EVALUASI HASIL WELL TESTING DENGAN PRESSURE BUILD UP TEST UNTUK IDENTIFIKASI KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR "X"
DI LAPANGAN PT. PERTAMINA EP FIELD
PRABUMULIH
EVALUATION OF WELL TESTING WITH PRESSURE BUILD UP TEST
FOR IDENTIFICATION OF FORMATION DAMAGE ON WELL "X"
IN THE FIELD OF PT. PERTAMINA EP FIELD
PRABUMULIH
Renaldi Patrade Ghama 1, Ubaidillah Anwar Prabu 2, Fuad Rusydi Suwardi3
1,2,3 Jurusan Teknik Pertambangan, Fakultas Teknik, Universitas Sriwijaya, Jl. Srijaya Negara, Bukit Besar, Palembang, 30139, Indonesia
PT. Pertamina EP, Prabumulih, Sumatera Selatan, 31111, Indonesia
Email:
[email protected]
ABSTRAK
Well test adalah suatu uji yang dilakukan terhadap sumur yang bertujuan untuk menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Cara kerja well test sangat sederhana yaitu dengan memberikan gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Ada dua cara cara pengujian well test yang pertama yaitu dengan cara memproduksi dengan laju aliran yang konstan ( drawdown test ) atau dengan cara menutup suatu sumur ( build up test ). Build up test sendiri bertujuan untuk menentukan permeabilitas formasi, daerah pengurasan, adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, dan properties sumur lainya. Build up test yang dilakukan pada penelitian ini dilakukan pada sumur x. Data yang diambil adalah data setelah sumur ditutup ( shut in ). Untuk hasil perhitungan didaptkan nilai permeabilitas 8,31 md, δp skin 622,4534 psi, productiviy index actual 0,15 bbl/psi, productivity ideal 0,51 bbl/psi, flow eficiency 30%. Dari data ini bisa dilihat adanya kerusakan formasi yang ditunjukkan dengan nilai skin +14,32. Dari hasil perhitungan kurva ipr didapatkan q maks sebesar 219,25 bfpd untuk flow eficiency 30% dan q maks 468,49 untuk flow eficiency 100%, hal ini dapat disimpulkan adanya penurunan produktifitas akibat adanya skin tersebut.
Kata kunci : Build Up Test, Metode Honer, Kerusakan Formasi
ABSTRACT
Well test is a test that is performed on wells which aims to determine the ability of layer or formation to produce. Work of well test is very simple that is to provide a balance disturbance pressure on the well tested. There are two ways tested of well testing, the first that is by producing with a constant flow rate (drawdown test) or by closing the well (build up taste). Build up tasteaims to determine the formation permeability, drainage area or repair any damage formation characteristics, and propertie other wells. Build up test that works in this study has works at the wells "x". The data is taken after the well is closed (shut in). For the calculation available value of permeability 8,31 md, δp skin 622,4534 psi, productiviy index actual 0,15 bbl/psi, productivity ideal 0,51 bbl/psi, flow eficiency 30%. From the data it can be seen the presence of formation damage as indicated by the value of skin +14,32. From the calculation of ipr curve show q max 0f 219,25 bfpd for flow eficiency 30% and q max 468,49 for flow eficiency 100%. It can be inferred a decrease in productivity due to the skin.
Key Word : Build Up Test, Honer Metod, Formation Damage
1. PENDAHULUAN
Produktivitas reservoir hidrokarbon seiring dengan bertambahnya waktu akan mengalami penurunan, penurunan tersebut disebabkan karena adanya kerusakan formasi, yang meliputi adanya faktor skin, penurunan tekanan, dan penurunan permeabilitas. Kerusakan formasi adalah rusaknya produktivitas formasi sumur akibat tersumbatnya pori-pori dekat lubang bor atau rekahan-rekahan yang berhubungan langsung dengan lubang bor. Produktivitas formasi adalah kemampuan suatu reservoir untuk mengalirkan fluida dari formasi kedalam sumur .
