persamaan differensial untuk aliran fluida yang radial adalah :

          .......................................................... (2-1)      Persamaan ini lebih dikenal dengan nama “diffusivity “ diffusivity equation”, equation”, sedangkan konstanta dikenal

      dikenal sebagai “hydraulic “hydraulic

diffusivity”. diffusivity”. Dari persamaan diatas didapat dari hukum kekekalan massa, hukum darcy, dan persamaan keadaan dalam field unit dimana : P

= tekanan reservoir , psi

r

= jari-jari atau jarak dari lubang bor, ft



= porositas, fraksi

μ

= viskositas fluida, cp

k

= permeabilitas, md

t

= jam

C

= kompressibilitas, psi-1

Untuk gas yang bersifat tidak ideal, persamaannya adalah :

             ........................................ ..... (2-2)          ............................................. Dimana Z adalah superkompressibilitas gas. Apabila fluidanya multifasa yang terdiri dari minyak, gas, dan air maka  persamaannya adalah :

6

        .......................................................... (2-3)      Dimana Ct menggambarkan kompresibilitas total, Ct

=

    ...................................................... (2-4)

Sedangkan λ t adalah mobilitas yaitu : t

=

     ........................................................................ (2-5)

2.2.3. Variabel - variabel Yang Tidak Berdimensi

Dalam penyelesaian persamaan untuk analisa tekanan, akan lebih mudah dinyatakan dengan variabel-variabel yang tidak berdimensi. Pada dasarnya, variabel yang sangat umum digunakan adalah : PD tD r D QD CD

=

.............................................................................. (2-6)  

  dan t =  ...................................... (2-7)    = ............................................................................................. (2-8)   =    .................................................................... (2-9)  ............................................................................. (2-10) =  =

DA

Dari persamaan differensial maka ditransformasikan kedalam  parameter-parameter yang tidak berdimensi tersebut akan menjadi :

           

atau

      ....................... (2-11)    

2.2.4. Solusi Persamaan Diffusivitas Untuk Pola Aliran Radial

Ada lima solusi persamaan differensial yang snagat berguna didalam analisa transient tekanan atau well testing yaitu : 1.

Solusi untuk reservoir yang tidak terbatas ( line source solution ) Disebut sebagai line-source well karena ukuran lubang bor dapat diabaikan atau mendekati radius sama dengan nol yang reservoirnya berbentuk silindris dalam lubang bor.

7

Dengan anggapan bahwa sumur tersebut diproduksikan dengan laju produksi yang konstan sebesar q b, radius sumur mendekati nol, tekanan awal diseluruh titik di reservoir sama dengan Pi dan sumur tersebut menguras area yang tak terhingga besarnya, maka  persamaan differensialnya sebagai berikut : P

            =     ...................... (2-12)

Dimana :

         ∫  ............................................................. (2-13) (Ei = exponential integral)

Dari persamaan P diatas disebut solusi pada saat reservoir   bersifat “infinite acting ”.

8

Tabel 2.1. Tabel Ex ponential

9

Gambar 2.2. Ei F unction

Dari tabel dan gambar diatas untuk mendapatkan fungsi Ei (-x)  pada x < 0.02, ei (-x) dapat didekati dengan ketelitian < 0.6 % oleh  persamaan : Ei(-x) = ln (1.761 x) ................................................................. (2-14) Terlihat pada tabel dapat digunakan 0.02 < x < 10.9, untuk x ≤ 0.02 kita menggunakan persamaan Ei(-x) = ln (1.761 x) dan untuk x > 10.9 maka Ei (-x) dapat dikatakan sama dengan nol untuk tujuantujuan praktis. 2.

Solusi untuk reservoir yang terbatas

3.

Solusi untuk keadaan pseudo steady state

10

4.

Solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada batasnya (Constant  Pressure at Outer Boundary )

5.

2.3.

Solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin

Data Analisa dan Perhitungan

2.3.1. Data Analisa

Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : a.

Laju Produksi ( Qb )

: 20 STB/D

 b.

Viskositas (  )

: 0.704 cp

c.

Permeabilitas ( k )

: 0.104 md

d.

Kompresibilitas Total ( Ct )

: 0.000015 Psi-1

e.

Tekanan ( Pi )

: 3000 Psi

f.

Jari - jari Pengurasan (re)

: 3000 ft

g.

Jari – jari Sumur ( rw )

: 0.5 ft

h.

Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.404 RB/STB

i.

Ketebalan Formasi Produktif ( h )

: 150 ft

 j.

Porositas (  )

: 0.204

k.

Faktor Skin ( S )

:0

l.

Radius ( a )

: 1 ft

m.

Radius ( b )

: 10 ft

n.

Radius ( c )

: 100 ft

o.

Waktu ( t )

: 5 hours

2.3.2. Perhitungan

a.

Langkah Pertama menggunakan syarat Ei Function :

                 

Maka,

=

 (  )            (  )    

11

=

 b.

       

Langkah kedua menentukan pressure dengan cara coba-coba pada kondisi infinite acting dengan asumsi radius = 1 ft, 10 ft, dan 100 ft

       –       



  

Untuk harga x pada radius = 1 ft

                    

     

Disimpulkan bahwa harga x  0.02

[] =  

Ei (-x) =

= - 4.963

                                

       

Untuk harga x pada radius = 10 ft

                    

   

      

Disimpulkan bahwa 0.02 < x < 10.9  

Dalam kondisi tersebut untuk menentukan x, maka kita harus interpolasi terlebih dahulu : 0.21 0.207 0.20

12

0.183

x

0.233

                    X = 1.171

                               

        

Untuk harga x pada radius = 100 ft

                      

       Disimpulkan bahwa x > 10.9         

                      

        

13

2.4.

