Analisa Static Bottom Hole Pressure Literatur [PDF]

Citation preview

Analisa static bottom hole pressure (SBHP) pada 2 sumur tua dilakukan dengan menggunakan metode SBHP Survey. Tekanan di ukur dengan memasukkan elemen tekanan dan mekanisme perekaman di sumur. Saat bom tekanan turun, tekanan didalam bom meningkat karena kepala cairan. Bom tersebut dihentikan pada kedalaman yang telah ditentukan untuk waktu yang singkat. Bom tekanan dikeluarkan setelah mencapai kedalaman akhir, dan rekaman unsur tekanan diubah menjadi satuan tekanan. Hasil survey sumur semacam itu, yang mengalir dan statis. Operator tidak mungkin menentukan tingkat air di sumur dari pengukuran yang dilakukan di permukaan, sedangkan dengan beberapa instrument ia dapat menenetukan tingkat minyak dan air secara mekanis, karena dapat dihitung dari data yang diperoleh sambil menurunkan bom tekanan di dalam lubang. Gas biasanya memiliki gradient 0.1 psi/ft atau kurang, minyak memiliki gradient berkisar antara 0.38 dan 0.28 psi/ft, dan air memiliki gradient berkisar antara 0.465 dan 0.43 psi/ft. dimungkinkan untuk memilih interval di mana kolom fluida berubah dari gas keminyak atau menyak menjadi air. Setelah interval dipilih, lokasi antarmuka bias dihitung.



𝐻𝑐 = 𝐻𝑡 +



(𝑃𝑏 −𝑃𝑡 )−𝐺𝑑ℎ ∆𝐻 𝐺𝑑𝑙 −𝐺𝑑ℎ



Dimana :



𝐻𝑐



: kedalaman anatarmuka, ft



𝐻𝑡



: kedalaman interval antarmuka, ft



𝑃𝑡



: tekanan di atas interval, Psi



𝑃𝑏



: tekanana di bawah interval, Psi



𝐺𝑑ℎ



: radienyang lebih berat, ditentukan dari interval bawah yang lebih rendah, Psi/ft



𝐺𝑑𝑙



: gradient cairan ringan yang ditentukan dari interval atas, Psi/ft



∆𝐻



: jarak anatara titik pengukuran Pt dan Pb, ft



Karena pembatasan pada tubing seperti katup crossover dan choke, mungkin tidak mungkin untuk mengukur tekanan di seberang perforasi sumur.



Gambar 7-4 survei tekanana tubing statis dan mengalir



Bila tekanan tidak dapat diukur pada perforasi, perlu untuk menghiitung tekanan dari pengukuran lainnya. Dalam perhitungan ini diasumsikan bahwa flying ada pada titik tekanan terakhir dalam tubing ada antara titik tersebut da perforasi. Asusmsi ini dapat dengan mudah salah dalam kasus dimana titik tekanan terakhir harus terletak tinggi ditali tabung karena penghalang. Tekanan pada perfora dihitung dengan persamaan (7-2) (contoh 7-8)



𝑃𝑝 = 𝑃𝑏 +



𝑃𝑝 −𝑃𝑏−1 𝐻𝑏 − 𝐻𝑏−1



( 𝐻𝑝 − 𝐻𝑏 )



Dimana:



𝑃𝑝



: tekanan berlawanan dengan perforasi, Psi



𝑃𝑏



: tekanan terendah pada kedalaman survey, Psi



𝑃𝑏−1 : tekanan terendah di sebelah kedalaman survey Pb, Psi 𝐻𝑏



: kedalaman



𝐻𝑏−1 : kedalaman dari perforasi Jika antarmuka cairan ada antara titik terakhir berikutnya dan titik tekanan terakhir seperti yang ditunjukkan oleh gradient pada interval tersebut, gradient cairan padat diasumsikan dari pengalaman dengan yang lain. Sumur di daerah ini diasumsikan gradien Gdh kemudian digunakan dalam persamaan 7.2.



𝑃𝑝 = 𝑃𝑏 + 𝐺𝑑ℎ (𝐻𝑃 − 𝐻𝑏 )



(7.2a)



Dalam menganalisa kinerja waduk, seringkali menentukan beberapa tekanan rata-rata untuk zona minyak, tutup gas, dan zona air. Karena sebagian besar pengukuran tekanan dilakukan di sumur minyak, perlu untuk menyesuaikan pengukuran ini dengan nilai-nilai yang akan ada pada datum tekanan dizona minyak, pada kontak minyak dan gas, dan pada kontak minyak-air. Dalam tekanan pada tiga titik ini diasumsikan bahwa cairan di reservoir berada dalam keadaan keseimbangan statis. Hal ini juga diasumsikan bahwa kolom minyak kontinu ada dari perforasi sumur sampai ketiga titik. Persamaan unyuk mengitung tekanan pada datum minyak, biaasanya titik tengah volumetric reservoir, adalah



