Paper Star Energy Ready Print.docx

PENENTUAN CADANGAN MINYAK DAN PERAMALAN PRODUKSINYA DENGAN METODE VOLUMETRIK DAN DECLINE CURVE PADA ARIEL

Star Energy: Marikin, Heriyanto, Tommy, Guido, Yosafat, Lugas, Afdul, Andre, Setoadi, Skolastika, Roiduz. Teknik Perminyakan UPN Veteran Yogyakarta

Abstrak

Analisa sifat fisik batuan adalah hal mendasar untuk menentukan potensinya sebagai batuan reservoir. Sampel batuan yang digunakan dalam percobaan adalah batuan karbonat. Inti batuan yang diuji dalam laboratorium analisa inti batuan memiliki parameter-parameter tertentu yang dapat dijadikan data analisis. Parameter-parameter ini antara lain adalah porositas, permeabilitas, saturasi dan kelarutan batuan terhadap larutan asam. Semua parameter itu digunakan untuk menentukan potensi volume batuan reservoir dan untuk menghitung kandungan hidrokarbon yang ada di dalam formasi dengan perhitungan OOIP (Original Oil In Place). Hal yang dapat menunjang keberhasilan pengembangan dan pengelolaan suatu lapangan minyak adalah bagaimana cara mengetahui jumlah akumulasi minyak yang dikandung oleh suatu reservoir. Hal tersebut penting untuk diketahui karena dapat memperkirakan berapa persen recovery factor dari akumulasi minyak yang terdapat di reservoir. Tenaga dorong water drive yang dapat diproduksikan untuk mengetahui besarnya cadangan minyak dapat dihitung dengan menggunakan metode volumetrik dan decline curve. Metode volumetrik digunakan ketika belum terjadi penurunan tekanan, sedangkan metode decline curve digunakan ketika sudah terjadi penurunan laju produksi dan tekanan reservoir. Kata kunci: decline curve, cadangan minyak, recovery factor.

Pendahuluan Lapangan Ariel yang memiliki Formasi Baturaja dan Talangakar merupakan lapangan yang terletak di Cekungan Sumatra Selatan. Cekungan ini merupakan salah satu cekungan di Indonesia yang memiliki potensi sumber daya hidrokarbon. Selama proses pengendapan fosil yang berlangsung selama jutaan tahun, fosil-fosil tersebut terjebak di dalam lapisan batu pasir serta batu gamping yang terisolasi kemudiann menglami pembusukan. Fosil tersebut mengalami dekomposisi menjadi hidrokarbon oleh bakteri, temperatur, dan tekanan pada pengendapan yang dalam. Hal yang sama berlaku pada batupasir, batu lempung, dan batu lanau yang berubah menjadi sumber hidrokarbon. Jenis batuan ini juga diketahui sebagai source rock atau batuan induk tempat minyak dan gas terbentuk. Pada kasus ini, kami akan menentukan jumlah remaining reserves yang dimiliki setelah Lapangan Ariel ini diproduksikan selama 39 tahun dengan diketahui bahwa jenis reservoir tersebut merupakan jenis reservoir water drive, kemudian menentukan nilai laju alir yang harus digunakan untuk mempertahankan lifetime sumur agar cadangan yang dimilikinya masih mampu untuk diproduksikan dengan tertiary recovery selama 24 tahun mendatang, selanjutnya yaitu peramalan produksi dengan mengaplikasikan metode volumetrik berdasarkan data yang telah diuji di laboratorium, seperti porositas kemudian mencari nilai volume bulk batuan yang merupakan salah satu parameter guna menentukan harga OOIP, selain menggunakan volumetric method kita juga menggunakan decline curve metode harmonic untuk menentukan tekanan alir dasar sumur produksi (Pwf). 2. 2.1.

