Dasar-dasar Teknik Produksi(Indo)

Pada Bab ini akan memperkenalkan tentang Dasar-Dasar Teknik

Produksi minyak dan gas bumi, yang meliputi :

Reservoir Flow Energy

Oil Well Production Testing

Gas Well Production Testing

Well Service

Dimana permasalahan tersebut merupakan bagian yang

terpenting dalam mengenali karakteristik suatu sumur produksi.

1. Reservoir Flow Energy

1.1 Inflow Performance Relationship (IPR)

IPR adalah hubungan tekanan alir dasar sumur (Pwf) dan

laju alir (q). Hubungan ini menggambarkan kemampuan

suatu sumur untuk mengangkat fluida dari formasi ke

permukaan atau berproduksi. Kurva hubungan ini disebut

kurva IPR. Berdasarkan jenis reservoir, tenaga pendorong

reservoir, tekanan reservoir dan permeabilitas, kurva IPR

dapat berbentuk garis lurus dan garis melengkung, seperti

terlihat pada Gambar 1.

Metoda-metoda pembuatan kurva IPR telah banyak

dikembangkan yang tergantung dari fasa yang mengalir.

Metoda-metoda tersebut diantaranya adalah :

Dasar-dasar Teknik Produksi 1

Gambar 1 Kurva IPR

1.1.1Metoda Gilbert

Hanya memberikan gambaran yang tepat pada

reservoir dengan aliran satu fasa yaitu aliran dengan

kondisi tekanan di atas tekanan jenuh (Pb). Sering

digunakan untuk reservoir water drive.


Dari persamaan di atas dapat dilihat bahwa hubungan

antara Pwf dan q merupakan persamaan linier, seperti

terlihat pada Gambar 2.

Gambar 2Grafik IPR Metoda Gilbert

1.1.2Metoda Vogel

Model ini ditulis dalam bentuk fraksi Pwf/Ps vs. q/qmax,

yang dapat dilihat pada Gambar 3. Kira-kira

persamaan tersebut dapat ditulis sebagai berikut :

dimana : qmax = laju alir maksimum, bpd


Gambar 3

Grafik IPR Metoda Vogel

1.2 Productivity Index (PI)

PI adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan

kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, pada suatu

kondisi tertentu secara kwalitatif. Secara definsi PI adalah

perbandingan antara laju alir produksi (q) suatu sumur pada

suatu harga tekanan alir dasar sumur tertentu (Pwf) dengan

perbedaan tekanan static formasi (Ps) atau


dimana q dalam STB/day, Ps, Pwf dalam psia, dan PI dalam

STB/day.psia.

Faktor-faktor yang mempengaruhi harga PI dapat ditentukan

dengan penurunan persamaan PI dari persamaan Darcy,

untuk aliran radial dapat berbentuk :

dengan,

k = permeabilitas, md

h = ketebalan formasi, ft

o = viskositas minyak, cp

Bo = faktor volume formasi

rw = jari-jari sumur, ft

re = jari-jeri pengurasan, ft

q = laju produksi, bpd

Sehingga diperoleh suatu persamaan :

Dari persamaan ini, dapat dilihat bahwa harga PI

dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu :

1. sifat fisik batuan formasi

2. sifat fisik fluida formasi

3. bentuk geometri sumur dan reservoir


4. besarnya draowdown yang terjadi

Perlu diketahui pula, bahwa persamaan di atas harus

memenuhi syarat-syarat yang diasumsikan oleh Darcy :

fluida satu fasa

aliran mantap

formasi homogen

fluida incompresible

1.3 Flow Efisiensi (FE)

Flow efisiensi didefinisikan sbagai perbandingan antara

selisih tekanan statik reservoir dengan tekanan alir reservoir

jika di sekitar lubang tidak terjadi perubahan permeabilitas

(ideal drawdown).

Secara matematika dinyatakan dengan :

dimana : Pwf‘ = Pwf + Pskin

Untuk memperjelas pengertian mengenai Pwf dapat

diperhatikan Gambar 4.


