PEMILIHAN POLA INJEKSI AIR DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN R

(1)

PEMILIHAN POLA INJEKSI AIR DENGAN MENGGUNAKAN

SIMULASI RESERVOIR UNTUK OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN ‘R’

Maman Djumantara¹, Rantan¹, Samsol^1*

1Universitas Trisakti, Jl. Kyai Tapa No.1 Grogol

*Email of Corresponding Author : samsol@trisakti.ac.id

ABSTRAK

Lapangan ‘RR’ merupakan model lapangan yang mendekati ideal dengan kriteria model yaitu layer cake model dan homogen. Lapangan ‘RR’ ini tidak memiliki sejarah produksi, dan dianggap akan dilakukan suatu pengembangan dengan menambahkan sumur injeksi maupun produksi. Pengembangan ini dilakukan dalam waktu bersamaan.

Lapangan ini memiliki nilai OOIP daerah yang diteliti sebesar 27.60 MMSTB. Pengembangan direncanakan dengan satu basecase dan empat skenario yang dibuat, dengan pola injeksi yang memiliki ukuran pola yaitu 40 acre dan terdapat 13 konfigurasi pola. Kemudian, skenario yang akan dianalisis kinerjanya diantaranya Five Spot atau Seven Spot dalam keadaan Normal ataupun Inverted. Uji sensitivitas dilakukan dengan rate injeksi antara 4000 bwpd hingga 100000 bwpd. Prediksi performa produksi injeksi air yang diamati kumulatif produksinya dimulai dari tahun 2019 hingga 2040. Dimulai dari skenario I yaitu pola injeksi five spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.72 MMSTB (RF 60.56%), skenario II pola five spot inverted dengan rate injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.64 MMSTB (RF 60.27 %) skenario III pola seven spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.06 MMSTB (RF 58.18 %), dan skenario IV pola seven spot inverted dengan rate injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.34 MMSTB (RF 59.21 %). Berdasarkan kumulatif produksinya, skenario yang paling optimum adalah skenario I yaitu pola five spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd Kata kunci : Simulasi Reservoir, Injeksi Air, Pola Injeksi Air, Ukuran Pola, Recovery Factor

ABSTRACT

The ‘RR’ field is a field which is close to ideal and the criteria of the model is layer cake model and homogeneous.

This ‘RR’ field has no history of production and is considered to be developed by adding injection and production wells at the same time has the OOIP of 27.60 MMSTB. There one basecase and four scenarios created, with the size of pattern is 40 acres and have 13 configuration patterns. Then, the performance of scenarios that will be analyzed are Five Spot or Seven Spot in Normal or Inverted. The sensitivity test is performed with an injection rate of 4000 bwpd to 100000 bwpd. The prediction of water injection production performance that is observed by cumulative production starts from 2019 until 2040. Starting from scenario I, which is a normal five-spot injection pattern with an injection rate of 35000 bwpd produces an Np of 16.72 MMSTB (RF 60.56%), scenario II is a five-spot inverted pattern with a rate of rate injection of 100000 bwpd produces Np of 16.64 MMSTB (RF 60.27%) scenario III normal seven spot pattern with an injection rate of 35000 bwpd produces Np of 16.06 MMSTB (RF 58.18%), and scenario IV pattern of seven spot inverted with injection rate of 100000 bwpd produces an Np of 35,000 bwpd 16.34 MMSTB (RF 59.21%).

Based on the cumulative production, the most optimum scenario is scenario I, which is a normal five-spot pattern with an injection rate of 35000 bwpd.

Keywords

:

Reservoir Simulation, Waterflood Injection, Waterflood Pattern, Pattern Size, Recovery Factor

I. PENDAHULUAN

Meningkatkan produktivitas minyak pada lapangan migas, injeksi air merupakan metode yang paling umum digunakan. Menurut James. T Smith dan William. M Cobb ( 1997 ) alasan utama mengapa injeksi air ini dilakukan adalah yang paling sering sukses dan paling umum digunakan. Faktor lainnya adalah ketersediaan air secara umum. biaya relatif rendah jika dibandingkan fluida injeksi lain,

kemudahan dalam menginjeksikan air ke dalam formasi, dan memiliki efisiensi tinggi dalam mendesak minyak

Pada proses pendesakkan minyak oleh air, salah satu parameter penting yang harus diperhatikan adalah efisiensi penyapuan areal, Ea yaitu besaran yang menunjukkan besarnya fraksi pola yang terbasahi oleh air injeksi. Secara umum, efisiensi penyapuan areal ini dipengaruhi salah satunya

(2)

disebabkan oleh pola injeksi.

