Laporan Resmi Praktikum Uji Sumur

DRAFT LAPORAN RESMI PRAKTIKUM UJI SUMUR

DISUSUN OLEH:

NAMA : FARIS AL HAQY NIM : 113220049

PLUG : L

LABORATORIUM UJI SUMUR JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA 2024

HALAMAN PENGESAHAN DRAFT LAPORAN RESMI PRAKTIKUM UJI SUMUR

DISUSUN OLEH:

NAMA : FARIS AL HAQY NIM : 113220049

PLUG : L

Disetujui untuk Pratikum Uji Sumur Jurusan Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional ”Veteran” Yogyakarta

Disetujui untuk Laboratorium Uji Sumur

Oleh : Asisten Praktikan

AHSHA NUHA R 113200089

i

HALAMAN PERSEMBAHAN

Pada kesempatan yang berbahagia ini, izinkan saya mempersembahkan laporan resmi Uji Sumur kepada:

1. Allah SWT Tuhan Yang Maha Esa, atas berkat, rahmat, karunia, dan izin- Nya sehingga praktikan dan teman plug dapat mengikuti praktikum dan menyelesaikan draft laporan dengan baik dan tepat waktu.

2. Kedua orang tua yang senantiasa selalu mendoakan, menyemangati, dan memberi dukungan baik moril maupun materil.

3. Ketua Jurusan Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta ibu Dr.

Boni Swadesi, ST., MT.

4. Dosen Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta

5. Para asisten laboratorium praktikum Uji Sumur yang telah membantu kelancaran selama praktikum berlangsung serta ilmu yang sangat bermanfaat yang telah diberikan, semoga ilmu-ilmu tersebut menjadi amal jariyah di kemudian hari, terutama Mba Ahsha dan Bang Teguh , sebagai asisten laboratorium plug L dan pengajar untuk plug L,terima kasih atas ilmu, waktu, serta kesabaran yang telah dikeluarkan kepada Plug L.

6. Para senior yang telah memberi masukan dan membantu perihal referensi dalam pembuatan laporan ini.

7. Anggota plug L, sebagai teman-teman seperjuangan dalam melakukan praktikum, serta teman-teman seangkatan 2022 yang senantiasa saling membantu dan menyemangati selama proses pembuatan laporan ini.

8. Yang terakhir kepada semua yang tidak dapat saya sebutkan satu per satu karena terbatasnya panjang kertas ini. Sebagai ungkapan syukur dan terima kasih atas selesainya laporan resmi ini.

KATA PENGANTAR

Assalamualaikum warahmatullahi wabarakatuh

Segala puji dan syukur dipanjatkan ke hadirat Tuhan Yang Maha Esa karena atas kehendak-Nya praktikan dapat menyelesaikan laporan resmi praktikum Uji Sumur tepat pada waktu yang telah ditentukan. Penyusunan laporan praktikum ini bertujuan untuk melengkapi persyaratan dalam mengikuti responsi presentasi praktikum Uji Sumur.

Dalam kesempatan ini tidak lupa praktikan mengucapkan banyak terimakasih kepada seluruh asisten pembimbing praktikum Uji Sumur, teman–

teman satu plug yang telah bekerjasama dengan baik, teman –teman seperjuangan dalam menyusun laporan ini, dan semua pihak yang telah ikut membantu baik secara langsung maupun tidak langsung.

Akhir kata penulis hanya dapat berharap semoga laporan ini dapat bermanfaat bagi pembaca dan dapat memenuhi persyaratan bagi penulis untuk mengikuti responsi.

Wassalamualaikum warahmatullahi wabarakatuh

Yogyakarta, 27 Mei 2024 Praktikan,

FARIS AL HAQY NIM. 113220049

DAFTAR ISI

Halaman

HALAMAN PENGESAHAN...i

HALAMAN PERSEMBAHAN...ii

KATA PENGANTAR...iii

DAFTAR ISI...iv

DAFTAR GAMBAR...vi

DAFTAR GRAFIK...iviii

DAFTAR TABEL...ix

BAB I 1 PENDAHULUAN...1

1.1. PENGERTIAN DAN PRINSIP DASAR WELL TESTING...1

1.2. TUJUAN DAN FUNGSI WELL TESTING...3

BAB II PENGOLAHAN DATA DAN ANALISA PVT MINYAK DAN GAS.5 2.1. LATAR BELAKANG...5

2.2. TUJUAN...5

2.3. DASAR TEORI...5

2.4. DATA DAN HASIL PERHITUNGAN...13

2.5. PEMBAHASAN...19

2.6. KESIMPULAN...22

BAB III ANALISA PRESSURE BUILD UP...23

3.1. TUJUAN ANALISA...23

3.2. DASAR TEORI...23

3.3. PROSEDUR ANALISA...32

3.4. DATA DAN PERHITUNGAN...34

3.5. PEMBAHASAN...43

3.6. KESIMPULAN...45

BAB IV ANALISA PRESSURE DRAWDOWN...46

4.1. TUJUAN...47

4.2. DASAR TEORI...47

4.3. PROSEDUR ANALISA...55

4.4. DATA DAN PERHITUNGA...58

4.5. PEMBAHASAN...66

4.6. KESIMPULAN...69

BAB V ANALISA DELIVERABILITY TEST...70

5.1 LATAR BELAKANG...70

5.2 TUJUAN ANALISA...70

5.3 DASAR TEORI...70

5.4 DATA DAN PERHITUNGAN...77

5.5 PEMBAHASAN...86

5.6 KESIMPULAN...90

BAB VI ANALISA PRESSURE DERIVATIVE...92

6.1 LATAR BELAKANG...92

6.2 TUJUAN...92

6.3 DASAR TEORI...93

6.4 DATA DAN PERHITUNGAN...105

6.5. PEMBAHASAN...110

6.6. KESIMPULAN...113

BAB VII PEMBAHASAN UMUM...114

BAB VI KESIMPULAN UMUM...119

DAFTAR PUSTAKA...124

LAMPIRAN...125

5

DAFTAR GAMBAR (lanjutan)

Halaman

Gambar 4. 3 Efek Batas Reservoir Terhadap Gangguan Tekanan (Laboratorium Uji Sumur, 2018) 4

Gambar 5. 1 Grafik ΔP2/q vs q (Chaudry, 2003)...74

Gambar 5. 2 Plot Uji Deliverability-Metode Eropa (Chaudry, 2003) 7 Gambar 6. 1 Log log Plot Pressure Derivative (Chaudry, 2003)...93

Gambar 6. 2 Pressure Derivative Type Curve (Laboratorium Analisa Tekanan, 2018)...94

Gambar 6. 3 Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure Derivative Dari Hasil Well Test (Laboratorium Analisa Tekanan, 2018)...95

Gambar 6. 4 Derivative Plot...97

Gambar 6. 5 Aliran Radial Infinite Acting (Roland N, 1990)...98

Gambar 6. 6 Wellbore Storage (Roland N, 1990)...98

Gambar 6. 7 Sebuah Finite Conductivity Fracture (Roland N, 1990)...99

Gambar 6. 8 Sebuah Infinite Conductivity Fracture (Roland N, 1990)...99

Gambar 6. 9 Perilaku Double Porosity (Porositas Ganda) (Roland N, 1990)...100

Gambar 6. 10 Sebuah Outer Boundary Tertutup (Closed, Pseudostead State) (Roland N, 1990)...100

Gambar 6. 11 Sebuah Linear – Impermeable Boundary (Roland N, 1990)...101

Gambar 6. 13 Noise Derivative (Roland N, 1990)...102

Gambar 6. 14 Interval Differensiasi 0.1 (Roland N, 1990)...103

Gambar 6. 15 Interval Differensiasi 0.2 (Roland N, 1990)...104

Gambar 6. 16 Interval Differensiasi 0.3 (Roland N, 1990)...104

7

DAFTAR GRAF

Grafik 2. 1 Grafik General Plot...18Y Grafik 3. 1 Grafik Log Δt vs ΔP...41 Grafik 3. 2 GrafikLog Pws vs Horner Time 4

Grafik 4. 1 Grafik Log Δt vs Log ΔP...63 Grafik 4. 2 Grafik Log Δt vs Pws...64 Grafik 4. 3 Grafik Δt vs Pws 6

Grafik 5. 1 Deliverability Plot Konvensional...82 Grafik 5. 2 Kurva Deliverability Konvensional...84 Grafik 5. 3 Deliverability Plot LIT...83 Grafik 5. 4 Kurva Deliverability LIT

