PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001 Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001
INJEKSI LEAN GAS DI RESERVOIR WATERFLOOD: PENGALAMAN DAN HASIL DI LAPANGAN HANDIL. Bambang Widjayanto, Sugianto Gunawan, Bambang Sadarta, Abed Wahyudi, Aussie B. Gautama. TotalFinaElf E & P Indonésie
ABSTRAK Handil adalah lapangan minyak dan gas yang terletak di Kalimantan Timur yang dioperasikan oleh TotalFinaElf E & P Indonésie. Lapangan ini telah berproduksi semenjak tahun 1975 dikembangkan dengan metode perolehan konvensional, yaitu mengunakan deplesi alamiah selanjutnya dengan injeksi air. Sebagian besar reservoir telah mencapai tahap akhir pengembangan, dengan perolehan minyak berkisar antara 50~60% dari IOIP, ditandai oleh laju produksi minyak yang terus menurun dengan kadar air yang tinggi. Penurunan laju produksi minyak pada reservoir-reservoir waterflooded menjadi perhatian utama dari perusahaan dalam upaya mengembangkan lapangan lebih lanjut guna memperoleh minyak tersisa melalui Proyek Handil-IOR. Tahap pertama dari proyek ini dimulai dengan menginjeksi lean gas sekitar 55 MMscfd pada bulan November 1995, melalui dua sumur injektor yang terletak di puncak struktur pada lima reservoir water-flooded. Proyek-I ini telah memberikan produksi kumulatif minyak 4.5 MMstbo selama periode injeksi atau meningkatkan faktor perolehan sekitar 1.5% dari IOIP hingga akhir tahun 1999. Didukung oleh keberhasilan baik secara teknis maupun ekonomis serta pengalaman pada Proyek-I, maka dilanjutkan dengan Proyek-II dengan membor satu sumur injektor dan menginjeksi lean gas sekitar 26 MMscfd ke dalam enam reservoir lainnya yang dimulai pada bulan Januari 2000. Kini proyek-II telah menghasilkan kumulatif produksi sekitar 0.7% dari IOIP reservoir-reservoir tersebut. Pengamatan perilaku sumur dan reservoir secara menyeluruh, didukung oleh hasil uji coba laboratorium, simulasi reservoir dan studi material balance telah memberikan gambaran dan pengetahuan mengenai bagaimana mekanisme perolehan terjadi, dan hal ini mendorong tim Handil asset untuk lebih mengoptimalkan produksi dan memaksimalkan perolehan minyak. 1. PENDAHULUAN. Lapangan Handil berlokasi di daerah dataran delta sungai Mahakam (Gambar-1), merupakan lapangan minyak dan gas yang besar, dimana akumulasi hidrokarbon tersebut terperangkap disepanjang antiklin yang terpotong oleh patahan normal, yang bertindak sebagai pembatas dan membedakan antara kompartemen Handil Utara dan Handil Selatan. Ditinjau dari sudut geologi, lapangan ini cukup rumit, zona-zona penghasil minyak bumi terperangkap pada reservoir batupasir yang diendapkan oleh sistem delta dengan didominasi oleh facies channel. Pada struktur monoklinal inilah endapan delta yang berlapis-lapis diketemukan pada kedalaman antara 200 hingga 3500 mss dan lebih dari 500 akumulasi minyak bumi telah dikenali dan dipetakan. Lapangan ini telah memasuki tahap akhir pengembangan konvensional, dengan kadar air hingga 90% dan produksi kumulatif pada akhir tahun 1995 telah mencapai 95% dari perkiraan cadangannya (Gambar-2). Berbagai studi telah dilakukan sejak tahun 1980-an untuk menentukan metode pengembangan yang sesuai untuk lapangan ini, dan mengevaluasi tingkat perolehan minyak tersisa yang mungkin masih dapat dihasilkan. Studi ini mencakup riset dan percobaan laboratorium, simulasi reservoir, deskripsi reservoir dan geologi secara detail, desain perlengkapan permukaan dan sumur, termasuk perhitungan ekonomi-nya. Sebagai contoh, proses