(D. SUBYAR MUJIHANDONO, ST)

1. ANALISA PRESSURE BUILD UP TEST

DEFINISI :

PRESSURE BUILD UP TEST (PBU) adalah suatu teknik

pengujian yang dilakukan pertama-tama dengan

memproduksikan sumur selama selang waktu tertentu

dengan laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur

tersebut dengan menutup kepala sumur di permukaan.

Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang

dicatat sebagai fungsi dari waktu.

TUJUAN ANALISA :

Berdasarkan data tekanan yang didapat dari hasil analisa

PBU, maka dapat ditentukan :

a. Permeabilitas formasi

b. Adanya karakteristik perbaikan atau kerusakan formasi

c. Menentukan produktifitas formasi

d. Menentukan tekanan statis dan tekanan rata-rata

reservoir

Dasar analisa PBU diajukan oleh Horner yang pada

prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi

waktu berdasarkan suatu prinsip yang dikenal dengan

superposisi.

Berdasarkan prinsip superposisi tersebut, maka sumur-

sumur diproduksi dengan laju aliran tetap selama waktu

“tp”, kemudian sumur ditutup selama waktu “t”,

sehingga didapat bentuk umum persamaannya adalah

(1)

D. Subyar M, ST1

Dimana :

Pws = tekanan dasar sumur, psi

Pi = tekanan mula-mula reservoir, psi

q = laju produksi sebelum sumur ditutup

= viskositas minyak, cp

B = faktor volume formasi, bbl/stb

k = permabilitas, mD

h = ketebalan formasi, ft

tp = waktu produksi sebelum sumur ditutup,

jam

(Np/q) x 24

t = waktu penutupan sumur, jam

Dari persamaan tersebut terlihat bahwa apabila Pws diplot

terhadap log (tp+t)/t akan merupakan garis lurus

dengan kemirirngan (slope) =

(2)

Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas

dapat ditentukan dari slope “m”. Sedangkan apabila garis

tersebut diekstrapolasikan ke harga “Horner time” (tp +t

/t) sama dengan satu, maka secara teoritis harga Pws

sama dengan tekanan awal reservoir .

Sedangkan untuk menentukan apakah terjadi kerusakan

formasi atau perbaikan formasi, yang ditandai oleh harga

skin faktor (S), maka digunakan persamaan :

(3)

Selanjutnya apabila harga “S” ini :

a. Berharga positif berarti ada kerusakan (damaged)

yang pada umumnya dikarenakan adanya filtrat lumpur

pemboran yang meresap ke dalam formasi atau

D. Subyar M, ST2

endapan lumpur (mud cake) di sekeliling lubang bor

pada formasi produktif yang kita amati.

b. Berharga negatif berarti menunjukkan adanya

perbaikan (stimulated) yang biasanya terjadi setelah

dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu

perekahan hidrolik.

Sedangakan adanya hambatan aliran yang terjadi pada

formasi produktif akibat adanya skin efek biasanya

diterjemahkan kepada besarnya penurunan tekanan, Ps

yang ditentukan menggunakan persamaan :

Ps = 0,87 m. S (4)

Sehingga besarnya produktifitas formasi (PI) dan atau flow

efisiensi (FE) berdasarkan analisa pressure build up test

ini dapat ditentukan menggunakan persamaan :

(5)

dan

(6)

Sedangkan untuk mengetahui besarnya radius of

investigation (ri) dapat ditentukan menggunakan

persamaan :

(7)

TAHAPAN ANALISA

Tahapan atau langkah-langkah untuk melakukan analisa

pressure buildup test berdasarkan Metode Horner adalah

sebagai berikut :

a. Berdasarkan data-data PBU buat tabulasi yang

menghubungkan harga Pws terhadap Horner time (tp +

t/ t)

