OPTIMASI PRODUKSI PADA LAPANGAN X DENGAN …digilib.itb.ac.id/files/disk1/454/jbptitbpp-gdl-fadjridwis-22669-1... · Optimasi produksi pada suatu lapangan merupakan hal yang sangat

Fadjri Dwishantyo, 122060009, Semester 2 – 2010/2011 1

OPTIMASI PRODUKSI PADA LAPANGAN X DENGAN PEMODELAN PRODUKSI TERINTEGRASI

Oleh Fadjri Dwishantyo*

Dr.Ir. Sudjati Rachmat, DEA** Sari

Optimasi produksi pada suatu lapangan merupakan hal yang sangat penting. Hal ini berkaitan dengan

banyaknya hidrokarbon yang dapat diproduksikan dari satu lapangan. Optimasi produksi ini dilakukan setiap periode waktu tertentu karena selama suatu lapangan diproduksikan akan terjadi perubahan karakteristik pada lapangan tersebut. Untuk itu, optimasi produksi tidak hanya mengevaluasi performa dari sumur tetapi juga mengevaluasi performa dari reservoirnya. Evaluasi performa reservoir meliputi evaluasi Original Oil in Place (OOIP), cadangan, Recovery Factor (RF), dan tenaga pendorong dari lapangan. Evaluasi ini dilakukan dengan software MBAL. Sementara untuk evaluasi performa sumur berkaitan dengan penentuan laju alir sumur yang optimum digunakan metode Nodal Analysis. Evaluasi performa sumur ini menggunakan software PROSPER. Setelah evaluasi performa reservoir dan performa dari sumur dilakukan, dilakukan prediksi produksi dari lapangan untuk beberapa tahun ke depan dengan software GAP. Tujuannya adalah untuk menjustifikasi optimasi produksi yang telah dilakukan sebelumnya.

Kata Kunci : Optimasi produksi, analisa performa reservoir, nodal analysis, prediksi produksi Abstract

Optimization of production at a field is very important. This relates to the number of hydrocarbons that can be produced from a single field. Production optimization is performed every certain period of time because during a field produced characteristic changes will occur in the field. Therefore, optimization of production not only evaluate the performance of wells but also evaluate the performance of the reservoir. Reservoir performance evaluation includes evaluation of Original Oil in Place (OOIP), backup, Recovery Factor (RF), and the driving force of the field. This evaluation is done by software MBAL. As for evaluating the performance of wells associated with the determination of the optimum flow rate wells used method of Nodal Analysis. Evaluating the performance of these wells using software Prosper. After the evaluation of reservoir performance and the performance of well done, done production predictions from the field for several years to come with the software GAP. The aim is to justify the production optimization has been done previously

.

Keywords: Optimization of production, reservoir performance analysis, nodal analysis,

forecasting

*Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB **Dosen Pembimbing Tugas Akhir PENDAHULUAN

Tujuan utama dari dilakukannya pengembangan dan eksploitasi pada suatu lapangan adalah untuk mencari keuntungan. Keuntungan yang diperoleh tersebut berkaitan langsung dengan berapa banyak minyak yang dapat diproduksi atau yang lebih dikenal dengan istilah faktor perolehan (RF). Untuk itu, diperlukan evaluasi secara berkala untuk mengetahui performa dari lapangan yang dimiliki apakah sesuai dengan harapan. Evaluasi yang dilakukan secara umum meliputi 2 bidang yaitu evaluasi dari sisi reservoir lapangan dan evaluasi dari sisi produksi lapangan tersebut, baik itu produksi kumulatif dari lapangan (Np) ataupun produksi dari masing-masing sumur yang ada.

Seiring dengan berjalannya waktu, sumur akan mengalami penurunan laju produksi. Hal ini diakibatkan oleh beberapa alasan, seperti menurunnya tekanan reservoir, perubahan nilai permeabilitas relatif minyak dan air, watercut atau gas oil ratio (GOR) yang meningkat, fluid cross flow dan adanya kerusakan pada formasi pada kegiatan produksi seperti yang terjadi pada lapangan yang akan di bahas pada makalah ini.

Dalam tugas akhir ini, penulis akan melakukan pengembangan reservoir yang meliputi evaluasi cadangan pada lapangan yang telah 10 tahun berproduksi dan optimasi produksi pada sumur yang terdapat pada lapangan tersebut. Optimasi produksi yang dilakukan adalah perekahan hidrolik pada sumur yang memiliki nilai skin yang relatif besar. Setelah itu dilakukan prediksi produksi dari


lapangan tersebut. Hal ini berkaitan dengan keuntungan yang nantinya akan diperoleh. TUJUAN Tujuan dari tugas akhir ini adalah : 1. Mengetahui potensi cadangan yang dimiliki dari

suatu lapangan berdasarkan data sejarah produksi yang dimiliki.

2. Mengoptimasikan produksi setiap sumur pada lapangan melalui perekahan hidrolik.

3. Memperkirakan produksi kumulatif dari lapangan tersebut untuk 5 tahun ke depan.

TEORI DASAR

Tujuan utama dari dilakukannya pengembangan dan eksploitasi pada suatu lapangan adalah untuk mencari keuntungan. Keuntungan yang diperoleh tersebut berkaitan langsung dengan berapa banyak minyak yang dapat diproduksi atau yang lebih dikenal dengan istilah faktor perolehan (RF). Untuk itu, diperlukan evaluasi secara berkala untuk mengetahui performa dari lapangan yang dimiliki apakah sesuai dengan harapan. Evaluasi yang dilakukan secara umum meliputi 2 bidang yaitu evaluasi dari sisi reservoir lapangan dan evaluasi dari sisi produksi lapangan tersebut, baik itu produksi kumulatif dari lapangan (Np) ataupun produksi dari masing-masing sumur yang ada.

