studi karakteristik sumur dan reservoir · pdf filestudi karakteristik sumur dan reservoir...

STUDI KARAKTERISTIK SUMUR DAN RESERVOIR YANG MEMPENGARUHI ALOKASI PRODUKSI

TUGAS AKHIR

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

Oleh:

ZULHENDRA

NIM 12204064

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2008


TUGAS AKHIR

Oleh:

ZULHENDRA

NIM 12204064

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

Disetujui oleh:

Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Tanggal ...........................................

DR. Ir. Taufan Marhaendrajana

KATA PENGANTAR Alhamdulillah, Syukur Alhamdulillah penulis panjatkan kepada Allah SWT, pemilik semesta alam, karena atas karunia-Nya penulis berhasil menyelesaikan penulisan tugas akhir ini sehingga penulis dapat menyelesaikan pendidikan di Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. Setelah melakukan sidang, penulis menyempatkan waktu untuk merenung di pojok ruangan untuk siapa terima kasih akan diberikan. Karena sebetulnya keberhasilan dalam menyelesaikan studi ini bukan 100% dari penulis, melainkan banyak sumbangan-sumbangan pemikiran, doa, dorongan, dan semangat yang diberikan oleh orang lain kepada penulis, berikut orang-orang yang telah berjasa kepada penulis selama mengarungi studi di TM, dan penulis ingin menyampaikan terima kasih kepada mereka, antara lain : 1. Mama, Papa, Etekku dan keluarganya (Pak Etek, Rani, David dan Riska) yang senantiasa

memberikan kasih sayang, doa, dan dukungan terhadap penulis selama ini, 2. Mas Taufan selaku dosen pembimbing penulis yang senantiasa sabar memberikan arahan,

bimbingan, serta kesediaan meluangkan waktunya yang padat hanya untuk membimbing penulis sehingga penulis mampu menyelesaikan tugas akhir ini, juga sebagai Ketua Program Studi Teknik Perminyakan ITB,

4. Segenap Dosen Teknik Perminyakan ITB yang telah mengajarkan penulis baik itu ilmu perminyakan maupun ilmu tentang kehidupan

5. Segenap karyawan TU, Lab. Teknik Perminyakan atas bantuan dan dukungannya selama penulis studi di TM,

6. M. Ridho ST, yang telah menjadi seperti saudara bagi penulis, 7. Nurnahri, yang (mungkin) mendoakan penulis selama ini. Cintaku padanya yang membuat

aku merasa punya tujuan tentang masa depanku. Meskipun, Ia tidak pernah mengerti aku betapa aku sangat butuh perhatiannya dan dukungannya,

8. Keluarga Asrama Bumi Ganesha, Baik karyawan, bibi, dan sahabat-sahabat lainnya (esp: Henry ”Paijo”, Kamil, Septian, Didi, Darma Eka, Dayat, Rendy dll) . Kesan disini tak kan terlupakan, sungguh. Kalian semua adalah keluarga keduaku, tempat yang mengagumkan, Rumah keduaku. Sungguh, tempat yang tak pernah kubayangkan ada di dunia ini, semua momen yang penulis alami selama 4 tahun terakhir menjadi suatu kenangan tersendiri yang tak akan terlupakan seumur hidup penulis,

9. Kawan-kawan seperjuangan di TM 2004, atas sampah-sampah keceriaan, kebersamaan dalam menghadapi pahit getirnya kehidupan kampus ini. Kita telah bersatu sejak OSPEK, dan percayalah, kita akan tetap bersatu,

10. Teman-teman INSE-X yang selalu memberikan candaan yang mengesankan. Kelas yang terlalu kompak, aku saja sampai tak percaya bahwa kita masih tetap berkomunikasi satu sama lainnya dan tetap bersatu, apalagi orang lain. Aku bangga memiliki sahabat seperti kalian,

11. Rekan-rekan di Himpunan Mahasiswa Teknik Perminyakan PATRA ITB, Tetaplah besar dan kuat Bro...!!!,

12. Dunsanak-dunsanak Unit Kesenian Minangkabau ITB. Tempat cerita-cerita melepaskan kerinduan akan kampung, main ”balak” dll.

13. Teman-teman baru pelepas stress malam minggu, Ronny (STEI), Indah, Tika, Suri, Uul dll. 14. Semua pihak yang tidak dapat disebutkan satu persatu tetapi ikut berperan dalam pengerjaan

tugas akhir ini.

