Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi

Web Publishing

ISSN 2088-7590

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB

Volume 7 Nomor 1 April 2015

Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Society of Indonesian Petroleum Engineers JTMGB

Vol. 7

No. 1

Hal. 1-62

Jakarta April 2015

ISSN 2088-7590

Keterangan gambar cover: Model distribusi permeabilitas HFU.

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi ISSN 0216-6410

JTMGB


Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi adalah majalah ilmiah diterbitkan setiap kwartal yang menyajikan hasil penelitian dan kajian sebagai kontribusi para professional ahli teknik perminyakan indonesia yang tergabung dalam Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) dalam menyediakan media komunikasi kepada anggota IATMI pada khususnya dan mensosialisasikan dunia industri minyak dan gas bumi kepada masyarakat luas pada umumnya. KEPUTUSAN KETUA UMUM IATMI PUSAT NO: 003/SK/IATMI/III/2015 Penanggung Jawab : Ir. Alfi Rusin Pemimpin Redaksi

: Ir Raam Krisna

Redaktur Pelaksana : Ir. Andry Halim Peer Review

: Prof. DR. Ir. Septoratno Siregar (Enhanced Oil Recovery) Prof. DR. Ir. Pudjo Sukarno (Integrated Production System) Prof. DR. Ir. Doddy Abdassah, PhD. (Reservoir Engineering) DR. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo (Production Engineering) DR. Ir. Arsegianto (Ekonomi & Regulasi Migas) DR. Ir. Bambang Widarsono (Penilaian Formasi) DR. Ir. Sudjati Rachmat, DEA (Well Stimulation and Hydraulic Fracturing) DR. Ir. Sudarmoyo, SE, MT (Penilaian Formasi) DR. Ir. Ratnayu Sitaresmi (Penilaian Formasi - CBM) DR. Ir. Sugiatmo Kasmungin (Reservoir Engineering) DR. Ing. Ir. Bonar Tua Halomoan Marbun (Drilling Engineering) Suryono Adisoemarta, PhD. (Petroleum Engineering)

Senior Editor

: Ir. Junita Musu, M.Sc. Ir. Ida Prasanti Ir. Chairatil Asri

Sekretaris

: Ir. Bambang Pudjianto (IATMI)

Layout Design

: Alief Syahru Syaifulloh, S.Kom. (Sekretariat IATMI)

Sirkulasi

: Abdul Manan, A.Md. (Sekretariat IATMI) Alamat Redaksi: Patra Office Tower Lt.1 Ruang 1-C Jl. Jendral Gatot Subroto Kav. 32-34 Jakarta 12950 – Indonesia. Tel/Fax: +62-21-5203057 website: http://www.iatmi.or.id email: [email protected] Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (ISSN 0216-6410) diterbitkan oleh Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia, Jakarta Didukung oleh Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan ITB


JTMGB


DAFTAR ISI

Enhance Formation Productivity by Using Light Weight Cement in Shallow Well Imam Fathoni Rasyid, Dian Permana Kusumah, Pande Made Oka Iriana, Alfi Rusin

........ 1 - 6

Optimasi Desain Komplesi Sumur Eksplorasi PRT-01 Menggunakan Aplikasi Software Pipesim Antonius Dwiyanto, Muhammad Arham Nur ...................................................................... 7 - 18 Persamaan Kurva Inflow Performance Relationship Sumur Multi-lateral pada Reservoir Heterogen Bertenaga Pendorong Gas Terlarut Ade Anggi Naluriawan Santoso, Rakhmadian Abdillah, Pudjo Sukarno ............................ 19 - 36 Karakterisasi Reservoir: Studi Kasus Lapangan Marginal Muhammad Nur Ali Akbar, Pudji Permadi ...................................................................... 37 - 52 Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat-Cekungan Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi Muslim, A.K. Permadi ...................................................................................................... 53 - 62

KATA PENGANTAR

JTMGB Edisi April 2015 Para Pembaca JTMGB yang budiman, Puji dan syukur kami panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, karena atas karunia-Nya kami kembali bisa menjumpai para pembaca dengan aneka materi bacaan ilmiah yang tersaji dalam Majalah Ilmiah JTMGB Volume 7 Nomor 1 Edisi April 2015. Edisi kali ini menyajikan 5 (lima) tulisan ilmiah dengan berbagai topik menarik. Artikel pertama bidang pemboran yang mengulas penggunaan semen ringan pada sumur dangkal seperti gas metana batubara merupakan keuntungan besar karena temperatur dan kondisi tekanan yang masih relatif rendah sehingga membantu proses pemadatan semen. Semen ringan akan mengurangi potensi hilangnya semen filtrat sehingga meminimalkan kerusakan formasi karena invasi semen filtrat dan meningkatkan produktivitas formasi daripada aplikasi penggunaan semen konvensional. Dalam artikel bidang produksi dibahas Optimasi Desain Komplesi Sumur Eksplorasi Menggunakan Aplikasi Software Pipesim. Kami juga menyajikan artikel lain bidang produksi yang membahas mencari persamaan IPR tak berdimensi dimana persamaan tersebut bisa digunakan untuk memprediksi dan mengoptimisasi laju alir minyak dari konfigurasi sumur sumur multilateral di kondisi reservoir heterogen. Pembahasan yang tidak kalah pentingnya menyangkut karakterisasi reservoir merupakan usaha dan proses yang sangat penting di dalam membangun model dinamik reservoir, dimana prediksi dan penyebaran permeabilitas pada model dinamik memiliki peran penting yang dapat mempengaruhi prediksi kinerja reservoir, hal ini menjadi bagian utama yang sangat penting dan krusial dalam mengevaluasi lapangan marginal Dalam artikel terakhir, pembaca akan memperoleh suatu masukan hasil penelitian yang bertujuan menentukan Minimum Miscible Pressure (MMP). Yaitu tekanan minimum yang dibutuhkan sehingga gas dapat tercampur dengan crude oil pada kondisi reservoir. Hasil eksperimen menjadi baseline dalam penentuan MMP dan hasil dari metode lainnya digunakan sebagai data pendukung untuk memperkuat keyakinan terhadap hasil eksperimen. Kami berharap, edisi JTMGB April 2015 ini dapat menambah dan melengkapi referensi para pembaca. Selamat menikmati bacaan edisi kali ini. !*** (Alfi Rusin)


Date of issue: 2015-06-19

The descriptors given are free terms. This abstract sheet may be reproduced without permission or charge. Imam Fathoni Rasyid (PT PHE Metana Suban I) Dian Permana Kusumah (PT PHE Metana Suban I) Pande Made Oka Iriana (PT PHE Metana Suban I) Alfi Rusin (PT PHE Metana Suban I) Enhance Formation Productivity by Using Light Weight Cement in Shallow Well Peningkatan Produktivitas Formasi dengan Menggunakan Semen Ringan pada Sumur Dangkal JTMGB. April 2015, Vol. 7 No. 1, p 1-6 Cementing is one of the most critical steps in coal bed methane well completion. Cement fills and seals the annulus between casing string and drilled hole for several purposes: (1) zone isolation and segregation, (2) corrosion control, and (3) formation stability and pipe strength improvement. However, when the isolation condition between layers indicate free pipe, usually from data CBL (Cement Bond Log) /VDL (Variable Density Log), then communication between aquifer layers can occur. It will become severe problem that well may produce nearly infinite of water and late oil/gas production during pilot test. Cement forms an extremely strong, nearly impermeable seal from a thin slurry. The properties of the cement slurry and its behavior depends on the components and additives in cement slurry. Controlling the cement slurry density is critical for placing a column of cement where the formation may be fractured by a heavy slurry or would allow the well to flow if the cement slurry lighter than pore pressure. Extreme levels of filtrat loss can occur in low reservoir pressure zone. Using light cement on shallow well such as CBM well is great advantage due to low formation temperature and pressure condition. Light cement shall reduce the loss of cement filtrat thus reducing formation damage and enhancing formation productivity than conventional ones. Low specific-gravity beads (cenospheres) added to the slurry effectively displace water and cement components with tiny encapsulated air bubbles. Glass spheres have been used to achieve densities as low as 11 lb/gal for our completion well. This technique bring a homogeneous mix, and finished cement containing cenospheres have an increased strength to density ratio and lower permeability, thus it increases significantly isolating capabilities of cement to prevent free pipe during cementing job. Keywords: shallow well, light cement, glass spheres.

Antonius Dwiyanto (Pertamina EP Asset-2) Muhammad Arham Nur (Pertamina EP Asset-2) Optimasi Desain Komplesi Sumur Eksplorasi PRT-01 Menggunakan Aplikasi Software Pipesim Design Completion Optimization of Exploration Well PRT-01 Using Application of Pipesim Software JTMGB. April 2015, Vol. 7 No. 1, p 7-18 Sumur Piretrium-01 (PRT-01) merupakan sumur eksplorasi di Pertamina EP yang dibor secara vertikal pada awal tahun 2012. Sumur PRT-01 memiliki dua lapisan yang berpotensi. Gas dengan initial gas in place sebesar 5815 MMSCF di lapisan Air Benakat (907 m MD s/d 911 m MD) dan Initial Gas In Place sebesar 2020 MMSCFD serta Condensate gas in place sebesar 0.15 MMBbl di Lapisan Lahat (1680 m MD s/d 1683 m MD). Sumur PRT-01 akan diproduksikan ke Stasiun Pengumpul melalui flowline tunggal sejauh 14 km dengan tekanan separator sebesar 460 psi. Kondisi sumur saat ini telah terpasang tubing 3 ½” menuju lapisan Air Benakat sedalam 907 m. Dilakukan tiga skenario sensitivitas komplesi dengan menggunakan software Pipesim, yaitu single string, commingle, dan dual string. Produksi sumur dengan menggunakan tubing dengan OD 3 ½” dan ukuran flowline 4” memberikan hasil yang optimal untuk komplesi single string, dimana lapisan Air Benakat memberikan initial gas rate 12.284 MMSCFD dan lapisan Lahat memberikan initial gas rate 8.17 MMSCFD dan initial condensate rate 533.7 bopd. Produksi sumur secara commingle mengakibatkan lapisan Air Benakat tidak dapat dapat mengalir. Produksi sumur secara dual string optimal dengan menggunakan flowline 6”, tubing OD 3 ½” untuk lapisan Air Benakat dan 2 7/8” untuk lapisan Lahat, sehingga diperoleh initial gas rate 19.797 MMSCDF dan initial condensate rate 603.6 bopd. Berdasarkan recovery factor yang diperoleh, komplesi single string memberikan RF gas total sebesar 64.48% dan condensate sebesar 33.08%, sementara komplesi dual string memberikan RF gas total sebesar 64.54% dan condensate sebesar 31.34%. Secara keekonomian, komplesi dual string memberikan nilai ekonomi yang lebih baik dibanding single string. Komplesi dual string memberikan NPV 2 087 000 US$, IRR 25%, POT 1.67 tahun, dan PI 1.2 untuk lama proyek 6 tahun. Kata Kunci: single string, commingle, dual string, recovery factor.

Ade Anggi Naluriawan Santoso (Institut Teknologi Bandung) Rakhmadian Abdillah (Institut Teknologi Bandung) Pudjo Sukarno (Institut Teknologi Bandung) Persamaan Kurva Inflow Performance Relationship Sumur Multi-lateral pada Reservoir Heterogen Bertenaga Pendorong Gas Terlarut Inflow Performance Relationship for Multilateral Well in Heterogeneous Reservoir Condition with Solution Gas Drive Mechanism JTMGB. April 2015, Vol. 7 No. 1, p 19-36 Perkiraan produktivitas sumur minyak mempunyai peran yang sangat penting dalam operasi produksi di lapangan terutama jika dikaitkan dengan optimasi perancangan sistem produksi. Salah satu komponen pokok dalam perancangan tersebut adalah penentuan kurva Inflow Performance Relationship (IPR). Namun persamaan IPR dipengaruhi oleh konfigurasi sumur, yaitu vertical, miring, horizontal, atau multilateral tetapi pada saat ini persamaan kurva IPR untuk sumur multilateral masih perlu dikembangkan, dengan mempertimbangkan berbagai konfigurasi lubang lateralnya. Makalah ini mengusulkan persamaan IPR untuk sumur multilateral dengan berbagai konfigurasi lubang horizontalnya, pada reservoir yang heterogen dan dibawah pengaruh reservoir bertenaga dorong gas terlarut. Persamaan IPR yang diusulkan dikembangkan dengan membuat model reservoir dengan sumur tunggal dengan menggunakan simulator reservoir, yang dibangun dengan menggunakan CMG reservoir simulator. Model tersebut dapat mewakili kelakuan produksi sumur serta dapat memodelkan pengujian sumur, yang lazimnya dilakukan pada sumur minyak. Model tersebut dapat menghasilkan persamaan IPR tak berdimensi usulan untuk berbagai kondisi batuan reservoir yang heterogen dan berbagai sifat PVT minyak dan gas, serta berbagai konfigurasi lubang lateral. Selain itu, makalah ini juga mengusulkan persamaan untuk meramalkan kurva IPR sumur multilateral. Namun persamaan yang diusulkan tersebut masih memerlukan validasi dengan menggunakan data nyata dari lapangan. Kata Kunci: IPR curve equation, sumur multilateral.

Muhammad Nur Ali Akbar (Institut Teknologi dan Sains Bandung) Pudji Permadi (Institut Teknologi Bandung) Karakterisasi Reservoir: Studi Kasus Lapangan Marginal Reservoir Characterization: Case Study Of A Marginal Field JTMGB. April 2015, Vol. 7 No. 1, p 37-52 Karakterisasi reservoir merupakan usaha dan proses yang sangat penting di dalam membangun model dinamik reservoir. Prediksi dan penyebaran permeabilitas pada model dinamik memiliki peran penting yang dapat mempengaruhi prediksi kinerja reservoir. Hal ini menjadi bagian utama yang sangat penting dan krusial dalam mengevaluasi lapangan marginal. Tujuan utama makalah ini adalah menyajikan hasil perbandingan atas penerapan dua metode prediksi permeabilitas pada model reservoir suatu lapangan marginal dan melakukan pengujian kedua metode ini terhadap sebelas data DST. Kedua metode prediksi permeabilitas yang digunakan yaitu metodemetode HFU dan PGS. Lapangan yang digunakan untuk studi kasus ini terletak di lepas pantai utara Jawa Barat. Data yang tersedia meliputi model statik dari reservoir terkait, sebelas data DST, PVT, routine core, SCAL, dan data analisis petrografi. Dua metode prediksi permeabilitas kemudian diterapkan pada model reservoir statik. Diperoleh bahwa kedua metode prediksi permeabilitas ini memberikan pola penyebaran permeabilitas yang jauh berbeda antara satu metode dengan metode lainnya. Parameter hasil DST yang digunakan sebagai data uji tingkat akurasi prediksi permeabilitas meliputi laju alir minyak, gas, air, tekanan alir dasar sumur, dan faktor skin. Selain itu, hasil pola sebaran permeabilitas dari penerapan kedua metode tersebut dikaji berdasarkan aspek geologi, terutama pola pengendapan batuan reservoir. Hasil studi simulasi reservoir yang dilakukan menunjukkan bahwa pola sebaran permeabilitas sangat berpengaruh pada kinerja model dan penyelarasannya terhadap data DST. Pola sebaran permeabilitas yang paling mendekati makna aspek geologinya menghasilkan kinerja dinamik reservoir yang paling mendekati data dan interpretasi DST. Kata Kunci: karakterisasi reservoir, prediksi permeabilitas, pola deposisional, simulasi reservoir, lapangan marginal.

Muslim (Sejong University) A.K. Permadi (Institut Teknologi Bandung) Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air BenakatCekungan Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi Determination of Minimum Miscibility Pressure at AB-4 and AB-5 Layers of Air Benakat FormationSouth Sumatra Basin Based on Experiments, Simulations, Equation of State, and Correlations JTMGB. April 2015, Vol. 7 No. 1, p 53-62 Setelah tahap primer (atau tahap sekunder), proses produksi masih menyisakan sejumlah minyak yang cukup besar. Kondisi ini terjadi di Lapisan AB-4 dan AB-5 di mana jumlah minyak yang tertinggal setelah tahap primer sebesar masing-masing 47 % dan 90% dari jumlah minyak awal di tempat. Dengan demikian, ada potensi untuk menambah cadangan dan meningkatkan produksi dari kedua lapisan tersebut melalui metode enhanced oil recovery (EOR). Metode injeksi gas CO2 sedang dipertimbangkan untuk diterapkan berdasarkan sifat fluida reservoir yaitu jenis minyak ringan dengan viskositas rendah.

Studi ini bertujuan untuk menentukan minimum miscibility pressure (MMP) antara gas CO2 dan minyak di kedua reservoir tersebut. Studi dilakukan dengan menggunakan 4 (empat) metode secara bersamaan, yaitu eksperimen menggunakan metode slim tube, simulasi numerik satu-dimensi, persamaan keadaan (equation of state, EOS), dan korelasi. Dibandingkan dengan hasil eksperimen, hasil simulasi memberikan perbedaan terkecil yaitu sebesar 0.48 % - 2.04 % untuk kedua lapisan pada berbagai temperatur yang digunakan dalam studi ini diikuti oleh hasil dari EOS dan korelasi. Faktor utama yang menyebabkan perbedaan antara hasil eksperimen dan simulasi adalah minyak yang digunakan, yaitu live oil dalam simulasi dan dead oil dalam eksperimen. Penggunaan berbagai metode dapat memberikan rentang harga MMP yang lebih dapat dipercaya dimana hasil eksperimen digunakan sebagai rujukan utama. Temperatur adalah faktor yang sangat dominan terhadap hasil penentuan MMP. Semakin tinggi temperatur, tekanan yang diperlukan untuk terjadi pencampuran (miscibility) antara gas CO2 dengan fluida reservoir semakin besar. Kata Kunci: minimum miscibility pressure, CO2, slim tube, EOS, korelasi.