Gambar 4

Perilaku Tekanan pada Reservoir yang Mempunyai Damaged

2. Oil Well Production Testing

2.1 Pressure Buid Up Testing

2.1.1Tujuan

Pressure build up adalah suatu teknik pengujian

transien tekanan yang paling dikenal dan banyak

dilakukan orang. Pada dasarnya, pengujian ini


dilakukan pertama-tama dengan memproduksikan

sumur selama selang waktu tertentu dengan laju alir

yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut

(biasanya dengan menutup kepala sumur di

permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan

naiknya tekanan. Kenaikan tekanan tersebut dicatat

sebagai fungsi dari waktu.

Dari dua tekanan yang didapat, kemudian dapat

ditentukan :

a. permeabilitas formasi, (k)

b. faktor skin, (s)

c. efisiensi aliran (flow efficiency)

d. tekanan awal dan tekanan rata-rata reservoir

Dasar analisa pressure buil up ini diajukan oleh

HORNER, yang pada dasarnya adalah mem-plot

tekanan terhadap fungsi waktu. Persamaan dasar

untuk menganalisa pressure build up testing adalah :

2.1.2Presedur Analisa Pressure Buid Up Testing

1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu :

a. produksi kumulatif sumur, Np (STB)

b. laju aliran produksi yang ditstabilkan sebelum

pengujian sumur, qo (STB/hari)

c. porositas, (fraksi)

d. kompresibilitas total, Ct (psia)-1


e. jari-jari lubang bor, re (rt)

f. faktor volume formasi minyak, Bo (BBL/STB)

g. viskositas minyak, o (cp)

h. tebal formasi h (diambil tebal gross dari log

sumur), ft

2. Hitung berapa lama sumur telah berproduksi (tp)

menurut rumus :

tp = 24 Np/qo

3. Buat tabel data uji, tekanan dasar sumur (Pws),

waktu penutupan (t), (tp + t)/t, dan (Pws – Pwf)

4. Plot Pws terhadap (tp + t)/ t pada kertas

semilog. Tarik garis lurus dimulai dari data yang

dipengaruhi oleh wellbore storage. Kemudian

tentukan sudut kemiringan (m) (psi/log cucle) dan

tekanan P* diperoleh dengan

mengekstrapolasikan garis lurus tersebut hingga

harga waktu penutupan (t) tak terhingga atau

harga (tp + t) t)/ t = 1.

5. Hitung harga permeabilitas (k) dari persamaan :

6. Pada garis lurus yang telah ditarik baca tekanan

Pws pada 1 jam atau P1hr

7. Hitung harga faktor skin (S) dari persamaan :


8. Hitung efisiensi aliran (FE) dengan persamaan-

persamaan berikut :

dimana :

Jnyata = q/(P* - Pwf)

Jideal = q/(P* - Pwf - Pskin)

Pskin = 0.87 (S) (m)

9. Tentukan tekanan rata-rata reservoir

Reservoir tak terbatas (infinite), dan

Reservoir terbatas (finite)

a. Dalam praktek kasus pertama dapat

diberlakukan untuk reservoir yang belum

dikembangkan penuh dimana jumlah sumurnya

masih sangat terbatas, sehingga jari-jari

pengurasannya dapat diketahui seolah-olah tak

terbatas. Dalam hal ini tekanan reservoir rata-

rata (P) sama dengan P*.

b. Dalam kasus kedua, untuk reservoir yang sudah

dikembangkan, bentuk maupun luas daerah

pengurasannya sudah dapat diperkirakan.

Misalnya lingkaran, persegi panjang, bujur

sangkar, dan sebagainya. Lihat Gambar 5, cara

menentukan-nya adalah sebagai berikut :


Tentukan harga P* seperti pada kasus reservoir

tak terbatas.

Tentukan bentuk dan luas daerah pengurasan,

kemudian tentukan harga tDA.

Dari harga tDA ini gunakan kurva yang sesuai

dengan bentuk daerah pengurasannya, seperti

terlihat pada Gambar 6, 7, 8, dan 9, kemusian

tentukan harga PDMBH pada sumbu tegak.

Dari persamaan :

tekanan reservoir dapat dihitung.


