View of ANALISA KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR INJEKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODE HALL PLOT DI LAPANGAN RIDOSA A DAN RIDOSA B PT. PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD RAMBA

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016

  

ANALISA KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR INJEKSI

DENGAN MENGGUNAKAN METODE HALL PLOT

DI LAPANGAN RIDOSA A DAN RIDOSA B

PT. PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD RAMBA

1) 2)

  

Ana Asmina, Indah Anggraini PS

1,2)

  

Program Studi Tek nik Ek splorasi Produk si Migas, Jurusan Tek nik Perminyak an

Kampus Politek nik Ak amigas Palembang

Jl. Kebon Jahe, Komperta Plaju Palembang, Indonesia

  

Abstrak

Water injection adalah proses penginjek sian air k edalam reservoir yang bertujuan untuk mendorong

minyak terproduk si k e permuk aan dan menjaga tekanan reservoir (pressure maintanance). Namun,

dalam aplikasinya tidak mudah, akan ada masalah seperti k erusakan formasi. Kerusak an tersebut

dianalisa menggunak an metode Hall Plot. Metode Hall Plot adalah kurva yang diplot berdasark an

cumulative tekanan terhadap cumulative volume injek si. Pada lapangan Ridosa A ada 6 sumur injek si

dan lapangan Ridosa B ada 17 sumur injek si , jadi total seluruh sumur yang dianalisa ada 23 sumur

injek si. Dari 23 sumur tersebut, setelah dilak uk an screening sumur didapatk an ada 5 sumur yang

rusak yaitu APS-01, APS-10, APS -11, APS-13, dan APS-15. Ke mudian sumur tersebut dianalisa lebih

lan jut untuk melihat skin, perubahan tekanan (∆P) dan injectivity index (ii). Setelah parameter

tersebut didapatk an maka dilak ukan analisa k elayakan stimulasi. Dari analisa k elayakan stimulasi

didapatkan ada 1 sumur yang tidak layak dilakuk an stimulasi yaitu APS-10 dan 4 sumur lainnya

_. layak untuk dilakukan stimulasi. Metode stimulasi yang direk omendasik an yaitu Matrix Acidizing Kata Kunci : Water Injection, Hall Plot

1. Pendahuluan juga sering terjadi kerusakan formasi, kerusakan 1.1.

  tersebut biasanya terjadi ka rena adanya Plugging. Latar Belakang

  Dengan diproduksi minyak secara terus Pada Water Injection pengujian sumur di analisa menerus menyebabkan laju produksi yang sema kin dengan metode Fall Off Test dan Hall Plot, dan dalam menurun dan tekanan reservoir a kan mengala mi pengaplikasiaannya metode yang sering d ipaka i ya itu penurunan sehingga menyebabkan minyak yang ada Hall Plot. Hall Plot ada lah ku rva yang dapat reservoir sulit untuk naik ke permu kaan. Dengan digunakan untuk menganalisis performa dari sumur adanya penurunan tekanan direservoir sehingga inje ksi me lalu i metode dengan cara me mbuat kurva diperlukan metode untuk men jaga tekanan reservoir antara tekanan yang dikalikan pada waktu tertentu yaitu metode secondary recovery atau peningkatan dengan volume injeks i ku mu latif yang diberikan perolehan tahap kedua. Cara peningkatan perolehan kepada sumur. Dengan Hall Plot dapat diketahui tahap kedua yaitu dengan menginje ksikan a ir untuk seberapa besar efek damage yang terdapat pada sumur me mbantu meningkatkan perolehan minyak saat inje ksi tersebut sehingga tidak perlu dibutuhkan produksi. Diperlu kan metode menginjeksikan a ir pengujian sumur yang cukup menghabiskan waktu, kedala m reservoir sehingga kolom air akan me menuhi menunda produksi, dan mahal. Maka dari itu Analisa pori batuan reservoir ke mud ian mendorong minyak Hall Plot pada Water Injection dipilih sebagai bahan yang ada di pori reservoir sehingga tekanan reservoir penelitian. dapat dinaikkan dan produksi dapat ditingkatkan yang disebut sebagai injeksi waterflooding.

