BAB IPENDAHULUAN

Pertimbangan teknis dan ekonomis merupakan faktor utama dalam membangun strategi pengembangan lapangan. Mengoptimalkan pengembangan lapangan membutuhkan suatu model reservoir yang mampu memprediksi secara realistis perilaku-perilaku dinamis dari reservoir dalam hubungannya dengan laju produksi dan recovery fluida dalam berbagai kondisi operasi yang berbeda-beda.Suatu model reservoir dibentuk dengan data geologi, geofisik dan data sumur. Parameter-parameter yang diperlukan diperoleh dari pengukuran langsung (misal core, cutting,sampel fluida formasi) dan dari data yang diinterpretasikan (misal seismik permukaan, log sumur, uji sumur, analisa temperatur-volume-tekanan atau PVT). Data seismik dan log sumur memberikan deskripsi statis mengenai reservoir, tetapi hanya data uji sumur yang memberikan informasi mengenai respon dinamis dari reservoir yang mana merupakan elemen kunci dalam pembuatan model reservoir. Data dari uji sumur merupakan elemen penting untuk analisis dan peningkatan performa reservoir dan untuk data peramalan yang terpercaya. Well testing merupakan suatu cara untuk mengetahui performa reservoir hidrokarbon. Tujuan utama dari well testing adalah untuk menentukan kemampuan suatu reservoir dalam berproduksi serta untuk mengetahui karakteristiknya dalam kondisi dinamis. Tujuan lainnya yaitu untuk evaluasi terhadap reservoir, manajemen reservoir, modeling dan deskripsi reservoir. Melalui well testing, informasi lebih akurat mengenai reservoir dalam kondisi dinamis akan diperoleh.Prinsip dasar well testing adalah sangat sederhana yaitu memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Ini dilakukan baik dengan memproduksi laju aliran yang relatif konstan atau penutupan sumur (shut-in). Dengan adanya gangguan ini, impuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan ke seluruh reservoir dan hal ini diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot dengan suatu fungsi waktu, maka akan dapat dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik reservoir tersebut.Aktivitas well testing dapat dibagi dalam dua fase utama, yaitu fase akuisisi data (operasi well testing di lapangan) dan fase interpretasi data. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan memadai kemudian hasilnya dianalisa secara tepat, maka banyak sekali informasi akurat yang akan didapatkan.Berdasarkan analisa data tekanan sumur yang merupakan parameter utama yang diukur selama well testing berlangsung dan juga ditunjang oleh analisa data-data lainnya, beberapa parameter utama yang dapat diketahui adalah : Laju produksi aktual Kuantitas dan kualitas fluida hidrokarbon, diperoleh dari hasil analisa sampel yang diambil selama tes berlangsung dan dari kalkulasi Bentuk radius dan luas area pengurasan, berguna dalam pembuatan simulasi model reservoir dan manajemen pengembangan lapangan Tekanan inisial reservoir, dapat diekstrapolasi dari kurva build-up atau fall-off untuk mengetahui tekanan reservoir statis. Permeabilitas, adalah ukuran kemampuan batuan reservoir untuk meneruskan aliran fluida Transmissibility, adalah ukuran kemampuan reservoir untuk mentransmisikan fluida yang terkandung didalamnya, dan merupakan fungsi dari propertis batuan reservoir dan propertis fluida. Faktor skin, yaitu ukuran kuantitatif nilai permeabilitas disekitar lubang sumur yang berubah sebagai dampak pemboran, komplesi, dan proses produksi. Damage ratio, yaitu rasio antara laju produksi teoritis terhadap laju produksi aktual yang terukur selama tes berlangsung. Parameter ini mengindikasikan nilai dimana produktivitas sumur dapat ditingkatkan dengan menghilangkan skin damage yang disebabkan oleh pemboran dan komplesi. Productivity, diukur dari tekanan alir (flowing pressure). Hasil tes dapat digunakan untuk memprediksi produktivitas sumur pada berbagai tekanan alir. Radius investigasi, yaitu suatu rentang jarak radial dari lubang sumur yang dapat terinvestigasi selama tes. Hasil analisa tes mewakili propertis rata-rata dari reservoir dalam radius tersebut. Anomali reservoir, yang terdeteksi dalam radius investigasi termasuk barrier (skin) dan kontak fluida. Perubahan permeabilitas atau reservoir berlapis sering terrefleksi dari sifat tekanan yang diamati selama tes berlangsung. Informasi ini ketika dihubungkan dengan data lainnya sering dapat membantu dalam menjelaskan tipe anomali yang ada secara jelas. Deplesi reservoir, yaitu kondisi penurunan tekanan reservoir karena pengurasan fluida reservoir. Biasanya penurunan tekanan ini terjadi secara perlahan dan jauh diujung batas reservoir sehingga berada diluar jangkauan alat perekam tekanan. Heterogenitas reservoir, adanya variasi porositas dan permeabilitas dalam satu reservoir dapat menyebabkan karakteristik aliran yang sangat kontras. (lambda) adalah parameter aliran interporosity, mensifatkan kemampuan dari matrix untuk mengalir kedalam retakan. (omega) adalah rasio storativitas yang secara umum berhubungan dengan prosentase ketersediaan minyak didalam retakan. (kappa) adalah kekontrasan permebilitas antar lapisan.47

30

BAB IIEI FUNCTION

2.1. Tujuan Analisa1. Mengetahui P pada pada radius tertentu2. Mengetahui tekanan reservoir pada waktu percobaan selama 5 jam.3. Mengetahui waktu yang diperlukan untuk mencapai tekanan pada aliran transien.

