Analisa Data PVT Minyak [PDF]

Citation preview

LAPORAN MINGGUAN PRAKTIKUM ANALISA TEKANAN PENGELOLAAN DATA PVT MINYAK



Disusun Oleh:



Nama



: Adella Rosanauli Aritonang



NIM



: 113180023



Plug



:F



LABORATORIUM ANALISA TEKANAN PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2020



HALAMAN PENGESAHAN LAPORAN MINGGUAN PRAKTIKUM UJI SUMUR PENGELOLAAN DATA PVT MINYAK



Disusun Oleh:



Nama



: Adella Rosanauli Aritonang



NIM



: 113180023



Plug



:F



Disetujui Untuk Laboratorium Analisa Tekanan Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta



Yogyakarta,



Februari 2020



Asisten Praktikum



Riza Andhika Mahendra Putra 113160099



BAB II PERSIAPAN DATA PVT MINYAK DAN GAS



2.1. LATAR BELAKANG Pencatatan data pengujian sumur dimulai saat alat pencatat tekanan dimasukkan ke dalam sumur; selama alat tersebut di setting pada kedalaman tertentu sampai alat tersebut ditarik ke atas dan pengujian selesai. Dengan demikian tidak semua data tekanan tersebut akan dianalisis, sehingga diperlukan pemahaman segmen data yang akan dianalisis.



2.2. TUJUAN a. Memahami dan mengerti data apa saja yang diperlukan untuk mendukung dalam melakukan analysis data uji tekanan serta bagaimana mendapatkan data tersebut. b. Mampu menentukan segmen data yang akan dianalisis untuk mengetahui fenomena di reservoir.



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



Kedalaman sumur







Ukuran Casing







Ukuran Tubing







Interval Perforasi







Status Sumur







Trajectory sumur



b. Data Reservoir 



Ketebalan lapisan (Net Oil Pay)







Porositas







Viskositas, Faktor volume formasi



c. Data Pelaksanaan test 



Test Tekanan dan Rate test







Program pelaksanaan pengukuran



Data PVT a. Komposisi fluida



Gambar 2.1. Komposisi Fluida (Laboratorium Uji Sumur, 2020)



b. Sifat Fisik Fluida



Gambar 2.2. Grafik Sifat Fisik Fluida (Laboratorium Uji Sumur, 2020)



Trajectory Sumur 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 )



NS



EW



DLS



( ft )



( ft )



( deg/100 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



Northing (m)



Easting



Latitude



Longitude



(m)



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 N N N N



1 1 1 1 1



37 37 37 37 37



45.892 45.864 45.862 45.859 45.855



E E E E E



143 143 143 143 143



26 26 26 26 26



14.755 14.810 14.815 14.818 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 N N N N



1 1 1 1 1



37 37 37 37 37



45.849 45.841 45.832 45.822 45.811



E E E E E



143 143 143 143 143



26 26 26 26 26



14.812 14.804 14.795 14.786 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 N N N N



1 1 1 1 1



37 37 37 37 37



45.801 45.794 45.787 45.781 45.775



E E E E E



143 143 143 143 143



26 26 26 26 26



14.769 14.764 14.758 14.750 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 N N N N



1 1 1 1 1



37 37 37 37 37



45.770 45.765 45.759 45.752 45.746



E E E E E



143 143 143 143 143



26 26 26 26 26



14.731 14.722 14.713 14.706 14.698



Gambar 2.3. Data Trayek Sumur (Laboratorium Uji Sumur, 2020)



Petrophysical data 



Ketebalan lapisan yang dipergunakan untuk melakukan analisa Uji sumur adalah ketebalan pasir yang berisi minyak (Net oil pay). Ketebalan ini bias ditentukan dengan menggunakan data log.







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



Gambar 2.4. Gambaran Jenis-Jenis Ketebalan (Laboratorium Uji Sumur, 2020)







Net sand thickness – 38.5 ft







Net pay – 27 ft (thickness used in the interpretation)







Perforated interval – 34 ft







Average porosity for perforated interval 12 - 14% (Used 13%)



Gambar 2.5. Contoh Grafik Log (Laboratorium Penilaian Formasi, 2020) Sejarah Pengujian



Gambar 2.6. Rekaman Data Sejarah Pengujian (Laboratorium Uji Sumur, 2020)



Data Pengujian 



Pressure



Gambar 2.7. Contoh Hasil Data Pengujian Terhadap Tekanan (Laboratorium Uji Sumur, 2020) 



Rate



Gambar 2.8. Contoh Hasil Data Pengujian Terhadap Laju Produksi (Laboratorium Uji Sumur, 2020) 



Pressure and Rate vs Time



Gambar 2.9. Contoh data Hasil Pengujian Dengan Parameter P, T, dan q (Laboratorium Uji Sumur, 2020)



2.4.



