Download - LAPORAN WELLTEST BAHAR FIX.docx

5/22/2018 LAPORAN WELLTEST BAHAR FIX.docx

1/49

1

BAB I

PENDAHULUAN

Analisis uji sumur minyak adalah cabang dari teknik reservoir. Informasi yang

diperoleh dari aliran dan tes tekanan transientpada 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 dankarakteristik 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.

Tekanan merupakan data yang paling berharga dan berguna dalam teknik

reservoir. Baik secara langsung atau tidak langsung, tekanan diperlukan pada

semua perhitungan di teknik reservoir sehingga penentuan parameter reservoir

yang akurat sangat penting. Secara umum, analisis uji sumur minyak dilakukan

untuk memenuhi tujuan-tujuan berikut:

Untuk mengevaluasi kondisi sumur dan karakteristik reservoir; Untuk mendapatkan parameter reservoir dalam mendeskripsi reservoir; Untuk menentukan kedalaman sumur minyak yang akan di bor yang

merupakan zona produktif

Untuk memperkirakan faktor skin atau pengeboran dan komplesi terkaitkerusakan sumur minyak. Berdasarkan besarnya kerusakan, keputusan

tentang stimulasi juga dapat dibuat.

Banyak sekali informasi-informasi yang sangat berharga yang akan

didapatkan seperti :

Permeabilitas efektif fluida Kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling lubang bor yang di uji. Tekanan reservoir


2/49

2

Batas suatu reservoir.

Bentuk radius pengurasan. Keheterogenan suatu lapisan.Sebenarnya prinsip dasar pengujian ini sangat sederhana yaitu kita

memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji.

Ini dilakukan baik dengan memproduksi dengan laju aliran yang konstan

(drawdown) atau penutupan sumur (build-up). Dengan adanya gangguan ini,

impuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan keseluruh

reservoir dan ini diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang bor selama

pengujian berlangssung,

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 coredari 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 matchingdari

produksi sebelumnya dan pressure performance terdiri dari penyesuaian

parameter reservoir sampai contoh stimulasi.

Aliran dalam media berpori adalah fenomena yang sangat kompleks dan tidak

dapat digambarkan secara eksplisit sehingga digambarkan sebagai aliran pada

pipa atau saluran. Hal ini lebih mudah untuk menghitung panjang, diameter pipa

dan menghitung kapasitas aliran sebagai fungsi dari tekanan dalam media berpori.

Analisis aliran fluida dalam media berpori telah berkembang selama bertahun-

tahun dengan dua bidang yaitu eksperimen dan analitis. Fisikawan, engineer,

hydrologists, dan yang lainnya telah bereksperimen dengan berbagai sifat dari

fluida ketika mengalir pada media berpori dari sand packs sampai menyentuh

dengan pyrex. Berdasarkan analisis mereka, mereka telah berusaha untuk

merumuskan hukum dan korelasi yang kemudian dapat digunakan untuk membuat

prediksi analitis pada sistem serupa.


3/49

3

BAB II

EI-FUNCTION

2.1. Tujuan Analisa1. Mengetahui tekanan reservoir yang didapatkan pada jarak 1 ft, 10 ft

dan 100 ft.

2. Mengetahui tekanan reservoir pada waktu percobaan selama 7 jam.3. Mengetahui waktu yang diperlukan untuk mencapai tekanan pada

aliran transien.

2.2. Teori Dasar2.2.1. Aliran Fluida Di Media Berpori

Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan

karakteristik reservoirmenyebabkan 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 model-model lainnya untuk lebih dapat

mempresentasikan kondisi reservoirdalam pola-pola aliran yang digunakan untuk

menganalisa transient tekanan di reservoir.