Grafik 6. 1 Diagnostic Plot...109

DAFTAR TABEL

Tabel I-1 Flow Regime Categories (IHS Well Test, 2015)...4

Tabel II-1 Hasil Perhitungan di TMD 1...13

Tabel II-2 Hasil Perhitungan Komposisi Fluida……….14

Tabel III-1 Shape factor...30

Tabel III-2 Shape Factor ...31

Tabel III-3 Data Test Data Well Testing...34

Tabel III-4 Data Squance Operation...35

Tabel III-5 Data Penunjang...36

Tabel III-6 Tabulasi Pengolahan data PBU...37

Tabel IV-1 Data Test Tekanan Drawdown (PDD)...58

Tabel V-1 Data Modifikasi MIT...77

Tabel V-2 Data Perhitungan LIT...79

Tabel VI-1 Data Caracteristic Flow...96

Tabel VI-2 Data Time Pwf...105

Tabel VI-3 Tabulasi Perhitungan Pressure Derivative...108

BAB I PENDAHULUAN

1.1 PENGERTIAN DAN PRINSIP DASAR WELL TESTING

Well test merupakan hal penting untuk menentukan karakterisasi dan kemampuan produksi reservoir dan sumur migas; yang merupakan faktor penentu bagi produktivitas sumur, kerusakan (damage), bidang kedap aliran atau patahan, fractured conductivity, interflow porosity parameter pada naturally fracture reservoir (Production Well Test and Pressure Analysis. Doddy Abdasah. 2009).

Dengan kata lain, well testing adalah salah satu sarana untuk karakterisasi reservoir.

Pada dasarnya prinsip dari pengujian sumur ini yaitu:

 Memberikan suatu gangguan kesetimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Apabila yang pengukuran tekanan dalam sumur dilakukan selama periode penutupan sumur maka disebut Pressure Build-Up test. Apabila pengukuran tekanan dilakukan dengan penutupan sumur selama periode tertentu kemudian sumur dibuka dan perubahan tekanan dicatat selama periode pengaliran dengan rate konstan maka test yang dilakukan disebut pressure drawdown test. Apabila pengukuran tekanan dilakukan selama periode produksi maka tes yang dilakukan disebut rate test.

 Dengan adanya gangguan tekanan ini, maka impuls perubahan tekanan (impuls pressure transient; perubahan tekanan terhadap waktu yang ekuivalen terhadap jarak) akan disebarkan ke seluruh reservoir.

 Kemudian perubahan tekanan ini diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang sumur selama pengujian berlangsung.

Gambar 1.1.

Ilustrasi Impuls Transient

(Sumber : Laboratorium Analisa Tekanan, 2018) 1.1.2. Drill Stem Test

DST mula-mula diperkenalkan pada tahun 1926 oleh Halliburton untuk memastikan apakah suatu formasi produktif atau tidak. DST dapat dilakukan pada sumur-sumur yang sedang dibor maupun pada sumur pengembangan. Umumnya prosedur DST meliputi suatu periode aliran mula-mula yang pendek (the initial flow period), suatu periode penutupan yang pendek (the initial build up), suatu periode aliran kedua yang panjang (the final build up). Jika test DST ini hanya dilakukan satu periode pengaliran dan satu periode penutupan, cara ini disebut sebagai “satu cycle” dan apabila tes ini meliputi dua periode pengaliran dan penutupan, cara ini disebut sebagai “dua cycle”.

1.1.3. Pressure Test

Prinsipnya adalah mengukur perubahan tekanan terhadap waktu selama periode penutupan atau pada periode pengaliran. Penutupan sumur dimaksudkan

pengaliran dilakukan sebelum atau sesudah periode penutupan dengan laju konstan.

Parameter yang diukur adalah tekanan statik (Pws), tekanan aliran dasar sumur (Pwf), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (Kavg), Volume pengurasan (Vd) dan radius pengurasan (re). Sedangkan metoda pressure test yang umum ada dua macam, yaitu: Pressure Build-Up dan Pressure Draw Down.

Gambar 1.2.

Contoh Tipikal Kurva DST

(Sumber : Laboratorium Analisa Tekanan, 2018) 1.2. TUJUAN DAN FUNGSI WELL TESTING

Tujuan utama dari suatu pengujian sumur minyak dan gas adalah untuk menentukan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi. Tekanan merupakan data yang sangat bermanfaat dan berharga di dalam reservoir engineering. Secara langsung atau tidak langsung, tekanan masuk ke semua tahap perhitungan reservoir engineering. Oleh karena itu, penentuan yang akurat terhadap parameter-parameter reservoir adalah hal sangat penting.

Apabila pengujian sumur direncanakan secara baik dan kemudian hasilnya dianalisa secara baik pula maka banyak sekali informasi yang sangat berharga dapat diperoleh, seperti:

- Permeabilitas efektif

- Kerusakan atau perbaikan formasi di sekitar lubang sumur (skin) - Tekanan reservoir

13

- Batas suatu reservoir - Bentuk radius pengurasan - Heterogenitas reservoir

Gambar 1.3.

Periodisasi Aliran (Sumber : IHS Well Test, 2015)

Tabel I-1.

Flow Regime Categories (IHS Well Test, 2015)

BAB II

PENGOLAHAN DATA DAN ANALISA PVT MINYAK DAN GAS

2.1 LATAR BELAKANG

Pencatatan data pengujian sumur dimulai saat alat pencatat tekanan dimasukkan ke dalam sumur; selama alat tersebut di setting pada kedalaman tertentu sampai alat tersebut ditarik ke atas dan pengujian selesai. Dengan demikian tidak semua data tekanan tersebut akan dianalisis, sehingga diperlukan pemahaman segmen data yang akan dianalisis.

2.2 TUJUAN

a. Memahami dan mengerti data apa saja yang diperlukan untuk mendukung dalam melakukan analysis data uji tekanan serta bagaimana mendapatkan data tersebut.

b. Mampu menentukan segmen data yang akan dianalysis untuk mengetahui fenomena direservoir.

2.3 DASAR TEORI

Data yang diperlukan untuk analisis hasil pengujian sumur antara lain:

1. Data teknik sumur, seperti:

 Kedalaman sumur

 Ukuran Casing

 Ukuran Tubing

 Interval Perforasi

 Status Sumur

 Trajectory sumur

1. Data Reservoir

 Ketebalan lapisan (Net Oil Pay)

 Porositas

 Viskositas, Faktor volume formasi

2. Data Pelaksanaan test

 Test Tekanan dan Rate test

 Program pelaksanaan pengukuran Data PVT

a. Komposisi Fluida

Gambar 2.1.

Komposisi Fluida b. Sifat Fisik Fluida

Gambar 2.2.

Grafik Sifat Fisik Fluida Trajectory Sumur

17

Gambar 2.3.

Data Trayek Sumur Petrophysical Data

 Ketebalan lapisan yang dipergunakan untuk melakukan analisa Uji sumur adalah ketebalan pasir yang berisi minyak (Net oil pay). Ketebalan ini bias ditentukan dengan menggunakan data log.

 Porositas ditentukan dengan data log pada interval yang dilakukan test (porositas rata-rata)

 Net sand thickness – 38.5 ft

 Net pay – 27 ft (thickness used in the interpretation)

 Perforated interval – 34 ft

 Average porosity for perforated interval 12 - 14% (Used 13%)

Gambar 2.4.

Gambaran Jenis-Jenis Ketebalan

Gambar 2.5.

Contoh Grafik Log Sejarah Pengujian

Gambar 2.6.

Rekaman Data Sejarah Pengujian

19

Data Pengujian

 Tekanan

Gambar 2.7.

Contoh Hasil Data Pengujian Terhadap Tekanan

 Rate

Gambar 2.8.

Contoh Hasil Data Pengujian Terhadap Laju Produksi

 Pressure and Rate vs Time

Gambar 2.9.

Contoh Data Hasil Pengujian Dengan Parameter P, T, dan q

2.4. DATA DAN PERHITUNGAN 2.4.1. DATA

A. Well Testing

Tabel II.1

No Date Time P T Dt

1 25/09/2008 07:54:39 15,81 99,68 0

2 25/09/2008 07:55:39 15,72 99,37 0,01666667

3 25/09/2008 07:56:39 15,66 99,1 0,03333333

4 25/09/2008 07:57:39 15,54 98,87 0,05

5 25/09/2008 07:58:39 15,46 98,7 0,06666667

21

6 25/09/2008 07:59:39 15,4 98,56 02:00:00

7 25/09/2008 08:00:39 15,33 98,56 0,1

8 25/09/2008 08:01:39 15,28 98,39 0,11666667

9 25/09/2008 08:02:39 15,27 98,33 0,13333333

Dst Dst Dst Dst Dst Dst

Data Tes Tekanan dan Waktu TMD -04

B. Sequence Operation

Tabel II.2 Sequence Operation

Date Time Well Head

Pressure (psi)

Flow Rate (

M³ /D)

Description

13/09/2008 14:45 Rigged Up lubricator

and R.I.H Sinker by slick line.

