bab 2 jenis-jenis pengujian sumur
DESCRIPTION
Bab 2 Jenis-jenis Pengujian SumurTRANSCRIPT
BAB II
JENIS-JENIS PENGUJIAN SUMUR
1. Ada tiga jenis Pengujian Sumur yang umu dilakukan di lapangan, yaitu:
2. Deliverability Testing (Uji Potensi)
3. Drill Stem Testing (DST) (Uji Kandingan Lapisan, UKL)
4. Pressure Transient Testing (Uji Transien)
Masing-masing tes tersebut mempunyai tujuan tertentu dengan keterbatasan masing-masing.
Deliverability Testing bertujuan untuk mengetahui potensi maksimal sumur dan kinerja aliran di reservoir pada kondisi steady state sehingga diperlukan waktu yang cukup lama. Drill Stem Testing (DST) adalah tes yang dilakukan pada saat proses pemboran berlangsung dengan waktu singkat sehingga dampak dari fluida pemboran yang memasuki formasi sangat mungkin mempengaruhi. Namun interpretasi dini untuk karakterisasi reservoir samgatlah diperlukan untuk pengembangan lebih lanjut. Pressure Transient Testing dilakukan setelah sumur diproduksi beberapa lama dengan harapan sumur sudah memiliki laju yang stabil untuk memperkirakan karakteristik dan model reservoir. Dengan demikian diperlukan waktu yang relatif lebih lama daripada DST, tetapi tidak selama Deliverability Testing.
Di bawah ini akan dibahas jenis-jenis uji pada Deliverability Testing dan contoh DST sederhana. Pressure Transient Testing akan dibahas pada bab tersendiri.
2.1 Deliverability Testing
1. Ada empat jenis Deliverability Testing, yaitu:
2. Back Pressure Test atau Flow After Flow Test
3. Isochronal Test
4. Modified Test
5. Absolute Openflow Potential
2.1.1 Back Pressure Test (Flow After Flow Test)
Kunci pada metode flow after flow adalah ke-stabilan, sehingga metode ini sangat baik apabila dilakukan pada formasi dengan permeabilitas yang besar. Formasi dengan permeabilitas yang kecil memerlukan waktu yang lama untuk mencapai keadaan stabil.
Gambar 2.1 menunjukkan bahwa laju alir tidak perlu konstan selama test berlangsung.
2.1.2Isochronal Test
Metode isochronal test tidak berusaha untuk menghasilkan kurva back-pressure yang stabil secara langsung. Test isochronal berdasarkan pada prinsip bahwa radius pengurasan terbentuk selama periode aliran adalah sebagai fungsi dari waktu dimensionless dan laju alir yang independen, sehingga, laju alir yang sama dikalikan dengan radius pengurasan akan menghasilkan laju alir yang berbeda.
2.1.3Modified Isochronal
Karakteristik utama dari tes modified isochronal adalah periode alir dan periode shut-in adalah sama. Gambar 2.3 menunjukkan hal tersebut.
Modified isochronal test tidak menghasilkan kurva deliverablity sebenarnya tetapi mendekati kurva sebenarnya. Metoda ini memerlukan sedikit kerja dan waktu untuk menghasilkan hasil yang berguna dibandingkan dengan dua metoda sebelumnya. Juga, laju yang konstan tidak diperlukan untuk melakukan modified isochronal test.
2.1.4Absolute Open Flow Potential
Parameter yang biasanya digunakan untuk mengkarakterisasi atau membandingkan kemampuan sumur gas terhadap referensi tekanan tertentu, yaitu pada saat tekanan alir dasar sumur = 0.(pwf = 0), adalah Absolute Open Flow Potensial (AOFP).
Persamaan yang digunakan adalah:
Berikut adalah contoh penentuan AOFP:
Contoh 1:
Tes flow-after-flow dilakukan pada sumur dengan tekanan reservoar yang rendah dimana permeabilitas-nya tinggi.
