Skrip Si
description
Transcript of Skrip Si
-
5/26/2018 Skrip Si
1/108
i
ANALISA PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN
METODE HORNER MANUAL DAN SAPHIR 3.20 UNTUK
IDENTIFIKASI KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR KB
LAPANGAN D
SKRIPSI
Disusun oleh :
INDIRA PRATIWI ANDEKA
113040033
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL VETERAN
YOGYAKARTA
2011
-
5/26/2018 Skrip Si
2/108
ii
ANALISA PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN
METODE HORNER MANUAL DAN SAPHIR 3.20 UNTUK
IDENTIFIKASI KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR KB
LAPANGAN D
SKRIPSI
Disusun oleh :
INDIRA PRATIWI ANDEKA
113040033/TM
Disetujui untuk Program Studi Teknik Perminyakan
Fakultas Teknologi Mineral
UPN Veteran Yogyakarta
Ir. Drs. Herianto, M.sc.Ph.D. Ir. Sayoga Heru, MT.
Pembimbing I Pembimbing II
-
5/26/2018 Skrip Si
3/108
vi
RINGKASAN
Kerusakan formasi dapat terjadi sepanjang waktu sebagai akibat negatif
dari aktifitas-aktifitas yang terjadi atau yang dilakukan pada sumur mulai dari
aktifitas pemboran, penyemenan, komplesi sumur dan perforasi serta pada saat
sumur itu berproduksi. Terjadinya kerusakan formasi ini akan menyebabkan
mengecilnya harga permeabilitas dan menurunnya produktivitas suatu sumur,
sehingga qoakan turun.
Pada dasarnya analisa Pressure Build-Updilakukan pertama-tama dengan
memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang
tetap (konstan), kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur ini
menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yangdicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur). Tahapan-tahapan analisa
Pressure Build-Up dengan metode Horner adalah persiapan data pendukung
seperti data produksi (tp, qo, rw, Pwf), data PVT (o, Bo, Ct), data reservoir (,h)
dan data PBU (Pws, t). Kemudian membuat grafik log-log plot dengan plot t vs
P. Dari hasil plot tersebut dapat diperoleh nilai end of wellbore storageditambah
1-1,5 cycle untuk menentukan awal dari tekanan yang tidak terpangaruh wellbore
storage. Kemudian membuat grafik semilog plot (Horner plot) dengan plot Pws vs
+
t
ttp. Dari hasil Horner Plot dan end of wellbore storage diperoleh harga
slope, P1jam dan tekanan reservoir (P*) yang akan digunakan untuk menghitung
harga permeabilitas, skin, produktivitas indeks, danflow efficiency.Analisa PBU dilakukan pada sumur KB lapangan D, hasil analisa
Pressure Build-Uptestdengan menggunakan metode Horner secara manual pada
sumur KB adalah Pi = 2451.7 psi,k = 5.24 md, skin= +24.89, pskin= 212.21
psi sedangkan hasil analisa Simulator Saphir 3.20 adalah Pi = 2456.49 psi, k =
4.74 md, skin= +23.1, pskin= 212,538.
Dengan menggunakan simulator saphire 3.20 dapat dihasilkan model
reservoirnyaHomogen, dengan boundary infinite, akan tetapi hasil analisa yang
di dapatkan kurang akurat karena pada kurva Log-log Plot (derivatif) tidak
menunjukkan bentuk radial flow.
Berdasarkan kurva IPR diperoleh laju produksi maksimal minyak pada
FE=0.25 adalah 363.9 bopd, sedangkan laju produksi maksimal minyak pada
FE=1 adalah 909.6 bopd. Perbedaan harga produksi minyak ini disebabkankarena adanya kerusakan disekitar lubang formasi ditandai dengan nilai skinyang
berharga positif.
-
5/26/2018 Skrip Si
4/108
v
KATA PENGANTAR
Puji syukur Penulis panjatkan Kepada Tuhan Yang Maha Esa, atas segala
berkah dan rahmatnya sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir dengan
judul Analisa Pressure Build -Up TestDengan Menggunakan Metode Horner
Manual Dan Saphir 3.20 Untuk Identifikasi Kerusakan Formasi Pada Sumur
KB Lapangan D. Yang merupakan salah satu syarat untuk memperoleh gelar
Sarjana Teknik Pada Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral
Universitas Pembangunan Nasional Veteran Yogyakarta.Dalam kesempatan ini Penulis mengucapkan terima kasih kepada :
1. Prof. Dr. H. Didit Welly Udjianto, Msi., selaku Rektor UniversitasPembangunan Nasional Veteran Yogyakarta.
2. DR. Ir. S. Koesnaryo, Msc, selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral.3. Ir. Anas Puji Santoso, MT., selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan.4. Ir. Avianto Kabul P., MT., selaku Sekretaris Jurusan Teknik Perminyakan.5. Ir. Drs. Herianto, M.sc.Ph.D., selaku pembimbing I.6. Ir. Sayoga Heru, MT., selaku Pembimbing II.7. Ir. Dr. Nur Suhascaryo, M.T., selaku Dosen Wali angkatan 2004.8. Staf pengajar dan pegawai jurusan Teknik Perminyakan.9. Rekan-rekan mahasiswa Teknik Perminyakan angkatan 2004, ( BOC 04).10.Semua pihak yang telah membantu hingga terselesaikannya Tugas Akhir ini.
Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih jauh dari sempurna,
untuk itu sangat diharapkan saran-saran guna perbaikan dan kesempurnaan di
masa yang akan datang. Semoga Tugas Akhir ini dapat bermanfaat bagi semua
pihak yang memerlukannya.
Yogyakarta, Agustus 2011
Penulis
-
5/26/2018 Skrip Si
5/108
vii
DAFTAR ISI
Halaman
HALAMAN JUDUL ....................................................................................... i
HALAMAN PENGESAHAN......................................................................... ii
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH ......................................... iii
HALAMAN PERSEMBAHAN...................................................................... iv
KATA PENGANTAR...................................................................................... v
RINGKASAN.................................................................................................. vi
DAFTAR ISI.................................................................................................... vii
DAFTAR GAMBAR....................................................................................... ix
DAFTAR TABEL........................................................................................... xi
DAFTAR LAMPIRAN.................................................................................... xii
BAB I. PENDAHULUAN............................................................................ 1
1.1. Latar Belakang Masalah ............................................................. 1
1.2. Permasalahan ............................................................................. 2
1.3. Maksud dan Tujuan .................................................................... 21.4. Metodologi ................................................................................. 2
1.5. Hasil Yang Diharapkan .............................................................. 3
1.6. Sistematika Penulisan ................................................................ 3
BAB II. DASAR TEORI................................................................................. 4
2.1. Aliran Fluida Dalam Media Berpori ........................................... 4
2.2. Pressure Build-Up(PBU) ........................................................... 8
2.2.1. Prinsip Super Posisi ....................................................... 8
2.2.2. Teori Pressure Build-Up................................................ 9
2.2.3. Karakteristik Kurva Pressure Build-up Test.................. 142.3. Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Bentuk Kurva Tekanan ...... 17
2.3.1. Wellbore Storage............................................................ 172.3.2. Redistribusi Fasa Dalam Lubang Bor (Gas Hump) ....... 182.3.3. Heterogenitas Reservoir ................................................. 18
2.4. Cara Kerja Alat ........................................................................... 192.5. Analisa Pressure Build-Up......................................................... 20
2.5.1. Langkah Kerja Metode Horner ....................................... 20
2.6. Pressure derivative..................................................................... 23
2.7. Tekanan Reservoar ..................................................................... 24
-
5/26/2018 Skrip Si
6/108
viii
DAFTAR ISI
(Lanjutan)
Halaman
2.8. Flow Efficiency........................................................................ 25
2.9. Skin Effect................................................................................ 26
2.10.Productivity Index (PI)........................................................... 27
2.11.Inflow Performance Relationship(IPR) Metode Standing .... 30
BAB III. TEORI DASAR SIMULATOR SAPHIRE ................................ 32
3.1. Shapire 3.20 Simulator ............................................................. 323.1.1. Cara Kerja Saphire 3.20 Simulator ............................... 36
3.1.1.1. Inisialisasi ........................................................ 36
3.1.1.2. Interprestasi Tahap Pertama ............................ 39
3.1.1.3. Interprestasi Tahap Kedua ............................... 43
3.1.1.4. Algoritma ......................................................... 45
BAB IV. ANALISA DATAPRESSURE BUILD-UP TEST ................... 47
4.1. Analisa Pressure Buid-Uppada sumur KB
Dengan Metode Horner ........................................................ 48
4.2. Analisa Pressure Buid-Uppada Sumur KB
Menggunakan Saphir 3.20 simulator ................................... 544.3. Inflow Performance Relationship(IPR) ................................ 62
BAB V. PEMBAHASAN......................................................................... 65
BAB VI. KESIMPULAN........................................................................... 69
DAFTAR PUSTAKA................................................................................. 70
DAFTAR SIMBOL ................................................................................... 71
LAMPIRAN............................................................................................... 73
-
5/26/2018 Skrip Si
7/108
ix
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
2.1. Idealisasi beberapa Pola Aliran yang terjadi di Reservoar ....................... 5
2.2. Sejarah Produksi Berdasarkan Laju Alir dan Tekanan Dasar Alir Sumurdengan Fungsi Waktu ................................................................................ 9
2.3. Laju Alir Ideal dan Sejarah Produksi untuk Pressure Build-Up Test...... 102.4. Sejarah Laju Alir untuk Ideal Pressure Build-Up Test............................. 122.5. Grafik Pressure Buld-Upuntuk Reservoir Ideal ...................................... 132.6. Tipe Pressure Build-up Bawah Lubang untuk Produksi Pseudo Steady
StateSebelum Shut-in............................................................................... 15
2.7. Grafik Pressure Build-up TestSebenarnya .............................................. 162.8. Grafik P vs t pada Kertas Log-log ....................................................... 182.9. Panex Pressure Gauge.............................................................................. 192.10. Buffer Tube .............................................................................................. 202.11. Grafik IPR yang Linear ..................................................................... 292.12. Grafik IPR untuk Aliran Dua Fasa ........................................................... 303.1. Diagram Alir Perangkat Lunak Saphire 3.20 .......................................... 36
3.2. Layar Main Options (Simulator) ............................................................. 37
3.3. Layar Information (Simulator) ................................................................ 37
3.4. Layar Pemilihan Satuan (Simulator) ....................................................... 38
3.5. Layar Input Data PVT (Simulator) .......................................................... 38
3.6. Layar Interprestasi Main Screen (Simulator) .......................................... 39
3.7. Layar Pemilihan Data (Simulator) ........................................................... 40
3.8. Layar Load P (Pressure) Sumur (Simulator) .......................................... . 40
3.9. Layar Ekstraksi Parameter Delta P (Simulator) ..................................... . 41
3.10. Layar Proses Matching ............................................ .............................. 42
3.11. Layar Fleksibel Plot ................................................................................ 44
-
5/26/2018 Skrip Si
8/108
x
DAFTAR GAMBAR
( Lanjutan )
Gambar Halaman
3.12. Tampilan Layar Horner Plot ................................................................... . 45
4.1. Grafik Log-Log pada Sumur KB .......................................................... 484.2. Grafik Horner Plot pada Sumur KB ..................................................... 494.3. LayarMain OptionsSumur KB ............................................................ 544.4. Layar informationSumur KB ............................................................... 544.5. Layar Pemilihan Satuan SumurKB ....................................................... 554.6. Layar Input Data PVT Sumur KB ........................................................ 554.7. Layar InterpretasiMain ScreenSumur KB .......................................... 564.8. Layar Pemilihan Data SumurKB ......................................................... 564.9. LayarLoad P (Pressure)Sumur KB..................................................... 574.10. LayarLoadQ (Rate) Sumur KB ........................................................... 574.11. Layar Ekstraksi Parameter Delta P Sumur KB ..................................... 584.12. Layar Hasil Ekstraksi Delta P Sumur KB ............................................. 584.13. Layar Pemilihan Model Reservoir Sumur KB ...................................... 594.14. LayarImproveSumurKB ..................................................................... 594.15. History Plot P vs t (atas) dan Q vs t (bawah) pada Sumur KB ............. 604.16. Semi-Log Plot P vs t pada Sumur KB .................................................. 604.17. Log-log plot pada Sumur KB................................................................ 614.18. Kurva IPR Sumur KB (Manual) ........................................................... 64
-
5/26/2018 Skrip Si
9/108
xii
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran Halaman
A. Model-model kurva Derivatif ................................................................ 76B. Analisa Perhitungan Pressure Build-UpSumur KB (pws, t, P, dan
(tp+t)/t) ............................................................................................. 91
C. Saphir Simulation Report ...................................................................... 95
-
5/26/2018 Skrip Si
10/108
xi
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
IV-1. Hasil Perhitungan Saphir 3.20 Sumur KB (Simulator) ...................... 61
IV-2. Hasil Perhitungan qoUntuk Berbagai Pwf Pada Sumur KB ............ 63
-
5/26/2018 Skrip Si
11/108
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Masalah
Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan
karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi 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 media berpori itu mengalir kesegala arah.
