4 cara menentukan jenis mekanisme pendorong reservoir

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 04.01

JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR

SUB JUDUL : Cara Menentukan Jenis Mekanisme Pendorong Reservoir

Halaman : 1 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

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 air-

minyak 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






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 (1)

3. 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.






4. Hitung Indeks Tenaga Pendorong (DDI) sebagai fungsi dari tekanan reservoir dengan

menggunakan persamaan berikut ini.

a. Depletion Drive Index (DDI) :

{ }gsiptp

tit

BRRBNBBN

DDI)(

)(−+

−= (2)

b. Segregation Drive Index (SDI) :

{ }gsiptp

gigigti

BRRBNBBBmNB

SDI)(/)(

−+

−= (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) :

{ })()(

)(

giggi

titit

gsiptip

BBB

mBBB

BRRBNN

−+−

−+= (6)

7. 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 :

{ }gsiptp

tit

) BR (R B N)BN (B

DDI −+

−= (2)

{ }gsiptp

gigigti

) BR (R B N)/BB (Bm N B

SDI −+

−= (3)






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 :

{ }gsiptp

tit

) BR (R B N)BN (B

DDI −+

−= (2)

WDI = 1 � DDI (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) :

{ }) B(B

) BR (R B N N

tit

gsiptip

−

−+= (9)

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 mungkin

adalah :

{ }gsiptp

tit

) BR (R B N)BN (B

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) :

{ }gsiptp

tit

) BR (R B N)BN (B

DDI −+

−= (2)

WDI = 1 � DDI (8)

Gunakan N yang diperoleh dari perhitungan volumetrik.

Catatan :

Dengan membandingkan hasil hitungan DDI, SDI dan WDI dapatlah ditentukan tenaga

pendorong yang paling dominan.






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.






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






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 :






BB B

m B BB

WBWBRRB N N

giggi

titit

ewpgsiptp

)()(

})()({

−+−

−+−+= (11)

Dengan mengubah susunannya, persamaan ini dapat menunjukkan kelompok variabel yang

menerangkan jenis tenaga pendorong :

1])([])([

/)(])([

][=

−+

−+

−−

−+

−−−

gsiptp

wpe

gsiptp

gigigti

gsiptp

tit

BRRBNBWW

BRRBNBBBmNB

BRRBNBBN

(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) :

{ }gsiptp

tit

) BR (R B N)BN (B

DDI −+

−= (2)

{ }gsiptp

gigigti

) BR (R B N)/BB (Bm N B

SDI −+

−= (3)

{ }gsiptp

wpe

BRRBNBWW

WDI)( −+

−= (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)






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 - 1 2 3 4 2,158 9.070 1,630 - 5 6 2,123 22.43 1,180 - 7 8 2,133 32.03 1,070 -

Data PVT :

P (psia )

Bt (bbl/STB)

Rs (SCF/STB)

Bg (10-3 bbl/SCF)

Pi = 2,288 1.3126 600 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 :






{ })()(

)(

giggi

titit

gsiptip

BBB

m B BB

BRRB N N

−+−

−+= (6)

Contoh perhitungan untuk P = 2,158 psia :

{ }{ }

3

3

36

101345.110)1345.12034.1()3126.1)(224.0()3126.13286.1(

102034.1)600630,1(3126.11007.9

-

-

- N

××−

+−

×−+×=

N = 684 × 106 STB

Hasil hitungan N untuk tekanan lainnya diberikan pada tabel berikut ini :

P

(psia ) N

(MMSTB) Np

(MMSTB) 2,158 684 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 :

{ }gsiptp

tit

BRRBNBBN

DDI )(

)(−+

−= (2)

{ }gsiptp

gigigti

BRR B N/BBB m N B

SDI )(

)(−+

−= (3)

WDI = 1 � DDI � SDI (4)






