PERAMALAN IPR UNTUK TEKANAN RESERVOIR DI ATAS TEKANAN BUBBLE POINT PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT. Oleh: Dody Irawan Z

Transkripsi

1 PERAMALAN UNTUK TEKANAN RESERVOIR DI ATAS TEKANAN BUBBLE POINT PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT Oleh: Dody Irawan Z Pembimbing: Dr. Pudjo Sukarno Amega Yasutra, MS Sari Selama reservoir memproduksi fluida reservoir maka tekanan reservoir akan mengalami penurunan, demikian pula halnya tekanan alir di dasar sumur juga akan cenderung menurun. Jika pada mulanya tekanan reservoir lebih besar dari tekanan bubble point, maka dengan berjalannya waktu produksi, tekanan dasar sumur akan mengalami penurunan dan dapat mencapai tekanan yang lebih rendah dari tekanan bubble point. Pada keadaan ini, gas yang terlarut dalam minyak akan terbebaskan sebagai fasa gas dan jika saturasi gas telah melampaui harga saturasi gas kritik, maka gas akan mengalir bersama minyak. Pada keadaan ini di dalam reservoir mengalir fasa gas dan minyak. Namun jika sebagian dari reservoir terutama yang jauh dari lubang sumur masih mempunyai tekanan diatas tekanan bubble point, maka pada bagian reservoir ini masih terjadi aliran minyak satu fasa. Keadaan aliran ini berbeda dengan model pengembangan Kurva tak berdimensi yang dilakukan oleh Vogel, Sukarno, Wiggins, dan beberapa peneliti yang lain yang memodelkan sumur pada tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point. Untuk menggambarkan kemampuan reservoir memproduksikan fluida pada kondisi tekanan reservoir diatas tekanan bubble point, maka dikembangkan kurva (Inflow Performance Relationship) tak berdimensi yang baru. Ada beberapa persamaan yang telah dipublikasikan dan diterima secara umum penggunaannya seperti Gilbert 4, Vogel 9, Sukarno 1, dll. Begitu juga dengan persamaan peramalan kurva yang telah dipublikasikan oleh Standing 8, Eckmier 5, dan Sukarno 1. Persamaan-persamaan tersebut dikembangkan berdasarkan anggapan bahwa tekanan reservoir lebih rendah dari tekanan bubble point. Makalah ini bertujuan untuk mempelajari adanya pengaruh tekanan reservoir yang berbeda dan menghasilkan usulan persamaan peramalan tak berdimensi yang sesuai dengan kondisi tersebut. Keadaan ini dimodelkan menggunakan simulator CMG dengan menggunakan data batuan dan fluida reservoir seperti yang digunakan Vogel 9 dalam melakukan penelitiannya. Kata kunci : Produktvitas Sumur, kurva dua fasa, peramalan kurva Abstract The reservoir pressure and the flowing well bore pressure will decline continuously during the production of reservoir fluids. In the case of reservoir pressure above the bubble point pressure, when the decreasing well bore pressure has passed below the bubble point pressure, then the dissolved gas in oil will be liberated as gas phase in the form of bubbles and flow with oil. This condition occurs when the saturation value of gas has passed its critical value, at this time there are gas phase and oil phase flow in the reservoir. When the pressure away from the well bore is still higher than the bubble point pressure, then in the reservoir there would be two section of flow, which are two phase flow in the section that close to the well bore, and single phase flow in the other section up to the reservoir boundary. This condition were modeled by Vogel, and other researchers, where most of them assuming that the initial reservoir pressure equal to or less than the bubble point pressure. Therefore, an curve is needed to depict reservoir ability in producing fluid, in this condition. There are some equations that have been published and accepted in general, like Gilbert 4,Vogel 9, Sukarno 1, etc. There are also equation for prediction purposes that has been published by Standing 8, Eckmier 5, and Sukarno 1. These equations were developed with assumption of below bubble point pressure. This Paper investigates the influence of different bubble point pressure, the study also expected to give the new curve forecasting equation referred to the given condition. The study was done by CMG simulator, the study also using the same rock data and reservoir fluid as those which used by Vogel 9 in conducting its research. Keywords,Well Productivity, Two phase, future prediction * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB. Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 1