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 ReservoirDengan Pola Aliran RadialPada reservoir dengan pola aliran radial, persamaan differensialnya

diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut :

1. Hukum Kekekalan Massa2. Aliran mengikuti Hukum Darcy3. Persamaan Keadaan


4/49

4

Gambar 2.1 Pola Aliran Radial

Maka persamaan differensial untuk aliran fluida yang radial adalah :

......................................................................... (2-1)Persamaan ini lebih dikenal dengan nama diffusivity equation,

sedangkan konstanta dikenal dikenal sebagai hydraulicdiffusivity. 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

= viskositas fluida, cp

k = permeabilitas, md

t = jamC = kompressibilitas, psi-1

Untuk gas yang bersifat tidak ideal, persamaannya adalah :

.......................................................... (2-2)Dimana z adalah superkompressibilitas gas.


5/49

5

Apabila fluidanya multifasa yang terdiri dari minyak, gas, dan air maka

persamaannya adalah :

....................................................................... (2-3)Dimana Ct menggambarkan kompresibilitas total,

Ct = ..............................................................(2-4)Sedangkan tadalah 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 = ........................................................................................(2-6)

tD =

dan tDA =

.................................................(2-7)

rD =.........................................................................................................(2-8)

QD = ................................................................................(2-9)

CD =........................................................................................(2-10)

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 reservoiryang tidak terbatas ( line source solution)


6/49

6

Disebut sebagai line-source well karena ukuran lubang bor dapat

diabaikan atau mendekati radius sama dengan nol yang reservoirnya berbentuk

silindris dalam lubang bor.

Dengan anggapan bahwa sumur tersebut diproduksikan dengan laju

produksi yang konstan sebesar qb, 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 reservoirbersifat infinite

acting.


7/49

7

Tabel 2.1 Tabel Exponential


8/49

8

Gambar 2.2 Grafik Ei Function

Dari tabel dan gambar diatas untuk mendapatkan fungsi Ei (-x) pada x 10.9 maka Ei (-x)

dapat dikatakan sama dengan nol untuk tujuan-tujuan praktis.

2. Solusi untuk reservoiryang terbatas.3. Solusi untuk keadaanpseudo steady state.


9/49

9

4. Solusi untuk reservoirdengan tekana tetap pada batasnya ( Constant Pressureat Outer Boundary).

5. Solusi dengan memadukan efek dari wellbore storagedan skin.

2.3. Data Analisa dan Perhitungan2.3.1. Data Analisa

Tabel 2.2. Data Ei- Function

Parameter Nilai Unit

Qb

k

Ct

Pi

re

rw

Bo

h

S

r(a)

r(b)

r(c)

t

20

0.723

0.123

0.000015

3000

3000

0.500

1.423

150.000

0.223

0.0

1

10

100

7

STB/D

Cp

mD

Psi-1

Psi

Ft

Ft

RB/STB

Ft

Ft

Ft

Ft

Hours

2.3.2. Perhitungan1) Syarat dapat digunakan Ei-Function:

Maka:


10/49

10

2) Menentukan P berdasarkan r(a) = 1 ft, r(b) = 10 ft, r(c)= 100 ft dengan

t = 6 hours.

Dengan menggunakan rumus:

a) r(a) = 1 ft dan t = 7 hours.x = x = -0.00266

Karena x 0.02 maka, Ei (-x) = ln [1.78(x)]

= ln [1.78(0.00266)]

= ln (0.00474)

= -5.352

= 3000412.384

= 2578.616 Psi

b) r(b) = 10 ft dan t = 7 hoursx = x = -0.266

Karena 0.02 < x < 10.9 maka, Ei = di tabel Ei Function.


11/49

11

Dari hasil tabel didapatkan interpolasi seperti di bawah ini:

0.27

0.266

0.26

0.985 x 1.014

9.85 x 10-30.01x = -0.00099

-0.01x = -0.000999.85 x 10-3

-0.01x = -0.01084

x =

x = 0.996

= 300075.256

= 2924.744 Psi

c) r(c) = 100 ft dan t = 7 hours.x = x = -26.628

Karena x > 10.9 maka, Ei (-x) = 0

= 3000 + 0

= 3000 Psi


12/49

12

2.4. PembahasanDari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft

yaitu 2578.616Psi, radius 10 ft yaitu 2924.744Psi 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. Kesimpulan1. Semakin besar radius pengurasan percobaan, maka semakin dekat

tekanan percobaan dengan tekanan awal.

