penentuan ooip giip volumetrik
Post on 07-Nov-2015
156 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 1 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PERHITUNGAN OOIP DAN OGIP
1. TUJUAN
Menentukan pengambilan maksimum (primary ultimate recovery) suatu reservoir minyak atau gas
dengan cara volumetrik yang meliputi perhitungan volume minyak atau gas di tempat (original oil
atau gas in place) dan penentuan faktor perolehan primer (primary recovery factor).
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
Perhitungan volume awal minyak atau gas di tempat menggunakan metode volumetrik.
Penentuan faktor perolehan primer menggunakan metode empirik.
2.2. PERSYARATAN
Metode empiris untuk penentuan faktor perolehan ini terutama digunakan untuk reservoir yang
belum diproduksikan atau belum mempunyai data produksi yang memadai.
3. LANGKAH KERJA
3.1. PENENTUAN VOLUME AWAL MINYAK DAN GAS DI TEMPAT
1. Siapkan data penunjang sebagai berikut :
a. Volume batuan reservoir (Vb), ac-ft
b. Porositas rata-rata () c. Saturasi air awal rata-rata (Swi)
d. Faktor volume formasi awal (Boi, Bgi), bbl/STB dan bbl/SCF
Catatan : Volume batuan reservoir diperoleh berdasarkan perhitungan pada TR 03.02.01 dan TR 03.02.02.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 2 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Porositas dari data log atau core. Porositas dari data log atau core. Saturasi air awal rata-rata diperoleh dari data log. Faktor volume formasi awal (Boi, Bgi) diperoleh dari data PVT lab atau dari
korelasi empirik.
2. Apabila reservoir yang dihitung adalah reservoir minyak, maka volume awal minyak di
tempat (N) dan gas yang terlarut (Gs) ditentukan berdasarkan persamaan berikut ini :
oi
wb
BSV
N)1(
758,7= (1)
sis NRG = (2) 3. Apabila reservoir yang dihitung adalah reservoir gas dan tudung gas (gas cap), maka
volume awal gas di tempat dari reservoir gas bebas (non-associated gas) dan tudung gas
dihitung berdasarkan persamaan (3) :
iwib ESVG )1(560,43 = (3) dimana :
gii B
E 1=
PZTBgi 02827.0=
4. Apabila reservoir yang dihitung adalah reservoir kondensat, maka volume awal total
hidrokarbon di tempat dapat ditentukan berdasarkan data geometri dan petrofisik reservoir
serta data PVT dengan menggunakan persamaan (3). Sedangkan volume awal gas kering di
tempat (Gg) dapat dihitung berdasarkan data hasil uji laju produksi gas kering dan kondensat
:
GRM
RMG
oo
og
+= 790,132
dimana :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 3 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
oM o
o
008.1
43.42
Volume awal kondensat di tempat (GL) adalah :
RG
G gL = Catatan :
1. Cara penentuan beberapa perubahan bebas (variabel) di atas dapat dilihat pada Pedoman
Kerja bersangkutan.
2. Harga R dihitung berdasarkan laju produksi gas di permukaan yang berasal dari separator
dan tanki serta laju produksi kondensat.
3.2. PENENTUAN FAKTOR PEROLEHAN PRIMER
Metode yang digunakan adalah korelasi empirik dan berguna sebagai perkiraan awal jika
simulasi reservoir secara numerik belum memungkinkan untuk dilakukan.
1. Siapkan data penunjang sesuai dengan kebutuhan sebagai berikut :
a. Petrofisik : , k (Darcy), cf (psi-1), cw (psi-1), Sw b. Fluida : o (cp), w (cp), o (gr/cm3), Bo (bbl/STB), Bg (bbl/SCF) c. Tekanan : Pi (psia), Pb (psia), Pa (psia)
d. Geometri : A (acre)
2. Tentukan jenis daya dorong reservoir (driving mechanism) dari UKL (Uji Kandung Lapisan)
atau log sumur.
