ANALISA UJI DELIVERABILITAS BERDASARKAN DATA UJI SUMUR UNTUK MENENTUKAN LAJU ALIR YANG SESUAI PADA SUMUR „X‟ LAPANGAN „Y‟
PROPOSAL SKRIPSI
Disusun oleh : NAMA
: EKA HARMANSYAH
NO. MHS
: 113.090.023
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2013
I.
JUDUL ANALISA UJI DELIVERABILITAS BERDASARKAN DATA UJI
SUMUR UNTUK MENENTUKAN LAJU ALIR YANG SESUAI PADA SUMUR „X‟ LAPANGAN „Y‟
II.
LATAR BELAKANG
Sumber energi gas bumi merupakan sumber energi yang tidak dapat diperbaharui dan pemanfaatannya dewasa ini menjadi suatu kebutuhan cukup penting mengingat cadangan minyak semakin menipis dan kebutuhan energi ener gi yang semakin meningkat. Selama proses produksi gas berlangsung, laju produksi sumur akan berkurang seiring dengan bertambahnya waktu berproduksinya sumur gas tersebut, di sisi lain perusahaan harus tetap mendapatkan laju produksi yang optimum, keuntungan semaksimal mungkin dan juga memiliki nilai tambah di dalam menjalankan operasinya. Oleh karena itu, sebagai pertimbangan utama, terlebih dahulu perlu diketahui kemampuan produksi sumur gas tersebut. Melalui analisa Uji Deliverabilitas dan pressure test akan diketahui seberapa besar produktivitas sumur gas.
III. PERUMUSAN MASALAH
Permasalahan yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah menentukan besarnya laju alir yang sesuai dengan sumur yang diuji agar diperoleh produksi gas yang optimum.
IV. MAKSUD DAN TUJUAN
Maksud dari penelitian ini adalah melakukan analisa uji deliverabilitas berdasarkan data uji sumur gas meliputi identifikasi karakteristik reservoir, menentukan AOFP, membuat IPR, kurva Tubing Intake dan mengetahui pengaruh komplesi terhadap produktivitas produktivitas sumur.
Tujuan dari penelitian ini adalah untuk memperoleh laju alir yang sesuai dengan produktivitas sumur.
V.
HIPOTESIS
Dari analisis data uji sumur (uji deliverabilitas dan Pressure Test) diperoleh besaran karakteristik reservoir gas, selanjutnya akan diketahui kemampuan suatu sumur gas untuk berproduksi yang ditunjukkan dalam kurva Inflow Performance Relationship (IPR), kemudian besarnya laju aliran yang sesuai dapat ditentukan dari perpotongan kurva tubing intake dengan kurva IPR.
VI. METODOLOGI PENELITIAN
Metodologi penelitian yang akan dipaparkan adalah tentang ruang lingkup penelitian, jenis data-data yang diperlukan, sumber data, teknik pengumpulan data dan teknik penganalisaan data. a. Ruang Lingkup Penelitian
Ruang lingkup penelitian berdasarkan atas survey penelitian di lapangan yang berkaitan dengan judul penelitian. b. Data-data yang Diperlukan
1. Data Geologi 2. Data Batuan 3. Data Fluida 4. Data Tekanan 5. Data Produksi 6. Data Laju Alir 7. Data Penunjang. c. Sumber Data
Sumber data diperoleh pada lapangan yang bersangkutan atau tempat dilakukan penelitian. d. Teknik Pengumpulan Data
Teknik pengumpulan data dilakukan secara observasi, wawancara dan analisis. e. Teknik Penganalisaan Data
Teknik penganalisaan data uji sumur meliputi:
1. Penentuan parameter reservoir menggunakan manual analisis (Metode Horner) atau dengan analisis menggunakan simulator. 2. Menentukan parameter deliverabilitas dengan metode analisis konvensional atau dengan metode LIT. 3. Mengetahui pengaruh komplesi terhadap aliran dari reservoir menuju sumur dengan metode Locke dan persamaan McLeod. 4. Membuat kurva IPR dari hasil analisi uji deliverabilitas dan pressure test. 5. Membuat kurva tubing intake dengan menggunakan grafik pressure tr avers.
VII. SISTEMATIKA PENYELESAIAN 1. Tinjauan Umum Lapangan
a. Sejarah Lapangan b. Letak Geologi dan Geografis Lapangan. 2. Uji Sumur Gas.
a. Rate Test b. Pressure Test. 3. Persiapan Data 4. Penentuan Parameter Reservoir
a. Rate Test: Koefisien performance (C ), inverse slope dari garis kurva deliverability yang setabil (n) b. Pressure Test: Transmisibilitas (kh), Faktor skin ( s), Faktor high velocity ( D), Tekanan Reservoir (Pr). 5. Penentuan Deliverabilitas Sumur Gas
a. Absolute Open Flow Potential (AOFP) b. Inflow Performance Relationship (IPR) 6. Penentuan Sd, Sp dan Sdp. 7. Penentuan Laju Alir yang Sesuai Pada Sumur.
VIII. KERANGKA PEMIKIRAN
IX. JADWAL KEGIATAN PENELITIAN
NO.
KEGIATAN
WAKTU (BULAN) 09 1
1.
Pengajuan Proposal
2.
Studi
Lapangan
2
10 3
4
1
2
11 3
4
1
2
12 3
4
1
2
01 3
4
1
2
Dan
Pengambilan Data 3.
Penyusunan Tugas Akhir
4.
Bimbingan Tugas Akhir
5.
Sidang Pendadaran
X.
RENCANA DAFTAR PUSTAKA
Abdassah, Doddy, Ir Ph D.; “Teknik Eksploitasi Gas Bumi” ; Buku Pegangan Kuliah TM, ITB; Bandung; 1985. Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.; “Advanced Reservoir Enginnering”,2005 Amyx, J.W.; Bass, D, M.Jr.; Whiting, R.L; “Petroleum Reservoir Engineering” ; McGraw Hill Company; New York-Toronto-London; 1960. Beggs, Dale. H.; “Gas Production Operations” ; Oil and Gas Consultant International. Inc.; OGCI Publication, Tulsa Oklahoma; USA;1995. Brown, Kermit E.; Beggs, Dale. H; “The Technology Of Artificial Lift Methods” ; Volume I; Penwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma,
1980. Chaudhry, Amanat U.: ”Gas Well Testing Handbook” Gulf Professional, Publishing:Elsevier Science B.V,Texas:2003 Ikoku, Chi U. ; “Natural Gas Production Engineering”; The Pennsylvania State University; Krieger Publishing Company; Malabar, Florida; USA; 1992.
