STUDI KARAKTERISTIK SUMUR DAN RESERVOIR YANG MEMPENGARUHI ALOKASI PRODUKSI

Transkripsi

1 STUDI KARAKTERISTIK SUMUR DAN RESERVOIR YANG MEMPENGARUHI ALOKASI PRODUKSI TUGAS AKHIR Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Oleh: ZULHENDRA NIM PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2008

2 STUDI KARAKTERISTIK SUMUR DAN RESERVOIR YANG MEMPENGARUHI ALOKASI PRODUKSI TUGAS AKHIR Oleh: ZULHENDRA NIM Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Disetujui oleh: Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal... DR. Ir. Taufan Marhaendrajana

3 KATA PENGANTAR Alhamdulillah, Syukur Alhamdulillah penulis panjatkan kepada Allah SWT, pemilik semesta alam, karena atas karunia-nya penulis berhasil menyelesaikan penulisan tugas akhir ini sehingga penulis dapat menyelesaikan pendidikan di Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. Setelah melakukan sidang, penulis menyempatkan waktu untuk merenung di pojok ruangan untuk siapa terima kasih akan diberikan. Karena sebetulnya keberhasilan dalam menyelesaikan studi ini bukan 100% dari penulis, melainkan banyak sumbangan-sumbangan pemikiran, doa, dorongan, dan semangat yang diberikan oleh orang lain kepada penulis, berikut orang-orang yang telah berjasa kepada penulis selama mengarungi studi di TM, dan penulis ingin menyampaikan terima kasih kepada mereka, antara lain : 1. Mama, Papa, Etekku dan keluarganya (Pak Etek, Rani, David dan Riska) yang senantiasa memberikan kasih sayang, doa, dan dukungan terhadap penulis selama ini, 2. Mas Taufan selaku dosen pembimbing penulis yang senantiasa sabar memberikan arahan, bimbingan, serta kesediaan meluangkan waktunya yang padat hanya untuk membimbing penulis sehingga penulis mampu menyelesaikan tugas akhir ini, juga sebagai Ketua Program Studi Teknik Perminyakan ITB, 4. Segenap Dosen Teknik Perminyakan ITB yang telah mengajarkan penulis baik itu ilmu perminyakan maupun ilmu tentang kehidupan 5. Segenap karyawan TU, Lab. Teknik Perminyakan atas bantuan dan dukungannya selama penulis studi di TM, 6. M. Ridho ST, yang telah menjadi seperti saudara bagi penulis, 7. Nurnahri, yang (mungkin) mendoakan penulis selama ini. Cintaku padanya yang membuat aku merasa punya tujuan tentang masa depanku. Meskipun, Ia tidak pernah mengerti aku betapa aku sangat butuh perhatiannya dan dukungannya, 8. Keluarga Asrama Bumi Ganesha, Baik karyawan, bibi, dan sahabat-sahabat lainnya (esp: Henry Paijo, Kamil, Septian, Didi, Darma Eka, Dayat, Rendy dll). Kesan disini tak kan terlupakan, sungguh. Kalian semua adalah keluarga keduaku, tempat yang mengagumkan, Rumah keduaku. Sungguh, tempat yang tak pernah kubayangkan ada di dunia ini, semua momen yang penulis alami selama 4 tahun terakhir menjadi suatu kenangan tersendiri yang tak akan terlupakan seumur hidup penulis, 9. Kawan-kawan seperjuangan di TM 2004, atas sampah-sampah keceriaan, kebersamaan dalam menghadapi pahit getirnya kehidupan kampus ini. Kita telah bersatu sejak OSPEK, dan percayalah, kita akan tetap bersatu, 10. Teman-teman INSE-X yang selalu memberikan candaan yang mengesankan. Kelas yang terlalu kompak, aku saja sampai tak percaya bahwa kita masih tetap berkomunikasi satu sama lainnya dan tetap bersatu, apalagi orang lain. Aku bangga memiliki sahabat seperti kalian, 11. Rekan-rekan di Himpunan Mahasiswa Teknik Perminyakan PATRA ITB, Tetaplah besar dan kuat Bro...!!!, 12. Dunsanak-dunsanak Unit Kesenian Minangkabau ITB. Tempat cerita-cerita melepaskan kerinduan akan kampung, main balak dll. 13. Teman-teman baru pelepas stress malam minggu, Ronny (STEI), Indah, Tika, Suri, Uul dll. 14. Semua pihak yang tidak dapat disebutkan satu persatu tetapi ikut berperan dalam pengerjaan tugas akhir ini.

