Jtm 20090103

JTM Vol. XVI No. 1/2009

53

MODIFIKASI METODE BOBERG-LANTZ UNTUK MEMPREDIKSI

PERFORMA LAJU PRODUKSI MINYAK PADA SUMUR INJEKSI

UAP HUFF & PUFF

Tutuka Ariadji

1 , Djabaruddin

2

Sari Metode Boberg-Lantz merupakan salah satu metode yang digunakan untuk memprediksi performa laju produksi sumur

injeksi uap Huff &Puff. Metode Boberg-Lants ini mendeskripsikan proses stimulasi dengan menggunakan model

analitik berbentuk silindris yang menggunakan asusmi untuk temperatur rata-rata uap yang diinjeksikan yang

selanjutnya dikembangkan menjadi model semi-analitik. Dari hasil kajian dengan data lapangan, terbukti bahwa

peramalan dengan Metode Boberg-Lantz ini tidak dapat merepresentasikan kinerja produksi pada periode awal saat

naik hingga ke puncak produksi. Atas dasar hal tersebut penelitian ini dilakukan untuk memperbaiki profil peramalan

kinerja produksi tersebut dan waktu produksi sampai puncak. Metode Boberg-Lantz tidak memodelkan waktu puncak

produksi tersebut. Selanjutnya penelitian ini mengkaji modifikasi Metode Boberg-Lantz untuk menganalisa sensitivitas

waktu injeksi dan massa uap terhadap waktu puncak produksi dan telah dihasilkan satu persamaan baru yang lebih

merepresentasikan kinerja produksi di lapangan.

Kata kunci: Metode Boberg-Lantz, metode modifikasi Boberg-Lantz waktu puncak produksi, laju produksi maksimum,

waktu injeksi, massa uap

Abstract Boberg-Lantz method is one of a method that is used to predict oil rate performance of huff & puff injection steam wells.

Boberg-Lantz Method describes process of the stimulation using ananalytical model and step functions of average

temperature between front and rear of the steam injection. The forecasting performance shows that it couldn,t represent

early production performance when increase up to peak production. Base on that reason, this research was done to

ignore the fore casting profile of the peak production time, because the method of Bpberg-Lantz doesn’t analyze that

early period of the ptoduct on profile. Furthermore, this research is dedicated towards modification of the Boberg-Lantz

method to analyze sensitives of time injection and steam mass to the time to peak production, and it has been resulted a

new equation which is more representating the maximum of performance production in the fields.

Keywords: Boberg-Lantz method, modified Boberg-Lantz method, time to peak of production, maximum production rate,

time of injection, mass of steam injection.

1) Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung 2) Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

Email : [email protected]

I. PENDAHULUAN

Beberapa metoda telah dikembangkan untuk

menghitung hasil perolehan stimulasi injeksi uap.

Salah satu metode yang digunakan adalah metode

Boberg-Lantz. Metode Boberg-Lantz ini

mendeskripsikan proses stimulasi dengan

menggunakan model yang sederhana namun

cukup kompleks secara analitiknya. Metode

Boberg-Lantz ini telah berhasil digunakan untuk

validasi sejarah produksi pada sejumlah sumur

yang telah distimulasi dengan menggunakan

injeksi uap.

Metode di lapangan yang digunakan untuk

stimulasi injeksi uap adalah Huff dan Puff.

Metode ini dilakukan secara bergantian untuk

injeksi uap dan produksi minyak pada satu sumur

yang sama. Definisi Huff adalah suatu perioda

yang dilakukan proses penginjeksian sejumlah

uap air ke dalam sumur. Sedangkan Puff adalah

suatu periode yang dilakukan proses produksi

fluida formasi dari reservoir menuju permukaan.

Di antara periode Huff dan Puff, diperlukan

sejumlah waktu periode tertentu yang disebut

dengan periode Soaking Time (waktu

penjenuhan).

Metode Boberg-Lantz ini tidak memodelkan

fenomena kenaikan produksi saat setelah

dilakukan stimulasi, tetapi hanya menghitung dan

menganalisa pada bagian penurunan produksi

yang telah melewati waktu puncak produksi.

Metode Boberg-Lantz mengasumsikan bahwa

minyak yang berada di luar jari-jari pemanasan

akan mengisi pori-pori yang ditinggalkan oleh

minyak yang terproduksi yang berada di dalam

daerah jari-jari pemanasan, sehingga dari metode

yang dilakukan akan menghasilkan asumsi

minyak yang berada di luar jari-jari pemanasan

tak terbatas.

Paper ini bertujuan untuk memperkirakan dan

menganalisa proses yang terjadi sebelum waktu

puncak produksi dilampaui, sehingga metode

Boberg-Lantz dapat digunakan untuk

memprediksi performa laju produksi sumur

minyak dengan menggunakan injeksi uap Huff

dan Puff lebih representatif.

Tutuka Ariadji, Djabaruddin

54

II. TEORI DASAR Pada dasarnya proses siklus stimulasi uap adalah

proses dengan menurunkan viskositas minyak

yang berada di sekitar reservoir sekitar lubang

sumur dengan cara menaikkan temperatur di

sekitar lubang sumur tersebut untuk jarak yang

terbatas.

Pada Gambar 1 diperlihatkan skema dari

perpindahan panas dan aliran fluida di sekitar

lubang sumur. Perhitungan untuk metode

penentuan perpindahan panas dan laju alir akan

dibahas pada pembahasan selanjutnya. Sebagai

ringkasan, perhitungan selanjutnya

mengasumsikan bahwa zona pasir produksi

minyak adalah seragam dan pergerakan

perpindahan panas tersebut menginvasi secara

radial sesuai dengan arah aliran injeksi uap.

Untuk kasus beberapa sumur yang berproduksi

dari beberapa lapisan pasir, maka untuk tiap-tiap

lapisan pasir mempunyai aliran radial

perpindahan panas, menginvasi secara seragam

dan merata. Dalam perhitungan jari-jari

pemanasan, rho, akan diperhitungkan terjadinya

kehilangan energi yang berasal dari lubang sumur

dan konduksi terhadap batuan impermeabel dan

terhadap batuan pasir yang berproduksi.

2.1 Energi Panas yang Hilang

Untuk menghitung berapa besarnya daerah

pemanasan yang diakibatkan oleh pemanasan uap

tersebut diperlukan estimasi kuantitas dari panas

yang sebenarnya setelah dinjeksikan ke dalam

lubang sumur. Perhitungan besarnya daerah

pemanasan juga memperhitungkan kehilangan

panas yang terjadi selama di lubang sumur.

Beberapa metode sering dipakai untuk

memperhitungkan kehilangan panas di lubang

sumur seperti metode Huygen-Huitt.

Metode yang sederhana adalah dengan

mengasumsikan secara konstan temperatur rata-

rata injeksi uap dengan temperatur rata-rata

gradien panas bumi. Hal ini untuk mempermudah

perhitungan kumulatif energi yang hilang selama

injeksi berlansung. Kumulatif energi panas yang

hilang, Qhl didefinisikan sebagai:

222

h e s r

Hi

aDK r T T I

Q

π

α

− +

= (1)

dimana parameter I dibaca dari Gambar 2.

Sebagai fungsi dari parameter waktu yang tidak

berdimensi yaitu 2/i et rα

.

Apabila di dalam lubang sumur tersebut tidak

terdapat tubing berinsulasi atau terdapat kasus

dimana uap langsung kontak dengan dinding

casing, maka er

adalah jari-jari casing bagian

dalam. Apabila terdapat tubing yang berinsulasi,

maka kira-kira er

adalah jari-jari dalam tubing

walaupun perhitungan ini diambil secara kasar.

2.2 Kuantitas Uap

Uap air yang digunakan pada injeksi uap pada

sumur huff & puff harus berupa uap yang

tersaturasi. Uap air yang tersaturasi adalah uap air

yang masih bercampur dengan sedikit air dan

belum seluruhnya massa air yang dipanaskan

tersebut menjadi uap.

Uap air tersebut mempunyai fraksi kualitas uap.