Enhance Formation Productivity by Using Light Weight Cement in Shallow Well Peningkatan Produktivitas Formasi dengan Menggunakan Semen Ringan pada Sumur Dangkal Imam Fathoni Rasyid, Dian Permana Kusumah, Pande Made Oka Iriana dan Alfi Rusin PT. Pertamina Hulu Energi Metana Suban I Abstract Cementing is one of the most critical steps in coal bed methane well completion. Cement fills and seals the annulus between casing string and drilled hole for several purposes: (1) zone isolation and segregation, (2) corrosion control, and (3) formation stability and pipe strength improvement. However, when the isolation condition between layers indicate free pipe, usually from data CBL (Cement Bond Log) /VDL (Variable Density Log), then communication between aquifer layers can occur. It will become severe problem that well may produce nearly infinite of water and late oil/gas production during pilot test. Cement forms an extremely strong, nearly impermeable seal from a thin slurry. The properties of the cement slurry and its behavior depends on the components and additives in cement slurry. Controlling the cement slurry density is critical for placing a column of cement where the formation may be fractured by a heavy slurry or would allow the well to flow if the cement slurry lighter than pore pressure. Extreme levels of filtrat loss can occur in low reservoir pressure zone. Using light cement on shallow well such as CBM well is great advantage due to low formation temperature and pressure condition. Light cement shall reduce the loss of cement filtrat thus reducing formation damage and enhancing formation productivity than conventional ones. Low specific-gravity beads (cenospheres) added to the slurry effectively displace water and cement components with tiny encapsulated air bubbles. Glass spheres have been used to achieve densities as low as 11 lb/gal for our completion well. This technique bring a homogeneous mix, and finished cement containing cenospheres have an increased strength to density ratio and lower permeability, thus it increases significantly isolating capabilities of cement to prevent free pipe during cementing job. Keywords: shallow well, light cement, glass spheres. Abstrak Penyemenan adalah satu dari pekerjaan paling kritikal dalam komplesi sumur gas metana batubara. Lumpur mengisi dan menutupi annulus antara casing dan lubang bor untuk berbagai tujuan: (1) Menyekat dan memisahkan zona, (2) kontrol korosi, dan (3) stabilitas formasi dan peningkatan kekuatan pipa. Apabila kondisi penyekatan mengindikasikan kekosongan pipa dari analisa CBL/VDL, besar potensi komunikasi antar lapisan dapat terjadi. Hal ini akan mengakibatkan masalah yang berat dimana sumur akan memproduksikan air dalam jumlah sangat besar dan ketertundaan produksi gas/minyak selama uji coba sumur. Semen terbentuk sangat kuat, menyekat meskipun terbuat dari bubur semen yang tipis. Pengontrolan kepadatan bubur semen sangat penting untuk menempatkan kolom semen di mana formasi dapat merekah oleh bubur semen yang berat atau fluida formasi akan mengalir jika tekanan statik semen lebih rendah dari tekanan pori. Kehilangan filtrat semen dapat terjadi secara ekstrim pada zona dengan tekanan reservoar yang rendah. Penggunaan semen ringan pada sumur dangkal seperti gas metana batubara merupakan keuntungan besar karena temperatur dan kondisi tekanan yang masih relatif rendah sehingga membantu proses pemadatan semen. Semen ringan akan mengurangi potensi hilangnya semen filtrat sehingga meminimalkan kerusakan formasi karena invasi semen filtrat dan meningkatkan produktivitas formasi daripada aplikasi penggunaan semen konvensional. Bulir-bulir berongga (cenospheres) dengan SG yang rendah ditambahkan ke bubur semen yang secara efektif menggantikan air dan bagian semen dengan gelembung udara. Di laboratorium, sampel semen glass spheres menunjukkan kuat tekan lebih dari 3000 psi di bawah kondisi tekanan uniaksial dan temperatur formasi. Glass spheres telah digunakan untuk mencapai densitas semen hingga 11 lb/gal pada pekerjaan

1

2

JTMGB, Vol. 7 No. 1 April 2015: 1-6

komplesi sumur. Teknik ini membuat campuran merata dan semen yang mengandung cenospheres akan lebih kuat sebanding dengan rasio kepadatan dan permeabilitas yang lebih rendah, sehingga meningkatkan kemampuan semen untuk mengisolasi dalam mencegah kekosongan pipa selama pekerjaan penyemenan. Kata kunci: sumur dangkal, semen ringan, glass spheres.

Introduction

Methodology

Interest in underbalanced drilling and completion is growing worldwide at a rate not seen for a new drilling technology since the introduction of horizontal drilling in the mid 1980s and coiled tubing drilling in the 1990s. Reducing formation damage has been the main objective and driving forces behind the resurgence in underbalance drilling. Underbalanced drilling and completion has proven very beneficial in worldwide.

• Finding source of formation damage The formation damage can be described as process which causes reduction in the productivity of an oil and gas producing formation, or a reduction in the injectivity of a water, gas, thermal injection well (Civan, 2000). The formation damage is categorized by the mechanism of its creation as either natural or induced as shown on Figure 2 (Hill et al., 2000; Ali, 2011). Natural damages are those that occur primarily as a result of producing the reservoir fluid. Induced damages are the result of an external operation that is performed on the well such as a drilling or injection operations.

Figure 1. Application Glass Sphere Cement on Shallow Well.

Well design of drilling and completion fluids reduces formation damage in reservoir zone of oil and gas well. Excessive levels of overbalance pressure can increase fluid invasion that will bring formation damage on the productive sand. Low density fluids, in principle, would permit maximum extraction while minimizing damage to the producing formation from filtrate.

Figure 2. Source of formation damage.

In this paper, we focused on the formation damage that created inducely from plugging by entrained particles or cement slurry itself due to loss circulation on productive formation.

Enhance Formation Productivity by Using Light Weight Cement in Shallow Well (Imam Fathoni Rasyid, Dian Permana Kusumah, Pande Made Oka Iriana dan Alfi Rusin)

• Glass Spheres It is possible to reduce cement density by using a combination of water and glass spheres to reach density lower and still retain necessary physical properties. Using glass spheres alone, a conventional neat cement slurry can be adjusted incrementally to very low density. This is ilustrated on Figure 3. The mechanical properties of lower density cement made with glass spheres alone are excelent, and industry experience confirms its performance.

Figure 3. Creating low density cement.

3

Best performance is achieved when glass spheres concentrations are around 20% volume.

Figure 5. Relationship of sphere concentration w.r.t. plastic volume.

Figure 6. Relationship of sphere concentration w.r.t. yield volume.

• Filtrat Loss Test Good filter cakes that isolate wellbore will reduce fluid invasion to productive formation. Two representative drilling fluids were chosen for evaluating rheology of glass spheres.

Figure 4. Drilling fluid density compared to glass spheres.

Water-extended cements were not suitable to maintain a seal under such demanding conditions, which include elevated temperatures as well as the presence of corrosive carbon dioxide gas. Thus, using lightweight slurry with Figure 7. Result from API filtrat loss test without glass spheres. glass spheres can be solution and beneficial due to higher endurance. Result and Discussion • Rheology Measurement From the Figure 5 and Figure 6 as rheology measurement in laboratory showed that with the increasing of sphere concentration, plastic viscosity and yield point also increase. Figure 8. Result from API filtrat loss test with glass spheres.

4


From the Figure show that addition of rock like cement particle or filtrat. When reverse glass spheres ensures the zone isolation that flow occurs (i.e., the well is produced), the glass prevent fluid invasion or loss circulation. spheres are flushed from the rock surface and there is no permanent formation damage or skin • Effect of Glass Spheres on Oil and Gas effect. As a result, wells completed with cement Formation containing glass spheres will produce oil and gas at higher rates than those drilled and completed The skin or damaged zone has higher without spheres. permeability than the virgin rock pore spaces, causing a high pressure drop accross the damaged Conclusion zone which can significantly reduce oil and gas production rates. The production rate for a Glass spheres have been used to achieve vertical well with Darcy flow equals: densities as low as 11 lb/gal for our completion well. Laboratory formation damage and ............................................ (1) completion fluids strongly support the beneficial effects of glass spheres as long as careful attention is given to fluid-loss properties. This technique bring a homogeneous mix, and finished cement Where containing cenospheres have an increased strength Q : Production rate (cm3/sec) to density ratio and lower permeability, thus it K : Rock permeability (mD) increases significantly isolating capabilities of H : Formation thickness (cm) cement. Thus, skin effect can be neglected due to B : Formation volume factor (RB/STB) less fluid invasion, expecting higher oil and gas Pe : Reservoir Pressure (atm) rates than those drilled and completed without Pw : Bottom-Hole Flowing Pressure (atm) spheres. µ : Fluid viscosity (cp) Re : Drainage radius (cm) Rw : Wellbore radius (cm) S : Skin Factor (Dimensionless)

The ratio of well productivity with and without formation damage equals:

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

Where Qd : Flow rate with formation damage (cm3/sec) Qi : Flow rate without formation damage (cm3/sec) Eq. 2 shows that the productivity ratio is a function of reservoir drainage radius, Re, wellore radius, Rw, and skin factor, S. Glass spheres are considerably larger than cement particles and most of the solids. As a result, the glass spheres form a filter cake at the surface of the rock and do not migrate deep into the

References Completion Technology for Unconsolidated Formations , Rev. 2 / June 1995. Civan, F., 2000. Reservoir Formation Damage: Fundamentals, Modeling, Assessment, and Mitigation, Second Edition, Gulf Publishing Company, Houston, Texas. Kulakofsky, D., Vargom, R., 2005. New Technology for the Delivery of Beaded Ligthweight Cements Kulakofsky, D., 2003. Lightweight Cementing Solutions: A Novel Concept Utilizes Field Case Histories presented at Subsea Houston, 18 September. Kulakofsky, D., 2005. New Technology Provides Cementing Solutions in Problem Areas presented at Petrotech Delhi, 15-19 January. Kulakofsky, D., 2005. New Ultra-lightweight Ultrahigh Temperature Slurry Design Provided the Required Resilience for Steam Injection work in Kuwait presented at the SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Bahrain, 12-15 March. Tahmourpour, F., 2004. Use of Finite Element Analysis to Engineer the Cement Sheath for

Enhance Formation Productivity by Using Light Weight Cement in Shallow Well (Imam Fathoni Rasyid, Dian Permana Kusumah, Pande Made Oka Iriana dan Alfi Rusin)

Production Operations presented at the Canadian International Petroleum Conference, 8-10 June. McCulloch, J., 2003. Life Cycle Modeling of Wellbore Cement Systems Used for Enhanced Geothermal System Development. Geothermal Resource Council, Morelia, Mexico, 12-15 October. Ravi, K., 2004. A Comparative Study of

5

Mechanical Properties of Density-Reduced Cement Compositions. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 26 -29 September. Hill, D.G., Liétard, O.M., Piot, B.M., and King, G.E., 2000. Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy. Reservoir Stimulation.

6


Optimasi Desain Komplesi Sumur Eksplorasi PRT-01 Menggunakan Aplikasi Software Pipesim Design Completion Optimization of Exploration Well PRT-01 Using Application of Pipesim Software Antonius Dwiyanto dan Muhammad Arham Nur Fungsi Eksploitasi Pertamina EP Asset-2 Abstrak Sumur Piretrium-01 (PRT-01) merupakan sumur eksplorasi di Pertamina EP yang dibor secara vertikal pada awal tahun 2012. Sumur PRT-01 memiliki dua lapisan yang berpotensi. Gas dengan initial gas in place sebesar 5815 MMSCF di lapisan Air Benakat (907 m MD s/d 911 m MD) dan Initial Gas In Place sebesar 2020 MMSCFD serta Condensate gas in place sebesar 0.15 MMBbl di Lapisan Lahat (1680 m MD s/d 1683 m MD). Sumur PRT-01 akan diproduksikan ke Stasiun Pengumpul melalui flowline tunggal sejauh 14 km dengan tekanan separator sebesar 460 psi. Kondisi sumur saat ini telah terpasang tubing 3 ½” menuju lapisan Air Benakat sedalam 907 m. Dilakukan tiga skenario sensitivitas komplesi dengan menggunakan software Pipesim, yaitu single string, commingle, dan dual string. Produksi sumur dengan menggunakan tubing dengan OD 3 ½” dan ukuran flowline 4” memberikan hasil yang optimal untuk komplesi single string, dimana lapisan Air Benakat memberikan initial gas rate 12.284 MMSCFD dan lapisan Lahat memberikan initial gas rate 8.17 MMSCFD dan initial condensate rate 533.7 bopd. Produksi sumur secara commingle mengakibatkan lapisan Air Benakat tidak dapat dapat mengalir. Produksi sumur secara dual string optimal dengan menggunakan flowline 6”, tubing OD 3 ½” untuk lapisan Air Benakat dan 2 7/8” untuk lapisan Lahat, sehingga diperoleh initial gas rate 19.797 MMSCDF dan initial condensate rate 603.6 bopd. Berdasarkan recovery factor yang diperoleh, komplesi single string memberikan RF gas total sebesar 64.48% dan condensate sebesar 33.08%, sementara komplesi dual string memberikan RF gas total sebesar 64.54% dan condensate sebesar 31.34%. Secara keekonomian, komplesi dual string memberikan nilai ekonomi yang lebih baik dibanding single string. Komplesi dual string memberikan NPV 2 087 000 US$, IRR 25%, POT 1.67 tahun, dan PI 1.2 untuk lama proyek 6 tahun. Kata kunci: single string, commingle, dual string, recovery factor. Abstract Piretrium-01 well (PRT-01) is an exploration wells were drilled in Pertamina EP vertically in early 2012. has two potential layers which are layer Air Benakat (907 m MD s / d 911 m MD) and Lahat (1680 m MD s / d in 1683 m MD) with initial gas in place by 5,815 MMSCF in layer Air Benakat and Initial Gas In Place for 2020 MMSCFD of gas and condensate in place of 0.15 MMbbl in layer Lahat. (1680 m MD- 1683mMD). PRT-01 well to be produced to the gathering station through a single flowline 14 km with a separator pressure of 460 psi. The current condition wells have been installed tubing 3 ½“ to the depth of 907 m Air Benakat layer. Conducted three sensitivity scenarious using software Pipesim completion, which is a single string, commingle, and dual strings. Production wells using OD tubing with 3 ½“ and flow line size 4” to provide optimal results for a single completion string, where layer Air Benakat provides an initial rate of 12.28 MMSCFD of gas and provide an initial layer Lahat 8.17 MMSCFD gas rate and initial rate of 533.7 bpd condensate. Commingle production wells resulted in a layer can’t be flowing. Production wells are optimized by using a dual string flow line 6 “OD tubing 3 ½” for layers Air Benakat and 2 7/8 “to Lahat layers, in order to obtain an initial rate of 19.79 MMSCDF gas and condensate initial rate of 603.6bopd. Based on the recovery factor obtained, providing a single string completion RF about 64.48% of total

7

8


gas and condensate about 33.08%, while the dual string completion of RF gas gives a total of 64.54% and 31.34% of condensate. Economically, a dual string completion provide better economic value than a single string. Dual completion string gives NPV 2.087 million USD, 25% IRR, POT 1.67 years, and the project PI 1.2 with project period 6 years. Keywords: single string, commingle, dual string, recovery factor.

Pendahuluan

Metodelogi

Sumur PRT-01 merupakan sumur eksplorasi yang dibor secara vertikal pada awal tahun 2012. Tajak pertama sumur ini dilakukan pada tanggal 29 Januari 2012. Secara geografis, Sumur PRT-01 terletak sekitar 50 km sebelah kota Prabumulih, Kecamatan Beringin, Desa Prabumenang. Sumur PRT-01 terletak ditengah struktur Prabumenang dan Tasim. Sumur PRT-01 ini memiliki konfigurasi casing 9 5/8” pada kedalaman 0 sampai dengan 1255 m, liner 7” pada kedalaman 1189 m sampai dengan 1730 m, dan open hole dengan ukuran lubang 8 ½” pada kedalaman 1730 m sampai dengan 1845 m. Drill Steam Test (DST) yang dilakukan di basement granodiorite (1730 – 1845 m), lapisan Lahat (1680 – 1683 m) dan lapisan Air Benakat (907-911 m). Dari DST yang dilakukan, potensi hidrocarbon terletak dilapisan Lahat dan Air Benakat. Lapisan lahat memiliki potensi gascondensate dan lapisan Air Benakat memiliki potensi gas kering. Sumur PRT-1 akan diproduksikan pada awal tahun 2013. Gas dan condensate yang terproduksikan dialirkan ke Stasiun Pengumpul Pagar Dewa sejauh 14 km. Gas yang terpisahkan di SP Pagar Dewa akan dikirim ke pulau Jawa melalui jaringan pipa yang telah ada.

Pendekatan / metodologi yang digunakan, yaitu menganalisa data DST masingmasing lapisan. Dari hasil Modified Isochronal Test (MIT) maka diperoleh Absolute Open Flow Potential (AOFP) sedangkan dari analisis Pressure Build-Up maka diperoleh besarnya permeabilitas dan skin formasi. Data MIT digunakan untuk melakukan analisa terhadap performance produksi sumur dan pembuatan kurva IPR serta analisa nodalnya dengan menggunakan software Pipesim yang merupakan multiphase flow simulator. RF diperoleh berdasarkan performance produksi dan estimasi hidrocarbon in place. Keekonomian menggunakan Model bagi hasil KKKS PT PERTAMINA EP dengan lama proyek selama 6 tahun.

Gambar 1. Peta lokasi sumur PRT-01.

Properti reservoir dan potensi sumur PRT-01 Dari Hasil Drill Steam Test terlihat bahwa sumur PRT-01 memiliki potensi gas di formasi Air Benakat (907 m MD s/d 911 m MD) serta potensi gas dan kondensat di formasi Lahat (1680 m MD s/d 1683 m MD). Hasil DST-3 mengindikasikan bahwa formasi Air Benakat memiliki potensi Absolute Open Flow Potential (AOFP) sebesar 48 MMSCFD gas, sedangkan hasil DST-2 mengindikasikan formasi Lahat memiliki potensi sebesar 21.5 MMSCFD gas dan 1500 Bopd kondensat. Sementara itu dari Analisa Pressure Build Up (PBU) didapatkan formasi Air Benakat memiliki permeabilitas sebesar 319.6 md, skin factor 0.5 dan tekanan reservoir 1344 psi, sedangkan formasi Lahat memiliki permeabilitas sebesar 18.4 md, skin factor 2.4 dan tekanan reservoir sebesar 2419 psi.

Optimasi Desain Komplesi Sumur Eksplorasi PRT-01 Menggunakan Aplikasi Software Pipesim (Antonius Dwiyanto dan Muhammad Arham Nur)

9

Gas in place formasi Air Benakat

Skenario Pengembangan

Hasil pengolahan data log pada kedalaman 907 m MD s/d 911 m MD di dapat bahwa formasi Air Benakat memiliki porositas dan saturasi air rata-rata sebesar 27.54% dan 34.64%. Dengan menggunakan asumsi radius pengurasan sebesar 500 m (belum ada tes pbu yang cukup lama) dan Formation Volume Factor gas initial (Bgi) sebesar 0.01241 vol / stand vol, maka diperoleh Initial Gas In Place Air Benakat melalui perhitungan volumetrik sebesar 5.82 BSCF.

Dari sumur PRT-01 gas dan condensate dialirkan menuju Stasiun Pengumpul (SP) Pagar Dewa dimana gas yang telah terpisahkan diseparator akan masuk kedalam jaringan gas yang akan dikirim ke Jawa. Panjang flowline dari sumur PRT-01 menuju SP Pagar Dewa sejauh 14 km. Sumur akan diproduksikan secara sembur alam dengan tekanan separator di SP Pagar Dewa sebesar 460 psi sampai dengan laju produksi keekonomisannya yaitu sebesar 0.5 MMSCFD. Skenario single string

Formasi Lahat merupakan formasi gas dan condensate. Dari hasil Modified Isochronal Test (MIT), dan pengolahan data log diperoleh parameter-parameter yang digunakan dalam perhitungan hidrocarbon in place formasi Lahat.

Skenario pengembangan sumur dengan menggunakan sistem komplesi single string dilakukan dengan cara memproduksikan lapisan produktif yang terdapat di sumur Piretrium-1 satu per satu dengan menggunakan tubing tunggal. Formasi Air Benakat merupakan formasi yang pertama diproduksikan dengan menggunakan tubing yang optimum dengan selang ukuran tubing 2 3/8” sampai dengan 4 ½”. Setelah itu pengembangan dilanjutkan dengan memproduksikan Formasi Lahat menggunakan tubing yang optimum dengan selang ukuran tubing 2 3/8” sampai dengan 4 ½”.

Tabel 1. Data reservoir dan fluida Lahat.

Skenario commingle

Gambar 2. Plot shut in time vs ψ DST 2 & DST 3.

Gas & condensate in place formasi Lahat

Skenario pengembangan sumur secara commingle dilakukan dengan cara memproduksikan formasi Air Benakat dan Lahat secara bersamaan dengan menggunakan satu tubing tunggal dengan selang ukuran tubing 2 3/8” sampai dengan 3 ½”. Formasi Air Benakat tersekat dengan 2 single packer pada bagian atas dan bawah formasi. Skenario dual string Menggunakan prosedur yang digunakan oleh reza dan katz, maka diperoleh besarnya gas mole fraction sebesar 93.73 %, sehingga dengan asumsi radius pengurasan sebesar 500 m maka secara volumetrik diperoleh gas in place sebesar 2.02 BSCF dan condensate in place sebesar 0.15 MM STB.