  1.2. Tujuan

  Water Injection me rupakan metode dengan Adapun tujuan dari penulisan penelitian ini

  cara mengin jeksikan a ir kedala m batuan reservoir antara lain adalah sebagai berikut : sehingga kolom a ir a kan me menuhi pori d i batuan 1. screening sumur in jeksi

  Melakukan reservoir dan menekan minyak yang ada di pori berdasarkan Performance In jeksi dan grafik reservoir sehingga kolo m minyak tergusur dan menuju Hall Plot untuk mengetahui kondisi aktual kepermukaan. Na mun dala m pengaplikasiannya tidak sumur injeksi. mudah, perlunya perama lan la ju in jeksi a ir ke da la m 2.

  Menghitung Radius Injeksi, Skin, dan reservoir me lalu i sumur in jeksi sehingga Injectivity Indek s pada sumur injeksi. men ingkatkan Sweep Effeciency terhadap kolom 3.

  Melakukan analisa seleksi kandidat yang akan minyak yang tergusur dan perlunya me monitoring distimulasi berdasarkan kondisi aktual. kinerja dari Water Injection. Pada Water Injection

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016 4.

  Dengan asumsi nilai ra, ke mudian dapatditentukan nila i t ransmissibilitas pada zona

  (8) Oleh karena itu, ketika dilaku kan dengan menggunakan Hall p lot dan terjadi perubahan gradien pada kurva tersebut menjadi men ingkat, maka dapat diperkira kan terjadi formation damagepada sumur tersebut. Kedua gradien yang berbeda ini merupakan kondisi ket ika formation damagebelum dan sudah terjadi pada sumur yaitu m1 dan m2. Nila i transmissibilitas pertama (Tm1) berasal dari gradien yang pertama (m1) yaitu ketika formation damage belum terjad i. Disini terlihat jelas, bahwa gradien tidak berubah ket ika belu m terjad i damage. Nila i

  transmissibity kedua (Tm2) yang berasal dari gradien

  kedua (m2) merupakan nila i yang berasal dari rata-rata nila i transmissibilitas ketika formation damage telah terjadi dan belu m terjad i. Dengan didapatkannya kedua nilai transmissibilitas ini (Tm1 dan Tm2), ma ka

  formation damage dan undamage dapat ditentukan

  seperti pada Gambar 2.8

Gambar 1.1 Diagram perbandingan zona damage dan

  undamaged

  damaged (Tma). Nila i Tma didapatkan dengan

  (7) =

  menggunakan kore lasi untuk menghitungpermeabilitas rata-rata pada lapisan seri : =

  ( ) ( ) + ln ( )

  (9) Kemudian ini menjadi :

  =

  2

  =

  1 ( ) ( ) + 1ln ( )

  4,844 ( / )

  ( / ) (29.2) 0.00707

  Merekomendasikan sumur yang layak untuk distimulasi dan metode yang akan digunakan.

  me la ksanakanpengujian sumur yang me merlukan waktu yang la ma dan biaya yang mahal. Dengan cara mengevaluasi data la ju in jeksi dan tekanan pada wa ktu tertentu, dengan menggunakan kurva Ha ll Plot, ma ka nila i formation damage bisa didapatkan. Sehingga pengujian sumur tidak perlu lagi dilaku kan untuk menentukan nilai formation damage atau skin faktor pada sumur tersebut.

  1.3 Analisa Kerusakan Formasi Dala m setiap evaluasi performa sumur, perlu diketahui formation damage, tujuan utamanya adalah untuk mengetahui apakah terjadi penurunan inje ktivitas sumur atau apakah ada penambahan

  pressure loss

  akibat adanya skin. Oleh karena itu nila i faktor skin d ihitung untuk mengetahui seberapa seriuskah efek damage yang terdapat pada sumur,

  pressure drop yang terdapat karena adanya skin, dan

  me mpe rkirakan ju mlah in jeksi yang dapat ditingkatkan. Da ri indikasi-indikasi ini, kita dapat me mpe rkirakan treatmentatau prosedur workoverapa yang dapat kita lakukan.