Gambar 5

Bentuk Pengurasan


Gambar 5

Bentuk Pengurasan (Lanjutan)


Gambar 6

Dimensionless Pressure oleh Matthews-Brons-Hazebroek untuk Berbagai Bentuk Daerah Pengurasan


Gambar 7



Gambar 8



Gambar 9


2.2 Pressure Drwdown Testing

2.2.1Tujuan


Pressure Drawdown Testing adalah suatu pengujian

dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan

laju produksi tetap selama pengujian berlangsung.

Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur,

tekanan hendaknya seragam di seluruh reservoir,

yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar

dicapai keseragaman tekanan.

Keuntungan ekonomis melakukan pengujian jenis ini

adalah kita masih memperoleh produksi minyak

selama pengujian. Sedangkan keuntungan secara

teknis adalah kemungkinan dapat memperkirakan

volume reservoir. Tetapi kelemahannya adalah sukar

untuk mempertahankan laju alir tetap selama

pengujian berlangsung.

Dari hasil analisa ini dapat ditentukan :

a. permeabilitas formasi (k)

b. menentukan faktor skin (S)

c. menentukan volume pori yang terisi fluida

reservoir

d. menentukan bentuk (shape) daerah pengurasan

Berdasarkan hasil uji drawdown dan uji limit reservoir

butir c dan d dapat dilakukan apabila pengujian ini

mencapai semi mantap.

2.2.2Prosedur Analisa Drawdown Testing

Analisan Pressure Drawdown Periode Transien


a. viskositas minyak, o (cp)


b. faktor volume minyak, Bo (bbl/STB)

c. kompresibilitas total, Ct (psi-1)

d. jari-jari lubang bor, rw (ft)

e. perkiraan porositas formasi, (fraksi)

f. perkiraan akhir waktu aliran transien, ti

g. laju alir minyak, Qo (STB/hari)

2. Buat tabel data uji : t, Pwf, dan (Pi – Pwf), dimana

Pi adalah tekanan dasar sumur sesaat sebelum

sumur diproduksikan.

3. Plot Pwf terhadap log t pada kertas semilog. Garis

lurus yang diperoleh pada data yang bebas dari

wellbore storage effect, menunjukkan periode

transien. Tentukan kemiringan garius lurus (m

[psi/log cycle]) tersebut.

4. hitung permeabilitas (k) dari persamaan berikut :

5. Tentukan harga Pws pada waktu t = 1 dari garis

lurus seperti dinyatakan pada butir 3. Kemudian

hitung harga faktor skin (S) dengan rumus :

Analisa pressure drwdown periode transien

lanjut




b. faktor volume minyak, Bo (bbl/STB)


d. jari-jari lubang bor, rw (ft)

e. porositas, (fraksi)

f. tekanan reservoir sesaat sebelum sumur

diproduksikan, Pi (psig)

2. Dari butir 3 (langkah kerja periode transien)

tentukan akhir periode transien t1t.

3. Plot Pwf terhadap t pada kertas grafik kartesian

untuk data setelah t1t. Garis lurus yang diperoleh

menunjukkan periode semi mantap diawali dari

waktu tpss.

Data antara waktu t1t dan tpss (bila ada)

menunjukkan periose transien lanjut.

4. Plot log (Pws – P) sebagai sumbu tegak terhadap

waktu (t1t s/d tpss pada kertas semilog dengan

mengambil beberapa harga P sehingga diperoleh

plot garis lurus. Harga P = Pwf untuk waktu tpss

adalah harga P yang pertama dicoba.

5. Apabila pengandaian harga P terlalu besar akan

menghasilkan kurva yang melengkung ke atas, dan

sebaliknya untuk harg P terlalu kecil akan

menghasilkan kurva yang melengkung ke bawah.

6. Dari garis lurus yang diperoleh pada butir 5,

tentukan harga kemiringan () dan baca harga titik


potong garis tersebut dengan sumbu dengan

sumbu tegak (b).

