reservoir berdaya dorong water drive

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 04.02

JUDUL : PRAKIRAAN KINERJA RESERVOIR

SUB JUDUL : Reservoir Berdaya Dorong Water Drive

Halaman : 1 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

RESERVOIR BERDAYA DORONG WATER DRIVE

1. TUJUAN

Membuat prakiraan kinerja (performance) reservoir minyak berdaya dorong water drive.

2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE

Penentuan kinerja reservoir berdaya dorong water drive dalam bentuk besaran produksi (Np, R,

qo, Wp) dan tekanan (P) sebagai fungsi dari waktu didasarkan pada persamaan keseimbangan

materi (material balance). Prakiraan kinerja reservoir didahului oleh penyesuaian data produksi

terhadap hasil perhitungan dengan persamaan keseimbangan materi. Perembesan air ditentukan

berdasarkan persamaan Hurst dan Van Everdingen.

2.2. PERSYARATAN

Reservoir tidak mengandung tudung gas awal dan sudah terbukti memiliki aquifer yang aktif.

Tersedia data produksi (Np, R, Wp) serta tekanan reservoir (P) sampai peramalan dimulai, data

PVT (Bo, Bg, Rs, o, g) , data petrofisik (krg/kro) dan geometri reservoir (N).

3. LANGKAH KERJA

Siapkan data pendukung sesuai dengan kebutuhan yang meliputi kelompok data berikut ini :

1. Data produksi :

a. Produksi minyak kumulatif (Np), STB

b. Produksi air kumulatif (Wp), STB

c. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R), SCF/STB

2. Data PVT :

a. Faktor volume formasi minyak (Bo), bbl/STB

b. Faktor volume formasi gas (Bg), bbl/SCF

c. Faktor kelarutan gas (Rs), SCF/STB

d. Viskositas minyak (o), cp

e. Viskositas gas (g), cp






3. Data Petrofisik :

a. Perbandingan permeabilitas relatif gas terhadap minyak (krg/kro)

b. Saturasi air (Swi)

c. Porositas ()

d. Kompresibilitas batuan (cf), psi-1

e. Kompresibilitas air (cw), psi-1

4. Geometri Reservoir :

a. Isi minyak awal di tempat (N), STB

b. Perkiraan jari-jari luar batas aquifer (re), ft

c. Perkiraan jari-jari dalam batas aquifer (rw), ft

3.1. PENENTUAN KONSTANTA PEREMBESAN AIR

Langkah perhitungan dimulai dengan memilih persamaan perembesan air yang cocok dengan

sistem reservoir minyak dan aquifer di lapangan. Model perembesan air yang akan digunakan

berdasarkan pada model aliran mantap (steady state) :

=t

soe dtPPKW0

)( (1)

dan model aliran tidak mantap (unsteady state) :

= )(tQPBW se (2)

3.1.1. Model Perembesan Air Mantap

1. Siapkan tabulasi data produksi (Np, Wp, Rp, R), data PVT (Bo, Bg, Rs, o, g), data

tekanan reservoir rata-rata ( P ), data tekanan pada batas awal minyak-air (Ps) sebagai fungsi dari waktu menurut kelipatan 0.25 - 0.5 tahun.

2. Hitung harga integral dari persamaan (1) untuk setiap harga t tercantum dalam

tabulasi pada langkah l dengan menggunakan persamaan :

{ }=

+=n

jsjsjoj PPPttI

11 )(5.0)( (3)

3. Hitung volume perembesan air kumulatif (We) untuk setiap harga t tercantum dalam

tabulasi pada langkah (1) dengan menggunakan persamaan :






We = Np [ Bo +(Rp Rs)Bg ] + Wp Bw N [(Bo Boi) + (Rsi Rs)Bg] (4)

4. Tentukan konstanta perembesan air aliran mantap (K) dengan menggunakan

persamaan berikut :

K = We / I(t) (5)

5. Plot K terhadap waktu (t) dalam sistem sumbu kartesian.

6. Bila hubungan K terhadap t menunjukkan kecenderungan yang konstan, maka harga

konstanta perembesan air yang akan digunakan dalam perkiraan kinerja reservoir

merupakan harga rata-rata :

=

=n

jjKK

1 (6)

n = jumlah data K

Perhitungan dilanjutkan pada langkah perkiraan kinerja reservoir.