4 Akhirnya, penulis menyadari bahwa tugas akhir ini jauh dari sempurna, sehingga kritikan dan saran sangat penulis harapkan untuk menyempurnakan tugas akhir ini ke depan. Semoga Laporan Tugas Akhir ini bermanfaat bagi siapa saja. Bandung, 30 Juni 2008 Penulis, Zulhendra

5 STUDI KARAKTERISTIK SUMUR DAN RESERVOIR YANG MEMPENGARUHI ALOKASI PRODUKSI Oleh: Zulhendra *) Sari Alokasi produksi pada lapisan yang diproduksi secara commingle merupakan salah satu hal yang perlu diketahui dalam optimasi produksi. Alokasi produksi ini sangat tergantung dari karakteristik sumur dan reservoir itu sendiri. Makalah ini menyajikan hal yang mempengaruhi alokasi produksi pada sumur commingle tanpa crossflow, pada reservoir satu fasa (minyak). Model yang mewakili keadaan tersebut dibangun dengan menggunakan simulator CMG, untuk mempelajari kelakuan produksi sumur. Asumsi yang digunakan dalam pengembangan tersebut antara lain adalah sumur dalam keadaan pseudo steadystate dengan tenaga pendorong strong water. Pengujian dilakukan dengan memvariasikan properti reservoir, antara lain: permeabilitas, interval perforasi, dan ketebalan lapisan produktif. Karena kondisi reservoir yang dimodelkan adalah satu fasa, maka tekanan reservoir yang digunakan harus berada di atas tekanan gelembung (bubble point pressure). Peninjauan faktor-faktor yang mempengaruhi alokasi produksi tersebut dilakukan dengan menggunakan pendekatan transmissivity ratio, yaitu perbandingan kh (transmissivity) lapisan i terhadap kh total yang diperoleh secara analitik yang diperbandingkan dengan laju alir lapisan i per laju total secara simulasi. Penulis menggunakan data sintetik yang diperoleh dari berbagai macam referensi dan menggunakan model reservoir berbentuk radial. Diharapkan dengan adanya studi ini, dapat memberikan bahan pertimbangan dalam optimasi produksi pada sumur yang diproduksi secara commingle. Kata kunci: produksi lapisan commingle, alokasi produksi Abstract Production allocation from layer produced in commingle well is one of important point should be known for production optimization. This production allocation depends on well and reservoir characteristics itself. This paper provides factors affecting on production allocation for commingled well system without crossflow, for single-phase reservoir (oil phase). A reservoir model was developed by using CMG simulator in order to study the behavior of well performance. It was assumed that well is in pseudo steady-state condition with strong water driving mechanism. Testing was being run by varying reservoir properties such as the permeability, perforation interval, and productive layer thickness. Because of one-phase reservoir model condition, the reservoir pressure must be higher than the bubble point pressure. Investigating factors that affecting on production allocation are approached by using transmissivity ratio, i.e. the ratio between kh layer i with kh total from analytic calculation compared to rate from layer i to total rate from simulation running result. In this specific case, this study considers only two-layered reservoirs as the model. In this study, a reservoir radial model was used employing synthetic data derived from many sources. The first goal of this paper is to give consideration in production optimization for commingled well system. Keywords: commingled layers production, production allocation *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung Zulhendra, Sem2 2007/2008 1