3
4
X.
RENCANA DAFTAR PUSTAKA
Abdassah, Doddy, Ir Ph D.; “Teknik Eksploitasi Gas Bumi” ; Buku Pegangan Kuliah TM, ITB; Bandung; 1985. Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.; “Advanced Reservoir Enginnering”,2005 Amyx, J.W.; Bass, D, M.Jr.; Whiting, R.L; “Petroleum Reservoir Engineering” ; McGraw Hill Company; New York-Toronto-London; 1960. Beggs, Dale. H.; “Gas Production Operations” ; Oil and Gas Consultant International. Inc.; OGCI Publication, Tulsa Oklahoma; USA;1995. Brown, Kermit E.; Beggs, Dale. H; “The Technology Of Artificial Lift Methods” ; Volume I; Penwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma,
1980. Chaudhry, Amanat U.: ”Gas Well Testing Handbook” Gulf Professional, Publishing:Elsevier Science B.V,Texas:2003 Ikoku, Chi U. ; “Natural Gas Production Engineering”; The Pennsylvania State University; Krieger Publishing Company; Malabar, Florida; USA; 1992. Mc. Cain. Jr, William D.; “The Properties of Petroleum Fluids” ; PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma; 1973. ________,;“Theory and Practice of the of Gas Wells 3rd Edition”ERCB;1975
XI. RENCANA DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL HALAMAN PENGESAHAN HALAMAN PERSEMBAHAN KATA PENGANTAR DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN BAB I. PENDAHULUAN BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “Y”
2.1. Letak Geografis Lapangan “Y” 2.2. Tinjauan Geogologi Lapangan “Y” 2.1.1. Stratigrafi Lapangan “Y” 2.2.2. Struktur Geologi Lapangan “Y” 2.3. Sejarah Produksi Lapangan “Y” BAB III. TEORI DASAR DELIVERABILITY GAS
3.1. Sifat-sifat Fisik Gas 3.1.1. Hubungan P, V, dan T 3.1.2. Viskositas Gas 3.1.3. Faktor Volume Formasi Gas 3.1.4. Kompresibilitas Gas 3.2. Teori Dasar Aliran Gas Dalam Media Berpori 3.2.1. Aliran Mantap (Steady State Flow) 3.2.2. Aliran Semi Mantap ( Pseudo Steady State Flow) 3.2.3. Aliran Tidak Mantap (Unsteady State Flow) 3.3. Uji Sumur Gas 3.3.1. Pressure Test 3.3.1.1. Pressure BuildUp Test 3.3.1.2. Pressure Drawdown Test 3.3.2. Deliverabilitas Gas
3.3.2.1. Back Pressure Test 3.3.2.2. Isochronal Test 3.3.2.3. Modified Isochronal Test 3.3.2.4. Analisa Uji Deliverabilitas A. Metode Konvensional (Rawlins-Schellhardt) B. Metode Jones Blount Glaze C. Metode LIT 3.4. Pengaruh Komplesi Sumur 3.5. Kurva IPR 3.5.1. Metode Konvensional (Rawlins-Schellhardt) 3.5.3. Metode LIT 3.6. Kurva Tubing Intake 3.6.1. Metode Cullender-Smith BAB IV. PENENTUAN LAJU ALIR OPTIMUM SUMUR “X” LAPANGAN
4.1. Penentuan Besaran Karakteristik Reservoir 4.1.1. Pressure Transient Test 4.1.2. Deliverability Test 4.2. Penentuan Pengaruh Komplesi Sumur Terhadap Aliran di Reservoir 4.3. Pembuatan Kurva IPR 4.4. Pembuatan Kurva Tubing Intake BAB V. PEMBAHASAN BAB VI. KESIMPULAN DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN
TINJAUAN PUSTAKA 4. Uji Sumur Gas
Secara garis besar, terdapat dua jenis uji sumur untuk sumur gas, yang pertama adalah uji deliveribilitas termasuk back pressure test, Isochronal test dan Modified Isochronal test dan yang kedua adalah pressure test (pressure buildup dan pressure drawdown). 4.1. Uji Deliverabilitas
Pada pertama kalinya pengujian untuk menentukan kemampuan sumur gas untuk berproduksi dilakukan dengan cara membuka sumur dan menghubungkan sumur dengan tekanan atmosfer, dan harga AOF diukur langsung dengan menggunakan impact pressure gauge yang dipasang dipermukaan. Penyajian dengan cara ini hanya efektif untuk digunakan pada sumur yang dangkal, sedangkan sumur gas yang dalam dengan ukuran tubing yang kecil akan memberikan hasil yang tidak akurat. Pembukaan sumur yang relatif lama akan menyebabkan pemborosan gas secara sia-sia, selain dapat menimbulkan kerusakan pada formasi serta dapat menimbulkan bahaya lain yang tidak diinginkan. Berdasarkan alasan diatas, maka mulai dikembangkan metoda uji deliverability yang lebih modern dengan menggunakan laju aliran yang sesuai dan dapat dikontrol, diantaranya yakni Back Pressure, Isochronal dan Modified Isochronal. Deliverabilitas
adalah
kemampuan
dari
suatu
sumur
gas
untuk
2
berproduksi, yang dinyatakan dalam bentuk grafik ( p R - pwf 2) vs Qsc. Uji deliverability merupakan suatu uji sumur yang umum digunakan untuk menentukan produktivitas sumur gas. Uji ini terdiri dari tiga atau lebih aliran dengan laju alir, tekanan dan data lain yang dicatat sebagai fungsi dari waktu. Indikator produktivitas yang diperoleh dari uji ini adalah Absolute Open Flow Potential (AOFP), yang didefinisikan sebagai kemampuan suatu sumur gas untuk memproduksi gas ke permukaan dengan laju alir maksimum pada tekanan alir
dasar sumur ( sandface) sebesar tekanan atmosphere (± 14,7 psia). Hal ini tidak dapat diukur secara langsung tetapi dapat diperoleh dari uji deliverability. Pada masa awal dari tes penentuan dari deliverabilitas ini sudah dikenal persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan ini menyatakan hubungan antara q sc terhadap 2
q sc = C( p R - pwf 2 )n
2
p
pada kondisi aliran yang stabil.
