Teknik Reservoir

Dosen: Dr. Ir. Dyah Rini Ratnaningsih, MT. Dr. Ir. Yosaphat Sumantri, MT. Ir. Sunindyo, MT. Ratna Widiyaningsih, ST, MSc. Endah Widiyaningsih, ST, MT.

Deskripsi Mata Kuliah Memahami konsep teknik reservoir, meliputi: - wadah, - isi dan kondisi, - jenis mekanisme pendorong yang menggerakkan sistem fluida di dalam reservoir, - kandungan hidrokarbon mula-mula, - cadangan (reserves), - ultimate recovery, - recovery factor, - kesetimbangan materi di dalam reservoir, dan - perkiraan cadangan-sisa (remaining reserves) hidrokarbon.

Kompetensi Mata Kuliah: 1.

Mampu menjelaskan reservoir hidrokarbon yang terdiri dari komponen: wadah, isi dan kondisi.

2.

Memahami dan mendeskripsikan jenis mekanisme pendorong reservoir.

3.

Mampu melakukan perhitungan kandungan mula-mula dan perkiraan cadangan hidrokarbon secara volumetris, baik untuk reservoir yang homogen maupun heterogen.

4.

Mampu mengklasifikasikan dan memperkirakan cadangan hidrokarbon.

5.

Mampu memahami konsep kesetimbangan materi dari sistem eksploitasi reservoir hidrokarbon.

6.

Mampu melakukan perhitungan perkiraan kandungan hidrokarbon mula-mula berdasarkan konsep kesetimbangan materi (material balance).

7.

Mampu melakukan penyederhanaan bentuk persamaan kesetimbangan materi dalam bentuk linier.

8.

Mampu melakukan perhitungan perkiraan cadangan sisa reservoir hidrokarbon berdasarkan data penurunan produksi (decline curve).

Literatur Wajib: 1. Craft , B.C. dan Hawkins, M.F., “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Second Ed., Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey, 1991. 2. Dake L.P.,“Fundamentals of Reservoir Engineering”, Development in Petroleum Science 8, Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam – Oxford - New York, 1978. 3. Ahmed Tarek, “Reservoir Engineering Handbook”, 2nd Ed., Gulf Publishing Company, Boston, London, Auckland, Johannesbourg, Melbourne, New Delhi, 2001.

1. Clark Norman J., ”Element of Petroleum Reservoir”, Henry L. Doherty Service, Revised Edition, AIME Inc, Dallas. 2. Cole , F.W., “Reservoir Engineering Manual”, Gulf Publishing Company, Houston Texas, 1961. 3. Ahmed Tarek dan Mc Kinney, P.D.,”Advanced Reservoir Engineering”, Gulf Professional Publishing, Burlington, Linacre House, 2005. 4. Satter A., Ph.D dan Thakur G.C., Ph.D, “Integrated Petroleum Resevoir Management: A Team Approach”, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1994. 5. SPEJ dan JPT.

PENILAIAN 1 2 3 4 5

Kehadiran Keaktifan di kelas Tugas/Presentasi Ujian Tengah Semester Ujian Akhir Semester Jumlah

10 % 10 % 20 % 30 % 30 % 100 %

Aturan Perkuliahan Keterlambatan datang dikelas: •Toleransi 10 menit Sikap dan Etika di kelas: •Sopan •Berpakaian rapi •No food and drink •Tidak merokok •Shoes on feet •No sleepy face

Strongly Recommended: 1.Sebelum dan sesudah mengikuti kuliah/presentasi: • Membaca modul, textbooks, catatan sendiri (jika ada) • Mengerjakan PR dan tugas sendiri (salah benar bukan kriteria, tapi yang penting understanding) • Diskusi dengan classmates • Bertanya kepada dosen/asisten. 2.Saat mengikuti kuliah/presentasi: • Mencatat seperlunya (TIDAK MENYALIN) • Bertanya.

PEMBAGIAN TUGAS • Kelas dibagi ke dalam 6 kelompok • Masing-masing kelompok bertugas mempelajari dan mempresentasikan 1 pokok bahasan (akan diundi). • Anggota kelompok lain bertugas bertanya pada saat suatu kelompok presentasi. • Bagi anggota kelompok penyaji, penilaian di dasarkan atas kualitas presentasi dan jawaban terhadap pertanyaan dari kelompok lain. • Masing-masing anggota kelompok penyaji harus melakukan presentasi dengan sebaik-baiknya (pembagian materi presentasi didasarkan kesepakatan kelompok ybs.). • Bagi anggota kelompok bukan-penyaji, penilaian di dasarkan atas keaktifan dan kualitas pertanyaan yang diajukan. • Bahan presentasi didasarkan pada modul kuliah dan bisa ditambah dari sumber lain yang relevan.

TABEL BAHAN KAJIAN sd. UTS • Kelompok-1: : Wadah, isi dan kondisi reservoir dan jenis reservoir berdasarkan perangkapnya. • Kelompok-2: Jenis eservoir berdasarkan fasa fluida dan mekanisme pendorongnya. • Kelompok-3: Review sifat-sifat fisik batuan reservoir. • Kelompok-4: Review sifat-sifat fisik fluida reservoir. • Kelompok-5: Klasifikasi cadangan hidrokarbon. • Kelompok-6: Perkiraan cadangan dengan metode Volumetris.

DEFINISI RESERVOIR Reservoir adalah batuan yang porous dan permeable yang menjadi tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon (minyak dan/atau gas) di bawah permukaan tanah, yang memiliki suatu sistem tekanan yang tunggal. porous (berpori)  berkaitan dgn storativity permeable (lolos air)  berkaitan dgn productivity

Unsur Penyusun Reservoir Wadah: Batuan Reservoir Lapisan tudung (cap rock) Perangkap (trap)

KOMPONEN RESERVOIR

Isi: Fluida Reservoir (hidrokarbon, air formasi)

Kondisi: P dan T

GENERATION, MIGRATION, AND TRAPPING OF HYDROCARBONS

Seal Fault (impermeable)

HC-water contact (HCWC)

Migration route Seal

Hydrocarbon accumulation in the reservoir rock

Top of maturity Source rock

Reservoir rock

CONTOH-CONTOH RESERVOIR HIDROKARBON

A. Wadah (Batuan Reservoir) • Batupasir: - Orthoquartzite - Graywacke - Arkose (ketiga macam batupasir tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda-beda sesuai dengan sumber dan proses sedimentasinya). • Batuan Karbonat • Shale

Sifat Fisik Batuan Reservoir        

Porositas Kompresibilitas Permeabilitas absolut Saturasi fluida Wetabilitas Tekanan Kapiler Permeabilitas Efektif dan Relatif Sifat Kelistrikan

B. Isi (Minyak, Gas, dan Air Formasi)  Sifat fisik minyak: - Densitas minyak -

Viskositas minyak Kelarutas gas dalam minyak Faktor volume formasi minyak Koefisien kompresibilitas minyak.

 Sifat fisik gas: - Densitas gas - Viskositas gas - Faktor kompresibilitas gas - Faktor volume formasi gas - Koefisien Kompresibilitas gas.

 Sifat fisik air formasi: - Densitas air formasi - Viskositas air formasi - Kelarutan gas dalam air formasi - Faktor volume formasi air - Koefisien Kompresibilitas air formasi.

C. Kondisi Reservoir • Kondisi reservoir meliputi tekanan reservoir dan temperatur reservoir. • Kondisi reservoir sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan maupun fluida reservoir (minyak, gas dan air formasi). • Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalamaan reservoir. Reservoir yang kedalamannya berbeda, tekanan dan temperaturnya juga berbeda .

C.1. Tekanan Reservoir • Tekanan reservoir adalah tekanan fluida yang ada di dalam pori-pori batuan reservoir. • Tekanan reservoir menyebabkan terjadinya aliran fluida di dalam reservoir ke dalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif lebih rendah. • Tekanan reservoir akan berkurang (turun) sejalan dengan lama waktu produksi (banyaknya fluida reservoir yang terproduksi).

Tekanan yang bekerja di dalam reservoir pada dasarnya disebabkan oleh : 1. Ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive reservoir, tenaga ini disebut dengan body force. Karena pengaruh gravitasi akibat perbedaan densitas antara minyak dan gas maka gas yang terpisah dari minyak akan terakumulasi pada puncak reservoir menjadi tudung gas. Pengembangan tudung gas ini dapat mendorong minyak mengalir kedalam sumur produksi. 2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya tekanan hidrostatik dan/atau beban formasi di atasnya (overburden). 3. Pengembangan gas yang semula terlarut di dalam minyak pada reservoir solution gas drive. Perbedaannya dengan reservoir gas cap drive adalah bahwa gas yang terjadi (terbebaskan dari minyak) tidak terperangkap di dalam pori-pori batuan tetapi mengalir bersama minyak ke dalam sumur produksi. 4. Tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.