Fraksi kualitas uap ini akan berubah-ubah seiring

terjadi perubahan temperatur dan kehilangan

panas. Fraksi kualitas uap ini akan berbeda pada

saat di permukaan dengan di lubang sumur. Hal

ini terjadi karena uap air ini selama perjalanan

menuju dasar lubang sumur atau lubang perforasi

melewati suatu pipa yang disebut tubing. Di

dalam tubing ini terjadi kehilangan panas.

Ada dua jenis kehilangan panas yang terjadi

selama proses stimulasi injeksi uap, yaitu: secara

konduksi dan konveksi. Kehilangan panas secara

konduksi terjadi antara uap dengan bahan logam

dari tubing itu sendiri. Sedangkan kehilangan

panas yang terjadi secara konveksi antara uap

dengan fluida formasi yang ada di dalam lubang

sumur. Fraksi kualitas uap air rata-rata dasar

sumur X , yang memasuki periode injeksi uap

didefinisikan sebagai berikut:

hlsurf

s wv

Q DX X

M H= −

(2)

2.3 Jari-jari Pemanasan

Selama penginjeksian uap, temperatur yang

terjadi di sekitar lubang dan zona produksi adalah

temperatur kondensasi uap air sT, yakni

temperatur saturasi uap pada tekanan injeksi uap

dasar sumur. Temperatur yang turun drastis dari

sumur ke formasi selama periode injeksi

diabaikan pada analisis perhitungannya.

Temperatur sT

, diasumsikan sama dan merata

sejauh jari-jari pemanasan hr , dan turun

mendadak (step function) menjadi temperatur

formasi rTdi luar jari-jari pemanasan.

Jari-jari pemanasan dihitung dengan

menggunakan persamaan Marx-Langenheim.

Pada kasus reservoir dengan batuan pasir yang

berlapis-lapis, diasumsikan bahwa semua lapisan

mempunyai tebal lapisan yang sama, terinvasi

secara seragam dan merata. Jari-jari pemanasan

Modifikasi Metode Boberg-Lantz untuk Memprediksi Performa Laju Produksi Minyak pada Sumur Injeksi

Uap Huff & Puff

55

dapat dihitung dengan menggunakan persamaan

berikut ini:

( )( )

2

ˆ

4

s fv fs fr s

h

h s r i s

hM XH H Hr

K T T t N

ξ

π

+ −=

− (3)

Fungsi sξ, didapatkan dengan cara membuat

kurva fungsi dari waktu yang berdimensi 2ˆ4 / ( )

h i R FK t h cτ ρ += , seperti diperlihatkan pada

Gambar 3.

Persamaan ini dapat digunakan untuk reservoir

yang berlapis-lapis, namun diperlukan beberapa

asumsi-asumsi seperti waktu injeksi yang cukup

singkat dan diperlukan ketebalan lapisan shale

yang besar agar tidak terjadi pemanasan pada

pertengahan lapisan shale pada saat waktu injeksi

berlangsung.

2.4 Profil Temperatur Pada Daerah

Pemanasan

Temperatur rata-rata avgT, pada daerah

pemanasan dihitung dengan menggunakan

persamaan berikut ini:

( ) ( )1avg r s r r z

T T T T v v δ δ= + − − − (4)

Persamaan temperatur rata-rata dihitung untuk

setiap waktu setelah waktu diberhentikannya

proses injeksi uap, persamaan tersebut

berdasarkan pada perkiraan perpindahan panas

yang terjadi di sekitar daerah pemanasan tersebut.

Daerah pemanasan didefinisikan sebagai daerah

yang terdapat antara jari-jari lubang sumur

dengan jari-jari pemanasan w hr r r< <.

Persamaan tersebut terdapat komponen variabel

rv dan zv

yang didefinisikan sebagai variabel

kuantitas tak berdimensi yang digunakan untuk

memperhitungkan konduksi panas dari zona

pemanasan pasir yang berproduksi minyak

terhadap batuan yang tidak berproduksi di

sekitarnya. Sedangkan δ adalah variabel koreksi

yang memperhitungkan perpindahan energi dari

lapisan pasir terhadap fluida produksi seperti

minyak, gas, dan air. Apabila perpindahan panas

yang terjadi sangat kecil seperti laju alir yang

rendah, maka komponen δ dapat diabaikan dan

komponen akhir persamaan berkurang dan hanya

menjadi [ ]r zv v.

Profil temperatur yang terjadi di daerah

pemanasan berdasarkan persamaan Marx-

Langenheim ditunjukkan oleh Gambar 4. Pada

profil distribusi temperatur yang sesungguhnya

terhadap jarak dari lubang sumur hingga jari-jari

pemanasan tersebut dapat terlihat bahwa

temperatur turun secara gradual ditunjukkan

dengan garis yang tegas. Hal ini disebabkan

terjadi kondensasi uap air menjadi air panas.

Kondensasi ini terjadi di depan uap air sehingga

transfer panas yang seharusnya diterima oleh

minyak dari uap air terhalang oleh air panas.

Sebagian besar transfer panas ini akan diserap

oleh air panas sebelum mencapai minyak, oleh

karena itu temperatur berkurang secara bertahap

sejalan dengan bertambahnya jarak pemanasan

dari lubang sumur. Sedangkan pada profil

distribusi temperatur dengan menggunakan

pendekatan metode Marx-Langenheim yang

ditunjukkan oleh garis putus-putus mengabaikan

perhitungan temperatur yang turun secara

gradual. Pendekatan metode Marx-Langenheim

ini akan mempunyai tingkat kesalahan yang kecil

apabila laju alir fluidanya tinggi.

2.5 Konduksi Panas

Konduksi panas yang hilang secara radial

didefinisikan sebagai rv. Koreksi konduksi

terhadap energi yang hilang secara radial dapat

dihitung dengan menggunakan persamaan berikut

ini4:

( )2

2

1

02

r y

r

e J y dyv

y

θ−∞

= ∫ (5)

dimana ( ) 2/r i ht t rθ α= −. Persamaan 5 di atas dapat

diperoleh dengan membuat plot antara rv

dengan

rθ

yang diperlihatkan pada Gambar 5.

Konduksi panas yang hilang secara vertical

didefinisikan sebagai zv. Perpindahan panas

vertikal secara konduksi dipengaruhi oleh

perlapisan batuan pasir dan shale secara

berurutan. Koreksi konduksi secara vertikal dapat

dihitung dengan menggunakan persamaan

sebagai berikut:

( )

( )( )

4erf 1 exp

44

il l

z

l ii

t th hv

h t tt t

α

π αα

−= − − − −− (6)

Dimana j jh h z= +

Hasil dari Persamaan (6) di

atas ditunjukkan pada Gambar 5 sebagai fungsi

waktu tidak berdimensi ( ) 2/z it t zθ α= −

.

Perhitungan dengan menggunakan Persamaan (6)

hanya mengasumsikan menghitung berdasarkan

satu pasang lapisan pasir. Satu pasang lapisan

batuan yang pasir terdiri dari satu lapisan batuan

pasir dan satu lapisan batuan shale.


( )( )

2 2ln / 1/ 2 / 2

ln / 1/ 2

e h h e

e w

r r r r

r r

− +

−

( )( )

2 2ln / / 2

ln / 1/ 2

h w h e

e w

r r r r

r r

−

−

( )( )

ln /

ln /

h w

e w

r r

r r

( )( )

ln /

ln /

e h

e w

r r

r r

Variabel z menyatakan ketebalan hipotetik yang

ditambahkan pada ketebalan satu lapisan batuan

pasir. Hal ini termasuk perhitungan untuk seluruh

energi panas yang diinjeksikan dan kehilangan

panas ke lapisan shale selama proses injeksi

berlangsung. Persamaan untuk menghitung

ketebalan hipotetik z ditunjukkan sebagai berikut:

( ) ( )2

ˆwv ws wr

s

h s r sR F

XH H Hz M h

r C T T Nπ ρ+

+ − = −

− (7)

Panas yang hilang bersamaan dengan fluida yang

terproduksi didefinisikan sebagai δ . Panas yang

hilang dari formasi bersamaan dengan fluida

yang terproduksi dapat dihitung dengan

menggunakan persamaan sebagai berikut yang

merupakan persamaan tak berdimensi:

( ) ( )

*

2

1

1

2 si

tf

Nt

h s r iR Fi

H dx

r C T T h

δ

π ρ+

=

=

−∫

∑ (8)

Perhitungan Persamaan (8) membutuhkan

beberapa langkah pengulangan (iterasi). Hal ini

disebabkan laju energi yang hilang *

fH

adalah

fungsi dari temperatur rata-rata avgT, sedangkan

temperatur rata-rata merupakan fungsi dari δ ,

panas yang hilang bersamaan dengan fluida

produksi. δ merupakan fungsi dari laju energi

yang hilang

*

fH. Sehingga awalnya avgT

diasumsikan sama dengan temperatur reservoir

rT.

