4 Cara Menentukan Jenis Mekanisme Pendorong Reservoir

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Cara Menentukan Jenis Mekanisme

NO : TR 04.01 Halaman Revisi/Thn

: 1 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir

CARA MENENTUKAN JENIS MEKANISME PENDORONG RESERVOIR

1. TUJUAN Menentukan jenis tenaga pendorong reservoir yang dominan.

2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Analisa log sumur dan data produksi digunakan sebagai sarana penentuan jenis tenaga pendorong reservoir yang dominan. 2.2. PERSYARATAN Tersedia kombinasi log yang tepat untuk menentukan batas fluida reservoir : gas-minyak dan airminyak serta catatan data produksi yang memadai.

3. LANGKAH KERJA Tahap penyiapan reservoir berproduksi menentukan urutan cara yang digunakan dalam penentuan jenis tenaga pendorong. Tahap pengembangan lapangan tanpa produksi menempatkan log sumur dan uji kandung lapisan sebagai sarana untuk menentukan jenis mekanisme pendorong secara kualitatif. Tahap produksi reservoir memungkinkan penentuan jenis tenaga pendorong yang dominan secara kuantitatif. 3.1. TAHAP PENGEMBANGAN RESERVOIR 1.

Siapkan hasil rekaman log induction, FDC, CNL dan EPT.

2.

Baca dan bandingkan hasil log induction, FDC, CNL dan EPT. a. Pembacaan porosity unit CNL jauh lebih kecil dari FDC pada lapisan gas, sedangkan keduanya memberikan hasil bacaan yang hampir sama pada lapisan minyak. b. Hasil bacaan FDC dan CNL untuk lapisan minyak dan air tidak berbeda jauh. Hasil bacaan EPT pada lapisan minyak jauh lebih kecil dari hasil bacaan pada lapisan air. c. Induction Log akan membedakan lapisan air tawar dengan air asin. Air tawar akan

Manajemen Produksi Hulu



: 2 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir memberikan resistivity yang lebih besar. 3.

Hasil analisis langkah 2 secara kualitatif memberikan gambaran apakah reservoir minyak didampingi dengan tudung gas dan aquifer.

4.

Hasil Uji Kandung Lapisan (UKL) memberikan ketegasan jenis fluida yang mengisi lapisan. a. Produksi air dengan fraksi aliran yang lebih besar dari minyak menunjukkan lapisan air terletak di bagian bawah zone minyak. b. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R) yang besar secara tiba-tiba dibandingkan dengan hasil UKL dari bagian lapisan di bawahnya menunjukkan kemungkinan terdapatnya tudung gas.

Catatan : • Hasil analisis langkah 2 sampai 4 memberikan petunjuk apakah reservoir minyak didampingi tudung gas dan aquifer. • Hasil analisis secara kualitatif ini memberikan petunjuk apakah reservoir memiliki tenaga pendorong Depletion, Gravity dan Water Drive. 3.2. TAHAP PRODUKSI RESERVOIR Pada tahap ini deliniasi reservoir dalam arah horisontal sudah cukup untuk menentukan apakah reservoir minyak mengandung tudung gas. 3.2.1. Reservoir Memiliki Tudung Gas Primer 1.

Siapkan tabulasi data produksi (Np, Rp, Wp) dan PVT (Bo, Bg, Rs) sebagai fungsi dari tekanan reservoir.

2.

Tentukan harga m dari perhitungan bulk volume tentang gas (Vg) dan zone minyak (Vo) yang berasal dari peta isopach (PK No. TR 03.02.01) : m = Vg / Vo

3.

(1)

Teliti apakah analisis log, UKL, data produksi menunjukkan keberadaan suatu aquifer (UKL dan tes produksi yang menghasilkan produksi air yang meyakinkan dapat dianggap sebagai suatu petunjuk aquifer yang aktif). Bila hasil telaah menunjukkan aquifer yang aktif, teruskan perhitungan pada langkah berikut ini.




: 3 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir 4.

Hitung Indeks Tenaga Pendorong (DDI) sebagai fungsi dari tekanan reservoir dengan menggunakan persamaan berikut ini. a. Depletion Drive Index (DDI) :

N ( Bt − Bti ) N p {Bt + ( R p − Rsi ) B g }

DDI =

(2)

b. Segregation Drive Index (SDI) :

SDI =

mNBti ( B g − B gi ) / B gi

N p {Bt + ( R p − Rsi ) B g }

(3)

c. Water Drive Index (WDI) : WDI = 1 – DDI – SDI

(4)

Bt = Bo + (Rs – Rsi) Bg

(5)

Harga N yang digunakan dalam persamaan (2) dan (3) berasal dari penentuan isi minyak awal di tempat secara volumetrik. 5.

Bila UKL tidak memberikan gambaran positif tentang kehadiran aquifer dan data produksi tidak (belum) menunjukkan produksi air, maka gunakan anggapan sementara bahwa aquifer tidak ada.

6.

Hitung isi minyak awal di tempat (N) untuk setiap data produksi yang dicatat atau sebagai fungsi dari tekanan reservoir (P) :

N=

7.

N p {Bti + ( R p − Rsi ) B g } mBti ( Bt − Bti ) + ( B g − B gi ) B gi

(6)

Plot N terhadap Np pada kertas grafik kartesian. Hubungan ini menghasilkan dua pengamatan : a. Hubungan N terhadap Np menunjukkan kecenderungan yang konstan. Ini berarti aquifer tidak ada atau tidak berperan, Indeks Tenaga Pendorong yang dapat dihitung :

DDI = SDI = Manajemen Produksi Hulu

N (Bt − Bti ) N p {Bt + (R p − Rsi ) B g } m N Bti (B g − B gi )/B gi

N p {Bt + (R p − Rsi ) B g }

(2)

(3)



: 4 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir SDI + DDI = 1

(7)

b. Plot N terhadap Np menunjukkan kenaikan harga N dengan bertambahnya Np. Ini berarti ada pengaruh aquifer. Hitung Indeks Tenaga Pendorong DDI, SDI dan WDI dengan menggunakan persamaan (2), (3) dan (4) dengan menggunakan isi minyak awal di tempat (N) berasal dari hitungan volumetrik. 3.2.2. Tidak Ada Tudung Gas Primer 1.

Siapkan tabulasi data produksi (Np, Rp, Wp) dan PVT (Bo, Bg, Rs) sebagai fungsi dari tekanan reservoir.

2.

Teliti apakah analisis log, UKL, data produksi menunjukkan keberadaan suatu aquifer (UKL dan tes produksi yang menghasilkan produksi air yang meyakinkan dapat dianggap sebagai petunjuk adanya aquifer yang aktif). Bila hasil telaah menunjukkan aquifer yang aktif, teruskan perhitungan pada langkah berikut ini.

3.

Hitung Indeks Tenaga Pendorong sebagai fungsi dari tekanan reservoir sesuai dengan persamaan berikut ini :

DDI =

N (Bt − Bti ) N p {Bt + (R p − Rsi ) B g }

WDI = 1 – DDI

(2) (8)

N berasal dari hitungan secara volumetrik. 4.

Bila UKL tidak memberikan gambaran positif tentang kehadiran aquifer dan data produksi tidak (belum) menunjukkan produksi air, maka gunakan anggapan sementara bahwa aquifer tidak ada.

5.

Hitung isi minyak awal di tempat (N) untuk setiap data produksi yang dicatat atau sebagai fungsi dari tekanan reservoir (P) :

N = 6.

N p {Bti + (R p − Rsi ) B g } (Bt − Bti )

(9)

Plot N terhadap Np pada kertas grafik kartesian. Hubungan ini menghasilkan dua pengamatan : a. Hubungan N terhadap Np menunjukkan kecenderungan yang konstan. Ini berarti




: 5 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir aquifer tidak ada atau tidak berperan. Indeks Tenaga Pendorong yang mungkin adalah :

DDI =


(2)

= 1.0 b. Plot N ternadap Np menunjukkan kenaikan harga N dengan bertambahnya Np. Ini berarti ada pengaruh aquifer. Hitung Indeks Tenaga Pendorong DDI dan WDI menggunakan persamaan (2) dan (8) :

DDI =


WDI = 1 – DDI

(2) (8)

Gunakan N yang diperoleh dari perhitungan volumetrik. Catatan : Dengan membandingkan hasil hitungan DDI, SDI dan WDI dapatlah ditentukan tenaga pendorong yang paling dominan.




: 6 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir

4. DAFTAR PUSTAKA 1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Reservoir Engineering", Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, N. J., 1959. 2. Dewann, J. T. : "Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation", Penn Well Publ. Co., Tulsa, Oklahoma, 1983.