  Hawe (1976) menje laskan bahwa n ilai

  formation damage dapat diketahui tanpa

  Persamaan yang digunakan untuk menentukan gradien pada ha llp lot adalah fungsi yang berasal dari be rbagai parmeter reservoir yang mana

  (6) dimana gradien tersebut me mpunyai satuan psi- months per barre l, dan transmissibilitas me mpunyai satuan milidarcy-feet per centipoise, sehingga dibutuhkan nilai konstanta konversi sebesar 29,2. maka persamaannya menjadi : =

  permeabilitiy thick ness (kapasitas) adalah yang paling

  penting. Persamaannya adalah : =

  µ ln ( / ) 0.00707 ℎ

  (4) Ke mudian terlihat bahwa grad ien garis tersebut berbanding terbalik dengan transmissibility (Tm),dimana : =

  ℎ µ

  (5) ~

  1

  (10)

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016

  (21) Dari slope tersebut kemudian mencari nila i Tm1 (Transbility Undamaged) dan Tma (Transmility Damaged) dengan menggunakan rumus sebagai berikut : 1 =

  Membuat dan melihat grafik Performance

  Injek si berdasarkan tekanan inje ksi dan rate injeksi harian.

  b.

  Membuat dan melihat grafik Hall Plot berdasarkan Cumulatif Tekanan dan

  Cumulatif Volume Injeksi.

  c.

  Melakukan screening sumur untuk di analisa lebih lanjut.

  3. Tahapan analisa lebih lan jut yaitu sebagai berikut : a.

  Menghitung radius injeksi setiap sumur berdasrakan kara kteristik reservoir dan kedala man masing-masing dengan menggunakan rumus sebagai berikut : = 43560 √

  ( 7758 ℎ ⏀)

  (20) b. Menghitung slope dari grafik Hall Plot,

  slope tesrsebut dia mbil berdasarkan dua

  trend terakhir. Slope tersebut dicari dengan menggunakan ru mus sebagai berikut : =

  ( 2− 1 ) ( 2− 1 )

  4,844 ln( )

  1. Mengumpulkan dan mengidentifikasi data geologi, data reservoir, data kua litas air in jeksi dan data inejski harian dari a wa l inje ksi sa mpai sekarang pada lapangan Ridosa A dan lapangan Ridosa B.

  Hall Plot Law :

  0.00708 ℎ

  Menghitung pwf dan perubahan tekanan sebelum dila kukan stimu lasi dan jika dila kukan stimulasi dengan menggunakan rumus sebagai berikut : ∆ =

  4. Tahapan dalam pert imbangan sumur yang a kan di stimulasi adalah : a.

  ln ( ) (25)

  ( 1− )

  =

  − ln( ) (24)

  1

  0.00708 ℎ ∆

  =

  Darcy Law :

  (23) c. Menghitung faktor skin dari sumur yang telah di screening dan diindikasikan terjadi kerusakan formasi dengan pendekatan dua rumus yaitu berdasarkan rumus darcy dan rumus dari Hall Plot.

  4,844 ln( )

  (22) =

  2. Melakukan monitoring dan screening sumur berdasarkan : a.

  2. Metodologi penelitian

  Ke mudian disini didapatkan nila i dari Tma.Setelah d idapatkan nila i Tma, dan menggunakan asumsi rayang sudah ditentukan sebelumnya. Maka nila i transmissibilitas dan ra disubstitusikan ke persamaan untuk mendapatkan nilai skin : =

  =

  1

  =

  setelah skin di hilangkan (Sk in Removal InjectionIsr). Untuk menentukan in i, Bagaimanapun, asumsi harus dibuat dari aliran Darcy pada reservoir radia l untuk menemukan tekanan reservoir (Pe).