Untuk kasus gas dan uap air terproduksi

diabaikan maka perhitungan laju energi yang

hilang *

fH

, menggunakan persamaan sebagai

berikut:

( ) ( ) ( )* 5.61f oh w s ro w

H q C R C T Tρ ρ = + − (9)

Sedangkan untuk kasus gas dan uap air

terproduksi diperhitungkan maka perhitungan

laju energi yang hilang *

fH menggunakan

persamaan sebagai berikut:

* 5.61f oh og w

H q H H = + (10)

dimana

( ) ( )5.61og g g avg ro

H C R c T Tρ = + − (11)

[ ]5.615 ( )w w w wt wr wv wvH R H H R Hρ= − +

(12)

( )0.0001356 wvwv g

w wv

PR R

P P

=

− (13)

Pada saat Pw > Pwv dan Rwv < Rw , maka Rwv =

Rw, ketika Pw < Pwv dan jika perhitungan Rwv

dengan menggunakan persamaan 13 lebih besar

daripada Rmv maka Rmv = Rw.

2.6 Perhitungan Laju Produksi Minyak

Perhitungan laju produksi minyak. Untuk

beberapa kasus lapangan yang mempunyai

reservoir dengan karakteristik fluida minyak

berat, maka dapat menggunakan persamaan aliran

radial steady-state untuk memprediksi laju

produksi minyak. Reservoir harus mempunyai

cukup tenaga pendorong dan viskositas minyak

rendah untuk memproduksikan minyak dalam

kondisi tidak dipanaskan.

Metode ini tidak memperhitungkan pengurangan

saturasi minyak di dalam area pemanasan.

Metode ini mengasumsikan bahwa minyak yang

berasal dari luar area pemanasan bergerak

menggantikan minyak yang telah terproduksi di

dalam area pemanasan tersebut.

Pendekatan persamaan diasumsikan dengan

steady-state untuk indeks produkstivitas. Untuk

reservoir yang deplesi, persamaan rasio indeks

produktivitas minyak yang telah distimulasi

( )/h ohJ q P= ∆ terhadap indeks produktivitas

minyak sebelum distimulasi CJ, adalah:

1 2

1H

ohC

oc

JJ

Jc c

µ

µ

= =

+

(14)

1cdan 2c

adalah faktor geometrik, termasuk

pola geometrik dan faktor skin sumur.

Perhitungan penentuan 1cdan 2c

disajikan pada

Tabel 1.

Tabel 1. Penentuan persamaan C1 dan C2

Sistem C1 C2

Radial,

konsta

n Pe

Radial,

Pe

decline


Uap Huff & Puff

57

Pada persamaan 14 mempunyai asumsi yang

implisit, yaitu pengaruh pemanasan dan fluida

injeksi terhadap permeabilitas efektif minyak

diabaikan. Apabila injeksi uap dilakukan pada

reservoir yang banyak mengandung lempung

maka akan terjadi swelling, dan dapat

mengurangi harga permeabilitas. Sering kali

injeksi uap yang dilakukan akan mengalami

permasalahan kepasiran. Masalah ini sering

timbul pada reservoir yang termasuk ke dalam

jenis unconsolidated sand.

Penentuan laju alir minyak sebagai fungsi waktu,

dibutuhkan indeks produktivitas sebelum

stimulasi CJ, dan tekanan statik reservoir eP

,

sebagai fungsi dari kumulatif produksi fluida.

Laju alir setelah stimulasi dapat ditentukan

dengan menggunakan persamaan sebagai

berikut4:

oh Cq JJ P= ∆ (15)

dimana J ditentukan dengan menggunakan

persamaan 14.

Metode Boberg-Lantz didesain hanya untuk

reservoir jenis minyak yang mempunyai

viskositas sedang yang diproduksikan dari

beberapa lapisan pasir yang mempunyai

ketebalan kecil, ketersediaan harga ekstrapolasi

indeks produktivitasnya dan ketersediaan kurva

water cut. Metode ini tidak cocok untuk jenis

minyak yang mempunyai viskositas tinggi yang

menyebabkan harga indeks produktivitasny

berharga nol dan jarak antar sumurnya sangat

berdekatan sehingga area pemanasannya lebih

besar daripada area pengurasan minyak yang

diperoleh.

III. METODOLOGI Model analitik yang dikembangkan oleh Boberg-

Lantz telah dibuat dengan menggunakan bahasa

pemograman fortran. Pada paper ini diberikan

data-data sumur-sumur yang telah diaplikasikan

yang digunakan adalah pencocokan model

analitik Boberg-Lantz yang telah dimodifikasi

dengan data produksi di lapangan. Berikut ini

adalah prosedur pengerjaan untuk pengembangan

persamaan modifikasi dari metode Boberg-Lantz.

Langkah-langkah pengerjaan adalah sebagai

berikut:

1. Validasi model analitik ini dengan contoh

perhitungan yang dilakukan pada paper yang

dikeluarkan oleh Boberg-Lantz untuk sumur

Q-594 pada lapangan Quiriquire.

2. Modifikasi persamaan analitik metode

Boberg-Lantz untuk memprediksi laju

produksi sumur minyak.

3. Validasi model persamaan modifikasi

Boberg-Lantz dengan contoh perhitungan

untuk sumur Q-594 Lapangan Quiriquire.

4. Validasi model persamaan modifikasi

dengan hasil produksi yang diperoleh di

lapangan.

3.1 Validasi Metode Boberg-Lantz Validasi dari perhitungan prediksi laju produksi

stimulasi injeksi uap metode Boberg-Lantz

dengan makalah aslinya perlu dilakukan.

Proses validasi metode ini dengan menggunakan

data dari sumur Q-594 dari lapangan Quiriquire.

Data yang diperlukan untuk proses perhitungan

disajikan dalam Tabel 2. Apabila ada data yang

belum tersedia maka dipergunakan korelasi

dengan menggunakan referensi 5&6.

Tabel 2. Data Tes Stimulasi untuk sumur

Quiriquire, Q-594

Kedalaman, ft 4,050

Ketebalan, ft 470

Ketebalan bersih, ft 183

Temperatur reservoir, F 119

Viscosit minyak, cp 133

Oil gravity, API 14.5

Oil Spesific Heat, Btu/lb-F 0.469

Formation thermal diffusivity,

sqft/d 0.631

Formation thermal conductivity,

Btu/d-ft-F 24.0

Sand-shale ratio 0.64

Average individual sand thickness,

ft 11.43

Formation depth-section thickness

ratio 8.5

Jari-jari sumur, ft 0.292

Skin Factor (before and after

heating) 5.1

Effective drainage radius, ft 570

Normal producing bottom-hole

pressure, psia 100

Static Formation pressure, psia 490

Producing gas-oil ratio, Scf/bbl 980

Prestimulation

Laju alir minyak, bbl/d 135

WOR, bbl/bbl 0.83

GOR, scf/bbl 985

First Stimulation Cycle

Injected steam, lb

18,130,00

0


58

Wellhead injection pressure, psig 770

Waktu injeksi, hari 46

Shut-in time following injection,

hari 2

Ratio of maximum pumping

capacity to original lifting

requirement 3

Water-oil ratio behavior following

injection 2.83

Duration of cycle, hari 487

Stimulated producing, hari 378

Actual oil producing, bbl 80,803

Calculated oil production, bbl 84,000

Theoretical cold production, bbl 50,841

a includes shut-in time following injection

b Total calendar days including injection time

Hasil perhitungan metode Boberg-Lantz dengan

makalah Boberg-Lantz diplot ke dalam kurva

produksi yang ditunjukkan pada Gambar 5.

