Tk - Tekprod-migas-1[85].pdf

TK1210772

TEKNIK PRODUKSI MIGAS TEKNIK KIMIA – FTI UPNVY

Pengampu : Ir. Wibowo, MT

Vitae Nama

: Wibowo

Alamat Kantor

: Prodi Teknik Perminyakan - FTM UPN “Veteran” Yogyakarta Jl. SWK 104 (Lingkar Utara), Condongcatur Yogyakarta - 55283, Indonesia. Phone /Fax. +62 274 487 815; 486.056 Mobile. +62 817 6886 818 E mail: [email protected] -

Petroleum Engineering - Universitas Pembangunan Nasional (UPN) “Veteran” Yogyakarta Magister Sain (MS) Petroleum Engineering Institut Teknologi Bandung

AGENDA ● Pendahuluan ● Karakteristik Reservoir ● Aliran Fluida Melalui Media Pori ● Potensi Formasi Productif ● Sumur Sembur Alam

● Aliran Fluida Melalui Pipa ● Analisa Nodal ● Sumur dengan Energi Buatan ● Problem Produksi

AGENDA ● Pendahuluan ● Karakteristik Reservoir ● Aliran Fluida Melalui Media Pori ● Potensi Formasi Productif ● Sumur Sembur Alam

● Aliran Fluida Melalui Pipa ● Analisa Nodal ● Sumur dengan Energi Buatan ● Problem Produksi

Oil & Gas Production Components Surface Prod. Eq.: Well Head X-Mastree and/or Pumping eq. Flow Line Processing Fluids

Well

Casing & Tubing

Perforation

Reservoir Rock

Cap Rock

Fluids

Reservoir Trap

Teknologi Produksi Migas difungsikan sebagai cara bagaimana operasi produksi migas dapat menghasilkan produksi optimum, dengan melakukan analisis & optimasi produksi pada system yang ada.

MANFAAT ANALISIS PRODUKSI  Optimasi laju produksi  Menentukan laju produksi yang dapat diperoleh secara sembur alam  Meramalkan kapan sumur akan “mati”  Memeriksa setiap komponen dalam sistem produksi untuk mementukan adanya hambatan aliran  Menentukan saat yang terbaik untuk mengubah sumur sembur alam menjadi sembur buatan atau metode produksi satu ke metode produksi lainnya

METODOLOGI OPTIMASI PRODUKSI  Memahami komponen Inflow Performance  Memahami komponen Outflow Performance, yang merupakan integrasi dari kinerja : # # # #

Vertical Lift Performance Choke Performance Horizontal Flow Performance Separator

 Memahami hubungan inflow dan outflow performance  Memahami diskripsi hubungan Tekanan versus Kedalaman pada berbagai metode produksi (lifting methods)

Sistem & Pressure Drop pada Operasi Produksi Pwh

Separator

Surface Choke

Psep

Pdsc Safety Valve

Pusv

Bottom Hole Restriction

Pdr Pur

Pwf

DP1 = Pr - Pwfs DP2 = Pwfs - Pwf DP3 = Pur - Pdr DP4 = Pusv - Pdsv DP5 = Pwh - Pdsc DP6 = Pdsc - Psep

= Loss in Porous Medium = Loss across Completion = Loss across Restriction = Loss across Safety Valve = Loss across Surface Choke = Loss in Flowline

DP7 = Pwf - Pwh = Total Loss in Tubing DP8 = Pwh - Psep = Total Loss in Flowline

Pwfs

_ Pr

Pe

PROCESS FLOW DIAGRAM (PFD)

HYSYS PFD FLOWSHEET

Bila Produksi Sumur Menurun ? Natural atau Problem Produksi?