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

)( giggi

ti BBB

m N B− =

{ }3

36

101345.110)1345.12034.1()3126.1)(10600)(224.0(

−

−

××−×

= 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

412.01033.210 9.6 7

6

=××

=DDI

46.01033.210 1.071 7

7

=××

=SDI

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



SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Water Drive



RESERVOIR BERDAYA DORONG WATER DRIVE

1. TUJUAN

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


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






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

soe dtPPKW0

)( (1)

dan model aliran tidak mantap (unsteady state) :

∑∆= )(tQPBW se (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 :

{ }∑=

− +−∆=n

jsjsjoj PPPttI

11 )(5.0)( (3)

3. Hitung volume perembesan air kumulatif (We) untuk setiap harga t tercantum dalam

tabulasi pada langkah (1) dengan menggunakan persamaan :






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

jjKK

1 (6)

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)

dan untuk j > 2 :

∆Psj = 0.5 (Psj-2 − Psj) (9)

3. Hitung harga tD untuk setiap harga t menggunakan persamaan :

2578.0ww

D crktt

φµ= (10)






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) :

2578.0ww cr

kφµ

η = (12)

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 5.02.0 6.02.5 7.03.0 8.03.5 9.04.0 10.04.5

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 :






t tD ∆Ps Q(t) I(t)

0 0 - -

t1 tD1 ∆Ps1 Q(t1)

t2 tD2 ∆Ps2 Q(t2)

t3 tD3 ∆Ps3 Q(t3)

. . . .

. . . .

. . . .

tj tDj ∆Psj Q(tj)

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

∑∆= )()( tQPtI s (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) (17)

8. 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)






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 :

gssioio

gson BRRBB

BRB)()(

)(−+−

−=Φ (19)

gssioio

gg BRRBB

B)()( −+−

=Φ (20)

gssioio

ww BRRBB

B)()( −+−

=Φ (21)

gssioio

e BRRBB )()(1

−+−=Φ (22)






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 :

{ }∑+

=−+ +−∆=

1

111 )(5.0)(

j

isisioij PPPttI (3)

∑+

=+ ∆=

1

11 )()(

j

iisij tQPtI (13)

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

+ ∆Psj+1 Q(t1)

6. Hitung Wej+1 menggunakan persamaan :

NtI

CW jej

)( 11

++ = (23)

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 :

)(5.0 1 jj RRR += + (24)

9. Perkirakan harga produksi air kumulatif (Wpj+1) berdasarkan ekstrapolasi plot Wp terhadap t

yang berasal dari data produksi dan hitung Wpj+1 :

N

WW pj

pj1

1+

+ = (25)

10. Hitung volume minyak (∆n) yang diproduksikan dalam selang tekanan Pj sampai Pj+1

dengan menggunakan persamaan (26) :






11

111111

++

++++++

Φ+Φ

Φ−Φ+Φ+Φ=∆

gjjn

ejejjWpjgjjnjj

RWWgn

n (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 :

wi

orwojjoj VV

SVBnS

−

−−= ++

+11

1

)1( (28)

)1(

11

orwi

wpjejw SSN

BWWV

−−

−= ++ (29)

)1( wi

oii S

BV

−= (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*) :

111 )()/(* +++ += jg

o

g

ojrorgsj B

BkkRR

µµ

(31)

15. Bandingkan harga faktor perbandingan gas-minyak sesaat berdasarkan anggapan (Rj+1) dan

hasil hitungan (R*) dengan menggunakan ketidaksamaan berikut ini :

1

1 *

+

+ =

j

j

RRR

≤ ∈ (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.






16. Hitung produksi kumulatif minyak (Np), produksi kumulatif gas (Gp), faktor perbandingan

gas minyak kumulatif (Rp), laju produksi minyak rata-rata ( oQ ) :

a. Npj+1 = (nj + ∆n) N (33)

b. Gpjn = Gpj + N R ∆n (34)

= (gj + R ∆n) N

c. Rpj+1 = 1

1

+

+

pj

pj

NG

(35)

d. oQ = tnN

∆∆

(36)

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

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






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.