Pc or height

Zona Non-Wetting P90 h = Pc / ∆f .g

Zona Transisi

P50

P10

Free Water Level 0,20

1,00

C.2. Temperatur Reservoir • Keadaan batuan kulit bumi, makin kedalam temperaturnya makin tinggi. Dengan anggapan ini, maka temperatur batuan formasi atau reservoir akan bertambah dengan bertambahnya kedalaman. • Td = Ta + Gt D dimana : Td : Temperatur formasi pada kedalaman D ft, oF Ta : Temperatur permukaan rata-rata, oF Gt : Gradien temperatur, oF/100 ft D : Kedalaman, ratusan ft.

Dasar-Dasar

Klasifikasi Reservoir Dasar

Jenis-jenis Reservoir

Komposisi Batuan

Sandstone (batupasir), carbonate, shaly sand, fractured shale

Sementasi Butiran

Friable, unconsolidated, consolidated

Sistem Porositas

Single porosity, dual porosity

Jenis Perangkap

Struktur, stratigrafi, kombinasi

Sistem Hidrokarbon

Heavy oil, light oil, condensate, wet gas, dry gas

Mekanisme Pendorong

Gas cap, solution gas, water aquifer, gravity drainage

Kondisi Saturasi Fluida Saturated (jenuh), undersaturated

JENIS-JENIS RESERVOIR 1. 2. 3.

Berdasarkan Perangkap Berdasarkan Fasa Fluida Reservoir Berdasarkan Mekanisme Pendorong

24

1. Berdasarkan Perangkap a. Perangkap Struktur b. Perangkap Stratigrafi c. Perangkap Kombinasi

25

a. Perangkap Struktur

Perangkap yang terbentuk akibat adanya gejala-gejala tektonik atau struktur, seperti perlipatan dan patahan.

b. Perangkap Stratigrafi

Terbentuk karena perubahan lithologi batuan, seperti batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain, atau batuan yang karakteristik reservoirnya menghilang sehingga menjadi penghalang permeabilitas.

Perangkap Stratigrafi

Pinch out Channel

c. Perangkap Kombinasi

Perangkap yang terbentuk karena kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi.

Interseksi suatu patahan dengan suatu bagian ujung pengendapan porous dan permeabel

Perangkap Kombinasi Perlipatan suatu bagian reservoir dan pembajian

2. Berdasarkan Fasa Fluida • Reservoir Minyak • Reservoir Gas Kondensat • Reservoir Gas

31

Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir (Craft dan Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 1991) 32

Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir (Craft dan Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 1991) 33

A. Reservoir Minyak • Reservoir Minyak Tak-Jenuh (Under -saturated) Tekanan reservoir > tekanan gelembung. Fluida reservoir hanya terdiri dari satu fasa yaitu fasa cair, karena seluruh fasa gas terlarut dalam fasa minyak.

34



  

Reservoir Minyak Jenuh (Saturated) P dan T terletak di dalam daerah dua fasa. Tekanan reservoir ≤ tekanan jenuh (Pb). Ada dua fasa fluida di reservoir, dimana zona cair (minyak) yang berada di bawah zona gas (tudung gas atau gas cap).

35

Under-saturated dan Saturated Reservoir (Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989) 36

B. Reservoir Gas Kondensat Temperatur reservoir terletak antara temperatur kritis dan krikondenterm. Tekanan reservoir terletak di atas tekanan upper dew point (titik embun atas). Saat tek. reservoir turun mencapai tek. upper dew point (titik 2) maka sebagian gas mulai mencair, dan cairan mencapai maksimum saat tek. reservoir turun mencapai batas bawah daerah retrograd (titik 3). Penurunan tekanan lebih lanjut (titik 4) tidak akan menambah cairan tetapi sebaliknya justru menyebabkan penguapan kembali dari cairan yang telah terbentuk (peristiwa retrograde).

37

Reservoir Gas Kondensat (Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989) 38

C. Reservoir Gas • Reservoir Gas Basah Mengandung fraksi berat yang lebih banyak daripada gas kering. Fluida hidrokarbon di dalam reservoir berupa gas secara keseluruhan, akan tetapi dalam proses produksinya sebagian gas berubah menjadi cairan (kondensat) pada kondisi permukaan.

39

 



Reservoir Gas Kering Kandungan utamanya adalah fraksi ringan seperti methana dan ethana. Kondisi reservoir maupun separator untuk reservoir ini terletak di luar daerah dua fasa (daerah gas), sehingga di permukaan tidak dijumpai HK cair.

40

Reservoir Gas Basah

Reservoir Gas Kering

(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

41

3. Berdasarkan Tenaga Pendorong • Tenaga pendorong reservoir adalah tenaga alamiah yang dapat menggerakkan minyak di dalam reservoir menuju ke dalam sumur. • Dapat berupa: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Rock and Liquid Expansion, Depletion (Solution Gas) Drive, Gas Cap Drive, Water Drive, Segregation (Gravity Drainage) Drive, Combination Drive.

1. Rock and Liquid Expansion Drive Reservoir • Pada tekanan (res. maupun dasar sumur) di atas bubble-point, hanya ada minyak, air-konat (interstitial), dan batuan reservoir di dalam reservoir. • Sejalan dengan penurunan tek. reservoir akibat produksi minyak maka batuan, air konat, dan minyak memuai sesuai dengan kompresibilitas masing-masing. Akibatnya, volume pori batuan reservoir mengecil dan volume fluida bertambah sehingga air dan minyak terdorong keluar dari pori-pori batuan menuju ke lubang sumur. • Karena kompresibilitas batuan, air konat, dan minyak relatif kecil maka mekanisme dorong ini termasuk mekanisme pendorong yang paling tidak efisien dan hanya menghasilkan produksi minyak yang relatif sedikit. • Tenaga dorong ini dicirikan oleh tekanan reservoir yang cepat turun dan gas oil ratio (GOR) yang konstan.

2. Depletion (Solution Gas) Drive Reservoir • Tenaga pendorong solution gas (depletion gas) drive, berasal dari pengembangan gas yang terbebaskan dari minyak sebagai akibat penurunan tekanan selama proses produksi. • Gas yang terbebaskan dari minyak membentuk gelembung-gelembung gas, dan bersama minyak membentuk aliran dua fasa menuju sumur. • Reservoir depletion gas drive dapat memproduksikan minyak karena pengembangan gas, jika gas yang terbebaskan dari cairan tidak membentuk gas cap.

44

Ciri-ciri DepletionDrive Reservoir

P > Pb



P ≤ Pb



 

 

Kondisi awal adalah reservoir tak-jenuh Tek. reservoir dipertahankan oleh keluarnya gas dari cairan Tek. reservoir turun cepat dan kontinyu Producing GOR konstan pada P > Pb, kmd. naik ke suatu harga maksimum, selanjutnya turun dengan cepat Perlu cara prod. artificial lift lebih awal 45 Recovery factor antara 5-30%

3. Gas Cap Drive Reservoir • Apabila tekanan reservoir berada di bawah tekanan gelembung (tek. saturasi) minyak, maka fraksi ringan akan terbebaskan dari minyak dan membentuk fasa gas yang kemudian terakumulasi di bagian atas zona minyak membentuk tudung gas (gas cap). • Bila terjadi penurunan tekanan akibat diproduksikannya minyak, maka gas cap yang memiliki kompresibilitas tinggi akan mengembang dan menekan zona minyak di bawahnya.

Ciri-ciri Gas Cap Drive Reservoir P < Pb









Tek. reservoir turun perlahan dan kontinyu Producing GOR meningkat secara kontinyu di sumur-sumur pada struktur atas (akibat coning) Sumur-sumur bisa berproduksi secara natural flow dalam waktu lama bila volume gas cap besar Recovery factor antara 20 – 40%

4. Water Drive Reservoir • Bila suatu reservoir berhubungan dengan aquifer yang besar, maka selama proses produksi berlangsung, air P > Pb akan masuk ke dalam reservoir mendesak minyak dan mengisi pori-pori batuan yang telah ditinggalkan oleh minyak yang terproduksi. • Proses ini terjadi akibat pengembangan volume air di dalam aquiver dan penyusutan pori-pori batuan yang disebabkan oleh penurunan tekanan reservoir. • Masuknya air ke dalam zona minyak menyerupai proses pendorongan, dimana air berfungsi sebagai fluida pendorong dan minyak sebagai fluida yang didorong. • Mekanisme ini merupakan mekanisme pendorong yang paling efisien.