Besaran-besaran yang diakibatkan oleh aliran fluida dalam media berpori
ke lubang sumur dipengaruhi oleh sifat fisik batuan dan sifat fisik 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 adalah yang 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
Produktivitas Formasi.
Produktivitas formasi didefinisikan sebagai kemampuan reservoir untuk
mengalirkan fluida dari formasi ke sumur-sumur produksi, dan dapat dinilai
berdasarkan perbandingan antara laju produksi terhadap perbedaan tekanan antara
tekanan statik formasi dengan tekanan alir dasar sumur.
Dalam menganalisa data, kita menggunakan Pressure Build Up Test, yang
merupakan suatu teknik pengujian transien yang dilakukan dengan cara
memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju alir yang
tetap, kemudian menutup sumur tersebut sehingga tekanan menjadi naik dan
dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat biasanya tekanan dasar sumur).
-
5/26/2018 Skrip Si
12/108
2
Dari hasil Pressure Build Up test, dapat diketahui karakteristik formasi yang dapat
digunakan untuk menentukan produktivitas formasi, sehingga dapat diketahui
kemampuan suatu sumur untuk berproduksi.
1.2. Permasalahan
Kerusakan formasi dapat diakibatkan oleh adanya skin yang akan
menyebabkan produktivitas suatu sumur menurun. Analisa uji tekanan sangat
diperlukan untuk mengetahui tingkat kerusakan formasi, yang selanjutnya dapat
ditentukan kemampuan formasi tersebut untuk berproduksi
1.3. Maksud dan Tujuan
Maksud dari penulisan tugas akhir ini adalah untuk menganalisa besarnya
parameter-parameter reservoir dan karakteristik formasi dari sumur kajian seperti
permeabilitas, faktor skin, tekanan mula-mula, flow efficiency, produktivitas
formasi, kinerja aliran fluida berdasarkan analisa Pressure Bulid Up Test baik
secara manual maupun dengan menggunakan software simulator Saphire 3.20.
Tujuan dari penulisan tugas akhir ini adalah untuk mengetahui kinerja
aliran fluida yang nantinya akan berpengaruh terhadap produktifitas formasi dari
sumur KB lapangan D.
1.4. Metodelogi
Pressure build-up test pada prinsipnya dilakukan dengan cara
memproduksikan sumur selama selang waktu tertentu dengan laju produksi yang
tetap, kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan ini menyebabkan naiknya
tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu. Data tekanan yang diperoleh dari test
tersebut dan data-data pendukung lainnya dikumpulkan dan kemudian dianalisa.Analisa dengan metode horner secara manual yaitu dengan cara memplot data
tekanan (Pws) pada saat penutupan sumur (shut in) vs Hornertime((tp + t ) / t ),
dari plot ini didapatkan harga m, P1jamdan P*. Penggunaan metode horner secara
manual dalam penerapannnya sering kali dijumpai kesulitan, terutama bila data
tekanan sebagian besar didominasi oleh efek wellbore storage dan skin efect
-
5/26/2018 Skrip Si
13/108
3
sehingga tidak dapat menginterpretasikan sifat reservoir yang sebenarnya.
Kesulitan-kesulitan ini dapat ditanggulangi dengan memakai software saphir 3.20
yang dapat meningkatkan akurasi data yang dihasilkan. Dalam menganalisa
Pressure Build-up Testdengan menggunakan metode pressure derivative secara
simulator saphir 3.20. Pertama-tama melakukan define yaitu pendiskripsian
lapangan dan sumur kemudian dilakukanpreparedata untuk memasukkan data
tekanan, laju alir dan waktu, langkah selanjutnya adalah properties untuk
memasukkan data sifat fisik batuan dan fluidanya, kemudian dilakukan analyse
dimana pada langkah ini didapatkan kurva history plot, plot log-log dan plot
horner yang kemudian dilakukan analytic fitguna menyelaraskan kurva tersebut.
1.5. Hasil yang Diharapkan
Hasil yang diharapkan dari metode Horner secara manual dan analisa
dengan aplikasi komputer (Saphir) adalah dapat memberikan keakuratan hasil
yang lebih mendekati dengan kondisi lapisan sebenarnya dalam memperkirakan
tekanan reservoir, permeabilitas formasi, harga skin dan flow efficiency pada
interval kedalaman yang dianalisa. Sehingga dari informasi tersebut dapat
memberikan gambaran secara menyeluruh yang dapat mewakili kondisi lapisan
untuk menentukan rencana dari sumur tersebut selanjutnya..
1.6. Sistematika Penulisan
Penulisan hasil penelitian ini menggunakan sistem pembagian per bab
dengan sistematika sebagai berikut, pada Bab I yaitu pendahuluan yang berisi
penjelasan secara umum mengenai latar belakang masalah, maksud dan tujuan,
hasil dan sistematika penulisan. Bab II yaitu teori dasar pressure build up test,
bab ini berisi teori-teori dan persamaan yang menjadi dasar dalam menganalisa
test pressure build up.Bab IIIyaitu teori dasar tentang simulator saphire 3.20.
Bab IV yaitu berisikan tentang analisa test pressure build up menggunakan
metode Horner manual dan metoda pressure derivativesecara simulator Saphir.
Bab V merupakan pembahasan. Bab VI berisikan tentang kesimpulan yang
didapatkan dari analisa PBU test ini.
-
5/26/2018 Skrip Si
14/108
4
BAB II
DASAR TEORI PRESSURE BUILD UP
Tujuan utama dari suatu pengujian sumur hidrokarbon adalah untuk
menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Apabila
pengujian ini dirancang secara baik dan memadai dan dianalisa secara tepat maka
akan banyak sekali informasi- informasi yang sangat berharga akan didapatkan
seperti permeabilitas efektif fluida, kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling
lubang bor yang diuji, tekanan reservoir, batas suatu reservoir, bentuk radius
pengurasan, dan keheterogenan suatu lapisan.
Prinsip dasar pengujian ini sangat sederhana yaitu dengan memberikan
suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Dengan adanya
gangguan ini, impuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan
keseluruh reservoir dan ini diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang
bor selama pengujian berlangsung. Sebagai titik tolak, akan dibahas persamaan-
persamaan dasar yang menerangkan aliran fluida dimedia berpori yang akan
menjadi basis teori transien tekanan.
2.1. Aliran Fluida Dalam Media Berpori
Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan
karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi 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. Pola aliran radial paling lazim
digunakan untuk menggambarkan aliran fluida dalam media berpori. Ini diawali
oleh solusi Van Everdigen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang
model-model lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir yang
sebenarnya.
-
5/26/2018 Skrip Si
15/108
5
Besaran-besaran yang diakibatkan oleh aliran fluida dalam media berpori
ke lubang sumur dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu : jumlah fasa yang
mengalir, sifat fisik dari batuan formasi, sifat fisik dari fluida formasi, konfigurasi
di sekitar lubang bor (adanya lubang prforasi, skin, gravelpack, dan rekahan hasil
perekahan hidraulik), kemiringan lubang sumur pada formasi produktif, dan
bentuk daerah pengurasan . Apabila perubahan tekanan diplot sebagai fungsi
waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran
karakteristik reservoirnya. Dari faktor tersebut di atas secara ideal harus diwakili
dalam setiap persamaan perhitungan kelakuan aliran fluida dari formasi masuk ke
lubang sumur, tetapi hingga saat ini belum tersedia suatu persamaan yang praktis
untuk memperhitungkan dari faktor di atas.
Aliran fluida dalam media berpori menuju lubang sumur didasarkan atas
hukum Darcy. Kemudian dikembangkan model-model aliran yang terjadi pada
pori-pori reservoir yaitu pola aliran radial, pola aliran linier, pola aliran spherical,
aliran bilinier, aliran semi linier dan gradien flow model. Aliran-aliran tersebut
dapat dilihat pada Gambar 2.1.
Gambar 2.1.
