analisa hasil uji sumur mengunakan pressure dan pressure derivative type curve.pdf
TRANSCRIPT
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 1 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
ANALISA HASIL UJI SUMUR
MENGUNAKAN PRESSURE DAN PRESSURE DERIVATIVE TYPE CURVE
1. TUJUAN
1. Menentukan permeabilitas formasi (k)
2. Menentukan faktor skin (S)
3. Menentukan koefisien wellbore storage (C)
Permeabilitas formasi dapat digunakan dalam perhitungan perkiraan produksi dari reservoir.
Sedangkan skin dapat digunakan sebagai indikasi apakah reservoir mengalami kerusakan atau
perbaikan.
Berdasarkan bentuk dari pressure derivative dapat juga memperkirakan jenis reservoir
(homogeneous, fractured / fissured atau layered) dan mengetahui adanya zona kedap (sealing fault
atau pembatas (barrier) lainnya). 2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
Metode ini menggunakan type curve matching, yaitu mencocokkan data tekanan dan derivative-
nya dengan model dalam bentuk type curve.
2.2. PERSYARATAN
Metode ini digunakan untuk periode aliran transien.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 2 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. LANGKAH KERJA
3.1. ANALISA UJI DRAW DOWN UNTUK RESERVOIR MINYAK
1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu:
a. viskositas minyak (µo), cp
b. faktor volume minyak (Bo), bbl/STB
c. kompresibilitas total (ct), psi-1
d. jari-jari lubang bor (rw), ft
e. perkiraan harga porositas formasi (φ)
f. ketebalan formasi (h), ft
Catatan: − Harga viskositas minyak (µo), faktor volume minyak (Bo) dan kompresibilitas
total (ct) diambil pada tekanan reservoir rata-rata pada awal tes (atau tekanan
dasar sumur sesaat sebelum diproduksikan untuk tes). Harga-harga sifat fluida
tersebut diperoleh dari analisa fluida di lab. (PVT) atau berdasarkan persamaan
korelasi empirik.
− Harga jari-jari lubang bor (rw) adalah setengah harga diameter dalam casing
(casing ID) jika dipasang sumur casing menembus formasi yang dilakukan tes.
Jika tidak ada casing, jari-jari lubang bor (rw) dapat diperoleh dari hasil
pengukuran caliper log atau diperkirakan dari diameter bit yang digunakan.
− Harga porositas diperoleh dari analisa log atau hasil analisa core.
− Ketebalan formasi dapat diperkirakan dari analisa data log.
2. Buat tabel data uji: t, Pwf dan (Pi – Pwf ) dimana Pi adalah tekanan dasar sumur sesaat
sebelum sumur diproduksikan.
3. Plot ∆P = (Pi – Pwf) terhadap t dan t[d(∆P)/dt] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap
log-cycle harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Contoh type curve
diberikan pada Gambar 1. Pressure derivative – t[d(∆P)/dt] – dihitung dengan cara berikut
ini :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 3 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
∆−
∆+
∆=
∆
=
∆
−+−
−+
−+
−+
−++
+−
)/ln()/ln()/ln(
)/ln()/ln()/ln(
)/ln()ln()/ln(
ln
1
1
1
21
11
1
kjjkjj
kjjj
kjjjj
jjkjj
kjjj
ikjj
jj
ttttPtt
ttttPttt
tttPtt
tdPd
dtPdt
(1)
ln tj+1 – ln tj ≥ 0.2
ln tj – ln tj-k ≥ 0.2
4. Pilih kurva pada type curve yang paling sesuai dengan data yang diplot pada langkah 3. Pada
saat melakukan pencocokan (matching), usahakan data pressure derivative yang mendatar
(horisontal) di-match dengan garis pressure derivative 5.0' =DP . Catat harga CD es dari
kurva yang dipilih.
5. Pilih satu titik dan catat nilai titik tersebut berdasarkan skala data, yaitu (t, ∆P)MP dan skala
type curve, yaitu (tD/CD, PD)MP.
