Page 1
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 1/17
Do what you love, love what you do
PETROHOUSE
Sabtu, 05 Oktober 2013
Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
Bab I
PENDAHULUAN
Tujuan utama dari suatu pengujian sumur hydrocarbon, atau yang telah dikenal luas dengan sebutan “Well Testing” adalah untuk
menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan memadai,
kemuadian hasilnya dianalisa secara tepat, maka akan banyak sekali informasi-informasi yang sangat berharga akan didapatkan
seperti :
· Permeabilitas efektif
· Kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling lubang bor yang diuji
· Tekanan reservoir
· Bentuk radius pengurasan
· Keheterogenan suatu lapisan
Sebenarnya prinsip dasar pengujian ini sangat sederhana yaitu kita memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap
sumur yang diuji. Ini dilakukan baik dengan memproduksi dengan laju alir yang konstan (drawdown) atau penutupan sumur
(buildup). Dengan adanya gangguan ini imuls perubahan tekanan (pressure transient) akan disebarkan keseluruhan reservoir dan ini
diamati setiap saat dengan mencatat tekanan lubang bor selama pengujian berlangsung. Apabila perubahan tekanan tadi diplot
dengan suatu fungsi waktu, maka akan dianalisa pola aliran yang terjadi dan juga besaran-besaran dan karakteristik formasi yang
telah disebutkan diatas.
Sebagai titik tolak, akan dibahas persamaan-persamaan dasar yang menerapkan aliran fluida dimedia berpori yang akan
menjadi basis transien tekanan. Selanjutnya akan dibahas cara-cara pengujian dan analisanya seperti pressure build up, pressure
drawdown, type curve matching dan lain sebagainya.
Bab II
ANALISA PRESSURE BUILD UP TESTING
2.1. Tujuan Percobaan
Bedasarkan data-data tekanan yang didapat dari hasil analisa pressure build up tersebut, maka akan tentukan :
a. Permeabilitas formasi (k)
b. Adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi (faktor skin)
c. Menentukan produktivitas formasi (PI)
d. Menentukan tekanan statis (P*) dan tekanan rata-rata (Paveg) reservoir
2.2. Dasar Teori
Pressure buidup testing adalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang.
Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksikan sumur selama suatu selang waktu tertentu
dengan laju aliran yang tetap, kemudia menutup sumur tersebut (biasanya dengan menutup kepala sumur dipermukaan).
Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebgai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah
tekanan dasar sumur).
Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas formasi, daerah pengurasan saat itu, adanya
karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, batas reservoir bahkan keheterogean suatu formasi.
Dasar analisa pressure ini diajukan oleh horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu.
Pada dasarnya sumur diproduksikan dengan laju tetap (Q) selama waktu (t). Kemudian sumur ditutup selama waktu (∆t).
Kemudian persamaan diatas disusun menjadi :
Atau :
Persamaan diatas memeperlihatkan bahwa Pws shut-in BHP yang dicatat selama penutupan sumur apabila diplot terhadap
log (tp+∆t)/∆t merupakan garis lurus dengan kemiringan :
Jelas bahwa permeabilitas (k) dapat ditentukan dari slope (m) sedangkan apabila garis ini diekstrapolasi keharga “horner
time” sama dengan 1 (ekivalen dengan penutupan sumur yang tak terhingga lamanya), maka tekanan pada saat ini teoritis sama
dengan tekanan awal reservoir tersebut.
Setelah mendapatkan nilai slopenya maka kita akan menentukan factor skin dengan persamaan sebagai berikut :
▼ 2013 (3)
▼ Oktober (3)
Foto Petro Jil id 2
Laporan Praktikum Well Test STT MigasBalikpapan
Test Posting
Arsip Blog
pujono akin
1 lingkaran 6
Lihat profil lengkapku
Mengenai Saya
1 Lainnya Blog Berikut» [email protected]
Page 2
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 2/17
Untuk menentukan produktivitas formasi (PI), gunakan persamaan sebagai berikut :
Untuk mentukan nilai flow effisiensi (FE) maka gunakan persamaan :
Mentukan besarnya radius of invertigasi (ri), maka gunakan prsamaan sebagai berikut :
Untuk reservoir bersifat infinite acting, tekanan reservoir rata-rata ini adalah P*=Pi=Pave yang dapat diperkirakan dengan
mengekstrapolasikan segmen garis lurus pada hornr plot sampai ke harga (tp+∆t)/∆t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas
hal diatas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa pengaruh dari batas reservoir, maka tekanan pada umumnya akan jatuh
berada dibawah garis lurus horner.