Untuk mengetahui masalah tersebut, salah satu teknologi yang digunakan adalah dengan menggunakan pengujian sumur atau well test. Ada beberapa metode pengujian hasil dari well test, salah satunya adalah pressure build up test. Prinsip dasar pengujian ini sangat sederhana yaitu dengan cara penutupan sumur, penutupan sumur ini sendiri berfungsi untuk memberikan gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang akan diuji.
Penelitian ini memilih sumur "x" sebagai tempat lokasi penelitian karena pada sumur "x" ini mengalami penurunan produktivitas yang cukup signifikan. Setelah dilakukan proses pengetestan menggunakan pressure build up pada sumur ini maka akan dianalisa dan diketahui penyebab mengapa pada sumur "x" ini mengalami penurunan produktivitas.
Ruang lingkup permasalahan dalam penelitian ini adalah mencari nilai permeabilitas, faktor skin, tekanan mula-mula, flow eficiency dan productivity indeks dari sumur "x". Selain itu peneliti juga mampu melihat apakah sumur tersebut mampu berproduksi dengan baik dan apakah terjadi kerusakan pada sumur tersebut. Penelitian yang dilakukan bertujuan untuk (1) Mendapatkan nila permeabilitas, faktor skin, tekanan mula-mula, flow eficiency, dan productivity indeks dari sumur "x", (2) Mengetahui apakah suatu sumur mampu berproduksi dengan baik, (3) Mengetahui apakah terjadi kerusakan pada suatu sumur .
Pressure Build Up Testing dilakukan pertama-tama dengan memproduksikan sumur selama selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan menutup kepala sumur dipermukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur). Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas formasi, , adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, batas reservoir bahkan keheterogenan suatu formasi [1]. Tahapan pengolahan pressure build up test menggunakan metode horner adalah sebagai berikut [2] :
1. Menyiapkan data pendukung
2. Buat tabel data uji tekanan dasar sumur (Pws), horner time ((tp+Δt)/Δt), dan ΔP
3. Plot antara ΔP=(Pws-Pwf) vs log t pada kertas log-log. Garis lurus dengan kemiringan 450 (slope=1) pada data awal menunjukkan adanya pengaruh wellbore storage. Dari garis ini, tentukan titik awal penyimpangan dan ukur 1-1,5 cycle dari titik tersebut untuk menentukan awal dari tekanan yang tidak terpengaruh oelh wellbore storage. Pengaruh wellbore storage terlihat dengan adanya unit slope yang dibentuk oleh data awal.
4. Buatlah horner plot antara log ((tp+Δt)/Δt) vs Pws. Tarik garis lurus dimulai dari data yang tidak dipengaruhi oleh wellbore storage. Tentukan sudut kemiringan (m) dicari dengan membaca harga kenaikan tekanan (ΔP) untuk setiap log cycle. P* diperoleh dengan mengekstrapolasikan garis lurus tersebut hingga mencapai harga waktu penutupan (dt) tak terhingga ((tp+Δt)/Δt) = 1. Baca Pws pada dt = 1 jam. [3].
