Excel Perminyakan [PDF]

Citation preview

1



BAB I PENDAHULUAN



1.1. Dasar Teori Microsoft Excel adalah generasi terbaru dari program spreadsheet yang berbasis windows. Software ini menggunakan istilah Workbook sebagai dokumennya dimana didalamnya memuat beberapa lembar kerja yang dinamakan worksheet. Setiap worksheet dapat diisi dengan data yang berbeda misalnya sheet pertama diisi dengan data dan pengolahan data, sheet kedua diisi dengan grafiknya dan seterusnya. Dengan menggunakan Microsoft Excel anda akan mendapatkan banyak kemudahan dalam menyelesaikan pekerjaan perhitungan, rekapitulasi, sortir, pembuatan tabel dan grafik. Dalam dunia perminyakan, Microsoft Excel sering digunakan untuk mengolah data sehingga pengenalan lebih dalam tentang penggunaan Microsoft Excel sangat dibutuhkan. 1.2.Tujuan Tujuan dilakukannya praktikum ini adalah untuk menunjang pengetahuan dan softskill sarjana Teknik Perminyakan sebagai ilmu dasar penguasaan IPTEK.



2



BAB II CADANGAN VOLUMETRIK MINYAK DAN GAS



2.1. Tujuan Analisa Untuk mengetahui cadangan volumetrik minyak dan gas melalui teori perhitungan OOIP (Original Oil In Place) dan OGIP (Original Gas In Place).



2.2 Dasar Teori Teori Perhitungan (Original Oil In Place) OOIP dan (Original Gas In Place) OGIP OOIP =



7758 𝑥 𝑉𝑏 𝑥 𝜙 𝑥 ( 1−𝑆𝑤 ) 𝐵𝑜𝑖



..........................................(2-1)



OOIP



: Original Oil In Place, STB



VB



: Volume bulk, acre-ft



𝟇



: porosity, fraction



Sw



: water saturation, fraction



Boi



: volume factor oil, RB/stb



OGIP =



43560 𝑥 𝑉𝑏 𝑥 𝜙 𝑥 (1−𝑆𝑤) 𝐵𝑔𝑖



..........................................(2-2)



OGIP



: Original Gas In Place, SCF



Bgi



: Volume factor gas, scf /cf



3



Metode Penentuan Volume Zona Produktif Ada dua metode yang sering digunakan dalam penentuan volume zona produktif, yaitu :



1. Metode Pyramidal ℎ



∆Vb = (An + An + 1 +√𝐴𝑛𝐴𝑛 + 1 ............................(2-3) 3



2. Metode Trapezoidal ℎ



∆Vb = (An + An + 1) .....................................................(2-4) 3



Syarat : metode trapezoidal digunakan bila An + 1/An ≥ 0.5



4



2.3. Prosedur Perhitungan 1. Jalankan Program Microsoft Excel melalui Start, Menu Program 2. Buat tabel data seperti di bawah ini pada worksheet yang tersedia 3. Hitung perbandingan luas area, An+1/An a. Click pada cell C6 b. Masukkan persamaan pada cell C6 = B6/B5. Kemudian tekan Enter atau klik tanda √. c. Lakukan hal yang sama untuk cell C7 s/d C14  Klik pada cell C6, posisikan mouse pada pojok kanan bawah (sampai membentuk tanda “+”) kemudian klik dan tarik sampai cell C14, atau  Copy cell C6 dan paste kan pada cell C7 sampai cell C14 4. Tentukan persamaan yang akan digunakan Syarat yang digunakan adalah apabila An+1/An > 0.5 digunakan metode Trapezoidal. Bisa diketikkan secara manual metode yang digunakan pada cell E6 sampai E14. Atau dapat kita gunakan fungsi logika “IF” a. Klik pada cell E6 b. Gunakan



fungsi



“IF”,



ketikkan



pada



cell



E6



persamaan



=IF(C6>0.5;”Trapezoidal”;”Pyramidal”). Kemudian tekan Enter atau klik tanda √. 5. Hitung Volume a. Dengan persamaan untuk : Metode Pyramidal ℎ



