IPR.doc

2.6.3. Reservoir Berdasarkan Mekanisme Pendorong

Telah diketahui bahwa minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoirnya ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Kenyataan seperti ini tidak cukup menjelaskan tentang cara dan sebab-sebab timbulnya masalah saat minyak bumi diproduksikan.

Jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong reservoir dibagi menjadi lima, yaitu : solution gas drive reservoir, gas cap drive reservoir, water drive reservoir, gravitational segregation drive reservoir, dan combination drive reservoir.

2.6.3.1. Solution Gas Drive Reservoir

Reservoir jenis ini disebut solution gas drive disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari perubahan fasa pada hidrokarbon-hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi gas. Kemudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi tersebut (Gambar 2.33).

Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan (Gambar 2.34).

Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap pada sela-sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan gas oil ratio reservoir. Gas oil ratio produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran pori-pori tersebut mulai bisa mengalir, hal ini terus-menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. Dalam hal ini gas oil ratio dan gas oil produksi reservoirnya harganya hampir sama reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir-hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat terproduksi.

2.6.3.2. Gas Cap Drive Reservoir

Dalam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadang-kadang pada kondisi reservoirnya komponen-komponen ringan dan menengah dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. Gas bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu membentuk suatu tudung. Hal ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke permukaan.

Bila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap, maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut lalu melepaskan diri.

Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya tekanan reservoir akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Hal ini disebabkan bila volume gas cap drive telah demikian besar, maka tekanan minyak akan jadi berkurang dan gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju ke gas cap, dengan demikian minyak akan bertambah ringan, encer, dan mudah untuk mengalir menuju lubang bor (Gambar 2.35).

Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah, air hampir-hampir tidak diproduksikan sama sekali. Karena tekanan reservoir relatip kecil penurunannya, juga minyak berada di dalam reservoirnya akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik, maka untuk reservoir jenis ini akan mempunyai umur dan recovery sekitar 20 - 40 %, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residu oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive (Gambar 2.36).

2.6.3.3. Water Drive Reservoir

Untuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoirnya.

Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati pori-pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak. Dengan demikian karena volume minyak ini terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih kecil (Gambar 2.37).

Gas oil ratio untuk reservoir jenis ini relatip lebih konstan jika dibandingkan dengan reservoir jenis lainnya. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir relatip akan konstan karena dikontrol terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan. Produksi air pada awal produksi sedikit, tetapi apabila permukaan air telah mencapai lubang bor maka mulai mengalami kenaikan produksi yang semakin lama semakin besar secara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi (Gambar 2.38).

Untuk reservoir dengan jenis pendesakan water drive maka bagian minyak yang terproduksi akan lebih besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 35 - 75% dari volume minyak yang ada. Sehingga minyak sisa (residual oil) yang masih tertinggal didalam reservoir akan lebih sedikit. 2.6.3.4 Gravitational Segregation Drive Reservoir

Gravity drainage atau gravitational segregation merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi).

Gravity drainage mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini. Demikian pula dengan reservoir-reservoir yang mempunyai energi pendorong lainnya.

Seandainya dalam reservoir itu terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak mempunyai tudung gas primer segera akan

mengadakan penentuan tudung gas sekunder (secondary gas cap).

Pada awal dari reservoir ini, gas oil ratio dari sumur-sumur yang terletak pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu program penutupan sumur-sumur tersebut. Diharapkan dengan adanya program ini perolehannya minyaknya dapat mencapai maksimum.

Besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas zona produktip, dan juga dari kemiringan dari formasinya. Faktor-faktor kombinasi seperti misalnya, viskositas rendah, specipic gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeabilitas tinggi dengan kemiringan lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya (Gambar 2.39). Dalam reservoir gravity drainage perembesan airnya kecil atau hampir tidak ada produksi air. Laju penurunan tekanan tergandung pada jumlah gas yang ada. Jika produksi semata-mata hanya karena gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya produksi akan cepat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari larutannya terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan cepat akan habis.

Recovery yang mungkin diperoleh dari jenis reservoir gravity drainage ini sangat bervariasi. Bila gravity drainage baik, atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat akan tinggi. Pernah tercatat bahwa recovery dari gravity drainage ini melebihi 80% dari cadangan awal (IOIP). Pada reservoir dimana bekerja juga solution gas drive ternyata recovery-nya menjadi lebih kecil (Gambar 2.40).

2.6.3.5. Combination Drive Reservoir

Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Tidak jarang dalam keadaan sebenarnya energi-energi pendorong ini bekerja bersamaan dan simultan. Bila demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama combination drive reservoir. Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water drive. (Gambar 2.41).

