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