2.3. Alat dan Bahan
a. Kertas semi log
b. Kertas log log
2.4. Prosedur Kerja
a. Berdasarkan data-data PBU test tabulasi yang menghubungkan harga Pws terhadap horner time (tp+∆t)/∆t
b. Plot harga-harga Pws vs (tp+∆t)/∆t pada kertas semilog
c. Buat garis ekstrapolasi berdasarkan plot harga tersebut (langkah 2) sampai (tp+∆t)/∆t = 1, maka akan didapatkan harga
tekanan statis reservoir (P*)
d. Tentukan harga slope (m) pada bagian garis yang lurus grafik tersebut
e. Tentukan besarnya permeabilitas (k)
f. Tentukan besarnya harga P1jam yang diambil pada bagian garis ekstrapolasi
g. Tentukan skin factor, dan berdasarkan harga skin tersebut tentukan apa yang terjadi pada formasi produktif yang diamati
h. Tentukan produktivitas formasi (PI)
i. Tentukan flow effisiensi (FE)
j. Tentukan besarnya radius of investigasi (ri)
2.5. Hasil Pengamatan
Data-data reservoir sumur migas “X” sebagai berikut :
Laju produksi (Qo) : 200 STB/D
Tekanan alir dasar sumur (Pwf) : 3538,627 psi
Jari-jari sumur : 5,5 in
Porositas : 0,25
Ketebalan formasi produktif : 45,93 ft
Viskositas minyak : 1,35 cp
Kompresibilitas total (ct) : 3,45 x 10-4 psi-1
Factor volume formasi minyak (Bo) : 1,25 RB/STB
Reservoir shape : 150000 ft2
Sumur diproduksi selama 26 hari
Table 2.1 Data Tekanan dan Waktu Test PBU
No ∆t, jam Tekanan (Pws,Psi) ∆P, psia (tp+∆t)/∆t
1 0 2538,627 - -
2 0,01 3547,811 9,184 62401
3 0,0186 3555,881 17,254 33549,387
4 0,0291 3564,654 26,027 21444,299
5 0,0469 3581,853 43,226 13305,904
6 0,082 3607,355 68,728 7610,756
7 0,1357 3645,29 106,663 4599,379
8 0,1937 3681,137 142,51 3222,477
9 0,2764 3724,555 185,928 2258,598
10 0,361 3761,139 222,512 1729,532
11 0,4731 3799,697 261,07 1319,96
12 0,5974 3833,473 294,846 1045,526
13 0,78 3869,224 330,597 801
14 1,1132 3908,672 370,045 561,546
15 1,4535 3930,481 391,854 430,309
16 1,7886 3942,82 404,193 349,876
17 2,5525 3957,012 418,385 245,466
18 3,3328 3963,693 425,066 188,23
19 4,8993 3970,802 432,175 128,365
20 7,8719 3977,73 439,103 80,269
21 10,2784 3981,07 442,443 61,71
22 15,5641 3985,566 446,939 41,092
23 20,9334 3988,282 449,655 30,809
Page 3
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 3/17
24 28,1549 3990,609 451,982 23,163
25 48 3993,833 455,206 14
26 1 3865 326,373 625
2.6. Perhitungan
a. Menghiutng nilai ∆P :
Gunakan persamaan diatas untuk mencari nilai ∆P yang seterusnya di table 2.1
b. Menghitung nilai (tp+∆t)/∆t :
Gunakan persamaan yang sama untuk mencari nilai (tp+∆t)/∆t yang lainnya.
c. Mencari nilai permeabilitas (k)
Dari grafik Pws vs Horner Time (tp+∆t)/∆t didapatkan nilai slope (m) adalah 30. Maka nilai permeabilitas adalah :
d. Nilai P @ 1 jam didapa dari grafik sebesar 3915 psi
e. Nilai factor skin (s)
6.68
f. ∆Pskin = 0,87 .S .( m )
= 0,87 . 6.68 . 25
= 145.29 psi
g.
= 0,578 BPD/psi
h.
= 0,4070228 BPD/psi
i.
= 0,3481939
j.
= 4145,5989 ft
2.7. Pembahasan
2.8. Kesimpulan
Bab III
ANALISA PRESSURE DRAWDOWN TESTING
3.1. Tujuan percobaan
Berdasarkan data-data tekanan yang didapatkan dari hasil analisa pressure drawdown tersebut, maka akan ditentukan :
a. Permeabilitas formasi
b. Faktor skin (s)
c. Volume pori-pori yang berisi fluida (Vp)
3.2. Dasar Teori
Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan memepertahankan
laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan
hendaknya seragam diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar tercapai keseragaman tekanan
direservoirnya.
Mengingat hal tersebut diatas, waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure drawdown test adalah pad saat-saat
Page 4
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 4/17
pertama suatu sumur berproduksi. Namun tentu saja dasarnya, pengujian ini dapat dilakukan pada :
1. Sumur baru
2. Sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir
3. Sumur-sumur produktif yang apabila dilakukan buidup test, si empunya sumur akn sangat rugi.
Apabila didesain secara memadai, perolehan dari pegujian ini mncakup banyak informasi yang berharga
sepertipermeabilitas formasi, factor skin dan volume pori-pori yang berisi fluida.
Apabila suatu sumur diproduksikan dengan laju alir yang tetap, tiga rejim aliran akan terjadi yaitu : periode transient,
periode late transient, dan PSS (preudo steady state).
3.2.1. Analisa Pressure Drawdown pada Periode Transient
Apabila suatu sumur diproduksikan dengan laju aliran tetap dan ekanan awal reservoirnya = Pi, maka persamaan tekanan
pada lubang bor (rD=1) yang dinyatakan didalam variable-variable yang tidak berdimensi adalah :
Setelah tD/rD2 > 100 dan setelah efek wellbore storage menghilang :
Dari persamaan diatas terlihat bahwa plot antara Pwf vs Log (t) merupakan garus lurus dengan kemiringan :
Dala dunia perminyakan orang biasanya memilih waktu t = 1 jam dan mencatat Pwf pada saat itu sebagai P 1 hr. dengan
menggunakan konsep ini kita dapat menentukan “S” dengan menggunakan persamaan berikut :
Ada dua grafik yang selalu harus dilakukan didalam menganalisa PDD pada periode infinite acting ini, yaitu :
1. Log-log Plot untuk menentukan wellbore storage
Grafik ini, log (Pi-Pwf) vs log (t) digunakan untuk menentukan kapan saat berakhirnya efek dari wellbore storage.
Kemudian saat mencapai garis lurus semi log dapat diperkirakan dengan :
Dari log-log ini pun dapat diperkirakan besarnya cs (bbl/psi) yaitu dengan menggunakan persamaan :
Dimana delta t dan delta P adalah harga yang dibaca dari suatu titik garis lurus unit slope tersebut.
2. Semilog Plot untuk menentukan karakteristik formasi
Grafik ini adalah semi log antara Pwf vs log (t). dengan membaca kemiringan (m) maka permeabilitas formasi dapat
ditentukan dari persamaan :
M akan bernilai negative sehingga menghasilkan permeabilitas yang positif kemudian factor skin dapat dihitung.
3.2.2. Analisa PDD pada periode late transient
Jika garis lurus telah didapatkan dari grafik maka permeabilitas dapat dihitung dengan persamaan :
“b” adalah titik potong terrhadap sumbu tegak :
Volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (drainage volume) sumur yang diujikan kemudian dapat diperkirakan :
Tentukan slope (β) terlebih dahulu
Faktor skin dapat pula ditentukan :
Menentukan radius of investigasi :
3.2.3. Analisa PDD pada PSS (periode semi steady state)
Pengujian ini terutama untuk menentukan volume reservoir yang berhubungan dengan sumur yang diuji oleh sebab itu
disebut reservoir limit testing.