5. Hitung harga permeabilitas
(1)
Permeabilitas adalh ukuran kemampuan fluida untuk meloloskan fluida
6. Hitung nilai skin factor
S =1,151( P1jam-Pws m-logk(Ф . µ . Ct . rw2+ 3,23) (2)
7. Hitung flow eficiency (FE) dengan persamaan
FE= P* - Pwf - ΔPskinP* - Pwf (3)
8. Hitung productivty index (PI) dengan persamaan
PI= qoP* - Pwf (4)
Dari analisa metode horner akan didapatkan nilai tekanan statik mula-mula (P*), tekanan 1 jam (P1 hour), dan kemiringan (slope). Dari nilai digunakan untuk menghitung permeabilitas (k), skin (s), penurunan tekanan akibat skin (Δp skin), produktivitas indeks(PI), dan flow efisiensi (FE). Perhitunganya akan menggunakan rumus dibawah ini :
Permeabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Untuk menghitung nilai permeabilitas digunakan rumus [4]:
(5)
Dimana :
q = 136,8 bfpd
B = 1,30839 bbl/stb
µ = 0,46842 cp
m = 50 psi/cycle (didapatkan dari grafik PBU test)
h = 32,808 ft
2. Perhitungan Skin ( S )
Perhitungan skin ini diperlukan untuk mengetahui tingkat kerusakan pada formasi disekitar lubang sumur. Untuk menghitung skin digunakan rumus [4]:
S =1,151( P1jam-Pws m-logk(Ф . µ . Ct . rw2+ 3,23) (6)
Dimana :
P 1 jam = 2050 psi (didapatkan dari grafik PBU test)
Pws = 1188,95 psi
m = 50 psi/cycle (didapatkan dari grafik PBU test)
k = 7,55 md
Ф = 0,15
µ = 0,46842 cp
ct = 0,000013 psi
rw = 0,3 ft
3. Penurunan tekanan sebagai akibat adanya skin (Δp skin)
Dikarenakan adanya skin pada formasi tersebut maka dapat mengakibatkan terjadinya penurunan tekanan.
Δp skin = 0,87 . m . S (7)
Dimana :
m = 50 psi/cycle (didapatkan dari grafik PBU test)
S = 14,32
Produktifitas sumur adalah kemampuan sumur untuk mengalirkan fluida, hal ini dapat dilihat dari nilai produktifitas index sumur tersebut, productivity index terbagi dua yaitu pada saat kondisi aktual dan pada saat kondisi ideal. Productivity index actual adalah kemampuan sumur sebenarnya dalam menalirkan fluida sedangkan produktifitas index ideal adalah kemampuan sumur dalam mengalirkan fluida setelah mengalami penurunan tekanan akibat adanya skin [5][6].
Productivity Index ( PI ) actual
Untuk menghitung nilai Productivity Index ( PI ) actual digunakan rumus :
PI= qP* - Pwf (8)
Dimana :
q = 136,8 bfpd
Pwf = 1240,29 psi
P* = 2130 psi (didapatkan dari grafik PBU test
2. Untuk menghitung nilai Productivity Index ( PI ) ideal digunakan rumus :
PI= qP* - Pwf- ΔPskin (9)
Dimana :
q = 136,8 bfpd
P* = 2130 psi (didapatkan dari grafik PBU test)
Pwf = 1240,29 psi
Δp skin = 592,4469 psi
3. Flow eficiency merupakan perbandingan antara produktifitas indeks aktual dengan produktifitas indeks ideal, nilai flow eficiency ini akan digunakan untuk perhitungan kurva inflow performance relationship metode standing , harga FE dapat diperloeh dengan persamaan [7] :
FE=PI actualPI ideal
FE= P* - Pwf - ΔPskinP* - Pwf (10)
Dimana :
P* = 2130 psi (didapatkan dari grafik PBU test)
Pwf = 1240,29 psi
Δp skin = 622,4534 psi
Inflow Performance Relationship (IPR) untuk suatu sumur adalah hubungan antara besarnya laju alir yang masuk ke dalam lubang sumur (qo) dengan tekanan alir dasar sumur (Pwf ). Tekanan aliran dasar sumur ideal, Pwf tidak dipengaruhi oleh adanya faktor skin, sedangkan Pwf' adalah tekanan dasar sumur sebenarnya yang dipengaruhi oleh faktor skin. Hubungan antara kedua tekanan alir dasar sumur tersebut adalah;
Pwf' = Pr – FE (Pr-Pwf) (11)
qoq max=1-0,2 PwfPs-0,8 PwfPs2 (12)
Dimana :
Qmax = Laju produksi maksimal pada kondisi FE=1 psi
P'wf = Ps-(Ps-Pwf)FE
2. METODE PENELITIAN
Penelitian ini dimulai tanggal 9 desember 2013 sampai 20 februari 2014 di Sumur "X" field Prabumulih PT. Pertamina EP, Prabumulih. Bagan alir penelitian pada Gambar 1.