6 I. PENDAHULUAN Dalam banyak kasus, seringkali ditemukan bahwa sumur minyak dapat memproduksikan minyak dari dua tau lebih lapisan reservoir. Lapisan-lapisan reservoir tersebut umumnya terbentuk pada lingkungan pengendapan, mikroorganisme terendapkan yang sama, dan umur masing-masing lapisan tidak jauh berbeda. Tiap lapisan dapat saja dibatasi oleh zona nonpermeable ataupun permeable. Ketika lapisanlapisan tersebut dibatasi oleh zona nonpermeable, komunikasi reservoir hanya terjadi pada lubang sumur. Tipe produksi ini disebut sebagai sistem commingle. Produksi secara commingle memiliki keuntungan secara ekonomi namun tidak untuk pengelolaan reservoir. Kelemahan teknik produksi secara commingle adalah tidak dapat diketahui asal dari minyak yang diproduksikan sehingga sulit bagi reservoir engineer untuk mengetahui performa pengurasan sekarang dan yang akan datang pada tiap- tiap lapisan secara akurat. Pengujian produktivitas sumur dan properti lapisan tersebut, seperti permeabilitas dan skin, tekanan reservoir dan tekanan alir sumur commingle dapat dilakukan dengan dua metode, yaitu: Mengisolasi suatu lapisan yang ingin diuji. Menguji semua lapisan secara serentak Metode pengujian yang kedua memiliki durasi, biaya, dan resiko yang lebih kecil dibandingkan dengan metode pertama, namun hanya sedikit data reservoir untuk setiap lapisan yang dapat diketahui. Makalah ini membahas pengaruh karakteristik sumur dan reservoir dalam alokasi produksi. Dengan diketahuinya alokasi produksi ini, dapat diperkirakan cadangan tersisa (remaining reserve) tiap lapisan yang sangat menentukan nantinya dalam pemilihan lapisan untuk diprioritaskan dalam pengembangan selanjutnya atau peningkatan perolehan produksi (Enhance Oil Recovery). II. MODEL RESERVOIR Permasalahan tersebut dipecahkan dengan model sumur tunggal yang berproduksi dari dua lapisan. Model tersebut dibangun dengan menggunakan simulator, yang mewakili kondisi sumur dan reservoir tertentu, yaitu reservoir merupakan reservoir satu fasa, dimana hanya minyak yang diproduksikan dari reservoir. Kedalaman sumur diukur dari permukaan sampai bagian atas dari lapisan reservoir yang paling atas, dimana model reservoir berbentuk radial. Untuk itu, perlu diberikan batasan-batasan parameter dalam input pada simulator. Batasan yang digunakan adalah saturasi air dan gas awal harus lebih kecil dari saturasi kritiknya agar gas dan air tidak diproduksikan dari reservoir. Untuk mengantisipasi penambahan nilai saturasi gas di reservoir yang mengakibatkan saturasi gas lebih besar dari saturasi kritiknya, maka tekanan gelembung dibuat lebih kecil dari tekanan alir di dasar sumur. Tekanan gelembung (p b ) merupakan tekanan di mana fasa gas mulai keluar dari minyak. Reservoir berproduksi secara alami dengan mekanisme pendorongan adalah strong water drive. Data sifat fisik batuan reservoir yang digunakan dalam pembuatan makalah ini dapat dilihat pada Tabel 1 di bawah ini. Tabel 1. Data sifat fisik batuan reservoir Parameter Dimensi Harga φ fraksi 0.17 (sektor 1) 0.15 (sektor 2) S wi fraksi 0.20 S wcr fraksi 0.25 S gcr fraksi 0.10 S oi fraksi 0.80 S or fraksi 0.30 c f psi Skin fraksi 0 Besarnya input permeabilitas untuk model adalah seragam pada setiap arah x, y maupun z atau k x = k y =k z Data sifat fisik fluida reservoir dapat dilihat pada Tabel 2 di bawah ini. Tabel 2. Data sifat fisik fluida reservoir Parameter Dimensi Harga SG gas fraksi 0.7 SG minyak API 30 SG air fraksi 0.96 μ 14.7 psi cp c w psi E-06 Bw rb/stb T r F 200 p i psi 1700 p b psi TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