Dapat dilihat bahwa Pwf vs t merupakan garis lurus dengan kemiringan :
Kemudian dengan mengetahui kemiringan ini, drainage volume dapat ditentukan :
3.2.4. Penentuan Bentuk Reservoir Dari Data PDD Berdasarkan PSS dan Periode Transient
Pada umumnya, persamaan aliran pada periode semi steady state untuk setiap bentuk reservoir adalah :
Dengan mengkombinasikan persamaan sebelumnya dengan persamaan diatas maka diperoleh :
Dimana P int adalah :
m* dan P int didapat dari plot Pwf vs t yaitu m* adalah kemiringan dan P int didapat dengan mengekstrapolasikan garis
liniernya ke t = 0. Selanjtnya bentuk reservoir diperkirakan dari :
Nilai tDA PSS :
Tabel 3.1 Faktor Bentuk Pengurasan Suatu Sumur
Page 5
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 5/17
3.3. Alat dan Bahan
a. Kertas Semilog
b. Kertas Log-log
c. Kertas Cartesian
3.4. Prosedur Percobaan
A. Analisa pada periode transient
a. Plot data Pwf vs log (t) pada kertas semi log
b. Tentukan saat berakhirnya periode transient yang ditandai dengan telah terjadinya deviasi dari garis lurus haril plot Pwf
vs log (t). saat ini berarti juga bahwa aliran memasuki periode transient lanjut dan semi steady state
c. Tentukan kemiringan (slope m) pada daerah aliran transient (garis lurus)
d. Tentukan besarnya permeabilitas
e. Tentukan factor skin (S)
B. Analisa pada periode transient lanjut
a. Plot data log (Pwf-P) vs harga P pada kertas semi log
b. Tentukan besarnya harga P secara coba-coba sampai memeberikan garis lurus pada plot grafik log (Pwf-P) vs t
c. Ektrapolasikan grafik pada harga P yang membrikan garis lurus tersebut sampai pada harga t = 0 sehingga didapatkan
titik potongnya (harga b)
d. Tentukan kemiringan (slope, m)
e. Tentukan permeabilitas (k)
f. Tentukan volume pori-pori sejauh daerah pengurasannya (Vp)
g. Tentukan faktor skin (s)
C. Analisa pada periode semi steady state
a. Plot antara Pwf vs t pada kertas Cartesian
b. Tentukan kemiringan (slope, m) dari grafik tersebut
c. Tentukan besarnya volume pori-pori sejauh daerah pengurasan (Vp)
D. Penentuan bentuk reservoir (reservoir shape)
a. Plot antara Pwf vs t pada kertas Cartesian kemudian lakukan ekstrapolasi sampai pada t = 0 kemudian tentukan titik
potongnya (Pint)
b. Tentukan kemiringan periode semi steady state pada grafik tersebut (slope, m*)
c. Plot antara Pwf vs t pada kertas semi log kemudian tentukan kemiringan periode transient pada grafik tersebut (slope,
m)
d. Tentukan harga P 1 jam pada grafik langkah c
e. Tentukan besarnya shape factor (CA)
f. Gunakan table diezt untuk mendapatkan bentuk reservoir yang mendekati harga shape factor (CA) hasil perhitungan
pada langkah e
g. Tentukan besarnya harga (tDA) pss tersebut, tentukan bentuk reservoir yang sesuai dengan table diezt tersebut
3.5. Hasil Pengamatan
Data-data reservoir sumur “X” sebagai berikut :
Laju Produksi (Qo) : 36 m3/D
Tekanan awal (Pi) : 4010 psi
Jari-jari sumur : 6 in
Porositas : 0,25
Ketebalan formasi produktif : 17 m
Viskositas minyak : 2,5 cp
Kompresibilitas total (Ct) : 5 x 10-6 psi-1
Factor Volume Formasi Minyak : 1,05 RB/STB
Tabel 3.2 Data Tekanan dan Waktu PDD
No t, jam Tekanan (Pwf, Psi) ∆P, psia
1 0,5316
2 0,65259
3 0,7171
4 0,8216
5 0,9161
6 1,0786
7 1,2699
8 1,4951
9 1,8588
10 2,3109
11 2,9523
12 3,7716
13 5,5206
Page 6
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 6/17
14 7,2473
15 10,9009
16 13,9262
17 18,2819
18 23,5246
19 30,5
20 42,546
21 50,789
22 70,899
23 93,155
24 120,897
25 150,876
26 175,098
27 200,897
28 250,654
3.6. Perhitungan
Dari grafik di dapatkan
a. M = 43.18507 psi
b. P* = 3640
c. P@ 1 jam = 3640
d.
= 40,13588 md
e.
f. Pwf = 3573,538 psi
g. ∆Pskin = 0,87 .S .( m )
= 0,87 . 4,699689 . 43,18507
= 176,5721 psi
h.
= 0,887531 BPD/psi
i.
= 0,524516 BPD/psi
j.
= 0,590983 ft
k.
= 721,2219 ft
3.7. Pembahasan
3.8. Kesimpulan
= 4,699689
Page 7
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 7/17
Bab IV
TYPE CURVE MATCHING PDD
4.1. Tujuan percobaan
Pada umumnya kebanyakan type curve matching yang digunakan untuk menganalisa hasil tekanan tertujuan untuk :
a. Menentukan permeabilitas formasi (k)
b. Mengetahui kerusakan atau perbaikan formasi disekitar sumur (skin)
c. Menentukan sifat-sifat antar sumur, yaitu transmisivity (kh/µ) dan storativity (ø.Ct)
4.2. Dasar Teori
Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan seperti buidup, type curve telah menganalisa hasil test tekanan paa
suatu sumur drawdown, dan unterference test. Sampai saat ini, dikembangkan untuk berbagai macam geometri termasuk juga
sumur peretakan (fractured wells), untuk berbagai bentuk daerah pengurasan (drainage area), dan untuk semua derajat
kerusakan (damage) atau perbaikan (improvement) sumur.