2 1. Pendahuluan Kurva Inflow Performance Relationship () merupakan plot antara laju alir fluida reservoir dengan tekanan dasar sumur, yang menunjukkan produktivitas suatu sumur. Untuk keperluan perencanaan produksi dan analisa ekonomi dimasa yang akan datang diperlukan persamaan peramalan kurva. Sudah banyak persamaan peramalan yang dikembangkan oleh para ahli, seperti peramalan Eckmeir 5, Sukarno 1, dll. Semua peramalan tersebut dikembangkan untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point dan pada harga tekanan bubble point konstan. Sedangkan peramalan kurva untuk kondisi reservoir yang mempunyai tekanan reservoir diatas tekanan bubble point belum dilakukan penelitiannya. Namun Riri 1 melakukan penilitian bahwa untuk solution gas drive, dengan berjalannya waktu produksi, terjadi perubahan komposisi minyak sebagai akibat terbebaskannya gas dari minyak, maka akan terjadi perubahan tekanan bubble point. Dari penelitian itu Riri 1 mengusulkan persamaan kurva dua fasa dengan memperhatikan tekanan bubble point yang berubah. Adanya perubahan tekanan bubble point disebabkan oleh perubahan komposisi minyak sebagai akibat terbebaskannya gas dari minyak. Akibat tekanan bubble point yang berubah tersebut, maka perlu dilakukan peramalan kurva untuk tekanan reservoir diatas tekanan bubble point, namun tekanan alir dasar sumur dibawah tekanan bubble point. 2. Studi Pustaka Solution gas drive merupakan salah satu mekanisme pendorong alami untuk mendorong minyak dari reservoir ke sumur produksi. Menurut Cole(1969) 4, reservoir dengan energi pendorong solution gas drive memiliki ciri-ciri sebagai berikut: 1. Volume konstan, tidak ada perubahan pada ukuran awal reservoir, dan tidak ada aliran air dalam reservoir. 2. Penurunan tekanan yang terjadi sangat cepat dan kontinyu akibat tidak terdapatnya fasa air dan gas bebas yang mengisi kekosongan dari reservoir setelah diproduksikan. 3. Pada awal produksi Gas Oil Ratio (GOR) di permukaan rendah kemudian mengalami peningkatan yang cepat dan turun kembali. 4. Gas keluar sebagai larutan bersama minyak tetapi tidak membentuk gas cap. 5. Faktor perolehan 5 % - 3 %. Pada profil produksi solution gas drive Gambar 1, terlihat bahwa saat tekanan dasar sumur di atas Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 tekanan bubble point, fasa yang mengalir adalah fasa minyak. Selama operasi produksi, tekanan dasa, gas yang terlarut dalam minyak mulai terbebaskan membentuk gelembung-gelembung gas bebas. Saat saturasi gas di dalam batuan berpori itu melampaui harga saturasi gas kritik, maka akan terjadi aliran dua fasa.r sumur terus menurun dan pada saat tekanan dasar sumur turun sampai dibawah tekanan bubble point Gambar 2. Profil Solution Gas Drive 2 Untuk menggambarkan kemampuan produksi suatu sumur pada reservoir solution gas drive, Vogel9 mengembangkan kelakuan produksi sumur tersebut dengan asumsi-asumsi sebagai berikut: 1. Reservoir berbentuk lingkaran, terbatas, sumur terletak di tengah reservoir, dan seluruh tebal reservoir dalam kondisi terbuka. 2. Reservoir bersifat homogen dan isotropik dengan saturasi air konstan pada suatu harga saturasi connate water tertentu. 3. Pengaruh gravitasi di abaikan. 4. Kompreisbilitas air dan batuan diabaikan. 5. Pada kondisi awal tekanan reservoir berada pada bubble point pressure. 6. Tidak ada pengaruh skin. Berdasarkan hasil penelitiannya, Vogel 9 menghasilkan persamaan kurva tak berdimensi sebagai berikut: o o max Pwf Pwf = (1) Pr Pr Sukarno1 kemudian melanjutkan studi Vogel dengan menggunakan asumsi yang sama tetapi kali ini 2 2