Pendorong Reservoir

5. DAFTAR SIMBOL Bo

= faktor volume formasi minyak, bbl/STB

Bw

= faktor volume formasi air, bbl/STB

Bt

= faktor volume formasi 2 fasa, [Bo + (Rs – Rsi) Bg], bbl/STB

Bgi

= faktor volume formasi gas pada tekanan awal, bbl/SCF

m

= perbandingan volume gas tudung gas primer dengan volume minyak, fraksi

N

= isi minyak awal di tempat, STB

Np

= produksi minyak kumulatif, STB

P

= tekanan reservoir, psia

R

= faktor perbandingan gas-minyak sesaat, SCF/STB

Rs

= faktor kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB

Rsi

= faktor kelarutan gas dalam minyak pada keadaan awal, SCF/STB

Rp

= faktor perbandingan gas-minyak kumulatif, SCF/STB

We

= perembesan air kumulatif, bbl

Wp

= produksi air kumulatif, STB

Singkatan :

DDI

= Depletion Drive Index

SDI

= Segregation Drive Index

WDI = Water Drive Index EPT

= Electromagnetic Propagation Log

FDC = Compensated Formation Density NCL = Compensated Neutron Log


: 7 / 12 : 2/ Juli 2003



: 8 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir

6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG Pada tahap sebelum reservoir berproduksi, kandungan formasi diperkirakan dengan menggunakan log sumur. Dari log ini ditetapkan pula batas fluida yang terekam dalam log sumur. Satu jenis log saja tidak dapat menetapkan keberadaan gas bebas, minyak dan air dalam suatu lapisan. Kombinasi log yang dapat membedakan lapisan yang mengandung gas bebas, minyak dan air formasi, baik tawar maupun asin adalah Induction, Electromagnetic Propagation Log (EPT) dan Compensated Neutron Log (CNL). Induction log (resistivity log) digunakan dalam membedakan lapisan yang mengandung air tawar dengan air asin. FDC dan CNL memberikan rekaman yang hampir sama untuk lapisan yang mengandung minyak. Sebaliknya, gas memberikan bacaan porosity unit yang berbeda secara nyata; CNL memberikan bacaan yang jauh lebih kecil dari FDC. Lapisan minyak dan air (tawar maupun asin) menghasilkan rekaman FDC dan CNL yang tidak berbeda, sedangkan lapisan minyak menghasilkan bacaan EPT yang lebih kecil dari lapisan air. Gambar skematis dari hasil rekaman kombinasi log pada lapisan yang mengandung gas, minyak dan air dapat dilihat pada Gambar 1. UKL yang dilaksanakan secara bertahap dari bawah ke atas pada suatu lapisan permeabel akan mencatat perubahan produksi fluida yang berbeda. Perubahan fasa fluida yang diproduksikan mulai dari minyak-air, minyak dengan faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R) yang konstan sampai minyak dan gas yang diproduksikan pada harga R yang bertambah besar dapat digunakan sebagai petunjuk keberadaan aquifer dan tudung gas. Pada tahap produksi reservoir sudah dikembangkan, sehingga keberadaan tudung gas primer dapat dipastikan dengan baik. Dari data produksi dapat diketahui produksi air, bila ada. Ketiadaan produksi air belum menjamin tidak adanya aquifer yang berdampingan dengan reservoir minyak. Secara kuantitaf tenaga pendorong reservoir dapat dihitung berdasarkan persamaan kesetimbangan materi :




: 9 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir

N =

N p {Bt + ( R p − Rsi ) B g + (W p Bw ) − We } m Bti ( Bt − Bti ) + ( B g − B gi ) B gi

(11)

Dengan mengubah susunannya, persamaan ini dapat menunjukkan kelompok variabel yang menerangkan jenis tenaga pendorong :

mNBti ( B g − B gi ) / B gi We − W p Bw N [ Bt − Bti ] + + =1 N p [ Bt − ( R p − Rsi ) B g ] N p [ Bt − ( R p − Rsi ) B g ] N p [ Bt + ( R p − Rsi ) B g ]

(12)

Kelompok variabel dari ruas kiri persamaan (12) dipengaruhi oleh jenis tenaga pendorong dan masing-masing merupakan Indeks Tenaga Pendorong Depletion (DDI), Segregation (SDI) dan Water Drive (WDI) :

DDI =

SDI = WDI =


m N Bti (Bg − B gi )/B gi

N p {Bt + (R p − Rsi ) Bg } We − W p Bw

N p {Bt + ( R p − Rsi ) B g }

(2)

(3)

(13)

Dalam hal reservoir belum memproduksikan air sedangkan log sumur dan UKL tidak memberikan kepastian adanya aquifer, maka pembuktian terdapatnya tenaga pendorong air dilakukan secara tidak langsung. Dengan menganggap We = 0 hitunglah isi minyak awal di tempat (N) dengan menggunakan persamaan (11). Plot N terhadap Np yang cenderung menberikan N bertambah besar menunjukkan anggapan We = 0 atau aquifer tidak berperan adalah salah. Harga Indeks Tenaga Pendorong air dihitung secara tidak langsung : WDI = 1 − SDI − DDI


(4)



: 10 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir 6.2. CONTOH PERHITUNGAN Suatu reservoir memiliki tudung gas primer. Dari data log dan tes UKL tidak memberikan kesimpulan yang pasti tentang peranan aquifer. Perhitungan secara volumetrik menghasilkan isi awal minyak di tempat (N) dan perbandingan volume tudung gas terhadap volume formasi minyak (m) masing-masing 600 × 106 STB dan 0.224. Data produksi belum menunjukkan produksi air yang berarti.

Data Produksi : Waktu (kwartal )

P (psia)

Np (MMSTB)

Rp (SCF/STB)

Wp (STB)

0

2,288

-

600

-

2,158

9.070

1,630

-

2,123

22.43

1,180

-

2,133

32.03

1,070

-

1 2 3 4 5 6 7 8 Data PVT : P (psia ) Pi = 2,288

Bt (bbl/STB) 1.3126

Rs (SCF/STB) 600

Bg (10-3 bbl/SCF) 1.1345

2,158

1.3286

-

1.2034

2,123

1.3375

-

1.2235

2,113

1.3384

-

1.2300

Gunakan anggapan sementara bahwa tenaga pendorong air (water drive) tidak berperan dan hitung N untuk setiap tekanan reservoir dengan menggunakan persamaan :




: 11 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir

N =

N p {Bti + ( R p − Rsi ) B g } m Bti ( Bt − Bti ) + ( B g − B gi ) B gi

(6)

Contoh perhitungan untuk P = 2,158 psia :

N =

{

}

9.07 × 10 6 1.3126 + (1,630 − 600) 1.2034 × 10 -3 (0.224)(1.3126) (1.2034 − 1.1345) × 10 -3 (1.3286 − 1.3126) + 1.1345 × 10 -3

{

}

N = 684 × 106 STB

Hasil hitungan N untuk tekanan lainnya diberikan pada tabel berikut ini : P (psia ) 2,158

N (MMSTB) 684

Np (MMSTB) 9.07

2,123

946

22.43

2,113

1,198

32.03

Hubungan N terhadap Np menunjukkan kecenderungan bertambahnya harga N dengan bertambahnya Np. Hal ini disebabkan karena pengabaian pengaruh tenaga pendorong air. Besar pengaruh masing-masing tenaga pendorong dinyatakan oleh indeks DDI, SDI dan WDI. Harga indeks ini dihitung berdasarkan persamaan :

DDI = SDI =

N ( Bt − Bti ) N p {Bt + ( R p − Rsi ) B g } m N Bti ( B g − B gi ) /B gi

N p {Bt + ( R p − Rsi ) B g }

WDI = 1 – DDI – SDI


(2)

(3) (4)



: 12 / 12 : 2/ Juli 2003

Pendorong Reservoir Contoh perhitungan indeks pada P = 2,158 psia yang menggunakan N = 600 × 106 STB (berasal dari hitungan volumetrik) adalah sebagai berikut : N (Bt − Bti) = 600 × 106 (1.3286 − 1.3126) = 9.6 × 106

{

m N Bti (0.224)(600 × 10 6 )(1.3126) (1.2034 − 1.1345) × 10 −3 ( B g − B gi ) = B gi 1.1345 × 10 −3

}

= 1.071 × 107 bbl Np {Bt + (Rp – Rsi) Bg} = 9.07 × 10 6 {1.3286 + [(1,630 – 600) 1.2034 × 10-3] } = 2.33 × 107 bbl

DDI = SDI =

9.6 × 10 6 = 0.412 2.33 × 10 7

1.071 × 10 7 = 0.46 2.33 × 10 7

WDI = 1 – 0.412 – 0.46 = 0.128

Harga indeks tenaga pendorong untuk tekanan reservoir lainnya diberikan pada tabel berikut ini :

P (psia )

DDI

SDI

WDI

2,158

0.412

0.46

0.128

2,123

0.513

0.475

0.012

2,113

0.503

0.483

0.014


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Water


: 1 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

RESERVOIR BERDAYA DORONG WATER DRIVE

1. TUJUAN Membuat prakiraan kinerja (performance) reservoir minyak berdaya dorong water drive.

2.

METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Penentuan kinerja reservoir berdaya dorong water drive dalam bentuk besaran produksi (Np, R, qo, Wp) dan tekanan (P) sebagai fungsi dari waktu didasarkan pada persamaan keseimbangan materi (material balance). Prakiraan kinerja reservoir didahului oleh penyesuaian data produksi terhadap hasil perhitungan dengan persamaan keseimbangan materi. Perembesan air ditentukan berdasarkan persamaan Hurst dan Van Everdingen.

2.2. PERSYARATAN Reservoir tidak mengandung tudung gas awal dan sudah terbukti memiliki aquifer yang aktif. Tersedia data produksi (Np, R, Wp) serta tekanan reservoir (P) sampai peramalan dimulai, data PVT (Bo, Bg, Rs, µo, µg) , data petrofisik (krg/kro) dan geometri reservoir (N).

3.

LANGKAH KERJA Siapkan data pendukung sesuai dengan kebutuhan yang meliputi kelompok data berikut ini : 1. Data produksi : a. Produksi minyak kumulatif (Np), STB b. Produksi air kumulatif (Wp), STB c. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB 2. Data PVT : a. Faktor volume formasi minyak (Bo), bbl/STB b. Faktor volume formasi gas (Bg), bbl/SCF c. Faktor kelarutan gas (Rs), SCF/STB d. Viskositas minyak (µo), cp e. Viskositas gas (µg), cp




: 2 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

3. Data Petrofisik : a. Perbandingan permeabilitas relatif gas terhadap minyak (krg/kro) b. Saturasi air (Swi) c. Porositas (φ) d. Kompresibilitas batuan (cf), psi-1 e. Kompresibilitas air (cw), psi-1 4. Geometri Reservoir : a. Isi minyak awal di tempat (N), STB b. Perkiraan jari-jari luar batas aquifer (re), ft c. Perkiraan jari-jari dalam batas aquifer (rw), ft

3.1. PENENTUAN KONSTANTA PEREMBESAN AIR Langkah perhitungan dimulai dengan memilih persamaan perembesan air yang cocok dengan sistem reservoir minyak dan aquifer di lapangan. Model perembesan air yang akan digunakan berdasarkan pada model aliran mantap (steady state) : t

We = K ∫ ( Po − Ps )dt

(1)

0

dan model aliran tidak mantap (unsteady state) :

We = B ∑ ∆Ps Q(t )

(2)

3.1.1. Model Perembesan Air Mantap 1.

Siapkan tabulasi data produksi (Np, Wp, Rp, R), data PVT (Bo, Bg, Rs, µo, µg), data tekanan reservoir rata-rata ( P ), data tekanan pada batas awal minyak-air (Ps) sebagai fungsi dari waktu menurut kelipatan 0.25 - 0.5 tahun.