Pada umumnya kebanyakan type-type digunakan untuk :
a. Menentukan permeabilitas formasi
b. Mengetahui kerusakan dan perbaikan formasi disekitar sumur
c. Menentukan titik awal dari interval waktu tengah (MTR atau middle time range) untuk suatu analisa Horner
d. Menentukan sifat-sifat antar sumur
Keuntungan dari type cara matching ini yaitu dapat digunakan untuk menginterpretasikan data test tekanan dimana dari cara
yang konvensional, data test tekanan tersebut tidak bisa diinterpretasikan, misalnya karena adanya pengaruh well storage yang
dominan pada saat awal test dilakukan.
Pada bab ini, metode type curve yang dibicarakan yaitu type curve ramey untuk test drawdown.
Grafik 4.1 Dimensionless pressures for a single well in an infinite system; wellbore storage and skin included
Type curve dari ramey diperoleh dari test tekanan drawdown dengan laju aliran yang tetatp di suatu reservoir dengan asumsi-
asumsi sebagai berikut :
a. Fluida slightly compressible
b. Aliran satu fasa
c. Reservoir homogeny
d. Tekanan seragam didalam daerah pengurasam sebelum produksi
e. Reservoir tak terbatas
f. Dipermukaan, laju alir tetap
g. Wellbore storage dan kerusakan atau stimulasi dinyatakan dengan skin factor (S)
Beberapa sifat penting dari type curve yang dihasilkan oleh Ramey yaitu :
a. Pada waktu awal test, ∆P mempunyai hubungan yang lurus dengan ∆t (∆P adalah perubahan tekanan sejak test dimulai dari
∆t adalah perubahan waktu sejak test dimulai), sehingga kurva dari hubungan antara log ∆P dan log ∆t adalah juga lurus
dengan membentuk garis yang mempunyai sudut 450. Dalam hal ini wellbore storage mempunyai harga yag tetap CS dan
dapat ditentukan dari setiap titik (∆t, ∆P) sepanjang garis lurus tersebut dengan menggunakan hubungan sebagai berikut :
Dan dimensionless wellbore storage constant CSD dihitung dengan persamaan :
b. Hilangnya pengaruh wellbore storage pepanjang titik curva log ∆P vs log ∆t mulai titik penyimpanga dari unit slope. Hal ini
biasanya terjadi pada titik sekitar 1 sampai 1,5 cycle dari titik akhir yang meninggalkan slope
Oleh kerana itu, type curve ini apat digunakan untuk menentukan berapa banyak data yang bebas dari wellbore storage dan
dapat dianalisa dengan menggunakan metoda yang konvensional seperti Horner plot pada test buildup
c. Walaupun type curve ini dikembangkan dengan menggunakan test drawdown, data dari test builduppun dapat dipakai pada
cara type curve matching ini. Dalam menggunakan type curve ini, data yang harus diplot dari test buildup yaitu (Pws~Pwf)
vs ∆t untuk ∆t < 0,1 cp
d. Type curve yang dihasilkan oleh Ramey adalah merupakan plot log-log PD vs tD yang berbeda dengan plot log-log (Pi-
Pwf) vs t. Hanya dengan menggeser titik pusat koordinasi, loh tD berbeda dari log t oleh suatu konstanta begitu pula log PD
dan log (Pi-Pwf). Hal ini diperhatikan dari defenisi tD dan PD sebagai berikut :
dan,
Dari hubungan tersebut diatas maka dapat dituliskan juga sebagai :
dan,
Plot log t vs log ∆P dari hasil dicocokan dengan bentuk yang sama dari kurva plot log tD vs log PD dengan merubah kedua
sumbuhnya sampai diperoleh kedudukan yang paling cocok. Untuk suatu match point yang kita pilih, kemudian kita dapat
menentukan harga-harga yang berhubungan dari (t, tD) dan (Pi-Pwf, PD). Kemudian dapat dihitung permeabilitas (k) dan
perkalian porositas dengan kompreseibilitas øCt sebagai berikut :
dan,
Page 8
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 8/17
e. Type curve yang dikembangkan oleh Ramey dapat pula digunakan untuk menganalisa test tekanan pada sumur gas. Dengan
menggunakan transformasi padre persamaan aliran ke model aliran gas yaitu preudo pressure ψ(P) dan dimensionless
preudo pressure ψD, persamaan-persamaan gas untuk aliran transient yang diperoleh adalah :
dan,
4.3. Alat dan Bahan
a. Kertas log log
b. Kertas Semi log
c. Kertas Cartesian
d. Grafik type curve Ramey-Agarwal
e. Kertas kalkir
4.4. Prosedur Percobaan
a. Plot antara (Pi-Pwf) vs t untuk test drawdown pada kertas grafik log log yang mempunyai skala dengan ukuran sama
dengan type curvenya Ramey-Agarwal untuk mudahnya, plot data test tersebut pada tracing paper yang diletakkan diatas
type curve agar mempunyai ukuran skala yang sama.