Untuk menentukan berapa besar faktor perolehan suatu lapangan sebelumnya harus dihitung dulu berapa besar cadangan minyak yang dimiliki oleh lapangan tersebut. Cadangan dapat didefinisikan sebagai perkiraan jumlah minyak mentah yang dianggap bernilai komersial untuk diambil dari akumulasi di dalam reservoir menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan pemerintah yang berlaku pada saat yang sama. Banyak metode telah dikembangkan untuk penentuan cadangan ini, yang paling umu digunakan adalah penentuan cadangan dengan metode volumetrik. Di mana penentuan cadangan dapat dihitung dengan persamaan berikut :

............................(1)

Namun, metode penentuan cadangan yang

akan dilakukan adalah Analysis Performance Methods dengan simulasi reservoir.

Untuk menghitung berapa besar faktor

perolehan pada perode awal dari suatu lapangan kita dapat menggunakan korelasi yang dikembangkan oleh American Petroleum Institute (API) yang dikenal sebagai metode J.J.Arps yaitu:

Untuk batuan sandstone / karbonat dengan mekanisme pendorongan solution gas drive: ER,o(%)=

1.815 0.1611 0.0979(Sw)0.3722 0.1741

..(2)

Untuk batuan sandstone dengan mekanisme pendorongan water drive: ER,o(%)=54.898 0.0422 0.077(Sw)-0.1903 -

0.2159

(3)

Jika produksi telah berjalan selama beberapa waktu maka perhitungan faktor perolehan ini dapat dihitung dengan persamaan berikut :

...............................(4)

di mana Np adalah produksi kumulatif hingga suatu waktu tertentu dan OOIP adalah jumlah isi minyak di tempat.

Besar faktor perolehan pada suatu lapangan bergantung kepada energi alami dari reservoir tersebut, sifat fisik batuan, sifat fisik fluida, rencana pengembangan lapangan dan kondisi ekonomi untuk abandonment. Untuk nilai faktor perolehan minyak dengan tenaga pendorong tertentu dapat dilihat pada Tabel 1.

Dengan mengetahui berapa besar cadangan dan faktor perolehan suatu lapangan maka kita mengetahui apakah lapangan tersebut masih memiliki cadangan yang ekonomis. Hal ini penting dalam penentuan optimasi produksi pada sumur-sumur yang terdapat pada lapangan tersebut.

Performa Sumur

Adalah kemampuan sumur untuk berproduksi. Kemampuan ini dipengaruhi oleh beberapa faktor seperti tekanan reservoir, tebal reservoir dan permeabilitasnya, radius lubang sumur, properti fluida reservoir, kondisi di sekitar lubang sumur, permeabilitas relatif fluida, dan bentuk dari reservoir.

Untuk menentukan hal tersebut biasanya

dengan menggunakan kombinasi kurva Inflow Performance Relationship (IPR) dan Tubing Performance Relationship (TPR). Dengan bantuan kedua kurva tersebut kita dapat menentukan berapa laju produksi optimum dari suatu sumur. Teknik ini dikenal dengan “Nodal Analysis”.

• Inflow Performance Relationship (IPR)

Merupakan suatu kurva yang merepresentasikan fenomena aliran fluida dari reservoir menuju sumur.


• Tubing Performance Relationship (TPR) Merupakan suatu kurva mengenai kemampuan produksi sumur saat berada di dalam production string.

Formation Damage

Skin terbentuk di sekitar lubang sumur. Skin merupakan daerah dari formasi yang mengalami kerusakan maupun perbaikan. Skin berharga positif jika daerah tersebut mengalami kerusakan dan beharga negatif jika daerah tersebut mengalami perbaikan atau stimulasi. Skin yang berharga positif dapat terbentuk baik pada saat pemboran, komplesi maupun saat produksi berlangsung. Fenomena skin ini dapat dilihat pada Gambar 1. Horner dan Van Everdingen telah menunjukan hubungan penurunan tekanan (pressure drop) di sekitar lubang sumur pada saat sumur tersebut diproduksikan dengan laju dan waktu tertentu. Hubungan tersebut digambarkan dengan persamaan berikut:

........ (5)

Kemudian Van Everdingen memperhitungkan pressure drop tambahan yang disebabkan berkurangnya nilai permeabilitas di sekitar lubang sumur karena adanya kegiatan pemboran, komplesi maupun kegiatan produksi itu sendiri. Persamaan pressure drop di atas menjadi:

..(6)

Persamaan di atas didapat dengan mengasumsikan permeabilitas yang nilainya berubah sebagai ka dan permeabilitas mula-mula sebagai ke.

…… (7)

Kemudian tambahan pressure drop pada persamaan (3) di atas ditambahkan kedalam persamaan (1), maka:

.........(8)

Bila pesamaan (4) dibandingkan dengan persamaan (2), maka didapatkan:

………………....(9)

Skin pun mengakibatkan penurunan produksi, maka skin pun menjadi masalah keekonomisan dari suatu sumur.

Perekahan Hidrolik

Perekahan hidrolik ialah salah satu jenis operasi yang dilakukan untuk meningkatkan produktivitas sumur dengan cara membuat rekahan buatan pada reservoir dengan menggunakan tekanan hidrolik. Secara umum, tujuan dari perekahan hidrolik pada suatu sumur ada 2 untuk meningkatkan laju produksi / produktivitas dari sumur dan / atau untuk meningkatkan Ultimate Recovery.