Data dan Perhitungan



2.4.1. Data A. Data PVT 



Komposisi fluida Diketahui :



T. Reservoir



: 250,95o F



P. Reservoir



: 2090 Psi



Gambar 2.1. Komposisi Fluida



B. Sequence Operation Table II-1 Sequence Operation Date:



Time



Well Head Pressure (psi)



19/07/08 14:30 15:00



360



17:15 19:30 20:49 20:56 21:01 21:16 21:21 21:30 21:35 21:44 21:49 21:58 22:03 22:11 22:16 22:24 22:29 22:36 22:41 22:50 22:55 23:04 23:09



360



360



23:16 20/07/08



0:00



360



20/07/08



6:00



360



21/07/08 13:18



730



Flow Rate (M3/D)



Description.



See on Rigged up lubricator. the page 2. R.I.H. sinker with 1.8" gauge ring. Sinker reached 1924.7 m,mku could not pass through P.O.O.H R/D sinker. First data of SRO. Open well to Lubricator. R.I.H. for flowing gradients. On bean of 13mm. Stop @ 200 m Mku. R.I.H. for the next stop Stop @ 400 m,Mku R.I.H. for the next stop Stop @ 600 m. Mku. R.I.H. Stop @ 800 m , Mku. R.I.H. Stop @ 1000 m, Mku. R.I.H. Stop @ 1200 m, Mku. R.I.H Stop @ 1400 m, Mku. R.I.H. Stop @ 1600 m. Mku. R.I.H. Stop @ 1800 m , Mku. R.I.H. for the last stop. Tool on depth of 1924.7 m, Mku, maximum depth could reach. Test Put the well on production test for 6 hours. result Shut in well for PBU. see P.O.O.H for static gradients survey. below.



13:29 13:34 13:45 13:50 14:00 14:05 14:14 14:19 14:27 14:32 14:42 21/07/08 14:47 14:58 15:03 15:17 15:22 15:33 15:38 15:53 15:58



Stop @ 1800 m , Mku. P.O.O.H Stop @ 1600 m , Mku P.O.O.H Stop @ 1400 m, Mku. P.O.O.H Stop @ 1200 m, Mku. P.O.O.H. Stop @ 1000 m, Mku. P.O.O.H Stop @ 800 m, Mku. P.O.O.H 730



730



see below.



Stop @ 600 m Mku. P.O.O.H Stop @ 400 m, Mku. P.O.O.H Stop @ 200 m, Mku. P.O.O.H Tool inside lub. Close Swab valve and Bleed off pressure. Test result before Run SRO, dated July 10,2008 Bean = 13mm. Gross = 1289 Blpd Oil = 499.476 Bopd WHP = 295 Psig Fl / P = 110 Psig. Water = 61.1 % Sep/P = 50 Psig ; Sep / Temp = 129 F; Q gas = 1.2207 MMscf/d Test result during SRO Survey. Bean = 13mm. Gross = 1202 Blpd Oil = 462.77 Bopd WHP = 280 Psig Fl /P = 95 Psig Water = 61.5 % Sep/P = 50 Psig ; Sep / Temp = 126 F ; Q gas = 1.1538 MMscf/d



C. Data Pengujian 



Tekanan



NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20



2.4.2.



Table II-2 Data Penurunan Tekanan DATE TIME P 19/07/2008 20:48:40 14.56 19/07/2008 20:49:40 14.5 19/07/2008 20:50:40 14.41 19/07/2008 20:51:40 14.37 19/07/2008 20:52:40 14.33 19/07/2008 20:53:40 14.32 19/07/2008 20:54:40 14.33 19/07/2008 20:55:40 14.36 19/07/2008 20:56:40 113.46 19/07/2008 20:57:58 358.23 19/07/2008 20:58:28 359.12 19/07/2008 20:58:58 359.58 19/07/2008 20:59:28 360.18 19/07/2008 20:59:58 359.7 19/07/2008 21:00:28 360.38 19/07/2008 21:00:58 359.51 19/07/2008 21:01:28 359.84 19/07/2008 21:01:58 359.73 19/07/2008 21:02:28 360.72 19/07/2008 21:02:59 360.06 dan seterusnya