∆Vb = (An+An+1+√𝐴𝑛𝐴𝑛 + 1) 3 Metode Trapezoidal ℎ



∆Vb = (An+An+1) 2



b. Kemudian tekan Enter atau klik tanda √. 6. Buatlah tabel data di bawah ini pada worksheet yang tersedia a. Gunakan Function Average pada cell I15 dan masukkan range kolom yang akan dirata-rata yaitu cell I5 sampai I14 (ketik I5:I14).



5



b. Kemudian tekan Enter atau klik tanda √. c. Lakukan perintah yang sama untuk kolom Saturasi dan Bo. 7. Hitung OOIP dan OGIP a. Masukkan data-data yang sudah diketahui, yaitu Volume, Porositas, Saturasi, dan Bo rata-rata pada kolom perhitungan OOIP dan OGIP. b. Hitung OOIP dan OGIP dengan persamaan : OOIP = OGIP =



7758 𝑥 𝑉𝑏 𝑥 𝜙 𝑥 (1−𝑆𝑤) 𝐵𝑜𝑖 43560 𝑥 𝑉𝑏 𝑥 𝜙 𝑥 (1−𝑆𝑤) 𝐵𝑔𝑖



2.4. Data dan Perhitungan Data perhitungan cadangan volumetrik minyak dan gas. Tabel II – 1 Tabel Data Volume Reservoir



6



Tabel II – 2 Tabel Data Properties Perhitungan Rata-Rata Porositas, Swi, Boi, Bgi



2.5 Hasil Analisa :



7



2.6 Pembahasan Tujuan dari praktikum ini adalah untuk mendapatkan jumlah Original Oil In Place (OOIP) dan Original Gas In Place (OGIP) dari sebuah reservoir. Datadata yang diperlukan untuk perhitungan perkiraan secara volumetric, yaitu bulk volume reservoir (Vb), Porositas Batuan (ɸ), saturasi fluida (Sw), dan factor volume formasi fluida. Perhitungan perkiraan cadangan secara volumetric dapat digunakan untuk mengetahui besarnya initial hidrokarbon in place, ultimate recovery, dan recovery factor. Dalam praktikum ini bisa dilakukan beberapa langkah, yaitu memasukkan data yang sudah tersedia, menghitung perbandingan luas area, menentukan persamaan yang akan digunakan menghitung volume, memasukkan table data properties, menghitung rata-rata data properties, menghitung OOIP dan OGIP. OOIP adalah estimasi jumlah total hidrokarbon mula-mula yang terperangkap dalam reservoir, baik yang bisa diproduksikan maupun yang tidak bisa diproduksikan. Sedangkan OGIP adalah jumlah total gas mula-mula yang terperangkap dalam reservoir, baik yang bisa diproduksikan maupun tidak. Di dunia perminyakan OOIP dan OGIP digunakan untuk menghitung hasil cadangan minyak dan gas.



8



2.7 Kesimpulan Kesimpulan dalam praktikum ini adalah: 1. OOIP adalah jumlah total hidrokarbon mula-mula yang terperangkap dalam reservoir 2. OGIP adalah jumlah total gas mula-mula yang terperangkap dalam reservoir