AGENDA ● Pendahuluan ● Karakteristik Reservoir ● Aliran Fluida Melalui Media Pori ● Potensi Formasi Productif ● Sumur Sembur Alam

● Aliran Fluida Melalui Pipa ● Analisa Nodal ● Sumur dengan Energi Buatan ● Problem Produksi

Tinjauan Umum

Karakteristik Reservoir • • • •

Reservoir Components Depositional System Hydrocarbon Reservoirs Rock & Fluid Properties

• Driving Mechanism • In Place - Reserve • Reservoir Performance Water in Oil Emulsion or Dissolved

(Gas)

(Oil)

Immobile Water

Reservoir Rock

Dissolved Gas (Water) Oil & Gas in Wtr Emulsion or Dissolved

Cap Rock Fluids

Reservoir Trap

Reservoir Components

Depositional System

Fluvial System

HydroCarbon Formation Gaya-gaya yang bekerja pada kulit bumi menyebabkan kompaksi, perlipatan dan mematahkan lapisan batuan  Sejumlah mineral halus meleleh dan menyemen batuan 

Schematic Reservoir Layering Profile NW

N- 4

N- 2

N- 8

SE BETA FS 34

MF 4

MF 6

FS 64 0.25 km 1 km

Hydrocarbon Reservoirs   

HidroCarbon bermigrasi dari batuan sumber ke lapisan batuan lain melalui lapisan porus, patahan, rekahan dsb Sering kali hidrokarbon muncul ke permukaan atau terjebak pada struktur bawah permukaan Jenis Perangkap : PERANGKAP STRUKTUR : Perangkap yang terbentuk akibat adanya gejala-gejala tektonik atau struktur, seperti Perlipatan, Patahan, Unconformity dan Dome

PERANGKAP STRATIGRAFI :

Perangkap yang terbentuk karena perubahan lithologi, perubahan fasies atau batuan penghalang permeabilitas.

PERANGKAP KOMBINASI :

Perangkap yang terbentuk karena kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi

Perangkap Struktur Perangkap Stratigrafi Perangkap terbentuk akibat gejala tektonik atau struktur, seperti perlipatan, patahan, salt dome atau ketidak selarasan.

Perangkap yang terbentuk akibat perubahan lithologi, fasies atau adanya penghalang permeabilitas.

Perangkap Kombinasi Perangkap kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi

patahan & pengendapan porous permeabel

Perlipatan & pembajian

Hydrocarbon Reservoirs Minyak dan gas mengisi struktur batuan reservoir dengan menjenuhi ruang pori.  Syarat : Porous & Permeable  Hampir semua reservoir hydrocarbon juga tersaturasi air dan umumnya berasosiasi dengan aquifer. 

◦ Suatu aquifer merupakan struktur batuan pori yang berisi air yang terhubung dengan reservoir hidrokarbon dan sangat berpengaruh untuk menjaga kondisi tekanan reservoir

Reservoir Rock Properties 

Properties of the rock material : ◦ Porosity & Pore size distribution ◦ Permeability ◦ Formation compressibility



Static rock-fluid properties : ◦ Wettability & Contact Angle

3800’ SD

3809’ (-3662’) 15’ Prob. Oil

◦ Capillary pressure & Interfacial Tension ◦ Irreducible & Connate Water Saturation ◦ Residual Oil Saturation 

Dynamic rock-fluid properties : ◦ Relative Permeability ◦ Mobility ◦ Saturation distribution during fluid displacement

3860’ SD

3864’ (-3717’)

Porosity & Pore Size Distribution Porositas adalah ukuran kapasitas penyimpanan suatu batuan Ruang pori hanya yang saling berhubungan yang menarik, Jika ruang pori terisolasi, cairan yang ada tidak dapat diproduksi  Total porosity - perbandingan total ruang pori terhadap total volume batuan 

Effective porosity - perbandingan ruang pori yang saling berhubungan terhadap total volume batuan (bulk) Porosity   

Void Volume Bulk Volume

Quartz Grain

Oil

e 

Interconnected Pore Vol. Bulk Vol.

Porositas dipengaruhi oleh : Rounded (bundar/menyudut/campuran) Sortasi (ukuran butir seragam/tidak) Kemasan/packing dan sementasi. Pemadatan/kompaksi Adanya kontribusi porositas sekunder seperti, vugs atau rekahan

Porosity = 0.08 mm

Permeability Merupakan sifat fisik batuan untuk alirankan fluida yang mengisi ruang pori batuan Absolute permeability (kabs) ◦ Permeabilitas batuan dimana hanya terdapat satu fasa (100%) fluida yang mengisi batuan  Effective permeability (kef) ◦ Permeability batuan bila terdapat dua fasa (cairan <100%). 