  Damage Ratio (DR) , Flow Efficiency (FE), Da mage Factor (DF) , dan Peningkatan Minima l La ju alir

  (13) Setelah perhitungan parameter penting ini, engineer mungkin ingin untuk mengetahui :

  2 0.00707 1

  damage dapat ditentukan dari persamaan :

  1 ln ( ) 0.00707 1

  Dengan nila i Skin, penurunan tekanan akibat

  ( ) (12)

  ( 1− )

  Menjadi : =

  ( ) (11)

  ( − )

  −

  (14) Dengan nilai ini, nilai sisanya bisa dihitung dari :

  (19) Gambar 2 Contoh plot skematik indeks injektivitas

  Minimum Injection Increase (Sk in Removal Injection)

  ℎ 141 .2 µ [ ( )+ ]

  =

  −

  ) (18) Plot kartesian dari indeks inje ktivitas (I) sebagai fungsi dari wa ktu adalah alat yang berguna untuk mengevaluasi kondisi dari sumur inje ksi. Indeks Injektivitas didefinisikan oleh persamaan : =

  2

  : = (

  = 1 − (17)

  Damage Ratio :

  Damage Factor :

  : = 1 / (16)

  Flow Efficiency

  (15)

  − − −∆

  =

  (26) ∆ = ( − ) (27)

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016 b.

  Berdasarkan monitoring pada sumur inje ksi ke mudian dila kukan screening sumur sehingga pada lapangan Ridosa A dari 6 sumu r inje ksi hanya 1 satu sumur yang rusak yaitu APS-01. Pada pembahsan ini, penulis hanya mena mp ilkan 1 sumu r dala m keadaan baik dan 1 sumu r dala m keadaan rusak dan untuk 5 sumur lainnya dilampirkan.

3. Metode Penelitian

4.1. Analisa Kerusakan Formasi Pada Lapangan

4.1.1. Profil Sumur Injeksi dan Target Layer

  Pada gambar 3.2 menje laskan performance Inje ksi sumur APS-01, dimana pada awal inje ksi sampa i November 2013 rate dan tekanan in jeksi te rjad i ketidakstabilan. rate in jeksi kecil yaitu dibawah 1000 BWPD dan tekanan injeksi t inggi hingga 700 psi. Ini d iindikasikan adanya hambatan pada formasi dan diindikasikan adanya scale.

Gambar 3.2 Performance Injeksi APS-01

  APS-01

  b.

  Pada gambar 3.1 menje laskan tentang performance inje ksi su mur APS-06, berdasarkan rate dan tekanan inje ksi dari a wal inje ksi sampai sekarang terjad i kestabilan antara rate inje ksi dan tekanan inje ksi dan sumur ini dinyatakan normal atau tidak te rjad i kerusakan formasi.

Gambar 3.1 Performance Injeksi APS-06

  APS-06

  a.

  me lihat ke lakuan dari sumur setiap hari, performance inje ksi ini dilihat berdasarkan rate terhadap tekanan yang terbaca dikepala sumur atau WHP. Berikut me rupakan performance inje ksi dala m keadaan baik dan dala m keadaan terjad i kerusakan formasi.

   Performanc e inje ksi in i bertujuan untuk

  1. Performance Injeksi

  Wilayah lapangan Ridosa A ada 6 sumur inje ksi yaitu APS-01, APS-02, APS-03, APS- 04, APS-05 dan APS-06 masing-masing me miliki ta rget layer tersendiri untuk mengin jeksikan a ir ke formasi. Terdapat dua formasi yang merupakan ca kupan injeksi a ir yaitu Formasi Safa (SF) dan Formasi Marwah (MF).

  Menghitung Injectivty Index sebelum dan jika d ilaku kan stimulasi dengan menggunakan rumus sebagai berikut : =

  Dala m upaya pengumpulan data-data dan pemaha man yang berhubungan dengan penelitian ini penulis menggunakan beberapa metode.

  ℎ ∆

  (28) c. Melihat Kualitas Air Injeki pada sumur yang diindikasikan terjadi ke rusakan formasi.

