CONTOH LAPORAN T.A JURUSAN PERMIMNYAKAN prodi TEKNIK EKSLPORASI PRODUKSI MIGAS(politekakamigasplg)

ANALISIS PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN
METODE M(P) HORNER PLOT DAN SOFTWARE SAPHIR PADA SUMUR “X” LAPANGAN “LEMBAK” DI PT. PERTAMINA EP ASSET II FIELD PRABUMULIH

TUGAS AKHIR

Disusun untuk memenuhi syarat menyelesaikan pendidikan diploma III

Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas

Politeknik Akamigas Palembang

oleh :

Abdut Hamid NPM. 1003002

PROGRAM STUDI TEKNIK EKSPLORASI PRODUKSI MIGAS
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
POLITEKNIK AKAMIGAS PALEMBANG

2014

HALAMAN PERSETUJUAN TIM PENGUJI

TUGAS AKHIR

ANALISIS PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN
METODE M(P) HORNER PLOT DAN SOFTWARE SAPHIR PADA SUMUR “X” LAPANGAN “LEMBAK” DI PT. PERTAMINA EP ASSET II FIELD PRABUMULIH

Dibuat untuk memenuhi syarat menyelesaikan pendidikan diploma III

program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas

Politeknik Akamigas Palembang

oleh :

Abdut Hamid NPM. 1003002

Palembang, Agustus 2014

Pembimbing I Pembimbing II

Roni Alida, ST Ir. Eka Riza, MM

Direktur Ketua Program Studi

Politeknik Akamigas Palembang Tek. Ekplorasi Produksi Migas

H. Muchtar Lutfie, SH., MM Azka Roby Antari, ST

HALAMAN PERSETUJUAN TIM PENGUJI

Judul Tugas Akhir	:	Analisis pressure build-up test dengan Menggunakan metode m(p) horner plot dan software saphir pada sumur “x” lapangan “lembak” di pt. Pertamina ep asset ii field prabumulih
Nama / NPM	:	Abdul hamid
Program Studi	:	Teknik eksplorasi produksi migas
Di	:	Politeknik akamigas palembang
Hari/Tanggal	:	Sabtu/12juli2014
Diterima untuk program studi teknik eksplorasi produksi migas Politeknik akamigas palembang
Oleh tim penguji	:		Jabatan	Tanda tangan
1. Roni alida, st			Ketun	( )
2. Ir. Eka riza, mm			Sekretaris	( )
3. Unggul setyadi.n			Penguji i	( )
4. Cahyo tri mulyanto			Penguji ii	( )
5. Kms. Moh. Ade isnaeni, st			Penguji iii	( )

Palembang, 13 Agustus 2014

Mengetahui, Ka. Prodi teknik

Eksplorasi Poduksi Migas

Azks Roby Antari, ST

ABSTRAK
ANALISIS PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN
METODE M(P) HORNER PLOT DAN SOFTWARE SAPHIR PADA SUMUR “X” LAPANGAN “LEMBAK” DI PT. PERTAMINA EP ASSET II FIELD PRABUMULIH

Tujuan utama dan well lest adalah menentukan kemampuan suatuformasi untuk menghasilkan fluida formasi atau dengan kata lain adalah menentukan produktivitas suatu sumur. Suatu perencanaan, pengoperasian dan analisa well testing yang akurat dapat melengkapi informasi tentang permeabilitas formasi, derajat kerusakan sumur bor atau stimulasinya, tekanan reservoir, kemungkinan batas-batas reservoir dan heterogenitasformasi.

Pengujian sumur dengan Pressure Build-Up untuk pengujian tekanan transien yang paling dikenal dan banyak diilakukan orang, pada dasarnya pengujian mi dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap (konstan), kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur mi menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat mi biasanya adalah tekanan dasar sumur). Analisa yang digunakan adalah analisa manual dengan Homer Plot dan Software Ecrin Simulator Saphir.

Kata kunci: Well Test, Pressure Build-Up Test, Homer Plot, dan Software ECRIN Simulator Saphir

ABSTRACT

ANALYSIS OF PRESSURE BUILD-UP TEST BY USING
m(P HORNER PLOT METHOD AND SOFTWARE SAPHIR
ON “X” WELL “LEMBAK” FIELD
AT PT. PERTAMINA EP ASSET U FIELD PRABUMULIH

Configuration borehole penetrating the formation and characteristics of the reservoir geometry and fluid flow patterns that lead to djfferent happens. By producing a surface connecting the wells to the reservoir, the pressure will cause an imbalance in the reservoir, so that will cause the pressure gradient will cause the fluid in the porous flow in all directions.

The main objective of the well test is to determine the ability of a formation to produce formation fluid or in other words, is to determine the productivity of a well. Planning, operation and analysis of accurate well testing can furnish information about the permeability formations, the degree of welibore damage or stimulation, reservoir pressure, the possibility of reservoir boundaries and formation heterogeneity.

Well testing with the Pressure Build- Up for transient pressure testing of the most well known and many people diilakukan, basically testing is done by first producing wells during a certain time interval with a fixed flow rate (constant), then shut down the welL Closure of these wells resulted in higher pressure is recorded as a function of time (the pressure recorded is usually the bottomhole pressure).
The analysis used is manual analysis by Homer Plot and Software Simulator Ecrin Saphir.

Keyword: Well Test, Pressure Build- Up Test, Homer Plot, and Software ECRIN Simulator Saphir

HALAMAN PERSEMBAHAN

Sesungguhnya manusia adalah makhluk sosial yang ädak dapat hidup sendiri tanpa berinteraksi dengan orang lain. Maka untuk mencapai suatu kesuksesan kita sebaiknya bisa membentuk jaringan dengan baik dan bisa saling menghargai. Jadi, hargai lah orang lain terlebih dahulu jika kita ingin dihargai dimulai dengan cara mengbargai diri kita sendiri. Succes For Us.

Kupersembahkan karya tulis ini kepada :

v Allah SWT yang menguasai seluruh alam semesta mi dengan selalu memberikan seluruh nikmat, rahmat, ampunan, dan ilmu pengetahuan kepada seharuh makhluk ciptaan-NYA dan utusan-NYA Baginda Muhaammad SAW yang telah meñjadi panutan dan suri tauladan yang baik dalam melkukan banyak hal.

v Ibunda dewi kartika dan Ayahanda Abdul Robins yang tersayang, tercinta dan terhormat, untuk semua Do’a dan usaha yang telah dipanjatkan dan dan dilakukan dalam mendidik mendidik dan membcsarkan Penulis.

v Saudara-saudaraku yang tersayang Nur Azizah, Abdul Halim, dan Muhammad Raafi’, yang telah memberikan motivasi kepada Penulis.

v Bapak Roni Alida, ST., dan Bapak In. Eka Riza, MM., yang telah bersedia membimbing Penulis untuk menyelesaikan Tugas Akhir ini.

v Seluruh Dosen Pengajar dan Staff Politeknik Akamigas Palembang. Terkhusus kepada Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas.

v Rekan rekanku seperjuangan di Politeknik Akamigas Palembang khususnya di Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas.

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Allah SWT, Sang pemilik semua yang ada di dunia mi termasuk ilmu pengetahuan yang telah Allah SWT berikan rahmat-Nya kepada penulis sehingga dapat menyelesaikan laporan tugas akhir mi dengan judul “Analisis Pressure Build-Up Test Dengan Merigginakan Metode m(P) Homer Plot dan Software Saphir Pada Sumur “X” Lapangan ‘Lembak” di PT. Pertamina EP Asset II Field Pmbumulih” yang disusun guna memenuhi syarat untuk menyelesaikan program Diploma III pada Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas diPoliteknik Akamigas Palembang.

Didalam penyusunan tugas akhir mi, penulis menyadari bahwasannya laporan mi masih jauh dan kesempumaan, maka dan itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun demi kesempurnaan laporan tugas akhir in’.
Atas kesempatan, fasilitas, dan bimbingan yang telah dibenikan, penulis mengueapkan tenima kasih

1. Bapak H. Muchtar Luthfie, SH.,MM., selaku Direktur Politeknik Akamigas Palembang.

2. Bapak dan Ibu Pembantu Direktur di lingkungan Politeknik Akamigas Palembang.

3. Bapak Azka Roby Antari, ST., selaku Ketua Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang.

4. Bapak Roni Alida, ST sebagai Pembimbing I yang telah membimbing dan membantu dalam menyelesaikan tugas akhir.

5. Bapak Ir. H. Eka Riza, MM., sebagai Pembimbing II yang telah membimbing dan membantu dalam menyelesaikan tugas akhir.

6. Bapak Aris Widodo, ST., sebagai Pernbimbmg Lapangan di PT. Pertarnina EP Asset II Field Prabumulth yang telah banyak membantu dalam memberikan dan mengolah data lapangan.

7. Bapak dan Ibu staf dosen pada Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas di Politeknik Akamigas Palembang yang telah membimbing dan memberikan materi perkuliahan kepada Penulis.

8. Semua teman-teman yang telah mendukung dalam membuat laporan mi. Akhir kata, semoga amal baik yang diberikan mendapatkan imbalan yang
sesuai dan Allah SWT. Semoga laporan tugas akhir liii dapat bermanfaat bagi penulis sendini dan bagi mahasiswa Politeknik Akamigas Palembang, khususnya di Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas.

Palembang, Juli 2013

Penulis

DAFTAR ISI

Halaman
HALAMAN JUDUL.
HALAMAN PENGESAIIAN ii
LEMBAR PERSETUJUAN JUDUL iii
ABSTRAK iv
ABSTRACT v
MOTTO DAN PERSEMBAHAN vi
KATA PENGANTAR vii
DAFTAR ISI ix
DAFFAR GAMBAR xii
DAFFAR TABEL xiv
DAFFAR LAMP1RAN xv
BAB I PENDAIIIJLUAN 1
1.1 Latar Belakang Masalah 1
1.2 Batasan Masalah 2
1.3 Tujuan 2
1.4 Manfaat 2
1.5 Sistematika Penulisan 2
BAB II DASAR TEORI 4 2.1. Karakteristik Batuan Dan Fluida Reservoir 4
2.1.1.Sifat-sifat Fisik Batuan Reservoir 5
2.1.1.1.Porositas 5
2.1.1.2. Permeabilitas 8
2.1.2. Sifat-sifat Fisik Fluida Reservoir 10
2.1.2.1.DensitasGas 11
2.1.2.2. Viskositas Gas 11
2.1.2.3. Kompressibilitas Gas 12
2.1.2.4. Foktor Volume Formasi Gas 12
2.2. Aliran Fluida Dalam Media Berpori 13
ix

2.3. Well Testing • 16
2.3.1. Prinsip Super Posisi 17
2.3.2. Teori Pressure Build-Up Test 18
2.3.3. Karakteristik Kurva Pressure Build-Up Test 22
2.4. Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Bentuk Kurva Tekanan 24
2.4.1. Wellbore Storage 25
2.4.2. Redistribusi Fasa Dalam Lubang Bor (Gas Hump) 26
2.4.3. Heterogenitas Reservoir 27
2.5. Cara Kerja Alat Pressure Build-Up Test 27
2.6. Analisa Pressure Build-Up 29
2.6.1. Langkah Kerja Metode Homer 29
2.7. Pressure Derivative 34
2.8. Tekanan Reservoir 36
2.9. FlowEfficiency 36
2.10. Skin Effect 37
2.11. Productivity Index (P1) 38
2.12. Inflow Performance Relationship (IPR) Metode Standing 41
2.13. Software Saphire 42
2.13.1 Inisialisasi 47
2.13.2. Interpretasi Tahap Pertama 49
2.13.3. Interpretasi Tahap Kedua 54
2.13.4. Algoritma 56
BAB III METODOLOGI PENELITIAN 58
3.1. Waktu dan Tempat penelitian 58
3.2. Metode Pengumpulan Data 58
3.2.1. Studi literatur 58
3.2.2. Diskusi 58
3.3. Tahap Persiapan 58
3.4. Tahap Pengumpulan Data 59
3.5. Pengolahan dan Analisa Data 59
3.6. Tahap Kesimpulan dan Saran 60
BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN • 61
4.1. Analisa Perhitungan Pressure Build-Up 61
4.2. Perhitungan Hasil Uji Sumur 62
4.2.1. Metode Homer 62
4.2.2. Analisa Dengan Software Saphire Simulator 66
4.3 Pembahasan 74
BAB V KESIMPULAN 75
DAFTAR PUSTAKA 76

DAFTAR SIMBOL 77
LAMPIRAN 79
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
2.1. Ilustrasi media berpori 5
2,2 Hubungan packing butiran terhadap harga porositas batuan ,,.,.,.,...,,,,,, 6
2.3. Konsep permeabilitas pada sistem horizontal 9
2.4. Skema aliran radial pada sumur 9
2.5. Idealisasi beberapa pola aliran yang terjadi di reservoir 14
2.6. Sejarah produksi berdasarkan laju aliran dan telcanan dasar alir sumur
dengan fungsi waktu 17
2.7. Laju alir ideal dan sejarah produksi untuk Pressure Build-Up 19
2.8. Sejarah laju alir untuk ideal Pressure Build-Up 21
2.9. Grafik Pressure Build-Up untuk reservoir ideal 22
2.10. Tipe Pressure Build-Up bawah lubang untuk produksi Pseudo Steady
State sebelum shut-in 23
2.11. Grafik Pressure Build- Up sebenarnya 24
2.12. Gratik P vs At pada kertas log-log 26
2.13. RangkaianPeralatanPBU 28
2.14. Grafik IPR yang linear 40
2.15. Grafik IPR untuk aliran dua fasa 41
2.16. Diagram alir perangkat lunak Sap hire 47
XII

DAFTAR GAMBAR
(Lanjutan)
GaI,ar Halaman
2.17. Layar main option 48
2.18. Layar infonnation 48
2.19. Layarpemilihansatuan 49
2.20. Lauar inpur data PVT 49
2.21. Layar interpretasi main screen 50
2.22. Layar pemilihan data 51
2.23. Layar ekstraksi parameter AP 51
2.24. Layar hasil ekstraksi model 52
2.25. Layar proses matching 53
2.26. Layar fleksibel plot 55
2.27. Tampilan layar homer plot 56
4,1. Gratiklog-logpadasumur”X” 63
4.2. Grafik Homer Plot pada sumur “X” 64
4.3. Layar main option sumur “X” 66
4.4. Layarinformationsumur”X”....... ....,
4.5. Layar pemilihan satuan sumur “X” 67
4.6. layar input data PVT sumur 68
4.’7. Ia.yar Pseudo Poperties sunuar .8
XIII

DAFTAR GAMBAR
(Lanjutan)
Gambar Halaman
4.8. Layar interpretasi main screen sumur “X” 69
4.9. Layar pemilihan data sumur “X” 69
4.10. Layar Load P (Pressure) sumur “X” 70
4.11. Layar Load Q (Rate) sumur 70
4.12. Layar ekstraksi parameter iW sumur “X” 71
4.13. Layar basil parameter zP sumur “X” 71
4.14. Layar pemilihan model reservoir sumur “X” 72
4.15. Layar improve sumur “X” 72
4.16. Hasil perhitungan saphire sumur “X” .. 73
xiv

DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
It-I Kiasifikasi Porositas 8
w-i Data Sumur “X” *pangan “Lembak” 62
xv

DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran Halaman
A Model-model Kurva Derivatif 81
B 98
C Saphire Simulation Report 104
D Profit Sumur 108
xvi

BABI
PENDANULUAN

1.1. Latar Belakang Masalah

Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda. Dengan memproduksi suatu sumur yang menghubungkan permukaan dengan reservoir, akan menyebabkan ketidakseimbangan tekanan dalam reservoir, sehingga akan menimbulkan gradien tekanan yang akan menyebabkan fluida dalam media berpori itu mengalir kesegala arah.