2.2. Teori Dasar2.2.1. Aliran Fluida Di Media BerporiKonfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ini diawali oleh solusi Van Everdingen & Hurst pada tahun 1949. Kemudian berkembang model-model lainnya untuk lebih dapat mempresentasikan kondisi reservoir dalam pola-pola aliran yang digunakan untuk menganalisa transient tekanan di resrvoir.Berhubung pola airan Radial yang paling umum digunakan maka pembahasan selanjutnya mengenai penyelesaian persamaan, prinsip atau metode analisa yang memakai pola-pola aliran tersebut.2.2.2. Idealisasi Reservoir Dengan Pola Aliran RadialPada reservoir dengan pola aliran radial, persamaan differensialnya diturunkan berdasarkan hal-hal sebagai berikut :1. Hukum Kekekalan Massa2. Aliran mengikuti Hukum Darcy3. Persamaan Keadaan

Gambar 2.1. Pola aliran Radial

Maka persamaan differensial untuk aliran fluida yang radial adalah : (2-1)

Persamaan ini lebih dikenal dengan nama diffusivity equation, sedangkan konstanta dikenal dikenal sebagai hydraulic diffusivity. Dari persamaan diatas didapat dari hukum kekekalan massa, hukum darcy, dan persamaan keadaan dalam field unit dimana :P= tekanan reservoir, psir= jari-jari atau jarak dari lubang bor, ft= porositas, fraksi= viskositas fluida, cpk= permeabilitas, mdt= jamC= kompressibilitas, psi-1 Untuk gas yang bersifat tidak ideal, persamaannya adalah : (2-2)Dimana Z adalah superkompressibilitas gas.Apabila fluidanya multifasa yang terdiri dari minyak, gas, dan air maka persamaannya adalah : (2-3)Dimana Ct menggambarkan kompresibilitas total,Ct= ...................................................... (2-4)Sedangkan t adalah mobilitas yaitu :t= ........................................................................ (2-5)

2.2.3. Variabel - variabel Yang Tidak BerdimensiDalam penyelesaian persamaan untuk analisa tekanan, akan lebih mudah dinyatakan dengan variabel-variabel yang tidak berdimensi. Pada dasarnya, variabel yang sangat umum digunakan adalah :PD= .............................................................................. (2-6)tD= dan tDA = ...................................... (2-7)rD= ............................................................................................. (2-8)QD= .................................................................... (2-9)CD= ............................................................................. (2-10)

Dari persamaan differensial maka ditransformasikan kedalam parameter-parameter yang tidak berdimensi tersebut akan menjadi : atau ....................... (2-11)

2.2.4. Solusi Persamaan Diffusivitas Untuk Pola Aliran RadialAda lima solusi persamaan differensial yang snagat berguna didalam analisa transient tekanan atau well testing yaitu :1. Solusi untuk reservoir yang tidak terbatas ( line source solution )Disebut sebagai line-source well karena ukuran lubang bor dapat diabaikan atau mendekati radius sama dengan nol yang reservoirnya berbentuk silindris dalam lubang bor.Dengan anggapan bahwa sumur tersebut diproduksikan dengan laju produksi yang konstan sebesar qb, radius sumur mendekati nol, tekanan awal diseluruh titik di reservoir sama dengan Pi dan sumur tersebut menguras area yang tak terhingga besarnya, maka persamaan differensialnya sebagai berikut :P= ...................... (2-12)Dimana :............................................................. (2-13)(Ei = exponential integral)

Dari persamaan P diatas disebut solusi pada saat reservoir bersifat infinite acting.

Tabel 2.1. Tabel Exponential

Gambar 2.2. Ei FunctionDari tabel dan gambar diatas untuk mendapatkan fungsi Ei (-x) pada x < 0.02, ei (-x) dapat didekati dengan ketelitian < 0.6 % oleh persamaan :Ei(-x) = ln (1.761 x) ................................................................. (2-14)Terlihat pada tabel dapat digunakan 0.02 < x < 10.9, untuk x 0.02 kita menggunakan persamaan Ei(-x) = ln (1.761 x) dan untuk x > 10.9 maka Ei (-x) dapat dikatakan sama dengan nol untuk tujuan-tujuan praktis.2. Solusi untuk reservoir yang terbatas3. Solusi untuk keadaan pseudo steady state4. Solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada batasnya (Constant Pressure at Outer Boundary )5. Solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin

2.3. Data Analisa dan Perhitungan2.3.1. Data AnalisaParameter yang diketahui adalah sebagai berikut :a. Laju Produksi ( Qb ): 20 STB/Db. Viskositas ( ): 0.704 cpc. Permeabilitas ( k ): 0.104 mdd. Kompresibilitas Total ( Ct ): 0.000015 Psi-1e. Tekanan ( Pi ): 3000 Psif. Jari - jari Pengurasan (re): 3000 ftg. Jari jari Sumur ( rw ): 0.5 fth. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ): 1.404 RB/STBi. Ketebalan Formasi Produktif ( h ): 150 ftj. Porositas ( ): 0.204k. Faktor Skin ( S ): 0l. Radius ( a ) : 1 ftm. Radius ( b ): 10 ftn. Radius ( c ): 100 fto. Waktu ( t ): 5 hours

2.3.2. Perhitungana. Langkah Pertama menggunakan syarat Ei Function :

Maka,== b. Langkah kedua menentukan pressure dengan cara coba-coba pada kondisi infinite acting dengan asumsi radius = 1 ft, 10 ft, dan 100 ft Untuk harga x pada radius = 1 ft

Disimpulkan bahwa harga x 0.02Ei (-x)= = = - 4.963

Untuk harga x pada radius = 10 ft

Disimpulkan bahwa 0.02 < x < 10.9

0.21Dalam kondisi tersebut untuk menentukan x, maka kita harus interpolasi terlebih dahulu :

0.207

0.20

0.233x0.183

X = 1.171

Untuk harga x pada radius = 100 ft

Disimpulkan bahwa x > 10.9

2.4. PembahasanDari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft yaitu Psi, radius 10 ft yaitu 2,895.238 Psi dan radius 100 ft sama dengan Pi sendiri yaitu 3000 Psi. Penggunaan Ei Function hanya dapat dilakukan pada infinite acting reservoir dimana tekanan di reservoir dianggap sama. Semakin besar radius percobaan, maka tekanan yang didapatkan mendekati tekanan awal. Semakin dekat radius percobaan (missal 1 ft) maka lubang bor akan mengalami kehilangan tekanan. Kondisi di dekat lubang bor akan sangat mempengaruhi kelakuan aliran. Perubahan tekanan dan radius pengurasan yang menerus seiring dengan waktu.

2.5. Kesimpulan1. Nilai P = R2 adalah 2555.9892. Semakin kecil radius pengurasan percobaan maka semakin berkurang tekanan percobaan dari tekanan awal3. Semakin besar radius pengurasan percobaan maka semakin dekat tekanan percobaan dengan tekanan awal

BAB IIIDIETZ SHAPE FACTOR

3.1. Tujuan Analisa1. Menentukan nilai Pi2. Mengetahui lamanya waktu yang diperlukan berbagai geometri reservoir pada infinite acting reservoir, Pseudo Steady State less than + 1% dan Pseudo Steady State Exact.3. Mengetahui laju produksi stabil (q) pada tekanan dan PI tertentu.

