BAB I PENDAHULUAN
Pertimbangan teknis dan ekonomis merupakan faktor utama dalam membangun strategi pengembangan lapangan. Mengoptimalkan pengembangan lapangan membutuhkan suatu model reservoir yang mampu memprediksi secara realistis perilaku-perilaku dinamis dari reservoir dalam hubungannya dengan laju produksi dan recovery fluida dalam berbagai kondisi operasi yang berbeda-beda. Suatu model reservoir dibentuk dengan data geologi, geofisik dan data sumur. Parameter-parameter yang diperlukan diperoleh dari pengukuran langsung (misal core, core, cutting ,sampel ,sampel fluida formasi) dan dari data yang diinterpretasikan (misal seismik permukaan, log sumur, uji sumur, analisa temperatur-volumetekanan atau PVT). Data seismik dan log sumur memberikan deskripsi statis mengenai reservoir, tetapi hanya data uji sumur yang memberikan informasi mengenai respon dinamis dari reservoir yang mana merupakan elemen kunci dalam pembuatan model reservoir. Data dari uji sumur merupakan elemen penting untuk analisis dan peningkatan performa reservoir dan untuk data peramalan yang terpercaya. Well testing merupakan suatu cara untuk mengetahui performa reservoir hidrokarbon. Tujuan utama dari well testing adalah untuk menentukan kemampuan suatu reservoir dalam berproduksi serta untuk mengetahui karakteristiknya dalam kondisi dinamis. Tujuan lainnya yaitu untuk evaluasi terhadap reservoir, manajemen reservoir, modeling dan deskripsi reservoir. Melalui well testing, informasi lebih akurat mengenai reservoir dalam kondisi dinamis akan diperoleh. Prinsip dasar well testing adalah sangat sederhana yaitu memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Ini dilakukan baik dengan memproduksi laju aliran yang relatif konstan atau penutupan sumur (shutin). Dengan adanya gangguan ini, impuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan ke seluruh reservoir dan hal ini diamati setiap saat dengan 1
2
mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut. Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan memadai kemudian hasilnya dianalisa secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat yang akan didapatkan. Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa datadata lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah : Laju produksi aktual Kuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampel yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi Bentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasi model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan Tekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurva build-up atau fall-off atau fall-off untuk mengetahui tekanan reservoir statis. Permeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskan aliran fluida Transmissibility, Transmissibility, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis batuan reservoir dan propertis fluida. Faktor skin Faktor skin,, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses produksi. Damage ratio, ratio, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan skin damage yang damage yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi. Productivity, Productivity, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al ir.
3
Radius investigasi, yaitu suatu rentang jarak radial dari lubang sumur yang dapat terinvestigasi selama tes. Hasil analisa tes mewakili propertis rata-rata dari reservoir dalam radius tersebut. Anomali reservoir, yang terdeteksi dalam radius investigasi termasuk barrier (skin) dan kontak fluida. Perubahan permeabilitas atau reservoir berlapis sering terrefleksi dari sifat tekanan yang diamati selama tes berlangsung. Informasi ini ketika dihubungkan dengan data lainnya sering dapat membantu dalam menjelaskan tipe anomali yang ada secara jelas. Deplesi
reservoir,
yaitu
kondisi
penurunan
tekanan
reservoir
karena
pengurasan fluida reservoir. Biasanya penurunan tekanan ini terjadi secara perlahan dan jauh diujung batas reservoir sehingga berada diluar diluar jangkauan alat perekam tekanan. Heterogenitas reservoir, adanya variasi porositas dan permeabilitas dalam satu reservoir dapat menyebabkan karakteristik aliran yang sangat kontras. λ (lambda) adalah parameter aliran interporosity, mensifatkan kemampuan dari matrix untuk mengalir kedalam retakan. Ω (omega) adalah rasio storativitas yang secara umum berhubungan dengan prosentase ketersediaan minyak didalam retakan. Κ (kappa) adalah kekontrasan permebilitas antar lapisan.
BAB II EI FUNCTION
2.1.
Tujuan Analisa
1.
Mengetahui P pada pada radius tertentu
2.
Mengetahui tekanan reservoir pada waktu percobaan selama 5 jam.
3.
Mengetahui waktu waktu yang diperlukan untuk untuk mencapai tekanan pada aliran transien.
2.2.
Teori Dasar
2.2.1. Aliran Fluida Di Media Berpori
Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda.
Pola
aliran
radial
paling
lazim
digunakan
untuk
menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ini diawali oleh solusi Van Everdingen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang modelmodel lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir dalam pola-pola aliran yang digunakan untuk menganalisa transient tekanan di resrvoir. Berhubung pola airan Radial yang paling umum digunakan maka pembahasan selanjutnya mengenai penyelesaian persamaan, prinsip atau metode analisa yang memakai pola-pola aliran tersebut. 2.2.2. Idealisasi Reservoir Dengan Pola Aliran Radial
Pada reservoir dengan pola aliran radial, persamaan differensialnya diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut : 1.
Hukum Kekekalan Massa
2.
Aliran mengikuti Hukum Darcy
3.
Persamaan Keadaan
4
5
Gambar Gambar 2.1. Pola Pola ali ran Radial
Maka persamaan differensial untuk aliran fluida yang radial adalah :
.......................................................... (2-1) Persamaan ini lebih dikenal dengan nama “diffusivity “ diffusivity equation”, equation”, sedangkan konstanta dikenal
dikenal sebagai “hydraulic “hydraulic
diffusivity”. diffusivity”. Dari persamaan diatas didapat dari hukum kekekalan massa, hukum darcy, dan persamaan keadaan dalam field unit dimana : P
= tekanan reservoir , psi
r
= jari-jari atau jarak dari lubang bor, ft
= porositas, fraksi
μ
= viskositas fluida, cp
k
= permeabilitas, md
t
= jam
C
= kompressibilitas, psi-1
Untuk gas yang bersifat tidak ideal, persamaannya adalah :
........................................ ..... (2-2) ............................................. Dimana Z adalah superkompressibilitas gas. Apabila fluidanya multifasa yang terdiri dari minyak, gas, dan air maka persamaannya adalah :
6
.......................................................... (2-3) Dimana Ct menggambarkan kompresibilitas total, Ct
=
...................................................... (2-4)
Sedangkan λ t adalah mobilitas yaitu : t
=
........................................................................ (2-5)
2.2.3. Variabel - variabel Yang Tidak Berdimensi
Dalam penyelesaian persamaan untuk analisa tekanan, akan lebih mudah dinyatakan dengan variabel-variabel yang tidak berdimensi. Pada dasarnya, variabel yang sangat umum digunakan adalah : PD tD r D QD CD
=
.............................................................................. (2-6)
dan t = ...................................... (2-7) = ............................................................................................. (2-8) = .................................................................... (2-9) ............................................................................. (2-10) = =
DA
Dari persamaan differensial maka ditransformasikan kedalam parameter-parameter yang tidak berdimensi tersebut akan menjadi :
atau
....................... (2-11)
2.2.4. Solusi Persamaan Diffusivitas Untuk Pola Aliran Radial
Ada lima solusi persamaan differensial yang snagat berguna didalam analisa transient tekanan atau well testing yaitu : 1.
