ramalan faktor perolehan.pdf
DESCRIPTION
materi kuliah teknik perminyakanTRANSCRIPT
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 1 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
RAMALAN FAKTOR PEROLEHAN
1. TUJUAN
Meramalkan faktor perolehan dari reservoir minyak, gas dan kondensat berdasarkan data PVT,
karakteristik batuan dan fluida reservoir.
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
1. Untuk meramalkan faktor perolehan dari reservoir minyak bertenaga dorong air (water drive)
dan bertenaga dorong gas terlarut (solution gas) digunakan metode Arps yang didasarkan pada
analisis statistik karakteristik batuan dan fluida reservoir yang bersangkutan.
2. Untuk meramalkan faktor perolehan dari reservoir minyak bertenaga dorong gravity drainage
digunakan metode Dykstra yang dikembangkan dari persamaan aliran permukaan gas-minyak
ke bawah (downward movement of gas-oil interface) oleh Cardwell dan Parsons.
3. Metode ramalan faktor perolehan dari reservoir gas bertenaga dorong air (water drive) atau
tenaga pengembangan gas didasarkan pada persamaan kesetimbangan materi.
4. Untuk meramalkan faktor perolehan reservoir gas kondensat digunakan metode Jacoby,
Koeller dan Berry yang didasarkan pada analisis hasil percobaan di laboratorium.
2.2. PERSYARATAN
1. Untuk menggunakan metode Arps (reservoir bertenaga dorong air dan deplesi), data penunjang
harus memenuhi kriteria yang dicantumkan pada Tabel 1. Data karakteristik batuan dan fluida
reservoir harus ada selang (range) seperti tertera pada Tabel 1.
2. Tidak ada persyaratan khusus untuk Metode Dykstra, kecuali anggapan yang dikemukakan
pada Lampiran.
3. Untuk meramalkan faktor perolehan reservoir gas dengan metode kesetimbangan materi tidak
ada persyaratan khusus, kecuali diterapkannya anggapan yang dikemukakan pada Lampiran.
4. Metode Jacoby, Koeller dan Berry tidak direkomendasikan untuk digunakan pada GOR antara
2,000 - 3,000. Korelasi ini baik digunakan pada GOR antara 3,600 - 60,000.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 2 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. LANGKAH KERJA
3.1. PENENTUAN FAKTOR PEROLEHAN RESERVOIR MINYAK
3.1.1. Reservoir Minyak Bertenaga Dorong Air (Water Drive)
1. Siapkan data pendukung :
- Porositas (φ), fraksi
- Saturasi air (Sw), fraksi
- Volume Faktor Formasi Minyak awal (Boi), bbl/STB
- Permeabilitas (k), Darcy
- Viskositas minyak pada tekanan awal (µoi), cp
- Viskositas air formasi pada tekanan awal (µwi), cp
- Tekanan Reservoir awal (Pi), psia
- Tekanan Reservoir pada saat abandonment (Pa), psia
2. Faktor perolehan (RF) dihitung dari persamaan : 2159.0
1903.00770.00422.0
)()1(
)898.54(−
−
××
×
−×=
a
iw
oi
wi
oi
w
PP
Sk
BS
RFµµφ
3. Faktor perolehan di dalam satuan bbl/acft dapat pula ditentukan dengan menggunakan
Nomograph (Gambar l).
3.1.2. Reservoir Minyak Bertenaga Dorong Gas Terlarut (Solution Gas) di Bawah Tekanan Titik
Gelembung
1. Siapkan data pendukung :
- Porositas (φ), fraksi
- Saturasi air (Sw), fraksi
- Volume Faktor Formasi Minyak pada tekanan titik gelembung (Bob), bbl/STB
- Permeabilitas (k), Darcy
- Viskositas minyak pada tekanan gelembung (µob), cp
- Tekanan gelembung Reservoir (Pb), psia
- Tekanan Reservoir pada saat abandonment (Pa), psia
2. Faktor perolehan (RF) dihitung dari persamaan : 1741.0
3722.00979.01611.0
)()1(
)815.41(−
−
××
×
−×=
a
iw
oi
wi
oi
w
PP
Sk
BS
RFµµφ
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 3 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. Faktor perolehan di dalam satuan bbl/acft dapat pula ditentukan dengan menggunakan
Nomograph (Gambar 2).
