ANALISA UJI DELIVERABILITAS BERDASARKAN DATA UJI SUMUR

UNTUK MENENTUKAN LAJU ALIR YANG SESUAI

PADA SUMUR ‘X’ LAPANGAN ‘Y’

PROPOSAL SKRIPSI

Disusun oleh :

NAMA : EKA HARMANSYAH

NO. MHS : 113.090.023

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2013

I. JUDUL

ANALISA UJI DELIVERABILITAS BERDASARKAN DATA UJI

SUMUR UNTUK MENENTUKAN LAJU ALIR YANG SESUAI PADA

SUMUR ‘X’ LAPANGAN ‘Y’

II. LATAR BELAKANG

Sumber energi gas bumi merupakan sumber energi yang tidak dapat

diperbaharui dan pemanfaatannya dewasa ini menjadi suatu kebutuhan cukup

penting mengingat cadangan minyak semakin menipis dan kebutuhan energi yang

semakin meningkat.

Selama proses produksi gas berlangsung, laju produksi sumur akan

berkurang seiring dengan bertambahnya waktu berproduksinya sumur gas

tersebut, di sisi lain perusahaan harus tetap mendapatkan laju produksi yang

optimum, keuntungan semaksimal mungkin dan juga memiliki nilai tambah di

dalam menjalankan operasinya. Oleh karena itu, sebagai pertimbangan utama,

terlebih dahulu perlu diketahui kemampuan produksi sumur gas tersebut. Melalui

analisa Uji Deliverabilitas dan pressure test akan diketahui seberapa besar

produktivitas sumur gas.

III. PERUMUSAN MASALAH

Permasalahan yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah menentukan

besarnya laju alir yang sesuai dengan sumur yang diuji agar diperoleh produksi

gas yang optimum.

IV. MAKSUD DAN TUJUAN

Maksud dari penelitian ini adalah melakukan analisa uji deliverabilitas

berdasarkan data uji sumur gas meliputi identifikasi karakteristik reservoir,

menentukan AOFP, membuat IPR, kurva Tubing Intake dan mengetahui

pengaruh komplesi terhadap produktivitas sumur.

Tujuan dari penelitian ini adalah untuk memperoleh laju alir yang sesuai

dengan produktivitas sumur.

V. HIPOTESIS

Dari analisis data uji sumur (uji deliverabilitas dan Pressure Test) diperoleh

besaran karakteristik reservoir gas, selanjutnya akan diketahui kemampuan suatu

sumur gas untuk berproduksi yang ditunjukkan dalam kurva Inflow Performance

Relationship (IPR), kemudian besarnya laju aliran yang sesuai dapat ditentukan

dari perpotongan kurva tubing intake dengan kurva IPR.

VI. METODOLOGI PENELITIAN

Metodologi penelitian yang akan dipaparkan adalah tentang ruang lingkup

penelitian, jenis data-data yang diperlukan, sumber data, teknik pengumpulan data

dan teknik penganalisaan data.

a. Ruang Lingkup Penelitian

Ruang lingkup penelitian berdasarkan atas survey penelitian di lapangan

yang berkaitan dengan judul penelitian.

b. Data-data yang Diperlukan

1. Data Geologi

2. Data Batuan

3. Data Fluida

4. Data Tekanan

5. Data Produksi

6. Data Laju Alir

7. Data Penunjang.

c. Sumber Data

Sumber data diperoleh pada lapangan yang bersangkutan atau tempat

dilakukan penelitian.

d. Teknik Pengumpulan Data

Teknik pengumpulan data dilakukan secara observasi, wawancara dan

analisis.

e. Teknik Penganalisaan Data

Teknik penganalisaan data uji sumur meliputi:

1. Penentuan parameter reservoir menggunakan manual analisis (Metode

Horner) atau dengan analisis menggunakan simulator.

2. Menentukan parameter deliverabilitas dengan metode analisis konvensional

atau dengan metode LIT.

3. Mengetahui pengaruh komplesi terhadap aliran dari reservoir menuju sumur

dengan metode Locke dan persamaan McLeod.

4. Membuat kurva IPR dari hasil analisi uji deliverabilitas dan pressure test.

5. Membuat kurva tubing intake dengan menggunakan grafik pressure travers.

VII. SISTEMATIKA PENYELESAIAN

1. Tinjauan Umum Lapangan

a. Sejarah Lapangan

b. Letak Geologi dan Geografis Lapangan.

2. Uji Sumur Gas.

a. Rate Test

b. Pressure Test.

3. Persiapan Data

4. Penentuan Parameter Reservoir

a. Rate Test: Koefisien performance (C), inverse slope dari garis kurva

deliverability yang setabil (n)

b. Pressure Test: Transmisibilitas (kh), Faktor skin (s), Faktor high velocity

(D), Tekanan Reservoir (Pr).

5. Penentuan Deliverabilitas Sumur Gas

a. Absolute Open Flow Potential (AOFP)

b. Inflow Performance Relationship (IPR)

6. Penentuan Sd, Sp dan Sdp.

7. Penentuan Laju Alir yang Sesuai Pada Sumur.

VIII.KERANGKA PEMIKIRAN

IX. JADWAL KEGIATAN PENELITIAN

NO. KEGIATAN WAKTU (BULAN)

09 10 11 12 01

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

1. Pengajuan Proposal

2. Studi Lapangan Dan

Pengambilan Data

3. Penyusunan Tugas Akhir

4. Bimbingan Tugas Akhir

5. Sidang Pendadaran

X. RENCANA DAFTAR PUSTAKA

Abdassah, Doddy, Ir Ph D.; “Teknik Eksploitasi Gas Bumi”; Buku Pegangan

Kuliah TM, ITB; Bandung; 1985.

Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.;“Advanced Reservoir Enginnering”,2005

Amyx, J.W.; Bass, D, M.Jr.; Whiting, R.L; “Petroleum Reservoir Engineering”;

McGraw Hill Company; New York-Toronto-London; 1960.

Beggs, Dale. H.; “Gas Production Operations”; Oil and Gas Consultant

International. Inc.; OGCI Publication, Tulsa Oklahoma; USA;1995.

Brown, Kermit E.; Beggs, Dale. H; “The Technology Of Artificial Lift

Methods”; Volume I; Penwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma,

1980.

Chaudhry, Amanat U.:”Gas Well Testing Handbook” Gulf Professional,

Publishing:Elsevier Science B.V,Texas:2003

Ikoku, Chi U. ; “Natural Gas Production Engineering”; The Pennsylvania State

University; Krieger Publishing Company; Malabar, Florida; USA; 1992.