3.2. Teori DasarPada perhitungan persamaan aliran sebelumnya, hanya membahas bentuk geometri reservoir berupa silinder terbatas. Namun dalam kenyataan dilapangan tidak selamanya kita dapat menemukan bentuk geometri reservoir kita berupa silinder terbatas. Untuk itu perlu suatu perhitungan persamaan aliran dalam bentuk geometri yang lainnya.Untuk itu Odeh telah menurunkan persamaan aliran terhadap bentuk geometri reservoir-reservoir non-silindris pada kondisi pseudo steady state, yaitu (3-1)Dimana :Pins: Tekanan awal reservoir, psiPwf: Tekanan alir sumur, psiq: Laju alir, bbl/day: Viskositas, cp B: Faktor volume formasi, RB/STBk: Permeabilitas, mdh: Ketebalan formasi, ftA: Luas Area, ft2CA: Konstanta Dietzrw: Jari-jari sumur, ftS: Faktor skin

Secara teoritis aliran steady state terjadi pada harga t yang sangat besar (sumur telah diproduksikan sangat lama) pada suatu sistem reservoir dengan kondisi batas luar reservoir berupa tekanan konstan dan laju produksi dilubang sumur konstan (constant production rate).Periode transient, Pseudosteady state dan steady state tersebut diatas dapat diobservasi melalui plot.

Gambar 3.1. Jenis aliran Pwf VS t

Dietzshapefactor (CA)adalahsuatukonstantayang dimasukkan ke dalam persamaan solusi Pseudosteady State agar persamaan tersebut cocok atau berlaku untuk bentuk luas daerah pengurasan sumur (drainage area). Berdasarkan bentuk-bentuk geometri reservoir yang lain, akhirnya konstanta Dietz shape factor dikembangkan berdasarkan bentuk geometri reservoir yang lain dan letak sumurnya, adapun pengembangan konstanta ini dapat dilihat pada tabulasi berikut.

Tabel 3.1. Tabel Shape Factors for Various Single-Well Drainage Areas

Jadi, dengan adanya tabulasi dari Dietz ini, maka dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya. Adapun perhitungan waktu (t) sumur untuk mencapai kondisi tertentu adalah sebagai berikut (3-2)Untuk penentuan waktu pada berbagai kondisi, berikut penggunaan Dietz Shape Factor: Untuk Infinite Acting Reservoir Use Infinite-System Solution With Less Than 1% Error for tDA............................................................................. (3-3)

Untuk Pseudo Steady State (Ketelitian 1%) Less Than 1% Error for tDA. ....................... (3-4)

Untuk Pseudo Steady State Exact for tDA.Sedangkan untuk menentukan Productivity Index (J) dari reservoir non silindris, dapat digunakan persamaan:.... (3-5)Sehingga dapat ditentukan laju alirnya dengan persamaan:........ (3-6)

3.3. Data Analisa dan Perhitungan3.3.1. Data AnalisaParameter yang diketahui adalah sebagai berikut :a. Luas Area ( A ): 17420000 ft2b. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ): 1.504 BBL/STB

c. Porositas ( ): 0.204d. Viskositas ( ): 1.04 cpe. Permeabilitas ( k ): 100.04 mdf. Kompresibilitas Total ( Ct ): 0.00001 Psi-1g. -Pwf: 500 Psih. Ketebalan Formasi Produktif ( h ): 10 ft i. Jari Jari jari Sumur ( rw ): 0.30 ft2j. Faktor Skin ( S ): 3.0

Keterangan :tDA Infinite Acting Reservoir = 0.03tDA ketelitian 1% = 0.25tDA PSS Exact = 0.7CA = 12.985

3.3.2. Perhitungana. Menentukan t dalam infinite acting reservoir dengan tDA = 0.03 menggunakan persamaan (3-3). t = 41.981 hours

b. Menentukan t dalam PSS dengan ketelitian 1%, tDA = 0.25 menggunakan persamaan (3-4).

t = 384.843 hours

c. Menentukan t dalam PSS Exact dengan tDA = 0.7 menggunakan persamaan yang sama dengan persamaan (3-3) dan (3.4).

t = 979.562 hours

d. Menentukan J dan laju produksi (q) dengan -Pwf = 5000 Psia menggunakan persamaan (3-5) dan (3-6).

Sedangkan,q = J (- Pwf) = 0.3882 ( 500 psia )q = 194,131 STB/Day

3.4. PembahasanDari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan dan menentukan waktu (dalam jam) dari Infinite Acting Reservoir, Pseudo Steady State (Ketelitian 1 %), Pseudo Steady State Exact, dan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia., didapatkan bahwa waktu pada Infinite Acting Reservoir selama 41.981 hours, kemudian Pseudo Steady State dengan ketelitian 1 % didapatkan 384.843 hours, Pseudo Steady State selama 979.562 hours, J sebesar , sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf sebesar 500 psia yaitu sebesar 194,131 STB/day.

3.5. Kesimpulan 1. Mendapatkan nilai Pi (J) = 2. Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari Productivity Index (J).3. Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui bentuk reservoir dengan tepat dan benar.

BAB IVPRESSURE BUILD-UP TESTING

4.1. Tujuan Analisa1. Menentukan atau mengetahui harga K.2. Untuk mengetahui adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin).3. Untuk mengetahui produktivitas formasi (PI).4. Untuk mengetahui nilai permeabilitas dari formasi yang diuji.

