Bab Ii Dasar Teori Antek.docx

BAB II PERSIAPAN DATA PVT MINYAK

2.1. LATAR BELAKANG Pencatatan data pengujian sumur dimulai saat alat pencatat tekanan dimasukkan kedalam sumur selama alat tersebut di setting pada kedalaman tertentu sampai alat tersebut ditarik keatas dan pengujian selesai. Dengan demikian tidak semua data tekanan tersebut akan dianalisis, sehingga diperlukan pemahaman segmen data yang akan dianalisis. Data yang dibutuhkan antara lain data teknik (kedalaman sumur, ukuran casing, ukuran tubing, interval perforasi, status sumur, trajectory sumur), data reservoir (tebal lapisan, porositas, viskositas dan faktor volume formasi) dan data test (test tekanan dan test laju alir 2.2.

TUJUAN a. Memahami dan mengerti data apa saja yang diperlukan untuk mendukung dalam melakukan analisa data uji tekanan serta bagaimana mendapatkan data tersebut. b. Mampu menentukan segmen data yang akan dianalisa untuk mengetahui fenomena direservoir.

2.3. DASAR TEORI Data yang diperlukan untuk analisa hasil pengujian sumur antara lain: a. Data teknik sumur, seperti: 

Kedalaman sumur Kedalaman sumur digunakan untuk perhitungan gradient tekanan, tekanan hidroststis guna mengkonversi tekanan hasil pengukuran kedalam datum.



Ukuran casing (ID, OD) Ukuran casing digunakan untum mengetahui rancangan / desain dari sumur yang akan digunakan.



Ukuran tubing (ID, OD) Ukuran tubing digunakan utnuk perencanaan kegiatan produksi serta penentuan laju alir dari grafik IPR.



Interval perforasi Digunakan untuk mencegah terjadinya coning, dengan cara melakukan perforasi dibawah GOC atau diatas WOC.



Status sumur Status sumur menunjukkan keadaan sumur dalam kondisi flowing atau tidak (no flow). Well test juga dapat dilakukan pada sumur natural flow maupun artificial lift



Trajectory sumur Merupakan arah atau panduan kegiatan selama pemboran berlangsung yang meliputi sumur tersebut.

Parit Minyak # 01 Survey 02 Survey Report Report Date: Client: Field: Structure / Slot: Well: Borehole: UWI/API#: Survey Name / Date: Tort / AHD / DDI / ERD ratio: Grid Coordinate System: Location Lat/Long: Location Grid N/E Y/X: Grid Convergence Angle: Grid Scale Factor:

Comments

``

Measured Depth ( ft )

Survey / DLS Computation Method: Vertical Section Azimuth: Vertical Section Origin: TVD Reference Datum: TVD Reference Elevation: Sea Bed / Ground Level Elevation: Magnetic Declination: Total Field Strength: Magnetic Dip: Declination Date: Magnetic Declination Model: North Reference: Total Corr Mag North -> Grid North: Local Coordinates Referenced To:

July 11, 2006 PT. Chevron Pacific Indonesia EXPLORATION Century # 14 (Parit Minyak # 01) / Well 01 Parit Minyak #01 Original Parit Minyak # 01 Survey 02 / June 8, 2006 33.145° / 497.20 ft / 4.218 / 0.047 UTM Zone 47 - WGS84, Meters N 1 37 45.892, E 143 26 14.755 N 255039.140 m, E 6000905.340 m +1.58267186° 1.39697868

Inclination

Azimuth

TVD

( deg )

( deg )

( ft )

Vertical Section ( ft )

Minimum Curvature / Lubinski 257.090° N 0.000 ft, E 0.000 ft Rotary Table 68.0 ft relative to MSL 42.000 ft relative to MSL 3.846° 38011.512 nT -12.567° June 19, 2006 BGGM 2005 Grid North +2.263° Well Head

NS

EW

DLS

Northing

Easting

( ft )

( ft )

( deg/100 ft )

(m)

(m)