Dapat dilihat hasil plot laju produksi minyak

terhadap waktu antara perhitungan penulis

dengan yang diambil langsung dari makalah

Boberg-Lantz sangat jauh berbeda. Hasil yang

didapatkan dengan menggunakan perhitungan di

makalah pada awal produksi terjadi peningkatan

produksi seiring berjalannya waktu produksi

hingga mencapai waktu puncak produksi dengan

laju produksi maksimum mencapai 371 BOPD

dan kemudian terjadi penurunan laju produksi

seiring bertambahnya waktu setelah melewati

waktu puncak produksi. Sedangkan perhitungan

dengan menggunakan software, didapatkan hasil

di awal produksi tinggi hingga mencapai

produksi maksimum dengan laju produksi

maksimum, Qomaks, berkisar lebih kurang 554

BOPD. Kemudian laju produksi minyak menurun

seiring bertambahnya waktu produksi.

Perbedaan yang ditimbulkan oleh proses

perhitungan dengan menggunakan software dan

secara manual adalah pengaruh perubahan harga

Productivity index (PI) setelah distimulasi dan

Tekanan formasi berubah-ubah yang

kecenderungannya menurun seiring

bertambahnya hasil kumulatif produksi pada

perhitungan manual. Proses perhitungan dengan

menggunakan software tidak memperhitungkan

perubahan tekanan dasar sumur dan Productivity

index (PI). Pada prosedur perhitungan hanya

diasumsikan tidak terjadi perubahan harga PI dan

tekanan alir dasar sumur atau harganya konstan

untuk setiap bertambahnya kumulatif produksi.

Pada makalah Boberg-Lantz terdapat dua waktu

puncak, dimungkinkan hal ini pada selang

periode waktu tersebut diinjeksikan uap untuk

siklus yang kedua.

3.2 Modifikasi Metode Boberg-Lantz Modifikasi metode Boberg-Lantz ini didasari atas

perilaku kecenderungan reservoir untuk

memproduksikan fluida dengan adanya kenaikan

hingga puncak puncak produksi kemudian laju

produksi turun seiring bertambahnya waktu

produksi. Sedangkan pada metode Boberg-Lantz,

hasil prediksi yang digunakan tidak

memperhitungkan adanya fenomena puncak

produksi yang dicapai dengan waktu tertentru

yang selanjutnya disenut waktu puncak produksi.

Fenomena waktu produksi inilah yang menjadi

bahan pertimbangan untuk memodifikasi metode

Boberg-Lantz ini. Untuk memenuhi pembuatan

persamaan modifikasi metode Boberg-Lantz ini

digunakan beberapa data produksi sumur-sumur

di lapangan.

Dalam penelitian ini digunakan beberapa data

lapangan yang telah dilakukan proyek injeksi uap

terhadap tiga sumur di suatu lapangan. Ketiga

sumur masing-masing diberi nama ADA#22,

ADA#32, dan ADA#35.

Dengan melakukan penyelarasan metode

Boberg-Lantz agar cocok dengan data produksi

lapangan, akhirnya didapatkan suatu kesimpulan

bahwa hanya dua parameter yang memberikan

pengaruh utama untuk menentukan waktu puncak

produksi (time to peak). Kedua parameter-

parameter tersebut adalah waktu injeksi dan

banyaknya kapasitas uap yang dinjeksikan

kedalam lubang sumur. Terdapat hubungan antar

kedua parameter ini terhadap perubahan waktu

puncak produksi. Hubungan kedua parameter

tersebut dapat ditentukan dengan menggunakan

persamaan usulan sebagai berikut:

1533904.9

69,931,245.9293.8013 0.59512

45.59034 ln 1.9245474

peak i

MS

t tMS

e

−

= − −

− × −

(16)

Dengan r2 (error regresi) sebesar 0.976

Kemudian hasil perhitungan ini digunakan pada

persamaan usulan sebagai berikut:

Untuk DTime ≤ tpeak maka digunakan

persamaan 17,

( )oh c r wf

peak

DTimeq JJ P P

t

= × − (17)

sedangkan DTime >tpeak digunakan persamaan

18 dimana ( )iDTime t t= −.

( )oh c r wfq JJ P P= − (18)


Uap Huff & Puff

59

Source Code software untuk persamaan metode

modifikasi Boberg-Lantz disediakan di Lampiran.

Persamaan 17 diusulkan untuk menganalisa

pengaruh transien aliran yang terjadi pada awal-

awal produksi. Pada Profil plot laju produksi

terhadap waktu, dapat dilihat di awal-awal

produksi sebelum mencapai waktu puncak

produksi cenderung akan meningkat secara

bertahap seiring bertambahnya waktu hingga

mencapai suatu produksi maksimum pada waktu

puncak produksi.

Pada awal produksi sebelum waktu puncak

produksi tercapai, sesungguhnya respon tekanan

belum mencapai batas reservoirnya. Periode ini

disebut periode transien aliran. Apabila ini telah

mencapai suatu batas reservoir dan mencapai

waktu puncak produksi maka perilaku aliran

cenderung untuk stabil dan laju produksi akan

semakin menurun, sehingga periode ini disebut

dengan periode pseudo steady-state (pss).

Perhitungan prediksi laju produksi untuk periode

pseudo steady-state (pss) dapat menggunakan

persamaan 19. Komponen DTime/Tpeak

merupakan besaran tak berdimensi, karena kedua

parameter tersebut mempunyai satuan yang sama,

yaitu satuan waktu.

3.3 Validasi Metode Modifikasi Boberg-Lantz

Dengan Paper Hasil prediksi laju produksi modifikasi metode

Boberg-Lantz perlu divalidasi dengan

perhitungan secara manual pada papernya

tersebut. Validasi ini tetap dengan menggunakan

data sumur yang sama, yaitu sumur Q-594

lapangan Quiriquire seperti ditunjukkan pada

Tabel 2.

Hasil yang diperoleh dari metode Boberg-Lantz

dan Metode modifikasi Boberg-Lantz dan juga

perhitungan secara manual diplot ke dalam kurva

laju produksi terhadap waktu seperti ditunjukkan

pada Gambar 6.

Pada periode awal produksi laju produksi yang

dihasilkan dari persamaan modifikasi Boberg-

Lantz meningkat seiring dengan bertambahnya

waktu produksi hingga mencapai suatu puncak

produksi pada waktu puncak produksi tertentu.

Setelah melewati waktu puncak produksi, maka

laju produksi akan semakin menurun seiring

bertambahnya waktu produksi. Laju produksi di

periode awal produksi dipengaruhi oleh transien

aliran. Ketika mencapai waktu puncak produksi

tertentu maka pengaruh dari batas area

pemanasan telah dirasakan oleh sumur stimulasi

tersebut. Laju produksi maksimal Qo, yang

dicapai dengan menggunakan metode modifikasi

Boberg-Lantz adalah 371 BOPD.

Dari plot kedua metode tersebut dapat dilihat

penurunan laju produksi yang hampir berimpit.

Tetapi setelah melewati waktu 100 hari dari

waktu injeksi dihentikan, laju produksi pada plot

metode paper kembali naik sedangkan metode

modifikasi tetap turun. Karena pada periode

tersebut terjadi proyek siklus injeksi uap yang

kedua. Hal ini ditunjukkan dengan naiknya laju

produksi. Dengan adanya pengulangan siklus

injeksi uap, akan meningkatkan perolehan yang

telah didapatkan. Sehingga menambah kumulatif

produksi.

Dibandingkan dengan metode Boberg-Lantz yang

dihitung menggunakan software, metode usulan

yang digunakan lebih dapat dipercaya hasilnya.

Hasil yang didapat dengan menggunakan metode

modifikasi Boberg-Lantz lebih mendekati hasil

yang didapat di paper.

3.4 Validasi Metode Modifikasi Boberg-Lantz

Dengan Lapangan

Pada studi kasus lapangan “X” yang mempunyai

tiga sumur dari beberapa sumur yang telah

dilakukan stimulasi injeksi uap dengan metode

Huff & Puff. Dari data lapangan yang diambil

dibuat data masukan yang dibutuhkan oleh

software untuk me-run hasil prediksi laju

produksi sumur setelah dilakukan stimulasi

injeksi uap. Pada paper ini disediakan data

lapangan ketiga sumur tersebut. Ketiga data

sumur di lapangan “X” disediakan di Lampiran.