 (kef) utk fluida yang berbeda selalu < (kabs)



Relative permeability

ko kro  kabs

Permeability dipengaruhi oleh :  Porositas  Saturasi Fluida  Kecepatan alir fluida, Viskositas dan Tekanan  Geometri Aliran

Permeability – Darcy’s 

Persamaan Darcy’s untuk aliran fluida secara linear melalui media pori : Q

k A p p q  μ L 1

2

Dimana :

 A

p2 L

Q

k 

p1

p

q = volumetric rate (cm3/sec) k = permeability (Darcies) A = area (cm2) μ = viscosity (cp) p1 = upstream pressure (atm) p2 = downstream pressure (atm) L = length of porous media (cm)

q μ L A p 1  p 2 

1000 md = 1 D

Saturasi Fluida Saturasi Fluida di definisikan sebagai fraksi volume pori yang diisi oleh fluida yang terkandung Saturation 

V V

specific fluid pore space

Sw = water saturation Sg = gas saturation So = oil saturation Sh = hydrocarbon saturation = So + Sg  

Besarnya volume air per unit volume = φ Sw Besarnya volume hydrocarbon per unit volume = φ (1 - Sw)

Sg + So + Sw = 1

(1-Sw) Sw

Hydrocarbon

Water

Matrix

Konsep dasar dari akumulasi hydrocarbon ◦ Mula-mula, ruang pori diisi 100% air ◦ Hydrocarbon bermigrasi mengisi jebakan (trap) ◦ Hydrocarbon dapat mengalir akibat gaya gravity (gravity forces) dan gaya kapiler (capillary forces) ◦ Saturasi Air Konat (Connate Water Saturation-Swc) akan tertinggal di dalam zona hydrocarbon

Static Rock-Fluid Properties

Wettability  Kecenderungan satu cairan untuk menyebarkan, atau menempel di permukaan padatan dibanding cairan lainnya Forces in Equilibrium at Oil-water Interface

Contact angle < 90° = water-wet Contact angle > 90° = oil-wet Contact angle = 90° indicates neutral or intermediate wettability

Pengaruh Wettability Terhadap Relative Permeability

Typical water-oil relative permeability characteristics for water-wet & oil-wet reservoirs: 1.0

0.8

Oil 0.6 0.4

Water

0.2 0

0

20

40

60

Water Sat., % PV

80

100

Typical water/oil relative permeability characteristics - strongly oil-wet rock

0.8 Relative Permeability Fraction

Relative Permeability Fraction

1.0

Relative Permeability Fraction



0.6 0.4

Oil

0.2 0

Water 0

20

40

60

80

100

Water Sat., % PV

Typical water/oil relative permeability characteristics - strongly water-wet rock

Static Rock-Fluid Properties

Capillary Pressure 

Capillary pressure - Perbedaan tekanan yang terjadi pada interface dari dua cairan tak campur (immiscible) dalam sistem kapiler • Hubungan antara saturasi air (Sw), pada setiap titik dalam media berpori terhadap tekanan kapiler pada titik tersebut diekspresikan dalam kurva tekanan kapiler • Tipe kurva: Kurva Drainage - menunjukkan perubahan saturasi dimana non-wetting phase menggantikan wetting phase Kurva Imbibisi - menunjukkan perubahan saturasi dimana wetting phase menggantikan non-wetting phase

Static Rock-Fluid Properties









Lapisan yang kurang permeabel dapat memiliki zona transisi lebih besar & saturasi connate water lebih tinggi Kesalahan menghitung tekanan kapiler dapat menyebabkan perkiraan OOIP lebih optimis atau pesimistis Kurva tekanan kapiler merepresentasikan sifat diskrit dari sampel tunggal dimana hal ini diperlukan saat scaling up ke reservoir Distribusi saturasi yang berasal dari data tekanan kapiler terukur merupakan karakteristik khas reservoir tsb, dan saturasi ini harus dikalibrasi dengan data log

