EVALUASI METODE METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI. Thesis DODI SETIAWAN NIM :

Transkripsi

1 EVALUASI METODE METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI Thesis Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung Oleh : DODI SETIAWAN NIM : Program Studi Teknik Perminyakan INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2 EVALUASI METODE METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI Oleh : DODI SETIAWAN NIM : Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung Menyetujui, Tanggal.. Pembimbing Ir. Tutuka Ariadji MSc. PhD. 2

3 PEDOMAN PENGGUNAAN THESIS Thesis S2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta ada pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut Teknologi Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi pengutipan atau ringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya. Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh thesis haruslah seizin Direktur Program Pascasarjana Institut Teknologi Bandung. 3

4 KATA PENGANTAR Dalam thesis ini, saya mencoba untuk sedikit mengevaluasi tentang metode metode analitik pada sumur injeksi untuk keadaan falloff sebagai alat untuk melakukan kajian reservoir yang bersifat dinamis dalam rangka peningkatan efektivitas dalam suatu program injeksi air di dunia perminyakan. Thesis ini yang merupakan hasil kerja saya dalam melengkapi persyaratan untuk mendapatkan gelar Magister dari Program Studi Teknik Perminyakan ITB, akhirnya dapat terselesaikan berkat ijin Yang Maha Kuasa. Thesis ini juga kupersembahkan untuk istriku yang tercinta, Utoy, dan keluarga yang dengan penuh kasih sayang terus mendorong saya untuk menyelesaikan. Tidak lupa saya ucapkan terima kasih kepada Mas Adji, yang telah menginspirasikan dan membimbing saya selama ini, Mas Leksono, Abah Djati dan Mas Taufan yang telah bersedia meluangkan waktu untuk menguji presentasi thesis saya. Juga kepada dosen dosen Program Studi Teknik Perminyakan yang dengan kegembiraan berbagi pengalaman dan ilmunya. Pak Acep, Pak Oman, Teh Yuti dan bapak ibu staf Prodi lainnya, terima kasih atas bantuan dan kerja samanya. Victor, Ririn, Danieli, Achol, rekan rekan S2 maupun S1 dan banyak lagi yang tidak bisa saya sebutkan satu per satu, yang telah memberi corakan warna masing masing dalam lembaran hidup saya di Prodi TM, saya ucapkan terima kasih sebesar besarnya. Saya mengakui bahwa thesis ini jauh dari sempurna dan saya bersedia menerima kritik dan saran yang membangun. Meskipun demikian, saya berharap agar tulisan ini dapat memberi informasi dan ide kepada diri saya sendiri dan pembaca untuk lebih jauh lagi dalam menjalani peran kita masing masing. Demi Tuhan dan ciptaan-nya. Dodi Setiawan 4

