Well Test
-
Upload
wakhid-kusumawardhana -
Category
Documents
-
view
697 -
download
0
description
Transcript of Well Test
(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