Solusi untuk reservoir yang tidak terbatas ( line source solution ) Disebut sebagai line-source well karena ukuran lubang bor dapat diabaikan atau mendekati radius sama dengan nol yang reservoirnya berbentuk silindris dalam lubang bor.
7
Dengan anggapan bahwa sumur tersebut diproduksikan dengan laju produksi yang konstan sebesar q b, radius sumur mendekati nol, tekanan awal diseluruh titik di reservoir sama dengan Pi dan sumur tersebut menguras area yang tak terhingga besarnya, maka persamaan differensialnya sebagai berikut : P
= ...................... (2-12)
Dimana :
∫ ............................................................. (2-13) (Ei = exponential integral)
Dari persamaan P diatas disebut solusi pada saat reservoir bersifat “infinite acting ”.
8
Tabel 2.1. Tabel Ex ponential
9
Gambar 2.2. Ei F unction
Dari tabel dan gambar diatas untuk mendapatkan fungsi Ei (-x) pada x < 0.02, ei (-x) dapat didekati dengan ketelitian < 0.6 % oleh persamaan : Ei(-x) = ln (1.761 x) ................................................................. (2-14) Terlihat pada tabel dapat digunakan 0.02 < x < 10.9, untuk x ≤ 0.02 kita menggunakan persamaan Ei(-x) = ln (1.761 x) dan untuk x > 10.9 maka Ei (-x) dapat dikatakan sama dengan nol untuk tujuantujuan praktis. 2.
Solusi untuk reservoir yang terbatas
3.
Solusi untuk keadaan pseudo steady state
10
4.
Solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada batasnya (Constant Pressure at Outer Boundary )
5.
2.3.
Solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin
Data Analisa dan Perhitungan
2.3.1. Data Analisa
Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : a.
Laju Produksi ( Qb )
: 20 STB/D
b.
Viskositas ( )
: 0.704 cp
c.
Permeabilitas ( k )
: 0.104 md
d.
Kompresibilitas Total ( Ct )
: 0.000015 Psi-1
e.
Tekanan ( Pi )
: 3000 Psi
f.
Jari - jari Pengurasan (re)
: 3000 ft
g.
Jari – jari Sumur ( rw )
: 0.5 ft
h.
Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.404 RB/STB
i.
Ketebalan Formasi Produktif ( h )
: 150 ft
j.
Porositas ( )
: 0.204
k.
Faktor Skin ( S )
:0
l.
Radius ( a )
: 1 ft
m.
Radius ( b )
: 10 ft
n.
Radius ( c )
: 100 ft
o.
Waktu ( t )
: 5 hours
2.3.2. Perhitungan
a.
Langkah Pertama menggunakan syarat Ei Function :
Maka,
=
( ) ( )
11
=
b.
Langkah kedua menentukan pressure dengan cara coba-coba pada kondisi infinite acting dengan asumsi radius = 1 ft, 10 ft, dan 100 ft
–
Untuk harga x pada radius = 1 ft
Disimpulkan bahwa harga x 0.02
[] =
Ei (-x) =
= - 4.963
Untuk harga x pada radius = 10 ft
Disimpulkan bahwa 0.02 < x < 10.9
Dalam kondisi tersebut untuk menentukan x, maka kita harus interpolasi terlebih dahulu : 0.21 0.207 0.20
12
0.183
x
0.233
X = 1.171
Untuk harga x pada radius = 100 ft
Disimpulkan bahwa x > 10.9
13
2.4.
Pembahasan
Dari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft yaitu
Psi, radius 10 ft yaitu 2,895.238 Psi dan radius 100 ft
sama dengan Pi sendiri yaitu 3000 Psi. Penggunaan Ei Function hanya dapat dilakukan pada infinite acting reservoir dimana tekanan di reservoir dianggap sama. Semakin besar radius percobaan, maka tekanan yang didapatkan mendekati tekanan awal. Semakin dekat radius percobaan (missal 1 ft) maka lubang bor akan mengalami kehilangan tekanan. Kondisi di dekat lubang bor akan sangat mempengaruhi kelakuan aliran. Perubahan tekanan dan radius pengurasan yang menerus seiring dengan waktu.
2.5.
Kesimpulan
1. Nilai P = R2 adalah 2555.989 2. Semakin kecil radius pengurasan percobaan maka semakin berkurang tekanan percobaan dari tekanan awal 3. Semakin besar radius pengurasan percobaan maka semakin dekat tekanan percobaan dengan tekanan awal
14
BAB III DIETZ SHAPE FACTOR
3.1.
Tujuan Analisa
1.
Menentukan nilai Pi
2.
Mengetahui lamanya waktu yang diperlukan berbagai geometri reservoir pada infinite acting reservoir, Pseudo Steady State less than + 1% dan Pseudo Steady State Exact.
3.
3.2.
Mengetahui laju produksi stabil (q) pada tekanan dan PI tertentu.
Teori Dasar
Pada perhitungan persamaan aliran sebelumnya, hanya membahas bentuk geometri reservoir berupa silinder terbatas. Namun dalam kenyataan dilapangan tidak selamanya kita dapat menemukan bentuk geometri reservoir kita berupa silinder terbatas. Untuk itu perlu suatu perhitungan persamaan aliran dalam bentuk geometri yang lainnya. Untuk itu Odeh telah menurunkan persamaan aliran terhadap bentuk geometri reservoir-reservoir non-silindris pada kondisi pseudo steady state, yaitu
, Dimana : Pins
: Tekanan awal reservoir, psi
Pwf
: Tekanan alir sumur, psi
q
: Laju alir, bbl/day
µ
: Viskositas, cp
B
: Faktor volume formasi, RB/STB
k
: Permeabilitas, md
h
: Ketebalan formasi, ft
..……… (3-1)
15
A
: Luas Area, ft2
CA
: Konstanta Dietz
r w
: Jari-jari sumur, ft
S
: Faktor skin
Secara teoritis aliran steady state terjadi pada harga t yang sangat besar (sumur telah diproduksikan sangat lama) pada suatu sistem reservoir dengan kondisi batas luar reservoir berupa tekanan konstan dan laju produksi dilubang sumur konstan (constant production rate). Periode transient, Pseudosteady state dan steady state tersebut diatas dapat diobservasi melalui plot.