𝑃𝑑 = 𝑃𝑝 + 𝐺𝑟𝑜 (𝐻𝑑 − 𝐻𝑝) Dimana



𝑃𝑑



: tekanan pada datum



𝑃𝑝



: tekanan pada perporasi



𝐺𝑟𝑜



: gradient minyak



𝐻𝑑



: kedalaman sampai datum



𝐻𝑝



: kedalaman sampai perforasi



Tekanan pada kontak minyak-gas dapat dapat dihitung dengan persamaan (7-3) dengan mengganti kedalaman datum engan kedalaman kontak minyak-gas. Subsitusi yang sama dilakukan untuk menghitung tekanan pada air. Jadi setelah produksi dimulai, reservoir tidak pernah berada dalam akuilibrium statis. Oleh karena itu hanya sumur yang menembus atau zona air atau berada didekatnya harus digunakan utuk mengitung tekanan pada minyak gas dan air, jika sumur yang jauh dari tutup yang digunakan untuk mengitung tekanan pada tutup gas, variasi tekanan transien akan diperkenalkan yang akan menyebabkan nilai tutup gas rata-rata berada dalam kesalahan. Tidak ada prosedur koreksi yang telah dijelaskan untuk menyesuaikan pengukuran tekanan yang dilakukan pada sumur gas. Prosedur yang sama berlaku untuk sumur gas. Prosedur dan persamaan yang sama berlaku untuk sumur gas seperti sumur minyak. Uji produktifitas pada sumur minyak ditentukan oleh serangkaian uji aliran dan tekanan. Tekanan di bawah atau di bawah tekanan lubang masuk adalah diukur, dan tekanan bottom-hole yang mengalir diukur untuk berbagai tingkat produksi minyak. Perbedaan tekanan diplot sebagai fungsi laju alir pada barelstoke-tank per hari. Kemiringan kurva yang dihasilkan adalah indeks produktivitas dengan satuan dari barel per hari per pon per inz persegi. Dalam teori kuantitas ini juga dapat disamakan dengan permeabilitas dan ketebalan formasi produksi. Untuk menghilangkan batas ables mungkin disarankan agar persamaan dievaluasi dioi AP dan Q keduanya nol, sehingga kemiringan kurva karena permeabilitasnya menggunakan ordinat yag akan digunakan untuk evaluasi dan ketebalan formasi. Dari persamaan (2-34)



𝑄𝑂 =



7.082 𝑘𝑜 ℎ 𝐵𝑜𝜇𝑜 𝐼𝑛 𝑟𝑒 /𝑟𝑤



(7-4)



Dimana: 𝑄𝑂



= tingkat produksi , stok-tank bbl/hari



𝑘𝑜



= permeabilitas efektif terhadap minyak, darcys



h



= ketebalan pasir, ft



𝑝𝑒 𝑑𝑎𝑛 𝑝𝑤



= pada radius drainase yang efektif 𝑝𝑒 dan radius asing masing sumur 𝑟𝑤 , psi



𝜇𝑜



= viskositas minyak, sentopois



𝐵𝑂



= factor volume pembentukan minyak, 𝑝𝑒



Dari definisi indeks produktivitas (PI) 𝐾 ℎ



PI = 𝐵 𝑂



𝑜𝜇0



(7-5)



Dimana 𝐵𝑂 dan 𝜇𝑜 didefinisikan pada pe Tekanan lubang bawah setelah sumur ditutup pada beberapa periode waktu yang ditentukan, 24 sampai 72 jam, biasanya merupakan nilai pertama yang ditentukan dalam melakukan uji produktivitas pada sumur minyak waktu penutupan sebenarnya akan tergantung padaa karakteristik sumur. Sumur kemudian dibuka untuk beberapa ukuran tersebut kecil dan diijunkan mengalir dengan laju produksi yang direkam sebagai fungsi waktu. Bila waktu stabil, maka tekanan bottom-hole pada ssat itu tercatat. Untuk mendapat kan tekanana lubang bawah ini, bom tekanan biasanya masuk kedalam lubang dan tertinggal disana selama semua tes produksi. Setelaj tingkat stabil diperoleh dan waktu dicatat, sehingga korelasi dapat dilakukan dengan tekanan lubang bawah yang direkam oleh bom, choke dibuka untuk meningkatkan laju alir. Bila laju alir sekali lagi telah stabil, tekanan dan waktu dicatat lagi. Produksi ii diikuti untuk tiga atau empat tingkat produksi yang berbeda. Bahan kemudian direduksi menjadi bentuk grafis yang serupa dengan yang ditunjukkan pada gambar 7-5. Disini dicatata