Salah satu faktor yang menjadi parameter

penting dalam perekahan hidrolik ialah konduktifitas rekahan tak berdimensi (FCD). FCD

digunakan untuk membandingkan besarnya konduktifitas rekahan dengan konduktifitas formasi, dan dapat dituliskan sebagai

.........................(10)

Apabila nilai FCD

lebih besar dari satu maka dapat dikatakan rekahan yang terjadi lebih konduktif dari formasi. Hal ini merupakan salah satu parameter kesuksesan dari operasi perekahan hidrolik. Dari persamaan 10 di atas, untuk meningkatkan konduktifitas rekahan tak berdimensi maka nilai W harus dimaksimumkan dan nilai Xf harus diminimalkan. Hal tersebut dapat diartikan bahwa rekahan yang nantinya akan didesain harus sependek mungkin namun memiliki nilai lebar yang besar sehingga nilai konduktifitas rekahan tak berdimensi akan maksimal. Selain itu dengan meminimalkan nilai Xf maka biaya yang dibutuhkan dalam perekahan hidrolik juga akan semakin berkurang. Untuk mencapai hasil tersebut maka digunakan teknik TSO. Tip screen out adalah teknik rekayasa perekahan hidrolik yang digunakan untuk meningkatkan lebar rekahan tanpa meningkatkan panjang rekahannya..

Menurut BJ Service, target reservoir untuk dilakukannya perekahan hidrolik dengan metode ini adalah reservoir dengan permeabilitas yang besar dan memiliki nilai Modulus Young yang kecil sehingga perekahan akan efektif dan efisien. Modulus Young adalah indeks ketahanan batuan


terhadap gaya eksternal, dimana dirumuskan sebagai rasio dari tegangan untuk menghasilkan regangan. Modulus Young juga dapat didefinisikan sebagai suatu ukuran bagaimana suatu material akan terdeformasi secara elastis jika beban dikenakan padanya. Persamaan modulus Young dituliskan sebagai

...(11)

Ketika fluida pembawa proppant dan proppant

telah mencapai ujung rekahan, maka dengan permeabilitas formasi yang besar akan mempermudah filtrat slurry mengalir ke dalam formasi. Hal tersebut mengakibatkan slurry mengalami dehidrasi dan kemudian proppant akan terakumulasi pada ujung rekahan. Apabila modulus Young batuan yang direkahkan bernilai kecil maka akan mengakibatkan peningkatan pada lebar rekahan. METODOLOGI Reservoir

Reservoir pada lapangan ini merupakan reservoir sandstone tanpa gas cap. Reservoir ini memiliki lapisan minyak yang cukup tipis sekitar 20 ft. Lapangan ini diproduksikan melalui 3 sumur yaitu sumur P1, sumur P2, dan sumur P3 (Gambar 2).

Setelah 10 tahun berproduksi, dilakukan

evaluasi mengenai lapangan ini karena selama periode 10 tahun tersebut terjadi perubahan–perubahan pada reservoir tersebut, seperti penurunan tekanan reservoirnya, perubahan permeabilitas relatifnya, perubahan nilai water cut dan GOR.

Untuk itu, diperlukan evaluasi untuk

mengetahui keadaan terkini dari reservoir sehingga diperoleh informasi mengenai performa dari reservoir tersebut pada masa sekarang. Adapun data-data reservoir dari lapangan ini dapat dilihat pada Tabel 2.

Untuk melakukan analisa evaluasi terhadap

karakteristik reservoir dari lapangan ini digunakan software MBAL. Dengan menggunakan data-data yang dimiliki dari lapangan tersebut seperti data PVT, petrofisik dan data reservoir lainnya nkita dapat menentukan isi minyak di tempat (OOIP), produksi kumulatif (Np) dan juga faktor perolehan (RF) dari lapangan tersebut. Hal ini dibutuhkan untuk mengetahui berapa besar potensi dari reservoir tersebut yang nantinya akan mempengaruhi langkah pengembangan yang akan dilakukan ke depannya. Selain itu kita juga dapat

menentukan mekanisme pendorongan dari lapangan ini.

Untuk itu, langkah-langkah yang mesti kita

lakukan adalah:

1. Mengidentifikasi dan mengelompokkan data-data yang akan digunakan. Karena data yang kita dapatkan tidak semuanya digunakan, jadi untuk memudahkan pekerjaan maka data-data tersebut harus dikelompokkan.

2. Memasukkan data-data yang digunakan dalam analisis dari reservoir tersebut.

3. Membuat model dari reservoir, menciptakan sebuah model berdasarkan data yang kita miliki untuk merepresentasikan apa yang terjadi di lapangan.

4. Memvalidasi model yang telah dibuat dengan kondisi aktual di lapangan. Model yang telah dibuat harus direpresentasikan dengan keadaan lapangan agar simulasi yang dilakukan benar-benar memberikan informasi dan gambaran yang bermanfaat bagi kita dalam pengembangan lapangan tersebut.

5. Melakukan perhitungan. Agar kita mengetahui performa dari reservoir kita sejak awal diproduksikan hingga saat ini.

Performa Sumur

Selain melakukan evaluasi terhadap performa reservoir, dilakukan juga evaluasi terhadap performa masing-masing sumur. Apakah sumur – sumur tersebut masih berproduksi dengan laju optimumnya. Karena seperti yang kita ketahui setelah 10 tahun berproduksi, terjadi perubahan karakateristik pada reservoir yang pada akhirnya juga mempengaruhi karakateristik dari sumur. Bukti dari hubungan tersebut adalah ketiga sumur memiliki nilai skin positif. Karakteristik dari sumur pada Lapangan X dapat dilihat pada Tabel 3.

