1 1
Pertimbangan
Pertimbangan teknis dan ekonomis merupakan faktor utama dalamteknis dan ekonomis merupakan faktor utama dalam membangun strategi pengembangan lapangan. Mengoptimalkan pengembangan membangun strategi pengembangan lapangan. Mengoptimalkan pengembangan lapangan membutuhkan suatu model reservoir yang mampu memprediksi secara lapangan membutuhkan suatu model reservoir yang mampu memprediksi secara realistis perilaku-perilaku dinamis dari reservoir dalam hubungannya dengan laju realistis perilaku-perilaku dinamis dari reservoir dalam hubungannya dengan laju produksi dan
produksi dan recoveryrecovery fluida dalam berbagai kondisi operasi yang berbeda-beda.fluida dalam berbagai kondisi operasi yang berbeda-beda. Suatu model reservoir dibentuk dengan data geologi, geofisik dan data Suatu model reservoir dibentuk dengan data geologi, geofisik dan data sumur. Parameter-parameter yang diperlukan diperoleh dari pengukuran langsung sumur. Parameter-parameter yang diperlukan diperoleh dari pengukuran langsung (misal
(misal corecore,, cutting cutting ,sampel fluida formasi) dan dari data yang diinterpretasikan,sampel fluida formasi) dan dari data yang diinterpretasikan (misal seismik permukaan, log sumur, uji sumur, analisa (misal seismik permukaan, log sumur, uji sumur, analisa temperatur-volume-tekanan atau PVT). Data seismik dan log sumur memberikan deskripsi statis tekanan atau PVT). Data seismik dan log sumur memberikan deskripsi statis mengenai reservoir, tetapi hanya data uji sumur yang memberikan informasi mengenai reservoir, tetapi hanya data uji sumur yang memberikan informasi mengenai respon dinamis dari reservoir yang mana merupakan elemen kunci mengenai respon dinamis dari reservoir yang mana merupakan elemen kunci dalam pembuatan model reservoir. Data dari uji sumur merupakan elemen penting dalam pembuatan model reservoir. Data dari uji sumur merupakan elemen penting untuk analisis dan peningkatan performa reservoir dan untuk data peramalan yang untuk analisis dan peningkatan performa reservoir dan untuk data peramalan yang terpercaya.
terpercaya.
Well testing
Well testing merupakan suatu cara untuk mengetahui performa reservoir merupakan suatu cara untuk mengetahui performa reservoir hidrokarbon. Tujuan utama dari
hidrokarbon. Tujuan utama dari well testing well testing adalah untuk menentukan adalah untuk menentukan kemampuan suatu reservoir dalam berproduksi serta untuk mengetahui kemampuan suatu reservoir dalam berproduksi serta untuk mengetahui karakteristiknya dalam kondisi dinamis. Tujuan lainnya yaitu untuk evaluasi karakteristiknya dalam kondisi dinamis. Tujuan lainnya yaitu untuk evaluasi terhadap reservoir, manajemen reservoir, modeling dan deskripsi reservoir. terhadap reservoir, manajemen reservoir, modeling dan deskripsi reservoir. Melalui well testing, informasi lebih akurat mengenai reservoir dalam kondisi Melalui well testing, informasi lebih akurat mengenai reservoir dalam kondisi dinamis akan diperoleh.
dinamis akan diperoleh.
Prinsip dasar well testing adalah sangat sederhana yaitu memberikan suatu Prinsip dasar well testing adalah sangat sederhana yaitu memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Ini dilakukan baik gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Ini dilakukan baik dengan memproduksi laju aliran yang relatif konstan atau penutupan sumur dengan memproduksi laju aliran yang relatif konstan atau penutupan sumur (shut-in). Dengan adanya gangguan ini, impuls perubahan tekanan (pressure transient) in). Dengan adanya gangguan ini, impuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan ke seluruh reservoir dan hal ini diamati setiap saat dengan akan disebarkan ke seluruh reservoir dan hal ini diamati setiap saat dengan
mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut. aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut.
Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila pengujian
pengujian ini ini dirancang dirancang secara secara baik baik dan dan memadai memadai kemudian kemudian hasilnya hasilnya dianalisadianalisa secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat
secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat yang akan didapatkan.yang akan didapatkan.
Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa data-data lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah :
data lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah : Laju produksi aktualLaju produksi aktual
Kuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampelKuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampel yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi
yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi
Bentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasiBentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasi model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan
model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan
Tekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurvaTekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurva build-upbuild-up atauatau fall-off fall-off untuk mengetahui tekanan reservoir statis.
untuk mengetahui tekanan reservoir statis.
Permeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskanPermeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskan aliran fluida
aliran fluida
TransmissibilityTransmissibility, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis batuan reservoir dan propertis fluida.
batuan reservoir dan propertis fluida.
FaktorFaktor skin skin, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses
yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses produksi.produksi.
Damage Damage ratioratio, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan skin damage
skin damage yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi. yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi.
Productivity Productivity, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al ir.ir.
mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut. aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut.
Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila pengujian
pengujian ini ini dirancang dirancang secara secara baik baik dan dan memadai memadai kemudian kemudian hasilnya hasilnya dianalisadianalisa secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat
secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat yang akan didapatkan.yang akan didapatkan.
Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa data-data lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah :
data lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah : Laju produksi aktualLaju produksi aktual
Kuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampelKuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampel yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi
yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi
Bentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasiBentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasi model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan
model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan
Tekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurvaTekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurva build-upbuild-up atauatau fall-off fall-off untuk mengetahui tekanan reservoir statis.
untuk mengetahui tekanan reservoir statis.
Permeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskanPermeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskan aliran fluida
aliran fluida
TransmissibilityTransmissibility, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis batuan reservoir dan propertis fluida.
batuan reservoir dan propertis fluida.
FaktorFaktor skin skin, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses
yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses produksi.produksi.
Damage Damage ratioratio, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan skin damage
skin damage yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi. yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi.
Productivity Productivity, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan al ir.ir.
Radius investigasi, yaitu suatu rentang jarak radial dari lubang sumur yangRadius investigasi, yaitu suatu rentang jarak radial dari lubang sumur yang dapat terinvestigasi selama tes. Hasil analisa tes mewakili propertis rata-rata dapat terinvestigasi selama tes. Hasil analisa tes mewakili propertis rata-rata dari reservoir dalam radius tersebut.
dari reservoir dalam radius tersebut.
Anomali reservoir, yang terdeteksi dalam radius investigasi termasukAnomali reservoir, yang terdeteksi dalam radius investigasi termasuk barrierbarrier (skin) dan kontak fluida. Perubahan permeabilitas atau reservoir berlapis sering (skin) dan kontak fluida. Perubahan permeabilitas atau reservoir berlapis sering terrefleksi dari sifat tekanan yang diamati selama tes berlangsung. Informasi ini terrefleksi dari sifat tekanan yang diamati selama tes berlangsung. Informasi ini ketika dihubungkan dengan data lainnya sering dapat membantu dalam ketika dihubungkan dengan data lainnya sering dapat membantu dalam menjelaskan tipe anomali yang ada secara jelas.
menjelaskan tipe anomali yang ada secara jelas.
Deplesi reservoir, yaitu kondisi penurunan tekanan reservoir karenaDeplesi reservoir, yaitu kondisi penurunan tekanan reservoir karena pengurasan
pengurasan fluida fluida reservoir. reservoir. Biasanya Biasanya penurunan penurunan tekanan tekanan ini ini terjadi terjadi secarasecara perlahan dan jauh diujung batas reservoir sehingga berada d
perlahan dan jauh diujung batas reservoir sehingga berada diluar jangkauan alatiluar jangkauan alat perekam tekanan.
perekam tekanan.
Heterogenitas reservoir, adanya variasi porositas dan permeabilitas dalam satuHeterogenitas reservoir, adanya variasi porositas dan permeabilitas dalam satu reservoir dapat menyebabkan karakteristik aliran yang sangat kontras. λ reservoir dapat menyebabkan karakteristik aliran yang sangat kontras. λ (lambda) adalah parameter aliran interporosity, mensifatkan kemampuan dari (lambda) adalah parameter aliran interporosity, mensifatkan kemampuan dari matrix untuk mengalir kedalam
matrix untuk mengalir kedalam retakan. Ω (omega) adalah rasio storativitasretakan. Ω (omega) adalah rasio storativitas yang secara umum berhubungan dengan prosentase ketersediaan minyak yang secara umum berhubungan dengan prosentase ketersediaan minyak didalam retakan. Κ (kappa) adalah kekontrasan permebilitas antar lapisan. didalam retakan. Κ (kappa) adalah kekontrasan permebilitas antar lapisan.
4 4
2.1.