2. Semakin kecil radius pengurasan percobaan, maka semakin berkurangtekanan percobaan dari tekanan awal.

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


13/49

13

BAB III

DIETZ SHAPE FACTOR

3.1. Tujuan Analisa1. Mengetahui lamanya waktu yang diperlukan berbagai geometri

reservoir pada infinite actingreservoir,Pseudo Steady State less than+

1% danPseudo Steady State Exact.

2. Mengetahui productivity indeks (PI) pada berbagai geometri reservoir.3. Mengetahui laju produksi stabil (q) pada tekanan dan PI tertentu.

3.2. Teori DasarPada 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 kondisipseudo steady state, yaitu

Dimana :

Pins : Tekanan awal reservoir, psi

Pwf : Tekanan alir sumur, psi

q : Laju alir, bbl/day

: Viskositas, cp

B : Faktor volume formasi, RB/STB

k : Permeabilitas, md

h : Ketebalan formasi, ft

( ( ) )


14/49

14

A : Luas Area, ft2

CA : Konstanta Dietz

rw : 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, Pseudo steady state dan steady state tersebut diatas

dapat diobservasi melalui plot.

Gambar 3.1. Jenis aliran Pwf VS t

Dietz shape factor(CA) adalah suatu konstanta yang dimasukkan ke dalam

persamaan solusiPseudo steady Stateagar 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.


15/49

15

Tabel 3.1. Shape Factors for Various Single-Well Drainage Areas


16/49

16

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

................................................................................................(3-1)


17/49

17

Untuk penentuan waktu pada berbagai kondisi, berikut penggunaan Dietz

Shape Factor:

Untuk Infinite Acting Reservoir Use Infinite-System Solution With LessThan1% Error for tDA.

............................................................................................(3-2) Untuk Pseudo Steady State (Ketelitian 1%) Less Than 1% Error for

tDA.

....................................................(3-3) UntukPseudo Steady State Exact for tDA.

Sedangkan untuk menentukan Productivity Index (J) dari reservoir non

silindris, dapat digunakan persamaan:

(

(

)

)

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

Sehingga dapat ditentukan laju alirnya dengan persamaan: ...................................(3-5)


18/49

18


Tabel 3.2 Data Dietz Shape Factor


A

Bo

k

Ct

P-pwf

h

rw

S

17.42 x 10 17420000.000

1.523

0.223

1.023

100.023

0.0000100

500.00

10.00

0.30

3.00

Ft

bbl/STB

Cp

mD

psi-1

psi

Ft

Ft2

Bentuk Reservoir

Tentukan waktu (dalam jam) dari:

1. Infinite Acting Reservoir2. Pseudo Steady State(Ketelitian 1 %)3. Pseudo Steady State Exact4. Tentukan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia

3.3.2. Perhitungan1) Infinite Acting Reservoir

tDAReservoir infinite = 0.07

tDAReservoir PSS 1% = 0.09

tDAReservoir PSS Exact = 0.2

CA= 27.6


19/49

19

2) Pseudo Steady State(Ketelitian 1 %)

3) Pseudo Steady State Exact

4) Tentukan PI (J)


20/49

20

Laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia

q = J (Pr - Pwf)

= 0.5055 x (500)

= 252.77 STB/day

3.4. PembahasanDari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan

dan menentukan waktu (dalam jam) dariInfinite 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 145.056 hours, kemudian Pseudo Steady State dengan

ketelitian 1 % didapatkan 112.822 hours, Pseudo Steady State Exact selama

322.349hours, J sebesar 0.392, sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf

sebesar 500 psia yaitu sebesar 252.77STB/day.