5. DAFTAR SIMBOL

B = konstanta perembesan air tidak mantap, bbl/psi

Bg = faktor volume formasi gas, bbl/SCF


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


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


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






Wp = produksi air kumulatif, STB

µg = viskositas gas, cp

µo = viskositas minyak, cp



SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Depletion



RESERVOIR BERDAYA DORONG DEPLETION

1. TUJUAN

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


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 (ro

rg

kk

, 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 :


b. Perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB

2. Data PVT :






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 oBP∆

untuk setiap

harga tekanan :

oBP∆

= o

i

BPP )( −

(1)

3. Plot Np terhadap oBP∆

pada kertas grafik kartesian.






4. Kemiringan garis lurus yang ditarik dari titik (0,0) melalui titik yang diplot

pada butir 3 adalah :

α = NBoi ce (2)

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 *1+pj = α

o

ji

BPP )( 1+−

(3)

b. (J)j+1 = Ji )()(

oo

oioi

BB

µµ

(4)

c. qo j+1 = (J)j (Pj+1 − Pwf) (5)

d. ∆t = on

p

qXN)(

*∆ (6)

e. t = Σ ∆t (7)

dimana :

∆N *p = N *

1+pj − N *pj (8)

∆t = (t j+1 − t j) (9)

oq = 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 :






gjsjsioboj

gjsjojnj BRRBB

BBB)()(

)(−+−

−=Φ (11)

gjsjisoboj

gjgj BRRBB

B)()( −+−

=Φ (12)

3. 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 :

2

1 jj RRR

+= + (13)

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 :

11

111

++

++

Φ+Φ

Φ−Φ−=∆

gjnj

gjjnjj

Rgn

n (14)

dimana :

nj = *)( pb

pj

NNN−

(15)

gj = ∑∆=−

RnNN

G

pb

pj

*)( (16)

nj+1 = nj + ∆n (17)

Catatan :

a. Untuk selang tekanan pertama dalam peramalan, dimana Pj = Pb, berlaku :

nj = 0






gj = 0

b. Untuk selang tekanan yang lain nj dan gj diperoleh dari hasil perhitungan.

Sedangkan harga nj+1 dan gj+1 adalah :

nj+1 = nj + ∆n (17)

gj+1 = gj + nR∆ (18)

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

)1()1( 111 wi

ob

ojjoj S

BB

nS −−= +++ (19)

8. Berdasarkan harga saturasi minyak dari langkah (7) tentukan krg/kro (data petrofisik).

Bila data petrofisik tidak tersedia persamaan empiris berikut ini dapat digunakan :

4

22 )1)(1(S

SSkk

ro

rg −−= (20)

dimana :

)1( wi

o

SS

S−

= (21)

9. Hitung R* pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan :

1

1*+

+

+=

jg

o

g

o

ro

rgsj B

Bkk

RRµµ

(22)

10. Bandingkan kedua faktor perbandingan gas-minyak sesaat yang berasal dari

anggapan (butir 4) dan hasil hitungan (butir 9) dengan menggunakan persamaan :

** 1

RRR j+−

< 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 + nR∆ (18)

12. Dengan menggunakan saturasi minyak butir (7) tentukan ko dari data petrofisik.

13. Hitung indeks produktivitas sumur (J) :

ioo

o

joo

oij B

kB

kJJ

=

+

+ µµ1

1 (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

:

21++

= ojojo

qqq (10)

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

on

bp

qXNNn

t)( *

,−∆=∆ (26)

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

( )*,

1

bp

P

Pp NNnN

j

b

−

∆= ∑

+

(27)

18. Hitung produksi minyak kumulatif sejak reservoir diproduksikan :

NpT = Np + *,bpN (28)

19. Hitung produksi gas kumulatif sejak reservoir diproduksikan :

GpT = *,bpN Rsi + gj + 1 (N − *

,bpN ) (29)

20. Hitung faktor perbandingan gas -minyak kumulatif :

pT

pTp N

GR = (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. )()(

*,

*,

*

bp

bpp

NNNN

n−

−= (31)

b. )1()1( wiob

oo S

BB

nS −−= (32)

c.