9



BAB III SIFAT FISIK MINYAK



3.1 Tujuan Analisa Tujuan praktikum komputer sifat fisik minyak adalah untuk mengetahui cara perhitungan dan membuat grafik sifat fisik minyak dan gas dengan menghitung kelarutan gas dalam minyak, faktor volume formasi minyak, viskositas minyak, dan kompresibilitas minyak baik dalam tekanan bubble ataupun tidak. 3.2 Dasar Teori Teori Sifat Fisik Minyak 1. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)  Untuk kondisi P Pb



b. Pwf tes < Pb



PI



= 1.35556



A



= 0.4028



qb



= 772.6667



PI



= 0.8101



qmax



= 2075.506



qb



= 396.981



qo



= 2075.506



qmax = 1016.981



= 1913.135



qo



= 1016.981



= 1576.641



= 884.612



= 1066.022



= 646.743



= 604.9852



= 396.981



= 381.2794



= 128.105



= -113.146



= -126.3202



44



IPR yang Akan Datang PI



= 0.71304



(PI*)P



= 0.81750



(Kro)p



= 0.90520



(Kro)f



= 0.71028



(PI*)f



= 0.59556



qo YAD



= 579.0217 = 508.1211 = 361.5931 = 139.4379 =0 = -158.345



qo sekarang



= 908.335641 = 817.502077 = 635.834949 = 363.334256 = 193.021324 =0



45



5.6. Grafik



46



47



48



49



50



5.7. Pembahasan Productivity Index (PI) suatu sumur adalah angka penunjuk (index) yang digunakan untuk menyatakan kemampuan produksi suatu sumur pada kondisi tertentu. Secara defenisi, PI adalah perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan suatu sumur, terhadap perbedaan tekanan (dramdown) antara tekanan statik (Ps) dengan tekanan pada saat terjadi aliran (Pwf) didasar sumur. Inflow Performance suatu sumur adalah gambaran tentang kemampuan sumur yang bersangkutan untuk memproduksikan atau menghasilkan fluida. Kemampuan sumur untuk menghasilkan fluida tergantung pada beberapa faktor, yaitu sifat fisik fluida yang mengalir, dan perbedaan tekanan antara formasi produktif dengan lubang sumur. Harga PI yang diperoleh dari percobaan merupakan gambaran kualitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi. Dalam kaitannya dengan perencanaan produksi suatu sumur, harga PI dapat dinyatakan secara grafis pada laporan ini, yang disebut grafik IPR ( Inflow Performance Relationship ).



51



5.8 Kesimpulan 1. Inflow Performance Relationship (IPR) adalah metode penentuan besarnya kemampuan reservoir mengalirkan fluida ke dasar sumur. 2. Productivity Index (PI) merupakan gambaran secara kualitas mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi. 3. Pada IPR satu fasa, PI tidak bergantung pada laju produksi. 4. Pada IPR dua fasa, PI tidak konstan karena garis IPR akan berubah secara kontinu untuk setiap harga Pwf. 5. Pada IPR yang akan datang, PI juga tidak konstan karena garis IPR akan berubah secara teratur untuk setiap harga Pwf. Hasil yang didapat dari praktikum : -



-



IPR Satu Fasa PI



= 0.165



qmax



= 321.75



IPR Dua Fasa, PsPb, Pwf tes > Pb PI



= 1.35556



qb



= 772.667



qmax



= 2075.506



IPR Dua Fasa, Ps>Pb, Pwf tes < Pb PI



= 0.8101



qb



= 396.981



qmax



= 1016.981



A



= 0.4028



IPR Yang Akan Datang PI



= 0.71304



(PI*)p



= 0.81750



(Kro)p



= 0.95020



(Kro)f



= 0.71028



(PI*)f



= 0.55956



52



BAB VI DRILL STEM TEST (DST)



6.1. Tujuan Analisa Menentukan tekanan reservoir sebenarnya pada sumur yang sudah berproduksi untuk mengefisienkan proses produksi. 6.2. Dasar Teori Penentuan tekanan reservoir yang sebenarnya pada sumur yang sudah berproduksi biasanya dilakukan dengan cara menutup seluruh sumur di lapangan dalam jangka waktu tertentu untuk mencapai keseimbangan. Hal ini sama sekali tidak menguntungkan dalam hal proses produksi. Maka dilakukanlah satu metode lain dengan menentukan tekanan dasar salah satu sumur (Pwf). Tekanan dasar sumur biasanya diukur dalam interval waktu tertentu, kemudian tekanan yang diperoleh dari hasil pengukuran diplot dan diinterpolasi untuk mendapatkan tekanan statik sumur tersebut. Dasar analisa ini dikemukakan oleh Horner, yang pada prinsipnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi waktu. Berdasarkan prinsip tersebut, maka sumur-sumur diproduksi dengan laju alir tetap selama waktu ‘tp’, kemudian sumur ditutup selama waktu ‘∆t’, sehingga didapat bentuk umum persamaannya adalah : Pws = Pi – 162,6