Gambar 3.1. Jeni s ali ran Pwf VS t
Dietz shape factor (CA) adalah suatu konstanta yang dimasukkan ke dalam persamaan solusi Pseudosteady State agar persamaan tersebut cocok atau berlaku untuk bentuk luas daerah pengurasan sumur (drainage area). Berdasarkan bentuk-bentuk geometri reservoir yang lain, akhirnya konstanta Dietz shape factor dikembangkan berdasarkan bentuk geometri reservoir yang lain dan letak sumurnya, adapun pengembangan konstanta ini dapat dilihat pada tabulasi berikut.
16
Tabel 3.1. Tabel Shape F actors for Vari ous Sin gle-Well Dr ainage Areas
17
Jadi, dengan adanya tabulasi dari Dietz ini, maka dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya. Adapun perhitungan waktu (t) sumur untuk mencapai kondisi tertentu adalah sebagai berikut
.………………………………………………… (3-2)
18
Untuk penentuan waktu pada berbagai kondisi, berikut penggunaan Dietz Shape Factor :
Untuk Infinite Acting Reservoir → “Use Infinite-System Solution With Less Than 1% Error for t DA”.
............................................................................ (3-3)
Untuk Pseudo Steady State (Ketelitian ± 1%) → “ Less Than 1% Error for tDA”.
…………………………...…...……................. (3-4)
Untuk Pseudo Steady State → “Exact for t DA”. Sedangkan untuk menentukan Productivity Index (J) dari reservoir non silindris, dapat digunakan persamaan:
̅
…………………….…... (3-5)
Sehingga dapat ditentukan laju alirnya dengan persamaan:
…………………...…………………....…. (3-6)
3.3.
Data Analisa dan Perhitungan
3.3.1. Data Analisa
Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : : 17420000 ft 2
a.
Luas Area ( A )
b.
Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.504 BBL/STB
c.
Porositas ( )
: 0.204
d.
Viskositas ( )
: 1.04 cp
e.
Permeabilitas ( k )
: 100.04 md
f.
Kompresibilitas Total ( Ct )
: 0.00001 Psi-1
g.
̅-Pwf
h.
Ketebalan Formasi Produktif ( h )
: 500 Psi : 10 ft
19
i.
Jari Jari – jari Sumur ( rw )
: 0.30 ft2
j.
Faktor Skin ( S )
: 3.0
Keterangan : tDA Infinite Acting Reservoir
= 0.03
tDA ketelitian 1%
= 0.25
tDA PSS Exact
= 0.7
CA
= 12.985
3.3.2. Perhitungan
a.
Menentukan t dalam infinite acting reservoir dengan t DA = 0.03 menggunakan persamaan (3-3).
t = 41.981 hours
b.
Menentukan t dalam PSS dengan ketelitian 1%, t DA
=
0.25
menggunakan persamaan (3-4).
t = 384.843 hours
c.
Menentukan t dalam PSS Exact dengan t DA
=
0.7 menggunakan
persamaan yang sama dengan persamaan (3-3) dan (3.4).
t = 979.562 hours
d.
Menentukan J dan laju produksi (q) dengan menggunakan persamaan (3-5) dan (3-6).
̅-Pwf = 5000 Psia
20
[ ]
[ ]
Sedangkan,
̅
q = J ( - Pwf) = 0.3882 ( 500 psia ) q = 194,131 STB/Day
3.4.
Pembahasan
Dari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan dan menentukan waktu (dalam
jam) dari Infinite Acting
Reservoir, Pseudo Steady State (Ketelitian ± 1 %), Pseudo Steady State Exact , dan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia., didapatkan bahwa waktu pada Infinite Acting Reservoir selama 41.981 hours, kemudian Pseudo Steady State dengan ketelitian ± 1 % didapatkan 384.843 hours, Pseudo Steady State selama 979.562 hours,
J sebesar
, sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf sebesar 500 psia yaitu sebesar 194,131 STB/day.
21
3.5.
Kesimpulan
1.
Mendapatkan nilai Pi (J) =
2.
Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari Productivity Index (J).
3.
Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui bentuk reservoir dengan tepat dan benar.
BAB IV PRESSURE BUILD-UP TESTING
4.1.
Tujuan Analisa
1.
Menentukan atau mengetahui harga K.
2.
Untuk mengetahui adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin).
4.2.
3.
Untuk mengetahui produktivitas formasi (PI).
4.
Untuk mengetahui nilai permeabilitas dari formasi yang diuji.
Teori Dasar
Penentuan karakteristik dari suatu reservoir merupakan parameter yang sangat diperlukan dalam mendeskripsikan suatu reservoir. Salah satu cara yang dilakukan untuk mengetahui karakteristik dari suatu reservoir adalah dengan analisis transient tekanan,dimana kegiatannya dinamakan dengan pressure build up test . Cara ini berdasarkan pada prinsip superposisi, dimana memerlukan satu harga laju produksi minyak pada selang waktu tertentu. Nilai karakteristik pada analisis transient tekanan dapat ditinjau dari beberapa metode diantaranya hornerplot (diajukan oleh Horner pada tahun1951 ) (semi-log plot), derivative
dan
type curve
matching . Pelaksanaannya dapat didukung pula oleh data yang dihasilkan dari geologi, petrofisik, logging, dan laboratorium. Parameter yang dapat di ketahui dari pressure build up test berupa permeabilitas, skin, wellbore storage, jenis reservoir, batas reservoir, dan tekanan rata-rata ( finite acting ). Pressure buildup test adalah salah satu cara yang bertujuan untuk mendapatkan informasi secara langsung mengenai sifat-sifat fluida yang yang
terkandung
dalam
reservoir,
karakteristik
batuan
reservoir,
temperatur, dan tekanan reservoir yang merupakan suatu teknik pengujian tekanan tansien. 22
23
Prinsip pengujian, pada dasarnya dilakukan dengan pertama-tama memproduksikan sumur selama suatu selang tertentu dengan laju alir yang konstan, kemudian sumur tersebut ditutup. penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu. Dasar analisa pressure build-up test ini diajukan oleh horner , yang pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu Berdasarkan prinsip superposisi tersebut, maka sumur-sumur diproduksi dengan laju alir tetap selama waktu “tp”, kemudian sumur ditutup selama waktu “t”. Pws diplot terhadap log (tp+Δt)/Δt merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope, m). Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas dapat ditentukan dari slope “m”, sedangkan apabila garis tersebut diekstrapolasi ke harga “horner time” (tp+Δt)/Δtsama dengan 1, maka secara secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal reservoir. Untuk menentukan terjadi kerusakan atau perbaikan formasi yang ditandai oleh harga skin faktor (S) :
Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damaged ) dan berharga negatif berarti menunjukan adanya perbaikan ( stimulated ).
Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek, biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan. Dari hasil yang didapat, besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau
flow effisiensi (FE), sertaradius of investigation (ri) dari analisa pressure build-up ini dapat ditentukan. Untuk reservoir yang bersifat infinite acting , tekanan rata-rata reservoir ini adalah P* = Pi = Pave yang dapat diperkirakan.
24
4.3.
Data Analisa dan Perhitungan
4.3.1. Data Analisa
Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : a.
Laju Produksi ( Q )
: 200 BBL/Day
b.
Tekanan ( Pi )
: 3538.6 psi
c.
Jari – jari Sumur ( rw )
: 0.4583 ft
d.
Porositas ( )
: 0.104
e.
Ketebalan Formasi Produktif ( h )
: 45.93 ft
f.
Viskositas Minyak ( )
: 1.35 cp
g.
Kompresibilitas Total ( Ct )
: 0.0003 1/ psi
h.
Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.25 RB/STB
i.
Sumur Diproduksikan, (t p)
: 164 Jam
25
4.3.2. Perhitungan
Tabel 4.1. Data Tekanan dan Waktu
dt, Jam 0
Pws, psi 3538.627
0.01
3547.811
16401
0.0186 0.0291
3555.552 3564.654
8818.2043 5636.7388
0.0496
3581.853
3307.4516
0.0707
3598.713
2320.6605
0.082
3607.355
2001
0.1009
3621.213
1626.3717
0.1357 0.1937 0.2764 0.361 0.4713 0.5974 0.78 1.1132 1.4535 1.7886 2.5525 3.3328 4.8993 7.8719 10.2784 12.6481 15.5641 17.0114 20.9334 28.1549 33.6344 48
3645.29 3681.137 3724.555 3761.139 3799.697 3833.473 3869.224 3908.672 3930.481 3942.82 3957.012 3963.639 3970.802 3977.73 3981.07 3983.433 3985.566 3986.425 3988.282 3990.609 3991.826 3993.833
1209.5483 847.67011 594.34298 455.29363 348.97369 275.52293 211.25641 148.32303 113.8311 92.691826 65.250735 50.207873 34.47417 21.833598 16.955791 13.966374 11.537069 10.640594 8.83437 6.8249186 5.8759603 4.4166667
(tp+dt)/dt
Keterangan : Warna hijau merupakan Transient Condition
26
a.
Langkah pertama hitung (tp+dt)/dt dengan menggunakan persamaan
. b.
, dan seterusnya.
Langkah kedua plotkan (tp+dt)/dt vs Pws, kemudian ubah grafik tersebut kedalam bentuk grafik semilog dan dilanjutkan untuk menentukan kondisi trasient pada grafik dengan cara menarik garis linier dari garis yang berada diatas grafik semilog. Buat garis trendline untuk menemukan persamaan pada garis linier pada kondisi transient. Sehingga didapatkan nilai y = -10.0ln (x) + 4021.8 dan R² = 0.988
c.
Mencari Nilai slope (m) dengan menggunakan persamaan dari trendline yang telah didapatkan dengan harga X=1 dan X=10 Untuk x=1 : y = -10.0 ln (1) + 4021.8 = 4021.8 psi/cycle Untuk x =10 : y = -10.0ln (10) + 4021.8 = 3986 psi/cycle maka, nilai slope (m) = 4021.8 - 3986 =
d.
Menentukan X untuk 1 jam dengan Δt = 1 jam menggunakan persamaan :
e.
Menghitung P 1 jam dengan menggunakan persamaan garis linier, serta menghitung P*. P@ 1 jam = -10.0 x P* = -10.0 x
f.
+ 4021.8= 3942.76 psi
+ 4021.8= 4021.8 psi
Menghitung besarnya permeabilitas menggunakan persamaan :
27
g.
Menghitung faktor skin menggunakan persamaan :
S= =
+ *
+ *
S = 9.763 h.
Menghitung harga dari ΔPskin dengan menggunakan persamaan :
=
∆P skin =
= 302.7634 psi i.
Menghitung J ideal menggunakan persamaan : J ideal
= =
= 1.108588 j.
Menghitung J nyata menggunakan persamaan : J nyata
= =
= 0.41393 k.
Menghitung harga FE menggunakan persamaan :
=
FE =
= 0.373385 % l.
Menghitung harga ri menggunakan persamaan : ri =
= =
√ √ ft
28
4100
4000
3991.826 3942.82
3900
3800
3700
y = -15.48ln(x) + 4021.8 R² = 0.941
3600
3500 10000
1000
100
10
1
Graf ik 4.1. Semil og PBU (tp+dt)/dt VS Pws
4.4.
Pembahasan
Dengan memperhatikan grafik Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws dapat di tentukan nilai, dengan mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle. Dari nilai m serta data yang tercantum di tabel, dapat ditentukan nilai permeabilitas, nilai P1jam, nilai factor skin, produktifitas formasi, flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk permeabilitas, didapatkan nilai
mili Darcy, nilai permeabilitas formasi tersebut cukup.
Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut memiliki gangguan nilai skin yang sangat besar, yaitu 9.763.
4.5.
Kesimpulan
1.
Permeabilitas di dapatkan 33.4381 md
2.
Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damage) dan berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated).
3.
Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek , biasanya direjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.
29
BAB V PRESSURE DRAW DOWN TESTING
5.1.
Tujuan Analisa
1.
Untuk mengetahui permeabilitas formasi (k) selama pengujian.
2.
Untuk mengetahui faktor skin (S) selama pengujian.
3.
Untuk mengetahui bentuk reservoir dan letak sumur berdasarkan perhitungan data.
5.2.
Teori Dasar
Pressure
draw
down
testing adalah
suatu
pengujian
yang
dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam di seluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya. Mengingat hal tersebut diatas waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure draw down test adalah pada saat – saat pertama suatu sumur berproduksi. Namun tentu saja bahwa test ini tidak hanya terbatas pada sumur – sumur baru saja. Jadi pada dasarnya pengujian ini dapat dilakukan pada : 1.