Besaran-besaran yang diakibatkan oleh aliran fluida dalam media berpori ke lubang sumur dipengaruhi oleh sifat fisik batuan dan sifat fisik fluida formasi. Apabila perubahan tekanan diplot sebagai fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran karakteristik reservoirnya. Aliran fluida dalam media berpori menuju lubang sumur didasarkan atas hukum Darcy. Pola aliran radial adalah yang paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida dalam media berpori.

Dengan menentukan kinerja aliran, kita bisa rnengetahui tentang karakteristik reservoir seperti Permeabilitas (k), Geometri Aliran dan Produktivitas Formasi.

Produktivitas formasi didefinisikan sebagai kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida dan formasi ke sumur-sumur produksi, dan dapat dinilai perbandingan antara laju produksi terhadap perbedaan tekanan antara tekanan statik formasi dengan tekanan alir dasar sumur.

Dalam menganalisa data, kita menggunakan Pressure Build-Up Test, yang merupakan suatu teknik pengujian transien yang dilakukan dengan cara memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju alir yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut sehingga tekanan menjadi naik dan dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat biasanya tekanan dasar sumur).
Dan hasil Pressure Build- Up Test, dapat diketahui karakteristik formasi yang dapat digunakan untuk menentukan produktivitas formasi, sehingga dapat
diketabui kemampuan suatu sumur untuk berproduksi.

1.2. Batasan Masalah

Penulisan tugas akhir mi hanya membahas mengenai Analisis Pressure BuildUp Test dengan menggunakan Metode m(P) Homer Plot dan Software ECRIN Saphire pada sumur “X” Lapangan “Lembak” di PT. Pertamina EP Asset II Field Prabumulih.

1.3. Tujuan

Tujuan dan menganalisis Pressure Build-Up Test dengan menggunakan Metode m(P) Homer Plot dan Software ECRIN Saphire pada Sumur “X” Lapangan “Lembak” di PT. Pertamina EP Asset II Filed Prabumulih adalah sebagai berikut.

1. Untuk memahami teori dan prinsip dasar teknik pengujian sumur (well testing) dan klasifikasinya terutama untuk Pressure uild-Up Test.

2. Untuk menganalisis dan mendapatan nilai-nilai parameter reservoir dengan menggunakan metode m(P) Homer Plot dan Software ECRIN Sap hi re.

3. Untuk memberikan saran setelah mengetahui basil dan analisis pressure bull-up test dengan kedua metode yang digunakan sehingga dapat meningkatkan basil produksi.

1.4. Manfaat

Adapun manfaat dan penulisan tugas akhir ini adalah sebagai berikut

1. Dapat menjalin kerja sama antara PT. Pertamina EP Asset II Field Prabumulih dan Kampus Politeknik Akamigas Palembang.

2. Mendapatkan nilai-nilai parameter reservoir seperti permeabilitas (k), skin (s), penurunan tekanan akibat skin (delta Ps), dan efisiensi aliran
(FE).

3. Dapat meningkatkan produksi dengan menindak lanjuti hasil dan analisis pressure build-up test, yaitu dengan melakukan stimulasi.

1.5 Sistematika Penulisan

Penulisan hash penelitian mi menggunakan sistem pembagian per bab dengan sistematika sebagai berikut, pada Bab I yaitu pendahuluan yang berisi penjelasan secara umum mengenai latar belakang masalah, maksud dan tujuan, hash dan sistematika penulisan. Bab II yaitu teori dasar Pressure Build- Up Test, bab mi berisi teori-teori dan persamaan yang menjadi dasar dalam menganalisa test pressure build-up dengan metode Homer dan SofPvare ECRIN Simulator Saphire. Bab III yaitu berisikan tentang metodelogi penelitian. Bab IV merupakan analisa test pressure build up menggunakan metode m(P) Homer Plot dan Software ECRIN Simulator Saphire serta pembahasannya. Bab V berisikan tentang kesimpulan yang didapatkan dan analisa PBU test mi.

BAB II
DASAR TEORI

Tujuan utama dan suatu pengujian sumur hidrokarbon adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian mi dirancang secara baik dan memadai dan dianalisa secara tepat maka akan banyak sekali informasi- informasi yang sangat berharga akan didapatkan seperti permeabilitas efektif fluida, kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling lubang ber yang diuji, tekanan reservoir, batas suatu reservoir, bentuk radius pengurasan, dan keheterogenan suatu lapisan.

Prinsip dasar pengujian mi sangat sederhana yaitu dengan memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Dengan adanya gangguan mi, impuls perubahan tekanan akan disebarkan keseluruh reservoir dan diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Sebagai titik tolak, akan dibahas persamaan-persamaan dasar yang menerangkan aliran fluida dimedia berpori yang akan menjadi basis teori transien tekanan.

2.1. Karakteristik Batuan Dan Fluida Reservoir

Proses penganalisaan tekanan transien di reservoir berhubungan erat dengan mekanisme batuan dan fluidanya yang memiliki karakteristik yang berbeda-beda. Sebelum mempelajani konsep dan pengujian sumur terlebih dahulu perlu diketahui prinsip dasar dan sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir yang mempengaruhi penganalisaan tekanan transien di reservoir. Terdapat dua prinsip dasar yang berhubungan dengan sifat fisik batuan yaitu:

1. Sifat-sifat fisik batuan itu sendiri dan daerah permukaannya, seperti porositas, permeabilitas, dan distribusi ukuran pori.

2. Kombinasi antara sifat batuan dan fluida seperti sifat pembasahan fluida dan sudut kontak, tekanan kapiler, tegangan antar muka, serta distribusi saturasi saat pendesakan fluida. Sedangkan sifat-sifat fisik fluida reservoir yang dipelajari adalah beratjenis dan viskositas fluida.

2.1.1. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir

Reservoir minyak adalah suatu lapisan geologi dibawah permukaan bumi yang mempunyai bentuk struktur sedemikian rupa sehingga mewadahi kumpulan minyak dalam juiniah yang besar. Biasanya lapisan tersebut tertutup oleh suatu lapisan batuan yang tidak permeable (cap rock), dan berbentuk perangkap yang dapat menjebak minyak. Reservoir minyak pada umumnya memiliki karakteristik yang berbeda-beda, tergantung pada komposisi, temperatur dan tekanan tempat dimana terjadinya akumulasi fluida hidrokarbon di dalam reservoirnya.

2.1.1.1 Porositas

Porositas merupakan ukuran perbandingan antara volume pori batuan dengan volume total batuan persatuan volume tertentu.

Gambar 2.1. llustrasi Media Berpori

Persamaan (2-1) menggambarkan vaniasi susunan dan packing batuan yang memiliki butiran (spheres) dengan diameter yang dianggap sama. Dengan perhitungan sederhana berdasarkan geometris batuan menunjukkan besamya porositas terhadap beberapa variasi susunan packing butiran, secara berturut-turut,

untuk cubic sebesar 47.6%, untuk hexagonal sebesar 39.5% dan untuk rhombohedral sebesar 25.9% (gambar 2.2). Untuk masing-masing kemungkinan variasi packing tersebut, ukuran butiran tidak mempengaruhi porositas karena butiran dianggap seragam. Kecuali untuk sandstone yang mempunyai ukuran butiran yang tidak seragam dan mempunyai material cementing antar butiran yang mengurangi volume pori batuan.

Gambar 2.2. Hubungan Packing Butiran Terhadap Harga Porositas Batuan

Porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua bagian yaitu porositas absolut dan efektif. Pada proses pembentukan dan ruang-ruang kosong dalam batuan, ada pori-pori yang saling berhubungan (interconnected) dan ada yang tidak saling berhubungan (inconnected). Oleh sebab itu ada dua pengertian tentang porositas, yaitu:
Berdasarkan asal kejadiannya, porositas dapat dibagi atas porositas primer

(Original) dan porositas sekunder (Induced). Porositas primer adalah porositas yang terjadi pada saat proses pengendapan batuan terjadi, contohnya sandstone dan limestone. Pada sandstone ditandai dengan hubungan yang intergranular, sedangkan pada batuan limestone dicirikan oleh hubungan butiran yang interkristalin dan bentuk oolit atau bulat-bulat.

Porositas sekunder adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan. Porositas sekunder biasanya tidak mempunyai hubungan dengan proses sedimentasi dan dicirikan dengan ruang-ruang karena pelarutan, rekahan, celah, sesar dan proses dolomitasi. Adapun faktor utama yang menyebabkan bervariasinya harga porositas adalah:

1. Keseragaman butir

Secara umum jika keseragaman batuannya baik, yang diindikasikan dengan ukuran butir yang halus dan dengan sudut butir yang besar, maka cenderung menaikkan harga porositasnya sedangkan bila keseragamannya buruk maka harga porositasnya mcnjadi lebih kecil.

2. Susunan butir

Untuk susunan butir yang baik akan memperbesar harga porositas, sedangkan bila susunan butirnya buruk maka harga porositasnya akan lebih kecil. Hal mi disebabkan karena pengaruh packing butiran terhadap kerapatan rongga pori sebagai fungsi porositas.

3. Faktor penyemenan

Pcnyemenan yang kuat akan memperkecil harga porositasnya. Batuan yang mempunyai penyemenan yang kuat mi biasanya terjadi pada batuan yang terletak pada kedalaman yang besar. Oleh karena adanya tekanan beban yang cukup berat mi, sehingga menimbulkan penyempitan pada rongga pori-pori batuan.

4. Tekanan dan lapisan diatasnya (overburden pressure)
Porositas juga dipengaruhi oleh tekanan yang terjadi pada

formasi. Untuk kasus yang lebth umum, porositas akan cenderung berkurang dengan semakin bertambahnya kedalaman formasi. Adanya kedalaman akan menyebabkan formasi terkompres, sehingga volume pori batuan juga akan mengecil akibat berat beban lapisan diatasnya (overburden pressure). Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan sebagai berikut:

Tabel 2.1.

Kiasifikasi Porositas

2.1.1.2. Permeabilitas

Permeabilitas adalah sifat dan media berpori dan ukurannya yang menyatakan kemampuan media tersebut (batuan) untuk melewatkan fluida. Apabila media berpori tidak saling berhubungan, maka batuan tersebut tidak memiliki permeabilitas. OIeh karena terdapat hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif batuan maka semua faktor yang berpengaruh terhadap porositas juga akan berpengaruh terhadap permeabilitas, misalnya ukuran butir batuan, ukuran kekompakan batuan, distribusi pori batuan dan sebagainya.

Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy pada tahun 1856. Dalam percobaan mi, Henry Darcy menggunakan batu pasir tidak kompak yang dialiri air. Bath pasir silindris yang porous mi 100% dijenuhi cairan dengan viskositas ii., dengan luas penampang A, dan panjangnya L. Kemudian dengan membenikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar, seperti pada Gambar 2.3.

Dan hasil eksperimen yang dilakukan Darcy didapatkan persamaan
umum Darcy sebagai berikut:

Sedangkan untuk aliran radial yaitu aliran yang umum dijumpai pada sumur produksi minyak seperti yang terlihat pada Gambar 2.4 berikut.

Gambar 2.4. Skema Aliran Radial Pada Sumur Minyak

Maka, persamaan permeabilitas yang digunakan untuk menghitung laju alir (Q) sistem aliran radial adalah:

Pada umumnya batuan reservoir memiliki permeabilitas kurang dan sam
Darcy, sehingga dalam prakteknya digunakan satuan permeabilitas dalam milidarcy (1 Darcy = 1000 milidarey). Skala permeabilitas yang diukur dalam satuan lapangan adalah:

1. Ketat (tight), kurang dari 5 md

2. Cukup (fair), antara 5— 10 mc!

3. Baik (good), antara 10— 100 md

4. Baik sekali (very good), antara 100 — 1000 md

Permeabilitas menurut defmisinya terbagi atas:

1. Permeabilitas absolut, adalah kemampuan batuan reservoir untuk melewatkan aliran fluida sam fasa atau disaturasi 100% oleh salah satu, misalnya hanya minyak atau gas saja.