6. Hitung permeabilitas menggunakan persamaan berikut :
MP
Doioio
PP
hBq
k
∆
=µ2.141
(2)
7. Hitung koefisien wellbore storage, C :
MPDDwtioiD Ct
trc
kC
=
/0002637.0
2µφ (3)
Dwti C
rhcC
8936.0
2φ= (4)
8. Hitung faktor skin, S :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 4 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
=
D
SD
CeCS
2
ln5.0 (5)
3.2. ANALISA UJI BUILD UP UNTUK RESERVOIR MINYAK
1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu:
a. viskositas minyak (µo), cp
b. faktor volume minyak (Bo), bbl/STB
c. kompresibilitas total (ct), psi-1
d. jari-jari lubang bor (rw), ft
e. perkiraan harga porositas formasi (φ)
f. ketebalan formasi (h), ft
Catatan: − Harga viskositas minyak (µo), faktor volume minyak (Bo) dan kompresibilitas
total (ct) diambil pada tekanan reservoir rata-rata pada awal tes (atau tekanan
dasar sumur sesaat sebelum diproduksikan untuk tes). Harga-harga sifat fluida
tersebut diperoleh dari analisa fluida di lab (PVT) atau berdasarkan persamaan
korelasi empirik.
− Harga jari-jari lubang bor (rw) adalah setengah harga diameter dalam casing
(casing ID) jika dipasang sumur casing menembus formasi yang dilakukan tes.
Jika tidak ada casing, jari-jari lubang bor (rw) dapat diperoleh dari hasil
pengukuran caliper log atau diperkirakan dari diameter bit yang digunakan.
− Harga porositas diperoleh dari analisa log atau hasil analisa core.
− Ketebalan formasi dapat diperkirakan dari analisa data log.
2. Buat tabel data uji: ∆t, ∆te, Pws dan ∆P.
∆+
∆=∆
tttt
tp
pe (6)
)0( =∆−=∆ tPPP wfws (7)
3. Plot ∆P terhadap ∆te dan ∆te[d(∆P)/d(∆te)] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap log-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 5 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
cycle harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Pressure derivative
dihitung menggunakan persamaan (1).
4. Langkah selanjutnya sama dengan langkah 4-8 pada bagian 3.1.
3.3. ANALISA UJI DRAWDOWN UNTUK RESERVOIR GAS
1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu:
a. viskositas gas (µg) sebagai fungsi dari tekanan
b. faktor volume gas (Bg) sebagai fungsi dari tekanan
c. faktor kompresibilitas gas (Z) sebagai fungsi dari tekanan
d. Kompresibilitas gas (cg) sebagai fungsi dari tekanan
e. jari-jari lubang bor (rw)
f. perkiraan harga porositas formasi (φ)
g. ketebalan formasi (h)
Catatan: − Viskositas gas (µg), faktor volume gas (Bg), faktor kompresibilitas (Z) dan
kompresibilitas gas (cg) diperoleh dari analisa fluida di lab. (PVT) atau
berdasarkan persamaan korelasi empirik.
− Harga jari-jari lubang bor (rw) adalah setengah harga diameter dalam casing
(casing ID) jika dipasang sumur casing menembus formasi yang dilakukan tes.
Jika tidak ada casing, jari-jari lubang bor (rw) dapat diperoleh dari hasil
pengukuran caliper log atau diperkirakan dari diameter bit yang digunakan.
− Harga porositas diperoleh dari analisa log atau hasil analisa core.
− Harga ketebalan formasi diperoleh dari analisa data log.
2. Buat tabel data uji: t, Pa,wf dan ∆Pa=(Pa,i – Pa,wf ). Adjusted pressure, Pa, dihitung dengan
persamaan berikut :
)( 21 Pm
PZ
P ga
=
µ (9)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 6 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Catatan: − m(P) dihitung seperti dijelaskan pada TR.05.07 bagian 6.1.4.
− Harga gµ dan Z dievaluasi pada harga tekanan P , yaitu tekanan pada awal
tes.
3. Plot ∆Pa terhadap t dan t[d(∆Pa)/dt] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap log-cycle
harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Pressure derivative – t[d(∆Pa)/dt]
– dihitung dengan persamaan (1).
4. Pilih kurva pada type curve yang paling sesuai dengan data yang diplot pada langkah 3. Pada
saat melakukan pencocokan (matching), usahakan data pressure derivative yang mendatar
(horisontal) di-match dengan garis pressure derivative 5.0' =DP . Catat harga CD es dari
kurva yang dipilih.
5. Pilih satu titik dan catat nilai titik tersebut berdasarkan skala data, yaitu (t, ∆Pa)MP dan skala
type curve, yaitu (tD/CD, PD)MP.
