(D. SUBYAR MUJIHANDONO, ST)
1. ANALISA ANALISA PRESSURE PRESSURE BUILD UP TEST DEFINISI : PRESSURE BUILD UP TEST (PBU ) adalah suatu teknik
pengujian
yang
dilakukan
pertama-tama
dengan
mempro memproduk duksi sika kan n sumu sumurr sela selama ma sela selang ng wakt waktu u terte tertent ntu u dengan laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut dengan menutup kepala sumur di permukaan. Penutupan sumur ini menyebabkan menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi dari waktu. TUJUAN ANALISA :
Berdasarkan data tekanan yang didapat dari hasil analisa PBU, maka dapat ditentukan : a. Permeabi Permeabilit litas as formas formasii b. Adanya karakteri karakteristik stik perbaikan perbaikan atau kerusakan kerusakan formasi formasi c. Menentuk Menentukan an produktifi produktifitas tas formasi formasi d.
Mene Menent ntuk ukan an teka tekana nan n stat statis is dan dan teka tekana nan n rata rata-r -rat ata a reservoir
Dasa Dasarr anal analiisa PBU PBU diaj diajuk ukan an oleh leh Horne ornerr yang yang pada pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu waktu berdas berdasark arkan an suat suatu u prin prinsi sip p yang yang dike dikena nall denga dengan n superposisi. Berdasa Berdasarka rkan n prinsi prinsip p superpos superposis isii tersebut tersebut,, maka maka sumursumursumur diproduksi dengan laju aliran tetap selama waktu “tp”,
kemudian
sumur
ditutup
selama
waktu
“∆t”,
sehingga didapat bentuk umum persamaannya adalah
Pws = Pi − 162, 6
D. Subyar M, ST
q. µ . B k .h
tp + ∆t ∆t
(1)
log
1
Dimana : Pws
= tekanan dasar sumur, psi
Pi
= tekanan mula-mula reservoir, psi
q
= laju produksi sebelum sumur ditutup
µ
= viskositas minyak, cp
B
= faktor volume formasi, bbl/stb
k
= permabilitas, mD
h
= ketebalan formasi, ft
tp
= waktu produksi sebelum sumur ditutup,
jam (Np/q) x 24
∆t
= waktu penutupan sumur, jam
Dari persamaan tersebut terlihat bahwa apabila Pws diplot terhadap log (tp+∆t)/∆t akan merupakan garis lurus dengan kemirirngan (slope) = m = 162,6
q. µ . B
(2)
k .h
Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas dapat ditentukan dari slope “m”. Sedangkan apabila garis tersebut diekstrapolasikan ke harga “Horner time” (tp + ∆t /∆t) sama dengan satu, maka secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal reservoir . Sedangkan untuk menentukan apakah terjadi kerusakan formasi atau perbaikan formasi, yang ditandai oleh harga skin faktor (S), maka digunakan persamaan : s
P − P wf k = 1,151 1 jam − log + 3, 23 2 Φ. µ .Ct.rw m
(3)
Selanjutnya apabila harga “S” ini : a. Berharga positif berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya dikarenakan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresap ke dalam formasi atau D. Subyar M, ST
