EVALUASI METODE METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI. Thesis DODI SETIAWAN NIM :

EVALUASI METODE – METODE ANALISA TRANSIEN

TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI

Thesis

Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar Magister dari

Institut Teknologi Bandung

Oleh :

DODI SETIAWAN

NIM : 22205001

Program Studi Teknik Perminyakan

EVALUASI METODE – METODE ANALISA TRANSIEN

TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI

Oleh :

DODI SETIAWAN

NIM : 22205001

Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung

Menyetujui,

Tanggal ………..

PEDOMAN PENGGUNAAN THESIS

Thesis S2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta ada pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut Teknologi Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi pengutipan atau ringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya. Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh thesis haruslah seizin Direktur Program Pascasarjana Institut Teknologi Bandung.

KATA PENGANTAR

Dalam thesis ini, saya mencoba untuk sedikit mengevaluasi tentang metode – metode analitik pada sumur injeksi untuk keadaan falloff sebagai alat untuk melakukan kajian reservoir yang bersifat dinamis dalam rangka peningkatan efektivitas dalam suatu program injeksi air di dunia perminyakan.

Thesis ini yang merupakan hasil kerja saya dalam melengkapi persyaratan untuk mendapatkan gelar Magister dari Program Studi Teknik Perminyakan ITB, akhirnya dapat terselesaikan berkat ijin Yang Maha Kuasa. Thesis ini juga kupersembahkan untuk istriku yang tercinta, Utoy, dan keluarga yang dengan penuh kasih sayang terus mendorong saya untuk menyelesaikan.

Tidak lupa saya ucapkan terima kasih kepada Mas Adji, yang telah menginspirasikan dan membimbing saya selama ini, Mas Leksono, Abah Djati dan Mas Taufan yang telah bersedia meluangkan waktu untuk menguji presentasi thesis saya. Juga kepada dosen – dosen Program Studi Teknik Perminyakan yang dengan kegembiraan berbagi pengalaman dan ilmunya. Pak Acep, Pak Oman, Teh Yuti dan bapak ibu staf Prodi lainnya, terima kasih atas bantuan dan kerja samanya. Victor, Ririn, Danieli, Achol, rekan – rekan S2 maupun S1 dan banyak lagi yang tidak bisa saya sebutkan satu per satu, yang telah memberi corakan warna masing – masing dalam lembaran hidup saya di Prodi TM, saya ucapkan terima kasih sebesar – besarnya.

Saya mengakui bahwa thesis ini jauh dari sempurna dan saya bersedia menerima kritik dan saran yang membangun. Meskipun demikian, saya berharap agar tulisan ini dapat memberi informasi dan ide kepada diri saya sendiri dan pembaca untuk lebih jauh lagi dalam menjalani peran kita masing – masing. Demi Tuhan dan ciptaan-Nya.

ABSTRAK:

EVALUASI METODE – METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI

Injeksi air (waterflooding) saat ini menjadi tahapan pemerolehan sekunder (secondary recovery) yang sedang dilakukan oleh sebagian besar lapangan minyak sebagai lanjutan pemerolehan primer (primary recovery). Kajian reservoir untuk meningkatkan efisiensi pelaksanaan injeksi air dapat dilakukan dengan melakukan uji sumur.

Sebagian peneliti dalam analisa uji sumur injeksi menganggap mobility ratio (M) adalah satu. Dengan anggapan ini, analisa uji sumur injeksi dapat didekati dengan analisa uji sumur produksi1. Di mana, untuk uji sumur injectivity

dapat didekati dengan analisa uji sumur drawdown. Analisa uji sumur buildup

dapat dipakai untuk memberikan analisa pada uji falloff.

Pada thesis ini telah dilakukan evaluasi sebagian metode analitik analisa sumur injeksi yang tidak menganggap , diantaranya adalah Hazebroek-Rainbow-Matthews2 yang menggunakan prosedur coba – coba (trial and error)

dalam menentukan nilai Pe di dalam plot log (Pws – Pe) dengan waktu tutup sumur (Δt); Merill-Kazemi-Gogarty3 yang memperhitungkan gradasi saturasi akibat perbedaan sifat dan karakteristik fluida yang diinjeksikan dan fluida reservoir; LP Bown4 yang juga memperhitungkan gradasi saturasi seperti metode MKG dengan koreksi bahwa storage ratio tidak mempengaruhi kemiringan garis lurus kedua pada plot semilog tekanan dengan waktu.