perolehan dengan injeksi surfactant, injeksi gas CO2 dan injeksi gas tercampur, telah diselidiki namun kemudian ditinggalkan karena tidak ekonomis dan ketidak tersedianya sumber gas. Oleh karena itu disimpulkan hanya injeksi lean gas yang paling sesuai dan ekonomis untuk kondisi lapangan ini. Eksperimen di laboratorium dilakukan dengan menggunakan contoh batuan dan fluida dari reservoir Handil (Tabel-1), bertujuan untuk mengetahui efesiensi proses injeksi gas dan mendapatkan data-data penunjang simulasi. Hasil salah satu
IATMI 2001-52
ekperimen yang dilakukan pada tekanan 185 bar, 93°C memperlihatkan bahwa saturasi minyak tersisa setelah injeksi gas, Sor(g) adalah 4 hingga 11% lebih rendah bila dibandingkan dengan saturasi setelah injeksi air, Sor(wi). Berdasarkan hasil-hasil laboratorium tersebut, dilakukan simulasi numerik melalui model 2D cross-section untuk mendapatkan sensitivitas terhadap parameter produksi yang optimum; seperti laju injeksi gas, interval perforasi sumur produksi, waktu dimulainya injeksi dan tekanan pendorongan. Selanjutnya dievaluasi melalui model simulasi full-field. Dengan hasil history match yang cukup baik, disimulasikan hingga 20 tahun masa injeksi. Selain itu uji sensitivitas juga dilakukan untuk mengoptimalkan pola monitoring sumursumur (jumlah, lokasi, tanggal dibuka, kondisi tertutup) selama masa injeksi gas. Evaluasi secara menyeluruh, baik dari segi reservoir, sejarah produksi, geologi maupun sifat batuan, dilakukan dalam memilih calon reservoir yang sesuai. Beberapa kriteria utama yang ditetapkan adalah: IOIP > 8 MMstb, memiliki kolom minyak yang tebal, kemiringan lapisan, permeabilitas baik, geometri relatif sederhana, tudung gas relatif kecil dan memiliki sejarah produksi sekunder yang cukup jelas. 2. DASAR PEROLEHAN OLEH INJEKSI GAS. Minyak tersisa setelah proses injeksi air mendasari pemikiran bahwa minyak tersebut menempati dua daerah yang berbeda di reservoir, yaitu; Daerah waterflooded yang luas, dimana minyak terperangkap oleh gaya kapiler di dalam pori batuan. ( Sorw rata-rata = 25-30% dari PV). Oil rim, merupakan kolom minyak-yang terdapat diantara zona waterflooded dan tudung gas. Proses injeksi gas mempertimbangkan kedua hal di atas. Injeksi air di hentikan dan gas di-injeksikan dari puncak reservoir, gas front mendorong oil rim, atau kolom minyak ke bawah. Kolom minyak ini akan bertambah ketebalannya sebagai akibat dari berhubungan kembali dengan butir-butir
Injeksi Lean Gas di Reservoir Waterflood : Pengalaman dan Hasil di Lapangan Handil
minyak di daerah zone waterflood ini. Sementara itu, saturasi minyak di daerah zona yang telah terinvasi oleh gas, akan terus berkurang dengan berjalannya waktu sebagai akibat dari mekanisme gravity drainage atas pengaruh perbedaan berat jenis kedua fluida tersebut. 3. SKENARIO PRODUKSI-INJEKSI. Studi simulasi pada reservoir-reservoir yang telah dipilih, menghasilkan skenario produksi-injeksi yang akan dijalankan sebelum dan selama injeksi gas, dengan langkah-langkah berikut; - Menghentikan injeksi air, dan mulai injeksi gas dengan laju injeksi sekitar 55 MMscfd . - Membuka sumur-sumur produksi dengan mengikuti pola barisan. - Mengatur keseimbangan antara volume produksi dan injeksi, untuk menjaga agar tekanan reservoir tetap atau konstan. - Mengoptimalkan interval perforasi pada sumur-sumur produksi. - Menutup sumur produksi bila GOR melebihi 10,000 scf/bbl, dan membuka kembali secara periodik untuk observasi. - Tidak membatasi besarnya kadar