2.

Hitung harga integral dari persamaan (1) untuk setiap harga t tercantum dalam tabulasi pada langkah l dengan menggunakan persamaan :

I (t ) = ∑ ∆t j {Po − 0.5( Psj −1 + Psj )} n

(3)

j =1

3.

Hitung volume perembesan air kumulatif (We) untuk setiap harga t tercantum dalam tabulasi pada langkah (1) dengan menggunakan persamaan :




: 3 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive We = Np [ Bo +(Rp − Rs)Bg ] + Wp Bw − N [(Bo − Boi) + (Rsi − Rs)Bg] 4.

(4)

Tentukan konstanta perembesan air aliran mantap (K) dengan menggunakan persamaan berikut : K = We / I(t)

(5)

5.

Plot K terhadap waktu (t) dalam sistem sumbu kartesian.

6.

Bila hubungan K terhadap t menunjukkan kecenderungan yang konstan, maka harga konstanta perembesan air yang akan digunakan dalam perkiraan kinerja reservoir merupakan harga rata-rata : n

K = ∑Kj

(6)

j =1

n = jumlah data K Perhitungan dilanjutkan pada langkah perkiraan kinerja reservoir. 7.

Bila hubungan K terhadap t tidak menunjukkan kecenderungan yang konstan, penentuan konstanta perembesan air dilanjutkan berdasarkan model aliran tidak mantap.

3.1.2. Model Perembesan Air Tidak Mantap 1.

Siapkan tabulasi data produksi, tekanan dan PVT sebagai fungsi dari waktu sama seperti pada penentuan konstanta perembesan air mantap.

2.

Hitung ∆Psj untuk setiap selang waktu seperti tertera pada tabulasi di langkah 1 dengan menggunakan persamaan : ∆Ps1

=

0.5 (Po − Psl)

(7)

∆Ps2

=

0.5 (Po – Ps2)

(8)

0.5 (Psj-2 − Psj)

(9)

dan untuk j > 2 : ∆Psj

3.

=

Hitung harga tD untuk setiap harga t menggunakan persamaan :

t D = 0.578


kt

µ wφ crw 2

(10)



: 4 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

Catatan : a. Perkiraan jari-jari batas dalam aquifer (rw) berdasarkan kontur batas minyak air. b. Harga c adalah : c = cw + cf

(11)

c. Perkirakan konstanta persamaan (10) :

η = 0.578

k

(12)

µ wφ crw 2

seteliti mungkin; bila memungkinkan gunakan data petrofisik yang berasal dari aquifer. 4.

Perkirakan harga re/rw. Laju penurunan tekanan reservoir (dP/dt) yang rendah dapat diartikan ukuran aquifer yang sangat besar (re/rw = ). Catatan : a. Perkirakan harga re/rw hendaknya sesuai dengan harga berikut ini : 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0

b. Bila tidak ada informasi yang memadai gunakan re/rw =

untuk anggapan

pertama. 5.

Berdasarkan harga tD dan re/rw tentukan Q(t) dengan bantuan Tabel l atau 2. Gunakan interpolasi untuk harga tD yang tidak tercantum dalam tabel.

6.

Hasil hitungan langkah 2 dan langkah 4, yaitu DPs dan Q(t) ditabulasikan sebagai berikut :




: 5 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

7.

t

tD

∆Ps

Q(t)

0

0

-

-

t1

tD1

∆Ps1

Q(t1)

t2

tD2

∆Ps2

Q(t2)

t3

tD3

∆Ps3

Q(t3)

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

tj

tDj

∆Psj

Q(tj)

I(t)

Hitung I(t) berdasarkan tabulasi di atas dengan menggunakan persamaan umum :

I (t ) = ∑ ∆Ps Q(t )

(13)

Untuk setiap harga t hitung I(t) dengan bantuan persamaan (13) yang rinciannya sebagai berikut : I(t1)

= ∆Ps1Q(t1)

(14)

I(t2)

= ∆Ps1Q(t2) + ∆Ps2Q(t1)

(15)

I(t3)

= ∆Ps2Q(t3) + ∆Ps2Q(t2) + ∆Ps3Q(t1)

(16)

. . . I(tj)

= ∆Ps1Q(tj) + ∆Ps2Q(tj-1) + ∆Ps3Q(tj-2) + ……….. + ∆Psj-2Q(t3) + ∆Psj-1Q(t2) + ∆PsjQ(t1)

8.

(17)

Hitung volume perembesan air kumulatif (We) untuk setiap harga t tercantum dalam tabulasi pada langkah l dengan menggunakan persamaan : We = Np [ Bo +(Rp − Rs)Bg ] + Wp Bw − N [(Bo − Boi) + (Rsi − Rs)Bg]


(4)



: 6 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

9.

Hitung konstanta permeabilitas air (B) sebagai fungsi dari waktu berdasarkan persamaan : B = We / I(t)

(18)

10. Plot B terhadap t pada kertas grafik kartesian. Bila diperoleh grafik yang memberikan harga B konstan untuk setiap harga t, maka B itulah yang akan digunakan dalam penentuan kinerja reservoir. Langkah kerja dilanjutkan dengan memperkirakan kinerja reservoir. 11. Bila hasil plot langkah (10) tidak menunjukkan hubungan B dengan t yang konstan, ulangi perhitungan dengan menggunakan kombinasi harga η dan re/rw yang lain dan mulai perhitungan dari langkah (2).

3.2. PENENTUAN krg/kro DARI DATA PRODUKSI Perbandingan permeabilitas relatif gas terhadap minyak (krg/kro) ditentukan berdasarkan data produksi sesuai dengan pedoman kerja yang bersangkutan (TR 05.08).

3.3. PERKIRAAN KINERJA RESERVOIR MINYAK 1.

Gunakan tabulasi data produksi, PVT, tekanan reservoir rata-rata dan tekanan pada batas awal minyak-air seperti digunakan pada penentuan konstanta perembesan air.

2.

Perkirakan penurunan tekanan di kemudian hari sebagai fungsi dari waktu sebagai kelanjutan dari tabulasi pada langkah 1 dengan menggunakan kelipatan waktu yang sama sebesar 0.25 - 0.5 tahun.

3.

Untuk setiap harga P dari langkah 2, hitung Φn, Φg, Φw dan Φe :

Φn =

Φg =

( Bo − R s B g ) ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

Bg ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

(19)

(20)

Φw =

Bw ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

(21)

Φe =

1 ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

(22)




: 7 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

4.

Perkirakan kinerja reservoir minyak dari tekanan reservoir Pj sampai Pj+1 dimulai dari penentuan volume perembesan air kumulatif pada Pj+1. Catatan : a. Bila Pj sampai Pj+1 merupakan selang pertama dari peramalan, maka Pj merupakan tekanan reservoir terakhir yang memiliki data produksi (Np, R, WP). b. Secara umum dapat dikatakan bahwa Pj adalah awal dari suatu selang tekanan dimana parameter hitungan pada P = Pj diperoleh dari hasil hitungan sebelumnya.

5.

Hitung I(tj+1) sesuai dengan model perembesan air yang cocok dengan kondisi aquifer. Perhitungan I(tj+1) ini didasarkan pada persamaan (3) untuk model perembesan air mantap dan persamaan (13) untuk model perembesan air tidak mantap : j +1

I (t j +1 ) = ∑ ∆t i {Po − 0.5( Psi −1 + Psi )}

(3)

i =1

j +1

I (t j +1 ) = ∑ ∆Psi Q(t i )

(13)

i =1

= ∆Ps1 Q(tj+1) + ∆Ps2 Q(tj) + … + ∆Psj Q(t2) + ∆Psj+1 Q(t1) 6.

Hitung Wej+1 menggunakan persamaan :

Wej +1 = C

I (t j +1 )

(23)

N

C = konstanta perembesan air (K atau B) 7.

Perkirakan harga perbandingan gas-minyak sesaat (Rj+l) pada Pj+1. Perkiraan ini diperoleh dari ekstrapolasi plot R terhadap t berdasarkan data produksi.

8.

Hitung perbandingan gas-minyak rata-rata ( R ) untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 :

R = 0.5( R j +1 + R j ) 9.

(24)

Perkirakan harga produksi air kumulatif (Wpj+1) berdasarkan ekstrapolasi plot Wp terhadap t yang berasal dari data produksi dan hitung Wpj+1 :

W pj +1 =

W pj +1 N

(25)

10. Hitung volume minyak (∆n) yang diproduksikan dalam selang tekanan Pj sampai Pj+1 dengan menggunakan persamaan (26) : Manajemen Produksi Hulu



: 8 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

∆n =

n j Φ nj +1 + g j Φ gj +1 + W pj +1Φ W j +1 − Wej +1Φ ej +1 Φ n j +1 + R Φ gj +1

(26)

11. Hitung produksi minyak kumulatif sejak reservoir diproduksikan sampai Pj+1 dengan menggunakan persamaan berikut ini : nj+1 = nj + ∆n

(27)

12. Hitung saturasi minyak dalam zone minyak yang belum dirembesi air :

S oj +1 = Vw = Vi =

(1 − n j +1 ) Boj +1 − Vw S or

(28)

Vi − Vw

Wej +1 − W pj +1 Bw

(29)

N (1 − S wi − S or ) Boi (1 − S wi )

(30)

13. Tentukan (krg/kro)j+1 berdasarkan hasil penentuan permeabilitas relatif dengan menggunakan data produksi untuk harga saturasi minyak hasil hitungan langkah 12. 14. Hitung perbandingan gas-minyak sesaat (R*) :

R* = Rsj +1 + (k rg / k ro ) j +1 (

µ o Bo ) j +1 µ g Bg

(31)

15. Bandingkan harga faktor perbandingan gas-minyak sesaat berdasarkan anggapan (Rj+1) dan hasil hitungan (R*) dengan menggunakan ketidaksamaan berikut ini :

R j +1 = R * R j +1

≤

∈

(32)

Catatan : a. Dapat menggunakan ∈ = 0.01 - 0.05 b. Bila kondisi persamaan (32) tidak dipenuhi gunakan hasil hitungan faktor perbandingan gas sesaat sebagai anggapan baru (Rj+1) dan ulangi perhitungan mulai langkah 8. c. Bila kondisi persamaan (32) dipenuhi lanjutkan perhitungan berikut ini.