Dengan bantuan simulator komersial, metode – metode analitik ini dievaluasi dengan menggunakan simulasi yang sudah divalidasi dengan data dari suatu lapangan. Evaluasi meliputi sensitivitas terhadap waktu injeksi, viskositas minyak, kompresibilitas minyak dan permeabilitas formasi. Hasil yang diperoleh antara lain metode MKG dan Brown yang menggunakan kemiringan garis lurus pada plot semilog memberikan hasil permeabilitas yang cukup sama dengan input. Sedangkan metode HRM yang menggunakan prosedur coba – coba dalam menentukan tekanan ekuivalen memberikan nilai permeabilitas yang lebih pesimistis.

Pada penentuan nilai faktor skin, nilai yang didapatkan oleh metode MKG

dan Brown cukup sama meskipun dari pendekatan yang berbeda. Metode MKG

berdasar dari karakteristik fluida pada zona 1 saja, sedangkan metode Brown

berdasar pada kedua zona dengan titik berat pada zona 2. Akan tetapi kedua metode memberikan hasil yang cukup jauh apabila dibandingkan dengan input. Tidak demikian dengan metode HRM yang memberikan harga yang lebih mendekati input. Jarak batas zona 1 dan zona 2 yang diberikan oleh metode MKG

yaitu persamaan intersection time dan metode HRM yaitu persamaan material balance memberikan hasil yang cukup sama. Pada metode Brown, hasilnya cukup berbeda. Hal ini karena pada metode ini memasukkan unsur perbandingan specific storage yang mempengaruhi jarak batas zona 1 dan zona 2.

ABSTRACT:

EVALUATION OF PRESSURE TRANSIENT ANALYSIS METHODS ON INJECTION WELL

Nowadays, waterflooding become a secondary recovery stage which is implemented by many oil fields. Knowledge of waterflooding efficiency depends on the understanding level about the reservoir characterization. This can be obtained statically by a geology examination and dynamically by the study of reservoir engineering, which can be procured by well testing. The analysis of injection well testing has been done by many researchers. Some of them made an assumption that mobility ratio (M), which is the ratio of the mobility of injected fluid with the mobility of reservoir fluid is unit1. By this assumption, we can approach the analysis of injection well testing by the analysis of production well testing. The injectivity, that is when a well is injected with a constant water injection or constant pressure can be approached with drawdown. The analysis of buildup well testing can be applied to analyze falloff testing, that is when a well after injected in a certain time, then the well is closed for a certain time.

This thesis evaluated some of falloff well testing analysis methods that doesn’t assume the unit mobility ratio. Those methods are Hazebroek – Rainbow – Matthews (HRM)2, which determines the value of Pe on log (Pws – Pe) vs shut in time(Δt) plot by trial and error procedure; Merril – Kazemy – Gogarty (MKG)3, which including the saturation gradation which is caused by the differential characteristics of injected and original reservoir fluids; L.P. Brown4 also calculating the gradual saturation with correction that is storage ratio doesn’t affecting the slope of second line pressure – time semilog plot.

With commercial simulator’s help, these analytical methods are evaluated by a model which is validated with actual field data. This evaluation covered the sensitivity of injection time, viscosity and compressibility of oil, and also formation permeability. The result from MKG and Brown gave the value of permeability that close enough with the input. On the other hand, HRM gave more pessimistic value. In the determination of skin factor, MKG and Brown gave similar value even though through different approach. MKG’s approach only based on the characteristic of zone 1 fluids, Brown’s based on both zone fluids with weighted on zone 2. But both methods gave the result which is far enough to the input. The result of HRM method gave the value which is closer to the input. The fluid front of zone 1 and 2 that resulted from both intersection time equation of MKG and material balance equation of HRM is similar. The value from Brown is quite different. This can be caused by the specific storage ratio which affected the fluid front.