air. 4. PROYEK INJEKSI LEAN GAS: HANDIL IOR-I Pada Handil IOR-I telah ditetapkan 5 reservoir (reservoir A, B, C, D dan E) sebagai poyek-I. Dimana secara umum kelima reservoir tersebut memiliki bentuk geometri yang tidak terlalu rumit, sejarah produksi yang jelas dan cadangan IOIP masing-masing > 8 MMstbo dengan total sekitar 303 MMstbo, seperti yang terlihat pada Tabel-2. Pada awalnya reservoir-reservoir tersebut memiliki kolom minyak yang luas dengan ketinggian kolom > 100 m, faktor perolehan di akhir masa injeksi air sekitar 58% dari IOIP, sehingga minyak tersisa diperkirakan masih cukup banyak. Reservoir ini memiliki karakteristik batuan yang cukup baik, permeabilitas berkisar antara 100~2000 mD, porositas antara 17 hingga 25% kemiringan lapisan sekitar 5~17° dengan berat jenis minyak antara 30~34° API, connate water saturation sekitar 15~19%. GOR antara 250~550 scf/stb, viskositas minyak 0.6~1.0 cp dan Bo antara 1.1 hingga 1.4 v/v. Disamping itu reservoir ini juga ditembus oleh banyak sumur produksi yang relatif berpola. Desain injeksi gas yang optimum adalah 55 MMscfd/d, dengan perkiraan penambahan minyak oleh gas injeksi diharapkan sekitar 7% ~ 8% dari IOIP hingga 15 tahun masa injeksi. Proyek Handil IOR-I dimulai pada bulan November 1995, dilaksanakan dengan menginjeksikan lean gas di puncak struktur 5 reservoir melalui dua sumur injektor berkomplesi ganda, yaitu HH-2 dimana SS menginjeksi reservoir E, sedangkan LS ke reservoir D dan K, serta injektor HSA-326 dimana SS menginjeksi reservoir C, sedangkan LS ke reservoir A dan B (Tabel-3). Total laju injeksi 55 MMscfd sesuai dengan skenario awal, di suplai dari kompresor berkapasitas 90 MMscfd dengan tekanan 200 bar. Sumursumur produksi di barisan pertama di buka untuk produksi, sedangkan sumur-sumur lainnya dibuka untuk mengetahui masing-masing potensinya. Pada tiga bulan pertama, beberapa sumur produser memperlihatkan adanya gas breakthrough yang ditandai oleh
IATMI 2001-52
Bambang W., Sugianto G., Bambang S., Abed W., Aussie B.G
kenaikan GOR yang mencolok, terutama setelah injeksi dinaikan bertahap hingga kurang lebih 75 MMscfd. Produksi minyak sempat menurun sebagai akibat dari pengecilan jepitan ataupun penutupan beberapa sumur dikarenakan memproduksi gas yang berlebihan, terutama pada sumursumur di puncak reservoir. Penutupan sumur-sumur yang produksinya kecil atau efesiensi gas lift yang rendah serta pekerjaan penurunan interval perforasi (mencegah gas breakthough yang terlalu dini) juga menyokong turunnya produksi minyak. Tiga bulan berikutnya produksi meningkat hingga kurang lebih 3500 bopd sebagai pengaruh dari membaiknya kinerja sumur-sumur produksi pada proyek-I. Peningkatan produksi ini memperlihatkan dimulainya produksi oil bank yang terdorong oleh front gas, selain juga fluida di dalam tubing menjadi ringan sehingga meningkatkan lifting performance. Hingga akhir 1999, Handil IOR proyek-I telah berhasil meningkatkan perolehan minyak. Produksi kumulatif selama periode injeksi telah mencapai 4.5 MMstbo atau meningkatkan faktor perolehan sekitar 1.5% dari IOIP untuk kelima reservoir tersebut. Sedangkan laju produksi minyak rata-rata berkisar 3200 bopd sebanding dengan dua kali lipat dari Baseline produksi, yaitu level produksi bila mengunakan metode injeksi air (Gambar-3). Selama masa injeksi ini, tudung gas secara umum telah mengembang sekitar 30 hingga 75 meter dibawah batas minyak-gas semula, GOC seperti diperlihatkan pada Gambar-4. 5. STRATEGI PENGAWASAN RESERVOIR.
