Upload
lamtuyen
View
223
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
JTM Vol. XVI No.4/2009
215
DISAIN WAKTU BUKA SUMUR UJI BACK PRESSURE PADA
SUMUR MINYAK SEMBUR ALAMI UNTUK MEMBERIKAN
HASIL PERMEABILITAS YANG LEBIH AKURAT
Deddy Surya Wibowo
1, Tutuka Ariadji
1
Sari Metode pengujian sumur yang akan dibahas dalam paper ini adalah metode back pressure test. Penulis
menggunakan metode simulasi reservoir untuk memperkirakan waktu buka sumur minyak sembur alami agar
dapat diperoleh parameter sifat batuan yang akurat sebagai hasil analisis dari uji sumur. Metode dimulai dengan
memasukkan parameter untuk membuat model reservoir. Kemudian dilanjutkan dengan melakukan history
matching dan melakukan validasi terhadap hasil yang diperoleh dengan menggunakan sensitivitas permeabilitas.
Berdasarkan pemodelan reservoir dan melalui setiap tahap yang telah ditetapkan dalam prosedur, didapatkan
hasil berupa waktu buka sumur minyak dengan keakuratan 100% sebesar 82 jam. Namun, dengan pertimbangan
biaya uji sumur yang mahal, diambil waktu 22 jam dengan keakuratan di atas 70%. Kemudian dilakukan validasi
dengan menggunakan sensitivitas permeabilitas yang nilainya lebih besar dan lebih kecil dari permeabilitas yang
dihasilkan dari history matching pada simulasi reservoir.
Kata kunci: simulasi reservoir, pressure drawdown, pressure build up, back pressure test, waktu buka sumur.
Abstract
The testing method that will be discussed in this paper is the “back pressure test method”. The author using the
reservoir simulation method to estimate the opening time of natural flowing oil well . From this time, we can get
the accurate parameter as the result of well test analization. The method is begun by entering the parameter to
make a reservoir model. Then it is continued by doing the history matching and validate the result got by using the
permeability sensitivity. Based on the reservoir modeling and through every step determined in the procedure, we
get the opening time of the oil well. It is 82 hours with 100% accuracy. But, by the consideration about the cost of
well test, we can take 22 hours with 70% accuracy. Then the validation is done using the permeability sensitivity
with greater and lower values than the history matching at the reservoir simulation results.
Keywords: reservoir simulation, pressure drawdown, pressure build up, back pressure test, well opening time.
1) Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung
Email: [email protected]
I. PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Pengujian sumur merupakan salah satu hal
yang cukup penting dalam rencana
mengembangkan lapangan. Ada beberapa
informasi yang bisa didapatkan dari pengujian
sumur seperti permeabilitas, skin, dan radius
investigasi. Berbagai jenis pengujian sumur
anatar lain back pressure, isochronal test, dan
modified isochronal test. Back pressure test
dilakukan dengan mengubah laju sumur setiap
tekanan dianggap mencapai kestabilan.
Sampai saat ini, penentuan waktu buka back
pressure test pada sumur minyak belum
mempunyai acuan yang pasti di lapangan.
Penentuannya didasarkan dengan rule of
thumb.
Dalam studi ini, akan dibahas mengenai waktu
dengan cara yang lebih ilmiah untuk
melakukan pembukaan sumur minyak. Hal ini
tentunya dapat memberikan keakuratan dalam
penentuan parameter-parameter yang ada pada
batuan sebagai hasil dari analisis uji sumur.
1.2. Tujuan
Tujuan dilakukannya studi ini adalah
menentukan waktu yang tepat dalam
melakukan pembukaan sumur minyak pada
back pressure test agar dapat diperoleh
parameter sifat batuan yang akurat sebagai
hasil analisa uji sumur. Tujuan selanjutnya
adalah menghasilkan pedoman untuk
memperkirakan waktu buka sumur.
1.3. Metodologi Penyelesaian Dalam penulisan karya tulis ini metode-metode
yang dilakukan terdiri dari:
1. Penggunaan metode simulasi reservoir.
Tujuannya adalah memodelkan keadaan
reservoir dengan mode sumur tunggal.
2. Melakukan matching pressure drawdown
dan pressure build up. Matching dilakukan
antara grafik yang dihasilkan dari simulasi
reservoir dan grafik yang didapatkan dari
data sebuah sumur di sebuah lapangan.