7 Data geometri reservoir dapat dilihat pada Tabel 3 di bawah ini. Tabel 3. Data geometri reservoir Parameter Dimensi Harga r e ft 1500 r w ft Jarak antar ft 30 lapisan III. PENENTUAN RASIO PRODUKSI Pada paper ini penentuan kontribusi tiap-tiap lapisan pada pengujian lapisan secara bersamaan, dilakukan dengan menggunakan pendekatan transmissivity ratio. Transmissivity ratio merupakan perbandingan antara kh suatu lapisan terhadap kh total. Secara matematis dapat ditulis seperti di bawah ini. ( kh) q 1 o, = ( kh) 1 + ( kh) 2 qo, total dimana lapisan1 o, total o, lapisan1 o, lapisan 2...(1) q = q + q...(2) Ruas kiri dari persamaan (1) adalah transmissivity ratio sedangkan ruas kanan merupakan flow ratio, yaitu perbandingan laju alir lapisan 1 terhadap laju alir total. Transmissivity ratio didapatkan dari hasil perhitungan secara analitik, sedangkan flow ratio didapatkan dari hasil simulasi dengan menggunakan CMG Simulator. Kedua rasio tersebut menyatakan production ratio. IV. PENGARUH KARAKTERISTIK SUMUR DAN RESERVOIR Persamaan (1) digunakan untuk reservoir dua lapis. Makalah ini hanya membahas pemakaian transmissivity ratio pada dua lapis reservoir dengan beberapa sensitivitas. Persamaan (1) diaplikasikan di lapangan dengan menggunakan beberapa asumsi, seperti: Properti fluida homogen untuk semua lapisan. Selisih tekanan reservoir terhadap tekanan alir sama pada setiap kedalaman. Tidak ada skin. Untuk mengetahui akurat atau tidaknya persamaan (1), maka dilakukan beberapa pengujian. Pengujian ini dibagi menjadi empat kategori, yaitu pengujian: 1. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi seluruhnya 2. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian. 3. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian 4. Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang tidak seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian dengan sensitivitas terhadap ketebalannya. Hasil dari ke-empat studi tersebut adalah sebagai berikut. 4.1 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi seluruhnya Model memiliki permeabilitas yang seragam pada tiap lapisan. Nilai permeabilitas yang digunakan divariasikan besarnya. Gambar 1 menunjukkan bentuk model yang digunakan. K 1, h 1 K 2, h 2 Gambar 1. Model reservoir untuk Kasus 4.1 Model dirun dengan menggunakan simulator sehingga diperoleh laju alir masing-masing lapisan dan laju alir total. Kemudian, dengan menggunakan pendekatan transmissivity ratio secara analitik, hasilnya dibandingkan dengan flow ratio yang didapat dari hasil simulasi. Selanjutnya, dibuat suatu grafik yang menunjukkan perbandingan keduanya. Gambar 2 menunjukkan grafik rasio simulasi vs rasio teoritik Zulhendra, Sem2 2007/2008 3