b. Jika kurva yang diperoleh dari plot diatas mempunyai garis lurus dengan sudut 45 kemudian pilih tiitik t, (Pi-Pwf) sepanjang
garis lurus tersebut dan hitung wellbore storage constant (Cs) dan hitung harga dimensionless wellbore storage constan
(Csd)
c. Dengan menggunakan harga Csd diatas, pilih salah satu kurva yang paling cocok dengan data yang diplotkan pada langkah
a
d. Pilih salah satu match point maka akan didapat harga ∆t dan ∆P titik tersebut (∆tmp dan ∆Pmp) sehingga selanjutnya akan
didapatkan harga (tD)M dan (PD)M titik tersebut
e. Tentukan harga permeabilitas (k)
f. Tentukan harga storativitas (øCt)
4.5. Hasil Pengamatan
Data-data reservoir sumur “X” sebagai berikut :
Laju produksi (Qo) : 78,6 m3/D
Jari-jari sumur : 3,6 in
Porositas : 0,2
Ketebalan formasi produktif : 58 ft
Temperature : 2100F
Viskositas minyak : 1,1 cp
Kompresibilitas total (Ct) : 10 x 10-6 psi-1
Faktor volume formasi minyak (Bo) : 1,2 RB/STB
Tabel 4.1 Test Drawdown Pada Laju Produksi Konstan
No t, jam Tekanan (Pwf, Psi) ∆P (Pi-Pwf)
1 0
2 0,0132
3 0,0187
4 0,0241
5 0,0296
6 0,0351
7 0,0405
8 0,0514
9 0,0569
10 0,1113
11 0,1663
12 0,2203
13 0,2753
14 0,3303
15 0,4393
16 0,5483
17 1,0923
18 1,6423
19 2,1823
20 2,7323
21 3,2823
22 4,3723
23 5,4623
24 6,5523
25 8,7423
26 10,902
Page 9
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 9/17
27 16,402
4.6. Perhitungan
1. ∆P = Pi – Pwf
= 3225 – 3199
= 26 psi
2. Unit slope line pada 450 :
T = 0,22
∆P = 390
3.
= 0,013942229
4.
= 1194,859234
5. Gunakan CD = 1000 pada grafik, dari grafik didapatkan data :
∆t (mp) = 1 tD = 9000
∆P (mp) = 1000 PD = 4,5
6.
= 7,148 md
7.
= 2,11 X 10-6 psi-1
4.1. Pembahasan
4.2. Kesimpulan
Bab V
TYPE CURVE MATCHING PBU
5.1. Tujuan Percobaan
Pada umumnya kebanyakan type curve matching yang digunakan untuk menganalisa hasil tekanan tertujuan untuk :
d. Menentukan permeabilitas formasi (k)
e. Mengetahui kerusakan atau perbaikan formasi disekitar sumur (skin)
f. Menentukan sifat-sifat antar sumur, yaitu transmisivity (kh/µ) dan storativity (ø.Ct)
5.2. Dasar Teori
Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan seperti buidup, type curve telah menganalisa hasil test tekanan paa
suatu sumur drawdown, dan unterference test. Sampai saat ini, dikembangkan untuk berbagai macam geometri termasuk juga
sumur peretakan (fractured wells), untuk berbagai bentuk daerah pengurasan (drainage area), dan untuk semua derajat
kerusakan (damage) atau perbaikan (improvement) sumur.
Pada umumnya kebanyakan type-type digunakan untuk :
Page 10
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 10/17
e. Menentukan permeabilitas formasi
f. Mengetahui kerusakan dan perbaikan formasi disekitar sumur
g. Menentukan titik awal dari interval waktu tengah (MTR atau middle time range) untuk suatu analisa Horner
h. Menentukan sifat-sifat antar sumur
Keuntungan dari type cara matching ini yaitu dapat digunakan untuk menginterpretasikan data test tekanan dimana dari cara
yang konvensional, data test tekanan tersebut tidak bisa diinterpretasikan, misalnya karena adanya pengaruh well storage yang
dominan pada saat awal test dilakukan.
Pada bab ini, metode type curve yang dibicarakan yaitu type curve Earlouger-Kersh. Type ini dapat digunakan untuk
menganalisa data tekanan yang diperoleh dari drawdown dan buid up pada sumur-sumur yang mempunyai wellbore storage dan
skin. Selain itu type curve ini disarankan untuk digunakan jika hasil testnya tidak menunjukkan garis lurus pada kertas semi log
(karena ada pengaruh wellbore storage yang dominan).
Untuk menentukan wellbore storage coefisient (Cs) gunakan persamaan :
Cs = Vw.C
Untuk sumur yang tidak mempunyai gas-liquid interface :
Untuk menghitung wellbore storage coefisient (C) dengan persamaan :
Untuk menghiutng permeabilitas (k) gunakan persamaan :
Untuk menentukan harga skin factor (s) gunakan persamaan :
Grafik 5.1 Type curve in an infinite system (Earlougher and Kersch)
5.3. Alat dan Bahan
a. Kertas Kalkir
b. Kertas log log
c. Kertas semi log
d. Kertas Cartesian
e. Type curve in an infinite system (Earlougher and Kersch)
5.4. Prosedur Pengerjaan
a. Plot antara ∆P/∆t (psi/jam) pada sumbu ordinat terhadap ∆t (jam) pada sumbu absis dikertas log-log dengan skala grid
yang harus sama dengan type curve
b. Perkiraan harga wellbore storage coefisient (Cs) dari data-data well completion sumur
c. Perkirakan harga (∆P/∆t)0,1
d. Geser tracing paper tersebut secara vertical atau horizontal sehingga data yang diplot cocok dengan salah satu type curve.
Kemudian baca harga (CSDe25) dari harga type curve yang telah cocok tadi.
e. Ambil sembarang titik pada tracing paper sebagai match point yang mempunyai koordinat (∆P/∆t)MP, kemudian harga
koordinat dari type curve yan gberhubungan dengan match point tersebut diatas.
f. Hitung wellbore storage coefisient (C)
g. Tentukan permeabilitas formasi (k) dam tentukan harga skin faktor
5.5. Hasil Pengamatan
Data-data reservoir sumur “X” sebagai berikut :
Laju produksi (Qo) : 28,6 m3/D
Jari-jari sumur : 3,8 in
Porositas : 0,21
Ketebalan formasi produktif : 44 m
Temperature : 2100F
Kompresibilitas total (Ct) : 7,7 x 10-6 psi-1
Factor volume formasi minyak (Bo) : 1,2 RB/STB
Viskositas minyak : 1,1 cp
Table 5.1 Test PBU Pada Laju Produksi Konstan Sebelum Ditutup
No t, jam Tekanan (Pwf,psi) ∆P (psia) ∆P/∆t (psi/jam)
1 0 1719,23
2 0,22 1739,23
3 0,32 1747,83
4 0,36 1751,195
5 0,41 1755,22
6 0,52 1763,83
7 0,72 1778,03
8 1,02 1794,83
Page 11
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 11/17
9 1,45 1814,93
10 2,05 1834,23
11 3,05 1855,23
12 5,05 1871,93
13 7,05 1882,93
14 10,05 1886,43
15 15,35 1889,56
16 20,05 1890,93
17 30,05 1893,63
18 50,05 1894,93
19 70,05 1896,83
5.6. Perhitungan
1. ∆P = Pwf – Pi
= 1739,23 – 1719,23
= 20 psia
2. ∆P / ∆t = 90,909 psia / jam
3. Setelah grafik dicocokkan maka didapatkan nilai CDe25 = 108 nilai CDe25 di gunakan sebagai acuan dari nilai C = 108
∆P/∆t = 90 ∆P/∆t 24C/QB = 0,9
∆t = 1 kh/µ ∆t/C = 104
4.