2
endapan lumpur (mud cake) di sekeliling lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. b. Berharga
negatif berarti
menunjukkan
adanya
perbaikan (stimulated) yang biasanya terjadi setelah dilakukan
pengasaman
(acidizing)
atau
suatu
perekahan hidrolik. Sedangakan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan,
∆Ps
yang ditentukan menggunakan persamaan :
∆Ps = 0,87 m. S
(4)
Sehingga besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau flow efisiensi (FE) berdasarkan analisa pressure build up test ini dapat ditentukan menggunakan persamaan : PI =
q P
∗
(5)
− Pwf − ∆Ps
dan
P − Pwf − ∆Ps FE = x100% P − Pwf ∗
(6)
∗
Sedangkan
untuk
investigation
(ri)
mengetahui dapat
besarnya
ditentukan
radius
of
menggunakan
persamaan : ri = 0,03
k .t
(7)
Φ. µ .Ct
TAHAPAN ANALISA
Tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa pressure buildup test berdasarkan Metode Horner adalah sebagai berikut : a. Berdasarkan
data-data
PBU
buat
tabulasi
yang
menghubungkan harga Pws terhadap Horner time (tp +
∆t/ ∆t) D. Subyar M, ST
3
b. Plot harga-harga Pws versus (tp +
∆t/ ∆t) pada grafik
semilog c. Buat garis ekstrapolasi berdasarkan plot harga tersebut
(langkah b) sampai harga (tp +
∆t/ ∆t) = 1, maka
didapat harga tekanan statis reservoir (P*) d. Tentukan besarnya slope (m) pada bagian garis yang lurus grafik tersebut e. Tentukan besarnya permeabilitas (k) menggunakan persamaan 2 f. Tentukan besarnya harga P1jam yang diambil pada bagian garis ekstrapolasi g. Tentukan skin faktor menggunakan persamaan 3 dan berdasarkan harga skin tersebut tentukan apa yang terjadi pada formasi produktif yang diamati h. Tentukan
produktifitas
formasi
(PI)
menggunakan
persamaan 5 i. Tentukan flow efisiensi (FE) menggunakan persamaan 6 j. Tentukan
besarnya
radius
of
investigation
(ri)
menggunakan persamaan 7 k. Buat analisa dari hasil-hasil yang saudara dapatkan Contoh Soal : Well AKAMIGAS, INDRAMAYU Field, was completed to
the “A” sands on February 7 TH February
20012 and closed in from
16 TH to March 8 TH for a bottom-hole survey. Its
cumulative production at a instant of closing in was 5847 bbl, and its production rate prior to closing in was 641 bbl/day. The BHP after closing in was recorded at
intervals, and the readings shown in Table resulted. The net pay thickness h was 349 ft, the viscosity
D. Subyar M, ST
4
µ was 40 cP and the
oil formation volume factor (Bo) was 1,075. The problem is to determine the static BHP and formation permeability. SOLUTION :
Tp =
5847 641
days = 219hr
