Teknik Reservoir

Dosen:Dr. Ir. Dyah Rini Ratnaningsih, MT.

Dr. Ir. Yosaphat Sumantri, MT.Ir. Sunindyo, MT.

Ratna Widiyaningsih, ST, MSc.Endah Widiyaningsih, ST, MT.

Deskripsi Mata Kuliah

Memahami konsep teknik reservoir, meliputi:

- wadah,

- isi dan kondisi,

- jenis mekanisme pendorong yang menggerakkan sistem

fluida di dalam reservoir,

- kandungan hidrokarbon mula-mula,

- cadangan (reserves),

- ultimate recovery,

- recovery factor,

- kesetimbangan materi di dalam reservoir, dan

- perkiraan cadangan-sisa (remaining reserves) hidrokarbon.

Kompetensi Mata Kuliah:

1. Mampu menjelaskan reservoir hidrokarbon yang terdiri darikomponen: wadah, isi dan kondisi.

2. Memahami dan mendeskripsikan jenis mekanisme pendorongreservoir.

3. Mampu melakukan perhitungan kandungan mula-mula danperkiraan cadangan hidrokarbon secara volumetris, baik untukreservoir yang homogen maupun heterogen.

4. Mampu mengklasifikasikan dan memperkirakan cadanganhidrokarbon.

5. Mampu memahami konsep kesetimbangan materi dari sistem eksploitasi reservoir hidrokarbon.

6. Mampu melakukan perhitungan perkiraan kandungan hidrokarbonmula-mula berdasarkan konsep kesetimbangan materi (material balance).

7. Mampu melakukan penyederhanaan bentuk persamaan kesetimbangan materi dalam bentuk linier.

8. Mampu melakukan perhitungan perkiraan cadangan sisa reservoir hidrokarbon berdasarkan data penurunan produksi (decline curve).

Literatur Wajib:1. Craft , B.C. dan Hawkins, M.F., Applied Petroleum Reservoir Engineering,

Second Ed., Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey, 1991.

2. Dake L.P.,Fundamentals of Reservoir Engineering,

Development in Petroleum Science 8, Elsevier Scientific

Publishing Company, Amsterdam Oxford - New York, 1978.

3. Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook, 2nd Ed., Gulf Publishing Company, Boston, London, Auckland, Johannesbourg, Melbourne, New Delhi, 2001.

1. Clark Norman J., Element of Petroleum Reservoir,Henry L. Doherty Service, Revised Edition, AIME Inc,Dallas.

2. Cole , F.W., Reservoir Engineering Manual, Gulf Publishing Company, Houston Texas, 1961.

3. Ahmed Tarek dan Mc Kinney, P.D.,Advanced Reservoir Engineering, Gulf Professional Publishing, Burlington, Linacre House, 2005.

4. Satter A., Ph.D dan Thakur G.C., Ph.D, Integrated Petroleum ResevoirManagement: A Team Approach, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1994.

5. SPEJ dan JPT.

PENILAIAN

1 Kehadiran 10 %

2 Keaktifan di kelas 10 %

3 Tugas/Presentasi 20 %

4 Ujian Tengah Semester 30 %

5 Ujian Akhir Semester 30 %

Jumlah 100 %

Aturan Perkuliahan

Keterlambatan datang dikelas:Toleransi 10 menit

Sikap dan Etika di kelas:

Sopan

Berpakaian rapi

No food and drink

Tidak merokok

Shoes on feet

No sleepy face

Strongly Recommended:

1.Sebelum dan sesudah mengikuti kuliah/presentasi: Membaca modul, textbooks, catatan

sendiri (jika ada) Mengerjakan PR dan tugas sendiri (salah

benar bukan kriteria, tapi yang penting understanding)

Diskusi dengan classmates Bertanya kepada dosen/asisten.

2.Saat mengikuti kuliah/presentasi: Mencatat seperlunya (TIDAK MENYALIN) Bertanya.

PEMBAGIAN TUGAS

Kelas dibagi ke dalam 6 kelompok

Masing-masing kelompok bertugas mempelajari danmempresentasikan 1 pokok bahasan (akan diundi).

Anggota kelompok lain bertugas bertanya pada saat suatu kelompokpresentasi.

Bagi anggota kelompok penyaji, penilaian di dasarkan atas kualitaspresentasi dan jawaban terhadap pertanyaan dari kelompok lain.

Masing-masing anggota kelompok penyaji harus melakukanpresentasi dengan sebaik-baiknya (pembagian materi presentasididasarkan kesepakatan kelompok ybs.).

Bagi anggota kelompok bukan-penyaji, penilaian di dasarkan ataskeaktifan dan kualitas pertanyaan yang diajukan.

Bahan presentasi didasarkan pada modul kuliah dan bisa ditambahdari sumber lain yang relevan.

TABEL BAHAN KAJIAN sd. UTS

Kelompok-1: : Wadah, isi dan kondisi reservoir dan jenis reservoir berdasarkan perangkapnya.

Kelompok-2: Jenis eservoir berdasarkan fasa fluida dan mekanismependorongnya.

Kelompok-3: Review sifat-sifat fisik batuan reservoir.

Kelompok-4: Review sifat-sifat fisik fluida reservoir.

Kelompok-5: Klasifikasi cadangan hidrokarbon.

Kelompok-6: Perkiraan cadangan dengan metode Volumetris.

DEFINISI RESERVOIR

Reservoir adalah batuan yang porous dan permeableyang menjadi tempat terakumulasinya fluidahidrokarbon (minyak dan/atau gas) di bawahpermukaan tanah, yang memiliki suatu sistem tekananyang tunggal.

porous (berpori) berkaitan dgn storativitypermeable (lolos air) berkaitan dgn productivity

Wadah: Batuan ReservoirLapisan tudung (cap rock)Perangkap (trap)

KOMPONENRESERVOIR

Isi: Fluida Reservoir(hidrokarbon, air formasi)

Kondisi: P dan T

Unsur Penyusun Reservoir

GENERATION, MIGRATION, AND TRAPPING OF HYDROCARBONS

Reservoirrock

Seal

Migration route

HC-watercontact (HCWC)

Hydrocarbonaccumulation

in thereservoir rock

Top of maturity

Source rock

Fault(impermeable)

Seal

CONTOH-CONTOH RESERVOIR HIDROKARBON

A. Wadah (Batuan Reservoir)

Batupasir:

- Orthoquartzite

- Graywacke

- Arkose

(ketiga macam batupasir tersebut mempunyai komposisikimia yang berbeda-beda sesuai dengan sumber dan proses sedimentasinya).

Batuan Karbonat

Shale

Sifat Fisik Batuan Reservoir

Porositas Kompresibilitas

Permeabilitas absolut

Saturasi fluida Wetabilitas

Tekanan Kapiler

Permeabilitas Efektif dan Relatif Sifat Kelistrikan

B. Isi (Minyak, Gas, dan Air Formasi)

Sifat fisik minyak:- Densitas minyak- Viskositas minyak- Kelarutas gas dalam minyak- Faktor volume formasi minyak- Koefisien kompresibilitas minyak.

Sifat fisik gas:- Densitas gas- Viskositas gas- Faktor kompresibilitas gas- Faktor volume formasi gas- Koefisien Kompresibilitas gas.

Sifat fisik air formasi:- Densitas air formasi- Viskositas air formasi- Kelarutan gas dalam air formasi- Faktor volume formasi air- Koefisien Kompresibilitas air formasi.

C. Kondisi Reservoir

Kondisi reservoir meliputi tekanan reservoir dan temperatur reservoir.

Kondisi reservoir sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan maupunfluida reservoir (minyak, gas dan air formasi).

Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalamaan reservoir. Reservoir yang kedalamannya berbeda, tekanan dan temperaturnya juga berbeda .

C.1. Tekanan Reservoir

Tekanan reservoir adalah tekanan fluida yang ada di dalam pori-pori batuan reservoir.

Tekanan reservoir menyebabkan terjadinya aliran fluida di dalamreservoir ke dalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif lebihrendah.

Tekanan reservoir akan berkurang (turun) sejalan dengan lama waktuproduksi (banyaknya fluida reservoir yang terproduksi).

Tekanan yang bekerja di dalam reservoir pada dasarnyadisebabkan oleh :

1. Ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive reservoir, tenaga inidisebut dengan body force. Karena pengaruh gravitasi akibatperbedaan densitas antara minyak dan gas maka gas yang terpisahdari minyak akan terakumulasi pada puncak reservoir menjadi tudunggas. Pengembangan tudung gas ini dapat mendorong minyak mengalirkedalam sumur produksi.