8 Dengan cara yang sama dengan pengolahan data pada kasus 4.1 dimana persamaan (1) dimodifikasi menjadi: ( kh) ( ) q 1a + kh 1b o, = ( kh) 1a + ( kh) 1b + ( kh) 2 qo, total lapisan1...(3), kita mendapatkan hasil seperti pada gambar 2. Gambar 2 menunjukkan grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk kasus 4.2. Gambar 2. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.1 Plot yang dihasilkan tidak jauh berbeda dari yang seharusnya. Tidak ada perbedaan yang signifikan dari hasil yang didapatkan dari hasil simulasi. Persentase kesalahan dari penggunaan flow ratio ini mendekati 0%. Dari penjelasan di atas, dapat ditarik suatu pemahaman bahwa keakuratan dalam perhitungan laju alir tiap lapisan menggunakan pendekatan transmissivity ratio sangat baik untuk kasus ini. 4.2 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang berbeda tiap lapisan yang diperforasi seluruhnya Model yang digunakan sama dengan kasus 4.1 tapi dilakukan sensitivitas terhadap nilai permeabilitasnya. Nilai permeabilitas pada lapisan paling atas dilakukan sensitivitas dari 1 md sampai dengan permeabilitasnya seragam atau k 1a sama dengan k 1b, sedangkan untuk lapisan bawah, besarnya ditetapkan sama nilainya. Ketebalan lapisan h 1a sama dengan h 1b. Perforasi dilakukan pada seluruh ketebalan reservoir. Gambar 3 menunjukkan bentuk model reservoir yang digunakan dalam simulasi. K 1a, h 1a K 1b, h 1b Gambar 4. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.2 Plot yang dihasilkan juga tidak jauh berbeda dari yang seharusnya bahkan bisa dikatakan sama. Tidak ada perbedaan yang signifikan dari hasil yang didapatkan dari hasil simulasi. Persentase kesalahan dari penggunaan flow ratio ini mendekati 0% Kesimpulan yang dapat diambil dari kasus ini adalah bahwa perhitungan alokasi produksi dengan menggunakan transmissivity ratio cukup baik untuk digunakan. 4.3 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian Model reservoir untuk kasus ini sama dengan model reservoir pada kasus 4.1 tetapi dengan interval perforasinya setengah dari ketebalan produktifnya. Gambar 5 menunjukkan bentuk model yang digunakan. K 2, h 2 Gambar 3. Model reservoir untuk Kasus TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

9 Gambar 5. Model reservoir untuk Kasus 4.3 Dari hasil running simulator, diperoleh data yang sama pada kasus-kasus sebelumnya. Kemudian perbandingan alokasi produksi yang didapat dari hasil simulasi diolah dengan dua metoda analitik yaitu dengan menggunakan ketebalan produktif total sebagai h 1 atau bisa dituliskan dengan: ( kh) q 1 o, lapisan1 =...(1) ( kh) 1 + ( kh) 2 qo, total dan yang kedua adalah dengan menggunakan ketebalan perforasi atau h p atau bisa dituliskan: ( kh) q p o, lapisan1 =...(4). kh + kh q ( ) p ( ) 2 o, total Hasil plot dapat dilihat pada gambar 6. K 1, h 1 K 2, h 2 Tabel 4. Persentase kesalahan penggunaan persamaan untuk kasus 4.3 persentase kesalahan maksimum, % Permeabilitas lapisan yang diperforasi Dengan Pers. 1 Dengan Pers Dari tabel 4 dapat dilihat bahwa penggunaan persamaan 1 pada pengujian Kasus 4.3 menghasilkan persentase perbedaan yang lebih besar. 4.4 Pengujian Dua Lapis Reservoir dengan permeabilitas yang tidak seragam tiap lapisan yang diperforasi sebagian dengan sensitivitas terhadap ketebalannya. Kasus 4.4 ini, merupakan gabungan sensitivitas dari kasus 4.2 dan kasus 4.3. Model reservoir kasus ini ditunjukkan pada gambar 7. K 1a, h 1a K 1b, h 1b K 2, h 2 Gambar 7. Model reservoir untuk Kasus 4.4 Gambar 6. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.3 Persentase kesalahan yang didapat dari kedua hasil adalah seperti terlihat pada table berikut. Pengolahan data dilakukan dilakukan seperti untuk kasus 4.2 yang menggunakan persamaan (3). Gambar 8 sampai dengan gambar 10 menunjukkan grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan yang berbeda-beda. Zulhendra, Sem2 2007/2008 5