Skenario pengembangan sumur secara dual string dilakukan dengan menggunakan dua rangkaian tubing yang memproduksikan formasi Air Benakat dan Lahat secara terpisah. Ukuran tubing yang memungkinkan untuk dilakukan komplesi secara dual string berselangan antara 2 3/8” sampai dengan 3 ½”.

10


Optimasi single string Pemilihan ukuran tubing yang optimal dilakukan dengan mebuat sensitivitas ukuran tubing terhadap laju produksi yang diperoleh. Model yang dibuat dalam software PIPESIM menggunakan flowline dengan ukuran diameter sebesar 4” sepanjang 14 km. Dari Sensitivitas diperoleh ukuran tubing yang optimal untuk formasi Air Benakat dan Lahat sebesar 3 ½” . Tubing 3 ½” tersebut digunakan untuk memprediksi kemampuan produksi sumur sampai sumur ditinggalkan. Formasi Air Benakat diproduksikan dengan selang periode produksi 1 Januari 2013 sampai dengan 14 Juli 2015. RF gas yang diperoleh sebesar 66.06% untuk natural flow dengan tekanan abandon formasi akhir sebesar 501 psi. Formasi Lahat diproduksikan dengan selang periode produksi 28 Juli 2015 sampai dengan 23 September 2016. Secara natural flow diperoleh RF gas sebesar 59.82% dan RF condensate sebesar 33.08% dengan tekanan formasi akhir ketika sumur ditinggalkan sebesar 1041 psi. Secara keseluruhan, komplesi single string memberikan RF gas total sebesar 64.48%, dan RF condensate total sebesar 33.08%.

Gambar 5. Recovery factor single string.

Optimasi commingle Model dibuat dengan memasang titik nodal diatas formasi Air Benakat pada kedalaman 907 m. Dari hasil sensitivitas ukuran tubing rangkaian commingle diperoleh ukuran tubing 3 ½” sebagai ukuran tubing optimal untuk produksi gas dan tubing 2 7/8” untuk produksi Komplesi secara commingle mengakibatkan tidak dapat mengalirnya fluida dari Air Benakat akibat tekanan alir fluida Lahat lebih besar dibanding Air Benakat.

Gambar 6. Performance produksi PRT-01 secara commingle.

Optimasi dual string

Gambar 3. Sensitivitas ukuran tubing single string.

Gambar 4. Recovery factor single string per lapisan.

Ukuran tubing yang dapat digunakan untuk komplesi dual string di sumur PRT01 berkisar dari 2 3/8” sampai dengan 3 ½”. Dari sensitivitas, terlihat bahwa peningkatan produksi dual string tidak terlalu signifikan bila dibandingkan menggunakan komplesi single string. Hal ini dikarenakan ukuran flowline 4” tidak optimal untuk laju produksi Air Benakat maksimal 12 MMSCFD dan Lahat 8 MMSCFD untuk ukuran tubing 3 ½”. Sehingga perlu dilakukan kembali optimasi ukuran flowline yang optimal. Adanya gas dan condensate yang terproduksikan dengan laju tertentu, mengakibatkan sensitivitas dilakukan dengan mempertimbangkan revenue yang akan didapat dengan mengasumsikan harga gas sebesar US$ 5 per MMBTU dan condensate


sebesar US$ 100 per Bbl serta operating cost gas sebesar US$ 1.16 per MSCFD dan operating cost condensate US$ 10.36 per Bbl. Berdasarkan perkiraan revenue yang akan didapat diperoleh bahwa, dual string dengan menggunakan ukuran tubing 3 ½” untuk Lahat dan 2 7/8” untuk Air Benakat, dengan ukuran flowline 6“ memberikan konfigurasi yang optimal. Konfigurasi ini menghasilkan rate produksi sebesar 19.80 MMSCDF dan 604 bbl. Produksi secara natural berlangsung dari selang 1 Januari 2013 sampai dengan 27 Mei 2015. Konfigurasi ini menghasilkan RF gas sebesar 66.75% untuk formasi Air Benakat, dan 58.12% untuk formasi Lahat, serta RF condensate sebesar 31.34%. Secara keseluruhan, komplesi dual string memberikan RF gas sebesar 64.54% dan RF condensate sebesar 31.34%.

Gambar 7. Performance produksi PRT-01 secara dual string.

11

Gambar 9. Recovery factor dual string.

Analisa keekonomian Keekonomian menggunakan Model KKKS PT PERTAMINA EP dengan pembagian keuntungan antara Pemerintah – PT PERTAMINA EP adalah sebesar 32.77% dan 67.23%. Perhitungan keekonomian menggunakan asumsi-asumsi sebagai berikut: • Harga minyak diasumsikan 100 US$/Bbl • Harga gas diasumsikan 5 US$/MMBTU • Biaya operasi minyak adalah 10.36 US$/Bbl • Biaya produksi gas adalah sebesar 1.16 US$/ MSCF. • Metode depresiasi yang digunakan adalah declining balance. • Discount factor sebagai base case adalah 12 % • Keekonomian proyek selama 6 tahun • Nilai konversi Rupiah – US Dollar adalah 9275 Rp./US$ • Indikator keekonomian yang digunakan dalam evaluasi adalah NPV, Pay Out Time (POT) serta Profitability Index (PI). Keekonomian single string Komplesi single string memberikan NPV 1,950,000 US$, IRR 22.8%, POT selama 2.17 tahun, dan PI 1.20 untuk lama proyek 6 tahun. Secara keekonomian, proyek komplesi single string dikatakan layak untuk dilakukan karena NPV > 0 US$, IRR > discount factor, dan PI > 1. Tabel 2. Revenue single string.

Gambar 8. Recovery factor dual string per lapisan.

12


Tabel 3. Tangible & intangible cost single string.

Kesimpulan

• Produksi sumur dengan menggunakan tubing dengan OD 3 ½” dan ukuran flowline 4” memberikan hasil yang optimal untuk komplesi single string, dimana Air Benakat memberikan initial gas rate 12.28 MMSCFD dan Lahat memberikan initial gas rate 8.17 MMSCFD serta initial condensate rate 534 bopd. • Produksi sumur secara commingle mengakibatkan formasi Air Benakat tidak dapat dapat mengalir. Produksi untuk komplesi commingle sebesar ± 7 MMSCFD dan ± 450 bopd condensate. • Produksi sumur secara dual string optimal dengan menggunakan flowline 6”, tubing OD 3 ½” untuk formasi Lahat dan 2 7/8” untuk formasi Air Benakat, sehingga diperoleh initial gas rate 19.80 MMSCDF dan initial Keekonomian dual String condensate rate 603.6 bopd. • Berdasarkan recovery factor yang diperoleh, Komplesi dual string memberikan NPV komplesi single string memberikan RF gas 2,087,000 US$, IRR 25%, POT 1.67 tahun, total sebesar 64.48% dan condensate sebesar dan PI 1.2 untuk lama proyek 6 tahun. Secara 33.08%, sementara komplesi dual string keekonomian, proyek komplesi dual string memberikan RF gas total sebesar 64.54% dan dikatakan layak untuk dilakukan karena NPV > 0 condensate sebesar 31.34%. US$, IRR > discount factor, dan PI > 1. • Komplesi dual string memberikan nilai kelayakan ekonomi yang lebih baik yakni Tabel 4. Revenue dual string. NPV = 2,087,000 US$, IRR = 25 %, POT = 1.67 tahun, dibanding single string dengan NPV 1,950,000 US$, IRR = 22.8 %, POT 2.17 tahun. Tabel 5. Tangible & intangible cost dual string.

Referensi Ahmed, Tarek, “Reservoir Engineering Handbook”, Gulf Professional Publishing, 2001 Beggs, H. D., and Brill, J. P.: “A Study of Two Phase Flow in Inclined Pipes,” J. Pet. Tech. (May 1973) 607-617 Bellarby, Jonathan, “Well Completion Design”, Elsevier Scicince, 2009 Brown, K.E, “The Technology of Artificial Methods”, Penwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1984. Chaudhri, Amanat, “Gas Well Testing Handbook”, Elsevier Science, 2003 Dake, L. P., “Fundamentals of Reservoir Engineering” Elsevier Science, 1978. McRay, A.W, “Petroleum Evaluations and Economics Decisions, Prentice Halls, 1975


Orkiszewski, J.: “Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipes,” J. Pet. Tech. (June 1967) 829-838. Tiab, Djebbar, “Gas Reservoir Engineering”, School of Petroleum and Geological Engineering The

13

University of Oklahoma, 2000 Verma, Mahendra, “Calculation of Hydrocarbon-inPlace in Gas and Gas Condensate Reservoir – Carbon Dioxide Sequestrarion, U.S. Geological Survey, 2012

Lampiran Lampiran A. Penampang Sumur PRT-01

14


Lampiran B. Model Pipesim PRT-01.

Lampiran C. AOFP Air Benakat dan Lahat.


Lampiran D. Komposisi Air Benakat dan Lahat

CO2 = 1% 1 SCF gas = 1014 BTU

CO2 = 5.9% 1 SCF gas = 1061 BTU

15

16


Lampiran E. IPR Air Benakat dan Lahat


Lampiran F. Sensitivitas dual string.

17

18


Persamaan Kurva Inflow Performance Relationship Sumur Multi-lateral pada Reservoir Heterogen Bertenaga Pendorong Gas Terlarut Inflow Performance Relationship for Multilateral Well in Heterogeneous Reservoir Condition with Solution Gas Drive Mechanism Ade Anggi Naluriawan Santoso, Rakhmadian Abdillah dan Pudjo Sukarno Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10, Bandung 40132, Indonesia Abstrak Perkiraan produktivitas sumur minyak mempunyai peran yang sangat penting dalam operasi produksi di lapangan terutama jika dikaitkan dengan optimasi perancangan sistem produksi. Salah satu komponen pokok dalam perancangan tersebut adalah penentuan kurva Inflow Performance Relationship (IPR). Namun persamaan IPR dipengaruhi oleh konfigurasi sumur, yaitu vertical, miring, horizontal, atau multilateral tetapi pada saat ini persamaan kurva IPR untuk sumur multilateral masih perlu dikembangkan, dengan mempertimbangkan berbagai konfigurasi lubang lateralnya. Makalah ini mengusulkan persamaan IPR untuk sumur multilateral dengan berbagai konfigurasi lubang horizontalnya, pada reservoir yang heterogen dan dibawah pengaruh reservoir bertenaga dorong gas terlarut. Persamaan IPR yang diusulkan dikembangkan dengan membuat model reservoir dengan sumur tunggal dengan menggunakan simulator reservoir, yang dibangun dengan menggunakan CMG reservoir simulator. Model tersebut dapat mewakili kelakuan produksi sumur serta dapat memodelkan pengujian sumur, yang lazimnya dilakukan pada sumur minyak. Model tersebut dapat menghasilkan persamaan IPR tak berdimensi usulan untuk berbagai kondisi batuan reservoir yang heterogen dan berbagai sifat PVT minyak dan gas, serta berbagai konfigurasi lubang lateral. Selain itu, makalah ini juga mengusulkan persamaan untuk meramalkan kurva IPR sumur multilateral. Namun persamaan yang diusulkan tersebut masih memerlukan validasi dengan menggunakan data nyata dari lapangan. Kata kunci: IPR curve equation, sumur multi-lateral. Abstract Predicting the oil well production performance is very important especially related to well production optimization. The IPR curve has important role in the design of the well production ability, therefore proper IPR correlation should be applied. Wellbore configuration is one of the main variables that determine the correlation, such as vertical, slanted, and horizontal wells. This paper introduced the Inflow Performance Relationship (IPR) curves equation for multilateral wells that produce from solution gas drive reservoir under heterogeneous properties of reservoir rock. The developments of proposed dimensionless IPR curves based on single well-reservoir model, which has multilateral branches, and the reservoir is considered heterogeneous and various conditions of PVT oil and gas. The model is developed using CMG reservoir simulator, and the model is able to represent single well test that commonly used to determine the IPR of the well. Using this model, the dimensionless IPR Curve is produced for each set of multi lateral well-reservoir data, and also the equation to predict future IPR curve is also introduced. The new dimensionless IPR curve is proposed, although the correlation still needs to be evaluated using real field data. Keywords: IPR curve equation, multilateral well performance.

PENDAHULUAN

di lapangan-lapangan minyak dengan tujuan meningkatkan produktivitas sumur. Sumur Latar Belakang multilateral adalah sumur yang memiliki beberapa cabang lubang horizontal yang menembus lapisan Sumur minyak yang dilengkapi dengan produktif pada arah dan panjang tertentu. Sumur beberapa lubang horizontal yang menembus satu multilateral ini mempunyai produktivitas yang lapisan produktif sudah digunakan secara luas lebih tinggi dibandingkan dengan sumur vertical/ 19

20


konvensional. Beberapa tipe sumur multilateral yang pada saat sudah berkembang adalah Stacked Lateral, Opposing Dual Lateral, Parallel Dual Lateral, Quad Lateral dan Star Lateral. Produktivitas sumur dinyatakan sebagai hubungan antara tekanan alir di dasar sumur (Pwf) terhadap laju alir fluida (qL) dari lapisan produktif, yang disebut dengan kurva Inflow Performance Relationship (IPR). Kurva tersebut merupakan komponen pokok yang diperlukan untuk optimasi produksi sumur atau untuk memperkirakan laju alir optimal yang dapat diperoleh. Pengembangan kurva IPR untuk sumur minyak telah dilakukan sejak lama dengan berbagai model dan asumsiasumsi. Misalkan kurva IPR untuk sumur vertical yang dikembangkan oleh Vogel1, Fetkovich9, Sukarno10, dan Wiggins6, serta kurva IPR untuk sumur horizontal yang dikembangkan oleh Bendakhlia dan Aziz3, Albertus Retnanto & Economides7, maupun Cheng5. Asumsi yang digunakan dalam membangun model sumur tunggal mengakibatkan persamaan kurva IPR yang dihasilkan hanya dapat digunakan pada sumur yang kondisinya sama dengan asumsi yang diterapkan pada waktu membangun model. Dengan demikian pengembangan persamaan IPR untuk sumur multilateral menjadi sangat penting mengingat konfigurasi lubang bor yang sangat berbeda.

atau cabang dengan kemiringan mendekati horizontal dan terhubung dengan lubang sumur utama. Diharapkan dengan metode ini, sumur dapat mencapai beberapa zona target dalam satu lubang sumur. Berikut beberapa kelebihan dari penggunaan sumur multi-lateral, yaitu: • Meningkatkan produktivitas dari sumur • Mengurangi water coning dan/atau gas coning • Efisiensi pengurasan yang lebih baik • Kemampuan yang relatif lebih baik pada waktu memproduksikan minyak dari lapisan yang tipis. Sumur multilateral sendiri bisa dibedakan berdasarkan konfigurasi dari sumur lubang lateralnya, seperti Multibranched, Forked, Laterals into Horizontal Hole, Planar Dual Laterals, Radial Tri-Laterals, Stacked Laterals, Stacked Radial Quadrilaterels dan dual opposing laterals. Gambar 1 adalah beberapa konfigurasi sumur multilateral.

Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengembangkan persamaan Inflow Performance Relationship (IPR) tak berdimensi yang dapat digunakan secara baik untuk memperkirakan hubungan antara tekanan alir dasar sumur dengan laju alir untuk sumur multilateral yang berproduksi dari reservoir bertenaga dorong gas terlarut. Berbagai kondisi dari reservoir yang heterogen, konfigurasi lubang lateral, dan PVT gas dan Gambar 1. Konfigurasi Sumur Multi-lateral Berdasarkan minyak akan diwakili dalam persamaan kurva tak Bentuknya berdimensi tersebut, sehingga persamaan IPR tak berdimensi tersebut dapat digunakan secara luas. Pengembangan Persamaan Kurva IPR STUDI PUSTAKA

Persamaan kurva IPR pertama yang telah digunakan secara luas adalah persamaan Sumur Multilateral IPR yang dikembangkan oleh Vogel1. Vogel melakukan simulasi untuk sumur tunggal dengan Sumur multi-lateral merupakan sumur menggunakan berbagai kondisi PVT fluida yang memiliki lebih dari satu cabang horizontal reservoir dan permeabilitas relatif dari gas–

Persamaan Kurva Inflow Performance Relationship Sumur Multi-lateral pada Reservoir Heterogen Bertenaga Pendorong Gas Terlarut (Ade Anggi Naluriawan Santoso, Rakhmadian Abdillah dan Pudjo Sukarno)

minyak. Bendakhlia dan Aziz mengembangkan persamaan IPR yang sama dengan Vogel tetapi digunakan untuk sumur horizontal. Pengembangan persamaan tersebut dengan anggapan reservoir terdiri dari 2 fasa, yaitu gas dan minyak. Asumsi lain yang digunakan pada persamaan IPR oleh Bendakhlia dan Aziz ini adalah: • Reservoir berbentuk kubus dengan sumur produksi terletak tepat di tengah reservoir • Homogen dan isotropik serta memiliki nilai saturasi air yang konstan di seluruh reservoir • Efek gravitasi, kompresibilitas batuan serta fluida diabaikan • Komposisi dan kondisi keseimbangan untuk minyak dan gas dianggap tetap • Tekanan pada fasa gas dan minyak sama • Semi steady state sehingga kecepatan desaturasi sama di seluruh reservoir • Terdapat skin di sekitar lubang sumur Terdapat beberapa asumsi yang berbeda dari asumsi yang digunakan pada Vogel, seperti penggunaan reservoir kubus (box shaped) dan skin. Persamaan yang dihasilkan merupakan persamaan IPR tak berdimensi sebagai berikut. .... (1)

Nilai V dan n pada persamaan tersebut merupakan fungsi dari Recovery Factor (RF). Untuk menentukan nilai V dan n, persamaan tersebut harus mempertimbangkan kurva IPR dari base case terlebih dahulu yang umumnya diambil pada kondisi awal. Bendakhlia dan Aziz memasukkan beberapa kondisi sumur seperti harga skin, letak sumur, dan panjang lateral dari lubang horizontalnya. Albertus Retnanto mengusulkan persamaan kurva IPR, untuk konfigurasi sumur multilateral. Asumsi yang digunakan kurang lebih sama dengan yang digunakan pada pengembangan persamaan IPR oleh Bendakhlia dan Aziz. Persamaan ini mencoba mengakomodir beberapa jumlah cabang lateral yang digunakan. Persamaan IPR yang diusulkan yaitu sebagai berikut:

21

sebagai berikut:

................................................... (3)

Boyun Guo2 dalam paper-nya menjelaskan tentang pengaruh friksi dan hidrostatik fluida pada sisi horizontal maupun lengkungan lateral sumur yang dapat mempengaruhi produkstivitas dari sumur multilateral. Boyun Guo2 mencoba menambahkan efek hidrostatik pada sisi lengkungan karena dianggap memiliki efek yang besar. Pada penelitian sebelumnya efek ini diabaikan dan diasumsikan letak pertemuan dengan lubang utama sumur pada ketinggian yang sama dengan sisi horizontal. Boyun Guo menawarkan prosedur yang dapat digunakan untuk menghitung laju alir dari sumur horizontal dengan kesalahan yang rendah. Persamaan-persamaan yang dikembangkan sebelumnya menggunakan asumsi bentuk sumur yang horizontal, sehingga kurang mewakili kondisi sumur multilateral sebenarnya. Hal ini dapat menyebabkan laju alir yang dihitung dengan menggunakan persamaan IPR untuk sumur horizontal memberikan hasil yang lebih kecil. Oleh karena itu pengembangan persamaan IPR untuk sumur multilateral dipertimbangkan sangat penting. METODOLOGI PENELITIAN Pengembangan persamaan kurva IPR untuk sumur multilateral dengan menggunakan model reservoir dengan menggunakan software komersial CMG. Model reservoir ini dapat dilengkapi dengan sejumlah sumur lateral, dengan konfigurasi seperti ditunjuk-kan pada Gambar 1. Model Reservoir

Model Reservoir yang digunakan dalam penelitian ini adalah reservoir heterogen dengan tenaga pendorong gas terlarut, terbatas (bounded), isotropic, dan diproduksikan dengan menggunakan berbagai konfigurasi sumur ........... (2) multilateral, seperti pada Gambar 1. Beberapa asumsi yang digunakan pada model reservoir ini Konstanta n merupakan nilai dari fungsi adalah tekanan kapiler dan gravitasi diabaikan. tekanan saturasi dan tekanan reservoir, yaitu Asumsi lain yang digunakan adalah tidak adanya

22


factor skin di sekitar lubang sumur dan tekanan reservoir sama dengan tekanan saturasinya. Bentuk model reservoir yang digunakan pada penelitian ini adalah kubus (box shaped) dengan pembagian ukuran grid yang konstan diseluruh model. Gambar 2 dibawah ini memperlihatkan model reservoir kubus yang digunakan pada simulasi penelitian ini.