5 ABSTRAK: EVALUASI METODE METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI Injeksi air (waterflooding) saat ini menjadi tahapan pemerolehan sekunder (secondary recovery) yang sedang dilakukan oleh sebagian besar lapangan minyak sebagai lanjutan pemerolehan primer (primary recovery). Kajian reservoir untuk meningkatkan efisiensi pelaksanaan injeksi air dapat dilakukan dengan melakukan uji sumur. Sebagian peneliti dalam analisa uji sumur injeksi menganggap mobility ratio (M) adalah satu. Dengan anggapan ini, analisa uji sumur injeksi dapat didekati dengan analisa uji sumur produksi 1. Di mana, untuk uji sumur injectivity dapat didekati dengan analisa uji sumur drawdown. Analisa uji sumur buildup dapat dipakai untuk memberikan analisa pada uji falloff. Pada thesis ini telah dilakukan evaluasi sebagian metode analitik analisa sumur injeksi yang tidak menganggap, diantaranya adalah Hazebroek- Rainbow-Matthews 2 yang menggunakan prosedur coba coba (trial and error) dalam menentukan nilai P e di dalam plot log (P ws P e ) dengan waktu tutup sumur (Δt); Merill-Kazemi-Gogarty 3 yang memperhitungkan gradasi saturasi akibat perbedaan sifat dan karakteristik fluida yang diinjeksikan dan fluida reservoir; LP Bown 4 yang juga memperhitungkan gradasi saturasi seperti metode MKG dengan koreksi bahwa storage ratio tidak mempengaruhi kemiringan garis lurus kedua pada plot semilog tekanan dengan waktu. Dengan bantuan simulator komersial, metode metode analitik ini dievaluasi dengan menggunakan simulasi yang sudah divalidasi dengan data dari suatu lapangan. Evaluasi meliputi sensitivitas terhadap waktu injeksi, viskositas minyak, kompresibilitas minyak dan permeabilitas formasi. Hasil yang diperoleh antara lain metode MKG dan Brown yang menggunakan kemiringan garis lurus pada plot semilog memberikan hasil permeabilitas yang cukup sama dengan input. Sedangkan metode HRM yang menggunakan prosedur coba coba dalam menentukan tekanan ekuivalen memberikan nilai permeabilitas yang lebih pesimistis. Pada penentuan nilai faktor skin, nilai yang didapatkan oleh metode MKG dan Brown cukup sama meskipun dari pendekatan yang berbeda. Metode MKG berdasar dari karakteristik fluida pada zona 1 saja, sedangkan metode Brown berdasar pada kedua zona dengan titik berat pada zona 2. Akan tetapi kedua metode memberikan hasil yang cukup jauh apabila dibandingkan dengan input. Tidak demikian dengan metode HRM yang memberikan harga yang lebih mendekati input. Jarak batas zona 1 dan zona 2 yang diberikan oleh metode MKG yaitu persamaan intersection time dan metode HRM yaitu persamaan material balance memberikan hasil yang cukup sama. Pada metode Brown, hasilnya cukup berbeda. Hal ini karena pada metode ini memasukkan unsur perbandingan specific storage yang mempengaruhi jarak batas zona 1 dan zona 2. i

6 ABSTRACT: EVALUATION OF PRESSURE TRANSIENT ANALYSIS METHODS ON INJECTION WELL Nowadays, waterflooding become a secondary recovery stage which is implemented by many oil fields. Knowledge of waterflooding efficiency depends on the understanding level about the reservoir characterization. This can be obtained statically by a geology examination and dynamically by the study of reservoir engineering, which can be procured by well testing. The analysis of injection well testing has been done by many researchers. Some of them made an assumption that mobility ratio (M), which is the ratio of the mobility of injected fluid with the mobility of reservoir fluid is unit 1. By this assumption, we can approach the analysis of injection well testing by the analysis of production well testing. The injectivity, that is when a well is injected with a constant water injection or constant pressure can be approached with drawdown. The analysis of buildup well testing can be applied to analyze falloff testing, that is when a well after injected in a certain time, then the well is closed for a certain time. This thesis evaluated some of falloff well testing analysis methods that doesn t assume the unit mobility ratio. Those methods are Hazebroek Rainbow Matthews (HRM) 2, which determines the value of P e on log (P ws P e ) vs shut in time(δt) plot by trial and error procedure; Merril Kazemy Gogarty (MKG) 3, which including the saturation gradation which is caused by the differential characteristics of injected and original reservoir fluids; L.P. Brown 4 also calculating the gradual saturation with correction that is storage ratio doesn t affecting the slope of second line pressure time semilog plot. With commercial simulator s help, these analytical methods are evaluated by a model which is validated with actual field data. This evaluation covered the sensitivity of injection time, viscosity and compressibility of oil, and also formation permeability. The result from MKG and Brown gave the value of permeability that close enough with the input. On the other hand, HRM gave more pessimistic value. In the determination of skin factor, MKG and Brown gave similar value even though through different approach. MKG s approach only based on the characteristic of zone 1 fluids, Brown s based on both zone fluids with weighted on zone 2. But both methods gave the result which is far enough to the input. The result of HRM method gave the value which is closer to the input. The fluid front of zone 1 and 2 that resulted from both intersection time equation of MKG and material balance equation of HRM is similar. The value from Brown is quite different. This can be caused by the specific storage ratio which affected the fluid front. ii