1. Tentukan:
2. Harga n dan C.
3. AOF
4. Laju alir pada pwf = 160 psia
Data Flow After Flow pada Tabel 2.1
Tabel 2.1 Data Flow After Flow Test
qsc, Mscfdpwf, psia
020140.4
2.731961.985
3.971952.376
4.441933.152
5.551904.301
Jawab:
Gambar 2.4 menunjukkan plot antara qsc Vs (p2.
Dari tes 1 dan 4 digunakan untuk menentukan harga n.
menentukan C dengan tes ke-4:
1. sehingga, persamaannya adalah:
2. qsc = 2.52
3. untuk pwf = 0, qsc = 45,579 Mscfd
4. untuk pwf = 160 psia, qsc = 17,300 Mscfd
Contoh 2:
Diketahui data perhitungan pada Tabel 2.2:
Tabel 2.2 Tabel Perhitungan Flow After Flow Test
(psia)
(MMscf/D)
(psia2)
(psia2/MMscf/D)
408.2
403.1
394.0
378.5
362.6
14.70
4.228
9.265
15.552
20.177
AOF-
4,138
11,391
23,365
35,148
166,411-
964.9
1,229
1,502
1,742
-
a. Perkirakan harga AOF dari data test tersebut dengan menggunakan:
b. Metode Empirik
Dari plot () vs. pada log-log paper, dan ekstrapolasi plot ini terhadap (dimana pwf = 0 psig atau 14.7 psia), AOF ( 60 MMscf/D.
Slope dari kurva ini, 1/n, adalah:
sehingga, n = 0.690. Kemudian
Diperoleh persamaan deliverabilitas empirik adalah:
(data ini diplot di Gambar 2.5)
b.Persamaan Aliran Theoritical
Persamaan deliverabilitas empirik adalah:
Gambar 2.5 adalah plot vs qg untuk data test.
Penyelesaian untuk a dan b, diperoleh a = 773 dan b = 47.17. Maka persamaan deliverabilitas teoritik tersebut adalah:
Kita dapat menampilkan persamaan kuadratik untuk AOF, yaitu:
Maka AOF adalah:
Gambar 2.5 Metode Empirik
Gambar 2.6 Metode TeoritisTabel 2.3 Hasil Perbandingan Empirik dan Teoritis
PwfQgEmpirik TeoritisTeoritik
P2-Pwf2(P2-Pwf2)/QgP2-Pwf2
408.20---
403.14.2284138964.94111.45
3949.26511391122911210.93
378.515.55223365150223430.45
362.620.17735148174234800.26
14.7AOF166411-
Hasil analisa dengan metoda teoritik adalah sebagai berikut:
Ekstrapolasi plot pada Gambar 2.6 diperoleh persamaan y = 49.488 x 2 + 728.46x + 234.06
Pada kasus ini, masukan (p2 - pwf2) = 166411 pada persamaan ekstrapolasi
Diperoleh lebih kurang AOF = 60 MMScf/d
2.2 Drill Stem Testing (DST)
Drill Stem Test (DST) adalah suatu pengujian produktivitas formasi sewaktu pemboran masih berlangsung. Pemboran dihentikan dan fluida formasi diproduksikan melalui pipa bor. Tujuan dari DST adalah untuk mengetahui kandungan hidrokarbon suatu lapisan, juga untuk mengetahui karakteristik reservoir seperti permeabilitas, faktor skin, dan damage ratio.
DST biasanya dilakukan dalam dua periode pengaliran (uji alir pertama dan kedua) dan dua kali penutupan (tutup pertama dan kedua). Contoh rekaman urutan uji seperti ditunjukkan pada Gambar 2.7. Untuk mendapatkan besaran produktivitas dan karakteristik formasi dipakai analisa pressure build up metode Horner pada kedua penutupan sumur.