3. Menentukan waktu yang tepat untuk
melakukan pembukaan sumur minyak
dengan membuat perbandingan antara
permeabilitas yang didapatkan pada
simulasi dengan permeabilitas yang
didapatkan dari hasil analisa uji sumur.
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
216
4. Melakukan sensitivitas terhadap
permeabilitas. Hal ini dilakukan untuk
melakukan validasi terhadap waktu yang
diperoleh.
II. TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Pengujian Sumur Tujuan utama dari suatu pengujian sumur
hidrokarbon adalah untuk menentukan
kemampuan suatu formasi untuk berproduksi.
Apabila pengujian ini dirancang secara baik
dan memadai serta hasilnya dianalisa secara
tepat, maka ada beberapa informasi yang dapat
diperoleh. Beberapa informasi tersebut antara
lain (Lee, J., 1982 and Dake, L.P., 1979):
1. Permeabilitas efektif fluida.
2. Kerusakan atau perbaikan formasi
disekeliling lubang pemboran yang sedang
diuji.
3. Tekanan dan batas dari suatu reservoir.
4. Bentuk radius pengurasan.
5. Keheterogenan suatu lapisan.
Ditinjau dari segi tujuan dari test, maka dapat
dibedakan menjadi dua golongan besar, yaitu
test untuk memperoleh kemampuan dari suatu
sumur untuk berproduksi (deliverability test)
dan tes untuk mengetahui sifat dari reservoir,
Prinsip dasar dari pengujian sumur ini adalah
memberikan suatu gangguan keseimbangan
tekanan terhadap sumur yang diuji. Hal ini
dilakukan baik dengan memproduksi dengan
laju alir konstan atau penutupan sumur.
Dengan adanya gangguan tekanan ini,
perubahan tekanan akan disebarkan ke seluruh
reservoir dan hal ini dapat diamati setiap saat
dengan melakukan pencatatan tekanan lubang
bor selama pengujian sumur berlangsung.
Apabila perubahan tekanan tersebut diplot
dengan suatu fungsi waktu, maka aka
didapatkan analisa pola aliran yang terjadi dan
juga karakteristik formasi.
2.2 Pressure Drawdown Testing (Lee, J.,
1982)
Pressure drawdown testing adalah suatu bentuk
pengujian sumur yang dilakukan dengan cara
membuka sumur dan mempertahankan laju
produksi tetap selama pengujian berlangsung.
Pengaturan laju produksi ini dilakukan di
permukaan dengan menetapkan suatu
constraint tertentu dengan laju alir yang telah
diatur lebih dahulu. Sebagai langkah awal,
sebelum pembukaan sumur dilakukan, tekanan
hendaknya diseragamkan di seluruh reservoir.
Hal ini dilakukan dengan menutup sumur
sementara waktu agar keseragaman tekanan di
dalam reservoir dapat dicapai.
Sehubungan dengan uraian di atas, waktu yang
paling ideal untuk melakukan pressure
drawdown test adalah pada saat pertama suatu
sumur berproduksi. Namun, pengujian ini juga
dapat dilakukan pada :
1. Sumur-sumur lama yang telah ditutup
sekian lama hingga dicapai keseragaman
tekana reservoir.
2. Sumur-sumur produktif yang tidak
memungkinkan dilakukannya pressure
build up test.
Apabila pengujian ini dilakukan dengan
optimal, informasi yang dapat diperoleh antara
lain permeabilitas formasi, faktor skin dan
volume pori yang berisi fluida.
Keuntungan ekonomis dengan melakukan
pengujian jenis ini adalah produksi minyak
masih dapat diperoleh selama pengujian
berlangsung. Selain itu, keuntungan lainnya
adalah volume reservoir dapat diperkirakan.
Sedangkan kelemahan utamanya adalah
kesulitan dalam mempertahankan laju aliran
yang tetap. Sketsa dapat dilihat pada Gambar
1.
2.3 Pressure Build Up Testing (Lee, J.,
1982)
Pressure build up testing adalah suatu teknik
pengujian transien tekanan yang paling dikenal
dan paling banyak dilakukan di industri
perminyakan. Pada dasarnya, pengujian ini
dilakukan dengan memproduksi sumur selama
suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran
yang tetap, kemudian dilakukan penutupan
sumur tersebut. Penutupan ini dilakukan
dengan menutup kepala sumur di permukaan.
Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya
tekanan sumur yang dicatat dengan fungsi
waktu. Tekanan yang dicatat disini biasanya
adalah tekanan dasar sumur.
Dari data tekanan yang didapat, kemudian
dapat ditentukan permeabilitas formasi,
besarya daerah pengurasan pada saat itu,
adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan
formasi, batas reservoir, dan keheteregonan
suatu formasi. Dasar analisa pressure build up
ini diajukan oleh Horner, yang pada dasarnya
adalah memplot tekanan terhadap fungsi
waktu. Sketsa dapat dilihat pada Gambar 2.
2.4 Deliverability Test (Lee, J., 1982)
Suatu hubungan antara penurunan laju
produksi dengan tekanan reservoir diperlukan
dalam perencanaan pengembangan lapangan.
Hubungan ini (deliverability) bersifat relative
konstan selama masa produksi dari dari sumur.
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan
Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat
217
Pada reservoir minyak, permeabilitas akan
mempengaruhi lama waktu aliran dalam
mencapai kondisi stabil. Pada reservoir yang
ketat, kestabilan dicapai pada waktu yang
cukup lama. Sesuai dengan keadaan ini, maka
ada 3 macam test yang dapat digunakan untuk
memperoleh deliverability. Metode-metode
tersebut antara lain :
2.4.1 Back Pressure
Pelaksanaan dari test konvensional ini dimulai
dengan menstabilkan tekanan reservoir dengan
jalan menutup sumur. Laju produksi diubah-
ubah dan setiap kali sumur tersebut dibiarkan
produksi sampai tekanan mencapai kondisi
kestabilan. Analisa deliverability didasarkan
pada kondisi aliran yang stabil. Sketsa dapat
dilihat pada Gambar 3 .
2.4.2 Isochronal Test Penyelesaian test back pressure membutuhkan
waktu yang lama. Hal ini disebabkan karena
waktu yang dibutuhkan untuk mencapai
kestabilan tekanan untuk setiap laju produksi
membutuhkan waktu yang lama. Untuk itu,
maka dikembangkan metode isochronal test.
Metode test ini terdiri dari serangkaian proses
penutupan sumur sampai mencapai keadaan
stabil, kemudian disusul dengan pembukaan
sumur, sehingga menghasilkan laju tertentu
selama jangka waktu tertentu, tanpa menanti
kondisi stabil. Setiap perubahan laju produksi,
didahului oleh penutupan sumur sampai
tekanan mencapai kestabilan. Sketsa dapat
dilihat pada Gambar 4.
2.4.3 Modified Isochronal Test Pada reservoir yang ketat, penggunaan tes
isochronal belum tentu menguntungkan bila
diinginkan penutupan sumur sampai mencapai
keadaan stabil. Untuk itu, maka test jenis ini
diperkenalkan.
Perbedaan modified isochronal test dengan
isochronal test terletak pada persyaratan bahwa
penutupan sumur tidak perlu mencapai
keadaan stabil. Selain itu, waktu penutupan
dan pembukaan sumur dibuat sama besar.
Sketsa dapat dilihat pada Gambar 5.
2.5 Konsep Radius of Investigation Konsep ini sangat penting, baik di dalam
analisa maupun perencanaan suatu pengujian
sumur. Jari-jari pengamatan menggambarkan
sejauh mana pencapaian transien tekanan
akibat suatu produksi atau penutupan sumur.
Jarak yang ditempuh oleh transien tekanan ini
berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan
dan fluida formasinya serta bergantung pada
lamanya waktu pengujian.
Pada suatu waktu t, gangguan tekanan akan
mencapai jarak investigasi ri (radius in
investigation). Hubungan antara t dan ri ini
ditentukan oleh persamaan (Lee, J., 1982):
2
1
948
=
t
iC
ktr
φµ (1)
Parameter yang diberikan oleh persamaan di
atas menggambarkan jarak dimana gangguan
tekanan masih berpengaruh sebagai akibat dari
produksi atau injeksi fluida dengan laju yang
tetap.