D. Subyar M, ST3

b. Plot harga-harga Pws versus (tp + t/ t) pada grafik

semilog

c. Buat garis ekstrapolasi berdasarkan plot harga tersebut

(langkah b) sampai harga (tp + t/ t) = 1, maka

didapat harga tekanan statis reservoir (P*)

d. Tentukan besarnya slope (m) pada bagian garis yang

lurus grafik tersebut

e. Tentukan besarnya permeabilitas (k) menggunakan

persamaan 2

f. Tentukan besarnya harga P1jam yang diambil pada

bagian garis ekstrapolasi

g. Tentukan skin faktor menggunakan persamaan 3 dan

berdasarkan harga skin tersebut tentukan apa yang

terjadi pada formasi produktif yang diamati

h. Tentukan produktifitas formasi (PI) menggunakan

persamaan 5

i. Tentukan flow efisiensi (FE) menggunakan persamaan

6

j. Tentukan besarnya radius of investigation (ri)

menggunakan persamaan 7

k. Buat analisa dari hasil-hasil yang saudara dapatkan

Contoh Soal :

Well AKAMIGAS, INDRAMAYU Field, was completed to

the “A” sands on February 7TH 20012 and closed in from

February 16TH to March 8TH for a bottom-hole survey. Its

cumulative production at a instant of closing in was

5847 bbl, and its production rate prior to closing in

was 641 bbl/day. The BHP after closing in was recorded at

intervals, and the readings shown in Table resulted. The net

pay thickness h was 349 ft, the viscosity was 40 cP and the

oil formation volume factor (Bo) was 1,075. The problem is

to determine the static BHP and formation permeability.

D. Subyar M, ST4

SOLUTION :

P t (Tp + t)/ tLog (Tp + t)/

t

1192 19 12,53 1,09801200 25 9,760 0,98941206 31 8,055 0,90661212 37 6,919 0,84001216 43 6,093 0,78481220 49 5,469 0,73791223 55 4,982 0,69741227 61 4,590 0,66181230 67 4,269 0,63031232 73 4,000 0,60211235 79 3,772 0,57661236 85 3,576 0,5534`1237 91 3,407 0,53241239 97 3,258 0,51301241 103 3,126 0,49501242 109 3,009 0,47841241 115 2,904 0,46301243 121 2,810 0,44871244 127 2,724 0,43521245 133 2,647 0,42281247 139 2,576 0,41091249 145 2,510 0,39971249 151 2,450 0,38921250 157 2,395 0,37931267 477 1,459 0,1641

Soal Latihan :

1. Diketahui data reservoir sebagai berikut :

D. Subyar M, ST5

Qo = 5535 STB/D o = 0,89 cp

Co = 9.5.10-6 /psi Bo = 1,31 RB/STB

Cw = 3.10-6/psi h = 110 ft

Cf = 1.10-6/psi d = 8,681 in

Sw = 38 % rw = 0,362 ft

= 23% kh = kv

diameter bit = 12,25 in Casing ID = 8,681 in

tp = 15 jam

Data tekanan :

t

(min)

tp + t

t

Pws

(psi)

0 0 27101 901.0 27602 451.0 28034 226.0 28235 181.0 28257 129.6 28289 101.0 2830

12 76.0 283120 46.0 283260 16.0 2837

120 8.5 2839300 4.0 2842420 3.1 2842550 2.6 2842

Tentukan :

(a) Kompresibilitas Total

(b) Permeabilitas

(c)Skin faktor

Jawab :

(a) Ct = Co.So + Cw. Sw + Cf

= (9.5x10-6)(1 – 0.38) + (3.0 x 10-6)(0.38) + 10-6

= 8.03x10-6 /psi

D. Subyar M, ST6

(b)

= 1096,45 mD

(c)

= 1,151 (14,6 – 9,7 + 3,23)

= 9,35

2. Suatu test PBU (Pressure Buildup Test) dilakukan pada

suatu sumur minyak. Pada grafik Horner (Horner Plot)

menunjukkan bahwa akhir dari ETR (Early Time Region)

pada t = 6 jam, dan akhir dari MTR (Middle Time Region)

pada t = 60 jam, slope dari garis MTR diantara t = 6

jam dan t = 60 jam adalah 50 psi/cycle. Hitunglah :

