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
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
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
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
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
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, sehingga akan menimbulkan gradien
tekanan yang akan menyebabkanfluida dalam berpori itu mengalir kesegala arah.
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.
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
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.
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
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
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
(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
(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
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
Lampiran Halaman
A Model-model Kurva Derivatif 81
B 98
C Saphire Simulation Report 104
D Profit Sumur 108
xvi
BABI
PENDANULUAN
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.
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).
(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
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
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
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:
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:
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)
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.
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
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
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
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:
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:
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:
El
6
I
Gambar
213 Rangkaian Peralatan PBU
1. Masukkan
Sinker Bar kedalam sumur untuk mengetahui
29
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
30
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:
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:
32
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
33
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
mh
8.
Tentukan harga faktor skin (s) melalui persamaan:
S
= 1.151 m(Pwf) — log k + 3.23]
m
øCtrw2
35
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.
36
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
37
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
38
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
rw
Keterangan:
k
= Permeabilitas, md
39
=
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
40
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
TN
P—s
I.,.
0
Pr
= Tekanan rata-rata reservoir, psi
41
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
A
t
p—f
P1-J•
dPwt
0
0
Gambar
2.15. Grafik IPR untuk Aliran Dua Fasa
42
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
43
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.
44
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
45
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.
46
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.
47
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:
1.
Main
Options
Gambar
2.17. LayarMain Options
48
I
‘w I 1
3.
Units
J
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
j
satuan
yang digunakan.
4.
Comments
Gambar
2.19. Layar Pemilihan Satuan
49
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
50
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
a
•
S
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.
51
I
(IiI *1I
t.dfir
I zzzJ
I
I4
rp.sF
r
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.
52
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
53
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
54
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
55
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
—.
z1
c_-,.,
o
Cambar
2.26. Layar FlekcibelPlot
56
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
57
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.
58
59
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
60
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
mh
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
61
62
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
1
19.59
%
Faktor
Volume Formasi Gas
Bg
0.003
8
cf7scf
Radius
Sumur
r
0.3
ft
Viskositas
Gas
tg
0,02665
Cp
Kompresibilitas
Total
Ct
1
.323E-4
Psi’
Laju
Produksi
qsc
3.22
MMscf’d
TebalLapisan
h
175.901
ft
Waktu
Produksi
t,
39676
hour
Waktu
Build-Up
tb
24
hour
Faktor
Deviasi Gas
Z
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
63
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
64
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
=
1
=
500,000 (Psi2/cp)/cycle
65
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):
66
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
F
Wia
I
_______ ______
2M213
H
II
Gambar
4.3. Layar Main Option Sumur “X” (Simulator)
67
New
dciumeet pege ii• Maic optient -
:
Tape Cement _______
Coean
, ai2AS LEtl
:
_____________________________________
M
—
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.
I
ft
oQr€cc
‘fQJIftC
ILp
MJO
c
i
j
j
I
I
Gambar
4.5. Layar Pemilihan Satuan Sumur “X” (Simulator)
68
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
F
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”
b.
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)
69
L
I
•S
S
S
S
S
a
Load
data
Load
horn.
Ascii
Ie
Clipboaid
(
Keyboatd
C—
LZZi
Cnc&
-
He j
KRo
/ S afriir 2 FAS File
F
Gambar
4.9. Layar Pemiliban Data Sumur “X” (Simulator)
70
aI
P*u.
-
IA I
_I
[
1L
?U
ie
€?i
i7L
LI
?L
?I
?L
3
1L2
—
________
7L
w_
r-il
I
t7
lê.7t
±a
S7t
__
__________________I
_7
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.
71
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
U
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”.
72
L
Piii win I v J UAIu I t
C
Di1 III
LI
Ü4
?217
I7.217
t7
s
C
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
ne
z:i
2ThM
F
hecibâit*
F
idesegdi
F
c.flavá
‘I
.
•
•
RPth.
____
H Rm
Gambar
4.15. Layar Improve (Simulator)
73
Total
Skin
k.h.
total
Ic.
averae
C
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
27
9S-7
D.U73t
tnr-1
/cp)ticfIpCi
1
9
&I
Tg1
. ft
192
9f&77
gj
Ri
Model
Parametera
Well
& WeIlbon
pararnetere
(feetcO well)
peia
Name
Vatue
Urth
E
Mo1eI
Option
Stan4arcl
MD4te.4
CaC1
408
---
AIpta
7.ftft
-
Skin
1
Reeei-.oW
&
Becineary
parnater
Ri
9fê?7
leia
k.h
0
ty,cl.ft
Ic
19.2.
rrio
Ornea
U.081ft
--
Lan4a
2.2f—4
----
L-.NOf1w
2
ft
Lertved
* Seeond*ry Paraxnetera
Oe1ta
P Total 109 17
Delta
P Ratio 0.7001
u.U7E
Close
74
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
k
40.1
mD
k
19.2
mD
S
32.6
S
13.9
(AP)s
70.2
psi
(AP)s
109.1
Psi
FE
0.999996
Pi
981.2
psi
Pi
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
75
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.
75
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.
76
bisa emailkan softfilenya kah ?
BalasHapusselamat malam. tulisan ini sangat membantu sekali, apakah saya boleh meminta alamat email kamu ? saya ingin menanyakan beberapa hal mengenai tulisan yang kamu publikasikan ini. terimaksih banyak sebelumnya
BalasHapusboleh minta mentahannya? kebetulan saya juga ambil judul TA yg sama
BalasHapus