−=

g

o

o

gs

ro

rg

BB

RRkk

µµ

)( (33)

5. 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) :

gjsjsioboj

gjsjojnj BRRBB

BRB)()(

)(−+−

−=Φ (11)

gjsjisoboj

gjgj BRRBB

B)()( −+−

=Φ (12)

3. 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 :

2

1++= jj RR

R (13)

Catatan :

Secara umum dapat dikatakan Rj diperoleh dari hasil hitungan untuk selang tekanan

sebelumnya.

6. Hitung pertambahan produksi ∆n berdasarkan persamaan Tracy :

11

111

++

++

Φ+Φ

Φ−Φ−=∆

gjnj

gjjnjj

Rgn

n (14)

dimana :






Nj = )( *

,bp

pj

NNN−

(15)

Npj = (N *p − *

,bpN ) (34)

gj = )( *

,bp

pj

NNG−

(16)

Gpj = (G *pj − *

,bpG ) (35)

nj+1 = nj + ∆n (17)

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

)1()1( 111 wi

ob

ojjoj S

BB

nS −−= +++ (19)

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

rg

kk

terhadap So pada butir (5).

9. Hitung faktor perbandingan gas-minyak (R*) pada Pj+1 dengan menggunakan

persamaan (22) :

1

1*+

+

+=

jg

o

g

o

ro

rgsj B

Bkk

RRµµ

(22)

10. Bandingkan kedua faktor perbandingan gas-minyak sesaat yang berasal dari

anggapan (butir 4) dan hasil hitungan (butir 9) dengan menggunakan rumus (23) :

*

* 1

RRR j+−

< 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.






11. Hitung produksi gas kumulatif pada Pj+1 dengan menggunakan persamaan :

gj+l = gj + nR∆ (18)

12. Dengan menggunakan saturasi minyak hasil hitungan pada butir (7) tentukan ko dari

data petrofisik.

13. Hitung indeks produktivitas sumur (J) :

ioo

o

joo

oij B

kB

kJJ

=

+

+ µµ1

1 (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 :

oq = 2

1++ ojoj qq (10)

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

on

bp

qXNNn

t)( *

,−∆=∆ (26)

17. Hitung produksi minyak kumulatif sejak awal produksi reservoir :

∑+

∆−+=1

1

*,

* )(j

bpppT nNNNN (36)

18. Hitung produksi gas kumulatif sejak awal produksi reservoir :

∑ ∆−+= nRNNGG bpppT )( *,

* (37)

19. Hitung faktor perbandingan gas-minyak kumulatif :

pT

pTp N

GR = (38)

20. Lanjutkan perhitungan untuk selang berikutnya sampai tekanan abandonment.

21. Plot Np, Gp, qo, P terhadap waktu pada kertas grafik kartesian.






4. DAFTAR PUSTAKA

1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Reservoir Engineering", Prentice-Hall,

Inc., N. J., 1959.







5. DAFTAR SIMBOL



ce = kompresibilitas efektif, psi-1

d = faktor ketelitian, fraksi

g = kemiringan kurva


Gp* = produksi gas kumulatif sesuai dengan data produksi, SCF

J = indeks produksi, STB/hari/psi



ko = permeabilitas efektif minyak, mD

N = isi minyak awal di tempat, STB


Np* = produksi minyak kumulatif sesuai dengan data produksi, STB


Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

qo = laju produksi minyak, STB/hari



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


Sw = saturasi air, fraksi

So = saturasi minyak, fraksi

t = waktu, hari

Xn = jumlah sumur

Subskrip :

b = titik jenuh

g = fasa gas

i = keadaan awal






o = fasa minyak

w = fasa air






6. 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 :

[ ]