Gambar 3. Stacked Opposed Quadriateral.

Gambar 2. Base Case Model.

Model reservoir ini menggunakan 31 x 31 x 5 grid, sehingga jumlah total grid yang digunakan berjumlah 4905 grid. Pada studi ini, digunakan software komersial CMG untuk membangun model reservoir-sumur tunggal dan mengamati kelakuan produksi dari sumur dan reservoir. Data Reservoir

Pada kondisi awal terdapat dua fasa (minyak dan air), tetapi air dalam kondisi tidak dapat mengalir pada saturasi dibawah atau sama dengan 0,3. Tekanan saturasi minyak sebesar 2500 psi. Untuk nilai permeabilitas relative dan PVT ditunjukkan di Lampiran. Sedangkan densitas dari minyak digunakan sebesar 32o API dan densitas gas 0,7. Sedangkan tekanan kapiler serta pengaruh dari gravitasi diabaikan. Selanjutnya dilakukan studi sensitivitas terhadap sifat fisik batuan reservoir dan konfigurasi sumur tersebut diatas yang didasarkan pada kemungkinan adanya pengaruh terhadap Productivity Index (PI). Berikut adalah tabel data reservoir beserta selang harga parameter yang diubah. Pada makalah ini juga dikembangkan model untuk sumur bertipe Stacked Radial Quadrilateral. Hal ini dilakukan untuk mengakomodir kemungkinan bentuk lain dari multilateral yang digunakan pada lapanganlapangan di dunia.

Data reservoir yang digunakan dalam penelitian ini adalah seperti saturated reservoir (Pr ≤ Pb) dan bertenaga pendorong gas terlarut, selain itu batuan reservoir bersifat heterogen, isotropic, dan terbatas (Bounded System). Pada Tabel 1. Data Sifat Fisik dan Fluida Reservoir. kondisi Base Case, reservoir dimodelkan sebagai kubus (box shaped) dengan Drainage Area sebesar 20 acre dan ketebalan konstan sebesar 100 feet. Batuan reservoir yang digunakan menggunakan porositas yang heterogen dengan nilai antara 0.115 hingga 0.189 dan permeabilitas yang isotropic dan heterogen antara 8 md hingga 30 md. Nilai kompresibilitas dari batuan adalah 6 x 10-6 psi-1. Konfigurasi sumur Stacked Opposed Quadrilateral digunakan pada simulasi base case ini dengan panjang 180 feet pada tiap panjang lateral seperti ditunjukkan pada Gambar 3. Letak sumur berada tepat ditengah dengan radius lubang sumur sebesar 0.33 feet.


23

Dari kedua kurva terlihat sedikit perbedaan antara hasil simulasi Retnanto dan hasil dari penelitian ini. Namun perbedaan tersebut dinilai masih dapat diterima karena perbedaannya dalam batas yang wajar. Oleh karena itu dapat disimpulkan bahwa model sumur tunggal yang digunakan dalam penelitian ini dinilai baik dan dapat digunakan lebih lanjut. Dengan demikian model tersebut akan digunakan untuk kondisi base case dan kondisi-kondisi yang lain. Tabel 2. Data Konfigurasi Sumur Multilateral

Validasi Model Reservoir Sebelum dilakukan simulasi kinerja produksi sumur untuk berbagai kasus dan kondisi reservoir, maka akan validasi model terlebih dahulu sehingga hasil simulasi dapat dipercaya. Validasi yang digunakan adalah dengan membandingkan antara hasil simulasi pada model dengan data yang dimiliki dari peneliti sebelumnya. Pada makalah ini, data yang digunakan sebagai pembanding adalah data dari penelitian Albertus Retnanto7. Hasil simulasi dari kedua model dibandingkan dan dilihat bagaimana bentuk dari kedua kurva. Berikut adalah kurva hasil kedua simulasi.

Gambar 4. Perbandingan antara Kurva IPR Albertus Retnanto (Biru) dan Model (Merah).

Simulasi untuk kondisi Base Case Langkah selanjutnya model tersebut digunakan untuk melihat kelakuan aliran gas dan minyak dari reservoir menuju dasar lubang sumur. Hubungan antara tekanan alir dasar sumur dengan laju produksi minyak (kurva IPR) dapat dilakukan dengan dua cara yaitu dengan menerapkan syarat batas di dasar sumur pada laju produksi tetap, kemudian dihitung tekanan alir di dasar lubang sumur pada saat mencapai kondisi pseudosteady state atau dengan memberikan syarat batas tekanan alir dasar sumur tetap dan ditentukan laju produksi minyak pada saat mencapai kondisi pseudosteady state terpenuhi. Pada penelitian kali ini akan digunakan cara yang kedua yaitu penerapan syarat batas tekanan alir dasar sumur tetap. Harga tekanan alir dasar sumur tersebut ditetapkan pada selang harga antara tekanan reservoir sampai dengan tekanan alir dasar sumur yang cukup rendah, sekitar (100 – 200 psi). Sedangkan waktu tercapainya kondisi pseudosteady state ditetapkan pada saat terjadi prubahan tekanan pada grid-block terluar dibandingkan dengan tekanan grid block tersebut pada kondisi awal. Dengan demikian, dengan menentukan beberapa tekanan alir dasar sumur, maka dapat dihitung laju produksi minyak pada saat mencapai kondisi pseudosteady state. Hubungan antara tekanan alir dasar sumur dengan laju produksi minyak tersebut menunjukkan kurva IPR. Perhitungan ini dilakukan untuk beberapa konfigurasi lubang multilateral. Hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap laju produksi minyak tersebut kemudian diubah dalam bentuk persamaan IPR tak berdimensi, yaitu hubungan antara Pwf/Preservoir terhadap Qoil/Qoilmax. Gambar 5 dan Gambar 6 masing-masing menunjukkan kurva IPR dan kurva IPR tak berdimensi, untuk data base case.

24


UJI SENSITIVITAS Dengan menggunakan model yang telah divalidasi tersebut, dilakukan pembuatan kurva IPR untuk berbagai variable pokok yang berpengaruh terhadap kurva IPR, seperti karakteristik batuan dan fluida reservoir, dan konfigurasi sumur multilateral. Setiap set data akan menghasilkan satu kurva IPR, baik yang berdimensi maupun yang tidak berdimensi. Berikut ini hasil uji sensitivitas terhadap kurva IPR untuk berbagai data set dari simulator.

Gambar 5. Kurva IPR Base Case.

Gambar 6. Kurva IPR Dimensionless pada Base Case.

Sensitivitas Karakterisitik Batuan Reservoir Karakteristik batuan reservoir yang diubah adalah permeabilitas, porositas, permebilitas anisotropik, tekanan reservoir, dan tebal reservoir. Harga permeabilitas absolut pada reservoir heterogen ini berkisar antara 4160 md yang terdistribusi di seluruh grid block di model reservoir. Gambar A-1 pada Lampiran menunjukkan kurva IPR untuk harga permeabilitas

absolut antara 30 – 300 md berdasarkan data pola multilateral base case. Namun apabila kurvakurva IPR tersebut diplot dalam bentuk tak berdimensi diperoleh plot seperti ditunjukkan pada Gambar A-1 sebelah kanan. Kurva IPR tak berdimensi tidak menunjukkan adanya pengaruh harga permeabilitas absolut yang berbeda. Uji sensitivitas terhadap harga porositas juga dilakukan dengan membagi nilai porositas menjadi 3 tipe, yaitu porositas rendah (Base Case), sedang dan tinggi. Porositas sedang berkisar pada 0,159 hingga 0,23 sedangkan porositas tinggi berada pada 0,23 - 0,29. Semakin besar nilai porositas akan diperoleh laju alir minyak yang semakin besar pula. Namun tetap didapatkan bentuk kurva IPR tak berdimensi yang sama dengan kondisi base case. Hal ini ditunjukkan pada Gambar A-2. Uji sensitivitas lainnya adalah kondisi anisotropic yang berbeda, dimana untuk permeabilitas anisotropik digunakan nilai permeabilitas anisotropic 0,1. Namun mengingat harga permeabilitas dan harga perbandingan kv/ kh yang rendah, sehingga tidak menunjukkan perbedaan kurva IPR yang besar, seperti ditunjukkan pada Gambar A-3. Secara sama, bentuk kurva IPR tak berdimension yang serupa dengan kurva tak berdimensi sebelumnya. Uji sensitivitas untuk tekanan reservoir, dengan menggunakan anggapan bahwa harga tekanan saturasi tetap sama dengan tekanan reservoirnya. Hal ini untuk menjaga kondisi aliran dalam reservoir tetap berada pada kondisi dua fasa. Sesuai dengan penurunan tekanan reservoir maka akan diperoleh kurva IPR yang lebih rendah seperti ditunjukkan pada Gambar A-4. Namun tetap didapatkan bentuk kurva tak berdimensi yang saling berdekatan. Hal ini tidak berlaku apabila nilai tekanan saturasi berada dibawah tekanan reservoir, dimana di dalam reservoir terjadi aliran satu fasa minyak atau sebagian saatu fasa dan di bagian yang lain dua fasa. Gambar A-5 akan menunjukkan penjelasan di atas. Untuk uji sensitivitas tebal reservoir juga menghasilkan bentuk kurva tak berdimensi yang berdekatan. Namun pengaruh tebal reservoir dapat dilihat pada kurva IPR berdimensi, dimana semakin besar tebal reservoir semakin besar laju alirnya pada tekanan alir dasar sumur yang sama. Hal ini ditunjukkan pada Gambar A-6.


Sensitivitas Karakteristik Fluida Karakteristik fluida yang disensitivitas pada penelitian kali ini adalah API Gravity dari fluida, dan data permeabilitas relatif dengan mengubah harga Sgc, Swc serta Sor. Pada sensitivitas harga API Gravity disertai disertai dengan sentivitas pada viskositas minyak. Semakin tinggi nilai API Gravity dapat diartikan fluida akan semakin ringan karena terdapat lebih banyak fraksi hidrokarbon ringan. Hal ini berakibat pada viskositas fluida semakin kecil. Dari hasil simulasi didapatkan laju alir yang tidak berbeda secara signifikan, demikian pula hal ini ditunjukkan untuk kurva IPR tak berdimensinya pada Gambar A-7. Pada uji sensitivitas data permeabilitas relatif dilakukan perubahan nilai saturasi kritik gas (Sgc), saturasi connate air (Swc), dan saturasi residual minyak (Sor), dimana hasilnya bisa dilihat pada Gambar A-8 dan A-9. Pada sensitivitas Sgc, didapatkan laju alir yang semakin besar dengan bertambahnya Sgc. Hal ini disebabkan gas yang dapat mengalir semakin kecil dan tidak mengurangi kemampuan minyak untuk mengalir, mengingat mobilitas gas lebih baik dibandingkan minyak. Pada sensitivitas Swc didapatkan laju alir minyak yang lebih besar apabila nilai Swc semakin kecil. Hal ini sebagai akibat semakin besar harga Swc semakin banyak air didalam reservoir. Air yang memiliki mobilitas yang lebih baik akan mengurangi kemampuan minyak untuk mengalir. Terakhir adalah sensitivitas terhadap Sor, dimana semakin besar nilai Sor didapatkan laju alir minyak yang semakin kecil. Hal ini dikarenakan semakin sedikit jumlah minyak yang dapat mengalir apabila nilai Sor semakin besar. Kurva yang terbentuk dari sensitivitas parameter ini dapat dilihat pada Gambar A-10. Sensitivitas Konfigurasi Sumur Multilateral Uji sensitivitas terhadap sistem sumur multilateral terkait dengan susunan lubang multilateral yang meliputi panjang lateral, jumlah stacked yang digunakan, tipe sumur multilateral, serta konfigurasi dan letak percabangan. Anggapan untuk uji sensitivitas panjang lateral menggunakan luas area pengurasan yang tidak berbeda, sehingga dapat ditunjukkan bagaimana pengaruh yang sebenarnya dari perbedaan panjang lateral terhadap

25

produktivitas masing-masing sumur tersebut. Panjang lateral tersebut dilakukan untuk dua tipe sumur multilateral, yaitu pada tipe stacked opposed quadrilateral dan stacked radial quadrilateral. Semakin panjang lateral yang digunakan pada tipe stacked opposed quadrilateral menghasilkan produktivitas minyak yang semakin besar. Hal tersebut terjadi disebabkan semakin besar daerah pengurasan yang bisa dijangkau dengan semakin panjangnya jarak lateral sumur yang digunakan. Untuk kurva IPR tak berdimensinya, perbedaan panjang lateral memberikan distribusi titik IPR yang hampir seragam. Sehingga dihasilkan bentuk kurva yang tidak jauh berbeda meskipun panjang lateral sumur yang berbeda. Hal yang sama juga diperoleh pada tipe stacked opposed quadrilateral berlaku juga untuk tipe stacked radial quadrilateral. Jumlah stacked yang dimaksudkan pada sensitivitas kali ini adalah berapa jumlah tumpukan lateral dalam satu lubang sumur utama. Sensitivitas dilakukan dari satu stacked hingga mencapai tiga stacked. Hal ini dilakukan untuk dua tipe sumur multilateral seperti pada sensitivitas panjang lateral sumur. Semakin banyak tumpukan lateral menghasilkan laju alir minyak semakin besar namun tidak menunjukkan kenaikan yang besar. Hal ini disebabkan jarak antara lubang lateral yang saling bertumpuk tidak besar, sehingga aliran minyak ke masing-masing lubang lateral tersebut saling mempengaruhi dan tidak dihasilkan laju produksi seperti yang diharapkan. Namun dari sensitivitas jumlah stacked ini tetap didapatkan kurva IPR tak berdimensi yang sama seperti yang terlihat pada Gambar A-11. Tipe multilateral lainnya yang termasuk dalam uji sensitivitas adalah tipe stacked opposed quadrilateral dan stacked radial quadrilateral. Dalam uji sensitivitas tipe sumur yang digunakan, didapatkan hasil yang identik sama pada kurva IPR tak berdimensi seperti yang terlihat pada Gambar A-12. Tetapi secara kurva berdimensi potensi produksi minyak pada tipe stacked radial quadrilateral lebih besar dibandingkan tipe yang lain. Hal ini disebabkan jangkauan daerah pengurasan yang lebih luas untuk jumlah stacked yang sama. Uji sensitivitas selanjutnya adalah pada konfigurasi dan letak percabangan lubang lateral yang berbeda. Hal ini dilakukan karena beberapa alasan yaitu pada pemboran sumur multilateral tidak semua cabang lateral terletak pada kedalaman yang sama. Untuk melihat pengaruh yang diakibatkan

26


oleh kondisi tersebut maka diperlukan uji sensitivitas yang menunjukkan kondisi tersebut. Melalui uji sensitivitas ini terlihat bahwa pengaruh perbedaan kedalaman percabangan tidak berpengaruh pada kurva IPR tak berdimensinya. Perbedaan yang besar juga tidak terlihat pada laju alir minyaknya. Mungkin perbedaan hanya terasa pada beda jarak antara lateral dengan Water Oil Contact (WOC). Semakin dekat dengan WOC maka laju alir yang dihasilkan akan menjadi lebih kecil sedangkan semakin jauh jarak lateral dengan WOC dihasilkan laju alir minyak yang lebih besar. Hasil sensitivitas parameter ini dapat dilihat pada Gambar A-13. Kesimpulan yang bisa didapatkan dari seluruh uji sensitivitas pada penelitian ini, berbagai bentuk sumur menghasilkan kurva IPR tak berdimensi yang sama. Sehingga akan didapatkan satu persamaan yang sama untuk berbagai kondisi dan bentuk sumur multilateral yang digunakan. Kurva IPR tak bedimensi yang serupa juga didapatkan dari seluruh uji sensitivitas pada karakteristik reservoir dan fluida yang berbeda asalkan sudah dalam kondisi dua fasa. Pada reservoir yang berada dalam kondisi satu fasa terlebih dahulu akan menghasilkan kurva IPR tak berdimensi yang berbeda. PENGEMBANGAN PERSAMAAN KURVA IPR Persamaan Kurva IPR Tak Berdimensi pada Kondisi Dua Fasa Persamaan kurva IPR tak berdimensi dikembangkan dengan menggabungkan data yang didapatkan dari hasil sensitivitas sebelumnya. Data tersebut diplot dalam bentuk tekanan tak berdimensi (PD) dan laju alir tak berdimensi (QD). Hasil plot data tersebut dapat dilihat pada Gambar berikut:

Gambar 7. Kurva IPR Tak Berdimensi Untuk Berbagai Uji Sensitivitas

Berdasarkan kurva IPR tak berdimensi diatas, dilakukan regresi yang menghasilkan persamaan umum Kurva IPR tak berdimensi untuk sumur multi-lateral yang ditunjukkan pada persamaan (4).

Gambar 8. Regresi data dengan persamaan polinomial pangkat tiga.

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

Persamaan regresi tersebut menghasilkan nilai sebesar 0,9976 dan memberikan hasil yang baik untuk merepresentasikan data uji sensitivitas sebelumnya. Persamaan tersebut akan dibandingkan dengan persamaan yang telah dikembangkan pada penelitian sebelumnya. Pada Gambar 11 dan 12 menampilkan perbandingan kurva IPR sumur multilateral dari Bendakhlia & Aziz, dan Retnanto & Economides. Sedangkan perbandingan dengan persamaan Vogel hanya untuk menunjukkan perbedaan produktivitas sumur vertikal dengan multilateral. Penelitian ini juga mengusulkan persamaan pangkat dua yang akurasinya tidak lebih baik. Namun persamaan pangkat dua ini lebih mudah dan dapat digunakan untuk software tertentu. Beberapa software menggunakan masukan konstanta a dan b untuk persamaan pangkat dua, sehingga pesamaan kurva tak berdimensi dalam bentuk polynomial pangkat dua juga disampaikan dalam makalah ini, seperti ditunjukkan pada Gambar 11. r2

Gambar 9. Perbandingan Kurva IPR usulan (persamaan (4)) dengan penelitian sebelumnya.


27

Bendhaklia & Aziz, dan Retnanto, sampai dengan tekanan alir dasar sumur 1500 psi memberikan hasil laju produksi yang mendekati, namun pada tekanan alir daasar sumur dibawah 1500 psi, kurva IPR usulan memberikan hasil yang lebih rendah. Hal ini sesuai dengan penelitian Buyon Guo2 yang mengungkapkan bahwa persamaan kurva IPR untuk sumur multilateral saat ini Gambar 10. Perbandingan Kurva IPR tak berdimensi menghasilkan laju alir yang overestimated dibandingkan kondisi yang sebenarnya. Untuk usulan (Persamaan (4)) dengan penelitian sebelumnya. itu persamaan usulan ini mungkin dapat menjadi solusi yang tepat untuk permasalahan tersebut.

