KURVA IPR SUMUR MULTI-LATERAL PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT
TUGAS AKHIR
Oleh: FRANKY DANIEL SAMOSIR NIM 12204005
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS ILMU KEBUMIAN DAN TEKNOLOGI MINERAL INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2008
KURVA IPR SUMUR MULTI-LATERAL PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT
TUGAS AKHIR
Oleh: FRANKY DANIEL SAMOSIR NIM 12204005
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Disetujui oleh: Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal……………………………..
(Dr. Ir. Pudjo Sukarno)
Kurva IPR Sumur Multi-Lateral Pada Reservoir Bertenaga Dorong Gas Terlarut Oleh: Franky D. Samosir *) Pembimbing: Dr. Ir. Pudjo Sukarno Amega Yasutra, M.S.
Sari Besarnya produktivitas sumur minyak, dinyatakan sebagai besarnya laju alir ke dalam sumur yang sebanding dengan besarnya perbedaan antara tekanan di reservoir dengan tekanan di dasar lubang sumur. Banyak metoda yang telah diusulkan di berbagai literatur untuk menentukan kurva IPR pada sumur-sumur vertikal dan horizontal pada reservoir bertenaga pendorong gas terlarut. Oleh karena penggunaan sumur horizontal maupun sumur multi-lateral makin meningkat dalam strategi eksploitasi, maka metode penentuan kurva IPR dari sumur multi-lateral sangat diperlukan. Untuk sumur vertikal, sebagian besar penurunan tekanan terjadi di sekitar lubang bor. Dalam kasus sumur horizontal, umumnya terjadi penurunan tekanan yang seragam antara reservoir dengan tekanan sepanjang lubang bor. Apabila dibandingkan dengan sumur vertikal, maka penurunan tekanan pada sumur horizontal lebih kecil. Oleh karena perbedaan fenomena aliran yang terjadi antara sumur vertikal dan sumur horizontal, maka persamaan IPR untuk sumur vertikal tidak dapat langsung digunakan untuk sumur horizontal ataupun sumur multi-lateral. Dalam penelitian ini, digunakan simulator komersial (CMG) untuk membangun model sumur multi lateral, yang selanjutnya digunakan untuk menentukan kelakuan sumur produksi yang pada akhirnya menghasilkan kurva-kurva IPR untuk sumur horizontal dan sumur multi-lateral yang berproduksi di reservoir bertenaga pendorong gas terlarut. Metode penelitian yang dilakukan berdasarkan pada asumsi bahwa reservoir yang bersifat homogen dimana efek gravitasi dan kapilaritas diabaikan. Untuk setiap set data sumur dan fluida dan batuan reservoir, dibuat kurva-kurva IPR, yang selanjutnya dapat diturunkan persamaan kurva IPR tak berdimensi untuk sumur multi-lateral yang berlaku umum, baik daei sisi jumlah lubang bor lateral, panjang lubang lateral, diamater, dan sebagainya. Meskipun demikian, kurva IPR tak berdimensi yang diusulkan dalam makalah ini masih perlu divalidasi berdasarkan data nyata lapangan, sebelum digunakan di lapangan. Kata kunci: IPR, sumur multi-lateral Abstract In calculating the productivity of oil wells, it is commonly assumed that inflow into a well is directly proportional to the pressure differential between the reservoir and the wellbore. Many methods for calculating the productivity of vertical wells have been proposed in many literatures to calculate the inflow performance relationship under solution gas drive reservoir. Since horizontal and multi-lateral wells are likely to become the major means of modern exploitation strategies, the inflow performances for these wells are needed. For a vertical well, the majority of the pressure drawdown is occurred near the wellbore. Therefore, there is a big drawdown pressure around the wellbore in a vertical well. In the case of horizontal wells, the pressure drop is fairly uniform throughout the reservoir near along the horizontal wellbore. This pressure drop is, however, small as Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
1
compared to that around a vertical wellbore. Because of inflow into a horizontal well is different from the inflow into a vertical well, the IPR equations which are developed for vertical wells should not be applied to horizontal wells without verification. In this work, a commercial simulator (CMG) is used to generate IPR’s of a horizontal and multi-lateral wells producing from a solution gas drive reservoir. The methods presented in this research are based on homogeneous reservoirs where the gravity and capillary effects are negligible. For every set of well, fluid and rock properties data, the inflow performance relationship curve is constructed and the dimensionless IPR curve is developed. The general dimensionless IPR curve is representing inflow performance of the horizontal and multi-lateral, however for application purposes the proposed dimensionless IPR curve should be validated. Keywords: IPR, multi-lateral wells
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB
2
TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
1.