Idealisasi beberapa Pola Aliran yang terjadi di Reservoir1)
-
5/26/2018 Skrip Si
16/108
6
Idealisasi Reservoir dengan Pola Aliran RadialUntuk memulai suatu analisa atau perencanaan, pertama-tama kita harus
membuat penyederhanaan atas pemodelan suatu reservoir. Pada reservoir dengan
pola aliran radial ini, persamaan differensialnya diturunkan berdasarkan hal-hal
sebagai berikut :
1. Hukum Kekekalan MassaHukum Kekekalan Massa biasa disebut juga dengan Persamaan Difusivitas
Radial. Persamaannya adalah :
t
P
k
c
r
Pr
rr
=
000264.0
1 ................................................................ (2-1)
Persamaan (2-1) dikenal sebagai persamaan diffusivitas radial. Sedangkan asumsi-
asumsi yang digunakan untuk memperoleh persamaan tersebut adalah :
Aliran radial dan horizontal Aliran laminar Ketebalan formasi konstan Aliran isothermal Aliran satu fasa kompressibilitas fluida kecil dan konstan Viskositas fluida konstan Permeabilitas konstan Gaya gravitasi diabaikan Porositas kecil Gradien tekanan kecil atau diabaikan
2. Persamaan KontinuitasUntuk aliran di dalam media berpori, hukum konservasi massa yang
dikenal pula sebagai persamaan kesinambungan (continuity equation) menyatakan
bahwa untuk sistem berlaku :
=
tterval
inselamaelemen
dalammassalasi
akumudariLaju
twaktuterval
inselamaelemen
darikeluaryang
massaaliranLaju
twaktuinterval
selamaelemenlam
kedamasukyang
massaaliranLaju
-
5/26/2018 Skrip Si
17/108
7
( ) ( )t
urrr
r
=
1......................................................................... (2-2)
Persaman (2-2) disebut sebagai persaman kontinuitas atau persaman kekekalan
massa dari pola radial.
3. Persamaan Darcy
Hukum Darcy menyatakan bahwa kecepatan aliran fluida di dalam media
berpori adalah sebanding dengan gradien potensial dalam arah aliran pada titik
tersebut. Secara sistematis sebagai berikut :
=
ku .......................................................................................... (2-3)
Keterangan :
u = Kecepatan volumetrik
= Potensial
= Gradien potensial
= Viscositas
= Berat jenis fluida
k = Permeabilitas
Persamaan tersebut hanya berlaku untuk aliran yang laminar dan tanda
negatif di dalam persaman ini menyatakan bahwa aliran yang terjadi berlawanan
arah dengan penurunan potensial. Dalam satuan lapangan Persamaan diatas
menjadi :
sr
rB
PwfPskhQ
w
eoo +
=
ln
)(00708.0
.................................................................... (2-4)
4. Persamaan Keadaan
Hukum persamaan keadaan menyatakan hubungan antara massa jenis
fluida dengan tekanan dan temperatur, atau hubungan antara viskositas fluida
dengan tekanan dan temperatur yang secara sistematis dinyatakan sebagai berikut:
Tp
c
=
1.......................................................................................... (2-5)
-
5/26/2018 Skrip Si
18/108
8
2.2. Pressure Build-Up(PBU)
PBU adalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal
dan banyak diilakukan orang, pada dasarnya pengujian ini dilakukan pertama-
tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju
aliran yang tetap (konstan), kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur
ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan
yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).
Dari data tekanan yang didapat kemudian dapat ditentukan permeabilitas
formasi, daerah pengurasan saat itu, adanya kerusakan atau perbaikan formasi.
Dasar analisa PBU ini diajukan oleh Horner (1951), yang pada dasarnya adalah
memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu. Prinsip yang mendasari analisa ini
adalah yang dikenal dengan prinsip superposisi (superposition principle).
2.2.1. Prinsip SuperposisiTeori yang mendasari secara matematis menyatakan bahwa penjumlahan
dari solusi-solusi individu suatu persamaan differential linierberorde dua adalah
juga merupakan solusi dari persamaan tersebut. Misalkan suatu kasus dimana
sebuah sumur berproduksi dengan seri laju produksi tetap untuk setiap selang
waktu seperti diperlihatkan pada Gambar 2.2.Untuk menentukan tekanan lubang sumur (Pwf) pada tn sewaktu laju saat
itu qn, dapat dipakai prinsip superposisi dengan metode sebagai berikut :
q1 dianggap berproduksi selama tn
q2 dianggap berproduksi selama tn t1
q3 dianggap berproduksi selama tn t2
q4 dianggap berproduksi selama tn t3
... ..... - .....
qn dianggap berproduksi selama tn tn-1
-
5/26/2018 Skrip Si
19/108
9
Gambar 2.2.
Sejarah Produksi Berdasarkan Laju Alir dan Tekanan Dasar
Alir Sumur dengan Fungsi Waktu1)
2.2.2. TeoriPressure Build-UpSetelah mengetahui prinsip superposisi diatas, maka pressure build up
akan lebih mudah dimengerti, Gambar 2.3. memperlihatkan suatu sejarah
produksi suatu sumur. Mula-mula sumur diproduksi dengan laju tetap (q), selama
waktu (tp), kemudian sumur ditutup selama waktu t .
= wsi PP ( )
+ s
ttk
rc
kh
Bq
p
wt 21688
ln6.70
2
( )
s
tk
rc
kh
Bq wt 2.
1688ln
06.70
2
....................... (2-6)
Kemudian persamaan (2-6) disusun menjadi :
+=
t
tpws
tkhBqPiP ln6.70 ........................................................... (2-7)
Atau :
+=
t
tp
ws
t
kh
BqPiP log6.162
........................................................ (2-8)
-
5/26/2018 Skrip Si
20/108
10
Gambar 2.3.
Laju Alir Ideal dan Sejarah Produksi
untukPressure Build Up Test1)
Persamaan (2-8) memperlihatkan bahwa Pws, shut-in BHP, yang dicatat
selama penutupan sumur,apabila diplot terhadap logt
tt
+merupakan garis lurus
dengan kemiringan :
kh
Bqm
6.162= ,psi/cycle ........................................................................ (2-9)
Contoh yang ideal dari pengujian ini dapat dilihat dari Gambar 2.4.Jelas
bahwa perbeabilitas (k), dapat ditentukan dari slopem, sedangkan apabila garis
ini diekstrapolasikan keharga Horner Timesama dengan satu (equivalent dengan
penutupan yang tidak terhingga lamanya), maka tekanan pada saat ini teoritis
sama dengan tekanan awal reservoir tersebut.
Sesaat sumur ditutup akan berlaku hubungan :
6.70+= iwfkh
Bq
s
tk
rc
p
wt 2.
1688ln
2
= 162+ikh
Bq
s
tk
rc
p
wt 869.0.
1688log
2
-
5/26/2018 Skrip Si
21/108
11
=
+ s
tk
rcmi
p
wt 869.0.
1688log
2
....................................... (2-10)
Pada saat waktu penutupan = t , berlaku hubungan :
tttmiws p += /log .......................................................... ...(2-11)
Kalau persamaan (2-10) dan (2-11) dikombinasikan, maka dapat dihitung harga
skin (s), sehingga :
++
+
=
p
pwtwfws
t
tt
tk
rc
ms log151.1
1688log151.1151.1
2
. (2-12)
Didalam industri perminyakan biasanya dipilih t = 1 jam sehingga Pws
pada persamaan (2-12) menjadi P1jam. P1jamini harus diambil pada garis lurus atau
garis ekstrapolasinya. Kemudian faktor
+
t
ttp
dapat diabaikan sehingga :
( )
+
= 23.3log151.1
2
1
wt
wfjam
rc
k
ms
................................... (2-13)
dimana skin harus berharga positif.
Apabila harga s ini berharga positif berarti ada kerusakan (damaged) yangpada umumnya dikarenakan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresapkedalam formasi atau endapan lumpur (mud cake)di sekeliling lubang bor
pada formasi produktif yang kita amati. skin yang negatif menunjukkan
perbaikan (stimulated),biasanya ini terjadi setelah dilakukan pengasaman
(acidizing)atau perekahan (hydraulic fracturing).
Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktifakibat adanya skin effect, biasanya diterjemahkan kepada besarnya
penurunan tekanan, Ps yang ditentukan menggunakan persamaan :
Ps = 0.87 m s , psi .............................................................................. (2-14)
Maka besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau flow effisiensi (FE)
berdasarkan analisa pressure build-up ini dapat ditentukan menggunakan
persamaan :
-
5/26/2018 Skrip Si
22/108
12
swf PPP
qPI
=
,BPD / Psi ............................................................... (2-15)
Dan
%100xPP
PPPFE
wf
swf
=
................................................................. (2-16)
Sedangkan untuk mengetahui besarnya radius of investigation (ri) dapat
ditentukan menggunakan persamaan :
ftc
ktri
t
,03.0
= .................................................................................... (2-17)
Keterangan :ct : kompresibilitas , psi
-1
Untuk reservoir yang bersifat infinite acting, tekanan rata-rata reservoir ini
adalah P* = Pi = Pave.
Gambar 2.4.
Sejarah Laju Alir untuk IdealPressure Buildup Test1)
1. Pressure Build-Up yang Ideal
Seperti terlihat pada persamaan sebelumnya, plot antara Pws vs
logt
ttp
+merupakan garis lurus. Ini merupakan hal yang ideal tanpa adanya
pengaruh awal dari wellbore storagedapat dilihat pada Gambar 2.5berikut :
-
5/26/2018 Skrip Si
23/108
13
Gambar 2.5.
GrafikPressure Buld Upuntuk Reservoir Ideal1)
2. Wellbore Storage
Efek dari wellbore storage akan mendominasi data awal dari suatu
pengujian sumur, dimana lama pengaruh wellbore storage sangat tergantung
kepada ukuran maupun konfigurasi lubang bornya. Rangkaian pengerjaan analisa
pressure build-updapat dilakukan sebagai berikut:
1. Terlebih dahulu buat plot log P = (Pws- Pwf) vs log t.2. Wellbore storage effect terlihat dengan adanya unit slope yang
dibentuk oleh data awal.
Dari unit slope tersebut dapat diperkirakan wellbore storage coefficient
(Cs) di dalam satuan
=
24
tqBCs .................................................................................... (2-18)
Dari unit slopetersebut dapat diperkirakan wellbore storage coefficient
(Cs) di dalam satuan
=
24
tqBCs .................................................................................... (2-19)
-
5/26/2018 Skrip Si
24/108
14
Keterangan :
q = Laju alir, STB/Day
B = Faktor folume formasi, bbl/STB
t = Waktu, jam
P = Tekanan, psia
Dimana t dan P tersebut berasal dari sembarang titik yang dipilih
pada unit slope.
3. Dari titik data yang mulai meninggalkan unuit slopekemudian diukur1 atau 1.5 log cycle. Data yang terletak diluar jarak tersebut adalah
yang bebas dari pengaruh well bore storage.
4. Membuat Horner plot, (t + t)/t vs Pws. Horner straight linedibentukdari titik-titik data yang bebas dari wellbore storagediatas. Kemudian
berdasarkan garis lurus yang terbentuk tersebut dianalisa harga-
harganya seperti k, P*, s, dan FE.