.................................................................(4-1)
dimana : q sc = laju aliran gas Mscf/d C = koefisien performance yang menggambarkan posisi kurva deliverabilitas yang setabil, Mscfd/psia2 n
= bilangan eksponen, merupakan inverse
slope dari
garis kurva
deliverability yang stabil dan mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia-turbulensi terhadap aliran, umumnya berharga antara 0.5-1. atau n = tan θ
p R = tekanan rata-rata reservoir, psia. pwf = tekanan alir dasar sumur, psia
θ
Gambar 4.1. Grafik Deliverabilitas (Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990) 4.2.1. Back Pressure Test
Convensional back pressure atau disebut juga flow after flow test , metode ini pertama kali ditemukan oleh Pierce dan Rawlins (1929) untuk mengetahui kemampuan sumur berproduksi dengan memberikan tekanan balik
(back
pressure) yang berbeda-beda. Pelaksanaan dari tes yang konvensional ini dimulai dengan jalan menutup sumur, untuk menentukan harga p R . Selanjutnya sumur diproduksi dengan laju sebesar q sc sehingga aliran mencapai stabil, sebelum diganti dengan laju produksi lainnya. Setiap perubahan laju produksi tidak didahului dengan penutupan sumur. Gambar skematis dari proses “back pressure test” diperlihatkan pada Gambar 4.2. Analisis deliverability didasarkan pada kondisi aliran yang stabil. Untuk keperluan ini diambil tekanan alir di dasar sumur, p wf , pada akhir dari periode suatu laju produksi. Lama waktu pencapaian kondisi stabil dipengaruhi oleh permeabilitas batuan. Waktu untuk mencapai kestabilan ini dapat diperkirakan berdasarkan waktu mulai berlakunya aliran semi mantap.
t D = 0,25 r eD ...................................................................................... (4-2) Berdasarkan definisi tD, yaitu : -4 0 t D = 2,637 ×1
kt
C r w
2
………………………………………….. (4-3)
maka harga waktu mencapai kondisi stabil, t s, adalah :
ts
948
C r e k
2
1000
C r e k p R
2
...................................................... (4-4)
keterangan :
1
C
= Viscositas pada p .
viscos itas pada p R
p R R
Gambar 4.2. Diagram Laju Produksi dan Tekanan Dari Back Pressure Test (Ikoku, Chi.; “ Natural Gas Reservoir Engineering ”1984)
Prosedur pelaksanaan Back Pressure Test adalah sebagai berikut:
1. Sumur ditutup hingga mencapai keadaan kesetimbangan statik, tekanan terukur dicatat sebagai tekanan rata – rata reservoir ( p R ). 2. Sumur diproduksi dengan laju aliran tertentu (q 1) hingga mencapai tekanan stabil dan catat laju alir serta tekanan alir sebagai q1 dan pwf1. 3. Kemudian ubah laju aliran menjadi q 2 hingga mencapai tekanan stabil dan catat laju alir serta tekanan alir sebagai q2 dan pwf2. 4. Ulangi langkah 2 dan 3, umumnya hingga empat kali. Setelah diperoleh sejumlah perubahan laju aliran, sumur kemudian ditutup 4.2.2. Isochronal Test
Back Pressure Test hanya dapat memberikan hasil yang baik bila dilangsungkan pada reservoir dengan permeabilitas tinggi. Sedang untuk reservoir dengan permeabilitas rendah, akan diperlukan waktu yang cukup lama untuk mencapai kondisi yang stabil, sehingga apabila uji dilakukan pada sumur yang belum mempunyai fasilitas produksi, jumlah gas yang dibakar cukup besar. Bertolak
dari
kelemahan
back-pressure
test ,
maka
Cullender
mengembangkan isochronal test guna memperoleh harga deliverability pada sumur dengan permeabilitas rendah yang memerlukan waktu yang lama untuk mencapai kondisi stabil. Cullender juga mengusulkan suatu cara tes berdasarkan anggapan, bahwa jari-jari daerah penyerapan yang efektif (efektive drainage radius), r d, adalah fungsi dari t D dan tidak dipengaruhi oleh laju produksi. Ia mengusulkan laju yang berbeda tetapi dengan selang waktu yang sama, akan memberikan grafik log
p
2
vs log q sc yang linier dengan harga eksponen n yang
sama, seperti pada kondisi aliran yang stabil. Tes ini terdiri dari serangkaian proses penutupan sumur sampai mencapai stabil, p R , yang diusulkan dengan pembukaan sumur, sehingga menghasilkan laju produksi tertentu selama jangka waktu t , tanpa menanti kondisi stabil. Diagram laju produksi dan tekanan di dasar sumur dapat dilihat pada Gambar 4.3. Setiap perubahan laju produksi didahului oleh penutupan sumur sampai tekanan mencapai stabil, p R . pada Gambar 4.3 ditunjukkan beberapa hal penting yang berkaitan dengan urutan uji isochronal, yaitu :
1. Waktu alir, kecuali pengaliran yang terakhir, berlangsung dalam selang waktu yang sama. 2. Perode penutupan berlangsung sampai p = pR , bukannya selang waktu yang sama panjang. 3. Pada periode pengaliran terakhir, sumur dialirkan sampai mencapai keadaan stabil, tetapi hal ini tidak mutlak. Prosedur pelaksanaan dari isochronal test adalah sebagai berikut: 1. Sumur ditutup hingga mencapai keadaan keseimbangan statik, tekanan terukur dicatat sebagai tekanan rata-rata reservoir (pR ) 2. Sumur diproduksikan dengan laju aliran q 1 selama waktu t1, dan catat laju aliran serta tekanan alir sebagai q1 dan p wf1 3. Sumur ditutup kembali selama waktu t, hingga mencapai kondisi kesetimbangan statik (pR ) 4. Sumur diproduksi selama waktu t 2 (sama dengan t1) dengan ukuran choke yang berbeda dan catat laju aliran dan tekanan alir sebagai q2 dan p wf2. 5. Ulangi langkah 3 dan 4 beberapa kali (umumnya cukup sampai emapat titik) dengan waktu alir t 1.