Longitude

0.00 1991.79 2085.02 2177.45 2270.60

0.00 0.35 0.36 0.15 0.34

0.00 116.33 113.27 195.87 189.58

0.00 1991.78 2085.01 2177.44 2270.58

0.00 -4.71 -5.17 -5.34 -5.18

0.00 -2.70 -2.94 -3.17 -3.56

0.00 5.45 5.98 6.21 6.13

0.00 0.02 0.02 0.40 0.21

255039.14 255037.99 255037.89 255037.79 255037.62

6000905.34 6000907.66 6000907.88 6000907.98 6000907.95

N 1 37 45.892 N 1 37 45.864 N 1 37 45.862 N 1 37 45.859 N 1 37 45.855

E E E E E

143 26 14.755 143 26 14.810 143 26 14.815 143 26 14.818 143 26 14.817

2362.43 2456.05 2550.28 2643.43 2737.27

0.67 0.75 0.81 0.81 0.98

225.51 222.52 215.88 219.93 215.76

2362.41 2456.02 2550.24 2643.39 2737.21

-4.62 -3.65 -2.64 -1.62 -0.49

-4.21 -5.04 -6.04 -7.07 -8.23

5.70 4.90 4.09 3.28 2.39

0.48 0.09 0.12 0.06 0.19

255037.35 255036.99 255036.57 255036.13 255035.63

6000907.77 6000907.43 6000907.08 6000906.74 6000906.36

N 1 37 45.849 N 1 37 45.841 N 1 37 45.832 N 1 37 45.822 N 1 37 45.811

E E E E E

143 26 14.812 143 26 14.804 143 26 14.795 143 26 14.786 143 26 14.777

2829.33 2922.82 3016.49 3109.83 3203.42

0.55 0.58 0.54 0.65 0.66

215.42 214.93 220.43 232.70 239.40

2829.27 2922.75 3016.42 3109.75 3203.34

0.43 1.12 1.82 2.66 3.66

-9.23 -9.99 -10.71 -11.37 -11.96

1.67 1.14 0.58 -0.12 -1.01

0.47 0.03 0.07 0.18 0.08

255035.21 255034.89 255034.58 255034.30 255034.05

6000906.05 6000905.83 6000905.59 6000905.29 6000904.91

N 1 37 45.801 N 1 37 45.794 N 1 37 45.787 N 1 37 45.781 N 1 37 45.775

E E E E E

143 26 14.769 143 26 14.764 143 26 14.758 143 26 14.750 143 26 14.741

3294.78 3386.68 3482.83 3579.00 3675.11

0.70 0.63 0.61 0.56 0.67

235.75 238.22 228.06 222.17 239.28

3294.69 3386.58 3482.73 3578.89 3675.00

4.68 5.68 6.63 7.46 8.38

-12.54 -13.13 -13.75 -14.44 -15.07

-1.92 -2.82 -3.65 -4.34 -5.14

0.06 0.08 0.12 0.08 0.22

255033.80 255033.55 255033.29 255032.99 255032.72

6000904.52 6000904.14 6000903.79 6000903.49 6000903.15

N 1 37 45.770 N 1 37 45.765 N 1 37 45.759 N 1 37 45.752 N 1 37 45.746

E E E E E

143 26 14.731 143 26 14.722 143 26 14.713 143 26 14.706 143 26 14.698

Gambar 2.1. Data Trayek Sumur b. Data Reservoir 

Latitude

Ketebalan lapisan (Net Oil Pay)

Keteabalan lapisan yang berisi minyak (Net Oil Pay).

Gambar 2.2. Gambaran Jenis-Jenis Ketebalan 

Porositas Ditentukan dengan data log pada interval yang dilakukan test (porositas rata-rata).

Gambar 2.3. Contoh Grafik Log 

Kompresibilitas Kompresibilitas total fluida dan formasi sebagai salah satu variable perhitungan.

c. Data PVT 

Komposisi fluida

Yang terdiri dari komponen-komponen karbon beserta persentasenya dalam fluida tersebut dan komponen-komponen pengotor beserta persentasenya dalam fluida tersebut.

Gambar 2.4. Komposisi Fluida 

Sifat Fisik Fluida Yang terdiri dari faktor volume formasi minyak (Bo), kompresibilitas minyak (Co), kelarutan gas dalam minyak (Rs), viskositas minyak (μo) Dimana sifat fisik fluida tersebut bergantung pada besarnya tekanan reservoir, apakah lebih besar dari tekanan bubble point atau kurang dari tekanan bubble point.

Gambar 2.5. Grafik Sifat Fisik Fluida

d. Data Pelaksanaan test 

Test Tekanan dan Rate test Data Pelaksanaan tes tekanan dan tes laju alir meliputi pressure build up test dan pressure drawdown test.

Gambar 2.6. Contoh Hasil Data Pengujian Terhadap Tekanan

Gambar 2.7. Contoh Hasil Data Pengujian Terhadap Laju Produksi

Gambar 2.8. Contoh data Hasil Pengujian Dengan Parameter P, T, dan q



Program pelaksanaan pengukuran Meliputi jadwal, sejarah serta penjelasan mengenai kegiatan pengujian sumur.

Gambar 2.9. Rekaman Data Sejarah Pengujian 2.4. DATA DAN PERHITUNGAN 2.4.1. Perhitungan dT dan Perhitungan dT Saat Pindah Hari

Gambar 2.10. Menentukan nilai dT

Menentukan nilai dT yaitu ((𝐶2 – 𝐶1) 𝑥 24) + 𝐹1 Sehingga untuk menghitung dT ke dua : ((20:48:40 – 20:49:40) x 24) + 0 = 0.16667 Apabila saat melakukan well test kita pindah hari atau berganti hari maka bila perbedaan waktu 30 detik maka ditulis 00:00:30 lalu diubah general pada tool bar lalu dikali dengan 24. Pengalian dengan 24 menandakan bahwa perbedaan waktu tersebut masih dalam bentuk jam sehingga harus dikali 24 untuk diubah ke dalam hari.

Gambar 2.11. Perhitungan dT Apabila Berganti Hari Setelah diubah general maka untuk menghitung dT ke 375 (seperti digambar) dT sebelumnya + Perbedaan Waktu Sehingga untuk menghitung dT ke 16830: 3.188611 + 0,0083333 = 3.196944 2.4.2. Analisa Fluida Temperatur Reservoir = 250,95 ˚F =710,95 ˚R Pb Reservoir

= 2200Psi

Ps

= 2090 Psi

Tabel 2.1 Data Sumur P < Pb 2.4.2.1. Menentukan Harga Rs (Korelasi Standing)

Sehingga didapatkan harga Rs sebesar 221,853 SCF/STB

2.4.2.2. Menentukan Harga Bo (Korelasi Standing)

Sehingga didapatkan harga Bo Sebesar 1.219179004 2.4.2.3. Menentukan Harga Co (Korelasi Vasquez-Beggs)

Sehingga didapatkan Harga Co Sebesar 5.69786E-05 2.4.2.4. Menentukan Harga цo 1. Mencari Harga Dead Oil Viscosity

Didapatkan harga dead oil viscosity sebesar 1,062308171 cp 2. Mencari Harga Saturated Oil Viscosity

Didapatkan harga Viskositas Minyak Tersaturasi sebesar 0,572 cp