7. Berdasarkan harga () dan (b) tentukan harga

permeabilitas (k) menurut persamaan :

8. Hitung harga liquid field pore volume, (Vp)

menurut :

9. Hitung harga faktor skin dengan persamaan :

Analisa Pressurte Drawdown Periode Semi

Mantap

1. Persiapkan data untuk analisa sama seperti analisa

transien lanjut

2. Dari butir 3 (langkah kerja periode transien lanjut)

tentukan harga kemiringan garis tersebut (L)

3. Hitung harga volume pori yang berisi fluida

reservoir (Vp) dengan menggunakan persamaan


Analisa Penentuan Bentuk Daerah Pengurasan

1. Dari butir 3 (periode transien) tentukan harga Pwf

saat t = 1 jam pada garis lurus

2. Dari butir 3 (periode transien lanjurt) tentukan

harga titik potong perpanjangan garis lurus dengan

sumbu tegak (Pint).

3. Hitung CA dan (tDA)pss dengan persamaan di bawah

ini :

4. Cocokan harga CA dan (tDA)pss hasil perhitungan

dengan harga CA dan (tDA)pss pada tabel untuk

menentukan bentuk daerah pengurasan.

2.3 Production Test

2.3.1Tujuan

Secara teoritis laju produksi jamak dapat dilakukan

dengan merubah laju produksi sumur beberapa kali,

akan tetapi untuk menyederhanakan pelaksanaan uji

ini perubahan laju produksi hanya dilakukan satu kali

saja.

Pengujian ini baik digunakan untuk sumur-sumur yang

laju produksinya tidak dapat diharapkan mantap

selama pengujian drawdown dan tidak diijinkan


ditutup untuk pressure bild up test. Pengujian ini

sangat peka terhadap ketelitian data produksi. Oleh

karena itu pengukuran laju produksi selama pengujian

perlu lebih diperhatikan.

Pengujian ini dilakukan dengan merekam perubahan

tekanan alir dasar sumur (Pwf). Pengukuran Pwf ini

dilakukan 3 – 4 jam setelah laju produksi diturunkan

dari q1 menjadi q2, setelah sumur diproduksikan

beberapa hari dengan laju tetap sebesar q1.

Berdasarkan hasil uji ini dapat ditentukan :

a. permeabilitas formasi, k

b. faktor skin, S

c. tekanan reservoir rata-rata, P

2.3.2Prosedur

1. Siapkan data pendukung untuk analisan, yaitu :


b. faktor volume formasi minyak, Bo (Bbl/STB)


d. laju produksi selama pengujian q1 dan q2

(STB/hari)

e. jari-jari sumur (rw), ft

f. porositas batuan, (fraksi)

g. tebal formasi, h (ft)

2. Buat tabel data uji t, Pwf, (t + t)/ t, (q2/q1)log t

3. Plot pada kertas kartesian


Hasil plot adalah garis lurus. Penyimpangan

biasanya terjadi pada “early time” karena “rate

restabilization” dan pada “late time” oleh karena

pengaruh batas reservoir.

4. Tentukan sudut kemiringan garis (m[psig/log

cycle]) dan hitung harga permeabilitas (k) menurut

rumus berikut :

5. Tentukan harga Pw dan P1jam, dimana

Pw = tekanan alir dasar sumur saat perubhanan

laju produksi

P1jam = tekanan alir dasar sumur setelah

perubahan laju produksi berjalan 1 jam

pada perpanjangan garis lurus.

6. Hitung harga skin faktor (S), menggunakan

persamaan berikut :

7. Tekanan reservoir (PI) dihitung dengan

menggunakan persamaan :

8. Hitung harga Pskin dengan persamaan :


Pskin = 0.87 m S, untuk q1

Pskin = 0.87 (q2/q1) m S, untuk q2

3. Gas Well Testing

Well testing adalah menentukan kemampuan suatu lapisan

reservoir atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini

dirancang secara baik dan memadai, kemudian hasilnya

dianalisa secara tepat, banyak sekali informasi yang sangat

berharga akan diperoleh, seperti permeabilitas, faktor skin,

tekanan reservoir, kemampuan suatu reservoir dan lain

sebagainya.

3.1 Deliverability

Suatu penurunan antara penurunan laju produksi dengan

tekanan reservoir, sebagai akibat berlangsungnya proses

“depletion” dari suatu reservoir gas diperlukan dalam

perencanaan pengembangan lapangan. Hubungan ini

(deliverability) bersifat relatif konstan selama masa produksi

dari sumur.

