TM 4217 - TEKNIK GAS BUMITUGAS AKHIR
LAPORAN ANALISIS DAN EVALUASI LAPANGAN TMNama: Mochamad Zaky
Faisal12211009 Muhamad Zevni Kurniadi12211013 Luthfan Nur
Azhim12211038 Nadira Octavia Wisesa12211054 Aldiano Falah
Hardama12211070Dosen: Prof Dr. Ir. Doddy Abdassah Ph.D.
M.Sc.Tanggal pengumpulan: Selasa, 19 Mei 2015
PRODI TEKNIK PERMINYAKANFAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN
PERMINYAKANINSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG2015DAFTAR ISIDAFTAR TABEL
DAFTAR GAMBARKATA PENGANTAR
Alhamdulillah, segala puji dan syukur akan selalu tim penyusun
panjatkan kepada Allah SWT karena hanya berkat rahmat dan
karunia-Nya tim penyusun memperoleh kesempatan untuk dapat
menyelesaikan Tugas Akhir Mata Kuliah Teknik Gas Bumi TM4217 berupa
Laporan Analisis dan Evaluasi dalam perencanaan pengembangan proyek
LAPANGAN TM.Laporan ini disusun sebagai syarat kelulusan Mata
Kuliah Teknik Gas Bumi TM4217. Penyusun juga berharap agar laporan
ini dapat membantu dalam mendeskripsikan, memaparkan skenario
pengembangan optimum, dan prediksi performa LAPANGAN TM, sehingga
mungkin juga dapat menjadi sumber informasi dan referensi bagi
civitas akademika lain yang mungkin membutuhkan.Pada kesempatan
kali ini penyusun ingin mengucapkan terima kasih pada Prof Dr. Ir.
Doddy Abdassah selaku pengajar Mata Kuliah Teknik Gas Bumi TM4217,
serta kepada Dr. Dedy Irawan ST. MT. yang juga telah membagi ilmu
beliau kepada kami, dan tidak lupa semua pihak yang turut membantu
dalam penyusunan laporan ini.Penyusun menyadari bahwa laporan ini
masih jauh dari sempurna baik dari segi isi maupun bentuk, oleh
karena itu penyusun terbuka dalam penyampaian kritik dan saran yang
bersifat membangun dari berbagai pihak demi kesempurnaan laporan
ini.Mohon maaf atas segala kekurangan, semoga laporan ini
bermanfaat bagi pembaca dan penyusun.
Bandung, Mei 2015
Penyusun
BAB IPENDAHULUANI. Latar Belakang LapanganLapangan TM merupakan
sebuah lapangan gas yang terletak di Provinsi ITB dan merupakan
bagan dari ITB PSC Block. Komposisi gas pada Lapangan TM yaitu 99%
metana. Tipe reservoir berupa four-way dip closure of Globigerina
Limestone seluas 2.200 acre. Telah dilakukan pemboran sebanyak 4
sumur dan telah dilakukan test dengan Early Pliocene GL Formation
sebagai tujuan utama. Lapangan TM belum pernah dikembangkan
sebelumnya sehingga ITB Ltd. berencana untuk mengajukan POD kepada
SKK MIGAS.
II. TujuanTujuan dari tugas ini adalah sebagai berikut:1.
Melakukan analisa data reservoir yang telah di peroleh sebelumnya
untuk menentukan kuaitas reservoir. Analisis yang dilakukan terdiri
dari RCAL, SCAL, PVT dan DST (Well Test).2. Melakukan proses
pengembangan lapangan gas dengan melakukan penambahan sumur infill
dan kompresor. III. Manfaat Manfaat yang diharapkan dapat diperoleh
dari penyusunan laporan ini adalah sebagai berikut:1. Memberi saran
mengenai spesifikasi sumur infill tambahan pada lapangan tersebut
sebagai bahan pertimbangan perusahaan dalam proses pengembangan
lapangan tingkat lanjut.2. Melakukan proses analisis kualitas dari
reservoir tersebut yang dihasilkan dari hasil analisis data
reservoir.
IV. Penjelasan SoftwareDalam melakukan tugas ini, kami
menggunakan beberapa software perminyakan berikut:1.
ECLIPSEDigunakan untuk melakukan simulasi pengembangan lapangan.2.
PVTPDigunakan untuk menentukan jenis fluida reservoir (melalui
phase envelope).3. PETRELDigunakan untuk menentukan karakteristik
fluida reservoir (Bg, viskositas gas, dll).4. SAPHIREDigunakan
untuk analisa DST untuk memperoleh Absolute Open Flow.
