## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)

## Analisis Laju Produksi Menggunakan Metode

## Modified Isochronal Test Pada Sumur Gas “IFD” Lapangan Matindok
Ifrad Dany 1 , Nijusiho Manik 2 , Fatma 3 1,2,3 Prodi Teknik Perminyakan, Sekolah Tinggi Teknologi Migas E-mail: ifrad.dany@gmail.com Article History: Received: 10 Januari 2024
Revised: 26 Januari 2024 Accepted: 31 Januari 2024
Abstract: Sumur “IFD” merupakan salah satu sumur gas yang dimiliki oleh PT Pertamina EP Cepu Donggi Matindok Field, dengan berlangsungnya proses produksi gas maka reservoir mengalami penurunan ekanan seiring waktu yang mempengaruhi deliverability dan produktivitas sumur sehingga laju produktivitas sumur tidak optimal. Sehingga untuk mengetahui hal tersebut maka perlu melakukan uji deliverability pada sumur “IFD”. Metode yang digunakan ialah modified isochronal test (MIT) dengan menggunakan metode konvensional untuk menentukan IPR, setelah mengatahui IPR nilai absolute open flow potential (AOFP) juga didapatkan untuk mengetahui produktivitas sumur berproduksi. Hasil perhitungan dari uji deliverability menggunakan metode konvensional maka didaptkan nilai n sebesar 0,77083 yang mingindikasikan jenis aliran “IFD” adalah aliran turbulen. Dari Analisa uji deliverability ini dapat diketahui koefisien C sebesar 0,00002 dengan nilai AOFP yang didapat dengan metode konvensional sebesar 115,8018 MMscfd. Berdasarkan hasil korelasi kurva IPR VS OPR nilai laju produksi optimum didapatkan menggunakan ukuran tubing 4,5 in dengan laju produksi yang didapatkan sebesar 17,29 MMscfd.
Keywords: Laju Produksi, Modified Isochronal Test, Sumur Gas, IFD.
PENDAHULUAN Dalam memproduksikan gas terdapat beberapa hal yang harus diperhatikan, salah satunya adalah laju alir gas itu sendiri. Laju alir gas memiliki nilai kritis minimum dan maksimum. Apabila laju alir gas menyentuh titik kritis minimum, maka akan terjadi liquid loading, sedangkan apabila laju alir gas melewati batas kritis maksimumnya dapat terjadi water coning . Berdasarkan permasalahan tersebut untuk menghindari agar tidak terjadi liquid loading dan water coning maka suatu sumur perlu dilakukan Deliverability test dengan tujuan untuk mengetahui nilai Absolute Open Flow Potential (AOFP) untuk mengetahui kemampuan reservoir gas memproduksi gas dengan laju alir maksimum. Mengetahui AOFP dari Deliverability dapat memberikan gambaran mengenai potensi sumur itu berproduksi secara optimal.
Sumur “IFD” merupakan salah satu sumur gas yang dimiliki oleh PT Pertamina EP Cepu Donggi Matindok Field , sumur gas “IFD” berada di Lapangan Matindok berproduksi pertama kali pada tahun 2017 menggunakan sumur vertical dengan total depth 2299 m, ketebalan formasi 131,37m, permeabilitas 10,3 mD dan average porosity 0,0184. Dengan berlangsungnya proses produksi gas maka reservoir mengalami penurunan tekanan seiring waktu yang mempengaruhi deliverability dan produktivitas sumur sehingga laju produktivitas sumur tidak optimal. Sehingga untuk mengetahui hal tersebut maka perlu melakukan deliverability test pada sumur “IFD”. Untuk melakukan pengujian Deliverability test pada sumur IFD akan menggunakan metode Modified Isochronal Test. Metode Modified Isochronal Test , yaitu metode untuk mendapatkan data yang sama seperti pada Isochronal Test tetapi tanpa menggunakan periode penutupan yang terkadang lama diperlukan agar tekanan stabil sepenuhnya sebelum setiap uji aliran dijalankan (Sunarman et al). Pada dasarnya Modified Isochronal test sama seperti Isochronal Test yang mana digunakan pada reservoir yang memiliki permeabilitas rendah, akan tetapi letak perbedaannya yaitu tidak perlu lagi menutup sumur untuk menunggu sumur menjadi kondisi statis (Pr) yang akan memakan waktu yang lama hanya perluditutup sementara sampai pada periode waktu tertentu kemudian ubah ukuran choke dan catat perubahan q dan pwf yang terjadi. Sehingga, pada penelitian ini, Sumur “IFD” didalam melakukan pengujian Deliverability test menggunakan metode Modified Isochronal Test untuk mengetahui seberapa besar laju alir yang bisa diproduksi sumur “IFD” dan di interprestasikan dalam kurva IPR.