: 9 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

16. Hitung produksi kumulatif minyak (Np), produksi kumulatif gas (Gp), faktor perbandingan gas minyak kumulatif (Rp), laju produksi minyak rata-rata ( Qo ) : a.

Npj+1 = (nj + ∆n) N

(33)

b.

Gpjn = Gpj + N R ∆n

(34)

= (gj + R ∆n) N c.

Rpj+1 =

d.

Qo = ∆t

G pj +1 N pj +1 N∆n ∆t

= Selang waktu di mana terjadi penurunan tekanan dari Pj sampai Pj+1

17. Lanjutkan hitungan untuk selang tekanan berikutnya dari langkah 5.


(35)

(36)



: 10 / 12 : 2/ Juli 2003

Drive

4. DAFTAR PUSTAKA

1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Engineering", Prentice - Hall Inc., M. J., 1959. 2. Dake, L. P. : "Fundamentals of Reservoir Engineering", Elsevier Publ. Co., New York, 1978.


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Water Drive

5. DAFTAR SIMBOL

B

= konstanta perembesan air tidak mantap, bbl/psi

Bg

= faktor volume formasi gas, bbl/SCF

Bo


Bw

= faktor volume formasi air, bbl/STB

cf

= kompresibilitas batuan, psi-1

cw

= kompresibilitas air, psi-1

g

= produksi gas kumulatif (Gp/N), fraksi

Gp

= produksi gas kumulatif, SCF

K

= konstanta perembesan air mantap, bbl/psi/hari

krg

= permeabilitas relatif gas, fraksi

kro

= permeabilitas relatif minyak, fraksi

n

= produksi minyak kumulatif (Np/N), fraksi

N

= isi minyak awal ditempat, STB

Np


P

= tekanan reservoir, psi

Ps

= tekanan pada batas minyak-air awal, psia

Qo

= laju produksi reservoir, STB/hari

Q(t) = faktor perembesan air, tak berdimensi R


Rp

= faktor perbandingan gas-minyak kumulatif (Gp/Np), SCF/STB

Rs

= faktor kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB

re

= jari-jari batas luar aquifer, ft

rw

= jari-jari batas dalam aquifer, ft

Sor

= saturasi minyak tersisa, fraksi

Swi

= saturasi air awal, fraksi

t

= waktu, hari

we

= volume perembesan air kumulatif (We/N), bbl/STB

We

= volume perembesan air kumulatif, bbl

wp

= produksi air kumulatif (Wp/N), fraksi



: 11 / 12 : 2/ Juli 2003

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Water Drive

Wp

= produksi air kumulatif, STB

µg

= viskositas gas, cp

µo

= viskositas minyak, cp



: 12 / 12 : 2/ Juli 2003

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Depletion

NO : TR 04.03 Halaman : 1 / 17 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

RESERVOIR BERDAYA DORONG DEPLETION

1.

TUJUAN Menentukan kinerja (performance) reservoir minyak berdaya dorong depletion di kemudian hari.

2.

METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Penentuan kinerja reservoir jenis depletion dalam bentuk besaran produksi (Np, R, qo) dan tekanan (P) sebagai fungsi dari waktu berdasarkan persamaan kesetimbangan materi (material balance). Peramalan kinerja reservoir didahului oleh matching data produksi dengan hasil perhitungan kesetimbangan materi. Peramalan di bawah tekanan jenuh menggunakan metode Tracy. 2.2. PERSYARATAN Tersedia data produksi (Np, R) serta tekanan reservoir (P) sampai peramalan dimulai, data PVT (Bo, Bg, Rs, µo, µg), data petrofisik (

krg kro

, ko), volume minyak awal di tempat (N) dan indeks

produktivitas awal (Ji). Reservoir sudah dikembangkan secara penuh dan diproduksikan melalui sejumlah titik serap.

3.

LANGKAH PEKERJAAN Data produksi terakhir serta tekanan reservoir yang sesuai akan menentukan saat peramalan dimulai, yaitu pada saat tekanan reservoir lebih besar atau lebih kecil dari tekanan jenuh minyak..




3.1. PERAMALAN DIMULAI PADA TEKANAN P > Pb Siapkan data pendukung sesuai dengan kebutuhan yang meliputi kelompok data sebagai berikut : 1.

Data Produksi : a. Produksi minyak kumulatif (Np), STB b. Perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB

2.

Data PVT : a. Faktor volume formasi minyak (Bo), bbl/STB b. Faktor volume formasi gas (Bg), bbl/SCF c. Faktor kelarutan gas (Rs), SCF/STB d. Viskositas minyak (µo), cp e. Viskositas gas (µg), cp

3.

Data Petrofisik : a. Permeabilitas minyak relatif (kro) b. Perbandingan permeabilitas relatif gas terhadap minyak (krg/kro) c. Saturasi air rata-rata (Swi)

4.

Jumlah sumur (Xn) yang digunakan sebagai titik serap

5.

Volume minyak awal di tempat (N), STB

6.

Indeks produktivitas awal rata-rata (Ji), STB/hari/psi

3.1.1. Peramalan Sampai Pb 3.1.1.1. Matching Data Produksi 1.

Siapkan tabulasi data tekanan (P), produksi minyak kumulatif (Np), permeabilitas minyak efektif (ko) dan viskositas minyak.

2.

Dari data produksi, tekanan dan PVT yang tersedia hitung

∆P untuk setiap Bo

harga tekanan :

∆P ( Pi − P) = Bo Bo 3.


Plot Np terhadap

∆P pada kertas grafik kartesian. Bo

(1)

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Depletion 4.


Kemiringan garis lurus yang ditarik dari titik (0,0) melalui titik yang diplot pada butir 3 adalah : α = NBoi

(2)

ce

3.1.1.2. Peramalan 1.

Bagi selang tekanan reservoir dari tekanan awal peramalan sampai tekanan jenuh atas kelipatan tekanan sebesar 100 - 200 psi.

2.

Untuk setiap tekanan reservoir (P) lebih kecil dari tekanan awal peramalan hitung peramalan berikut ini : a.

N *pj +1

=

α

b.

(J)j+1

=

Ji

c.

qo j+1 =

d.

∆t

=

e.

t

=

( Pi − Pj +1 ) Bo ( µ oi Boi ) ( µ o Bo )

(J)j (Pj+1 − Pwf)

∆N *p ( X n )q o Σ

∆t

(3)

(4) (5) (6) (7)

dimana : ∆N *p =

N *pj +1 − N *pj

(8)

∆t

=

(t j+1 − t j)

(9)

qo

=

0.5 (qo j+1 + qo j )

(10)

Catatan : Tekanan alir dasar sumur Pwf harus ditentukan lebih dahulu sesuai dengan metode produksi yang akan digunakan.

3.1.2. Peramalan Mulai Pb 1.

Bagi selang tekanan reservoir dari tekanan Pb, sampai tekanan abandonment (Pa) atas kelipatan tekanan, sebesar 100 - 200 psi.

2.

Untuk setiap tekanan reservoir (Pj) yang diperoleh dari butir 1 hitung Φnj dan Φgj :



Φ nj =

Φ gj =

3.

( Boj − Bsj B gj ) ( Boj − Bob ) + ( Rsi − Rsj ) B gj

B gj ( Boj − Bob ) + ( Rs i − Rsj ) B gj


(11)

(12)

Peramalan dimulai dari tekanan Pb sampai tekanan berikutnya (untuk memudahkan penulisan sebut Pb = Pj dan tekanan berikutnya adalah Pj+1 , di mana Pj+1 < Pj).

4.

Anggaplah harga Rj+1.

5.

Hitung R :

R=

R j +1 + R j

(13)

2

Catatan: a. Untuk selang tekanan pertama dalam peramalan, dimana Pj = Pb, maka Rj = Rsi. Sedangkan Rsj+1 dapat digunakan untuk anggapan Rj+1. b. Untuk selang tekanan yang lain Rj adalah hasil hitungan dari selang tekanan sebelumnya. Sedangkan harga Rj+1 diperkirakan dari ekstrapolasi plot R terhadap P hasil perhitungan sebelumnya. 6.

Hitung ∆n berdasarkan persamaan Tracy :

∆n =

1 − n j Φ nj +1 − g j Φ gj +1 Φ nj +1 + R Φ gj +1

(14)

dimana :

N pj

nj

=

gj

=

nj+1

= nj + ∆n

(15)

( N − N pb *)

G pj ( N − N pb *)

= ∑ ∆nR

(16) (17)

Catatan : a. Untuk selang tekanan pertama dalam peramalan, dimana Pj = Pb, berlaku : nj = 0 Manajemen Produksi Hulu



gj = 0 b. Untuk selang tekanan yang lain nj dan gj diperoleh dari hasil perhitungan. Sedangkan harga nj+1 dan gj+1 adalah :

7.

nj+1

=

nj + ∆n

(17)

gj+1

=

gj + R∆n

(18)

Hitung saturasi minyak (So) pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan berikut :

S oj +1 = (1 − n j +1 ) 8.

Boj +1 Bob

(1 − S wi )

(19)

Berdasarkan harga saturasi minyak dari langkah (7) tentukan krg/kro (data petrofisik). Bila data petrofisik tidak tersedia persamaan empiris berikut ini dapat digunakan :

k rg

=

k ro

(1 − S 2 )(1 − S ) 2 S4

(20)

dimana :

S= 9.

So (1 − S wi )

(21)

Hitung R* pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan :

 k rg µ o Bo   R* = Rsj +1 +  k µ B   ro g g  j +1

(22)

10. Bandingkan kedua faktor perbandingan gas-minyak sesaat yang berasal dari anggapan (butir 4) dan hasil hitungan (butir 9) dengan menggunakan persamaan :

R * − R j +1 R*

< δ

(23)

Untuk δ dapat digunakan angka 0.01 - 0.5. Bila persamaan (23) tidak terpenuhi ulang langkah perhitungan mulai butir (4) dengan menggunakan anggapan baru. Rj+1 = R*

(24)

Bila persamaan (23) terpenuhi, maka anggapan untuk Rj+1 adalah benar dan lanjutkan dengan langkah perhitungan berikut ini.