Sw = Swir

5000

Top of OW Transition Zone

Depth

Capillary Pressure

OWC 5800 0

100%

Water Saturation, Swc

h Pc (Sw )  (  w  o ) 144 h = Liquid height from WOC, ft w = water density, lb/cuft o = oil density, lb/cuft

Static Rock-Fluid Properties

Irreducible & Connate Water Saturation Irreducible water saturation, Swir ◦ Saturasi minimum (kurva capillary pressure hampir vertikal) ◦ Saturasi maximum tanpa air yang dapat mengalir  Connate water saturation, Swc ◦ Saturasi air dalam reservoir saat ditemukan, dapat Sw c≥ Swir ◦ Apabila Swc > Swir maka air konat merupakan fasa mobile ◦ Dalam kebanyakan perhitungan diasumsikan Sw c = Swir 

0.8

Oil

0.6 0.4

Water

0.2 0

0

20

40 60 80 Water Sat., % PV

100

Typical water/oil relative permeability characteristics - strongly oil-wet rock

Umumnya batuan memiliki kecenderungan basah air (water wet) dari pada basah minyak (oil wet)

Sw = Swir

5000

Top of OW Transition Zone

Depth

Relative Permeability Fraction

1.0

5800

OWC 0

100%

Water Saturation, Swc

Heterogenitas Reservoir 

Heterogenitas Reservoir yang dapat mempengaruhi productivity dan recovery minyak : ◦ ◦ ◦ ◦ ◦ ◦ ◦ ◦

Pay discontinuities/pinchouts Faults Permeability variations/anisotropy Porosity variations Horizontal fractures Vertical fractures Vertical flow barriers (shales, etc.) Formation dip

Heterogenitas Reservoir 

Metode yang digunakan untuk identifikasi reservoir: ◦

Analisa data core, log, dan well test

◦

Studi lithologi Detail

◦

Pressure transient testing :  Pulse tests  Interference tests untuk identifikasi arah dan kualitas kecenderungan permeabilitas  Identifikasi Fault atau barrier

◦

Environment of deposition:  Identifikasi lingkungan pengendapan memungkinkan untuk mengetahui kemungkinan adanya perubahan dan arah ukuran butir, orientasi butir, permeabilitas dll

Fluids Properties Fluida reservoir adalah fluida yang terakumulasi dan terdistribusi dalam formasi batuan, yang terdiri dari : Water in Oil Emulsion or Dissolved

Hidrokarbon : - minyak bumi atau kondensat - gas bumi atau gas alam (Oil) Non-Hidrokarbon : - air formasi (brine water)

(Gas)

Dissolved Gas

(Water)

Immobile Water Oil & Gas in Wtr Emulsion or Dissolved

Crude Fractions

Separator Gas

Sifat Fisik Fluida Reservoir 

Densitas Minyak Densitas minyak (ρo) biasanya dinyatakan dalam spesific grafity (SG ) atau derajat API.

 SG minyak  

o w

OAPI

141.5  131.5 SG

 Viskositas Minyak Viskositas minyak adalah suatu ukuran besarnya keengganan minyak untuk mengalir dengan satuan cp atau gr / (cm.sec)

Kelarutan Gas dalam Minyak (Rs) Banyaknya SCF gas yang terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 oF

 P  0 , 0125  API  0 , 00091 ( T - 460)  Rs   g   1,4  x 10  18 , 2    Rs = kelarutan gas dalam minyak , scf/stb g = specific gravity gas, lb/cuft P = pressure, psi T = temperatur, oF OAPI

= oil gravity

1, 2048

Faktor Volume Formasi Minyak (Bo) Definisi : Perbandingan volume minyak dan gas terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60oF) Di atas Pb :

  p    B o  B ob EXP   A ln   Pb   

Di bawah Pb :

 g B o  0 ,9759  0 , 000120  Rs     o

dimana :



  

0,5

  1, 25 (T - 460)  