Gambar 2.6 menjelaskan Tipe Pressure Build-up Bawah Lubang untuk
Produksi Pseudo Steady StateSebelum Shut-in.
2.2.3. Karakteristik KurvaPressure Buildup TestKarakteristik kurva Pressure Buildup Test dapat mengambarkan bagian-
bagian dari ulah tekanan, untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 2.7.
Dari gambar tersebut terlihat bahwa ulah tekanan dapat dibagi menjadi tiga bagian
yang meliputi :
1. Segmen Data Awal (Early Time)2. Segmen Data Tengah (Middle Time)3. Segmen Data Lanjut (Late Time)
-
5/26/2018 Skrip Si
25/108
15
Gambar 2.6.
TipePressure Build-upBawah Lubang untuk Produksi
Pseudo Steady StateSebelum Shut-in1)
1. Segmen Data Awal (Early Time)
Mula-mula sumur ditutup, pressure buildup test memasuki segmen data
awal, dimana aliran didominasi oleh adanya pengaruh wellbore storage, skindan
phase segregation (gas hump).
Bentuk kurva yang dihasilkan oleh bagian ini merupakan garis
melengkung pada kertas semilog, dimana mencerminkan penyimpangan garis
lurus akibat adanya kerusakan formasi di sekitar lubang sumur atau adanya
pengaruh wellbore storageseperti terlihat pada Gambar 2.7.
2. Segmen Waktu Pertengahan (Middle Times)
Dengan bertambahnya waktu, radius pengamatan akan semakin jauh
menjalar kedalam formasi. Setelah pengaruh data awal terlampaui maka tekanan
akan masuk bagian waktu pertengahan. Pada saat inilah reservoir bersifat infinite
-
5/26/2018 Skrip Si
26/108
16
acting dimana garis lurus pada semilog terjadi. Dengan garis lurus ini dapat
ditentukan beberapa parameter reservoir yang penting, seperti: kemiringan garis
atau slope(m), permeabilitas effiktif (k), storage capacity (kh), faktor kerusakan
formasi (s), tekanan rata-rata reservoir.
Gambar 2.7.
GrafikPressure Build-up TestSebenarnya1)
3. Segmen Waktu Lanjut (Late Times)
Bagian akhir dari suatu kurva setara tekanan adalah bagian waktu lanjut
(late times) yang dinampakan dengan berlangsungnya garis lurus semilog
mencapai batas akhir sumur yang diuji dan adanya penyimpangan kurva garis
lurus. Hal ini disebabkan karena respon tekanan sudah dipengaruhi oleh kondisi
batas reservoir dari sumur yang diuji atau pengaruh sumur-sumur produksi
maupun injeksi yang berada disekitar sumur yang diuji.
Periode ini merupakan selang waktu diantara periode transient(peralihan)
dengan awal periodesemi steady state. Selang waktu ini adalah sangat sempit atau
kadang-kadang hampir tidak pernah terjadi.
-
5/26/2018 Skrip Si
27/108
17
2.3. Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Bentuk Kurva Tekanan
Pada kenyataannya kurva respon tekanan tidaklah ideal. Banyak faktor
yang mempengaruhi bentuk kurva tersebut. Adanya penyimpangan dari asumsi-
asumsi yang berbeda dari kondisi idealnya. Sebenarnya disinilah letak manfaat
dari asumsi-asumsi yang diberikan, karena terjadinya anomali kurva respon
tekanan yang terjadi akan memberikan gambaran adanya kelainan, faktor-faktor
tersebut antara lain pengaruh wellbore storage, redistribusi fasa dalam lubang bor
maupun heterogenitas reservoir.
2.3.1 Wellbore Storage
Pengaruh dari wellbore storage akan mendominasi data awal dari suatupengujian sumur, dimana lamanya pengaruh wellbore storageini tergantung pada
ukuran maupun konfigurasi lubang bor serta sifatsifat fisik fluida maupun batuan
formasinya. Untuk menentukan kapan wellbore storageberakhir maka dibuat plot
antara P = (Pws Pwf) vs t pada kertas loglog, seperti terlihat pada Gambar
2.8.
Garis lurus dengan kemiringan 45 (slope = 1) pada data awal
menunjukkan adanya pengaruh wellbore storage. Dari garis ini, tentukan titik
awal penyimpangan dan ukur 1 - 1,5 cycle dari titik tersebut untuk menentukan
awal dari tekanan yang tidak dipengaruhi oleh wellbore storage(end of wellbore
storage).
Dengan diketahuinya wellbore storage yang terlihat dengan adanya unit
slope tersebut dapat diperkirakan wellbore storage coefficient (cs) dalam satuan
bbl/psi.
P24
tBq
=sc ...................................................................................... (2-20)
Keterangan :
q = laju produksi, STB/D
B = faktor volume formasi, bbl/STB
t = waktu, jam
P = perbedaan tekanan, psi
P dan t berasal dari sembarang titik yang dipilih dari unit slope.
-
5/26/2018 Skrip Si
28/108
18
Gambar 2.8.
Grafik P vs t pada Kertas Log-log5)
2.3.2. Redistribusi Fasa Dalam Lubang Bor (Gas Hump)Fenomena redistibusi fasa dalam lubang bor terjadi ketika penutupan
sumur dipermukaan dimana gas, minyak dan air mengalir bersama-sama di dalam
tubing. Karena adanya pengaruh gravitasi maka cairan akan bergerak ke bawah
sedangkan gas akan bergerak naik ke permukaan. Oleh karena cairan yang relatif
tidak dapat bergerak serta gas tidak dapat berkembang di dalam sistem yang
tertutup ini, redistribusi fasa ini akan menambah kenaikkan tekanan pada lubang
bor sehingga dapat mencapai keadaan yang lebih tinggi dari tekanan formasinya
sendiri dan menyebabkan terjadinya hump disaat awal.
2.3.3. Heterogenitas Reservoir
Salah satu sifat heterogenitas reservoir yang mempengaruhi bentuk kurva
ulah tekanan untuk uji sumur adalah ketidakseragaman permeabilitas. Pengecilan
permeabilitas dapat disebabkan oleh penyumbatan dari scale atau kotoran,
maupun hydrasi clay dan swelling, sedangkan pembesaran permeabilitas dapat
dikarenakan oleh adanya stimulasi pada sumur seperti pengasaman ataupun
hydraulic fracturing.
-
5/26/2018 Skrip Si
29/108
19
2.4. Cara Kerja AlatPeralatan dalam melakukan Uji tekanan di lapangan antara lain SRO
(Surface Read Out). SRO terdiri dari Panex Pressure Gauge yang dimasukkan
melalui Sinker Bar, alat ini akan mengolah tekanan dan temperatur setiap detik
atau jam sesuai yang ditentukan. Di dalam Panex Pressure Gauge terdapat Buffer
Tube yang berisi cairan silikon 1000 cp, jadi pressure tidak langsung ke elemen
tetapi melewati Buffer Tube. Kemudian peralatan dikontrol dipermukaan sehingga
mendapatkan data secara langsung sehingga peralatan ini disebut SRO (Surface
Read Out).
Cara melakukan Uji tekanan bentuk (PBU)adalah
1. Masukkan Sinker Bar kedalam sumur untuk mengetahui kondisilubang sumur aman.
2. Masukkan rangkaian SRO dan ukur gradien tekanan alir setiapkedalaman tertentu.
3. Tutup sumur untuk ulah tekanan bentuk (PBU) sampai tercapaikestabilan tekanan.
4. Cabut SRO sampai permukaan sambil ukur gradien tekanan statikatau alir.
5. Pengukuran selesai, kembalikan sumur pada status semula.
Gambar 2.9 dan Gambar 2.10 adalah alat yang digunakan dalam
pengujian tekanan di lapangan.
Gambar 2.9.
PanexPressure Gauge6)
-
5/26/2018 Skrip Si
30/108
20
Gambar 2.10.
Buffer Tube6)
2.5. AnalisaPressure Build UpUntuk menganalisa datadata hasil pengujian di dasarkan pada teori analisa
ulah tekanan bentuk (Pressure Build-Up Curve), yang dikemukakan oleh Horner,
dimana untuk memberlakukan teori ini digunakan anggapan sebagai berikut :
1. Sumur berproduksi pada laju aliran tetap dari pusat reservoir tak terbatasdengan tekanan yang tetap pada batas luar reservoir.
2. Aliran fluida hanya satu fasa.3. Kompressibilitas dan viscositas fluida konstan pada interval tekanan dan
temperatur yang bervariasi.
4. Sumur ditutup pada muka batupasir dan tidak terjadi aliran after flowproductionkedalam lubang sumur.
5. Formasi mempunyai permeabilitas homogen dalam arah aliran.2.5.1. Langkah Kerja Metode Horner
Pressure buildup test pada prinsipnya dilakukan dengan cara
memproduksikan sumur selama selang waktu tertentu dengan laju produksi yang
tetap, kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan ini menyebabkan naiknya
tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu. Data tekanan yang diperoleh dari test
tersebut dan data-data pendukung lainnya dikumpulkan dan kemudian dianalisa.
Analisa dengan metode horner secara manual yaitu dengan cara memplot data
tekanan (Pws) pada saat penutupan sumur (shut in) vsHorner time((tp + t ) / t ),
dari plot ini didapatkan harga m, P1jamdan P*. Penggunaan metode horner secara
manual dalam penerapannnya sering kali dijumpai kesulitan, terutama bila data
-
5/26/2018 Skrip Si
31/108
21
tekanan sebagian besar didominasi oleh efek wellbore storage dan skin efek
sehingga tidak dapat menginterpretasikan sifat reservoir yang sebenarnya.
Tahapantahapan interpretasi Pressure Build-Up Test dengan
menggunakan metode Horner adalah sebagai berikut :
1. Siapkan datadata pendukung, antara lain :- Kumulatif Produksi- Produksi ratarata- Porositas- Kompressibilitas batuan- Jarijari sumur- Faktor Volume Formasi- Viscositas fluida- Ketebalan lapisan produktif
2. Hitung berapa lama sumur telah diproduksikan dengan rumustestsebelumterakhirrata-rataproduksiqo,
produksikumulatifNp,tp=
3. Buat tabel data uji tekanan dasar sumur (Pws), waktu penutupan (dt),((tp + dt)/ dt), dan Pws Pwf, dimana Pwfadalah tekanan dasar sumur
pada waktu t = 0.
4. Plot antara P = (Pws Pwf) vs log t pada kertas log-log. Garis lurusdengan kemiringan 45 (slope = 1) pada data awal menunjukkan
adanya pengaruh wellbore storage. Dari garis ini, tentukan titik awal
penyimpangan dan ukur 1 1,5 cycle dari titik tersebut untuk
menentukan awal dari tekanan yang tidak terpengaruh oleh wellbore
storage.