15:15 Sinker couldn’t pass

2700' P.O.O.H

16:00 Rigged Down Sinker.

25/9/2008 07:55 First data , SRO

Connected to tool string.

08:02 960 Open well to lubricator.

08:08 R.I.H

08:20 Stop @ 100 m Mku

08:25 R.I..H

08:30 Stop @ 200 m Mku

08:35 R.I.H

08:40 Stop @ 300 m Mku

08:45 R.I.H

08:50 Stop @ 400 m Mku

08:55 R.I.H

08:59 Stop @ 500 m Mku

09:04 R.I.H

09:10 Stop @ 600 m Mku

09:15 R.I.H

09:20 Stop @ 700 m Mku

09:25 R.I.H

09:30 Stop @ 800 m Mku

09:45 R.I.H

09:43 Stop @ 823 m Mku

Max

10:00 960 Put the well on

Production test.

14:00 Shut in well for PBU

26/09/2008 08:21 1335 P.O.O.H for Static

gradients

08:23 Stop @ 800 m Mku

08:28 P.O.O.H

08:37 Stop @ 700 m Mku

08:42 P.O.O.H

08:48 Stop @ 600 m Mku

08:53 P.O.O.H

08:58 Stop @ 500 m Mku

09:03 P.O.O.H

09:11 Stop @ 400 m Mku

09:16 P.O.O.H

09:22 Stop @ 300 m Mku

09:27 P.O.O.H

09:33 Stop @ 200 m Mku

09:38 P.O.O.H

09:46 Stop @ 100 m Mku

09:51 P.O.O.H

09:57 Stop @ 0 m Mku

10:02 1335 Re run in to the sensig

point.

10:50 Tool on depth @ 823 m

12:00 1335 Open Well on 19mm

choke (M.I.T Started)

16:00 1180 Shut in well

20:00 1335 Open well on 21mm

Choke

27/09/2008 00:00 1100 Shut in well

04:00 1335 Open well on 23mm

Choke

08:00 1055 S/I well

12:00 1335 Open well on 25mm

Choke

16:00 995 Switched choke to

23mm for extended flow

28/09/2008 06:00 P.O.O.H Bhp survey

23

completed

C. Data Analisa Fluida Komposisi Fluida

Diketahui : T. Reservoir :187,26 F P. Reservoir : 1453,43 psia

Gambar 2.10 KomposisiFluida

25

2.4.2. PERHITUNGAN 2.4.2.1. Well Testing Data

1. Mengkonversi waktu

dt = (T2-T1) x 24 + Elapshed Time

2. Memplot harga dt dengan Pressure dan dt dengan Temperature Tabel II.3

Data Tes Tekanan dan Waktu TMD -04

No Date Time P T Dt

1 25/09/2008 07:54:39 15,81 99,68 0

2 25/09/2008 07:55:39 15,72 99,37 0,01666667

3 25/09/2008 07:56:39 15,66 99,1 0,03333333

4 25/09/2008 07:57:39 15,54 98,87 0,05

5 25/09/2008 07:58:39 15,46 98,7 0,06666667

6 25/09/2008 07:59:39 15,4 98,56 02:00:00

7 25/09/2008 08:00:39 15,33 98,56 0,1

8 25/09/2008 08:01:39 15,28 98,39 0,11666667

9 25/09/2008 08:02:39 15,27 98,33 0,13333333

Dst Dst Dst Dst Dst Dst

Apabila saat melakukan well test kita pindah hari atau berganti hari maka bila perbedaan waktu 9 detik maka ditulis 00.00.09 lalu diubah ke general pada toolbar lalu dikali dengan 24 jam. Pengalian dengan 24 jam menandakan bahwa perbedaan waktu masih dalam bentuk jam.

No Date Time P T Dt

161117 25/09/2008 23:59:56 1451,26 177,11 16,0880556

16118 26/09/2008 00:00:57 1451,26 177,11 16,1047222 00:01:00 16119 26/09/2008 00:01:57 1451,26 177,11 16,1213889

16120 26/09/2008 00:02:57 1451,26 177,11 16,1380556 16121 26/09/2008 00:03:57 1451,25 177,11 16,1547222

Setelah diubah ke general maka menghitung waktu dT 591 (seperti pada table diatas)

 (Dt sebelumnya ×24¿ + Perbedaan waktu Sehingga untuk menghitung dT 16118 : (16,0880556 × 24) + 00:01:00

= 16,1047222 II.4.2.2. Analisa Fluida

1. Mencari nilai Ppc terkoreksi dan Tpc terkoreksi Tpc koreksi = Tpc + (4,4 x 23,4) – (1,7 x 3,87)

= 399,528037+ (4,4 x 23,4) – (1,7 x 3,87)

= 495,909037 R

Ppc koreksi = Ppc - (0,8 x 23,4) – (3,87 x 2,5)

= 757,8773 - (0,8 x 23,4) – (3,87 x 2,5)

= 729,4823 psi 2. Mencari nilai Tpr dan Ppr

Tpr = Tres/Tpc Koreksi

= 647,26 / 495,909037

= 1,30519904 R Ppr = Pres/Ppc terkoreksi

= 1453,43 / 729,4823

= 1,99241298 psia

3. Mencari nilai faktor kompresibilitas gas (Z) dengan Metoda Satnding

& Katz dengan koreksi Carr Kobayashi Burrows. Nilai Z diperoleh dari grafik faktor Z dengan plotting nilai Ppr dan Tpr

Tpr = 1,30519904 R Ppr = 1,99241298 psia

Sehingga diperoleh nilai faktor Z adalah 0,96.

27

Gambar 2.11.

Korelasi Standing and Katz Untuk Menentukan Faktor Nilai Z

4. Mencari Viskositas Gas Intial (µgi)

Gambar 2.12.

Viskositas Beberapa Gas Murni Pada Tekanan Atmosfer

Dari grafik diatas dengan cara menghubungkan nilai temperatur dan jenis fluidanya, maka diperoleh nilai viscositas tiap fluidanya seperti pada Tabel II-3.

29

Tabel II-4 Tabel Perhitungan

Komponen Viskositas Yi.Mi^0,5 µgiyiMi^0.5

O2 0 0 0

N2 0,2 0,204839652 0,004096793

CO2 0,017 1,552356776 0,026390054

C1 0,0125 2,744795467 0,034309943

C2 0,011 0,106378534 0,001170164

C3 0,0095 0,079019943 0,000750689

i-C4 0,009 0,022108578 0,000198977

n-C4 0,0085 0,022108578 0,000187923

i-C5 0,008 0,011891432 9,51315E-05

n-C5 0,008 0,007644492 6,11559E-05

C6+ 0,007 0,024135507 0,000168949

total 0,1105 4,775278958 0,067429791

Kemudian, data yang telah diperoleh seperti pada tabel di atas dimasukkan ke dalam persamaan sebagai berikut :

µg = ∑ µgiYiMi1/2

∑YiMi1/2 µg = 0,067429791

4,775278958 µg = 0,0141206 cp

Sehingga diperoleh nilai Viskositas gas sebesar 0,0152502 cp.

Menghitung nilai Faktor Volume Formasi Gas (Bg) Bg = 0.0282Z res T res

Pres

Bg = 0.0282×0,96×647,26 1453,43

Bg = 0,01200582 cuft/SCF Bg = 0.00502Z res T res

Pres

Bg = 0.00502×0,96×647,26 1453,43

Bg = 0,00213721 bbl/SCF

5. Mencari Kompresibilitas Gas

Gambar 2.13.

Grafik Mencari Kompresibilitas Pseudo Reduce (Cpr)

Dengan mengeplot nilai Tpr dan Ppr pada grafik diatas sehingga diperoleh nilai kompresibilitas pseudo reduce (Cpr) sebesar 0,4.

Untuk mencari kompresibilitas gas (Cg), menggunakan persamaan :

 Cg = Cpr Ppc

Cg = 0,4

729,4823

31

= 0,00054833 Psi⁻¹

II.5. GRAFIK

Gambar 2.5.