Pendahuluan
Untuk perencanaan operasi suatu sumur produksi, data produktivitas sumur sangat diperlukan baik pada kondisi saat ini maupun di masa yang akan datang. Produktivitas suatu sumur dinyatakan sebagai kurva Inflow Performance Relationship (IPR), yang terkait dengan kelakuan aliran fluida pada komponen sistem sumur produksi yang lain. Inflow Performance Relationship (IPR) merupakan hubungan antara tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan laju produksi fluida (qL) dari reservoir. Kurva IPR ini menggambarkan kemampuan dari sumur untuk memproduksikan fluida reservoir, yang sangat penting dalam penentuan optimasi produksi, yang antara lain meliputi optimasi ukuran tubing, ukuran choke, waktu pemasangan dan jenis pengangkatan buatan yang akan digunakan, dan sebagainya. Pengembangan persamaan kurva IPR untuk kondisi saat ini menggunakan beberapa asumsi baku yang sesuai dengan pengembangan model dan salah satu asumsi yang digunakan adalah penembusan lubang sumur ke dalam formasi, yaitu sumur menembus formasi secara vertikal, atau horizontal. Saat ini, banyak persamaan kurva IPR untuk sumur vertikal telah dipublikasikan dan telah dapat diterima secara umum penggunaannya. Persamaan kurva IPR untuk sumur vertikal antara lain Vogel1, Sukarno4, Wiggins10, dsb. Adanya perbedaan persamaan yang mendasar untuk aliran fluida dari reservoir ke lubang sumur, antara sumur vertikal dan sumur horizontal menyebabkan persamaan kurva IPR untuk sumur vertikal tidak dapat digunakan pada sumur horizontal. Persamaan kurva IPR sumur horizontal yang saat ini telah dikembangkan dan dipublikasikan antara lain persamaan IPR Cheng6, Bendakhlia & Aziz3, Albertus Retnanto5, dan lain-lain. Saat ini, penggunaan sumur horizontal dan multilateral telah menjadi bagian dalam strategi eksploitasi hidokarbon, sehingga pengembangan persamaan kurva IPR sumur horizontal dan multilateral sangat diperlukan. Makalah ini akan menyajikan usulan persamaan kurva IPR untuk sumur horizontal dan sumur multi-
Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
lateral dengan sudut fasa inklinasi 900 dan sudut azimuth 900, 1800, dan 2700. 2.
Studi Pustaka
Bendakhlia & Aziz3 mengembangkan persamaan kurva IPR sumur horizontal untuk reservoir bertenaga dorong gas terlarut. Dalam penelitiannya, Bendakhlia & Aziz3 menggunakan beberapa asumsi dalam pembuatan modelnya, yaitu: 1.
Reservoir berbentuk kubus (box shaped), bounded, sumur terletak di tengah dan dalam kondisi open hole. Sumur horizontal terletak di tengah-tengah reservoir. Reservoir bersifat homogen dan isotropik Tidak ada skin di sekitar lubang sumur. Pengaruh gravitasi dan tekanan kapiler diabaikan. Tekanan reservoir awal sama dengan tekanan saturasi.
2. 3. 4. 5. 6.