  5. Berdasarkan perh itungan

  Faktor Sk in, Injectivity Indek s , Kualitas Air Inejeksi. Maka

  sumur yang mengala mi kerusakan formasi akan dire ko mendasikan untuk dilaku kan stimulasi.

  Metodologi penelit ian ini berdasarkan pengumpulan data-data yang didapatkan di lapangan pada wilayah ke rja PT. Perta mina EP Asset 1 Ra mba Field ± 2 (dua) bulan.

  Adapun metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut :

  Ridosa A Analisa kerusakan fo rmasi pada lapangan terdiri dari 4 bagian yaitu mengetahui profil sumur inje ksi dan data formasi dari lapangan tersebut, me la kukan monitoring sumur injeksi yang ke mudian dila kukan screening sumur yang rusak dan dalam keadaan baik pada lapangan tersebut, setelah dila kukan screening sumur tahapan selanjutnya yaitu analisa lebih lanjut.

  1. Studi Literatur.

  2. Diskusi dan Wawancara.

  3. Observasi Lapangan.

  4. Hasil dan pembahasan

  Pada penelitan in i dila kukan analisa Ha ll Plot pada 2 lapangan yang berbeda di PT. Perta mina EP Asset 1 Fie ld Ra mba yaitu lapangan Ridosa A dan lapangan Ridosa B. Untuk mengetahui kerusakan formasi pada kedua lapangan tersebut, dila kukan beberapa analisa yaitu analisa kerusakan formasi pada lapangan A, analisa ke rusakan formasi pada lapangan

  B, analisa ke layakan stimu lasi, dan tahapan terakhir berupa pembahasan dari analisa kedua lapangan tersebut. Pada jurnal ini hanya mena mpilkan satu lapangan, yaitu lapangan Ridosa A.

4.1.2. Monitoring Sumur Injeksi

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016 1.

  rusak dan untuk sumur lainnya dila mp irkan. Grafik Hall Plot

  Analisa kurva Ha ll Plot pada sumur Water Dan Tabel 3.4 me rupakan para meter Injection di wilayah Lapangan Ridosa A : pendukung pada sumur APS-01.

  a.

  APS-06 Pada ga mbar 3.3 yang menyatakan kela kuan Tabel 3.1 Data Sumur APS-01 inje ksi berdasarkan cumulative tekanan vs

  cumulative injeksi, terlihat trend linier dan

  kurva berada pada satu garis lurus, hal ini menandakan bahwa sumur menunjukan tidak adanya kerusakan formasi.

  1. Perhitungan Radius Injeksi Perhitungan radius injeksi digunakan untuk mengetahui seberapa jauh air yang telah diinje ksikandan radius injeksi sangat berpengaruh dala m perhitungan skin. Untuk radius inje ksi sumu r- sumur lainnya dilampirkan.

  ( )

Gambar 3.3 Hall plot APS-06 7758 ℎ ⏀

  = 43560 √ b. APS-01

  Pada gamba r 3.4 gra fik Ha ll Plot A PS-11 dapat

  494 847 ( 7758 54,1 0.21)

  dilihat Bagian kurva yang berlebe l A ada lah = 43560√

  3.14

  bentuk me lengkung ke atas yang muncul pada saat injeksi awal a kibat dari berhentinya proses = 278, 987 inje ksi. Sela ma periode ini sumur menjadi terisi fluida, re meluas dan Pe meningkat. Pada

  2. Menentukan Slope dan Transmibility kurva yang berlabel B, proses fill-up selesai Dari ga mbar 4.5 slope Ha ll Plot APS-01 dan re serta Pe konstan. Pada kurva yang diatas, dapat diketahui slope dari sumur APS -01 berlebel C terjadi ketidak stabilan antara rate dengan melihat 2 trend terakhir dan dia mb il tarik garis dan pressure yang terlihat pada kurva yang lurus sehingga didapatkan slope dan transmibility. berpotongan dengan linie r, dapat

  trend

  Diba wah in i merupakan perh itungan dari slope dan disimpulkan bahwa sumur mengala mi beberapa

  transmibilty : kerusakan formasi.