SUMUR
DAN
Dengan memperhatikan kinerja di awal produksi, disimpulkan bahwa kebijakan monitoring sumur-reservoir perlu ditingkatkan, dalam rangka memaksimalkan produksi minyak, mengurangi deplesi reservoir dan juga untuk menghindari kehilangan produktivitas sumur. Di awal masa injeksi, gas di-injeksikan semaksimal mungkin. Hal ini berakibat gas cycling menjadi sangat tinggi, dan juga dilakukan dengan pengurangan fluida produksi, sehingga berpengaruh langsung terhadap produksi minyak. Berdasarkan hambatan-hambatan operasional dan pengalaman yang didapat, maka disimpulkan bahwa laju injeksi dapat dioptimalkan dengan menjaga target gas cycling sekitar 40%. Hal ini dilakukan dengan cara tetap memproduksi sumursumur sepanjang masih efisien, baik dari segi gaslift, laju produksi minyak minimal, tingkat kadar air, dan sebagainya. Sumur-sumur produksi dengan GOR melebihi 10,000 scf/bbl tetap dibuka apabila memiliki produksi minyak yang besar. Sedangkan sumur dengan produksi minyak yang kecil, dan memperlihatkan kecenderungan gas-breakthrough harus ditutup, walau secara periodik tetap dibuka untuk keperluan observasi atau uji produksi. Re-komplesi interval lapisan terbawah pada sumur-sumur produksi tidak perlukan lagi. 6. PROYEK INJEKSI LEAN GAS: HANDIL IOR- II. Proyek Handil IOR-I dianggap berhasil baik segi teknis, ekonomi dan pertambahan minyak yang dihasilkan. Stategi monitoring secara seksama baik terhadap sumur dan reservoir, telah banyak membantu memahami proses IOR yang terjadi. Penjajakan IOR-II dilakukan melalui studi-studi, simulasi reservoir, perkiraan pertambahan produksi minyak dan evaluasi ekonomis untuk memperluas injeksi gas kedalam
Injeksi Lean Gas di Reservoir Waterflood : Pengalaman dan Hasil di Lapangan Handil
enam reservoir lainnya (reservoir F, G, H, I, J, dan K). Keenam reservoir yang dipilih ini masing-masing memiliki IOIP > 8 MMstbo dengan keseluruhan IOIP sebesar 167 MMstbo, dengan faktor perolehan di akhir tahun 1999 sebanyak 58.9% dari IOIP. Secara umum, reservoir-reservoir ini memiliki karakteristik dan status yang hampir sama dengan reservoir di tahap pertama, salah satunya adalah memiliki geometri sederhana dengan kolom minyak yang tebal. Pada bulan Desember 1999, satu sumur injeksi gas, HM-356 dibor dipuncak reservoir . Tubing SS ditujukan untuk menginjeksi gas ke dalam reservoir F, G dan H, sedangkan LS untuk reservoir I dan J. Laju injeksi lean gas yang ditargetkan adalah sekitar 28 MMscfd., dengan perolehan minyak yang diharapkan pada studi awal adalah sekitar 6~6.5% dari IOIP dalam 10 tahun masa injeksi. Untuk proyek-II telah juga berhasil meningkatkan perolehan minyak dengan produksi kumulatif hingga pertengahan 2001 (1½ tahun injeksi) telah mencapai 1.2 MMstbo atau meningkatkan faktor perolehan sekitar 0.7% dari IOIP untuk ke-enam reservoir tersebut. Sedangkan laju produksi minyak rata-rata berkisar 2500 bopd sebanding dengan hampir dua kali lipat dari Baseline produksi. Selama masa injeksi ini, tudung gas secara umum telah mengembang sekitar 30 meter dibawah batas minyak-air seperti diperlihatkan di reservoir I, dan dapat dilihat pada Gambar-6. 7. KINERJA PRODUKSI MINYAK. Setelah 5 tahun masa injeksi gas, proyek-proyek Handil IOR telah berhasil meningkatkan perolehan minyak dari 11 reservoir waterflooded. Sangat jelas pengaruh injeksi gas terhadap keseluruhan produksi minyak, dengan total produksi rata-rata dari reservoir IOR adalah 4500 bopd atau hampir tiga kali lipat dibandingkan bila dilakukan injeksi air. Sebelum di injeksi gas, secara umum reservoir-reservoir tersebut telah waterflooded, sehingga dengan gejala kenaikan produksi minyak dan GOR disertai dengan penurunan kadar air, kemungkinan dipengaruhi oleh terproduksinya kolom minyak (oil-rim) dari daerah tudung gas, berkurangnya saturasi minyak sebagai pengaruh gravity drainage, meningkatnya lifting effeciency terhadap produksi liquid sebagai pengaruh “gaslift alamiah” (setelah