3.5. Kesimpulan1. Waktu pada kondisi Infinite Acting Reservoir lebih besar daripada

waktu pada kondisiPseudo Steady State 1 %.2. Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari

Productivity Index (J).

3. Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui bentukreservoir dengan tepat dan benar.


21/49

21

BAB IV

PRESSURE BUILD-UP TESTING

4.1. Tujuan Analisa1. Untuk menentukan permeabilitas formasi (k).2. Untuk menentukan adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan

formasi (faktor skin).

3. Untuk menentukan produktivitas formasi (PI).4. Untuk menentukan tekanan stastis (P*) dan tekanan rata-rata (P ave)

reservoir.

4.2. Teori DasarPressure build-up test adalah salah satu cara yang bertujuan untuk

mendapatkan informasi secara langsung mengenai sifat-sifat fluida yang yang

terkandung dalam reservoir, karakteristik batuan reservoir, temperature, dan

tekanan reservoir yang merupakan suatu teknik pengujian tekanan tansien.

Pressure buidup testing merupakan suatu teknik pengujian transien

tekanan yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Pada dasarnya,

pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksikan sumur selama

suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap, kemudia menutup

sumur tersebut (biasanya dengan menutup kepala sumur dipermukaan). Penutupan

sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebgai fungsi waktu

(tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).

Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas

formasi, daerah pengurasan saat itu, adanya karakteristik kerusakan atau

perbaikan formasi, batas reservoir bahkan keheterogean suatu formasi.

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


22/49

22

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).

Dasar analisa pressure build-up test ini diajukan oleh horner, yang pada

prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi faktu 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+t)/tmerupakan 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+t)/tsama 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 berharganegatif berarti menunjukan adanya perbaikan (stimulated).

Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibatadanya skin efek, biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan

tekanan.

Dari hasil yang didapat, besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau flow

effisiensi (FE), serta radius of investigation(ri) dari analisapressure build-upini

dapat ditentukan.

Untuk reservoir yang bersifat infinite acting, tekanan rata-rata reservoir ini

adalah P* = Pi = Paveyang dapat diperkirakan.


23/49

23


Tabel 4.1 Data sumur PBU


Q

Pwf

rw

h

o

Ct

Bo

Tp

200

3538.6

0.4583

0.123

45.93

1.35

0.0003

1.25

164

BBL/D

Psi

Ft

Ft

cp

1/psi

Rf/STB

Hours


24/49

24

Tabel 4.2. Data Tekanan dan Waktu PBU

dt,Jam Pws,Psi (tp+dt)/dt

0 3538,627

0,0186 3555,552 8818,2043

0,0291 3564,654 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 3645,29 1209,5483

0,1937 3681,137 847,670110,2764 3724,555 594,34298

0,361 3761,139 455,29363

0,4713 3799,697 348,97369

0,5974 3833,473 275,52293

0,78 3869,224 211,25641

1,1132 3908,672 148,32303

1,4535 3930,481 113,8311

1,7886 3942,82 92,691826

2,5525 3957,012 65,250735

3,3328 3963,639 50,2078734,8993 3970,802 34,47417

7,8719 3977,73 21,833598

10,2784 3981,07 16,955791

12,6481 3983,433 13,966374

15,5641 3985,566 11,537069

17,0114 3986,425 10,640594

20,9334 3988,282 8,83437

28,1549 3990,609 6,8249186

33,6344 3991,826 5,8759603

483993,833 4,4166667


25/49

25

Grafik 4.1. Semilog

PBU (tp+dt)dt VS Pws

4.3.2. Perhitungan1) Step 1

x = 1 - 10.06 x ln (1) + 4009.7= 4009.7

x = 10 - 7.35 x ln (10) + 4004 = 3986.536

m = x1x10 = 4009.73986.536

= 23.164 psi/cycle

Nilai horner = P pada saat 1 hr = - 10.06 x ln (nilai horner) + 4009.7

= - 10.06 x ln (165) + 4009.7

= - 10.06 x (5.105945474) + 4009.7

= 3958.334 psi

y = -10.06ln(x) + 4009.7

R = 0.988

3500

3550

3600

3650

3700

3750

3800

3850

3900

3950

4000

4050

1.00010.000100.0001000.00010000.000100000.000

(Pw

f(psi)