3 mengikutsertakan pengaruh skin dalam pengembangan kurva -nya. Persamaan tak berdimensi yang diusulkan oleh Sukarno 1 kemudian dimodifikasi oleh Fadli dkk 11 sehingga dihasilkan persamaan sebagai berikut: o o max Pwf Pwf = (2) Pr Pr Sedangkan kurva untuk tekanan reservoir diatas tekanan bubble point (satu fasa) merupakan garis lurus yang dinyatakan sebagi berikut: o o max Pwf = 1 Pr...(3) Menurut Riri 1, pada reservoir solution gas drive dimana terjadi perubahan tekanan bubble point yang didasari oleh perubahan solution gas-oil ratio (R so ) yang terjadi selama waktu produksi. Untuk itu Riri 1 mengembangkan dua fasa dengan memasukkan unsur tekanan bubble point yang selalu berubah. Persamaan kurva tak berdimensi yang diusulkan Riri 1 tanpa memasukkan pengaruh skin adalah sebagai berikut: o o max Pwf Pwf = (4) Pr Pr Untuk meramalkan produktivitas sumur di masa yang akan datang, maka diperlukan pengembangan persamaan peramalan kurva. Prosedur untuk mendapatkan persamaan peramalan kurva yang diperkenalkan pertama kali oleh Standing 8 dengan memodifikasi persamaan Vogel 9, sehingga didapatkan persamaan peramalan sebagai berikut: o max f o max p m = m ( Prf ) ( P ) rp 2....(5) Dimana m(p r ) adalah pseudo pressure function pada harga tekanan reservoir tertentu. Selain Standing 8 terdapat beberapa persamaan peramalan kurva lain, yaitu persamaan peramalan Eckmier 5 dan persamaan peramalan kurva Sukarn 1. Persamaan peramalan Eckmier 5 merupakan gabungan antara persamaan Vogel 9 dan Fetkovich 8, dengan anggapan bahwa harga n (flow exponent) sama dengan satu, yang diperoleh persamaan peramalan sebagai berikut: o max f o max p P = P rf rp 3...(6) 2 Sukarno 1 mengembangkan persamaan peramalan kurva untuk sumur yang berproduksi dari reservoir bertenaga dorong gas terlarut, dengan anggapan bahwa tidak terjadi perubahan jari-jari pengurasan dan faktor skin, dalam bentuk perbandingan antara laju produksi maksimum pada dua waktu produksi yang berbeda yang dinyatakan dalam persamaan berikut: Untuk API < 4, o max f P =.3321 exp o max p P Untuk API > 4, o max f P = exp o max p P rf rp rf rp (5) (6) Karena persamaan peramalan untuk tekanan reservoir di atas tekaan bubble point belum tersedia, maka persamaan usulan yang diperoleh dibandingkan dengan ketiga metode peramalan diatas, yaitu metode Standing 8, Eckmier 5 dan Sukarno 1 sebagai pembanding. 3. Pengembangan Model Reservoir dengan solution gas drive dimodelkan menggunakan simulator CMG berbentuk silinder dengan pembagian grid block menggunakan fungsi logaritmik, yaitu grid block makin membesar semakin jauh dari lubang sumur. Ketebalan seragam, homogen dan isotropik. Pengaruh tekanan kapiler dan gravitasi di reservoir diabaikan. Di dalam reservoir pada keadaan awal terdapat minyak dan connate water dengan tekanan reservoir di atas tekanan bubble point 3.1 Model Reservoir Reservoir radial dengan sumur vertikal terletak ditengah reservoir menembus seluruh lapisan produktif. Penelitian ini menggunakan model sumur tunggal. Dengan model ini dapat diketahui secara jelas mengenai gerakan aliran minyak dan gas menuju sumur produksi. Model reservoir yang digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada Gambar Data Reservoir Data reservoir yang digunakan dalam makalah ini adalah sama dengan data reservoir dari Vogel 9. Kondisi reservoir pada keadaan undersarurated (P r P b ) dan bertenaga dorong gas terlarut dimana reservoir bersifat homogen, isotropik dan sistem reservoir terbatas. Data Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 3