2.2.1 Analisa DST Secara Kualitatif
1. Seperti telah dijelaskan, respon tekanan sebagai fungsi waktu biasanya direkam pada suatu pelat metal. Dari rekaman tersebut dapat dianalisa secara kualitatif hal-hal di bawah ini:
2. Kejadian mekanis di dalam sumur selama DST berlangsung.
3. Karakteristik reservoir yang diuji, ini menyangkut kandungan fluida di reservoir yang diuji.
4. Tindak lanjut perlu tidaknya dilakukan DST secara kuantitatif.
1. Pada dasarnya langkah yang dilakukan untuk memeriksa baik buruknya hasil rekaman DST adalah sebagai berikut:
2. Periksa garis dasar tekanan (pressure base line), dimana garis ini harus lurus dan jelas.
3. Bandingkan initial hydrostatic pressure dan final hydrostatic pressure, keduanya harus sama besar dan sesuai dengan kedalaman dan berat jenis lumpur yang digunakan.
4. Periksa rekaman kurva periode aliran dan penutupan, kedua kurva harus terekam sebagai kurva yang jelas dan menerus (smooth).
2.2.2 Analisa DST Secara Kuantitatif
Tujuan dari analisa DST secara kuantitatif adalah menentukan karakteristik reservoir seperti : permeabilitas lapisan (k), faktor skin, dan damage ratio. Untuk tujuan tersebut, biasanya digunakan metode Horner pada periode tutup pertama dan kedua. Keterangan mengenai metode Horner akan dibahas pada Bab 3.
Contoh 1:
Pengujian sumur gas menggunakan metode DST dengan data sebagai berikut:
Data Parameter Lapisan:
Ketebalan formasi= 16.00 ft
Porositas rata-rata= 0.20
Sw= 0.00
Sg= 1.00
Cf= 3.6468 e-6 psi-6Ct= 2.2750 e-4 psi-1Tekanan reservoir= 3411.0000 psia
Suhu= 279.0000 deg F
Data Parameter Sumur:
Jari-jari sumur= 0.35 ft
Data Fluida:
SG gas= 0.8420 sp grav
Condensate gravity= 57.2001 API
Condensate/Gas Ratio= 90.0000 STB/MMscf
Water gas ratio= 0.0000 STB/MMscf
Salinitas air= 0.0000 ppm
Tekanan valve= 3411.0000 psia
Gas density= 15.1361 lb/ft3
Viskositas gas= 0.0229381 cp
Bg= 5.3560 e-3 ft3/scf
Densitas air= 58.3219 lb/ft3Viskositas air= 0.17693 cp
Bw= 1.06935 RB/STB
Z-faktor awal= 0.87093
Cg awal= 2.2386 e-4 psi-1Cw= 3.7393 e-6 psi-1Tekanan separator= 244.0000 psia
Suhu separator= 119.0000 deg F
Vapourising volume ratio= 978.5500 scf/STB
Wet stream gravity= 1.0597 sp grav
Wet stream rate multiplier= 1.08807
Data perubahan laju alir pada Tabel 2.4:
Tabel 2.4 Data Perubahan Laju Alir untuk DST
Waktu, jamTekanan, psiaLaju alir, MMscf/day
13.47889
19.54184
23.600001682.0900
1890.7950
3411.08010.0000
11.1000
0.0000
Data analisa tekanan terhadap waktu pada Gambar 2.8, sedangkan hasil analisa semilog dan log-log plot pada Gambar 2.9 dan 2.10.
Hasil analisa semilog dan log-log plot adalah sebagai berikut:
Koefisien wellbore storage, Cs= 0.003 bbl/psi
Permeabilitas, k
= 80 md
Skin total
= 41
P* (ekstrapolasi)
= 34120 psi
Keterangan:
Analisa semi log dan log-log plot akan dijelaskan pada bab berikutnya.