7 DAFTAR ISI ABSTRAK DAFTAR ISI DAFTAR SIMBOL DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL i iii vii viii xi BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Masalah Maksud dan Tujuan Penelitian Pembatasan Masalah Metodologi Sistematika Penulisan 3 BAB II LANDASAN TEORI UJI SUMUR DRAWDOWN DAN BUILD UP 2.1. Uji Sumur Drawdown Periode Transien (Infinite Acting) Periode Transien Lanjut (Extended Muskat Analysis) Periode Pseudosteady State (Reservoir Limit Test) Uji Sumur Build Up 14 BAB III ANALISA TRANSIEN TEKANAN UJI SUMUR INJEKSI 3.1. Metode Hazebroek Rainbow Matthews Mobilitas Air dan Minyak Sama (M=1) Mobilitas Air dan Minyak Berbeda (M 1) Metode Merrill Kazemi Gogarty Model Sistem Reservoir dengan Dua Zona Wellbore Storage (Afterflow) Metode untuk Memperkirakan Saturasi Air Catatan dari Walter Dowdle 40 iii

8 3.3. Metode L.P. Brown Model Sistem Diskusi Aplikasi untuk Analisa Uji Sumur Kesimpulan Studi L.P Brown 48 BAB IV VALIDASI MODEL SIMULASI DENGAN MENGGUNAKAN DATA LAPANGAN 4.1 Lapangan Data Lapangan Pengolahan Data Lapangan Analisa Data Lapangan Validasi Model Simulasi Model Sistem Respon Tekanan Dasar Sumur Pengolahan Data Model Simulasi Analisa Model Simulasi Penggunaan Metode Analitik untuk Pengolahan Data Pengolahan Data Lapangan dengan Metode HRM Penentuan Tekanan Ekuivalen (P e ) Penentuan Nilai β Penentuan Nilai C 1, C 2, C 3 dan θ Penentuan Nilai f(θ) Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin Pengolahan Data Simulasi dengan Metode HRM Penentuan Tekanan Ekuivalen (P e ) Penentuan Nilai β Penentuan Nilai C 1, C 2, C 3 dan θ Penentuan Nilai f(θ) Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin Analisa terhadap Metode Analitik 66 iv

9 BAB V ANALISA SENSITIVITAS MODEL SIMULASI 5.1 Kasus Dasar Data Masukan Simulasi Respon Tekanan pada saat Falloff Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode MKG Plot Semilog (P ws vs log Δt) Kemiringan (m) dan Intersection time (Δt fx ) Penghitungan Mobilitas Air pada Zona 1 (λ 1 ) Penentuan Saturasi Air (S w ) Penentuan Specific Storage Ratio Penentuan Mobility Ratio (M) Penentuan Jarak Batas Zona 1 dan Zona Penentuan Nilai Permeabilitas dan Faktor Skin Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode Brown Kemiringan Garis Lurus (m) dan Intersection time (Δt fx ) Penghitungan Mobilitas pada Zona 1 (λ 1 ) dan Zona 2 (λ 2 ) Penentuan Spesific Storage (φ C t ) 1 dan (φ C t ) Penentuan Jarak Batas Zona 1 dan Zona Penentuan Nilai Permeabilitas dan Faktor Skin Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode HRM Penentuan Tekanan Ekuivalen (P e ) Penentuan Nilai V o /V w Penentuan Nilai R o Penentuan Nilai γ Penentuan Nilai F Penentuan Jarak Batas Muka Zona 1 dan Zona Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin Analisa Kasus Dasar 80 v

10 5.2 Sensitivitas terhadap Waktu Injeksi (t i ) Respon Tekanan pada saat Falloff Hasil Pengolahan Data Analisa Variasi Waktu Injeksi Sensitivitas terhadap Mobility Ratio (M) Respon Tekanan pada saat Falloff Hasil Pengolahan Data Analisa Variasi Viskositas Minyak Sensitivitas terhadap Kompresibilitas Minyak (c o ) Respon Tekanan pada saat Falloff Hasil Pengolahan Data Analisa Variasi Kompresibilitas Minyak Sensitivitas terhadap Permeabilitas Formasi (k f ) Respon Tekanan pada saat Falloff Hasil Pengolahan Data Analisa Variasi Permeabilitas Formasi 102 BAB VI KESIMPULAN 104 DAFTAR PUSTAKA 105 LAMPIRAN A 106 LAMPIRAN B 109 vi