4 model dan batuan reservoir dapat dilihat pada Tabel 1, di Lampiran A. akan terdapat hubungan antara plot P D vs t D pada kertas grafik semi-log yang menghasilkan kemiringan garis Untuk aliran minyak(satu fasa), P D ( P P ) h r = wf o k o µ o B o... (8) t D.2637 = r φ 2 w k o µ oc t... (9) Dari data tekanan dan waktu hasil perhitungan simulator dibuat plot P D vs t D yang hasilnya ditunjukkan pada Gambar 3. Gambar 2. Model Reservoir Kurva permeabilitas relatif dari batuan reservoir dan sifat fisik dari fluida minyak dan gas dapat dilihat pada Lampiran A. Data sifat fisik dari fluda reservoir yang digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada Tabel 2. Pd P d vs t d 4. Initialisasi dan Validasi Model Untuk memastikan bahwa model akan memberikan hasil yang benar, perlu dilakukan initialisasi dan validasi. Setelah itu barulah dilakukan perhitungan parameter yang dibutuhkan dengan menggunakan model (simulator) tersebut. 4.1 Initialisasi Model Initialisasi model dilakukan dengan membandingkan OOIP hasil similator terhadap volumetrik. Dari hasil perhitungan dengan menggunakan simulator diperoleh hasil OOIP sebesar MMRBBL. Perhitungan cadangan dengan metoda volumetrik dengan persamaan, OOIP = Ahφ B ( 1 S ) oi wc...(7) Dengan parameter-parameter pada Tabel 1 dan 2, OOIP dengan persamaan di atas bernilai MMRBBL. Perbedaan OOIP dari simulator dengan perhitungan volumetrik cukup kecil yaitu sekitar 1.7 %. 4.2 Validasi Slope Pada awal produksi dimana aliran masih satu fasa (tekanan di atas tekanan bubble point) untuk model silinder homogen dan isotropis, pada periode transien 4 2 y = 1.151Ln(x) R 2 = td Gambar 3. Chart p D vs t D Dari plot tersebut dihasilkan harga slope sebesar 1.15 yang harganya cukup mendekati harga sehingga model dapat dikatakan valid untuk penelitian ini. 5. Metode Penelitian Penelitian tentang pengaruh adanya perubahan tekanan bubble point saat tekanan reservoir berada di atas tekanan bubble point disimulasikan dengan memasukkan harga tekanan bubble point awal dalam simulator dan sumur diproduksikan dengan laju produksi konstan. Saat tekanan dasar sumur turun di bawah tekanan bubble point awal dimana respon tekanan belum sampai ke batas reservoir sumur ditutup. Ketika sumur diproduksikan kembali, tekanan bubble point di sekitar sumur yaitu sampai batas respon tekanan lebih tinggi dari tekanan buble point awal. Kondisi tekanan reservoir saat sumur ditutup dan dibuka kembali dapat dilihat pada Gambar 4 dan Gambar 5 dengan tekanan bubble point awal 1 psi. Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 4