4.2. Teori DasarPenentuan karakteristik dari suatu reservoir merupakan parameter yang sangat diperlukan dalam mendeskripsikan suatu reservoir. Salah satu cara yang dilakukan untuk mengetahui karakteristik dari suatu reservoir adalah dengan analisis transient tekanan,dimana kegiatannya dinamakan dengan pressure build up test. Cara ini berdasarkan pada prinsip superposisi, dimana memerlukan satu harga laju produksi minyak pada selang waktu tertentu. Nilai karakteristik pada analisis transient tekanan dapat ditinjau dari beberapa metode diantaranya hornerplot (diajukan oleh Horner pada tahun1951) (semi-log plot), derivative dan type curve matching. Pelaksanaannya dapat didukung pula oleh data yang dihasilkan dari geologi, petrofisik, logging, dan laboratorium. Parameter yang dapat di ketahui dari pressure build up test berupa permeabilitas, skin, wellbore storage, jenis reservoir, batas reservoir, dan tekanan rata-rata (finite acting).Pressure buildup test adalah salah satu cara yang bertujuan untuk mendapatkan informasi secara langsung mengenai sifat-sifat fluida yang yang terkandung dalam reservoir, karakteristik batuan reservoir, temperatur, dan tekanan reservoir yang merupakan suatu teknik pengujian tekanan tansien.Prinsip pengujian, pada dasarnya dilakukan dengan pertama-tama memproduksikan sumur selama suatu selang tertentu dengan laju alir yang konstan, kemudian sumur tersebut ditutup. penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu.Dasar analisa pressure build-up test ini diajukan oleh horner, yang pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu Berdasarkan prinsip superposisi tersebut, maka sumur-sumur diproduksi dengan laju alir tetap selama waktu tp, kemudian sumur ditutup selama waktu t. Pws diplot terhadap log (tp+t)/t merupakan garis lurus dengan kemiringan (slope, m). Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas dapat ditentukan dari slope m, sedangkan apabila garis tersebut diekstrapolasi ke harga horner time (tp+t)/tsama dengan 1, maka secara secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal reservoir.Untuk menentukan terjadi kerusakan atau perbaikan formasi yang ditandai oleh harga skin faktor (S) : Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damaged) dan berharga negatif berarti menunjukan adanya perbaikan (stimulated). Sedangkan adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek, biasanya diterjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.Dari hasil yang didapat, besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau flow effisiensi (FE), sertaradius of investigation (ri) dari analisa pressure build-up ini dapat ditentukan.Untuk reservoir yang bersifat infinite acting, tekanan rata-rata reservoir ini adalah P* = Pi = Pave yang dapat diperkirakan.

4.3. Data Analisa dan Perhitungan4.3.1. Data AnalisaParameter yang diketahui adalah sebagai berikut :a. Laju Produksi ( Q ): 200 BBL/Dayb. Tekanan ( Pi ): 3538.6 psic. Jari jari Sumur ( rw ): 0.4583 ftd. Porositas ( ): 0.104e. Ketebalan Formasi Produktif ( h ): 45.93 ftf. Viskositas Minyak ( ): 1.35 cpg. Kompresibilitas Total ( Ct ): 0.0003 1/ psih. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ): 1.25 RB/STBi. Sumur Diproduksikan, (tp): 164 Jam

4.3.2. Perhitungan

Tabel 4.1. Data Tekanan dan Waktu

dt,Pws,(tp+dt)/dt

Jampsi

03538.627

0.013547.81116401

0.01863555.5528818.2043

0.02913564.6545636.7388

0.04963581.8533307.4516

0.07073598.7132320.6605

0.0823607.3552001

0.10093621.2131626.3717

0.13573645.291209.5483

0.19373681.137847.67011

0.27643724.555594.34298

0.3613761.139455.29363

0.47133799.697348.97369

0.59743833.473275.52293

0.783869.224211.25641

1.11323908.672148.32303

1.45353930.481113.8311

1.78863942.8292.691826

2.55253957.01265.250735

3.33283963.63950.207873

4.89933970.80234.47417

7.87193977.7321.833598

10.27843981.0716.955791

12.64813983.43313.966374

15.56413985.56611.537069

17.01143986.42510.640594

20.93343988.2828.83437

28.15493990.6096.8249186

33.63443991.8265.8759603

483993.8334.4166667

Keterangan : Warna hijau merupakan Transient Conditiona. Langkah pertama hitung (tp+dt)/dt dengan menggunakan persamaan . , dan seterusnya.b. Langkah kedua plotkan (tp+dt)/dt vs Pws, kemudian ubah grafik tersebut kedalam bentuk grafik semilog dan dilanjutkan untuk menentukan kondisi trasient pada grafik dengan cara menarik garis linier dari garis yang berada diatas grafik semilog. Buat garis trendline untuk menemukan persamaan pada garis linier pada kondisi transient. Sehingga didapatkan nilai y = -10.0ln (x) + 4021.8 dan R = 0.988 c. Mencari Nilai slope (m) dengan menggunakan persamaan dari trendline yang telah didapatkan dengan harga X=1 dan X=10Untuk x=1 :y = -10.0 ln (1) + 4021.8 = 4021.8 psi/cycleUntuk x =10 :y = -10.0ln (10) + 4021.8 = 3986 psi/cyclemaka, nilai slope (m) = 4021.8 - 3986 = d. Menentukan X untuk 1 jam dengan t = 1 jam menggunakan persamaan : e. Menghitung P 1 jam dengan menggunakan persamaan garis linier, serta menghitung P*.P@ 1 jam = -10.0 x + 4021.8= 3942.76 psiP* = -10.0 x + 4021.8= 4021.8 psif. Menghitung besarnya permeabilitas menggunakan persamaan :

g. Menghitung faktor skin menggunakan persamaan :S = = S = 9.763h. Menghitung harga dari Pskin dengan menggunakan persamaan :P skin= = = 302.7634 psii. Menghitung J ideal menggunakan persamaan :J ideal= = = 1.108588j. Menghitung J nyata menggunakan persamaan :J nyata= = = 0.41393k. Menghitung harga FE menggunakan persamaan :FE= = = 0.373385 %l. Menghitung harga ri menggunakan persamaan :ri= = = ft

Grafik 4.1. Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws4.4. PembahasanDengan memperhatikan grafik Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws dapat di tentukan nilai, dengan mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle. Dari nilai m serta data yang tercantum di tabel, dapat ditentukan nilai permeabilitas, nilai P1jam, nilai factor skin, produktifitas formasi, flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk permeabilitas, didapatkan nilai mili Darcy, nilai permeabilitas formasi tersebut cukup. Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut memiliki gangguan nilai skin yang sangat besar, yaitu 9.763.

4.5. Kesimpulan1. Permeabilitas di dapatkan 33.4381 md2. Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damage) dan berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated).3. Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek , biasanya direjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.

BAB VPRESSURE DRAW DOWN TESTING

Tujuan Analisa1. Untuk mengetahui permeabilitas formasi (k) selama pengujian.2. Untuk mengetahui faktor skin (S) selama pengujian.3. Untuk mengetahui bentuk reservoir dan letak sumur berdasarkan perhitungan data.