6. Hitung permeabilitas menggunakan persamaan berikut :
MPa
Dggg
PP
hBq
k
∆
=µ2.141
(10)
7. Hitung koefisien wellbore storage, C :
MPDDwtgD Ct
trc
kC
=
/0002637.0
2µφ (11)
Dwt C
rhcC
8936.0
2φ= (12)
8. Hitung faktor skin, S :
=
D
SD
CeCS
2
ln5.0 (13)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 7 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.4. ANALISA UJI BUILDUP UNTUK RESERVOIR GAS
1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu :
a. viskositas gas (µg) sebagai fungsi dari tekanan, cp
b. faktor volume gas (Bg) sebagai fungsi dari tekanan, bbl/MSCF
c. faktor kompresibilitas gas (Z) sebagai fungsi dari tekanan
d. Kompresibilitas gas (cg) sebagai fungsi dari tekanan, psi-1
e. jari-jari lubang bor (rw), ft
f. perkiraan harga porositas formasi (φ)
g. ketebalan formasi (h), ft
Catatan: − Viskositas gas (µg), faktor volume gas (Bg), faktor kompresibilitas (Z) dan
kompresibilitas gas (cg) diperoleh dari analisa fluida di lab (PVT) atau
berdasarkan persamaan korelasi empirik.
− Harga jari-jari lubang bor (rw) adalah setengah harga diameter dalam casing
(casing ID) jika dipasang sumur casing menembus formasi yang dilakukan tes.
Jika tidak ada casing, jari-jari lubang bor (rw) dapat diperoleh dari hasil
pengukuran caliper log atau diperkirakan dari diameter bit yang digunakan.
− Harga porositas diperoleh dari analisa log atau hasil analisa core.
− Harga ketebalan formasi diperoleh dari analisa data log.
2. Buat tabel data uji: ∆tae, Pa,ws dan ∆P a= (Pa,ws – Pa,wf (∆t = 0)). Adjusted pressure, Pa,
dihitung dengan persamaan 9. Adjusted pseudotime, ta, dihitung menggunakan persamaan
berikut :
∫=t
tgtga dt
cct
0
1 )(µ
µ (14)
Sedangkan ∆tae dihitung dengan persamaan :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 8 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
∆+
∆=∆
ap
apae tt
ttt (15)
Catatan: − Harga gµ dan tc dievaluasi pada harga tekanan *PP = atau iPP = untuk
sumur baru. Harga P* diperoleh dari garis lurus semilog pada Horner Plot yang
diekstrapolasi pada garis (tp + ∆ta) / ∆ta = 1.
3. Plot ∆Pa terhadap ∆tae dan ∆tae [d(∆Pa)/d(∆tae)] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap
log-cycle harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Pressure derivative –
∆tae [d(∆Pa)/d(∆tae)] – dihitung dengan persamaan (1).
4. Langkah selanjutnya sama dengan langkah 4 - 8 pada bagian 3.3.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 9 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Lee, J. dan Wattenbarger, R. A. : "Gas Reservoir Engineering", SPE, Richardson, TX, 1996.
2. Horne, R. N. : "Modern Well Test Analysis", Petro Inc., Second Edition, Palo Alto, CA, 1995.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 10 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
Bg = faktor volume formasi gas, bbl/MSCF
Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STB
C = koefisien wellbore storage, bbl/psi
CD = koefisien wellbore storage tak berdimensi
cg = kompresibilitas gas, psi-1
ct = kompresibilitas total, psi-1
h = tebal formasi produktif, ft
k = permeabilitas formasi, mD
m(P) = pseudo pressure function, psi2/cp
P = tekanan, psia
P* = tekanan yang didapat dari ekstrapolasi garis lurus sampait
tt p
∆
∆+= 1
Pa = adjusted pressure, psi
PD = tekanan tak berdimensi
Pi = tekanan awal, psia
Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia
Pws = tekanan statik dasar sumur, psia
qg = laju aliran gas, MSCF/hari
qo = laju aliran minyak, STB/hari
S = faktor skin, tidak bersatuan
t = waktu, jam
ta = adjusted time, jam
tp = waktu produksi, jam
Z = faktor penyimpangan gas (faktor kompresibilitas gas), tidak bersatuan
µg = viskositas gas, cp
µo = viskositas minyak, cp
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 11 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
Type curve sangat berguna dalam analisa well test terutama jika digunakan bersama-sama
dengan analisa menggunaka semilog plot. Type curve dapat mengenal model reservoir,
mengidentifikasi rejim aliran yang jenis analisis yang sesuai dan memperkirakan parameter
reservoir.
