EFEK SKIN DAN WELLBORE STORAGE

Muhammad Taufiq Fathaddin

PENDAHULUAN

• Uji produksi yang lengkap terdiri dari beberapa karakterisitik rejim aliran, dimulai dari wellbore storage dan kondisi didekat sumur, hingga efek late time boundary. Kebanyakan data tekanan yang direkam menggambarkan sifat transisi dari satu rejim ke rejim berikutnya.

• Dalam kuliah ini kita akan membahas penggunaan metode type curve matching untuk menganalisa adanya welbore storage dan skin dalam reservoir homogen.

PROFILE TEKANAN DASAR SUMUR SELAMA UJI PBU

SKIN(VAN EVERDINGEN, 1953)

Dalam kasus zona di sekitar sumur mengalami kerusakan, hambatan aliran timbul antara sumur dan reservoir. Hambatan tsb menyebabkan tambahan penurunan tekanan sebesar pskin.

SKIN(VAN EVERDINGEN, 1953)

rw

rs

FLOW EFFICIENCY

Flow efficiency didefinisikan sebagai perbandingan penurunan tekanan teoritis jika faktor skin sama dengan nol (tidak ada efek skin) dengan penurunan tekanan sesungguhnya yang diukur selama pengujian.

WELLBORE STORAGE DAN SKIN

1. van Everdingen and Hurst, 19492. Agarwal et. Al, 19703. Mc Kinley, 19714. Gringarten et al, 19795. Bourdet et.al 1984

WELLBORE STORAGE (VAN EVERDINGEN ANG HURST, 1949)

Koefisien wellbore storage menyatakan laju perubahan tekanan selama rejim wellbore storage murni.Untuk sumur yang dipenuhi oleh fluida satu fasa, wellbore storage menyatakan bentuk kompresibilitas (van Everdingen ang Hurst, 1949):

dimana:cw = kompresibilitas fluida dalam sumur/well

Vw = volume lubang sumur, bbl

WELLBORE STORAGE (VAN EVERDINGEN ANG HURST, 1949)Jika terdapat level cairan (Earlougher, 1977), kedalaman level dihubungkan pada laju aliran dengan: V = Vu h, danPerubahan tekanan: p = h (g/gc), dimana : densitas cairan (lb/cu ft)g/gc : percepatan gravitasi (lbf/lbm)Vu : volume sumur per satuan panjang (bbl/ft)

WELLBORE STORAGE (VAN EVERDINGEN ANG HURST, 1949)Selama rejim wellbore storage murni, sumur bertindak sebagai volume tertutup dan, dengan kondisi laju permukaan tetap, perubahan tekanan linier terhadap waktu. Koefisien wellbore storage dapat diperkirakan pada plot antara perubahan tekanan terhadap waktu pada skala linier (van Everdingen and Hurst, 1949). Pada early time, tanggapan tekanan mengikuti garis lurus dengan kemiringan mWBS, memotong sumbu.

WELLBORE STORAGE (VAN EVERDINGEN ANG HURST, 1949)

Koefisien well bore storage C dapat diperkirakan dari kemiringan garis lurus mWBS :

EFEK WELLBORE STORAGE DAN SKINSelama rejim aliran radial dalam reservoir homogen, tekanan berubah dengan logaritma waktu yang berlalu jika sumur dibuka (Miler et al., 1950). Plot tekanan dasar sumur vs log t (disebut plot MDH) mengikuti garis lurus ketika periode transisi wellbore storage telah selesai.

AKHIR EFEK WELLBORE STORAGE PADA UJI PDD

AKHIR EFEK WELLBORE STORAGE PADA UJI PBU

BENTUK-BENTUK TIDAK BERDIMENSI PADA TYPE-CURVE

Tekanan, waktu, dan koefisien tak berdimensi didefinisikan sbb:

METODE AGARWAL ET. AL (1970)

ANALISA DATA UJI PRESSURE DRAWDOWN DENGAN TYPE-CURVE AGARWAL

PLOT DATA

PENYELESAIAN

Pada t = 1 jam diperoleh DP = 150 psi, sehingga C:

Dan CD:

PENYELESAIAN

Dari Match Point diperoleh:

Dari persamaan (11) diperoleh:

WELLBORE STORAGE & SKIN (GRINGARTEN DKK, 1979)Teknik analisa kurva tak berdimensi (type curve) untuk sumur dengan wellbore storage dan skin pada homogeneous reservoir diberikan oleh Gringarten et al (1979)

Gambar 3: Pressure type-curve: PD versus tD/CD.