Gambar 4.3. Diagram Laju Produksi dan Tekanan Dari Isochronal Test (ERCB, “Theory and Practice of the of Gas Wells”1975) 4.2.3. Modified Isochronal Test
Metoda
ini
merupakan
pengembangan
dari
metoda
isochronal,
perbedaannya terletak pada penutupan sumur tidak perlu mencapai kondisi stabil. Pada reservoir yang ketat, penggunaan tes isochronal belum tentu menguntungkan bila diinginkan penutupan sumur sampai mencapai keadaan stabil. Katz dkk (1959) telah mengusulkan suatu metode untuk memperoleh hasil yang mendekati hasil tes isochronal. Perbedaan metode ini dengan metode lain terletak pada persyaratan bahwa penutupan sumur tidak perlu mencapai stabil. Selain dari itu, selang waktu penutupan dan pembukaan sumur dibuat sama besar.
Gambar 4.4. Diagram Tekanan Dan Laju Produksi Selama Tes Modified Isochronal (Ikoku, Chi.; “ Natural Gas Reservoir Engineering ”)
Pengolahan data untuk analisa deliverabilitas sama seperti pada metode isochronal, kecuali untuk harga p R diganti dengan p ws, yaitu harga tekanan yang dibaca pada akhir dari setiap massa penutupan sumur. Dari Gambar 4.4. terlihat bahwa untuk suatu harga q diperoleh pasangan
p
2
atau
dengan
kondisi
sebagai berikut : q1
= (pws1)2 - (pwf1)2
q2
= (pws2)2 - (pwf2)2
q3
= (pws3)2 - (pwf3)2
q4
= (pws4)2 - (pwf4)2
Sedangkan pengolahan kurva deliverabilitas yang stabil diperoleh dengan jalan menggambarkan sebuah garis sejajar yang melalui (pws2 – pwf 2). Prinsip Kerja Modified Isochronal Test •
Sumur ditutup dan tekanan terukur dicatat sebagai tekanan rata-rata reservoir
pwf1 (=ps). Selama periode penutupan sumur, tekanan static
sumur akan membentuk beberapa harga pws yang mana harga p ws ini akan semakin kecil untuk periode aliran berikutnya. •
Sumur diproduksi dengan laju aliran tertentu (q 1) selama waktu t1 dan catat laju aliran serta tekanan alir sebagai q1 dan p wf1.
•
Sumur ditutup kembali selama waktu t, dan catat tekanannya sebagai pwf2.
•
Sumur diproduksi selama t 2 (sama dengan t1) dengan ukuran choke yang berbeda, dan catat laju aliran dan tekanan alir sebagai q2 dan p wf2.
Ulangi langkah
3 dan 4 beberapa kali (umumnya cukup sampai empat titik)
dengan waktu aliran dan waktu penutupan sama dengan t 1 hingga mencapai kondisi extended flow. 4.2.4. Metode Analisis Data Hasil Uji Deliverability
Analisa data hasil uji deliverability gas digunakan untuk menentukan indikator produktivitas sumur gas, yaitu Absolute Open Flow Potential (AOFP). Untuk keperluan tersebut, ada tiga metode analisa yang digunakan, yaitu: 1. Metode Rawlins-Schellhardt (Konvensional), 2. Metode Jones-Blount-Glaze, dan 3. Metode Laminer-Inertia Turbulence-Pseudo Pressure atau LIT (ψ ). 4.2.1.1. Metode Analisis Rawlins-Schellhardt
Pierce
dan
Rawlins
(1929)
merupakan
orang
pertama
yang
mengemukakan suatu metode uji sumur gas untuk mengetahui kemungkinan sumur gas berproduksi dengan memberikan tekanan balik ( back pressure), sehingga dikenal pula sebagai uji back pressure. Tahun 1935, RawlinsSchellhardt mengembangkan suatu persamaan empiris yang menggambarkan hubungan antara laju alir dan tekanan pada sumur gas. Hubungan tersebut dinyatakan dengan persamaan dalam bentuk pendekatan tekanan kuadrat ( square pressure), seperti berikut ini:
2 n
q sc C p R pwf 2
……………………………………………….. (4-5)
keterangan :
q sc = Laju alir gas, Mscf/d. C
=
Koefisien
performance
yang
menggambarkan
posisi
kurva
deliverability yang stabil, Mscfd/psia2. n
=
Bilangan eksponen, merupakan inverse slope dari garis kurva deliverability yang stabil dan mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia-turbulensi terhadap aliran, umumnya berharga antara 0.5 - 1
p R =
Tekanan rata-rata reservoir, psia.
p wf = Tekanan alir dasar sumur, psia. Persamaan 4-5 diatas dapat juga ditulis dalam bentuk sebagai berikut:
1 log q sc log C ………………………………. (4-6) n
log p R p wf 2
2
Harga eksponen n pada Persamaan 4-6 adalah n 1 slope , atau:
n
logq sc2 logq sc1
log p R p 2
2 wf 2
log p R p 2
…………………………….. (4-7)
2 wf 1
Harga koefisien kinerja C dapat ditentukan dari persama an berikut : C
q sc
p
R
2
p
2 n wf
……………………………………………………. (4-8)
Harga koefisien C juga dapat ditentukan dengan melakukan ekstrapolasi
2 2 garis lurus pada p R pwf 1 dan dibaca pada harga q sc . Sedangkan besarnya
harga AOFP adalah sama dengan harga q sc pada harga p wf sebesar 14.7 psi. Metode
Analisis Rawlins-Schellhardt
kurang
baik
karena
tidak
memperhatikan faktor deviasi gas, sehingga tidak cocok dengan real gas. 4.2.1.2. Metode Analisis Jones-Blount-Glaze
Metode plot data uji yang diperkenalkan oleh Jones dkk dapat digunakan pada sumur gas untuk mendapatkan kinerja sumur pada masa sekarang. Metode ini digunakan untuk menentukan koefisien turbulensi b dan koefisien laminar a. Persamaan aliran radial semi-mantap dapat ditulis dalam bentuk: 12
p R pwf 2
2
1422μ g z Tq sc 0.472r e 3.161x 10 β z Tγ g q sc ln s 2 kh r w h
2
1 1 ….. (4-9) r w r e
keterangan: pr
=
Tekanan rata-rata reservoir, psia.
pwf
=
Tekanan alir dasar sumur, psia.
T
=
Temperatur dasar sumur, 0R.
μ
=
Viskositas gas, cp.
γg
=
Specific gravity gas, fraksi.
z
= Faktor deviasi gas, fraksi.
k
= Permeabilitas efektif, mD.
h
= Ketebalan formasi produktif, ft.