Akhirnya, penulis menyadari bahwa tugas akhir ini jauh dari sempurna, sehingga kritikan dan saran sangat penulis harapkan untuk menyempurnakan tugas akhir ini ke depan. Semoga Laporan Tugas Akhir ini bermanfaat bagi siapa saja.

Bandung, 30 Juni 2008

Penulis,

Zulhendra

Zulhendra, 12204064 Sem2 2007/2008 1


Oleh: Zulhendra*)

Sari Alokasi produksi pada lapisan yang diproduksi secara commingle merupakan salah satu hal yang perlu diketahui dalam optimasi produksi. Alokasi produksi ini sangat tergantung dari karakteristik sumur dan reservoir itu sendiri. Makalah ini menyajikan hal yang mempengaruhi alokasi produksi pada sumur commingle tanpa crossflow, pada reservoir satu fasa (minyak). Model yang mewakili keadaan tersebut dibangun dengan menggunakan simulator CMG, untuk mempelajari kelakuan produksi sumur. Asumsi yang digunakan dalam pengembangan tersebut antara lain adalah sumur dalam keadaan pseudo steady-state dengan tenaga pendorong strong water. Pengujian dilakukan dengan memvariasikan properti reservoir, antara lain: permeabilitas, interval perforasi, dan ketebalan lapisan produktif. Karena kondisi reservoir yang dimodelkan adalah satu fasa, maka tekanan reservoir yang digunakan harus berada di atas tekanan gelembung (bubble point pressure). Peninjauan faktor-faktor yang mempengaruhi alokasi produksi tersebut dilakukan dengan menggunakan pendekatan transmissivity ratio, yaitu perbandingan kh (transmissivity) lapisan i terhadap kh total yang diperoleh secara analitik yang diperbandingkan dengan laju alir lapisan i per laju total secara simulasi. Penulis menggunakan data sintetik yang diperoleh dari berbagai macam referensi dan menggunakan model reservoir berbentuk radial. Diharapkan dengan adanya studi ini, dapat memberikan bahan pertimbangan dalam optimasi produksi pada sumur yang diproduksi secara commingle. Kata kunci: produksi lapisan commingle , alokasi produksi Abstract Production allocation from layer produced in commingle well is one of important point should be known for production optimization. This production allocation depends on well and reservoir characteristics itself. This paper provides factors affecting on production allocation for commingled well system without crossflow, for single-phase reservoir (oil phase). A reservoir model was developed by using CMG simulator in order to study the behavior of well performance. It was assumed that well is in pseudo steady-state condition with strong water driving mechanism. Testing was being run by varying reservoir properties such as the permeability, perforation interval, and productive layer thickness. Because of one-phase reservoir model condition, the reservoir pressure must be higher than the bubble point pressure. Investigating factors that affecting on production allocation are approached by using transmissivity ratio, i.e. the ratio between kh layer i with kh total from analytic calculation compared to rate from layer i to total rate from simulation running result. In this specific case, this study considers only two-layered reservoirs as the model. In this study, a reservoir radial model was used employing synthetic data derived from many sources. The first goal of this paper is to give consideration in production optimization for commingled well system. Keywords: commingled layers production, production allocation *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008 2

I. PENDAHULUAN Dalam banyak kasus, seringkali ditemukan bahwa sumur minyak dapat memproduksikan minyak dari dua tau lebih lapisan reservoir. Lapisan-lapisan reservoir tersebut umumnya terbentuk pada lingkungan pengendapan, mikroorganisme terendapkan yang sama, dan umur masing-masing lapisan tidak jauh berbeda. Tiap lapisan dapat saja dibatasi oleh zona non-permeable ataupun permeable. Ketika lapisan-lapisan tersebut dibatasi oleh zona non-permeable, komunikasi reservoir hanya terjadi pada lubang sumur. Tipe produksi ini disebut sebagai sistem commingle. Produksi secara commingle memiliki keuntungan secara ekonomi namun tidak untuk pengelolaan reservoir. Kelemahan teknik produksi secara commingle adalah tidak dapat diketahui asal dari minyak yang diproduksikan sehingga sulit bagi reservoir engineer untuk mengetahui performa pengurasan sekarang dan yang akan datang pada tiap- tiap lapisan secara akurat. Pengujian produktivitas sumur dan properti lapisan tersebut, seperti permeabilitas dan skin, tekanan reservoir dan tekanan alir sumur commingle dapat dilakukan dengan dua metode, yaitu: • Mengisolasi suatu lapisan yang ingin diuji. • Menguji semua lapisan secara serentak

Metode pengujian yang kedua memiliki durasi, biaya, dan resiko yang lebih kecil dibandingkan dengan metode pertama, namun hanya sedikit data reservoir untuk setiap lapisan yang dapat diketahui.