2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya tekananhidrostatik dan/atau beban formasi di atasnya (overburden).

3. Pengembangan gas yang semula terlarut di dalam minyak padareservoir solution gas drive. Perbedaannya dengan reservoir gas cap drive adalah bahwa gas yang terjadi (terbebaskan dari minyak) tidakterperangkap di dalam pori-pori batuan tetapi mengalir bersamaminyak ke dalam sumur produksi.

4. Tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi olehtegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.

Pc

or

hei

gh

t

0,20 1,00

Zona

Transisi

Zona

Non-Wetting

Free Water Level

h = Pc / f .g

P90

P50

P10

C.2. Temperatur Reservoir

Keadaan batuan kulit bumi, makin kedalam temperaturnyamakin tinggi. Dengan anggapan ini, maka temperaturbatuan formasi atau reservoir akan bertambah denganbertambahnya kedalaman.

Td = Ta + Gt D

dimana :

Td : Temperatur formasi pada kedalaman D ft, oF

Ta : Temperatur permukaan rata-rata, oF

Gt : Gradien temperatur, oF/100 ft

D : Kedalaman, ratusan ft.

Dasar-Dasar

Klasifikasi Reservoir

Dasar Jenis-jenis Reservoir

Komposisi BatuanSandstone (batupasir), carbonate, shaly sand, fractured shale

Sementasi ButiranFriable, unconsolidated, consolidated

Sistem Porositas Single porosity, dual porosity

Jenis Perangkap Struktur, stratigrafi, kombinasi

Sistem HidrokarbonHeavy oil, light oil, condensate, wet gas, dry gas

Mekanisme PendorongGas cap, solution gas, water aquifer, gravity drainage

Kondisi Saturasi Fluida Saturated (jenuh), undersaturated

JENIS-JENIS RESERVOIR

1. Berdasarkan Perangkap

2. Berdasarkan Fasa Fluida Reservoir

3. Berdasarkan Mekanisme Pendorong

24

1. Berdasarkan Perangkap

25

a. Perangkap Struktur

b. Perangkap Stratigrafi

c. Perangkap Kombinasi

a. Perangkap StrukturPerangkap yang terbentuk akibat adanya gejala-gejala tektonikatau struktur, seperti perlipatan dan patahan.

b. Perangkap StratigrafiTerbentuk karena perubahan lithologi batuan, seperti batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain, atau batuan yang karakteristik reservoirnya menghilang sehingga menjadi penghalangpermeabilitas.

Perangkap Stratigrafi

Pinch out Channel

c. Perangkap KombinasiPerangkap yang terbentuk karena kombinasi antara perangkapstruktur dan perangkap stratigrafi.

Interseksi suatu

patahan dengan

suatu bagian ujung

pengendapan porous

dan permeabel

Perangkap Kombinasi

Perlipatan suatu

bagian reservoir dan

pembajian

2. Berdasarkan Fasa Fluida

Reservoir Minyak

Reservoir Gas Kondensat

Reservoir Gas

31

Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir

(Craft dan Hawkins, Applied Petroleum Reservoir Engineering, 1991)

32

Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir

(Craft dan Hawkins, Applied Petroleum Reservoir Engineering, 1991)

33

A. Reservoir Minyak

Reservoir Minyak Tak-Jenuh (Under -saturated)

Tekanan reservoir > tekanan gelembung.

Fluida reservoir hanya terdiri dari satu fasa yaitu fasa cair, karenaseluruh fasa gas terlarut dalam fasa minyak.

34

35

Reservoir Minyak Jenuh (Saturated)

P dan T terletak di dalam daerah dua fasa.

Tekanan reservoir tekanan jenuh (Pb).

Ada dua fasa fluida di reservoir, dimana zona cair(minyak) yang berada di bawah zona gas (tudunggas atau gas cap).

Under-saturated dan Saturated Reservoir(Ahmed, T., Hydrocarbon Phase Behavior, 1989)

36

B. Reservoir Gas Kondensat

Temperatur reservoir terletak antara temperatur kritis dankrikondenterm.

Tekanan reservoir terletak di atas tekanan upper dew point (titik embunatas).

Saat tek. reservoir turun mencapai tek. upper dew point (titik 2) makasebagian gas mulai mencair, dan cairan mencapai maksimum saat tek. reservoir turun mencapai batas bawah daerah retrograd (titik 3).

Penurunan tekanan lebih lanjut (titik 4) tidak akan menambah cairantetapi sebaliknya justru menyebabkan penguapan kembali dari cairanyang telah terbentuk (peristiwa retrograde).

37

Reservoir Gas Kondensat(Ahmed, T., Hydrocarbon Phase Behavior, 1989)

38

C. Reservoir Gas

Reservoir Gas BasahMengandung fraksi berat yang lebih banyak daripada gas kering.

Fluida hidrokarbon di dalam reservoir berupa gas secara keseluruhan, akan tetapi dalam proses produksinya sebagian gas berubah menjadicairan (kondensat) pada kondisi permukaan.

39

40

Reservoir Gas Kering

Kandungan utamanya adalah fraksi ringan sepertimethana dan ethana.

Kondisi reservoir maupun separator untuk reservoir ini terletak di luar daerah dua fasa (daerah gas), sehingga di permukaan tidak dijumpai HK cair.

Reservoir Gas Basah(Ahmed, T., Hydrocarbon Phase Behavior, 1989)

41

Reservoir Gas Kering(Ahmed, T., Hydrocarbon Phase Behavior, 1989)

3. Berdasarkan TenagaPendorong

Tenaga pendorong reservoir adalah tenaga alamiahyang dapat menggerakkan minyak di dalam reservoir menuju ke dalam sumur.

Dapat berupa:

1. Rock and Liquid Expansion,2. Depletion (Solution Gas) Drive,3. Gas Cap Drive,4. Water Drive,5. Segregation (Gravity Drainage) Drive,6. Combination Drive.

1. Rock and Liquid ExpansionDrive Reservoir

Pada tekanan (res. maupun dasar sumur) di atas bubble-point, hanyaada minyak, air-konat (interstitial), dan batuan reservoir di dalamreservoir.

Sejalan dengan penurunan tek. reservoir akibat produksi minyakmaka batuan, air konat, dan minyak memuai sesuai dengankompresibilitas masing-masing. Akibatnya, volume pori batuanreservoir mengecil dan volume fluida bertambah sehingga air danminyak terdorong keluar dari pori-pori batuan menuju ke lubangsumur.

Karena kompresibilitas batuan, air konat, dan minyak relatif kecilmaka mekanisme dorong ini termasuk mekanisme pendorong yang paling tidak efisien dan hanya menghasilkan produksi minyak yang relatif sedikit.

Tenaga dorong ini dicirikan oleh tekanan reservoir yang cepat turundan gas oil ratio (GOR) yang konstan.

2. Depletion (Solution Gas)Drive Reservoir

Tenaga pendorong solution gas (depletion gas) drive, berasal dari pengembangan gas yang terbebaskan dari minyak sebagai akibat penurunan tekanan selama proses produksi.

Gas yang terbebaskan dari minyak membentuk gelembung-gelembung gas, dan bersama minyak membentuk aliran dua fasa menuju sumur.

Reservoir depletion gas drive dapat memproduksikan minyak karena pengembangan gas, jika gas yang terbebaskan dari cairan tidak membentuk gas cap.

44

Ciri-ciri DepletionDrive Reservoir

45

P > Pb

P Pb

Kondisi awal adalah reservoir tak-jenuh Tek. reservoir dipertahankan oleh keluarnya

gas dari cairan Tek. reservoir turun cepat dan kontinyu Producing GOR konstan pada P > Pb, kmd.

naik ke suatu harga maksimum, selanjutnya turun dengan cepat

Perlu cara prod. artificial lift lebih awal Recovery factor antara 5-30%

3. Gas Cap Drive Reservoir

Apabila tekanan reservoir berada di bawah tekanan gelembung (tek. saturasi) minyak, maka fraksi ringan akan terbebaskan dari minyak dan membentuk fasa gas yang kemudian terakumulasi di bagian atas zona minyak membentuk tudung gas (gas cap).

Bila terjadi penurunan tekanan akibat diproduksikannya minyak, maka gas cap yang memilikikompresibilitas tinggi akan mengembang dan menekan zona minyak di bawahnya.