Konsep ini dapat membantu dalam hal
merrencanakan suatu pengujian. Pertanyaan
yang sering timbul adalah berapa lamakah
pengujian ini harus berlangsung. Waktu
pengujian tidak dapat diduga atau ditentukan
secara sembarangan. Alasannya adalah biaya
pengujian sumur sangat mahal.
Jika sumur yang diuji terletak di pusat
reservoir yang berbentuk silinder, maka waktu
yang diperlukan oleh tekanan untuk mencapai
keadaan pesudosteadystate (tDA ≥ 0.1) dapat
dinyatakan dalam persamaan (Lee, J., 1982):
AC
ktt
t
DAφµ
0002637.0= (2)
III. Hasil dan Pembahasan Studi ini dilakukan dengan tujuan untuk
mendapatkan waktu yang tepat untuk
membuka sumur minyak dalam back pressure
test. Waktu yang dimaksud adalah waktu yang
dibutuhkan oleh sebuah sumur untuk
menunggu respon tekanan akan memberikan
data yang apabila dianalisis dengan pressure
build up/pressure drawdown akan
menghasilkan agar permeabilitas yang cukup
akurat.
Studi ini dilakukan dengan menggunakan
simulasi reservoir. Selain itu digunakan pula
salah satu sumur dari sebuah lapangan.
Simulasi ini dimulai dengan membuat model
reservoir. Model reservoir yang adalah radial
(cylindrical), homogen, dan mempunyai single
well dengan satu fasa yaitu minyak. Model
reservoir radial dipilih dengan alasan bahwa
proses pengurasan yang terjadi dengan satu
sumur biasanya terjadi secara radial.
Data-data yang dimasukkan ke dalam
pemodelan berasal dari data sumur. Beberapa
parameter yang diperoleh dari data sumur
adalah :
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
218
Tabel 1. Beberapa Parameter yang digunakan
Parameter Nilai
Bo 1.1635 B/STB
µo 0.4673 cp
h 11 ft
Φ 0.241
Ct 9.27e-006/psi
k 91.97 md
ri 2298 ft
t 12 jam
A 267.4 Acre
Dengan memasukkan data di atas didapatkan
waktu yang dibutuhkan sumur untuk mencapai
batas reservoir :
jamt
t
k
rCt it
3.227
97.91
45961027.94673.0241.0948
948
26
2
=
×××××=
=
−
φµ
Dengan memasukkan data yang diperoleh dari
sumur di sebuah lapangan maka model
reservoir dapat ditampilkan seperti pada
Gambar 6..
Data-data di atas juga dapat membantu dalam
mencari kondisi reservoir kita. Dengan
memasukkan data-data tersebut ke dalam
rumus tDA didapatkan nilai tDA sebesar 0.0024.
Nilai ini ≤ 0.1, maka dapat disimpulkan bahwa
reservoir ini bersifat infinite acting. Proses
perhitungan terlampir.
Gambar model reservoir dengan gridnya dapat
dilihat pada Gambar 7. Setelah memperoleh
model reservoir, dilakukan proses kedua yaitu
history matching. History matching dilakukan
dengan menetapkan constrain berupa laju
produksi minyak sesuai dengan constrain laju
produksi yang berasal dari sumur yang
digunakan untuk melakukan studi ini.
Constrain ini ditetapkan dengan tujuan untuk
memperoleh perubahan tekanan yang terjadi di
dalam sumur selama proses pengujian. Hasil
dari proses history matching ini dapat dilihat
dalam pada Gambar 8.
Setelah proses history matching dilakukan,
didapatkan permeabilitas yang harus
dimasukkan ke dalam model adalah 85 md.
Permeabilitas merupakan parameter yang
penting dalam melakukan studi ini. Sementara
itu, nilai permeabilitas yang didapatkan dari
data sumur adalah 91.97 md. Dapat dilihat
bahwa, permeabilitas yang diperoleh dari
model reservoir mempunyai nilai yang tidak
terlalu jauh dengan data sebenarnya yang
berasal dari sumur. Dengan ini, dapat
disimpulkan bahwa proses history matching
dapat dianggap berhasil.
Constrain laju alir minyak yang ditetapkan di
sumur dilakukan dalam selang waktu 12 jam.