T 78.07 78.27 78.48 78.69 78.87 79.03 79.15 79.26 79.35 80.25 80.71 81.09 81.41 81.67 81.89 82.08 82.25 82.39 82.51 82.61



Perhitungan



2.4.2.1. Well Testing Data 1. Mengkonversi waktu dt2 = ((T2-T1) x 24) + dt1 2. Memplot harga dt dengan Pressure dan dt dengan Temperature



NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20



Tabel II-3 Hasil Perhitungan elapsed time AF#3 DATE TIME P T 19/07/2008 20:48:40 14.56 78.07 19/07/2008 20:49:40 14.5 78.27 19/07/2008 20:50:40 14.41 78.48 19/07/2008 20:51:40 14.37 78.69 19/07/2008 20:52:40 14.33 78.87 19/07/2008 20:53:40 14.32 79.03 19/07/2008 20:54:40 14.33 79.15 19/07/2008 20:55:40 14.36 79.26 19/07/2008 20:56:40 113.46 79.35 19/07/2008 20:57:58 358.23 80.25 19/07/2008 20:58:28 359.12 80.71 19/07/2008 20:58:58 359.58 81.09 19/07/2008 20:59:28 360.18 81.41 19/07/2008 20:59:58 359.7 81.67 19/07/2008 21:00:28 360.38 81.89 19/07/2008 21:00:58 359.51 82.08 19/07/2008 21:01:28 359.84 82.25 19/07/2008 21:01:58 359.73 82.39 19/07/2008 21:02:28 360.72 82.51 19/07/2008 21:02:59 360.06 82.61 dan seterusnya



elapsed time 0 0.016666667 0.033333333 0.05 0.066666667 0.083333333 0.1 0.116666667 0.133333333 0.155 0.163333333 0.171666667 0.18 0.188333333 0.196666667 0.205 0.213333333 0.221666667 0.23 0.238611111



2.4.2. Analisa Fluida 1.



Menghitung nilai x untuk perehitungan Rs x = 0.0125 API – 0.00091 (T-460) x = 0.0125 (36.79) – 0.00091 (250.95-460) x = 0.650975



2.



Menghitung nilai Rs dengan Metode Standing Rs = 𝛾g [((P/18,2)+1,4)x10x ]1,2048 Rs = 1[((2090/18,2)+1,4)x100,23151]1,2048 Rs = 1573.593776



3.



Menghitung Bo dengan Metode Standing 𝛾𝑔



Bo = 0,9759 +0,00012 x (Rs x (𝛾𝑜 )0,5 +1,25x (T-460))1,2



1.104



Bo = 0,9759 +0,00012 x (243.817 x (0.841 )0,5 +1,25x(250.95-469)1,2 Bo = 1.786499405 4.



Menghitung kompresibilitas oil dengan korelasi Vasquez-Beggs Co =



Co =



−1433+5𝑅𝑠𝑏+17,2 (𝑇−460)−1180𝛾𝑔𝑠+12,61 𝐴𝑃𝐼 10^5 𝑃



−1433+5 (900)+17,2 (250.95)−1180(1.104)+12,61(36.79) 10^5 (2090)



Co = 208.2682997 5.



Menghitung Dead Oil Viscosity (a) Mencari nilai Z Z = 3.0324 – 0.02023 API Z = 3.0324 – 0.02023 (36.79) Z = 2.2881 (b) Mencari nilai Y Y = 10z Y = 102.288 Y = 194.1504 (c) Mencari nilai x x = Y(T)-1.163 x = 194.150 (250.95)-1.163



x = 0.3144



(d) Mencari nilai μod\ μod = 10x -1 μod = 100.314 -1 μod = 1.0623 Cp (e) Mencari nilai a a = 0.715((Rs+100)-0.515) a = 10.715((1573.593776+100)-0.515) a = 0.2343Cp (f) Mencari nilai b b = 5.44((Rs+150)-0.338)



b = 5.44((1573.593776+150)-0.338) b = 0.4382 Cp (g) Mencari nilai μob μob = a(μodb) μob = 0.2343(1.06230.4382) μob = 0.2406 Cp