BAB II Routine Core Analysis (RCAL)Routin Core Analysis (RCAL)
sering disebut dengan Conventional Core Analysis. Analisa ini
umumnya digunakan untuk mengukur permeabilitas udara, permeabilitas
horizontal, porositas dan saturasi gas, air atau minyak.I. Hubungan
Permeabilitas dan PorositasDari RCAL Lapangan TM diperoleh data
permeabilitas terhadap udara (Ka), permeabilitas Klikenberg (Kl)
yang telah dikoreksi, Porositas terhadap Helium, Densitas butir dan
deskripsi sampel. Sampel yang diambil sebanyak 50 buah sidewall
core dari kedalaman 3.630 4.294 ft. Data diambil pada berbagai Net
Overburden (NOB) yaitu pada tekanan ambien, 1900 psig, 2700 psig
dan 3200 psig. Hal ini dilakukan untuk merepresentasikan tekanan
overburden yang diterima core dalam reservoir. Dari dua data
permeabilitas, kami menggunakan permeabilitas Klikenberg (Kl) yang
telah dikoreksi untuk perhitungan dan simulasi.
Gambar 1 Kurva Hubungan Permeabilitas dan Porositas Berdasarkan
kurva diatas dapat dilakukan analisa litologi. Jika dilihat dari
persebaran nilai porositas-permeabilitas kemudian dibandingkan
dengan gambar dibawah, diperkirakan bahwa litologi berupa
unconsolidated sandstone dengan campuran karbonat.
Gambar 2 Plot Permeabilitas-Porositas yang Menunjukkan Litologi
Batuan
II. Analisis StatistikBerdasarkan data RCAL menggunakan data
Klinkenberg Permeability dan NOB Dengan mengacu pada Tabel 1, maka
diambil sample core lalu dikalikan dengan pressure gradien dari
Limestone.
Tabel 1 Pressure Gradient Berdasarkan Litologi
Ambil sampel core ID nomor 7 pada kedalaman 3690 ft, dengan
menggunakan tabel di atas dikalikan pressure gradient untuk
limestone sebesar 1.15 psi/ft diperoleh tekanan overburden 4243.5
psi. Untuk mengetahui NOB maka harus dikurangi oleh formation
pressure yang diperoleh dari kedalaman yang sama dari data MDT.
Ditemukan formation pressure sebesar 1822.5 psi. Maka NOB = 4243.5
psi 1822.5 psi = 2421.05 psi. Mendekati data pada NOB 2700 psi.
Maka untuk klinkenberg permeability dan helium porosity gunakan NOB
2700 psig.BAB III Special Core Analysis (SCAL)
Special Core Analysis digunakan untuk mengembangan data yang
diperoleh dari Routine Core Analysis, dan menentukan karakteristik
batuan yang lebih representative pada kondisi reservoir. Data SCAL
biasaya digunakan untuk mendukung data log dan well testing untuk
memahami karakteristik suatu sumur atau keseluruhan reservoir. Akan
tetapi harga yang diperlukan untuk melakukan analisa dengan metode
ini jauh lebih mahal dibandingkan dengan Routine Core Analysis.
Kegunaan Special Core Analysis (SCAL) Mengukur tekanan kapiler
Mengukur resistivity factor Mengukur resistivity index Mengukur
cation exchange capacity Mengukur acoustic velocity Mengukur
permeabilitas relatif gas minyak Mengukur permeabilitas relatif
minyak - air Mengukur permabilitas dan porositas fungsi tekanan
overburden Mengukur kompresibilitas pori Mengidentifikasi adanya
clay Mengukur wettability Mengidentifikasi kompatibilitas injeksi
air
Skematik Pengukuran dengan metode Special Core Analysis
Gambar 3.1 Coring, Preservation, and HandlingSejumlah besar uang
diinvestasikan dalam melakukan RCAL dan SCAL pada sampel core. Akan
tetapi, core dari suatu reservoir yang akan dievaluasi sangat mahal
untuk didapatkan. Oleh karena itu, sample core yang digunakan dalam
RCAL dan SCAL haruslah representasi dari reservoir. Untuk
memperoleh sample core dari suatu reservoir dan fluida yang
terkandung didalamnya, kita harus melakukan serangkaian proses
untuk mendapatkannya. Secara umum proses tersebut dimulai dengan
melakukan coring, recovery, wellsite handling, shipment, storage,
hingga preparation for experimentation.
