PREDIKSI KUMULATIF PRODUKSI PADA RESERVOIR TIGHT GAS DENGAN METODE LAJU ALIR MAKSIMUM TUGAS AKHIR. Oleh: GUSRIYANSYAH NIM :

Transkripsi

1 0 PREDIKSI KUMULATIF PRODUKSI PADA RESERVOIR TIGHT GAS DENGAN METODE LAJU ALIR MAKSIMUM TUGAS AKHIR Oleh: GUSRIYANSYAH NIM : Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010

2 1 PREDIKSI KUMULATIF PRODUKSI PADA RESERVOIR TIGHT GAS DENGAN METODE LAJU ALIR MAKSIMUM TUGAS AKHIR Oleh: GUSRIYANSYAH NIM : 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.. (Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah) NIP :

3 1 Prediksi Kumulatif Produksi pada Reservoir Tight Gas dengan Metode Laju Alir Maksimum Gusriyansyah * Prof. Dr. Ir. Doddy abdassah ** *) Mahasiswa Tingkat Akhir Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing, Dosen Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung SARI Tight Gas Reservoir merupakan reservoir gas dengan permeabilitas 0.1 md, salah satu sifat unik yang dimiliki oleh reservoir ini adalah produksi yang besar diawal, kemudian mengalami rapid decline, dan akhirnya mengalami kondisi steady state yang cukup lama. Salah satu syarat dalam kontrak jual beli gas adalah kemampuan untuk berproduksi dengan laju alir tertentu selama waktu tertentu (plateau rate). Namun, pada reservoir ini sulit untuk diprediksi kumulatif produksinya dan juga laju alirnya karena jarak antara periode transient dan steady state ini biasanya dalam jangka waktu yang cukup panjang. Oleh karena itu, untuk mengkuantifikasi jumlah produksi gas yang mampu diproduksi oleh reservoir ini agak sulit. Tugas akhir ini mencoba membahas mengenai prediksi kumulatif produksi pada Tight Gas Reservoir dengan menggunakan metode laju alir maksimum agar dapat dijadikan pijakan pengambilan keputusan dalam penentuan laju alir yang dapat dipertahankan selama masa plateau rate. Kata Kunci : Tight Gas Reservoir, Plateau rate, Kumulatif Produksi, Laju alir maksimum ABSTRACT Tight gas reservoir is a reservoir that has permeability 0.1 md, one of its unique characteristic is high production rate in the beginning and then suddenly drop and perform a rapid decline, and finally flows in steady state condition for a long time. One of trading contract requirements for gas is its ability to produce with specific rate for specific time (plateau rate). The problem is, in this kind of reservoir the cumulative production is hard to predict and also its rate because the difference between transient period to steady state period takes a long time. Because of that, to quantify gasses that can be produced by this reservoir is tight is not easy. This final project trying to discuss about cumulative production prediction in tight gas reservoir using maximum rate method, so that can be used for defining optimum rate that can be held during plateau rate condition. Keywords : Tight Gas Reservoir, Plateau Rate, Cumulative Production, Maximum Rate 1. PENDAHULUAN Kebutuhan energi yang semakin meningkat menyebabkan keberadaan reservoir-reservoir gas non-konvensional seperti tight gas, coalbed methane, dan gas hydrate menjadi suatu peluang besar untuk dieksploitasi. Reservoir gas non-konvensional umumnya memiliki cadangan /IGIP yang mempunyai potensi produksi jangka panjang, apalagi jika harga gas yang cukup menarik dan permintaan yang semakin meningkat akan membuat gas dari reservoir non- konvensional menjadi sumber energy andalan di masa depan. Menurut studi yang ada, cadangan dari tight gas reservoir lebih besar dari cadangan gas konvensional, berdasarkan pada konsep piramida cadangan (Gambar 1). Setiap eksploitasi gas bumi dan pengirimannya ke konsumen memerlukan laju alir tertentu untuk rentang waktu tertentu atau yang dikenal dengan plateau rate. Untuk menentukan besarnya plateau rate tersebut diperlukan nilai laju alir maksimum dan juga kuantitas produksi