gas breakthrough) atau terproduksinya kembali gas injeksi, serta efek penambahan energi oleh injeksi gas sehingga meningkatkan perbedaan tekanan antara sumur injektor dengan sumur produksi. Beberapa reservoir memperlihatkan respon yang berbeda satu sama lain, tergantung atas pengembangan masing-masing tudung gas, jarak dan kedalaman sumur observasi. Setelah enam bulan pertama masa injeksi, respon injeksi gas sangat cepat dan mencapai hampir ke semua sumur produksi di baris pertama seperti yang diperlihatkan oleh peningkatan produksi GOR. Beberapa sumur produksi menunjukkan ciri-ciri gravity drainage, yang ditandai oleh kenaikan produksi minyak dan peningkatan GOR, sementara kadar air mengalami penurunan setelah beberapa waktu sumur tersebut di tutup antara dua hingga beberapa bulan (Gambar-6). Hal ini terjadi seperti contoh pada beberapa sumur di reservoir A, B, C dan D Pada reservoir-reservoir yang tidak memiliki sumur produksi pada tudung gas, seperti reservoir E F, atau G, ternyata respon gas injeksi tidak begitu jelas. Hal ini kemungkinan terdapat
IATMI 2001-52
Bambang W., Sugianto G., Bambang S., Abed W., Aussie B.G
komunikasi atau jumlah bersih injeksi gas yang terlalu kecil. Hal ini masih dalam investigasi. Sumur-sumur produksi di puncak reservoir atau dekat dengan sumur injektor, seperti reservoir J, menunjukkan sensitivitas yang tinggi terhadap variasi laju injeksi gas, dimana GOR mengalami kenaikan yang cepat dan pengontrolan gas cycling menjadi lebih sulit. Demikian sebaliknya, pada kondisi tidak di-injeksi, maka tekanan kepala sumur secara jelas mengalami penurunan yang relatif cepat. Studi material balance telah dilakukan di beberapa reservoir. Pada reservoir B terlihat terjadinya gas fingering, dimana ekpansi gas front pada kondisi aktual jauh lebih besar daripada hasil perhitungan. Hal ini didukung oleh terjadinya penurunan GOR pada waktu gas injeksi dihentikan atau dikurangi. Reservoir C memperlihatkan harga gas bebas aktual yang mendekati hasil perhitungan, sehingga diperkirakan menyerupai pendesakan piston. Sementara itu, pada reservoir-E dimana ekpansi gas front pada kondisi aktual jauh lebih kecil daripada hasil perhitungan. Kemungkinan hal ini disebabkan oleh komunikasi antar reservoir. Pengamatan trend dan sejarah produksi selama IOR berlangsung, setelah mencapai tingkat produksi maksimum ± 5,000 bopd memperlihatkan produksi yang cenderung menurun. Kemungkinan perbedaan mengenai perkiraan besarnya cadangan minyak dari hasil lapangan terhadap preproject, disebabkan oleh hipotesa simulasi yang terlalu optimis, dimana model yang dibuat terlalu homogen sehingga pembedaan facies lapisan yang bervariasi, model tidak cukup jelas mewakili keadaan reservoir secara vertikal maupun perbandingan antara permeabilitas verikal dan horizontal tidak cukup terwakili. Kesimpulan yang sangat penting untuk diperhatikan bahwa pertambahan minyak oleh injeksi gas sangat sensitive terhadap penutupan sumur sebagai kontrol atas gas cycling, kelangsungan injeksi gas dan variasi respon sumur produksi. Kumulatif produksi minyak sejak masa injeksi dari 11 reservoir tersebut pada pertengahan tahun 2001 adalah sekitar 6.9 MMstbo 8. KINERJA INJEKSI GAS. Produksi gas yang berlebihan dengan GOR yang sangat tinggi atau gas cycling menjadi masalah di beberapa reservoir. Semenjak November 1995, volume kumulatif gas injeksi adalah 105.8 bcf, kumulatif gas yang terproduksi kembali sebanyak 69.3 bcf, sehingga kumulatif injeksi gas bersih adalah sebanyak 36.5 bcf. Pada Gambar-7 diperlihatkan keinerja laju injeksi gas dan gas yang terproduski untuk keseluruhan reservoir, dengan rata-rata injeksi sekitar 60 MMscfd Heterogenitas reservoir, kekuatan aquifer serta pengaturan gas cycling pada pencapain target adalah tantangan yang paling sulit dihadapi. 9. KESIMPULAN 1. Injeksi lean gas adalah proses perolehan minyak sisa paling sesuai untuk reservoir-resevoir waterflood di lapangan Handil.