2. Permeabilitas efektif, adalah kemampuan batuan untuk melewatkan aliran fluida yang Iebih dan sam fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

3. Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif kondisi saturasi tertentu dengan permeabilitas absolut Hubungannya dapat dilihat sebagai berikut:

2.1.2 Sifat-Sifat Fisik Fluida Reservoir

Fluida yang umumnya terdapat dalam reservoir terbagi tiga fasa yaitu gas, minyak dan air, dan secara normal dan material-material yang terkandung dalam

fluida dapat diperkirakan bentuk suatu fasa fluida apakah minyak, gas atau cairan. Minyak bumi terbentuk dan berbagai macam sifat-sifat gabungan senyawa hidrokarbon yang rumit, serta gas-gas yang terlarut di dalamnya. Minyak bumi yang diperoleh dan tiap-tiap lapangan mempunyai karakteristik yang berbeda, mi menunjukkan hidrakorban yang menyusun minyak bumi tersebut berlainan satu terhadap lainnya. Sifat-sifat fluida dalam hal mi minyak yang dapat dianalisa diantaranya adalah Densitas (p), Viskositas (.t), Faktor Volume Formasi Gas (Bg)

an Compressibility Gas,

2.1.2.1 Densitas Gas ( i)

Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Kedua rapatan diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Biasanya yang digunakan sebagai gas standar adalali udara kering. Secara matematis berat jenis (BJ) gas dirumuskan sebagai berikut:

Definisi matematis dan rapatan gas (pg) adalah dimana M adalah berat jenis molekul gas, P adalah tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperature, sehingga bila gas dan udara dianggap sebagai gas ideal, maka BJ gas dapat dituliskan dengan persamaan sebagai berikut:

Apabila gas merupakan gas campuran, maka eratjenis dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut:

2.1.2.2 Viskositas Gas ( )

Viskositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viskositas gas hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viskositas gas non hidrokarbon. Viskositas gas akan berbanding lurus dengan temperature dan berbanding terbalik dengan berat molekulnya. Jadi bila berat molekulnya bertambah besar maka nilai

dan viskositasnya akan mengecil dan sebaliknya jika temperaturnya naik maka viskositasnya akan semakin besar.

Naiknya temperatur mengakibatkan kecepatan molekul gas bertambah besar, sehingga tumbukan antar molekul bertambah banyak, akibatnya geseran antar molekul juga bertambah besar. Dalam viskositas sifat-sifat gas akan berlawanan dengan cairan. Untu gas sempurna, viskositasnya tidak tergantung pada tekanan. Bila tekanannya dinaikkan, maka gas sempurnaakan berubah menjadi gas tidak sempurna dan sifat-sifatnya akan mendekati sifat-sifat cairan.
2.1.2.3 Kompressibiitas Gas (Cg)

Kompressibilitas gas didefmisikan sebagai perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan. Kompressibilitas didapat dan perhitungan atau korelasi Mattar, Brar dan Aziz, Kompressibilitas gas didapat dengan persamaan sebagai berikut:

2.1.2.4 Faktor Volume Formasi Gas (Bg)

Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai besarnya perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperature reservoir dengan volume gas pada kondisistandar (60 degF, 14,7 psia). Pada factor volume formasi mi berlaku hukum Boyle-Gay Lussac.

Bila satu standard cubic feet ditempatkan dalam reservoir dengan tekanan Pr dan temperatur Tr, maka rumus-rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dan gas tersebbut yaitu:

2.2. Aliran Fluida Dalam Media Berpori

Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbedabeda. Dengan memproduksi suatu sumur yang menghubungkan permukaan dengan reservoir, akan menyebabkan ketidakseimbangan tekanan dalam reservoir, sebingga akan menimbulkan gradien tekanan yang akan menyebabkan fluida dalam berpori itu mengalir kesegala arah. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida dalam media berpori. mi diawali oleh solusi Van Everdigen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang model-model lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya.
Besaran-besaran yang diakibatkan oleh aliran fluida dalam media berpori ke lubang sumur dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu : juiniah fasa yang mengalir, sifat fisik dan batuan formasi, sifat fisik dan fluida formasi, konfigurasi di sekitar lubang bor (adanya lubang prforasi, skin, gravelpack, dan rekahan hasil perekahan hidraulik), kemiringan lubang sumur pada formasi produktif, dan bentuk daerah pengurasan . Apabila perubahan tekanan diplot sebagai fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang teijadi dan juga besaran karakteristik reservoirnya. Dari faktor tersebut di atas secara ideal hanus diwakili dalam setiap persamaan perhitungan kelakuan aliran fluida dan formasi masuk ke lubang sumur, tetapi hingga saat liii belum tersedia suatu persamaan yang praktis untuk mempethitungkan dan faktor di atas.

Aliran fluida dalam media berpori menuju lubang sumur didasarkan atas hukum Dancy. Kemudian dikembangkan model-model aliran yang terjadi pada pori-pori reservoir yaitu pola aliran radial, pola aliran linier, pola aliran spherical, aliran bilinier, aliran semi linier dan gradien flow model. Aliran-aliran tersebut [apat dilihat pada Gambar 2.5.

Gambar 2.5. Idealisasi beberapa Pola Aliran yang terjadi di Reservoir

Idealisasi Reservoir dengan Pola Aliran Radial

Untuk memulai suatu analisa atau perencanaan, pertama-tama kita harus membuat penyederhanaan atas pemodelan suatu reservoir. Pada reservoir dengan membuat pola aliran radial mi, persamaan differensia]nya diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut:

1. Hukum Kekekalan Massa

Hukum Kekekalan Massa biasa disebut juga dengan Persamaan Difusivitas Radial. Persamaannya adalah:

Persamaan (2-1) dikenal sebagai persamaan diffusivitas radial. Sedangkan asumsiasumsi yang digunakan untuk memperoleh persamaan tersebut adalah:

o Aliran radial dan horizontal

o Aliran laminar

o Ketebalan formasi konstan

o Miran isothermal

o Aliran satu fasa kompressibilitas fluida kecil dan konstan

o Viskositas fluida konstan

o Permeabilitas konstan

o Gaya gravitasi diabaikan

o Porositas kecil

o Gradien tekanan kecil atau diabaikan

2. Persamaan Kontinuitas

Untuk aliran di dalam media berpori, hukum konservasi massa yang dikenal pula sebagai persamaan kesinambungan (continuity equation) menyatakan bahwa untuk sistem berlaku:

Persamaan (2-2) disebut dengan persamaan kontinuitas atau persamaan massa dan pola radial.

3. Persamaan Darcy

Hukum Darcy menyatakan bahwa kecepatari aliran fluida di dalam media beipori adalah sebanding dengan gradien potensial dalam arah aliran

pada titik tersebut. Secara sistematis sebagai berikut:

Persamaan tersebut hanya berlaku untuk aliran yang laminar dan tanda negatif di dalam persaman mi menyatakan bahwa aliran yang terjadi berlawanan arah dengan penurunan potensial. Dalam satuan lapangan Persamaan diatas menjadi:

4. Persamaan Keadaan

Hukum persamaan keadaan menyatakan hubungan antara massa jenis fluida dengan tekanan dan temperatur, atau hubungan antara viskositas fluida dengan tekanan dan temperatur yang secara sistematis dinyatakan sebagai berikut:

2.3. Well Testing

Tujuan utama dan well test adalah menentukan kemampuan suatu formasi untuk menghasilkan fluida formasi atau dengan kata lain adalah menentukan produktivitas suatu sumur. Suatu perencanaan, pengoperasian dan analisa well testing yang tepat dapat melengkapi infonnasi tentang penneabilitas formasi, derajat kerusakan sumur bor atau stimulasinya, tekanan reservoir, kemungkinan batas-batas reservoir dan heterogenitas formasi.

Ada berbagai macam well testing yang bisa dilakukan terhadap sumur, baik itu untuk sumur produksi maupun sumur injeksi. Untuk sumun produksi diantaranya Pressure Drawdown Test (PDD) dan Pressure Build-Up Test (PBU), untuk sumur injeksi diantaranya Infectivity Test dan Fall Off Test. Kemudian ada juga pengujian sumur yang dilakukan terhadap dua atau lebih sumur yang lazim disebut dengan Multiple-Well Test. Beberapa contoh dan test mi adalah Drill Stem Test, Interference Test dan Pulse Test. Selain itu ada juga Multiple-Rate Test, yaitu test yang dilakukan dengan berbagai laju aliran fluida.

Penjelasan tentang Pressure Build-Up Test akan dibahas tersendiri pada sub-bab selanjutnya.

2.3.1. Prinsip Superposisi

Teori yang mendasari secara matematis menyatakan bahwa penjuiniahan dan solusi-solusi individu suatu persamaan djfferential tinier berorde dua adalah juga merupakan solusi dan persamaan tersebut. Misalkan suatu kasus dimana sebuah sumur berproduksi dengan sen laju produksi tetap untuk setiap selang waktu seperti diperlihatkan pada Gambar 2.6.

Untuk menentukan tekanan lubang sumur (Pwf) pada t sewaktu laju saat itu cia, dapat menggunakan prinsip superposisi dengan metode sebagai berikut:

Gambar 2.6. Sejarah Produksi Berdasarkan Laju Alir dan Tekanan Dasar
Alir Sumur dengan Fungsi Waktu

2.3.2. Teori Pressure Build-Up

PBU aclalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan banyak diilakukan orang, pada dasarnya pengujian mi dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap (konstan), kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur mi menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat mi biasanya adalah tekanan dasar sumur).

Dari data tekanan yang didapat kemudian dapat ditentukan permeabiitas formasi, daerah pengurasan saat itu, adanya kerusakan atau perbaikan formasi. Dasar analisa PBU mi diajukan oleh Homer (1951), yang pada dasamya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu. Prinsip yang mendasari analisa mi adalah yang dilcenal dengan prinsip superposisi (superposition principle). Setelah mengetahui prinsip superposisi, maka Pressure Build-Up akan lebih mudah dimengerti, Gambar 2.6. rnemperlihatkan suatu ejarah produksi suatu sumur. Mula-mula sumur diproduksi dengan laju tetap (q), selama waktu (tp), kemudian sumur ditutup selama waktu

Gambar 2.7. Laju Alir Ideal dan Sejarah Produksi
untuk Pressure Build-Up Test

Contoh yang ideal dan pengujian mi dapat dilihat dan Gambar 2.7. Jelas bahwa perbeabilitas (k), dapat ditentukan dan slope “m”, sedangkan apabila ganis mi diekstrapolasikan keharga Homer Time sama dengan satu (equivalent dengan penutupan yang tidak terhingga lamanya), maka tekanan pada saat mi teoritis sama dengan tekanan awal reservoir tersebut.

Sesaat sumur ditutup akan berlaku hubungan:

· Apabila harga s mi berharga positifberarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya dikarenakan adanya ifitrat lumpur pemboran yang meresap kedalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) di sekeliing lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. skin yang negatif menunjukkan perbaikan (vtimulate), biasanya ini teijadi setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau perekahan (hydraulic fracturing)

Maka besamya produktivitas formasi (P1) dan/atau flow efisiensi (FE) berdasarkan analisa Pressure Build-Up mi dapat ditentukan menggunakan persamaan:

Dan

Sedangkan untuk mengetahui besarnya radius of investigation (ri) dapat ditentukan menggunakan persamaan:

Keterangan:

Untuk reservoir yang bersifat infinite acting, tekanan rata-rata reservoir mi adalah

Gambar 2.8. Sejarah Laju Alir untuk Ideal Pressure Buildup Test Pressure Build-Up yang Ideal

Seperti terlihat pada persamaan sebelumnya, plot antara Pws vs log merupakan garis lurus. ini merupakan hal yang ideal tanpa adanya pengaruh awal dan welibore storage dapat dilihat pada Gambar 2.5 berikut:

Gambar 2.9. Grafik Pressure Buld Up untuk Reservoir Ideal

2. Welibore Storage

Efek dan weilbore storage akan mendominasi data awal dan suatu pengujian sumur, dimana lama pengaruh weilbore storage sangat tergantung kepada ukuran maupun konfigurasi lubang boniya. Rangkaian pengerjaan analisa pressure build-up dapat dilakukan sebagai berikut :

1. Terlebih dahulu buat plot log

2. Weilbore storage effect tenlihat dengan adanya unit slope yang dibentuk oleh data awal.

Dan unit slope tersebut dapat diperkirakan weilbore storage coefficient (Cs) di dalam satuan.

Keterangan:

Dimana At dan AP tersebut berasal dan sembarang titik yang dipilth pada unit slope.

3. Dan titik data yang mulai meninggalkan unuit slope kemudian diukur 1 atau 1.5 log cycle. Data yang terletak diluar jarak tersebut adalah yang bebas dan pengaruh well bore storage.

4. Membuat Homer piot, (tp + At)/At vs p. Homer straight line dibentuk dan titik-titik data yang bebas dan weilbore storage diatas. Kemudian berdasarkan garis lurus yang terbentuk tersebut dianalisa hargaharganya seperti k, P, s, dan FE.

Gambar 2.9 menjelaskan Tipe Pressure Build-up Bawah Lubang untuk Produksj Pseudo Steady State Sebelum Shut-in.