2.1. Tujuan AnalisaTujuan Analisa 1.
1. Mengetahui P pada pada radius tertentuMengetahui P pada pada radius tertentu 2.
2. Mengetahui tekanan reservoir pada waktu percobaan selama 5 jam.Mengetahui tekanan reservoir pada waktu percobaan selama 5 jam. 3.
3. Mengetahui wMengetahui waktu yang aktu yang diperlukan udiperlukan untuk mencapai ntuk mencapai tekanan padatekanan pada aliran transien.
aliran transien.
2.2.
2.2. Teori DasarTeori Dasar 2.2.1.
2.2.1. Aliran Fluida Di Aliran Fluida Di Media BerporiMedia Berpori
Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda.
berbeda-beda. Pola Pola aliran aliran radial radial paling paling lazim lazim digunakan digunakan untukuntuk menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ini diawali oleh solusi Van menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ini diawali oleh solusi Van Everdingen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang Everdingen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang model-model lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir model lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir dalam pola-pola aliran yang digunakan untuk menganalisa transient dalam pola-pola aliran yang digunakan untuk menganalisa transient tekanan di resrvoir.
tekanan di resrvoir.
Berhubung pola airan Radial yang paling umum digunakan maka Berhubung pola airan Radial yang paling umum digunakan maka pembahasan
pembahasan selanjutnya selanjutnya mengenai mengenai penyelesaian penyelesaian persamaan, persamaan, prinsip prinsip atauatau metode analisa yang memakai pola-pola aliran tersebut.
metode analisa yang memakai pola-pola aliran tersebut. 2.2.2.
2.2.2. Idealisasi Reservoir Dengan Pola Aliran RadialIdealisasi Reservoir Dengan Pola Aliran Radial
Pada reservoir dengan pola aliran radial, persamaan differensialnya Pada reservoir dengan pola aliran radial, persamaan differensialnya diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut :
diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut : 1.
1. Hukum Kekekalan MassaHukum Kekekalan Massa 2.
2. Aliran mengikuti Hukum DarcyAliran mengikuti Hukum Darcy 3.
Gamba
Gambar 2.1. Pr 2.1. Pola aliola ali ran Radialran Radial
Maka persamaan differensial untuk aliran fluida yang radial adalah : Maka persamaan differensial untuk aliran fluida yang radial adalah :
... (2-1) ... (2-1) Persamaan ini lebih dikenal dengan nama “Persamaan ini lebih dikenal dengan nama “diffusivity equationdiffusivity equation”,”, sedangkan
sedangkan konstanta konstanta dikenaldikenal
dikenal sebagai “hydraulicdikenal sebagai “hydraulic diffusivitydiffusivity”. Dari persamaan diatas didapat dari hukum kekekalan massa,”. Dari persamaan diatas didapat dari hukum kekekalan massa, hukum darcy, dan persamaan keadaan dalam field unit dimana :
hukum darcy, dan persamaan keadaan dalam field unit dimana : P
P = = tekanantekanan reservoir reservoir , psi, psi r
r = = jari-jari jari-jari atau atau jarak jarak dari dari lubang lubang bor, bor, ftft
= = porositas, porositas, fraksifraksi μ
μ = = viskositas viskositas fluida, fluida, cpcp k
k = = permeabilitas, permeabilitas, mdmd t
t = = jamjam C
C = = kompressibilitas, kompressibilitas, psipsi-1-1
Untuk gas yang bersifat tidak ideal, persamaannya adalah : Untuk gas yang bersifat tidak ideal, persamaannya adalah :
... ... ... (2-2)(2-2) Dimana Z adalah superkompressibilitas gas.Dimana Z adalah superkompressibilitas gas.
Apabila fluidanya multifasa yang terdiri dari minyak, gas, dan air maka Apabila fluidanya multifasa yang terdiri dari minyak, gas, dan air maka persamaannya adalah :
... (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 =
... (2-6) tD =
dan tDA=
... (2-7) r D =
... (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 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.
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 ”.
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 tujuan-tujuan praktis.
2. Solusi untuk reservoir yang terbatas 3. Solusi untuk keadaan pseudo steady state
4. Solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada batasnya (Constant Pressure at Outer Boundary )
5. Solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin
2.3. 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, =
(
)
(
)
=
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
X = 1.171
Untuk harga x pada radius = 100 ft
Disimpulkan bahwa x > 10.9
0.233 x 0.1832.4. 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
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. Mengetahui laju produksi stabil (q) pada tekanan dan PI tertentu.