Teori DasarPressure draw down testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam di seluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya.Mengingat hal tersebut diatas waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure draw down test adalah pada saat saat pertama suatu sumur berproduksi. Namun tentu saja bahwa test ini tidak hanya terbatas pada sumur sumur baru saja. Jadi pada dasarnya pengujian ini dapat dilakukan pada :1. Sumur baru,2. Sumur sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir, dan3. Sumur sumur produktif yang apabila dilakukan buildup test si empunya sumur akan sangat merugi.Apabila didesain secara memadai, perolehan dari pengujian ini mencakup banyak informasi yang berharga seperti permeabillitas formasi, faktor skin dan volume pori pori yang berisi fluida.Seperti telah dikatakan diatas, pertama idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik reservoirnya. Tuntukan ini bisa terjadi pada reservoir reservoir yang baru tetapi jarang dipenuhi pada reservoir reservoir yang telah lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju produksi disaaat drawdown tetap selama pengujian.Apabila kedua tuntutan itu tidak dapat dipenuhi dengan baik, ada cara lain untuk menganalisanya yaitu dengan multi rate testing. Pada penjelasan ini laju aliran dianggap tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara berlanjut. Pada pengujian ini, segala data komplesi harus diketahui agar efek dan lamanya wellbore storage dominated dapat diperkirakan.Keuntungan ekonomis melakukan pengujian jenis ini adalah kita masih memperoleh produksi minyak selama pengujian (tidak seperti pada pressure buildup test), sedangkan keuntungan secara teknis adalah kemungkinan untuk dapat memperkirakan volume reservoir. Tetapi kelemahan yang utama adalah sukar sekali mempertahankan laju aliran tetap selama pengujian berlangsung.Metode analisa pressure drawdown testing terbagi dalam tiga periode, berikut tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa pressure drawdown test berdasarkan masing-masing periode yang terjadi, yaitu : periode transient, periode late transient, dan PSS (preudo steady state).1. Analisa Pressure Drawdown pada Periode TransientApabila suatu sumur diproduksikan dengan laju aliran tetap dan ekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan tekanan pada lubang bor (rD=1) yang dinyatakan didalam variable-variable yang tidak berdimensi adalah : . (5-1)Keterangan := Pressure Dimensionless= Time Dimensionless

Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage menghilang : ...... (5-2)Keterangan :Pwf = Tekanan dasar sumur, psiPi= Tekanan awal, psiQ= Laju alir produksi, bbl/d= Viscositas oil, cp= Faktor volume formasi oil, RB/STB= Permeabilitas, md= Tebal formasi, ft= Porositas= Compressibilitas total, Psi-1= jari-jari sumur, ft= factor skin

Dari persamaan diatas terlihat bahwa plot antara Pwf vs Log (t) merupakan garus lurus dengan kemiringan : .. (5-3)

Keterangan :m= slope (kemiringan), psi/cycleQ= Laju (produksi) sebelum sumur ditutup, bbl/d= Viskositas, cpB= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STBk= permeabilitas, mdh= Ketebalan Formasi Produktif, ft

Dalam dunia perminyakan orang biasanya memilih waktu t = 1 jam dan mencatat Pwf pada saat itu sebagai P 1 hr. dengan menggunakan konsep ini kita dapat menentukan S dengan menggunakan persamaan berikut: .. (5-4)Keterangan :S= Faktor SkinPwf= Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi P1hr= Tekanan Selama 1 jamm= slope (kemiringan), psi/cyclek= permeabilitas, md= Viskositas, cp= Porositas,ct= Kompresibilitas total, 1/psirw= Jari-jari Sumur, ft

Ada dua grafik yang selalu harus dilakukan didalam menganalisa PDD pada periode infinite acting ini, yaitu :1. Log-log Plot untuk menentukan wellbore storageGrafik ini, log (Pi-Pwf) vs log (t) digunakan untuk menentukan kapan saat berakhirnya efek dari wellbore storage. Kemudian saat mencapai garis lurus semi log dapat diperkirakan dengan : .. (5-5)Keterangan :t= time, hourCt= Compressibilitas total, Psi-1k= Permeabilitas, mdh= tebal formasi, fts= factor skin= Viscositas oil, cp

Dari log-log ini pun dapat diperkirakan besarnya cs (bbl/psi) yaitu dengan menggunakan persamaan : .. (5-6)Keterangan :Ct= Compressibilitas total, Psi-1Q= Laju alir produksi, bbl/dB= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB= Perbedaan waktu, hour= Perbedaan tekanan, Psi

Dimana delta t dan delta P adalah harga yang dibaca dari suatu titik garis lurus unit slope tersebut.

2. Semilog Plot untuk menentukan karakteristik formasiGrafik ini adalah semi log antara Pwf vs log (t). dengan membaca kemiringan (m) maka permeabilitas formasi dapat ditentukan dari persamaan : .. (5-7)Keterangan :k= Permeabilitas, mdQ= Laju alir produksi, bbl/d= Viscositas,cp= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB= Nilai Slope, Psi/cycle= Tebal formasi produktif, ft

M akan bernilai negative sehingga menghasilkan permeabilitas yang positif kemudian factor skin dapat dihitung.

2. Analisa PDD pada periode Late TransientJika garis lurus telah didapatkan dari grafik maka permeabilitas dapat dihitung dengan persamaan : .. (5-8)Keterangan :k= Permeabilitas, mdQ= Laju alir produksi, bbl/d= Viscositas,cp= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB= titik potong terrhadap sumbu tegak= Tebal formasi produktif, ft

.. (5-9)Keterangan :k= Permeabilitas, mdQ= Laju alir produksi, bbl/d= Viscositas,cp= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB= titik potong terrhadap sumbu tegak= Tebal formasi produktif, ft

Volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (drainage volume) sumur yang diujikan kemudian dapat diperkirakan :Tentukan slope () terlebih dahulu, .. (5-10) := Slope= Viscositas, cp= Permeabilitas,md= Porositas= Compresibilitas total, Psi-1= jari-jari sumur, ft

.. (5-11)Keterangan :Q= Laju alir produksi, bbl/d= Faktor Volume Formasi Minyak, RB/STB= titik potong terrhadap sumbu tegak= Slope= Compresibilitas total, Psi-1

Faktor skin dapat pula ditentukan : (5-12)Keterangan :S= Faktor Skin= TekananIterassi, psi= Tekanan awal, psi= Jari-jari pengurasan, ft= Jari-jari sumur,ft