3. Hitung faktor perolehan primer dengan menggunakan rumus empirik sesuai dengan daya
dorong yang telah ditentukan. Klasifikasi daya dorong reservoir adalah sebagai berikut :
a. Reservoir Minyak
Daya dorong gas terlarut (depletion, solution gas) : 1741.0
3722.0)(0979.01611.0)1(
815.41
=
a
bwi
obob
wid P
PSkB
SE
(7)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 4 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Daya dorong air :
0422.0
1903.0)(0770.00422.0)1(
898.54
=
a
iwi
oi
wi
oi
wiw P
PSkB
SE
(8)
Pengurasan karena gravitasi (gravity drainage) :
Faktor perolehan reservoir karena pengaruh gravitasi (Egv) diperoleh dari grafik korelasi,
lihat pada Lampiran 6.3; setelah diketahui harga perkalian modulus penyerapan d
(drainage modulus) dengan waktu t :
)((%) tfE dgv = (9)
LSk
oio
ood
sin350= (10)
cos7.208AL = (11)
Catatan :
1. Perhitungan Ed dimulai dari tekanan jenuh Pb (bubble point presure). Bila tekanan
reservoir pada keadaan awal Pi > Pb, maka faktor perolehan mulai dari tekanan Pi
sampai Pb dapat diperkirakan sebesar :
100)( = bieob
oidb PPcB
BE (12)
)1( wifwiwoio
e ScScSc
c ++= (13)
)()(
bioi
oiobo PPB
BBc
= (14)
Bila tidak ada data cw dan cf, maka gunakan harga perkiraan berikut ini : -16 psi 103 =wc -16 psi 103 =fc
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 5 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
2. Faktor perolehan gas yang terlarut (associated gas) minimum sama dengan faktor
perolehan minyak.
b. Reservoir Gas dan Reservoir Kondensat
Reservoir Gas atau Tudung Gas - daya dorong deplesi :
=
ga
gigd B
BE 1100(%) (15)
Reservoir Gas - daya dorong air :
= gagi
wi
grgw B
BS
SE
)1(1100(%) (16)
Catatan :
1. Khusus untuk tudung gas berlaku anggapan :
a. Gas yang berasal dari padanya tidak turut terproduksi selama tahap produksi primer
dari minyak.
b. Sebagian gas dari tudung gas akan mendesak minyak bila minyak diproduksikan.
Sebagian dari gas yang telah menempati pori-pori reservoir minyak akan tertinggal
apabila tudung gas ini diproduksikan di kemudian hari.
2. Harga Sgr diperoleh dari data pendesakan gas oleh air dalam core. Bila tidak ada,2)
maka gunakan Sgr = 30 %.
Reservoir kondensat di permukaan EgL dapat dihitung berdasarkan persamaan (17) :
ln Eg = )ln(7958.2ln3921.1ln65314.0243.20 APIPR oi ++
562.13)1(
ln ++L
wib
GSV
(17)
3.3. PENGAMBILAN MAKSIMUM PRIMER
Pengambilan maksimum primer dihitung berdasarkan persamaan umum berikut ini :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 6 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
( )
=100PerolehanFaktor tempatdi VolumePM (18)
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Amyx, J. W, dkk. : "Petroleum Reservoir Engineering", Mc.Graw Hill Book Co., New York,
1960.
2. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Reservoir", Prentice-Hall Inc., New Jersey,
1959.
3. Dykstra, H. : "The Prediction of Oil Recovery by Gravity Drainage", Trans. AIME (1978), vol.
265.
4. Eaton, B. A. dan Jacoby, R. H. : "A Few Depletion Performance Correlation for Gas Condensate
Reservoir Fluids", AIME Reprint Series No. 3.