11 DAFTAR SIMBOL BBw, RB/STB : Faktor Volume Formasi Air C f, psi -1 : Kompresibilitas Formasi C o, psi -1 : Kompresibilitas Minyak C w, psi -1 : Kompresibilitas Air C t, psi -1 : Kompresibilitas Total h, ft : Tebal lapisan Resevoir k o, md : Permeabilitas Efektif Minyak k w, md : Permeabilitas Efektif Air k ro : Permeabilitas Relatif Minyak k rw : Permeabilitas Relatif Air M : Mobility Ratio m : kemiringan garis lurus semilog P i, psia : Tekanan Reservoir Mula - mula P wf, psia : Tekanan Alir Dasar Sumur P ws, psia : Tekanan Dasar Sumur pada Saat Sumur Ditutup P 1jam, psia : Tek. Dasar Sumur Setelah Sumur Ditutup 1 jam q i, STB/hari : Laju injeksi air r w, ft : Jari - jari sumur r ff, ft : Jarak Batas Zona Air dengan Zona Minyak S, : Faktor Skin S o : Saturasi minyak S w : Saturasi air S or : Saturasi minyak sisa S wc : Saturasi air connate t i, jam : Waktu injeksi φ, : Porositas μ o, cp : Viskositas minyak μ w, cp : Viskositas air vii

12 DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Skema laju produksi dan respon tekanan dalam pengujian drawdown secara ideal 1. Gambar 2.2 Plot semilog data tekanan dalam pengujian drawdown dengan efek wellbore storage dan faktor skin 1 8 Gambar 2.3 Plot dan t pada periode transien lanjut 5 11 Gambar 2.4 Plot P wf dan t pada periode pseudosteady state 1 13 Gambar 2.5 Skema ideal uji sumur build up 1 14 Gambar 2.6 Plot pada uji sumur build up Gambar 3.1 Profil saturasi model HRM Gambar 3.2 Skema model water bank dan oil bank HRM Gambar 3.3 Kurva f(θ) 2 23 Gambar 3.4 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio (M) dengan parameter R o untuk reservoir dengan γ = Gambar 3.5 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio (M) dengan parameter R o untuk reservoir dengan γ = Gambar 3.6 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio (M) dengan parameter R o untuk reservoir dengan γ = Gambar 3.7 Model sistem MKG 3 30 Gambar 3.8 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M > Gambar 3.9 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M = Gambar 3.10 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M < Gambar 3.11 Efek mobility ratio dan storage ratio pada slope ratio 3 34 Gambar 3.12 Crossplot dari Gambar Gambar 3.13 Korelasi untuk menentukan dimensionless intersection time 3 35 Gambar 3.14 Plot jarak batas (r f ) dengan Persamaan 3.52 dan Gambar 3.15 Model Sistem L.P Brown 4 41 Gambar 3.16 Contoh plot (dp D /d log t D ) vs log t D 4 43 viii