Ciri-ciri Gas Cap Drive Reservoir

P < Pb

Tek. reservoir turun perlahan dan kontinyu

Producing GOR meningkat secara kontinyu di sumur-sumur pada struktur atas (akibat coning)

Sumur-sumur bisa berproduksi secara natural flow dalam waktu lama bila volume gas cap besar

Recovery factor antara 20 40%

4. Water Drive Reservoir

Bila suatu reservoir berhubungan dengan aquifer yang besar, maka selama proses produksi berlangsung, air akan masuk ke dalam reservoir mendesak minyak dan mengisi pori-pori batuan yang telah ditinggalkan oleh minyak yang terproduksi.

Proses ini terjadi akibat pengembangan volume air di dalam aquiver dan penyusutan pori-pori batuan yang disebabkan oleh penurunan tekanan reservoir.

Masuknya air ke dalam zona minyak menyerupaiproses pendorongan, dimana air berfungsi sebagai fluida pendorong dan minyak sebagai fluida yang didorong.

Mekanisme ini merupakan mekanisme pendorong yang paling efisien.

P > Pb

Ciri-ciri Water Drive Reservoir

P > Pb

Tekanan reservoir tetap tinggi

Producing GOR tetap rendah

Produksi air ada sejak awal dan semakin lama semakin tinggi

Sumur-sumur berproduksi secara sembur alam sampai produksi air menjadi berlebihan

Recovery factor 35 75%

5. Segregation (Gravity) DriveReservoir

P Pb

Reservoir dengan kemiringan (dip) tinggi

Permeabilitas batuan tinggi dalam arah dip (kemiringan lapisan)

Gas cenderung migrasi ke updip, minyak migrasi ke downdip ke arah sumur, sehingga energi gas terperangkap secara alamiah

Recovery factor tinggi, mirip water drive

Primary Gas Cap

6. Combination Drive Reservoir

Pada suatu reservoir umumnya dijumpai dua atau lebih mekanisme pendorong yang bekerja bersama-sama, dalam keadaan tersebut reservoirnya disebut dengan combination drive reservoar.

Ciri-ciri Combination Drive Reservoir Penurunan tekanan

relatif cukup cepat secarateratur

Laju pengurasan naiksecara perlahan

Apabila terdapat gas cap, maka pada sumur-sumuryang terletak di bagianatas reservoir akanmenghasilkan GOR yang cukup besar.

Faktor perolehan lebih besar dibanding dengansolution gas drive tetapi lebih kecil jika dibandingkandengan gas cap dan water drive.

TUGAS:

54

55

REVIEWSIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR

Sifat-Sifat FisikBatuan Reservoir:

1. Porositas

2. Kompresibilitas

3. Saturasi Fluida

4. Wetabilitas

5. Tekanan Kapiler

6. Permeabilitas

57

Porositas adalah perbandingan antara volume ruang pori terhadap volume bulk batuan.

Vb

Vp

VbVsVb

Vb : vol. bulk batuan.Vs : vol. padatan (grain).Vp : vol. ruang pori.

1. Porositas Batuan

Porositas menentukan volume fluida yang bisaterkandung di dalam batuan (storage capacity).

58

Porositas Absolut:

Perbandingan antara volume pori total (saling berhub. maupuntidak) thd. volume bulk batuan.

Porositas Efektif:

Perbandingan antara volume pori yang saling berhubunganterhadap volume bulk batuan.

A. Berdasarkan hubungan antar porinya:

B. Berdasarkan waktu terjadinya:

Porositas Primer:

Terbentuk bersamaan proses pengendapan.

Porositas Sekunder:

Terbentuk setelah proses pengendapan sebagai hasil dari prosespelarutan, kekar, dolomitisasi, dsb.

59

1. Tipe kemasan (packing).2. Bentuk butiran (roundness atau angularity).3. Pemilahan butir (sorting).4. Kompaksi.5. Faktor sementasi.6. Kontribusi porositas sekunder.

60

Cubic

Vb = (2r)3 = 8r3

Vs = (4/3)pr3

Porosity = 47,6%

Rhombohedral

Porosity = 25,96%

61

Tipikal porositas beberapa batuan sedimen:

- Soil: 55% - Gravel & pasir: 20-50%- Lempung (clay): 50-70%- Batupasir: 5-30%- Batu gamping (limestone): 10-30%- Batubeku yang rekah-rekah: 10-40%

Klasifikasi harga porositas batuan reservoir:

- insignificant : 0% - 5% - poor : 5% - 10%- fair : 10% - 15%- good : 15% - 20%- excellent : > 20%

62

Pada keadaan statis, gaya (beban) overburden harus diimbangi olehgaya ke atas dari matriks batuan danfluida di dalam pori-pori.

2. Jadi:

4.

1.

Ketika fluida diproduksikan dari reservoir, maka tekanan fluida (P) turun sementara

tekanan overburden konstan, dan:

(a) gaya terhadap matriks naik ( net compaction pressure, Pr=Po-P)

(b) bulk volume mengecil (turun), dan

(c) volume pori mengecil (turun).

3. Gradien tekanan normal:

dpo/dZ = 1.0 psi/ft dan dp/dZ = 0.465 psi/ft

Fo

Fr Ff

Fo = Fr + FfdanPo = Pr + P

2. Kopresibilitas Batuan

brb

p

b

b

b

CCCC

dP

dV

VC

1

*

63

dP

dV

VC r

r

r

1

*

1

dP

dV

VC

p

p

p

Cr : kompressibilitas matriks batuan, tekanan-1

(biasanya Cr 0)

Cp: kompressibilitas pori, tekanan-1

Cb: kompressibilitas bulk, tekanan-1

Vr : volume padatan (matriks)

Vp: volume pori

Vb: volume bulk batuan

P : tekanan hidrostatik fluida (pori)

P* : tekanan luar (overburden)

: porositas, fraksi.

Kompresibilitas pori (Cp) sering disebut juga sebagaikompresibilitas formasi (Cf) (Tiab, 2004).

Hall (1953) meneliti hubungan kompresibilitas formasidengan porositas dan mendapatkan:

64

Cf : kompresibilitas formasi (pori), psi-1

: porositas, fraksi.

415.0

6x

10

87.1 fC

fwwggoot CSCSCSCC

65

Kompresibilitas total formasi dan fluida didefinisikan

sebagai:

Bila kompresibilitas total formasi diabaikan, maka OOIP

(metoda Material Balance) bisa 30% sd. 100% lebih besar

dari harga sebenarnya (Hall, 1953).

Ct : Kompressibilitas total formasi, tekanan-1

Co: Kompressibilitas minyak, tekanan-1

Cg: Kompressibilitas gas, tekanan-1

Cw: Kompresibilitas air, tekanan-1

Cf : Kompresibilitas formasi, tekanan-1

So : Saturasi minyak, fraksi

Sg : Saturasi gas, fraksi

Sw : Saturasi air, fraksi.

66

3. Saturasi Fluida

volume pori yang diisi oleh minyakSo =

volume pori yang saling berhubungan

volume pori yang diisi oleh airSw =


volume pori yang diisi oleh gasSg =


Perbandingan antara volume pori batuan yang

ditempati oleh fluida dengan volume pori efektif

(saling berhubungan) batuan.

67

Hal-Hal Penting Mengenai Saturasi:

Sg + So + Sw = 1

So Vb + Sg Vb = (1 Sw) Vb

Saturasi fluida bervariasi terhadap posisi di dalam reservoir.

68

4. Wetabilitas (Wettability) Bila gaya kohesi antar molekul-molekul suatu fluida lebih

kecil daripada gaya adhesi antara molekul fluida denganpermukaan padatan, maka dikatakan fluida tersebutbersifat membasahi padatan.

Air membasahi permukaan kaca.

Air-raksa (mercury) tidak membasahi permukaan kaca.

Wetabilitas atau tingkat kebasahan adalah kemampuanfluida untuk membasahi padatan.

Wetabilitas suatu fluida dinyatakan dengan sudut kontak(contact-angle = q ).

q < 90o berarti fluida membasahi padatan (batuan), q > 90oberarti fluida tidak membasahi padatan.

Faktor yang mempengaruhi:

komposisi kimia fluida, komposisi kimia (mineral) padatan, dan temperatur.

5. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaantekanan antara permukaan dua fluida yang tidaksaling-campur (immiscible) sebagai akibat terjadinyapertemuan permukaan yang memisahkan mereka.

Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaantekanan antara fluida non-wetting phase denganfluida wetting phase, atau :

Pc = Pnw - Pw

70

Tekanan kapiler dalam pipa kapiler tergantung pada jari-jari pipa danjenis fluida yang ada.

Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut:

dimana :

Pc = tekanan kapiler

= tegangan antar-muka antara dua fluida

q = sudut kontak fluida pembasah

r = jari-jari pipa kapiler

= perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kenaikan fluida pembasah dalam pipa kapiler. 71

Pr

g hc 2. .cos

. . q

Untuk sistem butiran yang teratur danseragam, Plateau mengemukakan pers. tekanan kapiler sbb.:

R1 dan R2 = jari-jari prinsipal lengkunganbidang antar-muka dari sistemfluida dalam pori-pori batuan.

Rm = jari-jari rata-rata (mean)

wnw = tegangan antar-muka fluida

pembasah dan bukan-pembasah.

Sw

Pc

or

hei

gh

t

0,20 1,00

Zona Transisi

Zona

Non-Wetting

Free Water Level

h = Pc / f .g

P90

P50

P10

Kurva Tekanan Kapiler dan Ketinggian vs Sw(Wright dan Woddy, 1955)

6. Permeabilitas

Kemampuan suatu batuan (media berpori) untukmeloloskan fluida yang ada di dalam pori-porinya.

Permeabilitas absolut; bila fluida yang mengisi ruang poridan mengalir di dalam media berpori hanya satu fasa.

Permeabilitas efektif; bila fluida yang mengisi ruang porilebih dari satu fasa.

Permeabilitas relatif; perbandingan antara permeabilitasefektif dengan permeabilitas dasar (base permeability). Base permeability bisa berupa k absolut atau knw pada saatSw=Swirr.

h1-h2

h1

h2(Panjang kolom pasir) L

q

A

q

A

Aliran Laminer Steady State

Q = KA (h1-h2)/L

K = konstanta proporsionalitas

h1>h2 untuk aliran downward

Konstanta Darcy K kemudian diketahui merupakankombinasi dari: k (permeabilitas media pori), dan (viscositascairan).

K = (k/)

Untuk aliran linier horizontal, pers. Darcy menjadi:

atau L

PPkAQ

21

L

PkAQ

Q = laju alir (cc/detik)

P = tekanan (atm),

A = luas penampang media pori (cm2),

L = panjang media pori (cm)

= viskositas fluida (centipoise),k = permeabilitas (darcy = 0,987 m2).

Faktor yang menentukan permeabilitasabsolut :Porositas

Bentuk dan ukuran pori-pori

Hubungan antar pori-pori.

Sumber: Tiab and Donaldson, 1996

Bila di dalam media berpori terdapat lebih dari satu fluida(misal: minyak dan air, atau gas dan air, atau minyak, gas, danair) maka pers. Darcy perlu di-generalisir dengan memasukkankonsep permeabilitas efektif.

Permeabilitas efektif adalah tingkat kemampuan media berporiuntuk mengalirkan suatu fasa fluida bila di dalam media berpori terdapat lebih dari satu fluida.

Anggapan dalam konsep permeabilitas efektif adalah masing-masing fluida tidak saling-campur (immiscible), sehingga pers. Darcy dapat diberlakukan kepada masing-masing fluida.

Oil:

Water:

Gas:

L

PAkq

o

ooo

L

PAkq

w

www

L

PAkq

g

gg

g

Pers. Aliran steady state, 1-D, linier

horizontal (satuan Darcy):

qn = laju alir volumetrik untuk fasa, n

A = luas penampang aliran

Pn = penurunan tekanan alir untukfasa-n

n = viscositas fluida untuk fasa-n

L = panjang aliran.

Permeabilitas efektif minyak, gas, dan air adalah: ko, kg, dan kw

0.40

0

0.20

0.400 1.000.600.20 0.80

Water Saturation (fraction)

Re

lati

ve

Pe

rme

ab

ilit

y (

fra

cti

on

) 1.00

0.60

0.80

Water

krw @ Sor

Oil

Two-Phase Flow

Region

kro @ SwirrSifat kebasahan batuan danarah perubahan saturasi perlu

dipertimbangkan

Drainage (pengurangansaturasi fluida pembasah)

Imbibition (penambahansaturasi fluida pembasah).

Harga permeabilitas dasar(base) yang digunakan untuk

menormalisasi kurva

permeabilitas relatif ini adalah

kro @ Swirr

Bila Sw naik, kro turun dan krwnaik sampai mencapai saturasi

minyak residual

Modified from NExT, 1999

Imbibition Relative Permeability

Saturasi fluida

Geometri pori-pori dan distribusi ukuran pori-pori

Sifat kebasahan (wettability)

Sejarah saturasi fluida (imbibition atau drainage).

0.4

0

0.2

400 1006020 80

Water Saturation (% PV)

Re

lati

ve

Pe

rme

ab

ilit

y, F

rac

tio

n

1.0

0.6

0.8

Water

Oil

Strongly Water-Wet Rock

Rela

tive P

erm

eab

ilit

y, F

racti

on

0.4

0

0.2

400 1006020 80

Water Saturation (% PV)

1.0

0.6

0.8

WaterOil

Strongly Oil-Wet Rock

Air mengalir secara lebih bebas Saturasi minyak residual tinggi

Modified from NExT, 1999

Untuk sistem 2-fasa minyak-air

Bila batuan basah-air (water wet): Saturasi air irreducible, 0 Swirr 0.25

Perpotongan kurva pada Sw > 0.5

Harga krw pada Sor biasanya 0.3

Bila batuan basah-minyak (oil wet): Saturasi air irreducible, 0.1 Swirr 0.15

Perpotongan kurva pada Sw < 0.5

Harga krw pada Sor biasanya 0.5

YS 15/9/08

Fluida hidrokarbon yang dimaksud adalah minyak dan gas bumi.

Gas dan minyak bumi tersusun dari senyawa hidrokarbon yang memiliki struktur dan berat molekul yang bervariasi.

Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul ringan,

maka pada temperatur dan tekanan permukaan akan berbentuk gas,

dan dikenal sebagai gas alam (natural gas) atau gas bumi.

Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul berat, maka

pada temperatur dan tekanan normal akan akan berbentuk cairan,

dan dikenal sebagai minyak mentah (crude oil) atau minyak bumi.

Sifat-sifat fisik fluida hidrokarbon yg diperlukan dalam perhitungan

reservoir antara lain: faktor Z gas, kompresibilitas (C) gas dan

minyak, kelarutan gas dalam cairan (Rs), faktor volume formasi (FVF)

gas dan minyak, dan faktor volume formasi total.

Komponen Penyususun Gas dari Sumur Gas

(Non-asociated Gas)

Komponen % mol

Hidrokarbon:

Methane

Ethane

Prophane

Butane

Pentane

Hexane

Heptane

Non Hidrokarbon:

Nitrogen

Carbon dioxide

Hidrogen Sulfide

Helium

50 92 %

5 15 %

2 14 %

1 10 %

trace 5 %

trace 2 %

s/d 1.5%

trace 10 %trace 4 %trace 6 %tidak ada

YS 15/9/08

Komponen % mol

Hidrokarbon:

Methane

Ethane

Prophane

Butane

Pentane

Hexane

Heptane

Non Hidrokarbon:

Nitrogen

Carbon dioxide

Hidrogen sulfide

Helium

70 98 %

1 10 %

trace 5 %

trace 2 %

trace 1 %

trace 0.5 %

kecil (biasanya

tidak ada)

Trace 15 %

Trace 1 %

Kadang-kadang

s/d 5 %

Komponen Penyusun Gas dariSumur Minyak(Asociated Gas)

Komponen Pembentuk Crude Oil

Elemen (Unsur) % Berat

Carbon

Hidrogen

Sulfur

Nitrogen

Oksigen

84 87

11 14

0,06 2,0

0,1 2,0

0,1 2,0

YS 15/9/08

YS 15/9/08

Sifat-Fisik Gas Hidrokarbon

YS 15/9/08

Persamaan gas nyata:PV = Z m RT/M atau PV = Z n RT

Harga faktor Z dapat ditentukan dengan: Korelasi Standing dan Katz, Pers. keadaan (EOS), misal: Pers. Soave-Redlich-Kwong (SRK)

Penentuan harga Z gas alam dengan korelasi Standing dan Katz danpersamaan keadaan (EOS) memerlukan harga tekanan tereduksisemu (Ppr) dan temperatur tereduksi semu (Tpr).

