WELL TESTING

SITEM PERHITUNGAN PRODUKSI SUMUR MINYAK DI ONSHORE

Suatu sumur minyak yang umum disebut Oil Well atau Producing Well, setelah pengeboran selesai dan dilengkapi dengan segala perlengkapannya, perlu diketahui apakah hasil produksinya sesuai dengan yang diharapkan.

Sumur produksi yang sudah dihidupkan dan berproduksi sekian lama perlu juga diketahui apakah masih effisien dan efektif untuk diproduksikan, agar faktor-faktor yang mempengaruhi tingkat produksi dapat diketahui dengan cepat dan diambil langkah-langkah yang tepat, maka harus dilakukan pengujian terhadap sumur yang bersangkutan.

Well Testing merupakan cara yang dapat dilakukan untuk menjawab pertanyaan-pertanyaan di atas, sehingga sejarah dan kelangsungan produksi suatu sumur dapat dijadikan sebagai data-data yang dibutuhkan untuk mengetahui keadaan sumur, formasi dari sumur atau sumur di sekitarnya, maka perlu dilakukan beberapa jenis tes, misalnya tes produksi, tes tekanan transient serta jenis tes yang lain sesuai dengan kebutuhan.

Pengetesan juga ditentukan atau dipilih sesuai dengan urutan prioritas sebagai berikut;

Spesial permintaan
Sumur baru
Sesudah dilakukan perawatan, stimulasi atau workover
Setelah pemasangan pompa (pump-down)
Setelah penggantian Stroke per menit, panjang langkah atau Pumping Unit.
Test regular
Test Verifikasi

Operator produksi, gathering station/test station, pumper di lokasi dan well tester melakukan pengetesan sesuai permintaan, umumnya tes produksi sumur dan melaporkan hasilnya.

Data well testing sumur produksi sangat penting bagi para ahli perminyakan (engineer atau production analyst) untuk analisa sumur produksi. Dari analisa diperoleh 4(empat) kemungkinan tidak stabilnya produksi sumur yaitu:

1. Kerusakan peralatan produksi dan well testing facility

2. Kenaikan viskositas minyak

3. Penurunan permeabilitas minyak

4. Penurunan tekanan reservoir

· Kerusakan peralatan produksi dan well testing facility

Peralatan produksi dan well testing facility sering terganggu dengan adanya pasir, parafin, dan terbentuknya scale serta corrosion sehingga aliran fluida tertahan dan berkurang. Bisa juga pengurangan ini disebabkan peralatan instrumentasi mengalami kerusakan atau komponen artificial lift rusak (tidak bekerja maksimal). Untuk mengembalikan kestabilan produksi peralatan yang rusak harus diperbaiki atau diganti.

· Kenaikan viskositas minyak

Viskositas atau kekentalan minyak dipengaruhi oleh temperatur dan tekanan. Temperatur dan tekanan berkurang viskositas minyak naik. Viskositas minyak dapat juga naik karena gas yang terlarut dalam minyak sudah banyak yang keluar, sehingga minyak akan susah untuk mengalir ke well bore (lubang sumur) dan akhirnya terjadi penurunan produksi. Untuk menanggulangi masalah ini dilakukan technique antara lain; melakukan injeksi uap panas ke zona produktif. Dengan memberikan panas tersebut diharapkan viskositas turun dan minyak dapat mengalir dengan normal.

· Penurunan permeabilitas minyak

Penurunan permeabilitas disebabkan kerusakan formasi produktif sekitar well bore. Kerusakan ini lebih dikenal dengan istilah formation damage. Formation damage ini dikarenakan padatan atau partikel menyumbat pori-pori lapisan batuan atau dikarenakan over pressure/over heat injection ke resorvoir sehingga terjadi runtuhnya formasi pasir dan akhirnya minyak tidak dapat mengalir. Untuk penanggulangan masalah ini dilakukan usaha antara lain: acidizing atau fracturing. Dengan dilakukan kedua cara di atas diharapkan minyak mudah keluar dari zona produktif menuju well bore.

· Penurunan tekanan reservoir

Dengan keluarnya fluida secara terus menerus dari reservoir akan ada ruangan yang kosong. Hal ini berdampak turunnya tekanan reservoir dengan cepat, akibatnya tekanan berkurang untuk mendorong fluida kedalam sumur. Salah satu cara yang populer untuk mengatasi hal ini dengan menginjeksikan air terproduksi ke reservoir melalui sumur injeksi atau sumur tua sebagai pengisi ruangan kosong tersebut.