Pembahasan

Dari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft yaitu

 Psi, radius 10 ft yaitu 2,895.238 Psi dan radius 100 ft

sama dengan Pi sendiri yaitu 3000  Psi. Penggunaan Ei Function hanya dapat dilakukan pada infinite acting reservoir dimana tekanan di reservoir dianggap sama. Semakin besar radius percobaan, maka tekanan yang didapatkan mendekati tekanan awal. Semakin dekat radius percobaan (missal 1 ft) maka lubang bor akan mengalami kehilangan tekanan. Kondisi di dekat lubang bor akan sangat mempengaruhi kelakuan aliran. Perubahan tekanan dan radius pengurasan yang menerus seiring dengan waktu.

2.5.

Kesimpulan

1.  Nilai P = R2 adalah 2555.989 2. Semakin kecil radius pengurasan percobaan maka semakin berkurang tekanan percobaan dari tekanan awal 3. Semakin besar radius pengurasan percobaan maka semakin dekat tekanan percobaan dengan tekanan awal

14

BAB III DIETZ SHAPE FACTOR

3.1.

Tujuan Analisa

1.

Menentukan nilai Pi

2.

Mengetahui lamanya waktu yang diperlukan berbagai geometri reservoir pada infinite acting reservoir, Pseudo Steady State less than + 1% dan Pseudo Steady State Exact.

3.

3.2.

Mengetahui laju produksi stabil (q) pada tekanan dan PI tertentu.

Teori Dasar

Pada perhitungan persamaan aliran sebelumnya, hanya membahas  bentuk geometri reservoir berupa silinder terbatas. Namun dalam kenyataan dilapangan tidak selamanya kita dapat menemukan bentuk geometri reservoir kita berupa silinder terbatas. Untuk itu perlu suatu  perhitungan persamaan aliran dalam bentuk geometri yang lainnya. Untuk itu Odeh telah menurunkan persamaan aliran terhadap bentuk geometri reservoir-reservoir non-silindris pada kondisi pseudo steady state, yaitu

     ,      Dimana : Pins

: Tekanan awal reservoir, psi

Pwf

: Tekanan alir sumur, psi

q

: Laju alir, bbl/day

µ

: Viskositas, cp

B

: Faktor volume formasi, RB/STB

k

: Permeabilitas, md

h

: Ketebalan formasi, ft

..……… (3-1)

15

A

: Luas Area, ft2

CA

: Konstanta Dietz

r w

: Jari-jari sumur, ft

S

: Faktor skin

Secara teoritis aliran  steady state  terjadi pada harga t yang sangat  besar (sumur telah diproduksikan sangat lama) pada suatu sistem reservoir dengan kondisi batas luar reservoir berupa tekanan konstan dan laju  produksi dilubang sumur konstan (constant production rate). Periode transient, Pseudosteady state dan steady state tersebut diatas dapat diobservasi melalui plot.

Gambar 3.1. Jeni s ali ran Pwf VS t

 Dietz shape factor  (CA) adalah suatu konstanta yang dimasukkan ke dalam persamaan solusi  Pseudosteady State  agar persamaan tersebut cocok atau berlaku untuk bentuk luas daerah pengurasan sumur (drainage area). Berdasarkan bentuk-bentuk geometri reservoir yang lain, akhirnya konstanta  Dietz shape factor   dikembangkan berdasarkan bentuk geometri reservoir yang lain dan letak sumurnya, adapun pengembangan konstanta ini dapat dilihat pada tabulasi berikut.

16

Tabel 3.1. Tabel Shape F actors for Vari ous Sin gle-Well Dr ainage Areas 

17

Jadi, dengan adanya tabulasi dari  Dietz   ini, maka dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya. Adapun perhitungan waktu (t) sumur untuk mencapai kondisi tertentu adalah sebagai berikut

         

.………………………………………………… (3-2)

18

Untuk penentuan waktu pada berbagai kondisi, berikut penggunaan  Dietz Shape Factor : 

Untuk Infinite Acting Reservoir → “Use Infinite-System Solution With Less Than 1% Error for t DA”.

     

............................................................................ (3-3)

Untuk  Pseudo Steady State (Ketelitian ± 1%) → “ Less Than 1% Error for tDA”.

     

…………………………...…...……................. (3-4)

Untuk Pseudo Steady State → “Exact for t DA”. Sedangkan untuk menentukan Productivity Index (J) dari reservoir non silindris, dapat digunakan persamaan:

       ̅ 

…………………….…... (3-5)



Sehingga dapat ditentukan laju alirnya dengan persamaan:



…………………...…………………....…. (3-6)

3.3.

Data Analisa dan Perhitungan

3.3.1. Data Analisa

Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : : 17420000 ft 2

a.

Luas Area ( A )

 b.

Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.504 BBL/STB

c.

Porositas (  )

: 0.204

d.

Viskositas (  )

: 1.04 cp

e.

Permeabilitas ( k )

: 100.04 md

f.

Kompresibilitas Total ( Ct )

: 0.00001 Psi-1

g.

̅-Pwf

h.

Ketebalan Formasi Produktif ( h )

: 500 Psi : 10 ft

19

i.

Jari Jari – jari Sumur ( rw )

: 0.30 ft2

 j.

Faktor Skin ( S )

: 3.0

Keterangan : tDA Infinite Acting Reservoir

= 0.03

tDA ketelitian 1%

= 0.25

tDA PSS Exact

= 0.7

CA

= 12.985

3.3.2. Perhitungan

a.