7. Bila hubungan K terhadap t tidak menunjukkan kecenderungan yang konstan,

penentuan konstanta perembesan air dilanjutkan berdasarkan model aliran tidak

mantap.

3.1.2. Model Perembesan Air Tidak Mantap

1. Siapkan tabulasi data produksi, tekanan dan PVT sebagai fungsi dari waktu sama

seperti pada penentuan konstanta perembesan air mantap.

2. Hitung Psj untuk setiap selang waktu seperti tertera pada tabulasi di langkah 1

dengan menggunakan persamaan :

Ps1 = 0.5 (Po Psl) (7)

Ps2 = 0.5 (Po Ps2) (8)

dan untuk j > 2 :

Psj = 0.5 (Psj-2 Psj) (9)

3. Hitung harga tD untuk setiap harga t menggunakan persamaan :

2578.0ww

D crktt

= (10)






Catatan :

a. Perkiraan jari-jari batas dalam aquifer (rw) berdasarkan kontur batas minyak air.

b. Harga c adalah :

c = cw + cf (11)

c. Perkirakan konstanta persamaan (10) :

2578.0ww cr

k

= (12)

seteliti mungkin; bila memungkinkan gunakan data petrofisik yang berasal dari

aquifer.

4. Perkirakan harga re/rw. Laju penurunan tekanan reservoir (dP/dt) yang rendah dapat

diartikan ukuran aquifer yang sangat besar (re/rw = ).

Catatan :

a. Perkirakan harga re/rw hendaknya sesuai dengan harga berikut ini :

1.5 5.02.0 6.02.5 7.03.0 8.03.5 9.04.0 10.04.5

b. Bila tidak ada informasi yang memadai gunakan re/rw = untuk anggapan

pertama.

5. Berdasarkan harga tD dan re/rw tentukan Q(t) dengan bantuan Tabel l atau 2.

Gunakan interpolasi untuk harga tD yang tidak tercantum dalam tabel.

6. Hasil hitungan langkah 2 dan langkah 4, yaitu DPs dan Q(t) ditabulasikan sebagai

berikut :






t tD Ps Q(t) I(t)

0 0 - -

t1 tD1 Ps1 Q(t1)

t2 tD2 Ps2 Q(t2)

t3 tD3 Ps3 Q(t3)

. . . .

. . . .

. . . .

tj tDj Psj Q(tj)

7. Hitung I(t) berdasarkan tabulasi di atas dengan menggunakan persamaan umum :

= )()( tQPtI s (13) Untuk setiap harga t hitung I(t) dengan bantuan persamaan (13) yang rinciannya

sebagai berikut :

I(t1) = Ps1Q(t1) (14)

I(t2) = Ps1Q(t2) + Ps2Q(t1) (15)

I(t3) = Ps2Q(t3) + Ps2Q(t2)

+ Ps3Q(t1) (16)

.

.

.

I(tj) = Ps1Q(tj) + Ps2Q(tj-1) +

Ps3Q(tj-2) + .. +

Psj-2Q(t3) + Psj-1Q(t2) +

PsjQ(t1) (17)

8. Hitung volume perembesan air kumulatif (We) untuk setiap harga t tercantum dalam

tabulasi pada langkah l dengan menggunakan persamaan :

We = Np [ Bo +(Rp Rs)Bg ] + Wp Bw N [(Bo Boi) + (Rsi Rs)Bg] (4)






9. Hitung konstanta permeabilitas air (B) sebagai fungsi dari waktu berdasarkan

persamaan :

B = We / I(t) (18)

10. Plot B terhadap t pada kertas grafik kartesian. Bila diperoleh grafik yang

memberikan harga B konstan untuk setiap harga t, maka B itulah yang akan

digunakan dalam penentuan kinerja reservoir. Langkah kerja dilanjutkan dengan

memperkirakan kinerja reservoir.