5. Pengaruh wellbore storage terlihat dengan adanya unit slope yangdibentuk oleh data awal. Dari unit slope tersebut dapat diperkirakan
wellbore storage coefficient(cs) dalam satuan bbl/psi.
P24
tBq
=sc
-
5/26/2018 Skrip Si
32/108
22
6. Buatlah Horner plot antara log ((tp + dt)/ dt) vs Pws. Tarik garis lurusdimulai dari data yang tidak dipengaruhi oleh wellbore storage.
Tentukan sudut kemiringan (m) dicari dengan membaca harga
kenaikan tekanan (P) untuk setiap satu log cycle. P* diperoleh
dengan mengekstrapolasikan garis lurus tersebut hingga mencapai
harga waktu penutupan (dt) tak terhingga atau harga ((tp + dt)/ dt) = 1.
7. Hitung harga permeabilitas (k) dengan persamaan :hm
Bq162,6 oo
=
o
k
8. Baca Pwspada dt = 1 jam.9. Hitung hargafaktor skindengan persamaan :
( )( )
+
= 23,3
log
PP151,1
2
wf1jam
wt rc
k
mS
10.Hitung ri(radius of investigation) dengan persamaan :2
1
tc948
tk
=
ir
11.Hitung Flow Efficiency(FE) dengan persamaan :)*(
)*(
WF
WF
Pp
PskinPPFE
=
Keterangan :
FE < 1 menunjukkan permeabilitas formasi disekitar lubang sumur
mengecil akibat adanya kerusakan.
FE > 1 menunjukkan permeabilitas formasi disekitar lubang sumur
telah diperbaiki dan harganya lebih besar dari harga
semula..
12.Hitung Productivity Index(PI) dengan persamaan :
wf
o
PP
qPI
=
*
-
5/26/2018 Skrip Si
33/108
23
2.6. Pressure DerivativePada tahun 1980 muncul suatuinstrumentyang beresolusi tinggi karena
lebih unggul dengan menggunakan media elektronik. Instrument ini membantu
kita untuk memperoleh tekanan yang lebih teliti dari pada instrument standart
bourdon tubeyang telah digunakan sejak tahun 1930. Akhirnya, resolusi ini lebih
dikenal dengan pressure derivative yang akhir-akhir ini lebih digemari dari
pada analisa yang lainnya. Pada masa sekarang,derivativedigunakan secara rutin
dalam menganalisa pengukuran tekanan. Metode ini pertama kali diperkenalkan
pada buku ground water hydrologi oleh Chow (1952). Di dalam industri
perminyakan, metoda derivative pertama kali diaplikasikan dan diperkenalkan
oleh Jones (1957). Dia tertarik pada kontak fluida dan keberadaan dari batas.
Pada tahun 1962 ia melanjutkan idenya untuk uji batas reservoir. Carter (1966)
menggunakan gagasan Jones untuk menghitung volume reservoir, Prasad (1979)
telah menghitung volume reservoir dengan menggunakan analisa PBU.
Metoda pressure derivativeini muncul oleh karena pada penentuan akhir
dari efek wellbore storage dengan menggunakan metoda analisa Horner tidak
dapat memberikan harga yang tepat dan juga metoda analisa Horner tidak bisa
memberikan hasil yang akurat apabila digunakan untuk menganalisa reservoir
yang begitu kompleks. Pada metoda analisa Horner, penentuan akhir dari efek
wellbore storage ditandai dengan perubahan deviasi (pembelokan) pada kurva
tekanan atau yang biasa disebut dengan unit slope, kemudian unit slope ini
ditambahkan dengan satu setengah cycle.
Umumnya plot kurva pressure derivative terdiri dari dua bagian. Bagian
pertama merupakan plot antara beda tekanan penutupan (Pws) dengan tekanan
aliran dasar sumur (Pwf) yang dinyatakan sebagai P terhadap waktu penutupan
(t) pada kertas grafik log-log, plot kurva pertama ini berfungsi untuk mengetahui
flat curve, disamping mengetahui berakhirnya wellbore storage. Bagian kedua
merupakan plot antara slope(m) terhadap waktu penutupan (t) juga pada kertas
grafik log-log.
Untuk kurva ke dua secara praktis derivative dari perubahan tekanan
berdasarkan fungsi superposisi waktu. Dari persamaan PBU, dapat dinyatakan :
-
5/26/2018 Skrip Si
34/108
24
)(lnHfP= .......................................................................................... (2-21)
Jika Pws dinyatakan sebagai :
)ln(6.70 Hhk
BqPP
iws
= ................................................................ ..(2-22)
Persamaan diatas identik dengan persamaan garis lurus :
mxay += .......................................................................................... ..(2-23)
Perolehan slopedari kurva kedua ini berdasarkan cara statistik cara least
square, yang merupakan garis seminimumkan jumlah pangkat dua penyimpangan,
dengan syarat : untuk meminimumisasi fungsi, turunan pertamanya haruslah nol,
ini menghendaki turunan pertama terhadap a (Pi) sama dengan nol dan turunan
pertama pertama terhadap slope (a) juga sama dengan nol. Slope suatu garis
berdasarkan superposisi titik sebelumnya dinyatakan :
22 )(ln)ln(
)(ln)()(ln
ii
iiii
HnH
HPPHnm
+= ................................................ ..(2-24)
Keterangan :
Pi : tekanan penutupan dari data ke i, psi.
Hi :
+
t
ttp
waktu horner untuk data ke i.
m : slope kurva.
a : tekananinitial, psi.
n : jumlah data.
Gambar atau model dari kurva derivativedapat dilihat pada Lampiran A.
2.7. Tekanan Reservoir
Tekanan reservoir adalah tekanan yang diberikan oleh zat yang mengisi
rongga reservoir baik berupa gas, minyak, atau air. Tekanan reservoir ini hanya
diberikan oleh fluida yang ada dan bergerak dalam pori-pori batuan. Dengan
adanya tekanan reservoir ini akan menyebabkan terjadinya aliran fluida didalam
formasi kedalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif rendah dan
besarnya tekanan reservoir ini akan berkurang jika adanya kegiatan produksi.
-
5/26/2018 Skrip Si
35/108
25
Tekanan yang bekerja didalam reservoir pada dasarnya disebabkan oleh
tiga hal, yaitu :
1. Tekanan Hidrostatik
Adalah tekanan yang berasal dari fluida yang berada didalam pori-pori batuan
formasi. Faktor yang mempengaruhi tekanan hidrostatik adalah jenis dari fluida
itu sendiri dan kondisi geologi.
2. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler disebabkan oleh adanya gaya-gaya yang dipengaruhi
tegangan antar permukaan antar fluida yang bersinggungan, besar volume dan
bentuk pori serta sifat kebasahan batuan reservoir.
3. Tekanan Overburden
Tekanan overburden adalah tekanan yang terjadi akibat berat batuan yang
berada diatasnya. Besarnya pertambahan tekanan overburden sebanding dengan
bertambahnya kedalaman.
2.8. Flow Efficiency
Flow efficiencyadalah perbandingan antara selisih tekanan statik reservoir
dengan tekanan alir reservoir jika disekitar lubang tidak terjadi perubahan
permeabilitas (ideal drawdown) terhadap besar penurunan sebenarnya (actual
drawdown). Secara matematis dinyatakan sebagai berikut :
=
ideal
actual
J
JFE ..................................................................................... (2-25)
Dimana :
PwfP
qJ
actual
=
.............................................................................. (2-26)
skinideal PwfP
qJ
=
.................................................................... (2-27)
Sehingga :
PwfP
PPwfPFE skin
=
..................................................................... (2-28)
Dimana, Pskin = Kehilangan tekanan padazone damage.
-
5/26/2018 Skrip Si
36/108
26
Dengan mengetahui harga FE maka dapat diperkirakan kondisi formasi di
sekitar lubang bor yaitu dengan adanya kerusakan formasi, maka besarnya FE
akan berkurang. Harga laju produksi maksimum yang dihasilkan adalah harga laju
produksi maksimum pada hargaskinsama dengan nol.
2.9. Skin Effect
Skin adalah suatu besaran yang menunjukkan ada atau tidaknya kerusakan
pada formasi sebagai akibat dari operasi pemboran. Biasanya ini diakibatkan oleh
adanya filtrat lumpur pemboran yang masuk kedalam formasi atau adanya
endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif
tersebut. Secara matematis besarnya perubahan skin dapat dinyatakan dengan
persamaan berikut ini :
+=
+
=
p
pwtwfws
t
tt
tk
rc
ms log151.1
1688log151.1151.1
2
........... (2-29)
Biasanya harga t dipilih satu (1) jam, sehingga Pws pada persamaan (2-30)
menjadi P1jam. P1jamini harus diambil pada garis lurus atau garis ekstrapolasinya.
Kemudian faktor log
+
p
p
ttt dapat diabaikan sehingga :
( )
+
= 23.3log151.1
2
1
wt
wfjam
rc
k
ms
.................................................. (2-31)
Dimana, harga m harus berharga positif.
Apabila s berharga positif maka dalam formasi produktif tersebut terjadi
kerusakan (damaged), bila s = 0 maka tidak terdapat kerusakan maupun perbaikan
pada formasinya, dan bila s berharga negatif maka formasi produktif tersebut
menunjukkan adanya perbaikan (stimulated) yang biasanya setelah dilakukan
pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik (hydraulic fracturing).
-
5/26/2018 Skrip Si
37/108
27
2.10. Produktivity Index(PI)
Produktivity indeks(PI) adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan
kemampuan dari suatu sumur untuk berproduksi pada suatu kondisi tertentu
secara kwalitatif. Secara definisi PI adalah perbandingan antara laju produksi (q)
suatu sumur pada suatu harga tekanan alir dasar sumur tertentu (Pwf) dengan
perbedaan tekanan statik formasi (Ps). Secara matematis dapat dituliskan dalam
persamaan :
( )PwfPq
PIs
=psi
haribbl /..................................................................... (2-32)
Keterangan :
PI = Produktivity index, bbl/day
q = Laju produksi, bbl/day
Ps = Tekanan statik reservoir, psi
Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi
Faktor-faktor yang mempengaruhi harga PI dapat ditentukan dengan
penurunan persamaan PI dari persamaan Darcy, untuk aliran radial dapat
berbentuk:
=
w
e
wfs
r
rB
PPkh
qln
007082.0
........................................................................ (2-33)
Jika yang dialirkan minyak, maka persamaan menjadi :
=
w
e
oor
rB
khq
ln
007082.0
...................................................................................... (2-34)
Bila yang dialirkan terdiri dari minyak dan air maka persamaan menjadi :
+
= ww
w
oo
o
w
e
oo
B
k
B
k
r
rB
khq
ln
007082.0........................................................... (2-35)
Keterangan :
k = Permeabilitas, md
ko = Permeabilitas minyak, md
-
5/26/2018 Skrip Si
38/108
28
kw = Permeabilitas air, md
o = Viscositas minyak, cp
w = Viscositas air, cp
Bo = Faktor volume vormasi minyak, bbl/STB
Bw = Faktor folume formasi air,bbl/STB
re = Jari-jari pengurasan, ft
rw = Jari-jari sumur, ft
h = Ketebalan formasi, ft
Bentuk lain yang sering digunakan untuk mengukur produktivitas sumur
adalah Specific Produktivity Indeks (SPI) yaitu perbandingan antara PI dengan
ketebalan. Bisa dirumuskan sebagai berikut
h
PISPI= ............................................................................................ (2-36)
Keterangan :
h = Ketebalan, ft
PI = Produktivitas formasi
SPI ini biasanya digunakan untuk membandingkan produktivitas formasi
pada sumur-sumur yang berbeda tetapi masih dalam satu lapangan.