Bendakhlia & Aziz3 menghasilkan persamaan kurva IPR tak berdimensi sebagai berikut: n
qo qo , Max
2 pwf pwf = 1- V - (1- V ) ….. (1) pr pr
Nilai V dan nilai n pada persamaan tersebut merupakan fungsi dari recovery factor (RF). Hubungan antara nilai V dan n terhadap recovery factor (RF) dinyatakan dalam Gambar 1 berikut ini. Albertus Retnanto5 mengembangkan persamaan kurva IPR untuk sumur horizontal dan sumur multilateral. Dalam penelitiannya, Albertus Retnanto5 menggunakan asumsi yang identik dengan pengembangan persamaan kurva IPR dari Bendakhlia & Aziz3. Albertus Retnanto5 mengusulkan persamaan kurva IPR untuk berbagai variasi data PVT, permeabilitas absolut, porositas, dan permeabilitas relatif. Persamaan kurva IPR yang diusulkan, yaitu sebagai berikut: qo qo , Max
n
pwf pwf ………. (2) = 1 − 0.25 − 0.75 pr pr
Nilai n merupakan fungsi dari perbandingan tekanan saturasi dan tekanan reservoir, yaitu sebagai berikut:
3
2 p p n = −0.27 + 1.46 r − 0.96 r ( 4 + 1.66 x10 −3 pb ) pb pb
………. (3) 3.
Pengembangan Model
3.1
Model Reservoir
Model reservoir yang digunakan dalam penelitian ini adalah reservoir dengan tenaga pendorong gas terlarut, terbatas (bounded), homogen dan isotropik, yang diproduksikan melalui sumur multi-lateral (sudut fasa 900) yang terletak di tengah-tengah reservoir. Model sumur multi-lateral yang digunakan pada penelitian ini terdiri dari 4 bagian lateral yang menembus lapisan reservoir yang sama. Pengaruh tekanan kapiler dan gravitasi diabaikan. Asumsi lain yang digunakan yaitu tidak adanya skin di sekitar lubang sumur, dan tekanan reservoir sama dengan tekanan saturasinya. Pada model reservoir kubus ini, pembagian grid block dilakukan dengan menggunakan fungsi logaritmik, dimana grid block makin membesar menjauhi lubang sumur. Dengan mengaplikasikan cara gridding ini pada model reservoir kubus ini, maka diharapkan model yang akan digunakan dapat menghasilkan perhitungan yang lebih teliti. Gambar 2 memperlihatkan model reservoir kubus dengan sistem gridding logaritmik.
itu, kondisi reservoir disamakan seperti kondisi reservoir yang digunakan Vogel, yaitu saturated reservoir (pr ≤ pb) yang bertenaga dorong gas terlarut. Reservoir bersifat homogen, isotropik, dan bounded system. Data sifat fisik batuan reservoir dapat dilihat pada Tabel 1. Tabel 1. Data Sifat Fisik Batuan Reservoir Parameter
Dimensi
BaseCase
Range
Porositas
fraksi
0.3
-
Permeabilitas
mD
35
15 - 45
Swc
fraksi
0.15
0.15 - 0.22
Soi
fraksi
0.78
0.78 - 0.85
Sgc
fraksi
0.02
-
Sor
fraksi
0.12
0.12 - 0.2
Cf
psi-1
3 x 10-6
-
Skin
-
0
-
Kurva permeabilitas relatif dari batuan reservoir dapat dilihat pada Lampiran A. Data sifat fisik dari fluida reservoir yang digunakan dapat dilihat pada Tabel 2. Sifat fisik dari fluida minyak dan gas dapat dilihat pada Lampiran B. Data geometri reservoir dapat dilihat pada Tabel 3. Tabel 2. Data Sifat Fisik Fluida Reservoir Parameter
Dimensi
SG Gas
fraksi
SG Minyak µ w @ 14.7 psi
o
Range -
API
35
-
cp
0.319 3.32 x 10-6 1.03776
-
-1
cw
psi
Bw
rb/stb
TReservoir
BaseCase 0.8
o
-
F
200
-
pi
psi
4000
-
pb
psi
4000
-
Tabel 3. Data Geometri Reservoir Parameter Gambar 1 Model Reservoir Kubus 3.2
Data Reservoir
Data reservoir yang digunakan dalam makalah ini adalah sama dengan data reservoir yang digunakan oleh Vogel dalam melakukan penelitiannya. Selain 4
Kedalaman Sumur A rw Tebal Reservoir
Dimensi
BaseCase
ft
6022.5
Acre
573.92
6012.56032.5 -
ft
0.25
-
ft
45
-
Range
TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
Parameter
Dimensi
Jumlah Cabang Sudut Fasa Cabang
-
BaseCase 4
Derajat
90
4.