Mc. Cain. Jr, William D.; “The Properties of Petroleum Fluids”; PennWell

Publishing Company, Tulsa, Oklahoma; 1973.

________,;“Theory and Practice of the of Gas Wells 3rd Edition”ERCB;1975

XI. RENCANA DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

HALAMAN PERSEMBAHAN

KATA PENGANTAR

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB I. PENDAHULUAN

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “Y”

2.1. Letak Geografis Lapangan “Y”

2.2. Tinjauan Geogologi Lapangan “Y”

2.1.1.Stratigrafi Lapangan “Y”

2.2.2.Struktur Geologi Lapangan “Y”

2.3. Sejarah Produksi Lapangan “Y”

BAB III. TEORI DASAR DELIVERABILITY GAS

3.1. Sifat-sifat Fisik Gas

3.1.1.Hubungan P, V, dan T

3.1.2.Viskositas Gas

3.1.3.Faktor Volume Formasi Gas

3.1.4.Kompresibilitas Gas

3.2. Teori Dasar Aliran Gas Dalam Media Berpori

3.2.1.Aliran Mantap (Steady State Flow)

3.2.2.Aliran Semi Mantap (Pseudo Steady State Flow)

3.2.3.Aliran Tidak Mantap (Unsteady State Flow)

3.3. Uji Sumur Gas

3.3.1. Pressure Test

3.3.1.1. Pressure BuildUp Test

3.3.1.2. Pressure Drawdown Test

3.3.2. Deliverabilitas Gas

3.3.2.1. Back Pressure Test

3.3.2.2. Isochronal Test

3.3.2.3. Modified Isochronal Test

3.3.2.4. Analisa Uji Deliverabilitas

A. Metode Konvensional (Rawlins-Schellhardt)

B. Metode Jones Blount Glaze

C. Metode LIT

3.4. Pengaruh Komplesi Sumur

3.5. Kurva IPR

3.5.1. Metode Konvensional (Rawlins-Schellhardt)

3.5.3. Metode LIT

3.6. Kurva Tubing Intake

3.6.1. Metode Cullender-Smith

BAB IV. PENENTUAN LAJU ALIR OPTIMUM SUMUR “X”

LAPANGAN

4.1. Penentuan Besaran Karakteristik Reservoir

4.1.1. Pressure Transient Test

4.1.2. Deliverability Test

4.2. Penentuan Pengaruh Komplesi Sumur Terhadap Aliran di

Reservoir

4.3. Pembuatan Kurva IPR

4.4. Pembuatan Kurva Tubing Intake

BAB V. PEMBAHASAN

BAB VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

TINJAUAN PUSTAKA

4. Uji Sumur Gas

Secara garis besar, terdapat dua jenis uji sumur untuk sumur gas, yang

pertama adalah uji deliveribilitas termasuk back pressure test, Isochronal test dan

Modified Isochronal test dan yang kedua adalah pressure test (pressure buildup

dan pressure drawdown).

4.1. Uji Deliverabilitas

Pada pertama kalinya pengujian untuk menentukan kemampuan sumur gas

untuk berproduksi dilakukan dengan cara membuka sumur dan menghubungkan

sumur dengan tekanan atmosfer, dan harga AOF diukur langsung dengan

menggunakan impact pressure gauge yang dipasang dipermukaan. Penyajian

dengan cara ini hanya efektif untuk digunakan pada sumur yang dangkal,

sedangkan sumur gas yang dalam dengan ukuran tubing yang kecil akan

memberikan hasil yang tidak akurat. Pembukaan sumur yang relatif lama akan

menyebabkan pemborosan gas secara sia-sia, selain dapat menimbulkan

kerusakan pada formasi serta dapat menimbulkan bahaya lain yang tidak

diinginkan. Berdasarkan alasan diatas, maka mulai dikembangkan metoda uji

deliverability yang lebih modern dengan menggunakan laju aliran yang sesuai dan

dapat dikontrol, diantaranya yakni Back Pressure, Isochronal dan Modified

Isochronal.

Deliverabilitas adalah kemampuan dari suatu sumur gas untuk

berproduksi, yang dinyatakan dalam bentuk grafik ( pR2

-pwf2) vs Qsc. Uji

deliverability merupakan suatu uji sumur yang umum digunakan untuk

menentukan produktivitas sumur gas. Uji ini terdiri dari tiga atau lebih aliran

dengan laju alir, tekanan dan data lain yang dicatat sebagai fungsi dari waktu.

Indikator produktivitas yang diperoleh dari uji ini adalah Absolute Open Flow

Potential (AOFP), yang didefinisikan sebagai kemampuan suatu sumur gas untuk

memproduksi gas ke permukaan dengan laju alir maksimum pada tekanan alir

dasar sumur (sandface) sebesar tekanan atmosphere (± 14,7 psia). Hal ini tidak

dapat diukur secara langsung tetapi dapat diperoleh dari uji deliverability.

Pada masa awal dari tes penentuan dari deliverabilitas ini sudah dikenal

persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan ini

menyatakan hubungan antara qsc terhadap p2 pada kondisi aliran yang stabil.

qsc = C( pR2

- pwf2)n .................................................................(4-1)

dimana :

qsc = laju aliran gas Mscf/d

C = koefisien performance yang menggambarkan posisi kurva deliverabilitas

yang setabil, Mscfd/psia2

n = bilangan eksponen, merupakan inverse slope dari garis kurva

deliverability yang stabil dan mencerminkan derajat pengaruh faktor

inersia-turbulensi terhadap aliran, umumnya berharga antara 0.5-1.

atau n = tan θ

pR = tekanan rata-rata reservoir, psia.

pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

Gambar 4.1. Grafik Deliverabilitas(Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)

4.2.1. Back Pressure Test

Convensional back pressure atau disebut juga flow after flow test, metode

ini pertama kali ditemukan oleh Pierce dan Rawlins (1929) untuk mengetahui

kemampuan sumur berproduksi dengan memberikan tekanan balik (back

pressure) yang berbeda-beda. Pelaksanaan dari tes yang konvensional ini dimulai

dengan jalan menutup sumur, untuk menentukan harga pR. Selanjutnya sumur

diproduksi dengan laju sebesar qsc sehingga aliran mencapai stabil, sebelum

diganti dengan laju produksi lainnya. Setiap perubahan laju produksi tidak

didahului dengan penutupan sumur.

Gambar skematis dari proses “back pressure test” diperlihatkan pada

Gambar 4.2. Analisis deliverability didasarkan pada kondisi aliran yang stabil.