𝑞𝑥𝜇𝑥𝐵 𝑘𝑥ℎ



𝑡𝑝+∆𝑡



log (



∆𝑡



)....................................................(6-1)



53



dimana : Pws



= tekanan dasar sumur, psi



Pi



= tekanan mula-mula reservoir, psi



q



= laju produksi sebelum sumur ditutup, bbl/d



μ



= viskositas minyak, cp



B



= faktor volume formasi, bbl/STB



k



= permeabilitas, mD



h



= ketebalan formasi, ft



tp



= waktu produksi sebelum sumur ditutup, jam = (Np/q) x 24



∆t



= waktu penutupan sumur, jam



Terlihat bahwa Pws diplot terhadap log [



(𝑡𝑝+ ∆𝑡) ∆𝑡



] akan merupakan garis



lurus dengan kemiringan (slope, m) : m



=



162.6



𝑞𝑥𝜇𝑥𝐵 𝑘𝑥ℎ



...................................................................(6-2).



Berdasarkan konsep tersebut, maka harga permeabilitas dapat ditentukan dari slope ‘m’, sedangkan apabila garis tersebut diesktrapolasi ke harga ‘Horner Time’ [



(𝑡𝑝+ ∆𝑡)



reservoir.



∆𝑡



] = 1, maka secara teoritis harga Pws sama dengan tekanan awal



54



6.3. Prosedur Perhitungan 1. Jalankan Program Microsoft Excel melalui start menu program. 2. Masukkan data dari Tabel VI-1 pada worksheet yang tersedia. 𝑁𝑝



3. Hitung tp dengan persamaan : tp = ( 𝑞𝑜 ) x 24 ...............................................(6-3) 𝑑𝑡



4. Tentukan dt (dari Tabel Data Test) dalam jam dan hitung (𝑡𝑝+𝑑𝑡) ................(6-4) 𝑑𝑡



5. Plotkan antara (𝑡𝑝+𝑑𝑡) dengan P. 6. Tentukan titik terendah dimana kurva mulai membentuk garis lurus. Misal kurva mulai lurus pada titik P = 20 menit, maka plotkan kembali



𝑑𝑡 (𝑡𝑝+𝑑𝑡)



dengan P



(pada grafik yang sama), dimulai dari P20 menit sampai P1560 menit. Kemudian berikan trendline pada kurva yang didapat.



7. Hitung Slope untuk satu cycle, dengan menggunakan persamaan yang didapat dari Trendline kurva. Misal : Slope untuk satu cycle antara 0.01 dan 0.1 hitung dengan persamaan : (4.0055*LN(0.1)+(4.0055*LN(0.01)+2777.2)..................(6-5) 8. Hitung Ko dengan persamaan : Ko =



162.5 𝑥 𝜇𝑜 𝑥 𝑞𝑜 𝑥 𝐵𝑜 𝑆𝑙𝑜𝑝𝑒 𝑥 ℎ



...............................(6-6)



9. Tentukan P1jam. 10. Hitung Skin dengan persamaan : 𝑃1𝑗𝑎𝑚−𝑃𝑤𝑓



S = 1.151 x [(



𝑆𝑙𝑜𝑝𝑒



𝐾𝑜



) − 𝐿𝑂𝐺 (𝜙 𝑥 𝜇 𝑥 𝐶𝑜 𝑥 𝑟𝑤2 ) + 3.23].................(6-7)



11. Hitung kembali P dengan persamaan yang didapat dari Trendline kurva. Kemudian diplotkan kembali sehingga didapatkan kurva berupa garis lurus, yang apabila dipotongkan dengan sumbu Y akan menunjukkan harga Ps dan P* (pada (dt/dt+tp)=1). 12. Hitung P* pada saat (dt/dt+tp) = 1 dengan menggunakan persamaan Trendline kurva.



