2011 1

OPTIMASI TEKNIK PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK PADA STASIUN PENGUMPUL DI LAPANGAN X Poso Nugraha Pulungan * Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc, ph.D. **

Sari Seiring penurunan produksi dari sumur minyak, diperlukan metode-metode untuk meningkatkan perolehan minyak, diantaranya metode-metode Enhance Oil Recovery dan metode-metode pengangkatan buatan. Lapangan X merupakan lapangan tua yang berproduksi dengan bantuan Sucker Rod Pump (SRP) dan injeksi air. Laju produksi yang sudah sangat kecil menarik untuk ditingkatkan. Karya tulis ini bermaksud membahas metode-metode yang tepat untuk meningkatkan produksi minyak pada lapangan ini. Metode optimasi yang rencananya akan dilakukan adalah optimasi injeksi air, injeksi polimer, dan optimasi pompa angguk. Optimasi injeksi air dilakukan dengan studi sensitivitas lama waktu injeksi air dan besarnya laju injeksi air terhadap laju produksi minyak. Selain itu, dicoba juga optimasi dengan injeksi polimer. Alat yang digunakan untuk melakukan studi ini adalah simulator reservoir yang dihubungkan langsung dengan simulator fasilitas permukaan. Pompa angguk pada lapangan ini cenderung tidak bekerja sebagaimana-mestinya, karena laju produksi yang kecil dan tidak sesuai dengan data untuk setiap parameter pompa angguk yang ada. Oleh karena itu, perlu diidentifikasi masalah yang terjadi pada pompa angguk dan dilakukan desain yang benar untuk meningkatkan produksinya. Hasil studi ini menunjukkan bahwa laju produksi akan meningkat secara signifikan bila dilakukan optimasi pompa angguk. Sehingga, optimasi ini merupakan metode yang paling tepat untuk meningkatkan produksi di stasiun pengumpul pada lapangan X. Kata kunci: model fasilitas permukaan, model reservoir, optimasi injeksi air, optimasi injeksi polimer, optimasi pompa angguk. Abstract As the production of oil decrease, methods for artificial lift and enhancing oil recovery are needed. Field X is an old field that produced its reservoir fluids with the help of sucker rod pumps and water flooding. Its low producing rate is very interesting to be enhanced. This paper is purposed to discuss about the right method to enhance oil recovery on this field. Optimization methods that will be discussed are water flooding, polymer injection, and sucker rod pump optimization. To optimize the water flooding method, the relationships between how long the water floods takes time per day and how much rates is injected to the reservoir, with the increase of production rate is being studied. Beside that, we also try to optimize the polymer injection method. The tool that is being used in this study is reservoir simulator that is connected to the surface facilities simulator. The sucker rod pump in this field, seems not to work efficiently causing a low production rate. So, it needs to be identificate what is seems to be the problem. The writer will also optimize the sucker rod pump used in this field. The results of this study shows that the production rates will increase significantly if the sucker rod pump is being optimized. Thus, the optimization of the sucker rod pumps is the best method applied for this field. Keywords: surface facility model, reservoir model, rate of injected water *)

Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

**)

Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

Poso Nugraha Pulungan 12206066, Semester II 2010/2011

1

PENDAHULUAN

Pemodelan Reservoir

Latar Belakang

Model reservoir didapatkan sudah dalam keadaan valid sehingga tidak perlu dilakukan history matching kembali. Pemodelan reservoir dilakukan dengan menggunakan software Eclipse. Model disesuaikan dengan keadaan lapangan yang menjadi bahan studi.. Kedalaman reservoir adalah 750 m hingga 900 m. Permeabilitas reservoir sangat bervariasi berkisar antara 0.001 – 3 md. Tekanan reservoir saat ini diperkirakan sebesar 512 psia. Gambar keseluruhan reservoir bisa dilihat pada gambar 1.