2.3.3. Karakteristik Kurva Pressure Build-Up Test

Karaktenistik kurva Pressure Build-Up Test dapat mengambarkan
bagianbagian dan ulah tekanan, untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 2.7. Dan gambar tersebut terlihat baliwa ulah tekanan dapat dibagi menjadi tiga bagian yang meliputi:

1. Segmen Data Awal (Early Time)

2. Segmen Data Tengah (Middle Time)

3. Segmen Data Lanjut (Late Time)

Gambar 2.10. Tipe Pressure Build-up Bawah Lubang untuk Produksi

Pseudo Steady State Sebelum Shut-In

1. Segmen Data Awal (Early Time)

Mula-mula sumur ditutup, pressure buildup test memasuki segmen data awal, dimana aliran didominasi oleh adanya pengaruh welibore storage, skin dan phase segregation (gas hump).

Bentuk kurva yang dlhasilkan oleh bagian ini merupakan garis melengkung pada keitas semilog, dimana mencerminkaii penyimpangan gari lurus akibat adanya kerusakan fonnasi di sekitar lubang sumur atau adanya pengaruh weilbore storage seperti terlihat pada Gambar 23.

2. Segmen Waktu Pertengahan (Middle Times)

Dengan bertambahnya waktu, radius pengamatan akan semakin jauh menjalar kedalam formasi. Setelah pengaruh data awal terlampaui maka tekanan akan masuk bagian waktu pertengahan. Pada saat inilah reservoir bersifat infinite acting dimana garis lurus pada semilog terjadi. Dengan garis lurus mi thpat ditentukan beberapa parameter reservoir yang penting, seperti:

kemiringan garis atau slope (m), permeabiitas efektif (k), storage capacity (kh), faktor kerusakan formasi (s), tekanan rata-rata reservoir.

Gambar 2.11. Grafik Pressure Build-Up Test Sebenarnya

3. Segmen Waktu Lanjut (Late Times’)

Bagian akhir dan suatu kurva setara tekanan adalah bagian waktu lanjut (late times) yang dinampakan dengan berlangsungnya garis lurus sernilog mencapai batas akhir surnur yang diuji dan adanya penyimpangan km-va ganis lurus. Hal mi disebabkan karena respon tekanan sudah dipengaruhi oieh kondisi batas reservoir dan suinur yang diuji atau pengaruh sumur-sumur produksi maupun injeksi yang berada disekitar sumur yang diuji.

Periode ini merupakan selang waktu diantara periode transient (peralihan) dengan awal periode semi steady stale. Selang waktu mi adalah sangat sempit atau kadang-kadang hampir tidak pernah teijadi.

2.4. Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Bentuk Kurva Tekanan

Pada kenyataannya kurva respon tekanan tidaklah ideal. Banyak faktor yang mempengaruhi bentuk kurva tersebut. Adanya penyimpangan dan asumsiasumsi yang berbeda dan kondisi idealnya. Sebenarnya disinilah letak manfaat dan asumsi-asumsi yang diberikan, karena tenjadinya anomali kurva respon tekanan yang teijadi akan memberikan gambaran adanya kelainan, faktor-faktor tersebut antara lain pengaruh weilbore storage, redistribusi fasa dalam lubang bor maupun heterogenitas reservoir.

2.4.1 Welibore Storage

Pengaruh dan weilbore storage akan mendominasi data awal dan suatu pengujian sumur, dimana lamanya pengaruh welibore storage mi tergantung pada ukuran maupun konfigurasi lubang bor serta sifat—sifat fisik fluida maupun batuan fonnasinya. Untuk menentukan kapan welibore storage berakhir maka dibuat plot antara AP = (Pws — Pwf) vs At pada kertas log—log, seperti terlihat pada Gambar 2.8.

Garis lurus dengan kemiringan 45° (slope 1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh welibore storage. Dan ganis mi, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur 1 - 1,5 cycle dan titik tersebut untuk menentukan awal dan tekanan yang tidak dipengaruhi oleh welibore storage (end ofwellbore storage).

Dengan diketahuinya welibore storage yang terlihat dengan adanya unit slope tersebut dapat diperkirakan weilbore storage coefficient (cs) dalam satuan bbl/psi.
Keterangan:

Gambar 2.12. Grafik AP vs At pada Kertas Log-log

2.4.2. Redistribusi Fasa Dalam Lubang Bor ( Gas Hump)

Fenomena redistibusi fasa dalam lubang bor terjadi ketika penutupan sumur dipermukaan dimana gas, minyak dan air mengalir bersamasama di dalam tubing. Karena adanya pengaruh gravitasi maka cairan akan bergerak ke bawah sedangkan gas akan bergerak naik ke permukaan. Oleh kanena cairan yang relatif tidak dapat bergerak serta gas tidak dapat berkembang di dalam sistem yang tertutup mi, redistribusi fasa mi akan menambah kenaikkan tekanan pada lubang bor sehingga dapat mencapai keadaan yang lebih tinggi dan tekanan formasinya sendini dan menyebabkan terjadinya hump disaat awal.

2.4.3. Heterogenitas Reservoir

Salah sam sifat heterogenitas reservoir yang mempengaruhi bentuk kurva ulah tekanan untuk uji sumur adalah ketidakseragaman permeabilitas. Pengecilan permeabilitas dapat disebabkan oleh penyumbatan dan scale atau kotoran, maupun hydrasi clay dan swelling, sedangkan pembesaran permeabilitas dapat dikarenakan oleh adanya stimulasi pada sumur seperti pengasaman ataupun hydraulic fracturing.

2.5 Cara Kerja Alat Pada Pressure Build-Up Test

Peralatan dalam melakukan Uji tekanan di lapangan antara lain EMR (Electric Memory Recorder). EMR akan merekam tekanan dan temperature per kedalaman setiap detik atau jam sesuai yang ditentukan dalam program. Adapun peralatan yang digunakan pada pengujian sumur ini adalah (dapat dilihat pada Gambar 2.13):

1. Weight Indicator berfungsi untuk mengetahui posisi rangkaian EMR. Beban normal = 600 lb. Merek yang dipakai adalah Martin Decker.

2. Deep Indicator berfungsi untuk memberikan informasi kedalaman rangkaian. Merek yang dipakai adalah Veeder-Root.

3. Slickline unit atau biasanya disebut wireline berfungsi sebagai media untuk mengantarkan rangkaian kedalam well

4. Measuring Whell Complate adalah alat untuk memutar VeederRoot. (mengetahui kedalaman).

5. Hay Pully berfungsi supaya rangkaian lubricator tidak banyak bergerak serta slickline unit tidak cepat aus.

6. Lot Seal adalah alat sebagai fiingsi daripada sistem kerja Weight Indicator.

7. Stuffing Box adalah katrol yang dilengkapi dengan hand pump hydraulic dan apabila terjadi kebocoran, rubber akan menahan wire dan hand pump akan bekei)a.

8. Lubricator merupakan tabung pipa yang tahan terhadap tekanan untuk menempatkan rangkaian alat pengujian sebelum dimasukkan kedalam sumur dan digunakan pada sumur produksi.Blow Out Preventer Lubricator untuk menjepit kawat ketika terjadi putusnya wire unit.

1O EMR (Electric Memory Recorder) adalah alat perekam tekanan dan

temperature di bawah pennukaan.

11. Pressure Gauge adalah alat untuk mengetahui tekanan di dalam sumur. Alat mi dipasang diantara Lubricator dan BOP:

Adapun cara melakukan Uji tekanan bentuk (PBU) adalah:

Gambar 213 Rangkaian Peralatan PBU

1. Masukkan Sinker Bar kedalam sumur untuk mengetahui

kondisi lubang sumur aman.

2. Masukkan rangkaian EMR dan ukur gradien tekanan alir setiap kedalaman tertentu sesuai dengan program yang telah di ajukan.

3. Tutup sumur untuk ulah tekanan bentuk (PBU) sampai tercapai kestabilan tekanan.

4. Cabut EMR. sampai permukaan sambil ukur gradien tekanan statik atau alir.

5. Pengukuran selesai, kembalikan sumur pada status semula.

2.6. Analisa Pressure Build-Up

Untuk menganalisa data—data hasil pengujian di dasarkan pada teori analisa ulah tekanan bentuk (Pressure Build-Up Curve), yang dikemukakan oleh Homer, dirnana untuk memberlakukari teori mi digunakan anggapan sebagai berikut:

1. Sumur berproduksi pada laju aliran tetap dan pusat reservoir tak terbatas dengan tekanan yang tetap pada batas luar reservoir.

2. Aliran fluida hanya satu fasa.

3. Kompressibilitas dan viscositas fluith konstan pada interval tekanan dan temperatur yang bervariasi.

4. Sumur ditutup pada muka batupasir dan tidak terjadi aliran after flow production kethiam lubang sumur.

5. Formasi mempunyai permeabilitas homogen dalam arah aliran.

2.6.1. Langkah Kerja Metode Homer

Pressure buildup test pada prinsipnya dilakukan dengan cara

memproduksikan sumur selama selang waktu tertentu dengan laju produksi yang tetap, keniudian menutup sumur tersebut. Penutupan liii rnenyebabkan

naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu. Data tekanan yang diperoleh dan test tersebut dan data-data pendukung lainnya dikumpulkan dan kemudian dianalisa. Analisa dengan metode homer secara manual yaitu dengan cara memplot data tekanan (P pada saat penutupan sumur (shut in) vs Homer time ((tp + & ) I At), dan plot mi didapatkan harga m,Pij dan *• Penggunaan metode homer secara manual dalam penerapannnya sering kali dijumpai kesulitan, terutama bila data tekanan sebagian besar didominasi oleh efek weilbore storage dan skin efek sehingga tidak dapat menginterpretasikan sifat reservoir yang sebenarnya.

Tahapan—tahapan interpretasi Pressure Build- Up Test dengan menggunakan metode Homer adalah sebagai berikut:

1. Siapkan data—data pendukung, antara lain:

- Kuniulatif Produksi

- Produksi rata—rata

- Porositas

- Kompressibilitas batuan

- Jan—jan sumur

- Faktor Volume Formasi

- Viscositas fluida

- Ketebalan lapisan produktif

2. Hitung berapalama sumur telah diproduksikan dengan rumus

— N,kumulatif produksi

— qo,praduksi rata—rata terakhir sebelum test

3. Buat tabel data uji tekanan dasar sumur (Pws), waktu

tp+at

penutupan (At), ( , ) dan Pws-Pwf dimana Pwf adalah tekanan dasar sumur pada waktu t = 0.

31
4. Plot antara AP = (Pws — Pwf) vs log t pada kertas log-log. Garis lurus dengan kemiringan 45° (slope = 1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh welibore storage. Dan ganis mi, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur 1 — 1,5 cycle dan titik tersebut untuk menentukan awal dan tekanan yang tidak terpengaruh oleh welibore .star..
5. Pengaruh weilbore storage terlihat dengan adanya unit slope yang dibentuk oleh data awal. Dan unit slope tersebut dapat diperkirakan weilbore storage coefficient (cs) dalam satuan bbl/psi.
— qxRxAt
— 24xtiP
6. Buatlah Homer plot antara log ((tp + dt)/ dt) vs p Tank ganis lurus dimulai dan data yang tidak dipengaruhi oleh weilbore storage. Tentukan sudut kemiringan (m) dicani dengan membaca harga kenaikan tekanan (AP) untuk setiap satu log cycle. P* diperoleh dengan mengekstrapolasikan garis lurus tersebut hingga mencapai hanga waktu penutupan (dt) tak terhingga atau harga ((tp +dt)/dt)= 1.
7. Hitting harga permeabilitas (k) dengan persamaan:
1 — 162.6q0LB0
I() mh
8. Baca Pws pada At = 1 jam
9. Hitung harga factor skin dengan persamaan:
s = 1.15 1 [(Piiam_Pwf — log ( k ) + 3.23]
mh Øtctre2
10. Hitung r1(radius of investigation) dengan persamaan:
1
F kt 1
rj =
L9480ILCt
11. Hitung Flow efficiency (FE) dengan persamaan:

FE = (p*_pf)_Apk.

(P —Pw)

Keterangan:

FE < 1 menunjukkan penneabilitas formasi disekitar lubang sumur mengecil akibat adanya kerusakan.

FE> 1 naexnrnjtikkan perrneabilita.c formasi disekitar lübarig sunliur telah diperbaiki dan harganya lebih besar dan harga semula..

12. Hitung Productivity Index (P1) dengan persamaan:

P1— q0

— (P—,)

Adapun metode-metode lain yang digunakan untuk menganalisa basil uji pressure build-up pada fluith termampatkan (gas) adalah metode P. P2, dan m(P). Dan masing-masing metode tadi memiliki syarat-syarat khusus yaitu:

a) Metode P berlaku pada tekanan reservoir lebih besar dan 4000 psi. Jadi, apabila tekanan dasar sumur (Pwf atau Pws) lebih besar dan 4000 psi, maka metode P liii thpat digunakan.

b) Metode P2 benlaku pada tekanan reservoir lebth kecil dan 2000 psi. Jadi, apabila tekanan dasan sumur (Pwf atau Pws) lebih kecil dan 2000 psi, maka metode P2 mi dapat digunakan.

c) Metode m(P) dapat digunakan untuk semua hanga tekanan reservoir, tetapi karena penggunaan metode mi sukar, jadi biasanya metode ini digunakan pada tekanan reservoir antara 2000 psi sampai 4000 psi. Bei’ikut langkah kerja analisa PBU dengan menggunakan metode m(P).

1. Siapkan data pendukung untuk analisa:

a. Laju aliran (q), MMscfld

b. Viskositas gas pada konclisi tekanan awal (j.t), cp

c. Kompressibilitas total pada kondisi tekanan awal (Ct), Psi’

d. Temperatur reservoir (T), degF dan degR

e. Tebal lapisan (h), ft

f. Jan-jan lubang bor (r), ft

g. Waktu produksi (tp), hour

h.SGgas

i. Porositas (c1), %

j. Kompressibilitas formasi (Ct), psi’

2. Buat tabel korelasi P ke m(P)

3. Buat tabel At, P, m(P), {m(P)- m(P)}, dan (t.+At)fAt

4. Plot {m(P)- m(P)} terhadap At pada kertas grafik log-log. Ganis lurus dengan kemiringan 450 (slope 1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh welibore storage. Dan ganis mi, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur 1 sampai I Y2 log cycle dan titik tersebut untuk menerangkan data awal dan tekanan yang tidak terpengaruh oleh welibore storage.

