BAB I PENDAHULUAN
A. Data Case PRAETORIAN#4 Tabel VI-2
6.6. KESIMPULAN
119
BAB VII
PEMBAHASAN UMUM
Suatu sumur minyak yang umum disebut Oil Well, setelah pengeboran selesai dan dilengkapi dengan segala perlengkapannya, perlu diketahui apakah hasil produksinya sesuai dengan yang diharapkan atau tidak, begitu pula dengan sumur produksi yang sudah dihidupkan dan berproduksi sekian lama perlu diketahui apakah masih effisien dan efektif untuk diproduksikan, agar faktor- faktor yang mempengaruhi tingkat produksi dapat diketahui dengan cepat dan diambil langkah-langkah yang tepat, maka harus dilakukan pengujian terhadap sumur yang bersangkutan.
Well Testing merupakan cara tepat yang harus dilakukan sehingga sejarah dan kelangsungan produksi suatu sumur dapat dijadikan sebagai data-data yang dibutuhkan untuk mengetahui keadaan sumur, formasi dari sumur atau sumur di sekitarnya, dan juga kerusakan yang terjadi pada formasi.
Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang teajadi berbeda-beda. Dengan memproduksi suatu sumur yang menghubungkan permukaan dengan reservoir, akan menyebabkan ketidakseimbangan tekanan dalam reservoir, sehingga akan menimbulkan gradien tekanan yang akan menyebabkan fluida dalam berpori itu mengalir kesegala arah.
Besaran-besaran yang diakibatkan oleh aliran fluida dalam media berpori ke lubang sumur dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu: sifat fisik dan batuan formasi dan sifat fisik dan fluida formasi. Apabila perubahan tekanan diplot sebagai fungsi waktu, maka akan dapat diAnalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran karakteristik reservoirnya. Aliran fluida dalam media berpori menuju lubang sumur didasarkan atas hukum Darcy. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida dalam media berpori.
Dengan menentukan kinerja aliran, kita bisa mengetahui tentang karakteristik reservoir seperti permeabilitas (k), geometri aliran dan kemampuan forinasi untuk berproduksi (produktivitas formasi).
Produktivitas formasi didefinisikan sebagai kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida dan formasi ke sumur-sumur produksi, dan dapat dinilai perbandingan antara laju produksi terhadap perbedaan tekanan antara tekanan statik formasi dengan tekanan alir dasar sumur.
Pengujian produktivitas formasi merupakan metode teknis dan cara evaluasi yang secara langsung dapat memberikan keterangan mengenai kandungan isi fluida dalam batuan suatu lapisan, produktivitas formasi dan juga karakteristik reservoir. Tujuan utama dari pengujian sumur hidrokarbon ini atau yang lebih dikenal luas dengan Well Testing adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Pengujian ini seperti Pressure Build-Up Testing, dan Pressure Drawdown Testing, ataupun dengan Analisa Pressure Build-Up Testing dari data Drill Stem Test dengan menggunakan perangkat lunak Saphir. Keseluruhan pengujian ini apabila dirancang dengan baik dan memadai serta hasilnya diAnalisa dengan baik dan tepat, maka akan diperoleh informasi-informasi yang penting dalam pengevaluasian suatu sumur. Selain itu dapat menentukan tindakan apa yang akan dilakukan untuk memperoleh laju produksi sumur secara optimum.
Pressure Build Up Testing (PBU) adalah 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, kemudian menutup sumur selama suatu selang tertentu (biasanya dengan menutup bagian kepala sumur di permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur). Berdasarkan data-data tekanan yang didapat dari Analisa pressure build up tersebut, maka dapat ditentukan : permeabilitas formasi (k), adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin), Menentukan
121
produktifitas formasi (PI), Menentukan tekanan statis (P*) dan tekanan rata-rata (P) reservoir.