3.1.3. Reservoir Minyak Bertenaga Dorong Gravity Drainage
1. Siapkan data pendukung :
- Tekanan titik gelembung (Pb), psia
- Viskositas minyak (µo), cp
- Faktor Volume Formasi pada Pb (Bob), RB/STB
- Densitas minyak pada Pb (ρob), grm/cc
- Porositas (φ), fraksi
- Saturasi air konat (Swc), fraksi
- Saturasi minyak awal (Soi), fraksi
- Permeabilitas minyak efektif (ko), mD
- Kemiringan lapisan (α), derajat
- Spasi sumur rata-rata, acre/sumur
- Jarak antar sumur (d), ft
- Jari-jari lubang bor (rw), inch
2. Tentukan panjang "draining column" (L), ft :
αcosdL =
3. Dengan diketahui d dan rw, tentukan Constriction Coefficient (C) dari Gambar 3.
4. Hitung Drainage Modulus, (DM) cp.ft
mD.gr/cc :
φµα
oio
oo
SLCdk
DMsin
=
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 4 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. Siapkan tabel berikut :
t,
waktu DM × t Recovery Laju aliran Laju aliran minyak
Prod.Kumulatif
minyak
(tahun) (%)
(persen/hari Unit
Drainage
Modulus)
(BOPD) (MM bbl)
(1) (2) (3) (4) (5) (6)
Catatan :
Kolom 1 = urutan tahun Kolom 2 = DM × (1) Kolom 3 = Dibaca dari Gambar 4 Kolom 4 = Dibaca dari Gambar 5 dan 6 Kolom 5 = kolom 4 × (DM/100) × 95 × 106
3.2. PENENTUAN FAKTOR FEROLEHAN RESERVOIR GAS
3.2.1. Reservoir Tertutup
1. Siapkan data pendukung :
- Tekanan awal reservoir (Pi), psi
- Tekanan abandonment (Pa) , psi
- Faktor Volume Formasi gas pada kondisi awal (Bgi), bbl/SCF
- Faktor Volume Formasi pada tekanan abandonment (Bga) , bbl/SCF
- Faktor deviasi gas pada kondisi awal (Zi), tak berdimensi
- Faktor deviasi gas pada tekanan abandonment (Za), tak berdimensi
2. Faktor perolehan dihitung dari persamaan :
−=
−=
aa
ia
ga
gi
ZPZP
BB
RF 11001100
3.2.2. Recovery Gas Bertenaga Dorong Air
1. Siapkan data pendukung :
- Saturasi gas awal (Sgo), fraksi
- Saturasi gas pada kondisi abandonment (Sga), fraksi
- Faktor Volume Formasi gas pada kondisi awal (Bgi), bbl/SCF
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 5 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Faktor Volume Formasi gas pada kondisi abandonment (Bga), bbl/SCF
2. Faktor perolehan dihitung dengan persamaan :
gagi
gigagagi
BSBSBS
RF)(100 −
=
3.3. PENENTUAN ULTIMATE RECOVERY DARI RESERVOIR KONDESAT
1. Siapkan data pendukung :
- Perbandingan gas-minyak (separator) awal (R), SCF/STB
- Temperatur reservoir (T), °F
- oAPI gravity minyak di pengumpul (stock tank) awal
2. Ultimate recovery (minyak) dihitung dari persamaan :
)(0010114.000012184.055.143061743.0 APITR
N o
ip +++−=
(bbl stock tank oil/bbl hydrocarbon pore space) atau menggunakan Nomograph (Gambar 7).
3. Koreksi harga Np di atas terhadap kompresi di atas tekanan titik gelembung :
=
OIPRG
NN ipp
/)dikoreksi yang(
dimana :
bdoi PAPI
TR
G ,
2.0
26356.0)(831.21124130100
43.1484.2229 +++
+−=
atau G dapat diperoleh dari Gambar 8.
OIP dibaca dari Gambar 9 dengan diketahui harga Ri.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 6 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Timmerman, E. H. : "Practical Reservoir Engineering - Part II", PennWell Publishing Co., 1982.
2. Ikoku, Chi. U. : "Natural Gas Reservoir Engineering", John Willey & Sons, 1984.
3. Dykstra, H. : "The Prediction of Oil Recovery by Gravity Drainage", JPT, May 1978, halaman
818 - 830.