= 0,08994414 bbl/psi
5.
=22,486 md
6.
= 2,137 md
5.1. Pembahasan
5.2. Kesimpulan
Bab VI
ANALISA TEKANAN PADA RESERVOIR GAS
6.1. Tujuan Percobaan
Aplikasi penggunaan persamaan aliran gas dalam formasi produktif, digunakan untuk nalisa karakteristik reservoir gas yang
meliputi :
a. Transmissibilitas formasi (kh)
b. Faktor skin (S)
c. Volume pori yang berisi fluida
6.2. Dasar Teori
6.3. Alat dan Bahan
a. Kertas log log
b. Kertas semi log
c. Kertas Cartesian
6.4. Prosedur Pengerjaan
A. Prosedur analisa untuk pressure drawdown testing
Page 12
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 12/17
a. Catat data tekanan (Pwf) vs waktu (t)
b. Buat hubungan antara Pwf dengan ψwf
c. Plot ψwf vs log t dan tentukan kemiringannya (slope, m)
d. Setelah garis lurus semilog ditentukan, maka tentukan besaran harga k (D)
e. Tentukan besarnya harga skin
B. Prosedur analisa untuk pressure build up
a. Catat data tekanan (Pwf) vs waktu (t)
b. Buat hubungan antara Pwf dengan ψwf
c. Plot ψwf vs log (tp+∆t)/∆t pada kertas semi log dan tentukan kemiringannya (slope, m)
d. Setelah garis lurus semi log ditentukan maka tentukan besaran harga k (darcy)
e. Tentukan besarnya harga skin (S’)
6.5. Hasil Pengamatan
Data-data reservoir sumur “X” sebagai berikut :
Pi : 3100 psi
Jari-jari sumur : 0,367 ft
Porositas : 0,18
Ketebalan formasi produktif : 15 ft
Temperature : 1900F
Re : 2950 ft
SG : 0,79
6.6. Perhitungan
6.6.1 Metode ψ
@ q1500
· Ψi = 3100 psi
· Ψ 1@ q 1500 = 250200000 psi
· Ψ 0,1@ q 1500 = 273212486,4 psi
· M @ q 1500 = 76445825,09
·
= 24,26706306 md
·
·
= -9,465591253
@ q2750
· Ψi = 3100 psi
· Ψ 1@ q 2750 = 171200000 psi
· Ψ 0,1@ q 2750 = 188875253 psi
· M @ q 2750 = 58715919,9
·
= 57,9237348 md
·
·
= -9,48936518
· S 1500 = -9,465591253
S 2750 = -9,48936518
· Q 1500 = 1500 psi
Q 2750 = 2750 psi
· True skin = Intercept ( S1,S2 ) dengan ( Q1,Q2 )
= -9,437062538
= 0,000322581 psi-1
= 0,00032258 psi-1
Page 13
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 13/17
6.6.2 Metode P2
@ q1500
· P* = 3100 psi
· P2 1@ q 1500 = 4634000 psi
· P2 0,1@ q 1500 = 5181586,3 psi
· M @ q 1500 = 1819042,2
· P2 1500 rata-rata =
= 2552,6947 psi
· µ 1500 rata-rata = 0,01833 → dari interpolasi P dan µ
· Z 1500 rata-rata = 0,8367 → dari interpolasi P dan Z
·
= 262,250902 md
·
= -7,8305787
@ q2750
· P* = 3100 psi
· P2 1@ q 2750 = 2819000 psi
· P2 0,1@ q 2750 = 3227956,837 psi
· M @ q 2750 = 1358525,205
· P2 2750 rata-rata =
= 2396,549603 psi
· µ 2750 rata-rata = 0,017768043 → dari interpolasi P dan µ
· Z 2750 rata-rata = 0,834445817→ dari interpolasi P dan Z
·
= 622,3199989 md
·
= -10,82444168
· S 1500 = -7,8305787
S 2750 = -10,82444168
· Q 1500 = 1500 psi
Q 2750 = 2750 psi
· True skin = Intercept ( S1,S2 ) dengan ( Q1,Q2 )
= -4,237943
6.7. Pembahasan
6.8. Kesimpulan
Bab VII
Page 14
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 14/17
ANALISA TEKANAN PADA RESERVOIR REKAH ALAMI
7.1. Tujuan Percobaan
Beberapa hal yang menjadi sasaran atau tujuan dalam analisa untuk menangani reservoir rekah alami adalah untuk mnejawab
beberapa pertanyaan berikut :
a. Dimanakah fluida hidrokarbon itu terkandung ? apakah sebagian besar ada pada matrik atau kah di rekahnya ? atau matrik
dan rekahan sama-sama berpotensi mengandung hidrokarbon
b. Jika terkandung di dalam matrik, seberapa jauh kemudahan matrik tersebut mengeluarkan fluidanya untuk berproduksi ?