CD e2s= 1060 hingga 0.3.

BENTUK-BENTUK TIDAK BERDIMENSI

Gringarten dkk (1979) mendefinisikan beberapa kelompok bilangan dimensi berikut:

Dan

Label kurva CDe2S menyatakan kondisi sumur. Harga CDe2S bervariasi dari 0.3 untuk sumur terstimulasi dan 1060 untuk sumur yg sangat rusak.

WELLBORE STORAGE & SKIN (GRINGARTEN ET AL, 1979)

Gambar 4: plot data log p vs t

TYPE CURVE MATCHING

PROSEDUR PENGGUNAAN TYPE CURVE (GRINGARTEN)

1. Pilih satu titik (p, t) pada Gambar 4.2. Data plot log-log p vs t (Gambar 4)

ditumpang tindihkan pada type curve pD vs tD/CD (Gambar 3). Kurva pada Gambar 4 dicocokkan dgn kurva pada Gambar 3. Dengan pencocokan tersebut diperoleh CD e2S = (sebagai contoh 1015).

3. Pada posisi titik (p, t) tentukan harga pD dan tD/CD pada type curve (Gambar 3).

4. Tentukan pressure match,

Maka dapat ditentukan kh.

PROSEDUR PENGGUNAAN TYPE CURVE (GRINGARTEN)

5. Tentukan time match

untuk menentukan koefisien wellbore storage, sbb:

Faktor skin dinilai dari harga CD e2S kurva terpilih (hasil pencocokan) dengan persamaan :

PENERAPAN UNTUK DATA PDD DAN PBU Untuk PDD diplot antara p VS t. dimana P = Pi -

Pwf

Untuk PBU diplot antara p VS te. P = Pws – Pwf@t=0.

SOAL PBU

Data parameter reservoir dan aliran:h = 107 ft q = 174 STB/D = 0.25 B = 1.06 RB/STBrw = 0.29 ft = 2.5 cp

Ct = 4.2 x 10-6/psi tp = 15 hrs

DATA UJI PBU

DATA UJI PBU

DATA UJI PBU

HORNER PLOT

HASIL ANALISA KURVA HORNER

Dari Horner Plot:m = 65.62 psi/cycleP1hr = 3797 psikh = 1142 md-ftk = 10.7 mdS = 7.4

GRINGARTEN TYPE CURVE MATCHING

HASIL ANALISA TYPE CURVE MATCHING

Pmatch = 100 PDmatch = 1.79

PM = 1.79/100 =0.0179tmatch = 1 (tD/CD)match = 14.8

CDe2S = 1010

WELLBORE STORAGE & SKIN (BOURDET ET.AL 1984)

Bourdet dkk (1984) memperkenalkan type curve dalam bentuk pressure derivative. Type curve tersebut juga didasarkan pada penyelesaian yg diperoleh Agarwal dkk (1970).

PERIODE AWAL (WELLBORE STORAGE EFFECT)

Selama waktu awal, Agarwal dkk menunjukkan bahwa:

dPwD/d(tD/CD) = 1

atau

PERIODE TRANSIEN (ALIRAN RADIAL)

Persamaan aliran radial (infinite acting)

PERIODE TRANSIEN (ALIRAN RADIAL)

dan

TYPE CURVE BOURDET

Bourdet dkk kemudian mendefinisikan:

dimana: t = waktu produksi, jam P’ = d(Pi – Pwf)/dt

PENGOLAHAN DATA

Plot Data Uji PDD dan PBU Untuk data uji drawdown harus diplot pada kertas

grafik log-log (transparan) sebagai t P’ terhadap t data build up diplot sebagai t P’ (tp + t)/tp terhadap

t.

PENGOLAHAN DATA

Untuk memplot data uji build up perlu dihitung beberapa parameter kemiringan/slope, p’, dan tp’(tp+t)/tp dengan persamaan sbb:

dan

SOAL PBU

Data parameter reservoir dan aliran:h = 107 ft q = 174 STB/D = 0.25 B = 1.06 RB/STBrw = 0.29 ft = 2.5 cp

Ct = 4.2 x 10-6/psi tp = 15 hrs

PLOT DATA

CURVE MATCHING