1, 2



A  105  1433 5Rs  17,2( T  460)  1180 gs  12,61o API   Psep    gs   g 1  5 ,912( 10 5 )(  o )( Tsep  460 )Log    114 ,7 

PVT Variation with pressure Rsi

Pb

Pressure

Pi

GAS ALAM Merupakan sumberdaya alam yang terdiri dari : • senyawa hidrokarbon (CnH2n+2) • komponen non hidrokarbon (H2O, N2 , CO2 , H2S dsb). Produksi gas alam dipermukaan dapat merupakan : • Produk utama (non-associated gas), atau • Produk ikutan dari minyak bumi (associated gas) Gas alam merupakan gas nyata, shg berlaku teori keadaan berhubungan : PV = ZnRT Z merupakan faktor penyimpangan gas yang merupakan fungsi dari Pr & Tr (reduced) yang merupakan ratio P & T terhadap nilai kritisnya, dan merupakan fungsi dari komposisi gas alam.

Natural Gas

Gas Deviation Factor Z



Read Pc ,Tc



Calculate Pr ,Tr



Read Z

Faktor Volume Formasi Gas (Bg) Perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan volume gas dengan kondisi standar (60 oF, 14,7 psia), bbl/scf Z r Tr B g  0.00504 Pr

bbl / scf

Zr = faktor Z Pr = pressure, psi Tr = temperatur, oR

v

Bo Bg

AIR FORMASI Air (H2O) adalah pelarut universal, dan mempunyai kemampuan yang besar untuk melarutkan sejumlah zat organik maupun zat anorganik baik logam maupun non-logam yang kontak dengannya. Pada keadaan murni, sifat fisik air secara umum adalah sebagai berikut* : Berat molekul : 18 Densitas @ 4oC : 1 gm/ml Titik leleh : 0 oC Titik didih : 100 oC

Sifat Fisik Air Tekanan

Spesifik

Tegangan Permukaan

ml/gm

dyne/cm

mmHg

0,9982

1,00013

-

-

Padat

1,0000

1,00000

75,06

6,101

1.567

Suhu

Densitas

oC

gm/ml

0 4

Volume

Uap

Viskositas cp

0.801 30

0,9957

1,00440

71,18

31,824

1.000 (pd 20.2oC)

100

0,9584

1,04340

58,85

760,000

Disadur dari “Corrosion and Water Technology”, Loyd W. Jones

0.284

Formation Conditions 1. Tekanan Reservoir - Tekanan Overburden - Tekanan Fluida Pori/Hidrostatik - Tekanan Kapiler 2. Temperatur Reservoir.

Tekanan Overburden Tekanan overburden merupakan tekanan akibat berat batuan dan fluida yang dikandung dalam pori batuan yang terletak di atas lapisan produktif

Po  Po

Gmb  G fl A

 D1    

ma

+ 

fl

= tekanan overburden, psi

Gmb = berat matrik batuan formasi, lb Gfl

= berat fluida yang terkandung dalam pori batuan, lb

A

= luas lapisan, in2

D

= kedalaman vertikal formasi, ft



= porositas, fraksi

ma = densitas matrik batuan, lb/cuft fl

= densitas fluida, lb/cuft

Tekanan overburden ~ 1 psi/ft

Tekanan Fluida Pori Tekanan fluida pori, fungsi density fluida besarnya antara 0,433 – 0,45 psi/ft

Tekanan Kapiler h  w   o  Pc  144 dimana : Pc = h = w = o =

tekanan kapiler, psi selisih tinggi permukaan antara dua fluida, ft densitas air, lb/cuft densitas minyak, lb/cuft

Temperature Reservoir  Temperatur akan mengalami kenaikan dengan bertambahnya kedalaman (gradien geothermal) yang dipengaruhi oleh jarak dari pusat magma. harga rataratanya adalah 2oF/100 ft.