6.1.1. Pengembangan Type Curve
Type curve pada prinsipnya dapat dibuat untuk setiap model reservoir. Agar type curve
dapat digunakan dengan benar, maka batasan atau asumsi yang digunakan harus
dipahami. Asumsi tersebut harus secara teliti memodelkan kondisi reservoir yang sedang
dianalisa. Type curve ditampilkan dalam bentuk variabel tak berdimensi. Definisi dari
variabel tak berdimensi ini tergantung dari model reservoirnya. Sebagai contoh, model
line source atau Ei-function untuk fluida tidak termampatkan :
−−=−
tkrc
EhkBqPP t
ii
29486.70 µφµ (16)
Persamaan (16) dapat disusun sebagai berikut :
( )
−
−=−
2
2
0002637.04
)/(21
2.141
wt
wi
i
rctk
rrE
BqPPhk
µφµ
(17)
Berdasarkan persamaan (17), variabel tak berdimensi dapat didefinisikan sebagai berikut
:
( )
µBqPPhk
P iD 2.141
−= (18)
2
0002637.0
wtD rc
tktµφ
= (19)
w
D rrr = (20)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 12 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Jika persamaan (16) ditulis menggunakan variabel tak berdimensi ini, maka akan
menjadi persamaan :
−−=
D
DiD t
rEP
421 2
(21)
Jika persamaan (21) dievaluasi di sumur, maka menjadi :
−−==
DiwDD t
EPP4
121
(22)
dimana :
( )
µBqPPhk
P wfiwD 2.141
−= (23)
6.1.2. Aplikasi Type Curve
Untuk fluida yang tidak (atau sedikit) termampatkan dan reservoir yang homogen, type
curve yang digunakan adalah Gringarten-Bourdet Type Curve (Gambar 1). Type curve
ini merupakan solusi dari persamaan difusivitas aliran fluida yang tidak (atau sedikit)
termampatkan (slightly compressible liquid) di dalam formasi yang homogen. Tekanan
pada kondisi awal dianggap sama dan merata di seluruh daerah pengurasan sumur.
Reservoir dianggap tak terbatas dan sumur diproduksi dengan laju alir yang tetap
(konstan).
Type curve ini merupakan plot antara PD = f(tD, S, CD) yang merupakan fungsi dari tD,
faktor skin (S) dan koefisien wellbore storage tak berdimensi (CD) :
2
8936.0
wtD rhc
CCφ
= (24)
Kurva pada type curve ini adalah fungsi dari parameter CD e2S. Harga CD e2S
menunjukkan apakah sumur mengalami kerusakan formasi, telah dilakukan acidizing
atau telah dilakukan perekahan hidraulik.
Dalam menggunakan type curve Gringarten-Bourdet, data hasil tes (perbedaan tekanan
dan derivative-nya) dibandingkan dengan type curve. Data tes diplot dalam skala log-log
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 13 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
dengan ukuran log-cycle yang sama dengan type curve. Data hasil tes (perbedaan
tekanan dan derivative-nya) tersebut kemudian secara bersamaan dicocokkan dengan
type curve untuk mendapatkan model yang sesuai. Teori yang mendasari teknik type
curve matching ini adalah bahwa perbedaan koordinat skala plot dari data dan type curve
merupakan besaran konstan. Konsep ini diilustrasikan sebagai berikut :
+=
=
Chkt
Crhc
rctk
Ct wt
wtD
D
µ
φµφ
0002951.0loglog
8936.00002637.0loglog
2
2
(25)
Dari persamaan (25) dapat dilihat bahwa sumbu horisontal type curve dan data berbeda
(terpisah) sebesar :
C
hkµ
0002951.0log
Analog dengan sebelumnya, log dari tekanan tak berdimensi :
+−=
µBqhkPPP wfiD 2.141
log)log(log (26)
menunjukkan bahwa perbedaan sumbu vertikal antara type curve dan data adalah
konstan, yaitu :
µBq
hk2.141
log .