Pada operasi waterflooding, sumur-sumur injeksi dan produksi akan disusun membentuk suatu pola tertentu yang teratur, seperti contoh pola tiga titik (three spot), pola lima titik (five spot), pola tujuh titik (seven spot), pola peripheral dan sebagainya. Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur- sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan sebaliknya, apabila sumur-sumur produksi mengelilingi sumur injeksi disebut dengan pola inverted (Smith & Cobb, 1997).

Menurut Schumacher (1978), dua masalah utama yang dapat menghambat efisiensi dari injeksi air diantaranya air yang diinjeksikan tidak dapat mendesak seluruh minyak yang ada pada ruang pori.

Ini disebabkan batuan reservoir bersifat oil wet.

Sehingga 25-50% minyak akan tertinggal di dalam pori batuan. Masalah selanjutnya yaitu bagian terdepan air ( front water ) dapat memotong atau melewati bagian reservoir karena adanya sifat heterogenitas batuan reservoir dan menyebabkan 50- 70% minyak yang ada direservoir tidak dapat diperoleh

Simulasi reservoir adalah suatu proses pembuatan model 3 dimensi dari suatu reservoir dengan mengintegrasikan beberapa data yang tersedia, seperti data geologi, petrofisik, batuan, fluida hingga produksi. Simulasi reservoir memiliki peran penting dalam kegiatan pengembangan lapangan. Simulasi reservoir digunakan untuk mengevaluasi kondisi reservoir serta merencanakan skenario untuk pengembangan lapangan (Islam, et al. 2010).

II. PERMASALAHAN

Objek dari penelitian ini adalah Lapangan

‘RR’. Lapangan yang ditemukan di Tabalong Regency, bagian tenggara Banjarmasin, Kalimantan Selatan pertama kali ditemukan pada tahun 1898. Pada daerah Lapangan RR zona C, berdasarkan pola (area) yang dibuat, pola ini memiliki OOIP sebesar 27.60 MMSTB.

Lapangan ‘RR’ merupakan model lapangan yang telah dimodifikasi sesuai kebutuhan untuk beberapa propertinya seperti porositas, permeabilitas, dan beberapa properti lainnya agar lapangan ‘RR’

menjadi model reservoir konseptual sehingga dapat memudahkan dalam melakukan penelitian terhadap tiap pola..

Lapangan ‘RR’ ini memiliki kondisi mendekati ideal dengan kriteria model yaitu layer cake model dan homogen. Lapangan ‘RR’ ini tidak memiliki sejarah produksi dan dianggap akan dilakukan suatu pengembangan dengan menambahkan sumur injeksi maupun produksi dalam waktu bersamaan. Perencanaan pengembangan ini, perlu diketahui pola manakah yang paling optimum untuk

diimplementasikan pada lapangan ini jika dilihat dari segi keteknisan tanpa memperhitungkan keekonomiannya. Dalam membandingkan pola agar objek yang dibandingkan itu comparable maka laju injeksi yang digunakan sama pada semua scenario.

III. METODOLOGI

Penilitian ini akan dimulai dengan mempersiapkan beberapa data yang diperlukan, yaitu data PVT, data core, data tekanan, untuk di input ke dalam simulator. Setelah seluruh data dipersiapkan, persiapkan pola yang akan di analisa dengan menentukan area dan menghitung sisi tiap pola.

Penelitian akan dilanjutkan dengan simulasi reservoir yang diawali dengan proses inisialisasi untuk menyelaraskan nilai OOIP serta melakukan validasi equilibrium untuk tekanan serta saturasi airnya apakah telah setimbang. Jika tidak ada perubahan, maka dapat dilanjutkan kembali proses selanjutnya yaitu membuat pola pada model lapangan .