11. Bila hasil plot langkah (10) tidak menunjukkan hubungan B dengan t yang konstan,

ulangi perhitungan dengan menggunakan kombinasi harga dan re/rw yang lain dan

mulai perhitungan dari langkah (2).

3.2. PENENTUAN krg/kro DARI DATA PRODUKSI

Perbandingan permeabilitas relatif gas terhadap minyak (krg/kro) ditentukan berdasarkan data

produksi sesuai dengan pedoman kerja yang bersangkutan (TR 05.08).

3.3. PERKIRAAN KINERJA RESERVOIR MINYAK

1. Gunakan tabulasi data produksi, PVT, tekanan reservoir rata-rata dan tekanan pada batas

awal minyak-air seperti digunakan pada penentuan konstanta perembesan air.

2. Perkirakan penurunan tekanan di kemudian hari sebagai fungsi dari waktu sebagai

kelanjutan dari tabulasi pada langkah 1 dengan menggunakan kelipatan waktu yang sama

sebesar 0.25 - 0.5 tahun.

3. Untuk setiap harga P dari langkah 2, hitung n, g, w dan e :

gssioio

gson BRRBB

BRB)()(

)(+

= (19)

gssioio

gg BRRBB

B)()( +

= (20)

gssioio

ww BRRBB

B)()( +

= (21)

gssioio

e BRRBB )()(1

+= (22)






4. Perkirakan kinerja reservoir minyak dari tekanan reservoir Pj sampai Pj+1 dimulai dari

penentuan volume perembesan air kumulatif pada Pj+1.

Catatan :

a. Bila Pj sampai Pj+1 merupakan selang pertama dari peramalan, maka Pj merupakan

tekanan reservoir terakhir yang memiliki data produksi (Np, R, WP).

b. Secara umum dapat dikatakan bahwa Pj adalah awal dari suatu selang tekanan dimana

parameter hitungan pada P = Pj diperoleh dari hasil hitungan sebelumnya.

5. Hitung I(tj+1) sesuai dengan model perembesan air yang cocok dengan kondisi aquifer.

Perhitungan I(tj+1) ini didasarkan pada persamaan (3) untuk model perembesan air mantap

dan persamaan (13) untuk model perembesan air tidak mantap :

{ }+

=+ +=

1

111 )(5.0)(

j

isisioij PPPttI (3)

+

=+ =

1

11 )()(

j

iisij tQPtI (13)

= Ps1 Q(tj+1) + Ps2 Q(tj) + + Psj Q(t2)

+ Psj+1 Q(t1)

6. Hitung Wej+1 menggunakan persamaan :

NtI

CW jej)( 1

1+

+ = (23)

C = konstanta perembesan air (K atau B)

7. Perkirakan harga perbandingan gas-minyak sesaat (Rj+l) pada Pj+1. Perkiraan ini diperoleh

dari ekstrapolasi plot R terhadap t berdasarkan data produksi.

8. Hitung perbandingan gas-minyak rata-rata ( R ) untuk selang tekanan Pj sampai Pj+1 :

)(5.0 1 jj RRR += + (24)

9. Perkirakan harga produksi air kumulatif (Wpj+1) berdasarkan ekstrapolasi plot Wp terhadap t

yang berasal dari data produksi dan hitung Wpj+1 :

N

WW pjpj

11

++ = (25)

10. Hitung volume minyak (n) yang diproduksikan dalam selang tekanan Pj sampai Pj+1

dengan menggunakan persamaan (26) :






11

111111

++

++++++

+

++=

gjjn

ejejjWpjgjjnjj

RWWgn

n (26)

11. Hitung produksi minyak kumulatif sejak reservoir diproduksikan sampai Pj+1 dengan

menggunakan persamaan berikut ini :

nj+1 = nj + n (27)

12. Hitung saturasi minyak dalam zone minyak yang belum dirembesi air :

wi

orwojjoj VV

SVBnS

= +++

111

)1( (28)

)1(

11

orwi

wpjejw SSN

BWWV

= ++ (29)

)1( wi

oii S

BV

= (30)

13. Tentukan (krg/kro)j+1 berdasarkan hasil penentuan permeabilitas relatif dengan menggunakan

data produksi untuk harga saturasi minyak hasil hitungan langkah 12.