11. Hitung produksi gas kumulatif pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan (18) : gj+1 = gj + R∆n

(18)

12. Dengan menggunakan saturasi minyak butir (7) tentukan ko dari data petrofisik. 13. Hitung indeks produktivitas sumur (J) :

 k J j +1 = J i  o  µ o Bo

   j +1

 ko   µ o Bo

  i

(25)

14. Hitung laju produksi minyak tiap sumur : qoj+1 = Jj+1 (Pj+1 – Pwf)

(5)

15. Hitung laju produksi minyak rata-rata tiap sumur untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 :

qo =

q oj + q oj +1

(10)

2

16. Hitung lama waktu produksi untuk selang tekanan Pj sampai Pj +1 :

∆t =

∆n( N − N *p ,b )

(26)

X n qo

17. Hitung produksi kumulatif dari tekanan jenuh sampai Pj+1 :

 Pj +1  N p =  ∑ ∆n  N − N *p ,b   Pb

(

)

(27)

18. Hitung produksi minyak kumulatif sejak reservoir diproduksikan : NpT = Np + N *p ,b

(28)

19. Hitung produksi gas kumulatif sejak reservoir diproduksikan : GpT = N *p ,b Rsi + gj + 1 (N − N *p ,b )

(29)

20. Hitung faktor perbandingan gas -minyak kumulatif :

Rp =

G pT N pT

(30)

21. Lanjutkan perhitungan untuk selang berikutnya sampai tekanan abandonment. 22. Plot Np, Gp, R, qo, P terhadap waktu pada kertas grafik kartesian.




3.2. PERAMALAN DIMULAI PADA P < Pb Siapkan data pendukung sesuai dengan kebutuhan yang meliputi kelompok data sebagai tercantum pada butir (3. l). 3.2.1. Matching Data Produksi Dalam matching ini diusahakan agar R hasil hitungan tidak berbeda dengan R dari data produksi. Hal ini dilaksanakan dengan mengubah kurva kr /kro terhadap So. l.

Bagi selang tekanan dari tekanan jenuh reservoir (Pb) sampai

tekanan awal

peramalan atas kelipatan tekanan sebesar 50 - 100 psi. 2.

Untuk setiap harga tekanan seperti yang dimaksud pada butir 1, tentukan beberapa parameter produksi dan PVT seperti berikut a. Produksi minyak kumulatif (N *p ), STB b. Produksi gas kumulatif (G *p ), SCF c. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB d. Faktor volume formasi minyak (Bo), bbl/STB e. Faktor volume formasi gas (Bg), bbl/SCF f. Viskositas minyak (µo), cp g. Viskositas gas (µg), cp h. Faktor kelarutan gas (Rs), SCF/STB Catatan: Pada tekanan reservoir P = Pb, maka R = Rsi.

3.

Buat tabulasi harga parameter dari butir (2) sebagai fungsi dari tekanan.

4.

Untuk setiap harga tekanan dihitung : a. n =

( N *p − N *p ,b ) ( N − N *p ,b ) Bo (1 − S wi ) Bob

(32)

 µ g Bo   = ( R − Rs ) µ B   o g

(33)

b. S o = (1 − n)

c. 5.

k rg k ro

(31)

Plot krg/kro terhadap So pada kertas grafik semi-log dengan mencantumkan krg/kro pada sumbu log. Ekstrapolasi kurva untuk harga So yang lain dilakukan dengan




memperhatikan arah kecenderungan plot krg/kro terhadap So yang berasal dari data petrofisik, bila ada. Kurva krg/kro ini digunakan dalam peramalan kinerja reservoir. Catatan : Ketelitian ekstrapolasi kurva krg/kro terhadap So tergantung pada lama produksi sejak tekanan reservoir sama dengan Pb. 3.2.2. Peramalan Kinerja Dimulai Pada P < Pb 1.

Bagi selang tekanan reservoir awal peramalan sampai tekanan abandonment (Pa) atas kelipatan tekanan sebesar 100 - 200 psi.

2.

Untuk setiap tekanan reservoir (Pj) yang diperoleh dari butir 1, hitung Φnj dan Φgj berdasarkan persamaan (11) dan (12) :

Φ nj = Φ gj = 3.

( Boj − Rsj B gj )

(11)

( Boj − Bob ) + ( Rsi − Rsj ) B gj B gj

(12)

( Boj − Bob ) + ( Rs i − Rsj ) B gj

Peramalan dimulai dari tekanan awal peramalan (Pj) sampai Pj+1. Harga parameter produksi (N *p , R, qo) pada Pj diketahui dan berasal dari data produksi.

4.

Anggaplah suatu harga untuk Rj+1. Perkiraan Rj+1 ini dapat diperoleh dari ekstrapolasi plot R terhadap P dimulai dari tekanan jenuh.

5.

( )

Hitung faktor perbandingan gas-minyak sesaat rata-rata R untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 :

R=

R j + R j +1 2

(13)

Catatan : Secara umum dapat dikatakan Rj diperoleh dari hasil hitungan untuk selang tekanan sebelumnya. 6.

Hitung pertambahan produksi ∆n berdasarkan persamaan Tracy :

∆n = dimana : Manajemen Produksi Hulu

1 − n j Φ nj +1 − g j Φ gj +1 Φ nj +1 + R Φ gj +1

(14)


7.

N pj

Nj

=

(15)

Npj

= (N *p − N *p ,b )

gj

=

Gpj

= (G *pj − G *p ,b )

(35)

nj+1

= nj + ∆n

(17)

( N − N *p ,b )

G pj

(34) (16)

( N − N *p ,b )

Hitung saturasi minyak (So) pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan (19) :

S oj +1 = (1 − n j +1 ) 8.


Boj +1 Bob

(1 − S wi )

(19)

Berdasarkan harga saturasi minyak dari butir (7) tentukan krg/kro dari plot

k rg k ro

terhadap So pada butir (5). 9.

Hitung faktor perbandingan gas-minyak (R*) pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan (22) :

 k rg µ o Bo   R* = Rsj +1 +  k µ B   ro g g  j +1

(22)

10. Bandingkan kedua faktor perbandingan gas-minyak sesaat yang berasal dari anggapan (butir 4) dan hasil hitungan (butir 9) dengan menggunakan rumus (23) :

R * − R j +1 R*

< δ

(23)

Untuk δ dapat digunakan angka 0.01 - 0.05. Bila persamaan (23) tidak terpenuhi, ulang langkah perhitungan mulai butir (4) dengan menggunakan anggapan baru : Rj+l = R*

(24)

Bila persamaan (23) terpenuhi maka anggapan untuk Rj+1 adalah benar dan lanjutkan dengan langkah perhitungan berikut ini. Manajemen Produksi Hulu



11. Hitung produksi gas kumulatif pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan : gj+l = gj + R∆n

(18)

12. Dengan menggunakan saturasi minyak hasil hitungan pada butir (7) tentukan ko dari data petrofisik. 13. Hitung indeks produktivitas sumur (J) :

 k J j +1 = J i  o  µ o Bo

   j +1

 ko   µ o Bo

  i

(25)

14. Hitung laju produksi minyak tiap sumur : qo j+1

Jj+1 (Pj+1 − Pwf)

=

(5)

15. Hitung laju produksi minyak rata-rata tiap sumur untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 :

qo

q oj + q oj +1

=

(10)

2

16. Hitung lama waktu produksi untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 :

∆t =

∆n( N − N *p ,b )

(26)

X n qo

17. Hitung produksi minyak kumulatif sejak awal produksi reservoir : j +1

N pT = N *p + ( N − N *p ,b )∑ ∆n

(36)

1

18. Hitung produksi gas kumulatif sejak awal produksi reservoir :

G pT = G *p + ( N − N *p ,b )∑ R ∆n

(37)

19. Hitung faktor perbandingan gas-minyak kumulatif :

Rp =

G pT N pT

(38)

20. Lanjutkan perhitungan untuk selang berikutnya sampai tekanan abandonment. 21. Plot Np, Gp, qo, P terhadap waktu pada kertas grafik kartesian.




DAFTAR PUSTAKA 1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Reservoir Engineering", Prentice-Hall, Inc., N. J., 1959. 2. Dake, L. P. : "Fundamentals of Reservoir Engineering", Elsevier Publ. Co., New York, 1978.