4 2 maksimum dari reservoir gas tersebut. Tujuan yang akan dicapai adalah prediksi kumulatif produksi dari suatu reservoir tight gas dengan laju alir tertentu dan parameter reservoir tertentu. 2. KARAKTERISASI TIGHT GAS RESERVOIR Istilah tight gas reservoir tidak memiliki definisi baku dan penggunaan istilah ini bervariasi sesuai penggunaannya. Law and Curtis (2002) 3 mendefinisikan tight reservoir adalah reservoir dengan permeabilitas rendah lebih kecil dari 0.1 md. German Society of Petroleum and Coal Science and Technology mendefinisikan tight gas reservoir adalah reservoir gas dengan ratarata permeabilitas efektif kurang dari 0.6 md. Pada umumnya istilah tight gas reservoir merupakan sandstone yang mengandung gas atau matriks karbonat yang memiliki permeabilitas in-situ gas kurang dari 0.1 md 4. Dari segi porositas, banyaknya semen menyebabkan nilai porositas pada tight gas reservoir juga kecil. Pada reservoir gas konvensional pori-pori batuannya saling berhubungan sehingga memungkinkan gas untuk mengalir, sedangkan pada tight gas reservoir pori-pori batuannya tidak beraturan sehingga menjadikan porositasnya jauh dibawah reservoir konvensional. Dari sisi produksi, reservoir tight gas memiliki keunikan, yaitu produksi tinggi di awal, karena biasanya reservoir jenis ini memiliki tekanan abnormal, namun dengan segera akan menurun drastis/rapid rate decline (Gambar 2). Sumur dengan performa produksi seperti ini akan sulit untuk memenuhi syarat/batasan penjualan, karena pada umumnya, gas dijual dalam bentuk suatu kontrak jual-beli gas yang menuntut tersedianya suplai gas dengan laju alir tertentu dalam jangka waktu tertentu juga. Oleh karena itu, disebabkan juga oleh teknologi yang digunakan dalam pengembangan dan eksploitasi reservoir gas ini, maka diperlukan suatu strategi khusus dalam produksinya. Untuk membuat strategi produksi ini, diperlukan data laju alir maksimum dan kumulatif produksi maksimum yang mampu dihasilkan oleh reservoir tight gas. 3. METODOLOGI PENELITIAN 3.1. Pemodelan Numerik Pada penelitian ini, reservoir dimodelkan dengan menggunakan pemodelan numerik dengan simulator CMG. Hasil simulasi berupa kumulatif produksi terhadap waktu produksi dengan mengunakan parameterparameter tertentu. Area reservoir adalah sebesar 1867*1867 ft 2 dengan kartesian grid. Model yang dibuat memiliki beberapa ketebalan sesuai dengan jumlah layernya. Property reservoir diambil dari paper SPE PA-P (data properti terlampir pada tabel 1). Model reservoir yang digunakan adalah kubikal, yang memiliki batasan-batasan yaitu bersifat, tidak ada aquifer/water influx, fluidanya merupakan gas kering, formasi batuan pasir kompak dengan porositas primer, sifat fisik batuan formasi diantaranya : homogen isotropic, porositas, permeabilitas, kompresibilitas batuan, dan ketebalan lapisan konstan (tidak berubah menurut perubahan tekanan selama produksi); reservoir tersebut dipenetrasi dengan sumur tunggal dan diperforasi pada seluruh interval lapisan produktif, dan dikondisikan sebagai sumur yang sudah direkahkan secara hidrolik, sedangkan tekanan awal seragam diseluruh reservoir (Gambar 3). Rekahan yang digunakan adalah rekahan vertical dimana ujung-ujung rekahan memiliki jarak yang sama terhadap sumur (equal wing length). Tipe grid yang digunakan adalah logaritmik dimana ukuran grid pada arah sumbu x dan y bertambah pada ratio tetap untuk membuat perhitungan

