JENIS-JENIS PENGUJIAN SUMUR

 

JENIS-JENIS PENGUJIAN SUMUR

 

 

Ada tiga jenis Pengujian Sumur yang umu dilakukan di lapangan, yaitu:

1. Deliverability Testing (Uji Potensi)
2. Drill Stem Testing (DST) (Uji Kandingan Lapisan, UKL)
3. Pressure Transient Testing (Uji Transien)

Masing-masing tes tersebut mempunyai tujuan tertentu dengan keterbatasan masing-masing.

Deliverability Testing bertujuan untuk mengetahui potensi maksimal sumur dan kinerja aliran di reservoir pada kondisi steady state sehingga diperlukan waktu yang cukup lama. Drill Stem Testing (DST) adalah tes yang dilakukan pada saat proses pemboran berlangsung dengan waktu singkat sehingga dampak dari fluida pemboran yang memasuki formasi sangat mungkin mempengaruhi. Namun interpretasi dini untuk karakterisasi reservoir samgatlah diperlukan untuk pengembangan lebih lanjut. Pressure Transient Testing dilakukan setelah sumur diproduksi beberapa lama dengan harapan sumur sudah memiliki laju yang stabil untuk memperkirakan karakteristik dan model reservoir. Dengan demikian diperlukan waktu yang relatif lebih lama daripada DST, tetapi tidak selama Deliverability Testing.

Di bawah ini akan dibahas jenis-jenis uji pada Deliverability Testing dan contoh DST sederhana. Pressure Transient Testing akan dibahas pada bab tersendiri.

 

2.1          Deliverability Testing

Ada empat jenis Deliverability Testing, yaitu:

1. Back Pressure Test atau Flow After Flow Test
2. Isochronal Test
3. Modified Test
4. Absolute Openflow Potential

 

 

 

 

2.1.1      Back Pressure Test (Flow After Flow Test)

Kunci pada metode flow after flow adalah ke-stabilan, sehingga metode ini sangat baik apabila dilakukan pada formasi dengan permeabilitas yang besar. Formasi dengan permeabilitas yang kecil memerlukan waktu yang lama untuk mencapai keadaan stabil.

Gambar 2.1 menunjukkan bahwa laju alir tidak perlu konstan selama test berlangsung.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.2    Isochronal Test

Metode isochronal test tidak berusaha untuk menghasilkan kurva back-pressure yang stabil secara langsung. Test isochronal berdasarkan pada prinsip bahwa radius pengurasan terbentuk selama periode aliran adalah sebagai fungsi dari waktu dimensionless dan laju alir yang independen, sehingga, laju alir yang sama dikalikan dengan radius pengurasan akan menghasilkan laju alir yang berbeda.

 

 

 

 

 

                                                 

                                                                                                           

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.3    Modified Isochronal

Karakteristik utama dari tes modified isochronal adalah periode alir dan periode shut-in adalah sama. Gambar 2.3 menunjukkan hal tersebut.

Modified isochronal test tidak menghasilkan kurva deliverablity sebenarnya tetapi mendekati kurva sebenarnya. Metoda ini memerlukan sedikit kerja dan waktu untuk menghasilkan hasil yang berguna dibandingkan dengan dua metoda sebelumnya. Juga, laju yang konstan tidak diperlukan untuk melakukan modified isochronal test.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.4    Absolute Open Flow Potential

Parameter yang biasanya digunakan untuk mengkarakterisasi atau membandingkan kemampuan sumur gas terhadap referensi tekanan tertentu, yaitu pada saat tekanan alir dasar sumur = 0.(p_wf = 0), adalah Absolute Open Flow Potensial  (AOFP).

Persamaan yang digunakan adalah:

Berikut adalah contoh penentuan AOFP:

Contoh 1:

Tes flow-after-flow dilakukan pada sumur dengan tekanan reservoar yang rendah dimana permeabilitas-nya tinggi.