Makalah ini membahas pengaruh karakteristik sumur dan reservoir dalam alokasi produksi. Dengan diketahuinya alokasi produksi ini, dapat diperkirakan cadangan tersisa (remaining reserve) tiap lapisan yang sangat menentukan nantinya dalam pemilihan lapisan untuk diprioritaskan dalam pengembangan selanjutnya atau peningkatan perolehan produksi (Enhance Oil Recovery). II. MODEL RESERVOIR Permasalahan tersebut dipecahkan dengan model sumur tunggal yang berproduksi dari dua lapisan. Model tersebut dibangun dengan menggunakan simulator, yang mewakili kondisi sumur dan reservoir tertentu, yaitu reservoir merupakan reservoir satu fasa, dimana hanya minyak yang

diproduksikan dari reservoir. Kedalaman sumur diukur dari permukaan sampai bagian atas dari lapisan reservoir yang paling atas, dimana model reservoir berbentuk radial. Untuk itu, perlu diberikan batasan-batasan parameter dalam input pada simulator. Batasan yang digunakan adalah saturasi air dan gas awal harus lebih kecil dari saturasi kritiknya agar gas dan air tidak diproduksikan dari reservoir. Untuk mengantisipasi penambahan nilai saturasi gas di reservoir yang mengakibatkan saturasi gas lebih besar dari saturasi kritiknya, maka tekanan gelembung dibuat lebih kecil dari tekanan alir di dasar sumur. Tekanan gelembung (pb) merupakan tekanan di mana fasa gas mulai keluar dari minyak. Reservoir berproduksi secara alami dengan mekanisme pendorongan adalah strong water drive. Data sifat fisik batuan reservoir yang digunakan dalam pembuatan makalah ini dapat dilihat pada Tabel 1 di bawah ini.

Tabel 1. Data sifat fisik batuan reservoir Parameter Dimensi Harga φ fraksi 0.17 (sektor 1)

0.15 (sektor 2) Swi fraksi 0.20 Swcr fraksi 0.25 Sgcr fraksi 0.10 Soi fraksi 0.80 Sor fraksi 0.30 cf psi-1 4.10-6

Skin fraksi 0 Besarnya input permeabilitas untuk model adalah seragam pada setiap arah x, y maupun z atau kx= ky=kz Data sifat fisik fluida reservoir dapat dilihat pada Tabel 2 di bawah ini.

Tabel 2. Data sifat fisik fluida reservoir Parameter Dimensi Harga SGgas fraksi 0.7 SGminyak API 30 SGair fraksi 0.96 μw @ 14.7 psi cp 0.313 cw psi-1 3.32E-06 Bw rb/STB 1.037762 Tr F 200 pi psi 1700 pb psi 114.78

Zulhendra, 12204064 Sem2 2007/2008 3

Data geometri reservoir dapat dilihat pada Tabel 3 di bawah ini.

Tabel 3. Data geometri reservoir Parameter Dimensi Harga

re ft 1500 rw ft 0.0762 Jarak antar lapisan

ft 30

III. PENENTUAN RASIO PRODUKSI Pada paper ini penentuan kontribusi tiap-tiap lapisan pada pengujian lapisan secara bersamaan, dilakukan dengan menggunakan pendekatan transmissivity ratio. Transmissivity ratio merupakan perbandingan antara kh suatu lapisan terhadap kh total. Secara matematis dapat ditulis seperti di bawah ini.