slopeofline = 162,6 82 = 162,6 k
Bo.q. µ k .h
psi / cycle
1,075 x 641x 40 kx 349
= 156mD
P
1192 1200 1206 1212 1216 1220 1223 1227 1230 1232 1235 1236 `1237 1239 1241 1242 1241 1243 1244 1245 1247 1249 1249 1250 1267
t
(Tp +
19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 115 121 127 133 139 145 151 157 477
12,53 9,760 8,055 6,919 6,093 5,469 4,982 4,590 4,269 4,000 3,772 3,576 3,407 3,258 3,126 3,009 2,904 2,810 2,724 2,647 2,576 2,510 2,450 2,395 1,459
Soal Latihan :
D. Subyar M, ST
t)/
5
t
Log (Tp + t 1,0980 0,9894 0,9066 0,8400 0,7848 0,7379 0,6974 0,6618 0,6303 0,6021 0,5766 0,5534 0,5324 0,5130 0,4950 0,4784 0,4630 0,4487 0,4352 0,4228 0,4109 0,3997 0,3892 0,3793 0,1641
t)/
1. Diketahui data reservoir sebagai berikut : Qo = 5535 STB/D
µo = 0,89 cp
Co = 9.5.10-6 /psi
Bo = 1,31 RB/STB
Cw = 3.10-6/psi
h = 110 ft
Cf = 1.10-6/psi
d = 8,681 in
Sw = 38 %
rw = 0,362 ft
Φ = 23%
kh = kv
diameter bit = 12,25 in
Casing ID = 8,681 in
tp = 15 jam Data tekanan : t
tp + t
(min)
0 1 2 4 5 7 9 12 20 60 120 300 420 550
t
Pws (psi)
0 901.0 451.0 226.0 181.0 129.6 101.0 76.0 46.0 16.0 8.5 4.0 3.1 2.6
2710 2760 2803 2823 2825 2828 2830 2831 2832 2837 2839 2842 2842 2842
Tentukan : (a)
Kompresibilitas Total
(b)
Permeabilitas
(c)Skin faktor Jawab :
(a)
Ct = Co.So + Cw. Sw + Cf = (9.5x10-6)(1 – 0.38) + (3.0 x 10 -6)(0.38) + 10-6
D. Subyar M, ST
6
= 8.03x10-6 /psi k = 162,6
(b)
k = 162,6
qo . µ o .Bo m.h
(5535)(0,89)(1,31) (8,7)(110)
= 1096,45 mD
P1hr − Pwf = s 1,151 (c) m
k − log Φ. µ o .ct .r w
2
+ 3, 23
2837 − 2710 1096, 45 − log 8, 7 (0, 23)(0, 89)(8.03 x10
s = 1,151
6
−
2
)(0, 362)
+ 3, 23
= 1,151 (14,6 – 9,7 + 3,23) = 9,35 2. Suatu test PBU (Pressure Buildup Test) dilakukan pada
suatu sumur minyak. Pada grafik Horner (Horner Plot) menunjukkan bahwa akhir dari ETR (Early Time Region) pada ∆t = 6 jam, dan akhir dari MTR (Middle Time Region) pada
∆t = 60 jam, slope dari garis MTR diantara ∆t = 6
jam dan ∆t = 60 jam adalah 50 psi/cycle. Hitunglah : (a)
permeabilitas formasi
(b)
skin faktor
Diketahui data lain adalah :
µo = 0,85 cp
Qo = 20 STB/D Bo = 1,15 RB/STB
h = 15 ft
Ct = 1,7x10 -5 /psi
rw = 0,198 ft
P1hr = 2500 psi
Pwf = 2000 psi
Porositas = 15% Jawab :
D. Subyar M, ST
7
k = 162,6
(a)
k = 162,6
qo . µ o .Bo m.h
(20)(1,15)(0,85) (50)(15)
= 4,24 mD
0,50
k .∆t r i = 948.Φ. µ o .ct
(b)
0,50
(4,24)(60) r i = 948(0,15)(0,85)(1,7 x10 ) 5
−
= 352 ft
P − Pwf k 3, 23 − log + (c) s = 1,151 1hr 2 Φ. µ o .ct .r w m 2500 − 2000 4, 24 − log 50 (0,15)(0, 85)(1.7 x10
s = 1,151
5
−
2
)(0,198)
+ 3, 23