Evaluasi Hasil Well Test Dengan Pressure Build Up Test Untuk Identifikasi Kerusakan Formasi Pada Sumur "X" Di Lapangan PT. Pertamina Ep Field Prabumulih
Evaluasi Hasil Well Test Dengan Pressure Build Up Test Untuk Identifikasi Kerusakan Formasi Pada Sumur "X" Di Lapangan PT. Pertamina Ep Field Prabumulih
Studi Literatur
Studi Literatur
Pengumpulan Data :
Pengumpulan Data :
Pengolahan dan analisis data Penentuan akhir periode wellbore storage Perhitungan permeabilitas, skin, Δp skin, dan flow efisiensi Perhitungan inflow performance relationship
Pengolahan dan analisis data
Penentuan akhir periode wellbore storage
Perhitungan permeabilitas, skin, Δp skin, dan flow efisiensi
Perhitungan inflow performance relationship
Kesimpulan dan Saran
Kesimpulan dan Saran
Laporan Akhir
Laporan Akhir
Gambar 1. Bagan Alir Penelitian
Penelitian dimulai dengan mencari referensi buku, jurnal-jurnal baik yang berasal dari dalam maupun luar negeri, laporan penelitian serta informasi dari internet yang berhubungan dengan penelitian. Setelah itu dilakukan pengumpulan data di lapangan. Data yang didapat kemudian diolah dan dianalisis dengan menggunakan program Microsoft Excel 2010. Hasil yang didapatkan menjadi kesimpulan dan saran didalam penelitian yang dilakukan.
3. HASIL DAN PEMBAHASAN
3.1. Hasil Pressure Build Up Pada Sumur "X"
Data yang dianalisa pada penelitian ini merupakan data sumur "x" yang terletak di reservoir struktur tasim pada Lapisan Baturaja. Pada sumur "x" ini terjadi penurunan tekanan reservoir yang mengakibatkan penurunan laju produksi fluida menjadi menurun. Data yang didapatkan peneliti pada sumur ini berupa data waktu ,tekanan dan juga nilai dari properties sumur. Dalam menganalisa data , kita menggunakan pressure build up test, yang merupakan suatu teknik pengujian yang dilakukan dengan cara memproduksikan sumur selama selang waktu tertentu dengan laju alir yang tetap, kemudian menutup sumur sehingga tekanan menjadi naik dan dicatat sebagai fungsi waktu. Dari hasil pressure build up ini dapat diketahui karakteristik formasi sumur seperti permeabilitas ( k ) , skin ( s ), flow eficiency ( FE ), delta p skin (ΔP skin), dan productivity index (PI). Berikut ini adalah grafik hasil well test pada sumur "x". (Gambar 1)
3.2. Menentukan Akhir Periode Wellbore Storage
Penentuan akhir dari periode wellbore storage berguna untuk mengetahui tekanan yang tidak terpengaruh oleh wellbore storage untuk selanjutnya akan dianalisa menggunakan pressure build up test, wellbore storage sendiri merupakan tekanan pengukuran yang hanya mengambarkan kondisi tekanan lubang sumur dan belum mengambarkan kondisi tekanan reservoir. Langkah awal yang harus dilakukan adalah menentukan akhir dari periode wellbore storage dengan cara memplot kurva antara perubahan tekanan (Δp) terhadap waktu penutupan (Δt) pada grafik log-log (Gambar 2). Untuk menganalisa akhir dari wellbore storage, tarik garis lurus 450 sampai mendekati kenaikan tekanan yang mulai stabil pada titik C ( 0,74 jam ; 725,57) psi. Dari titik C lalu akan diukur 1 psi/cycle untuk menentukan akhir dari periode wellbore storage. Maka didapatkan tekanan yang tidak terpengaruh oleh efek wellbore storage yaitu dimulai pada titik D (7,47 jam ; 850,871 psi). Tekanan penutupan sumur yang dipengaruhi wellbore storage belum bisa menentukan tekanan reservoir mula-mula (P*).