Untuk reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas cap akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada bagian bawah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih cukup tinggi karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari bawah. Dengan demikian peristiwa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak yang masih tersisa di dalam reservoir semakin kecil karena recovery minyaknya tinggi dan effesiensi produksinya lebih tinggi.

Gambar 2.42 merupakan salah satu contoh kelakuan dari combination drive dengan water drive yang lemah dan tidak ada tudung gas pada reservoirnya. Gas oil ratio yang konstan pada awal produksi dimungkinkan bahwa tekanan reservoir masih di atas tekanan jenuh. Di bawah tekanan jenuh, gas akan bebas 2.7. Productivity Index dan Inflow Performance Relationship (IPR)

2.7.1. Productivity Index

Persamaan aliran darcy merupakan pengembangan dari aliran fluida dari media berpori dengan melakukan anggapan sebagai berikut :

 Fluida formasi terdiri dari satu fasa  Formasi homogen

 Fluida tidak bereaksi terhadap formasi  Aliran steady state (mantap)

 Fluida incompressible

Productivity Index (PI) secara umum didefinisikan sebagai perbandingan laju produksi yang dihasilkan oleh suatu sumur pada suatu harga tekanan aliran dasar sumur tertentu dengan perbedaan tekanan dasar sumur pada keadaan statis (Ps) dan tekanan dasa sumur pada saat terjadi aliran (Pwf) yang secara

matematis

dapat dituliskan sebagai berikut : Pwf) -(Ps q J PI= = _{….……….... (2.34)} dimana :

PI = J = Produktivity Index, bbl/hari/psi q = laju produksi aliran total, bbl/hari Ps = Tekanan statis reservoir, psi

Pwf = Tekanan dasar sumur waktu ada aliran, psi

Secara teoritis persamaan (2.34) dapat didekati oleh persamaan radial dari darcy untuk fluida homogen, incompressible dan horizontal. Dengan demikian untuk aliran minyak saja berlaku hubungan :

(re/rw) ln x o x Bo h x k x 10 x 7.082 PI -3 µ = ………...……….. (2.35)         ₊ = w Bw kw Bo o ko (re/rw) ln h 10 x 7.082 PI -3 µ µ ……...….………..(2.36) dimana :

PI = productivity index, bbl/hari/psi k = permeabilitas batuan, mD

kw = permeabilitas efektif terhadap sumur, mD ko = permeabilitas efektif terhadap minyak, mD µo = viscositas minyak, cp

µw = viscositas air, cp

Bw = foktar volume formasi air, bbl/STB re = jari-jari pengurasan sumur, ft rw = jari-jari sumur, ft

Untuk membandingkan satu sumur dengan sumur yang lainnya pada suatu lapangan terutama bila tebal lapisan produktifnya berbeda, maka digunakan Specific Productivity Index (SPI) yang merupakan perbandingan antara ProductivityIndex dengan ketebalan lapisan yang secara matematis dapat dituliskan :

(re/rw) ln x Bo k x 10 x 7.082 h PI Js SPI -3 = = = ……….. (2.37)

Pada beberapa sumur harga Productivity Indek akan tetap konstan untuk laju aliran yang bervariasi, tetapi pada sumur lainnya untuk laju aliran yang lebih besar productivity index tidak lagi linier tetapi justru menurun, hal tersebut disebabkan karena timbulnya aliran turbulensi sebagai akibat bertambahnya laju produksi, berkurangnya laju produksi, berkurangnya permeabilitas terhadap minyak oleh karena terbentuknya gas bebas sebagi akibat turunnya tekanan pada lubang bor, kemudian dengan turunnya tekanan di bawah tekanan jenuh maka viscositas akan bertambah (sebagai akibat terbebasnya gas dari larutan) dan atau berkurangannya permeabilitas akibat adanya kompressibilitas batuan.

Dalam praktek di lapangan laju produksi minyak yang melewati batas maksimum akan merugikan reservoir dikemudian hari, karena akan mengakibatkan terjadinya water atau gas coning dan kerusakan formasi (formation demage).

Berdasarkan pengalamannya, Kermitz E Brown (1967) telah mencoba memberikan batasan terhadap besarnya produktivitas sumur, yaitu sebagai berikut :

 PI rendah jika besarnya kurang dari 0,5

 PI sedang jika besarnya berkisar antara 0,5 sampai 1,5  PI tinggi jika lebih dar 1,5

2.7.2. Inflow Performance Relationship (IPR)

Inflow Performance Relationship (IPR) adalah suatu studi tentang performance aliran fluida dari reservoir menuju lubang bor (sumur), dimana performance (ulah) ini akan tergantung kepada PI secara grafis.