(a) permeabilitas formasi

(b) skin faktor

Diketahui data lain adalah :

Qo = 20 STB/D o = 0,85 cp

Bo = 1,15 RB/STB h = 15 ft

Ct = 1,7x10-5 /psi rw = 0,198 ft

P1hr = 2500 psi Pwf = 2000 psi

Porositas = 15%

Jawab :

(a)

D. Subyar M, ST7

= 4,24 mD

(b)

= 352 ft

(c)

= 1,151 (10 –7,70 + 3,23)

= 6,37

3. A new oil well produced 500 STB/D for 3 days; it then was

shut in for a PBU test, during which data in Table were

recorded. For this well, net sand thickness (h) is 22 ft;

formation volume factor (Bo) is 1,3 RB/STB, porosity is 0.2;

total compressibility (Ct) is 20.10-6; oil viscosity is 1,0 cP;

and wellbore radius (rw) is 0,3 ft. From this data, estimate

formation permeability and the skin factor

Pws tTp + t

tLog Tp + t

t

1794 2 37,0 1,561823 4 19,0 1,2781850 8 10,0 11876 16 5,5 0,741890 24 4,0 0,601910 48 2,5 0,39

D. Subyar M, ST8

(a)

= 48 mD

(b)

= 1,43

4. Suatu test PBU dilakukan dan mempunyai data sebagai

berikut :

H = 25 ft Co = 10.10-6 /psi

0 = 0,55 cp Cw = 3.10-6 /psi

Bo = 1,4 RB/STB Cf = 3.10-6 /psi

= 35 % Sw = 30 %

kh/kv = 1,0 rw = 0,33 ft

Np = 7500 STB qo = 64 STB/D

tPws

Tp + t

t0 1126 0

0.33 1362 84450.50 1485 56250.67 1552 42170.83 1629 33771.00 1715 28131.17 1774 24111.33 1846 21101.50 1907 18761.67 1941 16881.83 1980 15352.00 2011 14073.00 2111 9384.00 2155 7045.00 2167 5636.00 2174 4707.00 2179 4038.00 2186 3539.00 2188 31410.00 2190 28212.00 2196 235

D. Subyar M, ST9

14.00 2201 20216.00 2206 17720.00 2217 14224.00 2227 11828.00 2234 10132.00 2241 8935.50 2241 80

Hitunglah :

a. Permeability

b. Skin Factor

Jawab :

= 2812 hours

Ct = Co.So + Cw.Sw + Cf

= [(10)(0,70) + (3)(0,30) + 3] x 10-6

= 10,9 x 10-6

(a)

= 4,27 mD

(b)

= 1,151 (13,160 – 7,264 + 3,23)

= 10,51

D. Subyar M, ST10

Ada beberapa metode yang digunakan untuk

menganalisa data pressure build-up, antara lain :

1. Metode Horner

Persyaratan : untuk sumur-sumur yang relatif baru

diproduksikan atau waktu produksinya masih pendek

2. Metode Miller Dyes dan Hutchinson

Persyaratan : untuk sumur-sumur tua dimana waktu

produksinya sudah cukup lama, kondisi aliran fluida di

dalam reservoir sudah mencapai pseudo steady state

3. Metode Muskat

Persyaratan : untuk sumur-sumur yang diproduksi

dengan tenaga pendorong water drive dan sumur-

sumur pada proyek injeksi air yang telah mencapai

kondisi filled up

4. Type Curve Method

D. Subyar M, ST11

2. ANALISA PRESSURE DRAWDOWN

DEFINISI :

PRESSURE DRAWDOWN (PDD) adalah suatu pengujian

yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan

mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian

berlangsung. Adapun sebagai syarat awal sebelum

pembukaan sumur tersebut adalah hendaknya tekanan

seragam di seluruh reservoir yaitu dengan menutup

sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman

tekanan di reservoirnya.