= 1,151 (10 –7,70 + 3,23) = 6,37 3. A new oil well produced 500 STB/D for 3 days; it then was shut in for a PBU test, during which data in Table were recorded. For this well, net sand thickness (h) is 22 ft; formation volume factor (Bo) is 1,3 RB/STB, porosity is 0.2; total compressibility (Ct) is 20.10 -6; oil viscosity is 1,0 cP; and wellbore radius (rw) is 0,3 ft. From this data, estimate formation permeability and the skin factor
Pws
t
1794 1823 1850 1876
2 4 8 16
D. Subyar M, ST
Tp + t t 37,0 19,0 10,0 5,5
8
Log Tp + t 1,56 1,278 1 0,74
t
1890 1910
24 48
k = 162,6
(a)
k = 162,6
4,0 2,5
0,60 0,39
q.B. µ m.h
(500)(1,3)(1,0) (100)(22)
= 48 mD (b)
P − Pwf s = 1,151 1hr m
k − log Φ. µ o .ct .r w
2
3, 23 +
1764 − 1150 48 − log (0, 2)(1, 0)(20 x10 100
s = 1,151
5
−
2
)(0, 3)
3, 23 +
= 1,43 4. Suatu test PBU dilakukan dan mempunyai data sebagai berikut : H
= 25 ft
Co
= 10.10-6 /psi
µ0
= 0,55 cp
Cw
= 3.10-6 /psi
Bo
= 1,4 RB/STB
Φ
= 35 %
kh/kv
= 1,0
Np
Cf Sw
= 7500 STB
= 3.10 -6 /psi
= 30 % rw
= 0,33 ft
qo
= 64 STB/D Tp +
t
Pws t
0 0.33 0.50 0.67 0.83 1.00 1.17 1.33 1.50 1.67 1.83 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00
D. Subyar M, ST
1126 1362 1485 1552 1629 1715 1774 1846 1907 1941 1980 2011 2111 2155 2167 2174 9
0 8445 5625 4217 3377 2813 2411 2110 1876 1688 1535 1407 938 704 563 470
t
7.00 8.00 9.00 10.00 12.00 14.00 16.00 20.00 24.00 28.00 32.00 35.50
2179 2186 2188 2190 2196 2201 2206 2217 2227 2234 2241 2241
403 353 314 282 235 202 177 142 118 101 89 80
Hitunglah : a. Permeability b. Skin Factor Jawab :
Tp =
24. Np
qo
=
7500 x24 64
= 2812 hours Ct = Co.So + Cw.Sw + Cf = [(10)(0,70) + (3)(0,30) + 3] x 10 -6 = 10,9 x 10 -6
(a)
k = 162,6
= 162,6
qo . µ o .Bo m.h
( 64 ) ( 1,4 ) ( 0,55) ( 75,15) ( 25)
= 4,27 mD
(b)
P1hr s = 1,151
− P wf m
− log
k
Φ. µ o .ct .r w
2
+ 3, 23
2115 − 1126 4, 27 = 1,151 − log ( 0, 35) ( 0, 55) ( 10, 9 x10 ) ( 0, 333) 75,15 6
−
D. Subyar M, ST
10
2
+ 3, 23
= 1,151 (13,160 – 7,264 + 3,23) = 10,51
Ada
beberapa
metode
yang
digunakan
untuk
menganalisa data pressure build-up, antara lain : 1. Metode Horner Persyaratan : untuk sumur-sumur yang relatif baru
diproduksikan atau waktu produksinya masih pendek 2. Metode Miller Dyes dan Hutchinson Persyaratan : untuk sumur-sumur tua dimana waktu
produksinya sudah cukup lama, kondisi aliran fluida di dalam reservoir sudah mencapai pseudo steady state 3. Metode Muskat Persyaratan : untuk sumur-sumur yang diproduksi
dengan tenaga pendorong water drive dan sumursumur pada proyek injeksi air yang telah mencapai kondisi filled up 4. Type Curve Method
D. Subyar M, ST
11
2. ANALISA PRESSURE DRAWDOWN DEFINISI : PRESSURE DRAWDOWN (PDD) adalah suatu pengujian
yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung.