Ciri-ciri Water Drive Reservoir

P > Pb

 







Tekanan reservoir tetap tinggi Producing GOR tetap rendah Produksi air ada sejak awal dan semakin lama semakin tinggi Sumur-sumur berproduksi secara sembur alam sampai produksi air menjadi berlebihan Recovery factor 35 – 75%

5. Segregation (Gravity) Drive Reservoir

Primary Gas Cap

P ≤ Pb









Reservoir dengan kemiringan (dip) tinggi Permeabilitas batuan tinggi dalam arah dip (kemiringan lapisan) Gas cenderung migrasi ke updip, minyak migrasi ke downdip ke arah sumur, sehingga energi gas terperangkap secara alamiah Recovery factor tinggi, mirip water drive

6. Combination Drive Reservoir • Pada suatu reservoir umumnya dijumpai dua atau lebih mekanisme pendorong yang bekerja bersama-sama, dalam keadaan tersebut reservoirnya disebut dengan combination drive reservoar.

Ciri-ciri Combination Drive Reservoir •

•

•

•

Penurunan tekanan relatif cukup cepat secara teratur Laju pengurasan naik secara perlahan Apabila terdapat gas cap, maka pada sumur-sumur yang terletak di bagian atas reservoir akan menghasilkan GOR yang cukup besar.

Faktor perolehan lebih besar dibanding dengan solution gas drive tetapi lebih kecil jika dibandingkan dengan gas cap dan water drive.

53

TUGAS:

54

REVIEW SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR

55

Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Porositas Kompresibilitas Saturasi Fluida Wetabilitas Tekanan Kapiler Permeabilitas

1. Porositas Batuan  Porositas adalah perbandingan antara volume ruang pori terhadap volume bulk batuan.

Vp   Vb  Vs  Vb Vb Vb : vol. bulk batuan. Vs : vol. padatan (grain). Vp : vol. ruang pori. • Porositas menentukan volume fluida yang bisa terkandung di dalam batuan (storage capacity). 57

A. Berdasarkan hubungan antar porinya: • Porositas Absolut: Perbandingan antara volume pori total (saling berhub. maupun tidak) thd. volume bulk batuan. • Porositas Efektif: Perbandingan antara volume pori yang saling berhubungan terhadap volume bulk batuan.

B. Berdasarkan waktu terjadinya: Porositas Primer: Terbentuk bersamaan proses pengendapan.  Porositas Sekunder: Terbentuk setelah proses pengendapan sebagai hasil dari proses pelarutan, kekar, dolomitisasi, dsb. 

58

1. 2. 3. 4. 5. 6.

Tipe kemasan (packing). Bentuk butiran (roundness atau angularity). Pemilahan butir (sorting). Kompaksi. Faktor sementasi. Kontribusi porositas sekunder.

59

Cubic Vb = (2r)3 = 8r3 Vs = (4/3)pr3 Porosity = 47,6%

Rhombohedral Porosity = 25,96%

60

• Tipikal porositas beberapa batuan sedimen: - Soil: 55% - Gravel & pasir: 20-50% - Lempung (clay): 50-70% - Batupasir: 5-30% - Batu gamping (limestone): 10-30% - Batubeku yang rekah-rekah: 10-40% • Klasifikasi harga porositas batuan reservoir:

- insignificant : 0% - 5% - poor : 5% - 10% - fair : 10% - 15% - good : 15% - 20% - excellent : > 20%

61

2. Kopresibilitas Batuan 1. Pada keadaan statis, gaya (beban) overburden harus diimbangi oleh gaya ke atas dari matriks batuan dan fluida di dalam pori-pori.

Fo

2. Jadi: Fr

Ff

3.

Fo = Fr + Ff dan Po = Pr + P

Gradien tekanan normal: dpo/dZ = 1.0 psi/ft dan dp/dZ = 0.465 psi/ft

4.

Ketika fluida diproduksikan dari reservoir, maka tekanan fluida (P) turun sementara tekanan overburden konstan, dan: (a) gaya terhadap matriks naik ( “net compaction pressure”, Pr=Po-P) (b) bulk volume mengecil (turun), dan (c) volume pori mengecil (turun). 62

1  dVr  Cr     Vr  dP  1  dV p  Cp    *  V p  dP  1  dVb  Cb    *  Vb  dP  Cp 

Cb  Cr





Cr : kompressibilitas matriks batuan, tekanan-1 (biasanya Cr  0) Cp: kompressibilitas pori, tekanan-1 Cb: kompressibilitas bulk, tekanan-1

Vr : volume padatan (matriks) Vp: volume pori Vb: volume bulk batuan

Cb



P : tekanan hidrostatik fluida (pori) P* : tekanan luar (overburden)

 : porositas, fraksi. 63

• Kompresibilitas pori (Cp) sering disebut juga sebagai kompresibilitas formasi (Cf) (Tiab, 2004). • Hall (1953) meneliti hubungan kompresibilitas formasi dengan porositas dan mendapatkan:

1.87 C f  6 x  0.415 10 Cf : kompresibilitas formasi (pori), psi-1  : porositas, fraksi. 64



Kompresibilitas total formasi dan fluida didefinisikan sebagai:

Ct  Co So  C g S g  Cw S w  C f Ct : Kompressibilitas total formasi, tekanan-1 Co: Kompressibilitas minyak, tekanan-1 Cg: Kompressibilitas gas, tekanan-1 Cw: Kompresibilitas air, tekanan-1 Cf : Kompresibilitas formasi, tekanan-1 So : Saturasi minyak, fraksi Sg : Saturasi gas, fraksi Sw : Saturasi air, fraksi. 

Bila kompresibilitas total formasi diabaikan, maka OOIP (metoda Material Balance) bisa 30% sd. 100% lebih besar dari harga sebenarnya (Hall, 1953). 65

3. Saturasi Fluida 

Perbandingan antara volume pori batuan yang ditempati oleh fluida dengan volume pori efektif (saling berhubungan) batuan. So = Sw = Sg =

volume pori yang diisi oleh minyak volume pori yang saling berhubungan volume pori yang diisi oleh air volume pori yang saling berhubungan volume pori yang diisi oleh gas volume pori yang saling berhubungan

66

Hal-Hal Penting Mengenai Saturasi: • Sg + So + Sw = 1 • So  Vb + Sg  Vb = (1 – Sw)  Vb • Saturasi fluida bervariasi terhadap posisi di dalam reservoir.

67

4. Wetabilitas (Wettability) • Bila gaya “kohesi” antar molekul-molekul suatu fluida lebih kecil daripada gaya “adhesi” antara molekul fluida dengan permukaan padatan, maka dikatakan fluida tersebut bersifat “membasahi” padatan. • Air membasahi permukaan kaca. • Air-raksa (mercury) tidak membasahi permukaan kaca. • Wetabilitas atau tingkat kebasahan adalah kemampuan fluida untuk membasahi padatan. • Wetabilitas suatu fluida dinyatakan dengan sudut kontak (contact-angle = q ).

• q < 90o berarti fluida membasahi padatan (batuan), berarti fluida tidak membasahi padatan.

q > 90o

• Faktor yang mempengaruhi: • komposisi kimia fluida, • komposisi kimia (mineral) padatan, dan • temperatur.

68

5. Tekanan Kapiler • Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara permukaan dua fluida yang tidak saling-campur (immiscible) sebagai akibat terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. • Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting phase” dengan fluida “wetting phase”, atau : Pc = Pnw - Pw

70

•

Tekanan kapiler dalam pipa kapiler tergantung pada jari-jari pipa dan jenis fluida yang ada.

•

Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut:

2. .cos q Pc    . g. h r

dimana : Pc = tekanan kapiler  = tegangan antar-muka antara dua fluida q = sudut kontak fluida pembasah r = jari-jari pipa kapiler  = perbedaan densitas dua fluida g = percepatan gravitasi h = tinggi kenaikan fluida pembasah dalam pipa kapiler.

71



Untuk sistem butiran yang teratur dan seragam, “Plateau” mengemukakan pers. tekanan kapiler sbb.:

R1 dan R2 = jari-jari prinsipal lengkungan bidang antar-muka dari sistem fluida dalam pori-pori batuan. Rm = jari-jari rata-rata (mean) wnw = tegangan antar-muka fluida pembasah dan bukan-pembasah.

