2.4. DATA DAN PERHITUNGAN

2.4.1. Data

Laju Produksi, (q) : 200 bbl/ day

Tekanan Alir Dasar Sumur, (Pwf) :

298,98

6 psi

Jari-jari Sumur, (rw) : 0,29 ft

Porositas, (f) : 0,25

Ketebalan Formasi Produktif, (h) : 100 ft.

Viskositas Minyak (mo) : 2 cp.

Kompresibilitas total, (Ct) :

0,0000

3 1/ psi

Faktor Volume Formasi Minyak, (Bo) : 1,05 RB/ STB

Sumur Diproduksikan, (tp) : 132 Jam

Reservoir Shape : 150000 ft²

Tabel II-1

Data analisa PBU

No Dt, Pws , DPHorner Time

Jam Psi Psi (tp+dt)/tp1 0 298,986 298,696 #DIV/0!2 0,03 337,52 337,230 49999993 0,059 373,28 372,990 2542371,8814 0,089 410,87 410,580 1685392,2585 0,178 489,81 489,520 842695,62926 0,296 588,68 588,390 506755,75687 0,356 633,693 633,403 421347,31468 0,444 689,44 689,150 337836,83789 0,889 842,544 842,254 168727,908910 2,074 950,898 950,608 72323,0115711 3,556 1000,004 999,714 42181,2272212 4,148 1019,858 1.019,568 36161,0057913 7,111 1078,86 1.078,570 21093,0795914 10,667 1112,489 1.112,199 14061,0605615 13,333 1133,8 1.133,510 11249,2812616 17,778 1171,709 1.171,419 8436,39453317 19,556 1183,363 1.183,073 7669,28022118 24,889 1202,26 1.201,970 6025,75880919 30,222 1220,743 1.220,453 4962,27178920 33,778 1231,551 1.231,261 4439,76025821 42,667 1251,531 1.251,241 3514,59753422 46,222 1258,926 1.258,636 3244,2079123 51,556 1271,123 1.270,833 2908,45767724 55,111 1276,045 1.275,755 2720,77968125 56,889 1280,325 1.280,035 2635,713626 58,667 1284,3 1.284,010 2555,80365527 60,444 1287,357 1.287,067 2480,63589428 62,222 1288,274 1.287,984 2409,72289529 64 1289,803 1.289,513 2342,7530 68,31 1291,025 1.290,735 2194,87176131 71,4 1292,554 1.292,264 2099,84033632 76,2 1292,554 1.292,264 1967,503937

2.4.2. Perhitungan

1. Menentukan harga EOWB

Berdasarkan data awal waktu mulai produksi hingga waktu awal analisa

pressure build up untuk soal tipe 4 diperoleh harga EOWB = 7 jam.

2. Menentukan m (dari grafik

tp+ ΔtΔt

Vs. P)

m = 1943 psi – 1743,136 psi

= 199,864 psi / cycle

3. Menentukan P* (P Statik)

P* diperoleh dengan jalan meneruskan garis plot antara Pws dengan

tp+ ΔtΔt , sampai memotong sumbu Pws, sehingga didapat harga

P* = 1943 psi.

4. Menentukan K (Permeabilitas)

K =

162 .6 ( q ) (μ ) ( B )m (h )

=

162 .6 (200 ) (2 ) (1.05 )199,864 (100 )

= 3,408511 mD

5. Menentukan P 1 jam, dapat ditentukan dari data grafik

tp+ ΔtΔt

Vs. P

dimana diperoleh harga P 1 jam = 1518,518 psi

6. Menentukan S (Skin)

S =

1 .151[ P1 jam−Pwf

m−(log

k

φ∗μ∗Ct∗rw2 )+3 .23]=

1 .151[1518,518 −298 ,986199 , 864

−(log3,408511

0. 25∗2∗0. 0003∗(0 .29 )2 )+3 . 23]

= 3,338036

7. Menentukan ΔPs

ΔPs = 0.87 m s

= 0.87 (199,864) (3,338036)