bahwa tekanana bottom-hole terus menurun sampai hamper stabil untyk beberapa tingkat tingkat tertentu, dan kemudian ketika laju produksi berubah, dengan cepat kembali dan mulai melakukan bilize padaa tingkat yang baru. Nilai baca pada saat persamaan. Sebenarnya banyak nilai bias dihitung dari kurva penurunana ini dimana tingkat dan tekanan dicatata sebagai fungsi waktu. Data uji produktivitas berkorealsi dan tingkat yang dipilih dan ∆𝑝 yang sesuai diplot seperti yang ditunjukkan pada gambar 7-5. Kurva ini diikata ekstra ke ordinat nol, dimana kemiringan kurva adalah indeks produktivitas timbale balik. Ini adalah nilai yang digunakan untuk menghitung ketetapan dan ketebalan bersih formasi. Harus ditunjukkan disini bahwa permeabilitas yang dihitung b berlaku untyk volume langsung sektar sumur. Nilai yang dihitung sensitive terhadap penyelesaian yang baik dan



Watu, hr



Laju alir, bbl/hari



Gambar. 7-5. Pegukuran produktivitas sumur minyak. (setelah evinger dan muskat) Kerusakan atau peningkatan yang terjadi pada sumur bor selama operasi pengeboran dan penyelesaian. Jika formasi dicolokkan, maka nilai permeabilitas yang rendah akan ditunjukkan. Jika formasi telah retak atau diasamkan, maka nilai permeabilitas tinggi akan dihitung. Tes produktivitas dapat dijalankan di berbagai keadaan penipisan reservoir, dan produktifitas pada beberapa tekanan lubang bawah tertutup akan diperoleh. Jika produktivitas ini diplot sebagai fungsi tekanan vascular shut-in, penurunan kapasitas produktif akan dicatat (Gambar 76) penurunan ini, kecualia jika operasi perbaikan telah mempengaruhi kandungan langsung sumur bor, mengindikasikan kemampuan produksi menurun dari sumur individu. Penururan tersebut disebabkan oleh beberapa factor, salah satunya adalah meningkatkan viskositas minyak dengan penurunan adalah penurunan saturasi minyak disekitar sumur yang pada gilirannya menurunkan produktivitas minyak formasi. Penurunan PI dapat diekstrapolasikan untuk menunjukkan umur produktif sumur dan tekanan reservoir dimana gas alam tidak lagi ekonomis untuk beroperasi (Gambar 7-6) Kurva ini jugak ‘dapat digunakan bersamaan dengan data lain untuk ditunjukkan kemungkinan teanan reservoir dimana sumur ini tidak lagi mampu mengalirkan barang prorata yang diijinkan, maka saat ini peralatan angkat buatan harus di pasang.



Gambar 7-6. PI ppenurunan minyak dibawah berbagai mekanisme



Gambar 7-7. Tekanan teoritis draw-down dan build-up performance



Tes Build-up dan Draw-down pada sumur minyak. Di bidang waduk engineering, persamaan tertentu telah disesuaikan dari listrik dan panas. Bagaimana berhadapan dengan system aliran tidak stabil. Selama bertahun-tahun berbagai penulis telah menyesuaikan persamaan ini dengan aplikasi khusus dalam teknik reservoir. Salah satu aplikasi ini adalah dalam evaluasi volume drainase sumur dengan apa yang biasanya di sebut build-up atau draw-down test. Kurva penumpukan tidak lebih dari menutup sumur dan mengukur tekanan lubang bawah sebagai fungsi waktu (Gambar 7-7) . Dengan menggunakan persamaan tekanan transien, data build-up, dan riwayat kinerja sumur, adalah mungkin untuk menghitung kemampuan formasi dan mendapatkan beberapa gagasan mengenai kerusakan formasi dengan praktik penyelesaian. Analisis semacam itu berada di luar jangkauan pelajaran ini. Tes pembangun dapat dijalankan sebelum melakukan uji produktivitas hanya dengan menjalankan bom di sumur sebelum ditutup untuk memungkinkan tekanan 24 sampai 72 hari yakin membangun diperlukan untuk menetapkan tekanan tertutup untuk uji productivity. Dari data ini, tekana



tertutup dapat



dihitung seolah-olah sumur dibiarkan tertutup untuk waktu tak terbatas, dan dalam kondisi tertentu daerah drainase formasi juga dapat ditentukan. Prosedur untuk menjalan kan tes build-up relative sederhana. Pertama produksi sumur sebelum memulai tes harus ditentutakn. Kedua, yang terbaik adalah mengalirkan sumur pada tingkat tertentu sealam sampai 5 samapi 10 hari



sebelum penutupan sehingga dapat menghasilkan distribusi tekanan yang cukup stabil di dalam area drainase sumur. Sumur ditutup, dan tekanan bole bawah direkam sebagai fungsi waktu. Mengetahui produksi masa lalu, waktu yang telah berlalu, laju alir rata-rata selama waktu sebelum dimatikan, waktu penutupan, dan riwayat tekanan selama periode tertutup, adalah mungkin untuk mengitung permeabilitas



formasi.