Untuk keperluan ini diambil tekanan alir di dasar sumur, pwf, pada akhir dari

periode suatu laju produksi.

Lama waktu pencapaian kondisi stabil dipengaruhi oleh permeabilitas

batuan. Waktu untuk mencapai kestabilan ini dapat diperkirakan berdasarkan

waktu mulai berlakunya aliran semi mantap.

θ

tD = 0,25 reD ......................................................................................

(4-2)

Berdasarkan definisi tD, yaitu :

tD = 2,637×10-4

ktμφ Cr

w2 …………………………………………..

(4-3)

maka harga waktu mencapai kondisi stabil, ts, adalah :

t s=948μφ Cre

k

2¿1000

μφ Cre

k pR

2

......................................................

(4-4)

keterangan :

C¿ 1

pR

μ = Viscositas pada pR.

μ̄ ¿ viscos itas pada pR

Gambar 4.2.

Diagram Laju Produksi dan Tekanan Dari Back Pressure Test(Ikoku, Chi.; “Natural Gas Reservoir Engineering”1984)

Prosedur pelaksanaan Back Pressure Test adalah sebagai berikut:

1. Sumur ditutup hingga mencapai keadaan kesetimbangan statik, tekanan

terukur dicatat sebagai tekanan rata – rata reservoir (pR ).

2. Sumur diproduksi dengan laju aliran tertentu (q1) hingga mencapai tekanan

stabil dan catat laju alir serta tekanan alir sebagai q1 dan pwf1.

3. Kemudian ubah laju aliran menjadi q2 hingga mencapai tekanan stabil dan

catat laju alir serta tekanan alir sebagai q2 dan pwf2.

4. Ulangi langkah 2 dan 3, umumnya hingga empat kali.

Setelah diperoleh sejumlah perubahan laju aliran, sumur kemudian ditutup

4.2.2. Isochronal Test

Back Pressure Test hanya dapat memberikan hasil yang baik bila

dilangsungkan pada reservoir dengan permeabilitas tinggi. Sedang untuk reservoir

dengan permeabilitas rendah, akan diperlukan waktu yang cukup lama untuk

mencapai kondisi yang stabil, sehingga apabila uji dilakukan pada sumur yang

belum mempunyai fasilitas produksi, jumlah gas yang dibakar cukup besar.

Bertolak dari kelemahan back-pressure test, maka Cullender

mengembangkan isochronal test guna memperoleh harga deliverability pada

sumur dengan permeabilitas rendah yang memerlukan waktu yang lama untuk

mencapai kondisi stabil. Cullender juga mengusulkan suatu cara tes berdasarkan

anggapan, bahwa jari-jari daerah penyerapan yang efektif (efektive drainage

radius), rd, adalah fungsi dari tD dan tidak dipengaruhi oleh laju produksi. Ia

mengusulkan laju yang berbeda tetapi dengan selang waktu yang sama, akan

memberikan grafik log p2 vs log qsc yang linier dengan harga eksponen n yang

sama, seperti pada kondisi aliran yang stabil.

Tes ini terdiri dari serangkaian proses penutupan sumur sampai mencapai

stabil, pR , yang diusulkan dengan pembukaan sumur, sehingga menghasilkan

laju produksi tertentu selama jangka waktu t, tanpa menanti kondisi stabil.

Diagram laju produksi dan tekanan di dasar sumur dapat dilihat pada Gambar 4.3.

Setiap perubahan laju produksi didahului oleh penutupan sumur sampai tekanan

mencapai stabil, pR . pada Gambar 4.3 ditunjukkan beberapa hal penting yang

berkaitan dengan urutan uji isochronal, yaitu :

1. Waktu alir, kecuali pengaliran yang terakhir, berlangsung dalam selang

waktu yang sama.

2. Perode penutupan berlangsung sampai p =¯pR, bukannya selang waktu

yang sama panjang.

3. Pada periode pengaliran terakhir, sumur dialirkan sampai mencapai

keadaan stabil, tetapi hal ini tidak mutlak.

Prosedur pelaksanaan dari isochronal test adalah sebagai berikut:

1. Sumur ditutup hingga mencapai keadaan keseimbangan statik, tekanan

terukur dicatat sebagai tekanan rata-rata reservoir (pR)

2. Sumur diproduksikan dengan laju aliran q1 selama waktu t1, dan catat laju

aliran serta tekanan alir sebagai q1 dan pwf1

3. Sumur ditutup kembali selama waktu t, hingga mencapai kondisi

kesetimbangan statik (pR)

4. Sumur diproduksi selama waktu t2 (sama dengan t1) dengan ukuran choke

yang berbeda dan catat laju aliran dan tekanan alir sebagai q2 dan pwf2.

5. Ulangi langkah 3 dan 4 beberapa kali (umumnya cukup sampai emapat

titik) dengan waktu alir t1.

Gambar 4.3. Diagram Laju Produksi dan Tekanan Dari Isochronal Test

(ERCB, “Theory and Practice of the of Gas Wells”1975)

4.2.3. Modified Isochronal Test

Metoda ini merupakan pengembangan dari metoda isochronal,

perbedaannya terletak pada penutupan sumur tidak perlu mencapai kondisi stabil.

Pada reservoir yang ketat, penggunaan tes isochronal belum tentu menguntungkan

bila diinginkan penutupan sumur sampai mencapai keadaan stabil. Katz dkk

(1959) telah mengusulkan suatu metode untuk memperoleh hasil yang mendekati

hasil tes isochronal. Perbedaan metode ini dengan metode lain terletak pada

persyaratan bahwa penutupan sumur tidak perlu mencapai stabil. Selain dari itu,

selang waktu penutupan dan pembukaan sumur dibuat sama besar.

Gambar 4.4. Diagram Tekanan Dan Laju Produksi Selama Tes Modified Isochronal

(Ikoku, Chi.; “ Natural Gas Reservoir Engineering ”)

Pengolahan data untuk analisa deliverabilitas sama seperti pada metode

isochronal, kecuali untuk harga pR diganti dengan pws, yaitu harga tekanan yang

dibaca pada akhir dari setiap massa penutupan sumur. Dari Gambar 4.4. terlihat

bahwa untuk suatu harga q diperoleh pasangan p2 atau ψ dengan kondisi

sebagai berikut :

q1 = (pws1)2 - (pwf1)2

q2 = (pws2)2 - (pwf2)2

q3 = (pws3)2 - (pwf3)2

q4 = (pws4)2 - (pwf4)2

Sedangkan pengolahan kurva deliverabilitas yang stabil diperoleh dengan

jalan menggambarkan sebuah garis sejajar yang melalui (pws2 – pwf

2).