Zona Non-Wetting

Pc or height

P90

h = Pc / ∆f .g

Zona Transisi P50

P10 Free Water Level 1,00

0,20

Sw

Kurva Tekanan Kapiler dan Ketinggian vs Sw (Wright dan Woddy, 1955)

6. Permeabilitas • Kemampuan suatu batuan (media berpori) untuk meloloskan fluida yang ada di dalam pori-porinya. • Permeabilitas absolut; bila fluida yang mengisi ruang pori dan mengalir di dalam media berpori hanya satu fasa. • Permeabilitas efektif; bila fluida yang mengisi ruang pori lebih dari satu fasa. • Permeabilitas relatif; perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas dasar (base permeability). Base permeability bisa berupa k absolut atau knw pada saat Sw=Swirr.

A

h1-h2

q

A

h1 (Panjang kolom pasir) L

•Aliran Laminer Steady State •Q = KA (h1-h2)/L •K = konstanta proporsionalitas

•h1>h2 untuk aliran downward

q

h2

• Konstanta Darcy “K” kemudian diketahui merupakan kombinasi dari: k (permeabilitas media pori), dan  (viscositas cairan).

K = (k/) • Untuk aliran linier horizontal, pers. Darcy menjadi: kA P1  P2  Q L Q

Q P A L

 k

kA ΔP L

= laju alir (cc/detik) = tekanan (atm), = luas penampang media pori (cm2), = panjang media pori (cm) = viskositas fluida (centipoise), = permeabilitas (darcy = 0,987 m2).

atau



Faktor yang menentukan permeabilitas absolut : Porositas Bentuk dan ukuran pori-pori Hubungan antar pori-pori.

Sumber: Tiab and Donaldson, 1996

• Bila di dalam media berpori terdapat lebih dari satu fluida (misal: minyak dan air, atau gas dan air, atau minyak, gas, dan air) maka pers. Darcy perlu di-generalisir dengan memasukkan konsep “permeabilitas efektif”. • Permeabilitas efektif adalah tingkat kemampuan media berpori untuk mengalirkan suatu fasa fluida bila di dalam media berpori terdapat lebih dari satu fluida. • Anggapan dalam konsep permeabilitas efektif adalah masingmasing fluida tidak saling-campur (immiscible), sehingga pers. Darcy dapat diberlakukan kepada masing-masing fluida.

Permeabilitas efektif minyak, gas, dan air adalah: ko, kg, dan kw • Oil:

k o A Po qo  o L

Pers. Aliran steady state, 1-D, linier horizontal (satuan Darcy):

qn = laju alir volumetrik untuk fasa, n

• Water:

• Gas:

k w A Pw qw  w L qg 

k g A Pg

g L

A = luas penampang aliran

Pn = penurunan tekanan alir untuk fasa-n

n = viscositas fluida untuk fasa-n L = panjang aliran.

Relative Permeability (fraction)

Imbibition Relative Permeability 1.00

• Sifat kebasahan batuan dan arah perubahan saturasi perlu dipertimbangkan • Drainage (pengurangan saturasi fluida pembasah) • Imbibition (penambahan saturasi fluida pembasah).

kro @ Swirr

0.80 Two-Phase Flow Region

0.60

Oil

0.40

0.20

krw @ Sor Water

0

0

0.20

0.40

0.60

0.80

• Harga permeabilitas dasar (base) yang digunakan untuk menormalisasi kurva permeabilitas relatif ini adalah kro @ Swirr

• Bila Sw naik, kro turun dan krw naik sampai mencapai saturasi 1.00 minyak residual

Water Saturation (fraction) Modified from NExT, 1999

• Saturasi fluida • Geometri pori-pori dan distribusi ukuran pori-pori • Sifat kebasahan (wettability) • Sejarah saturasi fluida (imbibition atau drainage).

1.0

Relative Permeability, Fraction

Relative Permeability, Fraction

1.0

0.8

0.6

Oil 0.4

0.2

Water 0

0

20

40

60

80

100

0.8

0.6

Water

0.4

Oil 0.2

0

0

20

40

60

80

Water Saturation (% PV)

Water Saturation (% PV)

Strongly Water-Wet Rock

Strongly Oil-Wet Rock

100

• Air mengalir secara lebih bebas • Saturasi minyak residual tinggi Modified from NExT, 1999

• Untuk sistem 2-fasa minyak-air • Bila batuan basah-air (water wet): • Saturasi air irreducible, 0  Swirr  0.25 • Perpotongan kurva pada Sw > 0.5 • Harga krw pada Sor biasanya  0.3

• Bila batuan basah-minyak (oil wet): • Saturasi air irreducible, 0.1  Swirr  0.15 • Perpotongan kurva pada Sw < 0.5 • Harga krw pada Sor biasanya  0.5

•

Fluida hidrokarbon yang dimaksud adalah minyak dan gas bumi. Gas dan minyak bumi tersusun dari senyawa hidrokarbon yang memiliki struktur dan berat molekul yang bervariasi.

•

Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul ringan,

•

maka pada temperatur dan tekanan permukaan akan berbentuk gas,

dan dikenal sebagai “gas alam” (natural gas) atau “gas bumi”. •

Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul berat, maka pada temperatur dan tekanan normal akan akan berbentuk cairan, dan dikenal sebagai ”minyak mentah” (crude oil) atau “minyak bumi”.

•

Sifat-sifat fisik fluida hidrokarbon yg diperlukan dalam perhitungan reservoir antara lain: faktor Z gas, kompresibilitas (C) gas dan

minyak, kelarutan gas dalam cairan (Rs), faktor volume formasi (FVF) gas dan minyak, dan faktor volume formasi total. YS 15/9/08

Komponen Penyususun Gas dari Sumur Gas (Non-asociated Gas) Komponen Hidrokarbon: Methane Ethane Prophane Butane Pentane Hexane Heptane

Non Hidrokarbon: Nitrogen Carbon dioxide Hidrogen sulfide Helium

YS 15/9/08

% mol

70 – 98 % 1 – 10 % trace – 5 % trace – 2 % trace – 1 % trace – 0.5 % kecil (biasanya tidak ada) Trace – 15 % Trace – 1 % Kadang-kadang s/d 5 %

Komponen Penyusun Gas dari Sumur Minyak (Asociated Gas) Komponen

% mol

Hidrokarbon: Methane Ethane Prophane Butane Pentane Hexane Heptane

50 – 92 % 5 – 15 % 2 – 14 % 1 – 10 % trace – 5 % trace – 2 % s/d – 1.5%

Non Hidrokarbon: Nitrogen Carbon dioxide Hidrogen Sulfide Helium

trace – 10 % trace – 4 % trace – 6 % tidak ada

Komponen Pembentuk Crude Oil

Elemen (Unsur)

% Berat

Carbon Hidrogen Sulfur Nitrogen Oksigen

84 – 87 11 – 14 0,06 – 2,0 0,1 – 2,0 0,1 – 2,0

YS 15/9/08

Sifat-Fisik Gas Hidrokarbon

YS 15/9/08

1. Faktor Kompresibilitas (Deviasi) Gas (Z) Persamaan gas nyata: PV = Z m RT/M atau PV = Z n RT Harga faktor Z dapat ditentukan dengan: • Korelasi Standing dan Katz, • Pers. keadaan (EOS), misal: Pers. Soave-Redlich-Kwong (SRK) Penentuan harga Z gas alam dengan korelasi Standing dan Katz dan persamaan keadaan (EOS) memerlukan harga tekanan tereduksi semu (Ppr) dan temperatur tereduksi semu (Tpr).

Tekanan tereduksi:

Ppr=P/Ppc

Temperatur tereduksi: Tpr=T/Tpc dimana:

Ppc =  yi Pci

Tpc =  yi Tci yi = fraksi mol komponen (gas murni) ke-i didalam sistem, Pci= tekanan kritis komponen ke-i (dari tabel), Tci = temperatur kritis komponen ke-i.(dari tabel). YS 15/9/08

Tabel 5.1 Konstanta Fisik Beberapa Senyawa HK dan Impurities

YS 1/12/08

91

Tabel 5.1a Generalized Physycal Properties of C6 to C45

YS 1/12/08

92

Tabel 5.1a Generalized Physycal Properties of C6 to C45 (lanjutan)

YS 1/12/08

93

Ppc dan Tpc campuran gas hidrokarbon (di permukaan) dapat juga ditentukan dengan grafik (Gambar 4.1) atau persamaan Standing: Tc = 168 + 325 (gg) - 12,5 (gg)2 Pc = 677 + 15 (gg) - 37,5 (gg)2

dimana: gg adalah specific gravity gas atau campuran gas.