Pressure drawdown testing dilakukan dengan
constraint laju alir minyak sebanyak 3 buah
constraint yang berbeda. Constraint yang
pertama adalah dengan laju alir minyak 155
bbl/day, constrain yang kedua adalah dengan
laju alir minyak sebesar 331.9 bbl/day, dan
constraint yang ketiga adalah dengan laju alir
minyak sebesar 373.9 bbl/day. Dengan selang
waktu masing-masing 12 jam. Jadi total waktu
yan dibutuhkan selama proses drawdown
testing adalah 36 jam. Seperti telah dijelaskan
dalam tinjauan pustaka diatas, bahwa pressure
drawdown testing dilakukan dengan membuka
sumur. Jadi dapat disimpulkan bahwa waktu
buka sumur yang dibutuhkan adalah 36 jam.
Studi ini dilanjutkan dengan melakukan
penambahan jumlah waktu untuk masing-
masing constraint. Tujuannya adalah untuk
melihat sampai berapa lamakah waktu yang
dibutuhkan sumur ini agar memberikan data
yang apabila dianalisis dengan pressure build
up/pressure drawdown akan menghasilkan
harga permeabilitas yang cukup akurat.
Setelah melakukan penambahan jumlah waktu,
maka dilakukan running simulator untuk
melihat hasil grafik yang diperoleh. Dari nilai-
nilai perubahan tekanan dan constraint laju
produksi minyak yang ada, dapat diperoleh
nilai permeabilitas. Nilai permeabilitas ini
didapatkan dengan cara memasukkan nilai
perubahan tekanan dan constraint laju produksi
minyak ke dalam software “saphir” untuk
memperoleh nilai permeabilitas. Nilai
permeabilitas yang dihasilkan kemudian
dibandingkan dengan nilai permeabilitas yang
ada didalam model reservoir yang dianggap
sebagai permeabilitas simulasi. Sementara itu,
nilai permeabilitas yang didapatkan dari hasil
penambahan waktu ini dianggap sebagai
permeabilitas well test. Semua permeabilitas
yang ada merupakan permeabilitas absolut.
Hal ini dapat disimpulkan berdasarkan dari
sumur yang digunakan hanya mempunyai satu
fasa saja yaitu minyak.
Plot antara distribusi tekanan dan jari-jari
investigasi pada nilai permeabilitas 85 md
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan
Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat
219
yang terdapat dalam model reservoir dapat
dilihat pada Gambar 43.
Dari hasil plot tersebut dapat dilihat bahwa
reservoir masih berada dalam kondisi infinite
acting Plot tekanan dan jari-jari investigasi
untuk nilai permeabilitas 70 md, 85 md, dan
150 md dapat dilihat pada Gambar 46.
Dari gambar di atas dapat dilihat kondisi
reservoir ini masih berada dalam kondisi
infinite acting reservoir. Hal ini juga berlaku
kedua nilai permeabilitas yang lain. Plot untuk
masing-masing harga permeabilitas dapat
dilihat pada lampiran.
Setelah memperoleh nilai permeabilitas
simulasi dan permeabilitas hasil uji sumur,
maka dilakukan plot antara perbandingan
permeabilitas simulasi dan permeabilitas hasil
uji sumur. Hasil perbandingannya dapat dilihat
pada tabel berikut:
Tabel 2. Perbandingan Nilai Permeabilitas
simulasi dan well test (Ksimulasi = 85 md)
Case t (jam) ksimulasi/kwell test
1 4 0.447
2 8 0.214
3 12 0.521
4 22 0.787
5 32 0.754
6 42 0.886
7 52 0.795
8 62 0.864
9 72 0.9056
10 82 1
Dari tabel tersebut, diperoleh plot yang
ditampilkan dalam Gambar 20. Dari hasil plot
tersebut, dapat disimpulkan bahwa waktu
akurat yang dibutuhkan oleh sumur
berdasarkan perbandingan permeabilitas
adalah 82 jam. Hal itu dapat ditentukan dengan
cara melihat dimana nilai perbandingan antara
permeabilitas simulasi dengan permeabilitas
well test mencapai nilai 1 (keakuratan 100%).