5 Peramalan kurva untuk tekanan reservoir di atas tekanan bubble point memerlukan tekanan reservoir dan laju alir maksimum minyak yang diperoleh dari kurva dimana tekanan reservoir masih diatas tekanan bubble point awal radial oil Pressure (psi) K layer: NewWell feet meters Gambar 4. Distribusi Tekanan Saat Sumur Ditutup radial oil Bubble Point Pressure (psi) K layer: NewWell feet meters -1 1 Gambar 5. Distribusi Tekanan Saat Sumur Dibuka Kurva tersebut diperoleh dengan memplot tekanan dasar sumur terhadap laju alir minyak dengan berbagai sensitivitas sifat fisik batuan dan fluida. Penentuan tekanan alir dasar sumur dilakukan dengan memproduksi sumur dengan laju alir konstan hingga mencapai kondisi pseudo-steady state. Ketika reservoir diproduksi dengan laju alir konstan, maka di dalam reservoir tekanan akan turun melalui tiga periode yaitu transient, late transient dan pseudo-steady state. Pada periode transient penurunan tekanan berkelakuan seperti penurunan tekanan di reservoir yang tak berbatas dikarenakan tekanan di batas luar reservoir belum -1-1 File: 3.irf User: dody irawan z Date: 4/1/26 Scale: 1: Y/X: 1.:1 Axis Units: ft 1,153 1,127 1,12 1,76 1,5 1, File: 3.irf User: dody irawan z Date: 4/1/26 Scale: 1: Y/X: 1.:1 Axis Units: ft 1,124 1,11 1,78 1,55 1,32 1, mengalami penurunan. Untuk reservoir yang tidak berbentuk silinder maka periode late transient akan ditemui, pada periode ini belum semua respons tekanan mencapai 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 di sebut kondisi pseudo steady-state, oleh sebab itu tekanan pada kondisi ini dapat dianggap mewakili tekanan reservoir. Dalam melakukan peramalan diperlukan beberapa harga harga tekanan reservoir dan laju alir maksimum minyak pada masa yang akan datang. Untuk mendapatkan data tersebut, mula-mula sumur diproduksikan dengan laju produksi konstan kemudian sumur ditutup sampai tekanan di reservoir konstan. Tekanan reservoir yang konstan tersebut merupakan tekanan reservoir yang akan datang. Selanjutnya sumur diproduksi kembali, untuk mendapatkan selanjutnya. Hal ini dilakukan berulang-ulang sampai tekanan reservoir turun dibawah tekanan bubble point. Metode untuk mendapatkan terlampir pada Lampiran B. Sedangkan laju alir maksimum minyak diperoleh dengan persamaan Riri 1. Persamaan usulan diperoleh dengan membuat plot antara omaxf / omaxp vs P rf /P rp. Selanjutnya Persamaan peramalan usulan ini dibandingkan dengan persamaan peramalan Standing 8, Eckmier 5, dan Sukarno Studi Sensitivitas Studi sensitivitas perlu dilakukan untuk mengetahui persamaan peramalan kurva usulan berlaku pada rentang sifat fisik batuan dan fluida. Penentuan parameter sensitivitas untuk penelitian ini didasarkan pada parameter-parameter yang dianggap dapat mempengaruhi pelepasan gas dari minyak. Sifat fisik batuan dan fluida yang diuji sebagai berikut: 6.1 Sensitivitas API Gravity Sensitivitas API Gravity mewakili perubahan kelakuan produksi untuk sifat fisik fluida yang berbeda. Semakin besar API Gravity maka membuat fraksi ringan dalam minyak semakin banyak sehingga viskositas ikut turun dan laju alir minyak meningkat. Gambar 6 menunjukkan pengaruh dari perubahan API terhadap kurva. Dari gambar tersebut terlihat bahwa perubahan harga API minyak sangat kecil pengaruhnya terhadap kurva untuk rentang API Gravity 3-6. Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 5

6 6.2 Sensitivitas Specific Gravity Gas Sensitivitas terhadap Specific Gravity gas menunjukkan kandungan fasa ringan dalam minyak. Semakin besar Specific Gravity gas maka kandungan fasa ringan yang terkandung dalam minyak semakin banyak sehingga minyak semakin mudah mengalir. Gambar 7 menunjukkan pengaruh dari perubahan Specific Gravity terhadap kurva. Dari gambar tersebut terlihat bahwa dengan meningkatnya Specific Gravity dari.7 sampai.9 akan meningkatkatkan sedikit laju alir minyak. mudahnya gas keluar dari minyak dengan tingginya temperatur. 6.4 Sensitivitas Saturasi Gas Kritik Dari hasil run simulator, semakin besar saturasi gas kritik semakin lama waktu yang diperlukan gas untuk ikut mengalir bersama minyak. Pengaruh sensitivitas saturasi gas kritik terhadap kurva dapat dilihat pada Gambar 9. Pwf (psi) o (bbl/day) A PI 3 A PI 35 A PI 45 A PI 6 Gambar 6. Kurva Sensitivitas API Grafity (P b =15 psi, Sgc=.1, T=2 F, SG=.9) Pwf (psi) o (bbl/d) T 15 T 2 T 25 Gambar 8. Kurva Sensitivitas Temperatur (P b =1 psi, Sgc=.1, SG=.9, API=35) Pwf (psi) o (bbl/d) SG.7 SG.8 SG. 9 Gambar 7. Kurva Sensitivitas Specific Grafity Gas (P b =1 psi, Sgc=.1,T=2 F, API=35) 6.3 Sensitivitas Temperatur Pengaruh sensitivitas temperatur terhadap kurva dapat dilihat pada Gambar 8. Pada gambar tersebut menunjukkan laju alir minyak meningkat dengan naiknya temperatur. Hal ini disebabkan oleh semakin Pwf (psi) o (bbl/d) Sgc. 5 Sgc. 1 Sgc. 15 Gambar 9. Kurva Sensitivitas Saturasi Gas Kritik (P b =1 psi, T=2 F, SG=.9, API=35) 6.5 Sensitivitas Tekanan Bubble Point Sensitivitas terhadap tekanan bubble point menunjukkan bahwa laju alir minyak akan lebih besar bila tekanan buble ponit jauh lebih kecil dari tekanan reservoir. Hal ini disebabkan oleh ikut terproduksikannya gas bersama dengan minyak. Pengaruh sensitivitas tekanan bubble point terhadap dapat dilihat pada Gambar 1. Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 6