## LANDASAN TEORI
Gas Bumi Gas alam sering juga disebut sebagai gas bumi yang ditemukan di ladang minyak bersama minyak bumi, ladang gas bumi, dan juga tambang batu bara. Satuan yang digunakan pada gas bumi adalah MMSCF (Milion Standard Cubic Feet) (Ayu & Suhartono, 2016). Sumur gas bumi pada dasarnya tidak banyak mengalami masalah dalam produksi, tidak seperti sumur minyak yang sulit untuk memproduksi minyak yang ada direservoir ketika tekanan reservoirnya sudah menurun. Sumur minyak biasanya menggunakan alat bantuan ( articial lift ) bahkan sampai Enchance Oil Recovery (EOR) untuk membantu mengangkat minyak atau menjaga agar laju produksi masih tetap stabil tidak seperti sumur gas. Karakteristik gas dengan mobility yang tinggi tidak perlu menggunakan alat bantuan seperti artificial lift atau EOR. Akan tetapi jika kita tidak menstabilkan laju produksi gas, maka akan berpengaruh pada kerusakan formasi atau casing dan Tubing produksi. Maka dari itu kita perlu melakukan uji Deliverability gas agar dapat mengetahui karakter dari gasnya dan memproduksikan dikecepatan produksi yang optimum. Well test Well Testing adalah suatu pengujian sumur hydrokarbon untuk mengetahui kemampuan suatu lapisan untuk berproduksi yang dilakukan dengan cara menciptakan sebuah gangguan pada tekanan di reservoir , kemudian mencatat perubahan tekanan pada dasar lubang sumur dan tekanan aliran dasar sumur pada waktu tertentu (Chaudhry, 2003). Adapun jenis well test yaitu:
1. Pressure Transient Analisis Pressure transient di rancang untuk memberikan analisis kuantitatif dari sifat-sifat reservoir. Data-data hasil uji tersebut dikumpulkan sebagai penunjang informasi sebuah reservoir yang selanjutnya digunakan untuk menjadi model prediktif dan memperbarui model geologi. Berdasarkan jenisnya pressure transient dibagi menjadi dua yaitu pressure build-up dan pressure drawdown dalam pengujian Analisis Pressure Transient dapat menggambarkan karakter sifat

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)
reservoir atau kemampuan formasi untuk menghasilkan fluida. Uji ini memiliki kelebihan dibandingkan dengan Teknik lain dqalam menentukan karakteristik reservoir, karena uji pressure transient mencakup daerah yang lebih besar sehingga memungkinkan estimasi porositas, permeabilitas reservoir , tekanan rata-rata, skin, panjang fraktur, hetergenitas reservoir , luas drainase , bentuk, bahkan jaraknya dapat mencapai hingga bidang batasnya ( boundry ) atau flow discontinuities .
2 . Deliverability Test Deliverability test merupakan suatu hubungan antara penurunan laju produksi dengan tekanan reservoirnya, sebagai akibat dari berlangsungnya proses depletion dari suatu reservoir gas yang diperlukan dalam perencanaan dan pengembangan lapangan. Deliverability sumur adalah kemampuan sumur ( reservoir ) untuk mengalirkan fluida (gas). Dari analisa test, nantinya akan diperoleh hubungan tekanan dengan rate produksi. Deliverability Gas Deliverability gas 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 pertama kalinya pengujian untuk menentukan kemampuan sumur gas untuk berproduksi dilakukan dengan cara membuka sumur dan menghubungkan sumur dengan tekanan atmosfer, dan nilai AOF diukur langsung dengan menggunakan impact pressure gauge yang di turunkan di dasar sumur. Penyajiandengan 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 di inginkan. Berdasarkan alasan diatas, maka mulai di kembangkan metoda uji deliverability yang lebih modern dengan menggunakan laju aliran yang sesuai dan dapat di kontrol, di antaranya yakni Back Pressure, Isochronal dan Modified Isochronal. Deliverabilitas adalah kemampuan dari suatu sumur gas untuk berproduksi yang dinyatakan dalam bentuk grafik (PR2 vs Qsc). Tekanan awal dan tekanan aliran stabil dinyatakan dalam unit absolut. Nilai Koefisian C dan nilai ekponen n adalah dua suku konstan. n dapat di katakana aliran laminar ketik mencapai nailai 1 dan Ketika nilai aliran mencapai nilai 0,5 maka dapat dikatakan aliran tubulensi. Setelah dilakukan deliverability test gas maka selanjutnya kita menentukan nilai AOF, C dan n dari melihat grafik deliverability gas sebagai berikut :
Gambar 1. Grafik Deliverability (Chaudhry, 2003)
Berdasarkan dari grafik diatas titik-titik berwarna abu-abu adalah titik dimana dilakukan tes deliverability gas berdasarkan Qsc dan P rumus (Pr) 2 - (Pwf) 2 x 10 3 . Kemudian nilai n dan C dapat di hitung dengan Rawalins dan Schellhardt, dan rumus ini juga dapat mengitung Qg, yaitu:
Q g = C(�� ��� 2 − ��� 2 ) 2 ······································································(1) n = ���(� 1 )−���(� 2 ) ���(� 1 )−���(� 2 ) ············································································· (2) C = � � (�� ��� 2 −��� 2 ) � ··············································································· (3) Keterangan : Qg = Laju alir gas (MMscf/d)
C = Koefisien Performance yang menggabarkan posisi kurva Deliverability yang stabil (MMscf/Psia 2 ).
N = Bilangan eksponen, merupakan inverse slope garis kurva Deliverability yang stabil dan mencerminkan derajat pengaruh factor inersia-turbulensi terhadap
aliran, umumnya berharga antara 0.5-1 atau n = tan 0.
Pr avg = Tekenan rata-rata reservoir (psia) Pwf = Tekanan alir dasar sumur (psia) Pada persamaan di atas kita dapat turunkan untuk mencari nilai Absolute Open Flow Potential (AOFP) dengan Persamaan berikut : AOFP = Qmax = C (pr 2 ) n ······································································ (4) AOFP 25% = 25% x AOFP ····································································(5)