Menentukan t dalam infinite acting   reservoir dengan t DA = 0.03 menggunakan persamaan (3-3).



         

t = 41.981 hours

 b.

Menentukan t dalam PSS dengan ketelitian 1%, t DA

=

0.25

menggunakan persamaan (3-4).

                      t = 384.843 hours

c.

Menentukan t dalam PSS Exact dengan t DA

=

0.7 menggunakan

 persamaan yang sama dengan persamaan (3-3) dan (3.4).

                  t = 979.562 hours

d.

Menentukan J dan laju produksi (q) dengan menggunakan persamaan (3-5) dan (3-6).

̅-Pwf = 5000 Psia

20

     

      [         ]

                      [        ]

      

    Sedangkan,

̅

q = J ( - Pwf) = 0.3882 ( 500 psia ) q = 194,131 STB/Day

3.4.

Pembahasan

Dari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan dan menentukan waktu (dalam

jam) dari  Infinite Acting

 Reservoir,  Pseudo Steady State  (Ketelitian ± 1 %),  Pseudo Steady State  Exact , dan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia., didapatkan bahwa waktu pada  Infinite Acting Reservoir selama 41.981 hours, kemudian  Pseudo Steady State dengan ketelitian ± 1 % didapatkan 384.843 hours,  Pseudo Steady State selama 979.562 hours,

J sebesar

, sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf sebesar 500  psia yaitu sebesar 194,131 STB/day.

21

3.5.

Kesimpulan



1.

Mendapatkan nilai Pi (J) =

2.

Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari Productivity Index (J).

3.

Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui  bentuk reservoir dengan tepat dan benar.

BAB IV PRESSURE BUILD-UP TESTING

4.1.

Tujuan Analisa

1.

Menentukan atau mengetahui harga K.

2.

Untuk mengetahui adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin).

4.2.

3.

Untuk mengetahui produktivitas formasi (PI).

4.

Untuk mengetahui nilai permeabilitas dari formasi yang diuji.

Teori Dasar

Penentuan karakteristik dari suatu reservoir merupakan parameter yang sangat diperlukan dalam mendeskripsikan suatu reservoir. Salah satu cara yang dilakukan untuk mengetahui karakteristik dari suatu reservoir adalah dengan analisis transient tekanan,dimana kegiatannya dinamakan dengan  pressure build up test . Cara ini berdasarkan pada prinsip superposisi, dimana memerlukan satu harga laju produksi minyak pada selang waktu tertentu. Nilai karakteristik pada analisis transient tekanan dapat ditinjau dari beberapa metode diantaranya hornerplot (diajukan oleh Horner pada tahun1951 ) (semi-log plot), derivative

dan

type curve

matching . Pelaksanaannya dapat didukung pula oleh data yang dihasilkan dari geologi, petrofisik, logging, dan laboratorium. Parameter yang dapat di ketahui dari pressure build up test berupa permeabilitas, skin, wellbore  storage, jenis reservoir, batas reservoir, dan tekanan rata-rata ( finite acting ).  Pressure buildup test   adalah salah satu cara yang bertujuan untuk mendapatkan informasi secara langsung mengenai sifat-sifat fluida yang yang

terkandung

dalam

reservoir,

karakteristik

batuan

reservoir,

temperatur, dan tekanan reservoir yang merupakan suatu teknik pengujian tekanan tansien. 22

23

Prinsip pengujian, pada dasarnya dilakukan dengan pertama-tama memproduksikan sumur selama suatu selang tertentu dengan laju alir yang konstan, kemudian sumur tersebut ditutup. penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu. Dasar analisa  pressure build-up test   ini diajukan oleh horner , yang  pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu Berdasarkan prinsip superposisi tersebut, maka sumur-sumur diproduksi dengan laju alir tetap selama waktu “tp”, kemudian sumur ditutup selama waktu “t”. Pws diplot terhadap log (tp+Δt)/Δt  merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope, m). Berdasarkan konsep tersebut, maka harga  permeabilitas dapat ditentukan dari slope “m”, sedangkan apabila garis tersebut diekstrapolasi ke harga “horner time” (tp+Δt)/Δtsama dengan 1, maka secara secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal reservoir. Untuk menentukan terjadi kerusakan atau perbaikan formasi yang ditandai oleh harga skin faktor (S) : 

Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damaged ) dan  berharga negatif berarti menunjukan adanya perbaikan ( stimulated ).



Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi  produktif akibat adanya skin efek, biasanya diterjemahkan kepada  besarnya penurunan tekanan. Dari hasil yang didapat, besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau

flow effisiensi (FE), sertaradius of investigation (ri) dari analisa pressure build-up ini dapat ditentukan. Untuk reservoir yang bersifat infinite acting , tekanan rata-rata reservoir ini adalah P* = Pi = Pave yang dapat diperkirakan.

24

4.3.

Data Analisa dan Perhitungan

4.3.1. Data Analisa

Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : a.

Laju Produksi ( Q )

: 200 BBL/Day

 b.

Tekanan ( Pi )

: 3538.6 psi

c.

Jari – jari Sumur ( rw )

: 0.4583 ft

d.

Porositas (  )

: 0.104

e.

Ketebalan Formasi Produktif ( h )

: 45.93 ft

f.

Viskositas Minyak  (  )

: 1.35 cp

g.

Kompresibilitas Total ( Ct )

: 0.0003 1/ psi

h.

Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.25 RB/STB

i.