TUJUAN ANALISA

Data yang didapat dari analisa PDD ini anatara lain dapat

digunakan untuk menentukan :

a. Permeabilitas Formasi

b. Faktor Skin (S)

c. Menentukan tekanan aliran dasar sumur

d. Menentukan jarak batas reservoir yang erat

hubungannya dengan spasi sumur pada perencanaan

sumur tambahan.

Apabila suatu sumur diproduksi dengan laju aliran tetap

dan tekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan

tekanan pada lubang bor (rD = 1) yang dinyatakan dalam

variabel tak berdimensi adalah :

PD = ½ ln tD + 0,80907

Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage

menghilang, maka akhirnya akan didapat :

D. Subyar M, ST12

dari kedua persamaan terlihat bahwa plot antara Pwf

versus log t merupakan garis lurus dengan kemiringan

(slope = m)

Dalam dunia teknik perminyakan, biasanya orang memilih

waktu t = 1 jam dan mencatat Pwf pada saat itu sebagai

P1hr. Dengan menggunakan konsep ini, kita dapat

menentukan skin “S” menggunakan persamaan :

Contoh Soal :

Diketahui suatu sumur dilakukan PDD, dengan data-data :

Q = 250 STB/D h = 69 ft

B = 1,136 BBL/STB = 0,039

= 0,8 cp Ct = 17x10-6/psi

rw = 0,198 ft Pi = 4412 psi

T(hours)

Pwf(psi)

Pi-Pwf(psi)

0 4,4120.12 3,812 6001.94 3,699 7132.79 3,653 7594.01 3,636 7764.82 3,616 7965.76 3,607 8056.94 3,600 8128.32 3,593 8199.99 3,586 82614.4 3,573 83917.3 3,567 84520.7 3,561 85124.9 3,555 85729.8 3,549 86335.8 3,544 86843 3,537 875

51.5 3,532 88061.8 3,526 88674.2 3,521 89189.1 3,515 897107 3,509 903128 3,503 909154 3,497 915185 3,490 922

D. Subyar M, ST13

222 3,481 931266 3,472 940319 3,460 952383 3,466 946460 3,429 983

Hitung :

a. Permeabilitas

b. Skin faktor

Jawab :

m = 3652 – 3582

= 70 psi/cycle

a.

= 7,65 mD

b.

= 6,37

D. Subyar M, ST14

Prosedur analisa Pressure Drawdown

D. Subyar M, ST15

Data yang dibutuhkan :Pwf, t, qo, Bo, μo, h, Φ, Co, Pi, P1jam, Sw,

So

Plot Pwf Vs t, pada grafik semilog dengan Pwf pada skala linear dan t pada skala log

Tentukan kemiringan kurva (m)

Hitung

Hitung

3. Test Isochronal

Test isochronal adalah suatu cara untuk menentukan

kapasitas produksi dari suatu sumur gas pada setiap

tekanan dasar sumur dan tekanan formasi. Berdasarkan

test isochronal ini dapat ditentukan Absolute Open

Flow Potential (AOFP) yaitu kapasitas produksi teoritis

bila tekanan dasar sumur didepan lubang perforasi

diturunkan sampai nol psia

Kegunaan data test isochronal, antara lain :

1. Untuk menentukan apakah sumur menguntungkan

atau tidak untuk diproduksi

2. Untuk menentukan kapasitas produksi gas yang

diijinkan

3. Untuk menentukan jarak sumur satu dengan sumur

lainnya dalam pengembangan lapangan

4. Untuk menentukan perlu tidaknya dilakukan stimulasi

5. Membantu dalam mengenali ulah laku reservoir

Pada pengetesan di reservoir gas yang benar-benar tight,

test isochronal menjadi kurang praktis, karena sangat

sulit untuk mencapai tekanan statis yang stabil dari

reservoir sebelum perioda pembukaan yang pertama dan

selama periode penutupan berikutnya.

Pada tahun 1959, Katz menyarankan suatu modifikasi

terhadap test isochronal. Katz menyarankan bahwa baik

pada periode penutupan maupun periode pembukaan

untuk tiap test –test dilakukan dalam jangka waktu yang

sama.

D. Subyar M, ST16