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)
1130
Deliverability gas terdapat beberapa tiga metode yaitu: Back Pressure Test, Isocronal Test, dan Modified Isocronal Test . Ketiga Test ini berbeda-beda penerapannya tergantung dari karakteristik reservoir gas tersebut. Perbedaan nya sebagai berikut: Back Pressure Test Tujuan Utama Pengujian dari sumur ini adalah untuk menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi berproduksi. Salah satu metode yg di gunakan untuk uji sumur gas yaitu Deliverability test. Uji ini bertujuan untuk mengetahui sumur penurunan tekanan dasar sumur (∆P 2 ) dengan laju produksi kontastan di kepala sumur (Qsc) (Chaudhry, 2003). Back Pressure atau disebut juga Flow After Flow Test adalah salah satu metode dalam uji deliverability gas. Metode ini pertama kali di temukan oleh Pierce & Rawlins 1929, untuk mengetahui kemampuan sumur berproduksi dengan memberikan tekanan balik ( Back Pressure ) yang berbeda-beda. Pelaksanaan dari tes yang konvesional ini dimulai dengan menutup sumur, untuk mendapatkan nilai Pr. Selanjutnya sumur diproduksikan sengan laju sebesar Qsc sehingga aliran mencapai stabil, sebelumnya diganti dengan laju produksi lainnya. Setiap perubahan laju produksi tidak diketahui dengan penutupan sumur. analisis deliverability di dasarkan pada kondisi aliran yang stabil.
Gambar 2. Diagram Laju Alir dan Tekanan dari Back Pressure Test (Chaudhry, 2003)
Isochronal Test Isochronal test terdiri dari penutupan sumur secara bergantian hingga tekanan (Pr) stabil atau hampir stabil, dan mengalirkan sumur pada tingkat yang berbeda untuk jangka waktu tertentu t, tekanan lubang bawah yang mengalir, pwf, pada waktu t dicatat. Isocrinal test biasanya dilakakukan pada reservoir yang memeiliki permeabilitas rendah yang membuat laju alir tersebut lama untuk mencapai kondisi stabil hal tersebut yang menyebabkan jika dilakukan pada fasilitas produksi yang belum memadai akan banyak jumlah gas yang terbakar (Chaudhry, 2003).
Gambar 3. Diagram Alir dan Tekanan dari Isochronal Test (Chaudhry, 2003)
Modified Ischronal Test Tujuan dari Modified Isochronal Test adalah untuk mendapatkan data yang sama seperti pada Isochronal Test tanpa menggunakan periode penutupan yang terkadang lama diperlukan agar tekanan stabil sepenuhnya sebelum setiap uji aliran dijalankan (Sunarman et al). Jadi pada dasarnya MIT sama seperti Isochronal Test yang mana digunakan pada reservoir yang memiliki permeabilitas rendah, akan tetapi letak perbedaannya yaitu tidak perlu lagi menutup sumur untuk menunggu sumur menjadi kondisistatis (Pr) yang akan memakan waktu yang lama hanya perludi tutup sementara sampai pada periode waktu tertentu kemudian ubah ukuran choke dan catat perubahan q dan pwf yang terjadi. Proses lengkap dari tes ini sebagai berikut : a. Sumur ditutup terlebih dahulu agar keadaan mecapai kesetimbangan statik, kemudian catat tekanan terukur sebagai tekanan reservoir (Pr).
b. Sumur diproduksi dengan laju alir Qsc selama waktu t 1 dan catat laju alir sebagai Q 1 dan tekanan alir sebagai Pwf 1 .
c. Sumur ditutup kembali selama waktu t. Selama waktu sumur ditutup,tekanan statik sumur akan membentuk beberapa nilai pws yang mana pws ini akan semakin kecil untuk waktu aliran berikutnya.
d. Sumur diproduksi selama t 2 (waktunya sama dengan t 1 ) dengan ukuran choke yang berbeda, dan catat laju alir Q 2 dan Pwf 2
e. Ulangi langkah ini hingga tiga sampai 4 kali sesuai kebutuhan dengan waktu aliran dan waktu penutupan sama dengan t 1 kemudian ubah choke yang dipakai sebelum choke terakhir kemudian tunggu dengan waktu 2 x t 2 hingga extendend flownya stabil lalu catat Q dan Pwfnya.
f. Setelah dicatat keseluruhan perubahan laju alir yang dilakukan, kemudian sumur ditutup kembali.
Hasil dari proses yang dilakukan diatas dapat digambarkan dalam sebuah grafik sebagai berikut:
Gambar 4. Diagram Alir dan Tekanan dari Modified Isochronal Test (Chaudry, 2003)
Perbedaan dari ketiga test diatas dapat disimpulkan dengan lebih sederhana berdasarkan klasifikasi dan limitasi dari setiap test sebagai berikut :