10 Gambar 8. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 24 ft Gambar 11. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 24 ft Gambar 9. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 60 ft Gambar 12. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 60 ft Gambar 10. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 180 ft Gambar 13. Grafik rasio simulasi vs rasio teoritik untuk Kasus 4.4 untuk ketebalan 180 ft Kemudian, juga dilakukan pengolahan data dengan menggunakan persamaan dibawah ini: Penggunaan persamaan (5) untuk menentukan kontribusi tiap lapisan pada kasus-kasus diatas akan menghasilkan persentase kesalahan yang cukup besar, berkisar antara 1-20%. (kh )1a (kh )1a + (kh)2 = q o, lapisan1 qo, total...(5) Pada persamaan diatas, ketebalan yang digunakan adalah ketebalan perforasi yaitu h1a. Persamaan ini sama dengan persamaan (4). Hasil pengolahan data tersebut dapat dilihat pada gambar 11 sampai dengan gambar Perbandingan persentase kesalahan maksimum penggunaan persamaan yang digunakan dapat dilihat pada tebel berikut. TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

11 Tabel 5. Persentase kesalahan penggunaan persamaan untuk ketebalan 24 ft persentase kesalahan maksimum, % Permeabilitas lapisan yang diperforasi Dengan Pers.1 Dengan Pers Tabel 6. Persentase kesalahan penggunaan persamaan untuk ketebalan 60 ft persentase kesalahan maksimum, % Permeabilitas lapisan yang diperforasi, md Dengan Pers.1 Dengan Pers Tabel 7. Persentase kesalahan penggunaan persamaan untuk ketebalan 180 ft persentase kesalahan maksimum, % Permeabilitas lapisan yang diperforasi Dengan Pers.1 Dengan Pers Dari table diatas, dapat diketahui bahwa penggunaan persamaan (5) memberikan persentase kesalahan yang lebih kecil, bahkan mencapai setengah kali dibandingkan dengan persentase kesalahan jika menggunakan persamaan (1). Kesalahan penggunaan persamaan tersebut semakin kecil jika ketebalan reservoir semakin besar. Pada Setiap grafik, terdapat garis yang menunjukkan batas toleransi kesalahan 5%. Dianggap, kesalahan 5% masih dapat diterima pada perhitungan lapangan. Pada grafik untuk penggunaan persamaan 1, dapat dilihat bahwa persamaan dapat digunakan pada permeabilitas yang besar dan juga ketebalan yang lebih besar. Pada permeabilitas lapisan yang diperforasi 50 md, persamaan dapat digunakan sampai permeabilitas yang tidak diperforasi besarnya 25 md atau setengah dari yang diatasnya. Untuk permeabilitas yang diperforasi lebih besar, perbandingan permeabilitas dibawahnya semakin besar atau bisa dikatakan, persamaan semakin baik digunakan. Pada grafik untuk penggunaan persamaan 5, hampir semua nilai berada dalam taraf toleransi kesalahan yang dianggap diizinkan. Ini terlihat dari semua nilai berada dalam batas gradient sama dengan satu dan garis batas kesalahan 5%. Semakin besar permeabilitas, semakin baik digunakan. Demikian pula ketebalannya, semakin tebal lapisan produktifnya, semakin baik persamaan ini digunakan. V. KESIMPULAN 1. Alokasi produksi untuk 2 lapisan reservoir yang diproduksi secara commingle dan diperforasi pada seluruh ketebalan adalah: ( kh) q 1 o, lapisan1 =...(1) ( kh) 1 + ( kh) 2 qo, total atau bisa dimodifikasi menjadi: ( kh) ( ) q 1a + kh 1b o, lapisan1 =...(3) kh + kh + kh q ( ) 1a ( ) 1b ( ) 2 o, total 2. Penentuan kontribusi lapisan dengan menggunakan persamaan (1) pada kasus 4.1 dan 4.2 memberikan persentase perbedaan 0%. 3. Penentuan kontribusi lapisan dengan menggunakan persamaan (1) atau persamaan (3) pada kasus 4.3 dan 4.4 dimana interval perforasinya setengah dari ketebalan produktifnya memberikan persentase perbedaan mencapai dalam kisaran 1-20%. 4. Persentase kesalahan pada poin 3 dapat diperkecil jika digunakan persamaan (4) atau Zulhendra, Sem2 2007/2008 7