Prinsip Kerja Modified Isochronal Test

• Sumur ditutup dan tekanan terukur dicatat sebagai tekanan rata-rata

reservoir pwf1 (=ps). Selama periode penutupan sumur, tekanan static

sumur akan membentuk beberapa harga pws yang mana harga pws ini akan

semakin kecil untuk periode aliran berikutnya.

• Sumur diproduksi dengan laju aliran tertentu (q1) selama waktu t1 dan catat

laju aliran serta tekanan alir sebagai q1 dan pwf1.

• Sumur ditutup kembali selama waktu t, dan catat tekanannya sebagai pwf2.

• Sumur diproduksi selama t2 (sama dengan t1) dengan ukuran choke yang

berbeda, dan catat laju aliran dan tekanan alir sebagai q2 dan pwf2.

Ulangi langkah 3 dan 4 beberapa kali (umumnya cukup sampai empat titik)

dengan waktu aliran dan waktu penutupan sama dengan t1 hingga mencapai

kondisi extended flow.

4.2.4. Metode Analisis Data Hasil Uji Deliverability

Analisa data hasil uji deliverability gas digunakan untuk menentukan

indikator produktivitas sumur gas, yaitu Absolute Open Flow Potential (AOFP).

Untuk keperluan tersebut, ada tiga metode analisa yang digunakan, yaitu:

1. Metode Rawlins-Schellhardt (Konvensional),

2. Metode Jones-Blount-Glaze, dan

3. Metode Laminer-Inertia Turbulence-Pseudo Pressure atau LIT (ψ).

4.2.1.1. Metode Analisis Rawlins-Schellhardt

Pierce dan Rawlins (1929) merupakan orang pertama yang

mengemukakan suatu metode uji sumur gas untuk mengetahui kemungkinan

sumur gas berproduksi dengan memberikan tekanan balik (back pressure),

sehingga dikenal pula sebagai uji back pressure. Tahun 1935, Rawlins-Schellhardt

mengembangkan suatu persamaan empiris yang menggambarkan hubungan antara

laju alir dan tekanan pada sumur gas. Hubungan tersebut dinyatakan dengan

persamaan dalam bentuk pendekatan tekanan kuadrat (square pressure), seperti

berikut ini:

qsc=C ( pR

2−pwf

2)n ………………………………………………..

(4-5)

keterangan :

qsc = Laju alir gas, Mscf/d.

C = Koefisien performance yang menggambarkan posisi kurva

deliverability yang stabil, Mscfd/psia2.

n = Bilangan eksponen, merupakan inverse slope dari garis kurva

deliverability yang stabil dan mencerminkan derajat pengaruh faktor

inersia-turbulensi terhadap aliran, umumnya berharga antara 0.5 - 1

pR = Tekanan rata-rata reservoir, psia.

pwf = Tekanan alir dasar sumur, psia.

Persamaan 4-5 diatas dapat juga ditulis dalam bentuk sebagai berikut:

log ( pR

2−pwf

2)=( 1n ) (log qsc−log C )

……………………………….

(4-6)

Harga eksponen n pada Persamaan 4-6 adalahn=1/slope , atau:

n=logqsc2

−logqsc1

log ( pR 2−p

wf2 )2−log ( pR2−p

wf 2 )1 ……………………………..

(4-7)

Harga koefisien kinerja C dapat ditentukan dari persamaan berikut :

C=qsc

( pR

2−pwf

2)n …………………………………………………….

(4-8)

Harga koefisien C juga dapat ditentukan dengan melakukan ekstrapolasi

garis lurus pada ( pR

2−pwf

2)=1 dan dibaca pada harga qsc . Sedangkan besarnya

harga AOFP adalah sama dengan harga qsc pada harga pwf sebesar 14.7 psi.

Metode Analisis Rawlins-Schellhardt kurang baik karena tidak

memperhatikan faktor deviasi gas, sehingga tidak cocok dengan real gas.

4.2.1.2. Metode Analisis Jones-Blount-Glaze

Metode plot data uji yang diperkenalkan oleh Jones dkk dapat digunakan

pada sumur gas untuk mendapatkan kinerja sumur pada masa sekarang. Metode

ini digunakan untuk menentukan koefisien turbulensi b dan koefisien laminar a.

Persamaan aliran radial semi-mantap dapat ditulis dalam bentuk:

pR2−p

wf2=1422μg z Tqsc

kh (ln 0 . 472re

rw

+s)+ 3 .161x10−12 βz Tγg qsc

2

h2 ( 1rw

− 1r e

) …..

(4-9)

keterangan:

pr = Tekanan rata-rata reservoir, psia.

pwf = Tekanan alir dasar sumur, psia.

T = Temperatur dasar sumur, 0R.

μ = Viskositas gas, cp.

γ g = Specific gravity gas, fraksi.

z = Faktor deviasi gas, fraksi.

k = Permeabilitas efektif, mD.

h = Ketebalan formasi produktif, ft.

β = Koefisien kecepatan aliran, ft-1 =(2 .33 x 1010 /k1 .201 ) .q = Laju alir gas.

re = Jari-jari pengurasan, ft.

rw = Jari-jari sumur, ft.

s = Faktor skin, dimensionless.

Persamaan 4-9 bila dibagi dengan qsc akan menghasilkan:

pR2−p

wf2

qsc

=Δp2

qsc

=a+bqsc……………………………………….

(4-10)

dengan koefisien aliran laminar a adalah :

a=1422μg zT

kh ( ln0.472r e

rw

+s)…………………………………….

(4-11)

karena 1/re amat kecil, maka dapat diabaikan, dan koefisisen aliran turbulen b :

b=3. 161x10−12 βzTγg

h2r w …………………………………………….

(4-12)

Bila diplot antara Δp2 /qsc vs qsc pada kertas grafik kartesian akan

memberikan suatu garis lurus dengan slope b yang menunjukkan derajat aliran

turbulen di dalam sumur dan intercept a yang menunjukkan kerusakan formasi.