Dasar Teori Porositas Porositas batuan adalah ukuran kapasitas penyimpanan (volume pori) yang mampu menahan cairan. Secara kuantitatif, porositasnya adalah rasio volume pori terhadap volume total (volume bulk). Sifata fisik batuan ini ditentukan secara matematis dengan persamaan umum berikut ini: ∅=

volume pori

……………………………………………………………………..(1)

volume bulk

Dimana, ∅ = porositas Menurut proses geologinya atau waktu terbentuknya, porositas dibagi dua, yaitu:  Porositas Primer

Porositas primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan.  Porositas Sekunder Porositas sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan atau rekahan. Berdasarkan perspektif teknis reservoir, dibagi menjadi menjadi dua, yaitu:  Porositas Absolut Porositas absolut didefinisikan sebagai perbandingan dari total ruang pori di batu terhadap volume bulk. Porositas absolut umumnya dinyatakan secara matematis oleh hubungan berikut: ∅a = total pori volume 𝑏𝑢𝑙𝑘 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒

………………………………………………………..........(2)

Atau ∅a =

𝑏𝑢𝑙𝑘 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒−𝑔𝑟𝑎𝑖𝑛 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑏𝑢𝑙𝑘 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒

………………………………………………....(3)

Dimana, ∅a = porositas absolut 

Porositas Efektif Porositas efektif adalah perbandingan ruang pori yang saling berhubungan terhadap volume bulk. ∅eff =

𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑛𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑 𝑝𝑜𝑟𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑏𝑢𝑙𝑘 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒

……………………………………………….(4)

Dimana, ∅eff = porositas efektif Porositas efektif adalah nilai yang digunakan dalam perhitungan teknik reservoir karena mewakili ruang pori yang saling berhubungan yang mengandung cairan hidrokarbon yang dapat diproduksikan. 2.2.

Permeabilitas Permeabilitas adalah kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida yang ada dalam pori batuan akibat adanya perbedaan tekanan. Dasar yang digunakan dalam penentuan permebilitas adalah dari percobaan yang dilakukan Darcy. Definisi permeabilitas dapat dinyatakan sebagai berikut : μ. Q . L K ……………………………………………………………………(5) A.P dimana : K = Permeabilitas, darcy

µ Q A P

= Viscositas fluida, cp = Kecepatan aliran fluida, cc/sec = Luas penampang media berpori, cm2 = Tekanan, psia

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan di atas, adalah : Alirannya mantap (steady state).  Fluida yang mengalir satu fasa  Viskositas fluida yang mengalir konstan.  Kondisi aliran isothermal.  Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.  Fluidanya incompressible. Klasifikasi permeabilitas:  Permeabilitas Absolut Permeabilitas yang terdiri dari satu fasa fluida yang mengalir dalam media berpori.  Permeabilitas Efektif Permeabilitas yang terdiri dari lebih dari 2 fasa fluida yang mengalir dalam media berpori (air, minyak, dan gas).  Permeabilitas Relatif Perbandingan Permeabilitas Efektif dengan Permeabilitas Absolut batuan. 2.3.

Sieve Analysis Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas (unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Sehingga sieve analysis ini bertujuan untuk mengetahui ukuran butir yang berguna untuk menentukan atau mendesain screen liner dan gravel pack pada tahap perforasi guna mencegah masalah kepasiran. Screen liner dan gravel pack berfungsi untuk menahan pasir reservoir agar tidak ikut bersama hidrokarbon saat diproduksikan. Pemasangan gravel pack sudah pasti diikuti dengan pemasangan screen liner, namun pemasangan screen liner belum tentu dilakukan pemasangan gravel pack. 2.4.

Saturasi Saturasi didefinisikan sebagai fraksi, atau persen, dari volume pori ditempati oleh cairan tertentu (minyak, gas, atau air). Properti ini diungkapkan secara matematis oleh hubungan berikut: Saturasi fluida =

total volume fluida volume pori

……………………………………………………...(6)

Mencari nilai saturasi fluida dalam kaitannya untuk mengetahui produktivitas suatu reservoir dalam memproduksikan suatu fluida, baik itu minyak, gas, air ataupun ketiga-tiganya. Dari konsep di atas dapat ditentukan saturasi masing-masing fluida sebagai berikut:

volume air

Sw = volume batuan……………………………………………………………………...(7) So =

volume minyak volume batuan volume gas

……………………………………………………………………...(8)

Sg = volume batuan………………………………………………………………………(9) Dimana, Sw = saturasi air So = saturasi minyak Sg = saturasi gas 2.5.