12 persamaan (5) atau secara umum dapat ditulis: ( kh) q p o, lapisan1 =...(5) ( kh) p + ( kh) 2 qo, total dimana yang digunakan adalah kh pada lapisan yang diperforasi. Persentase kesalahannya bahkan dapat dikurangi mencapai setengah dari persentase kesalahn jika digunakan persamaan (1) ataupun (3). 5. Semakin besar ketebalan reservoir, penggunaan transmissivity ratio akan menghasilkan persentase perbedaan yang semakin kecil. VI. SARAN Mengingat penentuan kontribusi tiap lapisan pada sumur commingle dengan cara menguji semua lapisan reservoir secara bersamaan memiliki kelebihan dari segi ekonomi, maka perlu dilakukan studi lebih lanjut dengan data yang lebih variatif terhadap model. VII. DAFTAR SIMBOL k x, k y, k z = permeabilitas absolut pada arah x, y dan z, md S wi = saturasi air awal, fraksi S wcr = saturasi air kritik, fraksi S wc = saturasi air konat, fraksi S gcr = saturasi gas kritik, fraksi S oi = saturasi minyak awal, fraksi S or = saturasi minyak sisa, fraksi k ro = permeabilitas relatif minyak, fraksi c f = kompresibilitas batuan, psi -1 SG = Spesific Gravity, fraksi c w = kompresibilitas air, psi -1 B w = faktor volum formasi air, RB/stb c o = kompresibilitas minyak, psi -1 p r = tekanan reservoir, psi p b = tekanan titik gelembung, psi T r = temperatur reservoir, o F p i = tekanan awal reservoir, psi r e = jari-jari pengurasan, ft r w = jari- jari lubang sumur, ft h = ketebalan reservoir, ft A = luas daerah pengurasan, ft 2 B o = faktor volum formasi minyak, RB/STB kh = transmissivity, md-ft p wf = tekanan alir sumur, psi q o = laju alir minyak, STB/d c t = kompresibilitas total, psi -1 Huruf Yunani φ = porositas, fraksi μ o = viskositas minyak, cp = viskositas air, cp μ w Subskrip o = minyak w = air p = perforated VIII. UCAPAN TERIMA KASIH Penulis mengucapkan banyak terima kasih kepada DR. Ir. Taufan Marhaendrajana. sebagai pembimbing yang memberikan nasehat dan ideide yang berharga, dan Mas Amega serta M.Ridho,ST yang telah mengajarkan software CMG. Penulis juga mengucapkan terima kasih kepada perusahaan software simulasi reservoir CMG yang telah mengizinkan penulis untuk menggunakan software CMG untuk menyelesaikan makalah ini. IX. DAFTAR PUSTAKA 1. Ahmed, Tarekh., Reservoir Engineering Handbook, Texas: Gulf Publishing Company, Economides, M.J., Hill, A.D., Ehlig- Economides, Christine., Petroleum Production System, New Jersey: Prentice Hall, Raghavan, R., Chen, J.C., Reynolds, A.C.,: Pseudoskin caused by Partial Penetration, SPE, December Ridho, M., Pengaruh Perbedaan Jari-jari pengurasan dan Posisi Sumur dalam Menentukan Kontribusi Lapisan Produktif, Tugas Akhir Program Studi Teknik Perminyakan ITB, Juli TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

13 LAMPIRAN A DATA PVT Zulhendra, Sem2 2007/2008 9

14 Data PVT P,psi Rs,scf/STB Bo,RB/STB Bg,RB/scf Vis Oil,cp Vis Gas,cp TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

15 LAMPIRAN B DATA SCAL Zulhendra, Sem2 2007/

16 Data SCAL Sw Krw Kro So Krg Kro TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008