Harga b akan berubah setiap waktu ketika adanya perubahan pola aliran ke

dalam lubang sumur. Efek dari perubahan ini dalam tahapan komplesi sumur

dapat dievaluasi dengan membandingkan kedua harga b:

b1

b2

=β1 hP2

2 r w2

β2 hP1

2 r w1

Jika hanya panjangnya komplesi yang berubah, maka

b1

b2

=hP2

2

hP1

2

Untuk harga b = 0, maka ∆P/q = a atau

q=C ( pR2 −pwf

2 )

Harga laju produksi gas (qsc) dapat dihitung dengan menggunakan

persamaan berikut:

qsc=−a+(a2+4b ( p

R2−pwf2))0 .5

2b ………………………………….

(4-13)

Slope = b

Intercept = a

00 q

Gambar 4.5. Grafik ∆ p2

q vs q

(Ikoku, Chi.; “Natural Gas Reservoir Engineering”1984)

Sedangkan besarnya harga AOFP adalah sama dengan qsc pada harga Pwf

sebesar 0 psi.

AOF=−a+(a2+4b ( p

R2))0.5

2b

Metode Analisis Jones-Blount-Glaze dapat diterapkan untuk real gas,

tetapi pada metode ini dibutuhkan dua data atau lebih uji aliran yang stabil, karena

untuk mendapatkan harga stabil dari koefisien laminar a diperlukan sekurang-

kurangnya dua uji aliran yang stabil.

4.2.1.3. Metode Analisis LIT

Metode LIT atau metode Eropa merupakan uji deliverability gas yang

menggunakan persamaan aliran laminar-inertial-turbulent (LIT) dalam bentuk

pendekatan pseudo-pressure dengan asumsi besarnya harga μ¿ z ¿ akan tergantung

pada tekanan. Metode analisa tersebut untuk kisaran harga 2000<p<4000 psia,

namun demikian penggunaan metode ψ berlaku untuk semua harga tekanan.

Bentuk kuadrat dari persamaan aliran laminar-inertia-turbulence (LIT)

adalah sebagai berikut:

1. Pendekatan Tekanan (p)

Δp=pR−pwf=a1qsc+b1qsc2 ………………………………………

(4-14)

2. Pendekatan Tekanan Kuadrat (p2)

Δp=pR2−p

wf2=a2qsc+b2qsc2 ………………………………….

(4-15)

3. Pendekatan Pseudo-Pressure (ψ )

Δ (ψ )=ψR−ψwf=a3 qsc+b3 qsc2 …………………………………..

(4-16)

Bagian pertama ruas kanan (a.qsc) dari Persamaan 4-14, 4-15, dan 4-16

menunjukkan hubungan penurunan tekanan dalam bentuk tekanan, tekanan

kuadrat, atau pseudo-pressure yang disebabkan oleh pengaruh aliran laminar dan

kondisi lubang sumur. Sedangkan bagian keduanya (b.qsc2) merupakan hubungan

penurunan tekanan yang disebabkan oleh aliran inertial-turbulence.

Karena analisa pseudo-pressure dianggap lebih teliti dan dapat digunakan

pada semua kisaran tekanan reservoir, bila dibandingkan dengan analisa

pendekatan tekanan (p) atau analisa pendekatan tekanan kuadrat (p2), maka

pendekatan LIT menggunakan pseudo-pressure dan untuk selanjutnya disebut

sebagai pendekatan LIT(ψ ) .

Dari Persamaan 4-16, plot antara (Δψ−bqsc2 ) vs qsc pada kertas grafik log-

log akan memberikan garis lurus. Kurva ini merupakan garis deliverability yang

stabil, dimana harga a3 dan b3 dapat dicari dari persamaan berikut ini:

a3=∑ (Δψ /qsc )∑ q

sc2−∑ qsc∑Δψ

N∑ qsc

2−∑ qsc∑ qsc ……………………………

(4-17)

b3=N∑ Δψ−∑ qsc∑ (Δψ /qsc )

N ∑ qsc2−∑ qsc∑ qsc ……………………………… (4-18)

Dimana N = banyaknya poin-poin data.

Gambar 4.6. Plot Uji Deliverability-Metode Eropa(Ikoku, Chi.; “Natural Gas Reservoir Engineering”1984)

Harga laju produksi gas dapat dihitung dengan menggunakan penyelesaian

persamaan kudrat berikut ini untuk berbagai harga ∆ψ:

q=−a3+(a3

2+4 b3 Δψ )0.5

2b3 ………………………………………..

(4-19)

Sedangkan besarnya AOFP sama dengan qsc pada harga ψ sebesar 0 psi.

Metode Analisis LIT analisa dianggap lebih teliti karena menggunakan

pseudo-pressure dan dapat digunakan pada semua kisaran tekanan reservoir, bila

dibandingkan dengan analisa pendekatan tekanan (p) atau analisa pendekatan

tekanan kuadrat (p2). Metode ini dapat digunakan pada kondisi real gas dan hanya

membutuhkan satu data uji aliran stabil.

4.2. Pressure Test Pada Sumur Gas

Mekanisme aliran fluida gas pada media berpori sangat dipengaruhi oleh

sifat fisik fluida, geometri aliran, sifat-sifat PVT dan distribusi tekanan sistem.

Didalam menurunkan persamaan aliran gas dan solusinya, beberapa anggapan

telah digunakan yaitu media homogen, gas mengalir dengan komposisi tetap,

aliran laminar dan isothermal.

Oleh karena gas merupakan fluida yang fully compressible dimana sifat

fisik merupakan fungsi tekanan, maka didalam penyelesaian persamaan aliran

variable tekanan yang digunakan adalah p, p2, ψ (pseudo pressure). Sebagai

pegangan kasar maka dapat digunakan acuan sebagai berikut :

1. Untuk P < 2000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk “P2”.

2. Untuk 2000 < P < 4000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk “ψ”.

3. Untuk P > 4000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk “P”.

Informasi yang diperoleh dari tes transien adalah permeabilitas (k), faktor

skin (S), koefisien turbulensi (D), dan tekanan reservoir rata-rata (PR). Tes

transien yang umum dilakukan adalah tes drawdown dan tes buildup.

4.2.1. Pressure Drawdown Testing

Persamaan berikut (persamaan 4-20) adalah persamaan dasar pressure

drawdown pada sumur–sumur di reservoir gas.

ψwf=ψ i−1637qTkh [ log t +log

kφ (μCt )i r w

2−3 . 23+0 . 87 S ' ]

……… ………..

(4-20)

Penyelesaiannya mengikuti langkah-langkah sebagai berikut :

1. Data drawdown diambil seperti biasa, data yang dicatat adalah Pwf sebagai

fungsi dari waktu produksi untuk laju produksi konstan.

2. Membuat hubungan antara Pwf (psia) dan ψwf (psia2/cp).

3. Tekanan drawdown dikonversi ke harga ψ dan diplot versus log t, dan

dibuat garis lurus yang melalui semua data.