.. (5-13)Keterangan :P (skin) = Tekanan Skinb= titik potong terrhadap sumbu tegakS= Faktor Skin

Menentukan radius of investigasi : .. (5-14)Keterangan :Re= Jari-jari pengurasanVp= Volume Pori, res/bbl= Constanta= Tebal formasi produktif, ft= Laju alir produksi, bbl/d

3. Analisa PDD pada PSS (periode Semi Steady State)Pengujian ini terutama untuk menentukan volume reservoir yang berhubungan dengan sumur yang diuji oleh sebab itu disebut reservoir limit testing.Dapat dilihat bahwa Pwf vs t merupakan garis lurus dengan kemiringan : .. (5-15)Keterangan := Slope Pesudo Steady State= Laju alir produksi, bbl/d= Constanta (3,14)= Porositas= Compresibilitas total, Psi-1= Jari-jari pengurasan, ft

Kemudian dengan mengetahui kemiringan ini, drainage volume dapat ditentukan : .. (5-16)Keterangan :Vp = Volume pori-pori yang berisi fluidaQ= Laju Alir Produksi, bbl/dayB= Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STBCt= Kompresibilitas Total= Slope Pesudo Steady State

4. Penentuan Bentuk Reservoir Dari Data PDD Berdasarkan PSS dan Periode TransientPada umumnya, persamaan aliran pada periode semi steady state untuk setiap bentuk reservoir adalah : .. (5-17)Keterangan : = Tekanan pada periode semi steady state = Waktu pada periode semi steady state = Luas area,ft2 = Jari-jari pengurasan, ft = Constanta Dietz Shape

Dengan mengkombinasikan persamaan sebelumnya dengan persamaan diatas maka diperoleh : (5-18)Keterangan :Pwf= Tekanan dasar sumur, psim*= Slop Pseudo Steady Statet= Waktu, S= Pressure Intake

Dimana P int adalah : (5-19)Keterangan := Tekanan Intake, psi= Tekanan Inisial, psi= Laju alir produksi, bbl/d= Viskositas= Volume Faktor Formasi Minyak, RB/STB= Permeabilitas, mD= Ketebalan Formasi Produktif, ft= Luas area,ft2= Jari-jari Pengurasan,ft= Constanta Dietz Shape= Factor skinm* dan P int didapat dari plot Pwf vs t yaitu m* adalah kemiringan dan P int didapat dengan mengekstrapolasikan garis liniernya ke t = 0. Selanjtnya bentuk reservoir diperkirakan dari : .. (5-20)Keterangan := Constanta Dietz Shape= Slope Transient= Slope Pseudo Steady State= Tekanan Selama 1 jam= Pressure Intake, psi

Nilai tDA PSS : .. (5-21)Keterangan := Waktu pada semy steady state= Slope Transient= Slope Pseudo Steady State

Data Analisa dan PerhitunganData AnalisaParameter yang diketahui adalah sebagai berikut :a. Laju Produksi ( Q ): 200 BBL/Dayb. Porositas ( ): 0.237c. Viskositas Minyak ( ): 1.5 cpd. Kompresibilitas Total ( Ct ): 0.0000082 psi-1e. Jari jari Sumur ( rw ): 0.5 ftf. Ketebalan Formasi Produktif ( h ): 6.09756098 ftg. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ): 1.2 RB/STBh. Tekanan ( Pi ): 4600 psii. Temperatur, (T): 220 o F Perhitungan

Tabel 5.1. Data Tekanan dan WaktutPwfP

jampsipsi

04412188

0.123812788

1.943699901

2.793653947

4.013616984

4.823607993

5.7836001000

6.9435931007

8.3235861014

14.435731027

17.335671033

20.735611039

24.935551045

29.835491051

35.835441056

4335371063

51.535321068

61.835261074

74.235211079

89.135151085

10735091091

12835031097

15434971103

18534901110

22234811119

26634721128

31934601140

38334461154

46034291171

a. Periode Transient

Grafik 5.1. Semilog Transient

1) Step 1x= 1 x= 10 m= x1 x10= 3671 3577.754= 93.255 psi/cycle

P pada saat 1 hr= = 3671 psi

1) 2) Step 2k= = = 102.94 mD

3) Step 3S= = = 5.755

b. Periode Late Transient1) Step 1

Tabel 5.2. P Iterasit (jam)3525352635213515350935033497

14.448475258647076

17.342414652586470

20.736354046525864

24.930293440465258

29.824232834404652

35.819182329354147

4312111622283440

34903481347234603446

8392101113127

778695107121

718089101115

65748395109

59687789103

5463728498

4756657791

Grafik 5.2. Grafik t vs P Iterasi

P iterasi= 3490 psi b= 103 (dari grafik)= = = 0.026954

2) Step 2tPSS = = 460 jam 51.5 jam = 408.5 hours

3) Step 3t PSS= re= = 1110.878 ft

4) Step 5S= = = 0.596374

5) Step 6Vp= = = 1175463 res/bbl

c. Periode PSS

Grafik 5.3. Grafik dt vs Pwf

1) Step 1y= = Maka m *= 0.242 psi/hr

2) Step 2Vp = , dimana L = m pada kondisi PSS = = 1175463 res/bbl

3) Step 3CA= = = 151.6

dimana m* = slope PSS = 0.242m= slope transient = 93.255 Psi/cycleP1hr= 3671 psiP int= 3490 psi4) Step 4(tDA) PSS= = = 0.19431

Berdasarkan hasil perhitungan tDA, didapatkan nilainya adalah 0.19431 dimana nilai tersebut mendekati 0.2 pada tabel bounded reservoir. Sehingga diketahui bentuk reservoir yang sesuai dengan nilai tersebut adalah segitiga.

Gambar 5.1. In Bounded Reservoir

Pembahasan Periode TransientDengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation berdasarkan pengamatan y= -40.57 ln (x) + 3671.6. Dari persamaan tersebut didapatkan nilai m sebesar 93.255 psi/cycle serta data P1jam sebesar 3671 psi. Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.94 mD. Nilai skin didapatkan sebsesar 5.755 yang menandakan bahwa formasi tersebut damage.

