Total skin factor, sd : damage skin sc+θ : skin karena partial completion dan slanted well sp : skin karena perforation ∑spseudo : skin karena perubahan fasa dan rate 1. skin due to formation damage, skin yg disebabkan karena terjadi kerusakan pd formasi, yaitu terjadi bila konduktivitas fluida di sekitar formasi berkurang akibat turunnya permeabilitas di sekitar sumur dari harga mula-mula di formasinya. Type penyebabnya adalah : clay swelling; particle plugging; pengendapan asphaltene atau paraffin 2. skin due to partial perforation, skin yg disebabkan oleh perforasi sumur yang tidak meliputi semua sisi sehingga menyebabkan aliran turbulen 3. skin due to partial completion, skin yg ditimbulkan oleh partial completion sehingaa minyak berebut untuk masuk ke lubang bor & menyebabkan turbulence, sehingga ratenya berkurang 4. skin due to turbulent rate, semakin dekat lubang bor maka rate minyak semakin cepat, akibatnya minyak berebut untuk masuk ke lubang bor & menyebabkan turbulence, sehingga ratenya berkurang 5. skin due to slanted well, skin yang dihasilkan karena sumur yang slanted/miring sehingga nilai skinnya negative karena densitas perforasi menjadi semakin besar 6. skin due to horizontal well, skin ini juga bernilai negative karena fluida lebih mudah masuk ke wellbore 7. skin due to condensate build up, jika terjadi kenaikan tekanan (build up) maka condensate akan tetap dlm fasa cair, shg jika permeabilitas formasi sgt kecil mk condensate dpt menutup pori dan rate gas akan menurun atau sm sekali tdk bs diproduksi. 8. pressure drawdown test, pengujian yg dilaksanakan dgn cara membuka sumur & m’pertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebaiknya sebelum diuji seluruh sumur ditutup utk sementara waktu agar tekanan reservoirnya seragam.
3.1.1.4.1. Analisa DST Pressure Build Up Normal Analisa data drillstem test hampir sama dengan analisa data pressure buildup, tapi pada DST, lamanya periode aliran kira-kira sama dengan durasi periode penutupan, jadi data pressure build up harus dianalisa dengan plot Horner,Pwѕ vs log *(tp + Δt)/Δt+. Harga yang dipakai untuk tp tersebut biasanya adalah panjang dari periode aliran yang terdahulu. Tetapi jika periode aliran awal sangat panjang, maka lebih tepat menggunakan jumlah dari panjang periode aliran tp untuk akhir buildup. Pada sumur yang memproduksi cairan maka rate aliran selama drillsteam test berkurang dengan waktu karena tekanan balik yang digunakan pada permukaan formasi meningkat, hal ini disebabkan oleh fluida yang diproduksi pindah naik ke drillstring dan rate aliran bisa stabil jika fluida formasi mengalir ke permukaan.Tekanan aliran yang bertambah diberikan pada Gambar (3.1) dan Gambar (3.2) dan biasanya rate aliran yang berkurang melebihi periode aliran diabaikan dalam menganalisa data pressure buildup. Jika tekanan pada perekam flow string naik secara linier dengan waktu, rate aliran cairan yang masuk ke drillstring adalah konstan hingga cairan mencapai permukaan maka rate aliran konstan semacam ini menunjukkan bahwa tingkat aliran tidak tergantung pada drowdown, karena tekanan aliran bottom hole naik, sehingga sesuatu yang lain dari formasi harus mengontrol rate aliran dalam keadaan seperti itu. Wellbore storage sering tidak disignifikan pada bagian buildup dari DST karena sumur ditutup dekat permukaan formasi. Pada periode penutupan yang cukup panjang dan jika wellbore storage tidak dominan maka horner plot data buildup sebaiknya mempunyai bagian garis lurus dengan slope (m) . Dari harga m maka bisa dipakai untuk memperkirakan permeabilitas, yaitu dengan rumus : ……………………………………………………………...(3-1) Jika µ dan h tidak diketahui , kh/µ mungkin diestimasi dengan menyusun kembali persamaan (3-1). Rate aliran yang dipakai adalah rata-rata yang melebihi tp. Skin factor dapat dihitung dengan persamaan: …………...(3-2) Keterangan : S = Skin factor, konstanta P1hr = Tekanan pada waktu penutupan (Δt) = 1 jam dan diambil pada garis lurus dari buildup, psi. Pwf = Tekanan sesaat sebelum penutupan m = Slope garis lurus buildup,psi/cycle k = Permeabilitas efektif formasi Φ = porositas batuan formasi, fraksi µ = viakositas, cp Ct = kompressibilitas fluida, psi-1 rw = radius sumur, ft tp =waktu produksi sebelum penutupan, jam
Kerusakan formasi bisa dirumuskan sbb: …………………………………….……….……….(3-3) dimana penurunan tekanan terhadap skin dihitung dari persaman : ………………………………………….…..…..……….(3-4) Untuk radius pengamatan selama DST maka bisa diberikan persamaan sbb : ……………………………………………….……..…….(3-5) Jika hambatan untuk mengalir ada di dalam radius pengamatan, maka akan mempengaruhi plot semilog .
