penentuan ooip giip volumetrik

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.





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 :





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)





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





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 :





( )

=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.





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





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





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





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 :





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





(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 :





=

=

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





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





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





(2) Reservoir minyak dengan daya dorong air

Untuk contoh perhitungan digunakan data geometri reservoir, petrofisik dan PVT

seperti di bawah ini :


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 :





% 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





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





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) :


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 :





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 :





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





(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





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+

penentuan ooip giip volumetrik

Documents