Pada masa awal dari test penentuan deliverability ini sudah

dikenal persamaan empiris yang selaras dengan hasil

pengamatan. Persamaan ini menyatakan hubungan antara

qsc terhadap P2 pada kondisi aliran yang stabil..


dimana :

qsc = laju produksi pada keadaan standard

PR = tekanan reservoir rata-rata pada waktu sumur

ditutup

Pwf = tekanan alir dasar sumur

C = konstanta tergantung pada satuan dari qsc dan p

n = harga konstan berkisar antara 0.5 – 1.0

harga ini mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia

turbulensi atas aliran. Bila harga n sama dengan 1, sehingga

dapat disimpulkan bahwa aliran yang laminer akan

memberikan harga n =1. Sebaliknya bila faktor inersia

turbulensi berperan pula dalam aliran, maka n < 1.

Pembuatan grafik dengan sistem koordinat log-log

berdasarkan persamaan di atas akan menghasilkan

hubungan yang linier.

Contoh grafik tersebut dapat dilihat pada Gambar 10. Harga

C dicari secara grafis, yaitu berdasarkan titik perpotongan

grafik dengan sumbu mendatar (qsc) dan satuannya dapat

dinyatakan dalam :


Gambar 10

Kurva Back Pressure untuk Kondisi Laminer dan Turbulen

Harga n diperoleh dari sudut kemiringan grafik dengan

sumbu tegak (p2). Satuan ukuran lain yang digunakan

dalam analisa deliverability adalah absolut open flow

potential” (OAFP). Besar potensial ini diperoleh, bila ke

dalam persamaan berikut dimasukan harga Pwf sama

dengan nol.

Permeabilitas dari reservoir gas akan mempengaruhi lama

waktu aliran mencapai kondisi stabil. Pada reservoir yang

agak ketat kestabilan dicapai pada waktu yang lama. Sesuai

dengan keadaan ini, maka ada 3 macam test yang dapat

digunakan untuk memperoleh deliverability, yaitu :

a. Back pressure

b. Isochronal


c. Modified Isochronal

3.1.1Back Pressure

Pierce dan Rawlins (1929) merupakan orang pertama

yang mengusulkan suatu metoda tset sumur gas

untuk mengetahui kemampuan sumur berproduksi

dengan memberikan tekanan balik (back pressure)

yang berbeda-beda. Pelaksanaan dari test yang

konvensional ini dimulai dengan menstabilkan tekanan

reservoir dengan jalan menutup sumur, dari mana

ditentukan harga PR. Selanjutnya sumur diproduksi

dirubah-rubah empat kali dan setiap kali sumur itu

dibiarkan berproduksi sampai tekanan mencapai

stabil, sebelum diganti dengan laju produksi lainnya.

Setiap perubahan laju produksi tidak didahului dengan

penutupan sumur. Gambar skematis dari proses “back

pressure test” diperlihatkan oleh Gambar 11.

Analisa deliverability didasarkan pada kondisi aliran

yang stabil. Untuk keperluan ini diambil tekanan alir

dasar sumur, Pwf pada akhir dari periode suatu laju

produksi. Pada gambar sebelumnya dinyatakan oleh

Pwf4. Analisa data untuk keperluan pembuatan grafik

deliverability didasarkan kepada metoda konvensional

atau LIT.


Gambar 11

Back Pressure Test


Tabel 1

Analisa Konvensional dan Analisa Lift

Berdasarkan grafik ini ditentukan absolut open flow

potential (AOF) dengan memberikan harga Pwf sama

dengan nol.

Lama waktu pencapaian kondisi stabil dipengaruhi

oleh permebilitas batuan. Makin kecil permeabilitas

batuan, makin lama waktu yang diperlukan untuk

mencapai kestabilan. Ini dapat diperkirakan

berdasarkan waktu mulai berlakunya aliran semi

mantap.