Range -
Inisialisasi & Validasi Model
Pada makalah ini, validasi dilakukan terhadap pressure drawdown untuk satu sumur horizontal. Uji drawdown pada sumur horizontal ini disimulasikan dengan menggunakan model, yang kemudian hasilnya dibandingkan dengan solusi analitik untuk sumur horizontal pada reservoir homogen dan isotropik. Gambar 3 menunjukkan perbedaan kedua solusi tersebut.
Proses inisialisasi dan validasi harus dilakukan pada sistem sistem sumur dan reservoir tersebut sebelum digunakan untuk melakukan pengembangan persamaan kurva IPR. Berikut ini adalah beberapa teknik inisialisasi dan validasi yang membuktikan bahwa model tersebut sudah memenuhi syarat sebagai model sistem sumur-reservoir. 4.1
Perbandingan OOIP Dengan Volumetrik
Hasil
Simulator
Metode volumetrik dalam penentuan OOIP akan digunakan sebagai pembanding dengan hasil simulator. Persamaan yang digunakan untuk menentukan OOIP secara volumetrik adalah:
OOIP =
Ahφ (1- S wc ) ………. (4) Boi
Pada model reservoir simulator, harga luas area (A) = 25,000,000 ft2, tebal reservoir (h) = 45 ft, porositas (Φ) = 0.3, Swc = 0.15, dan Boi = 1.63 rb/stb. Perhitungan OOIP dengan metode volumetrik tersebut, didapatkan harga OOIP sebesar 31.34 MMSTB. Sedangkan dari simulator CMG menghasilkan harga OOIP sebesar 31.32 MMSTB. Perbedaan antara hasil perhitungan volumetrik dengan simulator memberikan perbedaan sebesar 0.063%. Dengan demikian dapat disimpulkan bahwa model cukup valid untuk digunakan selanjutnya dalam penelitian. 4.2
Gambar 2 Horizontal Well With No Flow Boundaries & Wellbore Storage Gambar 4 adalah perbandingan antara simulator dengan hasil pressure drawdown terhadap solusi analitik untuk sumur horizontal pada reservoir homogen dan isotropik.
Validasi Terhadap Pressure Build Up & Pressure Drawdown
Pada sumur vertikal, salah satu cara yang digunakan untuk melakukan validasi terhadap sumur adalah berdasarkan tampilan grafik semilog antara pD terhadap tD. Untuk model reservoir homogen dan isotropik, maka harga slope pada periode transien dari plot ini akan memberikan harga 1.151.
Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
Gambar 3 Horizontal Well With No Flow Boundaries & Wellbore Storage (ZwD = 0.5) Dari hasil perbandingan, baik untuk periode build up dan preiode drawdown, respon tekanan terhadap waktu memberikan hasil yang sangat mendekati 5
dengan hasil yang diperoleh secara analitik, sehingga model sumur dapat dikatakan valid untuk penelitian ini.
yang sedang ditinjau. Parameter-parameter ini meliputi sifat fisik batuan, sifat fisik fluida, dan geometri dasi reservoir.
5.