Sumur Diproduksikan, (t p)

: 164 Jam

25

4.3.2. Perhitungan

Tabel 4.1. Data Tekanan dan Waktu

dt, Jam 0

Pws, psi 3538.627

0.01

3547.811

16401

0.0186 0.0291

3555.552 3564.654

8818.2043 5636.7388

0.0496

3581.853

3307.4516

0.0707

3598.713

2320.6605

0.082

3607.355

2001

0.1009

3621.213

1626.3717

0.1357 0.1937 0.2764 0.361 0.4713 0.5974 0.78 1.1132 1.4535 1.7886 2.5525 3.3328 4.8993 7.8719 10.2784 12.6481 15.5641 17.0114 20.9334 28.1549 33.6344 48

3645.29 3681.137 3724.555 3761.139 3799.697 3833.473 3869.224 3908.672 3930.481 3942.82 3957.012 3963.639 3970.802 3977.73 3981.07 3983.433 3985.566 3986.425 3988.282 3990.609 3991.826 3993.833

1209.5483 847.67011 594.34298 455.29363 348.97369 275.52293 211.25641 148.32303 113.8311 92.691826 65.250735 50.207873 34.47417 21.833598 16.955791 13.966374 11.537069 10.640594 8.83437 6.8249186 5.8759603 4.4166667

(tp+dt)/dt

 Keterangan : Warna hijau merupakan Transient Condition

26

a.

Langkah pertama hitung (tp+dt)/dt dengan menggunakan persamaan

.             b.

, dan seterusnya.

Langkah kedua plotkan (tp+dt)/dt vs Pws, kemudian ubah grafik tersebut kedalam bentuk grafik semilog dan dilanjutkan untuk menentukan kondisi trasient pada grafik dengan cara menarik garis linier dari garis yang berada diatas grafik semilog. Buat garis trendline untuk menemukan persamaan pada garis linier pada kondisi transient. Sehingga didapatkan nilai y = -10.0ln (x) + 4021.8 dan R² = 0.988

c.

Mencari Nilai slope (m) dengan menggunakan persamaan dari trendline yang telah didapatkan dengan harga X=1 dan X=10 Untuk x=1 : y = -10.0 ln (1) + 4021.8 = 4021.8 psi/cycle Untuk x =10 : y = -10.0ln (10) + 4021.8 = 3986 psi/cycle maka, nilai slope (m) = 4021.8 - 3986 =

d.

 

Menentukan X untuk 1 jam dengan Δt = 1 jam menggunakan  persamaan :

         e.

Menghitung P 1 jam dengan menggunakan persamaan garis linier, serta menghitung P*. P@ 1 jam = -10.0 x P* = -10.0 x

f.

+ 4021.8= 3942.76 psi

+ 4021.8= 4021.8 psi

Menghitung besarnya permeabilitas menggunakan persamaan :

      

                

27

g.

Menghitung faktor skin menggunakan persamaan :

S= =

  + *   

+  *   

S = 9.763 h.

Menghitung harga dari ΔPskin dengan menggunakan persamaan  :

 =  

∆P skin =

= 302.7634 psi i.

Menghitung J ideal menggunakan persamaan : J ideal

   =  =

= 1.108588  j.

Menghitung J nyata menggunakan persamaan : J nyata

   =  =

= 0.41393 k.

Menghitung harga FE menggunakan persamaan :

   = 

FE =

= 0.373385 % l.

Menghitung harga ri menggunakan persamaan : ri =

= =

√     √   ft

28

4100

4000

3991.826 3942.82

3900

3800

3700

y = -15.48ln(x) + 4021.8 R² = 0.941

3600

3500 10000

1000

100

10

1

Graf ik 4.1. Semil og PBU (tp+dt)/dt VS Pws

4.4.

Pembahasan

Dengan memperhatikan grafik Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws dapat di tentukan nilai, dengan mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle. Dari nilai m serta data yang tercantum di tabel, dapat ditentukan nilai permeabilitas, nilai P1jam, nilai factor skin, produktifitas formasi,  flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk permeabilitas, didapatkan nilai

 mili Darcy, nilai permeabilitas formasi tersebut cukup.

 Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut memiliki gangguan nilai skin yang sangat besar, yaitu 9.763.

4.5.

Kesimpulan

1.

Permeabilitas di dapatkan 33.4381 md

2.

Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damage)  dan  berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated).

3.

Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek , biasanya direjemahkan kepada besarnya  penurunan tekanan.

29

BAB V PRESSURE DRAW DOWN TESTING

5.1.

Tujuan Analisa

1.

Untuk mengetahui permeabilitas formasi (k) selama pengujian.

2.

Untuk mengetahui faktor skin (S) selama pengujian.

3.

Untuk mengetahui bentuk reservoir dan letak sumur berdasarkan  perhitungan data.

5.2.

Teori Dasar

 Pressure

draw

down

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 di seluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya. Mengingat hal tersebut diatas waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure draw down test adalah pada saat –   saat pertama suatu sumur berproduksi. Namun tentu saja bahwa test ini tidak hanya terbatas  pada sumur  –   sumur baru saja. Jadi pada dasarnya pengujian ini dapat dilakukan pada : 1.

Sumur baru,

2.

Sumur –   sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir, dan

3.

Sumur  –   sumur produktif yang apabila dilakukan buildup test si empunya sumur akan sangat merugi. Apabila didesain secara memadai, perolehan dari pengujian ini

mencakup banyak informasi yang berharga seperti permeabillitas formasi, faktor skin dan volume pori –  pori yang berisi fluida.