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)

## Gambar 5. Klasifikasi dan Limitasi dari Deliverability Test (Chaudhry, 2003)
Well Performance Analisis well performance dibutuhkan untuk menghitung penurunan tekanan yang terjadi di dalam keseluruhan sistem sumur baik dari reservoir sampai dengan separator . Inflow performance relationship (IPR) adalah suatu studi tentang performance aliran fluida dari reservoir menuju lubang sumur. Dengan menggunankan persamaan dari metode Deliverability test , dapat ditentukan nilai laju alir pada setiap tekanan alir dasar sumur (Pwf). Selanjutnya salah satu komponen penting juga di dalam system total sumur adalah well tubing . Tubing performance relationship (TPR) adalah plot tekanan dasar sumur (Pwf) yang di butuhkan untuk memproduksikan berbagai laju alir gas melalui sebuah pipa tubing berukuran tertentu pada tekanan well head yang konstan. Inflow Performance Relationship (IPR) Inflow Performance Relationship suatu sumur adalah gambaran tentang sumur yang bersangkutan untuk memproduksikan atau menghasilkan fluida (Pamungkas, 2004). IPR adalah sebuah kurfa yang menggambarkan hubungan antara Tekanan alir (Pwf) dengan Laju alir (Q) dan berfungsi sebagai alat untuk meramalkan potensi sumur yang dapat diproduksikan dengan tujuan untuk menentukan berapa besar laju alir dan tekanan yang dibutuhkan serta metode yang paling tepat untuk digunakan. Kurva IPR terjadi di titik nodal yang pertama yaitu dimedia berpori antara reservoir dengan lubang sumur. Dalam menentukan IPR sumur gas terdapat beberapa metode tetapi metode paling poluler yaitu dengan menggunakan persamaan Rawlins & Schellhardt (1936) seperti pada Persamaan (3.4). Untuk membuat grafik IPR perlu diketahui nilai dari: a. Laju produksi (Q) b. Tekanan aliran dasar sumur (Pwf) c. Tekanan reservoir sumur (Pr)
Outflow Performance Relationship Outflow performance relationship biasa disebut juga Tubing performance relationship atau vertical lift performance merupakan kemampuan sumur produksi untuk mengatasi semua kehilangan tekanan yang terjadi pada berbagai komponen tubing mengangkat cairan ke fasilitas permukaan dan diperlukan tekanan aliran dasar lubang yang diperlukan untuk mengatasi semua kehilangan tekanan (Ahmed, 2019). Outflow performance relationship terjadi di titik nodal kedua yaitu di tubing , artinya kemampuan suatu sumur produksi untuk mengalirkan fluida dari lubang sumur ke kepala sumur melalui tubing produksi. Salah satu penggunaan OPR adalah untuk mengetahui ukuran tubing atau ukuran choke serta tekanan wellhead yang cocok digunakan pada suatu sumur dengan keadaan IPR tertentu untuk mendapatkan laju alir yang optimum.
Gambar 6. Grafik IPR vs OPR
Apabila masih terjadi perpotongan antara kurva IPR dengan OPR maka dapat dikatakan bahwa sumur tersebut masih stabil karena sumur masih mampu untuk mengangkat fluida ke permukaan. Akan tetapi jika tidak terjadi perpotongan dapat dikatakan kalau sumur sudah mati atau tidak dapat mengangkat fluida ke permukaan biasanya hal ini terjadi pada sumur minyak jadi memerlukan alat bantuan atau enchance oil recovery (EOR) untuk dapat membantu mengangkat fluida ke permukaan. Penentuan outflow performance relationship pada sumur gas bergantung pada kemampuan sumur untuk mengalirkan volume gas ke permukaan berdasarkan:
 Tekanan kepala sumur tabung permukaan "Pwh"
 Penurunan tekanan dari lubang sumur ke permukaan karena berat kolom gas
 Kerugian gesekan melalui pipa
Dalam pengaplikasiannya, tekanan kepala sumur “Pwh” dipertahankan konstan dan “Pwf” dihitung sebagai fungsi dari “Qg” dan memplot hasil perhitungan untuk menghasilkan kurva yang disebut kurva Outflow Performance Relationship (OPR),untuk ukuran tubing ( ) yang berbeda. Dengan menggunakan persamaan Katz et al. (1959) dapat menentukan kurva OPR dengan metode konvensional dengan asumsi suhu rata-rata dan kompresibilitas rata-rata sepanjang aliran pipa dengan persamaan berikut:
Q g = 38,7298 d 2 [Pwf 2 −e s Pwh 2 ��(��) 2 (� � −1) ································································· (6) Keterengan : Qg
= Laju alir gas, Mscf/d
fr = Fraction Faktor untuk Tubing

