Journal of Mechanical Engineering and Mechatronics                                                          Submitted : 2017-08-09 ISSN: 2527-6212, Vol. 2 No. 2, pp. 67-73                                                                                Accepted : 2017-10-20 © 2017 Pres Univ Press Publication, Indonesia

## ANALISA PRESSURE BUILD UP TEST MENGGUNAKAN SOFTWARE

## ECRIN DAN METODE MANUAL PADA SUMUR GAS CP-52 & CP-54 LAPANGAN CHAPIN
Adven Charlos M. Pappin 1,a , Trijana Kartoatmodjo 2,b , Pauhesti Rusdi 3
1 Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Universitas Trisakti 2 Dosen Pembimbing I Program Studi Teknik Perminyakan – Universitas Trisakti 3 Dosen Pembimbing II Program Studi Teknik Perminyakan – Universitas Trisakti
a pcharlos@gmail.com, b trijana52@gmail.com
A bstrak. Sumur CP-52  dan CP-54 merupakan sumur  yang terletak pada struktur Tambun  Daerah Tingkat  II  Kabupaten  Bekasi  Propinsi  Jawa  Barat  dengan  formasi  target  adalah  Baturaja.  Analisa pressure  build  up dilakukan  untuk  kegiatan monitoring guna  mendapatkan  informasi  model reservoir dan boundary , innitial pressure (Pi), permeabilitas (k), skin (s), ∆P skin, tekanan rata-rata (Pavg),  dan flow  efficiency .  Uji  yang  dilakukan  pada  kedua  sumur  yaitu pressure  build  up  test (PBU)  dan  untuk  menganalisanya  digunakan  metode  Horner  pendekatan pseudo  pressure dan  P 2 baik secara manual maupun dengan bantuan software ecrin v.4.02 sebagai validasi.
Kata kunci . Pressure Build Up Test, Software Ecrin, Sumur Gas
Abstract. The CP-52  and  CP-54  wells  are  located  on  the  Tambun  structure  of  Bekasi  Regency  of West  Java  Province  with  the  target  formation  being  Baturaja.  The  pressure  build  up  analysis  is carried  out  for  monitoring  activities  to  obtain  reservoir  and  boundary,  innitial  pressure  (Pi), permeability (k), skin (s), ΔP skin, average pressure (Pavg), and flow efficiency information. Tests performed  on  both  wells  are  pressure  build  up  test  (PBU)  and  to  analyze  the  method  of  Horner approach  pseudo  pressure  and  P2  either  manually  or  with  the  help  of  software  v.ex.2  v2.02  as validation.
Keywords. Pressure Build Up Test, Ecrin Software, Gas Well

## Pendahuluan
Produksi  minyak  dan  gas  bumi  seiring  berjalannya  waktu  seringkali  mengalami  penurunan produksi  yang  antara  lain  dapat  disebabkan  baik  karena  penurunan  produksi  maupun  karena kerusakan  formasi.  Untuk  mengetahui  apakah  terdapat  kerusakan  formasi  atau  perbaikan  pada formasi, uji PBU menjadi salah satu uji tekanan yang umum dilakukan guna mengetahui parameter- parameter  reservoir  penting  yang  penting  untuk  mengidentifikasikan  kondisi  formasi  guna perencanaan sumur ke depannya. Berdasarkan analisa yang dilakukan dengan menggunakan metode Horner  baik  secara  manual  maupun  dengan  perangkat  lunak  ecrin  diharapakan  dapat  memberikan hasil yang lebih akurat sesuai kondisi actual reservoir.

## Studi Pustaka
Analisa tes PBU dilakukan dengan metode Horner dengan pendekatan m(P) dan P 2 dikarenakan tekanan reservoir pada kedua sumur kurang dari 2000 psia
Metode Horner Pendekatan Pseudo Pressure
Persamaan  yang  digunakan  dalam  menentukan  parameter-parameter  reservoir  dengan  metode m(P) sebagai berikut.
h m
R T Mscfd Q k g     ) ( ) ( 1637 0 (1)
                     23 . 3 log ) ( ) ( 151 . 1 ' 2 1 w i gi wf hr r c k m P m P m s  (2) ) ( ) ( ) ( ) / ( ) ( 2 . 141 ft h mD k s cp scf bbl B scfd Q P g g g skin         (3) i i C t k r         948 (4) ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( wf avg skin wf avg P m P m P m P m P m FE      (5)
Untuk menentukan nilai  tekanan rata-rata digunakan metode MBH (Matthews-Brom-Hazenbrook) dengan persamaan :
) ( ) ( 0002637 . 0 hr t A C mD k t p i pDA           (6) ) ( ln pDA t Ca F   (7) F m P P m avg          303 . 2 *) ( m ) ( (8)
Nilai  Ca  dipilih  berdasarkan shape  factor dari  posisi  sumur  terhadap boundary di  sekelilingnya berdasarkan peta penampang geologi yang ada.