c. Berapakah permeabilitas rekahnya, yang juga akan menggambarkan kemampuan berproduksi system tersebut
7.2. Dasar Teori
7.3. Alat dan Bahan
a. Kertas log log
b. Kertas semi log
c. Kertas Cartesian
7.4. Prosedur Pengerjaan
a. Buat plot antara Pws vs log (tp+∆t)/∆t
b. Dari plot horner tersebut dapatkan harga-harga slope garis lurus segmen awal atau akhir (m), jarak vertical segmen akhir
dan awal ( P)
c. Ekstrapolasikan garis lurus segmen akhir ke harga log (tp+∆t)/∆t = 1 sehingga di dapat harga P* dan Pws pada saat satu
jam (Pws 1 jam)
d. Tentukan permeabilitas, harga skin factor, harga storage capacity (w)
e. Dengan melakukan cara coba-coba terhadap harga t, tentukan harga koefosien aliran antara porositas
7.5. Hasil Pengamatan
Data-data reservoir sumur migas “X” sebgai berikut :
Laju produksi (Qo) : 160 STB/D
Jari-jari sumur : 0,354 ft
Porositas : 0,15
Ketebalan formasi produktif : 46,247 ft
Viskositas minyak : 0,68 cp
Kompresibilitas total (Ct) : 305,98 x 10-6 psi-1
Factor volume formasi minyak (Bo) : 1,363 RB/STB
Permeabilitas matrik : 2,63 MD
Alpha : 0,1
7.6. Perhitungan
1. P 1 jam = 3834 psi
2.
= 15
3. δP = P late – P early
= 3859 – 3819
= 40 psi
4.
= 34,7593 md
5. Pwf* = 3839 psi dari plot grafik ∆t vs pwf
6.
= - 3,8966
7.
= 0,00215
8.
Page 15
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 15/17
7.1. Pembahasan
7.2. Kesimpulan
BAB VII
PEMBAHASAN UMUM
Reservoir merupakan tempat terakumulasinya fluida HC. Agar fluida HC yang berada didalam suatu reservoir dapat diproduksi,
maka terdapat beberapa parameter yang harus di ketahui, sehingga dapat ditentukan suatu perlakuan yang tepat/ penerapan suatu
metode yang tepat dalam proses produksi. Data-data terpenting yang harus diketahui meliputi sifat fisik fluida reservoir, sifat batuan
reservoir, serta data PVT (pressure, volume, temperature) dari reservoir tersebut. Semua hal tersebut harus diketahui dan di analisa,
sehingga dari aspek ekonomi dapat dipertimbangkan, apakah biaya yang dikeluarkan untuk proses eksploitasi tersebut cukup ekonomis
atau tidak.
Pressure Build-Up Test adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Pada
dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang
tetap, kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan mentup kepala sumur di permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan
naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).
Apabila S ini berharga positip berarti ada kerusakan (damaged) yang pada umumnya disebabkan adanya filtrat lumpur pemboran
yang meresap ke dalam formasi atau endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif yang kita amati. S yang
negatip menunjukkan adanya perbaikan (stimulated), biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik
fracturing).
Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju
produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam
diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya.
Seperti telah dikatakan sebelumnya, pertama, idealnya sumur yang diuji ditutup sampai tekanan mencapai tekanan statik
reservoirnya. Tuntutan ini bisa terjadi pada reservoir-reservoir yang baru tetapi jarang dapat dipenuhi pada reservoir-reservoir yang telah
lama atau tua. Kemudian yang kedua, laju produksi disaat drawdown harus dipertahankan tetap selama pengujian. Laju aliran dianggap
tetap dan penurunan tekanan dasar sumur dimonitor secara kontinyu. Pada pengujian ini segala data komplesi harus diketahui agar efek
dan lamanya "well bore storage" dapat diperkirakan.
Type curve merupakan salah satu teknik yang digunakan untuk menganalisa hasil test tekanan pada sumur ( plot ∆p vs ∆t ).
Sedangkan matching berarti mencoba menyelaraskan hasil test tekanan (∆p vs ∆t ) terhadap type curve yang ada sehingga akan
didapatkan parameter-parameter reservoir yang di harapkan.
Type Curve Ramey-Agarwal Diperoleh dari test buil up dan drawdown dengan laju aliran tetap disuatu reservoir dengan asumsi-
asumsi fluida slighty compressible, aliran satu fasa, reservoir homogen, tekanan seragam didalam daerah pengurasan tersebut sebelum
diproduksi, reservoir tidak terbatas, laju alir tetap di permukaan, wellbore storage dan kerusakan formasi atau stimulasi dinyatakan
dengan skin faktor, S.
Type Curve Earlouger-kersh ini dapat digunakan untuk menganalisa data tekanan yang diperoleh dari drawdown dan build up pada
sumur-sumur yang mempunyai wellbore storage dan skin. Selain itu curve ini disarankan untuk digunakan jika hasil testnya tidak
menunjukan garis lurus pada kertas semi log ( karena ada pengaruh wellbore storage yang dominan ).
Reservoir rekah alami adalah reservoir yang berbeda dengan reservoir konvensional (unfractured). Reservoir ini bersifat heterogen
dan terdiri dari blok-blok matrik yang terpisah antara satu sama lain akibat suatu sistem perekahan, seperti yang ditunjukkan pada
gambar 6.1. Blok matrik tersebut terbuat dari batuan yang telah ada sebelum perekahan terjadi. Matrik tersebut dicirikan berdasarkan
permeabilitinya km dan porositasnya фm. Sistem rekahannya dicirikan oleh permeabilitas kf dan porositas фf .. Hal tersebut menaandakan
bahwa reservoir rekah alami merupakan reservoir dengan double-porosity dan double-permeability.
Analisis core dan logging, keduanya dapat digunakan untuk mengeksplorasi sumur dalam mendeteksi porositas rekah фf,
permeabilitas kf, dan kealamian dari suatu matrix atau porositas intergranular. Bagaimanapun, ada banyak sumur dimana sample core-
nya tidak diambil dan log tidak dapat menunjukkan keterangan apapun mengenai rekahan. Oleh karena itu, analisa uji sumur adalah satu-
satunya teknik yang digunakan untuk mendapatkan informasi mengenai rekahan alami dari formasi, dan menyediakan informasi tentang
parameter-parameter yang ada pada suatu fracture reservoir, seperti km, фm, фf, kf, ukuran dan bentuk dari blok matrik, dan kealamian
serta orientasi dari pola rekahan, sebagai tambahan untuk mengetahui atau pi, dan faktor skin (S).