Hasil running software yang berupa data laju

produksi terhadap waktu diplot ke dalam suatu

kurva produksi bersamaan dengan plot laju

produksi di lapangan “X”. Hasil plot untuk

lapangan ADA#32 dan metode modifikasi

metode Boberg-Lantz ditunjukkan pada Gambar

7.

Hasil perbandingan antara sumur ADA#32

dengan metode modifikasi pada plot Gambar 7

menunjukkan bahwa hasil prediksi laju produksi

dengan menggunakan persamaan modifikasi

hampir sama besar dengan data produksi di

lapangan. Dari hasil perhitungan kumulatif

produksi didapatkan hasil yang kurang lebih

mendekati. Kumulatif produksi dari data sumur

sebesar 942 bbl, sedangkan kumulatif produksi

yang dihasilkan dari metode modifikasi Boberg-

Lantz sebesar 915 bbl.

Pada kurva data produksi terlihat terdapat laju

produksi meningkat setelah mencapai waktu

produksi 35 hari. Hal ini disebabkan terjadi

perubahan choke aliran lebih besar daripada

sebelumnya, sehingga berpengaruh terhadap

kurva produksi.


60

Hasil plot produksi sumur ADA#35 dan ADA#22

beserta hasil prediksi laju produksi metode

modifikasi Boberg-Lantz secara beurutan

ditunjukkan pada Gambar 8 dan Gambar 9.

Dari Gambar 8 dapat dilihat bahwa perbandigan

kurva produksi metode modifikasi Boberg-Lantz

dengan data lapangan. Hal ini dapat dilihat dari

trend kenaikan produksi sebelum waktu puncak

produksi hampir sama dengan trend kenaikan

produksi pada data produksi sumur ADA#35.

Akan tetapi pada saat waktu puncak produksi

telah terlampaui terjadi penurunan produksi yang

sangat tajam, hal ini disebabkan banyak energi

panas yang hilang bersamaan terproduksinya

fluida produksi. Dilihat dari hasil kumulatif

produksi terdapat perbedaan yang cukup besar.

Kumulatif produksi dengan menggunakan

metode modifikasi Boberg-Lantz sebesar 9705

bbl, sedangkan kumulatif produksi data sumur

ADA#35 sebesar 7175 bbl.

Dari Gambar 9 dapat dilihat bahwa perbandingan

kurva produksi metode modifikasi tidak sesuai

dengan hasil yang diperoleh pada data produksi

sumur ADA#22 di lapangan. Waktu puncak

produksi dengan menggunakan metode

modifikasi Boberg-Lantz dicapai pada saat hari

keenam produksi. Sedangkan pada data sumur di

lapangan diperoleh waktu puncak produksi pada

hari ke-33 produksi. Hal ini disebabkan pada

sumur ADA#22 terjadi kebocoran pada saat

injeksi sehingga pada saat proses penjenuhan

tidak tercapai. Akibat yang ditimbulkan dari

kebocoran ini adalah terjadi pemanasan lapisan

pasir produksi yang tidak teratur, sehingga

asumsi yang digunakan pada metode Boberg-

Lantz tidak pernah tercapai.

IV. SENSITIVITAS METODE

MODIFIKASI BOBERG-LANTZ

Setelah memiliki persamaan baru modifikasi

Boberg-Lantz kevalidan yang memadai terbukti

dari hasil validasi di atas analisa sensitivitas

ditunjukkan mengetahui sejauh mana perubahan

kinerja produksi karena pengaruh perubahan

parameter-parameter yang digunakan pada

perhitungan metode modifikasi Boberg-Lantz.

Sensitivitas yang dilakukan dengan menggunakan

data sumur ADA#32 di lapangan. Alasan

penggunaan data sumur ADA#32 adalah proses

stimulasi injeksi uap telah berhasil dan laju

produksi sumur yang yang paling selaras dengan

laju produksi dengan menggunakan metode

modifikasi Boberg-Lantz. Data sumur ADA#32

disediakan di bagian Lampiran.

4.1 Sensitivitas Massa Uap Sensitivitas pengaruh perubahan Mass Steam

ditunjukkan pada Gambar 10.

Dapat dilihat pada Gambar 10 bahwa pengaruh

perubahan massa uap adalah sangat besar dengan

perubahan yang sangat drastis. Perubahan sangat

besar terjadi pada mass uap 1 bbtu dengan massa

uap 1.5 bbtu, dimana terjadi penurunan laju

produksi maksimum dari sekitar 49 bopd menjadi

7 bopd, atau sepertujuh kali perubahannya. Akan

tetapi semakin besar harga massa steamnya,

pengaruh perubahan terhadap laju produksi

maksimum tidak terlalu besar dan kecenderungan

laju produksi lebih datar.

Pengaruh ini memperlihatkan perilaku reservoir.

Perilaku yang terjadi adalah reservoir telah

terjenuhi oleh banyaknya jumlah uap yang

diinjeksikan di reservoir dan akan meningkatkan

harga WOR (water oil ratio). Sehingga reservoir

akan semakin banyak mengandung jumlah air

daripada jumlah minyak itu sendiri dan

mengakibatkan saturasi air lebih besar daripada

saturasi minyak. Apabila saturasi air lebih besar

daripada saturasi minyak, akan terjadi produksi

minyak yang kecil, dan kecenderungan air

menghalangi minyak untuk terproduksi.

Pengaruh yang dilihat pada Gambar 10 adalah

semakin besar massa steam akan semakin lama

waktu puncak produksi yang dicapai oleh

reservoir tersebut. Hal ini disebabkan oleh

semakin besar massa uap yang diinjeksikan maka

semakin besar juga energi yang dibawa oleh uap

itu sendiri. Pengaruh energi yang dibawa oleh

massa uap akan mempengaruhi besarnya luas

daerah pemanasan. Semakin besar massa uap

maka semakin besar juga luas daerah pemanasan.

Semakin besar daerah pemanasan yang terinvasi

maka akan semakin lama pengaruh batas area

pemanasan tersebut terhadap laju produksi.

Dapat dilihat pada Gambar 11 bahwa produksi

optimum dicapai pada massa uap yang

diinjeksikan sebesar 4.5 BBTU, setara dengan

menginjeksikan uap sebesar 14,511 BCWE

(Barrel Cold Water Equivalent). Kumulatif

produksi yang dicapai adalah 2726 Bbls. Kajian

optimisasi produksi ini berdasarkan kumulatif

produksi yang diperoleh.

4.2 Sensitivitas Productivity index (PI) Pengaruh sensitivitas besarnya harga Productivity

index (PI) ditunjukkan pada Gambar 12. Semakin

besar harga Productivity index (PI), maka akan

semakin besar harga laju produksi maksimum

yang diperoleh. Peningkatan terlihat lebih besar

adalah pada harga PI yang relatif kecil.

Peningkatan laju produksi maksimum yang

diperoleh pada kenaikan harga PI sama dengan

0.1 ke 0.2 sebesar 90%, hampir 2 kali lipat. Akan

tetapi besarnya kenaikan ini semakin menurun

apabila harga PI semakin besar. Bahkan kenaikan


Uap Huff & Puff

61

harga PI sebesar 0.1 dapat menaikkan laju

produksi sebesar 5-10%.

Pengaruh besarnya harga Productivity index akan

mempengaruhi harga kumulatif produksi.

Semakin besar harga PI (Productivity index)

maka akan semakin besar kumulatif produksi

yang diperoleh. Pengaruh yang sangat besar

terjadi pada harga PI yang relatif kecil, dapat

dilihat bahwa kenaikan harga PI dari 0.1 menjadi

0.2 akan mengakibatkan kenaikan kumulatif

produksi yang diperoleh sebesar 78%. Sedangkan

kenaikan harga PI yang relatif besar

mengakibatkan pengaruh kenaikan kumulatif

produksi berkisar 8-20%. Namun, kenaikan

harga PI tidak menyebabkan perubahan pada

waktu puncak produksi, sehingga berapa pun

besar harga PI ,maka tidak akan menyebabkan

perubahan lama waktu puncak produksi.

Perubahan harga PI yang semakin besar akan

menyebabkan semakin cepat juga periode waktu

produksi yang dicapai, karena efek pemanasan

uap semakin cepat.