2500



300



250



2000



Pressure



200



1500 150 1000



100 500



50



0



0 0



5



10



15



20



25 Elapsed Time



30



35



Grafik 2.1. Elapsed Time vs P dan T Sumur Minyak



40



45



50



2.5. GRAFIK



Elapsed Time vs Pressure



2.6 PEMBAHASAN Praktikum Uji Sumur pada minggu yang pertama berjudul “Pengolahan Data dan Analisa PVT Minyak”. Praktikum ini berujuan untuk memahami dan mengerti data apa saja yang diperlukan dalam melakukan analisa data uji tekanan serta bagaimana untuk mendapatkan data tersebut. Untuk melakukan pengolahan data, diberikan data – data berupa Well Testing Data, Sequence Operation, dan Analisa Fluida. Pada Well Testing Data terdapat data – data yang terdiri atas tanggal, waktu, pressure, dan temperature. Dengan tersedianya data – data tersebut, dapat ditentukan nilai elapsed time (dt). Elapsed time merupakan lamanya waktu yang dibutuhkan selama pengujian sumur dilakukan yang mana dikonversikan dalam satu hari yang sama. Setelah mendapatkan harga dari elapsed time, kemudian akan memplotkannya ke dalam grafik, grafik yang dimaksud adalah grafik Elapsed Time vs Pressure vs Temperature. Grafik yang dibuat, akan digunakan untuk menganalisa perubahan tekanan dan temperatur dalam pelaksanaan uji sumur. Selain itu, melalui grafik Elapsed Time vs Pressure vs Temperature, dapat diketahui metode yang digunakan dalam pengujian sumur, apakah menggunakan Pressure Build Up (PBU) Test ataukah menggunakan Pressure Draw Down (PDD) Test. Pressure Build Up (PBU) merupakan metode uji tekanan dimana sumur pada awal diproduksikan dengan selang waktu tertentu dengan laju produksi yang konstan kemudian menutup sumur sehingga sumur akan mengalami kenaikan tekanan hingga akhirnya tekanan tersebut konstan atau telah mencapai tekanan yang sama dengan tekanan reservoirnya. Adapun dengan Pressure Draw Down (PDD) merupakan metode uji tekanan dimana pada dasarnya sumur yang semula ditutup dengan tekanan yang konstan, atau sama dengan tekanan reservoirnya, kemudian sumur diproduksikan hingga laju alirnya konstan. Grafik yang telah terbentuk, kemudian akan disesuaikan dengan data Sequence Operationnya. Sequence Operation adalah data yang menggambarkan kegiatan – kegiatan yang dilakukan pada pengujian sumur dari tahap awal sampai selesai. Data pada sequence operation nantinya akan dipadukan dengan grafik Elapsed Time vs Pressure vs Temperature. Dimana setiap ada kenaikan atau penurunan pada grafik



akan disesuaikan dengan data sequence operationnya, sehingga dapat diketahui penyebab – penyebab kenaikan atau penurunan pada grafik. Pada pengujian sumur AF#3 dapat diketahui bahwa metode yang digunakan merupakan Pressure Build Up (PBU) Test. Terlihat pada grafik, dimana titik A menunjukkan penurunan alat ke dalam lubang bor. Kemudian pada titik A-B menggambarkan kegiatan Run In Hole (R.I.H) sehingga dapat dilihat bahwa grafik mengalami kenaikan. Kenaikan pada grafik tersebut disebabkan oleh karena adanya kenaikan tekanan dan tempertur apabila kedalaman yang ditembus semakin bertambah. Kemudian pada titik B menggambarkan bahwa alat mencapai kedalaman maksimum yang dapat dicapai. Selanjutnya terdapat grafik yang menunjukkan garis lurus pada titik B-C. pada titik B-C diketahui bahwa terdapat kegiatan produksi yang dilakukan selama 6 jam. Selama proses produksi ini, sumur di produksikan dengan laju alir yang konstan. Kemudian pada titik C akan mulai dilakukan penutupan sumur (shut in well). Penutupan sumur yang dilakukan mengakibatkan kenaikan pada kurva oleh karena pengaruh tekanan yang meningkat pada saat sumur ditutup. Hal tersebut terlihat jelas pada titik C-D. Kemudian sumur akan mengalami perubahan tekanan hingga akhirnya mencapai tekana yang konstan. Tekanan yang konstan akibat proses Pressure Build Up menunjukkan bahwa sumur yang diuji telah mecapai tekanan reservoirnya. Hal tersebut digambarkan oleh garis diantara titik D dan E pada grafik. Setelah sumur mencapai tekanan reservoirnya, sumur akan dibuka kembali, yang ditunjukkan oleh titik E pada grafik. Kemudian rangkaian alat akan diangkat dari lubang sumur atau yang dikenal dengan istilah Pull Out Of Hole (P.O.O.H). Pengangkatan alat dari lubang sumur (P.O.O.H) ini akan menyebabkan penurunan tekanan, sehingga grafik pun menunjukkan kurva yang menurun pada titik E-F. Pengangkatan rangkaian alat (P.O.O.H) menjadi tanda bahwa kegiatan pengujian sumur telah selesai dilakukan. Berdasarkan data yang telah didapatkan, kemudian dilakukan analisa ffluida pada sumur AF#3 dengan tujuan untuk mengetahui sifat fisik minyaknya. Untuk mendapatkan harga Pb, digunakan korelasi Standing (1981) dan didapatkan harga Pb sebesar 1643.806232. Sehingga dapat diketahui bahwa Preservoir > Pb, dan dengan demikian dapat diketahui bahwa dalam kondisi reservoir hanya terdapat 1