Td = Ta + (GTH x D) Td = Ta = GTH = D =

temperatur reservoir pada kedalaman d ft, oF temperatur pada permukaan, oF gradient temperatur, oF kedalaman, ratusan ft

GTH : bervariasi 1 s/d 2 OF/100 ft TEMPERATUR RESERVOIR (Empiris) : • T,OF = Tsc + 0.02 h • T,OF = Tsc + Gr.T h Gr.T : bervariasi 1 s/d 2 OF/100 ft

Jenis Reservoir Berdasarkan Diagram Fasa 4000

Bubble point atau Dissolved gas reservoirs

3500

Dew point atau Retrograde Gas-Condensate reservoirs

 Reservoir Minyak

A

B

3000

Critical point

C 2500 80%

2000

C1 40%

1500 1000

50

B1

D 20%

 Reservoir Gas Condensate

100

10%

0%

B3

A2 0

 Reservoir Gas

B2

60%

500

Single-phase gas reservoirs

150

200

Temperatur, oF

A1 250

300

350

Mekanisme Pendorong (Drive Mechanism)



Water Drive Reservoir



Solution Gas Drive Reservoir

Gas Cap Drive Reservoir  Segregation Drive Reservoir  Combination Drive Reservoir 

Tenaga Pendorong Fluida Tenaga Pendorong Alami Tenaga Pendorong Buatan (Optimalisasi Produksi)

Tenaga Pendorong akan mempengaruhi kinerja tekanan reservoir, productivitas sumur dan berakibat pada tingkat pengurasan (Recovery Faktor)

Cadangan Reservoir (Volumetris)

Dengan asumsi, reservoir diisi oleh hydrocarbon (HC) dan air connat, cadangan ditempat (in place) reservoir dapat dihitung menggunakan persamaan :

InPlace  Vb 1  S wc 

S hc  1  S wc 

◦ Vb = bulk volume of the rock ◦ Ø = rock porosity ◦ Swc = connate or irreducible water saturation

Perkiraan In-Place Reservoar Minyak (N)

N

7758 A h  1  Swi  Boi

RESERVE = OOIP x EUR

REM. RESERVE = RESERVE - Np

EUR = Expected Ultimate Recovery

Np

Reserve = Cadangan yang dapat diambil

Rem. Reserve = Cadangan Sisa

= Cummulative Production

Perkiraan In-Place Reservoar Gas (G) G dimana G 43560 A H  Swi Bgi

43560 Ah  1  Swi  Bgi = = = = = = =

Initial Gas in Place, SCF Faktor konversi Scf/acre-ft. Luas daerah produktif Ketebalan bersih formasi, ft. Porositas, fraksi. Saturasi air awal, fraksi. Faktor volume formasi gas, bbl/SCF.

Cadangan = OGIP – Gas Abandon.  1 1   Gp  43560 Ah 1  Swi    Bgi Bga 

Metoda P/Z versus Gp Secara material balance,jika data PVT, data kumulatif produksi dan tekanan reservoar cukup tersedia, Initial Gas in Place (G), dapat ditentukan:

Pi T f Psc G p P   Z Zi T sc B gi G Dengan membuat plot antara P/Z terhadap Gp didapat suatu garis lurus, dengan kemiringan (Tf Psc/ Tsc Bgi G) 2400

P/Z

Abandonment P/Z Water drive 1600

800

Abandonment P/Z Closed Reservoir 0 0

100

200

Cumulative Gas Produced

300

400

Kinerja Reservoir Kinerja reservoir (Reservoir Performance) biasa direpresentasikan dengan Production Performance : 1. 2. 3. 4. 5.

Waktu Waktu Waktu Waktu Waktu

vs vs vs vs vs

Tekanan Reservoir Laju Produksi (Qo, Qw, Qg) Ratio Produksi (WC, OC, GLR) Jumlah Sumur Ber Produksi Ukuran Choke/Bean

Dalam satu tampilan (Kurva)

AGENDA ● Pendahuluan ● Karakteristik Reservoir ● Aliran Fluida Melalui Media Pori ● Potensi Formasi Productif ● Sumur Sembur Alam

● Aliran Fluida Melalui Pipa ● Analisa Nodal ● Sumur dengan Energi Buatan ● Problem Produksi