Jika PI suatu sumur dianggap konstan, tidak tergantung pada laju produksi, maka persamaan (2.34), dapat ditulis : PI q Ps Pwf = ……….…. (2.38)

Pada persaman (2.39) terlihat bahwa Pwf dan laju produksi mempunyai hubungan yang linier, yang disebut Inflow Performance Relationship, yang menggambarkan reaksi-reaksi reservoir bila ada perbedaan tekanan didalamnya, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.42.

Bila q = 0, maka Pwf = Ps, dan bila q = PI x Ps, maka Pwf = 0. Sudut θ yang dibuat oleh garis tersebut terhadap sumbu tekanan sedemikian rupa, sehingga :

PI Ps x Ps PI OA OB tanθ= = = ………. (2.39)

Jadi sebenarnya PI merupakan koefisien arah dari kurva IPR, Harga q pada titik B, yaitu PI x Ps disebut sebagai potensial sumur, yaitu suatu laju produksi maksimum yang dapat diberikan oleh reservoir, dan akan terjadi bila harga Pwf sama dengan nol. Pada pembuatan grafik 2.43, bahwa PI tidak tergantung pada laju produksi yang merupakan hasil dari kemungkinan produksi sepanjang garis AB. Hasil ini berhubungan dengan persaman aliran radial.

Tetapi kurva IPR disini tidak selalu linier tetapi ini tergantung pada jumlah fluida yang mengalir. Untuk fulida dua fasa kurva yang terbentuk akan lengkung (tidak linier), dan harga PI tidak lagi merupakan harga yang konstan karena kemiringan garis IPR akan berubah secara kontinyu untuk setiap harga Pwf. 2.7.2.1. IPR untuk Satu Fasa

Penentuan IPR untuk aliran fluida satu fasa ditentukan berdasarkan data-data sebagai berikut : A. Berdasarkan data hasil uji tekanan dan produksi

1. Siapkan data hasil uji tekanan dan produksi, yaitu Ps, Pwf dan qo. 2. Hitung PI dengan menggunakan persamaan (2.34)

3. Pilih tekanan aliran dasar sumur (Pwf)

4. Hitung laju aliran minyak (qo)dan Pwf Tersebut dengan menggunakan persamaan : qo = PI (Ps - Pwf) ……… (2.40)

5. Kembali ke langkah 3 dengan harga Pwf yang berbeda

6. Plot q terhadap Pwf yang diperoleh dari langkah 3 dan 4 pada kertas grafis kartesian, dengan qo sebagai sumbu datar dan Pwf sebagai sumbu tegak.

B. Berdasarkan parameter batuan dan fluida reservoir 1. Siapka data-data yang diperlukan sebagai berikut :

a. Parameter batuan reservoir, yaitu Ko, H dan re

b. Parameter fluida reservoir, yaitu Bo dan µo c. Parameter sumur, yaitu rw

d. Tekanan statik dan faktor skin dari uji tekanan yaitu Ps dan s 2. Hitung PI dengan persamaan :

re/rw) 0,472 (ln Bo 0.007082 PI o µ = ……… (2.41)

3. Pilih tekanan dasar sumur (Pwf)

4. Hitung laju alir (qo) pada Pwf tersebut dengan menggnakan persamaan (2.40) 5. Ulangi langkah 3 dengan harga Pwf yang berbeda

6. Plot qo Vs Pwf yang diperoleh dari langkah 3 dan 4 pada kertas grafik kartesian, dengan qo sebagai sumbu datar dan Pwf sebagai sumbu tegak

Gambar 2.45. Grafik IPR tidak Linier14)

2.7.2.2. IPR untuk Dua Fasa

Penentuan kurva IPR untu aliran dua fasa pada faktor skin = 0 berdasarkan Ps, Pwf dan Pb adalah sebagai beriukut :

A. Jika tekanan statik lebih kecil dari tekanan jenuh (Pb)

1. Siapkan data hasil uji tekanan dan produksi yaitu Ps, Pwf dan qo 2. Hitung Pwf/Ps

3. entukan laju produksi maksimum (q.maks) berdasarkan data dari langkah 1, dengan persamaan di bawah ini : 2 o (Pwf/Ps) 0,8 -(Pwf/Ps) 0,2 -1 q max q = ……… (2.42)

4. Pilih tekanan alir dasar sumur (Pwf) dan hitung Pwf/Ps

5. Hitung qo pada Pwf tersebut dengan menggunakan persamaan ini :

[

_{1-0,2(Pwf/Ps)-0,8(Pwf/Ps)}2

]

max q

qo= ………..……….. (2.43)

6. Ulangi langkah 4 untuk harga Pwf yang berbeda.

7. Plot qo terhadap Pwf yang diperoleh dari langkah 4 sampai dengan 6 pada kertas grafik kartesian dengan qo pada sumbu datar dan Pwf pada sumbu tegak

8. Pilih laju aliran (qo) dan hitung qo/qmax

9. Hitung pwf dengan menggunakan persamaan berikut :

[

-1 81(qo/Qmax)

]

Ps 0,125

Pwf = + ………. (2.44)

10. Ulangi langkah 4 untuk harga qo yang berbeda

B. Jika tekanan statik lebih besar dari tekanan jeuh (Pb) dan tekan aliran dasar sumur dari uji produksi lebih besar dari tekanan jenuh atau (Ps > Pb) dan (Pwf >Pb).