5. Plot m(P) terhadap 1ogt7tpada kertas semilog. Buat ganis lurus melalui titik-titik yang bebas dan pengaruh welibore storage, kemudian tentukan keminingan (m).

t+At

6. Ekstrapolsikan gans lurus di atas sampai harga = luntuk mendapatkan harga m(P). Kemudian tentukan P melalui korelasi dan P ke m(P) tadi.

7. Tentukan harga permeabilitas (k) dengan persamaan:

k = 1.637x1O6q5T

8. Tentukan harga faktor skin (s) melalui persamaan:

S = 1.151 m(Pwf) — log k + 3.23]

m øCtrw2

mengetahui flat curve, disamping mengetahui berakhimya welibore storage. Bagian kedua merupakan plot antara slope (m) terhadap waktu penutupan (At) juga pada kertas grafik log-log.

Untuk kurva ke dua secara praktis derivative dan perubahan tekanan berdasarkan fungsi superposisi waktu. Dan persamaan PBU, dapat dinyatakan:

P = f(ln H) (2-33)

Jika P dinyatakan sebagai:

= Pt — (70.6 (qB/kh)}1n(H) (2-34)

Persamaan diatas identik dengan persamaan ganis lurus:

y=a+mx (2-35)

Perolehan slope dan kurva kedua mi berdasankan cana statistik cara least square, yang merupakan garis seminimumkan junilah pangkat dua penyimpangan, dengan syanat : untuk meminimumisasi fungsi, turunkan pertamanya haruslah nol, mi menghendaki Wrunan pertama terhadap a (P1) sama dengan nol dan turunan pertama terhadap slope (a) juga sama dengan nol. Slope suatu ganis berdasarkan superposisi titik sebelumnya dinyatakan:

— —nE(1nHLPt)+EPLY(1nHt) 2 36

m — E(1nHt)2—n(1nHt)2 -

Keterangan:

P1 = Tekanan penutupan dan data ke i, psi

H = waktu homer untuk data ke i

m = slope kurva

a = tekanan initial, psi

n =juiniahdata

Gambar atau model dani kurva derivative dapat dilihat pada Lanipiran A.

Tekanan reservoir adalah tekanan yang diberikan oleh zat yang mengisi rongga reservoir baik berupa gas, minyak, atau air. Tekanan reservoir mi hanya diberikan oleh fluida yang ada dan bergerak dalam pori-pori batuan. Dengan adanya tekanan reservoir mi akan menyebabkan terjadinya aliran fluida didalam formasi kedalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif rendah dan besarnya tekanan reservoir mi akan berkurang jika adanya kegiatan produksi.

Tekanan yang bekerja didalam reservoir pada dasarnya disebabkan oleh tiga hal, yaitu:

1. Tekanan Hidrostatik

Adalah tekanan yang berasal dan fluida yang berada didalam poxi-pori batuan formasi. Faktor yang mempengaruhi tekanan hidrostatik adalah jenis dan fluida itu sendiii dan kondisi geo1ogi

2. Tekanan Kaplier

Tekanan kapiler disebabkan oleh adanya gaya-gaya yang dipengaruhi tegangan antar permukaan antar fluida yang bersinggungan, besar volume dan bentuk pori serta sifat kebasahan batuan reservoir.

3. Tekanan O,ethurrJen

Tekanan overburden adalah tekanan yang terjadi akibat berat batuan yang berada diatasnya. Besarnya pertambahan tekanan overburden sebanding dengan bertambahnya kedalaman.

Flow efficiency adalah perbandingan antara selisih tekanan statik reservoir dengan tekanan alir reservoir jika disekitar lubang tidak terjadi perubahan permeabilitas (ideal drawdown) terhadap besar penurunan sebenamya (actual drawdown). Secara matematis dinyatakan sebagai berikut:

FE = (factual) (2-37)

I ideal

2.8 Tekanan Reservoir

2.9. Flow Efficiency

Dimana: -

Jactual = P*_Pwf . (2-38)

— q

Jideal — * -

wf’sktn

Sehingga:

FE = (P’—PWf)—PSk1fl (2-40)

(P*_pwi)

Dimana AP — Kehilangan tekanan pada zone damage.

Dengan mengetahui harga FE maka dapat diperkirakan kondisi formasi di sekitar lubang bor yaitu dengan adanya kerusakan formasi, maka besarnya FE akan berkurang. Harga laju produksi maksimum yang diliasilkan adalah harga laju produksi maksimum pada harga skin sama dengan nol.

2.10. Skin Effect

Skin adalah suatu besaran yang menunjukkan ada atau tidaknya kerusakan pada formasi sebagai akibat dan operasi pemboran. Biasanya mi diakibatkan oleh adanya filtrat lumpur pemboran yang masuk kedalam formasi atau adanya endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif tersebut. Secara matematis besarnya perubahan skin dapat dinyatakan dengan persamaan berikut mi:

S = 1.151 (PwsPwf) + 1.lSllog (loB8øILctrwz) = l.l5llog (tP_lt) (2-41)

Biasanya harga At dipilih satu (1) jam, sehingga P pada persamaan (2-42) menjadi P1. P1 mi harus diambil pada ganis lurus atau garis lurus atau ganis

ekstrapolasinya. Kemudian faktor j0gtP+At dapat diabaikan sehingga:

s = 1.151 [(PiJam_Pwf — log (0 2) + 3.23] (2-43)

Dimana, harga m hams berharga positif.

Apabila s berharga positif maka dalam formasi produktif tersebut terjadi kerusakan (damaged), bila s 0 maka tidak terdapat kerusakan maupun perbaikan pada formasinya, dan bila s berharga negatif maka formasi

produktif tersebut menunjukkan adanya perbaikan (stimulated) yang biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik (hydraulic fracturing).

2.11. Produktivity Index (P1)

Produktivily indeks (P1) adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan dan suatu sumur untuk berproduksi pada suatu kondisi tertentu secara kwalitatif. Secara defmisi P1 adalah perbandingan antara laju produksi (q) suatu sumur pada suatu harga tekanan alit dasar sumur tertentu (Pwf) dengan perbedaan tekanan statik formasi (Ps). Secara matematis dapat dituliskan dalam persamaan:

P1 = q bbL/day (2-44)

Ps—Pwi psi

Keterangan:

PI Produktivisy index, bbllday

q= Laju produksi, bbl/day

P Tekanan statik reservoir, psi

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

Faktor-faktor yang mempengaruhi harga P1 dapat ditentukan dengan penurunan persamaan P1 dan persamaan Darcy, untuk aliran radial dapat berbentuk:

q = o.007o82kh (—P1) (2-45)

gB1n(-)

Jika yang dialirkan minyak, maka persamaan menjadi:

O.007082kh

q = re (2-46)

ioBo1n(—)

Bila yang dialirkan terdiri dan minyak dan air maka persamaan menjadi:

q = O.007082kh [!.Q_ + k } (2-47)

iLoBolfl(—) 1L0B0 ItwBw

Keterangan:

k = Permeabilitas, md

= Permeabilitas minyak, md

= Viscositas minyak, cp

= Viscositas air, cp

B0 = Faktor volume vormasi minyak, bbIISTB

B = Faktor folume formasi air,bbIJSTB

= Jan-jan pengurasan, ft

Jani-janisumur,ft

h Ketebalan formasi, ft

Bentuk lain yang sering digunakan untuk mengukur produktivitas sumur adalah Speqflc Produktivily Indeks (SF1) yaitu perbandingan antara P1 dengan ketebalan. Bisa dirumuskan sebagai berikut:

SPI = (2-48)

Keterangan:

h = Ketebalan, ft

P1= Produktivitas formasi

SPI mi biasanya digunakan untuk membandingkan produktivitas formasi pada sumur-sumur yang berbeda tetapi masih dalam satu lapangan.

Untuk perenanaan suatu sumur atau untuk melihat ulah laku suatu sumur untuk berproduksi, maka hubungan antara kapasitas produksi minyak dengan tekanan aim dasar sumur biasanya digambarkan secara grafis dan sering disebut sebagai kurva Inflow Performance Relationshio (IPR). Untuk aliran fluida, jika tekanan aliran lebih besan dan tekanan gelembung, maka harga P1 akan tetap. Kurva IPR dapat dibuat dengan persamaan:

Pw,=Ps— (2-49)

Berdasarkan dan persamaan diatas maka secara grafis dapat dapat diperoleh ganis lurus seperti yang terlihat pada Gambar 2.14., maka nilai q0 = P1 x P dan harga laju produksi mi merupakan harga yang maksimum yang

disebut sebagai potensial sumuran, yang merupakan laju produksi maksimum yang diperbolehkan dan suatu sumur. Harga P1 merupakan kemiringan dan garis IPR.

Gambar 2.14. Grafik IPR yang Linear

Bentuk dan garis IPR akan linier jika fluida yang mengalir satu fasa, tapi jika fluida yang mengalir terdini dan dua fasa (fasa minyak dan fasa air) maka bentuk grafik IPR akan melengkung, dan harga P1 tidak konstan lagi. Kanena kemiringan grafik IPR akan berubah secara kontinyu untuk setiap harga p maka dalam hal mi Vogel memberikan pemecahannya yaitu dengan mengeplot IPR antara PWVPS VS qlqmax. Persamaan yang diberikan oleh Vogel adalah sebagai berikut:

q0 =l_O.2[r.L]_O.8[!L] (2-43)

omax PS Ps

Keterangan:

= Laju produksi minyak, bbl

q0 max Laju prodtiksi maksimum, bbl

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

P—s

I.,.

Pr = Tekanan rata-rata reservoir, psi

2.12. Inflow Performance Relationship (IPR) Metode Standing

Metode Standing merupakan modifikasi dan persamaan Vogel dimana

Pb > Pi, berdasarkan kenyataan bahwa untuk sumur yang mengalami kerusakan

maka terjadi tambahan kehilangan tekanan di sekitan lubang bor.

Tekanan aliran dasar sumur ideal, ptidak dipengaruhi oleh adanya faktor skin, sedangkan Pwf ‘ adalah tekanan dasar sumur sebenarnya yang dipengaruhi oleh faktor skin. Hubungan antara kedua tekanan alir dasar sumur tersebut adalah:

Pw’=PsFE(PrPw1) (2-50)

= l_O.2[!L1_O.8[L-] (2-51)

omax I “s

dimana FE efisiensi aliran, yang merupakan perbandingan antara Indeks produktivitas nyata dengan Indeks produktivitas ideal. Dengan demikian FE berharga lebih kecil dan satu apabila sumur mengalami kerusakan dan lebih besar satu apabila mengalami perbaikan sebagai hasil operasi stimulasi.

Dengan menggunakan hubungan tersebut, maka harga tekanan alir

dasar sumur sebenarnya ( yang dipengaruhi oleh faktor skin) diubah menjadi

p—f

P1-J• dPwt

Gambar 2.15. Grafik IPR untuk Aliran Dua Fasa

tekanan alir dasar sumur ideal, sehingga dapat dimasukkan kethiam persamaan Vogel. Prosedur perhitungan kurva IPR untuk kondisi sumur yang mempunyai faktor skin sama dengan pemakaian persamaan Vogel yang telah diurailcan sebelunmya, banya saja perlu ditambah satu langkah yang mengubah tekanan alir dasar sumur sebenarnya menjadi tekanan alir dasar sumur ideal. Harga FE yang diperlukan dalam perhitungan mi dapat diperoleh dan hasil analisa uji build-up atau draw-down.

Harga laju produksi maksiinum yang dihasilkan adalah harga laju produksi maksimum pada harga skin sama dengan nol, bukan laju produksi pada harga FE yang dimaksud. Untuk menghitung harga laju produksi maksimum pada harga FE yang dimaksud, maka harga tekanan alir dasar sumur sebenarnya, yang sama dengan nol diubah menjadi tekanan aim dasar sumur pada kondisi ideal, kemudian dihitung laju produksinya.

Kelemahan dan metode Standing adalah dihasilkan kurva IPR, yang:

1. Hampir lurus, untuk harga FE < 1, meskipun kondisi aliran adalah dua fasa.

2. Berlawanan dengan definisi kineija aliran fluida dan foimasi ke lubang sumur.

Kedua hal tersebut di atas disebabkan penggabungan dua persamaan yang tithk selaras, yaitu persamaan Vogel yang berlaku untuk kondisi aliran dua fasa dengan defmisi FE ( efisiensi aliran ) yang berlaku untuk kondisi satu fasa.

2.13. Saphir Simulator.

Saphir pertama kali dikembangkan sejak dim puluh tahun yang lalu oleh dun insinyur yang membutuhkan alat untuk pekerjaan interpretasi mereka sendiri. Saphir telah berkembang ke posisi dominan thiam industni dengan lebih dan 2400 lisensi komersial yang digunakan sebagai standar oleh hampir semua Mayor IOC dan NOC, dan klien lain di seluruh operator, perusahaan jasa dan konsultan di semua benua. Metodologi Saphir selalu didasarkan pada Bourdet derivatif sebagai alat diagnostik utama, pencocokan data diukur dengan model

mempertimbangkan sejarah produksi secararinci.

Kekuatan pemrosesan komputerisasi terus meningkat dan memungkinkan memperluas kemampuan teknis Saphir. mi telah menghasilkan pengembangan pemodelan numerik yang luas dan cepat, ekstensi untuk masalah nonlinier di Saphir NL, beberapa metode dekonvolusi dan sekarang integrasi dengan modul lain dalam suite Ecrin.