Grafik P(Tekanan) VS T (Temperatur) VS dT

33

2.6. PEMBAHASAN

Pada praktikum uji sumur minggu pertama berjudul “Pengolahan Data Dan Analisa PVT Minyak Dan Gas”. Tujuan dari praktikum kali ini adalah untuk mengetahui dan memahami tahapan dalam pengelolaan data uji sumur yang diberikan serta dapat mengerti dalam melakukan Analisa PVT miyak dan gas (Analisa fluida). Adapun prinsip dari persiapan data PVT adalah pemetaan data pengujian sumur dimulai saat alat pecatat tekanan dimasukkan kedalam sumur, selama alat tersebut disetting pada waktu tertentu sampai alat ditarik keatas dan pengujian selesai.

Adapun data-data yang diperlukan dalam analisa ini adalah well testing data, sequence operation, komposisi fluida, oil properties, gas properties dan data penunjang. Dengan mengolah data sumur TMD-04 yang betujuan untuk memahami dan mengerti data apa saja yang dibutuhkan untuk mendukung dalam melakukan analisa data uji tekanan serta bagaimana mendapatkan data tersebut.

Pada pengolahan data, diberikan beberapa data yang terdiri dari Well Testing Data, Sequence Operation, dan Analisa Fluida. Pada Well Testing Data terdapat data tabel berupa time, pressure, dan temperature. Dengan data waktu operasi yang tersedia kita dapat mengolah data untuk mencari nilai elapsed time (dt). Elapsed time (dt) merupakan lamanya waktu yang dibutuhkan dalam pengujian sumur, yang mana dihitung dalam satu hari yang sama. Selanjutnya membuat grafik Pressure vs Elapsed Time (dt) vs Temperature pada satu grafik yang sama. Grafik tersebut digunakan untuk menganalisa tekanan dan temperaturnya selama pengujian sumur dilakukan, serta mengetahui apakah menggunakan metode Pressure Build Up (PBU) atau Pressure Draw Down (PDD). Pressure Build Up (PBU) merupakan uji tekanan dimana sumur pada awal diproduksikan dengan selang waktu tertentu hingga laju produksinya konstan kemudian sumur ditutup hingga tekanan konstan atau sama dengan tekanan reservoirnya. Sedangkan Pressure Draw Down (PDD) merupakan uji tekanan dimana pada dasarnya sumur yang awalnya ditutup sampai tekanannya konstan atau sama dengan tekanan reservoirnya, kemudian sumur diproduksikan hingga

laju produksinya konstan. Grafik tersebut disingkronkan dengan data Sequence Operationnya.

Sequence Operation adalah data yang digunakan untuk mengetahui kegiatan apa saja yang dilakukan dalam pengujian sumur dari awal sampai tahap akhir yang mana akan dipakai untuk menganalisa grafik Pressure vs Elapsed Time (dt) vs Temperature yang telah didapatkan dari data uji sumur, yaitu dengan cara memadukan data Sequence Operation ini dengan grafik Pressure vs Elapsed Time (dt) vs Temperature. Dimana setiap kenaikan atau penurunan kurva pada grafik dapat disingkronkan dengan data Sequence Operation.

Pada grafik well testing sumur TMD-04 dapat dilihat bahwa metode yang digunakan yaitu Pressure Build Up (PBU). Pada titik A-B menggambarkan rangkaian alat dimasukkan kedalam sumur sehingga tekanan dan temperaturnya meningkat seiring bertambahnya kedalaman. Pada titik B-C menunjukkan sumur di produksi, dititik C-D terlihat digrafik menunjuk proses pengujian Pressure Build Up (PBU) dimana setelah diproduksi, sumur ditutup hingga tekanan konstan. Pada titik D-E menunjukkan proses dinaikkannya kembali rangkaian kepermukaan (put out of hole). Pada titik F-J dilakukan penurunan kembali rangkaian uji dari penutupan sumur kemudian membuka sumur kembali pada beberapa coke berurutan, lalu K menunjukkan kondisi saat rangkaian mulai dinaikkan dari lubang sumur kepermukaan (POOH) kemudian pembacaan akhir lalu pengujian selesai.

Analisa fluida dapat dilakukan dengan menggunakan data fluida yang diketahui pada data analisa fluida diketahui sumur TMD-04 memiliki komponen C1 sebesar 68,53 yang berarti sumur tersebut merupakan sumur gas. Adapun tujuan dari analisa ini adalah untuk mengetahui sifat gas. Selain itu tekanan reservoir jika diturunkan sedikit saja sudah mencapai tekanan Bubble Point sehingga gas terbebaskan dari fluida mengindikasikan bahwa sumur TMD-04 merupakan reservoir gas. Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan, menggunakan koreksi Carr Et Al yang memperhitungkan komponen impurities (CO2, H2S, dan N2) didapatkan harga TPC terkoreksi sebesar 495,9 dan PPC terkoreksi sebesar 729,48. Lalu didapatkan nilai TPr sebesar 1,30 dan PPr sebesar

35

1,99. Dari nilai TPr dan PPr diketahui nilai Z menggunakan grafik factor Z dengan metode standing & katz sebesar 0,95. Setelah itu didapatkan harga Bg sebesar 0,002 bbl/SCF, harga CPr sebesar 0,4, harga Cg sebesar 0,0005 psi dan harga viskositas gas sebesar 0,015 cp.

Pada umumnya untuk gas terdapat beberapa jenis tes deliverability yaitu flow after flow test atau back pressure test, isochronal test, dan isochronal test.

Pada pengujian flow after flow atau back pressure test pengujian dilakukan dengan memproduksikan sumur dengan laju tertentu sehingga aliran stabil kemudian laju produksi diubah-ubah sebanyak 4 kali dan setiap pengaliran sumur itu dibiarkan stabil sebelum diganti dengan laju yang lain. Dalam merubah laju produksi tidak didahului dengan penutupan sumur. Grafik yang muncul akan naik turun dan penurunan tekanan akan semakin tinggi bila choke diganti. Tujuan dari test ini ialah untuk mengetahui laju alir yang terbesar dari berbagai pergantian choke. Isochronal test merupakan test yang dilakukan dengan menutup sumur hingga sampai tekanan reservoir, kemudian dibuka. Pada test ini tekanan yang dihasilkan akan mencapai maksimum sehingga periode penutupan dan pembukaan sumur tidak sama. Modified ischronal test (MIT) yaitu test yang hampir sama dengan isochronal test namun yang membedakannya yaitu periode penutupan dan pembukaan sumurnya sama, sehingga tekanan yag naik akibat penutupan sumur itu tidak mencapai tekanan mula-mula jika pada Analisa tekanan sudah konstan berarti sudah mencapai boundary reservoir.

Aplikasi lapangan dari paktikum ini adalah untuk memperoleh data-data PVT, data teknis dan lain-lain yang nantinya berguna sebagai data pendukung atau penunjang dalam perhitungan dianalisa uji, dimana dari analisa ini diperoleh karakter reservoir dan produktivitas sumur sehingga dapat digunakan untuk mendesain peralatan produksi secara optimum yang nantinya akan digunakan serta perkiraan cadangan hidrokarbon.

2.7. KESIMPULAN

1. Tujuan dari praktikum ini yaitu untuk menganalisa tekanan dan temperature terhadap waktu tertentu, dan juga untuk mengetahui sifat fisik fluida reservoir.

2. Pressure Build Up (PBU) merupakan uji tekanan dimana sumur pada awal diproduksikan dengan selang waktu tertentu hingga laju produksinya konstan kemudian sumur ditutup hingga tekanan konstan atau sama dengan tekanan reservoirnya.

3. Pressure Draw Down (PDD) merupakan uji tekanan dimana pada dasarnya sumur yang awalnya ditutup sampai tekanannya konstan atau sama dengan tekanan reservoirnya, kemudian sumur diproduksikan hingga laju produksinya konstan.

4. Hasil Perhitungan analisa fluida sumur TMD-04 :

 Dengan menggunakan koreksi Carr Et Al yang memperhitungkan komponen impurities (CO2, H2S, dan N2) didapatkan harga TPC terkoreksi sebesar 495,9 dan PPC terkoreksi sebesar 729,48.

 Lalu didapatkan nilai TPr sebesar 1,30 dan PPr sebesar 1,99. Dari nilai TPr dan PPr diketahui nilai Z menggunakan grafik factor Z dengan metode standing & katz sebesar 0,95.