Gambar 1. Grafik Hasil Well Test Sumur "X"
Gambar 2. Grafik Wellbore Storage Sumur "X"
Gambar 3. Grafik Pressure Build Up Test Metode Horner Sumur "X"
3.3 Analisa Horner Plot
Setelah mengetahui akhir dari periode efek wellbore storage, yang selanjutnya dilakukan untuk menganalisa grafik pressure build up adalah membuat horner plot. Untuk membuat Horner Plot dengan cara memplotkan antara Log ( tp + Δt ) / Δt terhadap Pws (Gambar 3).Dari grafik yang telah dibuat akan diekstrapolasikan garis lurus (E-E'), garis lurus ini dimulai dari data yang tidak dipengaruhi oleh wellbore storage yaitu pada titik D (7,396;2091,16) hingga titik B (2,041;2113,68). Langkah selanjutnya adalah menentukan tekanan static mula-mula (P*), sudut kemiringan (m), dan tekanan pada saat 1 jam (P1 jam). P* bintang ini diperoleh dari perpanjangan garis (E-E') dari data yang bebas dari pengaruh wellbore storage sehingga memotong tekanan statik penutupan sumur (Pws), sedangkan sudut kemiringan (m) didapatkan dengan menghitung kenaikan tekanan statik penutupan sumur untuk setiap satu log cycle, dan P 1 jam didapatkan dengan melihat nilai tekanan shut in pada garis ektrapolasi pada saat satu jam.
Tekanan Statik Mula-Mula (P*)
Setelah diekstrapolasikan garis (E-E') pada data yang telah bebas dari pengaruh wellbore storage dan memotong tekanan statik penutupan sumur (Pws) (Gambar 3) didapatkan nilai tekanan static awal reservoir (P*) yaitu sebesar 2130 psi.
Slope (m)
Setelah didapatkan nilai dari P* lalu akan dicari nilai dari slope (m) dengan cara membaca harga kenaikan tekanan static penutupan sumur untuk setiap satu log cycle. Nilai tekanan yang digunakan adalah nilai tekanan statik (P log 10), caranya adalah menarik garis vertical pada P log 10 yang berpotongan garis E-E' dan tarik garis horizontal hingga didapatkan tekanan sebesar 2080 psi. P log 10 ini digunakan dalam menentukan nilai m dengan interval antara P* terhadap P log 10 pada satu cycle dan didapatkan nilai m nya sebesar 50 psi/cycle.
Tekanan Pada Saat 1 Jam (P 1 jam)
Selanjutnya akan dicari nilai dari tekanan pada saat 1 jam (P 1 jam) dengan cara melihat waktu horner ((tp+Δt)/ Δt) pada saat penutupan sumur (Δt) pada saat satu jam yang ditunjukkan titik G' (49,35;2014,917). Dari titik G' ini akan ditarik garis vertical yang berpotongan garis E-E', kemudian tarik garis lurus secara horizontal dan didapatkan nilai P 1 jam sebesar 2050 psi.
3.4. Perhitungan Kondisi Formasi Sumur
Dari analisa pressure build up test menggunakan metode horner menghasilkan data berupa nilai slope (m) sebesar 50 psi/cycle, tekanan static mula-mula (P*) sebesar 2130 psi, dan P 1 jam sebesar 2020 psi. Dari data slope, tekanan static mula-mula, dan tekanan 1 jam akan digunakan untuk menentukan nilai dari permeabilitas (k), skin (S), delta P skin (ΔPs), produktifitas indeks (PI), dan flow eficiency (FE). Pencarian nilai ini berfungsi untuk melihat kondisi formasi di formasi di sekitar lubang sumur, apakah mengalami kerusakan atau tidak.
Permeabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Dari data yang telah dikumpulkan maka didapatkan nilai permeabilitas dari sumur "x" yaitu :
k= 162,6 . q . B . µm . h
k=162,6 . 136,8 . 1,30839 . 0,4684250 . 32,808
k = 8,31 md
Perhitungan skin ini diperlukan untuk mengetahui tingkat kerusakan pada formasi disekitar lubang sumur. Nilai skin dari sumur x ini adalah.
S =1,151( P1jam-Pws m-logk(Ф . µ . Ct . rw2+ 3,23)
S =1,151( 2050-1188,95 50-log8,31(0,15 . 0,46842 . 0,000013 (0,3 .0,3)+3,23)
S =14,32
Dari hasil perhitungan nilai skin ini didapatkan skin yang bernilai positif yaitu sebesar +14,32 , ini berarti terjadi kerusakan formasi di sekitar lubang sumur "x". Hal ini dapat mengakibatkan penurunan produktifitas sumur "x"
Dikarenakan adanya skin pada formasi tersebut maka dapat mengakibatkan terjadinya penurunan tekanan.Dari hasi perhitungan Δp skin
Δp skin = 0,87 . m . S
Δp skin = 0,87 . 50 . 14,32
Δp skin = 622,4534 psi
3.5. Perhitungan Produktifitas Sumur
Produktifitas sumur adalah kemampuan sumur untuk mengalirkan fluida, hal ini dapat dilihat dari nilai produktifitas index sumur tersebut, productivity index terbagi dua yaitu pada saat kondisi aktual dan pada saat kondisi ideal. Productivity index actual adalah kemampuan sumur sebenarnya dalam menalirkan fluida sedangkan produktifitas index ideal adalah kemampuan sumur dalam mengalirkan fluida setelah mengalami penurunan tekanan akibat adanya skin. Perhitungan productivity index actual menghasilkan nilai
PI= qP* - Pwf
PI= 136,8 2130- 1240,29
PI=0,1537 bbl/psi
Sedangkan productivity index ideal menghasilkan nilai
PI= qP* - Pwf- ΔPskin
PI= 136,8 2130- 1240,29-622,4534
PI=0,511 bbl/psi
Flow eficiency merupakan perbandingan antara produktifitas indeks aktual dengan produktifitas indeks ideal, nilai flow eficiency ini akan digunakan untuk perhitungan kurva inflow performance relationship emtode standing , harga FE dapat diperloeh dengan persamaan :
FE=PI actualPI ideal
FE= 2130 - 1240,29 - 622,45342130-1240,29
FE=0,30=30%
Sumur "x" ini memiliki flow eficiency sebesar 0,30. Nilai ini menunjukkan laju alir produksi aktual sumur "x" sebesar 0,30 dari laju alir produksi ideal pada saat tidak terdapat skin. Hal ini juga menunjukkan bahwa disekitar lubang sumur mengalami kerusakan formasi
3.6. Perhitungan Inflow Performance Relationship (IPR)
Setelah menganalisa Pressure Build Up pada sumur x selanjutnya akan dilakukan analisa inflow performance relationship untuk sumur "x" dengan menggunakan metode standing[9]. Hasil perhitungan laju alir maksimum (q max) untuk sumur x adalah
Untuk FE = 1
QQmax =1-0,2 1-FE1-PwfPs-0,81-FE1-PwfPs2
136,8Qmax =1-0,21-0,301-1240,292125,69-0,81-0,301-1240,292125,692
Qmax =468,49 bfpd
Untuk FE = 0,30
QQmax =1-0,2 1-FE1-PwfPs-0,81-FE1-PwfPs2
Q577,21 =1-0,21-0,301-02125,69-0,81-0,301-02125,692
Q =219,25 bfpd
Pada kurva IPR diatas dapat dilihat perbedaan produktifitas sumur untuk FE = 0,30 dan untuk FE = 1. Untuk FE = 0,30 didapatkan nilai laju alir maksimal (Qmax) sebesar 219,25 bfpd dan untuk FE = 1 didapatkan nilai laju alir maksimal (Qmax) sebesar 468,49 bfpd, penurunan ini disebabkan adanya skin yang berpengaruh terhadap menurunya efisiensi aliran pada sumur x ini dan dapat disimpulkan sumur x ini mengalami kerusakan formasi[10].