DAFTAR SIMBOL Bg

=

faktor volume formasi gas, bbl/SCF

Bo

=

faktor volume formasi minyak, bbl/STB

ce

=

kompresibilitas efektif, psi-1

d

=

faktor ketelitian, fraksi

g

=

kemiringan kurva

Gp

=

produksi gas kumulatif, SCF

Gp*

=

produksi gas kumulatif sesuai dengan data produksi, SCF

J

=

indeks produksi, STB/hari/psi

krg

=

permeabilitas relatif gas, fraksi

kro

=

permeabilitas relatif minyak, fraksi

ko

=

permeabilitas efektif minyak, mD

N

=

isi minyak awal di tempat, STB

Np

=

produksi minyak kumulatif, STB

Np*

=

produksi minyak kumulatif sesuai dengan data produksi, STB

P

=

tekanan reservoir, psia

Pwf

=

tekanan alir dasar sumur, psia

qo

=

laju produksi minyak, STB/hari

R

=

faktor perbandingan gas-minyak sesaat, SCF/STB

Rp

=

faktor perbandingan gas-minyak kumulatif, SCF/STB

R*

=

faktor perbandingan gas-minyak sesaat hasil hitungan, SCF/STB

Rs

=

faktor kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB

Sw

=

saturasi air, fraksi

So

=

saturasi minyak, fraksi

t

=

waktu, hari

Xn

=

jumlah sumur

b

=

titik jenuh

g

=

fasa gas

i

=

keadaan awal

Subskrip :


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Depletion o

=

fasa minyak

w

=

fasa air





LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG Persamaan kesetimbangan materi yang digunakan dalam penentuan kinerja reservoir berdaya dorong depletion di kemudian hari diperoleh dari keseimbangan volume yang terjadi dalam model reservoir berbentuk tanki. Keseimbangan volume ini meliputi produksi fluida kumulatif dan volume ekspansi fluida reservoir sebagai hasil penurunan tekanan. Persamaan ini memiliki beberapa anggapan / penyederhanaan, yaitu : a. berdimensi nol b. setiap perubahan tekanan di suatu titik dalam reservoir akan tersebar merata keseluruhan reservoir dan bentuk persamaan umumnya adalah :

 ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g c w S wi + c f  N p Bo + ( R p − Rs ) B g = NBoi  + ( Pi − P ) Boi 1 − S wi  

[

]

(39)

Peramalan kinerja reservoir yang tidak jenuh (undersaturated reservoir) dibagi atas dua tahap, dari tekanan awal (Pi) sampai tekanan jenuh (Pb) dan dari tekanan jenuh sampai tekanan abandonment (Pa). Persamaan (39) dapat disederhanakan sesuai dengan tahapan produksi. Pada P ≥ Pb, berlaku Rp = Rsi = Rs, sehingga persamaan keseimbangan materi menjadi :

 ( B − Boi ) c w S wi + c f  N p Bo = NBoi  o + ( Pi − P ) 1 − S wi  Boi  c w S wi + c f   = NBoi co + ( Pi − P ) 1 + S wi   = NBoi ce (Pi – P)

(40)

dimana :

ce =

co S oi + c w S wi + c f 1 − S wi

(41)

Persamaan (40) dapat disederhanakan menjadi :

Np =α

( Pi − P ) Bo


(42)



α = NBoi ce Hubungan Np terhadap

(2)

( Pi − P) P −P adalah linier dan plot Np terhadap i dari data Bo Bo

produksi dan tekanan memberikan kemiringan garis linier α yang digunakan untuk meramalkan Np di kemudian hari, asalkan tekanan reservoir P ≥ Pb. Hasil peramalan langsung dan persamaan keseimbangan materi menghasilkan hubungan Np P. Mengubah hubungan ini menjadi fungsi waktu membutuhkan indeks produktivitas sumur rata-rata (J) sesaat :

J = Ji

( k o / µ o Bo ) ( k o / µ o Bo ) i

(43)

Atas dasar harga indeks produksi sumur ini dihitung laju produksi bila tekanan alir dasar sumur (Pwf) diketahui qo = J (P – Pwf)

(44)

Selang waktu ∆t yang diperlukan dalam memproduksi minyak ∆Np melalui sejumlah sumur produksi (Xn) sehingga tekanan reservoir berubah dari Pj menjadi Pj+l adalah :

∆t =

∆N p

(45)

qo X n

dimana :

qo =

q oj + q oj +1

(10)

2

Peramalan kinerja reservoir dari tekanan Pb sampai tekanan abandonment (Pa) menggunakan persamaan keseimbangan materi yang telah disederhanakan dengan menganggap kompresibilitas air dan batuan berpori dapat diabaikan.

[

]

[

N ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g = N p Bo + ( R p − Rs ) B g

]

(46)

Penyelesaian dengan metode Tracy didasarkan pada persamaan (46) yang telah disederhanakan dengan mendefinisikan :

n= g=

Np N N p Rp N




sehingga diperoleh persamaan (47) : i = n Φn + g Φ g

(47)

dimana :

Φn = Φg =

( Bo − R s B g ) ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g Bg ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

(48)

(49)

Dari persamaan (47) ini dijabarkan persamaan untuk menghitung produksi minyak ∆n dari selang tekanan Pj sampal Pj+1 :

∆n =

1 − n j Φ nj +1 − g j Φ gj +1

(14)

Φ nj +1 + R Φ gj +1

dimana : gj+1

R=

gj + R∆n

=

(15)

R j + R j +1

(13)

2

Dari persamaan (14) ini terlihat bahwa ∆n baru dapat dihitung bila faktor perbandingan gasminyak sesaat rata-rata ( R ) diketahui. Faktor ini dihitung berdasarkan persamaan :

R = Rs +

k g µ o Bo k o µ g Bg

(50)

Penentuan R pada Pj+1 membutuhkan

kg ko

yang baru diperoleh bila harga saturasi minyak pada

tekanan itu diketahui dengan menggunakan persamaan :

S oj +1 = (1 − n j +1 )

Boj +1 Bob

(1 − S wi )

(19)

Akan tetapi nj+1 belum diketahui atau variabel inilah yang perlu dihitung. Hal inilah yang menyebabkan penentuan ∆n didasarkan pada uji tebak (trial and error) dengan menggunakan




faktor perbandingan gas-minyak sesaat anggapan (R) dan hasil hitungan (R*) sebagai tolok ukur jawaban yang tepat :

R * −R < δ R*

(51)

Untuk δ ini dapat digunakan harga 0.01. Persamaan keseimbangan materi (46) yang digunakan dalam persamaan kinerja reservoir mulai dari tekanan jenuh Pb mempunyai pengertian khusus, yaitu : l. Volume minyak di tempat yang digunakan dalam persamaan adalah volume minyak yang ada pada tekanan jenuh Pb. 2. Produksi minyak kumulatif hasil peramalan adalah volume minyak yang diperoleh sejak tekanan jenuh Pb, sehingga perlu ditambah dengan produksi minyak kumulatif hingga Pb bila ingin menghitung produksi minyak kumulatif sejak reservoir diproduksikan.


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Tudung


: 1/6 : 2/ Juli 2003

Gas

RESERVOIR BERDAYA DORONG TUDUNG GAS

1.

TUJUAN Membuat prakiraan kinerja (performance) reservoir minyak berdaya dorong tudung gas (gas cap).

2.

METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Penentuan kinerja reservoir minyak berdaya dorong tudung gas dalam bentuk besaran-besaran produksi (Np, R, qo) dan tekanan (P) sebagai fungsi waktu berdasarkan persamaan keseimbangan materi (material balance). Prakiraan kinerja reservoir didahului oleh penyesuaian data produksi terhadap hasil perhitungan dengan persamaan keseimbangan materi. Prakiraan kinerja ini didasarkan pada metode Tracy. 2.2. PERSYARATAN Tersedia data produksi (Np, R) serta tekanan reservoir (P) sampai peramalan dimulai, data PVT (Bo, Bg, Rs, µo, µg), data petrofisik (krg/kro, ko), geometri reservoir (N, m) dan indeks produktivitas (Ji). Reservoir sudah dikembangkan penuh dan diproduksikan melalui sejumlah (Xn) titik serap. Gas yang diproduksikan bukan berasal dari tudung gas.

3.

LANGKAH KERJA 3.1. SIAPKAN DATA PENDUKUNG SESUAI DENGAN KEBUTUHAN YANG MELIPUTI KELOMPOK DATA BERIKUT INI 1.

Data Produksi a. Produksi minyak kumulatif (Np), STB b. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB

2.

Data PVT a. Faktor volume formasi minyak (Bo), bbl/STB b. Faktor volume formasi gas (Bg), bbl/SCF




: 2/6 : 2/ Juli 2003

Gas

c. Faktor kelarutan gas (Rs), SCF/STB d. Viskositas minyak (µo), cp e. Viskositas gas (µg), cp 3.

Data Petrofisik a. Permeabilitas minyak efektif (ko), mD b. Perbandingan permeabilitas relatif gas terhadap minyak (krg /kro) c. Saturasi air (Swi)

4.

Geometri Reservoir a. Isi minyak awal di tempat (N), STB b. Perbandingan volume gas tudung gas terhadap volume minyak (m) c. Jumlah sumur (Xn) yang digunakan sebagai titik serap

3.2. PENYESUAIAN DATA 1. Bagilah selang tekanan reservoir dari tekanan awal (Pi) sampai tekanan awal ramalan atas kelipatan tekanan sebesar 25 psi. 2. Siapkan tabulasi data produksi (Np, R), data PVT (Bo, Bg, Rs, µo, µg) dan tekanan sesuai dengan pembagian tekanan pada butir (l). 3. Untuk setiap tekanan reservoir yang diperoleh dari butir (1) hitung variabel berikut ini a.

k rg k ro

=

b. S o =

( R − Rs ) µ o Bo µ g Bg

(1 − n) Bo − ∆Pv S or Boi − ∆Pv 1 − S wi

∆Pv =

(1)

(2)

m( B g / B gi − 1) 1 − S wi − S or

4. Plot perbandingan permeabilitas relatif (krg/kro) terhadap saturasi minyak (So) atau saturasi cairan (So + Swi) dalam kertas grafik semi-log (krg/kro diletakkan pada skala log). Ekstrapolasikanlah kurva tersebut untuk saturasi minyak yang lain dengan memperhatikan kecenderungan plot krg/kro terhadap So hasil pengukuran laboratorium (bila ada). Manajemen Produksi Hulu



: 3/6 : 2/ Juli 2003

Gas

3.3. RAMALAN 1.

Bagilah selang tekanan reservoir dari tekanan awal ramalan sampai tekanan abandonment (Pa) atas kelipatan tekanan sebesar 100 psi.

2.

Siapkan tabulasi data PVT dan tekanan sesuai dengan pembagian tekanan pada langkah 1.

3.

Untuk setiap tekanan reservoir yang diperoleh dari langkah 1, hitunglah Φn, Φg dan Φc :

Φn = Φg =

( Bo − R s B g ) ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g Bg ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

Φc = 4.

( B g / B gi − 1) ( Bo − Boi ) + ( Rsi − Rs ) B g

(4)

(5)

(6)

Anggaplah suatu harga Rj+1 dan kemudian hitung harga faktor perbandingan gas-minyak sesaat rata-rata (R) untuk selang tekanan Pj sampai Pj + 1 :

R=

R j + R j +1

(7)

2

Catatan : Untuk meramalkan produksi minyak kumulatif dan perbandingan gas-minyak sesaat pada tekanan Pj+1, yaitu masing-masing nj+1 dan Rj+1, nj dan Rj sudah harus diketahui. Perkiraan harga-harga nj+1 dan Rj+1 pada Pj+1 dilakukan sesuai dengan langkah yang dimulai dari langkah 5. 5.