Tekanan tereduksi: Ppr=P/Ppc

Temperatur tereduksi: Tpr=T/Tpc

dimana: Ppc = yi Pci

Tpc = yi Tciyi = fraksi mol komponen (gas murni) ke-i didalam sistem,Pci= tekanan kritis komponen ke-i (dari tabel),Tci = temperatur kritis komponen ke-i.(dari tabel).

1. Faktor Kompresibilitas (Deviasi) Gas (Z)

Tabel 5.1 Konstanta Fisik Beberapa Senyawa HK dan Impurities

YS 1/12/0891

Tabel 5.1a Generalized Physycal Properties of C6 to C45

YS 1/12/0892

Tabel 5.1a Generalized Physycal Properties of C6 to C45(lanjutan)

YS 1/12/0893

YS 15/9/08

Ppc dan Tpc campuran gas hidrokarbon (di permukaan) dapat jugaditentukan dengan grafik (Gambar 4.1) atau persamaanStanding:

Tc = 168 + 325 (gg) - 12,5 (gg)2

Pc = 677 + 15 (gg) - 37,5 (gg)2

dimana: gg adalah specific gravity gas atau campuran gas.

Gb. 4.1Pseudo-critical properties of natural gases.

YS 15/9/08

Harga Ppr dan Tpr ditentukan, kemudian harga faktor Z campurangas ditentukan dengan menggunakan grafik Gambar 4.2, Gambar4.3, atau Gambar 4.4 (sesuai dengan tinggi rendahnya harga Ppr).

Bila gas alam mengandung impurities, seperti CO2, H2S, N2, makapenentuan faktor Z perlu dikoreksi dengan berbagai cara, al:

a. Cara Eilerts, Sage, dan Lacey (CO2, H2S, dan N2)b. Koreksi Cara Wichert dan Aziz (CO2 dan H2S)c. Cara Carr, Kobayashi dan Burrows (CO2, H2S, dan N2)

Faktor Koreksi Terhadap Pc dan Tc Untuk Setiap 1 % mol Impuritis(Carr, Kobayashi dan Burrows)

Impurities Koreksi Tc, oR Koreksi Pc, psia

CO2 - 0,8 + 4,4

H2S + 1,3 + 6,0

N2 - 2,5 - 1,7

Faktor Z dengan metoda Standing dan Katz

YS 15/9/08

Gb. 4.3 Grafik faktor Z untukharga Ppr 1,5

Gb. 4.2 Grafik faktor Z untukharga Ppr 0,07

YS 15/9/08

Gb. 4.4 Grafik faktorZ untuk harga Ppr > 1,5

YS 1/12/08

98

Contoh soal:

Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut:

Komponen Fraksi,Mol

CH4 0,60

C2H6 0,05

CO2 0,10

H2S 0,20

N2 0,05

Ditanyakan :a) Harga faktor kompresibilitas gas pada temperatur 200 oF dan

tekanan 1500 psia, bila dihitung dengan metode Standing danKatz dan koreksi Carr et.al.

YS 1/12/08

99

Penyelesaian:

a)Dengan metode Standing & Katz.

Komponen Fraksi

Mol

Pc(Psia)

Tabel 5.1

Tc (oR)

Tabel 5.1

yiPc yiTc

CH4 0,60 673,10 343,30 403,86 205,98

C2H6 0,05 708,30 549,00 35,41 27,88

CO2 0,10 1073,00 548,00 107,30 54,80

H2S 0,20 1306,00 672,70 261,20 134,54

N2 0,05 492,00 227,20 24,60 11,36

1,00 832,37 434,56

Dari perhitungan diatas diperoleh : Ppc = 832,37 psia.Tpc = 434,56 oR.

YS 1/12/08

100

52,187,987

1500prP

50,106,440

200460

prT

Dengan metode Carr et.al., maka Ppc dan Tpc perlu dikoreksiterhadap impurities (lihat Tabel 5.2), sebagai berikut:

Tpc kor = Tpc 0,8 x 10 + 1,3 x 20 2,5 x 5

= 434,56 8,00 + 26,00 12,50 = 440,06 oR.

Ppc kor = Ppc + 4,4 x 10 + 6,0 x 20 1,70 x 5

= 832,37 + 44,0 + 120 8,50 = 987,87 psia.

Dari grafik Gambar 5.4 diperoleh Z = 0,86.

Kerjakan sendiri jawaban untuk pertanyaan b) dan c).

Impurities Koreksi Tc, oR Koreksi Pc, psia

CO2 - 0,8 + 4,4

H2S + 1,3 + 6,0

N2 - 2,5 - 1,7

YS 1/12/08101

Redlich dan Kwong mengusulkan suatu persamaan keadaan yang memperhitungkan pengaruh temperatur terhadap gaya tarik-menarik molekuler sbb.:

..(3-24)

RTbVbVVT

ap M

MM

)(

)(2/1

RTbVbVV

ap M

MM

T

)(

)(

Perhitungan Z dengan Persamaan Soave-Redlich-Kwong

Soave kemudian memodifikasi Pers. (3-24) dengan menggantia/T1/2 dengan suatu besaran aT yang merupakan fungsitemperatur sehingga menjadi:

..(3-25)

Pers. (3-25) kemudian dikenal sebagai persamaan Soave-Redlich-Kwong (SRK).

VM dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. samadengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = VM/(RT).

dimana:

aT = aC a

b = 0,08664

aC = 0,42747

a = {1 + m(1 Tr1/2)}2

m = 0,480 + 1,574w 0,176w2

w = -(log Pvr + 1) pada Tr = 0,7

Pvr = tekanan uap tereduksi

Tr = temperature tereduksi

VM = volume molar = volume setiap lb-mole gas.

YS 1/12/08102

c

c

P

TR 22c

c

P

RT

YS 1/12/08

103

Contoh soal:

Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut:

Komponen Fraksi,Mol

CH4 0,60

C2H6 0,05

CO2 0,10

H2S 0,20

N2 0,05

Hitung volume 20 lb-mol gas pada T = 200 oF dan P = 1500 psiadengan menggunakan Pers. Soave-Redlich-Kwong.

YS 1/12/08

104

Komponen yi Pc(Psia) Tc (oR) yiPc yiTc wi

(Tabel 5.1)yi wi

CH4 0,60 673,10 343,30 403,86 205,98 0,013 0,0078

C2H6 0,05 708,30 549,00 35,41 27,88 0,015 0,0008

CO2 0,10 1073,00 548,00 107,30 54,80 0,225 0,0225

H2S 0,20 1306,00 672,70 261,20 134,54 0,106 0,0212

N2 0,05 492,00 227,20 24,60 11,36 0.035 0,0018

1,00 832,37 434,56 0,0541

Jawab:

Menghitung Pc, Tc, w dan Tr campuran gas.

Pc = 832,37 psia, Tc = 434,56 oR dan w = 0,0541

Tr = (460+200)/434,56 = 1,519

YS 1/12/08

105

m = 0,480 + 1,574w 0,176w2

= 0,480 + 1,574 x 0,0541 0,176 x (0,0541)2

= 0,5646

a = {1 + m(1 Tr1/2)}2

= {1 + 0,5646 (1 1,519)2

= 0,7548

aC = 0,42747 (R2Tc2/Pc)

= 0,42747 (10,732 x 434,562/832,37)

= 11165,756

aT = aCa = 11165,756 x 0,7548 = 8428

b = 0,08664 (RTc/Pc)

= 0,8664 (10,73 x 434,56/832,37) = 0,4853

YS 1/12/08

106

Misalkan VM = 3 cuft/lb-mole

maka:

= 2306,052 x 2,5147 7081,80

= - 1282,80

Misal VM = 5 cuft/lb-mole

Maka:

= 1077,60

RTbVbVV

ap M

MM

T

)(

)(

66073,10)4853,03()4853,03(3

84281500 x

RTbVbVV

ap M

MM

T

)(

)(

66073,10)4853,05()4853,05(5

84281500 x

RTbVbVV

ap M

MM

T

)(

)(

66073,10)4853,0087,4()4853,0087,4(087,4

84281500 x

YS 1/12/08

107

misal VM = 3 + 2 {1282,8/(1282,8+1077,7)}

= 3 + 1,087

= 4,087 cuft/lb-mole

Maka

= 7026,9 + 7081,8 = - 54,88

YS 1/12/08

108

misal VM = 4,087 + 0,913 {54,88/(54,88+1077,7)}


Maka

= - 1,7843

misal VM = 4,1312 + 0,8688 {1,7843/(1,7843+1077,7)}


66073,10)48531312,4()4853,01312,4(1312,4

84281500 x

RTbVbVV

ap M

MM

T

)(

)(

YS 1/12/08

109

Z = Vaktual/Videal

Videal = nRT/P

= (20)(10,732)(660)/1500

= 94,442 cuft.