## Metode Horner Pendekatan P 2
Pada  metode  ini,  persamaan  yang  digunakan  hampir  serupa  dengan  metode pseudo  pressure dengan nilai P 2 sebagai data tekanan yang digunakan dalam perhitungan.

## Metodologi Penelitian
Berikut merupakan flowchart kerja analisa PBU dengan menggunakan software ecrin v.4.02
Gambar 1. Flowchart Kerja Ecrin

## Hasil dan Pembahasan
Data-data  reservoir,  petrofisik,  dan  produki  yang  digunakan  dalam  analisa  PBU  untuk  ke dua sumur dapat dilihat pada tabel 1 di bawah ini.
Tabel 1. Input Parameter
Analisa Pressure Build Up Test dengan Software Ecrin v. 4.02
Berdasarkan  hasil improve dengan  perangkat  lunak  ecrin  diperoleh  model derivative yang matching sebagai berikut.
Extract dP Start Matching data tekanan dan laju alir Horner Plot Derivative Plot History Plot Analisa Model Improve Model Stop - Input data r w , h, ø, reference phase, P r, T r, Spesific gravity, non-HC, C f
- Input data tekanan dan laju alir ( load P & load Q) Output Parameter Reservoir Tiap Metode Matching Kurva Actual dan Model Perhitungan Yes No Data CP-52 CP-54
Satuan Spesific Gravity Gas 0.741496 0.71 Viskositas Gas 0.015913706 0.015420987 Cp Kompresibilitas Formasi (C f ) 3.00E-06 3.00E-06 Psi -1 Kompresibilitas Total (C i ) 0.000687649 0.000826241 Psi -1 Faktor Deviasi Gas (Z) 0.909027247 0.92404 Faktor Volume Formasi Gas (B g ) 0.002205 0.002685867 Bbl/Scf Tekanan Reservoir 1454.23 1210.3 Psia Temperatur Reservoir 240 238 0 F Karbondioksida 2.73 2.16 % Hidrogen Sulfida 0 0 % Nitrogen 0.2 0.17 % Data Nilai Nilai Satuan Qg last 2772 415 Mscf Qo last 63.996 58 Bopd Qt 2799.16 Mscf/d Kumulatif Prod. Gas (Gp) 183434 664433 Mscf Data Reservoir Data Produksi
Gambar 2. Pressure Derivative Plot
Tabel 2. Interpretasi Model Reservoir
Dari  plot pressure  derivative di  atas,  dapat  dilihat  terdapatnya  suatu  anomali  pembacaan  tekanan yang  disebabkan  oleh redistribution  phase .  Penjelasan  skematik  mengenai  fase  ini  dimana  ketika sumur ditutup maka akan terdapat fluid level dengan gas akan naik ke permukaan dan liquid berada di  bawahnya.  Penutupan  sumur  tersebut  menyebabkan  naiknya  tekanan  sehingga  semakin  banyak gas yg terbebaskan dan fluid level menjadi turun (ingat diagram fasa). Selanjutnya akibat fluid level turun maka menyebabkan tekanan ikut turun. Ketika pressure wellbore turun maka terjadi kembali perubahan  fasa  dari  gas  menjadi  kondensat. Pressure akan  kembali  naik  karena  adanya supply tekanan dari reservoir. Proses tersebut terus berulang selama penutupan sumur.
Tabel 3. Hasil Interpretasi Software Ecrin Selected Model Result CP-52 Result CP-54 Model Option Standard Model Standard Model Wellbore Model Changing Storage (Fair) Changing Storage (Hegeman) Well Model Vertical Vertical Reservoir Model Two Porosity PSS
Two Porosity PSS Boundary Model Circle, Constant Pressure One Fault – Constant P. Interpretasi Model Reservoir Sumur CP-52 Sumur CP-54 C
0.034 bbl/psi 0.0647 bbl/psi Total Skin 6 -2.73 k.h total 3180 md.ft 37.8 md.ft k, average 38.2 md 3.84 md Pi 1454 psia 1061 psia Pi 1454 Psia 1061 Psia Omega 0.306 0.673 Lamda 6.35E-06 3.84E-06 L - Constant Pressure - 144 ft Re – Constant Pressure 200 ft - ∆P ( Total Skin ) 26.38 psi -177.501 psi Reservoir & Boundary Parameters Derived & Secondary Parameters Hasil Interpretasi Main Model Parameters CP-52 CP-54
Redistribution phase
Redistribution phase
Constant Pres. Bound.
Analisa Pressure Build Up Test dengan Metode Horner Secara Manual
Secara manual,  perhitungan dilakukan dengan metode Horner pendekatan pseudo pressure dan P 2 . Hasil plot untuk kedua metode untuk sumur CP-52 dapat dilihat berikut.
Gambar 3. Metode Horner Sumur CP-52
Gambar 4. Metode Horner Sumur CP-54
Dengan  data  dan    persamaan  yang  tertera  di  atas,  dengan  terlebih  dahulu  menentukan  nilai slope untuk tiap-tiap kurva dapat dihitung parameter-parameter reservoir dengan hasil sebagai berikut.
Tabel 4. Summary Perhitungan Metode Horner
Metode m(P) Metode P 2 Metode m(P) Metode P 2 Metode m(P) Metode P 2 Metode m(P) Metode P 2 Slope 9.51E+05 13866.3 953006 13503.9 1.42E+07 1.94E+05 13866810.6 193802 k.h, mD-ft 3320 3290 3365.73 3436.09 33.2 32.4 34.6 34.91 k, mD 39.9 39.5 40.44 41.28 3.39 3.29 3.52 3.55 Skin 7.11 7 7.36 7.34 -2.82 -2.87 -2.86 -2.87 ∆P skin , psia - - 30 30 - - -230.66 -229.11 ri (ft) - - 657.51 664.34 - - 298.29 299.65 P avg, psia - - 1458 1458 - - 1049 1049 FE - - 0.48 0.49 - - 1.83 1.83 Parameter
Ms. Excel Ms. Excel Ecrin v.4.02
Ecrin v.4.02
Sumur CP-52 Sumur CP-54

## Journal of Mechanical Engineering and Mechatronics 2017

## Kesimpulan
Berdasarkan  analisa  yang  telah  dilakukan,  dapat  diperoleh  beberapa  kesimpulan  sebagai berikut.
1. Berdasarkan  hasil matching kurva pressure  derivative dengan  ecrin  diperoleh  bahwa  sumur CP-52  memiliki wellbore model  changing  storage  (Fair), model  sumur vertical,  reservoir model  two-porosity PSS, dan boundary  model  circle-constant  pressure dengan hasil koefisien wellbore  storage (C)  0.034  bbl/psi,  tekanan  resevoir  1454  psia,  total skin 6, permeability thickness (k.h) sebesar  3180  md-ft,  permeabilitas  38.2  mD,  omega  (  )  0.306,  lamda  (  ) 6.35E-06, r e constant pressure 200 ft, dan ∆P skin sebesar 26.38 psia. 2. Untuk sumur CP-54 dari hasil interpretasi pressure derivative diperoleh model yang matching dengan wellbore  model  changing  storage  (Hageman), model  sumur vertical,  reservoir  model two-porosity  PSS, dan boundary  model  one  fault-constant  pressure dengan  hasil  koefisien wellbore  storage 0.0647  bbl/psi,  tekanan  reservoir  1061  psia, total  skin -2.73, permeability thickness sebesar 37.8 mD-ft, permeabilitas 3.84 mD, omega (  ) 0.637, lamda (  ) 3.84E-06, L- constant  pressure 144  ft,  dan  ∆P skin -178  psia.  Nilai  lamda  dan  omega  yang  diperoleh mengindikasikan bahwa hampir sebagian besar fluida di reservoir terdapat pada rekahan.
3. Dengan  menggunakan  metode  pendekatan pseudo  pressure untuk  sumur  CP-52  dengan perangkat  lunak  ecrin  diperoleh  hasil permeability  thickness (k.h)  sebesar  3320  mD-ft, permeabilitas  39.9  mD, skin sebesar  7.11.  Sedangkan  secara  manual  dengan  metode pseudo pressure diperoleh  k.h  sebesar  3365.73  mD-ft,  permeabilitas  40.44  mD, skin sebesar  7.36, ∆P skin 30 psia, radius investigasi 657.51 ft, P avg sebesar 1458 psia, dan flow efficiency 0.48 4. Untuk  metode  P 2 pada  sumur  CP-52  dengan  menggunakan  ecrin  diperoleh  k.h  sebesar  3290 mD-ft,  permeabilitas  39.5  mD,  dan skin sebesar  7.  Jika  dilakukan  perhitungan  secara  manual dengan metode yang sama diperoleh k.h sebesar 3436.09 mD-ft, permeabilitas 41.28 mD, skin 7.34,  ∆P skin 30  psia,  r i sebesar  664.34  ft,  P avg 1458  psia,  dan flow  efficiency 0.49  yang mencirikan terdapatnya kerusakan formasi pada sumur CP-52 ini.