Hitung produksi minyak (∆n) untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 dengan menggunakan persamaan Tracy :

∆n =

1 − n j Φ nj +1 − g j Φ gj +1 + mΦ cj +1 Φ nj +1 + RΦ gj +1

(8)

Selanjutnya hitung nj+1 : nj+1 = nj + ∆n

(9)

6.

Tentukan saturasi minyak pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan (2) dan (3).

7.

Baca harga krg/kro sesuai dengan So yang diperoleh dari langkah 6 dengan menggunakan hasil plot langkah 4 dari butir 3.2. diatas.




: 4/6 : 2/ Juli 2003

Gas

8.

Hitung faktor perbandingan gas-minyak sesaat pada Pj+l dengan menggunakan persamaan :

 k rg µ o Bo R* = Rsj +1 +  k µ B  ro g g 9.

    j +1

(10)

Bandingkan harga faktor perbandingan gas-minyak sesaat berdasarkan anggapan (Rj+1) dan hasil hitungan (R*) dengan menggunakan ketidaksamaan berikut ini :

R j +1 − R * R j +1

<ε

(11)

Catatan : a. ε dipilih menurut ketelitian yang dikehendaki, misalnya dapat menggunakan ε = 0.01. b. Bila kondisi persamaan (11) tidak dipenuhi gunakan hasil hitungan faktor perbandingan sesaat (R*) sebagai anggapan baru (Rj+1) dan ulangi perhitungan mulai langkah (5). c. Bila kondisi persamaan (11) terpenuhi lanjutkan perhitungan berikut ini. 10. Hitung produksi kumulatif minyak (Np), produksi kumulatif gas (Gp), laju produksi minyak (qo) dan lama produksi (∆t) : a. NPj +1 = ( n j + ∆n) N

(12)

b. GPj +1 = ( g j + R∆n) N

(13)

(k o µ o Bo ) i +1 (k o µ o Bo ) i

(14)

c. J j +1 = J i

q o j +1 = J i +1 ( Pj +1 − Pwf ) d. Qo j +1 = X n q oj+1 e. Qo =

(Qoj + Qoj +1 ) 2

(15) (16) (17)

N ∆n Qo

(18)

t = ∑ ∆t

(19)

∆t =




: 5/6 : 2/ Juli 2003

Gas

4.

DAFTAR PUSTAKA 1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Engineering", Prentice-Hall Inc., N. J., 1959. 2. Dake, L. P. : "Fundamentals of Reservoir Engineering", Elsevier Publ. Co., New York, 1978.




Gas

5.

DAFTAR SIMBOL Bg

= faktor volume formasi gas, bbl/SCF

Bo


J

= indeks produksi/sumur, STB/hari/psi

krg

= permeabilitas relatif gas, fraksi

kro

= permeabilitas relatif minyak, fraksi

ko

= permeabilitas efektif minyak, mD

n

= produksi minyak kumulatif (Np/N), fraksi

N

= isi minyak awal ditempat, STB

Np


g

= produksi gas kumulatif

Gp

= produksi gas kumulatif, SCF

P

= tekanan reservoir, psia

Pwf

= tekanan alir dasar sumur, psia

qo

= laju produksi minyak/sumur, STB/hari

Qo

= laju produksi minyak reservoir, STB/hari

R


R*

= R hasil hitungan

Rp

= faktor perbandingan gas-minyak kumulatif, SCF/STB

Rs

= faktor kelarutan gas, SCF/STB

So

= saturasi minyak, fraksi

Sor

= saturasi minyak tersisa, fraksi

Swi

= saturasi air, fraksi

t

= lama produksi

є

= faktor ketelitian, fraksi

Subskrip : b

= titik jenuh

i

= keadaan awal

j

= 1,2,3, . . . . , menunjukkan kondisi yang dikaitkan dengan tekanan


: 6/6 : 2/ Juli 2003

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Dengan Water Coning

NO : TR 04.05 Halaman : 1/8 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

PERAMALAN KINERJA RESERVOIR DENGAN WATER CONING SETELAH BREAKTHROUGH PADA SUMUR VERTIKAL

Untuk menghindari terjadinya water coning beberapa metode digunakan untuk menghitung laju kritis. Akan tetapi produksi minyak di bawah laju kritis tidaklah ekonomis karena terlalu rendah. Pada prakteknya, sumur minyak diproduksi diatas laju kritis. Hal ini menyebabkan adanya produksi minyak dan air.

Dalam bagian ini dibahas tentang peramalan kinerja sumur minyak jika diproduksi diatas laju kritis. Pada kondisi ini water coning (kerucut air) terjadi dan diperlukan waktu puncak kerucut air tersebut mencapai perforasi. Waktu ini disebut sebagai waktu tembus air (water breakthrough time). Salah satu metode yang digunakan untuk menghitung waktu tembus air diberikan oleh Sobocinski dan Cornelius, yaitu :

t BT =

BT µ oφh(t D )SC

(

0.00137(ρ w − ρ o )k v 1 + M α

)

(1)

dimana :

M =

(k w )or µ o (k o )wc µ w

(2)

α = 0.5 untuk M < 1;

0.6 untuk 1 < M < 10.

(3)

Tinggi kerucut tak berdimensi (dimensionless cone height) dihitung dengan persamaan berikut :

z=

0.00307(ρ w − ρ o )k h h(h − h p )

µ o qo Bo

(4)

Sedangkan waktu tembus air tak berdimensi (dimensionless water breakthrough time) dapat dikorelasikan dengan dimensionless cone height berdasarkan persamaan (5), yaitu :



BT (t D )SC

=


z 16 + 7 z − 3 z 2    4  7 − 2z 

(5)

Prosedur perhitungan laju alir minyak dan air setelah tembus air adalah sebagai berikut : 1. Hitung dimensionless cone height dan dimensionless water breakthrough time menggunakan persamaan (4) dan (5). 2. Hitung water breakthrough time menggunakan persamaan (1). 3. Hitung dimensionless breakthrough time, tDBT.

t DBT = t / t BT

(6)

4. Hitung limiting water cut

Mhw Mhw + h

(7)

hw = H w + H o × M D

(8)

h = H o (1 − M D )

(9)

(WC )limit

=

dimana :

(

)

M D = N p / N (1 − S wc ) / (1 − S or − S wc )

(10)

5. Hitung dimensionless water cut sebagai berikut:

(WC )D

= 0,

jika tDBT <0.5

(11)

(WC )D

= 0.29 + 0.94 log(t DBT ) ,

0.5≤ tDBT ≤5.7

(12)

(WC )D

= 1.0 ,

tDBT >5.7

(13)

6. Hitung water cut

WC = (WC )D (WC )limit

(14)

7. Hitung laju air dan laju minyak

q w = WC × qT

(15)

q o = qT − q w

(16)




DAFTAR PUSTAKA 1.

Joshi, S. D. : "Horizontal Well Technology", PennWell Books Co., 1991.

2.

Kuo, M. C. T. dan DesBrisay, C. L. : "A Simplified Method for Water Coning Predictions", SPE 12067, Proceeding of the 58th Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, CA, October 5-8, 1983.


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Dengan Water Coning DAFTAR SIMBOL Bo

=

faktor volume formasi minyak, bbl/STB

h

=

ketebalan kolom minyak, ft

Ho

=

ketebalan zona minyak awal, ft

hp

=

selang perforasi, ft

hw

=

ketebalan zona air, ft

Hw

=

ketebalan zona air awal, ft

kh

=

permeabilitas horisontal, mD

kv

=

permeabilitas vertikal, mD

M

=

perbandingan mobilitas air-minyak

N

=

initial oil in place, STB

Np

=

kumulatif produksi minyak, STB

qo

=

laju produksi minyak, STB/D

qt

=

laju produksi total, STB/D

qw

=

laju produksi air, STB/D

Sor

=

residual oil saturation, fraksi

Swc

=

connate water saturation, fraksi

tBT

=

water breakthrough time, hari

WC

=

water cut, fraksi

z

=

dimensionless cone height

µo

=

viskositas minyak, cp

ρo

=

berat jenis minyak, gm/cc

ρw

=

berat jenis air, gm/cc

φ

=

porositas, fraksi





CONTOH SOAL : Hitung besarnya water cut dan recovery factor pada t = 330 hari untuk sumur vertikal yang berproduksi dari reservoir dengan data berikut ini : Ketinggian kolom minyak awal, Ho = 84 ft Ketinggian zona air awal, Hw

= 24 ft

Laju produksi total, qt

= 500 STB/D

Spasi sumur (well spacing), A

= 80 acres

hp

= 24 ft

ρw =

1.095 gm/cc

ρo

= 0.861 gm/cc

µo =

1.44 cp

Bo

= 1.102 RB/STB

kh =

35 mD

kv

= 3.5 mD

rw =

0.29 ft

re

= 1053 ft

M =

3.27

φ

= 16.4 %

Sor =

0.34

Swc

=

0.29

PENYELESAIAN : 1. Hitung initial oil in place:

N = A × H o × (1 − S wc ) × φ / (5.615 Bo )

= 80 × 43,560 × 84 × (1 − 0.29) × 0.164 / (5.615 × 1.102 )

= 5,505,432

STB

2. Hitung dimensionless cone height:

z=

0.00307(ρ w − ρ o )k h h(h − h p )

µ o q o Bo

0.00307(1.095 − 0.861) × 35 × 84 × (84 − 24) 1.44 × 500 × 1.102 = 0.160 =




3. Hitung dimensionless breakthrough time. Hitung dimensionless water breakthrough time : BT (t D )SC

=

z 16 + 7 z − 3 z 2    4  7 − 2z 

=

0.160 16 + 7(0.160) − 3(0.160 2 )    4  7 − 2(0.160) 

= 0.102 Hitung water breakthrough time :

t BT =

BT µ o φ h(t D )SC 0.00137(ρ w − ρ o )k v (1 + M α )

1.44 × 0.164 × 84 × 0.102 0.00137 × (1.095 - 0.861) × 3.5 × 1 + 3.27 0.6 = 594 hari =

(

)

Berdasarkan persamaan (11) dan (12), walaupun pada waktu 330 hari lebih kecil dari water breakthrough time (594 hari) water cut lebih dari 0 jika waktu produksi lebih dari setengah dari water breakthrough time ( t > 0.5t BT , WC > 0 ). Kurang dari setengah water breakthrough time sumur hanya berproduksi minyak ( t < 0.5t BT , WC = 0 ). Kumulatif produksi sampai pada t = 297 hari adalah Np = 297 × 500 = 148,500 STB. Untuk selang waktu antara t = 297 sampai t = 330, kita anggap qo = qt = 500 STB/D.