Oleh karena itu, plot data tekanan alir dasar sumur dengan laju alir yang konstan
seharusnya identik dengan plot antara PD dan tD/CD dalam type curve. Beberapa hal yang
penting dan perlu diketahui tentang type curve Gringarten-Bourdet ini adalah :
1. Selama periode wellbore storage dominated (aliran hanya berasal dari fluida di dalam
wellbore), unit slope akan teramati pada saat awal. Sifat dari unit slope ini adalah :
1/ =DD Ct (27)
Karenanya koefisien wellbore storage dapat dihitung dari setiap titik pada unit slope
ini, yaitu :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 14 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
∆∆
=P
ttqBC atau 24
(28)
2. Type curve Gringarten-Bourdet ini dibuat berdasarkan solusi persamaan yang
memodelkan produksi dengan laju alir konstan; akan tetapi type curve ini dapat
digunakan untuk menganalisa uji buildup jika variabelnya dimodifikasi untuk
memasukkan pengaruh perbedaan antara uji alir (drawdown) dan uji buildup. Untuk
uji drawdown, plot yang digunakan adalah (Pi − Pwf) terhadap t. Sedangkan untuk uji
buildup, plot yang digunakan adalah (Pws − Pwf (∆t = 0)) terhadap waktu ekivalen, ∆te:
tttt
tp
pe ∆+
∆=∆ (29)
Jadi perbedaan tekanan sebesar ∆P yang terjadi selama waktu penutupan ∆t selama
uji buildup akan terjadi selama waktu alir ∆te pada uji alir dengan laju konstan.
Definisi waktu ekivalen ini, ∆te, akurat untuk aliran transien radial dalam formasi
yang homogen. Dalam batas-batas tertentu, waktu ekivalen ini dapat digunakan untuk
menganalisa aliran radial yang terdistorsi oleh wellbore storage dan data tes yang
terpengaruh oleh batas luar reservoir.
3. Setelah didapatkan kurva dalam type curve yang sesuai, sebuah titik (match point)
dapat dipilih untuk digunakan dalam menghitung harga k, S dan C.
Permeabilitas dihitung dengan persamaan :
MP
D
PP
hBqk
∆=
µ2.141 (30)
Koefisien wellbore storage tak berdimensi dihitung dengan persamaan :
MPDD
e
wtD Ct
ttrc
kC
∆=
/atau 0002637.0
2µφ (31)
Faktor skin dihitung dengan persamaan :
MPD
SD
CeC
S
=
2
ln5.0 (32)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 15 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.1.3. Analisa Uji Sumur Gas Menggunakan Type Curve
Dalam menganalisa uji sumur gas, penggunaan adjusted pressure dan adjusted time
diperlukan. Hal ini disebabkan karena type curve dibuat berdasarkan solusi persamaan
untuk fluida yang tidak (sedikit) termampatkan, sementara gas adalah fluida yang mudah
termampatkan dan sifat-sifat fisiknya sangat tergantung dapat tekanan sistem. Adjusted
pressure dan adjusted pseudotime mengakomodasi karakteristik dari gas ini, sehingga
type curve yang digunakan untuk liquid dapat digunakan untuk gas.
6.2. CONTOH PERHITUNGAN
6.2.1. Contoh Analisa Uji Buildup Pada Reservoir Gas
Uji Buildup dilakukan pada sumur A. Data tekanan versus waktu sebagai berikut :
tp = 2,000 jam
∆t, jam t
tt p
∆
∆+
a
ap
ttt
∆
∆+ Pws, psia Pa,ws, psia
0 − − 6,287.1 4,804.1 0.0100 200,000 286,370 6,296.6 4,813.9 0.0149 134,230 192,120 6,301.1 4,818.5 0.0221 90,499 129,460 6,307.8 4,825.4 0.0329 60,791 86,887 6,317.7 4,835.5 0.0489 40,901 58,386 6,332.1 4,850.3 0.0728 27,474 39,148 6,353.1 4,871.9 0.108 18,520 26,230 6,383.5 4,903.0 0.161 12,423 17,589 6,427.1 4,947.8 0.240 8,334.3 11,737 6,488.6 5,010.8 0.356 5,619.0 7,853.9 6,573.6 5,098.0 0.530 3,774.6 5,221.7 6,687.9 5,215.1 0.788 2,539.1 3,464.2 6,834.7 5,365.5 1.17 1,710.4 2,292.4 7,011.8 5,546.9 1.74 1,150.4 1,509.1 7,208.3 5,748.0 2.59 773.20 990.16 7,405.9 5,950.1 3.86 519.13 648.42 7,586.0 6,134.1 5.74 349.43 426.11 7,738.7 6,289.8 8.53 235.47 280.88 7,864.9 6,418.3 12.7 158.48 185.36 7,971.4 6,526.6