55



6.4. Data dan Perhitungan Tabel VI-I. Tabel Data Drill Stem Test



Data Produksi Pwf



2600



qo



290



Np



2683



Data Reservoir Bo



1.33



H



40



μ



2



𝟇



0.13



Re



660



Rw



0.333



Co



1.50E-05



dt/menit



dt/jam



dt/(tp+dt)



P



0



0



0



2454.19



0.5



0.00833



3.85E-05



2500.26



1



0.01667



7.5E-05



2549.4



2



0.03333



0.00015



2623.12



3



0.05



0.00038



2667.65



5



0.08333



0.0006



2702.97



8



0.13333



0.0009



2735.22



12



0.2



0.0012



2742.9



16



0.26667



0.00187



2745.97



20



0.33333



0.00225



2749.04



25



0.41667



0.00299



2750.58



56



30



0.5



0.00225



2752.11



40



0.66667



0.00299



2753.65



50



0.83333



0.00374



2755.18



60



1



0.00448



2755.95



75



1.25



0.0056



2756.72



90



1.5



0.00671



2757.49



105



1.75



0.00782



2758.25



120



2



0.00893



2759.02



135



2.25



0.01003



2759.33



150



2.5



0.01113



2759.79



170



2.83333



0.0126



2760.1



190



3.16667



0.01406



2760.56



210



3.5



0.01552



2761.02



240



4



0.0177



2761.33



270



4.5



0.01986



2761.63



300



5



0.02202



2761.79



330



5.5



0.02417



2762.09



360



6



0.02631



2762.55



390



6.5



0.02844



2762.86



420



7



0.03056



2763.17



480



8



0.03478



2763.63



540



9



0.03895



2764.09



600



10



0.0431



2764.4



660



11



0.0472



2764.7



720



12



0.05127



2765.16



780



13



0.05531



2765.62



900



15



0.06328



2766.09



960



16



0.06722



2766.24



1020



17



0.07112



2766.39



1080



18



0.07499



2766.55



57



1140



19



0.07882



2766.7



1200



20



0.08263



2766.85



1260



21



0.08641



2767.01



1320



22



0.09015



2767.16



1380



23



0.09386



2767.31



1440



24



0.09754



2767.47



1500



25



0.1012



2767.47



1560



26



0.10482



2767.47



tp



222.041



Slope



19.2542



Ko



162.76



P1jam



2755.95



Skin



5.48E-01



P*



2777



58



6.5 Perhitungan tp



222.041



slope



19.2542



ko



162.76



P1jam



2755.95



Skin



5.48E-01



P*



2735.094 2737.992 2704.89 2742.585 2744.72 2746.684 2748.378 2749.579 2750.511 2751.442 2752.203 2753.403 2754.333 2755.092 2756.02 2756.778 2757.418 2757.971 2758.459 2759.895 2759.412



59



2759.871 2760.283 2760.832 2761.315 2761.747 2762.136 2762.49 2762.816 2763.117 2763.657 2764.131 2764.554 2764.934 2765.28 2765.957 2766.16 2766.412 2766.648 2766.869 2767.078 2767.275 2767.462 2767.639 2767.808 2767.969 2768.123 2768.27