Berdasarkan evaluasi kinerja sumur dengan

menggunakan software kita mengetahui besarnya laju produksi dari setiap sumur. Evaluasi peforma sumur ini dapat dilakukan dengan menggunakan software Prosper, di mana dengan memplot kurva IPR TPR dari masing–masing sumur, kita dapat mengetahui berapa laju optimum dari setiap sumur pada masa sekarang. Apakah memerlukan artificial lift atau tidak. Bagaimanakah kurva IPR TPR dari sumur setelah dilakukan stimulasi.

Dari hasil evaluasi ini diketahui bahwa ketiga

sumur memiliki nilai skin yang positif. Nilai skin yang positif ini menandakan terjadi kerusakan pada formasi yang mengakibatkan terganggunya aliran fluida dari reservoir menuju lubang sumur. Hal ini, mempengaruhi besarnya laju produksi dari sumur yang pada akhirnya akan mempengaruhi produksi


kumulatif dari setiap sumur dan/atau lapangan serta faktor perolehan yang akan diperoleh dari lapangan tersebut.

Untuk itu, akan dicoba usaha untuk menanggulangi permasalahan skin yang terjadi dengan aplikasi perekahan hidrolik pada ketiga sumur di lapangan tersebut. Untuk menentukan sumur mana yang akan direkahkan dilakukan analisa sensitivitas terhadap nilai skin dari setiap sumur pada berbagai nilai dan analisa sensitivitas terhadapa penurunan tekanan reservoir pada setiap sumur di masa yang akan datang. Sehingga penulis menyimpulkan aplikasi perekahan hidrolik diperlukan pada sumur P1 dan sumur P3. Sedangkan unutk sumur P2 tidak diperlukan untuk saat ini karena laju produksi sumur tersebut yang dirasa masih ekonomis.

Untuk itu, langkah-langkah yang mesti kita

lakukan adalah:

1. Memodelkan kurva IPR TPR dari masing-masing sumur dengan menggunakan data teraktual.

2. Melakukan matching antara kurva IPR TPR yang dibangun terhadap data test produksi sumur yang terbaru.

3. Melakukan evaluasi dan analisa sensitivitas terhadap masing-masing sumur sehingga didapat laju paling optimum dari setiap sumur.

• Perekahan hidrolik

Pada perekahan hidrolik ini akan digunakan

geometri KGD, karena permeabilitas yang nilainya relatif besar dan kerusakan hanya terjadi di sekitar lubang sumur sehingga cocok untuk diterapkan perekahan hidrolik dengan model KGD karena yang tujuan yang ingin dicapai hanya meningkatkan lebar rekahan tanpa meningkatkan panjang rekahannya. Zona interest yang kita miliki diapit oleh lapisan shale. Seperti terlihat pada Gambar 3.

Dalam pemilihan fluida perekah terdapat

beberapa syarat fluida perekah diantaranya:

- Tidak merusak formasi - Friksi terhadap pipa rendah - Memiliki viskositas yang cukup untuk

membawa proppant ke rekahan - Mudah dibersihkan dari formasi - Memiliki nilai leak-off rate yang rendah

Adapun fluida perekah yang digunakan pada

perkahan hidrolik kali ini adalah PrimeFRAC 30+1lbs J475/Mgal yang merupakan produk dari salah satu service company. Karakteristik fluida perekah yang dipakai dapat dilihat pada Tabel 4.

Selain itu pada perekahan hidrolik ini digunakan fluida lain untuk flushing. Flushing adalah menginjeksikan fluida biasa agar mendesak slurry masuk ke formasi. Karakteristik fluida flushing yang digunakan dapat dilihat pada Tabel 5.

Material lainnya yang juga memegang peranan

penting dalam perekahan hidraulik adalah material pengganjal (proppant). Fungsi utama dari proppant adalah untuk mengganjal celah yang telah terbentuk dari proses perekahan formasi dan memberikan konduktifitas yang lebih baik bagi aliran fluida yang menuju sumur.

Beberapa parameter yang menentukan

pemilihan pengganjal antara lain adalah:

- Pengaruh closure pressure terhadap permeabilitas yang dihasilkan oleh proppant.

- Ukuran perforasi yang digunakan - Harga

Pada perencanaan perekahan, harus

diperhatikan kesesuaian antara diameter lubang perforasi dengan ukuran proppant yang akan digunakan. Untuk memastikan tidak terjadinya bridging, maka ukuran diameter perforasi adalah 6 kali diameter butiran maksimum proppant.

Selain itu di dalam metode TSO, proppant yang

digunakan harus memiliki konsentrasi yang tinggi. Oleh karena itu pada studi ini dugunakan konsentrasi maksimum proppant sebesar 12 PPA. Adapun proppant yang digunakan adalah 12/20 Brady. Karakteristik dari proppant tersebut dapat dilihat pada Tabel 6.