4. Arps, J. J. : "Reasons for Differences in Recovery Efficiency", SPE - Reprint Series No. 3, SPE No.
2068, 1968, hal. 49-54.
5. Arps, J. J. : "A Statistical Analysis of Recovery Efficiency", API Bulletin D14.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 7 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
Bga = faktor volume formasi gas pada tekanan abandonment, bbl/SCF atau CF/SCF
Bgi = faktor volume formasi gas awal, RB/SCF atau CF/SCF
Bob = faktor volume formasi minyak pada tekanan titik gelembung, bbl/STB
Boi = faktor volume formasi minyak pada kondisi awal, bbl/STB
d = jarak antar sumur, ft
DM = drainage modulus, cp.ft
mD.gr/cc
G = volume gas awal di tempat, SCF
k = permeabilitas, Darcy
ko = permeabilitas efektif minyak, mD
L = panjang "drainage column", ft
Np = kumulatif minyak stock tank (dari Pd,b ke 500 psia), STB/HCPV
OIP = volume minyak awal di tempat, STB
Pa = tekanan abandonment, psia
Pb = tekanan titik gelembung, psia
Pd,b = tekanan saturasi, psia
Pi = tekanan awal, psia
RF = recovery factor, fraksi atau persen
Ri = contoh perbandingan gas-minyak awal di separator, SCF/STB
rw = jari-jari lubang sumur, inch
Sga = saturasi gas pada tekanan abandonment, fraksi
Sgi = saturasi gas awal, fraksi
Soi = saturasi minyak awal, fraksi
Swc = saturasi air konat, fraksi
t = waktu, tahun
Za = faktor deviasi gas pada kondisi abandonment, tak berdimensi
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 8 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Huruf Yunani:
α = kemiringan lapisan, derajat
φ = porositas, fraksi
µi = viskositas minyak awal, cp
µob = viskositas minyak pada tekanan titik gelembung, cp
µwi = viskositas air awal, cp
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 9 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
6.1.1. Metode Perkiraan Recovery Minyak – Arps oAPI Subcommittee on recovery efficiency membuat kajian statistik mengenai efisiensi
perolehan dari 312 reservoir yang kemudian menurunkan persamaan regresi untuk reservoir
bertenaga dorong air sebagai berikut : 2159.0
1903.00770.00422.0
)()1(
)898.54(−
−
××
×
−×=
a
iw
oi
wi
oi
w
PP
Sk
BS
RFµµφ
Di dalam satuan bbl/ac-ft, faktor perolehan untuk jenis reservoir ini dapat diperkirakan
dengan menggunakan Gambar 1.
Berdasarkan analisis statistik dari 80 reservoir minyak yang mempunyai tenaga dorong
pengembangan gas terlarut, subcommittee menurunkan persamaan regresi : 1741.0
3722.00979.01611.0
)()1(
)815.41(
××
×
−×= −
a
bw
obob
w
PP
SkB
SRF
µφ
Di dalam satuan bbl/ac-ft, faktor perolehan untuk reservoir bertenaga dorong deplesi dapat
diperkirakan dengan menggunakan Gambar 2.
Tabel l memperlihatkan batasan harga karakteristik batuan dan fluida reservoir untuk
digunakan pada korelasi Arps.
6.1.2. Metode Perkiraan Perolehan Minyak - Gravity Drainage
Metode perkiraan perolehan untuk jenis tenaga dorong gravity drainage ini dikembangkan
oleh Dykstra dari persamaan gerakan permukaan gas-minyak ke bawah (downward
movement of the gas-oil interface) Cardwell dan Parsons.
Berdasarkan persamaan tersebut, Dykstra membuat 3 buah kurva "Semi-dimensionless"
yang dapat digunakan untuk meramalkan perolehan dan laju aliran sebagai fungsi dari
drainage modulus dan waktu (Gambar 4, 5 dan 6).
Menurut Dykstra :
φµα
oio
oo
SLCdk
DMsin
= cp.ft
mD.gr/cc
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 10 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Ketiga kurva tersebut dapat digunakan pada reservoir minyak bertenaga dorong gravity
drainage, dimana hubungan permeabilitas relatif terhadap saturasi pada kertas grafik log-
log merupakan garis lurus. Persaman matematis permeabilitas relatif tersebut dapat didekati
dengan hubungan kr = SB. Pada tahap awal, pengaruh B terhadap perolehan sangat kecil,
tetapi setelah perolehan mecapai 25%, harga B ini mulai berpengaruh.