60



6.6 Grafik



61



6.7. Pembahasan Drill Stem Test (DST) / uji kandungan lapisan merupakan suatu pengujian produktivitas formasi pemboran sewaktu pemboran masih melengkung. Uji sumur DST dilakukan dengan cara pemboran dihentikan dan fluida formasi diproduksikan melalui pipa bor. Tujuan dari DST untuk mengetahui kandungan hidrokarbon suatu lapisan dan mengetahui karakteristik reservoir sebagai berikut, yaitu permeabilitas, faktor skin, dan damage ratio. Drill Stem Test biasanya dilakukan dalam dua periode pengaliran (uji alir pertama dan kedua) dan dua kali penutupan (tutup pertama dan kedua). Pada praktikum kali ini, ditentukan titik terendah dimana kurva yang diplotkan dt/(tp+dt) dengan P mulai membentuk garis lurus pada titik P = 12 menit. Pada P = 12 menit sampai dengan P = 1560 menit terlihat jelas bahwa kurva cenderung membentuk garis lurus. Di grafik 6.1 terlihat perbedaan antara kurva yang berbentuk melengkung diplotkan dengan warna biru dan kurva yang cenderung garis lurus diplotkan dengan warna merah. Faktor skin merupakan ukuran hambatan terhadap aliran fluida reservoir dari lapisan produktif menuju lubang sumur. Slope merupakan garis lurus build up psi/cycle atau juga disebut gradien kemiringan garis.



62



6.8.



Kesimpulan Dari hasil praktikum kali ini didapatkan hasil sebagai berikut : 



Tp



= 222.041







Slope



= 19.2542



psi / cycle







Ko, md



= 162.76



md







P1 jam



= 2755.95



psi







Skin



= 5.48E-01







P*



= 2777.7







Y



= 4.1807 ln (x) + 2777.7



psi



63



BAB VII GAS DELIVERABILITY



7.1. Tujuan Analisa Untuk



mengetahui



dan



menganalisis



Gas



Deliverability



dengan



menggunakan qsc dan Pwf. 7.2. Dasar Teori Deliverability merupakan suatu hubungan antara penurunan laju produksi dengan tekanan reservoir, sebagai akibat berlangsungnya proses “depletion” dari suatu reservoir gas diperlukan dalam perencanaan pengembangan lapangan. Persamaan yang digunakan adalah persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan ini menyatakan antara qsc terhadap ∆p2 pada kondisi aliran yang stabil. qsc = C (Pr2-Pwf2)n ....................................................................(7-1) dimana : qsc



= laju produksi pada keadaan standard



Pr



= tekanan reservoir rata-rata pada waktu sumur ditutup



Pwf



= tekanan alir dasar sumur



C



= konstanta, tergantung pada satuan dari qsc dan P



n



= harga konstan berkisar antara 0.5-1.0



Harga n ini mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia turbulensi atas aliran. Pembuatan grafik dengan sistem koordinat log-log berdasarkan persamaan (1) akan menghasilkan hubungan yang linier. log qsc = log C + n log ∆p2 ....................................................................(7-2) ∆p2



= (Pr2-Pwf2) ...............................................................................(7-3)



64



Untuk harga C dapat dicari secara grafis yaitu berdasarkan titik perpotongan grafik dengan sumbu mendatar (qsc) dan satuannya dapat dinyatakan dalam 𝑀𝑀𝑆𝐶𝐹