Sumur baru,
2.
Sumur – sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir, dan
3.
Sumur – sumur produktif yang apabila dilakukan buildup test si empunya sumur akan sangat merugi. Apabila didesain secara memadai, perolehan dari pengujian ini
mencakup banyak informasi yang berharga seperti permeabillitas formasi, faktor skin dan volume pori – pori yang berisi fluida.
30
31
Seperti telah dikatakan diatas, pertama idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik reservoirnya. Tuntukan ini bisa terjadi pada reservoir – reservoir yang baru tetapi jarang dipenuhi pada reservoir – reservoir yang telah lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju produksi disaaat drawdown tetap selama pengujian. Apabila kedua tuntutan itu tidak dapat dipenuhi dengan baik, ada cara lain untuk menganalisanya yaitu dengan “multi rate testing”. Pada penjelasan ini laju aliran dianggap tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara berlanjut. Pada pengujian ini, segala data komplesi harus diketahui agar efek dan lamanya “wellbore storage dominated” dapat diperkirakan. Keuntungan ekonomis melakukan pengujian jenis ini adalah kita masih memperoleh produksi minyak selama pengujian (tidak seperti pada pressure buildup test), sedangkan keuntungan secara teknis adalah kemungkinan untuk dapat memperkirakan volume reservoir. Tetapi kelemahan yang utama adalah sukar sekali mempertahankan laju aliran tetap selama pengujian berlangsung. Metode analisa pressure drawdown testing terbagi dalam tiga periode, berikut tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa pressure drawdown test berdasarkan masing-masing periode yang terjadi, yaitu : periode transient , periode late transient , dan PSS ( preudo steady state). 1.
Analisa Pressur e Dr awdown pada Per iode Tr ansient
Apabila suatu sumur diproduksikan dengan laju aliran tetap dan ekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan tekanan pada lubang bor (rD=1) yang dinyatakan didalam variable-variable yang tidak berdimensi adalah :
......................................................... Keterangan :
= Pressure Dimensionless = Time Dimensionless
(5-1)
32
Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage menghilang :
+ …...... (5-2) * Keterangan : Pwf
= Tekanan dasar sumur, psi
Pi
= Tekanan awal, psi
Q
= Laju alir produksi, bbl/d
= Viscositas oil, cp = Faktor volume formasi oil, RB/STB = Permeabilitas, md = Tebal formasi, ft = Porositas = Compressibilitas total, Psi-1 = jari-jari sumur, ft = factor skin
Dari persamaan diatas terlihat bahwa plot antara Pwf vs Log (t) merupakan garus lurus dengan kemiringan :
.. ............................................................................ (5-3) Keterangan : m = slope (kemiringan), psi/cycle Q = Laju (produksi) sebelum sumur ditutup, bbl/d
= Viskositas, cp
B = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB k
= permeabilitas, md
h
= Ketebalan Formasi Produktif, ft
Dalam dunia perminyakan orang biasanya memilih waktu t = 1 jam dan mencatat Pwf pada saat itu sebagai P 1 hr. dengan
33
menggunakan konsep ini kita dapat menentukan “S” dengan menggunakan persamaan berikut:
+ .. ..................... (5-4) * Keterangan : S
= Faktor Skin
Pwf
= Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi
P1hr
= Tekanan Selama 1 jam
m
= slope (kemiringan), psi/cycle
k
= permeabilitas, md
μ
= Viskositas, cp
= Porositas,
ct
= Kompresibilitas total, 1/psi
rw
= Jari-jari Sumur, ft
Ada dua grafik yang selalu harus dilakukan didalam menganalisa PDD pada periode infinite acting ini, yaitu : 1.
Log-log Plot untuk menentukan wellbore storage Grafik ini, log (Pi-Pwf) vs log (t) digunakan untuk menentukan kapan saat berakhirnya efek dari wellbore storage. Kemudian
saat
mencapai
garis
lurus
semi
log
dapat
diperkirakan dengan :
...................................................... (5-5) ⁄ Keterangan : t = time, hour Ct = Compressibilitas total, Psi-1 k = Permeabilitas, md h = tebal formasi, ft s = factor skin
= Viscositas oil, cp
34
Dari log-log ini pun dapat diperkirakan besarnya cs (bbl/psi) yaitu dengan menggunakan persamaan :
.. ...................................................................... (5-6) Keterangan : Ct = Compressibilitas total, Psi-1 Q = Laju alir produksi, bbl/d B = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB
= Perbedaan waktu, hour = Perbedaan tekanan, Psi Dimana delta t dan delta P adalah harga yang dibaca dari suatu titik garis lurus unit slope tersebut.
2.
Semilog Plot untuk menentukan karakteristik formasi Grafik ini adalah semi log antara Pwf vs log (t). dengan membaca kemiringan (m) maka permeabilitas formasi dapat ditentukan dari persamaan :
................................................................... (5-7) Keterangan : k = Permeabilitas, md Q = Laju alir produksi, bbl/d
= Viscositas,cp = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB = Nilai Slope, Psi/cycle = Tebal formasi produktif, ft M
akan
bernilai
negative
sehingga
menghasilkan
permeabilitas yang positif kemudian factor skin dapat dihitung.
35
2.
Analisa PDD pada periode Late Transient
Jika garis lurus telah didapatkan dari grafik maka permeabilitas dapat dihitung dengan persamaan :
.. .......................................................................... (5-8) Keterangan : k
= Permeabilitas, md
Q = Laju alir produksi, bbl/d
= Viscositas,cp = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB = titik potong terrhadap sumbu tegak = Tebal formasi produktif, ft
.. ......................................................................... (5-9) Keterangan : k
= Permeabilitas, md
Q = Laju alir produksi, bbl/d
= Viscositas,cp = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB = titik potong terrhadap sumbu tegak = Tebal formasi produktif, ft
Volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (drainage volume) sumur yang diujikan kemudian dapat diperkirakan : Tentukan slope (β) terlebih dahulu,
.. ............................................................. (5-10) : = Slope
= Viscositas, cp = Permeabilitas,md = Porositas
36
= Compresibilitas total, Psi = jari-jari sumur, ft
-1
.. ................................................................. (5-11) Keterangan : Q = Laju alir produksi, bbl/d
= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB = titik potong terrhadap sumbu tegak = Slope = Compresibilitas total, Psi-1
Faktor skin dapat pula ditentukan :
̇ ............................................ (5-12) Keterangan : S
= Faktor Skin
= TekananIterassi, psi = Tekanan awal, psi = Jari-jari pengurasan, ft = Jari-jari sumur,ft .. ....................................................................... (5-13) Keterangan : P (skin)
= Tekanan Skin
b
= titik potong terrhadap sumbu tegak
S
= Faktor Skin
Menentukan radius of investigasi :
.. .............................................................................. (5-14) √ Keterangan :
37
Re = Jari-jari pengurasan Vp = Volume Pori, res/bbl
3.