3.2. 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
,
-
..……… (3-1) 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
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.
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
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 tDA”.
... (3-3) Untuk Pseudo Steady State (Ketelitian ± 1%) → “ Less Than 1% Error for tDA”.
………...…...……... (3-4) Untuk Pseudo Steady State → “Exact for tDA”.
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 :
a. Luas Area ( A ) : 17420000 ft2
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 : 500 Psii. Jari Jari – jari Sumur ( rw ) : 0.30 ft2
j. Faktor Skin ( S ) : 3.0
Keterangan :
tDAInfinite Acting Reservoir = 0.03
tDAketelitian 1% = 0.25
tDAPSS Exact = 0.7
CA = 12.985
3.3.2. Perhitungan
a. Menentukan t dalam infinite acting reservoir dengan tDA = 0.03 menggunakan persamaan (3-3).
t = 41.981 hours
b. Menentukan t dalam PSS dengan ketelitian 1%, tDA = 0.25 menggunakan persamaan (3-4).
t = 384.843 hours
c. Menentukan t dalam PSS Exact dengan tDA = 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
̅
-Pwf = 5000 Psia menggunakan persamaan (3-5) dan (3-6).
[
]
[
]
Sedangkan, q = J (̅
- Pwf) = 0.3882 ( 500 psia ) q = 194,131 STB/Day 3.4. PembahasanDari 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.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.
22
4.1. Tujuan Analisa
1. Menentukan atau mengetahui harga K.
2. Untuk mengetahui adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin).
3. Untuk mengetahui produktivitas formasi (PI).
4. Untuk mengetahui nilai permeabilitas dari formasi yang diuji.
4.2. 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.
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.
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
4.3.2. Perhitungan
Tabel 4.1. Data Tekanan dan Waktu
dt, Pws, (tp+dt)/dt Jam psi 0 3538.627 0.01 3547.811 16401 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 3681.137 847.67011 0.2764 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 50.207873 4.8993 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 48 3993.833 4.4166667
a. Langkah pertama hitung (tp+dt)/dt dengan menggunakan persamaan
.
, 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 menggunakanpersamaan :
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 = 9.763h. Menghitung harga dari ΔPskin dengan menggunakan persamaan : ∆P skin =
=
= 302.7634 psii. 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
x = 10
m = x1 – x10 = 3671 – 3577.754 = 93.255 psi/cycle P pada saat 1 hr =
= 3671 psi 2) Step 2 k =
=
3616 3586 y = -40.57ln(x) + 3671.6 R² = 0.977 3400 3600 3800 4000 4200 4400 4600 1 10 100 1000 t vs Pwf transient Log. (transient) Linear (transient)= 102.94 mD 3) Step 3 S =
*
+
=*
+
= 5.755b. Periode L ate Tr ansient
1) Step 1 Tabel 5.2. P Iterasi t (jam) 3525 3526 3521 3515 3509 3503 3497 14.4 48 47 52 58 64 70 76 17.3 42 41 46 52 58 64 70 20.7 36 35 40 46 52 58 64 24.9 30 29 34 40 46 52 58 29.8 24 23 28 34 40 46 52 35.8 19 18 23 29 35 41 47 43 12 11 16 22 28 34 40 3490 3481 3472 3460 3446 83 92 101 113 127 77 86 95 107 121 71 80 89 101 115 65 74 83 95 109 59 68 77 89 103 54 63 72 84 98 47 56 65 77 91
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 1 10 100 1000 0 10 20 30 40 50 3525 3526 3521 3515 3509 3503 3497 3490 3481 3472 34604) Step 5 S =
*
+*
+
=*
+*
+
= 0.596374 5) Step 6 Vp =
=
= 1175463 res/bbl c. Periode PSS Graf ik 5.3. Grafi k dt vs Pwf 1) Step 1 y =
=
Maka m * = 0.242 psi/hr 3549 3429 y = -0.2427x + 3537.5 R² = 0.9903 3400 3600 3800 4000 4200 4400 4600 0 100 200 300 400 500 t vs Pwf PSS Log. (PSS) Linear (PSS) Linear (PSS)2) Step 2
Vp =
, dimana βL = m pada kondisi PSS=
= 1175463 res/bbl 3) Step 3 CA=
=
= 151.6 dimana m* = slope PSS = 0.242m = slope transient = 93.255 Psi/cycle P1hr = 3671 psi P int = 3490 psi 4) Step 4 (tDA) PSS =
=
= 0.19431Berdasarkan 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.
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
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).