(tp+dt)/dt

Kurva Semilog(tp+dt)/dt vs Pwf

Semilog


26/49

26

2) Step 2k =

= =

= 38.208 mD

3) Step 3S = * +

= * + = 17.089

4) Step 4P* = (Pada P = 1)

= 4009.7 psi

P skin = = = 308.76 psi

J ideal =

=

= 1.2322

5) Step 5J nyata =

=

= 0.4246


27/49

27

6) Step 6FE =

=

= 0.3446

7) Step 7ri =

= = 405.05

4.4. PembahasanDengan memperhatikan grafik 4.1. dapat di tentukan nilai dengan

mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle.Dari nilai m serta data

yang tercantum di table, dapat ditentukan nilai permeabilitas, nilai P1 jam, nilai

factor skin, produktifitas formasi,flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk

permeabilitas, didapatkan nilai 38.208 mili Darcy, nilai permeabilitas formasi

tersebut cukup. Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut

memiliki gangguan nilai skin yang sangat besar, yaitu 17.089. Sehingga membuat

permeabilitas tidak begitu besar dan berpengaruh pada efisiensi aliran.

4.5. Kesimpulan1. Permeabilitas dari sumur ini kecil yang dikarenakan skin yang besar

pada tubing.

2.

Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damaged) dan

berharga negatif berarti menunjukan adanya perbaikan (stimulated).


28/49

28

3. Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibatadanya skin efek, biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan

tekanan.

4. Formasi produktif dapat mengalami formation damage, yangpenyebabnya berasal dari lumpur pemboran, penyemenan casing

dengan dinding lubang bor, dan kegiatan komplesi. Untuk

memperbaiki kerusakan pada formasi tersebut harus dilakukan

stimulasi sumur untuk meningkatkan laju alir produksi fluida ke

permukaan.


29/49

29

BAB V

PRESSURE DRAWDOWN TESTING

5.1. Tujuan Analisa1. Untuk menentukan permeabilitas formasi (k).2. Untuk menentukan faktor skin (S).3. Untuk mengetahui volume pori-pori yang berisi fluida (Vp).

5.2. Teori DasarPressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan

dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama

pengujian berlangsung. Dengan syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut

tekanan hendaknya seragam di seluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur

sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya. Pada

dasarnya pengujian ini dapat dilakukan pada:

Sumur baru Sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai

keseragaman tekanan reservoir.

Sumur-sumur produktif yang apabila dilakukan buil-up test, yang punyasumur akan sangat merugi

Apabila didesain secara memadai, perolehan dari pegujian ini mncakup

banyak informasi yang berharga sepertipermeabilitas formasi, factor skin dan

volume pori-pori yang berisi fluida.

Apabila suatu sumur diproduksikan dengan laju alir yang tetap, tiga rejim

aliran akan terjadi yaitu : periode transient, periode late transient, dan PSS

(preudo steady state).


30/49

30

5.2.1. AnalisaPressur e Dr awdown pada Periode Tr ansientApabila 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 DimensionlessSetelah tD/rD2> 100 dan setelah efek wellbore storagemenghilang :

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 garis lurus dengan kemiringan :

[ ( )]


31/49

31

Keterangan :

m = slope (kemiringan), psi/cycle

Q = Laju (produksi) sebelum sumur ditutup, bbl/d

= Viskositas, cpB = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB

k = permeabilitas, mdh = 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 menggunakan konsep ini kita

dapat menentukan S dengan menggunakan persamaan berikut :

Keterangan :