( )( ) ( )

totalo

lapisano

q

q

khkhkh

,

1,

21

1 =+

.........................(1)

dimana

2,1,, lapisanolapisanototalo qqq += ......................(2)

Ruas kiri dari persamaan (1) adalah transmissivity ratio sedangkan ruas kanan merupakan flow ratio, yaitu perbandingan laju alir lapisan 1 terhadap laju alir total. Transmissivity ratio didapatkan dari hasil perhitungan secara analitik, sedangkan flow ratio didapatkan dari hasil simulasi dengan menggunakan CMG Simulator. Kedua rasio tersebut menyatakan production ratio. IV. PENGARUH KARAKTERISTIK

SUMUR DAN RESERVOIR Persamaan (1) digunakan untuk reservoir dua lapis. Makalah ini hanya membahas pemakaian transmissivity ratio pada dua lapis reservoir dengan beberapa sensitivitas. Persamaan (1) diaplikasikan di lapangan dengan menggunakan beberapa asumsi, seperti: • Properti fluida homogen untuk semua

lapisan. • Selisih tekanan reservoir terhadap tekanan

alir sama pada setiap kedalaman. • Tidak ada skin.

Untuk mengetahui akurat atau tidaknya persamaan (1), maka dilakukan beberapa pengujian. Pengujian ini dibagi menjadi empat kategori, yaitu pengujian: 1. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas

yang seragam tiap lapisan yang diperforasi seluruhnya

2. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian.

3. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian

4. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang tidak seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian dengan sensitivitas terhadap ketebalannya.

Hasil dari ke-empat studi tersebut adalah sebagai berikut. 4.1 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan

permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi seluruhnya

Model memiliki permeabilitas yang seragam pada tiap lapisan. Nilai permeabilitas yang digunakan divariasikan besarnya. Gambar 1 menunjukkan bentuk model yang digunakan.

Gambar 1. Model reservoir untuk Kasus 4.1 Model dirun dengan menggunakan simulator sehingga diperoleh laju alir masing-masing lapisan dan laju alir total. Kemudian, dengan menggunakan pendekatan transmissivity ratio secara analitik, hasilnya dibandingkan dengan flow ratio yang didapat dari hasil simulasi. Selanjutnya, dibuat suatu grafik yang menunjukkan perbandingan keduanya. Gambar 2 menunjukkan grafik rasio simulasi vs rasio teoritik

K2, h2

K1, h1


Gambar 2. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik

untuk Kasus 4.1 Plot yang dihasilkan tidak jauh berbeda dari yang seharusnya. Tidak ada perbedaan yang signifikan dari hasil yang didapatkan dari hasil simulasi. Persentase kesalahan dari penggunaan flow ratio ini mendekati 0%. Dari penjelasan di atas, dapat ditarik suatu pemahaman bahwa keakuratan dalam perhitungan laju alir tiap lapisan menggunakan pendekatan transmissivity ratio sangat baik untuk kasus ini. 4.2 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan

permeabilitas yang berbeda tiap lapisan yang diperforasi seluruhnya

Model yang digunakan sama dengan kasus 4.1 tapi dilakukan sensitivitas terhadap nilai permeabilitasnya. Nilai permeabilitas pada lapisan paling atas dilakukan sensitivitas dari 1 mD sampai dengan permeabilitasnya seragam atau k1a sama dengan k1b, sedangkan untuk lapisan bawah, besarnya ditetapkan sama nilainya. Ketebalan lapisan h1a sama dengan h1b. Perforasi dilakukan pada seluruh ketebalan reservoir . Gambar 3 menunjukkan bentuk model reservoir yang digunakan dalam simulasi.

Gambar 3. Model reservoir untuk Kasus 4.1

Dengan cara yang sama dengan pengolahan data pada kasus 4.1 dimana persamaan (1) dimodifikasi menjadi:

( ) ( )( ) ( ) ( )

totalo

lapisano

ba

ba

q

q

khkhkhkhkh

,

1,

211

11 =++

+.........(3),

kita mendapatkan hasil seperti pada gambar 2. Gambar 2 menunjukkan grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk kasus 4.2.


untuk Kasus 4.2 Plot yang dihasilkan juga tidak jauh berbeda dari yang seharusnya bahkan bisa dikatakan sama. Tidak ada perbedaan yang signifikan dari hasil yang didapatkan dari hasil simulasi. Persentase kesalahan dari penggunaan flow ratio ini mendekati 0% Kesimpulan yang dapat diambil dari kasus ini adalah bahwa perhitungan alokasi produksi dengan menggunakan transmissivity ratio cukup baik untuk digunakan. 4.3 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan

permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian

Model reservoir untuk kasus ini sama dengan model reservoir pada kasus 4.1 tetapi dengan interval perforasinya setengah dari ketebalan produktifnya. Gambar 5 menunjukkan bentuk model yang digunakan.