14. Hitung perbandingan gas-minyak sesaat (R*) :

111 )()/(* +++ += jg

o

g

ojrorgsj B

BkkRR

(31)

15. Bandingkan harga faktor perbandingan gas-minyak sesaat berdasarkan anggapan (Rj+1) dan

hasil hitungan (R*) dengan menggunakan ketidaksamaan berikut ini :

1

1 *

+

+ =

j

j

RRR

(32)

Catatan :

a. Dapat menggunakan = 0.01 - 0.05

b. Bila kondisi persamaan (32) tidak dipenuhi gunakan hasil hitungan faktor perbandingan

gas sesaat sebagai anggapan baru (Rj+1) dan ulangi perhitungan mulai langkah 8.

c. Bila kondisi persamaan (32) dipenuhi lanjutkan perhitungan berikut ini.






16. Hitung produksi kumulatif minyak (Np), produksi kumulatif gas (Gp), faktor perbandingan

gas minyak kumulatif (Rp), laju produksi minyak rata-rata ( oQ ) :

a. Npj+1 = (nj + n) N (33)

b. Gpjn = Gpj + N R n (34)

= (gj + R n) N

c. Rpj+1 = 1

1

+

+

pj

pj

NG

(35)

d. oQ = tnN

(36)

t = Selang waktu di mana terjadi penurunan tekanan dari Pj sampai Pj+1

17. Lanjutkan hitungan untuk selang tekanan berikutnya dari langkah 5.






4. DAFTAR PUSTAKA

1. Craft, B. C. dan Hawkins, M. F. : "Applied Petroleum Engineering", Prentice - Hall Inc., M. J.,

1959.

2. Dake, L. P. : "Fundamentals of Reservoir Engineering", Elsevier Publ. Co., New York, 1978.






5. DAFTAR SIMBOL

B = konstanta perembesan air tidak mantap, bbl/psi

Bg = faktor volume formasi gas, bbl/SCF

Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STB

Bw = faktor volume formasi air, bbl/STB

cf = kompresibilitas batuan, psi-1

cw = kompresibilitas air, psi-1

g = produksi gas kumulatif (Gp/N), fraksi

Gp = produksi gas kumulatif, SCF

K = konstanta perembesan air mantap, bbl/psi/hari

krg = permeabilitas relatif gas, fraksi

kro = permeabilitas relatif minyak, fraksi

n = produksi minyak kumulatif (Np/N), fraksi

N = isi minyak awal ditempat, STB

Np = produksi minyak kumulatif, STB

P = tekanan reservoir, psi

Ps = tekanan pada batas minyak-air awal, psia

Qo = laju produksi reservoir, STB/hari

Q(t) = faktor perembesan air, tak berdimensi

R = faktor perbandingan gas-minyak sesaat, SCF/STB

Rp = faktor perbandingan gas-minyak kumulatif (Gp/Np), SCF/STB

Rs = faktor kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB

re = jari-jari batas luar aquifer, ft

rw = jari-jari batas dalam aquifer, ft

Sor = saturasi minyak tersisa, fraksi

Swi = saturasi air awal, fraksi

t = waktu, hari

we = volume perembesan air kumulatif (We/N), bbl/STB

We = volume perembesan air kumulatif, bbl

wp = produksi air kumulatif (Wp/N), fraksi






Wp = produksi air kumulatif, STB

g = viskositas gas, cp

o = viskositas minyak, cp

reservoir berdaya dorong water drive

Documents