Z = 82,654/94,442

= 0,87518.

Catatan : Metode Carr et.al. menghasilkan Z = 0,876.

[1500+8428/{4,1327 (4,1327 + 0,4853)}] (4,1327 - 0,4853) 10.73x660 =

0,0202 mendekati nol, pemisalan dianggap benar.

Jadi vol 20 lb-mole gas = 20 x 4,1327 = 82,654 cuft.

RTbVbVV

ap M

MM

T

)(

)(

Persamaan Peng-Robinson

Peng dan Robinson mengusulkan suatu persamaan sbb.:

. (3-26)

dimana: aT = aC a

b = 0,07880

aC = 0,45724

a = {1 + m(1 Tr1/2)}2

m = 0,37464 + 1,5422w 0,2699w2

w = acentric factor (Tabel 5.1)VM = volume molar = v/m.

Seperti metode SRK, VM dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. sama dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = VM/(RT).

c

c

P

RT

c

c

P

TR 22

YS 1/12/08

110

RTbVbVbbVV

ap M

MMM

T

)(

)()(

2. Koefisien Kompresibilitas Gas (Cg)

Koefisien kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume gas terhadap perubahan tekanan pada temperatur konstan.

T

M

MT P

V

VCg

P

V

VCg

1atau

1

Gb. 4.5 Grafik Cg vs P

Cg = Cpr/Ppc

Satu cubic-foot gas di dalam reservoir, bila dibawa ke permukaan volumenya tidak akan tetap 1 cuft, melainkan bertambah besar karena pemuaian.

Perbandingan volume gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standar disebut Faktor Volume Formasi Gas:

sc

resg

V

VB

Bila standard condition (sc) adalah

P = 14,7 psia dan T = 520 oR, dan Zsc = 1,00 maka:

res

resres

PnR

nRTZBg

)520()00,1(

)7,14(

res

resres

P

TZBg

0282,0

cuft/scf

cuft/scf , atau: res

resres

P

TZBg

00502,0 bbl/scf .

3. Faktor Volume Formasi Gas (Bg)

YS 15/9/08

Sifat-Fisik Cairan Hidrokarbon

Kelarutan (solubility) gas adalah volume gas yang terbebaskan dari cairan sewaktu cairan (minyak bumi) berubah dari kondisi reservoir menjadi kondisi permukaan.

Faktor yang mempengaruhi:

Tekanan,

Temperatur,

Komposisi total fluida,

Proses pembebasan gas (flash atau differential liberation).

1. Kelarutan Gas di dalam cairan (Rs)

Gambar 4.10Hubungan Rs dan P pada T konstan.

Gambar. 4.11 Pengaruh proses pembebasan gas terhadap harga kelarutan gas.

YS 15/9/08

Gambar. 4.12. Hubungan Rs, Oil API Gravity, Temperatur, Gas Gravitydan Tekanan Saturasi (Lasater).

YS 15/9/08

2. Koefisien Kompresibilitas Minyak (Co)

Pada tekanan di atas tekanan gelembung (bubble point pressure) koefisien kompresibilitas minyak didefinisikanseperti untuk gas.

T

M

MT P

V

VCo

P

V

VCo

1atau

1

Pada tekanan di bawah tekanan gelembung, koefisienkompresibilitas minyak dipengaruhi oleh perubahanvolume cairan dan perubahan jumlah gas yang terlarut.

TP

Bo

BoCo

1

TT P

RsBg

P

Bo

BoCo

1

YS 15/9/08

Gambar. 4.13. TipikalHubunganCo dan Tekanan pada P > Pb

Gambar. 4.14. TipikalHubunganCo dan Tekanan padatemperatur konstan

3. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)

Gambar 4.15Hubungan Tekanan Reservoir dengan Bo.

Gambar 4.16Pengaruh Proses Pembebasan Gas Terhadap Bo.

Penentuan Bo dengan Metode Standing

Gambar 4.17. Faktor Volume Formasi Cairan Hidrokarbon Jenuh.

Standing juga membuat grafik hubungan Bo sbb.

4. Faktor Volume Formasi Total (Bt)

YS 15/9/08

Gambar. 4.18. Hubungan Tekanan Reservoir dengan Bt dan Bo.

KLASIFIKASI CADANGAN

Definisi Cadangan:Cadangan (reserves) adalah jumlah hidrokarbon (crude oil

atau natural gas) yang diperkirakan akan dapat diproduksikanke permukaan secara komersial pada waktu mendatang dariakumulasi hidrokarbon yang telah diketahui.

Cadangan merupakan bagian dari sumberdaya (recources) yang telah ditemukan, yang memiliki kelayakan tinggi untukdiproduksikan secara ekonomis.

128

Cadangan diklasifikasikan berdasarkan derajat kepastiannyauntuk bisa diperoleh di permukaan secara komersial.

Klasifikasi cadangan didasarkan pada hasil evaluasi data: geologi dan geofisik,

keteknikan (engineering),

keekonomian,

data sumuran yang meliputi: data produksi, tekanan, sifat fisikbatuan, logging, dsb.

Project Status and Recources Classification(After SPE 2007)

Tota

l H

yd

roc

arb

on

In

itia

lly

-In

-Pla

ce

(II

P)

Dis

co

ve

red

IIP

Un

dis

co

ve

red

IIP

Com

merc

ial

Sub

-Com

merc

ial

PRODUCTION PROJECT STATUS

RESERVESProved Probable Possible

CONTINGENTRESOURCES

Meassured Indicated Inferred

UNRECOVERABLE

PROSPECTIVE

RESOURCESLow

EstimateBest

EstimateHighEst.

UNRECOVERABLE

On Production

Under Development

Planned for Development

Development Pending

Development on Hold

Development not Viable

Proj

ect

Matu

rity

Pote

ntially

Com

merc

ial

Play Higher

Rsk

Low

er

Rsk

Range of Technical Uncertainty

Inc

reasing

Eco

nomical Cert

ainmty

1P 2P 3P

1C 2C 3C

P10P50P90

Lead

Prospect

Cadangan diklasifikaskan menjadi:

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves)

B. Cadangan Potensial (Unproved Reserves):

Cadangan Mungkin (Probable)

Cadangan Harapan (Possible).

130

1P = Proved.

2P = Proved + Probable.

3P = Proved + Probable + Possible.

Proved

Probable

Possible

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves)

Definisi:

Adalah jumlah hidrokarbon, yang berdasarkan analisis data geologidan/atau keteknikan, dapat diperkirakan dengan tingkat kepastiantinggi ( 90%), akan dapat diperoleh secara ekonomis pada waktumendatang dengan kondisi ekonomi, metode operasi, maupunperaturan pemerintah yang ada.

131

Kriteria:

Telah memiliki data tes sumur (DST) dan/atau data performance(perilaku) hasil produksi yang telah dikorelasi dengan data log.

Daerah reservoir yang dikategorikan sbg terbukti (proved) meliputi:

1) Daerah yang telah di-deliniasi dan telah didefinisikan dengankontak fluida hidrokarbon dengan air (WOC atau WGC).

2) Daerah-daerah reservoir yang belum dibor tetapi dapatditentukan sebagai daerah komersial untuk diproduksikan, berdasarkan data geologi dan keteknikan.

Besar cadangan dapat mengalami perubahan dgnpertambahan waktu, al. disebabkan oleh :

Perubahan status suatu lapangan, dengan telah dimulainya produksi pada lapangan tersebut.

Adanya perhitungan ulang dengan adanya pengeboran-pengeboran baru, ataupun oleh adanya data penunjang baru yang lain.

Diketemukannya lapangan-lapangan baru/lapangan-lapangan yang baru dilaporkan.

Adanya studi-studi atau analisa-analisa baru yang dilakukan.

132

B. Cadangan Potensial(Unproved Reserves)

Adalah jumlah hidrokarbon (minyak dan/atau gas) yang berdasarkan pada data geologi dan keteknikan, jumlahnya masih harus dibuktikan dengan pemboran dan pengujian lebih lanjut.

Cadangan Potensial mempunyai derajat kepastian yg relatif rendah.

133

134

Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat didalam reservoir yang mungkin dapat diproduksikan.

Tingkat kepastian: minimal 50 % dari jumlah cadangan terbukti+ cadangan mungkin bisa diperoleh di permukaan (bisadiproduksikan).