 µg = 0,0152502 cp

 Bg = 0,00213721 bbl/scf

 Cpr = 0,4

 Cg = 0,00054834 psi-1

5. Aplikasi lapangan dari praktikum ini adalah untuk memperoleh data-data PVT, data teknis, dan lain-lain yang nantinya berguna sebagai data penunjang dalam perhitungan dianalisa uji sumur. Dimana dari analisa ini diperoleh karakter reservoir dan produktivitas sumur sehingga dapat

37

digunakan untuk mendesain peralatan produksi secara optimum dan memperkirakan cadangan hidokarbon.

BAB III

ANALISA PRESSURE BUILD UP TEST

3.1. LATAR BELAKANG

Pressure Build-Up Test adalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Pada dasarnya, pengujian dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran tetap, kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu.

3.2. TUJUAN ANALISA

Berdasarkan data-data tekanan yang didapat dari hasil analisa Pressure Build-Up tersebut, maka dapat ditentukan :

a. Permeabilitas formasi (K).

b. Adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (Faktor Skin).

c. Menentukan produktivitas formasi (PI).

d. Menentukan tekanan statis (P*) dan tekanan rata-rata (P) reservoir.

3.3. DASAR TEORI

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 tersebut (biasanya dengan menutup kepala sumur di permukaan).

Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).

Dasar analisa Pressure Build-Up test ini dilakukan oleh Horner, yang pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu berdasarkan suatu prinsip yang dikenal dengan superposisi (superposition principle).

Berdasarkan prinsip superposisi tersebut, maka sumur-sumur diproduksi dengan laju alir tetap selama waktu "tp", kemudian sumur ditutup selama waktu

"Δt", sehingga didapat bentuk umum persamaannya adalah :

Pws = Pi – 162.6 . log ...(3-1) Dimana :

Pws = tekanan static dasar sumur, psi Pi = tekanan mula-mula reservoir, psi

Q = laju (produksi) sebelum sumur ditutup, bbl/d μ = viskositas minvak. cp

B = faktor volume formasi, bbl/stb k = permeabilitas, mD

h = ketebalan formasi, ft

tp = waktu produksi sebelum sumur ditutup, jam

= (Np/q) x 24.

Δt = waktu penutupan sumur, jam

Gambar 3.1.

Skema Pressure Build Up Test

Dari persamaan (3-1), terlihat bahwa apabila Pws diplot terhadap log (tp+Δt/Δt) akan merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope, m) :

m = 162.6 ... (3-2)

Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas dapat ditentukan dari slope "m", sedangkan apabila garis tersebut diekstrapolasi ke harga Horner Time (tp+Δt/Δt) sama dengan 1, maka secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal reservoir.

Gambar 3.2.

Skema Grafis Horner Plot

Sedangkan untuk menentukan apakah terjadi kerusakan atau perbaikan formasi yang ditandai oleh harga skin factor (S), maka digunakan persamaan :

S = ... (3- 3)

Selanjutnya apabila "S" berharga positif berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya dikarenakan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresap kedalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) di sekeliling lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. Sedangkan, berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated), yang biasanya terjadi setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik (hydraulic fracturing).

41

Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin effect, biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan, ΔPs yang ditentukan menggunakan persamaan :

ΔPs = 0.87 in S , Psi ...(3-4) Sehingga besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau flow efficiency (FE) berdasarkan analisa pressure build-up ini dapat ditentukan menggunakan persamaan :

PI = , BPD/Psi ... (3- 5)

dan

FE = x 100% ... (3- 6)

Sedangkan untuk mengetahui besarnya radius of investigation (ri) dapat ditentukan menggunakan persamaan:

………...(3-7) dimana:

Ct = kompresibilitas, psi^-1

Tahapan untuk melakukan analisa pressure build-up berdasarkan metode Horner adalah :

a. Berdasarkan data-data PBU buat tabulasi yang menghubungkan harga Pws

terhadap Horner time (tp+∆t/∆t).

a. Plot harga-harga Pws vs (tp+∆t/∆t) pada grafik semilog.

a.Buat garis ekstrapolasi berdasarkan plot harga tersebut (langkah 2) sampai harga (tp+∆t/∆t) = 1, maka akan didapatkan harga tekanan statis reservoir (P*).

a.Tentukan besarnya slope (m) pada bagian garis yang lurus grafik tersebut.

a. Tentukan besarnya permeabilitas (K).

a. Tentukan besarnya harga P1jam yang diambil pada bagian garis ekstrapolasi.

a.Tentukan skin factor, dan berdasarkan harga skin tersebut tentukan apa yang terjadi pada formasi produktif yang diamati.

a.Tentukan produktivitas formasi (PI).

a. Tentukan Flow Eficiency (FE).

a. Tentukan besarnya radius of investigation (ri).

k.Buat analisanya dari hasil-hasil yang didapatkan.

3.3.1. Penentuan Tekanan Rata-Rata Reservoir

Seperti diketahui bersama bahwa tekanan rata-rata reservoir merupakan suatu besaran fisik yang mendasar untuk diketahui pada proses Primary Recovery maupun Enhanced Recovery, yaitu sangat berguna untuk melakukan karakterisasi suatu reservoir, penentuan cadangan dan peramalan kelakuan reservoir tersebut.

Untuk reservoir yang bersifat infinite acting, tekanan rata-rata reservoir ini adalah P* = Pi = P yang dapat diperkirakan dengan mengekstrapolasikan segmen garis lurus pada Horner plot sampai pada harga (tp+∆t)/ ∆t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas, hal di atas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa dengan adanya pengaruh dari batas reservoir, maka tekanan pada umumnya akan jatuh berada di bawah garis lurus Horner.

Ada beberapa cara yang dapat digunakan untuk memperkirakan besarnya tekanan rata-rata reservoir ini, yaitu :

 Metode Matthews-Brons-Hazerbroek (Metode MBH)

 Metode Miller- Dyes-Hutchinson (MDH)

 Metode Dietz

3.3.1.1. Metode Matthews-Brons-Hazerbroek (MBH)

Metode ini dilakukan dengan asumsi bahwa mobilitas dan kompresibilitas fluida tidak bervariasi sampai batas radius pengurasan atau dapat dikatakan bahwa tidak ada variasi sifat-sifat fluida dan batuan reservoirnya.

Langkah-langkah pengerjaan metode ini adalah sebagai berikut :

1. Mendapatkan harga P* dari metode Horner (untuk reservoir yang terbatas, P*

ini dikenal sebagai ‘False Pressure’).

2. Mendapatkan juga harga kemiringannya (slope, m).

43

3. Memperkirakan besarnya harga tekanan rata-rata reservoir (P) menggunakan persamaan :

P = P*- PDMBH (tpDA) ... (3-8) dimana : PDMBH atau dikenal sebagai ‘MBH Dimensionless Pressure’ dibaca pada ordinat grafik MBH, tergantung pada bentuk dari daerah pengurasannya, sedangkan harga absisnya (tpDA) didapat dengan persamaan :

tpDA = ... (3-9) 3.3.1.2. Metode Miller-Dyes-Hutchinson (MDH)

Metode ini hanya dapat digunakan untuk menentukan tekanan rata-rata reservoir pada reservoir-reservoir yang berbentuk lingkaran atau bujur sangkar dengan sumur produksi pada pusatnya. Salah satu syarat mutlak untuk menggunakan metode MDH ini adalah anggapan bahwa sebelum sumur ditutup (Shut-in) kondisi telah mencapai Pseudo Steady-State.

Langkah-langkah pengerjaan metode ini adalah sebagai berikut :

1. Membuat MDH plot, yaitu Pws vs log ∆t, kemudian menentukan m dan k.

2. Memilih sembarang harga ∆t, asalkan masih terletak pada semilog straightline (katakanlah ∆t’), kemudian membaca harga Pws yang berhubungan dengan waktu ∆t’ tadi.

3. Menghitung besarnya ∆t’DA, yaitu :

∆t’DA = ...(3-10) 4. Dari gambar grafik MDH, membaca harga PDMDH untuk reservoir yang sesuai dengan pendekatan lingkaran atau bujur sangkar dan kondisi pada batasnya (No Flow atau Constant Pressure).

5. Menentukan tekanan rata-rata reservoir berdasarkan persamaan :

P = P’ws + ... (3-11)

3.3.1.3. Metode Dietz

Syarat untuk menggunakan metode ini adalah kondisi Pseudo Steady- State telah dicapai sebelum penutupan sumur, telah diketahui Shape Factor (CA) dan faktor skin harus lebih besar dari negatif 3.