Untuk perencanaan suatu sumur atau untuk melihat ulah laku suatu sumur
untuk berproduksi, maka hubungan antara kapasitas produksi minyak dengan
tekanan alir dasar sumur biasanya digambarkan secara grafis dan sering disebut
sebagai kurva Inflow Performance Relationship (IPR). Untuk aliran fluida, jika
tekanan aliran lebih besar dari tekanan gelembung, maka harga PI akan tetap.
Kurva IPR dapat dibuat dengan persamaan :
= oswf
q...................................................................................... (2-37)
Berdasarkan dari persamaan diatas maka secara grafis dapat dapat
diperoleh garis lurus seperti yang terlihat pada Gambar 2.11., maka qo= PI x Ps
dan harga laju produksi ini merupakan harga yang maksimum yang disebut
sebagai potensial sumuran, yang merupakan laju produksi maksimum yang
diperbolehkan dari suatu sumur. Harga PI merupakan kemiringan dari garis IPR.
-
5/26/2018 Skrip Si
39/108
29
Gambar 2.11.
Grafik IPR yang Linear2)
Bentuk dari garis IPR akan linier jika fluida yang mengalir satu fasa, tapi
jika fluida yang mengalir terdiri dari dua fasa (fasa minyak dan fasa air) maka
bentuk grafik IPR akan melengkung, dan harga PI tidak konstan lagi. Karena
kemiringan grafik IPR akan berubah secara kontinyu untuk setiap harga Pwf, maka
dalam hal ini Vogel memberikan pemecahannya yaitu dengan mengeplot IPR
antara Pwf/Ps vs q/qmax. Persamaan yang diberikan oleh Vogel adalah sebagai
berikut :
2
max
8.02.01
=
s
wf
s
wf
o
o
q
q............................................................. (2-38)
Keterangan :
qo = Laju produksi minyak, bbl
qo max = Laju produksi maksimum, bblPwf = Tekanan alir dasar sumur, psi
Pr = Tekanan rata-rata reservoir, psi
-
5/26/2018 Skrip Si
40/108
30
Gambar 2.12.
Grafik IPR untuk Aliran Dua Fasa2)
2.11. Inflow Performance Relationship ( IPR ) Metode Standing
Metode Standing merupakan modifikasi dari persamaan Vogel dimana Pb
> Pi, berdasarkan kenyataan bahwa untuk sumur yang mengalami kerusakan maka
terjadi tambahan kehilangan tekanan di sekitar lubang bor.
Tekanan aliran dasar sumur ideal, Pwftidak dipengaruhi oleh adanya faktor skin,
sedangkan Pwf adalah tekanan dasar sumur sebenarnya yang dipengaruhi olehfaktor skin. Hubungan antara kedua tekanan alir dasar sumur tersebut adalah :
Pwf = Pr FE (Pr Pwf )..(2-39)
2
max
'8.0
'2.01
=
rrq
q wfwf
o
o ...(2-40)
dimana : FE = efisiensi aliran, yang merupakan perbandingan antara Indeks
produktivitas nyata dengan Indeks produktivitas ideal. Dengan
demikian FE berharga lebih kecil dari satu apabila sumur
mengalami kerusakan dan lebih besar satu apabila mengalami
perbaikan sebagai hasil operasi stimulasi.
Dengan menggunakan hubungan tersebut, maka harga tekanan alir dasar
sumur sebenarnya ( yang dipengaruhi oleh faktor skin ) diubah menjadi tekanan
-
5/26/2018 Skrip Si
41/108
31
alir dasar sumur ideal, sehingga dapat dimasukkan kedalam persamaan Vogel.
Prosedur perhitungan kurva IPR untuk kondisi sumur yang mempunyai faktor
skin sama dengan pemakaian persamaan Vogel yang telah diuraikan sebelumnya,
hanya saja perlu ditambah satu langkah yang mengubah tekanan alir dasar sumur
sebenarnya menjadi tekanan alir dasar sumur ideal. Harga FE yang diperlukan
dalam perhitungan ini dapat diperoleh dari hasil analisa uji build-up atau draw-
down.
Harga laju produksi maksimum yang dihasilkan adalah harga laju produksi
maksimum pada harga skin sama dengan nol, bukan laju produksi pada harga FE
yang dimaksud. Untuk menghitung harga laju produksi maksimum pada harga FE
yang dimaksud, maka harga tekanan alir dasar sumur sebenarnya, yang sama
dengan nol diubah menjadi tekanan alir dasar sumur pada kondisi ideal, kemudian
dihitung laju produksinya.
Kelemahan dari metode Standing adalah dihasilkan kurva IPR, yang :
1. hampir lurus, untuk harga FE < 1, meskipun kondisi aliran adalah dua fasa.2. berlawanan dengan definisi kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur.
Kedua hal tersebut di atas disebabkan penggabungan dua persamaan yang
tidak selaras, yaitu persamaan Vogel yang berlaku untuk kondisi aliran dua fasa
dengan definisi FE ( efisiensi aliran ) yang berlaku untuk kondisi satu fasa.
-
5/26/2018 Skrip Si
42/108
32
BAB III
DASAR TEORI SIMULATOR SAPHIRE 3.20
3.1. Saphir 3.20 Simulator.
Saphir pertama kali dikembangkan sejak dua puluh tahun yang lalu oleh
dua insinyur yang membutuhkan alat untuk pekerjaan interpretasi mereka sendiri.
Saphir telah berkembang ke posisi dominan dalam industri dengan lebih dari 2400
lisensi komersial yang digunakan sebagai standar oleh hampir semua Mayor IOC
dan NOC, dan klien lain di seluruh operator, perusahaan jasa dan konsultan di
semua benua. Metodologi Saphir selalu didasarkan pada Bourdet derivatif sebagai
alat diagnostik utama, pencocokan data diukur dengan model mempertimbangkan
sejarah produksi secara rinci.
Kekuatan pemrosesan komputerisasi terus meningkat dan memungkinkan
memperluas kemampuan teknis Saphir. Ini telah menghasilkan pengembangan
pemodelan numerik yang luas dan cepat, ekstensi untuk masalah nonlinier di
Saphir NL, beberapa metode dekonvolusi dan sekarang integrasi dengan modullain dalam suite Ecrin.
Sebagai modul interkonektivitas berkembang, sektor model Rubis penuh
lapangan sekarang dapat diekstraksi dan disimulasikan di Saphir. Tingkat Layer
dari WBP di Emeraude untuk analisis multilayer dapat diimpor dan, dengan rilis
bersamaan dari modul WPA Amethyste, model lubang sumur dan IPR / AOF bisa
ditukar pada satu klik. Sebuah model baik numerik baru retak horisontal sekarang
tersedia dan Saphir NL sekarang dapat model desorpsi untuk gas serpih dan gas
metan. Sebuah metode dekonvolusi baru telah ditambahkan. Pemuatan dan
mengedit data. Umumnya bagian yang paling membosankan dan memakan waktu
PTA, adalah untuk input parameter yang dikenal, tingkat beban dan data tekanan,
memeriksa kualitas, mengedit di mana diperlukan, kemudian ekstrak periode
bunga, umumnya menutup untuk memulai bagian yang menarik , sedangkan log-
-
5/26/2018 Skrip Si
43/108
33
log dan analisis khusus. Jadi, meskipun hal ini bukan yang paling memukau mata
pelajaran, Saphir dapat memuat jumlah yang tidak terbatas alat pengukur, tingkat,
tekanan dan data lainnya di hampir semua format termasuk ASCII, ExcelTM,
PAS dan database dari semua jenis melalui OLEDB & ODBC. Data dapat
masukan sebagai titik (waktu, nilai) atau sebagai langkah (durasi, nilai). Saphir
memiliki hubungan dengan sistem real time berbagai akuisisi, dan data drag-and-
drop dari modul Ecrin lain dan Diamant Guru. Hal ini dimungkinkan untuk
memulai analisis membangun dari pemilihan langsung fase shutin di Diamant
Guru. Dalam kasus tes multi-layer, tingkat lapisan dapat diekstraksi untuk
membedakan lapisan kontribusi dari modul PLE meraude. QA / QC Ada yang
lengkap interaktif mengedit dan QA / QC peralatan termasuk tren, koreksi pasang
surut, analisis gradien, dan kemungkinan untuk membandingkan berbagai meteran
untuk mendeteksi hanyut gauge dan efek lubang sumur antara sensor.
Koreksi untuk datum dengan model VLP Saphir dapat menentukan
Vertikal Lift Profile (VLP) atau mengimpor model asupan baik. untuk
menghasilkan VLP di Amethyste dan drag-drop ini ke Saphir. The VLP
digunakan bersama dengan model analitik atau numerik untuk mensimulasikan
tekanan pada kedalaman gauge, khususnya di permukaan. Atau yang VLP dapatdigunakan untuk memperbaiki data tekanan a priori kedalaman reservoir. Uji
desain Semua model Saphir analitik dan numerik dapat digunakan untuk
menghasilkan mengukur virtual yang analisis lengkap dapat disimulasikan.
Simulasi pilihan dengan mempertimbangkan resolusi account gauge, akurasi dan
pergeseran potensial dapat menjadi dasar untuk memilih alat yang tepat atau
untuk memeriksa apakah tujuan tes dapat dicapai dalam praktek.
Mengekstrak P dan Dekonvolusi Setelah data siap di loglog dan plot
khusus dapat diekstraksi. Atau, opsi dekonvolusi Saphir dapat digunakan untuk
membuat yang setara, diperpanjang respon penarikan dari beberapa build-up
berturut-turut. Ada peringatan, dan asumsi di belakang perkembangan ini,
keterbatasan dan penggunaan disarankan dikembangkan dalam buku Dynamic
gratis Analisis Data. Saphir merupakan produk komersial pertama untuk membuat
-
5/26/2018 Skrip Si
44/108
34
teknik ini tersedia bagi para penggunanya, dan dalam rilis ketiga Dekonvolusi itu
adalah satu-satunya program untuk menawarkan empat metode yang berbeda:
Dekonvolusi tunggal untuk mencocokkan beberapa build-up denganvariabel awal Tekanan.