Sebagai modul interkonektivitas berkembang, sektor model Rubis penuh lapangan sekarang dapat diekstraksi dan disimulasikan di Saphir. Tingkat Layer dan WBP di Emeraude untuk analisis multilayer dapat diimpor dan, dengan rilis bersamaan dan modul WPA Amethyste, model lubang sumur dan IPR / AOF bisa ditukar pada satu klik. Sebuah model baik numerik barn retak horisontal sekarang tersedia dan Saphir NL sekarang dapat model desorpsi untuk gas serpili dan gas metan. Sebuah metode dekonvolusi barn telah ditambahkan. Pemuatan dan mengedit data. Umumnya bagian yang paling membosankan dan memakan waktu PTA, adalah untuk input parameter yang dikenal, tingkat beban dan data tekanan, memeniksa kualitas, mengedit di mana diperlukan, kemudian ekstrak periode bunga, umumnya menutup untuk memulai bagian yang menarik, sedangkan log - log dan analisis khusus. Jadi, meskipun hal mi bukan yang paling memukau mata pelajaran, Saphir dapat memuat juiniah yang tidak terbatas alat pengukur, tingkat, tekanan dan data lainnya di hampir semua format termasuk ASCII, ExcelTM, PAS dan database dan semua jenis melalui OLEDB & ODBC. Data dapat masukan sebagai titik (waktu, nilai) atau sebagai langkah (durasi, nilai). Saphir memiliki hubungan dengan sistem real time berbagai akuisisi, dan data drag-anddrop dan modul Ecrin lain dan Diamant Guru. Hal mi dimungkinkan untuk memulai analisis membangun dan pemilthan langsung fase shutin di Diamant Guru. Dalam kasus tes multi-layer, tingkat lapisan dapat diekstraksi untuk membedakan lapisan kontribusi dan modul PLE meraude. QA / QC Ada yang lengkap interaktif mengedit dan QA / QC peralatan termasuk tren, koreksi pasang surut, analisis gradien, dan kemungkinan untuk membandingkan berbagai meteran untuk mendeteksi hanyut gauge dan efek lubang sumur antara sensor.

Koreksi untuk datum dengan model VLP Saphir dapat menentukan Vertikal Lft Profile (VLP) atau mengimpor model asupan baik. untuk menghasilkan VLP di Amethyste dan drag-drop mi ke Saphir. The VLP digunakan bersama dengan model analitik atau numerik untuk merisimulasikan tekanan pada kedalaman gauge, khususnya di permukaan. Atau yang VLP dapat digunakan untuk memperbaiki data tekanan a priori kedalaman reservoir. Uji desain Semua model Saphir analitik dan numerik dapat digunakan untuk menghasilkan mengukur virtual yang analisis lengkap dapat disimulasikan. Simulasi pilihan dengan mempertimbangkan resolusi account gauge, akurasi dan pergeseran potensial dapat menjadi dasar untuk memilih alat yang tepat atau untuk memeriksa apakah tujuan tes dapat dicapai dalam praktek.

Mengekstrak AP dan Dekonvolusi Setelah data siap di loglog dan plot khusus dapat diekstraksi. Atau, opsi dekonvolusi Saphir dapat digunakan untuk membuat yang setara, diperpanjang respon penarikan dan beberapa build-up berturut-turut. Ada peringatan, dan asumsi di belakang perkembangan mi, keterbatasan dan penggunaan disarankan dikembangkan dalam buku Dynamic gratis Analisis Data. Saphir merupakan produk komersial pertama untuk membuat teknik mi tersedia bagi para penggunanya, dan dalam rilis ketiga Dekonvolusi itu adalah satu-satunya program untuk menawarkan empat metode yang berbeda:

• Dekonvolusi tunggal untuk mencocokkan beberapa build-up dengan vaniabel awal Tekanan.

• Satu dekonvolusi per build-up dengan nilai tetap tunggal tekanan awal.

• Dekonvolusi tunggal untuk mencocokkan beberapa build-up dengan kemampuan untuk mengabaikan waktu awal semua kecuali satu periode untuk menangani dengan waktu awal tidak konsisten, metode (3) diikuti dengan metode (2) di loop otomatis yang sama.

Khusus plot Tarnbthan analiis plot khusus dapat dibuat dengari pililian disesuaikan dengan rezim aliran tertentu. mi termasuk tes istilah yang sangat

pendek atau FasTest TM untuk Perforasi Inflow Pengujian dan jenis standar seperti MDH, Homer, akar kuacirat dan akar tandem. Pengguna membuat garis lurus, oleh regresi atau interaktif, dan Saphir menghitung parameter yang relevan. Pencocokan data dengan model analitis Saphir menawarkan komprehensif built-in katalog analitis memungkinkan kombinasi tradisional dengan balk, reservoir dan model batas. Tambahan model eksternal tertentu yang tersedia dan tercantum pada halaman referensi Teknis. Interaktif ‘memilih pilihan’ yang ditawarkan untuk parameter yang paling untuk perkiraan pertama dengan memilih fitur karakteristik model pada plot Bourdet derivatif. Jika pengguna macet ada pilihan untuk menggunakan paket Al KiWI ‘sebagai panduan. kemampuan tambahan termasuk tingkat tergantung (non-Darcy) Kulit, mengubah wellbore storage, gangguan dan sumur lain, gas bahan koreksi keseimbangan untuk sistem tertutup, balk model berubah dalam waktu anisotropi (misalnya frac pra dan pasca, atau mengubah Kulit), horisontal dan vertikal dan berlapis (bercampur) formasi. Peneocokan data dengan model numerik Sejak v3.O, model numerik telah digunakan untuk menghasilkan geometri kompleks dengan parameter fisik luar lingkup model analitis. Hal mi terutama 2D tapi dengan 3D perbaikan jika diperlukan. Mekanisme untuk membangun model tersebut dijelaskan pada halaman Analisis Data Dynamic. Dalam model numerik paling rumit sampai saat mi telah ditambahkan untuk memecahkan masalah sumur horisontal retak.

Sektor model lapangan Rubis 3D reservoir penuh dapat diimpor dan digunakan di Saphir. Pada intinya memungkinkan Saphir untuk melampaui keterbatasan NL saat mi Saphir dan menggunakan analisis sektor Rubis sebagai alat yang thpat mensimulasikan aliran kompleks tiga-fase proses dengan gravitasi. Unsur kunci dan langkah integrasi baru antara modul Ecrin adalah bahwa model mi tidak disederhanakan pada saat pemindahan dan model simulator skala penuh dalam Rubis ke modul Saphir PTA. Model simulasi skala penuh hanya disimpan dalam Saphir dan re-simulasi dan sana.

Pendekatan mi dimungkinkan karena model Rubis skala penuh berisi dengan desain, kemampuan untuk mensimulasikan, akurat dan tepat, respon aliran transient karena fitur baik upscaling. Model multilayer Saphir mengintegrasikan pilihan analitik dan numerik yang komprehensif multilayer dengan juiniah yang tidak terbatas bercampur (analitis dan numerilc) atau tethubung (numerik) lapisan. Setiap lapisan bercampur memiliki tekanan awal sendiri. Untuk model analitis, untuk setiap lapisan insinyur dapat memilth model standar atau ekstemal. Individu stabil dan I atau tingkat transient dapat dimuat dan terkait dengan setiap kombinasi berkontribusi lapisan. Harga boleh diambil langsung dan modul analisis PL Emeraude. Model mi mensimulasikan respon tekanan dan kombinasi dan tanif lapisan yang sarat dengan optimasi secara simultan pada kedua tekanan dan kontribusi lapisan.

Meningkatkan model dan berjalan kepekaan Setelah generasi model, regresi nonlinier digunakan untuk mengoptimalkan parameter model. mi dapat otomatis atau pengguna dapat mengontrol daftar parameter vaniabel dan rentang yang dapat diterima mereka, serta berat ditugaskan untuk bagian data yang berbeda. Optimasi dapat dilakukan pada plot loglog atau pada sejarah produksi secara keseluruhan. Selang kepercayaan dapat ditampilkan pada akhir proses regresi. Analisis sensitivitas dapat dilakukan dengan menjalankan model yang sama untuk rentang yang berbeda dan parameter. Beberapa analisis dapat dilakukan overlay dan dibandingkan pada semua petak. Diagram alir langkah kerja tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.16 berikut. Hasil analisis Pressure Build-Up adalah valid, jika tahapan kerja analisis dilakukan dengan benar dan semua data yang dibutuhkan adalah valid.

2.13.1. Inisialisasi

Inisialisasi merupakan tahap awal dalam langkah keija analisis dengan

perangkat lunak Saphir 3.20. Tahap mi terdiri dan empat bagian, yaitu Main

Options, Information. Units dan Comments.

Pada tampilan layar Main option, input data yang dilakukan adalah jenis uji sumur, jan-jan lubang sumur (r), ketebalan lapisan produktif (h), porositas, reference time dan reference phase yang diperoleh dan weiltesting data sheet.

2. Information

Berisi keterangan tentang uji sumur yang akan dianalisis, nama perusahaan yang melaksanakan, nama formasi, nama sumur, waktu pelaksanaan PBU, jenis pressure gauge yang digunakan, kedalaman pengukuran dan informasiinformasi yang perlu untuk dilengkapi.

Gambar 2.16. Diagram Alir Perangkat Lunak Saphir

Berikut mi (Dana Kerja Saphir Simulator:

Main Options

Gambar 2.17. LayarMain Options

I ‘w I 1

3. Units

Gambar 2.18. Layar information

Tampilan layar pada Gambar 2.19 berikut berfungsi untuk memilth

- ri

4.h..t.. bn .t, a? ..;

0. -

•4 Iwv, I ,r*tht

V. 4*I. •

-4

J)l4I

satuan yang digunakan.

4. Comments

Gambar 2.19. Layar Pemilihan Satuan

Comment digunakan untuk memberi catatan atau note di print out hasil interpretasi.

Pada tahap inisialisai mi di-input data PVT, seperti : Faktor Volume

Formasi (I3), Viskositas (pa) dan Kompresibilitas total (Ct).

Gambar 2.20. Layar Input data PVT

Setelah tahap inisialisasi langkah kerja selanjutnya

adalah

;1] ç.,j. .;0]

I4 (ôl w.d

;)n ..ld

44.4

S :-.

.zi

__I __

cv.n-rt t-.tn.

5,.. 1 ____

2.13.2. Interpretasi Tahap Pertama

interpretasi tahap pertama. Pada tahap mi langkah keija yang dilakukan, yaitu

1. Load Q dan Load P -

2. Extract delta P

3. Generate model

4. Improvement

Pada Gambar 2.21 berikut dapat dilihat tampilan layar interpretasi, sedangkan penjelasan lebih lengkap mengenai interpretasi tahap pertama akan dijelaskan pada tahapan berikut.

____ z ——

_____ a

•

Gambar 2.21. Layar Interpretasi Main Screen

Input Parameter Laju Alir (Q) dan Tekanan (P)

Data tekanan didapat dan hasil pembacaan memory gauge selama Pressure Build-Up dan disimpan dalam format Ascii, sedangkan harga laju alir (Q) didapat dan kegiatan swabing dan di-input-kan secara manual.

I (IiI *1I

t.dfir I zzzJ

rp.sF

Gambar 2.22. Layar Pemilihan Data

Ekstrak DeltaP

Setelah data tekanan dan laju alir di-input-kan. Kemudian dilakukan Ekstrak delta P. Langkah kerja yang dilakukan adalah menginputkan harga smooling faktor (L), juiniah Filtration dan harga dan Pwf pada saat sumur ditutup dt =0.

k e chW ,-

S,rIr.ig

Pi_n

vl j

Gambar 2.23. Layar Ekstraksi Parameter Delta P

Dan Ekstrak delta P tersebut, dthasilkan log-log plot, histoty plot dan semi-log plot (superposision plot) Gambar 2.23 merupakan contoh tampilan layar basil Ekstrak Delta P.

Pemilihan Model

Plot derivative yang dihasilkan dan Ekstrak delta P merupakan kurva yang menggambarkan kondisi reservoir tersebut. Oleh karena itu, model yang dipilih harus sesuai (match). Pemilihan model dilakukan dengan membandingkan plot derivative data lapangan dan hasil ekstraksi, dengan katalog model kurva pressure derivative yang tersedia (Lampiran A). Kemudian input data yang berhubungan dengan model tersebut, diantaranya:

1. Model sumur (well models)

- storage dan skin

- Fracture Uniform flux

- Fracture Infinite Conductivity

-fracture finite Conductivity

- Sumur Horizontal

- Limited Entry

- Changing Weilbore Storage dapat diterapkan untuk seluruh model

!i 53. ii III. fl !flJ 5$

- - - —

rn... a

Gambar 2.24. Layar Hasil Ekstraks DeltaP

- Rate Dependent Skin, dapat diterapkan untuk semua jenis fluida

2. Model reservoir (reservoir models) - Homogen

- Double Porosity Pseudosteady State - Double Porosity Transient

- Two Layers With Cross Flow

- Radial Composite

- Linear composite

3. Model Batas Reservoir (boundary models) - Infinite

- Circle

- One Fault

- Intersecting Faults

- Parallel Faults

- Rectangle

- Leaky Fault

Setelah semua data di inputkan, kemudian model yang dipilih dapat ditampilkan. Langkah kerja selanjutnya adalah menyelaraskan model kurva derivative dengan plot derivative data lapangan.

. . .

Gambar 2.25. Layar Proses Matching

Bila plot data derivative dan data lapangan belum selaras dengan model kurva derivative, maka dapat digunakan fasilitas KIWI (Kappa Intelligent Well Test Interpretation) yang berfungsi untuk mempercepat proses penyelarasan.