tD = 0,25 reD


Berdasarkan definisi tD, yaitu :

maka harga waktu pencapaian kondisi stabil, ts, adalah

3.1.2Isochronal Test

Penyelesaian test “back pressure” akan membutuhkan

waktu yang lama, bila untuk masing-masing harga laju

produksi yang direncanakan membutuhkan waktu

stabilisasi yang lama. Untuk mengatasi hal ini

Cullender (1955) mengusulkan suatu cara test

berdasarkan anggapan, bahwa jari-jari daerah

penyerapan yang efektif (rd), adalah fungsi dari tD dan

tidak dipengaruhi oleh laju produksi. Ia mengusulkan

bahwa suatu seri test produksi dengan menggunakan

laju yang berbeda tetapi dengan selang waktu yang

sama, akan memberikan grafik log p2 vs. qsc yang

linier dengan harga eksponen n yang sama, seperti

untuk kondisi aliran stabil. Diagram dari laju produksi

dan tekanan di dasar sumur selama test diberikan

pada Gambar 12.

Analisa data dilaksanakan dengan mencatat harga

tekanan alir dasar sumur untuk jangka waktu alir yang


sama bagi masing-masing laju produksi yang

direncanakan. Berdasarkan Gambar 8, maka data

yang dicatat ditabulasikan. Setelah data diolah, sesuai

dengan jenis analisa yang digunakan, maka dibuat

grafik log p2 vs. log qsc. Seperti dapat dilihat masing-

masing pada Gambar 9 dan 13. Pengolahan untuk

penentuan deliveravbility sama seperti ditunjukkan

oleh tabel berikut ini.


Gambar 12 Isochronal Test


Gambar 13 Kurva Isochronal

Dari Gambar 14, bahwa harga C berubah-ubah, bila

keadaan stabil belum dicapai. Deliverability pada

keadaan stabil diperoleh dengan membuat garis lurus

yang sejajar dengan grafik untuk t1 dan t2 melalui titik


yang diperoleh pada keadaan stabil. Hasil dari

isochronal test dapat dilihat pada Tabel 2.

Gambar 14

Kurva Isochronal untuk Berbagai Waktu Penutupan

Walaupun digunakan ukuran jepitan yang sama,

mungkin laju produksi yang diamati tidak sama. Bila

perbedaanya tidak besar, maka harga q tidak dirata-

ratakan bagi keperluan pembuatan grafik

deliverability.

Tabel 2

Data Untuk Analisa Deliverability


3.1.3Modified Isochronal

Pada reservoir yang ketat, penggunaan test isochronal

belum tentu menguntungkan bila diinginkan

penutupan sumur sampai mencapai keadaan stabil.

Katz, dkk. (1959) telah mengusulkan suatu metoda

untuk memperoleh hasil yang mendekati hasil test


isochronal. Metoda ini dikenal sebagai modified

isochronal. Perbedaan antara metoda ini dengan

metoda isochronal terletak pada persyaratan bahwa

penutupan sumur tidak perlu mencapai stabil. Selain

dari itu, selang waktu penutupan dan pembukaan

sumur dibuat sama besar. Diagram tekanan dan laju

produksi dari modified isochronal dapat dilihat pada

Gambar 15.

Pengolahan data untuk analisa deliverability sama

seperti pada metoda isochronal, kecuali untuk harga

PR diganti dengan Pws, yaitu harga tekanan yang

dibaca pada akhir dari setiap massa penutupan sumur.

Dari Gambar 10 terlihat bahwa untuk semua harga q

diperoleh persamaan p2 atau dengan kombinasi

sebagai berikut :

q1 = (Pws1)2 – (Pwf1)2

q2 = (Pws2)2 – (Pwf2)2

q3 = (Pws3)2 – (Pwf3)2

q4 = (Pws4)2 – (Pwf4)2


Gambar 15 Modified Isochronal Test

3.1.4Analisan Non-Konvensional

Pada dasarnya hubungan natara log p2 dengan log qsc

atau log ( - b qsc) vs. log qsc tidak berubah. Apabila

perubahan sifat fisik batuan dan fluida diperkirakan

setelah sumur berproduksi untuk selang waktu

tertentu, maka penentuan deliverability yang baru

hanya memerlukan satu test produksi yang stabil.

Hasil test deliverability yang baru hanya memerlukan


satu test produksi yang stabil. Hasil test deliverability

yang lalu akan memberikan harga n (analisan

konvensional) atau b (analisa LIT) bagi penentuan

deliverability yang baru.