Tentukan:

1.    Harga n dan C.

2.    AOF

3.    Laju alir pada p_wf = 160 psia

Data Flow After Flow pada Tabel 2.1

Tabel 2.1 Data Flow After Flow Test

qsc, Mscfd	pwf, psia
0	201	40.4
2.73	196	1.985
3.97	195	2.376
4.44	193	3.152
5.55	190	4.301

 

Jawab:

Gambar 2.4 menunjukkan plot antara q_sc Vs Dp².

Dari tes 1 dan 4 digunakan untuk menentukan harga n.

menentukan C dengan tes ke-4:

sehingga, persamaannya adalah:

1.    q_sc = 2.52

2.    untuk p_wf = 0, q_sc = 45,579 Mscfd

3.    untuk  p_wf = 160 psia, q_sc = 17,300 Mscfd

 

 

 

Contoh 2:

Diketahui data perhitungan pada Tabel 2.2:

Tabel 2.2 Tabel Perhitungan Flow After Flow Test

(psia)	(MMscf/D)	(psia2)	(psia2/MMscf/D)
408.2 403.1 394.0 378.5 362.6 14.7	0 4.228 9.265 15.552 20.177 AOF	- 4,138 11,391 23,365 35,148 166,411	- 964.9 1,229 1,502 1,742 -

 

 

 

 

 

Perkirakan harga AOF dari data test tersebut dengan menggunakan:

a.    Metode Empirik

Dari plot () vs. pada log-log paper, dan ekstrapolasi plot ini terhadap  (dimana p_wf = 0 psig atau 14.7 psia), AOF @ 60 MMscf/D.

Slope dari kurva ini, 1/n, adalah:

sehingga, n = 0.690. Kemudian

Diperoleh persamaan deliverabilitas empirik adalah:

 (data ini diplot di Gambar 2.5)

b.   Persamaan Aliran Theoritical

Persamaan deliverabilitas empirik adalah:

Gambar 2.5 adalah plot vs q_g untuk data test.

Penyelesaian untuk a dan b, diperoleh a = 773 dan b = 47.17. Maka persamaan deliverabilitas teoritik tersebut adalah:

Kita dapat menampilkan persamaan kuadratik untuk AOF, yaitu:

 

Maka AOF adalah:

Gambar 2.5 Metode Empirik

 

Gambar 2.6 Metode Teoritis

 

 

Tabel 2.3 Hasil Perbandingan Empirik dan Teoritis

Pwf	Qg	Empirik	Teoritis	Teoritik
		P2-Pwf2	(P2-Pwf2)/Qg	P2-Pwf2
408.2	0	-	-	-
403.1	4.228	4138	964.9	4111.45
394	9.265	11391	1229	11210.93
378.5	15.552	23365	1502	23430.45
362.6	20.177	35148	1742	34800.26
14.7	AOF	166411	-

 

Hasil analisa dengan metoda teoritik adalah sebagai berikut:

·         Ekstrapolasi plot pada Gambar 2.6 diperoleh persamaan y = 49.488 x 2 + 728.46x + 234.06

·         Pada kasus ini,  masukan (p² - p_wf²) = 166411 pada persamaan ekstrapolasi

·         Diperoleh lebih kurang AOF = 60 MMScf/d

 

2.2          Drill Stem Testing (DST)

Drill Stem Test (DST) adalah suatu pengujian produktivitas formasi sewaktu pemboran masih berlangsung. Pemboran dihentikan dan fluida formasi diproduksikan melalui pipa bor. Tujuan dari DST adalah untuk mengetahui kandungan hidrokarbon suatu lapisan, juga untuk mengetahui karakteristik reservoir seperti permeabilitas, faktor skin, dan damage ratio.

DST biasanya dilakukan dalam dua periode pengaliran (uji alir pertama dan kedua) dan dua kali penutupan (tutup pertama dan kedua). Contoh rekaman urutan uji seperti ditunjukkan pada Gambar 2.7. Untuk mendapatkan besaran produktivitas dan karakteristik formasi dipakai analisa pressure build up metode Horner pada kedua penutupan sumur.