Dengan menggunakan software Fraccade kita

melakukan simulasi perekahan hidrolik untuk melihat seberapa besar dan lebar rekahan yang dihasilkan. Untuk menentukan apakah besar dan lebar rekahan yang dihasilkan optimum atau tidak, dilakukan uji sensitivitas terhadapa panjang rekahan dan laju injeksi pada berbagai skenario. Nantinya, kombinasi dari panjang rekahan dan laju injeksi yang menghasilkan NPV terbesar akan dipilh untuk diaplikasikan pada sumur-sumur di lapangan ini. Dari hasil yang didapat dapat diperkirakan apakah kenaikan laju produksi sumur akibat perekahan bernilai ekonomis jika dibandingkan dengan biaya yang harus dikeluarkan.

Prediksi Produksi

Setelah mengevaluasi performa reservoir dan performa reservoir maka langkah selanjutnya adalah memprediksi bagaimana trend produksi untuk beberapa tahun ke depan dengan parameter yang digunakan berdasarkan hasil evaluasi tersebut.


Prediksi produksi ini dapat kita lakukan dengan bantuan software GAP (Gambar 4). Di sini kita ingin melihat bagaiman laju alir dari setiap sumur maupun kumulatif lapangan di masa yang akan datang.

Prediksi dilakukan selama 5 tahun ke depan.

Melalui prediksi ini, kita ingin mengetahui berapa produksi kumulatif dan faktor perolehan yang didapat selama kurun waktu tersebut. Di sini akan dilihat bagaimana produksi lapangan selama 5 tahun ke depan antara sebelum dilakukan optimasi dengan trend produksi lapangan setelah optimasi dilakukan.

Apakah tujuan dari perekahan hidrolik yaitu

untuk meningkatkan laju produksi dari sumur sehingga didapat produksi kumulatif dan faktor perolehan yang lebih baik tercapai atau tidak. Ini merupakan parameter berhasil atau tidaknya stimulasi yang dilakukan.

Hasil dan Pembahasan 1. Reservoir

Reservoir pada lapangan ini merupakan

reservoir sandstone tanpa gas cap. Reservoir ini memiliki lapisan minyak yang cukup tipis sekitar 20 ft.

Setelah 10 tahun berproduksi, dilakukan

evaluasi mengenai lapangan ini. Berdasarkan simulasi reservoir yang dilakukan dengan software MBAL, kita mengetahui OOIP dari lapangan ini sebesar 10.269 MMSTB. Produksi kumulatif dari lapangan ini selama 10 tahun berproduksi adalah sebesar 2.237 MMSTB (Gambar 5).

Perhitungan nilai Origianl Oil in Place (OOIP)

yang kita lakukan dengan software MBAL menghasilkan nilai OOIP yang kurang lebih sama dengan penentuan OOIP dengan menggunakan grafik yang juga menghasilkan nilai sekitar 10 MMSTB. Seperti yang terlihat pada Gambar 6.

Faktor perolehan dari lapangan ini sekitar

21.78% (Gambar 7) dengan tenaga pendorong depletion drive sebagai tenaga pendorong utama dan water drive sebagai tenaga pendorong kedua. Informasi ini didapat dari energy plot yang diperoleh pada perhitungan dengan software MBAL dan melalui divalidasi dengan Campbell Plot.(Gambar 8).

Besarnya faktor perolehan yang didapat yaitu

sebsar 21.78% juga sesuai dengan informasi pada literatur di mana faktor perolehan pada lapangan dengan tenaga pendorong depletion drive yang berkisar sekitar 20-35%.

Informasi penting lain yang bisa diperoleh

adalah banyaknya minyak yang maksimum bisa diambil, yaitu sebesar 4.268 MMSTB (Gambar 9). Nilai ini didapatkan dengan mengektrapolasi kurva water cut terhadap produksi kumulatif ke nilai water cut 100%. Di sini diasumsikan jika minyak diambil terus menerus hingga saturasi air bernilai 100% maka didapat produksi kumulatif sebesar 4.268 MMSTB. Sehingga besarnya recoverable reserve dari lapangan ini diperkirakan sebesar 41.56%. Nilai recoverable reserve ini tidak berbeda jauh dengan hasil simulasi yang dilakukan dengan software MBAL di mana kita memprediksi faktor perolehan kita yang menghasilkan nilai sebesar 42% (Gambar 7). Persentase cadangan dari lapangan X ini dapat dilihat pada Tabel 7.

Sehingga melalui analisis reservoir ini kita mengetahui bahwa lapangan X memiliki primary recovery sebesar 2.031 MMSTB dan unrecoverable diperkirakan sebesar 6 MMSTB (Gambar 10). 2. Performa Sumur

Setelah 10 tahun berproduksi, terjadi perubahan

karkateristik pada reservoir yang pada akhirnya juga mempengaruhi karkateristik dari sumur. Bukti dari hubungan tersebut adalah ketiga sumur memiliki nilai skin positif.

Untuk itu, pada sumur P1 dan Sumur P3

dilakukan perekahan hidrolik. Untuk menentukan desain perekahan hidrolik yang optimum pada kedua sumur tersebut dilakukan uji sensitivitas terhadapa 2 parameter, yaitu panjang rekahan satu sayapnya dan variasi laju alir pompa injeksi.

Untuk menentukan desain yang paling optimum

dari berbagai nilai sensitivitas tersebut dilihat nilai NPV nya di mana semakin besar nilai NPV nya maka desain tersebut semakin optimum. Setelah melakukan analisa sensitivitas maka didapatkan desain yang optimum untuk perekhan hidrolik adalah dengan panjang satu sayap (Xf) sebesar 250 ft dan laju injeksi pompa sebesar 25 bbl/min.