Langkah-langkah pengerjaan metode ini adalah sebagai berikut : 1. Membuat plot (∆t vs Pws), kemudian menentukan m dan k.

2. Menentukan besarnya harga (∆t) P, yaitu pada saat :

(∆t) P = = ... (3-12) 3. Kemudian P dibaca pada waktu (∆t) P yang dihitung dari langkah 2 pada

semilog straightline.

45

Tabel III-1.

Shape Factor untuk Berbagai Jenis Drainage Area Reservoir (1)

Tabel III-2.

Shape Factor untuk Berbagai Jenis Drainage Area Reservoir (2)

47

3.3.2. Prosedur Analisa

1. Berdasarkan data yang diberikan, menghitung harga Horner time (tp+∆t)/ ∆t dan mentabulasikan untuk setiap data ∆t yang diberikan (apabila ∆t dalam menit maka tp juga dalam menit, bila ∆t dalam jam, maka tp juga dalam jam).

2. Berdasarkan data-data Pws membuat tabulasi ∆Pws untuk setiap data yang ada.

3. Memplot harga ∆t vs ∆Pws pada grafik log-log untuk menentukan harga End of Wellbore Storage (EOWB) di mana ∆t sebagai sumbu x dan

∆Pws sebagai sumbu y.

4. Membuat garis 45⁰ dan disejajarkan dengan hasil plot grafik pada langkah ketiga untuk menentukan ∆t EOWB (EOWB ditentukan dari titik pisah antara garis 45⁰ dengan plot grafik pada langkah 3 dan kemudian hasilnya ∆t ditambahkan 1.5 cycle dan mencatat harganya sebagai ∆t EOWB).

5. Memplot harga Horner time (sumbu x) vs ∆Pws (sumbu y) pada grafik semilog.

6. Membuat grafik ekstrapolasi (dengan menghitung harga (tp+∆t EOWB)/ ∆t EOWB ) pada grafik langkah 5 dan memplot harga tersebut pada grafik, kemudian menarik trendline pada titik-titik di sekitar harga (tp+∆t EOWB)/ ∆t EOWB kemudian menentukan persamaan garisnya.

7. Mengekstrapolasikan garis pada langkah 6 sampai pada harga (tp+∆t)/

∆t = 1, maka didapatkan harga tekanan statis reservoir (P*).

8. Menentukan besarnya slope m = pada bagian garis lurus dari grafik tersebut (misal P1 = harga P pada (tp+∆t)/ ∆t =0,1 ; P2 = harga P pada (tp+∆t)/ ∆t = 0,01).

9. Menentukan permeabilitas dengan persamaan : k = 162,6 x

10. Menentukan besarnya harga P 1 jam yang diambil pada bagian garis ekstrapolasi dengan menghitung harga Horner time pada waktu <tp+1 jam>.

11. Menentukan besarnya Faktor Skin dengan persamaan :

S = 1.151

12. Menentukan harga ∆Ps dengan persamaan : ∆Ps = 0.87 x m x s

13. Menentukan produktivitas formasi/Productivity Index (PI) dengan persamaan :

PI =

14. Menentukan Flow Efficiency (FE) dengan persamaan :

FE = x 100%

15. Menentukan besarnya Radius of Investigation (ri) dengan persamaan

ri = 0,03

16. Membuat analisa dari hasil yang didapatkan.

17. Metode yang digunakan adalah metode MBH.

 Mendapatkan harga P* dari metode Horner (untuk reservoir terbatas, P* ini dikenal sebagai ‘false Pressure’)

 Mendapatkan juga harga kemiringanya (slope,m).

 Memperkirakan besarnya harga tekanan rata-rata reservoir (P) menggunakan persamaan :

P = P*- PDMBH (tpDA)

di mana :PDMBH atau dikenal sebagai ‘MBH dimensionless pressure’

tergantung pada daerah pengurasanya, sedangkan harga absisnya (tpDA) didapat dengan persamaan : tpDA = 0,0002367.k.tp/(Ф.µ.Ct.A).

49

3.4. DATA DAN PERHITUNGAN 3.4.1. DATA

D. Well Testing

Tabel III.3.

Data Tes Tekanan dan Waktu TMD -04

No Date Time P T Dt

1 18/09/2008 06:07:04 14,65 77,14 0

2 18/09/2008 06:08:04 14,66 77,07 0,01667

3 18/09/2008 06:10:04 14,66 76,92 0,04997

4 18/09/2008 06:11:04 14,66 76,84 0,06664

5 18/09/2008 06:12:04 14,67 76,77 0,08331

6 18/09/2008 06:13:05 14,66 76,69 0,10017

7 18/09/2008 06:14:05 14,67 76,62 0,11683

8 18/09/2008 06:15:05 14,66 76,55 0,13350

9 18/09/2008 06:16:04 14,66 76,48 0,15014

Dst Dst Dst Dst Dst Dst

E. Sequence Operation

Tabel III.2 Sequence Operation

Date Time Well Head

Pressure (psi)

Flow Rate (

M³ /D)

Description

17/09/08 15:00 Rigged Up lubricator

and R.I.H Sinker by slick line.

16:45 Sinker TAGGED 1080

M- P.O.O.H

17:30 Rigged Down Sinker

and Rigged DO after replace BOP Ram

18/09/08 06:00 Continued SRO to Rig

Up

06:08 First Data, SRO

Connected to tool string

06:24 Open well To lubricator

06:30 850 R.I,H

06:42 R.I..H Stop @ 100 m

Mku

06:47 RIH

07:02 Stop @ 200 m Mku

07:16 R Stop @ 300 m Mku

07:21 R.I.H

07:28 Stop @ 400 m Mku

07:33 R.I.H

07:37 Stop @ 500 m Mku

07:42 R.I.H

07:47 Stop @ 600 m Mku

07:52 R.I.H

07:56 Stop @ 700 m Mku

08:01 R.I.H (put the well on

production to ease calculation of the day)

08:05 Stop @ 800 m Mku

08:10 R.I.H

08:15 Stop @ 900 m Mku

08:20 R.I.H

08:28 Gauge on depth @1080

m

12:00 850 Shut in well

19/09/08 12:00 1330 P.O.O.H for static

gradients

12:14 Stop @ 900 m Mku

12:19 P.O.O.H

12:25 Stop @ 800 m Mku

12:30 P.O.O.H

12:37 Stop @ 700 m Mku

12:42 P.O.O.H

12:49 Stop @ 600 m Mku

12:54 P.O.O.H

13:01 Stop @ 500 m Mku

13:06 P.O.O.H

13:13 Stop @ 400 m Mku

13:18 P.O.O.H

13:23 Stop @ 300 m Mku

13:28 P.O.O.H

13:36 Stop @ 200 m Mku

13:41 P.O.O.H

13:45 Stop @ 100 m Mku

13:50 P.O.O.H

13:55 Stop @ 0 m Mku

14:00 Re run in to the sensing

point

14:40 1330 Gauge on depth

@1080m

16:00 1330 Open Well on 23 mm

51

Choke M.I.T started

20:00 935 S/I well

20/09/08 00:00 1330 Open well on 25 mm

04:00 880 S/I well

08:00 1330 Open well on 27 mm

12:00 850 S/I well

16:00 1330 Open well on 29 mm

20:00 830 Switchted to 27 mm

choke for extend flow test

21/09/08 06:00 840 Extend flow ended.

P.O.O.H F. Data Pendukung

 Laju produksi (q) = 2694101,8 bbl/d

 Tekanan alir dasar sumur (pwf) = 1281,88 psi

 Jari – jari sumur (rw) = 0,29167

 Porositas = 21,5

 Ketebalan Formasi = 229,9

 Viscositas gas = 0,01324 cp

 Kompresibilitas total (Ct) = 0,000691

 Faktor volume formasi gas (Bg) = 0,00197749 bbl/scf 3.4.2. Perhitungan

1. Menentukan harga EOWB

Berdasarkan data awal waktu mulai produksi hingga waktu awal Analisa PBU diperoleh harga EOWB = 0,6 jam.

