2. Grafik Tekanan Versus Waktu
3.7. Analisa Pressure Build-Up Test
Banyak metode tentang analisa pressure build-up yang dikemukakan oleh para ahli dan salah satunya yang paling dikenal adalah metode analisa yang dikemukakan oleh horner, yang pada dasarnya memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu.
Prinsip dasarnya, pengujian ini dilakukan dengan cara memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju alir yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut sehingga tekanan menjadi naik dan dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat biasanya tekanan dasar sumur).
Dasar analisa Pressure Build-up Test ini diajukan oleh Horner, yang pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu berdasarkan suatu prinsip yang dikenal dengan superposisi (superposition principle).
Berdasarkan prinsip superposisi tersebut, maka sumur-sumur di produksi dengan laju alir tetap selama waktu "tp", kemudian sumur ditutup selama waktu "Δt", sehingga didapat bentuk umum persamaannya adalah :
Pws = Pi – 162.6 qµB/kh log [(tp+Δt) / Δt] ... (3-28) dimana :
Pws = tekanan dasar sumur,.psi
Pi = tekanan mula-mula reservoir, psi
q = laju (produksi) sebelum sumur ditutup, bbl/d μ = viskositas minyak. cp
B = faktor volume formasi, bbl/stb k = permeabilitas, mD
h = ketebalan formasi, ft
tp = waktu produksi sebelum sumur ditutup, jam
= (Np/q) x 24.
Δt = waktu penutupan sumur, jam
Dari persamaan (2-1), terlihat bahwa apabila Pws diplot terhadap log (tp+Δt/Δt) akan merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope, m) :
m = 162.6 q µ B / kh ...(3-29)
Gambar 3.26
Teknik Plot Tekanan dan Ulah Aliran Pada Analisa PBU9)
Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas dapat ditentukan dari slope "m", sedangkan apabila garis tersebut diekstrapolasi ke harga "Horner time"
(tp+Δt/Δt) sama dengan 1, maka secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal reservoir.
3.7.1. Analisa Pressure Build-Up pada Fluida Gas
Mekanisme aliran fluida gas pada media berpori sangat dipengaruhi oleh sifat fisik fluida, geometri aliran, sifat-sifat PVT dan distribusi tekanan sistem. Didalam menurunkan persamaan aliran gas dan solusinya, beberapa anggapan telah digunakan yaitu media homogen, gas mengalir dengan komposisi tetap, aliran laminer dan isothermal.
Oleh karena gas merupakan fluida yang „Fully Compressible‟ dimana sifat fisik merupakan fungsi tekanan, maka didalam penyelesaian persamaan aliran variabel
tekanan yang digunakan adalah P, P2 dan Ψ (Pseudo Pressure). Sebagai pegangan kasar maka dapat digunakan acuan sebagai berikut:
1. Untuk P < 2000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk P2
2. Untuk 2000 < P < 4000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk Ψ 3. Untuk P > 4000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk P
Analisa pressure build-up pada fluida gas dalam tulisan ini dengan menggunakan metode pendekatan P2.
3.7.1.1. Metode Pendekatan P2
Kebanyakan uji tekanan transient pada sumur gas adalah dengan menggunakan pressure build-up. Metode ini berlaku pada tekanan reservoir lebih besar dari 2,000 psia. Jadi, apabila tekanan bawah permukaan (Pwf atau Pws) yang tercatat lebih kecil dari 2,000 psia, maka metode P2 dapat digunakan.
Persamaan dasar untuk analisa pressure build-up pada sumur gas adalah sebagai berikut : belum ditutup, dan t adalah waktu penutupan. Pada kondisi finit reservoir symbol Pi diganti dengan P*.
Persamaan di atas menunjukkan bahwa Horner plot dapat dilakukan dengan membuat grafik Pws2 vs log {(tp + ∆t)/ ∆t}, apabila kemiringan m, maka terjadi
3.7.2. Pengaruh Wellbore Storage dan Skin faktor
Suatu sumur begitu ditutup diharapkan tidak ada lagi fluida yang mengalir kedalam lubang sumur. Tetapi kenyataannya setelah sumur ditutup dipermukaan masih ada aliran masuk ke lubang sumur. Fluida tersebut akan mengisi lubang sumur hingga tercapai kesetimbangan antara kolom fluida yang mengisi lubang bor dengan tekanan dasar sumur. Setelah kondisi tersebut tercapai barulah efek penutupan sumur dipermukaan diteruskan ke formasi.