Desain yang kita pilih memiliki nilai Np lebih

kecil jika dibandingkan dengan saat nilai Xf sebesar 300 ft, tapi karena menghasilkan nilai NPV yang lebih besar maka desain dengan Xf 250 ft merupakan desain yang paling optimum (Tabel 8). Hal ini disebabkan oleh semakin besar panjang rekahan yang dihasilkan maka dibutuhkan volume material yang lebih banyak sehingga biaya yang dikeluarkan meningkat. Laju alir 25 bbl/min merupakan laju alir yang paling optimum karena pada laju alir tersebut juga menghasilkan nilai NPV terbesar (Tabel 9).


Berdasarkan evaluasi kinerja sumur dengan menggunakan software kita mengetahui besarnya laju produksi dari setiap sumur. Dengan melihat laju produksi dari setiap sumur dan berdasarkan analisa sensitivitas yang dilakukan terhadap seluruh sumur maka untuk sumur P2 diputuskan masih memiliki laju produksi yang ekonomis. Namun, untuk sumur P1 dan P3 laju produksi yang dimiliki oleh sumur tersebut yang relatif lebih kecil dibanding sumur P2 maka diputuskan perlu adanya tindakan perbaikan untuk mengatasi permasalahan tersebut. Untuk itu pada kedua sumur tersebut akan dilakukan stimulasi sumur dengan cara perekahan hidrolik yang bertujuan untuk memperbaiki laju produksi dari sumur tersebut.

• Sumur P1

Berdasarkan data yang dimiliki diketahui bahwa sumur P1 memiliki nilai skin +5. Nilai skin dari sumur ini sangat mempengaruhi besarnya laju alir dari sumur tersebut. Hal ini dapat dilihat pada kurva IPR dan TPR dari sumur tersebut, di mana laju alir yang optimum dari sumur ini yang sebesar 240 stb/d (Gambar 11). Selain itu, analisa sensitivitas yang dilakukan juga memperlihatkan efek positif yang terjadi akibat dari pengurangan skin terhadap laju sumur tersebut (Gambar 12). Perekahan hidrolik yang dilakukan pada sumur ini mampu memperbaiki kerusakan yang terjadi pada formasi yang ditandai dengan nilai skin pada sumur P1 sebesar -1.96 dengan proyeksi besarnya laju alir yang akan kita dapatkan sekitar 500 stb/d (Gambar 13).

Melihat proyeksi kenaikan laju alir sumur P1

yang sekitar 100% maka diputuskan untuk melakukan aplikasi perekahan hidrolik pada sumur P1.

• Sumur P2

Berdasarkan data yang dimiliki diketahui

bahwa sumur P2 memiliki nilai skin +2. Meskipun bernilai positif, menurut penulis stimulasi sumur tidak perlu dilakukan untuk saat ini. Hal ini dapat dilihat dari laju alir sumur P2 sebesar 322 stb/d yang dinilai sudah bagus (Gambar 14).

Aplikasi perekahan hidrolik pada sumur ini

mungkin dapat meningkatkan laju alir dari sumur P2. Tapi perekahan hidrolik pada sumur P2 bukan merupakan prioritas utama jika melihat laju produksi dari sumur ini dibandingkan dengan kedua sumur yang lain. Sehingga, tidak dilakukan optimasi produksi pada lapangan P2 untuk saat ini.

• Sumur P3

Berdasarkan data yang dimiliki diketahui bahwa sumur P3 memiliki nilai skin +2.7 . dengan alasan yang sama dengan sumur P1 maka dilakukan perekahan hidrolik untuk mengoptimasi sumur ini.

Saat ini laju produksi optimum dari sumur P3 adalah sekitar 252 stb/d (Gambar 15). Selain itu, analisa sensitivitas yang dilakukan juga memperlihatkan efek positif yang terjadi akibat dari pengurangan skin terhadap laju sumur tersebut (Gambar 16). Perekahan hidrolik yang dilakukan pada sumur ini mampu memperbaiki kerusakan yang terjadi pada formasi yang ditandai dengan nilai skin pada sumur P1 sebesar -2.01 dengan proyeksi besarnya laju alir yang akan kita dapatkan sekitar 485 stb/d (Gambar 17).

Melihat proyeksi kenaikan laju alir sumur P1 yang juga hampir 100% maka diputuskan untuk melakukan aplikasi perekahan hidrolik pada sumur P3.

3. Prediksi Produksi Tujuan utama dari dilakukannya perekahan hidrolik adalah untuk memperbaiki laju alir dari sumur. Terjadinya perubahan laju alir ini dapat dilihat melalui nilai Productivity Index (PI) dari sumur tersebut. Umumnya, sumur yang dilakukan stimulasi selain nilai skin berubah juga terdapat kenaikan nilai PI. Kenaikan nilai ini menandakan bahwa terjadi kenaikan laju produksi dari sumur tersebut. Dengan melakukan prediksi produksi untuk beberapa tahun ke depan, dapat dilihat kontribusi dari stimulasi tersebut terhadap kenaikan produksi kumulatif dan faktor perolehan dari lapangan tersebut. Hal ini dapat menjadi parameter kesuksesan dari stimulasi yang dilakukan. Untuk itu, dilakukan prediksi produksi dengan 4 skenario untuk melihat skenario mana yang paling optimum.

• Base Case Pada skenario ini, prediksi produksi dilakukan tanpa adanya optimasi pada sumur-sumurnya.

• Case B Pada skenario ini, sumur P1 mengalami perekahan hidrolik.

• Case C Pada skenario ini, sumur P3 mengalami perekahan hidrolik.

• Case D Pada skenario ini, sumur P1 dan sumur P3 mengalami perekahan hidrolik.