β
10 1.201 = Koefisien kecepatan aliran, ft-1 = 2.33 x10 k .
q
= Laju alir gas.
r e
= Jari-jari pengurasan, ft.
r w
= Jari-jari sumur, ft.
s
= Faktor skin, dimensionless.
Persamaan 4-9 bila dibagi dengan q sc akan menghasilkan: p R pwf 2
2
q sc
Δ p 2 qsc
a b qsc ……………………………………….(4-10)
dengan koefisien aliran laminar a adalah : a
1422μ g z T 0.472r e ln s …………………………………….(4-11) kh r w
karena 1 r e amat kecil, maka dapat diabaikan, dan koefisise n aliran turbulen b : b
3.161x 10
12
β z Tγ g
2
h r w
Bila diplot antara Δ p
…………………………………………….(4-12) 2
q sc vs q sc pada kertas grafik kartesian akan
memberikan suatu garis lurus dengan slope b yang menunjukkan derajat aliran turbulen di dalam sumur dan intercept a yang menunjukkan kerusakan formasi. Harga b akan berubah setiap waktu ketika adanya perubahan pola aliran ke dalam lubang sumur. Efek dari perubahan ini dalam tahapan komplesi sumur dapat dievaluasi dengan membandingkan kedua harga b:
Jika hanya panjangnya komplesi yang berubah, maka
Untuk harga b = 0, maka ∆ P/q = a atau
̅ Harga laju produksi gas (q sc) dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut:
a a 2 4b p R 2 pwf 2
0.5
qsc
2b
………………………………….(4-13)
Slope = b
∆ Intercept = a
0 0
q
Gambar 4.5. Grafik
∆ vs q
(Ikoku, Chi.; “ Natural Gas Reservoir Engineering ”1984) Sedangkan besarnya harga AOFP adalah sama dengan q sc pada harga P wf sebesar 0 psi. AOF
a a 2 4b p R
2
0.5
2b
Metode Analisis Jones-Blount-Glaze dapat diterapkan untuk real gas, tetapi pada metode ini dibutuhkan dua data atau lebih uji aliran yang stabil, karena untuk mendapatkan harga stabil dari koefisien laminar a diperlukan sekurangkurangnya dua uji aliran yang stabil.
4.2.1.3. Metode Analisis LIT
Metode LIT atau metode Eropa merupakan uji deliverability gas yang menggunakan persamaan aliran laminar-inertial-turbulent (LIT) dalam bentuk pendekatan pseudo-pressure dengan asumsi besarnya harga μ z akan tergantung pada tekanan. Metode analisa tersebut untuk kisaran harga 2000< p<4000 psia, namun demikian penggunaan metode ψ berlaku untuk semua harga tekanan.
Bentuk kuadrat dari persamaan aliran laminar-inertia-turbulence (LIT) adalah sebagai berikut: 1. Pendekatan Tekanan (p) 2 Δ p p R pwf a1 qsc b1 qsc ………………………………………(4-14)
2. Pendekatan Tekanan Kuadrat (p2) 2 2 2 Δ p p R pwf a2 qsc b2 qsc ………………………………….(4-15)
3. Pendekatan Pseudo-Pressure ψ
Δψ ψ R ψ wf a3 qsc b3 qsc
…………………………………..(4-16)
2
Bagian pertama ruas kanan (a.q sc) dari Persamaan 4-14, 4-15, dan 4-16 menunjukkan hubungan penurunan tekanan dalam bentuk tekanan, tekanan kuadrat, atau pseudo-pressure yang disebabkan oleh pengaruh aliran laminar dan kondisi lubang sumur. Sedangkan bagian keduanya ( b.q sc2) merupakan hubungan penurunan tekanan yang disebabkan oleh aliran inertial-turbulence. Karena analisa pseudo-pressure dianggap lebih teliti dan dapat digunakan pada semua kisaran tekanan reservoir, bila dibandingkan dengan analisa pendekatan tekanan (p) atau analisa pendekatan tekanan kuadrat (p2), maka pendekatan LIT menggunakan pseudo-pressure dan untuk selanjutnya disebut sebagai pendekatan LIT ψ . 2 Dari Persamaan 4-16, plot antara Δψ b q sc vs q sc pada kertas grafik log-
log akan memberikan garis lurus. Kurva ini merupakan garis deliverability yang stabil, dimana harga a3 dan b3 dapat dicari dari persamaan berikut ini:
Δψ q q q Δψ N q q q 2
a3
sc
sc
sc
2
sc
b3
N
sc
sc
Δψ q Δψ q N q q q sc
2
sc
sc
……………………………(4-17)
sc
………………………………(4-18)
sc
Dimana N = banyaknya poin-poin data.
Gambar 4.6. Plot Uji Deliverability-Metode Eropa (Ikoku, Chi.; “ Natural Gas Reservoir Engineering ”1984)
Harga laju produksi gas dapat dihitung dengan menggunakan penyelesaian persamaan kudrat berikut ini untuk berbagai harga ∆ψ :
a 3 a 3 2 4b3
0.5
q
2b3
………………………………………..(4-19)
Sedangkan besarnya AOFP sama dengan q sc pada harga
ψ sebesar 0 psi.
Metode Analisis LIT analisa dianggap lebih teliti karena menggunakan pseudo-pressure dan dapat digunakan pada semua kisaran tekanan reservoir, bila dibandingkan dengan analisa pendekatan tekanan (p) atau analisa pendekatan tekanan kuadrat (p2). Metode ini dapat digunakan pada kondisi real gas dan hanya membutuhkan satu data uji aliran stabil.
4.2. Pressure Test Pada Sumur Gas
Mekanisme aliran fluida gas pada media berpori sangat dipengaruhi oleh sifat fisik fluida, geometri aliran, sifat-sifat PVT dan distribusi tekanan sistem. Didalam menurunkan persamaan aliran gas dan solusinya, beberapa anggapan telah digunakan yaitu media homogen, gas mengalir dengan komposisi tetap, aliran laminar dan isothermal. Oleh karena gas merupakan fluida yang fully compressible dimana sifat fisik merupakan fungsi tekanan, maka didalam penyelesaian persamaan aliran variable tekanan yang digunakan adalah p, p 2, ψ (pseudo pressure). Sebagai pegangan kasar maka dapat digunakan acuan sebagai berikut : 1. Untuk P < 2000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk “P 2”. 2. Untuk 2000 < P < 4000 psia, digunakan persamaan dalam bentuk “ψ”. 3. Untuk P > 4000 psia, digunak an persamaan dalam bentuk “P”. Informasi yang diperoleh dari tes transien adalah permeabilitas (k), faktor skin (S), koefisien turbulensi (D), dan tekanan reservoir rata-rata (PR ). Tes transien yang umum dilakukan adalah tes drawdown dan tes buildup.