Periode Late TransientDengan memperhatikan variabel yang ada dan didapatkan dari periode transient. Dibuat tabel P iterasi berdasarkan periode late transient dengan membuat 5 variabel yang mencakup seluruh waktu pada periode late transient. Didapatkan P iterasi berdasarkan pengamatan sebesar 3490 psi, nilai b sebesar 103, dan nilai sebesar 0,026594/hr. Nilai t didaptkan dari pengurangan antara waktu pada PSS awal dan waktu pada Transient akhir sehingga nilai hasilnya 43.18 jam. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS dengan waktu awal transient, didapatkan nilai waktu 408.5 jam. Nilai re atau jari-jari pengurasan didapatkan sebesar 1110.878 ft. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Dari variabel pendukung tersebut didapatkan skin sebesar 0.596374 yang menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.

Periode Pseudo Steady StateDari variabel variabel yang ada dan pendukung sebelumnya dilakukan perubahan grafik semilog menjadi grafik kartesian. Dari grafik kartesian tersebut didapatkan equation berdasarkan plot data yaitu y= -0,2427 x + 3537.5. Dimana y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,242 psi/hr. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Nilai CA didapatkan sebesar 1516, dimana dalam mencari CA dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan P intake yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar 0.242, P1hr sebesar 3671 psi dan p intake sebesar 3490 psi. Nilai (TDA) PSS didapatkan sebesar 0,19431.

Kesimpulan1. Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient, periode late transient, dan PSS (preudo steady state) pada percobaan Drawdown testing. 2. Selain itu juga dari percobaan Drawdown testing didapatkan nilai permeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masing-masing fase periode aliran.3. Pada percobaan Drawdown testing kita dapat mengetahui waktu dimulainya aliran transient, late transient dan PSS (preudo steady state).

BAB VIPEMBAHASAN UMUM

Analisis uji sumur minyak adalah cabang dari teknik reservoir. Informasi yang diperoleh dari aliran dan tes tekanan transient pada kondisi in situ reservoir sangat penting untuk menentukan kapasitas produksi dari reservoir. Analisis tekanan transien juga menghasilkan perkiraan tekanan reservoir rata-rata. Seorang reservoir engineer harus memiliki informasi yang cukup tentang kondisi dan karakteristik reservoir, baik untuk menganalisis kinerja reservoir yang memadai dan untuk meramalkan produksi masa depan dalam berbagai macam pengoperasian. Production engineer juga harus mengetahui kondisi sumur produksi dan sumur injeksi untuk menghasilkan kinerja terbaik dari reservoir.Perolehan data dan program analisis dari sebuah uji sumur minyak yang efisien membutuhkan perencanaan, pelaksanaan, rancangan dan evaluasi yang matang serta upaya tim yang terkoordinasi dengan baik melalui pendekatan terintegrasi. Pengukuran analisa core dari sampel yang dipilih oleh para geologist menyediakan data sebagai identifikasi awal dari jenis batuan reservoir. Hasil uji sumur menggunakan berbagai teknik yang masuk akal bila dibandingkan dengan data geologi dan data core. Studi dari uji sumur ini membantu dalam mengenali flow barrier, rekahan, dan berbagai macam permeabilitas. History matching dari produksi sebelumnya dan pressure performance terdiri dari penyesuaian parameter reservoir sampai contoh stimulasi.Konfigurasi lubang bor menembus formasi serta geometri dan karakteristik reservoirnya menyebabkan pola aliran fluida yang terjadi berbeda-beda. Pola aliran radial paling lazim digunakan untuk menggambarkan aliran fluida di media berpori. Ada lima solusi persamaan differensial yang snagat berguna didalam analisa transient tekanan atau well testing yaitu solusi untuk reservoir yang tidak terbatas ( line source solution ), solusi untuk reservoir yang terbatas, solusi untuk keadaan pseudo steady state, solusi untuk reservoir dengan tekana tetap pada batasnya (Constant Pressure at Outer Boundary ), solusi dengan memadukan efek dari wellbore storage dan skin.Dietzshapefactor (CA)adalahsuatukonstantayang dimasukkan ke dalam persamaan solusi Pseudosteady State agar persamaan tersebut cocok atau berlaku untuk bentuk luas daerah pengurasan sumur (drainage area). Dengan adanya tabulasi dari Dietz , maka dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya.Pressure Build-Up Test adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Cara ini berdasarkan pada prinsip superposisi, dimana memerlukan satu harga laju produksi minyak pada selang waktu tertentu. Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan mentup kepala sumur di permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).Apabila S ini berharga positip berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya disebabkan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresap ke dalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. S yang negatip menunjukkan adanya perbaikan (stimulated), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik fracturing.Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya.Seperti telah dikatakan sebelumnya, pertama, idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik reservoirnya. Tuntutan ini bisa terjadi pada reservoir-reservoir yang baru tetapi jarang dapat dipenuhi pada reservoir-reservoir yang telah lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju produksi disaat drawdown harus dipertahankan tetap selama pengujian. Laju aliran dianggap tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara kontinyu. Pada pengujian ini segala data komplesi harus diketahui agar efek dan lamanya "well bore storage" dapat diperkirakan.Dari data hasil perhitungan di atas didapatkan tekanan pada radius 1 ft yaitu Psi, radius 10 ft yaitu 2,895.238 Psi dan radius 100 ft sama dengan Pi sendiri yaitu 3000 Psi. Penggunaan Ei Function hanya dapat dilakukan pada infinite acting reservoir dimana tekanan di reservoir dianggap sama. Semakin besar radius percobaan, maka tekanan yang didapatkan mendekati tekanan awal. Semakin dekat radius percobaan (missal 1 ft) maka lubang bor akan mengalami kehilangan tekanan. Kondisi di dekat lubang bor akan sangat mempengaruhi kelakuan aliran. Perubahan tekanan dan radius pengurasan yang menerus seiring dengan waktu.Dari data yang didapatkan di atas, serta perhitungan yang telah dilakukan dan menentukan waktu (dalam jam) dari Infinite Acting Reservoir, Pseudo Steady State (Ketelitian 1 %), Pseudo Steady State Exact, dan PI (J) dan laju produksi stabil (q) di bawah P-Pwf = 500 psia., didapatkan bahwa waktu pada Infinite Acting Reservoir selama 41.981 hours, kemudian Pseudo Steady State dengan ketelitian 1 % didapatkan 384.843 hours, Pseudo Steady State selama 979.562 hours, J sebesar , sehingga Laju produksi stabil (q) dibawah P-Pwf sebesar 500 psia yaitu sebesar 194,131 STB/day.Dengan memperhatikan grafik Semilog PBU (tp+dt)/dt VS Pws dapat di tentukan nilai, dengan mengambil nilai yang dilewati oleh slope selama 1 cycle. Dari nilai m serta data yang tercantum di tabel, dapat ditentukan nilai permeabilitas, nilai P1jam, nilai factor skin, produktifitas formasi, flow efficiency, dan radius of investigasi. Untuk permeabilitas, didapatkan nilai mili Darcy, nilai permeabilitas formasi tersebut cukup. Namun dilihat dari produksi, hal ini menandakan formasi tersebut memiliki gangguan nilai skin yang sangat besar, yaitu 9.763. Periode TransientDengan memperhatikan semilog pada grafik 5.1. didapatkan equation berdasarkan pengamatan y= -40.57 ln (x) + 3671.6. Dari persamaan tersebut didapatkan nilai m sebesar 93.255 psi/cycle serta data P1jam sebesar 3671 psi. Untuk permebalitas didapatkan sebesar 102.94 mD. Nilai skin didapatkan sebsesar 5.755 yang menandakan bahwa formasi tersebut damage.

