Post on 07-Dec-2015
description
http://nanangsugiarto.wordpress.com/2008/03/25/dasar-dasar-teknik-reservoir-2/
Water Drive
Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan tekanan yang dimiliki
oleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan
direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak
yang telah terproduksi. Energi ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada pada kondisi
bertekanan. Pada umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dengan
merembesnya air ke reservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yang biasa disebut
dengan water drive.
Hal ini dapat dilihat pada gambar 10. yang memperlihatkan proses pendorongan air terhadap
minyak.
Reservoir berpendorong air memiliki cirri-ciri sebagai berikut :
1. Penurunan tekanan reservoir relative kecil
2. GOR permukaan rendah
3. Produksi air mula-mula sedikit kemudian bertambah banyak karena minyak didorong oleh air
http://andy-migas.freevar.com/mekanisme_pendorong_reservoir.htm
Water Drive ReservoirTerjadinya aliran fluida dari reservoir ke permukaan disebabkan tenaga dorong air yang mengisi pori-pori yang ditinggalkan minyak, baik dari bawah samping maupun dari kedua-duanya.Ciri-ciri :- Tekanan relatif stabil (tetap tinggi)- GOR rendah dan konstan- WOR meningkat kontinyu- Perilaku : sumur sembur alam sampai air berlebihan- Perolehan minyak (RF) cukup tinggi (35-60)%
http://zefanovalerylomarga.blogspot.com/2013/10/maca-macamjenis-jenis-natural-drive.html
Water Drive Reservoir
Reservoir water drive mempunyai karakteristik yang dapat dipakai untuk mencirikan mekanisme
pendorongnya, yaitu :
1. Penurunan tekanan reservoir adalah relatif kecil dan prosesnya bertahap, karena volume air
yang masuk ke reservoir sebanding dengan volume minyak yang dikeluarkan.
2. Adanya air formasi yang ikut terproduksikan.
3. Water Oil Ratio (WOR), berubah dengan cepat dan membesar secara berlebihan, pada saat
sumur menembus zona minyak pada struktur yang rendah.
4. Gas Oil Ratio (GOR) produksi relatif konstan, hal ini dikarenakan tekanan reservoir tetap
besarnya di atas tekanan gelembung (Pb) untuk waktu yang lama sehingga tidak ada gas bebas
di dalam reservoir (tidak ada initial gas cap), dan hanya ada gas terlarut yang ikut terproduksi
bersama dengan minyaknya.
5. Harga PI relatif tetap, karena penurunan tekanan relatif kecil selama masa produksi.
6. Selama masa produksi sering dijumpai tekanan tetap lebih besar dari tekanan gelembung untuk
waktu yang lama, sehingga produksi berupa satu fasa minyak.
7. Biasanya dijumpai pada perangkap struktur.
8. Recovery oil (minyak yang dapat dikuras) dari reservoir adalah berkisar antara 40 % - 85 %.
http://adrani.blogspot.com/2011/12/hubungan-energi-resevoir-dengan-
tekanan.html
Water
Drive.Selama produksi air mendesak masuk kedalam reservoir mengisi pori-pori
batuan yang ditinggalkanoleh minyak yang terproduksi
mekanisme ini merupakan tenaga pendorong yang paling baik.
Karakteristik :
1. Penurunan tekanan reservoir sangat pelan
2. Produksi air akan cepat naik pada sumur – sumur yang diproduksikan pada str
uktur bawah
3. Perbandingan gas dan minyak pada umumya konstan, terutama pada reservoi
r yang tidak memiliki tudung gas.
4. Produksi harian minyak stabil dan akhirnya menurun dengan meningkatnya ke
naikan kadar air
5. Pendapatan minyak (recovery) pada umumnya tinggi, yaitu sekitar 40 -70 %
http://www.industrimigas.com/2012/08/drive-mechanism-tenaga-dorong-reservoir.html
contoh gambar drive mechanism
http://nanangsugiarto.wordpress.com/2008/03/25/material-balance-2/
1.3.3. Natural Water Drive
Penurunan tekanan di reservoir karena adanya produksi fluida akan membuat air dari aquifer
mengembang dan mengalir ke reservoir merupakan prinsip utama dari reservoir natural water
drive.
Secara matematis, Water Influx bisa ditentukan dengan :
yang memperlihatkan bahwa kompresibilitas total aquifer adalah penjumlahan langsung dari
kompresibilitas pori dan kompresibilitas air, ini karena ruang pori terisi sepenuhnya oleh air.
Persamaan tersebut hanya berlaku untuk aquifer yang kecil, kecuali jika nilai Wi cukup besar.
Jika ukuran aquifer cukup besar, persamaan diatas menjadi tidak valid lagi. Ini disebabkan karena
persamaan mengasumsikan bahwa penurunan tekanan sebesar ΔP di batasan reservoir, akan
didistribusikan secara langsung ke keseluruhan aquifer. Alasan ini hanya bisa diterima jika
ukuran dan dimensi aquifer sama persis dengan reservoir itu sendiri. Untuk aquifer yang
berukuran sangat besar, akan terdapat selang waktu antara terjadinya penurunan tekanan di
reservoir sebelum aquifer dapat merespon sepenuhnya, yang menyebabkan reservoir natural
water drive ini tergantung pada waktu. Fenomena ini sebenarnya cukup rumit untuk diterangkan
hanya dengan menggunakan persamaan Material Balance.