Satu dekonvolusi per build-up dengan nilai tetap tunggal tekanan awal. Dekonvolusi tunggal untuk mencocokkan beberapa build-up dengan
kemampuan untuk mengabaikan waktu awal semua kecuali satu periode
untuk menangani dengan waktu awal tidak konsisten, metode (3) diikuti
dengan metode (2) di loop otomatis yang sama.
Khusus plot Tambahan analisis plot khusus dapat dibuat dengan pilihandisesuaikan dengan rezim aliran tertentu. Ini termasuk tes istilah yang sangat
pendek atau FasTest TM untuk Perforasi Inflow Pengujian dan jenis standar
seperti MDH, Horner, akar kuadrat dan akar tandem. Pengguna membuat garis
lurus, oleh regresi atau interaktif, dan Saphir menghitung parameter yang relevan.
Pencocokan data dengan model analitis Saphir menawarkan komprehensif built-in
katalog analitis memungkinkan kombinasi tradisional dengan baik, reservoir dan
model batas. Tambahan model eksternal tertentu yang tersedia dan tercantum pada
halaman referensi Teknis. Interaktif 'memilih pilihan' yang ditawarkan untuk
parameter yang paling untuk perkiraan pertama dengan memilih fitur karakteristik
model pada plot Bourdet derivatif. Jika pengguna macet ada pilihan untuk
menggunakan paket AI KIWI 'sebagai panduan. kemampuan tambahan termasuk
tingkat tergantung (non-Darcy) Kulit, mengubah wellbore storage, gangguan dari
sumur lain, gas bahan koreksi keseimbangan untuk sistem tertutup, baik model
berubah dalam waktu anisotropi (misalnya frac pra dan pasca, atau mengubah
Kulit), horisontal dan vertikal dan berlapis (bercampur) formasi.
Pencocokan data dengan model numerik Sejak v3.0, model numerik telah
digunakan untuk menghasilkan geometri kompleks dengan parameter fisik luar
lingkup model analitis. Hal ini terutama 2D tapi dengan 3D perbaikan jika
diperlukan. Mekanisme untuk membangun model tersebut dijelaskan pada
-
5/26/2018 Skrip Si
45/108
35
halaman Analisis Data Dynamic. Dalam model numerik paling rumit sampai saat
ini telah ditambahkan untuk memecahkan masalah sumur horisontal retak.
Sektor model lapangan Rubis 3D reservoir penuh dapat diimpor dan
digunakan di Saphir. Pada intinya memungkinkan Saphir untuk melampaui
keterbatasan NL saat ini Saphir dan menggunakan analisis sektor Rubis sebagai
alat yang dapat mensimulasikan aliran kompleks tiga-fase proses dengan gravitasi.
Unsur kunci dari langkah integrasi baru antara modul Ecrin adalah bahwa model
ini tidak disederhanakan pada saat pemindahan dari model simulator skala penuh
dalam Rubis ke modul Saphir PTA. Model simulasi skala penuh hanya disimpan
dalam Saphir dan re-simulasi dari sana. Pendekatan ini dimungkinkan karena
model Rubis skala penuh berisi dengan desain, kemampuan untuk
mensimulasikan, akurat dan tepat, respon aliran transient karena fitur baik
upscaling. Model multilayer Saphir mengintegrasikan pilihan analitik dan
numerik yang komprehensif multilayer dengan jumlah yang tidak terbatas
bercampur (analitis dan numerik) atau terhubung (numerik) lapisan. Setiap lapisan
bercampur memiliki tekanan awal sendiri. Untuk model analitis, untuk setiap
lapisan insinyur dapat memilih model standar atau eksternal. Individu stabil dan /
atau tingkat transient dapat dimuat dan terkait dengan setiap kombinasiberkontribusi lapisan. Harga boleh diambil langsung dari modul analisis PL
Emeraude. Model ini mensimulasikan respon tekanan dan kombinasi dari tarif
lapisan yang sarat dengan optimasi secara simultan pada kedua tekanan dan
kontribusi lapisan.
Meningkatkan model dan berjalan kepekaan Setelah generasi model,
regresi nonlinier digunakan untuk mengoptimalkan parameter model. Ini dapat
otomatis atau pengguna dapat mengontrol daftar parameter variabel dan rentang
yang dapat diterima mereka, serta berat ditugaskan untuk bagian data yang
berbeda. Optimasi dapat dilakukan pada plot loglog atau pada sejarah produksi
secara keseluruhan. Selang kepercayaan dapat ditampilkan pada akhir proses
regresi. Analisis sensitivitas dapat dilakukan dengan menjalankan model yang
sama untuk rentang yang berbeda dari parameter. Beberapa analisis dapat
-
5/26/2018 Skrip Si
46/108
36
dilakukan overlay dan dibandingkan pada semua petak. Diagram alir langkah
kerja tersebut dapat dilihat pada Gambar 3.1 berikut. Hasil analisis Pressure
Build Up adalah valid, jika tahapan kerja analisis dilakukan dengan benar dan
semua data yang dibutuhkan adalah valid.
Gambar 3.1.
Diagram Alir Perangkat Lunak Saphir 3.20 8)
3.1.1. Cara KerjaSaphir 3.20 simulator.3.1.1.1. Inisialisasi
Inisialisasi merupakan tahap awal dalam langkah kerja analisis dengan
perangkat lunak Saphir 3.20. Tahap ini terdiri dan empat bagian, yaitu : Main
Options, Information. Units dan Comments.
1. Main Options
Pada tampilan layar Main option, input data yang dilakukan adalah jenis uji
sumur, jari-jari lubang sumur (rw), ketebalan lapisan produktif (h), porositas,
reference timedan reference phaseyang diperoleh dari welltestingdata sheet.
2. Information
Berisi keterangan tentang uji sumur yang akan dianalisis, nama perusahaan
yang melaksanakan, nama formasi, nama sumur, waktu pelaksanaan PBU,
-
5/26/2018 Skrip Si
47/108
37
jenis pressure gaugeyang digunakan, kedalaman pengukuran dan informasi-
informasi yang perlu untuk dilengkapi.
Gambar 3.2
LayarMain Options8)
Gambar 3.3
Layar information8)
3. UnitsTampilan layar pada Gambar 3.4 berikut berfungsi untuk memilih satuan
yang digunakan.
-
5/26/2018 Skrip Si
48/108
38
Gambar 3.4
Layar Pemilihan Satuan 8)
4. CommentsComment digunakan untuk memberi catatan atau note di print out hasil
interpretasi.
Pada tahap inisialisai ini di-input data PVT, seperti : Faktor Volume Formasi
(Bo), Viskositas (o) dan Kompresibilitas total (Ct).
Gambar 3.5
Layar Input data PVT8)
-
5/26/2018 Skrip Si
49/108
39
3.1.1.2. Interpretasi Tahap Pertama
Setelah tahap inisialisasi langkah kerja selanjutnya adalah interpretasi
tahap pertama. Pada tahap ini langkah kerja yang dilakukan, yaitu :
1. Load Q dan Load P2. Extract delta P3. Generate model4. Improvement
Pada Gambar 3.6 berikut dapat dilihat tampilan layar interpretasi,
sedangkan penjelasan lebih lengkap mengenai interpretasi tahap pertama akan
dijelaskan pada tahapan berikut.
Gambar 3.6
Layar InterpretasiMain Screen8)
Input Parameter Laju Alir (Q) dan Tekanan (P)Data tekanan didapat dari hasil pembacaan memory gauge selama
Pressure Build-Up dan disimpan dalam format Ascii, sedangkan harga laju alir
(Q) didapat dari kegiatan swabingdan di-input-kan secara manual.
-
5/26/2018 Skrip Si
50/108
40
Gambar 3.7
Layar Pemilihan Data8)
Ekstrak DeltaPSetelah data tekanan dan laju alir di-input-kan. Kemudian dilakukan
Ekstrak delta P. Langkah kerja yang dilakukan adalah menginputkan harga
smooling faktor(L), jumlah Filtrationdan harga dari Pwf pada saat sumur ditutup
dt =0.
Gambar 3.8Layar Ekstraksi Parameter Delta P
8)
Dari Ekstrak delta P tersebut, dihasilkan log-log plot, history plot dan
semi-log plot (superposision plot) Gambar 3.8merupakan contoh tampilan layar
hasil Ekstrak Delta P.
-
5/26/2018 Skrip Si
51/108
41
Gambar 3.9
Layar Hasil Ekstraks DeltaP8)
Pemilihan ModelPlotderivativeyang dihasilkan dari Ekstrak delta P merupakan kurva yang
menggambarkan kondisi reservoir tersebut. Oleh karena itu, model yang dipilih
harus sesuai (match). Pemilihan model dilakukan dengan mernbandingkan plot
derivativedata lapangan dan hasil ekstraksi, dengan katalog model kurvapressure
derivativeyang tersedia (Lampiran A). Kemudian input data yang berhubungan
dengan model tersebut, diantaranya :
1. Model sumur (well models)
- storagedan skin
- Fracture Uniform flux
- Fracture Infinite Conductivity
- fracture finite Conductivity
- Sumur Horizontal
- Limited Entry
- Changing Weilbore Storage. dapat diterapkan untuk seluruh model.
- Rate Dependent Skin, dapat diterapkan untuk semua jenis fluida.
-
5/26/2018 Skrip Si
52/108
42
2. Model reservoir (reservoir models)
- Homogen
- Double Porosity Pseudosteady State
- Double Porosity Transient
- Two Layers With Cross Flow
- Radial Composite
- Linear composite
3. Model Batas Reservoir (boundary models)
- Infinite
- Circle
- One Fault
- Intersecting Faults
- Parallel Faults
- Rectangle
- Leaky Fault
Setelah semua data di inputkan, kemudian model yang dipilih dapat
ditampilkan. Langkah kerja selanjutnya adalah menyelaraskan model kurva
derivativedengan plot derivativedata lapangan.
Gambar 3.10
Layar ProsesMatching8)
-
5/26/2018 Skrip Si
53/108
43
Bila plot data derivative dan data lapangan belum selaras dengan model
kurva derivative, maka dapat digunakan fasilitas KIWI (Kappa Intelligent Well
Test Interpretation) yang berfungsi untuk mempercepat proses penyelarasan.
ImprovementImprovementdilakukan untuk memperbaiki hasil matchantara derivative
dan data lapangan dengan model derivativeyang kita pilih, dengan metode regresi
non-linier. Prinsip metode ini adalah memperbaiki match pointdan/atau parameter
lainnya yang bertujuan untuk meminimalkan standar deviasi. Kurva dapat
dikatakan selaras apabila kurva derivative memiliki bentuk yang sama dengan plot
derivativedan data lapangannya, dimana kedua kurva tersebut saling berhimpit.