4. Setelah garis lurus semilog ditentukan, maka dapat ditentukan besaran-

besaran :

kh=1637qTm ……………………………………………………... …

(4-21)

S '=S+Dq=1 .151[ ψ i−ψ1 jam

m−log

k

φ (μC t )i rw2+3. 23]

…………...(4-22)

Apabila pendekatan P2 yang digunakan, maka dari plot antara Pwf2 versus log t

dapat ditentukan :

kh=1637qT ( μZ )avg

m ………………………………………………………...(4-23)

S '=S+Dq=1 .151[ Pi2−P1 jam

2

m−log

kφ ( μCt )avg

rw2+3. 23]

……..…………...(4-24)

∆(P2)skin = 0.87 m S’

FE=Pr

2−Pwf2 −Δ ( P2)skin

Pr2−Pwf

2

4.2.2. Pressure Buildup Testing

Menggunakan prinsip superposisi terhadap persamaan (4-20), maka

persamaan pressure buildup tes untuk gas adalah : (disini akan diperlihatkan

dalam bentuk metode ψ )

ψws=ψ i−1637 qT

khlog( t p+Δt

Δt )……………………………………………(4-

25)

Hubungan diatas menunjukkan bahwa Horner plot dapat dilakukan dengan

membuat grafik ψws versus log ( t p+ Δt

Δt ). Sedangkan hubungan antara Pwf dan

ψws dilaksanakan seperti pada pressure drawdown. Apabila kemiringan dari garis

lurus, m, telah diperoleh maka :

kh=1637

qTm ………………………………………………………..............(4-26)

S '=S+Dq=1 .151[ ψws 1 jam−ψwf

m− log

k

φ (μC t )i rw2+3 . 23]

..…..………....(4-27)

Gambar 3.7 memperlihatkan contoh Horner plot untuk reservoir gas yang infinite.

Menghitung S dan D :

S dan D dapat ditentukan berdasarkan 2 pengujian drawdown seperti terlihat pada

gambar 4.8. Dari periode drawdown yang pertama diperoleh :

Gambar 4.7. Plot Semilog Buildup, Reservoir Infinite (Ikoku.Chi U.;”Natural Gas Production Engineering”)

m1=1637q1 T

kh

kemudian dari periode drawdown yang kedua juga diperoleh :

m2=1637q2 T

kh

skin dapat dihitung dari dua hasil diatas :

S1’ = S + Dq1

S2’ = S + Dq2

Dengan menyelesaikan dua persamaan diatas, maka harga S dan D dapat

ditentukan. Harga S dapat merupakan bilangan positif (kerusakan) atau negative

(perbaikan). D harus selalu berharga positif, jika D berharga negative dapat

dianggap sama dengan nol sehingga S adalah harga rata-rata S1’dan S2’.

Apabila lebih dari dua periode drawdown yang dilakukan, maka S dan D

harus dievaluasi dengan metode least square, yaitu plot antara S’ dan q, kemudian

ditarik garis lurus yang paling memadai. Kemiringan garis tersebut adalah D,

sedangkan titik potong (intercep) dengan q = 0 adalah S.

Gambar 4.8. Grafik S’ versus q

(Ikoku.Chi U.;”Natural Gas Production Engineering”)

5. Faktor Skin dan Inersia-Turbulensi

5.1. Skin Factor

Selama operasi pengeboran, Komplesi, atau Workover, bahan-bahan

seperti filtrat lumpur, adukan semen, atau partikel clay masuk ke dalam formasi

dan dapat mengurangi permeabilitas di sekitar wellbore, hal tersebut merupakan

bukan suatu yang luar biasa lagi. Efek ini biasanya disebut sebagai “kerusakan

lubang sumur” dan daerah yang mengalami perubahan permeabilitas disebut

dengan “zona skin.” Zona ini dapat meluas dari beberapa inci sampai dengan

beberapa ft dari lubang sumur. Selain itu, banyak sumur-sumur lain yang

distimulasi dengan melakukan pengasaman (acidizing) atau perekahan

(fracturing), yang pada hakekatnya dapat meningkatkan permeabilitas di dekat

lubang sumur. Dengan demikian, permeabilitas di dekat lubang sumur selalu

berbeda dengan permeabilitas yang berada jauh di dalam formasi dimana formasi

belum terpengaruh oleh operasi pengeboran atau stimulasi.

Pengaruh zona skin adalah mengurangi distribusi tekanan di sekitar lubang

sumur. Pada kasus kerusakan di sekitar lubang sumur, zone skin menyebabkan

penambahan kehilangan tekanan di dalam formasi. Sedangkan pada kasus

perbaikan formasi merupakan kebalikan dari kerusakan formasi. Jika ditinjau dari

besarnya kehilangan tekanan di sekitar lubang sumur ∆pskin, gambar 4.10

membandingkan perbedaan kehilangan tekanan akibat skin dengan tiga

kemungkinan yang terjadi.

∆pskin > 0, dimana mengindikasikan penambahan kehilangan tekanan akibat

kerusakan di sekitar lubang sumur, atau dengan kata lain kskin < k. ∆pskin < 0, dimana mengindikasikan pengurangan tekanan akibat perbaikan

di sekitar lubang sumur, atau dengan kata lain kskin > k.

∆pskin = 0, dimana mengindikasikan tidak ada perubahan di sekitar lubang

sumur, atau dengan kata lain kskin = k.

Menurut everdingen kehilangan tekanan akibat skin dinyatakan dengan :

pskin = S( qµ2 kh )…………………………………………………(4-28)

Menurut Hawkins, skin faktor dapat dihitung sebagai daerah jarak rskin dengan

permeabilitas kskin, yang didefinisikan sebagai:

s=( kk skin

−1) lnr skin

rw ……………………..………………….(4-29)

Gambar 4.9. Pengaruh Skin di Sekitar Lubang Sumur(Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.;“Advanced Reservoir Enginnering”,2005)

Gambar 4.10. Gambaran Positif dan Negatif-nya Harga Skin (Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.;“Advanced Reservoir Enginnering”,2005)

Ada tiga kemungkinan hasil yang diperoleh dalam mengevaluasi faktor

skin yang tergantung pada perbandingan permeabilitas formasi terhadap

permeabilitas skin (k/kskin), dan jika ln(rskin/rw) selalu bernilai positif, yaitu:

1. Faktor skin positif, s > 0: jika terdapat kerusakan di sekitar lubang sumur,

kskin < k sehingga bernilai positif.