= Constanta = Tebal formasi produktif, ft = Laju alir produksi, bbl/d
Analisa PDD pada PSS (periode Semi Steady State )
Pengujian ini terutama untuk menentukan volume reservoir yang berhubungan dengan sumur yang diuji oleh sebab itu disebut reservoir limit testing. Dapat dilihat bahwa Pwf vs t merupakan garis lurus dengan kemiringan :
.. .......................................................................... (5-15) Keterangan :
= Slope Pesudo Steady State = Laju alir produksi, bbl/d = Constanta (3,14) = Porositas = Compresibilitas total, Psi = Jari-jari pengurasan, ft
-1
Kemudian dengan mengetahui kemiringan ini,
drainage
volume dapat ditentukan :
.. .................................................................. (5-16) Keterangan : Vp = Volume pori-pori yang berisi fluida Q = Laju Alir Produksi, bbl/day B = Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STB Ct = Kompresibilitas Total
= Slope Pesudo Steady State
38
4.
Penentuan Bentuk Reservoir Dari Data PDD Berdasarkan PSS dan Periode Tr ansient
Pada umumnya, persamaan aliran pada periode semi steady state untuk setiap bentuk reservoir adalah :
* + ........................... (5-17) Keterangan :
= Tekanan pada periode semi steady state = Waktu pada periode semi steady state = Luas area,ft = Jari-jari pengurasan, ft = Constanta Dietz Shape 2
Dengan mengkombinasikan persamaan sebelumnya dengan persamaan diatas maka diperoleh :
................................................................ (5-18)
Keterangan : Pwf
= Tekanan dasar sumur, psi
m*
= Slop Pseudo Steady State
t
= Waktu, S
= Pressure Intake
Dimana P int adalah :
+ ................... (5-19) * Keterangan :
= Tekanan Intake, psi = Tekanan Inisial, psi = Laju alir produksi, bbl/d = Viskositas = Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STB
39
= Permeabilitas, mD = Ketebalan Formasi Produktif, ft = Luas area,ft = Jari-jari Pengurasan,ft = Constanta Dietz Shape = Factor skin 2
m* dan P int didapat dari plot Pwf vs t yaitu m* adalah kemiringan dan P int didapat dengan mengekstrapolasikan garis liniernya ke t = 0. Selanjtnya bentuk reservoir diperkirakan dari :
* + ................................. (5-20) Keterangan :
= Constanta Dietz Shape = Slope Transient = Slope Pseudo Steady State = Tekanan Selama 1 jam = Pressure Intake, psi Nilai tDA PSS :
.. .................................................. (5-21) Keterangan :
= Waktu pada semy steady state = Slope Transient = Slope Pseudo Steady State 5.3.
Data Analisa dan Perhitungan
5.3.1. Data Analisa
Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut : a.
Laju Produksi ( Q )
: 200 BBL/Day
b.
Porositas ( )
: 0.237
c.
Viskositas Minyak ( )
: 1.5 cp
40
d.
Kompresibilitas Total ( Ct )
: 0.0000082 psi-1
e.
Jari – jari Sumur ( rw )
: 0.5 ft
f.
Ketebalan Formasi Produktif ( h )
: 6.09756098 ft
g.
Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) : 1.2 RB/STB
h.
Tekanan ( Pi )
: 4600 psi
i.
Temperatur, (T)
: 220 o F
5.3.2. Perhitungan
Tabel 5.1. Data Tekanan dan Waktu ΔP
t jam 0
Pwf psi 4412
psi 188
0.12
3812
788
1.94
3699
2.79
3653
901 947
4.01
3616
984
4.82
3607
993
5.78
3600
6.94 8.32 14.4 17.3 20.7 24.9 29.8 35.8 43 51.5 61.8 74.2 89.1 107 128 154 185 222
3593 3586 3573 3567 3561 3555 3549 3544 3537 3532 3526 3521 3515 3509 3503 3497 3490 3481
1000 1007 1014 1027 1033 1039 1045 1051 1056 1063 1068 1074 1079 1085 1091 1097 1103 1110 1119
41
266 319 383 460 a.
3472 3460 3446 3429
1128 1140 1154 1171
Periode Transient
Graf ik 5.1. Semil og Transient
4600 4400 4200
t vs Pwf transient
4000
Log. (transient) 3800
Linear (transient)
3600
y = -40.57ln(x) + 3671.6 3616
3586
R² = 0.977
3400 1
10
1) Step 1 x
=1
x
= 10
m = x1 – x10
100
1000
= 3671 – 3577.754 = 93.255 psi/cycle
P pada saat 1 hr
=
= 3671 psi
2) Step 2 k
=
=
42
= 102.94 mD
3) Step 3 S
* + + = *
=
= 5.755
b. Periode L ate Tr ansient
1) Step 1 Tabel 5.2. P I terasi
t (jam) 14.4 17.3 20.7 24.9 29.8 35.8 43 3490 83 77 71 65 59 54 47
3525 48 42 36 30 24 19 12 3481 92 86 80 74 68 63 56
3526 3521 47 52 41 46 35 40 29 34 23 28 18 23 11 16 3472 3460 101 113 95 107 89 101 83 95 77 89 72 84 65 77
3515 58 52 46 40 34 29 22 3446 127 121 115 109 103 98 91
3509 64 58 52 46 40 35 28
3503 70 64 58 52 46 41 34
3497 76 70 64 58 52 47 40
43
1000 3525 3526 3521 100
3515 3509 3503 3497
10
3490 3481 3472 1
3460 0
10
20
30
40
Graf ik 5.2. Grafi k t vs P I terasi
P iterasi
= 3490 psi
b
= 103 (dari grafik)
β
=
= = 0.026954
2) Step 2 tPSS =
= 460 jam – 51.5 jam = 408.5 hours
3) Step 3 t PSS re
= = √ = 1110.878 ft
50
44
4) Step 5
+ * +* +*+ = *
S =
= 0.596374
5) Step 6
=
Vp
=
= 1175463 res/bbl
c. Periode PSS 4600 4400 4200
t vs Pwf PSS
4000
Log. (PSS) Linear (PSS)
3800
Linear (PSS) 3600
3549
y = -0.2427x + 3537.5 3429 R² = 0.9903
3400 0
100
200
300
400
Graf ik 5.3. Grafi k dt vs Pwf
1) Step 1 y
=
=
Maka m * = 0.242 psi/hr
500
45
2) Step 2
, dimana βL = m pada kondisi PSS =
Vp =
= 1175463 res/bbl
3) Step 3
=
CA =
= 151.6
dimana
m*
= slope PSS = 0.242
m
= slope transient = 93.255 Psi/cycle
P1hr = 3671 psi P int = 3490 psi
4) Step 4
=
(tDA) PSS =
= 0.19431
Berdasarkan hasil perhitungan tDA, didapatkan nilainya adalah 0.19431 dimana nilai tersebut mendekati 0.2 pada tabel bounded
reservoir. Sehingga diketahui bentuk reservoir yang sesuai dengan nilai tersebut adalah segitiga.