Hitung dimensionless breakthrough time :

t DBT = t / t BT = 330 / 594 = 0.56 4. Hitung limiting water cut

∆N p = 500 × (330 − 297) = 16,500

STB

N p = N pBT + ∆N p = 148,500 + 16,500 = 165,000 Manajemen Produksi Hulu

STB

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Dengan Water Coning M D = (N p / N )(1 − S wc ) / (1 − S or − S wc ) 165,000 1 − 0.29 × 5,508,432 1 − 0.34 − 0.29 = 0.05748

=

hw = H w + H o × M D = 24 + 84 × 0.05748 = 28.83 ft h = H o (1 − M D ) = 84 × (1 − 0.05748) = 79.17 ft Limiting water cut :

(WC )limit

=

Mhw Mhw + h

=

3.27 × 28.83 = 0.54 3.27 × 28.83 + 79.17

5. Hitung dimensionless water cut sebagai berikut :

(WC )D

= 0.29 + 0.94 log(t DBT ) = 0.29 + 0.94log(0.56) = 0.053

6. Hitung water cut

WC = (WC )D (WC )limit = 0.053 × 0.54 = 0.029 7. Hitung laju air dan laju minyak :

q w = WC × qT = 0.029 × 500 = 14.5 STB/D q o = qT − q w = 500 − 14.5 = 485.5 STB/D





8. Bandingkan qo dengan qo anggapan :

qo − qo,ang qo,ang

=

485.5 − 500 = 0.029 500

Jika diinginkan ketelitian yang lebih baik, maka perlu diulangi langkah 4 sampai langkah 8 dengan harga qo anggapan yang baru :

q o,ang =

qo + q o,ang 2


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Dengan Gas Coning


RESERVOIR DENGAN GAS CONING

PENDAHULUAN Gas coning dan water coning adalah problem serius yang banyak dijumpai pada lapangan minyak, terutama pada lapisan minyak yang tipis dimana air dan gas yang tidak diharapkan ikut terproduksi, sehingga terproduksinya air dan gas tersebut menaikkan ongkos produksi, dan mengurangi efesiensi perolehan minyak. Salah satu sebab terjadinya coning adalah penurunan tekanan (pressure drawdown). Pada sumur vertikal penurunan tekanan terbesar terjadi di sekitar lubang sumur, berbeda dengan sumur horizontal dimana penurunan tekanan di sekitar lubang sumur tidak terlalu besar, sehingga kecenderungan terjadinya coning dapat diminimalkan, dan laju produksi minyak yang tinggi dapat diterapkan. Gaya-gaya yang menyebabkan terjadinya mekanisme water coning antara lain : 1. Gaya aliran dinamis (dynamic flow force), 2. Gaya gravitasi. Dalam sistem water coning, gaya kemampuan alir suatu fluida (viscous forces) terjadi karena penurunan tekanan di sekitar lubang sumur akibat produksi fluida, dan gaya gravitasi yang berasal dari perbedaan densitas antara dua fluida bertambah sebagai akibat mengimbangi gaya kemampuan alir suatu fluida, jika kemampuan alir suatu fluida melebihi gaya gravitasi maka coning akan terbentuk dan tumbuh menuju ke interval perforasi hingga air terproduksi. Dalam sistem gas coning, gaya dinamik ke bawah sebagai akibat penurunan tekanan di sekitar lubang sumur sangat besar dan tidak bisa diimbangi oleh perbedaan berat jenis fluida antara minyak dan gas maka gas dari atas zona minyak turun hinggak ke interval perforasi sampai gas terproduksi.




DIAGNOSTIC PLOT

Log-log plot antara WOR dengan waktu dapat digunakan untuk mengidentifikasi kecenderungan produksi dan problem mekanik yang terjadi secara efektif. Turunan dari WOR dengan waktu dapat digunakan untuk mendeteksi terjadinya kelebihan air yang terproduksi sebagai akibat dari water coning atau multilayer channeling.

KQRELASI - KORELASI YANG DIGUNAKAN

Korelasi - korelasi yang ada digunakan untuk memperkirakan : (1) laju alir minyak yang optimum, (2) waktu tembus air (water breakthrough time) untuk sumur vertikal dan horizontal, dan (3) waktu tembus gas (gas breakthrough time) untuk sumur vertikal dan horizontal.

1.

Penentuan Laju Alir Minyak Kritis Sumur Vertikal

Qsc ,v = 3.5026 × 10  hap 1 − ho 

  

− 0.376

−6

(reD ) (µ o ) 0.91

 hbp 1 − ho 

  

− 0.22

 ρw − ρo  ρ −ρ g  o

   

0.017

(ho )

2.717

 kv   kh

  

−0.563

(k h )

0.534

 hp 1 −  ho

  

−2.128

− 0.463

dimana :

reD =

2.

re ho

kv / kh

Penentuan Laju Alir Minyak Kritis Sumur Horizontal

Qsc ,h = 2.8248 × 10  hap 1 − ho 

  

0.036

−11

 hbp 1 − ho 


(X D )

  

− 0.211

2.332

(µ o )

− 0.182

 ρw − ρo  ρ −ρ g  o

   

0.158

(ho )

4.753

 kv   kh

  

−1.234

(k h )0.2396 (L )0.211



dimana :

XD =

3.

Xa ho

kv / kh

Penentuan Water Breakthrough Time Sumur Vertikal

t BT w,v

 1 = 6.22 × 10   q Dw,v 4

   

0.715

 1   reD

  

1.47

 1     M o/w 

1.49

 hp 1 −  ho

  

7.23

 hap 1 − ho 

  

7.202

 hbp 1 − ho 

  

0.927

dimana :

4.

q Dw,v =

651.4 µ o Bo q o ho2 (ρ w − ρ o )k h

M o/w =

µ o k rw µ w k ro

Penentuan Gas Breakthrough Time Sumur Vertikal

t BT g ,v  kv   kh

  

 1 = 14.558 × 10  q  Dg ,v 2

   

0.529

 1   reD

  

0.701

 1  M  g /o

   

0.267

 hp 1 −  ho

  

2.433

 hap 1 − ho 

  

0.967

 hbp 1 − ho 

  

2.937

− 0.3805

dimana :

5.

q Dg ,v =

651.4 µ o Bo q o ho2 (ρ o − ρ g )k h

M g/o =

µ g k ro µ o k rg

Penentuan Water Breakthrough Time Sumur Horizontal

t BT w,h

 1 = 5.13 × 10   q Dw,h 5


   

0.88

 1   reD

  

1.094

 1     M o/w 

−0.253

 hap 1 − ho 

  

4.675

 hbp 1 − ho 

  

0.929

 ho   L × kh

  

0.5397



dimana :

q Dw,h =

325.86µ o Bo q o

Lho k v k h (ρ w − ρ o )

µ o k rw µ w k ro

M o/w =

6.

Penentuan Gas Breakthrough Time Sumur Horizontal

t BT g ,h

 1 = 6.0587 q  Dg ,h

 hbp 1 − ho 

  

2

  

   

0.892

 1   XD

3.347

dimana :

q Dg ,h =

M g/o =

325.86 µ o Bo q o

Lho k v k h (ρ o − ρ g )

µ g k ro µ o k rg


  

0.179

 1  M  g /o

   

−0.514

 ho2   L 

   

1.121

 kv   kh

  

0.779

 hap 1 − ho 

  

2

  

0.796



DAFTAR PUSTAKA 1. Recham, R.: "Super-Critical Rate Based on Economic Recovery in Water and Gas Coning by Using Vertical and Horizontal Well Performance ", SPE 71820, 2001.




DAFTAR SIMBOL Bo

=

faktor volume formasi, RB/STB

hap

=

tinggi kolom minyak di atas perforasi, ft

hbp

=

tinggi kolom minyak di bawah perforasi, ft

hp

=

tebal selang perforasi, ft

ho

=

ketebalan formasi minyak, ft

kh

=

permeabilitas horisontal, mD

kv

=

permeabilitas vertikal, mD

kro

=

permeabilitas relatif minyak pada Swc

krg

=

permeabilitas relatif gas pada (1 – Sor)

L

=

panjang sumur horisontal, ft

Mo/w

=

Perbandingan mobilitas air - minyak

Mg/o

=

Perbandingan mobilitas minyak - gas

qo

=

laju alir minyak, STB/D

Qsc,v

=

laju alir minyak kritis sumur vertikal, STB/D

Qsc,h

=

laju alir minyak kritis sumur horizontal, STB/D

qD,v

=

dimensionless laju alir produksi sumur vertikal, tanpa satuan

qD,h

=

dimensionless laju alir produksi sumur horizontal, tanpa satuan

re

=

radius pengurasan, ft

rw

=

radius sumur, ft

reD

=

dimensionless radius pengurasan, ft

Swc

=

saturasi air konat

Sor

=

saturasi minyak residual

tBT

=

breakthrough time, hari

Xa

=

panjang pengurasan, ft

XD

=

dimensionless panjang pengurasan, tanpa satuan

µo

=

viskositas minyak, cp

µw

=

viskositas air, cp

µg

=

viskositas gas, cp

ρo

=

densitas minyak, gm/cc


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Dengan Gas Coning ρw

=

densitas air, gm/cc

ρg

=

densitas gas, gm/cc



TEKNIK RESERVOIR JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR SUB JUDUL : Reservoir Dengan Gas Coning GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Diagnostic Plot




Gambar 2. Sketsa Sumur



4 Cara Menentukan Jenis Mekanisme Pendorong Reservoir

Recommend Documents