Dalam hal yang khusus dimana test aliran yang stabil

tidak dapat dilakukan, maka persamaan deliverability

yang stabil dapat diperkirakan dengan menggunakan

persamaan berikut. Dalam hal ini yang diperlukan

adalah menentukan harga a (analisa LIT), sedangkan

harga b diperoleh dari hasil test sebelumnya.

dengan,

T = temperatur (oR)

k = permeabilitas formasi (md)

r = jari-jari (ft)

S = skin faktor, tidak berdimensi

3.1.5Perencanaan Test

Perencanaan test meliputi pula pemilihan test yang

cocok untuk reservoir yang akan dipelajari. Pemilihan

jenis test didasarkan pada perkiraan waktu untuk

mencapai kondisi stabil. Waktu stabil ini, ts, dihitung

berdasarkan persamaan berikut :


dengan,

= viskositas pada PR

ts = waktu mencapai kestabilan, jam


re = batas luar dari daerah penyerapan, ft

lama produksi direncanakan sedemikian sehingga

pengaruh dari produksi sudah melampaui daerah de

sekeliling sumur yang mengalami perubahan

permeabilitas. Sebagai pegangan digunakan angka

jari-jari, dimana perubahan permeabilitas terjadi

sebesar 100 ft. Waktu yang diperlukan untuk

penambahan impuls sampai sejauh 100 ft, t100,

dihitung berdasarkan persamaan berikut :

Selain itu perlu pula diperhatikan lamanya pengaruh

wellbore storage berlangsung, hal mana ditentukan

berdasarkan di bawah ini :

dimana :

= viskositas, cp, pada harga tekanan rata-

rata tubing


h = ketebalan formasi, ft

Vws = volume tubing (+ volume annulus bila

tidak ada penyekat), ft

Cws = kompresibilitas fluida, psi-1


Harga minimum dari lama berlangsungnya suatu

harga laju produksi adalah harga yang terbesar dari tws

dan ts. Lama waktu yang memadai adalah 4 kali dari

harga minimum tadi.

Besar laju produksi yang dipilih hendaknya bervariasi

antara 0.1 – 0.75 AOF. Besar AOF ini diperkirakan dari

persamaan aliran stabil yang dinyatakan oleh

persamaan berikut ini dengan mengabaikan faktor

turbulensi.

3.2 Test Penentuan Parameter Reservoir

Sebenarnya prinsip dasar pengujian ini sangat sederhana

yaitu dengan memberikan suatu gangguan kesetimbangan

tekanan terhadap sumur yang diuji. Ini dilakukan dengan

memproduksi laju aliran yang konstan (drawdown) atau

penutupan sumur (buid up). Dengan adanya gangguan ini,

impuls perubahan tekanan (pressure transien) akan disebar

ke seluruh reservoir dan ini diamati setiap saat dengan

mencatat tekanan lubang bor selama pengujian

berlangsung.

3.2.1Pressure Build Up


Pressure buid up adalah suatu teknik pengujian

transien yang paling dikenal dan banyak dilakukan

orang. Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan

pertama-tama dengan memproduksi sumur selama

selang waktu tertentu dengan alju aliran tetap,

kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur

tersebut mengakibatkan naiknya tekanan yang dicatat

sebagai fungsi dari waktu.

Berdasarkan data yang didapat, kemudian ditentukan

permeabilitas formasi pada daerah pengurasan pada

saat itu, adanya karakteristik kerusakan atau

perbaikan formasi, batas reservoir bahkan

keheterogenan suatu formasi. Dasar analisa pressure

build up ini diajukan oleh HORNER yang pada

dasarnya memplot tekanan terhadap fungsi waktu.

Secara skematis sejarah produksi dan tekanan suatu

sumur dapat dilihat pada Gambar 16. Pada mulanya

sumur diproduksikan dengan laju tetap selama waktu

tp, kemudian ditutup selama selang waktu dt.

Persamaan yang memperlihatkan bahwa Pws2, shut-in

BHP yang dicatat selama penutupan sumur adalah :

dimana tp merupakan waktu produksi yang ditentukan

dengan menggunakan persamaan seperti berikut :


Bila tekanan shut in BHP, Pws2 diplot terhadap

alan memberikan suatu garus lurus dengan

kemiringan m. Untuk menentukan harga permeabilitas

formasi, dapat dipergunakan persamaan berikut :

dimana Pws1 diperoleh dari kurva linier untuk dt = 1

jam, dan Pwfo diperoleh dari Pws sebelum ditutup.