Setelah prediksi produksi dilakukan untuk keseluruhan skenario yang ada, maka dipilihlah skenario D sebagai skenario yang paling optimum. Hal ini berdasarkan atas produksi kumulatif yang dihasilkan oleh skenario ini memiliki nilai yang terbesar (Gambar 18). Pada sumur P1 yang awalnya memiliki nilai skin +5, setelah dilakukan perekahan hidrolik terjadi perbaikan nilai skin menjadi -1.96. kenaikan laju produksi dari sumur P1 menjadi 500 stb/d atau sekitar 100% jika dibandingkan dengan laju alir sebelum dilakukan perekahan hidrolik. Kenaikan laju alir sumur P1 ini terlihat pada Gambar 19, di mana terdapat kenaikan laju alir minyak dan produksi kumulatif minyak yang cukup signifikan dari sumur P1 setelah dilakukan perekahan hidrolik. Hal yang sama juga terlihat pada sumur P3 yang awalnya memiliki nilai skin +2.7 yang mengalami perbaikan setelah dilakukan perekahan hidrolik menjadi -2.01. pada sumur ini juga terdapat kenaikan laju alir minyak dan produksi kumulatif minyak yang cukup signifikan setelah dilakukan perekahan hidrolik. Hal ini ditunjukkan oleh Gambar 20. Kenaikan produksi pada sumur P1 dan sumur P3 ini mengakibatkan produksi kumulatif dan faktor perolehan dari lapangan secara keseluruhan juga mengalami peningkatan apabila dibandingkan dengan tidak diaplikasikannya perekahan hidrolik ada sumur P1 dan sumur P3 seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 21. Kesimpulan 1. Klasifikasi cadangan dari Lapangan X adalah

sebagai berikut :

OOIP (MMSTB) 10.269

Np (MMSTB) 2.237

Np max (MMSTB) 4.268

RF (%) 21.78

Recoverable Reserve (%) 41.56

Unrecoverable (MMSTB) 6.001

Sisa (MMSTB) 2.031

2. Sumur P2 masih memiliki laju alir produksi yang optimum yaitu sebesar 322 stb/d.

3. Desain perekhan hidrolik yang paling optimum adalah

Desain Xf 250 ft

Laju Injeksi 25 bbl/min F 1.8 CD

EOJ Hyd Frac Length 158.5 ft EOJ Hyd Heigth 20.2 ft EOJ Hyd Width 1.963 in

Np 123592 STB NPV 2 tahun 1556144 $US

4. Perekahan hidrolik yang dilakukan pada Sumur

P1 dan Sumur P3 berhasil meningkatkan laju alir produksi sumur menjadi masing-masing 500 stb/d dan 485 stb/d .

5. Case D merupakan skenario yang paling baik dalam peningkatan produksi pada lapangan X.

6. Terdapat kenaikan Np dari Lapangan X dari 1.014 MMSTB menjadi 1.245 MMSTB setelah dilakukan perekahan hidrolik pada Sumur P1 dan Sumur P3 (Case D).

7. Terdapat kenaikan RF dari lapangan X dari 31.6 % menjadi 33.8 % setelah dilakukan perekahan hidrolik pada Sumur P1 dan Sumur P3 (Case D).

8. Tidak perlu dilakukan penggantian separator karena kapasitas separator yang masih mencukupi.

Saran 1. Perlu dilakukan studi keekonomian yang lebih

mendalam dengan mempertimbangkan parameter yang lain untuk mengetahui tingkat keekonomisan dari perekahan hidrolik terhadap kenaikan produksi pada Lapangan X.

Simbol OOIP : original oil in place (STB) A : luas reservoir (acre) h : tebal reservoir (ft)

: porositas (fraksi) Sw : saturasi air (fraksi) Bo : faktor volume formasi (bbl/stb) k Pi

: permeabilitas batuan (md)

Pa : tekanan abandonment (psi) : tekanan awal reservoir (psi)

Np : jumlah produksi minyak (STB) RF : faktor perolehan (%) FCDXf : panjang rekahan satu sayap (ft)

: konduktifitas rekahan tak berdimensi

W : lebar rekahan (in) k : permeabilitas formasi (md) kfE : modulus Young (psi)

: permeabilitas rekahan (md)

σ ε

: axial stress (psi)

NPV : net present value (US$) : axial strain


Daftar Pustaka 1. Permadi, Asep Kurnia.: “Diktat Teknik

Reservoir 1”. Institut Teknologi Bandung.1998 2. Craft, B.C. and Hawkins, M.F.: “Applied

Petroleum Reservoir Engineering”. 3. Boyun, Guo, Ghalambor, Ali, Lyons. William.:

“Petroleum Production Engineering”. 4. Ahmad, Tarek.: “Reservoir Engineering

Handbook”. 5. McCain, William.D.: “The Properties of

Reservoir Fluids”. 6. Economides and Nolte.: “Reservoir

Stimulation”. 7. Oligney. R.E, Economides. M.J, Valko. Peter.

and Vitthal, Sanjay.: “High Permeability Fravturing”.

8. BJ Service : “Hydraulic fracturing”. 9. Hibaturrahman: “Optimasi Panjang Rekahan

Satu Sayap pada Perekahan Hidrolik dengan

Metode Top Screen Out (TSO)”. Departemen Teknik Perminyakan-ITB, Bandung, 2010.