5 3 pada simulator lebih detil terutama pada lubang sumur dan ujung-ujung rekahan (Gambar 4). Model akan disimulasikan dengan tujuan mendapatkan performa produksi dari reservoir tersebut, dengan melakukan perubahan pada beberapa variable, yaitu laju alir gas, Initial Pressure, Jumlah Layer (ketebalan reservoir), panjang rekahan (fracture half length), dan juga permeabilitas reservoir. Perubahan parameter/variable ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh dari variable tersebut terhadap kumulatif produksi gas pada model untuk selanjutnya diharapkan sebuah korelasi yang dapat digunakan untuk menentukan kumulatif produksi gas tanpa melakukan simulasi Sensitivitas Analisa sensitivitas digunakan untuk melihat pengaruh dari parameter/variable yang akan diubah-ubah nilainya terhadap nilai kumulatif produksi gas pada reservoir tight gas model. Range Sensitivitas ada pada lampiran (Tabel 2) Mengembangkan Korelasi Hasil dari analisa sensitivitas digunakan untuk menghasilkan sebuah korelasi dari kumulatif produksi. Prosedur dalam penurunan korelasi adalah sebagai berikut: a. Ambil beberapa jumlah data untuk analisa sensitivitas terhadap kumulatif produksi b. Selidiki pengaruh dari setiap parameter/variabel terhadap kumulatif produksi dan lihat hubungan antara keduanya c. Buat sebuah korelasi numerik dari hubungan setiap variabel terhadap kumulatif produksi (Gp) seperti dibawah ini : d. Kembangkan sebuah persamaan logaritmik dari persamaan diatas. e. Analisa pengaruh dari masing-masing variabel terhadap kumulatif produksi dengan menggunakan regresi multivariabel f. Setelah diperoleh nilai dari masingmasing konstanta, kembalikan persamaan logaritmik menjadi persamaan awal. 4. HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1. Analisa Sensitivitas Semua variabel yang mempengaruhi jumlah kumulatif produksi gas pada reservoir tight gas dianalisa pengaruhnya terhadap kenaikan nilai kumulatif produksi. Pada gambar 5 terlihat bahwa kenaikan pada besarnya permeabilitas reservoir mempengaruhi kenaikan kumulatif produksi. Hal ini memperlihatkan bahwa permeabilitas semakin memudahkan fluida gas yang ada untuk mengalir sehingga menaikkan jumlah kumulatif produksi. Pada gambar 6 terlihat bahwa semakin banyak jumlah layer yang diproduksi akan menaikkan jumlah kumulatif produksi, hal ini menunjukkan bahwa suatu reservoir tight gas yang mempunyai banyak layer akan meningkatkan produksi. Pada gambar 7 terlihat bahwa semakin panjang rekahan yang dibuat pada reservoir akan mempengaruhi besarnya kumulatif produksi gas. Hal ini menunjukkan bahwa gas lebih mudah mengalir jika pada reservoir tersebut dibuat rekahan yang lebih besar. Pada gambar 8 terlihat bahwa tekanan initial reservoir juga mempengaruhi julah kumulatif produksi gas, karena semakin besar nilai tekanan initialnya maka jumlah gas yang dapat terproduksi akan semakin besar. Perbedaan tekanan yang besar akan mempengaruhi laju alir dari fluida gas yang ada. Pada gambar 9 terlihat bahwa laju alir maksimum yang besar akan menaikkan kumulatif produksi. Laju alir maksimum ini sangat berpengaruh pada penentuan laju alir konstan yang mampu dibuat oleh reservoir dalam jangka waktu tertentu.