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)
d = Inside Diameter Tubing, in
T’ = Temperature rata-rata, ⁰R
T wh = Temperatur kepala sumur, ⁰R
T wb = Temperatu lubang sumur, ⁰R
Z = Gas deviation sumur
P wf = Tekanan alir, psia P wh = Tekanan kepala sumur, psia Untuk melingkapi Persamaan (5) perlu melengkapi komponen-komponen berikut : 1. Temperatur
T ' = � �ℎ +� �� 2 ·················································································· (7) � �� = 168 + 325� � − 12,5� � 2 ···························································(8) T pr = � ' � �� ······················································································ (9)
Keterangan :
� � = Gas gravity
� �� = Pseudo-critical temperature
� �� = Pseudo-reduce temperature 2. Pressure
P ' = � �� +� �ℎ 2 ················································································(10) � �� = 667 + 15,0� � − 37,5� � 2 ······················································· (11) P pr = � ' � �� ····················································································(12) Keterangan :
� �� = Pseudo-critical pressure
� �� = Pseudo-reduce pressure
3. Friction Factor
Fr = [2 log 3,71d ε ] −2 ·······································································(13) Keterangan : Ɛ = absolute roughness of the tubing, in 4. Z-factor
Z = 1,0085 + 0,04623( � �� � �� ) + 0,862707 � ��1,368627 10 0,636778 ��� − 2,324825 � �� 10 0,649787 ��� ···················(14)
5. Coeffisient “s”
S = 0,0375� � � � ' � ···············································································(15) Keterangan :
H = TVD titik tengah perforasi, ft

## METODE PENELITIAN
Penelitian ini dilakukan pada satu sumur PT. Pertamina EP CPP Donggi Matindok Field sehingga semua data pada penelitian ini didapatakan dari PT. Pertamina EP CPP Donggi Matindok Field. Pengumpulan data ini sangat penting untuk melakukan penelitian dan pengumpulan data menggunakan metode observasi. Pada uji Deliverability menggunakan metode
Modified Isochronal Test data-data yang di butuhkan yaitu data sumur, data reservoir serta data hasil uji sumur Modified Isochronal Test . Adapun data-data yang digunakan pada penelitian ini berupa :
Tabel 1. Data Sumur
Tabel 2. Data Reservoir dan Well Head
Tabel 3. Data PVT

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)
Data ini merupakan data hasil uji Modified Isochronal Test (MIT) pada sumur “IFD” yang dilakukan dengan membuka dan menutup (Shut-in) sumur dengan durasi 4 jam pembukaan dan 4 jam penutupan sumur serta dilanjutkan dengan extended flow dengan durasi 8 jam. Data MIT sumur “IFD” Tersebut akan di olah dan juga di analisis dalam pengerjaan penelitian ini. Tabel 4. Data Modified Isochronal Test (MIT)
Perhitungan Modified Isochronal Test Pada pengolahan data Modified IsochronalTest dengan menggunakan metode konvensional dengan pendekatan pseudo pressure , nilai yang ditentukan yaitu nilai slope “n” dan C yang digunakan untuk menentukan absolute open flow potential (AOFP). Langkah awal yang dilakukan adalah menentukan nilai ψwf, ψr dan ψr- ψwf untuk menentukan lalu diplotkan pada grafik antara ψr-ψwf vs Qg dalam skala log.
Tabel 5. Hasil Modified Isochronal Test (MIT)
Gambar 7. Grafik Deliverability Qg vs ψr -ψwf
Berdasarkan dari grafik diatas titik-titik berwarna biru adalah titik dimana dilakukan tes deliverability gas berdasarkan Qsc dan P rumus (Pr) 2 − (Pwf) 2 x 10 3 dan dari grafik deliverability mengindikasikan bahwa jenis aliran dari sumur tersebut adalah turbulensi. Kemudian nilai n dan C dapat di hitung dengan Rawalins dan Schellhardt.
1. Menentukan nilai Eksponen (n) Untuk menentukan nilai n harus dilakukan penyesuaian antara garis trandline dengan garis deliverability , selanjutnya menghitung nilai y menggunakan persamaan dan titik-tikik yang di dapatkan dari power trandline y = 747211x 1.2973
Sumbu X = Qg dan sumbu y = ψr -ψwf
 Titik 1 (2,66, y1) y1 = 747211 (2,66) 1.2973 y1 = 2658533,9  Titik 2 (11,9, y2) y2 = 747211 (11,9) 1.2973 y2 = 18567367
Tentukan nilai n dan didapatkan nilai n sebesar 0,7708317
2. Menentukan nilai C. Untuk menentukan nilai C dengan menggunakan extended flow perlu menggunakan persamaan 3 sehingga didapatkan nilai C sebesar 2,83 x 10 -5
3. Menentukan AOFP dan AOFP 25%
Untuk menentukan nilai AOFP menggunakan persamaan 4 dan AOFP 25% menggunakan persamaan 5. Sehingga didapatkan nilai AOFP sebesar 115,80183 MMSCFD dan AOFP 25% sebesar 28,95046 4. Menentukan grafik IPR. Untuk membuat grafik IPR mengguanakn persamaan Rawlins dan Schellhardt