DAFTAR ISI

ABSTRAK i

DAFTAR ISI iii

DAFTAR SIMBOL vii

DAFTAR GAMBAR viii

DAFTAR TABEL xi

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Masalah 1

1.2 Maksud dan Tujuan Penelitian 2

1.3 Pembatasan Masalah 2

1.4 Metodologi 3

1.5 Sistematika Penulisan 3

BAB II LANDASAN TEORI UJI SUMUR DRAWDOWN DAN BUILD UP

2.1. Uji Sumur Drawdown 5

2.1.1. Periode Transien (Infinite Acting) 7 2.1.2. Periode Transien Lanjut (Extended Muskat Analysis) 9 2.1.3. Periode Pseudosteady State (Reservoir Limit Test) 12

2.2. Uji Sumur Build Up 14

BAB III ANALISA TRANSIEN TEKANAN UJI SUMUR INJEKSI

3.1. Metode Hazebroek – Rainbow – Matthews 17

3.1.1 Mobilitas Air dan Minyak Sama (M=1) 19 3.1.2 Mobilitas Air dan Minyak Berbeda (M ≠ 1) 23

3.2. Metode Merrill – Kazemi – Gogarty 29

3.2.1 Model Sistem 30

3.2.2 Reservoir dengan Dua Zona 31 3.2.3 Wellbore Storage (Afterflow) 36 3.2.4 Metode untuk Memperkirakan Saturasi Air 38

3.3. Metode L.P. Brown 41

3.3.1Model Sistem 41

3.3.2Diskusi 42

3.3.3Aplikasi untuk Analisa Uji Sumur 47 3.3.4Kesimpulan Studi L.P Brown 48

BAB IV VALIDASI MODEL SIMULASI DENGAN MENGGUNAKAN DATA LAPANGAN

4.1 Lapangan 50

4.1.1Data Lapangan 50

4.1.2Pengolahan Data Lapangan 52

4.1.3Analisa Data Lapangan 54

4.2 Validasi Model Simulasi 55

4.2.1Model Sistem 55

4.2.2Respon Tekanan Dasar Sumur 57 4.2.3Pengolahan Data Model Simulasi 58

4.2.4Analisa Model Simulasi 60

4.3 Penggunaan Metode Analitik untuk Pengolahan Data 61

4.3.1 Pengolahan Data Lapangan dengan Metode HRM 61 4.3.1.1Penentuan Tekanan Ekuivalen (Pe) 61

4.3.1.2Penentuan Nilai β1 62

4.3.1.3Penentuan Nilai C1 , C2, C3 dan θ 62 4.3.1.4Penentuan Nilai f(θ) 63 4.3.1.5Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin 63 4.3.2 Pengolahan Data Simulasi dengan Metode HRM 64 4.3.2.1Penentuan Tekanan Ekuivalen (Pe) 64

4.3.2.2Penentuan Nilai β1 64

4.3.2.3Penentuan Nilai C1 , C2, C3 dan θ 65 4.3.2.4Penentuan Nilai f(θ) 65 4.3.2.5Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin 66

BAB V ANALISA SENSITIVITAS MODEL SIMULASI

5.1 Kasus Dasar 68

5.1.1 Data Masukan Simulasi 68

5.1.2 Respon Tekanan pada saat Falloff 70 5.1.3 Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode MKG 71 5.1.3.1Plot Semilog (Pws vs log Δt) 71 5.1.3.2Kemiringan(m) dan Intersection time (Δtfx) 71 5.1.3.3Penghitungan Mobilitas Air pada Zona 1 (λ1) 72 5.1.3.4Penentuan Saturasi Air (Sw) 72 5.1.3.5Penentuan Specific Storage Ratio 74 5.1.3.6Penentuan Mobility Ratio (M) 74 5.1.3.7Penentuan Jarak Batas Zona 1 dan Zona 2 75 5.1.3.8Penentuan Nilai Permeabilitas dan Faktor Skin 75 5.1.4 Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode Brown 76

5.1.4.1Kemiringan Garis Lurus(m) dan Intersection time (Δtfx) 76 5.1.4.2Penghitungan Mobilitas pada Zona 1 (λ1) dan Zona 2 (λ2) 76 5.1.4.3Penentuan Spesific Storage (φ Ct)1dan (φ Ct)2 76 5.1.4.4Penentuan Jarak Batas Zona 1 dan Zona 2 77 5.1.4.5Penentuan Nilai Permeabilitas dan Faktor Skin 77 5.1.5 Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode HRM 78 5.1.5.1Penentuan Tekanan Ekuivalen (Pe) 78 5.1.5.2Penentuan Nilai Vo/Vw 78

5.1.5.3Penentuan Nilai Ro 79

5.1.5.4Penentuan Nilai γ 79

5.1.5.5Penentuan Nilai F 79

5.1.5.6Penentuan Jarak Batas Muka Zona 1 dan Zona 2 80 5.1.5.7Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin 80