S = Faktor Skin

Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi

P1hr = Tekanan Selama 1 jam

m = slope (kemiringan), psi/cycle

k = permeabilitas, md

= Viskositas, cp

= Porositas,ct = Kompresibilitas total, 1/psi

rw = Jari-jari Sumur, ft

[ ( )]


32/49

32

Ada dua grafik yang selalu harus dilakukan didalam menganalisa PDD

pada periode infiniteactingini, yaitu :

1. Log-log Plot untuk menentukan wellbore storageGrafik 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 :

Keterangan :

t = time, hour

Ct = Compressibilitas total, Psi-1

k = Permeabilitas, md

h = tebal formasi, ft

s = factor skin

= Viscositas oil, cpDari log-log ini pun dapat diperkirakan besarnya cs (bbl/psi) yaitu dengan

menggunakan persamaan :

Keterangan :

Ct = Compressibilitas total, Psi-1


B = Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB

= Perbedaan waktu, hour = Perbedaan tekanan, Psi


33/49

33

Dimana delta t dan delta P adalah harga yang dibaca dari suatu titik garis

lurus unit slope tersebut.

2. Semilog Plot untuk menentukan karakteristik formasiGrafik ini adalah semi log antara Pwf vs log (t). dengan membaca

kemiringan (m) maka permeabilitas formasi dapat ditentukan dari persamaan :

Keterangan :



= V iscositas,cp =Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB =Nilai Slope, Psi/cycl e

=Tebal formasi pro duktif, ft

m akan bernilai negative sehingga menghasilkan permeabilitas yang

positif kemudian factor skin dapat dihitung.

5.2.2. Analisa PDD pada Periode Late TransientJika garis lurus telah didapatkan dari grafik maka permeabilitas dapat

dihitung dengan persamaan :

Keterangan :



= Viscositas,cp

= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB


34/49

34

=titik potong terrhadap sumbu tegak = Tebal formasi produktif, ft

Keterangan :



= Visco sitas,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 () terlebih dahulu

: = Slope

= Viscositas, cp

=Permeabilitas,md = Porositas = Compresibilitas total, Psi-1 = jari-jari sumur, ft


35/49

35

Keterangan :


= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB =titik potong terrhadap sumbu tegak

= Slope

=Compresibilitas total, Psi-1Faktor skin dapat pula ditentukan :

Keterangan :

S = Faktor Skin = TekananIterassi, psi =Tekanan awal, psi =Jari-jari pengurasan, ft =Jari-jari sumur,ft

Keterangan :

P (skin) = Tekanan Skin

b = titik potong terrhadap sumbu tegak

S = Faktor Skin


36/49

36

Menentukan radius of investigasi:

Keterangan :

Re = Jari-jari pengurasan

Vp = Volume Pori, res/bbl

= Constanta

=Tebal formasi produktif, ft

=Laju alir produksi, bbl/d5.2.3. 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

Keterangan :

= Slope Pesudo Steady State =Laju alir produksi, bbl/d

=Constanta (3,14)

=Porositas =Compresibilitas total, Psi-1 =Jari-jari pengurasan, ftKemudian dengan mengetahui kemiringan ini, drainage volumedapat ditentukan :


37/49

37

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 State5.2.4. Penentuan Bentuk Reservoir Dari Data PDD Berdasarkan PSS dan

Periode Transient

Pada umumnya, persamaan aliran pada periode semi steady state untuk

setiap bentuk reservoir adalah :

Keterangan :

=

=

= Luas area,ft2 =Jari-jari pengurasan, ft = Constanta Dietz Shape

Dengan mengkombinasikan persamaan sebelumnya dengan persamaan

diatas maka diperoleh :

Keterangan :

Pwf = Tekanan dasar sumur, psi

m* = Slop Pseudo Steady State

t = Waktu, S

= Pressure Intake

[() ( )]


38/49

38

Dimana P int adalah :

Keterangan :

= Tekanan Intake, psi = Tekanan Inisial, psi =Laju alir produksi, bbl/d

=Viskositas

= Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STB =Permeabilitas, mD =Ketebalan Formasi Produktif, ft