LAMPIRAN

Gambar 1 Fenomena Skin

Gambar 2 Penampang Reservoir


Gambar 3 Penampang Lapisan Sumur P1 dan Sumur P3

Gambar 4 Penampang Lapangan X dari atas

Gambar 5 Produksi Kumulatif dan OOIP dari Lapangan X

y = 5791.x + 1.02E+07R² = 0.992

0100000002000000030000000400000005000000060000000700000008000000090000000

0 5000 10000 15000

F / Eo

ΔP / Eo

OOIP

OOIP

Linear (OOIP)


Gambar 6 Penentuan OOIP secara grafik

Gambar 7 Profil Faktor Perolehan Lapangan X

010000000200000003000000040000000500000006000000070000000800000009000000010000000

0 1000000 2000000 3000000

F/Eo (STB)

F (bbl)

Campbell Plot

Campbell Plot


Gambar 8 Mekanisme Pendorong Lapangan X

Gambar 9 Kurva Water Cut vs Produksi Kumulatif

Gambar 10 Cadangan Lapangan X

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

WC vs Np

WC vs Np

02000000400000060000008000000

1000000012000000

Lapangan X

Produksi Kumulatif

Sisa

Unrecoverable

Unrecoverable

Sisa

Produksi Kumulatif


Gambar 11 Kurva IPR TPR Sumur P1

Gambar 12 Analisa Sensitivitas pada Sumur P1

Gambar 13 Kurva IPR TPR Sumur P1 setelah Stimulasi





Gambar 16 Analisa Sensitivitas pada Sumur P3

Gambar 17 Kurva IPR TPR Sumur P3 setelah Stimulasi

Gambar 18 Perbandingan Produksi Kumulatif antar Skenario


Gambar 19 Kurva Kenaikan Laju Alir Sumur P1

Gambar 20 Kurva Kenaikan Laju Alir Sumur P3


Gambar 21 Kurva kenaikan Np dan RF dari Lapangan X


Tabel 1 Faktor Perolehan Minyak

Tabel 2 Properti Reservoir

Tabel 3

Karakteristik Sumur P1 pada Lapangan X Karakteristik Sumur P3 pada Lapangan X

Minyak berat 5 – 15 %

Minyak ringan dengan solution gas drive

10 – 25 %

Minyak ringan dengan water drive dan/atau gas cap

20 – 35 %

Minyak ringan dengan gravity drainage

30 45 %

Properti Satuan Nilai Zona Interval ft 2250 - 2270 Temperatur o 140 F

Pi Psia 1250 Pi sekarang Psia 758.58

API 32.75 Spesific Grafity Gas 0.7565

formation GOR scf/STB 200 Tekanan Separator Psia 75 Minyak FVF (Bo RB/STB ) 1.15

Swc % 0.2 Permeabilitas md 229

Kompressibilitas Batuan (Cr 1/Psia ) 3.23173e-06 Radius Sumur (rw ft ) 0.35

Ketebalan ft 20 Porositas % 26.055

Properti Satuan Nilai Temperatur o 140 F

Pi psia 752.369 Water Cut % 18

GOR Scf/stb 390 Q Stb/d 240

FBHP psia 444.25 AOF Stb/d 389

Faktor Skin +5 Diameter Tubing in 2.441

Radius Sumur (rw ft ) 0.35 Ketebalan ft 20


Pi psia 745 Water Cut % 25.8

GOR Scf/stb 380 Q Stb/d 252.3

FBHP psia 486.5 AOF Stb/d 488

Faktor Skin +2.7 Diameter Tubing in 2.441



Karakteristik Sumur P2 pada Lapangan X

Tabel 4 Karakteristik Fluida Perekah

Tabel 5 Karakteristik Fluida Flushing

Tabel 6 karakteristik proppant


Pi psia 778.355 Water Cut % 14.56

GOR Scf/stb 360 Q Stb/d 321.952

FBHP psia 470.034 AOF Stb/d 530.6

Faktor Skin +2 Diameter Tubing in 2.441


Informasi Unit Nilai Nama 8.43 ppg (2%) KCl brine

Pembuat Schlumberger Base Fluid Specific Gravity 1.01

Index Aliran Power Law 1 Index Konsistensi lb.sn/ft 8.71E-6 2

Viskositas Tampak cp 0.417

Informasi Unit Nilai Nama Brady 20/40 Tipe Sand

Berat Jenis 2.65 Densitas lb/ft 100 3

Porositas proppant terkompaksi 0.35 Diameter in 0.023

Maksimum konsentrasi proppant PPA 12

Informasi Unit Nilai Nama PrimeFRAC 30+1lbs J475/Mgal

Pembuat Schlumberger Base Fluid Specific Gravity 1.02

Index Aliran Power Law 0.62 Index Konsistensi lb.sn/ft 0.0459 2

Spurt Loss gal/100ft 2.8 2 Viskositas Tampak cp 317.528


Tabel 7 Klasifikasi Cadangan Lapangan X

OOIP (bbl) 10269300 Np (stb) 2237050

Np max (stb) 4267900 RF (%) 21.78386063

Receoverable Reserve (%) 41.55979473 Unrecoverable (stb) 6001400

Sisa (stb) 2030850

Tabel 8 Hasil Analisa Sensitivitas Panjang Rekahan Satu Sayap

Tabel 9 Hasil Analisa Sensitivitas Laju Injeksi Pompa

Documents

OPTIMASI PRODUKSI PADA LAPANGAN X DENGAN …digilib.itb.ac.id/files/disk1/454/jbptitbpp-gdl-fadjridwis-22669-1... · Optimasi produksi pada suatu lapangan merupakan hal yang sangat