Adapun
sebagai
syarat
awal
sebelum
pembukaan sumur tersebut adalah hendaknya tekanan seragam di seluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur
sementara
waktu
agar
dicapai
keseragaman
tekanan di reservoirnya. TUJUAN ANALISA
Data yang didapat dari analisa PDD ini anatara lain dapat digunakan untuk menentukan : a. Permeabilitas Formasi b. Faktor Skin (S) c. Menentukan tekanan aliran dasar sumur d. Menentukan
jarak
batas
reservoir
yang
erat
hubungannya dengan spasi sumur pada perencanaan sumur tambahan. Apabila suatu sumur diproduksi dengan laju aliran tetap dan tekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan tekanan pada lubang bor (r D = 1) yang dinyatakan dalam variabel tak berdimensi adalah : PD = ½ ln t D + 0,80907
D. Subyar M, ST
12
Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage menghilang, maka akhirnya akan didapat : Pwf
= Pi − 162, 6
q. µ . B k .h
k Φ. µ .Ct .rw
log(t ) + log
2
− + 3, 2275 0,86859 S
dari kedua persamaan terlihat bahwa plot antara Pwf versus log t merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope = m) m = 162,6
q. µ . B k .h
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 :
P s = 1,151 i
− P hr 1
m
k − log Φ. µ .Ct .r w
2
3, 2275 +
Contoh Soal : Diketahui suatu sumur dilakukan PDD, dengan data-data : Q
= 250 STB/D
B
= 1,136 BBL/STB
µ rw
h
= 0,8 cp = 0,198 ft T (hours) 0 0.12 1.94 2.79 4.01 4.82 5.76 6.94 8.32 9.99 14.4 17.3 20.7 24.9 29.8 35.8 43 51.5
D. Subyar M, ST
Pi
= 69 ft
Φ
= 0,039
Ct
= 17x10-6/psi
= 4412 psi
Pwf (psi) 4,412 3,812 3,699 3,653 3,636 3,616 3,607 3,600 3,593 3,586 3,573 3,567 3,561 3,555 3,549 3,544 3,537 3,532 13
Pi-Pwf (psi)
600 713 759 776 796 805 812 819 826 839 845 851 857 863 868 875 880
61.8 74.2 89.1 107 128 154 185 222 266 319 383 460
3,526 3,521 3,515 3,509 3,503 3,497 3,490 3,481 3,472 3,460 3,466 3,429
Hitung : a. Permeabilitas b. Skin faktor Jawab : m
= 3652 – 3582 = 70 psi/cycle
a.
k = 162,6 k =
q.B. µ m.h
(162,6)(250)(1,136)(0,8) (70)(69)
= 7,65 mD
b.
P − P 1hour k s = 1,151 i 3, 23 − log + 2 Φ. µ .Ct.rw m = 6,37
D. Subyar M, ST
14
886 891 897 903 909 915 922 931 940 952 946 983
Prosedur analisa Pressure Drawdown Data yang dibutuhkan : Pwf, t, qo, Bo, μo, h, Φ, Co, Pi, P1jam, Sw, So
Plot Pwf Vs t, pada grafik semilog dengan Pwf pada skala linear dan t pada skala log
Tentukan kemiringan kurva
Hitung k
=
162,6
q.B . µ m.h
Hitung
P − P 1hour k s = 1,151 i − log m Φ. .Ct.r
D. Subyar M, ST
15
2
3, 23 +
3. Test Isochronal
Test isochronal adalah suatu cara untuk menentukan kapasitas produksi dari suatu sumur gas pada setiap tekanan dasar sumur dan tekanan formasi. Berdasarkan test isochronal ini dapat ditentukan Absolute Open Flow Potential (AOFP) yaitu kapasitas produksi teoritis
bila tekanan dasar sumur didepan lubang perforasi diturunkan sampai nol psia Kegunaan data test isochronal, antara lain : 1. Untuk menentukan apakah sumur menguntungkan atau tidak untuk diproduksi 2. Untuk
menentukan
kapasitas
produksi
gas
yang
diijinkan 3. Untuk menentukan jarak sumur satu dengan sumur lainnya dalam pengembangan lapangan 4. Untuk menentukan perlu tidaknya dilakukan stimulasi 5. Membantu dalam mengenali ulah laku reservoir Pada pengetesan di reservoir gas yang benar-benar tight, test isochronal menjadi kurang praktis, karena sangat sulit untuk mencapai tekanan statis yang stabil dari reservoir sebelum perioda pembukaan yang pertama dan selama periode penutupan berikutnya. Pada tahun 1959, Katz menyarankan suatu modifikasi terhadap test isochronal. Katz menyarankan bahwa baik pada periode penutupan maupun periode pembukaan
D. Subyar M, ST
16
untuk tiap test –test dilakukan dalam jangka waktu yang sama.
D. Subyar M, ST
17