Gb. 4.1 Pseudo-critical properties of natural gases.

YS 15/9/08

Faktor Z dengan metoda Standing dan Katz

Harga Ppr dan Tpr ditentukan, kemudian harga faktor Z campuran gas ditentukan dengan menggunakan grafik Gambar 4.2, Gambar 4.3, atau Gambar 4.4 (sesuai dengan tinggi rendahnya harga Ppr). Bila gas alam mengandung impurities, seperti CO2, H2S, N2, maka penentuan faktor Z perlu dikoreksi dengan berbagai cara, al: a. Cara Eilerts, Sage, dan Lacey (CO2, H2S, dan N2) b. Koreksi Cara Wichert dan Aziz (CO2 dan H2S) c. Cara Carr, Kobayashi dan Burrows (CO2, H2S, dan N2) Faktor Koreksi Terhadap Pc dan Tc Untuk Setiap 1 % mol Impuritis (Carr, Kobayashi dan Burrows)

Koreksi Tc, oR

Koreksi Pc, psia

CO2

- 0,8

+ 4,4

H2S

+ 1,3

+ 6,0

N2

- 2,5

- 1,7

Impurities

YS 15/9/08

Gb. 4.2 Grafik faktor Z YS 15/9/08 untuk harga P ≤ 0,07

Gb. 4.3 Grafik faktor Z untuk harga P ≤ 1,5

Gb. 4.4 Grafik faktor Z untuk harga Ppr > 1,5

YS 15/9/08

Contoh soal: Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut: Komponen

Fraksi,Mol

CH4

0,60

C2H6

0,05

CO2

0,10

H2 S

0,20

N2

0,05

Ditanyakan : a) Harga faktor kompresibilitas gas pada temperatur 200 oF dan tekanan 1500 psia, bila dihitung dengan metode Standing dan Katz dan koreksi Carr et.al. 98 YS 1/12/08

Penyelesaian:

a)Dengan metode Standing & Katz. Komponen

Fraksi Mol

Pc(Psia) Tabel 5.1

Tc (oR) Tabel 5.1

yiPc

yiTc

CH4

0,60

673,10

343,30

403,86

205,98

C2H6

0,05

708,30

549,00

35,41

27,88

CO2

0,10

1073,00

548,00

107,30

54,80

H2S

0,20

1306,00

672,70

261,20

134,54

N2

0,05

492,00

227,20

24,60

11,36

832,37

434,56

1,00

Dari perhitungan diatas diperoleh : Ppc = 832,37 psia. Tpc = 434,56 oR. 99 YS 1/12/08

Koreksi Tc, oR

Koreksi Pc, psia

CO2

- 0,8

+ 4,4

H2 S

+ 1,3

+ 6,0

N2

- 2,5

- 1,7

Impurities

Dengan metode Carr et.al., maka Ppc dan Tpc perlu dikoreksi terhadap impurities (lihat Tabel 5.2), sebagai berikut:

Tpc kor = Tpc – 0,8 x 10 + 1,3 x 20 – 2,5 x 5 = 434,56 – 8,00 + 26,00 – 12,50 = 440,06 oR. Ppc kor = Ppc + 4,4 x 10 + 6,0 x 20 – 1,70 x 5 = 832,37 + 44,0 + 120 – 8,50 = 987,87 psia.

Ppr 

1500  1,52 987 ,87

460  200 T pr   1,50 440,06 Dari grafik Gambar 5.4 diperoleh Z = 0,86. Kerjakan sendiri jawaban untuk pertanyaan b) dan c). 100 YS 1/12/08

Perhitungan Z dengan Persamaan Soave-Redlich-Kwong Redlich dan Kwong mengusulkan suatu persamaan keadaan yang memperhitungkan pengaruh temperatur terhadap gaya tarikmenarik molekuler sbb.:   a ..  p  1/ 2  (VM  b)  RT T V ( V  b ) M M   (3-24) Soave kemudian memodifikasi Pers. (3-24) dengan mengganti a/T1/2 dengan suatu besaran aT yang merupakan fungsi temperatur sehingga menjadi: ..   aT p   (VM  b)  RT (3-25) VM (VM  b)   Pers. (3-25) kemudian dikenal sebagai persamaan SoaveRedlich-Kwong (SRK). VM dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. sama dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = VM/(RT). YS 1/12/08

101

dimana: aT = aC a

b = 0,08664

RTc Pc

aC = 0,42747

R 2 Tc2 Pc

a = {1 + m(1 – Tr1/2)}2 m = 0,480 + 1,574w – 0,176w2

w = -(log Pvr + 1) pada Tr = 0,7 Pvr = tekanan uap tereduksi Tr = temperature tereduksi VM = volume molar = volume setiap lb-mole gas. YS 1/12/08

102

Contoh soal: Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut:

Komponen

Fraksi,Mol

CH4

0,60

C2H6

0,05

CO2

0,10

H2S

0,20

N2

0,05

Hitung volume 20 lb-mol gas pada T = 200 oF dan P = 1500 psia dengan menggunakan Pers. Soave-Redlich-Kwong.

103 YS 1/12/08

Jawab: •

Menghitung Pc, Tc, w dan Tr campuran gas.

Komponen

wi

yi wi

205,98

0,013

0,0078

35,41

27,88

0,015

0,0008

548,00

107,30

54,80

0,225

0,0225

1306,00

672,70

261,20

134,54

0,106

0,0212

492,00

227,20

24,60

11,36

0.035

0,0018

832,37

434,56

yi

Pc(Psia)

CH4

0,60

673,10

C2H6

0,05

CO2

Tc (oR)

yiPc

yiTc

343,30

403,86

708,30

549,00

0,10

1073,00

H2S

0,20

N2

0,05 1,00

(Tabel 5.1)

0,0541

Pc = 832,37 psia, Tc = 434,56 oR dan w = 0,0541 Tr = (460+200)/434,56 = 1,519 104 YS 1/12/08

m = 0,480 + 1,574w – 0,176w2

= 0,480 + 1,574 x 0,0541 – 0,176 x (0,0541)2 = 0,5646 a = {1 + m(1 – Tr1/2)}2

= {1 + 0,5646 (1 – 1,519½)2 = 0,7548 aC = 0,42747 (R2Tc2/Pc) = 0,42747 (10,732 x 434,562/832,37) = 11165,756 aT = aCa = 11165,756 x 0,7548 = 8428 b = 0,08664 (RTc/Pc)

= 0,8664 (10,73 x 434,56/832,37) = 0,4853 105 YS 1/12/08

Misalkan VM = 3 cuft/lb-mole maka:

  aT p   (VM  b)  RT VM (VM  b)     8428  1500   (3  0,4853 )  10,73x660 3(3  0,4853 )   = 2306,052 x 2,5147 – 7081,80

= - 1282,80 Misal VM = 5 cuft/lb-mole Maka:

  aT p   (VM  b)  RT VM (VM  b)     8428  1500   (5  0,4853 )  10,73x660 5(5  0,4853 )   = 1077,60 106

YS 1/12/08

misal VM = 3 + 2 {1282,8/(1282,8+1077,7)} = 3 + 1,087

= 4,087 cuft/lb-mole Maka

  aT p   (VM  b)  RT VM (VM  b)     8428  1500   (4,087  0,4853 )  10,73x660 4,087 (4,087  0,4853 )   = 7026,9 + 7081,8 = - 54,88

107 YS 1/12/08

misal VM = 4,087 + 0,913 {54,88/(54,88+1077,7)} = 4,1312 cuft/lb-mole Maka

  aT p  (VM  b)  RT VM (VM  b)     8428  1500   (4,1312  4853 )  10,73x660 4,1312 (4,1312  0,4853 )   = - 1,7843

misal VM = 4,1312 + 0,8688 {1,7843/(1,7843+1077,7)} = 4,1327 cuft/lb-mole

108 YS 1/12/08

  aT p  (VM  b)  RT VM (VM  b)   [1500+8428/{4,1327 (4,1327 + 0,4853)}] (4,1327 - 0,4853) – 10.73x660 = 0,0202

 mendekati nol, pemisalan dianggap benar.