Pengukuran permeabilitas relative di laboratorium terdapat 2
cara Unsteady state TestPada cara ini pengukuran digunakan dengan
prinsip menggantikan fasa fluida yang ada dengan fluida yang lain.
Berikut gambar kerja prinsip ini
Gambar 3.2 Unsteady State Procedur Steady State TestPada
pengukuran dengan menggunakan cara ini, digunakan aliran 2 fasa
yang diinjeksikan secara serempak. Berikut gambar alur kerja
prinsip ini
Gambar 3.3 Steady state ProcedurePada metode untuk pengukuran
permeabilitas relative pada fasa gas dan air ini lebih umum
digunakan metode unsteady state method, karena sulitnya untuk
menangani injeksi gas untuk periode yang sangat panjang dalam
steady state method. Pada sampel yang diperoleh pun metode uji
laboratorium menggunakan metode unsteady state.
I. Normalisasi dan DenormalisasiHasil yang diperoleh dari tes
permeabilitas relatif kadangkala menghasilkan hasil yang
bervariasi. Sehingga diperlukan perata-rataan dari masing masing
sampel yang telah didapatkan. Untuk melakukan perata-rataan ini
diawali dengan proses normalisasi untuk menghilangkan efek dari
perbedaaan initial water saturation dan critical water saturation
pada masing masing sampel. Dan kemudian dilakukan proses
denormalisasi kembali.Proses normalisasi dan denormalisasi dari
kurva permeabilitas relatif diambil dari dua sampel yang terdapat
pada data, yaitu sampel S-20 dan S-39. Data awal sampel dapat
dilihat pada gambar dibawah ini.Tabel 3.1 Gas-Water Relatif
permeability sampel 20GasGas-Water RelativeRelative
PermeabilityRelative Permeability
Saturation,Permeabilityto Gas*,to Water*,
fraction VpRatiofractionfraction
KrgKrw
0.000 0.00000.00001.0000
0.065 0.04870.03900.7996
0.074 0.05420.04170.7696
0.120 0.08700.05370.6167
0.196 0.19600.07610.3882
0.300 0.73950.12490.1689
0.345 1.40930.15350.1089
0.395 3.04470.19030.0625
0.434 5.84680.22210.0380
0.474 12.24700.25710.0210
0.494 18.42850.27540.0149
0.524 36.62920.30340.0083
0.560 78.17840.33790.0043
0.580133.73460.35730.0027
0.605260.14660.38160.0015
0.619384.41230.3950.0010
0.6390.421
Tabel 3.2 Gas-Water Relatif Permeability sampel 39GasGas-Water
RelativeRelative PermeabilityRelative Permeability
Saturation,Permeabilityto Gas*,to Water*,
fraction VpRatiofractionfraction
KrgKrw
0.000 0.00000.00001.0000
0.066 0.05640.02500.4431
0.102 0.11300.03470.3073
0.160 0.28990.05250.1811
0.194 0.48790.06600.1354
0.269 1.51040.10890.0721
0.309 2.76000.14100.0511
0.343 4.62920.17430.0376
0.383 8.60190.22110.0257
0.438 20.88830.30060.0144
0.471 36.68020.35720.0097
0.490 51.46380.39310.0076
0.533104.04770.48340.0046
0.569196.96220.56930.0029
0.600348.00020.65100.0019
0.622557.81270.71350.0013
0.6590.8087
Prosedur proses normalisasi yang dilakukan berdasarkan referensi
yag terdapat pada buku Tarek Akhmed-Reservoir enginnering Handbook.
Persamaan yang digunakan untuk proses normalisasi dapat dilihat
pada gambar dibawah ini
Gambar 3.4 Persamaan proses normalisasiHasil tabulasi
perhitungan dari proses normalisasi dapat dilihat pada grafik 3.1
dibawah ini
Grafik 3.1 Kurva Normalisasi Permeabilitas Relatif
Dari hasil grafik tersebut, maka telah diperoleh hasil
permeabilitas relatif air-gas yang merupakan hasil gabungan dari
kedua sampel core. Permeabilitas hasil normalisasi ini merupakan
representatif dari reservoir yang sedang ditinjau, tetapi masih
belum merupakan harga aslinya, sehingga perlu dilakukan
denormalisasi untuk mengembalikan permeabilitas ke nilai aslinya.