6 4 Dari analisa sensitivitas ini terlihat bahwa semua variabel mempengaruhi kenaikan jumlah kumulatif produksi gas. Namun, tidak semua variabel bisa diubah dan diperbesar dengan mudah. Karena itu, hal yang paling mudah dalam menaikkan kumulatif produksi adalah dengan mengatur besarnya laju alir maksimum sehingga dalam penelitian ini laju alir maksimum dianggap sebagai factor yang paling berpengaruh terhadap kenaikan kumulatif produksi Pengembangan Korelasi Setelah dilakukan perubahan pada variabelvariabel diatas, dilakukan simulasi produksi pada reservoir dan diambil data nilai kumulatif produksinya. Dari sekitar lebih dari 200 data tersebut dicari korelasi antara berbagai macam variabel dengan kumulatif produksi. Dengan menggunakan regeresi linier diperoleh persamaan sebagai berikut : Korelasi ini diperoleh dengan regresi multivariable dengan R 2 sebesar kemudian unutk menguji persamaan ini dilakukan perbandingan dengan data yang diperoleh dari simulasi. Rata-rata error yang diperoleh adalah sebesar 3.72%. hal ini memperlihatkan bahwa korelasi ini sudah cukup dapat mewakili hasil dari simulasi. 5. PENERAPAN KORELASI 5.1. Perhitungan laju alir maksimum Hitunglah laju alir maksimum dari reservoir tight gas yang mempunyai IGIP sebesar 6x10 9 Scf dengan RF sebesar 60%, dan mempunyai P i = 5500 psi, Xf = 412 ft, Permeabilitas sebesar 0.06 md. Reservoir ini mempunyai 4 layer yang semuanya diproduksikan secara bersamaan. Solusi : Terlebih dahulu hitung kumulatif produksi dengan mengalikan IGIP dengan RF. Gp = 3x = 3.6x10 9 Bscf. Kemudian masukkan nilai ini dan data yang lainnya kedalam persamaan 3.6x10 9 = Qmaks Qmaks = 520 Mscf/d. Pada kasus ini, laju alir maksimum adalah sebesar 520 Mscf/d. oleh karena itu, untuk mencapai plateau rate reservoir sebaiknya diproduksikan dengan laju alir lebih kecil dari laju alir maksimum ini Perhitungan RF maksimum Hitunglah RF maksimum dari suatu reservoir tight gas yang mempunyai IGIP sebesar 9x10 9 Scf dengan P i = 6000 psi, Xf = 634 ft, Permeabilitas sebesar 0.07 md. Reservoir ini mempunyai 5 layer yang semuanya diproduksikan secara bersamaan dengan laju alir maksimum sebesar 1500 Mscf/d Solusi : Masukkan data yang ada kedalam persamaan Gp= Gp= 5.524x10 9 Scf RF = (5.524/9) x 100% = 61%. Untuk kasus yang ini, kita bisa mengusulkan untuk menaikkan nilai RF maksimum dengan cara memperbesar nilai laju alir maksimum, misalnya menjadi 2000 Mscf/d Panjang Rekahan(X f ) Optimal Hitunglah panjang rekahan optimal dari reservoir tight gas yang mempunyai IGIP 4x10 9 Scf dan RF yang diinginkan sebesar 80%. Reservoir mempunyai P i sebesar 5000 psi dan permeabilitas sebesar 0.05 md. Reservoir ini mempunyai 3 layer yang semuanya diproduksikan secara bersamaan dengan laju alir maksimum sebesar 1700 Mscf/d. Solusi : Gp = 4x = 3.2x10 9 MMscf Masukkan nilai Gp dan parameter yang lainnya kedalam persamaan korelasi,