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)
Tabel 6. Nilai Qg masing-masing Pwf Pwf Qg 2542,539 0 2400 18,7 2200 36,9
2000
51,6
1800 64,2 1600 75,0 1400 84,5 1200 92,6 1000 99,5 800 105,3 600 109,8 400 113,0 200 115,1
0 115,802

## Gambar 8. Kurva IPR
Perhitungan Outflow Performance Relationship dengan Dalam menentukan Outflow Performance Relationship (OPR) sumur gas perlu menggunakan persamaan Katz et al. (1959) seperti persamaan (3.5). Pengujian OPR yang akan dilakukan akan menggunakan tiga ukuran Tubing yang berbeda-beda yaitu 2,875 in, 3,5 in dan 4,5 in. Hal ini dilakukan untuk bisa mengetahui seberapa besar daya angkat dari masing-masing Tubing untuk mengetahui laju alir yang paling optimum. Tetapi beberapa komponen dari persamaan yang ada perlu dicari terlebih dahulu. 1. Menentukan nilai Tpc dan Ppc dengan menggunakan persamaan (8) dan (11) sehingga didapatkan nilai Tpc sebesar 366,6753 0 R dan nilai Ppc sebesar 671,6819 Psi. 2. Menentukan nilai T ’ dengan menggunakan persamaan 7 sehingga didapatkan nilai T ’ sebesar 635,1335 0 R
3. Menentukan nilai Tpr dengan menggunakan persamaan 9 sehingga didapatkan nilai Tpr sebesar 1,7321 4. Menentukan nilai fr Dalam menentukan nilai fraction factor (fr) perlu dihitung berdasarkan ukuran masing-masing Tubing dengan menggunakan persamaan (13) sehingga didapatkan untuk ukuran tubing 2,875 in nilai fr sebesar 0,0247, untuk ukuran tubing 3,5 in nilai fr sebesar 0,0234 dan untuk ukuran tubing 4,5 in nilai fr sebesar 0,0218. 5. Menentukan nilai P ’ dan Ppr. Dalam menentukan nilai P’ dan Ppr dihitung berdasarkan tiap nilaiasumsi Pwf dan hasilnya dapat dilihat pada tabel 7. 6. Menentukan nilai Z. Untuk menentukan nilai Z dihitung berdasarkan tiap nilai asumsi Pwf dengan menggunakan persamaan (14) dan hasil dapat dilihat pada tabel 7.
7. Menentukan nilai Coefisient “s”. Untuk menentukan nilai coefisient “s” dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (15) dan hasilnya dapat dilihat pada tabel 7.
8. Menentukan nilai Qg dan Pwf.
Setelah semua komponen sudah terhitung, untuk menentukan nilai Q g menggunakan persamaan Katz et al. (1959) seperti pada persamaan (1) dan seperti pada (Tabel 7), sebagai berikut: Tabel 7. Hasil perhitungan OPR terhadap Qg vs Pwf
Gambar 9. Kurva OPR

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)

## 1140
Dari grafik OPR diatas terlihat semakin besar tubing dipakai semakin besar pula laju alir yang di dapatkan maka dari itu di tarik kesimpulan semakin besar ukuran tubing maka gas yang masuk juga akan semakin besar. Laju produksi untuk Tubing 2,875 in, laju alir sebesar 10.01 MMscfd, untuk ukuran tubing 3,5 in, laju alir sebesar 2.60 MMscfd dan, untuk tubing 4,5 in, laju alir sebesar17.29 MMscfd.
Mengkorelasikasn Kurva IPR vs OPR untuk menentukan Laju Optimum. Untuk menentukan laju optimum perlu dilakukan korelasi antara kurva inflow performance relationship dengan kurva outflow performance relationship . Ketika terjadi perpotongan atau crossing garis artinya fluida yang ada di reservoir dapat terangkat sampai ke permukaan, sebaliknya jika tidak terjadi perpotongan garis antara kurva IPR dengan kurva OPR maka fluida dari reservoir tidak mampu terangkat ke permukaan. Setelah selesai memplotkan kurva IPR dan kurva OPR perlu di lakukan korelasi atau menggabungkan kedua kurva untuk dapat mengetahui perpotongan yang terjadi pada grafik IPR vs OPR. Lalu di lihat masing-masing tubing mana yang paling tinggi nilai Qg nya tubing tersebut yang akan digunakan untuk berproduksi seperti pada (Gambar 10)
Gambar 10. Grafik IPR vs OPR

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Untuk Analisis MIT ( Modified Isochronal Test ) Pada sumur gas “IFD” dilakukan perhitungan dan Analisis Metode Konvensional (Rawlins & Schellhardt) dengan pendekatan pseudo pressure. Sumur gas “IFD” memulai program MIT ( Modified Isochronal Test ) dengan melakukan penutupan sumur dan mengalirkan dengan selang waktu kurang lebih 4 jam dan dengan harga laju alir (Qsc) yang berbeda-beda. Perhitungan dan Analisis deliverability berdasarkan MIT ( Modified Iscohronal Test ) menggunakan metode konvensional (Rawlins- Schellhardt) akan diperoleh parameter-parameter seperti C dan n. Seluruh parameter tersebut akan digunakan untuk menentukan besarnya nilai Absolute Open Flow Potential (AOFP) dan selanjutnya akan digunakan untuk membuat Kurva Deliverability.
Hasil analisis pengujian MIT ( Modified Isochronal Test ) akan didapatkan data laju alir dan data tekenan. Dari data tersebut dianalisis untuk mendapatkan nilai Absolute Open Flow Potential (AOFP), yaitu seberapa besar kemampuan sumur berproduksi. Adapun hasil anlisis deliverability dengan menggunakan Metode MIT. Pada sumur gas “IFD” dilakukan perhitungan Outflow Performance Relationship (OPR) untuk mengetahui ukuran tubing serta tekanan wellhead yang cocok digunakan pada sumur “IFD” dengan keadaan IPR tertentu untuk mendapatkan laju alir optimum. Apabila adanya perpotongan
antara kurva dari IPR dan OPR maka dapat dikatakan bahwa sumur tersebut masih stabil karena sumur masih mampu mengangkat fluida ke permukaan.
Untuk Perhitungan Outflow Performance Relationship (OPR) dengan menggunkan persamaan (Katz et al) mulai dengan mencari nilai T pc , P pc, T pr , T’, fr, P’, Z, P pr dan S untuk melengkapi persamaan, kemudian setelah itu mencari nilai Qg tubing (2,875 in), (3,5 in), dan(4,5 in) dengan mengunakan persamaan dari (Kazt, et al) setelah mendapatkan nilai tersebut membuat kurva OPR dan mengkorelasikan antara IPR dan OPR. Hasil dari Outflow Performance Relationship mendapat hasil dari Qg dari tubing (2,875 in), (3,5 in), dan (4,5 in). Setelah itu membuat kurva OPR dari Qg dari masing-masing tubing yang berbeda dan mengkorelasikan anatar kurva IPR vs OPR untuk mengetahu apakah sumur gas “IFD” mampu mengangkat fluida ke atas permukan atau tidak, kemudian melihat laju alir paling optimum untuk sumur gas “IFD” berdasarkan ukuran yang optimal.
Analisis Laju Produksi Optimum Terlihat dari (Gambar 10) mengkorelasi antara kurva IPR dan kurva OPR akan terjadi perpotongan garis IPR dan OPR hal ini mengindikasikan bahwa sumur gas “IFD” di lapangan donggi matindok mampu mengangkat volume gas dari reservoir ke permukaan. Dari grafik OPR diatas terlihat semakin besar tubing dipakai semakin besar pula laju alir yang didapatkan maka dari itu ditarik kesimpulan semakin besar ukuran tubing maka gas yang masuk juga akan semakin besar. Untuk menentukan laju produksi optimum perlu di analisa seberapa besar potensi produksi untuk masing-masing Tubing maka dari itu perlu memperhatikan perpotongan garis OPR tubing 2,875 in, tubing 3,5 in dan tubing 4,5 in. Laju produksi optimum untuk tubing 2,875 in, laju alir optimumnya sebesar 10.01 MMscfd, tekanan alirnya sebesar 2472.6 psia. Untuk ukuran tubing 3,5 in,laju alir optimum sebesar 12.60 MMscfd, tekanan alir optimumnya yaitu 2454.8 psia, dan untuk tubing 4,5 in, laju alir optimumnya sebesar17.29 MMscfd dan Tekanan alir optimumnya 2420.8 psia. Seperti yang terlihat pada (Tabel 8).
Tabel 8 Analisis laju alir optimum
Qg (MMSCFD) Pwf Tubing 2,875 in 10,01 2472,6 Tubing 3,5 in 12,60 2454,8 Tubing 4,5 in 17,29 2420,8
Hasil akhir dari perhitungan dan analisa pada sumur ‘IFD’ di lapangan donggi matindok untuk menentukan laju produksi optimum dapat disimpulkan dari (Tabel 8) bahwa tubing yang paling tepat digunakan yaitu 4,5 in dengan inside diameter (ID) sebesar 3,958 in karena tubing 4,5 in merupakan laju alir yang paling tinggi dibandingkan menggunakan tubing 2,875 in dan tubing 3,5 in. Dengan menggunakan tubing 4,5 in, laju alir produksi yang bisa di dapatkan sebesar 17.29 MMscfd dengan tekanan alir sebesar 2420 psia dan laju alir paling mendekati dengan AOFP 25% atau Laju alir Optimum dari sumur IFD.
KESIMPULAN Berdasarakan dari hasil Analisis dan perhitungan yang telah dilakukan maka dapat di simpulkan sebagai berikut: 1. Hasil Analisis Deliverability test dengan menggunkan Modified Isochronal Test maka di dapatkan nilai absolut open flow performance (AOFP) sebesar 115,8018 MMscfd dan Q optimal sebesar 28,9504 MMscfd.