4.2.1. Pressure Drawdown Testing
Persamaan berikut (persamaan 4-20) adalah persamaan dasar pressure drawdown pada sumur – sumur di reservoir gas.
wf i 1637
qT k log t log 3 . 23 0 . 87 S ' ………………..(4-20) 2 kh C t i r w
Penyelesaiannya mengikuti langkah-langkah sebagai berikut : 1. Data drawdown diambil seperti biasa, data yang dicatat adalah P wf sebagai fungsi dari waktu produksi untuk laju produksi konstan. 2. Membuat hubungan antara P wf (psia) dan wf (psia2/cp). 3. Tekanan drawdown dikonversi ke harga dan diplot versus log t, dan dibuat garis lurus yang melalui semua data. 4. Setelah garis lurus semilog ditentukan, maka dapat ditentukan besaran besaran :
kh 1637
qT m
……………………………………………………...…(4-21)
i 1 jam k S ' S Dq 1.151 3 . 23 log …………...(4-22) 2 m C r t i w Apabila pendekatan P 2 yang digunakan, maka dari plot antara Pwf 2 versus log t dapat ditentukan : kh 1637
qT Z avg m
………………………………………………………...(4-23)
P i 2 P 12 jam k S ' S Dq 1.151 3 . 23 log ……..…………...(4-24) 2 m C r t avg w 2
∆(P )skin
= 0.87 m S’ 2
FE
P r P wf P 2
2
skin
P P 2 r
2 wf
4.2.2. Pressure Buildup Testing
Menggunakan prinsip superposisi terhadap persamaan (4-20), maka persamaan pressure buildup tes untuk gas adalah : (disini akan diperlihatkan dalam bentuk metode )
ws
i
1637qT
kh
t p t ……………………………………………(4 t
log
25) Hubungan diatas menunjukkan bahwa Horner plot dapat dilakukan dengan membuat grafik
ws versus
ws dilaksanakan
log
t p t . Sedangkan hubungan antara Pwf dan t
seperti pada pressure drawdown. Apabila kemiringan dari garis
lurus, m, telah diperoleh maka : kh 1637
qT m
………………………………………………………..............(4-26)
S ' S Dq
wf k 3 . 23 1.151 ws1 jam log ..…..………....(4-27) 2 m C r t i w
Gambar 3.7 memperlihatkan contoh Horner plot untuk reservoir gas yang infinite. Menghitung S dan D : S dan D dapat ditentukan berdasarkan 2 pengujian drawdown seperti terlihat pada gambar 4.8. Dari periode drawdown yang pertama diperoleh :
Gambar 4.7. Plot Semilog Buildup, Reservoir Infinite (Ikoku.Chi U.;”Natural Gas Production Engineering”)
m1 1637
q1T kh
kemudian dari periode drawdown yang kedua juga diperoleh :
m2 1637
q2 T kh
skin dapat dihitung dari dua hasil diatas : S1’ = S + Dq1 S2’ = S + Dq2 Dengan menyelesaikan dua persamaan diatas, maka harga S dan D dapat ditentukan. Harga S dapat merupakan bilangan positif (kerusakan) atau negative (perbaikan). D harus selalu berharga positif, jika D berharga negative dapat dianggap sama dengan nol sehingga S adalah harga rata-rata S 1’dan S2’. Apabila lebih dari dua periode drawdown yang dilakukan, maka S dan D harus dievaluasi dengan metode least square, yaitu plot antara S’ dan q, kemudian ditarik garis lurus yang paling memadai. Kemiringan garis tersebut adalah D, sedangkan titik potong (intercep) dengan q = 0 adalah S.
Gambar 4.8. Grafik S‟ versus q (Ikoku.Chi U.;”Natural Gas Production Engineering”)
5. Faktor Skin dan Inersia-Turbulensi 5.1. Ski n F actor
Selama operasi pengeboran, Komplesi, atau Workover, bahan-bahan seperti filtrat lumpur, adukan semen, atau partikel clay masuk ke dalam formasi
dan dapat mengurangi permeabilitas di sekitar wellbore, hal tersebut merupakan bukan suatu yang luar biasa lagi. Efek ini biasanya disebut sebagai “kerusakan lubang sumur ” dan daerah yang mengalami perubahan permeabilitas disebut dengan “zona skin.” Zona ini dapat meluas dari beberapa inci sampai dengan beberapa ft dari lubang sumur. Selain itu, banyak sumur-sumur lain yang distimulasi
dengan
melakukan
pengasaman
(acidizing )
atau
perekahan
( fracturing), yang pada hakekatnya dapat meningkatkan permeabilitas di dekat lubang sumur. Dengan demikian, permeabilitas di dekat lubang sumur selalu berbeda dengan permeabilitas yang berada jauh di dalam formasi dimana formasi belum terpengaruh oleh operasi pengeboran atau stimulasi. Pengaruh zona skin adalah mengurangi distribusi tekanan di sekitar lubang sumur. Pada kasus kerusakan di sekitar lubang sumur, zone skin menyebabkan penambahan kehilangan tekanan di dalam formasi. Sedangkan pada kasus perbaikan formasi merupakan kebalikan dari kerusakan formasi. Jika ditinjau dari besarnya kehilangan tekanan di sekitar lubang sumur ∆ p skin, gambar 4.10 membandingkan perbedaan kehilangan tekanan akibat skin dengan tiga kemungkinan yang terjadi.
∆ p skin > 0, dimana mengindikasikan penambahan kehilangan tekanan akibat kerusakan di sekitar lubang sumur, atau dengan kata lain k skin < k .
∆ p skin < 0, dimana mengindikasikan pengurangan tekanan akibat perbaikan di sekitar lubang sumur, atau dengan kata lain k skin > k .
∆ p skin = 0, dimana mengindikasikan tidak ada perubahan di sekitar lubang sumur, atau dengan kata lain k skin = k .
