Ramalan faktor perolehan.pdf

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.





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



- 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





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


- Tekanan titik gelembung (Pb), psia

- Viskositas minyak (µo), cp

- Faktor Volume Formasi pada Pb (Bob), RB/STB

- Densitas minyak pada Pb (ρob), grm/cc


- 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

=





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


- 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


- Saturasi gas awal (Sgo), fraksi

- Saturasi gas pada kondisi abandonment (Sga), fraksi

- Faktor Volume Formasi gas pada kondisi awal (Bgi), bbl/SCF





- 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


- 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.





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.





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





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





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





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 :





)(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





%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.





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





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=





- 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





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





- 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.





- 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





6.3. GAMBAR DAN TABEL YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Nomograph untuk Menentukan Recovery Factor Reservoir dengan Tenaga Pendorong

Air





Gambar 2. Nomograph untuk Menentukan Recovery Factor Reservoir dengan Tenaga Gas

Terlarut





Gambar 3. Grafik Constriction Coeffcient





Gambar 4. Drainage Modulus versus Recovery





Gambar 5. Drainage Modulus versus Rate of Recovery (Kartesian)





Gambar 6. Drainage Modulus versus Rate of Recovery (Log - Log)





Gambar 7. Nomograph untuk Menentukan Recovery Reservoir Kondensat





Gambar 8. Nomograph untuk Menentukan Gas In Place Reservoir Kondensat





Gambar 9. Nomograph untuk Menentukan IOIP Reservoir Kondensat





TABEL 1

Batasan Harga Karakteristik Batuan dan Fluida Reservoir untuk Digunakan pada Korelasi Arps

Ramalan faktor perolehan.pdf

Documents

Transcript of Ramalan faktor perolehan.pdf