Improvement

Improvement dilakukan untuk memperbaiki hasil match antara derivative dan data lapangan dengan model derivative yang kita pilih, dengan metode regresi non-limier. Prinsip metode mi adalah memperbaiki match point dan/atau parameter lainnya yang bertujuan untuk meminimalkan standar deviasi. Kurva dapat dikatakan selaras apabila kurva derivative memiliki bentuk yang sama dengan plot derivative dan data lapangannya, dimana kedua kurva tersebut saling berhimpit. Kondisi itu menunjukkan bahwa model kurva derivative reservoir yang kita p11th sudah mendekati gambaran reservoir yang sesungguhnya.

2.13.3. Interpretasi Tahap Kedna

Menu mi merupakan tambahan dalam proses analisis, yang berfungsi untuk menunjang plot derivative dan memperkuat dasar dalam pemilihan model. Salah satunya adalah fleksibel plot yang digunakan untuk analisis khusus dengan pemilihan skala dan fasiilas menggambar segmen ganis lurus (straight line) yang fleksibel. Pilihan dalam menu mi digunakan untuk menentukan jenis plot yang akan ditampilkan. Jenis plot yang akan ditampilkan tergantung dan fungsi waktu, fungsi tekanan, waktu superposisi, serta skala sumbu y tersebut.

Tipe dan flexible plot dijabarkan dan kategoni-kategori di bawah mi:

a. Fungsi waktu : At, log(At), iJ, atau1/,v

b. Fungsi tekanan : P, P2, m(P) atau PIZ

c. Waktu superposisi

Drawdown: Pt — P =

2irkh

Build-Up: Pi — P = -[PD(t)(tp + At)]

Multirate. Pi — P = ,=1(q—q1_1)PD(tt — t1_1)

d. Skala tekanan: Linier. log

sedangkan untuk analisa aliran dapat dipilih jenis plot antara lain:

- Welibore storage : P vs At

- Pseudo-steady state P vs At

- Radial flow : P vs log At

- Linear flow : P vs

- Bi-linear flow : P vs ¼

- Spherical flow : P vs iITh

Tipe dan plot fleksibel yang digunakan disini adalah Homer Plot yang digunakan sebagai pembanding terhadap metode pressure derivative.

Homer Plot dibuat dengan memilih Time function dalam log (At) dan Superposition dalam build-up seperti diperlihatkan pada tampilan layarfleksibel plot berikut mi.

l—.—--— I.. ...

it.a*zr n

e fl:1itS, 9

—.

c_-,., o

Cambar 2.26. Layar FlekcibelPlot

Kemudian Homer plot terbentuk dan dapat dianalisis untuk mengetahui kondisi reservoirnya. Contoh hasil fleksibel Plot dengan metode Homer dapat dilihat pada Gambar 2.26.

2.13.4. Algoritma

Penentuan pressure derivative dan sejuiniah “N” data pengukuran waktu tekanan terhadap waktu, [(tl4pi)} N i = 1 berdasarkan aigoritma Bourdet dkk adalah berikut mi:

t() =

— In (tj/tj_k)Pt+J in(t+j. tj..k/ti2)zPL

in (t+1/tJln (t+J/tt_k) + in (t÷/tj1n (tj+J/tj_k)

1n(tt+I/t)APt_k 1

+ in (t+/tjin (tL+j/tL_k)j

Persamaan tersebut menunjukkan bahwa untuk mengetahui ipi pada ti memerlukan data (ti-i, tpi-1) dan (ti-i, zpi+1). Jika selang waktu

•. ,rn

•

Gambar 2.27. Tampilan Layar Bonier Plot

antara dua data tekanan pengukuran kecil dan mendekati nol, maka akan dihasilkan plot pressure derivative yang mempunyai banyak gangguan (noise). Untuk mengurangi noise tersebut, Bourdet, dkk memperkenalkan parameter “L” yang digunakan dalam pemilihan data tekanan pengukuran, sebagai berikut:

[ (t1\ f t

L miniln—i,ln— L \tJ \t1_1

Dimana 0 L 0.5 ; L = 0 berarti metode Bourdet diaplikasikan tanpa normalisasi. Dalam banyak kasus L — 0.1 memberikan hasil plot yang terbaik.

BAR III

METODOLOGI PENELITIAN

Penelitian tugas akhir berjudul “Evaluasi Pressure Build-Up Dengan

Menggunakan Metode m(P) Homer Plot dan Software ECRIN Simulator Saphire Untuk

Identifikasi Skin Effect Pada Sumur “X” Lapangan “Lembak” di PT. Pertamina EP Aset 2

Field Prabumulih” dilakukan dengan berbagal tahap kegiatan.

3.1 Waktu dan Tempat Pelaksanaan Penelitian

Data yang diperoleh oleh penulis dalam mengerjakan Tugas Akhir mi diperoleh pada tanggal 04 Maret 2013 — 19 April 2013 mulai dari pukul 07.00- 16.00 WIB. Tempat pengambilan data dilakukan di PT. Pertamina EP Asset II Field Prabumulih fungsi “Perencanaan dan Engineering”.

3.2 Metode Penulisan

Metode yang digunakan dalam penulisan tugas akhir mi sebagai berikut:

3.2.1 Studi Literatur

Studi literatur dilakukan dengan cara mengumpulkan sumber informasi yang berasal dan referensi buku, handbook; e-boo/ç, maupun data perusahaan yang berhubungan dengan tujuan penelitian. Studi literatur mi telah dilakukan sebelum dan selama penelitian dilaksanakan.

3.2.2 Diskusi

Melakukan diskusi secara langsung kepada pembimbing dan pengawas lapangan serta pihak-pihak yang terkait mengenai judul tugas akhir yang diambil di wilayah kerja PT. Pertamina EP Aset II Field Prabumulih fungsi “Perencanaan dan Engineering”.

3.3 Tahap Persiapan

Tahap mi dengan mengumpulkan berbagai referensi dan informasi awal untuk mengidentifikasi, merumuskan, dan mencari penyelesaian masalah terkait dengan masalah yang dthadapi mengenai tugas akhir mi.

3.4 Tahap Pengumpulan Data

Semua data yang diperlukan dalam penulisan tugas akhir mi akan diperoleh dan data-data perusahaan khususnya mengenai data-data produksi dan data-data karaktenistik reservoir serta data sumur.

a. Data Sekunder

Data sekunder adalah data yang diperoleh melalui sumber-sumber seperti dan laporan data produksi, data reservoir dan data sumumya serta buku-buku referensi untuk menunjang isi dan tugas akhir ini.

3.5 Pengolahan dan Analisa Data

Data yang telah terkumpul selanjutnya akan dihitung dengan menggunakan analisa metode Homer dan Software ECR1N Simulator Saphire. Tahap pengolahan data dengan menggunakan metode Homer sebagai berikut:

1. Siapkan data pendukung untuk analisa:

a. Laju aliran (q), MMscf/d

b. Viskositas gas pada kondisi tekanan awal (i’). cp

c. Kompressibilitas total pada kondisi tekanan awal (Ct), Psit

d. Temperatur reservoir (T), degF dan degR

e. Tebal lapisan (h), ft

f. Jan-jan lubang bor (r), ft

g. Waktu produksi (tp), hour

h. SO gas

i. Porositas (cIi), %

j. Kompressibilitas formasi (Ct), psi’

2. Buat tube! korelasi P ke m(P)

3. Buat tube! zXt, P,, m(P), {m(P)- m(P)}, dan (t+At)/tXt

4. Plot {m(P)- m(P)} terhadap At pada kertas grafik log-log. Garis lurus dengan kemiringan 450 (slope 1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh weilbore storage. Dan garis mi, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur 1 sampai 1 V2 log cycle dan titik tersebut untuk menerangkan data awal dan tekanan yang tidak terpengaruli oleh weilbore storage.

5. Plot m(P) terhadap logttpada kertas semilog. Buat garis lurus melalui titik-titilc yang bebas dan pengaruh welibore storage, kemudian tentukan keminingan (m)

6. Ekstrapolsikan ganis lunus di atas sampai harga tP+& = luntuk mendapatkan harga m(P). Kemudian tentukan P melalui korelasi daniPkem(P)tadi.

7. Tentukan harga permeabilitas (k) dengan persamaan:

k = 1.637x1O6q5T

8. Tentukan harga faktor skin (s) melalui persamaan:

S = 1.151 [m(Pws)_ m(pwf) — log k + 3.231

m ØILctr2

9. Tentukan hargaflow efficiency (FE) dengan persamaan:

FE — m(P*) — m(Pwf) — m(PSkIfl)

m(P*) — m(PwO

3.6 Tahap Kesimpulan dan Saran

Pada tahap terakhir mi terdiri dan tahap penanikan kesimpulan dan pengolahan data yang telah dilakukan dan selanjutnya dapat memberikan saran yang terbaik terkait masalah tugas akhir mi.

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1. Analisa Perhitungan Pressure Build-Up

Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang teajadi berbedabeda. Dengan memproduksi suatu sumur yang menghubungkan permukaan dengan reservoir, akan menyebabkan ketidakseimbangan tekanan dalam reservoir, sehingga akan menimbulkan gradien tekanan yang akan menyebabkan fluida dalam berpori itu mengalir kesegala arah.

Besaran-besaran yang diakibatkan oleh aliran fluida dalam media berpori ke lubang sumur dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu: sifat fisik dan batuan formasi dan sifat fisik dan fluida formasi. Apabila perubahan tekanan diplot sebagai fi.mgsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran karakteristik reservoirnya. Aliran fluida dalam media berpori menuju lubang sumur didasarkan atas hukum Darcy. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida dalam media berpori.

Dengan menentukan kinerja aliran, kita bisa mengetahui tentang karakteristik reservoir seperti permeabilitas (k), geometri aliran dan kemampuan forinasi untuk berproduksi (produktifltas formasi).

Dalam menganalisa data, kita menggunakan Pressure Build-Up Test, yang merupakan suatu teknik pengujian transien yang dilakukan dengan cara memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju alir yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut sehingga tekanan menjadi naik dan dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat biasanya tekanan dasar sumur). Dan basil Pressure Build-Up Test, dapat diketahui karakteristilc fonnasi yang dapat digunakan untuk menentukan produktivitas

formasi, sehingga dapat diketahui kemampuan suatu sumur untuk berproduksi danjari-jari pengurasan sumur.

Untuk mendapatkan besarnya parameter-parameter tersebut, penulis mencoba melakukan analisa data Pressure Buildup yang dilakukan pada sumur “X” dengan menggunakan perhitungan dengan metode Homer secara manual dan software (Simulator Saphir).

4.2. Perhitungan Hasil Uji Sumur

Dalam perhitungan hasil uji sumur Pressure Build-Up mi menggunakan dua metode analisa yaitu sebagai berikut:

4.2.1. Metode Homer

Perhitungan hasil uji sumur menggunakan metode Homer sebagai berikut.

1. Siapkan data pendukung untuk analisa : (Tabel 1V. 1. Data Sumur)

Porositas

19.59

Faktor Volume Formasi Gas

0.003 8

cf7scf

Radius Sumur

0.3

Viskositas Gas

0,02665

Kompresibilitas Total

1 .323E-4

Psi’

Laju Produksi

qsc

3.22

MMscf’d

TebalLapisan

175.901

Waktu Produksi

39676

hour

Waktu Build-Up

hour

Faktor Deviasi Gas

1.00033

Tekanan Statik Dasar Sumur

Pws

960.9

psi

Tekanan Alir Dasar Sumur

Pwf

804.9

psi

Produksi Kumulatif Gas

Npg

5323.2

MMscf

2. Buat tabel korelasi P ke m(P). Dengan parameter P. Z, Lg, 2(P/i.LZ), Mean 2(PI j.iZ), AP, Mean 2(P/I.LZ)*AP, dan m(P).

3. Buat tabel At, (t+At)/At, m(P,), dan {m(P}.- rn(P)} atau Am(Pws).

24XNpg — 24x5323.2x106 = 39676 hour

tP = sc — 3.22x106

m(P) = (Mean 2(P/iZ) * P) +

IIm(P) = (m(P) — m(P)...1) + IXm(P)

4. Plot {m(P)- m(P)} atau Am(Pws) terhadap At pada kertas grafik loglog. Garis lurus dengan kemiringan 450 (slope 1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh welibore storage. Dan ganis mi, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur I sampai 1 ‘/2 log cycle dan titik tersebut untuk menerangkan data awal dan tekanan yang tidak terpengaruh oleh weilbore storage.

100,000,000

10,000,000

0.100

Grafik log-log

10.000

100.000

I Tidak Terpengaruh I Oleh Weilbore Storagej

1.000

Gambar 4.1. Grafik Log-Log Delta m(Pws) terhadap Delta t

5. Plot m(P) terhadap t+M pada kertas semilog. Buat garis lurus melalui titik-titik yang bebas dan pengaruh welibore storage, kemudian tentukan kemiringan atau slope (m).