Pada Analisa Pressue Build-Up ini adalah dapat mengetahui kapan perlu dilakukan penggantian metode produksi dari natural flow menjadi artificial lift dengan diketahui parameter PI-nya. Untuk memaksimalkan pengurasan sumur, maka dengan Analisa ini, dapat diketahui juga apakah memerlukan diadakannya sumur infill (sumur sisipan). Dengan diketahuinya parameter faktor skin, dapat diperkirakan keberhasilan operasi stimulasi suatu sumur. Selanjutnya untuk menentukan harga skin faktor sebagai berikut : Apabila berharga positif berarti ada kerusakan yang dikarenakan adanya filtrat Lumpur pemboran yang meresap ke dalam formasi dan apabila berharga negatif berarti ada perbaikan yang dilakukan setelah pengasaman atau perekahan hidrolik.
Pressure Drawdown Testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung, dimana sebagai syarat awal sebelum pembukaan sumur tersebut. Tekanan yang seragam ini dapat diperoleh dengan jalan menutup sumur sementara waktu dengan tujuan agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya. Dari Pressure Drawdown Testing ini, dapat diperoleh informasi- informasi diantaranya adalah; permeabilitas formasi (k); Faktor skin (S); Volume pori-pori yang berisi fluida (Vp); waktu berakhirnya efek wellbore storage (twbs).
Untuk mengetahui jumlah Vp akibat pengaruh kompresibilitas. Semakin besar kompresibilitas, Vp-nya makin kecil dan jumlah fluida juga semakin sedikit.
Di PBU tidak ada Vp karena pada Analisa PBU, sumur ditutup sehingga tidak ada aliran (q). Padahal pada rumus Vp terdapat parameter laju alir, q, sehingga karena tidak ada q maka tidak perlu mencari Vp. Akan tetapi pada PDD, sumur dibuka dan diproduksikan, sehingga ada q yang bisa digunakan sebagai parameter untuk menghitung Vp.
Salah satu faktor yang penting dalam Analisa ini adalah penentuan faktor skin-nya. Disini hasil Analisa yang dilakukan diperoleh harga skin positif. Berarti mengindikasikan bahwa terjadi kerusakan/damage pada lubang bor yang dapat menyebabkan terjadinya penurunan tekanan (∆Ps). Kaitan PI dengan ∆Ps dapat
dilihat dari rumusnya PI = q / (Pi - Pwf - ∆Ps). PI berbanding lurus dengan ∆Ps sehingga apabila ∆Ps semakin besar, maka PI nya juga semakin besar.
Analisa Pressure Drawdown (PDD) dan Analisa Pressure Build Up (PBU) memiliki persamaan dan perbedaan. Persamaannya adalah untuk menentukan permeabilitas formasi (k); dan menentukan harga skin factor (S). sedangkan perbedaannya adalah bahwa Analisa PBU merupakan proses loading, yaitu pengisian volume lubang sumur oleh fluida formasi sedangkan Analisa PDD merupakan proses unloading, yaitu pengosongan volume lubang sumur dari fluida formasi dengan jalan memproduksikan fluida formasi tersebut dengan tekanan dan laju alir yang tetap. Pengujian sumur dengan menggunakan kedua metode ini memiliki keuntungan dan kerugian, seperti pada metoda PDD dapat memperkirakan volume reservoir, selama pengujian berlangsung dapat dilakukan bersamaan dengan memproduksikan minyak. Sedangkan kerugian yang terjadi apabila pengujian sumur dengan drawdown test yang utama adalah sangat sukar mempertahankan laju aliran agar tetap selama pengujian berlangsung. Untuk itu, laju produksinya cenderung menurun dengan cepat dengan penggunaan metoda Analisa Pressure Drawdown Test dapat terbagi menjadi tiga periode.
Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan untuk menganalisa hasil test tekanan pada suatu sumur, seperti build up, Drawdown, dan interference test. Sampai saat ini, Type curve telah dikembangkan untuk berbagai macam geometri termasuk juga untuk sumur peretakan (Fractured Wells), untuk berbagai daerah pengurasan dan untuk semua derajat kerusakan atau perbaikan sumur. Pada umumnya kebanyakan Type curve matching yang digunakan untuk menganalisa hasil test tekanan bertujuan untuk Menentukan permeabilitas formasi (K), ,mengetahui kerusakan atau perbaikan formasi di sekitar sumur (S), menentukan sifat-sifat antar sumur yaitu transmissivity dan storativity.
Type curve Ramey-Agar awal diperoleh dari test tekanan drawdown dengan laju aliran tetap di suatu reservoir. Pengujian tersebut menghasilkan suatu data yang didapat dari perhitungan dan juga pengeplotan pada kertas log. Data tersebut menunjukkan karakteristik reservoir.
123
Analisisa tekanan PBU dan PDD dapat dilakukan dari data Drill Stem Test dengan menggunakan software IHS WellTest. Perangkat lunak IHS WellTest membantu Anda melakukan analisis transien tekanan gas dan minyak dan berfungsi sebagai alat interpretasi data uji sumur sehari-hari. Menguraikan karakteristik aliran reservoir dan memprediksi deliverability masa depan berdasarkan pengumpulan dan penelitian penarikan sumur jangka pendek.
Menggunakan plot diagnostik, serta analisis G Function dan DFIT untuk test minifrac, untuk mengidentifikasi rezim aliran dan memperkirakan parameter reservoir. Leverage analitis dan model numerik untuk mencocokkan sejarah tekanan dan menghasilkan perkiraan.
Dengan adanya software ini, Analisa tekanan lebih mudah dilakukan karena perhitungan sudah dikerjakan secara otomatis oleh software tersebut.
Tetapi, dalam Analisa tekanan menggunakan IHS ini, harus dilakukan curve matching dan beberapa perubahan data sehingga diperoleh kurva yang paling identik. Dalam Analisa tersebut dapat ditemukan karakteristik formasi, faktor skin, Productivity index, dan waktu penutupan serta besarnya tekanan.
125
BAB IX
KESIMPULAN UMUM
1. Pengujian produktivitas formasi merupakan metode teknis dan cara evaluasi yang secara langsung dapat memberikan keterangan mengenai kandungan isi fluida dalam batuan suatu lapisan, produktivitas formasi dan juga karakteristik reservoir.
2. Tujuan utama dari pengujian sumur hidrokarbon ini atau yang lebih dikenal luas dengan well testing adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi.
3. Pressure Build-Up testing merupakan suatu teknik pengujian transien tekanan yaitu dengan memproduksikan sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju alir yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut.
Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).
4. Dari hasil analisa dan perhitungan PBU didapatkan data:
Dt EOWB = 0,6
Q = 15,12626 MMSCF/d = 2694101,8 bbl/d
Slope (m) = 27,94
P* = 1489,62 Psi
K = 23,7264 mD
P1jam = 1468,33 psi
S = 1,89
dps = 46,022 psi
Pi = 16659,35 Bpd/psi
FE = 77,85 %
ri = 28,585 ft
5. Wellbore Storage merupakan kejadian dimana suatu sumur ditutup kemudian dibuka lagi, akan terjadi aliran permukaan tetapi dengan laju yang berbeda dengan aliran di reservoir.
6. Aplikasi lapangan dari analisa ini:
1. Penggantian metode produksi dari natural flow menjadi artificial lift
1. Menentukan perlu atau tidaknya pemboran sumur sisipan 1. Mengetahui keberhasilan stimulasi terhadap suatu sumur.
7. Pressure Drawdown Testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Informasi-informasi yang diperoleh dari hasil analisa Pressure Drawdown Test adalah :
a. Permeabilitas formasi (k).
a. Faktor skin (S).
a. Volume pori-pori yang berisi fluida (Vp).
a. Waktu berakhirnya efek wellbore Storage (twbs)
8. Analisa Pressure Drawdown dapat memperkirakan volume pori sehingga dapat diketahui cadangan pada sumur tersebut sejauh drainage area-nya.