Tabel 1 Data IPR
No
pwf/ps
pwf
FE = 0,30
FE = 1
q
q/q max
q
q/q max
1
0
0
219,25
0,468
468,49
1
2
0,1
212,57
200,36
0,428
455,37
0,972
3
0,2
425,14
180,80
0,386
434,76
0,928
4
0,3
637,71
160,56
0,343
406,65
0,868
5
0,4
850,28
139,65
0,298
371,04
0,792
6
0,5
1062,85
118,06
0,252
327,94
0,7
7
0,6
1275,41
95,80
0,204
277,35
0,592
8
0,7
1487,98
72,86
0,156
219,25
0,468
9
0,8
1700,55
49,25
0,105
153,66
0,328
10
0,9
1913,12
24,96
0,053
80,58
0,172
11
1
2125,69
0
0,000
0
0
Gambar 4. Grafik IPR Hasil PBU Test Sumur "X"
4. KESIMPULAN
Dari hasil analisa log-log (Δp) dan (Δt) didapatkan akhir dari periode wellbore storage yaitu pada titik D (7,747;850,871).
Dilakukan analisa horner plot dimulai dari akhir periode wellbore storage didapatkan nilai permeabilitas (k) sebesar 8,31 md, tekanan static mula-mula (P*) sebesar 2130 psi dan nilai slope (m) sebesar 50 psi/cycle.
Sumur x ini memiliki nilai Productivity Indeks yang relatif kecil yaitu sebesar 0,153 bbl/psi untuk Productivity Indeks Actual dan 0,511 bbl/psi untuk Produktivity Indeks Ideal dan Flow eficicency sebesar 30%.
Produksi maksimal minyak yang didapat untuk flow eficiency = 0,30 didapatkan nilai laju alir maksimal (Qmax) sebesar 219,25 bfpd dan untuk flow eficiency = 1 didapatkan nilai laju alir maksimal (Qmax) sebesar 468,49 bfpd. Hal ini menunjukkan terjadinya penurunan produksi dari sumur "x"
Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan nilai skin sebesar +14,32 , ini menunjukkan adanya hambatan atau kerusakan pada sumur tersebut.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Ahmed, T.(2006).Reservoir Engineering Handbook 3rd Edition. Boston : Gulf Professional Publishing.
[2] Chaudhry, A.U.(2004).Oil Well Testing Handbook. London : Gulf Professional Publishing
[3] Andeka, I.P.(2011).Analisa Pressure Build Up Test Dengan Menggunakan Metode Horner Dan Saphir 3.20 Untuk Identifikasi Kerusakan Formasi Pada Sumur "KB" Lapangan "D". Yogyakarta : Program Sarjana di Universitas Pembangunan Nasional "Veteran" : tidak diterbitkan.
[4] Desorcy, G.J.(1978).Theory And Practice Of The Testing Of Gas Wells. Calgary : Energy Resources Conservation Board.
[5] Economides, M.J.(1997).Reservoir Stimulation Third Edition. Willey
[6] Lyons, W.C.(1996).Standard Handbook Of Petroleum And Natural Gas Engineering. Houston : Gulf Professional Publishing.
[7] Ellis, D.V.(2000).Well Logging For Earth Scientist Second Edition. Amsterdam : Spinger.
[8] Sabet, M.A.(1991).Well Test Analysis. Texas : Gulf Professional is imprint Elsevier
[9] Ahmad, T.(2002).Reservoir Engineering Handbook . Texas : Gulf Professional is imprint Elsevier
[10] Vogel, J.V.(1968).Inflow Performance Relationship Curve For Solution Gas Drive. Calif : Shell Oil Co Bakersfield