30

31

Seperti telah dikatakan diatas, pertama idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik reservoirnya. Tuntukan ini  bisa terjadi pada reservoir  –   reservoir yang baru tetapi jarang dipenuhi  pada reservoir –  reservoir yang telah lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju produksi disaaat drawdown tetap selama pengujian. Apabila kedua tuntutan itu tidak dapat dipenuhi dengan baik, ada cara lain untuk menganalisanya yaitu dengan “multi rate testing”.  Pada  penjelasan ini laju aliran dianggap tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara berlanjut. Pada pengujian ini, segala data komplesi harus diketahui agar efek dan lamanya “wellbore storage dominated” dapat diperkirakan. Keuntungan ekonomis melakukan pengujian jenis ini adalah kita masih memperoleh produksi minyak selama pengujian (tidak seperti pada  pressure buildup test), sedangkan keuntungan secara teknis adalah kemungkinan untuk dapat memperkirakan volume reservoir. Tetapi kelemahan yang utama adalah sukar sekali mempertahankan laju aliran tetap selama pengujian berlangsung. Metode analisa  pressure drawdown testing   terbagi dalam tiga  periode, berikut tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa  pressure drawdown test   berdasarkan masing-masing periode yang terjadi, yaitu : periode transient , periode late transient , dan PSS ( preudo steady  state). 1.

Analisa Pressur e Dr awdown pada Per iode Tr ansient 

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 :

    ......................................................... Keterangan :

 = Pressure Dimensionless  = Time Dimensionless

(5-1)

32

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

 + …...... (5-2)   *   Keterangan : Pwf

= Tekanan dasar sumur, psi

Pi

= Tekanan awal, psi

Q

= Laju alir produksi, bbl/d

       

= Viscositas oil, cp = Faktor volume formasi oil, RB/STB = Permeabilitas, md = Tebal formasi, ft = Porositas = Compressibilitas total, Psi-1 = jari-jari sumur, ft = factor skin

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

   .. ............................................................................ (5-3) Keterangan : m = slope (kemiringan), psi/cycle Q = Laju (produksi) sebelum sumur ditutup, bbl/d



= Viskositas, cp

B = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB k

= permeabilitas, md

h

= Ketebalan Formasi Produktif, ft

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

33

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

 + .. ..................... (5-4) *     Keterangan : S

= Faktor Skin

Pwf

= Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi

P1hr

= Tekanan Selama 1 jam

m

= slope (kemiringan), psi/cycle

k

= permeabilitas, md

μ

= Viskositas, cp



= Porositas,

ct

= Kompresibilitas total, 1/psi

rw

= Jari-jari Sumur, ft

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 :

 ...................................................... (5-5)    ⁄ Keterangan : t = time, hour Ct = Compressibilitas total, Psi-1 k = Permeabilitas, md h = tebal formasi, ft s = factor skin

 = Viscositas oil, cp

34

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

      .. ...................................................................... (5-6) Keterangan : Ct = Compressibilitas total, Psi-1 Q = Laju alir produksi, bbl/d B = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB

= Perbedaan waktu, hour  = Perbedaan tekanan, Psi 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 :

    ................................................................... (5-7) Keterangan : k = Permeabilitas, md Q = Laju alir produksi, bbl/d

 = Viscositas,cp  = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB  = Nilai Slope, Psi/cycle  = Tebal formasi produktif, ft M

akan

bernilai

negative

sehingga

menghasilkan

 permeabilitas yang positif kemudian factor skin dapat dihitung.

35

2.

Analisa PDD pada periode Late Transient

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

    .. .......................................................................... (5-8) Keterangan : k

= Permeabilitas, md

Q = Laju alir produksi, bbl/d

   

= Viscositas,cp = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB = titik potong terrhadap sumbu tegak  = Tebal formasi produktif, ft

    .. ......................................................................... (5-9) Keterangan : k

= Permeabilitas, md

Q = Laju alir produksi, bbl/d

   

= Viscositas,cp = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB = titik potong terrhadap sumbu tegak  = Tebal formasi produktif, ft

Volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (drainage volume) sumur yang diujikan kemudian dapat diperkirakan : Tentukan slope (β) terlebih dahulu,

  .. ............................................................. (5-10)     :  = Slope

  

= Viscositas, cp = Permeabilitas,md = Porositas

36

 = Compresibilitas total, Psi  = jari-jari sumur, ft

-1

  .. ................................................................. (5-11) Keterangan : Q = Laju alir produksi, bbl/d

 = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB  = titik potong terrhadap sumbu tegak   = Slope  =  Compresibilitas total, Psi-1

Faktor skin dapat pula ditentukan :

  ̇   ............................................ (5-12) Keterangan : S

= Faktor Skin

 = TekananIterassi, psi  = Tekanan awal, psi  = Jari-jari pengurasan, ft  = Jari-jari sumur,ft    .. ....................................................................... (5-13) Keterangan : P (skin)

= Tekanan Skin

 b

= titik potong terrhadap sumbu tegak

S

= Faktor Skin

Menentukan radius of investigasi :

 .. .............................................................................. (5-14)   √  Keterangan :

37

Re = Jari-jari pengurasan Vp = Volume Pori, res/bbl

   3.

= Constanta = Tebal formasi produktif, ft = Laju alir produksi, bbl/d

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 :

  .. .......................................................................... (5-15)     Keterangan :

 = Slope Pesudo Steady State  = Laju alir produksi, bbl/d  = Constanta (3,14)  = Porositas  = Compresibilitas total, Psi  = Jari-jari pengurasan, ft

-1

Kemudian dengan mengetahui kemiringan ini,

drainage

volume dapat ditentukan :

  .. .................................................................. (5-16) Keterangan : Vp = Volume pori-pori yang berisi fluida Q = Laju Alir Produksi, bbl/day B = Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STB Ct = Kompresibilitas Total

 = Slope Pesudo Steady State

38

4.