Industri Minyak dan Gas Bumi merupakan industri yang sangat fundamental menopang kebutuhan energi dunia. Berbagai cara dilakukan agar perolehan minyak dan gas optimum. Untuk mempertahankan atau meningkatkan produksi minyak bisa dilakukan berbagai cara seperti metode-metode artificial lift dan metode-metode Enhance Oil Recovery (EOR). Lapangan X merupakan lapangan tua yang berproduksi dengan bantuan Sucker Rod Pump (SRP) dan baru-baru ini, diadakan penginjeksian air pada satu sumur. Laju alir minyak lapangan ini sudah sangat kecil dan menarik untuk ditingkatkan. Oleh karena itu, karya tulis ini dimaksudkan untuk menentukan metode yang tepat yang dapat diterapkan di lapangan ini. Tahap-tahap studi dimulai dengan pengumpulan data, pemodelan reservoir dan pemodelan fasilitas permukaan. Tujuan Tujuan utama karya tulis ini adalah: 1. Optimasi lama waktu dan besarnya laju injeksi air terhadap perolehan minyak di stasiun pengumpul lapangan X 2. Optimasi laju injeksi polimer terhadap laju produksi minyak di stasiun pengumpul lapangan X 3. Melakukan optimasi sumur produksi. 4. Menentukan metode yang tepat untuk meningkatkan produksi sumur observasi

METODOLOGI Pengumpulan Data Data yang digunakan pada studi ini adalah data lapangan dari suatu perusahaan minyak. Data yang diambil berupa data fasilitas permukaan dari stasiun pengumpul yang dekat dengan sumur injeksi, data reservoir dan fluida reservoir, data komplesi sumur-sumur yang berada di sekitar sumur injeksi, dan data-data yang berkaitan dengan laju fluida yang terproduksi di permukaan. Selain itu, model reservoir juga telah didapatkan.

Fluida reservoir terdiri dari minyak, air, dan gas. API minyak adalah 45.10 API. Kurva fungsi saturasi dan PVT minyak terdapat pada gambar 2 dan gambar 3. Kurva tersebut menunjukkan bahwa formasi pada lapangan ini bersifat oil-wet. Pemodelan Fasilitas Permukaan Model fasilitas permukaan dibuat dengan menggunakan software Pipesim. Model fasilitas permukaan tidak didesain untuk seluruh sistem lapangan, tetapi hanya untuk 1 Stasiun Pengumpul karena sesuai dengan lingkup atau batas observasi yang dilakukan. Stasiun pengumpul yang dipilih untuk diobservasi memiliki sumur-sumur yang berdekatan dengan sumur injeksi. Bentuk model, bisa dilihat pada gambar 4, terdiri dari 4 sumur produksi yang terkumpul pada 1 manifold yang kemudian dialirkan ke Storage Tank, untuk dipisahkan. Konfigurasi tiap sumur hampir sama, yaitu: Tubing dengan ID 2.875 in dan ketebalan tubing 0.5 in. Sumur-sumur ini menggunakan artificial lift yaitu, Sucker Rod Pump (SRP). Namun, perangkat lunak Pipesim tidak bisa memodelkan jenis artificial lift ini. Oleh karena itu, diperlukan pendekatan lain pada konfigurasi sumur. Pendekatan yang dilakukan adalah dengan menggunakan riser sebagai alternatif. Akibat pendekatan ini, laju yang mengalir ke permukaan dalam keadaan Absolute Open Flow. Maka, dipasang choke untuk pengaturan laju alir sesuai dengan data lapangan. Selain membutuhkan


data tersebut, model input Pipesim, yaitu

juga nilai

2

Productivity Index (PI). Data ini diperkirakan melalui Eclipse pada tekanan reservoir yang sama. Integrasi Model Model Eclipse dan Pipesim diintegrasikan dengan menggunakan utilities dari software Pipesim yaitu, Field Planning Tool (FPT). Hal ini bertujuan untuk mengobservasi laju fluida yang terproduksi di permukaan mengingat laju alir dari Eclipse merupakan laju alir potensial. Sehingga, laju alir di permukaan akan lebih kecil dibandingkan dengan laju alir yang diperkirakan pada simulator reservoir. Skenario Optimasi Produksi Dalam studi ini akan dibahas beberapa skenario optimasi produksi yang akan dilakukan pada lapangan X. Metode pengangkatan buatan dan peningkatan perolehan minyak yang sedang digunakan pada lapangan ini adalah pompa angguk dan injeksi air. Skenario pertama optimasi produksi minyak dilakukan dengan melakukan sensitivitas pengaruh injeksi air selama 6 jam, 12 jam dan 24 jam, dengan laju alir injeksi yang sama, terhadap perolehan minyak pada stasiun pengumpul. Lama waktu injeksi untuk masing-masing waktu adalah 1 minggu. Skenario kedua adalah melakukan sensitivitas perubahan besarnya laju injeksi air terhadap perolehan minyak di stasiun pengumpul tersebut. Lama waktu injeksi pada skenario ini adalah 1 bulan. Skenario ketiga adalah dengan melakukan injeksi air ditambah dengan polimer. Skenario keempat adalah melakukan optimasi pompa angguk dengan acuan data-data SRP yang sudah ada. Skenario-skenario optimasi produksi ini masing-masing akan dibandingkan sehingga didapatkan skenario mana yang menghasilkan produksi minyak paling besar.