= Luas area,ft2 = Jari-jari Pengurasan,ft = Constanta Dietz Shape

=Factor skin

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 :

Keterangan :

=Constanta Dietz Shape =Slope Transient =Slope Pseudo Steady State =Tekanan Selama 1 jam =Pressure Intake, psi

[() ( ) ]

[ ]


39/49

39

Nilai tDAPSS :

Keterangan :

= =Slope Transient =Slope Pseudo Steady State

=Waktu Pseudo Steady State


Tabel 5.1. Data Sumur PDD


Q

Ct

rw

h

Bo

Pi

T

200

0.223

1.5

0.0000082

0.5

6.09756098

1.2

4600

220

BBL/D

Cp

Psi-1

Ft

Ft

RB/STB

Psi

oF


40/49

40

Tabel 5.2. Data Tekanan dan Waktu PDD

T Pwf

PJam Psi Psi

0 4412 188

0,12 3812 788

1,94 3699 901

2,79 3653 947

4,01 3616 984

4,82 3607 993

5,78 3600 1000

6,94 3593 1007

8,32 3586 1014

14,4 3573 1027

17,3 3567 1033

20,7 3561 1039

24,9 3555 1045

29,8 3549 1051

35,8 3544 1056

43 3537 1063

51,5 3532 1068

61,8 3526 1074

74,2 3521 1079

89,1 3515 1085

107 3509 1091

128 3503 1097

154 3497 1103

185 3490 1110

2223481 1119

266 3472 1128

319 3460 1140

383 3446 1154

460 3429 1171

PSS

Transient

Late Transient


41/49

41

5.3.2. Perhitungana. Periode Transient

Grafik 5.1. Semilog Transient

1) Step 1x = 1 .6x = 10 m = x1x10 = 3671.63578.184

= 93.416 psi/cycle

P pada saat 1 hr = .6= 3671.6 psi

2) Step 2k =

= =

= 102.765 mD

3616

3586

y = -40,5ln(x) + 3671,

R = 0,9973400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

3750

3800

3850

1 10 100 1000

Semilog Transient (dt vs Pwf)

Series1

Periode Transien

Log. (Periode

Transien)


42/49

42

3) Step 3S = * + = * + = 5.446

b. Periode Late Transient1) Step 1

Tabel 5.3. P Iterasi

Grafik 5.2. Grafik t vs P Iterasi

1

10

100

1000

0 10 20 30 40 50 60

3520

3500

3480

3460

3440

Pressure Iterasi

t 3520 3500 3480 3460 3440

14.4 53 73 93 113 133

17.3 47 67 87 107 127

20.7 41 61 81 101 121

24.9 35 55 75 95 115

29.8 29 49 69 89 109

35.8 24 44 64 84 104

43 17 37 57 77 97

51.5 12 32 52 72 92


43/49

43

P iterasi = 3500 psi (grafik series 2)

b = 120 (dari grafik)

=

=

= 0.0187/hr

2) Step 2k =

= = 58.512 mD

3) Step 3t late =

= = 53.48 jam

4) Step 4t PSS =

re2 =

re =

= = = 457.844 ft

5) Step 5


44/49

44

Vp = = = 145439.512 res/bbl

6) Step 6S = * + *+

= * + * += 1.77

c. Periode PSS

Grafik 5.3. Grafik Cartesian Plot (dt vs Pwf)

1) Step 1y =

= -0.2369x + 3535.8

Maka m = 0.236 psi/hr

y = -0.2369x + 3535.8

R = 0.9942

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

0 200 400 600

Pws(Psi)

Time (Hrs)

Grafik Pws Vs Time

cartesian plot

periode pss

Linear (periode pss)