6.1.1 Sensitivitas API Gravity
Metode Penelitian
Untuk menciptakan aliran dua fasa di dalam reservoir, perlu ditetapkan harga tekanan reservoir yang besarnya sama atau lebih kecil dari tekanan saturasi. Kondisi ini ditetapkan sesuai dengan kondisi reservoir pada penelitian yang dilakukan Vogel. Pada pembuatan kurva IPR ada 4 parameter yang diperlukan, yaitu tekanan reservoir, tekanan alir dasar sumur, laju alir, dan laju alir maksimum. Penentuan tekanan alir dasar sumur dilakukan dengan memproduksikan sumur dengan laju alir konstan hingga mencapai kondisi pseudosteady state. Ketika suatu reservoir diproduksikan dengan laju alir konstan, maka tekanan reservoir akan turun melalui 3 periode yaitu transient, late transient, dan pseudosteady state. Pada periode transient, penurunan tekanan berkelakuan seperti penurunan tekanan di reservoir tak terbatas (infinite acting) dikarenakan tekanan di batas luar reservoir belum mengalami penurunan. Untuk reservoir yang tidak berbentuk silinder, maka periode late transient akan ditemukan. Pada periode ini, belum semua respon tekanan mencapat batas reservoir. Ketika penurunan tekanan telah mencapai batas reservoir, maka tekanan pada batas reservoir akan berkelakuan seperti penurunan tekanan pada volume konstan, ini berarti tekanan reservoir akan mengalami penurunan dengan laju penurunan yang tetap. Kondisi inilah yang disebut kondisi pseudosteady state. Percobaan yang dilakukan untuk memperkirakan persamaan IPR dilakukan dengan memvariasikan jumlah cabang dan panjang cabang yang berproduksi. Penentuan tekanan alir dasar sumur dilakukan di persimpangan dari keempat cabang sumur tersebut. Kombinasi percabangan yang dilakukan dalam penelitian ini dinyatakan dalam Tabel 4 yang dicantumkan pada Lampiran. 6.
Perhitungan & Pembahasan
6.1
Studi Sensivitas
Perubahan API gravity minyak akan menunjukkan perubahan kelakuan produksi fluida dari reservoir ke dalam lubang sumur. Semakin besar API gravity minyak menunjukkan nilai viskositas minyak yang semakin kecil karena semakin banyak fraksi ringan di dalam minyak yang akan menurunkan tahanan terhadap minyak untuk mengalir. Gambar 5 menunjukkan pengaruh dari perubahan API terhadap kurva IPR. Dari gambar tersebut terlihat bahwa perubahan harga API minyak memberikan pengaruh yang tidak signifikan terhadap perubahan kurva IPR.
Gambar 4 Sensitivitas IPR Terhadap API Minyak 6.1.2 Sensitivitas Permeabilitas Permeabilitas akan mempengaruhi kemampuan alir fluida dalam batuan reservoir. Gambar 6 menunjukkan pengaruh permeabilitas batuan terhadap IPR pada kasus penelitian ini. Dari gambar 4 tersebut terlihat bahwa semakin besar permeabilitas batuan, maka laju alir minyak akan semakin besar. Hal ini menunjukkan indikasi bahwa semakin besar nilai permeabilitas suatu batuan, maka semakin kecil pressure drop yang terjadi dari reservoir ke lubang sumur.
Penentuan sensitivitas untuk studi kasus ini didasarkan pada parameter-parameter yang dianggap dapat mempengaruhi productivity index dari sumur 6
TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
pertambahan laju produksi untuk setiap pertambahan jumlah cabang produksi.
Gambar 5 Sensitivitas IPR Terhadap Permeabilitas Batuan 6.1.3 Sensitivitas Panjang Jumlah Percabangan
Percabangan
&
Gambar 7 Sensitivitas IPR Terhadap Jumlah Cabang 7.
Panjang cabang sumur produksi akan memberikan pengaruh terhadap kelakuan aliran fluida dari reservoir ke dalam lubang sumur horizontal. Semakin panjang cabang yang digunakan untuk produksi, maka semakin besar laju alir yang dihasilkan oleh sumur tersebut. Kondisi ini memperlihatkan bahwa semakin panjang cabang produksi, maka sumur akan memberikan nilai productivity index yang lebih besar, sehingga memberikan laju alir minyak yang lebih besar. Gambar 7 menunjukkan pengaruh panjang cabang produksi terhadap kurva IPR.
Pengembangan Persamaan Kurva IPR
Untuk mengembangkan persamaan kurva IPR sumur tersebut, semua data hasil sensitivitas di-plot dalam pentuk tekanan tak berdimensi (pD) dan laju alir tak berdimensi (qD). Hasil plot dapat ditunjukkan pada Gambar 9.