Penentuan Bentuk Reservoir Dari Data PDD Berdasarkan PSS dan Periode Tr ansient 

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

    *  + ........................... (5-17) Keterangan :

 = Tekanan pada periode semi steady state  = Waktu pada periode semi steady state   = Luas area,ft  = Jari-jari pengurasan, ft  = Constanta Dietz Shape 2

Dengan mengkombinasikan persamaan sebelumnya dengan  persamaan diatas maka diperoleh :



................................................................ (5-18)

Keterangan : Pwf

= Tekanan dasar sumur, psi

m*

= Slop Pseudo Steady State

t

= Waktu, S



= Pressure Intake

Dimana P int adalah :

 + ................... (5-19)      *    Keterangan :

= Tekanan Intake, psi  = Tekanan Inisial, psi  = Laju alir produksi, bbl/d  = Viskositas  = Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STB

39

 = Permeabilitas, mD  = Ketebalan Formasi Produktif, ft   = Luas area,ft  = Jari-jari Pengurasan,ft  = Constanta Dietz Shape  = Factor skin 2

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 :

   *  + ................................. (5-20) Keterangan :

 = Constanta Dietz Shape  = Slope Transient   = Slope Pseudo Steady State   = Tekanan Selama 1 jam   = Pressure Intake, psi  Nilai tDA PSS :

    .. .................................................. (5-21) Keterangan :

 = Waktu pada semy steady state  = Slope Transient   = Slope Pseudo Steady State 5.3.

Data Analisa dan Perhitungan

5.3.1. Data Analisa

Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : a.

Laju Produksi ( Q )

: 200 BBL/Day

 b.

Porositas (  )

: 0.237

c.

Viskositas Minyak (  )

: 1.5 cp

40

d.

Kompresibilitas Total ( Ct )

: 0.0000082 psi-1

e.

Jari – jari Sumur ( rw )

: 0.5 ft

f.

Ketebalan Formasi Produktif ( h )

: 6.09756098 ft

g.

Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.2 RB/STB

h.

Tekanan ( Pi )

: 4600 psi

i.

Temperatur, (T)

: 220 o F

5.3.2. Perhitungan

Tabel 5.1. Data Tekanan dan Waktu ΔP

t jam 0

Pwf  psi 4412

psi 188

0.12

3812

788

1.94

3699

2.79

3653

901 947

4.01

3616

984

4.82

3607

993

5.78

3600

6.94 8.32 14.4 17.3 20.7 24.9 29.8 35.8 43 51.5 61.8 74.2 89.1 107 128 154 185 222

3593 3586 3573 3567 3561 3555 3549 3544 3537 3532 3526 3521 3515 3509 3503 3497 3490 3481

1000 1007 1014 1027 1033 1039 1045 1051 1056 1063 1068 1074 1079 1085 1091 1097 1103 1110 1119

41

266 319 383 460 a.

3472 3460 3446 3429

1128 1140 1154 1171

Periode Transient 

Graf ik 5.1. Semil og Transient 

4600 4400 4200

t vs Pwf  transient

4000

Log. (transient) 3800

Linear (transient)

3600

y = -40.57ln(x) + 3671.6 3616

3586

R² = 0.977

3400 1

10

1) Step 1 x

=1

x

= 10

m = x1 – x10

100

1000

     = 3671 –   3577.754 = 93.255 psi/cycle

P pada saat 1 hr

=

 

= 3671 psi

2) Step 2 k

      =  

=

42

= 102.94 mD

3) Step 3 S

  * +    +   = *       

=

= 5.755

b. Periode L ate Tr ansient 

1) Step 1 Tabel 5.2. P I terasi

t (jam) 14.4 17.3 20.7 24.9 29.8 35.8 43 3490 83 77 71 65 59 54 47

3525 48 42 36 30 24 19 12 3481 92 86 80 74 68 63 56

3526 3521 47 52 41 46 35 40 29 34 23 28 18 23 11 16 3472 3460 101 113 95 107 89 101 83 95 77 89 72 84 65 77

3515 58 52 46 40 34 29 22 3446 127 121 115 109 103 98 91

3509 64 58 52 46 40 35 28

3503 70 64 58 52 46 41 34

3497 76 70 64 58 52 47 40

43

1000 3525 3526 3521 100

3515 3509 3503 3497

10

3490 3481 3472 1

3460 0

10

20

30

40

Graf ik 5.2. Grafi k t vs P I terasi

P iterasi

= 3490 psi

 b

= 103 (dari grafik)

β

=

       =  = 0.026954

2) Step 2 tPSS =

     

= 460 jam –  51.5 jam = 408.5 hours

3) Step 3 t PSS re

          =   = √   = 1110.878 ft

50

44

4) Step 5

 + *  +*   +*+ = *  

S =

= 0.596374

5) Step 6

   =   

Vp

=

= 1175463 res/bbl

c. Periode PSS 4600 4400 4200

t vs Pwf  PSS

4000

Log. (PSS) Linear (PSS)

3800

Linear (PSS) 3600

3549

y = -0.2427x + 3537.5 3429 R² = 0.9903

3400 0

100

200

300

400

Graf ik 5.3. Grafi k dt vs Pwf 

1) Step 1 y

 = 

=

Maka m * = 0.242 psi/hr

500

45

2) Step 2

  , dimana βL = m pada kondisi PSS  =   

Vp =

= 1175463 res/bbl

3) Step 3

        =   

CA =

= 151.6

dimana

m*

= slope PSS = 0.242

m

= slope transient = 93.255 Psi/cycle

P1hr = 3671 psi P int = 3490 psi

4) Step 4

     =   

(tDA) PSS =

= 0.19431

Berdasarkan hasil perhitungan tDA, didapatkan nilainya adalah 0.19431  dimana nilai tersebut mendekati 0.2 pada tabel bounded

reservoir. Sehingga diketahui bentuk reservoir yang sesuai dengan nilai tersebut adalah segitiga.