Jadi vol 20 lb-mole gas = 20 x 4,1327 = 82,654 cuft. Z

= Vaktual/Videal

Videal = nRT/P = (20)(10,732)(660)/1500

= 94,442 cuft. Z

= 82,654/94,442 = 0,87518.

Catatan : Metode Carr et.al. menghasilkan Z = 0,876.

109 YS 1/12/08

Persamaan Peng-Robinson Peng dan Robinson mengusulkan suatu persamaan sbb.:

  aT p   (VM  b)  RT ……. (3-26) VM (VM  b)  b(V M b)   dimana: aT = aC a b = 0,07880

RTc Pc

aC = 0,45724

R 2 Tc2 Pc

a = {1 + m(1 – Tr1/2)}2 m = 0,37464 + 1,5422w – 0,2699w2 w = acentric factor (Tabel 5.1) VM = volume molar = v/m. Seperti metode SRK, VM dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. sama dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = VM/(RT). 110 YS 1/12/08

2. Koefisien Kompresibilitas Gas (Cg) • Koefisien kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume gas terhadap perubahan tekanan pada temperatur konstan.

1  V  1 Cg     atau Cg   V  P T VM

 VM     P T

Gb. 4.5 Grafik Cg vs P

Cg = Cpr/Ppc

3. Faktor Volume Formasi Gas (Bg) • Satu cubic-foot gas di dalam reservoir, bila dibawa ke permukaan volumenya tidak akan tetap 1 cuft, melainkan bertambah besar karena pemuaian. • Perbandingan volume gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standar disebut “Faktor Volume Formasi Gas”:

Vres Bg  Vsc Bila standard condition (sc) adalah P = 14,7 psia dan T = 520 oR, dan Zsc = 1,00 maka:

Z res nRTres (14,7) Bg  (1,00)nR(520) Pres

cuft/scf

0,0282Z res Tres 0,00502 Z resTres bbl/scf . cuft/scf , atau:Bg  Bg  Pres Pres

Sifat-Fisik Cairan Hidrokarbon

YS 15/9/08

1. Kelarutan Gas di dalam cairan (Rs) • Kelarutan (solubility) gas adalah volume gas yang terbebaskan dari cairan sewaktu cairan (minyak bumi) berubah dari kondisi reservoir menjadi kondisi permukaan. • Faktor yang mempengaruhi: • Tekanan, • Temperatur, • Komposisi total fluida,

• Proses pembebasan gas (flash atau differential liberation).

Gambar 4.10 Hubungan Rs dan P pada T konstan.

Gambar. 4.11 Pengaruh proses pembebasan gas terhadap harga kelarutan gas.

Gambar. 4.12. Hubungan Rs, Oil API Gravity, Temperatur, Gas Gravity dan Tekanan Saturasi (Lasater). YS 15/9/08

2. Koefisien Kompresibilitas Minyak (Co) • Pada tekanan di atas tekanan gelembung (bubble point pressure) koefisien kompresibilitas minyak didefinisikan seperti untuk gas. Co  

1  V  1 atau Co     V  P T VM

Co  

1  Bo    Bo  P T

 VM     P T

• Pada tekanan di bawah tekanan gelembung, koefisien kompresibilitas minyak dipengaruhi oleh perubahan volume cairan dan perubahan jumlah gas yang terlarut. Co  

YS 15/9/08

1  Bo   Rs    Bg       Bo  P T  P  T 

Gambar. 4.13. Tipikal Hubungan Co dan Tekanan pada P > Pb

YS 15/9/08

Gambar. 4.14. Tipikal Hubungan Co dan Tekanan pada temperatur konstan

3. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)

Gambar 4.15 Hubungan Tekanan Reservoir dengan Bo.

Gambar 4.16 Pengaruh Proses Pembebasan Gas Terhadap Bo.

Penentuan Bo dengan Metode Standing

Standing juga membuat grafik hubungan Bo sbb.

Gambar 4.17. Faktor Volume Formasi Cairan Hidrokarbon Jenuh.

4. Faktor Volume Formasi Total (Bt)

Gambar. 4.18. Hubungan Tekanan Reservoir dengan Bt dan Bo. YS 15/9/08

KLASIFIKASI CADANGAN • Definisi Cadangan: Cadangan (reserves) adalah jumlah hidrokarbon (crude oil atau natural gas) yang diperkirakan akan dapat diproduksikan ke permukaan secara komersial pada waktu mendatang dari akumulasi hidrokarbon yang telah diketahui. • Cadangan merupakan bagian dari sumberdaya (recources) yang telah ditemukan, yang memiliki kelayakan tinggi untuk diproduksikan secara ekonomis. • Cadangan diklasifikasikan berdasarkan derajat kepastiannya untuk bisa diperoleh di permukaan secara komersial. • Klasifikasi cadangan didasarkan pada hasil evaluasi data: – – – –

geologi dan geofisik, keteknikan (engineering), keekonomian, data sumuran yang meliputi: data produksi, tekanan, sifat fisik batuan, logging, dsb. 128

Project Status and Recources Classification

RESERVES 1P

Probable

Possible

2P

3P

CONTINGENT RESOURCES Meassured

Indicated

1C

Inferred

2C

3C

Potentially Commercial

UNRECOVERABLE

PROSPECTIVE RESOURCES Low Estimate

Best Estimate

UNRECOVERABLE

Range of Technical Uncertainty

High Est.

On Production

Under Development

Lower Rsk

P10

Planned for Development Development Pending Development on Hold Development not Viable

Prospect

Project Maturity

Proved

P50

Lead Play

Higher Rsk

P90

PROJECT STATUS Increasing Economical Certainmty

Sub-Commercial Commercial

Discovered IIP

PRODUCTION

Undiscovered IIP

Total Hydrocarbon Initially-In-Place (IIP)

(After SPE 2007)

Cadangan diklasifikaskan menjadi: A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves) B. Cadangan Potensial (Unproved Reserves):  

Cadangan Mungkin (Probable) Cadangan Harapan (Possible).

•

1P = Proved.

•

2P = Proved + Probable.

•

3P = Proved + Probable + Possible.

Proved Probable Possible 130

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves) Definisi:

Adalah jumlah hidrokarbon, yang berdasarkan analisis data geologi dan/atau keteknikan, dapat diperkirakan dengan tingkat kepastian tinggi ( ≥ 90%), akan dapat diperoleh secara ekonomis pada waktu mendatang dengan kondisi ekonomi, metode operasi, maupun peraturan pemerintah yang ada.  Kriteria: Telah memiliki data tes sumur (DST) dan/atau data performance (perilaku) hasil produksi yang telah dikorelasi dengan data log.  Daerah reservoir yang dikategorikan sbg terbukti (proved) meliputi: 1) Daerah yang telah di-deliniasi dan telah didefinisikan dengan kontak fluida hidrokarbon dengan air (WOC atau WGC). 2) Daerah-daerah reservoir yang belum dibor tetapi dapat ditentukan sebagai daerah komersial untuk diproduksikan, berdasarkan data geologi dan keteknikan. 131

Besar cadangan dapat mengalami perubahan dgn pertambahan waktu, al. disebabkan oleh : • Perubahan status suatu lapangan, dengan telah dimulainya produksi pada lapangan tersebut. • Adanya perhitungan ulang dengan adanya pengeboranpengeboran baru, ataupun oleh adanya data penunjang baru yang lain. • Diketemukannya lapangan-lapangan baru/lapanganlapangan yang baru dilaporkan. • Adanya studi-studi atau analisa-analisa baru yang dilakukan.

132

B. Cadangan Potensial (Unproved Reserves) Adalah jumlah hidrokarbon (minyak dan/atau gas) yang berdasarkan pada data geologi dan keteknikan, jumlahnya masih harus dibuktikan dengan pemboran dan pengujian lebih lanjut. Cadangan Potensial mempunyai derajat kepastian yg relatif rendah.