Kadar Larut Sampel Terhadap Larutan Asam. Setelah sumur diproduksi, laju rata-rata produksi sumur kemungkinan menurun. Ini disebabkan karena adanya perubahan atau kerusakan permeabilitas yang semakin kecil. Percobaan ini dikenal untuk mengetahui kegunaan larutan asam yang digunakan untuk mengetahui tingkat reaktivitas formasi dengan asam menggunakan metode gravimetri. Dimana dengan sistem stimulasi asam dengan kadar tertentu diinjeksikan ke reservoir, yang mana asam dengan kadar tertentu tersebut langsung dapat melarutkan batuan-batuan tertentu seperti karbonat (limestone & dolomite), sehingga dapat memperbaiki nilai viskositas fluida reservoir dan tentunya nilai permeabilitasnya. Maka dengan kata lain, kelarutan batuan formasi dalam larutan asam dapat memperbesar rongga pori dalam batuan sehingga memperbesar permeabilitas dan kemudian turut memperbesar laju produksi. Ada beberapa jenis asam yang umumnya digunakan untuk proses pengasaman, yaitu: - Asam organik, CH3COOH dan CHO2H - Asam klorida, HCl - Asam Florida, HF 3. 3.1.

Metode Penelitian Tahapan penelitian Tahapan tahapan yang dilakukan dalam percobaan ini: 3.1.1. Studi pustaka Studi pustaka dilakukan pada beberapa referensi dari paper dan penelitian di laboraturium sehingga kita bisa menganalisa dan membuat paper tentang penetuan cadangan dan peramalan produksinya. 3.1.2. Pengumpulan data Pengumpulan data dilakukan dengan cara melakukan percobaan di laboratorium analisa inti batuan. a. Data primer Data hasil pengukuran fisik yaitu Porositas, permeabilitas, saturasi dan ke larutan dalam asam. b. Data sekunder Harga viskositas gas dan air didapatkan dari data laboratorium analisa inti batuan yang telah ada sebelumnya.

4. Hasil Perhitungan 4.1. Perhitungan Porositas 4.1.1. Gamping Berat core kering di udara (W1) = 34,04. gr Berat core jenuh di air (W2) = 21 Berat core jenuh di udara (W3) = 35,4 gr Densitas Air = 1 gr/cc W3 -W2 35,4-21 Volume Bulk (Vb) = – Berat Jenis air 1

gr

= 14,4 cc Volume Grain (Vg)

=

=

W1 -W2 Berat Jenis Air 34,04-21

1 = 13,04 cc

Volume Pori (Vp)

=

=

W3 -W1 Berat Jenis Air 35,4-34,04

1 = 1,36 cc Vp

Porositas () = Vb x100% 1,36

= 14,4 x100% = 9,44 % 4.1.2. Batu pasir Berat core kering di udara (W1) Berat Opening diameter Berat (gram) co 16 1,19 29,86 20 0,59 62,51 40 0,42 67,2 50 0,297 14,44 60 0,25 25,05 140 0,208 30,8 d40

Sorting Coeficient (SC) = d90

0,42

= 0.235

= 24,9. gr Berat kumulatif

% kumulatif

29,86 62,51 129,71 144,15 169,2 200

14,93 31,255 64,855 72,075 84,6 100

= 1,7872 4.4. Perhitungan Case 4.4.1. Perhitungan Remaining Reserve 4.4.1.1. Formasi Baturaja (Gamping) PI

= =

0,00708×𝑘×ℎ 𝑟𝑒

𝜇×𝐵𝑜×𝑙𝑛(𝑟𝑤) 0,00708×268.6×43 10×1.373704×𝑙𝑛(

2197 ) 0,57

= 0.72093 STB/Day/Psi Q

= PI x ( Pe - Pwf) = 0.72093 (1800 – 894) = 653.1639519 STB/day

RF

= 0.518661577 (dilampirkan di excel)

Ni

=

=

7758×∅×𝑉𝑏(1−𝑠𝑤𝑖) 𝐵𝑜𝑖 7758×0,268833×57604,7(1−0,257352941) 1,373704

= 81751289.09 STB Np

= 𝑄𝑜 × 365 × 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 = 653.1639519 × 365 × 39 = 40165111.74 STB

UR

= Ni x RF = 81751289.09 x 0.408676397 = 9320700.372 STB

RR

= UR – Np = 9320700.372 - 9297788.856 = 22911.51642 STB

4.4.1.2. Formasi Talang akar (batu pasir) 0,00708×𝑘×ℎ PI = 𝑟𝑒 𝜇×𝐵𝑜×𝑙𝑛(𝑟𝑤)

=

0,00708×882×53 2000

10×1.373704×𝑙𝑛( 0,57 )