Namun dalam kenyataannya di lapangan,
waktu test yang terlalu lama tidak dikehendaki
oleh perusahaan. Alasannya adalah karena
pekerjaan pengujian sumur membutuhkan
biaya yang mahal. Oleh karena itu, waktu yang
bisa dipilih sebagai alternatif kedua adalah 22
jam dengan keakuratan perbandingan
permeabilitas sebesar 79 %. Keakuratan di atas
70% cukup dapat diterima dalam studi ini.
Dengan waktu test yang lebih singkat, berarti
biaya yang dibutuhkan pun akan menjadi lebih
murah.
3.1 Validasi Hasil Dalam pembahasan di atas telah diperoleh
bahwa waktu yang dibutuhkan sumur untuk
mendapatkan hasil yang akurat (100%) adalah
82 jam. Tetapi dengan pertimbangan biaya
pengujian sumur yang mahal, maka waktu 22
jam menjadi alternatif pilihan. Dalam bagian
ini, akan dilakukan validasi terhadap hasil
yang diperoleh. Validasi ini dilakukan dengan
cara mengubah nilai permeabilitas simulasi.
Dalam hal ini penulis menggunakan dua data
permeabilitas yang berbeda, yaitu
permeabilitas yang lebih besar dan yang lebih
kecil dari permeabilitas yang sebenarnya dari
model. Dua data ini diharapkan dapat
mewakilkan bahwa hasil dari plot yang telah
dilakukan tervalidasi. Nilai permeabilitas yang
digunakan adalah 70 md dan 150 md.
Seperti diketahui bersama, bahwa jika nilai
permeabilitas berubah, maka laju produksi dari
suatu sumur pun akan mengalami perubahan.
Dengan nilai permeabilitas yang semakin
besar, maka laju produksi minyak pun akan
mengalami kenaikan dan begitu pula
sebaliknya, jika nilai permeabilitas semakin
kecil, maka laju produksi minyak pun akan
mengalami penurunan. Pemikiran inilah yang
mendasari bahwa dengan nilai permeabilitas
yang berbeda, maka nilai constraint yang
adapun harus diubah. Hal ini bertujuan untuk
mendapatkan proses penurunan tekanan yang
hampir sama dengan proses penurunan tekanan
yang terjadi apabila sumur mempunyai
permeabilitas 85 md. Karena dengan proses
penurunan tekanan yang relatif sama, maka
waktu akurat yang diperoleh pada bagian
sebelumnya dapat divalidasi.
Dengan menggunakan metode yang sama,
yaitu dengan melakukan perubahan waktu dan
membandingkan nilai permeabilitas simulasi
dan permeabilitas well test, maka untuk kedua
data permeabilitas di atas, didapatkan waktu
yang diperlukan oleh sumur untuk mencapai
keakuratan 100% adalah 82 jam. Dengan
menggunakan pertimbangan tentang biaya well
test, maka alternatif yang dapat dipilih adalah
22 jam dengan nilai keakuratan 74% untuk
perrmeabilitas 70 md, dan nilai keakuratan
sebesar 70% untuk permeabilitas 150 md.
Selengkapnya dapat dilihat pada gambar 47.
Proses matching, perhitungan tabel, dan plot
dapat dilihat pada bagian lampiran. Dengan
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
220
demikian dapat disimpulkan, bahwa hasil yang
diperoleh dengan menggunakan simulasi
reservoir untuk menentukan waktu buka sumur
minyak ini tervalidasi.
IV. KESIMPULAN DAN SARAN
4.1 Kesimpulan 1. Waktu yang paling akurat untuk membuka
atau sumur minyak berdasarkan studi yang
telah dilakukan adalah 82 jam atau sekitar
36% dari waktu untuk mencapai batas
sumur.
2. Berdasarkan pertimbangan keekonomian
maka disarankan waktu buka sumur
minyak adalah 22 jam atau sekitar 10%
dari waktu untuk mencapai batas sumur.
3. Hasil studi ini telah divalidasi dengan cara
mengambil nilai permeabilitas yang lebih
kecil (k = 70 md) dan nilai permeabilitas
yang lebih besar (k = 150 md). Validasi
berupa waktu yang didapatkan sama
dengan waktu yang dibutuhkan dengan
permeabilitas 85 md yaitu 42 jam dengan
nilai keakuratan 70%. Nilai ini dianggap
dapat direkomendasikan untuk industri
perminyakan.