Pada model lapangan ini akan dibuat pola yaitu five spot atau seven spot dan normal atau inverted agar dapat diteliti sebagai basecase maupun sebagai skenario. Peramalan produksi akan dilakukan dari tahun 2019 hingga tahun 2040 dengan diuji sensitivitasnya pada pola yang dibuat di model lapangan. Hasil yang diharapkan dari penelitian ini adalah dapat diketahui pola mana yang paling optimal dengan melihat nilai kumulatif minyak dan nilai RF nya.

IV. HASIL DAN ANALISIS

Prediksi dilakukan dengan mempersiapkan beberapa skenario yang berbeda. Sebelum dibuat skenario, maka akan dibuat basecase dengan lokasi sumur-sumurnya membentuk five spot dan seven spot dan hanya ada sumur producer dengan constrain yang digunakan adalah bottom hole pressure (BHP) sebesar 150 psi.

Pada basecase hanya terdapat sumur produksi yang aktif. Terdapat dua basecase yaitu sumur produksi yang memiliki bentuk pola five spot dan seven spot. Pada tiap Basecase ini diatur nilai BHP di sumur produksi sebesar 150 psi agar dapat dilihat nilai kumulatif minyak pada lapangan tersebut. Dari hasil peramalan dari tahun 2019 hingga 2020, maka didapatkan nilai kumulatif minyak dan Recovery Factor basecase pada tabel 1.

Tabel 1 Kumulatif Minyak Basecase Pola Kumulatif minyak,

mmsb

RF (%)

Base Five Spot 9.27 33.57

Base Seven Spot 9.74 35.29

(3)

Basecase ini bertujuan untuk mengetahui seberapa besar injeksi air memberikan pengaruh terhadap kumulatif minyak suatu lapangan.

Selanjutnya akan dibuat skenario yaitu dengan pola five spot normal, five spot inverted, seven spot normal dan seven spot inverted dengan injeksi rate berbeda- beda sebagai uji sensitivitas.

Untuk skenario 1 ini dibuat pola five spot normal dengan 13 konfigurasi pola, dimana sumur produksi terdapat 13 dan sumur injeksi 23. Pada sumur produksi yang diatur yaitu Liquid Rate, BHP dan saat minyak sudah berproduksi minimal 10 bbl/day maka sumur akan di shut-in. Untuk uji sensitivitas maka diatur Surface Liquid Rate dibatasi pada 4000 bpd hingga 35000 bpd. Sumur produksi juga dibuat constrain BHP pada 150 psi. Pada sumur injeksi dibuat constrain yaitu injection rate dengan nilai yang selaras terhadap surface liquid rate di producer sehingga fluid in sama dengan fluid out. Kemudian, diatur juga BHP nya yaitu maksimum sebesar 2618.112 psi.

Dari constrain yang telah dibuat tersebut, maka dapat diprediksi hasil skenarionya terdapat pada tabel 2.

Tabel 2 Hasil Prediksi Skenario 3

Injection Rate (BWPD)

Kumulatif Minyak (MMSTB)

4000 15.60

6000 15.98

8000 16.24

12000 16.51

16000 16.63

20000 16.65

35000 16.72

100000 16.71

Injection rate terhadap cumulative oil dapat digambarkan dalam suatu grafik pada gambar 1.

Gambar 1. Optimasi Skenario 1

Untuk incremental suatu injection rate

terhadap injection rate sebelumnya dapat dijelaskan pada tabel 3.

Tabel 3 Incremental tiap Injection Rate Skenario 1 Rate Injeksi

(BWPD)

Kum.Minyak (MMSTB)

Kenaikan (Δ Kum / Δ Rate )

4000 15.61

6000 15.98 1.87E-04

8000 16.25 1.32E-04

12000 16.52 6.75E-05

16000 16.64 3.01E-05

20000 16.65 4.32E-06

35000 16.72 4.58E-06

100000 16.72 -8.15E-08

Incremental antar injection rate dapat dilihat juga dalam bentuk grafik dan berikut pada gambar 2 merupakan grafik hasil prediksi skenarionya.

Gambar 2. Cummulative Oil Skenario 1

Untuk melihat perbandingan oil rate skenario 1 tiap injection rate satu field yaitu dari 4000 bwpd hingga 100000 bwpd dapat dilihat melalui gambar 3.