7 Pwf (psi) o (bbl/d) Pb 2 Pb 15 Pb 1 Gambar 1. Kurva Sensitivitas Tekanan Bubble Point (T=2, psi, Sgc=.1, SG=.9, API=35) 7. Peramalan Kurva Data hasil uji sensitivitas kurva digunakan untuk membuat persamaan peramalan. Hasil uji sensitivitas kurva terhadap faktor perolehan minyak pada tiap kasus diperoleh pasangan data tekanan reservoir (P r ) dan laju alir maksimum ( maks ). Data tersebut terlampir pada Lampiran C. Tiap pasang data ini kemudian dibandingkan yang satu dengan yang lain. Hasil plot dapat dilihat pada Gambar 11. omf/omp Prf/Prp BA SE SG. 7 SG.8 T 1 5 T 25 Sgc=.5 Sgc.15 A PI 3 A PI 45 A PI 6 Gambar 11. Plot r 2 r 1 Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 P P Vs o maks o maks Dari Gambar 11 terlihat bahwa penyebaran data tidak baik untuk harga API 6. Berdasarkan teori, API Gravity 6 merupakan range dari sifat fluida resorvoir jenis retrogade gas. Sedangkan fluida yang digunakan 2 1 pada model adalah black oil. Untuk itu data sensitivitas API 6 tidak digunakan dalam persamaan peramalan kurva usulan pada Gambar 12. o max2/o max y = x 1.4 R 2 = Pr2/Pr1 Gambar 12. Peramalan Usulan Dengan melakukan power regression dari data model maka didapatkan persamaan: o max f o max p P = P rf rp (1) Dengan adanya ekponen sebesar 1.4 pada persamaan peramalan usulan, menunjukkan bahwa dengan adanya tekanan bubble point yang berbeda pada solution gas drive membuat laju alir pada tekanan reservoir diatas tekanan bubble point tidak sepenuhnya satu fasa. Hal ini disebabkan oleh terbebasnya gas hingga melewati saturasi gas kritis disekitar lubang sumur. Peristiwa ini dapat diamati pada saturasi fluida di sekitar sumur Gambar 13. Gambar 13. Saturasi Fluida Di Sekitar Sumur (Pb=1 psi, Sgc=,1, T=1 F, API=45) 7