46

Gambar 5.1. In Boun ded Reser voir

5.4.

Pembahasan 

Periode Transient

Dengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation berdasarkan pengamatan y= -40.57 ln (x) + 3671.6. Dari  persamaan tersebut didapatkan nilai m sebesar 93.255 psi/cycle serta data P1jam sebesar 3671 psi. Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.94 mD.  Nilai skin didapatkan sebsesar 5.755 yang menandakan

 bahwa formasi tersebut damage.



Periode Late Transient

Dengan memperhatikan variabel yang ada dan didapatkan dari  periode transient. Dibuat tabel P iterasi berdasarkan periode late transient dengan membuat 5 variabel yang mencakup seluruh waktu  pada periode late transient. Didapatkan P iterasi berdasarkan  pengamatan sebesar 3490 psi, nilai b sebesar 103, dan nilai β sebesar 0,026594/hr.  Nilai t didaptkan dari pengurangan antara waktu pada

PSS awal dan waktu pada Transient akhir sehingga nilai hasilnya 43.18 jam. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS

dengan waktu awal transient, didapatkan nilai waktu 408.5 jam.  Nilai re atau jari-jari pengurasan didapatkan sebesar 1110.878 ft.  Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Dari variabel  pendukung tersebut

didapatkan

skin sebesar

0.596374 yang

menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.

47



Periode Pseudo Steady State

Dari variabel  –   variabel yang ada dan pendukung sebelumnya dilakukan perubahan grafik semilog menjadi grafik kartesian. Dari grafik kartesian tersebut didapatkan equation berdasarkan plot data yaitu y= -0,2427 x + 3537.5. Dimana y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,242 psi/hr.  Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl . Nilai CA didapatkan sebesar 1516, dimana dalam mencari CA dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan

P intake yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar 0.242, P1hr sebesar 3671 psi  dan p intake sebesar 3490 psi. Nilai (TDA) PSS didapatkan sebesar 0,19431.

5.5.

Kesimpulan

1.

Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient , periode late transient , dan PSS ( preudo steady state) pada percobaan Drawdown testing.

2.

Selain itu juga dari percobaan  Drawdown testing   didapatkan nilai  permeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masing-masing fase periode aliran.

3.

Pada percobaan  Drawdown testing   kita dapat mengetahui waktu dimulainya aliran transient, late transient dan PSS ( preudo steady  state).

BAB VI PEMBAHASAN UMUM

Analisis uji sumur minyak adalah cabang dari teknik reservoir. Informasi yang diperoleh dari aliran dan tes tekanan transient pada kondisi in situ reservoir sangat penting untuk menentukan kapasitas produksi dari reservoir. Analisis tekanan transien juga menghasilkan perkiraan tekanan reservoir rata-rata. Seorang reservoir engineer harus memiliki informasi yang cukup tentang kondisi dan karakteristik reservoir, baik untuk menganalisis kinerja reservoir yang memadai dan

untuk

meramalkan

produksi

masa

depan

dalam

berbagai

macam

 pengoperasian. Production engineer juga harus mengetahui kondisi sumur  produksi dan sumur injeksi untuk menghasilkan kinerja terbaik dari reservoir. Perolehan data dan program analisis dari sebuah uji sumur minyak yang efisien membutuhkan perencanaan, pelaksanaan, rancangan dan evaluasi yang matang serta upaya tim yang terkoordinasi dengan baik melalui pendekatan terintegrasi. Pengukuran analisa core dari sampel yang dipilih oleh para geologist menyediakan data sebagai identifikasi awal dari jenis batuan reservoir. Hasil uji sumur menggunakan berbagai teknik yang masuk akal bila dibandingkan dengan data geologi dan data core. Studi dari uji sumur ini membantu dalam mengenali  flow barrier , rekahan, dan berbagai macam permeabilitas.  History matching   dari  produksi sebelumnya dan  pressure performance  terdiri dari penyesuaian  parameter reservoir sampai contoh stimulasi. Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida di media  berpori. Ada lima solusi persamaan  differensial   yang snagat berguna didalam analisa transient tekanan atau well testing   yaitu solusi untuk reservoir yang tidak terbatas ( line source solution ), solusi untuk reservoir yang terbatas, solusi untuk keadaan  pseudo steady state,  solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada

48

49

 batasnya (Constant Pressure at Outer Boundary ), solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin.  Dietz shape factor  (CA) adalah suatu konstanta yang dimasukkan ke dalam  persamaan solusi  Pseudosteady State agar persamaan tersebut cocok atau berlaku untuk bentuk luas daerah pengurasan sumur (drainage area).  Dengan adanya tabulasi  dari  Dietz   , maka dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya.  Pressure Build-Up Test  adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang  paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Cara ini berdasarkan pada prinsip superposisi, dimana memerlukan satu harga laju produksi minyak pada selang waktu tertentu. 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

