laporan akhir (format baru)-scal version

35
TM 4217 - TEKNIK GAS BUMI TUGAS AKHIR LAPORAN ANALISIS DAN EVALUASI “LAPANGAN TM” Nama : Mochamad Zaky Faisal 12211009 Muhamad Zevni Kurniadi 12211013 Luthfan Nur Azhim 12211038 Nadira Octavia Wisesa 12211054 Aldiano Falah Hardama 12211070 Dosen : Prof Dr. Ir. Doddy Abdassah Ph.D. M.Sc. Tanggal pengumpulan : Selasa, 19 Mei 2015

Upload: muhamad-zevni

Post on 15-Sep-2015

301 views

Category:

Documents


8 download

TRANSCRIPT

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