Home >Documents >Water Drive Mechanism

Water Drive Mechanism

Date post:07-Dec-2015
Category:
View:223 times
Download:4 times
Share this document with a friend
Description:
Water Drive Mechanism
Transcript:

http://nanangsugiarto.wordpress.com/2008/03/25/dasar-dasar-teknik-reservoir-2/Water DriveJika 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 kecil2. GOR permukaan rendah3. 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 ReservoirReservoir 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.htmlWater Drive.Selamaproduksiairmendesakmasukkedalamreservoirmengisipori-poribatuanyangditinggalkanolehminyakyangterproduksimekanismeinimerupakantenagapendorongyang palingbaik.Karakteristik:1.Penurunantekananreservoirsangatpelan2.Produksiairakancepatnaikpadasumursumuryangdiproduksikanpadastrukturbawah3.Perbandingangasdanminyakpadaumumyakonstan,terutamapadareservoir yangtidakmemilikitudunggas.4.Produksiharianminyakstabildanakhirnyamenurundenganmeningkatnyakenaikankadarair5.Pendapatanminyak(recovery)padaumumnyatinggi,yaitusekitar40 -70 %

http://www.industrimigas.com/2012/08/drive-mechanism-tenaga-dorong-reservoir.htmlcontoh gambar drive mechanism

http://nanangsugiarto.wordpress.com/2008/03/25/material-balance-2/1.3.3. Natural Water DrivePenurunan 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 sebesarPdi 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)+WeTerm 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)+Weatau,

dengan karakteristik pemplotan sama dengan gambar (1.9)

http://iatmismmigas.wordpress.com/2012/06/20/metode-perhitungan-cadangan-volumetris/1.1.Metode VolumetrisMetode 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 volumereservoir (Vb), porositas batuan (f), saturasi fluida (Sf), dan faktor volume formasi fluida. Perhitungan perkiraan cadangan secara volumetris dapat digunakan untuk mengetahui besarnyainitial hidrocarbon in place,ultimate recovery, danrecovery 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 bulkbatuan (Vb). Penentuan volume bulkbatuan (Vb) ini dapat dilakukan secara analitis dan grafis.1.1.1.1.Penentuan Volume Bulk Batuan Secara AnalitisLangkah pertama yang dilakukan dalam menentukan volume bulkbatuan 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 PyramidalMetode ini digunakan apabila perbandingan antara luas garis isopach yang berurutan 0,5 yang secara matematis dituliskan:

Metode TrapezoidalMetode ini digunakan apabila perbandingan antara luas garis isopach yang berurutan > 0,5 yang secara matematis dituliskan:

Metode SimpsonMetode 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 GrafisPenentuan 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 padaGambar 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 recoverymerupakan jumlah maksimum hidrokarbon yang diperoleh dari reservoir dengan mekanisme pendorong alamiahnya.Ultimate recoveryini biasanya dinyatakan dengan parameterunit recovery(UR), yang merupakan hasil bagi antaraultimate recoveryterhadap volume bulk batuan yang dapat diproduksikan oleh beberapa pengaruh mekanisme pendorong sampai saat abandonment. Untuk mengetahui besarnyaultimate recoveryharus 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 recoveryini dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut:UR=Nx RF....(4-7)Keterangan :N:initial oil or gas in place, satuan volumeRF:recovery factor, fraksiSecara volumetris,ultimate recoveryini ditentukan dengan persamaan sebagai berikut:

Unit recoverypada 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 hargarecovery factor(RF) yaitu perbandingan antararecoverable reservedenganinitial oil in place(fraksi), atau dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut:

Click here to load reader

Embed Size (px)
Recommended