6.1.3. Metode Perkiraan Perolehan Pada Reservoir Gas
Faktor perolehan suatu reservoir gas merupakan fungsi dari tekanan abandonment dan
permeabilitas. Dengan menurunkan tekanan abandonment akan menaikkan perolehan.
Tekanan abandonment ini tergantung pada banyak faktor, di antaranya : harga gas, indeks
produktivitas sumur, besarnya lapangan, dan lain-lain.
Berdasarkan kesetimbangan materi, faktor perolehan untuk reservoir gas yang tertutup
adalah :
−=
−=
aa
ia
ga
gi
ZPZP
BB
RF 11001100
Reservoir gas yang bertenaga dorong air mempunyai faktor perolehan lebih rendah
disebabkan tingginya tekanan abandonment. Tingginya harga tekanan abandonment ini
disebabkan perembesan air yang kuat ke dalam reservoir dan terjebaknya gas di dalam
"kantung" air.
Harga faktor perolehan untuk reservoir gas dengan pendorong air adalah :
gagi
gigagagi
BSBSBS
RF)(100 −
=
6.1.4. Metode Perkiraan Faktor Perolehan Pada Reservoir Gas Kondensat
Apabila kajian laboratorium dari contoh fluida kondensat (depletion study) tidak tersedia,
korelasi yang dikembangkan oleh Jacoby Koeller - Berry dapat digunakan untuk
meramalkan perolehan.
Korelasi ini dikembangkan dari hasil pengamatan fluida kondensat dengan GOR 3,600 -
60,000 SCF/STB dan minyak ringan (2,363 SCF/STB). Juga disertakan fluida reservoir
sintetik (GOR berkisar 200 - 25,000 SCF/STB).
Korelasi Jacoby - Koeller - Berry dalam hal ini adalah :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 11 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
)(0010114.000012184.055.143061743.0 APITR
N o
ip +++−=
Persamaan ini dijadikan Nomograph yang dapat dilihat pada Gambar 7.
Kompresi di atas tekanan titik gelembung dikoreksi dengan persamaan :
=
OIPRG
NN ipp
/)dikoreksi yang(
dimana :
bdoi PAPI
TR
G ,
2.0
26356.0)(831.21124130100
43.1484.2229 +++
+−=
atau menggunakan Nomograph Gambar 8. OIP ditentukan dengan menggunakan Gambar
9.
6.2. CONTOH SOAL
6.2.1. Penentuan Recovery Factor Reservoir Minyak
1. Reservoir minyak bertenaga dorong air (Water Drive)
Diketahui :
φ = 0.282
Sw = 0.35
Boi = 1.10 RB/STB
k = 0.25 Darcy
µwi = 0.54 cp
µoi = 1.31 cp
Pi = 1986 psi
Pa = 800 psi
Tentukan Recovery Factor di dalam satuan % dan bbl/ac-ft.
Penyelesaian :
a. 2159.0
1903.00770.00422.0
)()1(
)898.54(−
−
××
×
−×=
a
iw
oi
wi
oi
w
PP
Sk
BS
RFµµφ
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 12 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
%87.42800
1986
)35.0(31.1
54.025.01.1
)35.01(282.0)898.54(
2159.0
1903.00770.00422.0
=
×
×
×
×
−
×=
−
−RF
b. Gunakan Nomograph - Gambar l.
- Tentukan faktor oil in place :
%7.1610.1
)35.01)(282.0)(100(=
−
- Tentukan Mobility Ratio :
103.031.1
)54.0)(250.0(=
- Tentukan Pressure - drop ratio :
1986 / 800 = 2.48
- Hubungkan 16.7 % (oil in place) pada skala A dengan mobility factor 0.103 pada
skala G. Tentukan titik potong b pada skala B.
- Hubungkan titik b dengan Sw = 0.35 pada skala F, tentukan titik potong c pada skala
C.
- Hubungkan titik c dengan pressure drop ratio = 2.45 pada skala E. Tentukan
Recovery Factor = 554 STB/ac-ft (titik potong pada skala D).