13 Gambar 3.17 Contoh plot (dp D /d log t D ) vs log t D 4 Gambar 3.18 Contoh plot (dp D /d log t D ) vs log t D 4 Gambar 3.19 Contoh plot (dp D /d log t D ) vs log t D 4 Gambar 3.20 Contoh plot (dp D /d log t D ) vs log t D 4 Gambar 3.21 Contoh plot (dp D /d log t D ) vs log t D dengan storage ratio yang berbeda - beda Gambar 4.1 General Plot BHP data lapangan 51 Gambar 4.2 Plot log log ΔP dan turunan tekanan terhadap Δt data lapangan 51 Gambar 4.3 Plot semilog data lapangan 52 Gambar 4.4 Plot P ws vs Δt data lapangan 53 Gambar 4.5 Model sistem simulasi 55 Gambar 4.6 Kurva permeabilitas relatif model simulasi 57 Gambar 4.7 General Plot model simulasi 57 Gambar 4.8 Plot log log selisih tekanan dan turunan tekanan terhadap waktu 58 data model simulasi Gambar 4.9 Plot semilog data model simulasi 58 Gambar 4.10 Plot (P ws vs Δt) data model simulasi 59 Gambar 4.11 Plot log (P ws P e ) sebagai fungsi Δt data lapangan 61 Gambar 4.12 Plot log (P ws P e ) sebagai fungsi Δt data model simulasi 64 Gambar 5.1 Kurva permeabilitas relatif model simulasi 69 Gambar 5.2 General plot kasus dasar 70 Gambar 5.3 Type curve kasus dasar 70 Gambar 5.4 Plot semilog data kasus dasar 71 Gambar 5.5 Penggunaan Gambar untuk mendapatkan nilai 73 dimensionless intersection time Gambar 5.6 Penggunaan Gambar untuk mendapatkan nilai M 74 Gambar 5.7 Plot log (P ws P e ) sebagai fungsi Δt 78 Gambar 5.8 Penggunaan Gambar untuk mencari nilai F 79 ix

14 Gambar 5.9 Type curve dengan waktu injeksi 10 hari 83 Gambar 5.10 Plot semilog dengan waktu injeksi 10 hari 83 Gambar 5.11 Type curve dengan waktu injeksi 20 hari 84 Gambar 5.12 Plot semilog dengan waktu injeksi 20 hari 84 Gambar 5.13 Type curve dengan waktu injeksi 30 hari 85 Gambar 5.14 Plot semilog dengan waktu injeksi 30 hari 85 Gambar 5.15 Type curve dengan variasi waktu injeksi 86 Gambar 5.16 Plot semilog dengan variasi waktu injeksi 86 Gambar 5.17 Profil saturasi air (S w ) dalam keadaan falloff terhadap jarak 88 dengan variasi waktu injeksi Gambar 5.18 Type curve dengan viskositas minyak 0.4 cp 90 Gambar 5.19 Plot semilog dengan viskositas minyak 0.4 cp 90 Gambar 5.20 Type curve dengan viskositas minyak 4 cp 91 Gambar 5.21 Plot semilog dengan viskositas minyak 4 cp 91 Gambar 5.22 Type curve dengan variasi vikositas minyak 92 Gambar 5.23 Plot semilog dengan variasi viskositas minyak 92 Gambar 5.24 Profil saturasi air (S w ) dengan variasi viskositas minyak 94 Gambar 5.25 Type curve dengan Co = Cw 95 Gambar 5.26 Plot semilog dengan Co = Cw 95 Gambar 5.27 Type curve dengan variasi kompresibilitas 96 Gambar 5.28 Plot semilog dengan variasi kompresibilitas 96 Gambar 5.29 Profil saturasi air (S w ) dalam keadaan falloff terhadap jarak 98 dengan variasi kompresibilitas minyak Gambar 5.30 Type curve dengan k f = 50 md 99 Gambar 5.31 Plot semilog dengan k f = 50 md 99 Gambar 5.32 Type curve dengan k f = 100 md 100 Gambar 5.33 Plot semilog dengan k f = 100 md 100 Gambar 5.34 Type curve dengan variasi permeabilitas formasi 101 Gambar 5.35 Plot semilog dengan variasi permeabilitas formasi 101 Gambar 5.36 Profil saturasi air (S w ) dengan variasi permeabilitas formasi 103 x

15 DAFTAR TABEL Tabel 4.1 Perbandingan hasil pengolahan data lapangan dan simulasi 60 Tabel 4.2 Hasil pengolahan data lapangan 66 Tabel 4.3 Hasil pengolahan data simulasi 67 Tabel 5.1. Perhitungan saturasi air untuk Swc Tabel 5.2 Hasil pengolahan data kasus dasar 81 Tabel 5.3. Hasil pengolahan data dengan variasi waktu injeksi 87 Tabel 5.4. Hasil pengolahan data dengan variasi viskositas minyak 93 Tabel 5.5. Hasil pengolahan data dengan variasi kompresibilitas minyak 97 Tabel 5.6. Hasil pengolahan data dengan variasi permeabilitas formasi 102 xi