Persamaan yang digunakan untuk proses denormalisasi dapat dilihat
pada gambar dibawah ini
Gambar 3. 5 Persamaan proses denormalisasiHasil perhitungan
proses denormalisasi dapat dilihat pada Grafik 3.2 dibawah ini
Grafik 3.2 Kurva Denormalisasi permeabilitas relatifBerdasarkan
grafik 3.2 kita dapat menentukan data irreducible water saturation
dan critical gas saturation yang dibutuhkan untuk prediksi performa
reservoir kedepannya. Dari data tersebut pula kita dapat menentukan
recovery factor maksimum yang dapat diperoleh dari reservoir gas
lapangan ini.Dari grafik 3.2 diperoleh critical water saturation
sebesar 0.38175 dan critical gas saturation sebesar 0.0678.
sehingga besar recovery factor yang mungkin didapatkan hingga
sebesar 89,16%II. Evaluasi Model Saturasi Air Menggunakan J
FunctionData tekanan kapiler yang didapatkan dari sampel core hanya
merepresentasikan bagian kecil suatu reservoir, sehingga dibutuhkan
penggabungan seluruh data sampel core untuk mengevaluasi
keseluruhan karakteristik suatu reservoir. Terdapat dua metode
untuk menggabungkan data tekanan kapiler, yaity dengan menggunakan
J Function dan menggunakan pendekatan statistic yang dikembangkan
oleh Guthrie.Untuk melaukan evaluasi data tekanan kapiler, digunkan
persamaan J Function dibawah ini
Dalam meakukan evaluasi model J Function ini digunakan asumsi
besar interfacion tension yaitu 50 dynes/cm, karena tidak ada data
interfacial tension yang diberikan dari data yang tersedia.Data
core yang diambil dari reservoir, terdiri dari nilai permeabilitas
kecil sampai sedang untuk masing masing sampel. Proses evaluasi
dilakukan dengan melakukan perhitungan J-Function untuk seluruh
sampel yang tersedia dan melakukan plot antara J-Function dan
saturasi air untuk seluruh sampel. Plot antara J-Function dan
saturasi air ini dilakukan untuk mengetahui distribusi persebaran
seluruh sampel. Setelah diketahui data distribusi sampel, dilakukan
pendekatan berdasarkan kecenderungan suatu sampel. Hasil evaluasi
dapat dilihat pada grafik 3.3 dibawah ini
Grafik 3.3 Grafik J-FunctionPersamaan yang didapatkan dari
grafik ini yaitu, Y=-2.631 ln X +11.108. berdasarkan grafik 3.3
pada grafik ini sekaligus menjelaskan jenis batuan yang dimiliki
oleh reservoir, yaitu limestones. Jenis batuan limestone akan
menghasilkan data yang sangat bervariasi ketika saturasi air
rendah.Perata-rataan kurva Pc Vs Sw setelah proses perata-rataan
J-function dapat dilihat di grafik 3.4
Grafik 3.4 Kurva Pc Vs Sw hasil perata-rataan
BAB IV PVTI. Prediksi Phase EnvelopeII. Penentuan Jenis
FluidaIII. Evaluasi Impurities IV. Prediksi Kandungan Uap Air dalam
Gas
BAB V DST (Well Test)I. Interpretasi DSTII. Prediksi AOFPIII.
Prediksi Critical RateIV. Rekomendasi Laju Alir GasAnalisa Transien
TekananPada TM Field dilakukan analisa transien tekanan pada dua
kedalaman yang berbeda. Kedalaman pertama, posisi penentuan bottom
hole pressure berada pada kedalaman 3883.28 ft MD (Depth 1).
Sedangkan untuk kedalaman kedua, posisi penentuan bottom hole
pressure berada pada kedalaman 3573.28 ft MD (Depth 2). Berikut
hasil dari analisa transien tekanan pada TM Field.DEPTH 2DEPTH
1
Hasil analisa transien tekanan Depth 1 menunjukkan bahwa TM
Field pada Depth 1 memiliki nilai skin sebesar 12.7. Nilai skin
yang bernilai positif menunjukkan bahwa sumur pada Depth 1
mengalami damage. Damage ini bisa diakibatkan oleh tertahannya
solid yang terkandung pada lumpur pemboran yang masuk ke formasi
sehingga dapat menurunkan permeabilitas di sekitar sumur. Sama
halnya dengan hasil analisa transien tekanan pada Depth 2. Pada
kedalaman tersebut, didapatkan nilai skin sebesar 11.4. Nilai skin
tersebut juga menunjukkan bahwa pada kedalaman tersebut telah
terjadi damage yang penyebabnya juga sama dengan penyebab damage di
Depth 1.