Gambar 3. Oil Rate Skenario 1

(4)

Sedangkan pada gambar 4 merupakan average pressure pada reservoir saat skenario 1 dilakukan

Gambar 4. Average Pressure pada Skenario 1 Untuk skenario 2 merupakan five spot inverted. Pola inverted merupakan kebalikan dari normal dimana sumur injeksinya berada ditengah dan sumur produksi mengelilingi sumur injeksi. Hasil skenarionya dapat diprediksikan seperti pada tabel 4.

Tabel 4 Hasil Prediksi Skenario 2 Injection Rate

(BWPD)

4000 15.46

6000 15.86

8000 16.06

12000 16.30

16000 16.37

20000 16.42

35000 16.61

100000 16.64

Injection rate terhadap cumulative oil dapat dilihat dalam suatu grafik seperti pada gambar 5.

Untuk incremental suatu injection rate terhadap injection rate sebelumnya dapat dijelaskan pada tabel 5.

Tabel 5. Incremental tiap Injection Rate Skenario 2 Rate Injeksi

(BWPD)

Kum. Minyak (MMSTB)

4000 15.46

6000 15.87 2.03E-04

8000 16.06 9.72E-05

12000 16.31 6.20E-05

16000 16.38 1.75E-05

20000 16.43 1.21E-05

35000 16.62 1.26E-05

100000 16.64 3.80E-07

Incremental antar injection rate dapat dilihat juga dalam bentuk grafik dan gambar 6 merupakan grafik hasil prediksi skenarionya,

Untuk melihat perbandingan oil rate skenario 2 tiap injection rate satu field yaitu dari 4000 bwpd hingga 100000 bwpd dapat dilihat melalui gambar 7.

Gambar 7 Oil Rate Skenario 2

(5)

Sedangkan pada gambar 8 merupakan average pressure pada reservoir saat skenario 2 dilakukan.

Gambar 8 Average Pressure pada Skenario 2

Untuk skenario 3 seven spot normal maka dapat diprediksi hasil skenarionya seperti pada tabel 6.

Tabel 6 Hasil Prediksi Skenario 3 Injection Rate

(BWPD)

4000 14.32

6000 14.85

8000 15.21

12000 15.63

16000 15.85

20000 16.008

35000 16.06

100000 16.06

Injection rate terhadap cumulative oil dapat digambarkan dalam suatu grafik seperti pada gambar 9.

Untuk incremental suatu injection rate terhadap injection rate sebelumnya dapat dijelaskan pada tabel 7.

Tabel 7 Incremental tiap Injection Rate Skenario 3 Rate Injeksi

(BWPD)

Kum. Minyak (MMSTB)

4000 14.32

6000 14.86 2.69E-04

8000 15.21 1.76E-04

12000 15.64 1.07E-04

16000 15.85 5.29E-05

20000 16.01 3.94E-05

35000 16.06 3.63E-06

100000 16.06 3.08E-09

Incremental antar injection rate dapat dilihat juga dalam bentuk grafik pada gambar 10.

Untuk melihat perbandingan oil rate skenario 3 tiap injection rate satu field yaitu dari 4000 bwpd hingga 100000 bwpd dapat dilihat melalui gambar 11.

Gambar 11. Oil Rate Skenario 3

(6)

Sedangkan pada gambar 12 merupakan average pressure pada reservoir saat skenario 3 dilakukan.

Gambar 12. Average Pressure Skenario 3

Untuk skenario 4 merupakan seven spot inverted.

Hasil skenarionya dapat diprediksikan seperti pada tabel 8.

Tabel 8 Hasil Prediksi Skenario 4

Injection rate terhadap cumulative oil dapat digambarkan dalam suatu grafik seperti pada gambar 13.

Untuk incremental suatu injection rate terhadap

injection rate sebelumnya dapat dijelaskan pada tabel 9.