2. Faktor skin negatif, s < 0: Ketika permeabilitas di sekitar lubang sumur

lebih besar dari pada permeabilitas formasi (kskin > k) akan diperoleh harga

skin negatif yang mengindikasikan adanya perbaikan di sekitar lubang

sumur.

3. Faktor skin = 0, s = 0: hal ini terjadi ketika tidak terjadi perubahan

permeabilitas di sekitar lubang sumur yang diamati, kskin = k.

5.2. Inersia-Turbulensi

Dalam sistem radial, kecepatan aliran makin bertambah besar bila

mendekati sumur, sehingga pengaruh inersia-turbulensi akan semakin terasa.

Pengaruh ini dinyatakan sebagai kehilangan tekanan yang sejenis seperti

kehilangan tekanan akibat “skin”. Kehilangan tekanan ini tidak konstan, tetapi

berbanding lurus dengan laju produksi. Kehilangan tekanan akibat dari inersia-

turbulensi adalah sebagia berikut :

(p)IT = D.qsc …………………………………………………….(4-30)

sehingga tekanan pada sumur :

(p) = pt + (s .D. qsc) ……………………………………………..(4-31)

Kehilangan tekanan di dekat sumur merupakan penjumlahan dari pengaruh “skin”

dan “IT”.

s’ = (pD)skin + (pD)IT = s + D qsc …………………………..(4-32)

Penentuan harga s dan D yang konstan diperoleh dari dua hasil tes produksi yang

berbeda, dengan cara simultan. Harga D juga dapat diperkirakan dari persamaan

analitis, yaitu :

D=2 , 715x 10−12 βkMp sc

hT sc(∫

rw

rd1

μr2dr )

…………………………(4-33)

keterangan :

D = Faktor inersia – turbulensi, MMscfd-1.

k = Permeabilitas reservoir, md.

h = Ketebalan bersih formasi, ft.

= Vicositas gas,cp.

β = Faktor turbulensi, ft-1.

M = Berat molekul, lb mole.

psc = 14,65 psia.

Tsc = 520°R.

rw = Wellbore radius, ft.

rd = Drainage radius, ft.

6. Pengaruh Komplesi Sumur.

Dalam banyak kasus, aliran dari reservoar ke sumur dipengaruhi oleh

efisiensi komplesi jika dibandingkan dengan karak-teristik reservoar sebenarnya.

Ada tiga macam tipe komplesi yang umum digunakan, dimana dalam

pemilihannya tergantung dari tipe sumur, kedalaman sumur dan tipe reservoar

atau formasi.

Yang pertama adalah open hole completion. Casing diletakkan diatas dari

formasi produktif dan formasi di biarkan terbuka. Sehingga tidak ada perforasi

yang dilakukan pada tipe ini.

Tipe yang kedua adalah Perforated Completions. Pada tipe ini, casing

dipasang hingga menutupi formasi produktif dan kemudian dilakukan

penyemenan dianulus antara casing dan formasi tersebut. Untuk itu perlu

dilakukan perforasi sehingga ada komunikasi antara sumur dengan formasi

produksi. Efisiensi dari komplesi sangat tergantung jumlah lubang perforasi,

kedalaman perforasi, bentuk perforasi dan perbedaan tekanan antara sumur dan

formasi.

Tipe yang ketiga adalah Perforated, Gravel - Packed Completions. Pada

banyak reservoar, butir - butir formasi (pasir) yang tak tersementasi akan ikut

terlarut ke lubang sumur. Untuk mencegah agar butir - butir pasir tersebut tidak

ikut terproduksikan kepermukaaan maka dipasang saringan (gravel). Ukuran dari

gravel tergantung dari karakteristik pasir di formasi dan tipe dari gravel pack.

Untuk menentukan penurunan tekanan karena adanya komplesi, persamaan

umum aliran dapat dimodifikasi dengan memasukkan efisiensi komplesi untuk

setiap tipe komplesi. Persamaan untuk aliran gas adalah

qsc=7 .03x10−6 kg h (Pr2−Pwf2)

μZT [ ln(0 . 472rerw )+S']

.......................................(4-34)

keterangan

S' = S + D qsc

Harga S'dapat diketahui dari hasil test tekanan seperti yang telah diterangkan

sedangkan untuk mendapatkan harga S dan D harus dilakukan dua atau lebih tes

tekanan (drawdown test) dengan laju alir yang berbeda.

Persamaan 4-34 dapat ditulis dalam bentuk lain :

PR2−Pwf2=Aqsc+Bqsc2................................................(4-35)

dimana A adalah koefisien laminar dan B adalah koefisien turbulen. Koefisien

tersebut dapat ditulis sebagai suatu bentuk yang tergantung dari karakteristik

komplesi.

A = AR + AP + AG …………………………………………………(4-36)

B = BR + BP + BG ……………………………………………….(4-37)

keterangan :

AR = komponen laminar reservoar.

AP = komponen laminar perforasi

AG = komponen laminar gravel pack

BR = komponen turbulen reservoar

BP = komponen turbulen perforasi

BG = komponen turbulen gravel pack.

Dari hasil test tekanan, hanya harga A dan B saja yang dapat ditentukan.

6.1. Komplesi Open Hole

Pada komplesi open hole, pengaruh yang ditimbulkan oleh komplesi pada

kinerja aliran banyalah oleh kerusakan formasi atau stimulasi. Persamaan aliran

menjadi

PR2−P

wf2=AR qsc+B R qsc2

Pada komponen laminar reservoar dimasukkan juga pengaruh dari aliran

laminar di reservoar ditambah dengan skin akibat kerusakan formasi atau

stimulasi. Pendefinisian persamaannya adalah :

AR=1422 μ Z Tkg h [ ln (0 .472

rerw )+ Sd ]

..................................(4-38)

keterangan :

kg = permeabilitas gas

Sd = faktor skin yang mempengaruhi permeabilitas disekitar lubang sumur

(damaged skin).

Harga Sd ini adalah:

Sd=[ k R

kd

−1] ln( rd

r w)

..........................................................(4-39)

keterangan :

kR = permeabilitas reservoar

kd = permeabilitas disekitar lubang sumur yang dipengaruhi oleh skin.

rw = jari - jari lubang sumur

rd = jari - jari zona yang dipengaruhi oleh skin

Didalam kenyataan penentuan harga Sd dari persamaan diatas sangatlah

sulit, karena harga kd dan rd sulit diperkirakan. Untuk itu biasanya harga Sd ini

diperoleh dari hasil analisis test tekanan, baik Pressure Build Up atau yang

lainnya (bila dianggap bahwa tidak ada lagi faktor yang mempengaruhi hambatan

terhadap aliran).