5. Frick, T. C. dan Taylor, R. M. : "Petroleum Production Handbook", SPE vol. II, 1962.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 7 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
A = luas daerah penyerapan sumur, acre
Bg = faktor volume gas, bbl/SCF (17.7 psia, 60F)
Bo = faktor volume minyak, bbl/STB
cf = kompresibilitas formasi, psi-1
cw = kompresibilitas air formasi, psi-1
Ed = faktor perolehan minyak dari daya dorong gas terlarut, %
Edb = faktor perolehan minyak dari Pi sampai Pb, %
Egd = faktor perolehan gas dari reservoir gas atau tudung gas jenis depletion, %
Egi = faktor perolehan kondensat, %
Egv = faktor perolehan minyak dari pengaruh pengurasan gravitasi, %
Egw = faktor perolehan gas dari reservoir gas jenis daya dorong air, %
Ew = faktor perolehan minyak dari jenis daya dorong air, %
G = volume awal gas di tempat, SCF
Gg = volume awal gas kering di tempat, SCF
GL = volume awal kondensat di tempat dalam gas ekivalen, STB
Gs = volume awal gas terlarut di tempat, SCF
k = permeabilitas mutlak, Darcy
ko = permeabilitas efektif minyak, Darcy
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 8 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
L = jarak sumur sejajar dengan kemiringan lapisan, ft
Mo = berat molekul minyak, tidak bersatuan
N = volume awal minyak di tempat, STB
P = tekanan reservoir, psia
R = perbandingan laju produksi gas-minyak, SCF/STB
Rs = faktor kelarutan gas, SCF/STB
Sgr = saturasi gas tersisa, fraksi
So = saturasi minyak, fraksi
Sw = saturasi air, fraksi
T = temperatur reservoir, R (= F + 460)
t = waktu produksi, hari
Vb = volume batuan reservoir, ac-ft
Z = faktor deviasi gas
= sudut kemiringan formasi, derajat = porositas, fraksi o = specific gravity minyak, fraksi (SG air = 1.0) o = berat jenis minyak, gram/cm3 = modulus penyerapan o = viskositas minyak, cp w = viskositas air, cp
Subskrip :
a = pada waktu ditinggalkan
b = pada tekanan jenuh
i = keadaan awal
o = minyak
g = gas
w = air
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 9 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
Perhitungan pengambilan maksimum suatu reservoir berdasarkan metode volumetrik
membutuhkan perkiraan awal empat kelompok data :
1. petrofisik
2. fluida
3. tekanan reservoir
4. geometri
Dari keempat kelompok data itu diperoleh peubah bebas untuk menghitung volume awal minyak
atau gas di tempat serta faktor perolehan.
Faktor perolehan tersebut ditentukan berdasarkan persamaan empirik dan grafik korelasi sebagai
hasil dari kajian ulah reservoir (reservoir performance) yang sejenis atau hasil pengamatan di
laboratorium. Perhitungan faktor perolehan suatu reservoir tergantung jenis hidrokarbon, gas,
kondensat atau minyak dan jenis daya dorong reservoir.
6.2. CONTOH PERHITUNGAN
6.2.1. Perhitungan Pengambilan Maksimum Reservoir Gas Kering
(1) Reservoir gas jenis deplesi
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 10 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Suatu reservoir gas kering memiliki data berikut ini :
Vb = 40,000 ac-ft
= 0.22 Swi = 0.23
P
(psi)
Bg
(bbl/SCF)
Pi = 2,500 0.006667
500 0.036232
(a) Volume awal gas di tempat adalah :
G gi
wib
BSV )1(
560,43= SCF
006667.0
)23.01)(22.0)(000,40(560,43 = = 4.43 1010 SCF
(b) Faktor perolehan gas sampai tekanan Ps = 500 psia adalah :
%1100
=
ga
gigd B
BE
=036232.0006667.01100
= 81.6 %
(c) Pengambilan maksimum gas :
)816.0(1043.4100
10=gdEG
101061.3 = SCF
(2) Reservoir gas dengan daya dorong air
(a) Penentuan volume awal gas di tempat adalah sama seperti pada contoh minyak.
Bila diketahui data petrofisik, PVT dan geometri reservoir seperti berikut :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 11 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Vb = 21,000 ac-ft
= 0.172 Swi = 0.25
P
(psia)
Bg
(bbl/SCF) Pi = 3,200 0.005262
2,500 0.006667
Maka, harga G adalah :
005262.0
)25.01)(72.0)(000,21(560,43 =G SCF
101024.2 = SCF
(b) Faktor perolehan gas Egw dipengaruhi harga saturasi gas tersisa Sgr dan tekanan
akhir Pa. Dalam contoh di atas, tekanan Pa = 2500 psia mengingat daya dorong air
sangat kuat dan harga Sgr tidak diketahui. Untuk kasus seperti itu gunakan harga Sgr
= 0.30.