133

B.1. Cadangan Mungkin (Probable Reserves)  Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat didalam reservoir yang mungkin dapat diproduksikan.  Tingkat kepastian: minimal 50 % dari jumlah cadangan terbukti + cadangan mungkin bisa diperoleh di permukaan (bisa diproduksikan).  Kriteria: Hanya memiliki data sumur dan log tetapi belum pernah ada tes sumur (DST) dan/atau data perfomance hasil produksi.  Cadangan mungkin bisa berupa: • Cadangan dimana data sub-surface tidak mencukupi untuk mengklasifikasikan cadangan ini sebagai cadangan terbukti , tetapi bisa menjadi terbukti (proved) bila dilakukan ”step-out drilling” normal. • Cadangan yang terdapat pada formasi yang mungkin produktif berdasarkan data log tetapi belum ada data core ataupun uji sumur. • Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling (mestinya bisa menjadi cadangan terbukti bila spasi sumur dibuat lebih rapat). 134

B.2. Cadangan Harapan (Possible Reserves) Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat didalam reservoir yang diharapkan dapat diproduksikan.  Tingkat kepastian: minimal 10% dari jumlah cadangan terbukti + cadangan mungkin + cadangan harapan bisa diperoleh di permukaan (bisa diproduksikan).  Kriteria: Zona reservoir penghasil hidrokarbon yang diperoleh dari korelasi geologi dan geofisika dan/atau di luar daerah investigasi uji sumur (DST = drillstem test).

 Cadangan mungkin bisa berupa: • Cadangan yang berdasarkan interpretasi geologi bisa jadi terdapat di luar daerah yang dikilasifikasikan sebagai daerah mungkin. • Cadangan yang terdapat pada formasi yang memperlihatkan tanda sebagai ”petroleum bearing” berdasarkan analisis core dan log tetapi tidak bisa diproduksikan pada laju produksi komersial. • Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling tetapi masih mengandung ketidak-pastian. 135

 Kandungan Minyak Mula-mula (Original Oil in Place, OOIP) • Didefinikan sebagai: Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) mula–mula yang terkandung di dalam suatu reservoir. • OOIP tidak ada kaitannya dengan atau tidak dipengaruhi oleh kelakuan reservoir.

136

•

Ultimate Recovery (UR): Adalah maksimum cadangan hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang dapat diambil secara komersial pada tahap produksi primer (primary recovery), yi. tahap produksi dengan menggunakan tenaga alamiah reservoir.

•

Recovery Factor (RF): Perbandingan antara Ultimate Recovery dengan Original Oil In Place atau Initial Gas In Place.

•

Produksi Kumulatif: Jumlah hidrokarbon yang telah diperoleh di permukaan sampai dengan saat ini.

•

Cadangan Sisa (Remaining Reserves): Selisih antara Ultimate Recovery dengan Produksi Kumulatif (Cumulative Production) sampai dengan saat ini.

•

Current Recovery Factor (CRF): Perbandingan antara Produksi Kumulatif sampai saat ini dengan Original Oil In Place atau Initial Gas In Place. 137

HUBUNGAN OOIP/IGIP, CADANGAN, PRODUKSI KUMULATIF, DAN CADANGAN SISA

Produksi Kumulatif Cadangan Sisa

Cadangan minyak tahap primer

Potensi minyak tahap IOR/EOR

Produksi Kumulatif Cadangan Sisa Residual Gas

Cadangan gas mula-mula

Original OIL In Place (OOIP)

Initial GAS In Place (IGIP)

Metode Perkiraan Cadangan  Perkiraan cadangan terbukti (proved reserves) dapat dilakukan dengan beberapa metode: 1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupun sesudah reservoir diproduksikan.

2. Metode Material Balance (Kesetimbangan Materi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan tekanan reservoir. 3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.

139

Metode Perkiraan Cadangan  Perkiraan cadangan (proved reserves) dapat dilakukan melalui beberapa metode: 1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupun sesudah reservoir diproduksikan.

2. Metode Material Balance (Keseimbangan Materi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan tekanan reservoir. 3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi); digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada penurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.

140

1. Perkiraan Kandungan dan Cadangan Hidrokarbon Metode Volumetris • Metode Volumetris dapat digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan reservoir pada suatu lapangan minyak atau gas yang baru dimana data yang tersedia belum lengkap. • Data yang diperlukan untuk perhitungan cadangan dengan metode volumetrik adalah: • • • •

porositas rata-rata, saturasi fluida rata-rata, faktor volume formasi minyak dan gas, volume bulk batuan.

141

Perkiraan Original Hydrocarbons in Place

Gas Zone: OGIP = G Oil Zone:

OOIP = N & OGIP = NRsi

Water Zone Volumetric method

142

Perkiraan Original Oil In Place (OOIP) •

Untuk batuan reservoir (zona minyak) yang memiliki volume Vb acre–feet pada kondisi awal, maka volume minyak yang terkandung di dalamnya adalah:

N  7758  Vb  

1  Swi  Boi

......... (1)

dimana : N = original oil in place, STB Vb = volume bulk batuan reservoir untuk zonaminyak, acre–feet  = porositas batuan, fraksi Swi = saturasi air formasi mula–mula pada zonaminyak, fraksi Boi = FVF minyak mula–mula, bbl/STB 7758 = faktor konversi, bbl/acre–feet .

143

Perkiraan Initial Gas In Place (IGIP) o

Untuk batuan reservoir (zona gas) yang memiliki volume Vb acre–feet pada kondisi awal, maka volume gas yang terkandung di dalamnya adalah:

G 

  1  S wi......... (2) 43560  Vb   Bgi

dimana : G = initial gas in place, SCF. Bgi = FVF gas mula–mula, cuft/SCF

Vb = volume bulk batuan reservoir untuk zona gas, acre-feet



= porositas batuan, fraksi

Swi = saturasi air formasi mula–mula pada zona gas, fraksi 43560 = faktor konversi, cuft/acre–feet. 144

Ultimate Recovery (UR) atau Cadangan Ultimate UR = N x RF untuk res. minyak, dan UR = G x RF untuk res. gas. Secara volumetris, ultimate recovery reservoir minyak (oil) dapat ditentukan dengan persamaan sbb.:

 1  S wi S or   STB ....... (3) UR  7758  Vb     Boa   Boi Untuk reservoir gas dengan mekanisme pendorong air, UR dapat ditentukan dengan persamaan:

 1  S wi S gr   SCF ....... (4) UR  43560  Vb      B Bga   gi

dimana : Sor = saturasi minyak residual residual, fraksi. Sgr = saturasi saturasi gas residual, fraksi. Swi = saturasi rata-rata air mula-mula, fraksi. Boa = FVF minyak pada kondisi abandonmen, bbl/STB. Bga = FVF gas pada kondisi abandonmen, cuft/scf.

145

Recovery Factor (RF) Res. Minyak RF 

ultimate recovery initial oil in place

volume minyak awal  volume residual  volume minyak awal

......... (5)

Atau:

Vb    S oi   V    S oa     Boi   b Boa   RF  S Vb    oi Boi  S oi  S   B    oa B  S B oi   oa    1  oa  oi S oi Boa S oi Boi

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

146

Recovery Factor (RF) Res. Gas ultimate recovery RF  initial gas in place volume gas awal  volume residual  volume gas awal Atau:

......... (5a)

S gi S ga     Vb    B   Vb     B gi   ga   RF  S gi Vb    Bgi  S gi   S ga    B    B S ga Bgi gi  ga      1  S gi Bga S gi Bgi

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

147

Perkiraan RF Metode JJ. Arps Res. Minyak Water Drive :

  (1  S w )   RF  54,898   Boi 

0 , 0422

 k wi     oi 

0 , 0770

Sw

0 ,1903

 Pi     Pa 

0 , 2159

........ (7)

Res Minyak Solution Gas Drive :

  (1  S w )   RF  41,815   Bob 

0 ,1611

 k     ob 

0 , 0979

Sw

0 , 3722

 Pb     Pa 

0 ,1744

........ (8)

Perhitungan Volume Batuan Reservoir • Langkah pertama adalah membuat “peta kontur bawah permukaan” dan “peta isopach”. • Peta kontur bawah permukaan merupakan peta yang menggambarkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik dengan kedalaman yang sama pada batas atas (top) lapisan produktif. • Peta isopach merupakan peta yang menggambarkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik dengan ketebalan yang sama dari lapisan produktif.

• Setelah peta isopach dibuat, maka luas daerah setiap garis isopach dapat dihitung dengan menggunakan berbagai cara, misal: planimeter, penimbangan berat, software komputer. • Setiap dua garis isopach yang berurutan membentuk satu segmen volume yang besarnya tergantung luasan masingmasing isopach dan selisih ketinggian kedua isopach. • Volume batuan reservoir merupakan penjumlahan dari semua segmen volume yang ada.

a. Peta gas isopach dan b. Oil sand isopach

Jika peta isopach telah dibuat, maka perhitungan volume bulk batuan dapat dilakukan dengan metode :

A. Persamaan Trapezoidal

h  An  An 1  Vb  2 Digunakan apabila :

........ (9)

(An+1)/An  0,5

dimana : Vb : volume batuan, acre-ft. An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre. An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre. h : interval garis kontur isopach,ft.