HASIL DAN PEMBAHASAN Sensitivitas Lama Waktu Injeksi Penggunaan pompa untuk menginjeksikan air membutuhkan daya yang besar. Oleh karena itu, perlu dilakukan sensitivitas pengaruh lamanya injeksi air dengan perolehan minyak. Laju injeksi air dipertahankan yaitu sebesar 656 stb/hari, yaitu laju injeksi terakhir lapangan. Hasil studi ini bisa dilihat pada tabel 3.

Hasil sensitivitas memang menunjukkan kenaikan laju produksi minyak, tetapi perbedaannya kecil sekali sehingga tidak terlalu mempengaruhi penambahan laju produksi minyak. Maka, sebaiknya dipilih waktu pemakaian pompa yang paling singkat yaitu 6 jam. Optimasi Besar Laju Injeksi Air Sensitivitas besar laju injeksi disimulasikan per 3 bulan untuk 1 tahun. 3 Bulan Pertama Pada periode ini, laju injeksi air maksimum diasumsikan sama dengan produksi air lapangan, yaitu 612 stb/hari karena angka tersebut adalah total produksi air saat mulai simulasi. Hasil simulasi bisa dilihat pada tabel 4. Pada tabel di atas terlihat bahwa peningkatan laju produksi, akibat penambahan laju injeksi, sangat kecil. Maka, perubahan besar laju injeksi air tidak terlalu berpengaruh pada penambahan laju produksi minyak. Hal ini dikarenakan sifat kebasahan batuan formasi ini yang cenderung oil wet. Sehingga, air cenderung mendahului minyak karena sulit untuk mengikisnya dari batuan. Periode 3 Bulan Kedua, 3 Bulan Ketiga, dan 3 Bulan Keempat memiliki hasil yang sama. Ketiga periode tersebut tidak memberikan hasil yang memuaskan, karena kenaikan laju alir produksi yang tidak signifikan. Hasil simulasi ketiga periode tersebut bisa dilihat pada tabel 5 hingga tabel 12. Injeksi Polimer Sebenarnya, untuk jenis formasi oil wet seperti ini akan lebih efektif digunakan surfaktan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak dan batuan. Sehingga, saturasi minyak residual bisa dikurangi. Akan tetapi, model surfaktan pada simulasi lebih sukar untuk dibuat daripada polimer. Penggunaan polimer dimaksudkan untuk meningkatkan efisiensi penyapuan minyak di reservoir. Sebelum melakukan simulasi injeksi polimer, model polimer harus didefinisikan terlebih dulu. Model Polimer Polimer yang digunakan pada studi ini hanya dimodelkan dengan sifat-sifat seperti sebesar


3

apa viskositas yang bisa dihasilkan, perubahan densitas campurannya, adsorpsi yang terjadi, dan konsentrasi polimer pada air. Berikut sifat-sifat model polimer tersebut: -

Todd-Longstaff viscosity calculation mix: 0.01 (fraksi) Todd-Longstaff density calculation mix: 0.01 (fraksi) Indeks Adsorpsi: 2 (asumsi tidak terjadi adsorpsi) Konsentrasi maksimum polimer: 0.01 lb/stb Nilai adsorpsi maksimum polimer: 0.00014 (sangat kecil hingga tidak terjadi adsorpsi)