= 580,4245 psi

8. Menentukan PI (Productivity Index)

PI =

qP∗−Pwf −Δ Ps

=

2001943−298 ,896− 580,4245

= 0.188042 bpd/psi

9. Menentukan FE (Flow Efficiency)

FE =[ P∗−Pwf−Δ Ps

P∗−Pwf]x100 %

=[1943−298 ,896−580 ,42451943−298 ,896 ] x 100 %

= 64,69467%

10. Menentukan ri (Radius of Investigation)

ri = 0.03√ ktφμCt 0,5

= 0.03√3,408511∗76 , 20.25∗2∗0 ,000030,5

= 124,8347 ft

11. Menentukan Tekanan Rata-Rata dengan metode MBH

Dengan metodeMatthews-Brons-Hazebroek (MBH)

027323,04,0303,2

199,864= 1943 - xx

tpDA =

0 .002637 (k )( tp)φ( μ )(Ct )( A )

=

0 . 002637(3 , 408511 )(132 )0 ,25 (2)(0 , 00003 )(150000)

= 0.027323

x y

1 1943

10 1743,136

100 1543,271

1000 1343,407

10000 1143,542

100000 943,6781

1000000 743,8137

10000000 543,9493

P* = -86,8ln(1) + 1943

= 1943

m = 1943 psi – 1743,136 psi

= 199,864 psi / cycle

Pdmbh = 0.4

Prata-rata =DMBHP

mP

303,2*

( tpDA )

= 1908,286 Psi

2.5. GRAFIK

Gra

fik 2

.1Lo

g dt

vs

log

dp

Gra

fik 2

.1Lo

g dt

vs

log

dpG

rafik

2.2

Log

Hor

ner T

ime

vs P

ws

2.6. PEMBAHASAN

Pressure Build Up Testing (PBU) adalah suatu teknik pengujian transien

tekanan yang dilakukan dengan memproduksikan sumur dengan laju alir tertentu

yang konstan, kemudian sumur ditutup. Penutupan sumur ini menyebabkan

naikknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu.

Dalam analisa general plot, mula-mula sumur diproduksikan yang ditandai

oleh menurunnya tekanan. Sampai suatu saat tertentu ketika laju produksi telah

konstan, maka sumur ditutup. Ketika sumur ditutup maka tekanan akan naik

kembali secara perlahan hingga tekanan menjadi konstan. Analisa PBU dimulai

saat sumur pertama kali ditutup, hingga tekanan naik dan kemudian konstan.

Dalam analisa PBU ini yang diamati adalah perbedaan tekanan yang terjadi

antara tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur. Perbedaan tekanan ini

menyebabkan adanya impuls. Impuls yang terjadi mempengaruhi adanya

penyimpangan kurva PBU dari kurva ideal menjadi kurva aktual. Penyimpangan

ini disebabkan oleh adanya faktor skin dan efek wellbore storage.

Efek wellbore storage adalah perubahan impuls tekanan yang berawal dari

wellhead menuju ke dasar sumur yang diperforasi, kemudian impuls tekanan

tersebut masuk ke dalam formasi. Peristiwa perubahan tekanan dari wellhead

sampai ke lubang perforasi ini terjadi sangat cepat, sehingga tidak

mempresentasikan perubahan tekanan di reservoir. Efek wellbore storage

menyebabkan laju produksi yang tidak konstan, karena fluida yang diproduksikan

tidak berasal dari formasi, melainkan dari kolom fluida yang mengisi lubang bor

Gra

fik 2

.2Lo

g H

orne

r Tim

e vs

Pw

s

pada batas kesetimbangan antara tekanan formasi dengan tekanan akibat efek

berat kolom fluida tersebut. Saat berakhirnya efek wellbore storage ini atau

EOWB (End of Wellbore Storage) diukur kurang lebih 11/2 log cycle dari saat

awal penyimpangan unit slope.

Dalam praktikum ini berdasarkan data yang diperoleh pada sumur 4,

diperoleh nilai EOWB pada log Δt sebesar 7. Hal ini berarti bahwa sebelum itu

kurva PBU masih dipengaruhi oleh skin dan efek wellbore strorage, dan setelah

angka tersebut, kurva PBU sudah memasuki periode transient.