[C] :(𝑃𝑠𝑖 2 )𝑛 .............................................................................................(7-4) Harga n diperoleh dari sudut kemiringan grafik dengan sumbu tegak (∆p2). Satuan ukuran lain yang digunakan dalam analisa “deliverability adalah Absolute Open Flow Potential (AOFP). Besar potensial ini diperoleh, bila dalam persamaan (1) dimasukkan harga Pwf sama dengan nol. AOFP = C (Pr2)n ....................................................................................(7-5) Analisa deliverabilitas berdasarkan persamaan (1) dikenal sebagai analisa konvensional. Ada 3 macam metode tes yang digunakan untuk mencapai deliverability, yaitu : a. Back Pressure b. Isochronal c. Modified Isochronal Pada kuliah ini kita gunakan Metode Back Pressure Test. Analisa Deliverabilitas dengan Back Pressure Test Back pressure merupakan metode tes sumur gas untuk mengetahui kemampuan sumur berproduksi dengan memberikan tekanan balik (back pressure) yang berbeda-beda. Langkah dari Back Pressure Test adalah sebagai berikut : 1. Menstabilkan tekanan reservoir dengan jalan menutup sumur, dimana dapat ditentukan Pt. 2. Sumur diproduksi diubah-ubah empat kali dan setiap kali sumur dibiarkan berproduksi sampai tekanan mencapai stabil, sebelum diganti dengan laju produksi lainnya. Setiap perubahan laju produksi tidak diketahui dengan penutupan sumur.



65



7.3. Prosedur Perhitungan 1. Hitung ∆p2 dengan persamaan : ∆Pn2 =



𝑃𝑟 2 −𝑃𝑤𝑓2 104



.................................................................................(7-6)



2. Plot antara qsc vs ∆p2, dengan qsc sebagai sumbu X. -



Pilih tipe chart XY (scatter) dengan Chart sub-type berupa titik (terletak paling atas).



3. Format Value (X) axis dan Value (Y) axis dengan logarithmic scale. -



Buat skala pada sumbu X dan Y dengan harga Min = 0.1 dan harga Max = 1000



-



Buat Value (X) axis dan Value (Y) axis memotong pada harga Min.



-



Misalkan untuk skala pada sumbu X, klik kanan pada Value (X) axis.



4. Buat trendline dari chart yang didapat, dengan : -



Tipe : Power



-



Option : Pilih Display Equation on Chart



5. Gunakan persamaan yang didapat dari trendline untuk menghitung harga ∆p2 pada qsc = 0.1, 10 dan 100. 6. Kemudian plotkan harga yang didapat dari langkah 5, pada grafik yang sama. Kemudian beri trendline lagi seperti pada langkah 4. 7. Hitung n dengan persamaan : log qsc = log C + n log ∆p2 8. Tentukan titik perpotongan garis yang terbentuk dari trendline dengan sumbu X, atau nilai qsc pada ∆p2 = 0.1 9. Hitung C dengan persamaan : 𝑞



C =(0.1 𝑥 104 )𝑛 .........................................................................................(7-7) Dimana : q adalah qsc pada ∆p2 = 0.1 10. Dengan memberikan Pwf = 0 pada persamaan (1). Hitung ∆p2. 11. Tentukan Absolute Open Flow Potential (AOFP), a. Secara grafis, Dari harga ∆p2 = Pr2 tarik garis horizontal ke kanan hingga memotong kurva, kemudian dari titik perpotongan tersebut tarik garis vertikal ke



66



bawah hingga memotong sumbu x. Titik perpotongan pada sumbu x tersebut merupakan Absolute Open Flow Potential (AOFP). b. Dengan persamaan, AOFP dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan : AOFP = C x (Pr2)n ...........................................................................(7-8)



67



7.4. Data dan Perhitungan Tabel VII-1. Tabel Data Analisa Gas Deliverabilitas No



qsc



Tekanan, psia



DP2



0



0



408.3



0



1



4.299



403.2



0.413865



2



9.26



396



0.989289



3



15.556



378.3



2.3598



4



20.211



361.7



3.5882



No



qsc



DP2



1



0.1



0.001995125



2



10



1.253054627



3



100



31.40291794



x



1.547



n



0.714796



C



0.011094



DP2



16.67089



AOFP



59.94296



68



7.5. Perhitungan DP2 saat qsc 0.1



= 0.001995125



DP2 saat qsc 10



= 1.253054627



DP2 saat qsc 100



= 31.40291794



x



= 1.547



n



= 0.714796



C



= 0.011094



DP2



= 16.67089



AOFP



= 59.94296



69



7.6 Grafik



70



7.7 Pembahasan Gas deliverability merupakan suatu hubungan antara penurunan laju produksi dengan tekanan reservoirnya, sebagai akibat dari berlangsungnya proses depletion dari suatu reservoir gas yang diperlukan dalam perencanaan dan pengembangan lapangan. Deliveraility