4.2 Saran
1. Perlu dikembangkan studi untuk
memperoleh waktu buka sumur yang akurat
untuk berbagai parameter fisik yang lain.
2. Perlu juga dikembangkan studi dengan
menggunakan reservoir radial dan homogen
dengan menggunakan beberapa sumur dan
yang mempunyai aliran lebih dari satu fasa.
V. DAFTAR SIMBOL Φ = Porositas
tDA = Dimensionless time
µ = Viskositas (cp)
Ct = Kompresibilitas total (1/psi)
ri = Radius of Investigation (ft)
k = Permeabilitas (md)
h = Ketebalan formasi (ft)
Bo = Faktor Volume Formasi (B/STB)
A = Luas Reservoir (ft2)
VI. DAFTAR PUSTAKA
1. Lee, J., 1982. Well Testing, AIME,
Newyork.
2. Dake, L.P., 1979. Fundamentals of
Reservoir Engineering, Elsivier,
Amsterdam.
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
221
Gambar 1. Sketsa pressure drawdown test (Lee, J., 1982)
Gambar 2. Sketsa pressure build up test (Lee, J., 1982)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
222
Gambar 3. Sketsa back pressure test (Lee, J., 1982)
Gambar 4. Sketsa isochronal test (Lee, J., 1982)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
223
Gambar 5. Sketsa modified isochronal test (Lee, J., 1982)
Gambar 6. Model Reservoir
Well-1
-3,000 -2,000 -1,000 0 1,000 2,000 3,000
-3,000 -2,000 -1,000 0 1,000 2,000 3,000
-2,0
00
-1,0
00
01,0
00
-2,0
00
-1,0
00
01,0
00
2,0
00
0.00 710.00 1420.00 feet
0.00 215.00 430.00 meters
File: CMGBuilder09 (K = 85mD).dat
User: Administrator
Date: 6/21/2009
Scale: 1:11077
Y/X: 1.00:1
Axis Units: f t
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
Grid Top (ft) 1990-01-01 K layer: 1
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
224
Gambar 7. Model Reservoir dan Grid
Gambar 8. History Matching
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
225
Gambar 9. Result 4 jam (k = 85 md)
Gambar 10. Result 8 jam (k = 85 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
226
Gambar 11. Result 12 jam (k = 85 md)
Gambar 12. Result 22 jam (k = 85 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
227
Gambar 13. Result 32 jam (k = 85 md)
Gambar 14. Result 42 jam (k = 85 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
228
Gambar 15. Result 52 jam (k = 85 md)
Gambar 16. Result 62 jam (k = 85 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
229
Gambar 17. Result 72 jam (k = 85 md)
Gambar 18. Result 82 jam (k = 85 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
230
Gambar 19. Result 92 jam (k = 85 md)
Gambar 20. Plot Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test (k sim = 85 md)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
0 20 40 60 80 100
ksi
mu
lasi/k
we
llte
st
Waktu (jam)
Hasil Plot Perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan
permeabilitas well test
k = 85 md
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
231
Proses Validasi dengan menggunakan Permeabilitas 70 md
Model Reservoir
Gambar 21. Model Reservoir (k = 70 md)
Hasil Matching Pressure
Gambar 22. Matching Pressure (k = 70 md)
Well-1
-3,000 -2,000 -1,000 0 1,000 2,000 3,000
-3,000 -2,000 -1,000 0 1,000 2,000 3,000
-2,0
00
-1,0
00
01,0
00
-2,0
00
-1,0
00
01
,000
2,0
00
0.00 710.00 1420.00 feet
0.00 215.00 430.00 meters
File: CMGBuilder09 (K = 85mD).dat
User: Administrator
Date: 6/21/2009
Scale: 1:11077
Y/X: 1.00:1
Axis Units: f t
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
Grid Top (ft) 1990-01-01 K layer: 1
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
232
Gambar 23. Result 4 jam (k = 70 md)
Gambar 24. Result 8 jam (k = 70 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
233
Gambar 25. Result 12 jam (k = 70 md)
Gambar 26. Result 22 jam (k = 70 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
234
Gambar 21. Result 32 jam (k = 70 md)
Gambar 22. Result 42 jam (k = 70 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
235
Gambar 23. Result 52 jam (k = 70 md)
Gambar 24. Result 62 jam (k = 70 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
236
Gambar 25. Result 72 jam (k = 70 md)