= gagi
wi
grgr B
BS
SE
11100 %
= 006667.0
005262.025.01
3.01100
= 68.4 %
(c) Pengambilan maksimum gas adalah :
100
gwEG= SCF
)684.0(1024.2 10= SCF 101053.1 = SCF
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 12 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
(3) Reservoir gas jenis tudung gas
Produksi gas yang berasal dari tudung gas primer dipengaruhi oleh saat berakhirnya
produksi primer reservoir minyak yang terletak di bawahnya. Selama produksi minyak
berlangsung, gas dari tudung gas akan mengembang dan mendesak minyak. Hanya
sebagian gas yang terletak dalam zone minyak ini dapat diperoleh kembali bila tudung
gas ini diproduksikan di kemudian hari. Secara sederhana dapat dikatakan bahwa
hanya (1 x) dari volume gas di tempat pada kondisi awal yang dapat diproduksikan
secara depletion. Harga perkiraan terbaik dari x adalah 0.15.
Berikut ini contoh perhitungan cadangan gas dari tudung gas.
Diketahui data sebagai berikut :
a. Volume awal gas dari tudung gas (G) :
G = 1 1010 SCF
b. Data PVT :
P
(psia)
Bg
(bbl/SCF)
Pi = 3,250 0.005319
2,500 0.006667
500 0.036232
P = 2,500 psia adalah tekanan pada saat tudung gas mulai diproduksikan dan P =
500 psia adalah tekanan pada saat akhir tudung gas diproduksikan.
Pengambilan maksimum gas adalah :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 13 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
=
=
036232.0005319.01)101)(15.01(
100)1(
10
gdEGx
= 7.25 109 SCF
6.2.2. Perhitungan Pengambilan Maksimum Reservoir Minyak
(1) Reservoir minyak dengan daya dorong gas terlarut.
Sebagai contoh digunakan suatu reservoir minyak tidak jenuh (under saturated
reservoir) dimana data geometri reservoir, petrofisik dan PVT adalah sebagai berikut :
Volume batuan (Vb) = 15,000 ac-ft
Porositas () = 0.174 Saturasi air (Swi) = 0.34
Faktor kelarutan gas awal (Rsi) = 1,000 SCF/STB
Permeabilitas absolut (k) = 0.020 Darcy
P
(psia)
Bo
(bbl/STB)
Pi = 3,500 1.333
Pb = 2,500 1.355
Tidak diperoleh data cw dan cf.
(a) Perhitungan volume awal minyak di tempat (N) menggunakan persamaan sebagai
berikut :
oi
wib
BSVN )1(758,7 = STB
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 14 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
333.1
)34.01)(174.0)(000,15(758,7 = = 10.03 106 STB
(b) Volume awal gas di tempat (Gs) dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut :
sis NRG = SCF )000,1(1003.10 6= = 10.03 109 SCF
(c) Perhitungan faktor perolehan untuk reservoir yang tidak jenuh dibagi atas dua
bagian, yaitu dari tekanan Pi sampai Pb dan dari Pb sampai Pa.
Faktor perolehan dari Pi sampai Pb dihitung dengan runtunan perhitungan seperti di
bawah ini.