Gambar 11. Regresi data dengan persamaan polinomial pangkat dua.

Persamaan kuadrat kurva IPR untuk sumur multilateral ditunjukkan pada persamaan (5). ..... (5)

Persamaan regresi tersebut menghasilkan nilai sebesar 0,989 yang memberikan hasil cukup baik untuk merepresentasikan data uji sensitivitas sebelumnya. Persamaan diatas juga dibandingkan dengan persamaan dari penelitian sebelumnya, dan hasilnya ditunjukkan pada Gambar 12 dan 13, masing-masing untuk kurva IPR berdimensi dan tak berdimensi. R2

Gambar 12. Perbandingan Kurva IPR usulan dalam bentuk persamaan kuadrat dengan penelitian sebelumnya.

Gambar 13. Perbandingan Kurva IPR tak berdimensi usulan dalam bentuk persamaan kuadrat dengan penelitian sebelumnya.

Persamaan Kurva IPR Tak Berdimensi pada Kondisi Parsial Dua Fasa Meskipun penelitian ini tidak mengusulkan persamaan kurva IPR pada reservoir dengan kondisi tekanan saturasi berada di bawah tekanan reservoir, berikut ini diturunkan secara analitis persamaan kurva IPR jika tekanan reservoir berada diatas tekanan saturasi. Metode yang digunakan untuk mengembangkan kurva IPR pada kondisi tersebut mengikuti metode yang sudah dikembangkan pada penelitian sebelumnya, untuk sumur vertikal dua fasa. Penambahan laju alir yang diakibatkan oleh tekanan alir dasar sumur berada dibawah tekanan saturasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan yang telah dikembangkan pada penelitian ini:

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

Terlihat di Gambar 12, bahwa perbandingan kurva IPR untuk dua persamaan IPR Dengan demikian, laju alir untuk kondisi yang diusulkan, persamaan (4) dan (5), dengan dimana tekanan dasar lubang sumur berada persamaan kurva IPR yang disampaikan oleh dibawah tekanan saturasi adalah sebagai berikut:

28


.......................................................... (7)

Dimana untuk nilai qb dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan IPR satu fasa yang sudah umum digunakan yaitu: ............................................. (8) Gambar 15. Perbandingan Kurva IPR hasil simulasi dengan perhitungan (persamaan 5).

Sedangkan untuk qv digunakan persamaan: ............................................................ (9)

Dari kedua Gambar diatas terlihat hanya terdapat sedikit perbedaan antara hasil simulasi Persamaan (7) tersebut dibandingkan dengan dengan hasil perhitungan. Sehingga persamaan hasil simulasi pada penelitian ini untuk melihat tersebut dinilai dapat digunakan memperkirakan keakuratannya. Salah satu contoh perbandingan kurva IPR pada tekanan reservoir diatas tekanan yang dilakukan pada kondisi tekanan saturasi saturasi dengan hasil yang baik. 2000 Psia dengan tekanan reservoir sebesar 2500 Pengembangan Persamaan Peramalan Kurva Psia dapat dilihat pada kurva di bawah ini: IPR

Gambar 14. Perbandingan Kurva IPR hasil simulasi dengan perhitungan persamaan (4).

Cara penurunan untuk kondisi tekanan reservoir lebih tinggi dibandingkan tekanan saturasi juga digunakan untuk persamaan pangkat dua yang diusulkan pada penelitian ini. Cukup dengan merubah persamaan (7) menjadi sebagai berikut: .. (10)

Hasil dari perbandingan menggunakan persamaan kuadrat dapat dilihat pada Gambar 15. Terlihat tidak menunjukkan perbedaan yang besar antara kedua kurva. Sehingga dapat disimpulkan apabila persamaan usulan kuadrat juga memiliki keakuratan yang cukup baik.

Seiring dengan berjalannya waktu produksi maka akan terjadi perubahan kondisi di reservoir yang mengakibatkan terjadinya penurunan tekanan reservoir, dan penurunan kemampuan produksi sumur. Untuk tujuan evaluasi dan perkiraan produktivitas sumur multilateral di waktu yang akan datang diperlukan persamaan yang dapat memperkirakan kurva IPR sumur di waktu mendatang. Pada makalah ini disampaikan persamaan yang dapat memperkirakan laju produksi sumur pada tekanan reservoir di waktu mendatang berdasarkan pada data produktivitas sumur pada waktu tertentu yang digunakan sebagai acuan. Pengembangan persamaan untuk meramalkan produktivitas sumur di waktu mendatang berdasarkan hasil simulasi model sumur tunggal yang dilakukan pada berbagai tekanan reservoir. Untuk setiap tekanan reservoir dibuat kurva IPR, dan pada setiap kurva IPR tersebut dicatat tekanan reservoir serta laju produksi maksimumnya. Dengan menggunakan kondisi awal reservoir sebagai acuan, atau kondisi reservoir pada waktu tertentu yang akan menjadi acuan untuk kondisi reservoir berikutnya, maka dapat dihitung perbandingan antara laju produksi maksimum pada suatu waktu yang akan datang dengan laju produksi maksimum pada kurva


29

Gambar 17 menunjukkan perbandingan IPR acuan, (qmax,f/qmax,acuan) dan perbandingan tekanan reservoir pada suatu waktu mendatang antara hasil perhitungan peramalan kurva IPR dengan tekanan reservoir acuan, (Pr,f/Pr,acuan). berdasarkan model simulator dengan kurva IPR Hasil perbandingan tersebut diplot dalam bentuk dengan menggunakan persamaan diatas. qmax,f/qmax,acuan terhadap Pr,f/Pr,acuan, yang hasilnya ditunjukkan pada Gambar 16.

Gambar 16. Kurva Untuk Memperkirakan Future IPR.

Gambar 17. Perbandingan Kurva IPR hasil perhitungan dan simulasi

KESIMPULAN DAN SARAN Berdasarkan distribusi titik pada plot tersebut dilakukan regresi polynomial pangkat Kesimpulan tiga yang hasilnya ditunjukkan pada persamaan (11) dengan koefisien korelasi, r2 = 0.9994. Berdasarkan hasil penelitian ini dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut: 1. Pengembangan kurva IPR tak berdimensi sumur multilateral pada reservoir heterogen ................ (11) bertenaga pendorong gas terlarut untuk kondisi dua fasa, dengan tipe sumur multilateral Peramalan kurva IPR di waktu yang Stacked Opposed Quadrilateral dan Stacked akan datang diawali dengan menentukan kurva Radial Quadrilateral, menghasilkan IPR acuan, yang diambil pada waktu sekarang persamaan Kurva IPR untuk semua tipe atau sebelumnya, dan diutamakan kurva IPR sumur multilateral sebagai berikut: yang diperoleh dari uji sumur. Berdasarkan kurva IPR acuan tersebut diambil harga Pr,acuan dan Qmax,acuan. Jika perkiraan kurva IPR yang .................................................... (13) akan datang dilakukan pada tekanan reservoir, Pr,f maka dapat dihitung perbandingan antara tekanan reservoir yang akan datang dengan tekanan reservoir acuan, Pr,f/Pr,acuan, dan harga perbandingan ini digunakan untuk menghitung ................... (14) harga Qmax,f dengan menggunakan persamaan (11). Untuk membuat kurva IPR di waktu mendatang digunakan persamaan (12) yang 2. Untuk memperkirakan kurva Future IPR pada merupakan modifikasi dari persamaan (4). sumur lateral dapat dihitung terlebih dahulu (qo)max,f dengan menggunakan persamaan (15): ........................................................ (12)

.................................................... (15)


30

sedangkan kurva IPR yang akan datang QD = dimensionless rate dihitung dengan menggunakan persamaan PD = dimensionless pressure (12). tD = dimensionless time k = permeabilitas absolut batuan, mD Saran kr = permeabilitas relatif batuan, fraksi h = ketebalan reservoir, ft Saran yang dapat dilakukan untuk Φ = porositas batuan, fraksi pengembangan selanjutnya penelitian ini A = luas area reservoir, acre diantaranya: rw = jari-jari sumur, ft • Perlu dilakukan uji sensitivitas sifat keheterogenan dari reservoir dengan Daftar Pustaka menggunakan nilai Lorenz Coefficient atau Dykstra-Parsons Coefficient yang berbeda- Vogel, J.V.: “Inflow Performance Relationship Curve beda. for Solution Gas Drive Wells”. JPT. Januari 1968. • Pengaruh sudut dan arah azimuth yang Guo, Boyun., Zhou, Jinkui., Ling, Kegang., lebih bervariasi pada lateral dari sumur Ghalambor, Ali.: “A Rigorous Composite perlu diperhitungkan untuk pengembangan Inflow Performance Relationship Model for persamaan IPR berikutnya. Multilateral Wells”. SPE 100923. Mei 2008. • Persamaan kurva IPR usulan tersebut masih Bendakhlia, H., Aziz, K., U, Stanford.: “Inflow memerlukan validasi berdasarkan data nyata Performance Relationships for Solution Gas lapangan. Drive Horizontal Wells”. SPE 19823. Oktober Daftar Simbol Pwf Pr Pi Pb RF Sw So Swc Sor Soi Sgc Bo Boi Bw µw cw cf SG Qo

= tekanan alir dasar sumur, psi = tekanan reservoir, psi = tekanan reservoir awal, psi = tekanan saturasi, psi = faktor perolehan minyak, % = saturasi air, fraksi = saturasi minyak, fraksi = saturasi air connate, fraksi = saturasi minyak residual, fraksi = saturasi minyak awal, fraksi = saturasi gas kritik, fraksi = faktor volume formasi minyak, STB/RB = faktor volume formasi minyak awal, STB/RB = faktor volume formasi air, STB/RB = viskositas air, cp = kompresibilitas air, psi-1 = kompresibilitas batuan, psi-1 = specific gravity, fraksi = laju produksi minyak, STB/D

1989. Retnanto, Albertus.: “Petroleum Production Optimization Using Horizontal and Multilateral Wells”. PhD Dissertation. Texas A&M University. Mei 1998. Cheng, A.M.: “Inflow Performance Relationship for Solution Gas Drive Slanted/Horizontal Wells”. SPE 20720. September 1990. Wiggins, M.L.: “Generalized Inflow Performance Relationship for Three Phase”. SPE 25458. Maret 1993. Retnanto, Albertus., Economides, Michael J.: “Infow Performance Relationship of Horizontal and Multibranched Wells in a Solution Gas-Drive Reservoir”. SPE 49054. September 1998. Samosir, Franky D.: “Kurva IPR Sumur Multi-Lateral Pada Reservoir Bertenaga Dorong Gas Terlarut”. Tugas Akhir Program Studi Teknik Permiyakan ITB. Juni 2008. Fetkovich, M. J.: “The Isochronal Testing of Oil Wells”. SPE 4529. Oktober 1973. Sukarno, Pudjo: “Inflow Performance Relationship for Two and Three Phase Flow Conditions”, PhD Dissertation, The University of Tulsa, 1986


Lampiran LAMPIRAN A: KURVA IPR UNTUK BERBAGAI UJI SENSITIVITAS

Gambar A-1. Kurva IPR uji sensitivitas pada permeabilitas batuan reservoir.

Gambar A-2. Kurva IPR pada porositas batuan reservoir.

Gambar A-3. Kurva IPR uji sensitivitas pada permeabilitas anisotropic.

31

32


KURVA IPR UNTUK BERBAGAI UJI SENSITIVITAS

Gambar A-4. Kurva IPR uji sensitivitas pada Tekanan Reservoir.

Gambar A-5. Kurva IPR uji sensitivitas pada ketebalan grid (tebal reservoir).

Gambar A-6. Kurva IPR uji sensitivitas pada API Gravity.



Gambar A-7. Kurva IPR uji sensitivitas Saturasi Gas Kritik (SGC).

Gambar A-9. Kurva IPR uji sensitivitas pada Saturasi Air Connate (SWC)

Gambar A-10. Kurva IPR uji sensitivitas pada Saturasi Minyak Residual (SOR)

33

34



Gambar A-11. Kurva IPR uji sensitivitas pada perbedaan ketinggian tiap lateralnya.

Gambar A-12. Kurva IPR uji sensitivitas panjang lateral sumur multilateral tipe Stacked Opposed Quadrilateral.

Gambar A-13. Kurva IPR uji sensitivitas pada panjang lateral sumur multilateral tipe Stacked Radial Quadrilateral.



Gambar A-14. Kurva IPR uji sensitivitas pada jumlah Stacked sumur multilateral.

35

36


Karakterisasi Reservoir: Studi Kasus Lapangan Marginal Reservoir Characterization: Case Study Of A Marginal Field Muhammad Nur Ali Akbar1 dan Pudji Permadi2 Perminyakan, Institut Teknologi dan Sains Bandung (ITSB) Kota Deltamas, Kab. Bekasi. e-mail : [email protected] 2Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha 10, Bandung. e-mail : [email protected]

1Teknik

Abstrak

Karakterisasi reservoir merupakan usaha dan proses yang sangat penting di dalam membangun model dinamik reservoir. Prediksi dan penyebaran permeabilitas pada model dinamik memiliki peran penting yang dapat mempengaruhi prediksi kinerja reservoir. Hal ini menjadi bagian utama yang sangat penting dan krusial dalam mengevaluasi lapangan marginal. Tujuan utama makalah ini adalah menyajikan hasil perbandingan atas penerapan dua metode prediksi permeabilitas pada model reservoir suatu lapangan marginal dan melakukan pengujian kedua metode ini terhadap sebelas data DST. Kedua metode prediksi permeabilitas yang digunakan yaitu metode-metode HFU dan PGS. Lapangan yang digunakan untuk studi kasus ini terletak di lepas pantai utara Jawa Barat. Data yang tersedia meliputi model statik dari reservoir terkait, sebelas data DST, PVT, routine core, SCAL, dan data analisis petrografi. Dua metode prediksi permeabilitas kemudian diterapkan pada model reservoir statik. Diperoleh bahwa kedua metode prediksi permeabilitas ini memberikan pola penyebaran permeabilitas yang jauh berbeda antara satu metode dengan metode lainnya. Parameter hasil DST yang digunakan sebagai data uji tingkat akurasi prediksi permeabilitas meliputi laju alir minyak, gas, air, tekanan alir dasar sumur, dan faktor skin. Selain itu, hasil pola sebaran permeabilitas dari penerapan kedua metode tersebut dikaji berdasarkan aspek geologi, terutama pola pengendapan batuan reservoir. Hasil studi simulasi reservoir yang dilakukan menunjukkan bahwa pola sebaran permeabilitas sangat berpengaruh pada kinerja model dan penyelarasannya terhadap data DST. Pola sebaran permeabilitas yang paling mendekati makna aspek geologinya menghasilkan kinerja dinamik reservoir yang paling mendekati data dan interpretasi DST. Kata Kunci: karakterisasi reservoir, prediksi permeabilitas, pola deposisional, simulasi reservoir, lapangan marginal.

Abstract Reservoir characterization is the most important task to build a dynamic reservoir model. Permeability distribution of the dynamic model has important roles in the reservoir performance prediction. This is even of particular importance and crucial in evaluating a marginal field. The main purpose of this paper is to present results of a comparative study of two permeability prediction methods implemented in the reservoir model of a marginal field and test the model against eleven DST data available from the field. Parameters from the DST data used to validate the dynamic reservoir model include oil rate, gas rate, water rate, flowing bottom-hole pressure, and skin factor. In addition, the permeability distribution resulted from each method are analyzed on the basis of geological aspects, mainly the depositional point of view. The reservoir simulation results found that the permeability distribution greatly affects the dynamic model performance. The permeability distribution resembling closely the depositional pattern of the reservoir layers requires less reservoir parameter adjustments to get good matches with all the DST data. This demonstrates the importance of geological aspects of the area of interest and implementation of a proper method of permeability prediction for reservoir characterization. Keyword: reservoir characterization, permeability prediction, depositional pattern, reservoir simulation, marginal field.

37

38


Pendahuluan Karakterisasi reservoir memiliki peran yang sangat penting dalam merancang strategi pengembangan dan pengelolaan suatu lapangan. Hal ini dilakukan untuk mendorong tingkat keakuratan dari kegiatan pemodelan reservoir terutama dalam memprediksi nilai permeabilitas yang sangat berpengaruh dalam membangun suatu model dinamik. Secara tradisional, prediksi permeabilitas dilakukan berdasarkan analisis regresi pada grafik semilog antara permeabilitas dan porositas yang diperoleh dari data conventional routine core analysis tanpa menganalisis dari aspek geologi, sehingga metode ini dapat menimbulkan kesalahan (error) yang signifikan terutama pada reservoir yang heterogen. Berbagai macam konsep dan pendekatan telah dikembangkan untuk melakukan klasifikasi batuan (rock typing), baik dari pendekatan yang berlandaskan aspek geologi maupun aspek dari teknik reservoir. Beberapa konsep yang populer saat ini telah dikembangkan diantaranya melalui pendekatan aspek geologi (R.L. folk, 1959 ; R.J. Dunham, 1961; dan W.E Ham dan L.C.Pray, 1962), pengelompokan batuan dengan konsep Leverett J-Function (M.C. Leverett, 1940 dan N. El-Khatib, 1995), konsep hydraulic flow unit (HFU) (J.O. Amaefule dkk., 1993 ; Abbaszadeh dkk., 1996 ; Gunter dkk., 1997; dan Corbett dkk., 2004). Selain itu, konsep dalam memprediksi permeabilitas juga telah banyak dikembangkan dengan berbagai pendekatan diantaranya memprediksi permeabilitas dari parameter porositas dan irreducible water saturation yang diturunkan dari well log (Tixier, 1949; Timur, 1968; Coates, 1974), konsep hydraulic flow unit, maupun prediksi permeabilitas dengan menggunakan pengukuran virtual artificial intelegent atau yang dikenal sebagai artificial neural network (Mohaghegh dkk., 1994 ; Shujath Ali dkk., 2013). Secara umum, metode dan konsep yang telah dikembangkan tersebut masih belum dapat mengintegrasikan aspek geologi dan aspek reservoir dengan baik. Sebuah metode rock type dan prediksi permeabilitas telah dikembangkan (Permadi, 2009), yaitu konsep dengan mempertimbangkan hubungan antara aspek geologi maupun aspek teknik reservoir. Pada konsep ini menyatakan

bahwa arsitektur pori dalam hal ini adalah geometri pori dan struktur pori dapat digunakan untuk mengelompokkan batuan dan juga menjadi dasar dalam melakukan prediksi permeabilitas. Dari hasil penelitian metode ini mengungkap bahwa kemiripan arsitektur pori-pori berkaitan erat dengan kemiripan fitur-fitur geologi pada skala mikroskopik (microscopic geological features) yang merupakan manifestasi dari kejadiankejadian geologi (lingkungan pengendapan dan diagenesa) yang serupa. Sehingga pada makalah ini mendorong penulis untuk membandingkan dua metode karakterisasi reservoir yang populer yang dalam hal ini adalah metode PGS dan HFU, kemudian hasilnya akan diaplikasikan kedalam suatu model lapangan marginal yang berada disekitar Lepas Pantai Utara Jawa Barat (Offshore North West Java). Maksud dan Tujuan Penelitian ini dimaksudkan untuk memahami secara mendalam peran penting dari kegiatan karakterisasi reservoir untuk keperluan simulasi reservoir yang dalam hal ini melakukan rock typing serta membandingkan 2 (dua) metode prediksi permeabilitas yaitu pore-geometry structure (PGS) dan hydraulic flow unit (HFU). Kedua hasil prediksi tersebut akan diimplementasikan kedalam suatu kasus lapangan marginal minyak dan gas yang berada di sekitar Lepas Pantai Utara Jawa Barat. Metodologi Dalam studi ini terdapat 3 langkah utama yang dilakukan untuk mencapai maksud dan tujuan penelitian, yaitu : 1. Penentuan rock type dan prediksi permeabilitas dengan metode pendekatan pore-geometry structure (Permadi dan Susilo, 2009) yang didukung dengan penggunaan rock types curve (Wibowo dan Permadi, 2013), 2. Penentuan flow unit yang menjadi dasar rock typing dan prediksi permeabilitas dengan metode pendekatan hydraulic flow unit (Amaefule dkk., 1993) yang di dukung dengan penggunaan global hydraulic element basemaps (Corbett dan Potter, 2004), 3. Kedua metode ini kemudian diimplementasikan kedalam model reservoir

Karakterisasi Reservoir: Studi Kasus Lapangan Marginal (Muhammad Nur Ali Akbar dan Pudji Permadi)

dan disimulasikan. Berikut secara berurutan pada Gambar 1 sampai Gambar 3 menunjukkan metodologi dan garis besar langkah-langkah pengerjaan dalam melakukan suatu proses karakterisasi reservoir pada lapangan marginal ini.