8 Peramalan kurva usulan ini dibandingkan dengan peramalan metode Standing 8, Eckmeir 5, dan Sukarno 1. Grafik perbandingan dapat dilihat pada Gambar 14. omf/omp Prf/Prp MODEL STA NDING EIKHMEIR PS -A PI<4 PS -A PI>4 Gambar 14. Perbandingan Peramalan Dari gambar tersebut terlihat bahwa terdapat perbedaan yang nyata antara peramalan kurva di atas tekanan bubble point dengan peramalan dibawah tekanan bubble point. Persamaan peramalan model hampir berimpit dengan persamaan peramalan Standing8. Hal ini disebabkan oleh pseudo pressure function yang digunakan pada persamaan Standing8 merupakan fungsi dari tekanan reservoir diatas tekanan bubble point. Dengan menggunakan persamaan yang didapatkan dari model, kita akan mendapatkan harga o maks future yang akan menjadi input kembali ke persamaan Riri 1 untuk mendapatkan kurva saat tekanan reservoir diatas tekanan bubble point pada solution gas drive. Untuk membuktikan hal tersebut, maka dilakukan percobaan pada tekanan bubble point 2 psi. Gambar 15 memperlihatkan hasil percobaan dengan simulator Pwf(psi) o(bbl/d) #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 Gambar 15. Hasil Simulator Peramalan untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point mengunakan persamaan Eckmeir 5 Dapat dilihat pada Gambar 16 sedangkan persamaan Sukarno1 pada Gambar 17. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa peramalan untuk tekanan reservoir di atas tekanan bubble point yang menggunakan persamaan peramalan usulan tidak terdapat perbedaan yang signifikan dengan hasil simulator. Sedangkan untuk peramalan untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point terdapat sedikit perbedaan. Hal ini disebabkan persamaan yang digunakan adalah persamaan Riri 1. Data simulator, peramalan Eckmeir 5, dan peramalan Sukarno 1 Dapat dilihat pada Lampiran D. Pwf (psi) Pwf (psi) o (bbl/d) #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 # Gambar 16. Peramalan Eikhmeir o (bbl/d) #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 8. Kesimpulan Gambar 16. Peramalan Sukarno Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan maka dapat diambil kesimpulan sebagai berikut: Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 8

9 1. Dengan berubahnya tekanan bubble point disekitar sumur akan membuat saturasi gas didaerah sekitar sumur berubah, sehingga bila saturasi gas bertambah dan melewati saturasi gas kritik aliran yang terjadi disektar sumur menjadi 2 fasa. 2. Makalah ini mengusulkan persamaan peramalan di masa depan pada tekanan reservoir berada diatas tekanan bubble point yang didapatkan secara empiris menggunakan data simulasi. Persamaan yang diusulkan adalah: o max f o max i P = P Selama Peramalan masa depan dibawah tekanan bubble point untuk reservoir solution gas drive dengan tekanan bubble point berubah belum ada, maka dapat menggunakan metode yang telah ada seperti Eckmeir 5, dan Sukarno Saran 1. Perlu dilakukan peramalan di atas tekanan bubble point yang ikut memperhatikan faktor skin pada solution gas drive reservoir. 2. Perlu dilakukan peramalan untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point Untuk mendapatkan peramalan yang tepat. 1. Daftar Simbol B o = faktor volume formasi minyak, rb/stb B g = faktor volume formasi gas, rb/mscf c f = kompresibilitas batuan, 1/psi GOR = Gas Oil Ratio, scf/stb h = ketebalan vertikal, ft k = permeabilitas, md k r = permeabilitas relatif, fraksi m(pr f ) = Pseudo pressure function masa depan, psi m(pr p ) = Pseudo pressure function sekarang, psi p = tekanan, psi p b = tekanan bubble point, psi p D = tekanan dimensionless p r = tekanan reservoir, psi R so = solution gas-oil ratio, scf/stb r w = jari-jari sumur, ft r e = jari-jari pengurasan, ft S o = saturasi minyak, fraksi S gc = saturasi gas kritik, fraksi = saturasi air, fraksi S w Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 rf ri t D = waktu dimensionless t = waktu, jam t c = waktu periode pseudosteady- state, jam φ = porositas, fraksi µ o = viskositas minyak, cp P r 1 = tekanan reservoir sebagai base, psi P r 2 = tekanan reservoir pada waktu tertentu, psi P wf = tekanan dasar sumur, psi p rf = tekanan reservoir saat ini, psi p rp = tekanan reservoir yang akan datang, psi omaksf = Laju alir maksimum di masa depan (bbl/d) = Laju alir maksimum saat ini (bbl/d). omaksp 1. Ucapan Terima Kasih Syukur Alhamdulillah penulis ucapkan atas kehadirat Allah SWT dan segala rahmat serta karunia-nya sehingga penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini. Kepada keluarga, penulis mengucapkan terima kasih kepada orang tua dan adik-adik yang selalu memberikan dukungan, doa, dan kasih sayangnya. Dengan segenap ketulusan hati penulis mengucapkan terima kasih kepada Dr. Pudjo Sukarno dan Amega Yasutra MS, sebagai pembimbing tugas akhir ini yang telah meluangkan waktu, tenaga, dan pikiran dalam membantu penulis menyelesaikan permasalahan-permasalahan yang di hadapi dalam penyelesaian tugas akhir ini. Terakhir penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada perusahaan software CMG yang telah mengizinkan penulis untuk menggunakan software CMG dalam studi penelitian ini. 11. Daftar Pustaka 1. Riri, Armelia Suska, Pengembangan 2 Fasa pada Reservoir dengan Solution Gas Drive Pada Kondisi Tekanan Reservoir Di Atas Tekanan Bubble Point,Tesis, TM-ITB, Smith, C.R., G.W., dan Farrar, R.L., Applied Reservoir Engineering Vol.2, OGCI Publications, Tulsa, Oklahoma, Tarek,Ahmed., Reservoir Engineering Handbook, 2 nd edition, Gulf Publishing Company, Houston, Texas,2. 4. Tarek,Ahmed., Advance Reservoir Engineering, Gulf Publishing Company, Houston, Texas,2. 5. Brown, K.E.: Technology of Artificial Lift Methods, Volume IV, Penn Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, McCain, W.D.: The Properties of Petroleum Fluids, second Edition, Penn Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma,