1. Hitung co :
)()(
bioi
oiobo PPB
BBc
= psi-1
)400,2500,3(333.1
)333.1355.1(
=
61015 = psi-1
2. Hitung ce.
Mengingat data cw dan cf tidak diketahui, maka gunakan harga perkiraan :
6103 =wc psi-1 6103 =fc psi-1
)1( wi
fwiwoioe S
cScScc
++=
610)34.01(
3)34.0(3)34.01(15 ++=
= 21.1 10-6 psi-1
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 15 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. Hitung Edb :
)( bieob
oidb PPcB
BE =
100)400,2500,3)(101.21(355.1333.1 6 =
= 2.3 %
Faktor perolehan dari Pb sampai Pa (untuk contoh ini digunakan harga 500 psia) : 1741.0
3722.00979.01611.0
)()1(
815.41
=
a
bwi
boob
wid P
PSkB
SE
0979.0611.0
5.0020.0
355.1)34.01(174.0815.41
=
1741.0
3722.0
500400,2)34.0(
= 18 %
(d) Pengambilan maksimum minyak :
+=100
ddb EEN STB
)18.0023.0(1003.10 6 += = 2.04 106 STB
(e) Produksi kumulatif gas minimum adalah sebesar :
+=100
ddbs
EEG
)18.0023.0(1003.10 9 += 91004.2 = SCF
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 16 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
(2) Reservoir minyak dengan daya dorong air
Untuk contoh perhitungan digunakan data geometri reservoir, petrofisik dan PVT
seperti di bawah ini :
Volume batuan (Vb) = 30,000 ac-ft
Porositas () = 0.282 Saturasi (Swi) = 0.35
Permeabilitas absolut (k) = 0.25 Darcy
Faktor kelarutan gas (Rsi) = 500 SCF/STB
Viskositas air (wi) = 0.54 cp Viskositas minyak (oi) = 1.31 cp Tekanan reservoir awal (Pi) = 1,986 psia
Tekanan reservoir pada waktu ditinggalkan = 800 psia
Faktor volume formasi minyak awal (Boi) = 1.10 bbl/STB
(a) Perhitungan volume awal minyak di tempat :
STB 1038.78
STB 10.1
)35.01)(282.0)(000,30(758,7
STB )1(
758,7
6=
=
=oi
wib
BSVN
(b) Volume awal gas di tempat :
SCF101.94 )500(1078.38
10
6
==
= sis RNG
(c) Faktor perolehan primer adalah :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 17 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
% 42.9 800986,1)34.0(
31.154.025.0
1.1)35.01(282.0898.54
)()1(
898.54
2159.01903.0
0770.00422.0
2159.01903.0
0770.00422.0
=
=
=
a
iwi
oi
wi
oi
wiW P
PSkB
SE
(d) Pengambilan maksimum minyak adalah :
STB 1016.64)429.0(1078.38
STB 100
6
6
==
= wEN
(e) Pengambilan maksimum gas :
SCF 100.83)429.0(1094.1
SCF 100
10
10
==
= wS EG
(3) Reservoir minyak karena pengaruh gravitasi
Contoh perhitungan menggunakan grafik korelasi yang menganggap bahwa reservoir
diproduksikan pada laju produksi sama atau lebih kecil dari laju produksi yang
diakibatkan oleh daya gravitasi saja.
Data yang diperlukan adalah :
Volume awal minyak di tempat (N) = 51.4 106 STB Porositas () = 0.226 Saturasi air awal (Swi) = 0.31
Permeabilitas efektif minyak (ko) = 0.3 Darcy
Berat jenis minyak pada keadaan awal (Po) = 0.719 gm/cc
Viskositas minyak pada keadaan awal (o) = 1.05 cp Spasi sumur, berbentuk bujur sangkar (A) = 7 acre
Kemiringan formasi = 17.5
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 18 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Runtunan perhitungan selanjutnya adalah sebagai berikut.
(a) Perhitungan jarak antara sumur yang sejajar dengan kemiringan formasi :
ft 579 17.5 cos7 7.208
cos 7.208
=
=
= AL
(b) Perhitungan modulus penyerapan (d) :
0.239 )226.0)(579)(69.0)(05.1(
17.5) )(sin719.0)(3.0(350
sin350 o
==
=
LSk
oio
od
(c) Perhitungan d t Dalam contoh ini digunakan spasi sumur yang kecil dan sebagai perkiraan gunakan
t = 5 tahun sebagai lama waktu produksi :
436 )3655(239.0
== td
(d) Penentuan faktor perolehan minyak selama t tahun
Dari grafik pada Gambar 1 diperoleh harga Egv = 57.0 % untuk harga d t = 436.
(e) Pengambilan maksimum minyak adalah :
STB 1029.3(0.570)104.51
STB 100
66 === gvEN
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 19 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.2.3. Perhitungan Pengambilan Maksimum Reservoir Kondensat
Reservoir kondensat adalah reservoir hidrokarbon yang pada kondisi awalnya berfasa gas;
bila hidrokarbon ini diproduksikan, maka sebagian dari padanya akan berubah menjadi
cairan atau kondensat. Sebagai patokan sederhana, dasar klasifikasi reservoir kondensat
adalah apabila (R) < 100,000 SCF/STB.