Gambar 8 Plot Dimensionless IPR Untuk Berbagai Harga Sensitivitas Hasil regresi dari IPR tak berdimensi ini akan menghasilkan persamaan umum sebagai berikut: Gambar 6 Sensitivitas IPR Terhadap Panjang Cabang Jumlah cabang sumur memberikan nilai laju produksi yang lebih besar. Gambar 8 menunjukkan Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
qo qo , Maks.
p 1 − wf …… (5) pr = 2 p p 1 − 0.393 wf − 0.376 wf p r pr
7
Persamaan garis regresi memberikan nilai R2 sebesar 0.994. Persamaan Kurva IPR Usulan Tak Berdimensi tersebut berlaku umum untuk berbagai nilai tekanan reservoir, dan juga mencakup range sifat fisik fluida dan sifat fisik batuan yang cukup luas.
multi-lateral akan memberikan nilai laju alir yang jauh lebih besar daripada laju alir yang dihasilkan dari Kurva IPR Usulan. Sebagai bahan perbandingan, Boyun Gou, Jinkui Zhou, & Ali Ghalambor2 juga menyatakan bahwa persamaan kurva IPR untuk sumur multi-lateral yang telah dipublikasikan saat ini bersifat overestimate dari kenyataan yang terjadi di lapangan.
Gambar 9 Kurva IPR Usulan Dimensionless & Kurva IPR Vogel Dimensionless Gambar tersebut menunjukkan adanya bagian dari Kurva IPR Usulan yang hampir membentuk garis linier. Pada kondisi tersebut diperkirakan terjadi pressure drop yang cukup kecil di sepanjang section lateral dari sumur, sehingga mengindikasikan jumlah gas yang keluar dari larutan juga cukup kecil. Sedikitnya jumlah gas yang keluar dari larutan menyebabkan fenomena aliran yang menyerupai aliran fluida 1 fasa.
Gambar 11 Kurva IPR Dimensionless & Actual Data Dimensionless IPR Gambar 11 menunjukkan perbandingan antara Kurva IPR yang dihasilkan dari persamaan (5) dengan kurva IPR yang dihasilkan dari simulasi terhadap model reservoir. 8.
Kesimpulan
Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan, maka dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:
Gambar 10 Kurva IPR Usulan & Kurva IPR Vogel Gambar tersebut menunjukkan bahwa persamaan Kurva IPR Vogel yang diaplikasikan pada sumur 8
a.
Untuk sistem sumur lateral, yang terdiri dari berbagai sudut fasa antara sumur horizontal, yaitu 900, 1800, dan 2700, plot kurva IPR tak berdimensi menghasilkan kurva IPR yang umum, yang dapat diwakili dengan satu persamaan umum, persamaan (5).
b.
Persamaan usulan dapat menggantikan persamaan Vogel untuk memperkirakan produktivitas sumur multi-lateral, dengan ketelitian yang lebih baik.
9.
Saran
a.
Sifat heterogenitas batuan dan fluida dalam reservoir, serta pengaruh skin perlu diperhitungkan pada studi selanjutnya. TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
b.
Pengaruh sudut fasa yang lebih bervariasi dalam arah azimuth dan inklinasi perlu diperhitungkan untuk penentuan persamaan IPR berikutnya.
pembimbing tugas akhir ini yang telah meluangkan waktu, tenaga, dan pikiran dalam membantu penulis menyelesaikan permasalahan-permasalahan yang dihadapi dalam penyelesaian tugas akhir ini.
c.
Untuk memperkirakan kelakuan produktivitas sumur multi-lateral di waktu yang akan datang, maka perlu dilakukan pemodelan untuk mengembangkan peramalan kurva IPR di waktu yang akan datang.
Terakhir, penulis mengucapkan terima kasih kepada perusahaan software CMG yang telah mengizinkan penulis untuk menggunakan software CMG dalam studi penelitian ini.
10.