B. Metode Pyramidal



h Vb  An  An 1  An  An 1 3 Digunakan apabila :



........ (10)

(An+1)/An  0,5

dimana : Vb : volume batuan, acre-ft. An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre. An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre. h : interval garis kontur isopach, ft.

Perhitungan OOIP 7758  Vb  (1  S wi ) N Boi

........ (11)

dimana : N : original oil in place, STB. ∆Vb : jumlah volume batuan mengandung minyak, cuft.  : porositas batuan, fraksi. Swi : saturasi air mula-mula, fraksi. Boi : faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB. 7758 : Konstanta faktor konversi, bbl/acre-ft.

Perhitungan IGIP 43560  Vb  (1  S wi ) G Bgi

........ (12)

dimana : G : initial (original) gas in place, SCF ∆Vb : volume batuan mengandung gas, cuft.  : porositas batuan, fraksi. Swi : saturasi air mula-mula, fraksi. Bgi : faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/SCF. 43560 : konstanta faktor konvers, cuft/acre-ft.

Contoh Soal Volumetrik-1 Diketahui luas planimeter area garis isopach A0, A1, A2, dan seterusnya, sebagai berikut : Garis Isopach

Luas Area (acre)

A0

450

A1

375

A2

303

A3

231

A4

154

A5

74

A6

0

Pertanyaan : Hitung total volume reservoir dari peta isopach tersebut dan berapa kandungan minyak awal (N), bila diketahui  = 0,19, Swi = 0,30 dan Boi = 1,27 bbl/STB.

Jawaban Volumetrik-1 Area A3 :

5 Vb  231  154   963 Acr 2 efeet Area A4 :





Garis Isopach

Luas Area (acre)

Perbandingan Luas area (An+1/An)

A0

450

0,83

A1

375

0,81

A2

303

0,76

A3

231

0,67

A4

154

0,48

A5

74

0

A6

0

5 Vb  154  74  154  74  558 Acre3

Area A5 :

4 Vb  74   99 Acre-feet 3

feet

Jawaban (lanjutan) Perbandingan Interval, Pers.

Vb,

Area

Luas Area

Produktif

acre

Luas Area (An+1/An)

ft

A0

450

0,83

5

Trap.

2063

A1

375

0,81

5

Trap.

1695

A2

303

0,76

5

Trap.

1335

A3

231

0,67

5

Trap.

963

A4

154

0,48

5

Pyr.

558

A5

74

0

4

Pyr.

99

A6

0

acre-ft

0

Total Volume:

6712

Jawaban (lanjutan) Kandungan minyak awal (IOIP) dihitung dengan Pers. (11):

7758  Vb  (1  S wi ) N Boi

7758  6712  0,191  0,30  bbl N 1,27 bbl/STB

= 5.452.842 STB

Contoh Soal Volumetrik-2 Diketahui peta isopach, sebagai berikut :

Skala peta 1 inch = 1000 ft 1 acre = 43.560 ft2

1 kotak ∞ 1.000.000 ft2 1 inc2 ∞ 22,96 acre Pertanyaan : Hitung total volume reservoir dari peta isopach tersebut dan berapa kandungan minyak awal (N) bila diketahui  = 0,21, Swi = 0,29 Boi = 1,06 bbl/STB.

Jawaban Soal Volumetris-2 Kontur Kotak A0

Luas,

feet2

112 112.000.000

Luas, acre 2571,17

A1

86,5

86.500.000

1985,77

A2

53

53.000.000

1216,71

A3

24,5

24.500.000

562,44

A4

7,5

7.500.000

172,18

A5

1

1.000.000

22,96

Jawaban Soal Volumetris-2 Area A1 :

10 Vb  2571,17  1985,77   22784 ,66 Acrefeet 2 Area A4 :



10 562,44  172,18  562,44  172,18 3 = 3486,03 acre-feet

Vb 



Jawaban Soal Volumetris-2 Kontur

Luas

Perbandingan Pers.

Interfal

Vb

(ft)

(acre-ft)

(acre)

(An+1/An)

A0

2.571,17

0,71

Trap.

10

22.784,66

A1

1.985,77

0,61

Trap.

10

16.012,40

A2

1.216,71

0,46

Pyr.

10

8.687,99

A3

562,44

0,31

Pyr.

10

3.486,03

A4

172,18

0,13

Pyr.

10

860,01

A5

22,96

0

Pyr.

0

0

Jumlah: 51.831,10

Jawaban Soal Volumetris-2 Kandungan minyak awal (IOIP) :

7758  Vb  (1  S wi ) N  Boi

7758  51831,1  0,211  0,29  bbl N 1,06 bbl/STB

N = 53.866.986,49 STB

Contoh Soal-3 Suatu reservoir gas volumetrik memiliki karakteristik sbb.: A = 3.000 acres, h = 30 ft,  = 0,15, Swi = 20%, T = 150°F, Pi = 2.600 psia. P, psia

Z

2600

0,82

1000

0,88

400

0,92

1. Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor setelah tekanan reservoir turun menjadi 1000. 2. Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor setelah tekanan reservoir turun menjadi 400 psia.

Jawaban Contoh Soal-3 • Langkah 1. Hitung volume pori reservoir (Vp) Vp = 43.560 Ah Vp = 43.560 (3000) (30) (0,15) = 588,06 MMcuft

• Langkah 2. Hitung Bg pada beberapa tekanan reservoir dengan persamaan: 0,0282Z res Tres Bg 

P,

psia

Z

Bg, cuft/scf

2600

0,82

0,0054

1000

0,88

0,0152

400

0,92

0,0397

Pres

V p (1  S wi ) G Bgi

• Langkah 3. Hitung initial gas in place pada tekanan reservoir = 2600 psia. G = 588,06 (106) (1 – 0,2)/0,0054 = 87,12 MMMscf. • langkah 4. Karena reservoir dianggap volumetrik, maka sisa gas (remaining gas) pada tek. 1000 dan 400 psia adalah: 1) Remaining gas pada 1000 psia G(1000 psi) = 588,06(106) (1 – 0,2)/0,0152 = 30,95 MMMscf.

2) Remaining gas pada 400 psia G(400 psi) = 588,06(106) (1 – 0,2)/0,0397 = 11,95 MMMscf.

• Langkah 5. Hitung cumulative gas production, Gp, dan recovery factor (RF) pada 1000 psia dan 400 psia. - Pada 1000 psia: Gp = (87,12 – 30,95) x109 = 56,17 MMMscf.

56,17 x109 CRF   64,5% 9 87,12 x10 - Pada 400 psia: Gp = (87,12 – 11,95) x109 = 75,17 MMMscf.

75,17 x109 CRF   86,3% 9 87,12 x10

Soal untuk latihan 1.

2.

3.

Perangkap reservoir minyak TM 2013 mempunyai keliling garis kontur ketebalan sebagaimana ada dalam kolom A dan B. Interval ketebalan kontur atas dan bawahnya ada pada kolom E. Hitung C, D dan F, serta tentukan rumus pada kolom G untuk menghitung Vb (Trapezoidal atau Pyramidal). Hitung pula Vb sebagai jumlah dari masingmasing Vb yang dibatasi 2 kontur pada kolom H. Diketahui: 1 in2 peta = 1000 acre riil. Jika diketahui bahwa porositas batuan reservoir TM 2013 adalah 20% dan saturasi air saat ditemukan (Swi) sebesar 30%, serta FVF minyaknya (Boi) = 1,15 rbbl/STB. Hitung harga Original Oil Inplace dalam STB. Jika diketahui pada kondisi abandonmen: Soa = 30% dan Boa = 1,1 rbbl/STB. Hitung RF dan UR.

A

B

C

D

E

F

G

H

Prod. area

Keliling Kontur (in)

Luas area prod. di peta L (in2)

Luas area prod. riil lapangan A (acres )

Interval kontur h (ft)

Rasio area

Persamaan

Vb (acre – ft)

A0

100

6

A1

90

6

A2

70

6

A3

50

6

A4

40

6

A5

25

4

A6

0

a. b. c.

Lmap

Keliling , sesuai teorema transformasi bentuk p r ;r  2p 2

Ariil  Lmap 1000 acre

Rasio Area

Vtrap

in

2

, sesuai skala peta

An 1  An

h  An  An 1  2

V pyr 



h An  An 1  An x An 1 3