Injeksi Lean Gas di Reservoir Waterflood : Pengalaman dan Hasil di Lapangan Handil
2. Perolehan minyak kumulatif dan terhindarnya penurunan produksi selama periode injeksi gas membuktikan keberhasilan proyek Handil IOR. 3. Kesinambungan injeksi gas dan kestabilan gas-front sangat dibutuhkan guna mengoptimalkan mekanisme gravity drainage. 4. Metode IOR dengan injeksi lean gas yang secara ekonomis menguntungkan, diharapkan dapat diterapkan pada reservoir-reservoir yang memiliki kesamaan karakteristik batuan, sifat fluida, struktur dan minyak tersisa. UCAPAN TERIMA KASIH Kami mengucapkan terima kasih kepada management Totalfinaelf E & P Indonésie dan Pertamina atas izin dan dukungannya untuk mempublikasikan tulisan ilmiah ini. DAFTAR PUSTAKA 1. Didier Caié, S. Gunawan: “Handil Field-Three Years of Lean Gas Injection into Waterflooded Reservoirs”- 1999 SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, October 25-26, 1999.
Bambang W., Sugianto G., Bambang S., Abed W., Aussie B.G
Tabel-1. Fluida Reservoir Handil. Komponen
Fluida reservoir Mol %
Nitrogen CO2 Methane Ethane Propane I-Butane N-Butane I-Pentane N-Pentane Hexane + Total MW
Gas Injeksi Mol, % 0 9.5 79 7.5 3.4 0.3 0.5 0 0 0 100 21
1.4 4.7 29.1 7.9 6 1.3 2.3 1.0 0.9 45.5 100 112
Tabel-2 Status Reservoir Sebelum Proyek Handil IOR
2. K. Madaoui, S. Sathikumar, B. Thiebot, L. Bouvier: “Experimental and numerical investigation into the feasibility of gas injection in waterflooded reservoir” – 21st Annual conventional-Indonesian Petroleum Association-jakarta-October 1992. DAFTAR ISTILAH Baseline
Tabel-3 Status Sumur-sumur Injeksi.
SE RA WA K
LIK
IP
SC
I un
it
TO TO TAL M TA L T ahaka eng m ah
SA
HANDIL
SIS
= Level laju produksi bilamana injeksi air terus dilanjutkan, angka referensi sebagai dasar perhitungan pertambahan minyak oleh injeksi gas. Channel = Endapan pasir yang terbentuk dilingkungan endapan sungai hingga dataran delta. Connate water saturation = Saturasi air konat Gas cycling = Gas ulang, bersirkulasi Gas front = Daerah permukaan desakan gas Gas fingering = Pola aliran gas menjari Gaslift = Sembur buatan GOR = Gas Oil Ratio, nisbah gas minyak. Gravity drainage = Pengurasan oleh gaya berat IOIP = Initial Oil In-Place, jumlah minyak di tempat mula-mula. Facies = Sistim pengendapan tertentu yang dicirikan oleh fsik batuan tertentu. Lean gas = Gas ikutan dengan prosentase komponen berat yang relatif kecil. Waterflood = Tersapu oleh air.