K2, h2

K1b, h1b

K1a, h1a

Zulhendra, 12204064 Sem2 2007/2008 5

Gambar 5. Model reservoir untuk Kasus 4.3 Dari hasil running simulator, diperoleh data yang sama pada kasus-kasus sebelumnya. Kemudian perbandingan alokasi produksi yang didapat dari hasil simulasi diolah dengan dua metoda analitik yaitu dengan menggunakan ketebalan produktif total sebagai h1 atau bisa dituliskan dengan:

( )( ) ( )

totalo

lapisano

q

q

khkhkh

,

1,

21

1 =+

.........................(1)

dan yang kedua adalah dengan menggunakan ketebalan perforasi atau hp atau bisa dituliskan:

( )( ) ( )

totalo

lapisano

p

p

q

q

khkhkh

,

1,

2

=+

........................(4).

Hasil plot dapat dilihat pada gambar 6.


untuk Kasus 4.3

Persentase kesalahan yang didapat dari kedua hasil adalah seperti terlihat pada table berikut.

Tabel 4. Persentase kesalahan penggunaan persamaan untuk kasus 4.3

Permeabilitas lapisan yang diperforasi

persentase kesalahan maksimum, %

Dengan Pers. 1

Dengan Pers. 4

50 23.44 15.39100 16.00 11.63150 12.16 7.01200 9.81 6.75250 8.23 6.20

300 7.10 5.36 Dari tabel 4 dapat dilihat bahwa penggunaan persamaan 1 pada pengujian Kasus 4.3 menghasilkan persentase perbedaan yang lebih besar. 4.4 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan

permeabilitas yang tidak seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian dengan sensitivitas terhadap ketebalannya.

Kasus 4.4 ini, merupakan gabungan sensitivitas dari kasus 4.2 dan kasus 4.3. Model reservoir kasus ini ditunjukkan pada gambar 7.

Gambar 7. Model reservoir untuk Kasus 4.4

Pengolahan data dilakukan dilakukan seperti untuk kasus 4.2 yang menggunakan persamaan (3). Gambar 8 sampai dengan gambar 10 menunjukkan grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan yang berbeda-beda.

K1a, h1a

K2, h2

K1b, h1b

K1, h1

K2, h2



untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 24 ft




untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 180 ft Kemudian, juga dilakukan pengolahan data dengan menggunakan persamaan dibawah ini:

( )( ) ( )

totalo

lapisano

a

a

q

q

khkhkh

,

1,

21

1 =+

.........................(5)

Pada persamaan diatas, ketebalan yang digunakan adalah ketebalan perforasi yaitu h1a. Persamaan ini sama dengan persamaan (4). Hasil pengolahan data tersebut dapat dilihat pada gambar 11 sampai dengan gambar 13.






untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 180 ft Penggunaan persamaan (5) untuk menentukan kontribusi tiap lapisan pada kasus-kasus diatas akan menghasilkan persentase kesalahan yang cukup besar, berkisar antara 1-20%. Perbandingan persentase kesalahan maksimum penggunaan persamaan yang digunakan dapat dilihat pada tebel berikut.

Zulhendra, 12204064 Sem2 2007/2008 7

Tabel 5. Persentase kesalahan penggunaan persamaan untuk ketebalan 24 ft



Dengan Pers.1

Dengan Pers.5

50 23.44 15.39100 16.00 11.63150 12.16 7.01200 9.81 6.75

250 8.23 6.20

300 7.10 5.36


Permeabilitas lapisan yang diperforasi,

mD


Dengan Pers.1

Dengan Pers.5

50 14.99 13.60100 12.79 10.16150 10.84 7.91200 8.94 6.93250 7.67 5.61

300 6.63 4.65




Dengan Pers.1

Dengan Pers.5

50 12.68 7.64100 7.83 4.30150 5.67 2.98200 4.45 2.27250 3.67 1.83

300 3.12 1.54 Dari table diatas, dapat diketahui bahwa penggunaan persamaan (5) memberikan persentase kesalahan yang lebih kecil, bahkan mencapai setengah kali dibandingkan dengan persentase kesalahan jika menggunakan persamaan (1). Kesalahan penggunaan persamaan tersebut semakin kecil jika ketebalan reservoir semakin besar.