Periode Late TransientDengan memperhatikan variabel yang ada dan didapatkan dari periode transient. Dibuat tabel P iterasi berdasarkan periode late transient dengan membuat 5 variabel yang mencakup seluruh waktu pada periode late transient. Didapatkan P iterasi berdasarkan pengamatan sebesar 3490 psi, nilai b sebesar 103, dan nilai sebesar 0,026594/hr. Nilai t didaptkan dari pengurangan antara waktu pada PSS awal dan waktu pada Transient akhir sehingga nilai hasilnya 43.18 jam. Nilai tPSS didapatkan dari pengurangan waktu akhir PSS dengan waktu awal transient, didapatkan nilai waktu 408.5 jam. Nilai re atau jari-jari pengurasan didapatkan sebesar 1110.878 ft. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Dari variabel pendukung tersebut didapatkan skin sebesar 0.596374 yang menandakan bahwa formasi tersebut mengalami damage.

Periode Pseudo Steady StateDari variabel variabel yang ada dan pendukung sebelumnya dilakukan perubahan grafik semilog menjadi grafik kartesian. Dari grafik kartesian tersebut didapatkan equation berdasarkan plot data yaitu y= -0,2427 x + 3537.5. Dimana y=mx+c, maka nilai m (atau sama dengan nilai BL) didapatkan sebesar 0,242 psi/hr. Nilai Vp didapatkan sebesar 1175463 res/bbl. Nilai CA didapatkan sebesar 1516, dimana dalam mencari CA dibutuhkan nilai m*, p1hours, dan P intake yang didapatkan dari grafik dengan nilai masing-masing m (slop transient) sebesar 0.242, P1hr sebesar 3671 psi dan p intake sebesar 3490 psi. Nilai (TDA) PSS didapatkan sebesar 0,19431.

BAB VII KESIMPULAN UMUM

1. Semakin besar radius pengurasan percobaan maka semakin dekat tekanan percobaan dengan tekanan awal2. Semakin kecil radius pengurasan percobaan maka semakin berkurang tekanan percobaan dari tekanan awal3. Semakin besar nilai ( x ) maka semakin kecil nilai Ei ( -x )4. Kemudian pada Dietz Shape sendiri dapat ditentukan waktu yang dibutuhkan oleh sumur yang diproduksikan untuk mencapai kondisi tertentu berdasarkan bentuk geometri reservoirnya dan letak sumurnya.5. Dietz shape dapat digunakan untuk mencari nilai dari PI dan q dengan bentuk reservoir yang berbeda beda.6. Laju produksi stabil (q) dapat diketahui setelah mendapatkan hasil dari Productivity Index (J).7. Setelah melakukan perhitungan tersebut, maka dapat diketahui bentuk reservoir dengan tepat dan benar.8. Sebelum proses produksi dilakukan, terlebih dahulu dilakukan pengujian terhadap sumur yang akan diproduksi. Pengujian ini dapat berupa pengujian tekanan (pressure test) yang dilakukan untuk mendapatkan parameter seperti tekanan statik (Pws), tekanan aliran dasar sumur (Pwf), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (Vd) dan radius pengurasan (re).9. Dasar analisa pressure Build-Up ini dikemukakan oleh Horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu.10. Permeabilitas dari sumur ini kecil yang dikarenakan skin yang besar pada tubing.11. Apabila skin berharga positif berarti ada kerusakan (damage) dan berharga negatif berarti menunjukkan adanya perbaikan (stimulated).12. Adanya hambatan aliran yang terjadi pada formasi produktif akibat adanya skin efek , biasanya direjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan.13. Apabila S berharga positif berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya dikarenakan adanya filtrat lumpur pemboran yang meresap kedalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif yang diamati. S yang negative menunjukkan adanya perbaikan (stimulated), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidarulik (hydraulic fracturing).14. Untuk reservoir bersifat infinite acting, tekanan reservoir rata-rata ini adalah p* = pi = pave yang dapat diperkirakan dengan menginterpolasi segemen garis lurus pada horner plot sampai ke harga ( tp+p ) / t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas, hal diatas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa pengaruh dari batas reservoir, maka tekana pada umumnya akan jatuh berada dibawah garis lurus horner.15. Dengan nilai skin tersebut, diperoleh nilai P skin. Nilai ini digunakan untuk mencari harga dari produktivitas formasi ideal (PI), Pada tahap berikutnya diperoleh harga PI.nyata. Kemudian diperoleh harga flow efficiency, Pada tahap akhir perhitungan dapat diketahui harga radius investigasi.16. Dari percobaan Drawdown testing kita dapat mengetahui waktu dimulainya aliran transient, late transient dan PSS (preudo steady state).17. Terdapat tiga rejim aliran yaitu periode transient, periode late transient, dan PSS (preudo steady state) pada percobaan Drawdown testing. 18. Selain itu juga dari percobaan Drawdown testing didapatkan nilai permeabilitas dan skin serat volume pori yang terisi fluida dari masing-masing fase periode aliran.19. Bentuk geometri reservoir untuk pressure drawdown periode late transient didapat dari hasil tDA PSS dari table.

DAFTAR PUSTAKA

1. Abdassa, Doddy, Dr. 2005. Transien Well Tests. In-house traning Jakarta

2. Chaudry, Amanat U. 2004. Oil Well Testing Handbook. Huston, Texas

3. Lee, John. 1982. Well Testing Volume 1. Texas A&M University

LAMPIRAN