39

Data Penelitian

Data penelitian dalam studi ini diperoleh dari data lapangan yang berada di Lepas Pantai Utara Jawa Barat (ONWJ). Data yang diperlukan dan tersedia pada studi kasus ini diantaranya : • Data model statik dari reservoir terkait yaitu model v-shale (Gambar A-3), porositas (Gambar A-4), dan saturasi air (Gambar A-5) dengan jumlah sumur sebanyak 4 (empat) sumur eksplorasi. • Data Wireline Log dari keempat sumur • Data core yang terdiri dari conventional routine core analysis (RCA) yang diukur dalam kondisi overburden dan special core analysis (SCAL) • Analisis petrografi dari sampel core • Data PVT Analysis • Sebelas data DST yang akan dilakukan proses history matching (Tabel A-6). Data-data tersebut dipergunakan dalam Gambar 1. Langkah Kerja Metode Pore GeometryStructure (PGS) dalam menentukan rock type dan prediksi proses karakterisasi yang dalam hal ini yaitu penentuan jumlah rock type, flow unit, melakukan permeabilitas. prediksi permeabilitas, dan dilanjutkan pada proses simulasi reservoir. Hubungan Porositas vs Permeabilitas

Gambar 2. Langkah Kerja Metode Hydraulic Flow Unit (HFU).

Gambar 3. Langkah Kerja Pemodelan dan Simulasi Reservoir.

Pada umumnya, hubungan porositas dan permeabilitas dimodelkan dengan fungsi eksponen pada semilog plot. Data yang digunakan dalam plot porositas ( ) terhadap log permeabilitas (k) (Gambar 5) diperoleh dari sampel conventional core sebanyak 63 sampel pada Sumur-02 dan Sumur-05. Dari hasil crossplot tersebut menunjukkan suatu hubungan yang menyebar dan dapat diinterpretasikan bahwa karakter batuan dari reservoir tersebut bersifat heterogen, sehingga dalam memprediksi permeabilitas hanya dengan menggunakan hubungan persamaan crossplot tersebut akan menyebabkan prediksi yang menyimpang (overpredicted atau underpredicted).

Gambar 5. Crossplot Porositas ( ) vs Permeabilitas (k)

40


Penentuan Rock Type dan Flow Unit Rock typing adalah proses pengklasifikasian batuan ke dalam beberapa unit yang berbeda, dimana masing-masing unit mengalami pengendapan di bawah kondisi geologi yang sama dan memiliki perubahan diagenesa yang sama (Archie, 1950). Dalam studi kasus ini, penentuan rock type dilakukan dengan menggunakan metode PGS yang jumlah pengelompokkannya didasarkan atas penggunaan PGS rock type curves (Wibowo & Permadi, 2013). Rock type curve tersebut mencirikan suatu karakter batuan disetiap rock type-nya dimana semakin besar harga pore geometry ( ) dan pore structure ( ), menunjukkan kualitas batuan yang semakin baik dan sebaliknya. Berdasarkan hasil plot dari parameter pore geometry dan pore structure pada rock type curve tersebut diperoleh bahwa terbentuk sebanyak 8 (delapan) rock type pada lapangan marginal ini yang selanjutnya disebut dengan RT-1 sampai RT-8 (Gambar 6). Dari setiap rock type yang terbentuk menunjukkan suatu kelompok batuan yang memiliki karakter kemiripan baik dari geometri pori maupun struktur pori batuan sebagaimana ditunjukkan pada Tabel A-1.

Gambar 6. Penentuan Rock Type Berdasarkan Hasil Plot antara parameter Pore Geometry terhadap Pore Structure pada PGS Rock type curve.

Dalam penentuan flow unit dengan menggunakan metode HFU, pengklasifikasian dilakukan dengan mengombinasikan petrotyping oleh GHE basemap untuk mengontrol jumlah flow unit yang terbentuk pada sampel core yang tersedia (Corbett dan Potter, 2004). Semakin tinggi GHE menunjukkan kualitas batuan yang lebih baik dan sebaliknya. Hasil crossplot porositas dan

permeabilitas pada GHE basemap menunjukkan bahwa terdapat 6 GHE yang terbentuk (Gambar 7) yang selanjutnya disebut sebagai flow unit HU-1 sampai HU-6. Seperti halnya pengelompokkan dengan metode PGS, hasil dari klasifikasi flow unit ini juga menunjukkan karakter geologi yang terbentuk berdasarkan klasifikasi dari GHE basemap diikuti dengan nilai FZI (flow zone indicator) disetiap flow unit-nya (Tabel A-2).

Gambar 7. Crossplot Porositas ( ) vs Permeabilitas (k) pada GHE Basemap dalam Menentukan Jumlah Flow Unit yang terbentuk.

Prediksi Permeabilitas Metode PGS dan HFU Permeabilitas merupakan salah satu dari sifat fisik batuan yang harus dimiliki oleh batuan reservoir, yaitu kemampuan untuk mengalirkan fluida reservoir melalui pori-pori yang saling terhubung dalam batuan reservoir (interconnected pores). Permeabilitas memiliki peran yang sangat penting dalam membangun suatu model dinamik tetapi tidak mudah untuk diprediksi penyebarannya. Prediksi permeabilitas dalam studi kasus ini dilakukan dengan menggunakan 2 (dua) metode yang berbeda, yaitu Metode PGS dan HFU. Kedua metode tersebut akan diimplementasikan kedalam suatu model reservoir untuk disimulasikan dan dibandingkan agar diperoleh hasil prediksi yang lebih akurat dalam melakukan model dinamik. Hasil prediksi permeabilitas pertama diperoleh dengan menggunakan metode PGS, dimana persamaan prediksi permeabilitas diperoleh dari fungsi porositas ( ) dan irreducible water saturation (Swirr). Bentuk persamaan prediksi permeabilitas dengan metode PGS ini ditunjukkan pada Tabel A-3. Hasil persamaan


41

tersebut memberikan hasil prediksi yang sangat baik untuk skala sampel core (Gambar 8) maupun hasil prediksi pada interval log (Gambar 9).

Gambar 11. Hasil Prediksi Permeabilitas pada Skala Interval Log Metode HFU. Gambar 8. Perbandingan Permeabilitas Prediksi terhadap Permeabilitas Core dengan Metode PGS.

Gambar 9. Hasil Prediksi Permeabilitas pada Skala Interval Log dengan Metode PGS.

Prediksi permeabilitas kedua menggunakan metode HFU yang dilakukan dengan membentuk persamaan permeabilitas yang merupakan fungsi dari porositas efektif dan FZI untuk setiap flow unitnya (Tabel A-4). Persamaan permeabilitas tersebut juga memberikan hasil prediksi permeabilitas yang sangat baik untuk skala sampel core (Gambar 10) dan skala interval log (Gambar 11). Kedua metode prediksi ini kemudian diimplementasikan kedalam suatu model reservoir. Hasil distribusi permeabilitas dari metode PGS dan HFU menunjukkan pola sebaran yang berbeda satu sama lain.

Gambar 10. Perbandingan Permeabilitas Prediksi terhadap Permeabilitas Core Metode HFU.

Hasil distribusi permeabilitas pada model reservoir untuk metode PGS ditunjukkan pada Gambar 12 dan Gambar 13, sedangkan untuk metode HFU ditunjukkan pada Gambar 14 dan Gambar 15. Perbedaan signifikan distribusi permeabilitas pada model reservoir yang dihasilkan dari metode PGS dan metode HFU dikarenakan permeabilitas yang diprediksi dengan metode PGS merupakan fungsi dari porositas ( ) dan irreducible water saturation (Swirr), sedangkan prediksi permeabilitas dari metode HFU hanya diturunkan dari fungsi porositas ( ). selain itu jumlah rock type yang dibentuk antara kedua metode pun berbeda, metode PGS terdiri atas 8 (delapan) rock type sedangkan HFU hanya terdiri atas 6 (enam) rock type.

Gambar 12. Model Permeabilitas dari Metode PGS (Tampak Atas)

42


Hasil inisialisasi untuk model dari Lapangan X ditunjukkan pada Tabel 1, Gambar 16 dan Gambar 17 berikut. Tabel 1. Inisialisasi Model Lapangan X

Gambar 13. Model Permeabilitas dari Metode PGS (Tampak Samping)

Gambar 16. Inisialisasi Zona Minyak Lapangan X

Gambar 14. Model Permeabilitas dari Metode HFU (Tampak Atas)

Gambar 17. Inisialisasi Zona Gas Lapangan X

Hasil inisialisasi ini menunjukkan bahwa perhitungan initial in-place secara volumetrik dan simulasi sudah memberikan hasil yang selaras. Sehingga selanjutnya dapat dilakukan proses penyelarasan sejarah DST (history matching). Gambar 15. Model Permeabilitas dari Metode HFU (Tampak Samping)

Inisialisasi Tahap inisialisasi merupakan tahap untuk menyelaraskan hasil perhitungan in-place dari volumetrik dengan hasil hitungan simulator.

Perbandingan Hasil Simulasi dan History Matching dari Kedua Metode Dari kedua model permeabilitas yaitu PGS dan HFU, selanjutnya dilakukan proses simulasi reservoir untuk melihat kinerja terbaik simulasi model dinamik dari kedua model permeabilitas tersebut. Proses simulasi dalam


43

studi ini dilakukan pada Segmen 2, 3 dan 4 yang terbagi atas zona minyak dan zona gas. Hasil simulasi yang menunjukkan penyelarasan lebih mendekati data observasi menunjukkan bahwa model hasil prediksi tersebut mendekati makna dari aspek geologi dan kondisi sebenarnya dari reservoir terkait. Adapun hasil simulasi dari kedua metode untuk kondisi awal reservoir sebelum dilakukan proses penyesuaian parameter (adjustment) di setiap segmen dan zona hidrokarbon tersebut ditunjukkan pada Gambar 18 dan Gambar 19 untuk zona gas, sedangkan untuk zona minyak ditunjukkan pada Gambar 20 dan Gambar 21. Gambar 20. Perbandingan Hasil Simulasi Reservoir dari Kedua Metode* pada Kondisi Awal Reservoir untuk Segmen-2 Zona Minyak. *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah)

Gambar 18. Perbandingan Hasil Simulasi Reservoir dari Kedua Metode* pada Kondisi Awal Reservoir Segmen-2 untuk Zona Gas. *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah)

Gambar 21. Perbandingan Hasil Simulasi dari Kedua Metode* pada Kondisi Awal Reservoir Segmen-4 untuk Zona Minyak. *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah)

Jika dilihat dari perbedaan relatif hasil simulasi sebelum dilakukan proses penyesuaian parameter (adjustment), bahwa metode PGS secara umum menunjukkan hasil prediksi yang lebih mendekati data observasi dibandingkan metode HFU, baik untuk parameter laju alir gas, minyak, air, maupun bottomhole pressure untuk di kedua zona hidrokarbon (Gambar A-7 dan Gambar A-8). Kemudian, untuk menyelaraskan parameterparameter yang masih mengalami overpredicted dan underpredicted, pertama dilakukan penurunan kontak fluida, yaitu OWC hingga total depth peforasi pada Sumur-02 untuk reservoir Segmen Gambar 19. Perbandingan Hasil Simulasi Reservoir dari 2. Hal ini dilakukan karena batas kontak yang Kedua Metode* pada Kondisi Awal Reservoir Segmen-3 ditentukan sebelumnya tidak menunjukkan adanya untuk Zona Gas *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah) indikasi air yang terproduksi dari hasil observasi

44


(Gambar A-2). Proses kedua yaitu melakukan penyesuaian harga permeabilitas dan batas kontak fluida pada model reservoir Segmen-4. Langkah terakhir yaitu melakukan proses penyelarasan harga BHP dengan melakukan adjustment pada harga skin. Sehingga diperoleh hasil akhir history matching pada setiap segmen reservoir Lapangan X ini (Gambar 22 sampai Gambar 25) serta perbandingan perbedaan relatif dari harga skin simulasi terhadap skin observasi berdasarkan data welltest (Tabel A-5 dan Gambar A-9). Hasil ini menunjukkan bahwa perbedaan nilai skin secara umum dari metode PGS cenderung lebih mendekati terhadap data observasi daripada Gambar 24. Hasil History Matching dari Hasil Adjustment pada Segmen-2 Zona Minyak metode HFU. *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah) Berdasarkan hasil penyelarasan ini menunjukkan bahwa pola sebaran permeabilitas dari metode PGS memberikan pola sebaran permeabilitas yang paling mendekati makna aspek geologinya dikarenakan metode PGS menghasilkan kinerja dinamik reservoir yang lebih mendekati data dan interpretasi DST.

Gambar 25. Hasil History Matching dari Hasil Adjustment pada Segmen-4 Zona Minyak *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah)

Kesimpulan • Hasil prediksi permeabilitas dari kedua metode menunjukkan hasil prediksi yang baik *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah) untuk skala core maupun log. Tetapi, pada skala model reservoir, distribusi permeabilitas dari kedua metode menunjukkan pola sebaran yang berbeda satu sama lain. • Perbedaan distribusi permeabilitas yang terjadi dari kedua metode PGS dan HFU dikarenakan permeabilitas metode PGS diturunkan dari fungsi porositas ( ) dan irreducible water saturation (Swirr), sedangkan prediksi permeabilitas HFU hanya diturunkan dari fungsi porositas ( ). • Hasil keseluruhan dari history matching menunjukkan bahwa secara umum metode Gambar 23. Hasil History Matching dari Hasil Adjustment PGS memberikan hasil simulasi yang lebih pada Segmen-3 Zona Gas *)PGS (Hijau) dan HFU (Merah) mendekati data observasi dibandingkan Gambar 22. Hasil History Matching dari Hasil Adjustment pada Segmen-2 Zona Gas


45

in the Jatibarang Sub-Basin, Offshore Northwest metode HFU, baik dari laju alir gas, minyak, Java, Indonesia. Proceedings of the Indonesian dan air serta nilai BHP. Hal ini menunjukkan Petroleum Association. 15th Annual Convention. bahwa metode PGS memberikan pola sebaran 1, p. 357-373. permeabilitas yang paling mendekati makna Dunham, R.J. 1962. Classification Of Carbonate aspek geologinya.

Rekomendasi • Data SCAL baik tekanan kapiler dan relatif permeabilitas untuk keperluan model statik dan dinamik sebaiknya dapat mewakili setiap rock type yang ditentukan agar hasil prediksi lebih akurat. • Perlunya studi lebih lanjut dalam penerapan local grid refinement untuk karakterisasi model dinamik yang lebih baik dan rinci jika prediksi kinerja produksi jangka panjang diperlukan. Referensi Abbaszadeh, M., et al. 1996. Permeability Prediction by Hydraulic Flow Unit –Theory and Applications. SPE Formation Evaluation Journal, December. Afianti, Anisa. 2013. Penentuan Rock Type dan Prediksi Permeabilitas pada Lapangan Widuri. Thesis, Bandung : Program Studi Teknik Perminyakan, Pascasarjana, Institut Teknologi Bandung. Ahmed, U., Crary, S. F., and Coates, G. R.. 1991. Permeabiilty Estimation: The various Sources and Their Interrelationships. SPE 19604. San Antonio. Amaefule, J. O., et.al. 1993. Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells. SPE 26436. Texas. Amyx, J. W., Bass, Jr, D. M., and Whiting, R. L. 1960. Petroleum Reservoir Engineering–Physical Properties. McGraw-Hill Book Company. New York. Archie. 1950. Introduction to petrophysics of reservoir rocks. Buletin of the American Association of Petroleum Geologists. Vol. 34, No. 5, p. 943-961. Corbett P.W.M, dan D.K. Potter. 2004. Petrotyping: a basemap and atlas for Navigating through permeability and Porosity data for reservoir comparison and Permeability prediction. Paper dipresentasikan pada International symposium of the Society of Core Analysis . Abu Dhabi, UEA. 5-9 oktober 2004. Dorojatun et al. (1996). Geological reservoir heteroginity of Talang Akar depositional system

Rocks According To Depositional Texture, Memoir of the American Association of Petroleum Geologists, 1, 108 – 121. El-Khatib. 1995. Development of a Modified Capillary Pressure J-Function. SPE 29890, Saudi Arabia. Folk, R.L. 1962. Spectral Subdivision Of Limestone Types. Memoir of the American Association of Petroleum Geologists, 1, 62 – 84. Guo, G. et al. 2005. Rock Typing as an Effective Tool for Permeability and Water-Saturation Modeling: A Case Study in a Clastic Reservoir in the Oriente Basin. Paper SPE 97033 yang dipresentasikan pada SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas,U.S.A., 9-12 October 2005. Kurnia, I., Permadi, P. 2011. Rock Type Based Permeability Prediction Using Routine and Special Core Analysis Data. Skripsi. Bandung: Departemen Program Studi Teknik Perminyakan, Program Sarjana, Institut Teknologi Bandung. Leverett, M.C. 1941. Capillary Pressure in Porous Solids. Trans. AIME, Vol. 142, p. 341-358. Lucia, J.F. 1983. Petrophysical Parameters Estimated from Visual Descriptions of Carbonate Rocks: A Field Classification of Carbonate Pore Space. Journal of Petroleum Technology, March, 626 – 637. Lucia, J.F. 1999. Carbonate Reservoir Characterization An Integrated Approach 2nd Edition. SpringerVerlag Berlin Heidelberg, 29 – 65. Lucia, J.F., dan Jening Jr,. 2003. Carbonate Reservoir Characterization. Bureau of Economic Geology. Permadi, et.al. 2011. Rock typing and permeability prediction for water-wet and oil-wet rocks, Proceedings of Society of Core Analyst, SCA2011-53, Texas. Permadi, P., and Susilo, A. 2009: Permeability Prediction and Characteristics of Pore Structure and Geometry as Inferred from Core Data. SPE 125350-PP, Abu Dhabi. Rushing, J.A., Newsham, K.E., Blasingame, T.A. 2009. Rock Typing – Keys to Understanding Productivity in Tight Gas Sands. Paper di presentasikan pada Unconventional Reservoirs Conference. Colorado, USA. 10-12 Februari 2009. Soto. R and J.C. Garcia. 2013.Permeability Prediction Using Hydraulic Flow Units And Hybrid Soft Computing Systems. Paper dipersentasikan pada 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans. Lousiana. 30 September – 3 October 2001.