7 5 3.5x10 9 = X f X f = 385 ft. Pada kasus ini, untuk memperoleh RF sebesar 80%, diperlukan perekahan hidrolik dengan nilai X f sebesar 385 ft. 6. KESIMPULAN a. Data laju alir maksimum dan kumulatif produksi dapat digunakan untuk menentukan laju alir dalam plateau rate. b. Sebuah korelasi baru diajukan untuk menghitung kumulatif produksi maksimum yang dapat dicapai oleh reservoir tight gas. c. Korelasi ini juga dapat digunakan untuk menghitung laju alir maksimum, RF maksimum, dan juga panjang X f maksimum. 7. REKOMENDASI a. Mencoba menggunakan korelasi dengan menggunakan data lapangan yang sebenarnya b. Diadakan analisa sensitivitas kenaikan kumulatif produksi terhadap parameter yang lainnya. 8. UCAPAN TERIMA KASIH Penyusun mengucapkan terimakasih kepada Allah SWT atas selesainya tugas akhir ini dengan tepat waktu. Terima kasih juga untuk keluarga atas dukungan dan doa yang diberikan. Terima kasih juga penulis ucapkan kepada dosen pembimbing Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah atas bimbingan dan bantuannya selama tugas akhir ini. Terima kasih untuk dosen wali mas Leksono Mucharam yang telah menjadi orang tua selama kuliah di Teknik Perminyakan. Terima kasih untuk seluruh dosen yang telah telaten dan sabar mendidik kami. Terima kasih untuk seluruh staf TU akademik dan laboratorium atas bantuannya selama ini. Terima kasih juga diucapkan kepada seluruh teman-teman mahasiswa Teknik Perminyakan angkatan 2006 khususnya dan juga angkatan yang lain pada umumnya atas sumbangan semangat dan doa yang telah diberikan. Terima kasih juga penyusun ucapkan pada Novita Eka Sari atas dukungan, semangat, doa, dan bantuan yang diberikan sehingga tugas akhir ini dapat diselesaikan dengan baik. 9. DAFTAR PUSTAKA Cheng, Y, Lee, W.J., and McVay, D.A. Improving Reserves Estimates from Decline Curve Analysis of Tight and Multilayer Gas Wells. Paper SPE PA-P Law, and Curtis Introduction to Unconventional Petroleum System. AAPG Bulletin Holditch, Stephen A., Jennings, James W., Neuse, Stephen H., and Wyman, Richard E. The Optimization of Well Spacing and Fracture Length in Low Permeability Gas Reservoir. Paper SPE Number Stotts, Garth W.J., Anderson, David M., and Mattar, Louis Evaluating and Developing Tight Gas Reserves-Best Practices. Paper SPE number Abdassah, Doddy Teknik Gas Bumi (Diktat Mata Kuliah). Bandung, 1998 Archer, J.S., and Wall, C.G., - Petroleum Engineering Principles and Practice Graham and Trotman Ltd., London 1986 Aziz, Khalid. Petroleum Reservoir Simulation Applied Science Publishers LTD, London 1979 Irawan, Henry Tesis: Strategi Produksi Sumur Gas pada Tight Gas Formation: Penjadwalan Produksi. Institut Teknologi Bandung Putra, Ardhian Pradhana. Tugas Akhir : A New Correlation to Evaluate Horizontal Wells with Multiple Transverse Hydraulic Fractures in Low Permeability Reservoirs. Institut Teknologi Bandung

8 6 Tabel 1. Data property Reservoir 1 Reservoir Temperature 250 F Initial Reservoir Pressure 5000 psi Net- Pay Thickness 150 ft Gas Porosity 0.06 Fracture Conductivity 100 md-ft Bottom hole Flowing 1000 psi Pressure Gas Gravity 0.65 Initial Gas Viscosity cp Initial Gas Compressibility 1.2 x 10E- 4 /psi Initial Gas Production Rate 2000 Mscf/D Tabel 2. Range Parameter Parameter Range Laju Alir Maksimum (Qmaks) Pressure Initial (Pi) Permeabilitas Res (Kres) Panjang Rekahan (Xf) Jumlah Layer (N) 3-5 Tabel 3. Nilai Konstanta pada Korelasi Konstanta Nilai C C C C C C Tabel 4. Perbandingan Nilai Antara Korelasi dan Simulasi N q Pi Xf K res Gp Prediksi Error (%)