50

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. Dari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft yaitu

 Psi, radius 10 ft yaitu 2,895.238 Psi dan radius 100 ft sama dengan Pi sendiri yaitu 3000  Psi. Penggunaan Ei Function hanya dapat dilakukan pada infinite acting reservoir dimana tekanan di reservoir dianggap sama. Semakin  besar radius percobaan, maka tekanan yang didapatkan mendekati tekanan awal. Semakin dekat radius percobaan (missal 1 ft) maka lubang bor akan mengalami kehilangan tekanan. Kondisi di dekat lubang bor akan sangat mempengaruhi kelakuan aliran. Perubahan tekanan dan radius pengurasan yang menerus seiring dengan waktu. Dari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan dan menentukan waktu (dalam jam) dari Infinite Acting Reservoir, Pseudo Steady State (Ketelitian ± 1 %), Pseudo Steady State Exact , dan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia., didapatkan bahwa waktu pada  Infinite  Acting Reservoir selama 41.981 hours, kemudian  Pseudo Steady State  dengan ketelitian ± 1 % didapatkan 384.843 hours, Pseudo Steady State selama 979.562 hours,

J sebesar

, sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf

sebesar 500 psia yaitu sebesar 194,131 STB/day. Dengan memperhatikan grafik Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws  dapat di tentukan nilai, dengan mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle. Dari nilai m serta data yang tercantum di tabel, dapat ditentukan nilai  permeabilitas, nilai P1jam, nilai factor skin, produktifitas formasi, flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk permeabilitas, didapatkan nilai

 mili

Darcy, nilai permeabilitas formasi tersebut cukup. Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut memiliki gangguan nilai skin yang sangat  besar, yaitu 9.763.

51



Periode Transient

Dengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation  berdasarkan pengamatan y= -40.57 ln (x) + 3671.6. Dari persamaan tersebut didapatkan nilai m sebesar 93.255 psi/cycle  serta data P1jam sebesar 3671 psi. Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.94 mD.  Nilai skin didapatkan sebsesar 5.755 yang menandakan bahwa formasi tersebut damage.



Periode Late Transient

Dengan memperhatikan variabel yang ada dan didapatkan dari periode transient. Dibuat tabel P iterasi berdasarkan periode late transient dengan membuat 5 variabel yang mencakup seluruh waktu pada periode late transient. Didapatkan P iterasi berdasarkan pengamatan sebesar 3490 psi, nilai b sebesar 103, dan nilai β sebesar 0,026594/hr. Nilai t didaptkan dari  pengurangan antara waktu pada PSS awal dan waktu pada Transient akhir sehingga nilai hasilnya 43.18 jam. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS dengan waktu awal transient, didapatkan nilai waktu 408.5 jam.  Nilai re atau jari-jari pengurasan didapatkan sebesar 1110.878 ft. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Dari variabel pendukung

tersebut didapatkan skin sebesar 0.596374 yang menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.



Periode Pseudo Steady State

Dari variabel  –   variabel yang ada dan pendukung sebelumnya dilakukan  perubahan grafik semilog menjadi grafik kartesian. Dari grafik kartesian tersebut didapatkan equation berdasarkan plot data yaitu y= -0,2427 x + 3537.5. Dimana y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,242 psi/hr.  Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Nilai CA didapatkan sebesar 1516, dimana dalam mencari CA

52

dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan P intake yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar 0.242, P1hr sebesar 3671 psi  dan p intake sebesar 3490 psi.

sebesar 0,19431.

Nilai (TDA) PSS didapatkan

BAB VII KESIMPULAN UMUM

1.

Semakin besar radius pengurasan percobaan maka semakin dekat tekanan  percobaan dengan tekanan awal

2.

Semakin kecil radius pengurasan percobaan maka semakin berkurang tekanan percobaan dari tekanan awal

3.

Semakin besar nilai ( x ) maka semakin kecil nilai Ei ( -x )

4.

Kemudian pada  Dietz Shape  sendiri dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu  berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya.

5.

Dietz shape dapat digunakan untuk mencari nilai dari PI dan q dengan  bentuk reservoir yang berbeda –  beda.

6.

Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari Productivity Index (J).

7.

Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui bentuk reservoir dengan tepat dan benar.

8.

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 (Pws), tekanan aliran dasar sumur (Pwf ), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor  (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (V d) dan radius pengurasan (r e).

9.

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

10.

Permeabilitas dari sumur ini kecil yang dikarenakan skin yang besar pada tubing.

11.

Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damage) dan berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated).

53

54

12.

Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek , biasanya direjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.

13.

Apabila S berharga positif berarti ada kerusakan (damaged ) yang pada umumnya dikarenakan adanya  filtrat   lumpur pemboran yang meresap kedalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor  pada formasi produktif yang diamati. S yang negative menunjukkan adanya  perbaikan ( stimulated ), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing ) atau suatu perekahan hidarulik (hydraulic fracturing ).

14.

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.

15.

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.

16.

Dari percobaan Drawdown testing   kita dapat mengetahui waktu dimulainya aliran transient, late transient dan PSS ( preudo steady state).

17.

Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient , periode late transient , dan PSS ( preudo steady state) pada percobaan Drawdown testing.

18.

Selain itu juga dari percobaan  Drawdown testing   didapatkan nilai  permeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masingmasing fase periode aliran.

19.

Bentuk geometri reservoir untuk pressure drawdown periode late transient didapat dari hasil t DA PSS dari table.

55

DAFTAR PUSTAKA

1.

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

2.

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

3.

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