Menurut everdingen kehilangan tekanan akibat skin dinyatakan dengan : pskin =
( )…………………………………………………(4-28)
Menurut Hawkins, skin faktor dapat dihitung sebagai daerah jarak r skin dengan permeabilitas k skin, yang didefinisikan sebagai:
……………………..………………….(4-29)
Gambar 4.9. Pengaruh Skin di Sekitar Lubang Sumur (Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.; “ Advanced Reservoir Enginnering ”,2005)
Gambar 4.10. Gambaran Positif dan Negatif-nya Harga Skin (Ahmed, Tarek. McKinley, Paul D.; “ Advanced Reservoir Enginnering ”,2005)
Ada tiga kemungkinan hasil yang diperoleh dalam mengevaluasi faktor skin yang tergantung pada perbandingan permeabilitas formasi terhadap permeabilitas skin (k /k skin), dan jika ln(r skin /r w ) selalu bernilai positif, yaitu: 1. Faktor skin positif, s > 0: jika terdapat kerusakan di sekitar lubang sumur, k skin < k sehingga bernilai positif. 2. Faktor skin negatif, s < 0: Ketika permeabilitas di sekitar lubang sumur lebih besar dari pada permeabilitas formasi (k skin > k ) akan diperoleh harga skin negatif yang mengindikasikan adanya perbaikan di sekitar lubang sumur. 3. Faktor skin = 0, s = 0: hal ini terjadi ketika tidak terjadi perubahan permeabilitas di sekitar lubang sumur yang diamati, k skin = k. 5.2.
I nersia-Tur bulensi
Dalam sistem radial, kecepatan aliran makin bertambah besar bila mendekati sumur, sehingga pengaruh inersia-turbulensi akan semakin terasa. Pengaruh ini dinyatakan sebagai kehilangan tekanan yang sejenis seperti kehilangan tekanan akibat “ skin”. Kehilangan tekanan ini tidak konstan, tetapi berbanding lurus dengan laju produksi. Kehilangan tekanan akibat dari inersiaturbulensi adalah sebagia berikut : ( p) IT = D.q sc
…………………………………………………….(4-30)
sehingga tekanan pada sumur : ( p) = pt + (s .D. q sc ) ……………………………………………..(4-31) Kehilangan tekanan di dekat sumur merupakan penjumlahan dari pengaruh “ skin” dan “ IT ”. s’ = ( p D ) skin + ( p D ) IT = s + D q sc
…………………………..(4-32)
Penentuan harga s dan D yang konstan diperoleh dari dua hasil tes produksi yang berbeda, dengan cara simultan. Harga D juga dapat diperkirakan dari persamaan analitis, yaitu :
D
2,715 x10 12 k M p sc
hT sc
rd 1 2 dr rw r
…………………………(4-33)
keterangan : D
= Faktor inersia – turbulensi, MMscfd-1.
k
= Permeabilitas reservoir, md.
h
= Ketebalan bersih formasi, ft.
= Vicositas gas,cp.
= Faktor turbulensi, ft-1.
M
= Berat molekul, lb mole.
p sc
= 14,65 psia.
T sc
= 520 R.
r w
= Wellbore radius, ft.
r d
= Drainage radius, ft.
°
6. Pengaruh Komplesi Sumur.
Dalam banyak kasus, aliran dari reservoar ke sumur dipengaruhi oleh efisiensi komplesi jika dibandingkan dengan karak-teristik reservoar sebenarnya. Ada tiga macam tipe komplesi yang umum digunakan, dimana dalam pemilihannya tergantung dari tipe sumur, kedalaman sumur dan tipe reservoar atau formasi. Yang pertama adalah open hole completion. Casing diletakkan diatas dari formasi produktif dan formasi di biarkan terbuka. Sehingga tidak ada perforasi yang dilakukan pada tipe ini. Tipe yang kedua adalah Perforated Completions. Pada tipe ini, casing dipasang
hingga
menutupi
formasi
produktif
dan
kemudian
dilakukan
penyemenan dianulus antara casing dan formasi tersebut. Untuk itu perlu dilakukan perforasi sehingga ada
komunikasi antara sumur dengan formasi
produksi. Efisiensi dari komplesi sangat
tergantung jumlah lubang perforasi,
kedalaman perforasi, bentuk perforasi dan perbedaan tekanan antara sumur dan formasi. Tipe yang ketiga adalah Perforated, Gravel - Packed Completions. Pada banyak reservoar, butir - butir formasi (pasir) yang tak tersementasi akan ikut terlarut ke lubang sumur. Untuk mencegah agar butir - butir pasir tersebut tidak
ikut terproduksikan kepermukaaan maka dipasang saringan (gravel). Ukuran dari gravel tergantung dari karakteristik pasir di formasi dan tipe dari gravel pack. Untuk menentukan penurunan tekanan karena adanya komplesi, persamaan umum aliran dapat dimodifikasi dengan memasukkan efisiensi komplesi untuk setiap tipe komplesi. Persamaan untuk aliran gas adalah q sc
7.03x10 6 kg h Pr 2 Pwf 2
μZTln 0.472
S' rw re
.......................................(4-34)
keterangan S' = S + D q sc Harga S'dapat diketahui dari hasil test tekanan seperti yang telah diterangkan sedangkan untuk mendapatkan harga S dan D harus dilakukan dua atau lebih tes tekanan (drawdown test) dengan laju alir yang berbeda. Persamaan 4-34 dapat ditulis dalam bentuk lain :
P R 2
P wf 2 Aq sc Bq sc 2
................................................(4-35)
dimana A adalah koefisien laminar dan B adalah koefisien turbulen. Koefisien tersebut dapat ditulis sebagai suatu bentuk yang tergantung dari karakteristik komplesi. A = AR + AP + AG B = BR + BP + BG
…………………………………………………(4-36) ……………………………………………….(4-37)
keterangan : AR = komponen laminar reservoar. AP = komponen laminar perforasi AG = komponen laminar gravel pack BR = komponen turbulen reservoar BP = komponen turbulen perforasi BG = komponen turbulen gravel pack. Dari hasil test tekanan, hanya harga A dan B saja yang dapat ditentukan.