5.2 Sensitivitas terhadap Waktu Injeksi (ti) 82 5.2.1Respon Tekanan pada saat Falloff 82

5.2.2Hasil Pengolahan Data 87

5.2.3Analisa Variasi Waktu Injeksi 87

5.3 Sensitivitas terhadap Mobility Ratio (M) 89

5.3.1Respon Tekanan pada saat Falloff 89

5.3.2Hasil Pengolahan Data 93

5.3.3Analisa Variasi Viskositas Minyak 93

5.4 Sensitivitas terhadap Kompresibilitas Minyak (co) 95

5.4.1Respon Tekanan pada saat Falloff 95

5.4.2Hasil Pengolahan Data 97

5.4.3Analisa Variasi Kompresibilitas Minyak 97

5.5 Sensitivitas terhadap Permeabilitas Formasi (kf) 98

5.5.1Respon Tekanan pada saat Falloff 98

5.5.2Hasil Pengolahan Data 102

5.5.3Analisa Variasi Permeabilitas Formasi 102

BAB VI KESIMPULAN 104

DAFTAR PUSTAKA 105

LAMPIRAN A 106

DAFTAR SIMBOL

• BBw, RB/STB : Faktor Volume Formasi Air

• Cf, psi-1 : Kompresibilitas Formasi

• Co, psi-1 _{: Kompresibilitas Minyak}

• Cw, psi-1 : Kompresibilitas Air

• Ct, psi-1 : Kompresibilitas Total

• h, ft : Tebal lapisan Resevoir

• ko, md : Permeabilitas Efektif Minyak

• kw, md : Permeabilitas Efektif Air

• kro : Permeabilitas Relatif Minyak

• krw : Permeabilitas Relatif Air

• M : Mobility Ratio

• m : kemiringan garis lurus semilog

• Pi, psia : Tekanan Reservoir Mula - mula

• Pwf, psia : Tekanan Alir Dasar Sumur

• Pws, psia : Tekanan Dasar Sumur pada Saat Sumur Ditutup

• P1jam, psia : Tek. Dasar Sumur Setelah Sumur Ditutup 1 jam

• qi, STB/hari : Laju injeksi air

• rw, ft : Jari - jari sumur

• rff, ft : Jarak Batas Zona Air dengan Zona Minyak

• S, : Faktor Skin

• So : Saturasi minyak

• Sw : Saturasi air

• Sor : Saturasi minyak sisa

• Swc : Saturasi air connate

• ti, jam : Waktu injeksi

• φ, : Porositas

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Skema laju produksi dan respon tekanan dalam pengujian

drawdown secara ideal1.

6 Gambar 2.2 Plot semilog data tekanan dalam pengujian drawdown dengan

efek wellbore storage dan faktor skin1

8 Gambar 2.3 Plot dan t pada periode transien lanjut5 11 Gambar 2.4 Plot Pwf dan t pada periode pseudosteady state1 13 Gambar 2.5 Skema ideal uji sumur build up 1 14 Gambar 2.6 Plot pada uji sumur build up 1 16

Gambar 3.1 Profil saturasi model HRM.2 18

Gambar 3.2 Skema model water bank dan oil bank HRM. 2 18

Gambar 3.3 Kurva f(θ)2 23

Gambar 3.4 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio

(M) dengan parameter Ro untuk reservoir dengan γ = 1.2

26 Gambar 3.5 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio

(M) dengan parameter Ro untuk reservoir dengan γ = 2.2

27 Gambar 3.6 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio

(M) dengan parameter Ro untuk reservoir dengan γ = 4.2

28

Gambar 3.7 Model sistem MKG3 ₃₀

Gambar 3.8 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M >13 31 Gambar 3.9 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M = 13 32 Gambar 3.10 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M < 13 32 Gambar 3.11 Efek mobility ratio dan storage ratio pada slope ratio3 34

Gambar 3.12 Crossplot dari Gambar 3.113 34

Gambar 3.13 Korelasi untuk menentukan dimensionless intersection time3 35 Gambar 3.14 Plot jarak batas (rf) dengan Persamaan 3.52 dan 3.53 3 40

Gambar 3.17 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD4 44 Gambar 3.18 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD4 44 Gambar 3.19 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD4 45 Gambar 3.20 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD4 45 Gambar 3.21 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD dengan storage ratio yang

berbeda - beda4

47

Gambar 4.1 General Plot BHP data lapangan 51 Gambar 4.2 Plot log – log ΔP dan turunan tekanan terhadap Δt data lapangan 51