Petroleum Engineer akan menganalisis “performance” dari sumur minyak yang bersangkutan berdasarkan hasil tes yang diprogramkan, selanjutnya dapat ditentukan apakah perlu dilakukan perubahan-perubahan, perawatan sumur, workover dan lain sebagainya. Sehingga produksi suatu sumur dapat berjalan semestinya dan menekan biaya seefisien mungkin dari hasil pemeliharaan sumur-sumur produksi. Disini jelas bahwa “Well Testing” merupakan bagian pekerjaan dari seksi produksi sehari-hari yang paling penting.

Ketepatan dari hasil laporan tes suatu sumur sangat menentukan pengambilan keputusan dari Petroleum Engineer, untuk pemeliharaan dan pekerjaan suatu sumur agar mencapai sasaran yang diinginkan serta menghindari kerugian waktu, tenaga, biaya yang sia-sia dan produksi yang tertunda.

TES PRODUKSI

Dalam melakukan tes produksi diperlukan unit tes produksi, unit tes ini ada yang permanen seperti di SP dan ada yang mobil. Selain untuk tes pengujian juga berfungsi untuk memisahkan fluida produksi menjadi minyak, gas dan air, juga sebagai sarana penampung sementara produksi sebelum dikirim ke SPU.

Tes produksi dapat dilakukan secara manual dan menggunakan komputer, atau dioperasikan dari ruang kontrol untuk sumur-sumur yang dilengkapi dengan sarana tersebut.

Cara manual dilakukan pada sumur-sumur yang hanya menggunakan perlengkapan secara mekanikal, di antaranya;

1. Test Meter

Meter berputar dengan adanya aliran fluida yang melewati meter dan mencatat volumenya dalam waktu yang ditentukan, bahkan dapat dilakukan selama 24 jam. Test meter ini dilengkapi dengan gas boot atau test separator untuk memisahkan gas dari cairan sebelum melalui test meter.Pemisahan ini perlu dilakukan agar kerja test meter tidak dipengaruhi oleh gas yang membuat meter bergerak dengan cepat, sehingga hasil produksi akan jauh lebih besar dari sebenarnya.

2. Test Tank

Penggunaan Test Tank adakalanya dilengkapi dengan gas boot atau tanpa gas boot, tergantung pada keadaan fluida dan fasilitas yang tersedia serta jauh dekatnya suatu sumur dari Test Station.

Test Tank ada dua macam yaitu:

a. Permanent Test Tank, ada yang berada di dalam area Gathering Station, Test Station dan Test Tank Pembantu yang ditempatkan di sekitar sumur yang jauh dari Gathering Station dan Test Tank.

Prosedur Tes

1. Pertama-tama yakinkan bahwa kran-kran yang terletak sesudah meter atau sebelum Wash Tank, pada test header dan pada inlet boot atau inlet separator sudah dalam keadaan terbuka.

2. Periksa atau yakinkan bahwa tidak ada fluida dari sumur minyak lain yang masuk ke test line, dengan memperhatikan manifold header.

3. Setelah yakin bahwa semuanya sudah menurut semestinya, buka kran jalur tes kira-kira ½ terbuka dan tutup kran yang ke jalur produksi. Kemudian teruskan membuka kran jalur tes yang masih tertutup (menjadi terbuka sepenuhnya)

4. Sesudah itu tunggu beberapa saat sampai meter berjalan dengan lancar.

5. Bila test meter sudah berjalan dengan lancar, maka tes sudah bisa dimulai dengan mencatat jam dan angka yang ditunjukkan oleh meter tersebut. Ukur level di tangki tes setelah normal/rata di dalam tangki untuk jam pertama pengukuran.

6. Ukur tekanan dan temperatur tubing, melalui sample switch

7. Awasi selama tes berlangsung jangan sampai terjadi fluid over flow.

8. Sesuaikan lamanya tes dengan kapasitas tangki tes.

9. Alirkan produksi sumur kembali ke jalur produksi

10. Pompakan fluida di dalam tangki tes ke jalur produksi.

11. Buat laporan dan kirimkan ke Supervisor.

Contoh:

Test dimulai jam 08:00 angka pada meter = 194520

Lama pengetesan 3 jam (test ditutup jam 11:00) dengan angka pada meter = 194990.

Jadi hasil dalam 24 jam (1 hari)

= 24/3 x (194990 – 194520)

= 8 x 470 bbls

= 3760 bbls

Jika meter faktor = 0.92, maka hasil sumur minyak tersebut

= 3760 x 0.92

= 3459.2 bbls

Contoh:

Test dimulai jam 10:00, level awal normal adalah 2’4”. Setelah 4 jam pengetesan, pada jam 14:00 level akhir adalah 5’2”.