= 0,00095
Page 16
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 16/17
Diposkan oleh pujono akin di 10.38
BAB VIII
KESIMPULAN UMUM
1. Reservoir merupakan tempat terakumulasinya fluida HC. Agar fluida HC yang berada didalam suatu reservoir dapat diproduksi,
maka terdapat beberapa parameter yang harus di ketahui, sehingga dapat ditentukan suatu perlakuan yang tepat/ penerapan suatu
metode yang tepat dalam proses produksi.
2. Sebelum proses produksi dilakukan, terlebih dahulu dilakukan pengujian terhadap sumur yang akan diproduksi. Pengujian ini dapat
berupa pengujian tekanan (pressure test) yang dilakukan untuk mendapatkan parameter seperti tekanan statik (Pw s), tekanan
aliran dasar sumur (Pw f), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (Vd) dan radius
pengurasan (re).
3. Dasar analisa pressure Build-Up ini dikemukakan oleh Horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi
waktu.
4. Untuk reservoir bersifat infinite acting, tekanan reservoir rata-rata ini adalah p* = pi = pave yang dapat diperkirakan dengan
menginterpolasi segemen garis lurus pada horner plot sampai ke harga ( tp+∆p ) / ∆t = 1. Tetapi pada reservoir yang terbatas, hal
diatas tidak dapat dilakukan mengingat bahwa pengaruh dari batas reservoir, maka tekana pada umumnya akan jatuh berada
dibawah garis lurus horner.
5. Dengan nilai skin tersebut, diperoleh nilai ∆P skin. Nilai ini digunakan untuk mencari harga dari produktivitas formasi ideal (PI),
Pada tahap berikutnya diperoleh harga PI.nyata. Kemudian diperoleh harga flow efficiency, Pada tahap akhir perhitungan dapat
diketahui harga radius investigasi.
6. Keuntungan ekonomis melakukan pengujian jenis ini adalah dapat memperoleh produksi minyak selama pengujian (tidak seperti
dalam pressure build-up test), sedangkan keuntungan secara secara teknis adalah kemungkinan dapat memperkirakan volume
reservoir. Tetapi kelemahan yang utama adalah, sukar sekali mempertahankan laju aliran tetap selama pengujian
berlangsung.
7. Metode Semi Steady State ini digunakan untuk menentukan volume reservoir yang ber hubungan dengan sumur yang diuji, oleh
sebab itu disebut "Reservoir Limit Test".
8. Type Curve Ramey-Agarwal Diperoleh dari test buil up dan drawdown dengan laju aliran tetap disuatu reservoir dengan asumsi-
asumsi fluida slighty compressible, aliran satu fasa, reservoir homogen, tekanan seragam didalam daerah pengurasan tersebut
sebelum diproduksi, reservoir tidak terbatas, laju alir tetap di permukaan, wellbore storage dan kerusakan formasi atau stimulasi
dinyatakan dengan skin faktor, S.
9. Type Curve Earlouger-kersh ini dapat digunakan untuk menganalisa data tekanan yang diperoleh dari drawdown dan build up pada
sumur-sumur yang mempunyai wellbore storage dan skin. Selain itu curve ini disarankan untuk digunakan jika hasil testnya tidak
menunjukan garis lurus pada kertas semi log ( karena ada pengaruh wellbore storage yang dominan ).
10. Matrik tersebut dicirikan berdasarkan permeabilitinya km dan porositasnya фm. Sistem rekahannya dicirikan oleh permeabilitas kf
dan porositas фf .. Hal tersebut menaandakan bahwa reservoir rekah alami merupakan reservoir dengan double-porosity dan double-
permeability.
11. Analisis core dan logging, keduanya dapat digunakan untuk mengeksplorasi sumur dalam mendeteksi porositas rekah фf,
permeabilitas kf, dan kealamian dari suatu matrix atau porositas intergranular.
12. Metode analisa reservoir rekah alami ini dilakukan dengan cara menganalisa responsi tekanan terhadap suatu fungsi waktu yang
diperoleh sebagai hasil dari pengujian sumur. Dengan diperolehnya harga ”koefisien storage capacity (Ѡ)” pada analisa tersebut,
maka dapat diperoleh informasi mengenai tempat terkandungnya fluida HC, serta letak dominan fluida tersebut, apakah terdapat di
matrik atau di rekahan, ataupun dikedua tempat tersebut.
DAFTAR PUSTAKA
a___10 Juni 2012. Image Well Tests. http:/www.google.com/img
Abdassa, Doddy, Dr. 2005. Transien Well Tests. In-house traning Jakarta
Chaudry, Amanat U. 2004. Oil Well Testing Handbook. Huston, Texas
Kasrani, Mayda K, ST, MT. 2012. Buku Petunjuk Praktikum Analisa Tekanan.
Jurusan S1 Teknik Perminyakan STT Migas Balikpapan
Karmila, ST. 2012. Eksplorasi Gas Bumi. Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan
Gas Bumi. Balikpapan
Lee, John. 1982. Well Testing Volume 1. Texas A&M University
+1 Rekomendasikan ini di Google
Page 17
6/8/2015 PETROHOUSE: Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
http://petrohouse.blogspot.com/2013/10/laporan-praktikum-well-test-stt-migas.html 17/17
Posting Lebih Baru Posting LamaBeranda
Langganan: Poskan Komentar (Atom)
2 komentar
Komentar teratas
pujono akin 1 tahun yang lalu - Dibagikan kepada publik
Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
Bab I PENDAHULUAN Tujuan
utama dari suatu pengujian sumur hydrocarbon, atau yang telah dikenal luas
dengan sebutan “Well Testing” adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan
atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan...
·
1 Balas
pujono akin 1 tahun yang lalu - Dibagikan kepada publik
Laporan Praktikum Well Test STT Migas Balikpapan
Bab I PENDAHULUAN Tujuan
utama dari suatu pengujian sumur hydrocarbon, atau yang telah dikenal luas
dengan sebutan “Well Testing” adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan
atau formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan...
·
1 Balas
Tambahkan komentar sebagai rahma snb
Template Awesome Inc.. Gambar template oleh kelvinjay. Diberdayakan oleh Blogger.