Daftar Simbol
pwf pr pi pb RF Sw So Swc Sor Soi Sgc Bo Boi
k kr h Φ A rw
= 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, graksi = laju produksi minyak, STB/D = dimensionless rate = dimensionless pressure = dimensionless time = posisi sumur horizontal terhadap ketebalan reservoir = permeabilitas absolut batuan, mD = permeabilitas relatif batuan, fraksi = ketebalan reservoir, ft = porositas batuan, fraksi = luas area reservoir, acre = jari-jari sumur, ft
11.
Ucapan Terima Kasih
Bw µw cw cf SG qo qD pD tD zwD
Penulis megucapkan syukur kepada Tuhan Yesus yang telah mengaruniakan kekuatan dan kemurahan selama penyelesaian tugas akhir ini. Kepada kedua orang tua, abang dan kakak, dan juga kepada rekanrekan di Pelayanan Sion ITB, penulis mengucapkan terima kasih untuk setiap perhatian dan juga doa.
12.
Daftar Pustaka
1.
Vogel, J.V.: “Inflow Performance Relationship Curve for Solution Gas Drive Wells”. JPT. Januari 1968. Guo, Boyun., Zhou, Jinkui., Ling, Kegang., Ghalambor, Ali.: “A Rigorous Composite Inflow Performance Relationship Model for Multilateral Wells”. SPE 100923. Mei 2008. Bendakhlia, H., Aziz, K., U, Stanford.: “Inflow Performance Rlationships for Solution Gas Drive Horizontal Wells”. SPE 19823. Oktober 1989. Sukarno, Pudjo.: “Inflow Performance Relationship in Two and Three Phase Conditions”. PhD Dissertation. The University of Tulsa, Oklahoma. 1986. 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. Well Testing Typical Responses – PanSystem User Guidelines. P. Putra, Alfianto.: “Peramalan IPR Sumur yang Dipengaruhi Produksi Sumur Sekitarnya”. Tugas Akhir. Program Studi Teknik Perminyakan ITB. Februari 2008. Retnanto, Albertus., Economides, M.J.: “Performance of Multiple Horizontal Well Laterals in Low to Medium Permeability Reservoir”. SPE 29647. Mei 1996. Wiggins, M.L.: “Generalized Inflow Performance Relationship for Three Phase”. SPE 25458. Maret 1993.
2.
3.
4.
5.
6.
7. 8.
9.
10.
Penulis mengucapkan terima kasih kepada Dr. Pudjo Sukarno dan Amega Yasutra M.S., sebagai
Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
9
LAMPIRAN A KURVA RELATIVE PERMEABILITY UNTUK BASE CASE
Gambar 10 Water-Oil Table
Gambar 11 Liquid-Gas Table 10
TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
Gambar 12 Water-Oil Table
Gambar 13 Liquid-Gas Table
Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
11
LAMPIRAN B DATA PVT UNTUK BASECASE
Tabel 5 PVT Table 1 p (psi)
12
Rs (SCF/STB)
Bo (RB/STB)
Eg (Cuft/Bbl)
µo (cp)
µg (cp)
co (psi-1)
14.696
4.21942
1.06819
4.44533
2.0201
0.0125679
3.00E-05
280.383
48.6826
1.0873
87.4432
1.5852
0.0128516
3.00E-05
546.07
103.399
1.11159
175.494
1.27998
0.0132883
3.00E-05
811.757
163.782
1.13925
268.487
1.0728
0.0138488
3.00E-05
1077.44
228.287
1.1697
365.934
0.92563
0.0145318
3.00E-05
1343.13
296.083
1.20258
466.85
0.816314
0.0153389
3.00E-05
1608.82
366.645
1.23767
569.725
0.732064
0.0162677
3.00E-05
1874.5
439.607
1.27479
672.661
0.665162
0.0173093
3.00E-05
2140.19
514.694