## EKOMA : Jurnal Ekonomi, Manajemen, Akuntansi Vol.3, No.2, Januari 2024
…………………………………………………………………………………………………………………………………….. ISSN : 2828-5298 (online)

## 1142
2. Hasil Analisis dari kuva IPR dan OPR maka di dapatkan Qg dan Pwf masing- masing Tubing sebagai berikut:
 Tubing 2,875 in laju produksi optimum (Qg) sebesar 10,01 MMscfd dan tekanan alirnya (Pwf) sebesar 2472 psia.
 Tubing 3,5 in laju produksi optimum (Qg) sebesar 12,60 MMscfd dan tekanan alirnya (Pwf) sebesar 2454 psia.
 Tubing 4,5 in laju produksi optimum (Qg) sebesar 17,29 MMscfd dan tekanan 2420 psia.
3. Laju produksi optimum pada sumur “IFD” berdasarkan kurva IPR dan OPR menggunakn Tubing 4.5 in dengan laju alir 17,29 MMscfd dengan tekanan alir sebesar 2420 psia.

## DAFTAR REFERENSI
Ahmed, T., 2010. Reservoir Engineering Handbook Fourth Edition. Oxford. Gulft Publishing Company. Ahmed, T., & McKinney, P. D., 2004. Advance Reservoir Engineering . ELSEVIER.
Ahmed, T., 2019. Reservoir Engineering Handbook Fifth Edition . Cambridge: Joe Hayton. Arumdanie. Y., Ridaliani. O., dan Halim. A. 2019. Analisa Pressure Build Up dan Deliverability Sebagai Evaluasi Partial Penerration Sumur-X15. Jakarta: Universitas Trisakti. Ayu,D. K., dan Suhartono, D.S. 2016. Pemodelan Produksi Minyak dan Gas Bumi di PT. “Z” Menggunakan Metode ARIMA, FFNN, dan Hybrid ARIMAFFNN. JURNAL SAINS DAN SENI ITS VOL. 5 NO. 2. Bachri, S., 2015. Prospek Carbon Capture & Storage (CCS) Cekungan Luwuk Banggai Dari Sudut Pandang Geologi. Brown, K.E., 1984. The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4. The University of Tulsa: United States of America.
Chaudry. A. U., 2003. Gas Well Testing Handbook . Houston, Texas: Advanced TWPSOM Petroleum System, inc.
Fachrizal. H., Ridaliani. O., dan Halim. A., 2018. Aplikasi Uji Pressure Transient dan Deliverability Unbtuk Prediksi Plateau Time Sumur VLL-1. Jakarta; Universitas Trisakti.
File PT Pertamina EP Cepu Donggi Matindok Field (2021).
Hermanto, B., 2015 Usulan Baru Titik Bor Eksplorasi Minyak dan Gas Bumi Di Lapangan Tiaka dan Senoro, Cekungan Luwuk-Banggai.
Joko Pamungkas, M., 2004. Pengantar Teknik Produksi. Yogyakarta: Unversitas Pembangunan Nasional “Veteran”.
Maulana. M., Fathaddin dan Oetomo Hari K., 2018. Well Test Analysis Using
Pressure Deravative Method at Gas Well X-1. Jakarta Sunarman, E., Untoro, E., dan Sofyan, A. (2021). Analisa PBU (Pressure Build Up)- MIT ( Modified Isochronal Test) Sumur X Lapangan y Untuk Menentukan Laju Produksi Optimum. SNTEM, Volumje 1, 190-197. Tampubolon, Faskanata R.G 2023. Analisa Uji Deliberabilitas Reservoir Gas Berdasarkan Data Uji Sumur Untuk Optimasi Laju Alir sumur Sumur “FN#”.Yogyakarta