Gambar 4.3 Plot semilog data lapangan 52

Gambar 4.4 Plot Pws vs Δt data lapangan 53

Gambar 4.5 Model sistem simulasi 55

Gambar 4.6 Kurva permeabilitas relatif model simulasi 57

Gambar 4.7 General Plot model simulasi 57

Gambar 4.8 Plot log – log selisih tekanan dan turunan tekanan terhadap waktu data model simulasi

58 Gambar 4.9 Plot semilog data model simulasi 58 Gambar 4.10 Plot (Pws vs Δt) data model simulasi 59 Gambar 4.11 Plot log (Pws – Pe) sebagai fungsi Δt data lapangan 61 Gambar 4.12 Plot log (Pws – Pe) sebagai fungsi Δt data model simulasi 64 Gambar 5.1 Kurva permeabilitas relatif model simulasi 69

Gambar 5.2 General plot kasus dasar 70

Gambar 5.3 Type curve kasus dasar 70

Gambar 5.4 Plot semilog data kasus dasar 71

Gambar 5.5 Penggunaan Gambar 3.133 _{untuk mendapatkan nilai}

dimensionless intersection time

73 Gambar 5.6 Penggunaan Gambar 3.123 untuk mendapatkan nilai M 74 Gambar 5.7 Plot log (Pws – Pe) sebagai fungsi Δt 78 Gambar 5.8 Penggunaan Gambar 3.62 untuk mencari nilai F 79

Gambar 5.9 Type curve dengan waktu injeksi 10 hari 83 Gambar 5.10 Plot semilog dengan waktu injeksi 10 hari 83 Gambar 5.11 Type curve dengan waktu injeksi 20 hari 84 Gambar 5.12 Plot semilog dengan waktu injeksi 20 hari 84 Gambar 5.13 Type curve dengan waktu injeksi 30 hari 85 Gambar 5.14 Plot semilog dengan waktu injeksi 30 hari 85 Gambar 5.15 Type curve dengan variasi waktu injeksi 86 Gambar 5.16 Plot semilog dengan variasi waktu injeksi 86 Gambar 5.17 Profil saturasi air (Sw) dalam keadaan falloff terhadap jarak

dengan variasi waktu injeksi

88 Gambar 5.18 Type curve dengan viskositas minyak 0.4 cp 90 Gambar 5.19 Plot semilog dengan viskositas minyak 0.4 cp 90 Gambar 5.20 Type curve dengan viskositas minyak 4 cp 91 Gambar 5.21 Plot semilog dengan viskositas minyak 4 cp 91 Gambar 5.22 Type curve dengan variasi vikositas minyak 92 Gambar 5.23 Plot semilog dengan variasi viskositas minyak 92 Gambar 5.24 Profil saturasi air (Sw) dengan variasi viskositas minyak 94

Gambar 5.25 Type curve dengan Co = Cw 95

Gambar 5.26 Plot semilog dengan Co = Cw 95

Gambar 5.27 Type curve dengan variasi kompresibilitas 96 Gambar 5.28 Plot semilog dengan variasi kompresibilitas 96 Gambar 5.29 Profil saturasi air (Sw) dalam keadaan falloff terhadap jarak

dengan variasi kompresibilitas minyak

98 Gambar 5.30 Type curve dengan kf = 50 md 99 Gambar 5.31 Plot semilog dengan kf = 50 md 99 Gambar 5.32 Type curve dengan kf = 100 md 100 Gambar 5.33 Plot semilog dengan kf = 100 md 100 Gambar 5.34 Type curve dengan variasi permeabilitas formasi 101 Gambar 5.35 Plot semilog dengan variasi permeabilitas formasi 101 Gambar 5.36 Profil saturasi air (Sw) dengan variasi permeabilitas formasi 103

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Perbandingan hasil pengolahan data lapangan dan simulasi 60 Tabel 4.2 Hasil pengolahan data lapangan 66 Tabel 4.3 Hasil pengolahan data simulasi 67

Tabel 5.1. Perhitungan saturasi air untuk Swc 0.18 74 Tabel 5.2 Hasil pengolahan data kasus dasar 81 Tabel 5.3. Hasil pengolahan data dengan variasi waktu injeksi 87 Tabel 5.4. Hasil pengolahan data dengan variasi viskositas minyak 93 Tabel 5.5. Hasil pengolahan data dengan variasi kompresibilitas minyak 97 Tabel 5.6. Hasil pengolahan data dengan variasi permeabilitas formasi 102