(1) Volume awal hidrokarbon dari reservoir kondensat dihitung secara volumetrik sebagai
halnya dengan reservoir gas kering. Sedangkan volume awal ekivalen gas dari
kondensat diperoleh berdasarkan hasil uji produksi di permukaan. Untuk menghitung
harga G diperlukan data volume gas kering (Gg) dan volume kondensat dalam bentuk
gas (GL) :
Volume batuan (Vb) = 50,000 ac-ft
Tekanan reservoir pada kondisi awal (Pi) = 2,740 psia
Porositas () = 0.25 Saturasi air (Swi) = 0.30
Temperatur reservoir (T) = 215 F
Hasil uji produksi memberikan data di bawah ini :
Laju produksi kondensat (qo) = 242 STB/hari
Laju produksi gas dari separator (qgs) = 3.10 106 SCF/hari Laju produksi gas dari tanki (qgt) = 0.12 106 SCF/hari Massa jenis gas separator (gs) = 0.650 Massa jenis gas tanki (gt) = 1.20 Massa jenis kondensat (o) = 48 API
Langkah perhitungan adalah sebagai berikut :
(a) Penentuan harga R :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 20 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
STBSCF 13,306
24210)12.010.3(
STBSCF
6
=
+=
+=o
gtgs
qqq
R
(b) Penentuan harga masa jenis kondensat, o :
7883.0 5.13148
5.141
5.1315.141
=+=
+= APIoo
(c) Penentuan harga berat molekul kondensat, Mo :
5.144 03.1
)7883.0( 29.44
03.1 29.44 o
===
o
ooM
(d) Perhitungan masa jenis gas rata-rata :
0.670 12.010.3
1.20 0.12 650.0 10.3
=+
+=+
+=gtgs
gtgtgsgsg qq
qq
(e) Penentuan massa jenis dari fluida yang keluar dari sumur :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 21 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
0.893 5.144/)7883.0800,132(305,13
0.7883) 4,584 ( )670.0 305,13(
800,132 4,584 o
=+
+=+
+=oo
gwf MR
R
Berdasarkan harga wf dapat ditentukan harga Z, dengan menggunakan metode seperti tercantum pada Pedoman Kerja : Penentuan Parameter Fluida Reservoir
Berdasarkan Metoda Korelasi. Untuk contoh di atas diperoleh harga Z = 0.82.
(f) Penentuan harga Bg :
SCFbbl 0.005715
740,2)460215)(82.0(02829.0
SCFbbl 02829.0
=
+=
=i
gi PZTB
(g) Volume awal gas di tempat (G) :
SCF 10 6.67 005715.0
)30.01)(25.0)(000,50(43560
SCF )1(
560,43
10=
=
=gi
iwb
BSV
G
(h) Penentuan volume awal gas kering di tempat (Gg) :
SCF 10 6.33
)10 67.6()7883.0)(790,132()5.144)(305,13(
)5.144)(305,13(
132,790
10
10
o
=+=
+= GMRMRG
o
og
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 22 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
(i) Penentuan volume awal kondensat di tempat (GL) :
STB 10 4.76 305,13
10 33.6
STB
6
10
=
=
=R
GG gL
(2) Pengambilan maksimum kondensat dapat dihitung berdasarkan faktor perolehan
kondensat. Runtutan perhitungan adalah sebagai berikut :
(a) Penentuan faktor perolehan kondensat Egl :
% 14.3
13.562 10 4.76
0.30).25)(1(50,000)(0ln
ln(48) 2.7958 ln(2,740) 9213.1ln(13,305) 65314.0243.20
13.562 )1(
ln
)ln( 2.7958ln .39211ln65314.0243.20ln
6
=+
+
++=+
+
++=
L
wib
ogl
GSV
APIPRE
(b) Perhitungan pengambilan maksimum kondensat
STB 10 681.0 0.143 10 4.76
STB 100
66 === glL
EG
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.02.04
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Metode Volumetrik
Halaman : 23 / 23 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.3. GRAFIK FAKTOR PEROLEHAN MINYAK DARI RESERVOIR BERTENAGA GRAVITY
DRIVE
Gambar 1. Grafik Hubungan Faktor Perolehan (Egv) Minyak dari Reservoir Bertenaga Gravity
Drive Terhadap d+
top related