Pengaruh dari wellbore storage akan mendominasi data awal dari suatu pengujian sumur, dimana lamanya pengaruh wellbore storage ini tergantung pada ukuran maupun konfigurasi lubang bor serta sifat – sifat fisik fluida maupun batuan formasinya. Untuk menentukan kapan wellbore storage berakhir maka dibuat plot antara ΔP = (Pws – Pwf) vs Δt pada kertas log – log.
Garis lurus dengan kemiringan 45º (slope = 1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh wellbore storage. Dari garis ini, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur 1 - 1,5 cycle dari titik tersebut untuk menentukan awal dari tekanan yang tidak dipengaruhi oleh wellbore storage (end of wellbore storage).
Gambar 3.27
Horner Plot dari Pressure Build-Up Data Menunjukkan Efek Wellbore Storage dan Skin5)
Sepanjang riwayat suatu sumur produksi, harga permeabilitas yang dekat dengan sumur akan mengalami perubahan. Hal ini, baik disebabkan oleh karena kerusakan sebagai akibat dari proses pemboran, maupun oleh perbaikan. Perubahan ini yang sering disebut dengan skin.
Gejala adanya kerusakan formasi dapat diamati dari penurunan permeabilitas disekitar lubang sumur yaitu dengan menghitung skin faktor (S). Sedangkan untuk menentukan apakah terjadi kerusakan atau perbaikan formasi yang ditandai oleh harga skin factor (S), maka digunakan persamaan seperti pada persamaan (3-32).
Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin effect, biasanya diterjemahkan pada besarnya penurunan tekanan ∆Pskin, yang ditentukan dengan persamaan :
S m Pskin0.87
... ... (3-33) Sehingga untuk menghitung efisiensi laju alir (FE), dinyatakan dengan rumus :
wf
3.7.3. Radius of Investigation (Jari-jari Pengamatan)
Radius of Investigation (jari-jari pengamatan) menggambarkan sejauh mana pencapaian transient tekanan ke dalam formasi apabila diadakan gangguan kesetimbangan tekanan akibat produksi atau penutupan sumur. Jari-jari pengamatan tergantung pada waktu aliran (lamanya waktu pengujian) dan berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan.
Persamaan dalam menentukan jari-jari pengamatan adalah
Ct
Persamaan diatas juga dapat digunakan untuk memperkirakan waktu untuk mencapai ”stabilized flow” yaitu waktu yang diperlukan oleh transient tekanan untuk mencapai batas reservoir yang sedang diuji.
3.7.4. Analisa Kuantitatif Data DST
Langkah-langkah analisa pressure build-up data DST pada reservoir gas dengan menggunakan metode P2 adalah sebagai berikut :
a. Menyiapakan data pendukung untuk analisa yaitu : Laju aliran (qsc), MMSCF/D, Viskositas gas ( μg), cp, Kompresibilitas total (ct), psi-1, Faktor deviasi gas (Z), Temperatur reservoir (T), oR, Tebal lapisan (h), ft, Jari-jari lubang bor (rw), ft, Waktu produksi sebelum sumur ditutup (tp), jam, Porositas (φ).
b. membuat tabel Δt, tekanan yang tidak terpengaruh oleh wellbore storage.
d. Plot Pws2 terhadap log
titik yang bebas dari pengaruh wellbore storage, kemudian tentukan kemiringan, m. f. Hitung harga permeabilitas (k) dengan persamaan :
mh k 1637qTZ
... ... (3-36) g. Menghitung harga S‟(Apparent Skin Factor) dan ∆Pskin dengan menggunakan
rumus :
Pskin0.87mS ... ... (3-38) h. Menentukan harga S (Actual Well Damage) dan D (Turbulance Coefficient)
dengan persamaan : i. Menghitung harga FE (Flow Efficiency) dengan rumus :
100%
j. Menghitung harga Radius of Investigation, dengan rumus :
Ct