Kembali ke persamaan Material Balance dengan penjabaran dari Havlena dan Odeh, yang
berbentuk (Bw = 1) :
F=N(Eo+mEg+Efw)+We
Term Efw seringkali diabaikan dalam perhitungan natural water drive dan jika reservoir tidak
memiliki gascap, maka persamaan akan bisa direduksi menjadi :
(4.14) bisa dirubah menjadi :
Karakteristik pemplotan Fe/Eo dengan We/Eo terangkum dalam gambar berikut
Gambar 1.9. Plot (F/Eo) vs (We/Eo)
Jika reservoir memiliki gas cap, maka persamaan (1-15) akan berbentuk :
F=N(Eo+mEg)+We
atau,
dengan karakteristik pemplotan sama dengan gambar (1.9)
http://iatmismmigas.wordpress.com/2012/06/20/metode-perhitungan-cadangan-volumetris/
1.1. Metode Volumetris
Metode volumetris digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan reservoir pada
suatu lapangan minyak atau gas yang baru, dimana data-data yang tersedia belum
lengkap. Data-data yang diperlukan untuk perhitungan perkiraan cadangan secara
volumetris, yaitu bulk volume reservoir (Vb), porositas batuan (f), saturasi fluida (Sf), dan
faktor volume formasi fluida. Perhitungan perkiraan cadangan secara volumetris dapat
digunakan untuk mengetahui besarnya initial hidrocarbon in place, ultimate recovery,
dan recovery factor.
1.1.1. Penentuan Initial Oil In Place (IOIP)
Pada batuan reservoir yang mengandung satu acre-feet pada kondisi awal, maka
volume minyak dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut:
Sedangkan untuk sejumlah gas mula-mula (initial gas in place) dapat ditentukan dengan
persamaan:
Pada persamaan diatas, besaran yang perlu ditentukan terlebih dahulu adalah volume
bulk batuan (Vb). Penentuan volume bulk batuan (Vb) ini dapat dilakukan secara analitis
dan grafis.
1.1.1.1. Penentuan Volume Bulk Batuan Secara Analitis
Langkah pertama yang dilakukan dalam menentukan volume bulk batuan
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 setiap puncak formasi. Sedangkan peta
isopach merupakan peta yang menggambarkan garis- garis yang menghubungkan titik-
titik dengan ketebalan yang sama dari formasi produktif. (Gambar 3.1).
Gambar 4.1.
Peta Isopach
(a). Total Net Sand, (b). Net Oil Sand,
(c). Completed Isopach Map of Oil Reservoir(Amyx, J. W., D. M. Bass, Jr. and R. L. Whiting, 1960,”Petroleum Reservoir Engineering-Physical Properties”)
Setelah peta isopach dibuat, maka luas daerah setiap garis isopach dapat
dihitung dengan menggunakan planimeter dan diplot pada kertas, yaitu luas lapisan
produktif versus kedalaman.
Jika peta isopach telah dibuat, maka perhitungan volume bulk batuan dapat dilakukan
dengan menggunakan metode: Metode Pyramidal
Metode ini digunakan apabila perbandingan antara luas garis isopach yang berurutan £
0,5 yang secara matematis dituliskan:
Metode Trapezoidal
Metode ini digunakan apabila perbandingan antara luas garis isopach yang berurutan >
0,5 yang secara matematis dituliskan:
Metode Simpson
Metode ini digunakan jika interval kontur dan isopach tidak sama (tidak teratur) dan
hasilnya akan lebih teliti jika dibandingkan dengan metode trapezoidal yang secara
matematis dituliskan:
1.1.1.2. Penentuan Volume Bulk Batuan Secara Grafis
Penentuan volume bulk batuan secara grafis dilakukan dengan cara membuat plot
antara ketebalan yang ditunjukkan oleh tiap-tiap garis kontur terhadap luas daerah
masing-masing, seperti terlihat pada Gambar 3.2. Dari gambar tersebut terlihat
bahwa volume bulk batuan merupakan luas daerah yang ditunjukkan dibawah kurva.
Gambar 4.2.
Contoh Grafik Penentuan Volume Bulk Batuan(Amyx, J. W., D. M. Bass, Jr. and R. L. Whiting, 1960,”Petroleum Reservoir Engineering-Physical Properties”)
1.1.2. Ultimate Recovery (UR)
Ultimate recovery merupakan jumlah maksimum hidrokarbon yang diperoleh dari reservoir
dengan mekanisme pendorong alamiahnya. Ultimate recovery ini biasanya dinyatakan
dengan parameter unit recovery (UR), yang merupakan hasil bagi antara ultimate
recovery terhadap volume bulk batuan yang dapat diproduksikan oleh beberapa pengaruh
mekanisme pendorong sampai saat abandonment. Untuk mengetahui besarnya ultimate
recovery harus diketahui data- data seperti mekanisme pendorong yang dominan,
saturasi fluida mula-mula, dan akhir dari masa produksi (tekanan abandonment), serta
faktor volume formasi minyak dan gas sebagai fungsi tekanan. Ultimate recovery ini dapat
dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut:
UR = N x RF………………………………..………………….….(4-7)
Keterangan :
N : initial oil or gas in place, satuan volume
RF : recovery factor, fraksi
Secara volumetris, ultimate recovery ini ditentukan dengan persamaan sebagai berikut:
Unit recovery pada reservoir gas dengan mekanisme pendorong water drive yaitu:
1.1.3. Recovery Factor (RF)
Untuk jumlah cadangan yang dapat diperoleh dipermukaan, maka terlebih dahulu perlu
diketahui harga recovery factor(RF) yaitu perbandingan antara recoverable
reserve dengan initial oil in place (fraksi), atau dapat ditulis dengan persamaan sebagai
berikut: