Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Sumur yang telah dibor, diharapkan dapat mengalirkan fluida ke permukaan
dengan menggunakan tenaga reservoir alami maupun dibantu dengan sistem
pengangkatan buatan (artificial lift). Proses ini akan berlangsung sampai suatu saat
dimana tekanan reservoir akan berkurang, sehingga kemampuan untuk mengangkat
fluida ke permukaan menurun. Apabila hal tersebut terjadi perlu dilakukan uji
sumur (well testing) agar diketahui apakah ada perubahan kondisi formasi disekitar
sumur dan kondisi produktifitas sumur tersebut.
Untuk mengidentifikasi perubahan kondisi formasi diatas, yang dilakukan
adalah melakukan pengujian tekanan sumur dalam selang waktu tertentu dengan
laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut sehingga tekanan dasar
statik menjadi naik yang dikenal dengan pengujian sumur (well test) Pressure Build
Up (PBU) test. Pressure build up test ini dianalisa dengan menggunakan metode
Horner. Metode Horner merupakan plot data tekanan (Pws) pada saat penutupan
sumur (shut in) vs Horner time ((tp + ?t) / ?t).
Hasil analisa metode Horner, pada kurva tekanan static penutupan terhadap
waktu penutupan didapatkan tekanan reservoir awal 3763 psi. Kondisi formasi
disekitar lubang sumur juga telah mengalami perbaikan sumur yakni nilai skin (S)
adalah 13,03 (-). Hasil perhitungan effisiensi aliran (FE) aktual sumur S-21 yakni -
1,27. Berdasarkan analisa kurva Absolute Open Flow (AOF) sumur S-21, laju
produksi maksimal 66,78 Mmscfd.

Wells have been drilled, is expected to drain the fluid to the reservoir surface
with the use of natural or assisted by artificial lift systems (artificial lift). This process
will continue until such time as the reservoir pressure will be reduced, so the ability
to raise the fluid to the surface decreased. If it happens necessary to test wells (well
testing) in order to know whether there are changes in the condition of the formation
around the well and the well productivity conditions.
To identify changes in the condition of the formation of the above, that is done
is to test well pressure at intervals with a flow rate that remains, then shut down the
well so that the base pressure of static into a climb known as the test wells (well test)
Pressure Build Up (PBU) test , Pressure build-up test was analyzed using Horner's
method.
Results of analysis of Horner's method, the static pressure curve obtained
closure of the closing time of the initial reservoir pressure of 3763 psi. Conditions
surrounding formation hole also has stimulated so the value of the skin (S) was -
13:03. The result of the calculation of the flow efficiency (FE) actual wells S-21 which
is -1.27. Curve analysis based Absolute Open Flow (AOF) wells S-21, the maximum
production rate of 66.78 MMscfd.