46

Stolz, A., and Graves, R. M. 2003. Sensitivity Study of Flow Unit Definition by Use of Reservoir Simulation, SPE 84277, Colorado. Tiab, Djebbar., Erle C. Donaldson. 2004. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Elsevier. USA. 105-189. Tucker, M.E. 2003. Sedimentary rocks in the field. Ed ke-3. West Sussex: Jhon Willey. Wibowo, A.S, and Permadi, P. 2013. A type curve for carbonate rock typing. Paper dipresentasikan pada International Petroleum Technology Conference. Beijing, 26-28 Maret 2013. Wibowo, A.S. 2013. Karakterisasi Batuan Karbonat Berdasarkan Geometri dan Struktur Pori-Pori.

Disertasi. Bandung : Program Studi Teknik Perminyakan, Program Doktor, Institut Teknologi Bandung. Yogi, Ade. 2012. Studi perbandingan beberapa metode karakterisasi reservoir untuk keperluan simulasi reservoir Formasi Talang Akar non-marine lapangan x. thesis. Bandung: Pascasarjana Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung. Young dan Atkinson. 1993. A Review of Talang Akar Formation (Oligo-Miocene) reservoir in the Offshore Areas of Southeast Sumatra and Northwest Java. IPA. Clastic Core Workshop. October.

Lampiran Tabel A-1. Klasifikasi Rock Type PGS dan Deskripsi Geologinya

RT

Persamaan Rock type

Deskripsi Geologi


Tabel A-2. Klasifikasi Flow Unit Berdasarkan GHE Basemap dan Deskripsi Geologinya

Tabel A-3. Persamaan Permeabilitas Metode PGS untuk Setiap Rock Type

Rock Type Persamaan Permeabilitas Rock Type Persamaan Permeabilitas

Table A-4. Persamaan Permeabilitas untuk Metode HFU

GHE

HU

FZI

Persamaan Permeabilitas

47

48


Table A-5. Perbandingan Perbedaan Relatif Skin Hasil Penyesuaian untuk keperluan History Matching

Tabel A-6. Data DST dari Lapangan X


Gambar A-1. Model Porositas dan Pembagian Segmen

Gambar A-2. Penentuan OWC berdasarkan Model Statik pada Sumur-02 Segmen 2.

Gambar A-3. Model Volume Shale Lapangan X

49

50


Gambar A-4. Model Porositas Lapangan X.

Gambar A-5. Model Saturasi Air Lapangan X.

Gambar A-6. Distribusi Hidrokarbon pada Lapangan X


Gambar A-7. Bar Chart Perbandingan Perbedaan Relatif Laju Alir Air dan BHP untuk Zona Gas

Gambar A-7. Bar Chart Perbandingan Perbedaan Relatif Laju Alir Air dan BHP untuk Zona Gas

51

52


Gambar A-9 Perbandingan Perbedaan Relatif Nilai Skin dari Kedua Metode pada Zona Gas dan Zona Minyak

Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat-Cekungan Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi Determination of Minimum Miscibility Pressure at AB-4 and AB-5 Layers of Air Benakat Formation-South Sumatra Basin Based on Experiments, Simulations, Equation of State, and Correlations Muslim1 dan A.K. Permadi2 University, Seoul, Korea Selatan 2Institut Teknologi Bandung, [email protected] 1Sejong

Abstrak Setelah tahap primer (atau tahap sekunder), proses produksi masih menyisakan sejumlah minyak yang cukup besar. Kondisi ini terjadi di Lapisan AB-4 dan AB-5 di mana jumlah minyak yang tertinggal setelah tahap primer sebesar masing-masing 47 % dan 90% dari jumlah minyak awal di tempat. Dengan demikian, ada potensi untuk menambah cadangan dan meningkatkan produksi dari kedua lapisan tersebut melalui metode enhanced oil recovery (EOR). Metode injeksi gas CO2 sedang dipertimbangkan untuk diterapkan berdasarkan sifat fluida reservoir yaitu jenis minyak ringan dengan viskositas rendah. Studi ini bertujuan untuk menentukan minimum miscibility pressure (MMP) antara gas CO2 dan minyak di kedua reservoir tersebut. Studi dilakukan dengan menggunakan 4 (empat) metode secara bersamaan, yaitu eksperimen menggunakan metode slim tube, simulasi numerik satu-dimensi, persamaan keadaan (equation of state, EOS), dan korelasi. Dibandingkan dengan hasil eksperimen, hasil simulasi memberikan perbedaan terkecil yaitu sebesar 0.48 % - 2.04 % untuk kedua lapisan pada berbagai temperatur yang digunakan dalam studi ini diikuti oleh hasil dari EOS dan korelasi. Faktor utama yang menyebabkan perbedaan antara hasil eksperimen dan simulasi adalah minyak yang digunakan, yaitu live oil dalam simulasi dan dead oil dalam eksperimen. Penggunaan berbagai metode dapat memberikan rentang harga MMP yang lebih dapat dipercaya dimana hasil eksperimen digunakan sebagai rujukan utama. Temperatur adalah faktor yang sangat dominan terhadap hasil penentuan MMP. Semakin tinggi temperatur, tekanan yang diperlukan untuk terjadi pencampuran (miscibility) antara gas CO2 dengan fluida reservoir semakin besar. Kata kunci: minimum miscibility pressure, CO2, slim tube, EOS, korelasi.

Abstract After the primary (or secondary) stage of production, significant amount of oil may still remain in the reservoir. This condition occurs at AB-4 and AB-5 Layers where the remaining oil after the primary process is found to be about 47% and 90% of its initial oil volume, respectively. Thus, there is possibility to increase the reserves and to enhance the production from both reservoirs by applying an enhanced oil recovery (EOR) method. The CO2 injection method is being considered to be implemented as the oil is light with low-enough viscosity. The objective of this study is to determine the minimum miscibility pressure (MMP) between CO2 and the reservoir oil. The investigation uses 4 (four) methods simultaneously, i.e. slim tube experiment, onedimensional numerical simulation, equation of state (EOS), and correlations. Comparing with that of the slim tube experiment, the simulation provides the nearest result with the difference of between 0.48 % - 2.04 % for both layers at various temperatures used in this study followed by that of EOS and correlations. The main factor causing the difference between the experiment and the simulation results is the oil used, i.e. live oil in the simulations and dead oil in the experiments. The use of various methods may provide the range of MMP values that are more convincing with the main reference is based on the experiment result. The temperature plays the dominating role in determining the MMP. The higher the temperature, the higher the pressure to create miscibility between CO2 and the reservoir fluid. Keywords: minimum miscibility pressure, CO2 , slim tube, EOS, correlations.

53

54


I. Pendahuluan Kebutuhan minyak bumi sebagai sumber energi semakin meningkat dengan berkembangnya perekonomian Indonesia saat ini. Di sisi lain, cadangan dan produksi minyak Indonesia mengalami penurunan sejak 1997 (SKKMIGAS, 2012). Terdapat beberapa faktor yang menyebabkan turunnya produksi dan yang paling utama adalah kondisi lapangan yang sudah tua atau mature (SKKMIGAS, 2012). Sebagian besar lapangan minyak telah mencapai puncak produksi (peak production) dan setelah fase ini produksi mengalami penurunan secara alamiah. Peningkatkan produksi minyak bumi dapat dilakukan dengan beberapa metode. Cara yang bersifat jangka pendek di antaranya dengan melakukan stimulasi, workover, dan infill drilling. Beberapa cara tersebut dapat meningkatkan laju produksi namun tidak dapat menambah jumlah cadangan. Usaha yang dilakukan untuk meningkatkan produksi dalam jangka panjang dan menambah cadangan adalah dengan melakukan secondary recovery atau dengan melakukan enhanced oil recovery (Lake, 1989). Metode enhanced oil recovery (EOR) yang telah terbukti memberikan hasil yang signifikan adalah steam flood dan injeksi gas Karbon Dioksida (CO2). Lapisan AB-4 dan AB-5 merupakan dua reservoir yang terletak di Cekungan Sumatera Selatan dan memiliki light crude oil dengan viskositas yang cukup rendah. Jumlah original oil in-place (OOIP) adalah sebesar 6 MMSTB dan 25 MMSTB untuk masingmasing lapisan. Kumulatif produksi sebesar 3.2 MMSTB dari Lapisan AB-4 atau sekitar 53% dan 2.5 MMSTB dari Lapisan AB-5 atau sebesar 10%. Berdasarkan data yang tersedia, terdapat peluang yang cukup besar untuk meningkatkan produksi dan cadangan. Metode EOR yang sedang dipertimbangkan untuk dilaksanakan adalah injeksi gas CO2. Pertimbangan untuk menggunakan metode ini antara lain karena jenis minyak yang terkandung, kedalaman reservoir, dan sumber CO2 dari lapangan sekitarnya. Berdasarkan literatur dan pengalaman beberapa lapangan yang telah melakukan injeksi gas CO2, metode ini dapat memberikan peningkatan perolehan sebesar 5% sampai 20 % (Lake, 1989). Sebelum dilakukan injeksi gas CO2 pada Lapisan AB-4 dan AB-5, perlu diketahui data

minimum miscibility pressure (MMP). Data ini menentukan besarnya tekanan minimum yang diperlukan sehingga gas yang diinjeksikan dapat tercampur dengan minyak pada kondisi reservoir. Perolehan minyak menjadi lebih maksimal jika injeksi dilakukan pada atau di atas MMP. Metode yang sering digunakan untuk menentukan MMP antara lain eksperimen slim tube di laboratorium, simulasi, persamaan keadaan (EOS), dan korelasi. Studi ini bertujuan untuk menentukan MMP dengan menggunakan keempat metode di atas secara bersamaan. Metode eksperimen slim tube menjadi acuan dalam studi ini. Metode lainnya digunakan sebagai pembanding untuk meningkatkan tingkat kepercayaan terhadap hasil eksperimen. Hasil studi ini diharapkan dapat menjadi acuan dalam mendesain injeksi gas CO2 di kedua lapisan pada waktu yang akan datang. Berdasarkan harga MMP, injeksi CO2 dapat dilakukan dengan mekanisme injeksi tercampur (miscible) atau injeksi tidak tercampur (immiscible) serta disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoir terkini. II. Metode Penentuan MMP dalam studi ini dilakukan dengan menggunakan 4 (empat) metode secara bersamaan, yaitu eksperimen menggunakan slim tube, simulasi satu-dimensi menggunakan software komersial dari Computer Modelling Group (CMG) yaitu Gem Versi 2013, persamaan keadaan (EOS) menggunakan Winprop, dan beberapa korelasi. Contoh minyak yang digunakan berasal dari Formasi Air Benakat Lapisan AB-4 dan AB-5. Komposisi minyak untuk kedua lapisan diperlihatkan pada Tabel 1 dan 2 dan sifat fisik minyak serta reservoir ditunjukkan pada Tabel 3. Temperatur yang digunakan adalah 140 oF dan 150 oF untuk Lapisan AB-4 dan 150 oF dan 158 oF untuk Lapisan AB-5. Gas CO 2 yang digunakan mempunyai tingkat kemurnian 99.99%. II.1 Eksperimen Slim Tube Slim tube adalah sebuah pipa yang terbuat dari stainless steel yang mempunyai diameter kecil dengan panjang tertentu. Di dalamnya berisi pasir kwarsa dengan permeabilitas dan porositas yang nilainya sudah diketahui. Karakteristik

Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air BenakatCekungan Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi (Muslim, A.K. Permadi)

dan peralatan slim tube yang digunakan untuk eksperimen dalam studi ini ditunjukkan pada Tabel 4 dan Gambar 1. Eksperimen dimulai dengan menginjeksikan sampel minyak ke dalam slim tube sejumlah 184 ml atau 2 pore volume (PV). Jumlah ini ditentukan berdasarkan volume pori pada slim tube dimana volume pori tersebut telah diketahui sebesar 92 ml. Minyak yang diinjeksikan sejumlah 2 PV tersebut didasarkan pada anggapan dapat menjenuhi slim tube 100%. Sebuah Isco Pump D260 digunakan untuk mengatur laju alir gas dan sampel minyak sesuai dengan laju alir yang diinginkan. Total volume gas yang diinjeksikan ke dalam slim tube adalah sebesar 1.2 PV dengan laju alir injeksi gas konstan sebesar 0.2 cc/menit. Pengaturan tekanan di dalam slim tube menggunakan back pressure regulator (BPR) dengan kapasitas 5,000 psia. Tekanan injeksi yang diberikan mulai dari 1,000 psia sampai 2,500 psia dan setiap volume minyak yang diproduksikan pada setiap tekanan ditampung. Volume minyak yang terkumpul pada setiap tekanan tersebut dikonversi menjadi faktor perolehan (recovery factor, RF). Selanjutnya recovery factor diplot terhadap tekanan sehingga menghasilkan sebuah grafik. MMP kemudian ditentukan berdasarkan grafik tersebut dengan melihat break-over point yang terjadi.

55

2007). Persamaan keadaan yang digunakan adalah persamaan Peng-Robinson (1978). Model viskositas yang digunakan adalah korelasi JossiStiel-Thodos dengan aqueous phase salinity (konsentrasi NaCL) = 0. Minyak diperlakukan sebagai komponen primer dan gas CO2 sebagai komponen sekunder. Metode EOS yang digunakan merupakan “tool” yang tersedia dalam CMG software yaitu Winprop Versi 2013. Tahapan pengerjaan yang dilakukan adalah sebagai berikut: masukkan data komposisi minyak, sesuaikan tekanan dan temperatur reservoir dengan data lapangan atau data laboratorium, dan gunakan komposisi gas injeksi yang sama yaitu dengan tingkat kemurnian 99.99%. Setelah dilakukan running, keluaran yang diperoleh adalah besaran MMP berdasarkan komposisi minyak dan temperatur yang telah ditentukan. II.4 Korelasi

Sebanyak 7 (tujuh) korelasi digunakan untuk menentukan MMP dalam studi ini. Sebagian korelasi memerlukan input data seperti temperatur reservoir dan API-gravity minyak. Sebagian korelasi lainnya memerlukan data yang lebih banyak seperti temperatur reservoir, komponen C2-C6, komponen CH4, dan N2 yang terkandung di dalam minyak (Ahmed, 2007). Ketujuh korelasi tersebut adalah: National Petroleum Council (1976), Cronquist (1978), Yellig-Metcalfe (1980), Johnson-Pollin (1981), II.2 Simulasi Numerik Satu-Dimensi Glaso (1985), Yuan, et al. (2005), dan Petroleum Simulasi dilakukan sebagai salah satu Recovery Institute (Ahmed, 2007 dan Stalkup, metode selain eksperimen dan digunakan sebagai 1984). pembanding terhadap hasil ekperimen. Simulator yang digunakan adalah Gem Versi 2013 dari III. Hasil CMG. Model satu-dimensi dibuat untuk meniru keadaan slim tube dengan ukuran sebagai berikut: III.1 Eksperimen Slim Tube arah-i = 20 x 2.04 ft, arah-j = 1 x 0.013267 ft dan Hasil eksperimen slim tube memberikan ketebalan grid = 0.013267 ft, seperti ditunjukkan pada Gambar 2. Data yang digunakan dalam nilai MMP pada temperatur yang ditetapkan. MMP model disesuaikan dengan data yang digunakan ditentukan berdasarkan break-over point (BOP) dalam eksperimen. Data tersebut antara lain seperti terlihat pada Gambar 3 sampai 5. Gambar porositas, permeabilitas, komposisi minyak, sifat 3 menunjukkan miscibility terjadi di Lapisan fisik minyak, temperatur reservoir, dan tekanan. AB-4 pada tekanan 1,680 psia untuk temperatur 150 oF dan Gambar 4 menunjukkan miscibility terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan 1,700 psia II.3 Persamaan Keadaan (EOS) untuk temperatur 150 oF. Sedangkan Gambar 5 Metode selanjutnya yang digunakan menunjukan miscibility terjadi di Lapisan AB-5 adalah persamaan keadaan atau EOS (Ahmed, pada tekanan 1,960 psia untuk temperatur 158 oF.

56


III.2 Simulasi Numerik Satu-Dimensi Data keluaran simulasi digunakan untuk menentukan MMP seperti ditunjukkan oleh Gambar 6 sampai 9. Gambar 6 menunjukan miscibility terjadi di Lapisan AB-4 pada tekanan 1,544 psia untuk temperatur 140 oF. Gambar 7 menunjukan misciblility terjadi di Lapisan AB-4 pada tekanan 1,672 psia untuk temperatur 150 oF. Gambar 8 menunjukan miscibility terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan 1,670 psia untuk temperatur 150 oF. Gambar 9 menunjukan miscibility terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan 1,920 psia untuk temperatur 158 oF. III.3 Persamaan Keadaan (EOS) Keluaran Winprop adalah MMP hasil dari penggunaan suatu persamaan keadaan. Gambar 10 sampai 25 menunjukkan proses miscibility yang terjadi pada masing-masing lapisan. Gambar tersebut berupa rangkaian ternary diagram yang menunjukan proses terjadinya miscibility pada berbagai temperatur. Gambar 10 sampai 13 menunjukkan proses miscibility yang terjadi di Lapisan AB-4 yaitu pada tekanan 1,650 psia dengan temperatur 140 oF. Gambar 14 sampai 17 menunjukan proses miscibility yang terjadi di Lapisan AB-4 yaitu pada tekanan 1,750 psia dengan temperatur 150 oF. Gambar 18 sampai 21 menunjukan proses miscibility yang terjadi di Lapisan AB-5 yaitu pada tekanan 1,780 psia dengan temperatur 150 oF. Gambar 22 sampai 25 menunjukkan proses miscibility yang terjadi di Lapisan AB-5 yaitu pada tekanan 1,870 psia dengan temperatur 158 oF. III.4 Korelasi MMP yang dihasilkan dari penggunaan korelasi pada Lapisan AB-4 dan AB-5 dengan temperatur yang telah ditetapkan dapat dilihat masing-masing pada Tabel 5 dan 6. IV. Pembahasan Studi ini ditujukan untuk menentukan minimum miscibility pressure (MMP) yang diperlukan agar CO2 dan minyak dapat tercampur pada kondisi reservoir. Dengan demikian, dapat direncanakan injeksi CO2 tercampur (CO2

miscible injection) sehingga memberikan tingkat perolehan yang maksimal (Jarrell, et al., 2002). Metode penentuan MMP yang digunakan secara bersamaan dalam studi ini adalah pengukuran di laboratorium menggunakan slim tube (Yellig, et al., 1980), simulasi numerik satu-dimensi, menggunakan persamaan keadaan (EOS) dan korelasi. Ringkasan hasil dari masing-masing metode dapat dilihat pada Tabel 7. Di dalam berbagai literatur dinyatakan bahwa hasil slim tube biasanya digunakan sebagai acuan dalam menentukan MMP (Elsharkawy, 1996). Eksperimen untuk menentukan MMP dilakukan pada kedua Lapisan AB-4 dan AB-5 dengan rentang harga temperatur reservoir tertentu. Hasil pengukuran menunjukan kenaikan temperatur memberikan nilai MMP yang lebih tinggi. Oleh karena itu, diperlukan tekanan injeksi yang lebih besar untuk mencapai miscibility. Kenyataan ini sesuai dengan hasil yang diperoleh oleh peneliti sebelumnya (Holm and Josendal, 1982 dan 1974). Dengan menggunakan metode eksperimen slim tube, MMP pada Lapisan AB-5 diperoleh sebesar 1,700 psia untuk temperatur 150 oF dan 1,960 psia untuk temperatur 158 oF. Kenaikan temperatur sekitar 8 oF memberikan kenaikan MMP sebesar 260 psia. Dengan demikian, semakin besar kenaikan temperatur akan menaikkan tekanan yang dibutuhkan secara signifikan untuk terjadi miscible. Perlu dicatat di sini bahwa pada Lapisan AB-4 dengan temperatur 140 oF tidak dilakukan eksperimen slim tube karena keterbatasan waktu pada saat pelaksanaan eksperimen. Satu set pekerjaan eksperimen (satu harga temperatur dengan beberapa harga tekanan) memerlukan waktu eksperimen sekitar 3-4 bulan; sehingga untuk 3 harga temperatur waktu eksperimen yang dibutuhkan hampir 1 tahun. Dari grafik hasil plot antara tekanan dan recovery factor, data hasil eksperimen tidak memberikan grafik yang halus (smooth) seperti ditunjukkan pada Gambar 3 sampai 5. Hal ini merupakan salah satu kekurangan dari eksperimen dalam menentukan MMP yang kemungkinan disebabkan oleh beberapa faktor termasuk di antaranya ketidak-akuratan peralatan dan kesalahan operator (human error) pada saat melakukan eksperimen. Walaupun demikian, dari kecenderungn kurva yang dihasilkan (curve trends), data hasil eksperimen tersebut masih dapat digunakan untuk menentukan MMP.