Harga BR biasanya kecil dan dapat ditentukan dengan menggunakan

persamaan berikut:

BR=3 .161x10−12 βR γg Z T

h2 rw .............................................(4-40)

Harga koefisien kecepatan βR , dapat ditentukan dari :

βR =2. 33x1010

kR

1 .2.................................................................(4-41)

6.2. Komplesi Perforasi.

Efisiensi dari perforasi tergantung dari komponen reservoar dan perforasi

dipersamaan 4-34. Sehingga persamaan 4-34 dapat ditulis menjadi :

PR2-Pwf

2 = (AR + AP)qsc + (BR + BP) qsc2

Yang termasuk komponen laminar perforasi adalah pengaruh jumlah dan tipe

perforasi serta pengaruh kompaksi disekitar perforasi. Persamaannya adalah

Ap=1422 μg Z T

kg h(Sp+Sdp )

..................................................(4-42)

keterangan :

Sp = pengaruh aliran konvergensi ke perforasi.

Sdp = pengaruh dari zona yang rusak disekitar perforasi.

Sp merupakan fungsi dari jumlah perforasi, panjang perforasi , diameter

perforasi perbandingan antara permeabilitas vertikal dan horisontal serta radius

zona yang rusak.

Harga Sp dapat ditentukan dari persamaan berikut ini :

Sp=( hhp

−1)[ ln( hrw ( k R

kv )0 . 5

)−2]........................................(4-43)

keterangan :

h = ketebalan reservoar

hp = panjang interval perforasi

kR = permeabilitas reservoar pada arah borisontal

kv = permeabilitas reservoar pada arah vertikal

atau dapat juga menggunakan nomograph yang dibuat oleh Locke seperti terlihat

pada gambar 4.11.

McLeod mengembangkan persamaan yang digunakan untuk menentukan

pengaruh zona yang terkompaksi terhadap aliran,

Sdp=[ hLp N ][ k R

kdp

−k R

kd] ln( rdp

r p) ……………………………….(4-44)

keterangan :

h = ketebalan reservoar.

Lp = panjang perforasi

N = jumlah perforasi

kR = permeabilitas, reservoar

kd = permeabilitas pada zona yang terkompaksi

rp = jari - jari perforasi

rdp = jari - jari zona yang terkompaksi

Gambar 4.12 menunjukkan secara skematik gambaran dari perforasi yang

dimaksudkan diatas dan hubungannya dengan parameter - parameter pada

persamaan 4-44.

Bagian terbesar dari penurunan tekanan pada perforasi disebabkan oleh

aliran turbulen atau aliran non Darcy. Persamaan untuk menentukan pengaruh ini

adalah :

Bp=3 . 16110−12 β dp γg Z T

rp Lp2 N2................................................(4-45)

Harga koefisien kecepatan harus ditentukan menggunakan permeabilitas zona

terkompaksi. Persamaannya adalah :

βdp=2.33x1010

kdp

1. 2.................................................................(4-46)

Parameter - parameter yang terdapat pada persamaan diatas sangat sulit,

untuk ditentukan. Parameter tersebut antara lain permeabilitas zona yang

terkompaksi (kd ) , jari - jari zona yang terkompaksi (rd ) dan panjang perforasi

(Lp ). Beberapa parameter tersebut dapat ditentukan dari data test API-RP-43

yang telah dipublikasikan. Sebagai petunjuk untuk menggunakan hasil test

tersebut yang diberikan oleh McLeod adalah :

Untuk sumur yang diperforasi di lumpur

kdp

kR

=kc

k .........................................................................(4-47)

Untuk sumur yang diperforasi di air asin

kdp

k d

=kc

k …………………………………………………………(4-48)

Harga kc/k didapat dari data test API. Sebagai petunjuk untuk

memperkirakan kc/k, jika data test tidak tersedia adalah menggunakan tabel 4.1.

McLeod juga mengusulkan bahwa ketebalan zona yang terkompaksi

biasanya sekitar 0.5 in. Sehingga , rdp = rp + 0.5 , jika rp dalam inch. Jika tidak ada

data yang tersedia, harga rd = rw + 1 dapat digunakan dimana rw didalam satuan

ft.

Tabel 4.1 Perlorating Parameter Guidelines

Fluid in Hole Pressure Conditions kc/k

High solids mud overbalance

0.01-0.03

Low solids mud overbalance

0.02-0.04

Unfiltered brine overbalance

0.04-0.06

Filtered brine overbalance 0.08-0.16

Filtered brine underbalance 0.15-0.25

Clean fluid underbalance 0.30-0.50

Ideal fluid underbalance 1.00

Gambar 4.11. Nomograph untuk Productivity Ratio.(Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)

Gambar 4.12. Aliran Menuju Perforasi.(Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)

7. Plot DeliverabilityPlot deliverability adalah grafik yang menunjukkan kemampuan suatu

reservoir gas untuk memberikan laju produksi pada variasi tekanan alir dasar

sumur, dengan harga tekanan rata-rata reservoir (Pr) yang tetap. Plot dapat

dilakukan dengan menggunakan Persamaan 4-1 untuk metode Rawlins-

Schellhardt, Persamaan 4-19 untuk metode LIT. Dengan melakukan permisalan

beberapa harga Pwf, akan didapatkan beberapa harga qg, kemudian Pwf dan qg ini

kemudian diplot dan membentuk plot deliverability atau kurva inflow

performance (IPR) seperti pada Gambar 3.13.

Gambar 3.13. Plot Deliverability(Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)

8. Kurva Tubing Intake

Kurva tubing intake merupakan plot antara tekanan alir dasar sumur (Pwf)

yang dibutuhkan sumur gas untuk berproduksi pada variasi beberapa harga laju

alir (qsc) melalui suatu ukuran tubing tertentu pada tubing tertentu pada tekanan

alir kepala sumur (Pwh) yang tetap. Pembuatan kurva tubing intake dimaksudkan

untuk mngetahui kemampuan berproduksi sumur gas secara alamiah. Besarnya

laju produksi sumur gas ditunjukkan oleh perpotongan antara kurva tubing intake

dan kurva IPR, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.14. Kurva tubing intake

untuk sumur-sumur di lapangan ”Y” dibuat dengan menggunakan grafik pressure

treverse dari Cullender-Smith.

Gambar 3.14. Kurva Tubing Intake(Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)