5. Pada  sumur  CP-54  dengan  ecrin  diperoleh  hasil  untuk  metode pseudo  pressure yaitu  k.h sebesar 33.2 mD-ft, permeabilitas 3.39 mD, dan skin sebesar -2.82. Sedangkan dengan metode yang  sama  secara  manual  diperoleh  k.h  sebesar  34.6  mD-ft,  permeabilitas  3.52  mD, skin sebesar  -2.86,  ∆P skin -231  psia,  radius  investigasi  298.29  psia,  P avg 1049  psia,  dan flow efficiency 1.83 6. Dengan  metode  P 2 untuk  sumur  CP-54  dengan  ecrin  diperoleh  hasil  k.h  sebesar  32.4  mD-ft, permeabilitas  3.29  mD,  dan skin sebesar  -2.87.  Dengan  metode  yang  sama  secara  manual diperoleh  hasil  k.h  sebesar  34.91  mD-ft,  permeabilitas  3.55  mD, skin sebesar  -2.87,  ∆P skin sebesar  -229  psia,  r i sebesar  299.65  ft,  P avg 1049  psia,  dan flow  efficiency sebesar  1.83  yang mengindikasikan  bahwa  stimulasi  yang  telah  dilakukan  pada  sumur  CP-54  telah  berhasil mengurangi/ memperbaiki kerusakan formasi yang ada sebelumnya.
7. Dari hasil analisa yang menunjukkan terdapatnya kerusakan formasi pada sumur CP-52 dengan harga skin yang positif  maka rekomendasi  yang perlu dilakukan untuk  mengurangi  kerusakan formasi pada sumur CP-52 yaitu dengan melakukan stimulasi reservoir.

## Daftar Pustaka
[1]   Ahmed, Tarekh. Advanced Reservoir Engineering. Gulf Professional Publishing. Texas. 59 - 63
[2]  Ahmed,  Tarekh.  2001. Reservoir  Engineering  Handbook  Second  Edition .  Gulf  Professional Publishing. Texas. 34 - 74
[3]   Al Ismail, Maytham I. 2010. Field Observations of Gas Condensate Well Testing . California : Stanford University. 39 – 46
[3]   Andeka,  Indira  Pratiwi.  2011. Analisa  Pressure  Build-Up  Test  dengan  Menggunakan  Metode Horner  Manual  dan  Saphir  3.20  Untuk  Identifikasi  Kerusakan  Formasi  pada  Sumur  “KB” Lapangan  “D”. Yogyakarta  :  Program  Studi  Teknik  Perminyakan  Universitas  Pembangunan Nasional “Veteran”. 20 - 22
[4]   Graha, Arya Bintang, dkk. 2015. Analisa Pressure Build Up dan Interference Test Pada Sumur Alpha  dan  “Beta  Lapangan  X” .  Jakarta  :  Program  Studi  Teknik  Perminyakan  Universitas Trisakti. 2 - 4
[5]   Gunarso, Pratama Adrian, dkk. 2015. Analisa Well Testing Sumur Lapangan T dengan Metoda Horner dan Type Curve  Derivative. Jakarta :  Program  Studi Teknik  Perminyakan Universitas Trisakti. 3 - 5
[6]   Mahenda,  Aldhitia,  dkk.  2014. Analisa  Data  Pressure  Build  Up  Test  dengan  Metode  Horner dan Standing Untuk Mengetahui Kondisi Produktivitas Sumur SGC-X PT. Pertamina EP Asset 1 Field Jambi. Palembang : Jurusan Teknik Pertambangan Universitas Sriwijaya. 3 - 4
[7]   Schlumberger, 1998. Introduction to Well Testing. England .