9 7 Gambar 1. Piramida Cadangan 2 Gambar 2. Performa Produksi Tight Gas 2) Gambar diambil dari Presentasi Prof.Dr.Ir. Doddy Abdassah pada seminar YPE, ITB Bandung 2009

10 8 Gambar 3. Model 3D Reservoir Gambar 4. Model Reservoir dengan rekahan

11 Kres vs Gp y = 0.001e 1.495x R² = Kres (md) Gp (Bscf) Gambar 5. Kres vs Kumulatif Produksi 6 N Layer vs Gp y = 0.766e 0.498x R² = N Layer Gp (Bscf) Gambar 6. Jumlah (N) Layer Vs Kumulatif Produksi

12 10 Xf (ft) Xf vs Gp y = 1E-07e 7.638x R² = Gp (Bscf) Gambar 7. Xf vs Kumulatif Produksi Pi vs Gp y = 1146.e 0.510x R² = Pi (psi) Gp (Bscf) Gambar 8. Pi vs Kumulatif Produksi

13 q vs Gp y = 263.0e 0.72x R² = q (Mscf/d) Gp (Bscf) Gambar 9. Qmaks vs Kumulatif Produksi Kumulatif Produksi vs Time (3 Layer) Pi = 6000 Psia Xf = 634 ft Kf = md Kr = 0.1 md Kumulatif Produksi (x 10 Mscf) Qmaks =1000 Q Maks =1500 Q Maks =2000 Time (day) Gambar 10. Kumulatif Produksi 3 Layer dengan Qmaks tertentu

14 12 Kumulatif Produksi (x10 Mscf) Kumulatif Produksi vs Time (4 Layer) Time (day) Pi = 6000 Psia Xf = 634 ft Kf = md Kr = 0.1 md Q Maks =1000 Q Maks =1500 Q Maks =2000 Gambar 11. Kumulatif Produksi 4 Layer dengan Qmaks tertentu Kumulatif Produksi vs Time (5 Layer) Pi = 6000 Psia Xf = 634 ft Kf = md Kr = 0.1 md Kumulatif Produksi (x10mscf) Q Maks =1000 Q Maks =1500 Q Maks = Time (day) Gambar 12. Kumulatif Produksi 5 Layer dengan Qmaks tertentu

15 13 Kumulatif Produksi (x10mscf) Kumulatif Produksi vs Time (Q Maks = 1000 Mscf) Time (day) Pi = 6000 Psia Xf = 634 ft Kf = md Kr = 0.1 md 3 Layer 4 Layer 5 Layer Gambar 13. Kumulatif Produksi Qmaks=1000 MMscf dengan Layer tertentu Kumulatif Produksi vs Time (Q Maks = 1500 Mscf) Pi = 6000 Psia Xf = 634 ft Kf = md Kr = 0.1 md Kumulatif produksi (x10mscf) Layer 4 Layer 5 Layer Time (day) Gambar 14. Kumulatif Produksi Qmaks=1500 MMscf dengan Layer tertentu

16 14 Kumulatif produksi (x10 Mscf) Kumulatif Produksi vs Time (Q Maks = 2000 Mscf) Time (day) Pi = 6000 Psia Xf = 634 ft Kf = md Kr = 0.1 md 3 Layer 4 layer 5 Layer Gambar 15. Kumulatif Produksi Qmaks=2000 MMscf dengan Layer tertentu

17 15 Data Hasil Running Simulasi dan Perbandingannya dengan Perhitungan Korelasi N layer q (Mscf) Pi (psia) Xf (ft) K res (md) Cum Prod (ft3) Prediksi (ft3) Error (%)

18

19

20

21