4.3 Sensitivitas Viskositas Minyak

Pengaruh besarnya sensitivitas harga viskositas

ditunjukkan pada Gambar 13. Pengaruh besarnya

viskositas akan mempengaruhi besarnya harga PI

(Productivity index). Asumsi pada pembahasan

sebelumnya bahwa produksi minyak dengan

menggunakan metode Boberg-Lantz merupakan

aliran radial steady-state, maka digunakan

persamaan Darcy. Persamaan Darcy

mendefinisikan PI sebagai fungsi dari viskositas

minyak. Hubungan kedua parameter ini adalah

berbanding terbalik. Semakin besar harga

viskositas maka akan menyebabkan harga PI

semakin kecil, dan begitu sebaliknya. Apabila

kita mengubah harga viskositas sebesar dua kali

lipatnya maka perubahan harga PI juga menjadi

setengah kali lipatnya. Dalam sensitivitas

viskositas terhadap laju produksi harganya hanya

3-24 cp. Hal ini disebabkan range harga

viskositas tersebut termasuk ke dalam range

harga yang didapatkan di laboratorium.


besarnya harga viskositas semakin besar akan

menurunkan laju produksi maksimum. Dengan

kenaikan viskositas setiap 300% maka penurunan

laju produksi maksimum hanya sebesar 2-2.5%

dan hanya akan mengurangi kumulatif produksi

sebesar 0.35-0.7%. Hal ini menunjukkan bahwa

kenaikan viskositas sangat kecil pengaruhnya

terhadap kumulatif produksi minyak, dan lebih

mempengaruhi besarny laju produksi maksimum.

Kenaikan viskositas tidak mempengaruhi

lamanya waktu puncak produksi dan hanya

berpengaruh terhadap besarnya laju produksi

maksimum. Setelah mencapai produksi

maksimum tertentu, laju produksi drop sangat

drastis dan kemudian mendatar, hanya

mengalami perubahan yang sangat kecil.

4.4 Sensitivitas Jumlah Lapisan

Pengaruh besarnya sensitivitas jumlah lapisan

produksi yang terkena stimulasi injeksi uap

ditunjukkan pada Gambar 14. Setiap perubahan

pada ketebalan rata-rata tiap-tiap lapisan akan

mempengaruhi productivity index (PI).

Dapat dilihat pada Gambar 14 bahwa semakin

banyak jumlah lapisan akan semakin kecil harga

laju maksimum produksi yang dicapai. Kenaikan

jumlah lapisan sampai sebesar 100% akan

mengakibatkan penurunan laju produksi

maksimum yang dicapai berkisar antara 2-11 %.

Sedangkan kumulatif produksi yang diperoleh

berkisar antara 0.5-2.2%. Angka ini menunjukkan

bahwa kenaikan jumlah lapisan tidak terlalu besar

mempengaruhi kumulatif produksi minyak, akan

tetapi cukup memperngaruhi besarnya laju

produksi maksimum.

4.5 Sensitivitas Jari-jari Pengurasan Sumur

Sensitivitas harga jari-jari pengurasan sumur re

ditunjukkan pada Gambar 15. Pengaruh besarnya

harga jari-jari pengurasan sumur akan

mempengaruhi besarnya harga PI (productivity

index) ratio. Semakin besar harga jari-jari

pengurasan sumur maka akan mengakibatkan

semakin kecil harga PI ratio. Pengaruh

penurunan harga PI ratio akan mengakibatkan

penurunan harga laju produksi.

Dapat dilihat pada Gambar 15 pengaruh besarnya

jari-jari pengurasan sumur. Semakin besar jari-

jari pengurasan sumur maka akan mengakibatkan

penurunan laju produksi maksimum yang tidak

drastis. Perubahan yang terjadi setiap kenaikan

jari-jari pengurasan sumur 100% akan

mengakibatkan penurunan laju produksi sebesar

1-17%. Pengaruh kenaikan jari-jari pengurasan

sebesar 100% akan mengakibatkan penurunan

kumulatif produksi sebesar 0.04-6%. Angka ini

menunjukkan bahwa kenaikan jari-jari

pengurasan tidak cukup signifikan mempengaruhi

besarnya kumulatif produksi. Dilihat dari segi

pengaruhnya, ada baiknya apabila

menginjeksikan uap dengan metode Huff & Puff

menggunakan sumur-sumur berpola. Semakin

baik pola sumur, semakin kecil harga jari-jari

pengurasan (re) maka akan mempebesar laju

produksi maksimum yang dicapai.

4.6 Sensitivitas Waktu Injeksi

Pengaruh besarnya waktu injeksi ditunjukkan

pada Gambar 15. Besarnya waktu injeksi

berpengaruh pada besarnya jari-jari pemanasan.

Hubungan besarnya waktu injeksi dengan jari-jari


62

pemanasan adalah berbanding terbalik sesuai

dengan persamaan 3.

Dapat dilihat pada Gambar 15 bahwa besarnya

waktu injeksi uap akan mempengaruhi besarnya

waktu puncak produksi sangat beragam. Hal ini

disebabkan pengaruh waktu injeksi terhadap

jauhnya jari-jari pemanasan yang diinvasi adalah

beragam. Peningkatan waktu injeksi sebesar

100% akan mempengaruhi laju produksi

maksimum berkisar antara 0.15-11%. Range

perbedaan harga sebesar 0.15-11% sangat besar.

Kemudian peningkatan waktu injeksi sebesar

100% akan mengakibatkan peningkatan

kumulatif produksi berkisar antara 0.6-1.3%.

Angka sebesar ini menunjukkan bahwa tidak

terjadi perubahan yang signifikan terhadap

perubahan kumulatif produksi.

Dapat dilihat pada Gambar 16 yang menunjukkan

kajian optimisasi produksi berdasarkan laju

produksi maksimum bahwa laju produksi

optimum didapatkan pada saat waktu injeksi

sebesar 10 hari. Laju produksi maksimum yang

diperoleh sebesar 43 BOPD. Sedangkan

kumulatif produksi yang diperoleh sebesar 2090

bbls..

4.7 Sensitivitas Faktor Skin

Sensitivitas faktor skin (kerusakan sumur)

ditunjukkan pada Gambar 17.

Faktor skin akan memperngaruhi besarnya nilai

productivity index (PI) sebelum stimulasi injeksi

uap. Sehingga mempengaruhi harga laju produksi

minyak.


kenaikan harga faktor skin akan mempengaruhi

besarnya laju produksi maksimum. Kenaikan

harga faktor skin sebesar 100% akan

meningkatkan laju produksi berkisar antara 0.07-

13%. Terlihat jelas perbedaan yang sangat besar

terjadi antara harga laju produksi maksimum

sumur yang tidak mengalami kerusakan dengan

sumur yang mengalami kerusakan. Hal ini

ditunjukkan dengan harga faktor skin 0 dengan

faktor skin 10. Sedangkan perbaikan faktor skin,

dua kali lipat, tidak signifikan mempengaruhi

harga laju produksi maksimum. Kenaikan faktor

skin hanya mengakibatkan. Faktor skin yang

dipergunakan adalah -4 – 108. Hal ini disebabkan

perhitungan software yang terbatas.

4.8 Sensitivitas Water-oil Ratio Pengaruh besarnya sensitivitas Water-Oil Ratio

(WOR) terhadap produksi minyak ditunjukkan

pada Gambar 18. Pengaruh besarnya WOR

mengakibatkan laju panas yang hilang bersamaan

dengan terproduksinya fluida produksi akan

semakin besar. Pengaruh besarnya laju panas

yang hilang bersamaan dengan terproduksinya

fluida produksi akan mengakibatkan besarnya

pengaruh penurunan temperatur rata-rata selama

waktu produksi.


kenaikan harga WOR akan mempengaruhi

besarnya laju produksi maksimum. Semakin

besar harga WOR maka semakin kecil harga laju

produksi maksimum. Peningkatan harga WOR

sebesar 200% akan mengakibatkan penurunan

laju produksi maksimum berkisar 1.4-1.7%.

Angka sebesar ini menunjukkan bahwa tidak

terjadi pengaruh yang signifikan peningkatan

WOR terhadap laju produksi maksimum.