46
Gambar 5.1. In Boun ded Reser voir
5.4.
Pembahasan
Periode Transient
Dengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation berdasarkan pengamatan y= -40.57 ln (x) + 3671.6. Dari persamaan tersebut didapatkan nilai m sebesar 93.255 psi/cycle serta data P1jam sebesar 3671 psi. Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.94 mD. Nilai skin didapatkan sebsesar 5.755 yang menandakan
bahwa formasi tersebut damage.
Periode Late Transient
Dengan memperhatikan variabel yang ada dan didapatkan dari periode transient. Dibuat tabel P iterasi berdasarkan periode late transient dengan membuat 5 variabel yang mencakup seluruh waktu pada periode late transient. Didapatkan P iterasi berdasarkan pengamatan sebesar 3490 psi, nilai b sebesar 103, dan nilai β sebesar 0,026594/hr. Nilai t didaptkan dari pengurangan antara waktu pada
PSS awal dan waktu pada Transient akhir sehingga nilai hasilnya 43.18 jam. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS
dengan waktu awal transient, didapatkan nilai waktu 408.5 jam. Nilai re atau jari-jari pengurasan didapatkan sebesar 1110.878 ft. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Dari variabel pendukung tersebut
didapatkan
skin sebesar
0.596374 yang
menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.
47
Periode Pseudo Steady State
Dari variabel – variabel yang ada dan pendukung sebelumnya dilakukan perubahan grafik semilog menjadi grafik kartesian. Dari grafik kartesian tersebut didapatkan equation berdasarkan plot data yaitu y= -0,2427 x + 3537.5. Dimana y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,242 psi/hr. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl . Nilai CA didapatkan sebesar 1516, dimana dalam mencari CA dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan
P intake yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar 0.242, P1hr sebesar 3671 psi dan p intake sebesar 3490 psi. Nilai (TDA) PSS didapatkan sebesar 0,19431.
5.5.
Kesimpulan
1.
Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient , periode late transient , dan PSS ( preudo steady state) pada percobaan Drawdown testing.
2.
Selain itu juga dari percobaan Drawdown testing didapatkan nilai permeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masing-masing fase periode aliran.
3.
Pada percobaan Drawdown testing kita dapat mengetahui waktu dimulainya aliran transient, late transient dan PSS ( preudo steady state).
BAB VI PEMBAHASAN UMUM
Analisis uji sumur minyak adalah cabang dari teknik reservoir. Informasi yang diperoleh dari aliran dan tes tekanan transient pada kondisi in situ reservoir sangat penting untuk menentukan kapasitas produksi dari reservoir. Analisis tekanan transien juga menghasilkan perkiraan tekanan reservoir rata-rata. Seorang reservoir engineer harus memiliki informasi yang cukup tentang kondisi dan karakteristik reservoir, baik untuk menganalisis kinerja reservoir yang memadai dan
untuk
meramalkan
produksi
masa
depan
dalam
berbagai
macam
pengoperasian. Production engineer juga harus mengetahui kondisi sumur produksi dan sumur injeksi untuk menghasilkan kinerja terbaik dari reservoir. Perolehan data dan program analisis dari sebuah uji sumur minyak yang efisien membutuhkan perencanaan, pelaksanaan, rancangan dan evaluasi yang matang serta upaya tim yang terkoordinasi dengan baik melalui pendekatan terintegrasi. Pengukuran analisa core dari sampel yang dipilih oleh para geologist menyediakan data sebagai identifikasi awal dari jenis batuan reservoir. Hasil uji sumur menggunakan berbagai teknik yang masuk akal bila dibandingkan dengan data geologi dan data core. Studi dari uji sumur ini membantu dalam mengenali flow barrier , rekahan, dan berbagai macam permeabilitas. History matching dari produksi sebelumnya dan pressure performance terdiri dari penyesuaian parameter reservoir sampai contoh stimulasi. Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ada lima solusi persamaan differensial yang snagat berguna didalam analisa transient tekanan atau well testing yaitu solusi untuk reservoir yang tidak terbatas ( line source solution ), solusi untuk reservoir yang terbatas, solusi untuk keadaan pseudo steady state, solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada
48
49
batasnya (Constant Pressure at Outer Boundary ), solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin. Dietz shape factor (CA) adalah suatu konstanta yang dimasukkan ke dalam persamaan solusi Pseudosteady State agar persamaan tersebut cocok atau berlaku untuk bentuk luas daerah pengurasan sumur (drainage area). Dengan adanya tabulasi dari Dietz , maka dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya. Pressure Build-Up Test adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Cara ini berdasarkan pada prinsip superposisi, dimana memerlukan satu harga laju produksi minyak pada selang waktu tertentu. Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu
dengan laju aliran yang tetap,
kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan mentup kepala sumur di permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur). Apabila S ini berharga positip berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya disebabkan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresap ke dalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. S yang negatip menunjukkan adanya perbaikan (stimulated), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik fracturing . Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya. Seperti telah dikatakan sebelumnya, pertama, idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik reservoirnya. Tuntutan ini bisa
50
terjadi pada reservoir-reservoir yang baru tetapi jarang dapat dipenuhi pada reservoir-reservoir
yang
telah lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju
produksi disaat drawdown harus dipertahankan tetap selama pengujian. Laju aliran dianggap
tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara
kontinyu. Pada pengujian ini segala data komplesi harus diketahui agar efek dan lamanya "well bore storage" dapat diperkirakan. Dari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft yaitu
Psi, radius 10 ft yaitu 2,895.238 Psi dan radius 100 ft sama dengan Pi sendiri yaitu 3000 Psi. Penggunaan Ei Function hanya dapat dilakukan pada infinite acting reservoir dimana tekanan di reservoir dianggap sama. Semakin besar radius percobaan, maka tekanan yang didapatkan mendekati tekanan awal. Semakin dekat radius percobaan (missal 1 ft) maka lubang bor akan mengalami kehilangan tekanan. Kondisi di dekat lubang bor akan sangat mempengaruhi kelakuan aliran. Perubahan tekanan dan radius pengurasan yang menerus seiring dengan waktu. Dari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan dan menentukan waktu (dalam jam) dari Infinite Acting Reservoir, Pseudo Steady State (Ketelitian ± 1 %), Pseudo Steady State Exact , dan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia., didapatkan bahwa waktu pada Infinite Acting Reservoir selama 41.981 hours, kemudian Pseudo Steady State dengan ketelitian ± 1 % didapatkan 384.843 hours, Pseudo Steady State selama 979.562 hours,
J sebesar
, sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf
sebesar 500 psia yaitu sebesar 194,131 STB/day. Dengan memperhatikan grafik Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws dapat di tentukan nilai, dengan mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle. Dari nilai m serta data yang tercantum di tabel, dapat ditentukan nilai permeabilitas, nilai P1jam, nilai factor skin, produktifitas formasi, flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk permeabilitas, didapatkan nilai
mili
Darcy, nilai permeabilitas formasi tersebut cukup. Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut memiliki gangguan nilai skin yang sangat besar, yaitu 9.763.