sumur adalah kemampuan sumur (reservoir) untuk



mengalirkan fluida (gas). Untuk mencapai deliverability, ada tiga macam metode, yakni Back Pressure, Isochronal, dan metode Modified Isochronal. Dalam melakukan praktikum ini, digunakan metode Back Pressure Test. Back pressure merupakan metode tes sumur gas untuk mengetahui kemampuan sumur berproduksi dengan memberikan tekanan balik (back pressure) yang berbeda-beda. Dengan menggunakan metode apapun, grafik yang sudah dibuat itu, dapat digunakan untuk menentukan Absolute Open Flow Potential (AOFP). AOFP adalah istilah umum untuk menyatakan laju produksi maksimum teoritis tetapi tidak punya arti fisik yang sesungguhnya. AOFP hanyalah suatu harga yang dipegang untuk menetapkan tingkat laju produksi yang diizinkan.



71



7.8. Kesimpulan Dari praktikum kali ini, didapat hasil : x



= 1.547



n



= 0.714796



C



= 0.011094



DP2



= 16.67089



AOFP



= 59.94296



72



BAB VIII PEMBAHASAN UMUM



Tujuan praktikum komputer cadangan volumetrik minyak dan gas adalah untuk mengetahui cadangan volumetrik minyak dan gas melalui teori perhitungan OOIP (Original Oil In Place) dan OGIP (Original Gas In Place). Pada praktikum perhitungan cadangan volumetrik minyak, didapatkan hasil perhitungan sebagai berikut : volume total sebesar 15299.257 ac-ft, dengan 7 data menggunakan persamaan trapezoidal dan 2 data menggunakan persamaan pyramidal. Didapatkan porositas rata-rata sebesar 0.19 fraksi, saturasi rata-rata sebesar 0.3 fraksi, boi rata-rata sebesar 1.27 bbl/stb, bgi rata-rata sebesar 0.01371 cf/scf, OOIP sebesar 1242991.5 stb dan OGIP sebesar 6465057597 scf. Tujuan praktikum komputer sifat fisik minyak adalah untuk mengetahui cara perhitungan dan membuat grafik sifat fisik minyak dan gas dengan menghitung kelarutan gas dalam minyak, faktor volume formasi minyak, viskositas minyak, dan kompresibilitas minyak baik dalam tekanan bubble ataupun tidak. Sifat fisik minyak yang dicari nilainya pada praktikum ini adalah Kelarutan Gas dalam Minyak (Rs) dalam berbagai kondisi, viskositas minyak (μo) dalam berbagai kondisi, dan Kompresibilitas Minyak (Co). Tujuan praktikum komputer permeabilitas relatif adalah mencari korelasi hubungan antara Sw vs Krw dan Sw vs Krow. Dalam hal ini, akan dicari korelasi hubungan antara Sw vs Krw dan Sw vs Krow. Dari beberapa data pengukuran Sw, Krw, dan Krow, korelasi yang dicari dalam bentuk polinomial. Tujuan praktikum komputer Inflow Performance Relationship (IPR) adalah menghitung IPR pada berbagai fasa dalam berbagai kondisi. Dalam praktikum didapatkan nilai IPR dalam berbagai fasa dan kondisi sebagai berikut; IPR Satu Fasa PI = 0.165 qmax = 321.75; IPR Dua Fasa Pwf tes>Pb PI = 1.355556, qb = 772.6667, qmax = 2075.506; IPR Dua Fasa Pwf tesPb PI = 1.355556, qb = 772.6667, qmax = 2075.506; IPR Dua Fasa Pwf tes