−

−

++

−+−=−+ )(

1)()(

)( PPS

cScB

BRRBBNBBRRBN i

wi

fwiw

oi

gssioiooigspop (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 :

−

−

++

−= )(

1)(

PPS

cScB

BBNBBN i

wi

fwiw

oi

oiooiop

−

+

++= )(

1PP

ScSc

cNB iwi

fwiwooi

= NBoi ce (Pi � P) (40)

dimana :

wi

fwiwoioe S

cScScc

−

++=

1 (41)

Persamaan (40) dapat disederhanakan menjadi :

o

ip B

PPN

)( −= α (42)






α = NBoi ce (2)

Hubungan Np terhadapo

i

BPP )( −

adalah linier dan plot Np terhadap o

i

BPP −

dari data

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 :

iooo

oooi Bk

BkJJ

)/()/(

µµ

= (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 :

no

p

XqN

t∆

=∆ (45)

dimana :

2

1++= ojoj

o

qqq (10)

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.

[ ] [ ]gspopgssioio BRRBNBRRBBN )()()( −+=−+− (46)

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

dengan mendefinisikan :

NN

n p=

NRN

g pp=






sehingga diperoleh persamaan (47) :

i = n Φn + g Φg (47)

dimana :

gssioio

gson BRRBB

BRB)()(

)(−+−

−=Φ (48)

gssioio

gg BRRBB

B)()( −+−

=Φ (49)

Dari persamaan (47) ini dijabarkan persamaan untuk menghitung produksi minyak ∆n dari

selang tekanan Pj sampal Pj+1 :

11

111

++

++

Φ+Φ

Φ−Φ−=∆

gjnj

gjjnjj

Rgn

n (14)

dimana :

gj+1 = gj + nR∆ (15)

21++

= jj RRR (13)

Dari persamaan (14) ini terlihat bahwa ∆n baru dapat dihitung bila faktor perbandingan gas-

minyak sesaat rata-rata ( R ) diketahui. Faktor ini dihitung berdasarkan persamaan :

g

o

g

o

o

gs B

Bkk

RRµµ

+= (50)

Penentuan R pada Pj+1 membutuhkan o

g

kk

yang baru diperoleh bila harga saturasi minyak pada

tekanan itu diketahui dengan menggunakan persamaan :

)1()1( 111 wi

ob

ojjoj S

BB

nS −−= +++ (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

RR − < δ (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.



SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Tudung Gas



RESERVOIR BERDAYA DORONG TUDUNG GAS

1. TUJUAN

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


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


b. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB

2. Data PVT











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.

g

o

g

o

s

ro

rg

BBRR

kk

µµ

)( −= (1)

b.

vwi

oi

orvoo

PS

BSPBnS

∆−−

∆−−=

1

)1( (2)

orwi

gigv SS

BBmP

−−

−=∆

1)1/(

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).






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 :

gssioio

gson BRRBB

BRB)()(

)(−+−

−=Φ (4)

gssioio

gg BRRBB

B)()( −+−

=Φ (5)

gssioio

gigc BRRBB

BB)()(

)1/(−+−

−=Φ (6)

4. Anggaplah suatu harga Rj+1 dan kemudian hitung harga faktor perbandingan gas-minyak

sesaat rata-rata (R) untuk selang tekanan Pj sampai Pj + 1 :

2

1++= jj RR

R (7)

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 :

11

1111

++

+++

Φ+Φ

Φ+Φ−Φ−=∆

gjnj

cjgjjnjj

Rmgn

n (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.






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

:

1

1*+

+

+=

jggro

oorgsj Bk

BkRR

µµ

(10)

9. Bandingkan harga faktor perbandingan gas-minyak sesaat berdasarkan anggapan (Rj+1)

dan hasil hitungan (R*) dengan menggunakan ketidaksamaan berikut ini :

ε<−

+

+

1

1 *

j

j

RRR

(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. NnnNP jj )(1 ∆+=+ (12)

b. NnRgGP jj )(1 ∆+=+ (13)

c. iooo

ioooij Bk

BkJJ)(

)( 11 µ

µ ++ = (14)

)( 111 wfjijo PPJq −= +++ (15)

d. 1ojn1 X ++ = qQ jo (16)

e. 2

)( 1++= ojoj

o

QQQ (17)

oQnNt ∆

=∆ (18)

∑∆= tt (19)






4. DAFTAR PUSTAKA

1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Engineering", Prentice-Hall Inc., N. J.,

1959.