SENIPAH
SISI
NUBI
BEKAPAI PECIKO
BALIKPAPAN Oil Field (in Prod) Gas Field (in Prod) Gas Field (Future)
SOUTH MHK
0
10
20 km
Gambar-1 Peta lokasi Lapangan Handil
IATMI 2001-52
Bambang W., Sugianto G., Bambang S., Abed W., Aussie B.G
Handil IOR Produksi oleh gas injeksi
Handil IOR Produksi oleh Gas Injeksi
85 80 Jul-00
Jan-01
Jul-99
Jan-00
Jul-98
Jan-99
100
600
80
450
60
300
40
150
20 Mar-01
May-01
Jan-01
Nov-00
Sep-00
Jul-00
Mar-00
Jan-00
Months
May-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
Mar-99
Jan-99
0 May-99
Jul-00
Jan-01
Jan-00
0
Jul-01
BSW, %
Qo, Bopd GOR,E+10 v/v
750
80
BSW, %
Handil IOR
Jul-99
Jul-98
Jul-97
Jan-99
Jan-98
BSW
100
0
GOR
GOR
Produksi oleh Gas Injeksi
20 Jul-96
Jul-97
Jul-96 IOR-I
40
Jan-97
Jan-98
Jan-97
Jul-95
Jan-94
Jul-94
75
BSW
60
Jan-96
BSW, %
90
Jan-95
Qo, Bopd GOR, E+10 v/v
BSW, %
Jul-01
Mar-01
Jan-01
May-01
Jul-00
Nov-00
Mar-00
95
Months
GOR
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
Gambar-2 Kinerja produksi Lapangan
Months BSW
IOR-I
GOR
BSW
Gambar-5 Typical kinerja produksi sumur oleh gas injeksi.
Production Performances Handil IOR
Qo, Bopd
100
Produksi oleh gas injeksi Handil IOR
Water Cut (Percent)
Water flooded zone IOR-II
IOR-I
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
Months
IOR-I
6000
Sep-00
May-00
Jul-99
Jan-00
Nov-99
Sep-99
Mar-99
May-99
80
Jan-94
Oil Rate (CD)
85
IOR-I
Qo, Bopd GOR,E+10 v/v
Mar-74 Mar-76 Mar-78 Mar-80 Mar-82 Mar-84 Mar-86 Mar-88 Mar-90 Mar-92 Mar-94 Mar-96 Mar-98 Mar-00
0
90
Jul-95
50000
95
Jul-94
100000
100
Jan-95
150000
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Jan-99
Qo, bopd
200000
Water cut, %
100 80 60 40 20 0
250000
Qo, Bopd GOR, v/v
Lapangan Handil: Kinerja Produksi
Jan-96
Injeksi Lean Gas di Reservoir Waterflood : Pengalaman dan Hasil di Lapangan Handil
OC lG tia Ini
6000
5000
5000
4000
4000
3000
3000
2000
2000
1000
1000 Jun-00
Dec-00
Jun-99
Dec-99
Jun-98
Dec-98
Jun-97
Dec-97
Dec-96
Jun-96
Dec-95
Jun-95
0 Dec-94
0
Months IOR-I
Before Gas Injection
IOR-II
1.5 years after Gas Injection
Baseline
Gambar-6. Contoh ekspansi tudung gas pada reservoir I
Gambar-3 Kinerja produksi minyak pada Proyek Handil IOR.
Kinerja Injeksi - Produksi Gas Handil IOR 0
Before Gas Injection
GO
C
ii ~
0 Gas zone
Months
5 years after Gas Injection
Gambar-4 Contoh ekspansi tudung gas pada reservoir B.
IATMI 2001-52
0
Qgp
Qgi
Gambar-7. Kinerja gas injeksi dan produk
Mar-01
s
Jul-00
ms
Jul-99
60
0 Nov-00
19
0
Nov-99 Mar-00
0
30
Mar-99
Gas 0zone
0
0
30
Jul-98
: Ci ss OW 70m ss 20 0m 90 i:1 C GO
010
0
15
Nov-98
5 0
0
60
Nov-97 Mar-98
15
60
Mar-97 Jul-97
0
Jul-96
010
0
90
Nov-96
10 55
5
90
Mar-96
0 Water flooded zone 10
0
Nov-95
10 55
Qg, MMscfd
10