Dalam analisa PBU ini mula-mula kita menentukan homer production time

(tp) berdasarkan data awal waktu produksi hingga dimulainya analisa PBU, yaitu

tp = 6 jam. Selanjutnya berdasarkan plot log homer time vs pressure kita dapat

menentukan slope (m) yaitu berdasarkan perbedaan tekanan tiap selang waktu

satu cycle. Di sini kita memperoleh m = 199,864 Psi/cycle.

Permeabilitas (k) ditentukan setelah mendapat harga m yaitu k = 3,408511

mD. Untuk menentukan besarnya skin, terlebih dahulu ditentukan harga P 1 jam dari

grafik homer time vs pressure di mana nilai EOWB dimasukkan ke dalam

persamaan trend line. Nilai P 1 jam = = 1518,518 Psi, di mana P 1 jam ini dihitung

karena waktu 1 jam tersebut masih dalam pengaruh skin dan efek wellbore

storage.

Nilai skin yang diperoleh adalah (+)3,408511 Hal ini berarti bahwa telah

terjadi kerusakan di formasi sehingga permeabilitas menurun, dan fluida produksi

tidak dapat mengalir ke lubang sumur dengan lancar.

Untuk menentukan Productivity Index (PI), kita perlu menentukan ΔP skin

terlebih dahulu, yaitu sebesar 580,4245 Psi. untuk q sebesar 200 bbl/day

diperoleh besarnya PI = 0.188042 bpd/psi.

Nilai productivity index akan lebih besar pada PI ideal karena tidak

dikurangi ΔP skin. Skin positif menyebabkan PI menurun, sedangkan skin negatif

menyebabkan PI meningkat karena ada perbaikan di dalam formasi.

Flow efficiency (FE) adalah perbandingan antara PI aktual dengan PI ideal,

di mana diperoleh FE = 64,69467% dan radius of investigation sebesar 124,8347

ft.

Untuk penentuan tekanan rata-rata, kita menggunakan metode MBH karena

bentuk area pengurasan sumur berbentuk rectangular 4:1 dan sumur tidak berada di

tengah. Dengan metode ini, didapatkan tekanan rata-rata sebesar 1908,286 psi.

Aplikasi lapangan dari analisa PBU ini adalah kita mengetahui lamanya

pengaruh efek wellbore storage, serta memperoleh parameter-parameter seperti

permeabilitas, skin, productivity index, flow efficiency, ΔP skin, serta radius of

investigation. Dari parameter-parameter tersebut dapat digunakan untuk

perencanaan pengembangan sumur lebih lanjut sesuai dengan keadaan sumur

aktual yang sedang diuji. Pressure Build Up test memiliki kekurangan dan

kelebihan. Kekurangna dari tes ini adalah sumur harus ditutup sehinggatidak

berproduksi. Kelebihan dari pBU adalah dapat digunakan pada sumur tua, dengan

ditutupnya sumur maka dapat menaikkan tekanannya.

2.7. KESIMPULAN

1. Dari hasil PBU test, didapatkan :

M = 199,864 psi / cycle

K = 3,408511 mD

Skin = + 3,338036

PI = 0.188042 bpd/psi

FE = 64,69467%

Ri = 124,8347 ft

Prata-rata = 1908,286 Psi

2. Dari metode MBH, didapatkan tekanan rata-rata sebesar 2645.154 psi.

3. EOWB adalah waktu berakhirnya efek wellbore storage. Pada analisa ini

didapatkan EOWB sebesar

4. Aplikasi lapangan dari analisa PBU adalah kita mengetahui lamanya

pengaruh wellbore storage, serta dari parameter yang ada, kita dapat

mengetahui karakteristik reservoir serta kemampuan produksi suatu

sumur. Dari sini kita dapat merencanakan pengembanagan sumur sesuai

data yang diperoleh dari hasil analisa tersebut.

5. Keuntungan Pressure Build Up adalah dapat digunakan di sumur tua,

dengan ditutupnya sumur maka dapat menaikkan kembali tekanannya.

Kerugian Pressure Build Up adalah sumur harus ditutup, sehingga tidak

bias berproduksi.