Selain data diatas, terdapat juga kurva untuk mendeskripsikan model polimer, yaitu kurva fungsi adsorpsi polimer dan kurva polymer solution viscosity function. Metode Injeksi Polimer Polimer diinjeksikan dengan air dengan laju injeksi yang sudah dioptimasi sebelumnya, yaitu 412 stb/hari pada 3 bulan pertama, 100 stb/hari pada 3 bulan kedua, 300 stb/hari pada bulan ketiga, dan 200 stb/hari pada bulan keempat. Angka-angka tersebut di atas didapatkan dari tabel 5 hingga tabel 12. Hasil studi sensitivitas injeksi polimer bisa dilihat pada tabel 13. Hasilnya cukup memuaskan. Kenaikan laju minyak dari keempat sumur relatif besar yaitu mencapai angka sekitar 8 stb/hari lebih besar dari laju minyak yang dihasilkan oleh injeksi air biasa (base case). Akibatnya, kumulatif produksi pun meningkat. Pada periode injeksi pertama, yaitu 3 bulan pertama, kumulatif minyak yang dihasilkan dengan injeksi air biasa sebesar 6221,16 stb. Sedangkan, dengan menggunakan polimer, kumulatif produksi minyak bertambah hinnga 7034 stb. Kenaikan laju dan kumulatif produksi ini terus terjadi pada bulan-bulan berikutnya. Namun, mengingat mahalnya harga polimer, maka untuk mendapatkan keuntungan yang maksimum perlu dilakukan studi keekonomian dari penggunaan polimer tersebut. Pompa Angguk Sumur-sumur pada lapangan ini mayoritas menggunakan pompa angguk sebagai metode pengangkatan buatan. Maka, selain dengan

melakukan injeksi, optimasi pompa angguk juga perlu diperhatikan untuk meningkatkan perolehan. Konfigurasi pompa angguk untuk setiap sumur bisa dilihat pada tabel. Desain pompa angguk biasanya menggunakan metode API. Parameter-parameter yang dioptimasi adalah stroke length, ukuran plunger, ukuran rod, dan kecepatan pemompaan. Sumur-sumur yang diobservasi sudah memiliki nilai untuk setiap parameter tersebut. Oleh karena itu, akan dibandingkan laju hasil perhitungan metode API menggunakan parameterparameter tersebut dengan keadaan sebenarnya di lapangan. Perbandingan antara hasil perhitungan dengan metode API dengan keadaan sebenarnya dapat dilihat pada tabel. Dari data tersebut bisa diperhatikan bahwa, laju fluida hasil desain dengan keadaan sebenarnya berbeda jauh. Parameter optimasi pompa angguk sudah didesain agar sumur bisa berproduksi maksimum. Namun, keadaan sebenarnya di lapangan, produksi sumur sangat kecil. Hal ini bisa disebabkan oleh berbagai kemungkinan yang terjadi di lapangan, contohnya: terjadi kebocoran pada working barel, well deliverability yang kecil atau kesalahan pencatatan data pompa angguk di lapangan. Sehingga, perlu dilakukan identifikasi masalah penyebab perbedaan yang signifikan antara harga laju alir desain dengan aktualnya, sebelum melakukan optimasi SRP. Optimasi SRP biasa dilakukan dengan menggunakan metode API. Seperti sudah disebutkan di atas, parameter-parameter yang dioptimasi untuk mendapatkan laju alir harapan adalah panjang stroke, ukuran plunger, ukuran rod, dan kecepatan stroke (spm). Namun, parameter yang dioptimasi pada studi ini hanya spm Parameter lain diasumsikan tetap. Desain laju produksi ditentukan dari Inflow Performance Relationship sumur, yang diasumsikan sebesar 2/3 dari AOF sumur. Kurva IPR dibuat dengan menggunakan perangkat lunak PROSPER. Dengan menggunakan metode API, didapat hasil pada tabel 17. Hasil tersebut menunjukkan peningkatan produksi yang signifikan dari sumur-sumur observasi. Jika dibandingkan dengan metodemetode yang lain, peningkatan perolehan dengan


4

optimasi pompa angguk menghasilkan laju produksi yang paling besar, sebagaimana ditunjukkan pada gambar 12. Hasil tersebut menunjukkan peningkatan laju alir yang sangat signifikan akibat optimasi pompa angguk dengan metode API. Berdasarkan hasil tersebut, metode yang tepat untuk meningkatkan produksi minyak pada stasiun pengumpul di lapangan X adalah dengan melakukan optimasi pompa angguk. Namun, sebelumnya, perlu dilakukan pengecekan di lapangan terlebih dulu, untuk mengevaluasi datadata sumur-sumur produksi sehubungan dengan adanya perbedaan yang signifikan antara data produksi dengan hasil perhitungan metode API.

2.

VI. 1. 2.

3.