2. Reservoir bertenaga pendorong pengembangan gas terlarut
Diketahui :
φ = 0.174
Sw = 0.34
Bob = 1.40 RB/STB
k = 0.020 Darcy
µob = 0.50 cp
Pb = 3,660 psi
Pa = 580 psi
Tentukan Recovery Factor di dalam satuan % dan bbl/ac-ft.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 13 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Penyelesaian :
a. 1741.0
3722.00979.01611.0
)()1(
)815.41(
××
×
−×= −
a
bw
obob
w
PP
SkB
SRF
µφ
%81.185803660
)34.0(5.02.0
140.1)34.01)(174.0()815.41(
1741.0
3722.00979.01611.0
=
×
×
×
−
×= −RF
b. Gunakan Nomograph - Gambar 2.
- Tentukan faktor oil in place :
%2.8)40.1(
)34.01)(174.0)(100(=
−
- Tentukan Mobility Factor :
(0.020) / (0.50) = 0.04
- Tentukan pressure drop ratio :
(3,660) / (580) = 6.31
- Hubungkan oil in place = 8.2 % (skala A) dengan mobility factor = 0.04 (skala G),
tentukan titik potong b pada skala B.
- Hubungkan titik b dengan Sw = 34 % (skala C), tentukan titik potong c pada skala C.
- Hubungkan c dengan pressure drop ratio = 6.31 (skala E), tentukan recovery factor
= 119 STB/ac-ft (titik potong pada skala D).
3. Reservoir bertenaga pendorong Gravity Drainage
Diketahui data batuan dan fluida reservoir :
Tekanan titik gelembung = 3,550 psia
Viskositas minyak (µo) = 2.3 cp
Faktor volume formasi @ Pb (Bob) = 1.22 RB/STB
Densitas minyak @ Pb (ρo) = 0.804 gr/cc
Porositas (φ) = 0.229
Saturasi air konat (Swc) = 0.29
Saturasi minyak awal (Soi) = 0.71
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 14 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Permeabilitas minyak efektif (ko) = 88 mD
Kemiringan reservoir (α) = 30°
Banyaknya sumur = 4 - 6 buah
Spasi sumur rata-rata (acre/sumur) = 16
Jarak antar sumur rata-rata (d) = 835 ft
Jari-jari sumur (rw) = 3 inch
Ramalkan Recovery versus waktu.
Penyelesaian :
ft 96430cos
835cos
===α
dL
- Tentukan Constriction Coeffcient (C) dari Gambar 3 :
Jarak antar sumur = 835
Jari-jari sumur = 3 in
Diperoleh C = 0.32
- Tentukan drainage modulus (DM) :
φµα
oio
oo
SLCdk
DMsin
= cp.ft
mD.gr/cc
hari) dalam ( 0.0314)229.0)(71.0)(946)(3.2()30)(sin32.0)(804.0)(88( tDM ==
tahun)dalam ( 11.5 t=
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 15 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Siapkan tabel berikut :
t,
waktu DM × t Recovery Laju aliran Laju aliran minyak
Prod.Kumulatif
minyak
(tahun) (%)
(persen/hari Unit
Drainage
Modulus)
(BOPD) (MM bbl)
(1) (2) (3) (4) (5) (6)
0 - - 0.258 7700 - 1 11.5 3.0 0.257 7670 2.8 2 23 5.9 0.255 7610 5.6 3 34.5 8.8 0.253 7550 6.4 4 46 11.7 0.251 7490 11.1 5 57.5 14.6 0.248 7400 13.9 6 69 17.4 0.245 7310 16.5 7 80.9 20.2 0.240 7160 19.2 8 92 23.0 0.235 7010 21.8 9 103.5 25.7 0.229 6830 24.4 10 115 28.2 0.221 6590 25.8 12 138 33.1 0.201 6000 31.4 14 161 37.2 0.164 4890 35.3 16 184 40.4 0.127 3790 38.4 18 207 43.1 0.100 2180 40.9 20 230 45.3 0.084 2510 43.0 22 253 47.2 0.073 2180 44.8 24 276 48.7 0.064 1910 46.3 25 299 49.9 0.057 1700 47.4 28 322 51.2 0.051 1520 48.6 30 345 52.2 0.046 1370 49.6 32 368 53.3 0.042 1250 50.6 34 391 54.2 0.038 1130 51.5 36 414 55.0 0.035 1040 52.3 38 437 55.7 0.035 970 52.9 40 460 56.3 0.030 890 53.5
Keterangan :
Kolom 3 : Dari Gambar 4
Kolom 4 : Dibaca dari Gambar 5 dan 6
Kolom 5 : Kolom 4 × (DM/100) × 95 × 106
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 16 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.2.2. Penentuan Recovery Factor Reservoir Gas
1. Reservoir Gas Tertutup
Suatu reservoir gas mempunyai tekanan awal 3,000 psia dan temperatur 150 °F. SG gas
= 0.6, tekanan dan temperatur standar = 14.6 psia & 60 °F. Tekanan abandonment
diperkirakan 500 psia. Tentukan recovery factor reservoir gas tersebut.