Gambar 26. Result 82 jam (k = 70 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
237
Gambar 27. Result 92 jam (k = 70 md)
Tabel 3. Perbandingan Nilai Permeabilitas simulasi dan well test (Ksimulasi = 70 md)
Case t (jam) ksimulasi/kwell test
1 4 0.454
2 8 0.614
3 12 0.534
4 22 0.737
5 32 0.823
6 42 0.9
7 52 0.89
8 62 0.8997
9 72 0.985
10 82 1
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
238
Gambar 28. Plot Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test (k sim = 70 md)
Proses Validasi dengan menggunakan Permeabilitas 150 md
Model Reservoir
Gambar 29. Model Reservoir (k = 150 md)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
0 20 40 60 80 100
ksi
mu
lasi/k
we
llte
st
Waktu (jam)
Hasil Plot Perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan
permeabilitas well test
k = 70 md
Well-1
-3,000 -2,000 -1,000 0 1,000 2,000 3,000
-3,000 -2,000 -1,000 0 1,000 2,000 3,000
-2,0
00
-1,0
00
01
,00
0
-2,0
00
-1,0
00
01,0
00
2,0
00
0.00 710.00 1420.00 feet
0.00 215.00 430.00 meters
File: CMGBuilder09 (K = 85mD).dat
User: Administrator
Date: 6/21/2009
Scale: 1:11077
Y/X: 1.00:1
Axis Units: ft
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
2,876
Grid Top (ft) 1990-01-01 K layer: 1
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
239
Hasil Matching Pressure
Gambar 30. Matching Pressure (k = 150 md)
Gambar 31. Result 4 jam (k = 150 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
240
Gambar 32. Result 8 jam (k = 150 md)
Gambar 33. Result 12 jam (k = 150 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
241
Gambar 34. Result 22 jam (k = 150 md)
Gambar 35. Result 32 jam (k = 150 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
242
Gambar 36. Result 42 jam (k = 150 md)
Gambar 37. Result 52 jam (k = 150 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
243
Gambar 38. Result 62 jam (k = 150 md)
Gambar 39. Result 72 jam (k = 150 md)
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
244
Gambar 40. Result 82 jam (k = 150 md)
Gambar 41. Result 92 jam (k = 150 md)
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
245
Tabel 4. Perbandingan Nilai Permeabilitas simulasi dan well test
Case t (jam) ksimulasi/kwell test
1 4 0.412
2 8 0.575
3 12 0.466
4 22 0.7
5 32 0.714
6 42 0.757
7 52 0.7537
8 62 0.867
9 72 0.893
10 82 1
Gambar 42. Plot Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test (k sim = 150 md)
Proses Perhitungan tDA
AC
ktt
t
DAφµ
0002637.0=
8164.1627.94673.0241.0
1297.910002637.0
eetDA
×−××
××=
0024.0=DAt
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
0 20 40 60 80 100
ksi
mu
lasi/k
we
llte
st
Waktu (jam)
Hasil Plot Perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan
permeabilitas well test
k = 150 md
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
246
Gambar 43. Plot P vs ri untuk nilai permeabilitas 85 md
Gambar 44. Plot P vs ri untuk nilai permeabilitas 70 md
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000
P (
psi
)
ri(ft)
P vs ri
t = 12 jam
t = 42 jam
t = 82 jam
t = 92 jam
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000
P (
psi
)
ri (ft)
P vs ri
t = 12 jam
t = 42 jam
t = 82 jam
t = 92 jam
Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil
Permeabilitas yang Lebih Akurat
247
Gambar 45. Plot P vs ri untuk nilai permeabilitas 150 md
Gambar 46. Plot tekanan vs ri untuk berbagai harga permeabilitas
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000
P (
psi
)
ri (ft)
P vs ri
t = 12 jam
t = 42 jam
t = 82 jam
t = 92 jam
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000
P (
psi
)
ri(ft)
P vs ri
k = 70 md
k = 85 md
k = 150 md
Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji
248
Gambar 47. Plot Perbandingan antara Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test terhadap waktu
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
0 20 40 60 80 100
ksi
mu
lasi/k
we
ll t
est
t (jam)
Plot untuk berbagai harga permeabilitas
k = 70 md
k = 85 md
k = 150 md