Kriteria: Hanya memiliki data sumur dan log tetapi belum pernah ada tes sumur (DST) dan/atau data perfomance hasil produksi.

B.1. Cadangan Mungkin (Probable Reserves)

Cadangan mungkin bisa berupa:

Cadangan dimana data sub-surface tidak mencukupi untuk mengklasifikasikan cadangan ini sebagai cadangan terbukti , tetapi bisa menjadi terbukti (proved) bila dilakukan step-out drilling normal.

Cadangan yang terdapat pada formasi yang mungkin produktif berdasarkan data log tetapi belum ada data core ataupun uji sumur.

Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling(mestinya bisa menjadi cadangan terbukti bila spasi sumur dibuat lebih rapat).

135

Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat didalam reservoir yang diharapkan dapat diproduksikan.

Tingkat kepastian: minimal 10% dari jumlah cadangan terbukti + cadangan mungkin + cadangan harapan bisa diperoleh dipermukaan (bisa diproduksikan).

Kriteria: Zona reservoir penghasil hidrokarbon yang diperolehdari korelasi geologi dan geofisika dan/atau di luar daerahinvestigasi uji sumur (DST = drillstem test).

B.2. Cadangan Harapan (Possible Reserves)

Cadangan mungkin bisa berupa:

Cadangan yang berdasarkan interpretasi geologi bisa jadi terdapat di luar daerah yang dikilasifikasikan sebagai daerah mungkin.

Cadangan yang terdapat pada formasi yang memperlihatkan tanda sebagai petroleum bearing berdasarkan analisis core dan log tetapi tidak bisa diproduksikan pada laju produksi komersial.

Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling tetapi masih mengandung ketidak-pastian.

Didefinikan sebagai:

Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) mulamulayang terkandung di dalam suatu reservoir.

OOIP tidak ada kaitannya dengan atau tidak dipengaruhioleh kelakuan reservoir.

136

Kandungan Minyak Mula-mula

(Original Oil in Place, OOIP)

Ultimate Recovery (UR):Adalah maksimum cadangan hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang dapat diambil secara komersial pada tahap produksi primer (primary recovery), yi. tahap produksi dengan menggunakantenaga alamiah reservoir.

Recovery Factor (RF):Perbandingan antara Ultimate Recovery dengan Original Oil In Place atau Initial Gas In Place.

137

Produksi Kumulatif:Jumlah hidrokarbon yang telah diperoleh di permukaan sampaidengan saat ini.

Cadangan Sisa (Remaining Reserves):Selisih antara Ultimate Recovery dengan Produksi Kumulatif(Cumulative Production) sampai dengan saat ini.

Current Recovery Factor (CRF):Perbandingan antara Produksi Kumulatif sampai saat ini denganOriginal Oil In Place atau Initial Gas In Place.

HUBUNGAN OOIP/IGIP, CADANGAN, PRODUKSI KUMULATIF, DAN CADANGAN SISA

Produksi Kumulatif

Cadangan Sisa

Potensi minyak tahap IOR/EOR

Cadangan minyaktahap primer Original OIL

In Place (OOIP)

Produksi Kumulatif

Cadangan SisaCadangan gas mula-mula

Initial GAS In Place (IGIP)Residual Gas

139

Perkiraan cadangan terbukti (proved reserves) dapat dilakukan dengan beberapa metode:

1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupun sesudah reservoir diproduksikan.

2. Metode Material Balance (Kesetimbangan Materi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan tekanan reservoir.

3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.

Metode Perkiraan Cadangan

140

Metode Perkiraan Cadangan

Perkiraan cadangan (proved reserves) dapat dilakukan melalui beberapa metode:

1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupun sesudah reservoir diproduksikan.

2. Metode Material Balance (Keseimbangan Materi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan tekanan reservoir.

3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.

1. Perkiraan Kandungan dan CadanganHidrokarbon Metode Volumetris

Metode Volumetris dapat digunakan untuk memperkirakanbesarnya cadangan reservoir pada suatu lapangan minyakatau gas yang baru dimana data yang tersedia belumlengkap.

141

Data yang diperlukan untuk perhitungan cadangan dengan metode volumetrik adalah:

porositas rata-rata, saturasi fluida rata-rata, faktor volume formasi minyak dan gas, volume bulk batuan.

Perkiraan

Original Hydrocarbons in Place

Volumetric method

142

Water Zone

Oil Zone: OOIP = N & OGIP = NRsi

Gas Zone: OGIP = G

Untuk batuan reservoir (zona minyak) yang memiliki volume Vb acrefeet pada kondisi awal, maka volume minyak yang terkandung di dalamnya adalah:

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

dimana :

N = original oil in place, STB

Vb = volume bulk batuan reservoir untuk zona-minyak, acrefeet

= porositas batuan, fraksi

Swi = saturasi air formasi mulamula pada zona-minyak, fraksi

Boi = FVF minyak mulamula, bbl/STB

7758 = faktor konversi, bbl/acrefeet .143

oi

wib

B

SVN

17758

Perkiraan Original Oil In Place (OOIP)

Perkiraan Initial Gas In Place (IGIP)

......... (2)

144

gi

wib

B

SVG

143560

o Untuk batuan reservoir (zona gas) yang memiliki volume Vb acrefeet pada kondisi awal, maka volume gas yang terkandung di dalamnya adalah:

dimana :

G = initial gas in place, SCF.

Bgi = FVF gas mulamula, cuft/SCF

Vb = volume bulk batuan reservoir untuk zona gas, acre-feet

= porositas batuan, fraksi

Swi = saturasi air formasi mulamula pada zona gas, fraksi

43560 = faktor konversi, cuft/acrefeet.

UR = N x RF untuk res. minyak, dan UR = G x RF untuk res. gas.

Secara volumetris, ultimate recovery reservoir minyak (oil) dapatditentukan dengan persamaan sbb.:

STB ....... (3)

145

oa

or

oi

wib

B

S

B

SVUR

17758

ga

gr

gi

wib

B

S

B

SVUR

143560

dimana :Sor = saturasi minyak residual residual, fraksi.Sgr = saturasi saturasi gas residual, fraksi.Swi = saturasi rata-rata air mula-mula, fraksi.Boa = FVF minyak pada kondisi abandonmen, bbl/STB.Bga = FVF gas pada kondisi abandonmen, cuft/scf.

Ultimate Recovery (UR) atau Cadangan Ultimate

Untuk reservoir gas dengan mekanisme pendorong air, UR dapat

ditentukan dengan persamaan:

SCF ....... (4)

Recovery Factor (RF) Res. Minyak

Atau:

146

awalminyakvolume

residual volumeawalminyakvolume

placeinoilinitial

recovery ultimateRF

oi

oi

oa

oa

oi

oi

oa

oa

oi

oi

oi

oib

oa

oab

oi

oi

S

B

B

S

BS

BS

BS

BS

V

BS

VB

SVb

RF

1

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

.......... (6)

Recovery Factor (RF) Res. Gas

Atau:

147

awalgasvolume

residual volumeawalgasvolume

placeingasinitial

recovery ultimateRF

gi

gi

ga

ga

gi

gi

ga

ga

gi

gi

gi

gib

ga

gab

gi

gi

S

B

B

S

BS

BS

BS

BS

V

BS

VB

SVb

RF

1

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

.......... (6a)

Perkiraan RF Metode JJ. Arps

2159,0

1903,0

0770,00422,0

)1( 898,54

a

iw

oi

wi

oi

w

P

PS

k

B

SRF

1744,0

3722,0

0979,01611,0

)1( 815,41

a

bw

obob

w

P

PS

k

B

SRF

Res. Minyak Water Drive :

Res Minyak Solution Gas Drive :

........ (7)

........ (8)

Perhitungan Volume Batuan Reservoir Langkah pertama adalah membuat peta kontur bawah permukaan

dan peta isopach.

Peta kontur bawah permukaan merupakan peta yang menggambarkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik dengan kedalaman yang sama pada batas atas (top) lapisan produktif.

Peta isopach merupakan peta yang menggambarkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik dengan ketebalan yang sama dari lapisan produktif.

Setelah peta isopach dibuat, maka luas daerah setiap garis isopach dapat dihitung dengan menggunakan berbagai cara, misal: planimeter, penimbangan berat, software komputer.

Setiap dua garis isopach yang berurutan membentuk satu segmen volume yang besarnya tergantung luasan masing-masing isopach dan selisih ketinggian kedua isopach.