Gambar 2.8 Analisa Tekanan terhadap Waktu pada DST
Gambar 2.9 Analisa Semilog pada DST
Gambar 2.10 Analisa Log-log Plot pada DSTpWF
t
q
t
q1
q2
q3
q3
pWF1
pWF2
pWF3
pWF4
PR
pWF
q
q1
q2
q3
q4
Extended flow rate q5
t
t
pWF1
pWF2
pWF3
pWF4
pWF5
t
P
q
q1
q2
q3
q4
Extended flow rate q5
t
pWS1
pWS2
pWS3
pWS4
pWS5
EMBED Equation.3
pWS4
pWS3
pWS2
pWS1
Gambar 2.1 Flow After Flow Test
Gambar 2.2 Isochronal Test
Gambar 2.3 Modified Isochronal Test
Gambar 4: Plot qsc Vs (p2
GARIS BESAR
DI PERMUKAAN
(TEKANAN
WAKTU (
SIKLUS
I
SIKLUS
II
Pihm
Pfhm
Pisi
Pfsi
Pif2
Pif1
Pif1
Pif2
2
4
3
5
1
6
Gambar 2.7 Contoh Rekaman DST
_1086679666.unknown
_1086679882.unknown
_1086682084.unknown
_1086682216.unknown
_1086682305.unknown
_1086682427.xlsData
PwfQgempiricaltheoriticalequation theoritical
P2-Pwf2(P2-Pwf2)/QgP2-Pwf2
408.20---
403.14.2284138964.94111.45
3949.26511391122911210.93
378.515.55223365150223430.45
362.620.17735148174234800.26
14.7AOF166411-
* AOF diperoleh ketika Pwf = 0 psig atau 14.7 psia
* Ekstrapolasi plot pada Fig 5.3 diperolegh persamaan y = 49.488x2 + 728.46x + 234.06
* Pada kasus ini, masukan (P2-Pwf2) = 166411 pada persamaan ekstrapolasi
* Diperoleh lebih kurang AOF = 60 MMScf/d
Fig 5.3
4138
11391
23365
35148
Qg
P2-Pwf2
Fig 5.4
964.9
1229
1502
1742
-
(P2-Pwf2)/Qg
(P2-Pwf2)/Qq vs Qg
Sheet2
Sheet3
_1086682500.xlsData
PwfQgempiricaltheoriticalequation theoritical
P2-Pwf2(P2-Pwf2)/QgP2-Pwf2
408.20---
403.14.2284138964.94111.45
3949.26511391122911210.93
378.515.55223365150223430.45
362.620.17735148174234800.26
14.7AOF166411-
* AOF diperoleh ketika Pwf = 0 psig atau 14.7 psia
* Ekstrapolasi plot pada Fig 5.3 diperolegh persamaan y = 49.488x2 + 728.46x + 234.06
* Pada kasus ini, masukan (P2-Pwf2) = 166411 pada persamaan ekstrapolasi
* Diperoleh lebih kurang AOF = 60 MMScf/d
Fig 5.3
4138
11391
23365
35148
Qg
P2-Pwf2
P2-Pwf2 vs Qg
Fig 5.4
964.9
1229
1502
1742
-
(P2-Pwf2)/Qg
(P2-Pwf2)/Qq vs Qg
Sheet2
Sheet3
_1086682296.unknown
_1086682192.unknown
_1086682054.unknown
_1086682072.unknown
_1086680008.xlsChart3
40.4
1.985
2.376
3.152
4.301
q, MMscfd
Dp2 x 10-3, psia-1
Sheet1
qsc, Mscfdowf, psia
020140.4
2.731961.985
3.971952.376
4.441933.152
5.551904.301
Sheet2
Sheet3
_1086679853.unknown
_1086679859.unknown
_1034489117.unknown
_1066120158.unknown
_1066120231.unknown
_1066121022.unknown
_1066196979.unknown
_1066197805.unknown
_1066198898.unknown
_1066197061.unknown
_1066196957.unknown
_1066120263.unknown
_1046565723.unknown
_1034488464.unknown