= 2.951437668 STB/Day/Psi

Q

= PI x ( Pe - Pwf) = 2.951437668 (1900 – 944) = 2821.574411 Bbl/day

RF

= 0.518661577 (dilampirkan di excel)

Ni

=

7758×∅×𝑉𝑏(1−𝑠𝑤𝑖) 𝐵𝑜𝑖 7758×0,0944×62619.89339(1−0,14010989)

=

1,373704

= 81751289.09 STB Np

= 𝑄𝑜 × 365 × 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 = 127.4424417 × 365 × 39 = 1814143.158 STB

UR

= Ni x RF = 110587978.1 x 0.518661577 = 42401252.49 STB

RR

= UR – Np = 42401252.49- 1814143.158 = 2236140.75 STB

4.4.2. Penentuan Qo Setelah 39 Tahun 4.4.2.1.Formasi Baturaja Dari kurva IPR Baturaja Qmax sebesar 1016.673642 STB/ day dan tekanan di anggap konstan. Jadi masih bisa menggunakan Qo sebesar 959.7608806 STB/day. Sehingga dapat dihitung Np@63 sebagai berikut: Np@63 Tahun = Np@39 + (Qo x 365 x 24) Np@63 Tahun = 5721716.219 x (959.7608806 x 365 x 24) = 14129221.53 STB 4.4.2.2.Formasi Talangakar Dari kurva IPR Baturaja Qmax sebesar 4457.326754 STB/ day dan tekanan di anggap konstan. Jadi masih bisa menggunakan Qo sebesar 4224.330325 STB/day. Sehingga dapat dihitung Np@63 Tahun sebagai berikut: Np@63 Tahun = Np@39 + (Qo x 365 x 24) Np@63 Tahun = 24716991.84 x (4224.330325 x 365 x 24) = 61722125.49 STB 4.4.3. Nilai Pwf pada Masing-Masing Formasi 4.4.3.1.Formasi Baturaja

Pwf@39

Pwf@45

Pwf@51

Pwf@57

Pwf@63

= Pres – (Q/PI) = 1900 – (138.9/2.951) =1852.9398 psi = Pres – (Q/PI) = 1800 – (138.9/2.951) =1752.9398 psi = Pres – (Q/PI) = 1700 – (138.9/2.951) =1652.9398 psi = Pres – (Q/PI) = 1600 – (138.9/2.951) =1552.9398 psi = Pres – (Q/PI) = 1500 – (138.9/2.951) =1452.9398 psi

4.4.3.2.Formasi talang akar Pwf@39 = Pres – (Q/PI) = 1800 – (138.9/0.721) =1607.3392 psi Pwf@45 = Pres – (Q/PI) = 1700 – (138.9/0.721) =1507.3392 psi Pwf@51 = Pres – (Q/PI) = 1600 – (138.9/0.721) =1407.3392 psi Pwf@57 = Pres – (Q/PI) = 1500 – (138.9/0.721) =1307.3392 psi Pwf@63 = Pres – (Q/PI) = 1400 – (138.9/0.721) =1207.3392 psi

5.

Pembahasan Berdasarkan perhitungan remaining reserve yang telah kami lakukan, jika diasumsikan salah satu sumur menggunakan tenaga pendorong water drive telah diproduksikan selam 39 tahun dengan laju rate konstan didapatkan nilai sebesar 14060025,12 STB untuk Formasi Baturaja dan 70274809,05 STB untuk Formasi Talangakar. Dengan harga tersebut reservoarnya di katakan besar produksinya untuk kedua formasi itu. Pada case ke-2 tentang berapa rate yang harus di setting agar bisa terus di produksikan sumur itu selama 24 tahun terhitung dari 39 tahun – 63 tahun. Disini kita menggunakan asumsi pwf untuk mendapatkan nilai Q pada kurva IPR, pada case