6.1. Komplesi Open Hole
Pada komplesi open hole, pengaruh yang ditimbulkan oleh komplesi pada kinerja aliran banyalah oleh kerusakan formasi atau stimulasi. Persamaan aliran menjadi 2
2
P R Pwf A R qsc BR qsc
2
Pada komponen laminar reservoar dimasukkan juga pengaruh dari aliran laminar di reservoar ditambah dengan skin akibat kerusakan formasi atau stimulasi. Pendefinisian persamaannya adalah : A R
1422 μ Z T re ln 0.472 Sd kg h rw
..................................(4-38)
keterangan : kg = permeabilitas gas Sd = faktor skin yang mempengaruhi permeabilitas disekitar lubang sumur (damaged skin). Harga Sd ini adalah:
Sd
k r R 1 ln d k d r w
..........................................................(4-39)
keterangan : k R = permeabilitas reservoar kd = permeabilitas disekitar lubang sumur yang dipengaruhi oleh skin. rw = jari - jari lubang sumur rd = jari - jari zona yang dipengaruhi oleh skin Didalam kenyataan penentuan harga Sd dari persamaan diatas sangatlah sulit, karena harga kd dan rd sulit diperkirakan. Untuk itu biasanya harga Sd ini diperoleh dari hasil analisis test tekanan, baik Pressure Build Up atau yang lainnya (bila dianggap bahwa tidak ada lagi faktor yang mempengaruhi hambatan terhadap aliran). Harga BR biasanya kecil dan dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut:
BR
3.161x10
12
h
2
β R γ g Z T
.............................................(4-40)
rw
Harga koefisien kecepatan β R , dapat ditentukan dari : β R
2.33x10 10 1.2 k R
.................................................................(4-41)
6.2. Komplesi Perforasi.
Efisiensi dari perforasi tergantung dari komponen reservoar dan perforasi dipersamaan 4-34. Sehingga persamaan 4-34 dapat ditulis menjadi : PR 2-Pwf 2 = (AR + AP)qsc + (BR + BP) qsc2 Yang termasuk komponen laminar perforasi adalah pengaruh jumlah dan tipe perforasi serta pengaruh kompaksi disekitar perforasi. Persamaannya adalah Ap
1422 μ g Z T kg h
Sp Sdp
..................................................(4-42)
keterangan : Sp = pengaruh aliran konvergensi ke perforasi. Sdp = pengaruh dari zona yang rusak disekitar perforasi. Sp merupakan fungsi dari jumlah perforasi, panjang perforasi , diameter perforasi perbandingan antara permeabilitas vertikal dan horisontal serta radius zona yang rusak. Harga Sp dapat ditentukan dari persamaan berikut ini : 0.5 h h k R Sp 1 ln 2 hp rw kv
........................................(4-43)
keterangan : h
= ketebalan reservoar
hp = panjang interval perforasi k R = permeabilitas reservoar pada arah borisontal kv = permeabilitas reservoar pada arah vertikal
atau dapat juga menggunakan nomograph yang dibuat oleh Locke seperti terlihat pada gambar 4.11. McLeod mengembangkan persamaan yang digunakan untuk menentukan pengaruh zona yang terkompaksi terhadap aliran,
Sdp
r dp h k R k R ln k Lp N k dp d r p
……………………………….(4-44)
keterangan : h
= ketebalan reservoar.
Lp = panjang perforasi N
= jumlah perforasi
kR = permeabilitas, reservoar kd = permeabilitas pada zona yang terkompaksi rp
= jari - jari perforasi
rdp = jari - jari zona yang terkompaksi Gambar 4.12 menunjukkan secara skematik gambaran dari perforasi yang dimaksudkan diatas dan hubungannya dengan parameter - parameter pada persamaan 4-44. Bagian terbesar dari penurunan tekanan pada perforasi disebabkan oleh aliran turbulen atau aliran non Darcy. Persamaan untuk menentukan pengaruh ini adalah : Bp
12 3.16110 β dp γ g Z T 2
rp Lp N
2
................................................(4-45)
Harga koefisien kecepatan harus ditentukan menggunakan permeabilitas zona terkompaksi. Persamaannya adalah :
β dp
10
2.33x10 k dp
1.2
.................................................................(4-46)
Parameter - parameter yang terdapat pada persamaan diatas sangat sulit, untuk ditentukan. Parameter tersebut antara lain permeabilitas zona yang terkompaksi (kd ) , jari - jari zona yang terkompaksi (rd ) dan panjang perforasi (Lp ). Beberapa parameter tersebut dapat ditentukan dari data test API-RP-43
yang telah dipublikasikan. Sebagai petunjuk untuk menggunakan hasil test tersebut yang diberikan oleh McLeod adalah : Untuk sumur yang diperforasi di lumpur
k dp k R
k c k
.........................................................................(4-47)
Untuk sumur yang diperforasi di air asin
k dp k d
k c k
…………………………………………………………(4-48)
Harga kc/k didapat dari data test API. Sebagai petunjuk untuk memperkirakan kc/k, jika data test tidak tersedia adalah menggunakan tabel 4.1. McLeod juga mengusulkan bahwa ketebalan zona yang terkompaksi biasanya sekitar 0.5 in. Sehingga , r dp = r p + 0.5 , jika r p dalam inch. Jika tidak ada data yang tersedia, harga rd = rw + 1 dapat digunakan dimana rw didalam satuan ft. Tabel 4.1 Perlorating Parameter Guidelines Fluid in Hole
High solids mud
Pressure Conditions
kc/k
overbalance
0.01-0.03 Low solids mud
overbalance
0.02-0.04 Unfiltered brine
overbalance
0.04-0.06 Filtered brine
overbalance
0.08-0.16
Filtered brine
underbalance
0.15-0.25
Clean fluid
underbalance
0.30-0.50
Ideal fluid
underbalance
1.00
Gambar 4.11. Nomograph untuk Productivi ty Ratio . (Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)
Gambar 4.12. Aliran Menuju Perforasi. (Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)
7. Plot Deliverability Plot deliverability adalah grafik yang menunjukkan kemampuan suatu
reservoir gas untuk memberikan laju produksi pada variasi tekanan alir dasar sumur, dengan harga tekanan rata-rata reservoir (Pr) yang tetap. Plot dapat dilakukan dengan menggunakan Persamaan 4-1 untuk metode RawlinsSchellhardt , Persamaan 4-19 untuk metode LIT. Dengan melakukan permisalan beberapa harga Pwf , akan didapatkan beberapa harga q g, kemudian P wf dan qg ini kemudian diplot dan membentuk plot deliverability atau kurva performance (IPR) seperti pada Gambar 3.13.
Gambar 3.13. Plot Deliverability (Beggs, Dale. H; “Gas Production Operations”1990)
inflow