Membandingkan hasil optimasi injeksi polimer, surfaktan, dan pompa angguk dari segi keekonomian agar mendapatkan keuntungan yang sebesar-besarnya.

DAFTAR PUSTAKA Schlumberger. Pipesim FPT User Guide. Sclumberger Information Solution. Siregar, S., Teknik Peningkatan Perolehan. Departemen Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung. 2000. Tjondrodiputro, B., Bahan kuliah Teknik Produksi, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB Bandung, 2004.

KESIMPULAN Beberapa hal yang bisa disimpulkan dari studi ini adalah: 1.

2.

3.

4.

Lama waktu injeksi air, antara 6 jam, 12 jam, dan 24 jam tidak menghasilkan beda laju minyak yang signifikan. Sehingga, cukup melakukan injeksi dengan lama waktu 6 jam. Injeksi air yang optimum untuk masingmasing periode injeksi tidak pada keadaan laju injeksi yang tinggi tetapi pada keadaan laju injeksi yang rendah dan menunjukkan kenaikan yang sangat rendah. Injeksi polimer cukup memuaskan dengan bertambahnya laju produksi minyak hingga sekitar 8 stb/hari lebih besar dari injeksi air. Optimasi pompa angguk merupakan metode yang tepat untuk meningkatkan produksi minyak di lapangan ini karena menghasilkan laju produksi paling besar dalam studi ini.

SARAN Studi optimasi lebih lanjut diharapkan untuk meningkatkan produksi pada lapangan ini. Oleh karena itu, perlu dilakukan beberapa hal seperti: 1.

Melakukan simulasi optimasi injeksi surfaktan untuk meningkatkan efisiensi pendesakan mikroskopis, sehubungan dengan sifat formasi yang oil-wet.


5

DAFTAR TABEL

Tabel 1 - Data Konfigurasi Sumur

Parameter

Sumur TL-34 TL-38 TL-43 TL-50

ID tubing (in) Thickness (in) Kedalaman (m)

2.875 0.5 875

2.875 2.875 2.875 0.5 0.5 0.5 854 892 872

Tabel 2 - Laju Alir sumur untuk Pengaturan Model Fasilitas Permukaan

Sumur

Liquid Rate (STB/d)

TL-34 TL-38 TL-43 TL-50

12.1 50.1 34.5 30.2

Tabel 3 - Laju Alir minyak Base Case

Q injeksi 656

Laju alir minyak (stb/hari) TL-34 TL-38 TL-43 TL-50 3.98 18.2 18.55 26.1

Tabel 4 - Hasil Sensitivitas Lama Waktu Injeksi terhadap Laju Produksi Minyak

Sumur TL-34 TL-38

Laju Minyak (stb/hari) 6 JAM 12 JAM 24 JAM 3.8 18.1

3.9 18.1

3.98 18.2

Tabel 5 - Laju Alir Minyak pada Periode Injeksi Pertama

Qw inj (B/d) 612 512 412

Av Oil Rate (STB/d) TL-34

TL-38

TL-43

TL-50

3.996 4.12 4.88

18.29 18.163 19.48

18.57 18.44 18.628

26.126 26.726 26.136

Poso Nugraha Pulungan/12206066, Semester II 2010/2011

Total 66.982 67.449 69.124

T. Water Rate Wcut (%) 37 35.58308 37.05 35.45488 36.488 34.5491 6

365 212

5.64 4.96

18.3625 19.245

18.596 18.642

26.1308 26.131

68.7293 68.978

37.06 35.0319 36.635 34.68796

Tabel 6 - Kumulatif Minyak pada Periode Injeksi Pertama

Kumulatif Produksi Minyak (STB) TL-34 TL-38 TL-43 TL-50

Qw inj (B/d) 612 512 412 365 212

359.64 370.8 439.2 507.6 376.27

1646.1 1634.67 1753.2 1652.625 1732.05

1671.3 1659.6 1676.52 1673.64 1677.8

Total (STB)

2351.34 6028.38 2405.34 6070.41 2352.24 6221.16 2351.772 6185.637 2351.77 6137.89