Jika dihasilkan harga faktor skin yang positif, berarti

adanya kerusakan (formastion damage) yang

umumnya disebabkan adanya filtrat lumpur pemboran

yang meresap di sekeliling lubang bor. Jika harga S

negatif, berarti menunjukkan adanya perbaikan

(stimulated), dan biasanya terjadi setelah

pengasaman atau fracturing.


Gambar 16 Build Up Test

3.2.2Drawdown Test

Pressure drawdown test adalah suatu pengujian yang

dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan

mempertahankan laju produksi tetap selama

pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum


pengaliran, tekanan hendaknya seragam di seluruh

reservoir, yaitu dengan menutup sementara waktu

agar dicapai keseragaman tekanan di reservoir

tersebut, lihat Gambar 17.

Waktu yang ideal untuk melakukan drawdown test

adalah pada saat pertama suatu sumur berproduksi.

Namun test ini tidak hanya terbatas pada sumur-

sumur baru saja, tetapi dapat juga dilakukan pada

sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama

sehingga dicapai suatu keseragaman tekanan

reservoir, dan sumur-sumur produktif yang apabila

dilakukan dengan build up test, maka pemilik sumur

tersebut sangat merugi.

Apabila didesain secara memadai, persoalan dari

pengujian ini mencakup banyak informasi penting,

seperti permeabilitas formasi, faktor skin dan volume

pori-pori yang berisi fluida.

Idealnya sumur diuji ditutup sampai tekanan mencapai

tekanan statik reservoir. Tuntutan ini bisa terjadi pada

reservoir-reservoir yang baru, tetapi jarang dapat

dipenuhi pada reservoir-reservoir yang telah lama

atau tua. Masalah kedua adalah laju produksi saat

drawdown harus dipertahankan tetap selama

pengujian. Jika tuntutan di atas tidak dapat dipenuhi,

maka cara lain adalah dengan menggunakan model

“multi rate testing”.


Gambar 17 Drawdown Test

Keuntungan yang diperoleh dari pengujian ini adalah

kita masih memperoleh produksi selama test

dilangsungkan, sedangkan secara teknis adalah

kemungkinan dapat memperkirakan volume reservoir.

Tetapi kelemahan yang utama adalah sukar sekali

mempertahankan laju aliran tetap selama berlangsung

pengujian.


Untuk menentukan permeabilitas formasi pada

reservoir gas diperoleh dari pengolahan data test

dengan menggunakan plot semilog antara Pwf2 vs. log

t. Dari plot dapat diperoleh harga m (slope). Kemudian

harga permeabilitas (k) dapat diperkirakan dengan

persamaan :

Dengan menggunakan harga permeabilitas di atas,

selanjutnya dapat kita ketahui besarnya faktor skin

dari persamaan :

3.2.3Multiple Rate Test

Multiple rate testing adalah test pada sumur yang

dilakukan dengan laju alir yang bervariasi. Multiple

rate test dapat berupa :

Laju aliran yang bervariasi tanpa kontrol

Serentetan laju aliran yang masing-masing tetap

besarnya

Laju aliran dengan perubahan kontinyu pada

tekanan sumur tetap


Pengukuran laju alir dan tekanan yang teliti

merupakan sesuatu hal yang penting untuk

berhasilnya analisa pada setiap transien well test.

Pada multiple rate test, pengukuran laju aliran lebih

kritis dibandingkan dengan pengukuran pada test

yang konvensional atau pada test dengan laju aliran

yang tetap, seperti drawdown dan build up.

Keuntungan dari test ini adalah :

a. Dapat memberikan data test transien selama

produksi masih berlangsung dan mengurangi

pengaruh perubahan-perubahan well bore storage

dan phase segregasi

b. Dapat memberikan hasil yang baik, sementara

pengujian drawdown dan build up tidak dapat

dilakukan


Documents

Dasar-dasar Teknik Produksi(Indo)