sebelumnya kami mendapatkan nilai remaining reserve yang besar sehingga kami sebagai perusahaan ingin menguras sumur sebesar besarnya untuk itu perlu nilai Q yang besar dan nilai Pwf yang bisa membuat hidrokarbon tersebut bisa mengalir ke permukaan. Dari kurva IPR yang diasumsi didapatkan nilai Pwf sebesar 300 psi dengan Qo sebesar 105,4093298 Bbl/day. Pada case ke-3, tentang berapa nilai Pwf masing – masing formasi jika reservoir turun 5 % setiap 6 tahun, jika pressure loss tubing 50 psi dan bagaimana well completion nya. Berdasarkan perhitungan yang telah kami lakukan untuk mencari nilai Pwf menggunakan rumus darcy satu fasa Q= 𝑃𝐼 × (𝑃𝑠 − 𝑃𝑤𝑓), dimana Pres 1800 psi konstan dan Q untuk setiap 6 tahun akan berkurang 5 % terhitung 39 tahun sampai ke 63 tahun. Selanjutnya dapat kita bandingkan antara formasi batu raja dan talang akar terjadi pressure loss sebesar 50 psi, pressure loss ini turut mempengaruhi jenis well completion yang akan digunakan. Menurut kami, jenis well completion yang digunakan yaitu comingle tubing completion dengan menggumakan gravel pack.

6.

Kesimpulan 1. Perhitungan remaining reserve dengan diasumsikan salah satu sumur menggunakan tenaga pendorong water drive telah diproduksikan selam 39 tahun dengan laju rate konstan didapatkan nilai sebesar 14060025,12 Bbl untuk formasi batu raja dan 70274809,05 Bbl untuk formasi talangakar. Dengan harga tersebut reservoarnya di katakan besar produksinya untuk kedua formasi itu. 2. Perhitungan rate konstan yaitu menggunakan asumsi pwf untuk mendapatkan nilai Q pada kurva IPR. Asumsinya tidak boleh Qmax karena Pwf nya 0sehingga

tidak bisa mengalir keatas. Jadi, cari nilai pwf yang bisa membuat fluida produksi mengalir dan Qnya besar agar pengurasan nya maksimal. 3. Berdasarkan perhitungan untuk mencari nilai Pwf menggunakan rumus darcy satu fasa Q= 𝑃𝐼 × (𝑃𝑠 − 𝑃𝑤𝑓), dimana Pres 1800 psi konstan dan Q untuk setiap 6 tahun akan berkurang 5 % terhitung 39 tahun sampai ke 63 tahun. 4. Pada formasi batu raja dan talang akar terjadi pressure loss sebesar 50 psi, pressure loss ini turut mempengaruhi jenis well completion yang akan digunakan. Menurut kami, jenis well completion yang digunakan yaitu comingle tubing completion dengan menggunakan SSD. 7.

Persembahan Penulis mengucapkan terimakasih yang sebesar-besarnya kepada seluruh asisten laboratorium “Analisa Inti Batuan”. Dan penulis juga ingin mengucapkan terimakasih kepada keluarga SPEARHEADS atas dukungannya, sehingga paper ini dapat terselesaikan dengan baik. 8.  





Referensi Tarek, Ahmed: Reservoir Engineering Handbook, 4th edition, Elsevier Inc, Burlington, USA, 2010. Irwin, Winanda dalam paper “Penetuan Isi Awal Minyak dan Peramalan Produksinya dengan Decline Curve Analysis di Lapangan R”, Seminar Nasional Cendikiawan 2015. Firmansyah Yusi, dkk dalam Paper “Sikuen Stratigrafi Formasi Talang Akar Lapangan DR, sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan”,bulletin of scientific contribution volume 14 no 3,2016. Tim Gazprom, dalam paper “Analisa Petrofisik Batuan Karbonat dari Bukit Bayat, Klaten, untuk menentukan potensi batuan sebagai batuan reservoir”, jurusan teknik Perminyakan UPNYK, 2016.

LAMPIRAN DESKRIPSI BATUAN NILAI m Unconsolidated rocks (loose 1.3 sands, oolithic limestone) Very slightly cemented 1.4 sampai 1.5 Slightly cemented (mayoritas batupasir dengan porositas 1.6 sampai 1.7 20% atau lebih) Moderately cemented (batupasir terkonsolidasi 1.8 sampai 1.9 dengan porositas kurang dari sama dengan 15%) Highly cemented (batupasir berporositas rendah, gamping, 2.0 sampai 2.2 dolomit) *menurut buku Petroleum Reservoir Engineering oleh J. W. Amyx, D. M. Bass, Jr., dan R. L. Whiting. *

Gambar Well Completion dengan menggunakan comingle tubing completion dan gravel pack