Kerusakan



atau



berbaikan



disekitar



sumur



bor



dilambangkan sebagai ‘’efek kulit’’, dan tekanan tertutup bawah yang sebenarnya. Kuantitas sebanding terbalik dengan kondisi shut-in dan mengukur tekanan penurunan dengan produksi. Ada beberapa batasan untuk prosedur ini yang harus dipahami sebelum penerapan dan interpretasinya. Prosedur perhitungan mengasumsikan bahwa hanya satu fluida yang mengalir dan bahwa untyk semua tujuan praktis hanya satu fluida yang menempati ruang pri-pori di reservoir. Makanya, jika volume gas bebas berlebih dilibatkan, kesalahan akan didapat pada hasilnya. Jika air dan minyak mengalir, maka hasilnya akan berbeda. Di sumur gas, penyebaran tekanan terukur terbatas, sehingga gas dapat secara langsung diperlakukan sebagai fluida yang agak terkontaminasi. Volume gas bebas yang terlibat, akan diperoleh hasilnya. Baik air dan minyak dedang mengalir, maka hasil yang berbeda akan didapat. Di sumur gas, penyebaran tekanan terukur terbatas, sehingga gas pada dasarnya dapat dianggap sebagai bahan bakar yang sedikit kompresibel. Jika terjadi penurunan tekanan besar, metode ini tidak dapat diterapkan. Terutama, nilai terbesarnya adalah dalam pengujian awal sumur dan klasifikasi mereka. Jenis data ini dapat dikumpulakn pada tes batang bor dan diinterpretasikan untuk member besaran relative permeabilitas formasi dan mungkin daerah drainase sumur. Tes tekanan balik pada sumur gas. Uji tekanan balik pada sumur gas mengukur teknanan lubang bawah sumur pada kondisi tertutup dan untuk tiga tingkat aliran stabil yang berbeda. Prosedur yang disarankan adalah menggunakan empat laju alir, namun minimum tiga diperlukan. Gambar 7-8 mengilustrasikan hasil perumusan perbedaan dalam kuadrat tekanan terhadap laju alir yang diukur. Biasanya kumpulan data ii harus berbentuk



garis lurus ini adalah ukuran produktivitas atau kapasitas produksi formasi. Persamaan yang mendefinisikan garis ini diberikan sebagai persamaan (7-7) di mana



Kuantitas Pf mengacu pada tekana lubang bawah yang sesuai denagn laju alir Q, P, mengacu pada tekanan lubang tertutup dibawah, kuantitas n adalah timbale balik dari kemiringan kurva seperti yang digambarkan pada gambar 7-8, dan C adalah inter dari kurva itu bila perbedaan kuadrat tekanan yang saya berikan sama h. kuantitas C dapat dikaitkan dengan permeabilitas dan ketebalan bagian produktif. Tes ini digunakan untuk sumur gas. Mereka dapat dieksprapolasikan dan digunakan untuk menghasilkan terhadap tekanan permukaan tertentu. Mereka juga dapat digunakan untuk memperkirakan tingkat penurunan sumur dengan penurunan tekanan reservoir. Nilai yang ditentukan dari kurva ini dikennal sebagai aliran terbuka absolute (kapasitas aliran ketika tekanna atmosfer dipaksakan saat menghadapai ormasi) digunakan dalam mengalokasikan didijinkna diantara sumur di dalam lapangan oleh sebagian besar badan Negara. Sebagai conntoh dibidag tertentu.



Gambar 7-8 karakterisasi produktivitas sumur gas dengan cara uji tekanan balik



Dapat mennetukan bahwa tidak ada sumur yang dapat menghasilkan bahwa tidak ada sumur yang dapat menghasilkan pada tingkat yang lebih besar dari seperempat arus terbuka mutlaknya. Dengan demikian, tingkat pembatasan diterapkan pada semua sumur di dalam lapangan. Jika bagian prorate dari hasil panen melebihi kemampuannya menghasilka, maka jumlahnya terbatas hanya untuk kuantitas minimum. SIFAT FLUIDA RATA-RATA Sifat fluida rata-rata, sampel dan analisis fluida relative mahal, oleh karena itu, data diambil dengan hemat dibandingkan dengan tes lainnya seperti tes produksi dan tekanan. Namun, beberapa contoh dan analisis yang j las diinginkan jika hanya untuk mengkonfirmasikeakuratan sampling dan anlisis. Kemudian muncul bagaimana manfaatkan data tambahan yang diperoleh dengan multiple sampling dan analisis. rata untuk digunakan dalam perhitungan.