Tabel 7 - Laju Alir Minyak pada Periode Injeksi kedua

Qw inj (STB/d) 620 520 420 320 220 120 100 0

Av Oil Rate (STB/d) TL-34 4.625 4.535 4.48 4.54 4.55 4.636 4.645 4.55

TL-38

TL-43

18.23 18.26 18.425 18.589 18.623 18.78 18.92 18.61

18.52 18.48 18.55 18.57 18.57 18.605 18.605 18.538

TL-50 27.85 27.85 27.85 27.85 27.85 27.85 27.85 27.85

Total 69.225 69.125 69.305 69.549 69.593 69.871 70.02 69.548

T. Water Rate (STB/d) 38.79 38.9 38.79 38.6 38.544 38.375 38.42 38.228

Wcut (%) 35.91168 36.01018 35.8851 35.6915 35.64367 35.45166 35.42973 35.46986

Tabel 8 - Kumulatif Minyak pada Periode Injeksi Kedua

Qw inj (B/d) 620 520 420 320 220 120 100 0

Kumulatif Produksi Minyak(STB) TL-34 TL-38 TL-43 TL-50 416.25 408.15 403.2 408.6 409.5 417.24 418.05 409.5

1640.7 1643.4 1658.25 1673.01 1676.07 1690.2 1702.8 1674.9

1666.8 1663.2 1669.5 1671.3 1671.3 1674.45 1674.45 1668.42


2506.5 2506.5 2506.5 2506.5 2506.5 2506.5 2506.5 2506.5

Total (STB) 6230.25 6221.25 6237.45 6259.41 6263.37 6288.39 6301.8 6259.32

7

Tabel 9 - Laju Alir Minyak pada Periode Injeksi ketiga

Qw inj (STB/d) 621 521 421 321 221

Av Oil Rate (STB/d) TL-34 4.24 4.2 4.13 4.24 4.19

TL-38

TL-43

18.326 18.4 18.413 18.68 18.63

18.44 18.51 18.475 18.6 18.54

TL-50 27.4 27.4 27.42 27.4 27.4

Total 68.406 68.51 68.438 68.92 68.76

T. Water Rate (stb/d) 39.56 39.29 39.37 39.11 39.05

Wcut (%) 36.64116 36.44712 36.51863 36.20291 36.22113

Tabel 10 - Kumulatif Minyak pada Periode Injeksi Ketiga

Qw inj (B/d) 621 521 421 321 221

TL-34 381.6 378 371.7 381.6 377.1

Kumulatif Produksi Minyak (STB) TL-38 TL-43 TL-50 1649.34 1659.6 2466 1656 1665.9 2466 1657.17 1662.75 2467.8 1681.2 1674 2466 1676.7 1668.6 2466

Total (STB) 6156.54 6165.9 6159.42 6202.8 6188.4

Tabel 11 - Laju Alir Minyak pada Periode Injeksi keempat

Qw inj (B/d) 625 525 425 325 225 125

Av Oil Rate (STB/d) TL-34 4.15 4.071 4.011 3.99 4.05 3.97

TL-38

TL-43

18 18.261 18.353 18.47 18.6 18.65

18.451 18.456 18.41 18.49 18.56 18.55

TL-50 26.4 26.36 26.35 26.36 26.35 26.35

Total 67.001 67.148 67.124 67.31 67.56 67.52

T. Water Rate 40.495 39.83 39.91 39.74 39.6 39.35

Wcut (%) 37.67117 37.23195 37.28722 37.12284 36.95409 36.82044

Tabel 12 - Kumulatif Minyak pada Periode Injeksi Keempat

Qw inj (B/d) 625 525 425 325

TL-34 373.5 366.39 360.99 359.1

Kumulatif Minyak (STB) TL-38 TL-43 1620 1660.59 1643.49 1661.04 1651.77 1656.9 1662.3 1664.1


TL-50 2376 2372.4 2371.5 2372.4

Total (STB) 6030.09 6043.32 6041.16 6057.9 8

225 125

364.5 357.3

1674 1678.5

1670.4 1669.5

2371.5 2371.5

6080.4 6076.8

Tabel 13 - Laju Alir Minyak Hasil Injeksi Air dan Polimer

3BULAN1 3BULAN2 3BULAN3 3BULAN4

TL-34 5.13675 4.683 4.657 4.3236

AV OIL RATE (B/D) TL-38 TL-43 19.49 21.125 19.69 20.98 19.27 20.45 19.755 20.8

TOTAL (B/D)