1.31382
773.664
0.610728
0.0184479
2.79E-05
2405.88
591.697
1.35464
870.98
0.565545
0.0196624
2.39E-05
2671.57
670.445
1.39716
963.326
0.527409
0.0209303
2.09E-05
2937.25
750.801
1.4413
1049.95
0.494764
0.0222302
1.85E-05
3202.94
832.649
1.48699
1130.57
0.466483
0.0235438
1.65E-05
3468.63
915.889
1.53416
1205.21
0.441727
0.0248564
1.49E-05
3734.31
1000.44
1.58276
1274.15
0.41986
0.0261568
1.35E-05
4000
1086.22
1.63275
1337.75
0.400392
0.027437
1.24E-05
4200
1151.56
1.67126
1382.37
0.387083
0.0283838
1.16E-05
4400
1217.55
1.71051
1424.41
0.37478
0.0293144
1.09E-05
4600
1284.15
1.75049
1464.05
0.36337
0.0302277
1.03E-05
4800
1351.34
1.79117
1501.48
0.352755
0.0311232
9.78E-06
5000
1419.1
1.83254
1536.87
0.342853
0.0320005
9.28E-06
TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
Table 6 PVT Table 2 p (psi)
Rs (SCF/STB)
Bo (RB/STB)
Eg (Cuft/Bbl)
µo (cp)
µg (cp)
co (psi-1)
14.7
4.59
1.06
4.51
0.89
0.013
3.00E-05
147
26.57
1.07
45.61
0.81
0.013
3.00E-05
279
52.76
1.08
87.56
0.74
0.014
3.00E-05
412
81.47
1.09
130.32
0.68
0.014
3.00E-05
544
112.03
1.1
173.85
0.63
0.014
3.00E-05
676
144.1
1.12
218.12
0.59
0.014
3.00E-05
809
177.4
1.13
263.07
0.55
0.014
3.00E-05
941
211.89
1.14
308.61
0.52
0.014
3.00E-05
1074
247.31
1.16
354.68
0.49
0.015
3.00E-05
1206
283.63
1.18
401.17
0.47
0.015
3.00E-05
1338
320.75
1.19
447.98
0.45
0.015
3.00E-05
1471
358.62
1.21
494.99
0.43
0.015
3.00E-05
1603
397.18
1.22
542.08
0.41
0.016
3.00E-05
1735
436.39
1.24
589.12
0.4
0.016
3.00E-05
1868
476.21
1.26
635.98
0.38
0.016
3.00E-05
2000
516.61
1.28
682.55
0.37
0.017
3.00E-05
2100
547.49
1.29
717.46
0.36
0.017
2.94E-05
2200
578.67
1.31
752.08
0.35
0.017
2.77E-05
2300
610.14
1.32
786.36
0.35
0.017
2.62E-05
2400
641.89
1.34
820.27
0.34
0.018
2.48E-05
2500
673.91
1.35
853.76
0.33
0.018
2.35E-05
Franky D. Samosir, 12204005, Sem.II 2007/2008
13
LAMPIRAN C KOMBINASI PERCABANGAN
1 Branch
250 ft
500 ft
500 ft
500 ft
500 ft
500 ft
500 ft
500 ft
500 ft
1000 ft
750 ft
500 ft
500 ft
500 ft
1500 ft
1000 ft
500 ft
500 ft
1000 ft
1000 ft
1250 ft
500 ft
500 ft
1000 ft
1500 ft
500 ft
500 ft
1500 ft
1500 ft
500 ft
1000 ft
1000 ft
1000 ft
500 ft
1000 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
2 Branches (Sudut Fasa 90 & 180)
3 Branches (Sudut Fasa 90)
14
4 Branches (Sudut Fasa 90)
500 ft
500 ft
500 ft
1000 ft
500 ft
1500 ft
500 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
1000 ft
1000 ft
500 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
1000 ft
1500 ft
1000 ft
1000 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
1000 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
500 ft
500 ft
500 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
500 ft
500 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
500 ft
500 ft
1500 ft
500 ft
1000 ft
1000 ft
500 ft
1000 ft
1500 ft
500 ft
1500 ft
1500 ft
1000 ft
1000 ft
1000 ft
1000 ft
1000 ft
1500 ft
1000 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
1500 ft
TM-FTTM-ITB Sem.II 2007-2008