HALL PLOT APS-01

Gambar 3.5 Slope Hall Plot APS-01

  a. Untuk m1

  ( 2− 1 )

  =

  ( 2− 1 )

Gambar 3.4 Hall Plot APS 11

  (60−20)

  1 =

  (155−80) 4.1.3.

  Tahapan Analisa Lebih Lanjut = 0,533

  Tahapan analisa lebih lanjut in i sangat penting, yaitu untuk me lihat seberapa besar efek skin b. Untuk ma pada formasi tersebut dan apa saja yang dapat

  ( 2− 1 )

  = menyebabkan terjadinya kerusakan formasi

  ( 2− 1 ) (360−100)

  sehingga dapat direko mendasikan untuk =

  (462−160)

  dila kukan stimulasi. Pada tahapan analisa lebih = 0,8609 lanjut in i hanya mena mp ilkan satu sumur yang

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016

  c. Transmibility Pada Zona Undamaged Dari nila i injectivity index sebesar 1.078 Dari m1 maka dapat dihitung transmibility sedangkan injectivity index dinyatakan bagus yaitu pada zona undamaged sumur APS-01. diatas 1.5 in i menandakan bahwa performance in jeksi

  4,844 ln(

  sumur APS-01 da la m keadaan tidak ba ik sehingga

  )

  1 =

  1 sumur APS-01 layak untuk direko mendasikan untuk distimulasi.

  278,987

  4,844 1 ln( )

  0,2625 4.2.

  1 = Tahapan Dalam Pertimbangan Sumur yang

  0,533 Akan Di Stimulasi 1 = 63,293 Dala m tahapan ini sangat perlu dilaku kan pertimbangan untuk menga mbil kesimpulan apakah sumur yang rusak akan dilaku kan stimulasi atau tida k.

  d. Transmibility Pada Zona Damaged Dari analisa lebih lanjut yang telah dilaku kan dapat

  Dari m1 ma ka dapat dihitung Transmibility dilihat apakah ada perubahan jika dila kukan stimu lasi. pada zona Damaged sumur APS-01.

  Berikut merupakan tahapan pertimbangan tersebut : 4,844 ln( ) 4.2.1.

  Perhitungan ∆P Dan Injectivity Index (Ii) = 1.

  Sumur APS-01 Lapangan Ridosa A

  278,987 a.

  4,844 1 ln( ) Perhitungan ∆P

  0,2625 Qw µw Bw ln re

  =

  rw

  0,8609 ∆P =

  0,00708 k h

  = 39,209

  962x 0.3x1 ln278,987 0,2625

  ∆P =

  0,00708x339x54,136

  3. Menghitung Sk in Factor dan Injectivity Index ∆P = 15,389 psi

  Dari beberapa perhitungan sebelumnya dan berdasarkan data pendukung sumur APS -01, ma ka b.

  Perhitungan Injectivity Index

  sk in factor dapat dihitung berdasarkan ru mus Gra fik Qw

  Ii = Hall Plot dan pendekatan rumus Darcy.

  ∆P 962

  Ii =

  15,3894

  a. Berdasarkan rumur Darcy Ii = 62,293 b/d/psi

  0.00708 ℎ ∆

  ) = − ln( 2.

  Sumur APS-11 Lapangan Ridosa B

  0.00708 339 54 ,389 887 278 ,987 a.

  Perhitungan ∆P )

  = − ln (

  

0,3 1 962 0,2625 Qw µw Bw ln re

rw

  ∆P = = 394,722

  0,00708 k h 2117x 0,3x1 ln793,083 0,2625

  b. Berdasarkan rumus Hall Plot ∆P =

  0,00708x159x 39,372

  ∆P = 340,362 psi ( 1 − )

  ) = ln ( b.