 

2.2.1      Analisa DST Secara Kualitatif

Seperti telah dijelaskan, respon tekanan sebagai fungsi waktu biasanya direkam pada suatu pelat metal. Dari rekaman tersebut dapat dianalisa secara kualitatif hal-hal di bawah ini:

1.    Kejadian mekanis di dalam sumur selama DST berlangsung.

2.    Karakteristik reservoir yang diuji, ini menyangkut kandungan fluida di reservoir yang diuji.

3.    Tindak lanjut perlu tidaknya dilakukan DST secara kuantitatif.

Pada dasarnya langkah yang dilakukan untuk memeriksa baik buruknya hasil rekaman DST adalah sebagai berikut:

1.    Periksa garis dasar tekanan (pressure base line), dimana garis ini harus lurus dan jelas.

2.    Bandingkan initial hydrostatic pressure dan final hydrostatic pressure, keduanya harus sama besar dan sesuai dengan kedalaman dan berat jenis lumpur yang digunakan.

3.    Periksa rekaman kurva periode aliran dan penutupan, kedua kurva harus terekam sebagai kurva yang jelas dan menerus (smooth).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2.2      Analisa DST Secara Kuantitatif

Tujuan dari analisa DST secara kuantitatif adalah menentukan karakteristik reservoir seperti : permeabilitas lapisan (k), faktor skin, dan damage ratio. Untuk tujuan tersebut, biasanya digunakan metode Horner pada periode tutup pertama dan kedua. Keterangan mengenai metode Horner akan dibahas pada Bab 3.

Contoh 1:

Pengujian sumur gas menggunakan metode DST dengan data sebagai berikut:

Data Parameter Lapisan:

Ketebalan formasi                               = 16.00 ft

Porositas rata-rata                              = 0.20

S_w                                                                          = 0.00

S_g                                                        = 1.00

C_f                                                         = 3.6468 e^-6 psi^-6

C_t                                                         = 2.2750 e^-4 psi^-1

Tekanan reservoir                               = 3411.0000 psia

Suhu                                                    = 279.0000 deg F

Data Parameter Sumur:

Jari-jari sumur                                     = 0.35 ft

Data Fluida:

SG gas                                                = 0.8420 sp grav

Condensate gravity                             = 57.2001 API

Condensate/Gas Ratio                       = 90.0000 STB/MMscf

Water – gas ratio                                 = 0.0000 STB/MMscf

Salinitas air                                          = 0.0000 ppm

Tekanan valve                                    = 3411.0000 psia

Gas density                                         = 15.1361 lb/ft³

Viskositas gas                                     = 0.0229381 cp

B_g                                                        = 5.3560 e^-3 ft³/scf

Densitas air                                         = 58.3219 lb/ft³

Viskositas air                                       = 0.17693 cp

B_w                                                        = 1.06935 RB/STB

Z-faktor awal                                       = 0.87093

C_g awal                                               = 2.2386 e^-4 psi^-1

C_w                                                        = 3.7393 e^-6 psi^-1

Tekanan separator                              = 244.0000 psia

Suhu separator                                   = 119.0000 deg F

Vapourising volume ratio                    = 978.5500 scf/STB

Wet stream gravity                             = 1.0597 sp grav

Wet stream rate multiplier                   = 1.08807

Data perubahan laju alir pada Tabel 2.4:

Tabel 2.4 Data Perubahan Laju Alir untuk DST

Waktu, jam	Tekanan, psia	Laju alir, MMscf/day
13.47889 19.54184 23.60000	1682.0900 1890.7950 3411.0801	0.0000 11.1000 0.0000

 

Data analisa tekanan terhadap waktu pada Gambar 2.8, sedangkan hasil analisa semilog dan log-log plot pada Gambar 2.9 dan 2.10.

Hasil analisa semilog dan log-log plot adalah sebagai berikut:

Koefisien wellbore storage, Cs           = 0.003 bbl/psi

Permeabilitas, k                                  = 80 md

Skin total                                             = 41

P* (ekstrapolasi)                                 = 34120 psi