5. DAFTAR SIMBOL



J = indeks produksi/sumur, STB/hari/psi



ko = permeabilitas efektif minyak, mD

n = produksi minyak kumulatif (Np/N), fraksi

N = isi minyak awal ditempat, STB


g = produksi gas kumulatif



Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

qo = laju produksi minyak/sumur, STB/hari

Qo = laju produksi minyak reservoir, STB/hari


R* = R hasil hitungan


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



SUB JUDUL : Reservoir Dengan Water Coning



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 :

( )( ) ( )αρρ

φµ

Mk

tht

vow

BTSCDo

BT+−

=100137.0

(1)

dimana :

( )( ) wwco

oorw

kk

Mµµ

= (2)

.101untuk 0.6 ;1untuk 5.0 <<<= MMα (3)

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

( )ooo

phow

Bqhhhk

zµ

ρρ )(00307.0 −−= (4)

Sedangkan waktu tembus air tak berdimensi (dimensionless water breakthrough time) dapat dikorelasikan

dengan dimensionless cone height berdasarkan persamaan (5), yaitu :






( )

−−+

=z

zzzt BTSCD 27

37164

2 (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.

BTDBT ttt /= (6)

4. Hitung limiting water cut

( )hMh

MhWC

w

w+

=limit (7)

dimana :

Doww MHHh ×+= (8)

( )Do MHh −= 1 (9)

( )( ) ( )wcorwcpD SSSNNM −−−= 1/1/ (10)

5. Hitung dimensionless water cut sebagai berikut:

( ) 0=DWC , jika tDBT <0.5 (11)

( ) )log(94.029.0 DBTD tWC += , 0.5≤ tDBT ≤5.7 (12)

( ) 0.1=DWC , tDBT >5.7 (13)

6. Hitung water cut

( ) ( )limitWCWCWC D= (14)

7. Hitung laju air dan laju minyak

Tw qWCq ×= (15)

wTo qqq −= (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.






DAFTAR SIMBOL


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


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:

( )( )

STB 432,505,5 102.1615.5/164.0)29.01(84560,4380

615.5/)1(

=××−×××=

×−××= owco BSHAN φ

2. Hitung dimensionless cone height:

( )

( )

0.160 102.150044.1

)2484(8435861.0095.100307.0

)(00307.0

=××

−×××−=

−−=

ooo

phow

Bqhhhk

zµ

ρρ






3. Hitung dimensionless breakthrough time.

Hitung dimensionless water breakthrough time :

( )

0.102

)160.0(27)160.0(3)160.0(716

40.160

273716

42

2

=

−−+

=

−−+

=z

zzzt BTSCD

Hitung water breakthrough time :

( )( ) ( )

( ) ( )hari 594

27.315.30.861-1.0950.001370.102840.1641.44

100137.0

6.0

=+×××

×××=

+−= αρρ

φµMk

tht

vow

BTSCDo

BT

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 ( 0,5.0 >> WCtt BT ). Kurang dari setengah water breakthrough time sumur

hanya berproduksi minyak ( 0,5.0 =< WCtt BT ). 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 :

56.0594/330/ === BTDBT ttt

4. Hitung limiting water cut

STB 500,16)297330(500 =−×=∆ pN

STB 000,165500,16500,148 =+=∆+= ppBTp NNN






( )( ) ( )

0.05748 29.034.01

29.01432,508,5

000,165

1/1/

=−−

−×=

−−−= wcorwcpD SSSNNM

ft 83.2805748.08424 =×+=×+= Doww MHHh

( ) ( ) ft 17.7905748.01841 =−×=−= Do MHh

Limiting water cut :