fasa, yaitu minyak. Kemudian untuk menentukkan harga Rs digunakan pula korelasi Standing, dimana sebelum mencari nilai Rs terlebih dahulu mencari nilai x. Dari perhitungan yang dilakukan, didapatkan nilai x sebesar 0.650975 dan nilai Rs sebesar 1573.593776. Selanjutnya masih dengan metode Standing, juga dapat menentukkan nilai Bo, dan didapatkan nilai Bo sebesar 1.786499405. Pada analisa ini digunakan banyak metode Standing karena memiliki persen kesalahan rata - rata yang cukup kecil yaitu 4.8% dan metode Standing merupakan metode yang telah banyak digunakan dalam pengujian sumur. Selain mencari nilai Pb, Rs, dan Bo, ditentukan pula nilai kompresibilitas minyak (Co). Untuk menentukkan nilai Co, digunakan metode Vasquez-Beggs, dan didapatkan harga Co adalah 208.6098057. Kemudian juga ditentukan nilai dari viskositas minyak (μo) dengan menggunakan metode Beggs-Robinson dan didapatkan hasil sebesar 0.2406. Dalam menentukkan nilai Co dan μo digunakan metode yang Vasquez-Beggs dan Beggs-Robinson karena kedua metode tersebut yang umum digunakan dalam pengujian sumur. Aplikasi lapangan dari analisa PVT untuk minyak dapat menentukan komposisi sifat fisik yang terdapat dalam minyak dan gas, selain itu dengan pengolahan datanya dapat juga menentukan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi melalui uji tekanan dengan Pressure Build Up Test (PBU test) maupun Pressure Drawdown Test (PDD test). Data PVT ini sebgai data penunjang dalam perhitungan analisa uji sumur yg dilakukan dimana nnti dalam analisa usum kita memperoleh karakteristik reservoir dan produktivitas sumur.



2.7 KESIMPULAN Dari praktikum yang telah dilakukan dapat disimpulkan bahwa : 1. Praktikum pada minggu yang pertama bertujuan untuk memahami dan mengerti data – data apa saja yang dibutuhkan dalam analisa uji tekanan. 2. Data – data yang diperlukan antara lain Well Testing Data, Sequence Operation, dan analisa fluida. 3. Pada praktikum pengelolahan data akan didapatkan grafik Elapsed Time vs Pressure vs Temperature. 4. Grafik hasil plot data antara Elapsed Time vs Pressure vs Temperature digunakan untuk menganalisa apa yang terjadi pada sumur AF#3. AF#3 adalah sumur minyak, dan didapatkan hasil bahwa sumur AF#3 diuji dengan menggunakan metode Production Test dan Pressure Buildup Test. 5. Pada sumur minyak didapatkan : Sifat fluida : Rs



= 1573.593776 scf/stb



Bo



= 1.786499405 bbl/stb



Co



= 208.6098057



µo



= 0.2406 cp



6. Minyak digolongkan kedalam minyak ringan dengan nilai API sebesar 36,79°API. 7. Aplikasi lapangan dari analisa PVT untuk minyak dapat menentukan komposisi sifat fisik yang terdapat dalam minyak dan gas serta mengetahui kemampuan sumur untuk berproduksi.