  Perhitungan Injectivity Index

  Qw

  (63,293 − 39,209) 278,987 Ii =

  ) = ln (

  ∆P

  39,209 0,2625

  2117

  Ii = = 4,2804

  340 ,362

  Ii = 6,216 b/d/psi Hasil perhitungan faktor skin dari kedua rumus tersebut bernilai positif yaitu sebesar 4,2804 dan

  Dari perhitungan injectivity index dan ∆P jika 394,722 yang menunjukkan indikasi bahwa terjadi dila kukan stimulasi, ternyata ada perbedaabn dengan kerusakan disekitar lubang sumur.

  injectivity index

  dan ∆P sekarang yaitu terjadi kerusakan formasi. pe rbedaan tersebut sangat jauh c. Perhitungan Injectivity Index yaitu Injectivity Index bernilai besar da n ∆P menjadi

  Setelah didapatkan nilai skin dan ∆P yang telah kecil. In i sangat berpengaruh dengan menurunnya diketahui, dilanjutkan dengan menganalisa tekanan inje ksi. Jad i sumur yang dinyatakan rusak perhitungan Injectivity Index. Harga injek ctivity Index pada kedua lapangan tersebut perlu dila kukan dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan stimulasi. sebagai berikut: 4.2.2.

  Analisa Kualitas Air Injeksi =

  ∆ 962

  Berdasarkan kualitas air inje ksi in i, kita b isa =

  887 me lihat bagaimana kualitas air yang diinje ksikan

  = 1,078 apakah dala m keadaan baik atau kah buruk yang dapat berpengaruh pada proses inje ksi. Para meter yang

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016

  penting adalah Scale Indek s (SI) dan Realative

  Plugging Index (derajat penyumbatan dalam formasi),

  karena dua hal in ilah dapat me mberikan informasi bahwa air yang di inje ksikan cenderung akan me mbentuk plugging atau scale yang dapat mengha mbat air untuk masuk ke reservoir. Berikut me rupakan hasil lab yang menunjukkan kualitas air injeksi.

Tabel 3.2 Kualitas Air Injeksi Lapangan Ridosa ATabel 3.3 Kualitas Air Injeksi Lapangan Ridosa B

  Dari hasil lab yang menunjukkan kua litas air inje ksi, ternyata nila i RPI lebih besar dari standar yang telah ditentukan dan nilai scale index menunjukkan postif. Art inya sumur APS -01 dan sumur APS-11 berdasarkan kualitas air yang diinje ksikan cenderung me mbentuk penyumbatan pada formasi.

  tersusun atas batuan sandstone yang memiliki sifat yang mudah la rut dan harga nya yang murah serta dapat melarutkan scale yang ada disekitar formasi.

  Matrix Acidizing karena formasi batuan reservoirnya

  10. Da la m kasus sumur APS-01, APS-11, APS-13, APS-15 diharap kan dilaku kan upaya stimu lasi yang bertujuan untuk menghilangkan nila i-n ila i skin positif sehingga tekanan turun dan rate in jeksi naik atau tinggi. Sebagai usulan stimu lasi yang akan adalah

  Berdasarkan ana lisa ke layakan stimu lasi ada 4 sumur yang layak untuk dila kukan stimu lasi ya itu APS-01, APS-11, APS-13, APS-15 dan 1 sumur dinyatakan tidak laya k untuk d istimulasi yaitu APS-

  Akibat adanya skin pada 5 sumur in jeksi tersebut yaitu APS-01, APS-10, A PS-11, APS-13, APS-15 dapat mengurangi efekt ifitas dari sumur tersebut, dengan kata lain te kanan akan t inggi dan rate inje ksi akan kecil akibat skin dan penyumbatan tersebut.

Tabel 3.4 Sumur Injeksi Yang Mengalami Kerusakan

4.3. Pembahasan

  slope, Sk in Factor , ∆Ps pada 5 sumur injeksi yaitu

  Ke mudian dengan mela kukan analisa lebih lanjut menggunakan metode Hall Plot dan pendekatan rumus Darcy didapatkan beberapa parameter yaitu

  kestabilan antara rate dan tekanan injeksi. Pada lapangan Ridosa B ternyata ada 4 sumu r inje ksi yang mengala mi kerusakan formasi dan 13 sumur la innya dala m keadaan norma l. Jadi total sumur yang mengala mi kerusakan formasi pada kedua lapangan tersebut ada 5 sumur.