Tabel 9. Incremental tiap Injection Rate Skenario 4 Rate Injeksi

(BWPD)

Kum. Minyak (MMTB)

4000 14.48

6000 14.86 1.91E-04

8000 15.15 1.45E-04

12000 15.62 1.17E-04

16000 15.81 4.90E-05

20000 15.91 2.50E-05

35000 16.11 1.32E-05

100000 16.35 3.62E-06

Untuk melihat perbandingan oil rate skenario 4 tiap injection rate satu field yaitu dari 4000 bwpd hingga 100000 bwpd dapat dilihat melalui gambar 14.

Gambar 14 Oil Rate Skenario 4

Sedangkan pada gambar 15 merupakan average pressure pada reservoir saat skenario 4 dilakukan.

Gambar 15. Average Pressure Skenario 4 Injection Rate

(BWPD)

4000 14.47

6000 14.85

8000 15.14

12000 15.61

16000 15.81

20000 15.91

35000 16.11

100000 16.34

(7)

V. KESIMPULAN DAN SARAN

Bedasarkan dari grafik tersebut dapat diketahui bahwa kumulatif minyak tertinggi dimiliki oleh pola injeksi Five Spot Normal yang berarti merupakan skenario 1 pada laju injeksi sebesar 35000 bwpd. Nilai Recovery Factor pada pola ini didapatkan sebesar 60.56 % Sehingga dilihat dari perolehan nilai RF ini, maka skenario yang dianggap optimum untuk meningkatkan produksi pada Lapangan ‘RR’ adalah skenario 1 yang merupakan five spot normal.

Kemudian, kenaikan sebelum lapangan diinjeksikan dan setelah diinjeksikan cukup signifikan yaitu dari kumulatif minyak sebesar 9.27 MMSTB pada basecase menjadi sebesar 16.72 MMSTB. Bedasarkan nilai RF nya maka yang awal mulanya pada basecase hanya sebesar 33.57 % menjadi 60.56 %. Ini menandakan bahwa incremental RF skenario 1 terhadap basecase adalah 26.98 % dan incremental produksinya sebesar 7.45 MMSTB. Pada Skenario 1- H dapat terlihat kenaikan perolehan produksi saat diberikan laju injeksi air sebesar 100000 BWPD menghasilkan nilai -8.15E-08, injection rate yang terlalu tinggi justru menurunkan perolehan minyak.

VI. UCAPAN TERIMA KASIH

Pada kesempatan ini penulis menyampaikan rasa terima kasih yang sebesarbesarnya dan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada Bapak Maman Djumantara dan Pak Samsol selaku Dosen Pembimbing, disela-sela rutinitasnya namun tetap meluangkan waktunya untuk memberikan petunjuk, dorongan, saran dan arahan sejak rencana penelitian hingga selesainya penulisan paper ini.

Penulis juga ingin mengucapkan terimakasih kepada Mas Rizki Hadi dan Mas Syaeful selaku pembimbing di kantor PERTAMINA EP Jakarta karena telah memberi arahan serta masukan selama penelitian.

DAFTAR PUSTAKA

1. Ahmed, T. (2001). Reservoir Engineering Handbook Second Edition. Gulf Professional Publishing.

2. Clark, N. J. (1969). Elements of Petroleum Reservoir. New York: American Institute of Mining, Metallurgical, and Petroleum Engineers, Inc.

3. Cole, F. W. (1961). Reservoir Engineering Manual. Houston: Gulf Publishing Company.

4. Cosse, R. (1993). Basics of Reservoir Engineering. Paris: Editions Technips.

5. Dake, L. P. (1978). Fundamentals of Reservoir Engineering. Amsterdam: Elsevier.

6. Islam, M. R., Moussavizadegan, S. H., Mustaviz,

S., & Abou-Kassem, J. H. (2010). Advanced Petroleum Reservoir Simulation. Masshachusetts:

Scrivener Publishing.

7. Pamungkas, J. (2011). Pemodelan dan Aplikasi Simulasi Reservoir. Yogyakarta: UPN "Veteran"

8. Schumacher,M.M.1978. Enhanced Oil Recovery :Secondary and Tertiary Methods. New Jersey : Noyes Data Corp.

9. Smith, J. T., & Cobb, W. M. (1997).

Waterflooding. Midwest Office of the Petroleum Technology Transfer Council.

10. Willhite, G. P. (1986). Waterflooding. Kansas:

Society of Petroleum Engineers.