Simulasi 1-D dilakukan untuk menentukan MMP dengan menggunakan data live oil. Hasil simulasi memiliki perbedaan yang relatif kecil terhadap hasil eksperimen. Perbedaan tersebut sebesar 0.48 % untuk temperatur 150 oF pada Lapisan AB-4. Sedangkan pada Lapisan AB-5 untuk temperatur 150 oF dan 158 oF perbedaan tersebut masing-masing sebesar 1.76 % dan 2.04 %. Data keluaran simulasi menghasilkan grafik yang berbentuk relatif sama dengan grafik data hasil eksperimen seperti ditunjukkan pada Gambar 6 sampai 9. Tidak seperti pada proses/pekerjaan eksperimen, simulasi melakukan perhitungan tanpa keterlibatan human error sehingga proses perhitungan tersebut dapat memberikan hasil yang akurat jika input data yang diberikan sesuai dengan yang di gunakan pada saat eksperimen; tentu dengan anggapan model yang digunakan dalam simulasi tersebut sudah tepat. Penentuan MMP berdasarkan persamaan keadaan dilakukan dengan menggunakan “tool” yang terdapat dalam Winprop. Proses miscibility yang dihasilkan dapat dilihat pada Gambar 10 sampai 25. Dengan melakukan injeksi gas, sebagian komponen minyak diekstrak oleh CO2. Proses ini dinamakan vaporizing mechanism. Pada gambar-gambar tersebut dapat dilihat bahwa dengan injeksi CO2 tekanan reservoir meningkat hingga pada tekanan tertentu terjadi keadaan tercampur (miscible), di mana fasa gas dan fasa minyak menjadi satu fasa. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 13, 17, 21, dan 25. Gambar tersebut menunjukkan zona atau area 2 fasa sudah tidak terbentuk saat miscible sudah terjadi. Selisih harga MMP dengan menggunakan EOS terhadap harga MMP hasil eksperimen sebesar 4.17 % untuk Lapisan AB-4 dengan temperatur 150 oF. Sedangkan untuk Lapisan AB-5 perbedaan tersebut sebesar 4.71 % untuk temperatur 150 oF dan 4.59 % untuk temperatur 158 oF. Seperti dalam hal perbedaan hasil simulasi, perbedaan harga MMP dari EOS terhadap eksperimen ini kemungkinan juga disebabkan oleh perbedaan minyak yang digunakan, yaitu dead oil dalam eksperimen dan live oil dalam perhitungan EOS. Sebanyak 7 (tujuh) korelasi telah digunakan untuk menentukan MMP. Hasil perhitungan korelasi untuk masing-masing lapisan pada kedua harga temperatur dapat dilihat pada Tabel 5 dan 6. Pada Lapisan AB-4, harga MMP terendah diperoleh sebesar 1,206

57

psia, yaitu jika menggunakan korelasi Cronquist, dan harga MMP tertinggi sebesar 4,013 psia, yaitu jika menggunakan korelasi Glaso untuk temperatur 140 oF. Sedangkan pada temperatur 150 oF, harga MMP terendah sebesar 1,274 psia (korelasi Cronquist) dan tertinggi sebesar 4,231 psia (korelasi Glaso). Pada Lapisan AB5, harga MMP terendah sebesar 1,129 psia, yaitu jika menggunakan korelasi Yuan, et al. dan harga tertinggi sebesar 4,352 psia, yaitu jika menggunakan korelasi Glaso untuk temperatur 150 oF. Sedangkan pada temperatur 158 oF, harga MMP terendah sebesar 1,203 psia (korelasi Yuan, et al.) dan tertinggi sebesar 4,517 psia (korelasi Glaso). Berdasarkan hasil perhitungan korelasi, harga MMP yang mendekati hasil eksperimen untuk kedua lapisan adalah MMP yang dihasilkan oleh korelasi Yellig-Metcalfe. Dari korelasi ini, untuk Lapisan AB-4 diperoleh MMP sebesar 1,871 psia pada temperatur 150 oF; yaitu dengan perbedaan sebesar 11.4%. Sedangkan untuk Lapisan AB-5 diperoleh MMP sebesar 1,883 psia pada temperatur 150 oF; yaitu dengan perbedaan sebesar 10.76 %. Sedangkan pada temperatur 158 oF, diperoleh MMP sebesar 1,981 psia; yaitu dengan perbedaan sebesar 1.07 %. Setiap korelasi memberikan hasil dengan perbedaan yang signifikan karena perbedaan asumsi yang digunakan dalam setiap korelasi. Dengan demikian, setiap korelasi mempunyai tingkat akurasi hasil yang tinggi hanya pada kondisi reservoir tertentu. Hal ini mengisyaratkan bahwa penggunaan korelasi harus selalu disertai perhatian terhadap keadaan reservoir dan ketersediaan data yang dimiliki. V. Kesimpulan Hasil studi yang telah dilakukan memberikan beberapa kesimpulan sebagai berikut: 1. Hasil eksperimen slim tube merupakan rujukan utama dalam menentukan minimum miscibility pressure (MMP) untuk kedua Lapisan AB-4 dan AB-5. 2. Kenaikan temperatur menyebabkan naiknya tekanan yang dibutuhkan agar terjadi miscibility antara CO2 dengan minyak pada kondisi reservoir. 3. Metode yang menghasilkan MMP yang mendekati hasil eksperimen berturut-turut

58


adalah metode simulasi, diikuti metode persamaan keadaan dan metode korelasi. Metode korelasi selayaknya digunakan untuk reservoir dengan keadaan yang sesuai dengan anggapan yang digunakan dalam korelasi tersebut. 4. Penggunaan lebih dari satu metode dalam menentukan MMP memberikan tingkat kepercayaan yang lebih tinggi terhadap harga MMP yang dihasilkan. 5. Walaupun hasil yang diperoleh layak digunakan sebagai rujukan utama, metode eksperimen seperti slim tube membutuhkan waktu pengerjaan yang lama dan biaya yang tinggi. Hasil eksperimen sebaiknya tetap dibandingkan dengan metode lain sehingga diperoleh kisaran harga MMP yang lebih dapat dipercaya. Referensi Ahmed, T., 2007. Equation of State and PVT Analysis. Gulf Publishing Company, Houston, Texas. CMG Software, Gem User’s Guide, 2013. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta, Canada.

CMG Software, Winprop User’s Guide, 2013. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta, Canada. Elsharkawy, A.M., 1996. Measuring CO2 MMP: Slim tube or Rising Bubble Method? Energy and Fuel (March. 1996) 10, 2. Holm, L.W., dan Josendal, V.A., 1982. Effect of Oil Composition on Miscible-Type Displacement by Carbon Dioxide. Society of Petroleum Engineers Journal (Feb. 1982) 22, 01. Holm, L.W., dan Josendal, V.A., 1974. Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide. Journal Petroleum Technology (Dec. 1974) 26, 12. Jarrell, P.M., Fox, C., Stein, M., dan Webb, S., 2002. Practical Aspects of CO2. Flooding. SPE Monograph Series, Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, TX. Lake, L.W., 1989. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall, New Jersey. SKKMIGAS, 2012. Laporan Tahunan 2012. Stalkup Jr., F. I., 1984. Miscible Displacement. SPE Monograph Series (Second Printing), Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, TX. Yellig, W.F., dan Metcalfe, R.S., 1980. Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressure. Journal of Petroleum Technology (Jan. 1980) 32, 01.

Lampiran Tabel 1. Komposisi minyak pada Lapisan AB-4

Tabel 2. Komposisi minyak pada Lapisan AB-5

Tabel 3. Karakteristik minyak dan data reservoir

Tabel 4. Data slim tube


Tabel 5. MMP Lapisan AB-4 dari Korelasi pada 140 oF dan 150 oF

Tabel 6. MMP Lapisan AB-5 dari Korelasi pada 150 oF dan 158 oF

Tabel 7. Perbandingan MMP dengan berbagai metode

Gambar 1. Peralatan slim tube (Laboratorium EOR Sejong University).

Gambar 2. Model simulasi slim tube 1-D.

Gambar 3. MMP Lapisan AB-4 @ 150 oF.


59


60




Gambar 8. MMP Lapisan AB-5 @ 150 oF. CO2

C7+


Gambar 10. Pressure 500 psia @ 140 oF. CO2

CO2

C7+

Gambar 11. Pressure 1,000 psia @ 140 oF.

C2 -C6

C2 -C6

C7+


C2 -C6

Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air BenakatCekungan Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi (Muslim, A.K. Permadi) CO2

CO2

C7+

C2 -C6

C7+

CO2

CO2

C2 -C6


C7+

CO2

C2 -C6


C7+


C2 -C6

Gambar 18. Pressure 500 psia @ 150 oF. CO2

CO2

C7+

C2 -C6


CO2

C7+

C2 -C6

Gambar 14. Pressure 500 psia @ 150 oF.


C7+

61

C2 -C6

C7+


C2 -C6


62 CO2

CO2

C7+

C2 -C6

C7+


C2 -C6

Gambar 22. Pressure 500 psia @ 158 oF.

CO2

CO2

C7+

C2 -C6

C7+


C2 -C6

Gambar 24. Pressure 1,500 psia @ 158 oF. CO2

C7+


C2 -C6

UCAPAN TERIMA KASIH Ucapan terima kasih kepada para Mitra Bestari yang telah mengevaluasi, mereview dan memberikan saran perbaikan tulisan-tulisan yang dimuat di majalah Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) edisi penerbitan Volume 7 Nomor 1, April 2015. 1. 2. 3. 4. 5.

Prof. DR. Ir. Pudjo Sukarno Prof. DR. Ir. Septoratno Siregar DR. Ir. Sudjati Rachmat, DEA. Prof. DR. Ir. Doddy Abdassah, PhD. DR. Ing. Ir. Bonar Tua Halomoan Marbun

INDEKS C commingle 7, 8, 9, 10, 12 CO2 15, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 60, 61, 62 D dual string 7, 8, 9, 10, 11, 12, 17 E EOS 53, 54, 55, 56, 57 H heterogeneous 19 I IPR 8, 16, 19, 20, 21, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 K karakterisasi reservoir 37, 38, 39, 46 Korelasi 29, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59

L lapangan marginal 37, 38, 39, 40 M Minimum Miscibility Pressure 53, 54, 56, 57, 58, Multilateral well 19, 30 P prediksi permeabilitas 37, 38, 39, 40, 41, 44, 45 pola deposisional 37 R recovery factor 7, 8, 10, 11, 12, 21, 55, 56 S semen 1, 2 simulasi reservoir 37, 38, 39, 42, 43, 46 single string 7, 8, 9, 10, 11, 12 Slim tube 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59 sumur dangkal 1, 2

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI PEDOMAN PENULISAN ISI DAN KRITERIA UMUM Naskah makalah ilmiah (selanjutnya disebut ”Naskah”) untuk publikasi di Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) dapat berupa artikel hasil penelitian atau artikel ulas balik/tinjauan (review) tentang minyak dan gas bumi, baik sains maupun terapan. Naskah belum pernah dipublikasikan atau tidak sedang diajukan pada majalah/jurnal lain. Naskah ditulis dalam bahasa Indonesia atau bahasa Inggris sesuai kaidah masing-masing bahasa yang digunakan. Naskah harus selalu dilengkapi dengan Abstrak dalam Bahasa Indonesia dan Abstract dalam Bahasa Inggris. Naskah yang isi dan formatnya tidak sesuai dengan pedoman penulisan JTMGB akan dikembalikan ke penulis oleh redaksi untuk diperbaiki. FORMAT Umum. Seluruh bagian dari naskah termasuk judul abstrak, judul tabel dan gambar, catatan kaki, dan daftar acuan diketik satu setengah spasi pada electronic-file dan print-out dalam kertas HVS ukuran A4. Pengetikan dilakukan dengan menggunakan huruf (font) Times New Roman berukuran 12 point. Setiap halaman diberi nomor secara berurutan termasuk halaman gambar dan tabel. Hasil penelitian atau ulas balik/tinjauan ditulis minimum 5 halaman dan maksimum sebanyak 15 halaman, di luar gambar dan tabel. Selanjutnya susunan naskah dibuat sebagai berikut: Judul. Pada halaman judul tuliskan judul, nama setiap penulis, nama dan alamat institusi masing-masing penulis, dan catatan kaki, yang berisikan terhadap siapa korespondensi harus ditujukan termasuk nomor telepon dan faks serta alamat e-mail jika ada. Abstrak. Abstrak/abstract ditulis dalam dua bahasa yaitu bahasa Indonesia dan bahasa Inggris. Abstrak berisi ringkasan pokok bahasan lengkap dari keseluruhan naskah tanpa harus memberikan keterangan terlalu terperinci dari setiap bab. Abstrak tulisan bahasa Indonesia paling banyak terdiri dari 250 kata, sedangkan tulisan dengan bahasa Inggris maksimal 200 kata. Kata kunci/keywords ditulis di bawah abstrak/abstract dan terdiri atas tiga hingga lima kata. Pendahuluan. Bab ini harus memberikan latar belakang yang mencukupi sehingga pembaca dapat memahami dan dapat mengevaluasi hasil yang dicapai dari penelitian yang dilaksanakan tanpa harus membaca sendiri publikasi-publikasi sebelumnya, yang berhubungan dengan topik yang bersangkutan. Permasalahan. Bab ini menjelaskan permasalahan yang akan dilakukan penelitian ataupun kajian. Metodologi. Berisi materi yang membahas metodologi yang dipergunakan dalam menyesaikan permasalahan melalui penelitan atau kajian. Hasil dan Analisis. Hanya berisi hasil-hasil penelitian baik yang disajikan dengan tulisan, tabel, maupun gambar. Hindarkan penggunaan grafik secara berlebihan bila dapat disajikan dengan tulisan secara singkat. Batasi penggunaan foto, sajikan yang benar-benar mewakili hasil penemuan. Beri nomor gambar dan tabel secara berurutan. Semua gambar dan tabel yang disajikan harus diacu dalam tulisan. Pembahasan atau Diskusi. Berisi interpretasi dari hasil penelitian yang diperoleh dan pembahasan yang dikaitkan dengan hasil-hasil yang pernah dilaporkan. Kesimpulan dan Saran. Berisi kesimpulan dan saran dari isi yang dikandung dalam tulisan. Kesimpulan atau saran tidak boleh diberi penomoran. Ucapan Terima Kasih. Bila diperlukan dapat digunakan untuk menyebutkan sumber dana penelitian dan untuk memberikan penghargaan kepada beberapa institusi atau orang yang membantu dalam pelaksanaan penelitian dan atau penulisan laporan.

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI PEDOMAN PENULISAN DAFTAR PUSTAKA Acuan. Acuan ditulis dan disusun menurut abjad. Beberapa contoh penulisan sumber acuan: Jurnal Hurst, W., 1934. Unsteady Flow of Fluids in Oil Reservoirs. Physics (Jan. 1934) 5, 20. Buku Abramowitz, M and Stegun, I.A., 1972. Handbook of Mathematical Functions. Dover Publications, Inc., New York. Bab dalam Buku Costa, J.E., 1984. Physical geomorphology of debris flow. Di dalam: Costa, J.E. & Fleischer, P.J. (eds), Developments and Applications of Geomorphology, Springer-Verlag, Berlin, h.268-317. Abstrak Barberi, F., Bigioggero, B., Boriani, A., Cavallini, A., Cioni, R., Eva, C., Gelmini, R., Giorgetti, F., Iaccarino, S., Innocenti, F., Marinelli, G., Scotti, A., Slejko, D., Sudradjat, A., dan Villa, A., 1983. Magmatic evolution and structural meaning of the island of Sumbawa, Indonesia-Tambora volcano, island of Sumbawa, Indonesia. Abstract 18th IUGG I, Symposium 01, h.48-49. Peta Simandjuntak, T.O., Surono, Gafoer, S., dan Amin, T.C., 1991. Geologi Lembar Muarabungo, Sumatera. Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, Bandung. Prosiding Marhaendrajana, T. and Blasingame, T.A., 1997. Rigorous and Semi-Rigorous Approaches for the Evaluation of Average Reservoir Pressure from Pressure Transient Tests. paper SPE 38725 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Oct. 5–8. Skripsi/Tesis/Disertasi Marhaendrajana, T., 2000. Modeling and Analysis of Flow Behavior in Single and Multiwell Bound ed Reservoir. PhD dissertation, Texas A&M University, College Station, TX. Informasi dari Internet Cantrell, C., 2006. Sri Lankan’s tsunami drive blossom: Local man’s effort keeps on giving. Http:// www.boston.com/news/local/articles/2006/01/26/sri_lankans_tsunami_drive_blossoms/[26 Jan 2006] Software ECLIPSE 100 (software), GeoQuest Reservoir Technologies, Abbingdon, UK, 1997. Naskah sedapat mungkin dilengkapi dengan gambar/peta/grafik/foto. Pemuatan gambar/peta/grafik/foto selalu dinyatakan sebagai gambar dan file image yang bersangkutan agar dilampirkan secara terpisah dalam format image (*.jpg) dengan ukuran minimal A4 dan minimal resolusi 300 dpi, Corel Draw (*,cdr), atau Autocad (*,dwg). Gambar dan tabel diletakkan di bagian akhir naskah masing-masing pada halaman terpisah. Gambar dan tabel dari publikasi sebelumnya dapat dicantumkan bila mendapat persetujuan dari penulisnya. PENGIRIMAN Penulis diminta mengirimkan satu eksemplar naskah asli beserta dokumennya (file) di dalam compact disk (CD) yang harus disiapkan dengan program Microsoft Word. Pada CD dituliskan nama penulis dan nama dokumen. Naskah akan dikembalikan untuk diperbaiki jika persyaratan ini tidak dipenuhi. Naskah agar dikirimkan kepada: Redaksi Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi d.a. Patra Office Tower Lt. 1 Ruang 1C Jln. Jend. Gatot Subroto Kav. 32-34 Jakarta 12950 – Indonesia Pengiriman naskah harus disertai dengan surat resmi dari penulis penanggung jawab/korespondensi (corresponding author) yang harus berisikan dengan jelas nama penulis korespondensi, alamat lengkap untuk surat-menyurat, nomor telepon dan faks, serta alamat e-mail dan telepon genggam jika memiliki. Penulis korespondensi bertanggung jawab atas isi naskah dan legalitas pengiriman naskah yang bersangkutan. Naskah juga sudah harus diketahui dan disetujui oleh salah satu penulis dan atau seluruh anggota penulis dengan pernyataan secara tertulis.

ISSN 021664101-2 ISSN 0216-6410

9

7 7 0 2 1 6

6 4 1 0 1 4

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi

Recommend Documents