45/49

45

2) Step 2Vp = , dimana L = m pada kondisi PSS

= = 516427 res/bbl

3) Step 3CA =

dimana m* = slope PSS = 0.236

m = slope transient = 93.416

P1hr = 3671 psi

P int = 3530 psi

= = 65.56

4) Step 4(tDA) PSS =

= = 0.189

Berdasarkan dari hasil (tDA) PSS di atas didapatkan (tDA) PSS adalah

0.189. Karena kita bulatkan dan menjadi 0.2, maka sesuai dengan tabel

didapatkan bentuk reservoir sebagai berikut:


46/49

46

5.4. Pembahasan5.4.1. Periode Transient

Dengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation

berdasarkan pengamatan y= - 40,5 ln (x) + 3671.6. Dari persamaan tersebut

didapatkan nilai m sebesar 93.416 psi/cycleserta data P1jam sebesar 3671.6 psi.

Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.765 mD. Nilai skin didapatkan

sebesar 5.446 yang menandakan bahwa formasi tersebut damage.

5.4.2. Periode Late TransientDengan 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 3500 psi, nilai b sebesar

120, dan nilai sebesar 0,0187 1/hr. Nilai permeabilitas didapatkan degan hasil

58.38 mD. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS dengan

Waktu awal PSS, didapatkan nilai waktu 53.48 jam. Nilai re atau jari-jari

pengurasan didapatkan sebesar 457.844 ft. Nilai Vp didapatkan sebesar

145439.5122 res/bbl. Dari variabel pendukung tersebut didapatkan skin sebesar

1.770 yang menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.

5.4.3. Periode Pseudo Steady StateDari 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= -0,2369 x + 3535,8. Dimana

y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,2369

psi/hr.Nilai Vp didapatkan sebesar 516427 res/bbl. Nilai CA didapatkan sebesar

65.56, dimana dalam mencari CA dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan P intake

yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar

93.416, P1hr sebesar 3671.6 psidan p intake sebesar 3530 psi. Nilai (TDA) PSS

didapatkan sebesar 0,189.


47/49

47

5.5. KesimpulanDari hasil percobaanPressure Drawdown testingadalah sebagai berikut :

1. Dari percobaan Drawdown testing kita dapat mengetahui waktudimulainya aliran transient, late transient dan PSS (preudo steady

state).

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

testing.

3. Selain itu dari percobaan Drawdown testing didapatkan juga nilaipermeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masing-

masing fase periode aliran.


48/49

48

BAB VI

KESIMPULAN

1. Reservoir merupakan tempat terakumulasinya fluida HC. Agar fluida HC yangberada didalam suatu reservoir dapat diproduksi, maka terdapat beberapa

parameter yang harus di ketahui, sehingga dapat ditentukan suatu perlakuan

yang tepat/ penerapan suatu metode yang tepat dalam proses produksi.

2. Sebelum proses produksi dilakukan, terlebih dahulu dilakukan pengujianterhadap 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 (Vd) dan

radius pengurasan (re).

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

4. Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanyaskin efek, biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.

5. Formasi produktif dapat mengalami formation damage, yang penyebabnyaberasal dari lumpur pemboran, penyemenan casing dengan dinding lubang

bor, dan kegiatan komplesi. Untuk memperbaiki kerusakan pada formasi

tersebut harus dilakukan stimulasi sumur untuk meningkatkan laju alir

produksi fluida ke permukaan.

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

7. Untuk reservoir bersifat infinite acting, tekanan reservoir rata-rata ini adalahp* = pi = paveyang 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


49/49

49

pengaruh dari batas reservoir, maka tekana pada umumnya akan jatuh berada

dibawah garis lurus horner.

8. Dengan nilai skin tersebut, diperoleh nilai P skin. Nilai ini digunakan untukmencari 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.

9. Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient, periode late transient, danPSS (preudo steady state) pada percobaanDrawdown testing.

10.Selain itu dari percobaan Drawdown testing didapatkan juga nilaipermeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masing-masing

fase periode aliran.

Download - LAPORAN WELLTEST BAHAR FIX.docx

Top Related