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 16 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
18.9 106.82 122.80 8,065.6 6,622.3 28.1 72.174 81.709 8,153.2 6,710.3 41.8 48.847 54.543 8,234.4 6,793.5 62.1 33.206 36.615 8,313.4 6,873.5 92.4 22.645 24.677 8,389.8 6,950.7
∆t, jam t
tt p
∆
∆+
a
ap
ttt
∆
∆+ Pws, psia Pa,ws, psia
137 15.599 16.811 8,463.7 7,025.4 204 10.804 11.519 8,534.9 7,097.2 304 7.5789 7.9970 8,602.9 7,165.7 452 5.4248 5.6678 8,666.6 7,229.8 672 3.9762 4.1160 8,725.3 7,288.8
1,000 3.0000 3.0794 8,777.6 7,341.3
Data lainnya adalah :
h = 21 ft
tp = 2,000 jam
gµ = 0.03403 cp
Pi = 9,000 psia
γg = 0.659
rw = 0.365 ft
qg = 100 Mscf/hari
tc = 35.5×10-6 psi-1
Pa,i = 7,560 psi
Sw = 0.36
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 17 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
1. Buat tabel data uji: ∆tae, ∆Pa=(Pa,ws – Pa,wf (∆t = 0)) dan ∆Pa’ = ∆tae[d(∆Pa)/d(∆tae)].
∆tae, jam ∆Pa, psi ∆Pa’
0.0069839 9.7476 11.350 0.010410 14.365 14.233 0.015449 21.239 21.021 0.023018 31.397 30.741 0.034255 46.172 44.657 0.051088 67.719 65.028 0.075987 98.906 92.859 0.11370 143.63 130.88 0.17041 206.70 183.02 0.25465 293.84 246.92 0.38302 410.95 320.44 0.57734 561.33 395.20 0.87244 742.73 451.41 1.3253 943.90 471.23 2.0199 1,146.0 448.37 3.0844 1,329.9 394.88 4.6937 1,485.7 333.00 7.1204 1,614.2 278.95 10.790 1,722.5 241.63 16.287 1,818.2 220.83 24.477 1,906.2 205.85 36.668 1,989.4 197.60 54.622 2,069.3 193.95 81.047 2,146.6 191.64 118.97 2,221.2 188.41 173.63 2,293.0 185.12 250.09 2,361.5 183.29 352.87 2,425.7 181.69 485.91 2,484.7 179.08 649.47 2,537.2 179.24
2. Menggunakan type curve seperti pada Gambar 1 data bersesuaian dengan model
CD e2S = 100, seperti ditunjukkan oleh Gambar 2.
3. Dari langkah 2 diperoleh :
1psi 380
=
∆
MPD
aPP
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 18 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
10jam .72
/=
∆
MPDD
aeCt
t
4. Hitung permeabilitas :
mD. 03.0 380
121
)03403.0)(497.0)(100)(2.141(
2.141
=
=
∆
=MPa
Dggg
PP
hBq
kµ
5. Hitung CD :
133 10
7.2)365.0)(0000355.0)(034.0)(1.0(
)03.0)(0002637.0(
/0002637.0
2
2
=
=
∆=
MPDD
ae
wtgD Ct
trc
kCµφ
6. Hitung faktor skin, S :
( )14.0
133/100ln5.0
ln5.02
−==
=
D
SD
CeCS
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 19 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 20 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2. Type Curve Matching menggunakan Bourdet Type Curve
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 21 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gam
bar
3a. T
ampi
lan
Rez
im A
liran
Yan
g U
mum
Pad
a D
iagn
ostik
log-
log,
Plo
t Hor
ner
dan
Spes
ial
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 22 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gam
bar
3b. (
Lan
juta
n)
Tam
pila
n R
ezim
Alir
an Y
ang
Um
um P
ada
Dia
gnos
tik L
og-lo
g, P
lot H
orne
r da
n Sp
esia
l
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 23 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 4a. Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure dan Pressure Derivative Dari
Hasil Well Test
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 24 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 4b. (Lanjutan) Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure dan Pressure
Derivative Dari Hasil Well Test
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06
JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur
Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve
Halaman : 25 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 4c. (Lanjutan) Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure dan Pressure
Derivative Dari Hasil Well Test