1. Dari uji tekanan dan produksi diperoleh data-data : Pwf, Ps dan qo pada Pwf. Dalam ini Pwf dan Pb harus diketahui.

2. Hitung Index Produktivity untuk sumur Pwf > Pb (kondisi aliran satu fasa) dengan persamaan (2.35)

3. Dengan menggunakan harga Pi tersebut, hitung q dengan persamaan : Pb)

-(Ps PI

q_b = ………..……….. (2.45)

4. Hitung q max dengan persamaan : 1,8

x Pb PI q

max = _b + ……….. (2.46)

5. Pilih Pwf < Pb dan hitung Pwf/Pb

6. Hitung laju produksi pada Pwf tersebut dengan menggunakan persamaan :

[

2

]

b

b (qmax -q ) 1-0,2(Pwf/Ps)-0,8(Pwf/Ps)

q

qo= + ………...…. (2.47)

7. Ulangi langkah 5 untuk harga pwf yang berbeda

8. Plot Pwf terhadap qo yang diperoleh dari langkah 5 sampai dengan langkah 7 pada kertas grafik kartesian dengan meletakkan qo pada sumbu mendatar dan Pwf pada sumbu vertikal

C. Jika tekanan statik lebih besar daripada tekanan jenuh (Ps > Pb) dan tekanan aliran dasar sumur dari uji produksi lebih kecil dari tekanan jenuh (Pwf < Pb).

2. Hitung Pwf/Pb dan tentukan harga A, yaitu : 2 (Pwf/Pb) 0,8 -(Pwf/Pb) 0,2 -1 A= ……….……… (2.48)

3. Hitung harga PI untuk kurva IPR di atas tekanan jenuh yaitu : (Pb/1,8)A Pb -Ps qo PI + = _{……….. (2.49)}

4. Tentukan laju produksi pada pwf = Pb, yaitu : Pb)

-(Ps PI

q= ……….……… (2.50)

5. Hitung q maks dari persamaan : 1,80 x Pb PI q max q = _b+ ……… (2.51)

6. Pilih Pwf yang lebih kecil dari tekanan jenuh, kemudian hitung Pwf/Pb

7. Hitung laju produksi pada Pwf tersebut dengan menggunakan persamaan (2.47) 8. Ulangi lagi untuk langkah 6 dengan harga Pwf yang berbeda

9. Plot Pwf vs qo yang diperoleh dari langkah 6 sampai langkah 8 pada kertas grafik kartesian dengan qo pada sumbu mendatar dan Pwf pada sumbu vertikal

D. Penentuan kurva IPR dua fasa untuk tekanan statik di bawah tekanan jenuh (Ps < Pb) dan faktor skin tidak sama dengan nol adalah :

1. Dari uji tekanan tentukan Ps dan s

2. Dari uji produksi tentukan harga Pwf dan qo pada Pwf

3. Hitung konstanta persamaan kurva IPR, yaitu a1, a2, a3, a4 dan a5 masing-masing dengan

menggunakan persamaan sebagi berikut : a1 = 0,183 e-0,364 s + 1,646 e -0,0556 s

a2 = -1,476 e-0,456 s + 1,646 e-0,442 s

a3 = -2,149 e-0,196 s + 1,646 e-0,220 s

a4 = 0,022 e-0,088 s – 0,260 e-0,211 s

a5 = -0,552 e-0,032 s – 0,583 e-0,307 s

4. Hitung harga Pwf/Ps berdasarkan data uji tekanan dan produksi 5. Hitung harga ruas kanan dari persamaan kurva IPR :

2 4 2 2 5 3 1

(Pwf/Ps)

a

(Pwf/Ps)

a

1

(Pwf/Ps)

a

(Pwf/Ps)

a

a

A

+

+

+

+

=

……….…… (2.52)

6. Hitung laju produksi maksimum (q maks) apabila s = 0 yaitu : qo/A

max

q =

dimana : qo adalah laju aliran dari uji produksi

7. Pilih harga Pwf dan Pwf/Ps, kemudian hitung harga A seperti langkah 5 8. Hitung laju produksi (qo) pada Pwf tersebut, yaitu :

qo = q maks pada s = 0 = q maks A

10. Plot Pwf terhadap qo yang diperoleh dari perhitungan pada kertas grafik kartesian dengan qo pada sumbu mendatar dan pwf pada sumbu vertikal