Volume batuan reservoir merupakan penjumlahan dari semua segmen volume yang ada.

a. Peta gas isopach dan b. Oil sand isopach

A. Persamaan Trapezoidal

Digunakan apabila : (An+1)/An 0,5

12

nnb AAh

V

dimana :Vb : volume batuan, acre-ft.An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre.An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre.h : interval garis kontur isopach,ft.

Jika peta isopach telah dibuat, maka perhitungan volumebulk batuan dapat dilakukan dengan metode :

........ (9)

B. Metode Pyramidal

113

nnnnb AAAAh

V

Digunakan apabila : (An+1)/An 0,5

dimana :Vb : volume batuan, acre-ft.An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre.An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre.h : interval garis kontur isopach, ft.

........ (10)

Perhitungan OOIP

dimana :N : original oil in place, STB.Vb : jumlah volume batuan mengandung minyak, cuft. : porositas batuan, fraksi.Swi : saturasi air mula-mula, fraksi.Boi : faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB.7758 : Konstanta faktor konversi, bbl/acre-ft.

oi

wib

B

SVN

)1( 7758

........ (11)

Perhitungan IGIP

dimana :G : initial (original) gas in place, SCFVb : volume batuan mengandung gas, cuft. : porositas batuan, fraksi.Swi : saturasi air mula-mula, fraksi.Bgi : faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/SCF.

43560 : konstanta faktor konvers, cuft/acre-ft.

gi

wib

B

SVG

)1( 43560

........ (12)

Contoh Soal Volumetrik-1

Diketahui luas planimeter area garis isopach A0, A1, A2, danseterusnya, sebagai berikut :

Pertanyaan :Hitung total volume reservoir dari peta isopach tersebut dan berapa kandungan minyak awal (N),bila diketahui = 0,19, Swi = 0,30 dan Boi = 1,27 bbl/STB.

Garis IsopachLuas Area

(acre)

A0 450

A1 375

A2 303

A3 231

A4 154

A5 74

A6 0

Jawaban Volumetrik-1

Area A3 :

9631542312

5Vb

Area A4 :

55874154741543

5Vb

Area A5 :

99743

4Vb

Garis

Isopach

Luas

Area

(acre)

Perbandingan

Luas area

(An+1/An)

A0 450 0,83

A1 375 0,81

A2 303 0,76

A3 231 0,67

A4 154 0,48

A5 74 0

A6 0

Acre-feet

Acre-feet

Acre-feet

Jawaban (lanjutan)

Area Luas Area Perbandingan Interval, Pers. Vb,

Produktif acre Luas Area

(An+1/An)

ft acre-ft

A0 450 0,83 5 Trap. 2063

A1 375 0,81 5 Trap. 1695

A2 303 0,76 5 Trap. 1335

A3 231 0,67 5 Trap. 963

A4 154 0,48 5 Pyr. 558

A5 74 0 4 Pyr. 99

A6 0 0

Total Volume: 6712

Jawaban (lanjutan)

Kandungan minyak awal (IOIP) dihitung dengan Pers. (11):

= 5.452.842 STB

bbl/STB 27,1

bbl 30,0119,067127758 N

oi

wib

B

SVN

)1(7758

Contoh Soal Volumetrik-2

1 acre = 43.560 ft2

1 kotak 1.000.000ft2

1 inc2 22,96 acrePertanyaan :Hitung total volume reservoir dari peta isopach tersebut dan berapa kandungan minyak awal (N) bila diketahui = 0,21, Swi = 0,29Boi = 1,06 bbl/STB.

Diketahui peta isopach, sebagai berikut :Skala peta 1 inch = 1000 ft

Jawaban Soal Volumetris-2

Kontur Kotak Luas, feet2Luas,

acre

A0 112 112.000.000 2571,17

A1 86,5 86.500.000 1985,77

A2 53 53.000.000 1216,71

A3 24,5 24.500.000 562,44

A4 7,5 7.500.000 172,18

A5 1 1.000.000 22,96


Area A1 :

Area A4 :

66,2278477,198517,25712

10Vb

18,17244,56218,17244,5623

10Vb

Acre-feet

= 3486,03 acre-feet


Kontur Luas Perbandingan Pers. Interfal Vb

(acre) (An+1/An) (ft) (acre-ft)

A0 2.571,17 0,71 Trap. 10 22.784,66

A1 1.985,77 0,61 Trap. 10 16.012,40

A2 1.216,71 0,46 Pyr. 10 8.687,99

A3 562,44 0,31 Pyr. 10 3.486,03

A4 172,18 0,13 Pyr. 10 860,01

A5 22,96 0 Pyr. 0 0

Jumlah: 51.831,10


Kandungan minyak awal (IOIP) :

N = 53.866.986,49 STB

oi

wib

B

SVN

)1( 7758

bbl/STB 06,1

bbl 29,0121,01,518317758 N

Suatu reservoir gas volumetrik memiliki karakteristik sbb.:A = 3.000 acres, h = 30 ft, = 0,15, Swi = 20%,T = 150F, Pi = 2.600 psia.

P, psia Z

2600 0,82

1000 0,88

400 0,92

1. Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor setelahtekanan reservoir turun menjadi 1000.

2. Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor setelahtekanan reservoir turun menjadi 400 psia.

Contoh Soal-3

Jawaban Contoh Soal-3

Langkah 1. Hitung volume pori reservoir (Vp)Vp = 43.560 Ah

Vp = 43.560 (3000) (30) (0,15) = 588,06 MMcuft

Langkah 2. Hitung Bg pada beberapa tekanan reservoir dengan persamaan:

P, psia Z Bg, cuft/scf

2600 0,82 0,0054

1000 0,88 0,0152

400 0,92 0,0397

res

resres

P

TZBg

0282,0

Langkah 3. Hitung initial gas in place pada tekanan reservoir = 2600 psia.

G = 588,06 (106) (1 0,2)/0,0054 = 87,12 MMMscf.

langkah 4. Karena reservoir dianggap volumetrik, maka sisa gas (remaining gas) pada tek. 1000 dan 400 psia adalah:

1) Remaining gas pada 1000 psia

G(1000 psi) = 588,06(106) (1 0,2)/0,0152 = 30,95 MMMscf.

2) Remaining gas pada 400 psia

G(400 psi) = 588,06(106) (1 0,2)/0,0397 = 11,95 MMMscf.

gi

wip

B

SVG

)1(

Langkah 5. Hitung cumulative gas production, Gp, dan

recovery factor (RF) pada 1000 psia dan 400 psia.

- Pada 1000 psia:

Gp = (87,12 30,95) x109 = 56,17 MMMscf.

- Pada 400 psia:

Gp = (87,12 11,95) x109 = 75,17 MMMscf.

%5,641012,87

1017,569

9

x

xCRF

%3,861012,87

1017,759

9

x

xCRF

Soal untuk latihan1. Perangkap reservoir minyak TM 2013 mempunyai keliling

garis kontur ketebalan sebagaimana ada dalam kolom A dan B. Interval ketebalan kontur atas dan bawahnya ada pada kolom E. Hitung C, D dan F, serta tentukan rumus pada kolom G untuk menghitung Vb (Trapezoidal atau Pyramidal). Hitung pula Vb sebagai jumlah dari masing-masing Vb yang dibatasi 2 kontur pada kolom H. Diketahui: 1 in2 peta = 1000 acre riil.

2. Jika diketahui bahwa porositas batuan reservoir TM 2013adalah 20% dan saturasi air saat ditemukan (Swi) sebesar30%, serta FVF minyaknya (Boi) = 1,15 rbbl/STB. Hitungharga Original Oil Inplace dalam STB.

3. Jika diketahui pada kondisi abandonmen: Soa = 30% dan Boa= 1,1 rbbl/STB. Hitung RF dan UR.

A B C D E F G H

Prod.

area

Keliling

Kontur

(in)

Luas

area

prod. di

peta

L (in2)

Luas area

prod. riil

lapangan

A (acres )

Interval

kontur

h (ft)

Rasio

area

Persa-

maan

Vb

(acre

ft)

A0 100 6

A1 90 6

A2 70 6

A3 50 6

A4 40 6

A5 25 4

A6 0

a. , sesuai teorema transformasi bentuk

b. , sesuai skala peta

c. Rasio Area

pp

2 ; 2

KelilingrrLmap

21000 inacreLA mapriil

n

n

A

A 1

12

nntrap AAh

V

11 x 3

nnnnpyr AAAAh

V

Teknik Reservoir

Documents

Transcript of Teknik Reservoir