51
Periode Transient
Dengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation berdasarkan pengamatan y= -40.57 ln (x) + 3671.6. Dari persamaan tersebut didapatkan nilai m sebesar 93.255 psi/cycle serta data P1jam sebesar 3671 psi. Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.94 mD. Nilai skin didapatkan sebsesar 5.755 yang menandakan bahwa formasi tersebut damage.
Periode Late Transient
Dengan memperhatikan variabel yang ada dan didapatkan dari periode transient. Dibuat tabel P iterasi berdasarkan periode late transient dengan membuat 5 variabel yang mencakup seluruh waktu pada periode late transient. Didapatkan P iterasi berdasarkan pengamatan sebesar 3490 psi, nilai b sebesar 103, dan nilai β sebesar 0,026594/hr. Nilai t didaptkan dari pengurangan antara waktu pada PSS awal dan waktu pada Transient akhir sehingga nilai hasilnya 43.18 jam. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS dengan waktu awal transient, didapatkan nilai waktu 408.5 jam. Nilai re atau jari-jari pengurasan didapatkan sebesar 1110.878 ft. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Dari variabel pendukung
tersebut didapatkan skin sebesar 0.596374 yang menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.
Periode Pseudo Steady State
Dari variabel – variabel yang ada dan pendukung sebelumnya dilakukan perubahan grafik semilog menjadi grafik kartesian. Dari grafik kartesian tersebut didapatkan equation berdasarkan plot data yaitu y= -0,2427 x + 3537.5. Dimana y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,242 psi/hr. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Nilai CA didapatkan sebesar 1516, dimana dalam mencari CA
52
dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan P intake yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar 0.242, P1hr sebesar 3671 psi dan p intake sebesar 3490 psi.
sebesar 0,19431.
Nilai (TDA) PSS didapatkan
BAB VII KESIMPULAN UMUM
1.
Semakin besar radius pengurasan percobaan maka semakin dekat tekanan percobaan dengan tekanan awal
2.
Semakin kecil radius pengurasan percobaan maka semakin berkurang tekanan percobaan dari tekanan awal
3.
Semakin besar nilai ( x ) maka semakin kecil nilai Ei ( -x )
4.
Kemudian pada Dietz Shape sendiri dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya.
5.
Dietz shape dapat digunakan untuk mencari nilai dari PI dan q dengan bentuk reservoir yang berbeda – beda.
6.
Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari Productivity Index (J).
7.
Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui bentuk reservoir dengan tepat dan benar.
8.
Sebelum proses produksi dilakukan, terlebih dahulu dilakukan pengujian terhadap sumur yang akan diproduksi. Pengujian ini dapat berupa pengujian tekanan (pressure test) yang dilakukan untuk mendapatkan parameter seperti tekanan statik (Pws), tekanan aliran dasar sumur (Pwf ), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (V d) dan radius pengurasan (r e).
9.
Dasar analisa pressure Build-Up ini dikemukakan oleh Horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu.
10.
Permeabilitas dari sumur ini kecil yang dikarenakan skin yang besar pada tubing.
11.
Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damage) dan berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated).
53
54
12.
Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek , biasanya direjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.
13.
Apabila S berharga positif berarti ada kerusakan (damaged ) yang pada umumnya dikarenakan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresap kedalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif yang diamati. S yang negative menunjukkan adanya perbaikan ( stimulated ), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing ) atau suatu perekahan hidarulik (hydraulic fracturing ).
14.
Untuk reservoir bersifat infinite acting , tekanan reservoir rata-rata ini adalah p* = pi = pave yang dapat diperkirakan dengan menginterpolasi segemen garis lurus pada horner plot sampai ke harga ( tp+∆p ) / ∆t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas, hal diatas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa pengaruh dari batas reservoir, maka tekana pada umumnya akan jatuh berada dibawah garis lurus horner.
15.
Dengan nilai skin tersebut, diperoleh nilai ∆P skin. Nilai ini digunakan untuk mencari harga dari produktivitas formasi ideal (PI), Pada tahap berikutnya diperoleh harga PI.nyata. Kemudian diperoleh harga flow efficiency, Pada tahap akhir perhitungan dapat diketahui harga radius investigasi.
16.
Dari percobaan Drawdown testing kita dapat mengetahui waktu dimulainya aliran transient, late transient dan PSS ( preudo steady state).
17.
Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient , periode late transient , dan PSS ( preudo steady state) pada percobaan Drawdown testing.
18.
Selain itu juga dari percobaan Drawdown testing didapatkan nilai permeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masingmasing fase periode aliran.
19.
Bentuk geometri reservoir untuk pressure drawdown periode late transient didapat dari hasil t DA PSS dari table.
55
DAFTAR PUSTAKA
1.
Abdassa, Doddy, Dr. 2005. Transien Well Tests. In-house traning Jakarta
2.
Chaudry, Amanat U. 2004. Oil Well Testing Handbook . Huston, Texas
3.
Lee, John. 1982. Well Testing Volume 1 . Texas A&M University