TL-50 32.47 31.833 31.17 30.33

78.22175 77.186 75.547 75.2086

Tabel 14 - Kumulatif Minyak Hasil Injeksi Air dan Polimer

KUMULATIF MINYAK (STB) TL-34 3BULAN1 3BULAN2 3BULAN3 3BULAN4

TL-38

TL-43

TOTAL (STB)

TL-50

633596.2 2980.407 2676.915 2922.3 642175.8 625206.6 2985.48 2705.268 2864.97 633762.3 611930.7 3010.5 2762.003 2805.3 620508.5 609189.7 2960.1 2738.333 2729.7 617617.8

TOTAL WATER WCUT (%) RATE 33.11563 29.7434967 33.172 30.0585368 33.45 30.688918 32.89 30.425926

Tabel 15 - Perbandingan Laju Alir Fluida

Sumur

Menurut metode API Kenyataan (stb/d) (stb/d)

TL-34 TL-38 TL-43 TL-50

207 360.32 172.72 270.24

12.1 50.1 34.5 30.2

Tabel 16 - Data Pompa Angguk di Sumur Observasi

Sumur TL-34 TL-38 TL-43 TL-50

BFPD 12.1 50.1 34.5 30.2

Fluid Level (M) 590 673.5 632 582

Pump Data Size (in)

Depth (m)

2" 1" 1.5" 2"


695 693 650 667

Stroke Length (in) 74 74 99 74

SPM 6.92 12 7 8.7 9

Tabel 17 - Hasil Optimasi SRP dengan Metode API

Q pompa TL-34 TL-38 TL-43 TL-50

Qoil

62.12 38.726 167 73.71 74.8 41.73369 45.55 39.6016

QL (stb/d) 57.8 163.8 65.93 42.4

Parameter SRP dan Watercut Size (in) 2 2 1.5 2

SL (in)

SPM

74 74 99 74

2 5.5 3 1.5


F. level 1646.23 1747 1837 2094.7

P. Depth Wcut 2273.04 0.33 2279.6 0.55 2132 0.367 2187.6 0.066

10

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1 - Model Reservoir

Gambar 2 - Kurva PVT Minyak


11

Gambar 3 - Kurva Fungsi Saturasi

Gambar 4 - Model Fasilitas Permukaan


12

Gambar 5 - Konfigurasi Sumur

3 bulan pertama 35.8 35.6

6200

35.4 6150

35.2

6100

35 34.8

Cu. Prod

6050

Wcut (%)

Cum. Oil Produced (stb)

6250

34.6

Wcut (%) 6000

34.4 0

200

400

600

800

Debit Injeksi (stb/d)

Gambar 6 - Hasil Optimasi Injeksi Air pada Periode Injeksi Pertama


13

6310

36.1

6300

36

6290

35.9

6280 6270

35.8

6260

35.7

6250

35.6

6240

Wcut (%)

Cumulative Oil Prod (STB)

3 Bulan kedua

Cu. Oil Wcut (%)

35.5

6230

35.4

6220

35.3

6210 0

100

200

300

400

500

600

700

Debit Injeksi (STB/d)

Gambar 7 - Hasil Optimasi Injeksi Air pada Periode Injeksi Kedua

6210

39.6

6200

39.5

6190

39.4

6180

39.3

6170

39.2

6160

39.1

Wcut (%)

Cumulative Oil Prod (STB)

3 Bulan ketiga

Cu. Oil Wcut (%)

39

6150 0

100

200

300

400

500

600

700


Gambar 8 - Hasil Optimasi Injeksi Air pada Periode Injeksi ketiga


14

cumulative Oil Produced (stb)

6090

37.8 37.7 37.6 37.5 37.4 37.3 37.2 37.1 37 36.9 36.8 36.7

Cumulative Oil (stb)

6080

Wcut(%)

6070 6060 6050 6040 6030 6020 0

200

400

600

Wcut (%)

3 Bulan keempat

800


Gambar 9 - Hasil Optimasi Injeksi Air pada Periode Injeksi Keempat

Gambar 10 - Polymer Adsorption Function


15

Gambar 11 - Polymer Solution Viscosity Function

Perbandingan Laju Produksi Laju produksi (stb/hari)

250 200 Pompa Angguk

150

Injeksi Polimer Injeksi Air

100

Base Case

50 0 Gambar 12 - Perbandingan Laju Produksi tiap Metode


16

2011 1

Recommend Documents