Uji SumurUji sumur yang digunakan pada TM Field adalah flow
after flow test. Flow after flow test adalah uji sumur yang
berdasarkan kestabilan. Uji ini dilakukan dengan prinsip pemberian
tekanan balik yang berbeda-beda. Pelaksanaan tes ini diawali dengan
cara menstabilkan tekanan menuju ke tekanan reservoir dengan cara
menutup sumur. Setelah itu, sumur dibuka dan dilakukan beberapa
kali perubahan laju alir. Setiap melakukan perubahan laju alir,
sumur dibiarkan berproduksi sampai stabil, setelah itu dilakukan
perubahan tekanan kembali. Hasil pengujian flow after flow test
untuk Depth 1 dan Depth 2 adalah sebagai berikut.
Setelah didapatkan hasil flow after flow test diatas, dapat
dicari nilai AOFP dari sumur ini. Metode yang digunakan untuk
mencari AOFP adalah LIT untuk Depth 1 dan C and n untuk Depth 2.
Hasil uji deliverabilitas untuk menentukan AOFP disajikan pada
grafik dibawah ini.
Nilai AOFP didapatkan saat Pwf bernilai 0. Berdasarkan grafik di
atas, didapatkan nilai AOFP dari Depth 1 sebesar 74.177 MMSCF/D dan
Depth 2 sebesar 0.707 MMSCF/D. Perbedaan nilai AOFP antara Depth 1
dan Depth 2 cukup besar. Hal itu diakibatkan karena Depth 1
memiliki nilai permeabilitas yang lebih besar daripada
permeabilitas pada Depth 2. Depth 1 memiliki permeabilitas sebesar
124 mD, sedangkan Depth 2 memiliki permeabilitas sebesar 0.189 mD.
Permeabilitas Depth 1 yang lebih besar membuat fluida hidrokarbon
lebih mudah mengalir daripada Depth 2, sehingga menyebabkan AOFP
Depth 1 lebih besar daripada Depth 2.
Setelah itu, dengan menggunakan data uji deliverabilitas yang
ada, dapat dicari kurva IPR dari sumur ini. Data uji
deliverabilitas yang digunakan adalah data Depth 1 karena Depth 1
memiliki permeabilitas yang bagus jika dibandingkan dengan Depth 2.
Model reservoir yang digunakan adalah Multi Rate Jones yaitu dengan
menginput beberapa test point antara Q vs Pressure untuk membuat
kurva IPR. Berikut adalah kurva IPR yang dihasilkan.
BAB VI Optimasi Pengembangan LapanganI. Analisa Laju Alir Gas
dan Plateu TimeII. Prediksi Jumlah Sumur OptimumIII. Penggunaan
Kompresor
BAB VIIKESIMPULAN DAN SARANBerdasarkan keseluruhan uraian yang
telah disusun, dapat disimpulkan menjadi beberapa poin berikut
ini:1. Dari hubungan permeabilitas dan porositas dianalisa bahwa
litologi Lapangan TM adalah unconsolidated sandstone dengan
campuran karbonat.2. Tekanan overburden Lapangan TM sebesar 2700
psig.3. Model saturasi air.....4. Phase envelope.....5. Berdasarkan
phase envelope dan data DST lapangan TM merupakan lapangan dry gas
dilihat dari kandungan methana yang mencapai 90%.6. Impurities gas
bisa diterima di pasar karena...7. Kandungan uap air dalam gas dari
reservoir sebesar....8. Initial Gas In Place (IGIP) lapangan TM
sebesar..........9. Driving mechanism lapangan TM
adalah..........10. Besar absolute open flow yaitu....11. Critical
rate dari Lapangan TM adalah...12. Laju alir gas persumur yang aman
yaitu sebesar...13. Laju alir gas optimum yaitu...14. Jumlah sumur
optimum yaitu sebanyak.15. Jika tekanan di wellhead sebesar 100
psi, maka kompressor perlu dipasang pada tanggal..16. Kompresor
yang dibutuhkan harus memiliki HP sebesar...17. DAFTAR
PUSTAKAhttp://www.spec2000.net/10-pressure.htmDiktat Kuliah
Perencanaan Pengembangan Lapangan