2. Menentukan P* (P Statik)

P* diperoleh dengan jalan ekstrapolasi pada harga horner time = 1 P* = 3800000 Psia²/cp

3. Menentukan m (dari grafik Vs. Pws) Dari grafik log horner time vs Pws didapatkan:

P1 Tekanan pada saat pertama kali ada pembelokan (slope) P2 Tekanan yang diambil 1 cycle dari P1

P1 = 1489,62 Psia²/cp T1 = 1 Jam

P2 = 1461,68 Psia²/cp T2 = 10 Jam M = 27,94

4. Menentukan K (Permeabilitas) K = 162.6×q × μ × B

m× h K = 23,72639585 mD 5. Menentukan S (Skin)

S = 1.151

[

^{P1jam−m Pwf−log}

(

∅× μ ×Ct ×rw^{k 2}

) ]

S = 1,89333

6. Menentukan ∆ Ps ∆ ps=0.87×m × S

∆ Ps = 46,0228

7. Menentukan PI (Productivity Index) PI = q

P∗−Pwf−∆ ps PI = 16659,3461 Bpd/psi

8. Menentukan FE (Flow Efficiency) FE =

(

^P∗−PwfP∗−Pwf^{−∆ ps}

)

^{×100 %}

FE = 77,85 %

9. Menentukan ri (Radius of Investigation) ri = 0.03

√

^{∅× μ ×Ctkxt}

ri = 28,58550216 ft

53

3.5. GRAFIK

55

Grafik 3.1.

Grafik P vs T vs Elapsed Time

Grafik 3.2.

Grafik Log dT vs Log dP

57

Grafik 3.3.

Grafik Horner Time vs Pws

3.6. PEMBAHASAN

Pada praktikum uji sumur minggu kedua membahas materi tentang Analisa pressure build up (PBU) yang bertujuan untuk mendapatkan permeabilitas (K), faktor skin (S), tekanan rata-rata (Pavg), dan tekanan statis (Ps). Pengujian PBU dilakukan dengan cara memproduksikan sumur terlebih dahulu dengan laju alir konstan pada selang waktu tertentu, kemudian menutup sumur (shut in). Dimana hal ini akan menyebabkan kenaikan tekanan selama pengujian berlangsung lalu kenaikan tekanan tersebut dicatat sesuai dengan fungsi waktu.

Dalam analisa general plot, mula-mula sumur dilakukan production test.

Sampai suatu saat tertentu ketika laju produksi telah konstan, maka sumur ditutup.

Ketika sumur ditutup maka tekanan akan naik kembali secara perlahan hingga tekanan menjadi konstan. Analisa PBU dimulai saat sumur pertama kali ditutup, hingga tekanan naik dan kemudian konstan. Dalam analisa PBU yang diamati ialah perbedaan tekanan yang terjadi antara tekanan reservoir dengan tekanan dasar sumur. Perbedaan tekanan ini menyebabkan adanya impuls-impuls yang terjadi dapat mempengaruhi adanya penyimpangan kurva PBU dari kurva ideal menjadi kurva aktual penyimpangan ini disebabkan oleh adanya faktor skin dan welbore storage.

Efek wellbore storage merupakan perubahan impuls tekanan yang berawal dari wellhead menuju ke dasar sumur yang diperforasi, kemudian impuls tekanan tersebut masuk ke dalam formasi. Peristiwa Perubahan tekanan dari wellhead sampai ke lubang perforasi ini terjadi sangat cepat, sehingga tidak mempresentasikan Perubahan tekanan di reservoir. Efek wellbore storage menyebabkan laju produksi yang tidak konstan, karena fluida yang diproduksikan tidak berasal dari formasi, melainkan dari kolom fluida yang mengisi lubang bor pada batas kesetimbangan antara tekanan formasi dengan tekanan akibat efek berat kolom fluida tersebut. Saat berakhirnya efek wellbore storage ini atau EOWB (End of wellbore storage) diukur kurang lebih 1,5 log cycle dari saat awal penyimpangan unit slope.

59

Pada sumur TMD- 04 diketahui bahwa sumur ini merupakan sumur gas, Gas merupakan fluida yang fully compressible di mana sifat fisik gas merupakan fungsi tekanan maka di dalam penyelesaian persamaan aliran, variabel yang digunakan adalah P, P², dan (Pseudo Pressure).

Analisa pressure build up atau PBU dimulai dengan menghitung horner time dengan cara menjumlahkan lama waktu pengujian dengan lama waktu produksi, kemudian hasilnya dibagi dengan lama waktu pengujian. Setelah didapatkan normal pada beberapa kali pengujian, selanjutnya adalah menghitung perbedaan tekanan (dP) antara pwf dengan PWS pada beberapa kali pengujian kemudian membuat grafik log dt Vs log dp. Langkah selanjutnya adalah membuat garis 45° dan disejajarkan dengan hasil plot grafik log dt Vs log dp untuk mendapatkan data EOWB atau End of wellbore storage dimana caranya adalah dengan menentukan EOWB terlebih dahulu dengan melihat penyimpangan grafik pertama kali akibat garis 45° kemudian melihat waktu dan menambahkannya dengan 1,5 cycle atau 15 garis setelah penyimpangan.

Dari data EOWB ini maka akan didapat dt EOWB. Setelah didapatkan data EOWB maka selanjutnya adalah mencari tiga data dari pengujian yang waktunya mendekati waktu EOWB dan diplot kegrafik Log Horner time vs PWF.

Setelah itu membuat trendline dari grafik tersebut. Sehingga dari persamaan trendline didapatkan P* dan P1jam, yang kemudian data tersebut akan digunakan dalam perhitungan parameter-parameter lainnya. Adapun parameter yang dihitung antara lain slope (m), permeabilitas (K), faktor skin (S), dPS, flow efficiency (FE), productivity index (Pi) dan ri.

Dari perhitungan yang telah dilakukan, didapatkan hasil dt EOWB sebesar 0,6 jam, harga P* sebesar 1489,62 psia, harga P1jam sebesar 1468,33 psia, harga slope (m) sebesar 27,94, harga permeabilitas (k) sebesar 23,7264 mD, harga Pi sebesar 16659,35 Bpd / psi, harga FE sebesar 77,85%, harga ri sebesar 28,585 ft, harga skin sebesar 1,893 dan harga dps sebesar 46,02 psi. dari dt EOWB juga diketahui bahwa efek wellbore storage berakhir pada jam ke 0,6 jam. Pada perhitungan dapat dilihat bahwa faktor skin bernilai positif yang menandakan adanya kerusakan pada formasi. Kerusakan formasi ini menyebabkan nilai

permeabilitas turun dan sangat kecil begitupun laju alirnya. Keuntungan dilakukannya metode PBU ini adalah pada sumur tua yang awanya bertekanan rendah apabila ditutup selama selang waktu tertentu maka tekanannya akan kembali naik.

Analisa PBU yang dilakukan pada reservoir minyak dan gas berbeda. Pada sumur minyak tidak perlu dilakukan konversi tekanan, sedangkan pada sumur gas perlu dulakukan konversi tekanan. Apabila tekanan mula-mula reservoir diatas 4000 psi maka tidak perlu dilakukan konversi, apabila tekanan mula-mula reservoir antara 2000-4000 psi maka digunakan metode pendekatan pseudo pressure dan apabila tekanan mula-mula kurang dari 2000 psi maka menggunakan pendekatan P^2. Namun metode pseudo pressure dapat dipakai pada semua tekanan.

Aplikasi lapangan dari Analisa Pressure build up (PBU) adalah untuk mengetahui lamanya pengaruh dari efek wellbore storage, serta untuk memperoleh parameter-parameter seperti permeabilitas, skin, productivity index, flow efficiency, dps, serta radius of investigation (ri). Dari parameter-parameter tersebut dapat digunakan untuk perencanaan pengembangan sumur lebih lanjut sesuai dengan keadaan sumur aktual yang sedang diuji.

61

3.7. KESIMPULAN

1. Pressure Build Up (PBU) merupakan pengujian sumur yang dilakukan dengan membuka sumur pada selang waktu tertentu kemudian sumur ditutup dimana penutupan ini akan menyebabkan naiknya tekanan selama waktu pengujian berlangsung.

2. Wellbore storage adalah kondisi yang menunjukkan berapa lama waktu yang diperlukan fluida untuk mengisi lubang sumur pada saat sumur ditutup setelah sumur diproduksikan dengan laju konstan.

3. Dari perhitungan yang dilakukan pada sumur TMD-04 diperoleh : a. Dt EOWB = 0,6

b. Q = 15,12626 MMSCF/d = 2694101,8 bbl/d c. Slope (m) =27,94

d. P* = 1489,62 Psi e. K = 23,7264 mD f. P1jam = 1468,33 psi g. S = 1,89

h. dps = 46,022 psi i. Pi = 16659,35 Bpd/psi j. FE = 77,85 %

k. ri = 28,585 ft

4. Aplikasi lapangan dari analisa PBU ialah untuk mengetahui lamanya pengaruh efek wellbore storage serta memperoleh parameter-prameter seperti permeabilitas, skin, productivity index, flow efficiency, dP skin, serta radius of investigatiton (ri), dari parameter-parameter tersebut dapat digunakan untuk perencanaan pengembangan sumur lebih lanjut sesuai dengan keadaan sumur aktual yang sedang diuji.