10 7. Earlougher, R.C., Advances in Well Test Analysis, 2 nd printing, Society of Petroleum Engineering of AIME, New York, Dallas, Beggs, Dale.H., Production Optimization, OGCI Publications, Tulsa, Oklahoma, Vogel, J.V.: Inflow Performance Relationship Curve for Solution Gas Drive Wells, JPT, Januari Sukarno, Pudjo : Inflow Performance Relationship In Two and Three Phase Conditions, PhD Dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, Rahman, F., Yahya, M., dan Leonardus, S.: Modifikasi Persamaan Sukarno untuk Menentukan Sumur Pada Reservoir dengan Tekanan di bawah Tekanan Saturasi, Tugas Mata Kuliah Teknik Produksi, Jurusan Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung, 26. Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 1

11 Lampiran A Tabel 1. Data Model dan Batuan Reservoir Tabel 2. Data sifat fisik fluida reservoir Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 11

12 Data PVT dan Permeabilitas relatif Base Case Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 12

13 Lampiran B Metode Penelitian P b = 2 Psi radial oil Well-1 1 Layer (Pb=2).irf 3,5 1,2 1, 3, Well Bottom-hole Pressure (psi) 2,5 2, Oil Rate SC - Daily (bbl/day) 2 1, Time (Date) Well Bottom-hole Pressure Oil Rate SC - Daily Pwf(psi) (bbl/d) #1 #2 #3 #4 Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 13

14 P b = 15 Psi 3,5 3, radial oil Well-1 1 layer (Pb=15).irf Lampiran B Kurva Relatif Permeability untuk Base Case 1,2 1, Well Bottom-hole Pressure (psi) 2,5 2, Oil Rate SC (bbl/day) 1,5 2 1, Time (Date) Well Bottom-hole Pressure Oil Rate SC Pwf(psi) (bbl/d) #1 #2 #3 #4 #5 #6 Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 14

15 P b = 1 Psi Pwf(psi) (bbl/d) #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 15

16 Lampiran C Data Tekanan Reservoir dan Laju Alir Minyak Maksimum Pada Sensitivitas Pb, API, SG, T, dan Sgc Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 16

17 Dody Irawan Z, , Sem 2 27/28 17

18 Lampiran D Data simulator, peramalan Eikhmeir 9, dan peramalan Sukarno1 Hasil Simulator Peramalan Eikhmeir Peramalan Sukarno Teknik Perminyakan-FTTM-ITB, Sem 2 27/28 18