SOLUSI PERSAMAAN ALIRAN RADIAL SILINDRIS DIBAWAH PENGARUH WELLBORESTORAGE DAN SKINDisini akan dibahas solusi persamaan difusivitas radial termasuk suatu fenomenayang menyebabkan laju aliran bervariasi setelah suatu produksi dimulai. Fenomena ini dikenal luas sebagai “Wellbore Storage” yang di perlihatkan pada Gambar 2.9.Pandanglah suatu sumur (shut-in) minyak di suatu reservoir. Selama sumur iniditutup, tekanan reservoir akan menopang kolom fluida dilubanng bor sebatas manaditentukan oleh kesetimbangan antara tekanan formasi dan berart kolom fluidatersebut. Kemudian jika sumur tersebut diproduksikan dengan membuka kerangan dipermukaan , mula-mula tentu saja minyak yang diproduksikannya hanya berasal dari apayang ada pada lubang bor ini. Jadi laju produksi mula-mula dari formasinya sendiri samadengan nol.Dengan bertambahnya waktu aliran, pada suatu tekanan permukaan yang tetap,laju aliran di dasar sumur akan berangsur-angsur sama dengan laju aliran di permukaan, dan banyaknya fluida yang tersimpan di dalam lubang bor akan mencapai harga yangtetap.Dengan memahami hal tersebut diatas, sekarang kita dapat membuat hubunganmatematis antara laju aliran di muka formasinya (sand face flow rate) dan laju alirandipermukaan (surface flow rate). Misalnya ada suatu sumur dengan suatu kolom fluidadidalamnya (Gambar 2.9) dan anggaplah ada suatu mekanisme baik itu gas-lift ataupompa yang mengangkat fluida tersebut ke permukaan. Juga anggaplah laju alirandipermukaan adalah q, sedangkan dimuka formasinya adalah q fs. Berdasarkan persamaan kesetimbangan materi dilubang bor diantara qfs, B(RB/D), qB (RB/D) dan laju akumulasi fluida pada lubang bor adalah, dt dzV V dt d wbwb 615.524615.524 Kemudian dengan anggapan bahwa luas lubang bor yang tetap disetiapkedalaman, A wb1 , dan Faktor Volume Formasi juga konstan, maka dapat dituliskan suatukesetimbangan berikut ini : Bqqdt dz A sf wb
615.524 (2.33)Apabila tekanan dipermukaan sama dengan Pt, maka gcg zPP tw 144
(2.34)dimana adalah densitas fluida didalam lubang bor (lbm cu ft) dan g/gc = lbf/lbm.Seterusnya, dt dzgcg zPPdt d tw 144
(2.35) jadi,
meskipun metode baru pada awalnya dipahami sebagai yang akan digunakan untuk jenis kurva tujuan analisis, juga muncul berguna untuk menganalisis tekanan membangun data dengan metode analisis log setengah konvensional. hal ini dapat dilihat dengan menulis ulang kesetaraan 22 dalam bentuk akrab berikut rumus
mana, m adalah kemiringan per siklus log, s adalah efek kulit biasa dan ... didefinisikan sebelumnya oleh kesetaraan 27 ... adalah tangan kiri sisi kesetaraan 22 dan didefinisikan sebelumnya oleh eq 8. bentuk eq 26 atau eq 27 menunjukkan bahwa grafik membangun tekanan ... adalah tangan kiri sisi kesetaraan 22 dan didefinisikan sebelumnya oleh eq 8. bentuk eq 26 atau eq 27 menunjukkan bahwa grafik membangun tekanan harus linier pada kertas grafik log setengah. ini akan ditunjukkan kemudian dengan cara. ara 16. kemiringan garis harus memberikan nilai kapasitas aliran formasi. dicatat bahwa grafik utflizing .. mirip dengan grafik Horner karena juga memperhitungkan pengaruh waktu produksi. apalagi, grafik ini tampaknya lebih umum dari grafik Horner karena nilai ini ... meningkat dengan meningkatnya nilai menutup dalam waktu, ... sebagai lawan kelompok waktu Horner ... di mana itu berkurang sebagai ... meningkat. ini memungkinkan merencanakan data penumpukan pada skala waktu yang sama menggunakan ... dan .. memproduksi waktu dapat dibandingkan. eq 17 juga menunjukkan bahwa untuk kali memproduksi lama, ketika ... beralih kembali sebagai ... eq. 29 juga menyediakan dasar untuk membuat plot MDH untuk waktu yang lama memproduksi. eq 26 dapat diselesaikan untuk efek kulit, s sebagai ... perhatikan taht di eq 30, p ... harus dibaca pada semi log garis lurus atau perpanjangannya tekanan awal waduk, p, atau tekanan palsu, p *, bisa langsung dibaca dari bagian garis lurus dari grafik semilog ... mana ... sama dengan memproduksi waktu, .. pemeriksaan eq 17. menunjukkan bahwa ini sesuai dengan rasio waktu Horner, ... sama dengan satu atau menutup dalam waktu, .. hingga tak terbatas. estimasi tekanan reservoir awal dengan metode ini akan menjelaskan kemudian dengan cara contoh dilapangan dan akan ditampilkan pada gambar. 16