( )

54.079.1728.833.27

28.833.27

limit

=+×

×=

+=

hMhMh

WCw

w

5. Hitung dimensionless water cut sebagai berikut :

( )

0.053 56)0.94log(0.0.29

)log(94.029.0

=+=

+= DBTD tWC

6. Hitung water cut

( ) ( )

0.029 0.540.053

limit

=×=

= WCWCWC D

7. Hitung laju air dan laju minyak :

STB/D 5.14500029.0 =×=×= Tw qWCq

STB/D 5.4855.14500 =−=−= wTo qqq






8. Bandingkan qo dengan qo anggapan :

029.0500

5005.485

,

, =−

=−

ango

angoo

qqq

Jika diinginkan ketelitian yang lebih baik, maka perlu diulangi langkah 4 sampai langkah 8 dengan

harga qo anggapan yang baru :

2,

,angoo

angoqq

q+

=



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

( ) ( ) ( ) ( )

463.0376.0

128.2534.0

563.0717.2

017.0

22.091.06,

11

1105026.3

−−

−−−−

−

−

−

−−

×=

o

bp

o

ap

o

ph

h

vo

go

owoeDvsc

hh

hh

hh

kkk

hrQρρρρ

µ

dimana :

hvo

eeD kk

hr

r /=

2. Penentuan Laju Alir Minyak Kritis Sumur Horizontal

( ) ( ) ( ) ( ) ( )

211.0036.0

211.02396.0234.1

753.4

158.0

182.0332.211,

11

108248.2

−

−−−

−

−

−−

×=

o

bp

o

ap

hh

vo

go

owoDhsc

hh

hh

Lkkk

hXQρρρρ

µ






dimana :

hvo

aD kk

hX

X /=

3. Penentuan Water Breakthrough Time Sumur Vertikal 927.0202.723.749.1

/

47.1715.0

,

4, 1111111022.6

−

−

−

×=

o

bp

o

ap

o

p

woeDvDwvwBT h

hhh

hh

Mrqt

dimana :

( ) howo

ooovDw kh

qBq

ρρµ−

= 2,4.651

row

rwowo k

kM

µµ

=/

4. Penentuan Gas Breakthrough Time Sumur Vertikal

3805.0

937.2967.0433.2267.0

/

701.0529.0

,

2, 11111110558.14

−

−

−

−

×=

h

v

o

bp

o

ap

o

p

ogeDvDgvgBT

kk

hh

hh

hh

Mrqt

dimana :

( ) hgoo

ooovDg kh

qBq

ρρµ−

= 2,4.651

rgo

rogog k

kM

µµ

=/

5. Penentuan Water Breakthrough Time Sumur Horizontal 5397.0929.0675.4253.0

/

094.188.0

,

5, 111111013.5

×

−

−

×=

−

h

o

o

bp

o

ap

woeDhDwhwBT kL

hhh

hh

Mrqt






dimana :

( )owhvo

ooohDw kkLh

qBq

ρρµ

−=

86.325,

row

rwowo k

kM

µµ

=/

6. Penentuan Gas Breakthrough Time Sumur Horizontal

347.32

796.02779.0121.12514.0

/

179.0892.0

,,

1

11110587.6

−

−

=

−

o

bp

o

ap

h

vo

ogDhDghgBT

hh

hh

kk

Lh

MXqt

dimana :

( )gohvo

ooohDg kkLh

qBq

ρρµ

−=

86.325,

rgo

rogog k

kM

µµ

=/






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


µw = viskositas air, cp

µg = viskositas gas, cp

ρo = densitas minyak, gm/cc






ρw = densitas air, gm/cc

ρg = densitas gas, gm/cc






GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Diagnostic Plot






Gambar 2. Sketsa Sumur

4 cara menentukan jenis mekanisme pendorong reservoir

Documents