Test tank yang digunakan ukuran 250 bbls dengan meter faktor 2.76 bbls/in.

Jadi hasil sumur minyak tersebut dalam 1 hari (24 jam) adalah

= 24/4 x (5’2” – 2’4”) x 2.76

= 6 x 34 in x 2.76 bbls/in

= 563.4 bbls

KALKULASI METER FAKTOR

1. Kurangi meter reading terakhir dg meter reading awal, kemudian tent hasil kotor fluida.

2. Kurangi

. level tes akhir dg level tes awal kemudian tent selisihnya, dan dapatkan volumenya dalam barrel.

3. Meter faktor dapat ditentukan, sbb :

Contoh:

Produksi berdasarkan level = 98 bbls

Produksi berdasarkan meter = 81 bbls

Berarti 1 counter = 1.2 bbls

b. Portable Test Tank, biasanya ukuran yang dipakai adalah 100 bbls dan ditarik dengan menggunakan trailer.

Umumnya test tank ini digunakan untuk sumur yang produksinya sedikit, jaraknya jauh dan tidak mengandung banyak gas. Lama pengetesan terbatas untuk beberapa jam, tergantung besarnya produksi sumur yang dites. Pengukuran volume produksi dengan menggunakan mistar ukuran atau meter bomb.

3. Gabungan Test Meter dengan Test Tank

Fasilitas ini biasanya berada di Gathering Station, dipergunakan untuk sumur yang produksinya besar, serta mengandung banyak gas. Sebelum masuk ke test meter terlebih dahulu melewati Gas Boot.

Bacaan dari meter akan dibandingkan dengan perbedaan level di dalam tanki pada selang waktu yang sama. Pengambilan data-data test lainnya dilakukan secara manual.

Tes poduksi pada dasarnya mengukur volume produksi persatuan waktu produksi yang dapat dilakukan pada selang waktu pendek,misal diukur hanya selang 3 jam dan selanjutnya dikonversi menjadi produksi perhari, atau dilakukan selama sehari penuh. Volume produksi diukur tangki penampung dengan mencatat volume pada kondisi sebelum tes dan kondisi setelah tes berakhir, maka selisih volume merupakan hasil tes produksi.

PENGUKURAN VOLUME FLUIDA

Secara umum pengukuran volume minyak dalam penampung produksi dapat dilakukan dengan 2 (dua) cara, yaitu INNAGE adalah mengukur tinggi cairan dalam tangki, dan ULLAGE/OUTAGE yaitu mengukur tinggi ruang kosong dalam tangki, jadi pada prinsipnya mengukur ketebalan lapisan minyak dalam tangki. Selain itu perlu juga dilakukan pengukuran parameter lain yang menunjang perhitungan volume minyak, yaitu: suhu, densitas, spesifik gravitas atau derajat API, dan BS&W.

Dalam pengukuran volume minyak ini juga perlu diketahui karakteristik minyak yang diproduksi, maka perlu dilakukan pekerjaan;

· Pengukuran suhu minyak dalam tangki dengan termometer

· Pengambilan contoh minyak dari tangki;

o Pengukuran densitas minyak dengan hidrometer.

o Pengukuran BS&W dengan centrifuge.

Di samping itu juga diperlukan tabel-tabel untuk keperluan koreksi-koreksi volume minyak dalam kondisi standar, yaitu;

1. Tabel 53 ASTM D 1250 – IP 200, yang berhubungan dengan koreksi volume terhadap densitas pada kondisi standar, 15 ^oC.

2. Tabel 54 ASTM, yang berhubungan dengan temperatur pengamatan dalam penentuan faktor koreksi terhadap volume minyak yang diukur.

3. Kondisi tangki, misalnya angka koreksi tangki.

Berdasar gambar di atas, setelah dilakukan pengukuran tebal lapisan minyak, air bebas dan tebal cairan, maka volume minyak dapat dihitung sebagai berikut;

Volume minyak adalah hasil kali antara tebal minyak dengan faktor kalibrasi tangki, setiap satuan ketebalan minyak dalam tangki menyatakan volume.
Gunakan Tabel 53 ASTM, untuk menentukan densitas pada kondisi standar (15 ^oC) dari hasil pengamatan densitas di laboratorium pada kondisi suhu pengamatan.
Gunakan Tabel 54 ASTM, untuk menentukan faktor koreksi terhadap volume yang terukur berdasar harga densitas minyak standar hasil penentuan Tabel 53.
Kalikan factor koreksi volume dengan volume minyak terukur, sehingga diperoleh volume minyak pada kondisi standar.