Dalam pihak peningkatan WOR akan

mempengaruhi besarnya kumulatif produksi

secara signifikan. Semakin besar harga water-oil

ratio akan mengakibatkan semakin kecil harga

kumulatif produksi. Peningkatan water-oil ratio

sebesar 200% akan megakibatkan penurunan

kumulatif produksi berkisar antara 3-13%.

Semakin besar harga water-oil ratio maka

semakin tajam gradien penurunan laju produksi.

4.9 Sensitivitas Temperatur Reservoir Sensitivitas temperatur reservoir ditunjukkan

pada Gambar 19. Pengaruh besarnya temperatur

reservoir akan mempengaruhi besarnya viskositas

minyak. Hubungan kedua parameter ini adalah

berbanding terbalik. Semakin besar temperatur

reservoir maka semakin kecil harga

viskositasnya. Hal ini disebabkan semakin tinggi

temperatur akan semakin memudahkan fluida

untuk mengalir. Viskositas menunjukkan derajat

kekentalan suatu fluida.

Besar viskositas fluida reservoir akan

mempengaruhi harga productivity index (PI).

Hubungan antara PI dengan viskositas adalah

berbanding terbalik. Semakin besar harga

viskositas maka akan menurunkan harga

productivity index (PI). Dari Gambar 19 terlihat

bahwa semakin besar temperatur reservoir maka

semakin tinggi laju produksi maksimum.

Peningkatan temperatur sebesar 25% akan

meningkatkan laju produksi maksimum sebesar

3-28%. Pada temperatur 100oF dan 125

oF

perubahan laju produksi sangat besar yaitu

berkisar 27%. Dapat dilihat bahwa bentuk kurva

semakin besar temperatur reservoir maka

kecenderungan untuk mencapai waktu produksi

dengan laju produksi yang landai akan semakin

cepat. Pengaruh temperatur mempengaruhi

besarnya waktu puncak produksi tidak signifikan.

Pengaruh besarnya kenaikan temperatur reservoir

sebesar 25% akan mengakibatkan peningkatan


Uap Huff & Puff

63

kumulatif produksi berkisar antara 11-34%.

Angka ini menunjukkan bahwa semakin besar

harga temperatur reservoir, maka akan sangat

berpengaruh terhadap peningkatan harga

kumulatif produksi. Hal ini baik untuk dilakukan

pada injeksi uap yang mempunyai lebih banyak

siklus karena akan mempebesar perolehan

kumulatif produksi dibandingkan hanya

diinjeksikan satu siklus saja.

V. KESIMPULAN Berdasarkan penelitaian yang telah dilakukan

dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:

1. Metode Boberg-Lantz kurang dapat

digunakan untuk memprediksi performa laju

produksi pada sumur minyak yang lain,

sehingga perlu adanya modifikasi metode

Boberg-Lantz.

2. Metode Modifikasi Boberg-Lantz yang dikaji

memprediksi performa laju produksi sumur

minyak pada injeksi uap Huff & Puff dengan

lebih reaslistis daripada metode aslinya.

3. Penentuan waktu puncak produksi pada

Metode Modifikasi Boberg-Lantz

dipengaruhi oleh 3 parameter utama yaitu

waktu injeksi uap, massa uap, dan temperatur

reservoir

4. Parameter yang berpengaruh signifikan

terhadap performa produksi dari hasil analisa

sensitivitas dengan menggunakan metode

modifikasi Boberg-Lantz adalah massa uap

pada angka rendah (1 BBTU-1,5 BBTU),

productivity index (PI) pada harga relatif

kecil, tebal efektif lapisan pasir pada

penambahan jumlah kali lipat akan

menurunkan laju produksi sampai 10%, jari-

jari pengurasan pada harga pendek, waktu

injeksi pada peningkatan 100% akan dapat

meningkatkan laju produksi maksimum

sampai 11% , faktor skin pada kondisi

kerusakan formasi, water-oil ratio (WOR)

untuk kumulatif produksi (bukan laju

produksi) dan temperatur reservoir yaitu

peningkatan 1 0 dapat meningkatkan laju

produksi kurang lebih sekitar 1% dan kurang

lebih begitu pula dengan produksi kumulatif.

VI. SARAN Perlu dilakukan studi kasus lebih lanjut dengan

menggunakan data sumur yang lebih banyak agar

menghasilkan persamaan modifikasi metode

modifikasi Boberg-Lantz lebih universal

berlakunya.

DAFTAR SIMBOL c1, c2 = Konstanta pada pers. 14, tak

berdimensi, definisi ada di Tabel 1.

cg = Spesifik panas rata-rata gas, Btu/scf-oF

co, cw = Spesifik panas rata-rata minyak dan

air, Btu/lb-oF

D = Kedalaman formasi produksi, ft

ĥ = Ketebalan rata-rata setiap lapisan

pasir, ft

Hwt = Enthalpi air liquid pada Tavg diatas

32oF, Btu/lb

Hf* = Laju energi yang hilang bersamaan

dengan fluida yang terproduksi (di atas Tr), Btu/d

Hwr = Spesifik enthalpi air liquid pada Tr,

Btu/lb

Hws = Spesifik enthalpi air liquid pada Ts,

Btu/lb

hj = Ketebalan masing-masing lapisan

pasir

jh

= Kenaikan ketebalan lapisan pasir

secara artificial, digunakan di pers. 6, ft

Hog = Laju energi yang hilang pada

produksi minyak dan gas, Btu/stb oil

Hw = Laju energi yang hilang pada

produksi air, Btu/stb oil

Hwv = Spesifik enthalpi air vapor pada Tavg,

Btu/lb

J1 (y) = Fungsi Bessel orde pertama, tak

berdimensi

J = Rasio perbandingan productivity

index sesudah distimulasi dengan sebelum

distimulasi, tak berdimensi

Jh,Jc = Productivity index sesudah

distimulasi dan sebelum distimulasi secara

berurutan, stb/d-psi

Kh = Konduktivitas panas batuan, Btu/ft-

d-oF

Ms = Total massa uap dan kondensat yang

diinjeksikan, lb

ms = Laju injeksi massa uap, lb/hr

Ns = Banyaknya jumlah lapisan pasir

Pe = Tekanan statis formasi yang sejauh

re dari lubang sumur, psia

Pw = Tekanan produksi lubang sumur, psia

Pwv = Tekanan saturasi air vapor pada Tavg,

psia

Qhl = Laju panas yang hilang yang terjadi

di tubing, Btu/hr-ft

qoh = Laju produksi minyak setelah

distimulasi, stb/d

re = Jari-jari pengurasan sumur, ft

Rg = Total produksi gas-oil ratio, scf/bbl

pada kondisi stock tank

rh = Jari-jari pemanasan, ft

rw = Jari-jari efektif lubang sumur, ft

wr

= Jari-jari lubang sumur yang

sebenarnya, ft

Rw = Total produksi water-oil ratio,

bbl/bbl pada kondisi stock tank

Rwv = Produksi air pada kondisi vapor per

stock tank barel minyak yang diproduksi, bbl air

vapor (ketika terkondensasi menjadi liquid pada

60oF)/stb


64

s = Fator skin sumur, tak berdimensi

t = Waktu yang terhitung sejak injeksi

dimulai, days

ti = waktu injeksi, days

tpeak = waktu puncak produksi, days

Tavg = Temperatur rata-rata pada waktu t, oF

Tr = Temperatur reservoir, oF

Ts = Temperatur kondensasi uap pada

tekanan injeksi di dasar sumur, oF

r zv , v = Koreksi temperatur terhadap arah

radial dan vertikal secara berurutan, tak

berdimensi

X = kualitas rata-rata uap pada kondisi

lubang sumur selama periode injeksi uap, lb

vapor/lb liquid+vapor

Xsurf = Kualitas uap di kepala sumur, lb

vapor/lb liquid+vapor

z = Ketebalan hipotetik, ft

α = difusivitas panas batuan

δ = Kuantitas, definisi pada pers. 8, tak

berdimensi

sξ

= ( ) ( )2 / 1e erfcτ τ τ π+ −, tak berdimensi

( )R+F

ρC = Kapasitas panas volumetrik dari

reservoir termasuk fluida didalamnya,Btu/ft3-

oF

ρo, ρw = densitas minyak dan air pada kondisi

stock tank, secara berurutan, lb/ft3

τ = 2ˆ4 / ( )h i R FK t h cτ ρ += , dimensionless

DAFTAR PUSTAKA 1. Ashat, Ali dan Nenny Saptadji, 1998,

“Korelasi untuk Penentuan Sifat

Termodinamika air murni pada kondisi

saturasi”, Laboratorium Geothermal, Jurusan

Teknik Perminyakan – ITB, Bandung,

2. Boberg, Thomas C., 1988, “Thermal Methods

of Oil Recovery”, An Exxon Monograph,

John Wiley & Sons Inc., Toronto, Canada.