  Performance Inje ksi dan Grafik Ha ll Plot adanya

  lapangan Ridosa A ternyata ada 1 sumur mengala mi kerusakan formasi dan 5 sumur inje ksi lainnya salah satunya yaitu sumur APS-06 t idak mengala mi kerusakan formasi dikarenakan berdasarkan

  Performance Inje ksi dan Grafik Ha ll Plot pada

  Setelah dila kukan screening sumur berdasarkan

  5. Penutup

  Adapun kesimpulan yang dapat di ambil dari penelitian ini adalah :

  1. Dari screaning sumur berdasarkan Pe rformance Injeksi dan Ha ll Plot pada lapangan Ridosa A terdapat 1 sumur yang diindikasikan terjadi kerusakan formasi yaitu APS -01 dan pada lapangan Ridosa B terdapat 4 sumur yaitu yang diindikasikan terjadi ke rusakan formasi APS- 10, APS-11, APS-13 dan APS-15.

  2. Dari hasil ana lisa lebih lan jut dengan meggunakan analisa Hall Plot dan rumus darcy yang dilakukan didapatkan :  APS-01 nilai skin darcy sebesar 89.213, skin Hall Plot sebesar 4.698, nila i perupabahan tekanan 887 psi, dan nila i

  injectivity index sebesar 1.083b/d/psi

   APS-10 nilai skin Darcy sebesar 212.626, skin Ha ll Plot sebesar 8.62, nila i perupabahan tekanan 695 psi, dan nila i injectivity index sebesar 5.32 b/d/psi.  APS-11 nilai skin Darcy sebesar 91.56, skin Ha ll Plot sebesar 6.35, nila i perupabahan tekanan 1140 psi, dan nila i injectivity index sebesar 1.85 b/d/psi.

  APS-01, APS-10, APS-11, APS-13, APS-15 telah disimpulkan bahwa sumur telah mengala mi kerusakan formasi ha l tersebut terbukti berdasarkan grafik Hall Plot terjad i ket idakstabilan antara rate dan tekanan inje ksi dan Fa ktor skin bernila i positif. Berikut merupakan parameter tersebut.

  Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016

   APS-13 nilai skin Darcy sebesar 15.556, skin Hall Plot sebesar 71.22, nila i perupabahan tekanan 972 psi, dan nila i injectivity index sebesar 1.52 b/d/psi.  APS-15 nilai skin Darcy sebesar 371.103, skin Ha ll Plot sebesar 7.24, nila i perupabahan tekanan 741 psi, dan nila i injectivity index sebesar 3.47 b/d/psi.

  3. Berdasarkan kondisi aktual yang telah dianalisa didapatkan sumur-sumur yang dinyatakan rusak perlu d ire ko mendasikan untuk dilaku kan stimulasi.

  4. Sumu r yang d ire ko mendasikan untuk distimu lasi yaitu ada 5 sumur inje ksi dan metode stimulasi yang digunakan yaitu Matrix Acidizing .

  Daftar Pustaka

  Perta mina File (Metode).2003.Monitoring Kinerja Water Flooding.Manajemen Pertamina Hulu. Hawe E. Danie l.1976.Direct Apoach Hall Plot

  Evaluation Improves The Accuracy Of Formation Da mage Calcu lation And Eliminates Pressure Fall Off Testing.

  Bro wn E. Ke mith.Artific ial Lift Methods Ke mith Bro wn 4; Water In jection (Ha l. 112).The University Of Tulsa.

  Dake L.P.1978.Fundamentals Of Reservoir Engineering; Cahpter 4 Da rcy La w And Aplication (Hal. 160).She ll Learning And Developmen.