.
, dan seterusnya.b. 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
+ 4021.8= 3942.76 psi P* = -10.0 x
+ 4021.8= 4021.8 psif. Menghitung besarnya permeabilitas menggunakan persamaan :
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 =
√
=
√
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 tersebutmemiliki 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. 3942.82 3991.826 y = -15.48ln(x) + 4021.8 R² = 0.941 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 1 10 100 1000 10000
30
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.
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 :
. ... (5-1) Keterangan :
= Pressure DimensionlessSetelah 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 skinDari 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, cpB = 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
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
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, PsiDimana 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, ftM akan bernilai negative sehingga menghasilkan permeabilitas yang positif kemudian factor skin dapat dihitung.
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, ftVolume 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
= Compresibilitas total, Psi-1
= jari-jari sumur, ft
.. ... (5-11) Keterangan :Q = Laju alir produksi, bbl/d
= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB
= titik potong terrhadap sumbu tegak
= Slope
= Compresibilitas total, Psi-1Faktor 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 :Re = Jari-jari pengurasan Vp = Volume Pori, res/bbl
= Constanta
= Tebal formasi produktif, ft
= Laju alir produksi, bbl/d3. 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-1
= Jari-jari pengurasan, ftKemudian 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
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,ft2
= Jari-jari pengurasan, ft
= Constanta Dietz ShapeDengan 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
= Permeabilitas, mD
= Ketebalan Formasi Produktif, ft
= Luas area,ft2
= Jari-jari Pengurasan,ft
= Constanta Dietz Shape
= Factor skinm* 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 Perhitungan5.3.1. Data Analisa
Parameter yang diketahui adalah sebagai berikut :
a. Laju Produksi ( Q ) : 200 BBL/Day
b. Porositas ( ) : 0.237
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
t Pwf ΔP
jam 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 222 3481 1119
266 3472 1128
319 3460 1140
383 3446 1154
460 3429 1171
a. Periode Transient
Graf ik 5.1. Semil og Transient
1) Step 1 x = 1