Pada Setiap grafik, terdapat garis yang menunjukkan batas toleransi kesalahan 5%. Dianggap, kesalahan 5% masih dapat diterima pada perhitungan lapangan. Pada grafik untuk penggunaan persamaan 1, dapat dilihat bahwa persamaan dapat digunakan pada permeabilitas yang besar dan juga ketebalan yang lebih besar. Pada permeabilitas lapisan yang diperforasi 50 mD, persamaan dapat digunakan sampai permeabilitas yang tidak diperforasi besarnya 25 mD atau setengah dari yang diatasnya. Untuk permeabilitas yang diperforasi lebih besar, perbandingan permeabilitas dibawahnya semakin besar atau bisa dikatakan, persamaan semakin baik digunakan. Pada grafik untuk penggunaan persamaan 5, hampir semua nilai berada dalam taraf toleransi kesalahan yang dianggap diizinkan. Ini terlihat dari semua nilai berada dalam batas gradient sama dengan satu dan garis batas kesalahan 5%. Semakin besar permeabilitas, semakin baik digunakan. Demikian pula ketebalannya, semakin tebal lapisan produktifnya, semakin baik persamaan ini digunakan. V. KESIMPULAN 1. Alokasi produksi untuk 2 lapisan reservoir

yang diproduksi secara commingle dan diperforasi pada seluruh ketebalan adalah:

( )( ) ( )

totalo

lapisano

q

q

khkhkh

,

1,

21

1 =+

..................(1)

atau bisa dimodifikasi menjadi:

( ) ( )( ) ( ) ( )

totalo

lapisano

ba

ba

q

q

khkhkhkhkh

,

1,

211

11 =++

+...(3)

2. Penentuan kontribusi lapisan dengan

menggunakan persamaan (1) pada kasus 4.1 dan 4.2 memberikan persentase perbedaan 0% .

3. Penentuan kontribusi lapisan dengan

menggunakan persamaan (1) atau persamaan (3) pada kasus 4.3 dan 4.4 dimana interval perforasinya setengah dari ketebalan produktifnya memberikan persentase perbedaan mencapai dalam kisaran 1-20% .

4. Persentase kesalahan pada poin 3 dapat

diperkecil jika digunakan persamaan (4) atau


persamaan (5) atau secara umum dapat ditulis:

( )( ) ( )

totalo

lapisano

p

p

q

q

khkhkh

,

1,

2

=+

...................(5)

dimana yang digunakan adalah kh pada lapisan yang diperforasi. Persentase kesalahannya bahkan dapat dikurangi mencapai setengah dari persentase kesalahn jika digunakan persamaan (1) ataupun (3).

5. Semakin besar ketebalan reservoir, penggunaan transmissivity ratio akan menghasilkan persentase perbedaan yang semakin kecil.

VI. SARAN Mengingat penentuan kontribusi tiap lapisan pada sumur commingle dengan cara menguji semua lapisan reservoir secara bersamaan memiliki kelebihan dari segi ekonomi, maka perlu dilakukan studi lebih lanjut dengan data yang lebih variatif terhadap model. VII. DAFTAR SIMBOL kx, ky, kz = permeabilitas absolut pada arah x, y

dan z, mD Swi = saturasi air awal, fraksi Swcr = saturasi air kritik, fraksi Swc = saturasi air konat, fraksi Sgcr = saturasi gas kritik, fraksi Soi = saturasi minyak awal, fraksi Sor = saturasi minyak sisa, fraksi kro = permeabilitas relatif minyak, fraksi cf = kompresibilitas batuan, psi-1 SG = Spesific Gravity, fraksi cw = kompresibilitas air, psi-1

Bw = faktor volum formasi air, RB/stb co = kompresibilitas minyak, psi-1 pr = tekanan reservoir, psi pb = tekanan titik gelembung, psi Tr = temperatur reservoir, oF pi = tekanan awal reservoir, psi re = jari-jari pengurasan, ft rw = jari- jari lubang sumur, ft h = ketebalan reservoir, ft A = luas daerah pengurasan, ft2 Bo = faktor volum formasi minyak,

RB/STB kh = transmissivity, mD-ft pwf = tekanan alir sumur, psi qo = laju alir minyak, STB/d ct = kompresibilitas total, psi-1