9. Dari hasil analisa PDD diperoleh hasil sebagai berikut :
dT EOWB = 4 jam
Slope (m) = 77 psi/cycle
Cs = 0,01 bbl/d/psi
Permeabilitas (K) = 68,15 mD
P1Jam = 3699 psi
Skin = 6,2558
dPs = 419,078 bpd/psi
Pwf = 3728,10 psi
PI = 1055,257 bpd/psi
FE = 45,65 %,
Re = 1055,257 ft
127
Tpss = 50 jam
Vp = 8040647,4 bbl
10.Analisa tekanan pada reservoir gas dapat dilakukan dengan menggunakan dua macam metode analisa, yaitu metode Konvensional dan Metode LIT (Laminer-Inertia-Turbulence).
11.Dari analisa deliverabilitas gas dengan menggunakan metode konvensional diperoleh hasil analisa sebagai berikut:
o N = 4
o A = 48429,3
o B = 11295,1
o A stabil = -68163,04
o AOF = 23,0155
o AOFP = 23,0227 MMscfd
12.Dengan perbedaan tersebut dapat diketahui pengaruh viskositas dan faktor kompresibilitas gas (Z) dalam perhitungan AOFP.
13.Metode yang digunakan adalah IHS dengan Idealnya untuk menganalisa data yang dihasilkan oleh uji sumur dengan baik, maka pengujian sumur harus berlangsung cukup lama sehingga data tekanan yang didapat merupakan data tekanan formasi yang sebenarnya.
14.Aplikasi lapangannya adalah berkaitan dengan aspek reservoir dan aspek produksi dimana pada aspek reservoir dapat mengetahui sifat batuannya yakni permeabilitas dan kompresibilitasnya serta dapat mengetahui transmisibilitasnya sehingga dapat mengetahui harga faktor skinnya apakah terjadi kerusakan atau stimulasi. Sedangkan pada aspek produksi dapat mengetahui harga productivity index suatu sumur jadi mengetahui kemampuan sumur untuk berproduksi serta mengetahui boundary pada aliran fluidanya apakah no flow atau constant pressure.
129
DAFTAR PUSTAKA
Abdassa, Doddy, “Transient Well Tests”, PT. Medco E&P Indonesia: Petroleum Engineers Development Program dan PT. EOR Teknologi: Oil and Gas Consultations and Training, 2005.
Beggs, H.D., “Gas Production Operation” Oil and Gas Consultant International INC, South Havard Avenue Tulsa, Oklahama 74135, (1984) 0-930972-06- 6
Bintarto, Bambang. Dkk. “Buku Panduan Praktikum Uji Sumur”, Laboratorium Uji Sumur UPN ”Veteran” Yogyakarta. Yogyakarta, 2019.
Bourdet, Dominique, “Well Test Analysis: The Use of Advanced Interpretation Models”, Elsevier Science B.V., Amsterdam, Netherland, 2002.
Earlougher, R.C. Jr., “Advances in Well Test Analisys”, Monograph Series, SPE, Dallas (1977) 5.
Gatlin, C., “Drilling and Well Completions”, Departement of Petroleum Enggineering, The University of Texas, Precentice-Hall, inc., Englewood Cliffs, N.J.1960.
Ningtyas, Retno. Laporan Resmi Praktikum Uji Sumur, Yogyakarta: Laboratorium Uji Sumur, 2022
Pirson, Sylvain J., “Handbook of Well Analysis”, Precentice-Hall, Inc., Englewood Cliffs, N.J.1963.
Ramey, H.J. Jr. and Cobb, W.M., “ A General Pressure Buildup Theory for a Well in a Closed Drainage Area,” J.Pet. Tech. ( Dec. 1971) 1493-1505;
Trans., AIME, 251.