Kondisi itu menunjukkan bahwa model kurva derivativereservoir yang kita pilih
sudah mendekati gambaran reservoir yang sesungguhnya.
3.1.1.3. Interpretasi Tahap Kedua
Menu ini merupakan tambahan dalam proses analisis, yang berfungsi
untuk menunjang plot derivative dan memperkuat dasar dalam pemilihan model.
Salah satunya adalah fleksibel plot yang digunakan untuk analisis khusus dengan
pemilihan skala dan fasililas menggambar segmen ganis lurus (straight line) yang
fleksibel. Pilihan dalam menu ini digunakan untuk menentukan jenis plot yang
akan ditampilkan. Jenis plot yang akan ditampilkan tergantung dari fungsi waktu,
fungsi tekanan, waktu superposisi, serta skala sumbu y tersebut.
Tipe dariflexible plotdijabarkan dan kategori-kategori di bawah ini:
a. Fungsi waktu
t, log (t), t , 4 t , atau 1/ t
b. Fungsi tekanan
P, P2, m(P) atau P/Zc. Waktu superposisi
Drawdown: ( ) )(2
tDt Pkh
qBPPi
=
Buildup : ( ) ( )[ ]ttPkh
qBPPi pDt +=
2
-
5/26/2018 Skrip Si
54/108
44
Multirate : ( ) ( ) ( )1112
=
= iiDiin
it ttPqq
kh
qBPPi
d. Skala Tekanan
Linier. log
sedangkan untuk analisis aliran dapat dipilih jenis plot antara lain:
- Wellbore storage: P vs t
- Pseudo-steady state: P vs t
-Radial flow: P vs log t
-Linear flow: P vs t
-Bi-linear flow: P vs t
- Spherical flow: P vs 1/ t
Tipe dari plot fleksibel yang digunakan disini adalah Horner Plot yang
digunakan sebagai pembanding terhadap metodepressure derivative. Homer Plot
dibuat dengan memilih Time function dalam log (t) dan Superposition dalam
build-upseperti diperlihatkan pada tampilan layarfleksibel plotberikut ini .
Gambar 3.11
LayarFleksibel Plot8)
Kemudian Horner plot terbentuk dan dapat dianalisis untuk mengetahui kondisi
reservoirnya. Contoh hasilfleksibel Plotdengan metode Horner dapat dilihat pada
Gambar 3.11.
-
5/26/2018 Skrip Si
55/108
45
Gambar 3.12
Tampilan Layar Horner Plot8)
3.1.1.4. Algoritma
Penentuan pressure derivativedan sejumlah N data pengukuran waktu
tekanan terhadap waktu, [(t1,p1)}N
i 1= berdasarkan algoritma Bourdet dkk adalah
berikut ini :
ii t
P
t
P
t
=
ln
( )
( ) ( )( )
( ) ( )( )
( ) ( )
+
=
+
+
+
+
++
+
kijikii
kiiji
kiiiji
iikiji
kijiiji
jikii
tttt
Ptt
tttt
Pttt
tttt
Ptt
/ln/ln
/ln
/ln/ln
/.ln
/ln/ln
/ln2
Persamaan tersebut menunjukkan bahwa untuk mengetahui pi pada ti
memerlukan data (ti-1, pi-1) dan (ti-1, pi+1). Jika selang waktu antara dua data
tekanan pengukuran kecil dan mendekati nol, maka akan dihasilkan plot pressure
derivative yang mempunyai banyak gangguan (noise). Untuk mengurangi noise
tersebut, Bourdet, dkk memperkenalkan parameter L yang digunakan dalam
pemilihan data tekanan pengukuran, sebagai berikut:
L min[ln(ti
ti 1+ ), ln(1i
i
t
t)]
-
5/26/2018 Skrip Si
56/108
46
Dimana 0 L 0.5 ; L = 0 berarti metode Bourdet diaplikasi tanpa normalisasi.
Dalam banvak kasus L = 0. 1 memberikan hasil plot yang terbaik.
-
5/26/2018 Skrip Si
57/108
47
BAB IV
ANALISA PERHITUNGAN PRESSURE BUILD-UP
Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan
karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi 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 dari batuan
formasi dan sifat fisik dari 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
formasi untuk berproduksi (produktifitas formasi).
Dalam menganalisa data, kita menggunakanPressure Build Up Test, yang
merupakan suatu teknik pengujian transien yang dilakukan dengan cara
memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju alir yang
tetap, kemudian menutup sumur tersebut sehingga tekanan menjadi naik dan
dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat biasanya tekanan dasar sumur).
Dari hasilPressure Build Up test, dapat diketahui karakteristik formasi yang dapat
digunakan untuk menentukan produktivitas formasi, sehingga dapat diketahui
kemampuan suatu sumur untuk berproduksi dan jari-jari pengurasan sumur.
Untuk mendapatkan besarnya parameter-parameter tersebut, penulis
mencoba melakukan analisa data Pressure Buildup yang dilakukan pada sumur
-
5/26/2018 Skrip Si
58/108
48
0.1
1
10
100
1000
0.1 1 10 100
dt (Jam)
dp(
Psi
)
EOWBS = 30 jam
1 cycle
KB dengan menggunakan perhitungan dengan metode Horner secara manual
dan software (simulator Saphir 3.20).
4.1. AnalisaPressure Buid-Uppada Sumur KB Dengan Metode Horner
Secara Manual.
Berdasarkan PBU Test yang dilakukan pada sumur KB, didapatkan data
waktu penutupan dan data tekanan, dari data tersebut didapatkan juga data (tp +
t)/t dan P (Pws Pwf), yang kemudian kita plot data t vs P pada kertas
grafik log-log untuk menentukan End of Wellbore Storage, dari data yang
dimasukan maka didapatkan, grafik log-log dan horner plot, seperti dibawah ini :
Gambar 4.1.
Grafik Log- log pada sumur KB
-
5/26/2018 Skrip Si
59/108
49
2150
2200
2250
2300
2350
2400
2450
2500
1101001000
(tp + dt)/dt (Jam)
P
(Psi)
EOWB =5.8
P EOWB=2444.2
P* = 2451.7 Psi
P1jam=2430.5 Psi
Gambar 4.2.
Grafik Horner Plot pada Sumur KB
1. Diketahui Data Hasil Pressure Build-Up pada Sumur KBsebagai berikut :
Data Petrofisik :
Kedalaman Lapisan = 1871,5 m Ketebalan lapisan (h) = 74 ft Porositas () = 0.22 = 22 % Temperatur = 134 oF Permeabilitas mula mula (K) = 14.1 md
Data Kondisi Reservoir : Gravity Oil = 36 oAPI Faktor Volume Formasi Oil (Bo) = 1.57974 bbl/STB Viskositas oil (o) = 0.31613 cp Kompressibilitas total (Ct) = 3E - 06 psia-1 Saturasi minyak = 0.9
-
5/26/2018 Skrip Si
60/108
50
Data Pendukung lain : Laju aliran oil (qo) = 46.8 bopd Jari-jari Sumur (Rw) = 0.31 ft Tp = 144 jam Pwf = 2167.74 psi
2. Menghitung lama sumur telah diproduksi.Dengan perkiraan waktu produksi hingga saat akan
dilakukan tes sumur (tp) adalah 144 jam dan harga Pwf adalah
2167.74 psi. Tes sumur ini dilakukan kurang lebih selama 54 jam.
3. PenentuanEfek Wellbore Storage.Penentuan analisapressure build-upini dikemukakan oleh Horner
yaitu memplot tekanan terhadap fungsi waktu. Kita harus
menentukan kapan waktu berakhirnya wellbore storage sebelum
membuat Horner plot dengan cara memplot log P(Pws-Pwf) vs t.
Harga P dan t untuk dapat dilihat pada Lampiran B .
Berdasarkan log-log antara P(Pws-Pwf) vs t pada Gambar 4.1.
dapat diketahui waktu berakhirnya efek wellbore storageadalah :
t = 30 jam, maka segmen data yang bebas dari efek wellbore
storageadalah data yang terletak diluar dari harga tersebut. Data-
data kemudian diplot pada kertas log-log dan hasilnya dapat dilihat
pada Gambar 4.1. Dari grafik tersebut dapat menentukan data
yang bebas dari pengaruh wellbore storage.
4.
Membuat Horner Plot.Membuat Horner Plot antara Log [(tp-t)/t] vs Pws. Tarik garis
lurus dimulai dari data yang tidak dipengaruhi oleh wellbore
storage. Tentukan sudut kemiringan (m) dan tekanan reservoir
(P*). P* diperoleh dengan mengekstrapolasikan garis lurus tersebut
hingga mencapai harga waktu penutupan (t) tak terhingga atau
-
5/26/2018 Skrip Si
61/108
51
harga [(tp-t)/t] = 1. Untuk membuat Horner Plot terlebih dahulu
harus mengetahui harga tp (waktu pengaliran sebelum sumur
tersebut ditutup), disini harga tp = 144 jam, selanjutnya adalah
menghitung harga
+
t
ttp hasilnya dapat dilihat pada Tabel.
(dilampirkan dalam lampiran).
Data-data PBU yang telah ditabulasikan diatas kemudian diplot
yaitu harga Pws vs
+
t
ttp pada grafik semilog untuk
menentukan harga permeabilitas, P*, skin, produktifitas indeks dan
flow efficiency, berikut grafik Horner plot untuk sumur KB .
Berdasarkan Gambar 4.2. didapatkan harga slope dan tekanan
reservoir (P*).
a)Slope (m)m = (-4.2658*Ln(x) + 2451.7)
m = (-4.2658*Ln(1) + 2451.7) (-4.2658*Ln(10) + 2451.7)
m = 9.8 Psi/cycle
b)Tekanan pada saat t = 1 jam
Penentuan harga P pada waktu t = 1 jam diperlukan waktu
Horner Time yang akan dipotongkan dengan garisslope,yaitu :
+
t
ttp=
+
1
1144= 145 jam
P 1 jam = -4.2658*Ln(Horner Time) + 2451.7
= -4.2658*Ln(145) + 2451.7)
= 2430.5 psi
c) Tekanan Reservoir (P*)
Dari hasil pembacaan Gambar 4.2 didapatkan harga P* dari
garis ekstrapolasi sampai
+
t
ttp= 1, harga yang diperoleh :
P* = 2451.7 psi
-
5/26/2018 Skrip Si
62/108
52
Grafik Horner pada Gambar 4.2. telah menghasilkan beberapa
parameter yaitu P*, P 1jam, m (slope) yang akan digunakan
untuk menghitung harga permeabilitas, skin, produktivitas
indeks, danflow ef