Homer Plot

40,000,000

1: S

25,000,000

20,000 000

15,000,000

1,000,000 100,000 10,000 1,000 100 10 1

Gambar 4.2. Homer Plot Pada Sumur “X”

6. Ekstrapolsikan garis lurus di atas sampai harga tP+tit = 1 untuk mendapatkan harga m(P). Kemudian tentukan P melalui korelasi dan P ke m(P) tadi. Berikut data-data yang diperoleh dan grafik di atas:

m(P*) = 36,090,000 Psi2/cp

m(P1h) = 33,800,000 Psi2/cp

m(P) = 17,831,494 Psi2lcp

34,500,000—34,000,000

m =

= 500,000 (Psi2/cp)/cycle

7. Tentukan harga permeabilitas (k) dengan persamaan:

k 1.637x106qT 1.637x106x 3.22 x 671 — 40 1 mD

— mh — 500,000 x 175.901 —

8. Tentukan harga faktor skin (s) melalui persaxnaan:

s = 1.15 1 [m(Plhr)— m(pwO — log k + 3.231

m OLcr2

r33,aoo,000 — 17,831,494 40.1

1.1511 — log0195900266500001323032 + 3.23

s = 32.6

9. Dan data skin, tentukan rniai z\P dengan persarnaan:

‘skin = 0.87ms

m(tlPSkIfl) = 0.87 X 500,000 X 32.6 = 14,181,000 psi2/cp Hasil dan m(P) di kGrelasi kan sehingga didapat skjn = 619.3 psi Sehingga menghasilkan iP = P+1—P5 = 689.46 — 619.3 = 70.2 psi

10.Tentukan hargaflow efficiency (FE) dengan persamaan:

FE — m(P*) — m(Pwf — m(PSkIfl)

— m(P*) — m(Pwf)

36,090,000 — 17,831,494 — 14,181,000

FE = 36,090,000 — 17,831,494 = 0,99996608

Keterangan:

= tekanan yang didapat dan ekstrapolasi garis lurus pada harga tt tak

terhingga, psi.

Pljam= tekanan dan kepanjangan garis lurus homer saat penutupan sumur satu jam, psi.

Harga P1 dapat dihitung menggunakan persamaan (2.4):

P1 q

— m(Ps) — m(Pwf)

P1 — 3,220,000 scf/d

— 36,090,000 psi2/cp — 17,831,494 psi2/cp P1 = 0.17635616 scf/d/psi2/cp

4.2.2 Analisa Dengan Software Simulator Saphire

a. Input data hasil pressure build-up, data informasi sumur, unit satuan (oil field) dan data PVT Sumur “X”.

wdoM-eMnoptcn

M] iajcia

WdF: zJ

fe f17C1 fr j

Wia

I _______ ______

2M213

H II

Gambar 4.3. Layar Main Option Sumur “X” (Simulator)

New dciumeet pege ii• Maic optient -

: Tape Cement _______

Coean , ai2AS LEtl

: _____________________________________

— itt4aenI

-: 1or1yten ttrv

He4I II

Gambar 4.4. Layar information Sumur “X” (Simulator)

Te kbTreton

*&Ii I tm.tIqt, LI!H

d 01 F

ArçWaIJec

&c.en clcI-jr.

oQr€cc ‘fQJIftC

ILp

MJO

j j

I I

Gambar 4.5. Layar Pemilihan Satuan Sumur “X” (Simulator)

New dxumeM - poe 2/3 - W partet -

i 1Li’i ]ILJ

TenpaiakLle cØic Resevoi paiameeis

H.efvaã Tri.prrati.e

1 121t108 F

Reseivo. Pesscie

type I9 psia

OeadO

( Drp6e,

Piesswe rge

Setaated Ut thbIe pofl Pjidj Mwwi.jn 146959

C Cwide (dew P 1d) Masentjn [iCal 4.7

Incrernet It pts ( Vakie

F Wate. _____

201

He4) <<Back H Nej4>>

Gambar 4.6. LayarInput data PVT Sumur “X” (Simulator)

New document- page 3/3 eudO Properties

Reseivoi peamete,: Corriate watei satii (traction)

Hese,vas Te.peietwe

I’

Reservo. Plesotie

psia

Plesotie Iacge

Water-Gas

Merinran 14.6959 pea

IIMMcf .zi —

Fonnationcresdeêc flpts C Vakie

psi-1j 201

Heb, <Back Create>

Gambar 4.7. Layar Pseudo Properties Sumur “X”

Load P (plot data takanan vs waktu) dan load Q (laju alir vs waktu) dan disimpan dalam format clipboard.

Gambar 4.8. Layar Interpretasi Main Screen Sumur “X” (Simulator)

I •S

Load data

Load horn.

Ascii Ie

Clipboaid

( Keyboatd

C—

LZZi

Cnc&

- He j

KRo / S afriir 2 FAS File

Gambar 4.9. Layar Pemiliban Data Sumur “X” (Simulator)

aI P*u.

- IA I

_I [

€?i

i7L LI

?L ?I

1L2

— ________

r-il I

t7 lê.7t

±a

S7t

__ __________________I

Gambar 4.10. Layar Load P (Pressure) Sumur “X” (Simulator)

t ‘ £44 £444 40 £4444.

D flW? .... Aaa qieu

_____ - —‘. -JO H SJ — — ———-—

_______._.. 4 •

.- 1

‘.4

Ii - - -

Gambar 4.11. Layar Load Q (Rate) Sumur “X” (Simulator)

harga smoothing faktor (L), juiniah Filtration dan harga dan Pwf pada saat sumur ditutup dt =0 yang menghasilkan log-log plot, history plot

fib Hp

D OW?

j W;L* s i

= ______ Laid = _____

-j

dan semi-log plot pada Gambar 4.11.

Gambar 4.12. Layar Ekstraksi Parameter Delta P Sumur “X” (Simulator)

d. Plot derivative yang dihasilkan dan Ekstrak delta P merupakan kurva yang menggambarkan kondisi reservoir tersebut. Oleh karena itu,

model yang dipilth harus sesuai (match).

Ci*J’’*4

j N.* • I

Ir..

T _a.fl

.r.

Gambar 4.13. Layar Hasil Ekstraksi Delta P Sumur “X” (Simulator)

e. Pemilihan model dilakukan dengan mernbandingkan plot derivative data lapangan dan hasil ekstraksi, dengan katalog model kurva

pressure derivative yang tersedia (Lampiran A)

Pneeis foi gge <LBK 1 2JLPBUST_06-O7Septl 1> &id <buddi, #1> Smoothfr J

Pdtck=ft 1800.415 [ia

Hek Cancel H OK

Fdtration (pts/cyclej 100

F Use pseudo-tme

zzzzz _______ _____ ___

r r

Gambar 4.14. Layar Pemilihan Model Reservoir Sumur “X” (Simulator)

f. P11th improve untuk untuk menyesuaikan (matching) model yang sudah dipilih, kemudian “run”.

L Piii win I v J UAIu I t

C Di1 III

Ü4

?217

I7.217

MQd

a a

I V.h. I tIk I

F r F

F t t4i

A we*,uq p.ime ITe.led w*)

—i-—____-- —

H --i- i-

Srn ____

A Bomdmr p.twncter _________ 1

F :

‘*

EL::J:ztrnj

trr1I

F F p

z:i

2ThM

F hecibâit*

F idesegdi

F c.flavá

‘I

• •

RPth.

____ H Rm

Gambar 4.15. Layar Improve (Simulator)

Total Skin

k.h. total

Ic. averae

C Rounded

( Exact

Gambar 4.16. Hasil Perhitungan Saphire Sumur “X” (Simulator)

4.3. Pembahasan

Penganalisaan dan hasil pengujian sumur dengan Pressure Build-Up yang menggunakan metode Homer dan Software Simulator Saphire terhadap sumur “X” Lapangan “Lembak” yang bertujuan untuk mengetahui karakteristik reservoir dan kemampuan untuk berproduksi dengan menggunakan beberapa data seperti data produksi (waktu produksi, laju alir, tekanan dasar alir, tekanan statik), kemudian data reservoir (viskositas gas, factor volume formasi gas, kompressibilitas total, porositas), dan data hasil PBU itu sendiri (waktu, tekanan, dan suhu yang didapat dan electric memory recorder). Setelah semua data diapat,

VeH

Reeer’.oir

B ciu ntary

Main Model

Tt.iatcfl

Vertical. Ctanin Storage O•IeUeman

Two peroafly P55

One fauft

PM atcr C

9S-7

D.U73t

tnr-1

/cp)ticfIpCi

1 9

Tg1 . ft

192

9f&77

Model Parametera

Well & WeIlbon

pararnetere (feetcO well)

peia

Name

Vatue Urth

Mo1eI Option

Stan4arcl MD4te.4

CaC1

408

---

AIpta

7.ftft

Skin

Reeei-.oW &

Becineary parnater

9fê?7

leia

k.h

ty,cl.ft

19.2.

rrio

Ornea

U.081ft

Lan4a

2.2f—4

----

L-.NOf1w

Lertved * Seeond*ry Paraxnetera

Oe1ta P Total 109 17

Delta P Ratio 0.7001

u.U7E

kemudian dilakukan penganalisaan dengan menggunakan metode manual Homer Plot dan Software ECRIN Simulator Saphire. Dan hasil penganalisaan dan dilakukan perhitungan dengan menggunakan kedua metode tersebut diatas, didapatkan:

Tabel IV.2. Hasil Perhitungan dengan Metode m(P) Homer Plot dan Software

ECRIN Simulator Saphire Sumur “X” Lapangan “Lembak”

Parameter

Nilai

Satuan

zEXL

Parameter

NiJai

Satuan

40.1

19.2

32.6

13.9

(AP)s

70.2

psi

(AP)s

109.1

Psi

0.999996

981.2

psi

965.28

Psi

Berdasarkan perhitungan yang didapat yaitu harga permeabilitas sebesar 15 mD (metode Homer) dan 11 mD (Software Simulator Saphire) yang berarti permeabilitasnya termasuk dalam kategori baik karena berada pada kisaran 10 — 100 mD dan tekanannya hanya sebesar 680 psi sehingga kemampuan sumur “X” mi mengalirkan fluidanya kecil maka diperoleh hasil dan produktivitas indeksnya. Hasil skin yang didapatkan dan perhitungan kedua metode tersebut bemilai positif yaitu 32.6 (Homer Plot) dan 13.9 (Software ECRJIV-Saphire) yang berarti sumur “X” lapangan “Lembak” mi mengalami kerusakan.dan nilai efisiensi aliran bernilai 0,99996 (metode Homer) yang menandakan bahwa adanya kerusakan sumur dengan penurunan tekanan akibat skin atau (AP)s sebesar 70.2 psi (metode Homer) dan 109.1 psi (dengan menggunakan Software ECRIN Simulator Saphire) yang dapat mempengaruhi laju produksi mengalami penurunan. Sehingga disarankan untuk melakukan stimulasi agar laju produksi dapat meningkat

kembali. Stimulasi yang BBBBBBBBBBBBBBB adalah acidizing (pengasaman) karena lapisan di lapangan Lembak pada sumur “X” termasuk sandstone. Jadi, nilai Q yang di dapat dengan hasil skin 13.9 adalah sebagai berikut.

— 7.O8xlO3xkxhx(Pr—Pwf) I Ire’. 3

jtoX IJOX lflj)+ S—;

— 7.08 x i0 x 3380 x (956.577—690.206)

— 0.02665 x 0.0038 x (In()+ 13.9—f)

Q1 = 3,122,372.997 scf

Apabila dilakukan stimulasi (maka harga skin diasumsikan sama dengan “0”, maka nilai Q-nya didapat sebagai berikut.

— 7.08 x i0 x 3380 x (956.577—690.206)

— 0.02665 x 0.0038 x (1n()+ 0 —)

Q2 = 10,056,425.493 scf

Jadi, gain yang diperoleh setelah distimulasi adalah sebagai berikut.

IQ = Q2 — Qi

= 10,056,425.493 scf — 3,122,372.997 scf LQ = 6,934,052.943 scf = 6.93MMscfd

BABV

KESIMPULAN

Berdasarkan pembahasan yang telah dilakukan maka dapat ditarik beberapa kesimpulan, sebagai berikut:

1. Well Testing merupakan teknik pengujian sumur yang dilakukan untuk menentukan produktivitas sumur dengan prinsip dasar mengganggu kesetimbangan tekanan pada reservoir.

2. Macam-macam pengujian sumur, yaitu untuk sumur produksi (pressure build-up test dan pressure drawdown test), untuk sumur injeksi (infectivity test dan fall of test), dan untuk multiple-well test (drill stem test, interference test, dan pulse test).

3. Prinsip dasar PBU adalah dengan mengalirkan sumur terlebih dahulu secara konstan dan menutup sumur tersebut dengan waktu tertentu.

4. Hash analisa PBU pada sumur “X” menggunakan metode Homer yaitu Pi =

981.21 psi, k = 40.1 md, skin = +32.6, APskin = 70.2 psi, Sedangkan basil analisa Software ECRIN Simulator Saphire adalah Pi = 956.577 psi, k = 19.2 md, skin = 13.9, Apskin = 109.1 psi. Perbedaan tersebut dapat disebabkan oleh beberapa faktor, antara lam pada waktu penentuan end of welibore storage, slope (m), tekanan rata-rata reservoir dan P1 yang berbeda.

5. Untuk meningkatkan laju produksi sebaiknya dilakukan stimulasi berupa acidizing dan didapat gain-nya sebesar 6.93 Inivlscfd.

DAFTAR PUSTAKA

Abdassah, Dody, Dr. Ir.,”Analisys Transient Tekanan “, Jurusan Teknik

Perminyakan, Institut Teknologi Bandung, 1997.Q

Handbook Pertamina. Analisa hasil Uji Untuk Fluida Termampatkan

(Gas).Juli 2003.

Ikok4 Chi. U. “NaturalGas Reservoir Engineering “, John Willy & Sons, 1984.

Lee, John., “Well Testing’ Society of Petroleum Engineering ofAIME,

New York, Dallas, 1982.

Widiarso, Agus, Dedy Kristanto, dan Anas Puji Santoso., “Uji Sumur ‘

Jurusan Teknik Perminyakan UPN “V” Yogyakarta, 2000.

, “Saphire Manual Book ‘ Kappa Engineering.

Rabu, 24 Juni 2015

ANALISIS PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN METODE M(P) HORNER PLOT DAN SOFTWARE SAPHIR PADA SUMUR “X” LAPANGAN “LEMBAK” DI PT. PERTAMINA EP ASSET II FIELD PRABUMULIH