63

BAB IV

ANALISA PRESSURE DRAWDOWN TESTING

4.1. TUJUAN ANALISA

Parameter yang didapat dari hasil analisa Pressure Drawdown Testing ini diantaranya untuk menentukan:

a. Permeabilitas formasi (k) b. Faktor skin (S)

c. Volume pori-pori yang berisi fluida (Vp) 4.2. DASAR TEORI

Pressure Drawdown 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.

Gambar 4.1.

(Laboratorium Uji Sumur, 2019)

Gambar 4.2.

Grafik Pengujian Pressure Drawdown (Laboratorium Uji Sumur, 2019) Pada dasarnya pengujian ini dapat dilakukan pada : a. Sumur baru

b. Sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir.

c. Sumur-sumur produktif yang apabila dilakukan Pressure Build-Up test, yang punya sumur akan sangat merugi.

Berdasarkan pada rejim aliran yang terjadi, maka metoda analisa Pressure Drawdown Test dapat dibagi menjadi tiga, yaitu :

a. Pada saat periode transien.

b. Periode transien lanjut.

c. Periode semi mantap (pseudo steady-state atau semi steady state)

4.2.1. Analisa Pressure Drawdown Pada Periode Transien (Infinite Acting) Apabila suatu sumur di produksi dengan laju aliran tetap dan tekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan tekanan pada lubang bor (rD = 1) yang dinyatakan dalam variabel tidak berdimensi, adalah :

PD = ½ ln (tD) + 0.80907 ……...……….(4-1)

65

Gambar 4.3

Efek Batas Reservoir Terhadap Gangguan Tekanan (Laboratorium Uji Sumur, 2019)

Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage menghilang, maka akhirnya akan didapat :

P_wf=Pi−162 . 6 qμB

kh

[

^logt+log

(

^{φμ Ctrk w2}

)

^{−3.2275+0. 86859S}

]

...(4- 2)

Dari persamaan (3-2), terlihat bahwa plot antara Pwf versus log (t) merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope = m) :

m=−162 .6 qμB

kh ...(4- 3)

Dalam dunia teknik perminyakan, biasanya orang memilih waktu t = 1 jam dan mencatat Pwf pada saat itu sebagai P1hr. Dengan menggunakan konsep ini kita dapat menentukan skin “S” menggunakan persamaan :

S=1 .151

[

^{Pi−Pm 1hr−log}

(

^{φμCtrk w2}

)

^{+3 .2275}

]

...(4- 4)

Ada dua grafik yang selalu harus dilakukan didalam menganalisa Pressure Drawdown pada periode infinite acting ini, yaitu log-log plot untuk menentukan wellbore storage dan semi-log plot untuk menentukan karakteristik formasi.

a. Log-Log Plot Untuk Menentukan Wellbore Storage

Grafik log (Pi – Pwf) vs log (t) ini digunakan untuk menentukan kapan saat berakhirnya efek dari wellbore storage. Saat mencapai garis lurus semi-log dapat diperkirakan dengan :

t>(200,000+12,000S)Cs kh

μ ...(4- 5)

Perkiraan besarnya Cs (bbl/psi), adalah : Cs=qB

24 Δt

ΔP ...(4- 6)

dimana t dan P adalah harga yang dibaca dari suatu titik pada garis lurus

“unit slope” tersebut.

b. Semi-log Plot Untuk Menentukan Karakteristik Formasi

Grafik ini adalah semi-log plot antara Pwf vs log (t). Dengan membaca kemiringannya (m), maka permeabilitas formasi dapat ditentikan, yaitu:

k=−162. 6 qμB

mh ...(4- 7)

(Catatan : “m” akan berharga negatif sehingga menghasilkan permeabilitas yang positif).

Satu hal yang harus dicatat :

P1hr harus dibaca pada garis lurus semi-log-nya. Jika data tersebut tidak terletak pada garis lurus, maka harus dilakukan ekstrapolasi dan harga itulah yang digunakan untuk menghitung faktor skin menggunakan persamaan (4-4).

67

Tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa Pressure Drawdown Test berdasarkan periode Transien (Infinite Acting), adalah sebagai berikut :

a. Memplot data Pwf vs log (t) pada kertas semi-log.

b. Menentukan saat berakhirnya periode transien yang ditandai dengan telah terjadinya deviasi dari garis lurus hasil plot Pwf vs log (t). saat ini berarti juga bahwa aliran memasuki periode transien lanjut dan Pseudo steady- state.

c. Menentukan kemiringan (slope m) pada daerah periode aliran transien (garis lurus).

d. Menentukan besarnya permeabilitas formasi (k) menggunakan persamaan (4-3).

e. Menentukan factor skin (S) menggunakan persamaan (4-4).

4.2.2. Analisa Pressure Drawdown Pada Periode Transien Lanjut

Pengembangan teori analisa tekanan pada periode transien lanjut didasarkan pada persamaan untuk reservoir silindris yang terbetas dengan melibatkan tambahan penurunan tekanan akibat adanya skin, yaitu :

Pi−P_wf= qμ

2π kh

[

^{φμCtr2ktw2+ln}

(

^rrwe

)

^−34+S+2n=1

∑

^{∞ Bn(αn, reD)Exp}

(

^{−αn2, tDW}

) ]

₍₄

-8)

Apabila laju aliran tetap, maka tekanan rata-rata pada reservoir ini adalah :

¯P=Pi qt φ Cthr

e 2 ...(4- 9)

Jadi persamaan yang umum dapat dituliskan sebagai : P_wf−P=0 . 84 qμB

2π khExp

[

^{−14 .68919φμ Ctre2 kt}

]

………..………..(4- 10)

atau persamaan (4-10) tersebut dapat dituliskan sebagai :

log

(

^Pwf−P

)

⁼

[

^log

(

^{118. 62qμBπ kh}

) ]

^{−0. 00168φμ Ctr}_{e 2}^kt ...(4- 11)

Dari persamaan (3-11) grafik log (Pwf-P) vs t harus merupakan garis lurus dengan kemiringan :

β=0 . 00168 kt φμ Ctr

e 3 ...(4- 12)

dan titik potong terhadap sumbu tegak (b), adalah : b=118.6qμB

kh ...(4- 13)

Plot antara log (Pwf-P) vs t akan linier asalkan P diketahui besarnya. Tetapi sayangnya tidak, sehingga pada metoda ini harus dilakukan coba-coba menggunakan suatu harga P. Apabila harga P tadi cocok dengan kondisi yang ada, maka akan didapatkan garis lurus dan apabila garis lurus telah didapatkan, maka permeabilitas dihitung dengan :

k=118.6qμB

bh ...(4- 14)

Volume pori sejauh daerah pengurasan (drainage volume) sumur yang diuji dapat diperkirakan (bbl), yaitu:

Vp=0 .1115 qB

β bC ...(4- 15)

Faktor skin dapat pula ditentukan, yaitu :

69

S=0 . 84

(

^Pave−b ^P

)

^−ln

(

^rrw^e

)

^{+0 . 75} ...(4-

16)

P(skin)= bS

0.84 ...(4- 17)

Tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa Pressure Drawdown Test berdasarkan periode transien lanjut, adalah sebagai berikut :

a. Memplot data log (Pwf-P) vs t pada kertas semi-log.

b. Menentukan besarnya harga P secara coba-coba sampai memberikan garis lurus pada plot grafik log (Pwf-P) vs t.

c. Mengekstrapolasikan grafik pada harga P yang memberikan garis lurus tersebut sampai harga t = 0, sehingga didapatkan harga titik potongnya (harga b).

d. Menentukan kemiringan (slope, ).

e. Menentukan permeabilitas (k) menggunakan persamaan (4-14).

f. Menentukan besarnya volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (Vp) dengan persamaan (4-15).

g. Menentukan factor skin (S) menggunakan persamaan (4-16).

4.2.3. Analisa Pressure Drawdown Pada Periode Semi Steady-state

Pengujian ini terutama untuk menentukan volume reservoir yang berhubungan dengan sumur yang diuji, oleh sebab itu disebut “reservoir limit testing”. Persamaan dasar yang digunakan adalah :

P_wf=Pi−141 .2qμB

kh

[

^{0 . 000527φμ Ctr}