3. Boberg, Thomas C. dan Lantz R.B.,

1996,“Calculation of the Production Rate of

Thermally Stimulated Well”, Trans. AIME,

237, I-1613.

4. Fudiansyah, M., 2006, “Reporting Pilot

Project Huff & Puff”, JOB Pertamina-Bumi

Siak Pusako, Siak, Riau.

5. Hong, K.C, 1994, “Steamflooding Reservoir

Management: Thermal Enhanced Oil

Recovery”, PennWell Publishing Co., Tulsa,

Oklahoma.

6. Mandala, Wirawan Widya, 2007, “Tesis

Prediksi Kinerja Sumur Injeksi Uap Huff &

Puff Dengan Metode Analitik san Simulasi”,

Program Studi Teknik Perminyakan ITB,

Bandung.

7. Prats, Michael, 1982, “Thermal Recovery”,

2nd

Printing, American Institute of Mining,

Metallurgical, and Petroleum Engineers Inc.,

New York, United State of America.

8. Tortike,W.S and Farouq Ali S.M., 1989,

“Saturated-Steam Property Functional

Correlations for fully Implicit Thermal

Reservoir Simulation”, SPE Paper 17094,

SPE, Houston, Texas.

Modifikasi Metode Boberg-Lantz untuk Memprediksi Performa Laju Produksi Minyak pada Sumur

Injeksi Uap Huff & Puff

65

Tabel 3. Data-data Masukan Software Sumur-sumur di lapangan “X”

Input Sumur KSK#22 Input Sumur KSK#32 Input Sumur KSK#35

SPM 1,199,800 SPM 1,160,600 SPM 2,709,350

PIC 0.279 PIC 0.163 PIC 1.108

UOCOLD 25.209 UOCOLD 25.209 UOCOLD 25.209

TI 11 TI 9 TI 26

H 48 H 104 H 92

X 0.8 X 0.8 X 0.8

PINJ 434.69 PINJ 434.69 PINJ 434.69

RHOO 54.004 RHOO 54.004 RHOO 54.004

RHOW 62.4 RHOW 62.4 RHOW 62.4

SGO 0.8654434 SGO 0.8654434 SGO 0.8654434

CPO 0.468 CPO 0.468 CPO 0.468

CPG 0.01 CPG 0.01 CPG 0.01

RHOCR 46.19 RHOCR 46.19 RHOCR 46.19

THCOND 38.4 THCOND 38.4 THCOND 38.4

ALFA 1.097 ALFA 1.097 ALFA 1.097

RW 0.33 RW 0.292 RW 0.292

RE 26.55 RE 24 RE 35.27

PW 210 PW 210 PW 200

PE 260 PE 260 PE 260

GOR 200 GOR 200 GOR 200

WOR 7.9 WOR 9.337 WOR 1.693

TR 120 TR 120 TR 120

DT 1 DT 1 DT 1

TTIME 79 TTIME 49 TTIME 80

NUO 11 NUO 11 NUO 11

115 28.972 115 28.972 115 28.972

120 25.209 120 25.209 120 25.209

130 18.598 130 18.598 130 18.598

150 14.527 150 14.527 150 14.527

200 6.8686 200 6.8686 200 6.8686

250 4.162 250 4.162 250 4.162

300 3.33292 300 3.33292 300 3.33292

350 2.67438 350 2.67438 350 2.67438

400 2.2561 400 2.2561 400 2.2561

450 1.96986 450 1.96986 450 1.96986

500 1.76301 500 1.76301 500 1.76301


66

Tabel 4. Data Sumur & Perhitungan Lapangan "X" Proposed Huff & Puff/ Cyclic steam Injection

Lapangan "X"

Well ADA-32 ADA-22 ADA-33 Total

DATA

Initial Water Saturation, % 30% 30% 30%

Initial Oil Saturation, % 70% 70% 70%

Oil Gravity, API 32 32 32

WHT, F 100 105 105

Reservoir Temp, F 120 120 120

Reservoir Pressure, psi 260 260 260

Oil Production, BOPD 2 12 19 33

Water cut, % 98 98 79

Gross Pay Thickness, ft 104 89 113 306

Net Pay Thickness, ft 104 48 92 244

Porosity, % 26% 26% 26%

Top Sand Depth, ft 497 480 426

Opened interval 498-518 481-501 483-492

567-570 508-522 497-504

524-532 508-514

538-544 518-522

533-540

550-553

571-575

580-582

586-590

Oil Spesific Heat, Btu/lb-F 0.469 0.469 0.469

Volumetric Heat Capacity, Btu/Cuft-F 46.19 46.19 46.19

Estimate Radius, ft 24 26.55 35.27

Estimate Temperatur, F 235 235 235

CALCULATION

Bulk Volume Gross, Cuft 188,099 196,992 441,386

Bulk Volume Nett, Cuft 188,099 106,243 359,359

Heat Required in Oil Zone, Btu 1,028,288,762 580,803,491 1,964,527,051

Heat Required in Shale Zone, Btu - 482,021,564 435,596,202

Total Heat Required, Bbtu

1

1.1

2.4 4.5

Barrel Cold Water Equivalent, BCWE,

bbls 3,316 3,428 7,741 14,485

Injection Capacity, BCWEPD 690 540 710

Estimated Injection Days, Days 5 6 11 22

Estimated Fuel Consumtion, bbls (diesel) 288 381 654 1,323

Lt (diesel) 45,851 60,554 104,009 210,414

bbls (crude oil as fuel) 369 487 837 1,693

Modifikasi Metode Boberg-Lantz untuk Memprediksi Performa Laju Produksi Minyak pada Sumur Injeksi Uap

Huff & Puff

67

Gambar 1. Gambar skema representasi perpindahan panas dan aliran yang dihitung dengan menggunakan model

matematik4

Gambar 2. Plot I factor untuk penentuan kehilangan panas yang terjadi di lubang sumur4

2/i e

t rα

I I


68

Gambar 3. Plot untuk menentukan sξfungsi dari waktu tidak berdimensi θ

Gambar 4. Profil distribusi temperatur terhadap jarak dari lubang sumur4


Huff & Puff

69

Gambar 5. Perbandingan Hasil Perhitungan metode Boberg-Lantz dengan menggunakan software dan secara

manual di paper untuk sumur Q-594

Gambar 6. Perbandingan hasil perhitungan dengan menggunakan berbagai metode

Penulis


70

Gambar 7. Perbandingan hasil produksi Metode Modifikasi Boberg-Lantz dengan sumur ADA#32

Gambar 8. Perbandingan hasil produksi Metode Modifikasi Boberg-lantz dengan sumur ADA#35

Gambar 9. Perbandingan hasil produksi Metode Modifikasi Boberg-Lantz dengan sumur ADA#22


Huff & Puff

71

Gambar 10. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai harga Mass Steam

Gambar 11. Plot optimisasi produksi dengan sensitivitas besarnya massa uap yang diinjeksikan

Gambar 12. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai harga

Productivty Index (PI)


72

Gambar 13. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai viskositas minyak

Gambar 14. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai jumlah lapisan pasir

Gambar 15. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai harga jari-jari pengurasan sumur


Huff & Puff

73

Gambar 15. Sensitivitas berbagai harga waktu injeksi uap

Gambar 16. Plot optimisasi produksi dengan sensitivitas besarnya waktu injeksi uap.

Gambar 17. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai harga faktor skin


74

Gambar 18. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai harga water-oil ratio

Gambar 19. Sensitivitas Metode Modifikasi Boberg-Lantz terhadap berbagai harga temperatur reservoir

Engineering

Jtm 20090103