Huruf Yunani φ = porositas, fraksi μo = viskositas minyak, cp μw = viskositas air, cp Subskrip o = minyak w = air p = perforated VIII. UCAPAN TERIMA KASIH Penulis mengucapkan banyak terima kasih kepada DR. Ir. Taufan Marhaendrajana. sebagai pembimbing yang memberikan nasehat dan ide- ide yang berharga, dan Mas Amega serta M.Ridho,ST yang telah mengajarkan software CMG. Penulis juga mengucapkan terima kasih kepada perusahaan software simulasi reservoir CMG yang telah mengizinkan penulis untuk menggunakan software CMG untuk menyelesaikan makalah ini. IX. DAFTAR PUSTAKA 1. Ahmed, Tarekh., Reservoir Engineering

Handbook, Texas: Gulf Publishing Company, 1946

2. Economides, M.J., Hill, A.D., Ehlig-Economides, Christine., Petroleum Production System, New Jersey: Prentice Hall, 1993

3. Raghavan, R., Chen, J.C., Reynolds, A.C.,: “Pseudoskin caused by Partial Penetration”, SPE, December 1984

4. Ridho, M., “Pengaruh Perbedaan Jari-jari pengurasan dan Posisi Sumur dalam Menentukan Kontribusi Lapisan Produktif,” Tugas Akhir Program Studi Teknik Perminyakan ITB, Juli 2007.

Zulhendra, 12204064 Sem2 2007/2008 9

LAMPIRAN A

DATA PVT


Data PVT

P,psi Rs,scf/STB Bo,RB/STB Bg,RB/scf Vis

Oil,cp Vis

Gas,cp 14.7 3.1 1.0676 0.224976 3.4008 0.013057

21.37 3.74 1.0679 0.154664 3.3843 0.01306 28.04 4.39 1.0681 0.117802 3.3675 0.013064 34.71 5.05 1.0684 0.095108 3.3504 0.013067 41.38 5.73 1.0686 0.07973 3.3332 0.013071 48.06 6.43 1.0689 0.068607 3.3157 0.013075 54.73 7.14 1.0692 0.060209 3.2982 0.01308

61.4 7.86 1.0695 0.053637 3.2806 0.013084 68.07 8.59 1.0698 0.048352 3.2629 0.013089 74.74 9.34 1.0701 0.044011 3.2452 0.013094 81.42 10.09 1.0703 0.040376 3.2274 0.013098 88.09 10.86 1.0706 0.037296 3.2096 0.013103 94.76 11.63 1.0709 0.03465 3.1918 0.013109

101.43 12.41 1.0713 0.032352 3.1741 0.013114 108.11 13.2 1.0716 0.030335 3.1563 0.013119 114.78 14 1.0719 0.028555 3.1387 0.013125 991.82 152.37 1.1284 0.003078 1.6624 0.014311

1868.87 322.27 1.203 0.001565 1.1111 0.016104 2745.91 509.68 1.2903 0.001063 0.84 0.018462 3622.96 709.85 1.3882 0.000834 0.6802 0.021466

4500 920.21 1.4955 0.00071 0.5749 0.025247

Zulhendra, 12204064 Sem2 2007/2008 11

LAMPIRAN B

DATA SCAL


Data SCAL

Sw Krw Kro 0.22 0.00000 1.000000.24 0.00000 0.928080.25 0.00000 0.859370.28 0.00005 0.731320.31 0.00028 0.615460.34 0.00076 0.511370.37 0.00156 0.418630.40 0.00273 0.336790.43 0.00431 0.265390.46 0.00633 0.203930.49 0.00884 0.151920.52 0.01187 0.108800.55 0.01544 0.074000.58 0.01960 0.046910.61 0.02436 0.026860.64 0.02975 0.013080.67 0.03581 0.004750.70 0.04255 0.000840.73 0.05000 0.00000

So Krg Kro0.5200 0.05000 0.000000.5281 0.04255 0.000430.5363 0.03581 0.002450.5444 0.02975 0.006750.5525 0.02436 0.013850.5606 0.01960 0.024200.5688 0.01544 0.038170.5769 0.01187 0.056120.5850 0.00884 0.078360.5931 0.00633 0.105190.6013 0.00431 0.136890.6094 0.00273 0.173720.6175 0.00156 0.215940.6256 0.00076 0.263780.6338 0.00028 0.317470.6419 0.00005 0.377230.6500 0.00000 0.443280.6750 0.00000 0.688090.7000 0.00000 1.00000

studi karakteristik sumur dan reservoir · pdf filestudi karakteristik sumur dan reservoir...

Documents