Penyelesaian :
- Spesific Gravity = 0.6 diperoleh Ppc = 668 psia dan Tpc = 385 oR (lihat bab Karakteristik
Fluida Reservoir)
- Pada kondisi awal :
5.4668
3000===
pcpr P
PP
6.1385
)460150(=
+==
pcpr T
TT
Diperoleh Zi = 0.83 (lihat bab Karakteristik Fluida Reservoir)
- Pada kondisi abandonment :
668500
==pc
pr PPP
6.1385
)460150(=
+==
pcpr T
TT
Diperoleh Za = 0.94 (lihat bab Karakteristik Fluida Reservoir)
- Recovery Factor dapat ditentukan :
%3.8594.0300083.050011001100 =
××
−=
−=
aa
ia
ZPZP
RF
2. Reservoir Gas Berdaya Pendorong Air
Seperti contoh diatas, tetapi abandonment pressure = 1,500 psia, Sgi = 0.6 dan Sga = 0.5.
Penyelesaian :
- CF/SCF 0.004755)0.1)(46060)(3000(
)83.0)(460150)(65.14(=
++
=giB
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 17 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Pada kondisi abandonment :
2455.2668500,1
===pc
pr PPP
6.1385
)460150(=
+==
pcpr T
TT
Diperoleh Za = 0.94
CF/SCF 0.0097)0.1)(46060)(500,1(
)85.0)(460150)(65.14(=
++
=gaB
gagi
gigagagi
BSBSBS
RF)(100 −
=
%4.69)0097.0)(8.0(
)004755.05.00097.08.0(100=
×−×=RF
6.2.3. Reservoir Gas Kondensat
Diketahui :
T = 246 oF
Ri = 8,500 SCF/STB oAPI Gravity = 51 °API
Psat = 5,750 psia
Perkirakan Ultimate Recovery (STB/bbl HCPV)
Penyelesaian :
)51(0010114.0)246(00012184.0500,8
55.143061743.0 +++−=pN
HCPV STB/bbl 0.0367=
atau menggunakan Nomograph Gambar 7, didapat Np = 0.036 STB/bbl HCPV.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 18 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Koreksi terhadap kompresi di atas Titik Gelembung :
)750,5(26356.0)51(831.21245
130,124100500,843.1484.229,2
2.0
+++
+−=G
SCF 1,267=
menggunakan Gambar 8, diperoleh G = 1,260 SCF.
- Oil In Place (Gambar 9) = 0.12
=
OIPRG
NN ipp
/)dikoreksi yang(
HCPV STB/bbl 0.0447212.0
500,8/267,1036.0)dikoreksi yang( =
=pN
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 19 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.3. GAMBAR DAN TABEL YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Nomograph untuk Menentukan Recovery Factor Reservoir dengan Tenaga Pendorong
Air
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 20 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2. Nomograph untuk Menentukan Recovery Factor Reservoir dengan Tenaga Gas
Terlarut
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 21 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3. Grafik Constriction Coeffcient
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 22 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 4. Drainage Modulus versus Recovery
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 23 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 5. Drainage Modulus versus Rate of Recovery (Kartesian)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 24 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 6. Drainage Modulus versus Rate of Recovery (Log - Log)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 25 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 7. Nomograph untuk Menentukan Recovery Reservoir Kondensat
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 26 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 8. Nomograph untuk Menentukan Gas In Place Reservoir Kondensat
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 27 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 9. Nomograph untuk Menentukan IOIP Reservoir Kondensat
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 03.05
JUDUL : PERHITUNGAN CADANGAN SUB JUDUL : Ramalan Faktor Perolehan
Halaman : 28 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
TABEL 1
Batasan Harga Karakteristik Batuan dan Fluida Reservoir untuk Digunakan pada Korelasi Arps