Tugas Simres Muhammad Raynaldi
Tugas Simres Muhammad Raynaldi
Tugas Simres Muhammad Raynaldi
Oleh :
Nama : Muhammad Raynaldi
Dalam melakukan pengembangan lapangan minyak dan gas, salah satu hal
terpenting yang perlu dipertimbangkan adalah bagaimana manajemen reservoir
yang baik, dengan melakukan manajemen reservoir yang baik maka dapat memberi
gambaran kelakuan (behavior) dari reservoir waktu sekarang maupun yang akan
datang, maka dari itu diperlukan keahlian dalam melakukan hal tersebut. Dalam
melakukan manajemen reservoir tidak akan pernah dengan kegiatan
mensimulasikan reservoir tentunya, sehingga antara kedua hal tersebut merupakan
komponen yang saling melengkapi,. Simulasi reservoir dapat menjadi cara untuk
memahami seperti apa karakteristik baik batuan maupun fluida yang menyusun
reservoir. Dalam melakukan kegiatan simulasi sering sekali para engineer
menggunakan software bantuan untuk simulasi reservoir seperti CMG (Computer
Modeling Group) agar meendapatkan hasil yang lebih akurat dan mendekati
keadaan sebenernya reservoir sebenarnya, selain itu dengan mendapatkan
gambaran simulasi reservoir yang baik, dapat memberikan informasi kepada para
engineer yang lain seperti drilling enginer dan production engineer dalam
mendukung kerja mereka, misalnya membantu dalam menentukan titik bor untuk
kegiatan pemboran, membantu menentukan tipe komplesi dan banyajk hal.
Simulasi reservoir terdiri dari berbagai tahapan, yang dimulai dengan proses
pembuatan model hingga prediksi kinerja produksi berdasarkan skenario yang akan
ditentukan selanjutnya.
Inisialisasi
Production Forecast
Untuk permasalahan ini saya asumsikan nilai kondisi awal reservoir adalah
memiliki tekanan maksimal pada bubble point adalah 1014.7 psi pada kedalaman
8425 ft. Kedalaman water oil contact (DWOC) adalah 8425 ft dan kedalaman gas
oil contact (DGOC) adalah 8325 ft
Gambar 1.1, gambar 1.2, dan gambar 1.3 merupakan reservoir hasil simulasi dengan
menggunakan software simulasi reservoir. Pada gambar 1.1 menunjukkan gambar 3
dimensi adapun gambar 1.2 dan 1.3 menunjukkan gambar 2 dimensi. Dalam area
reservoir tersebut terdapat 2 sumur yaitu sumur produksi yang terletak pada grid point
perforasi (10, 10, 3) dimana memiliki maksimum laju produksi minyak adalah 20.000
STB/D, maksimum bottom hole pressure 1000 psi dan sumur injeksi gas yang terletak
pada grid (1,1,1) yang memiliki maksimum gas injection rate 100.000.000 SCF/D.
Waktu yang digunakan untuk melakukan simulasi ini adalah 3650 hari terhitung dari
11-12-2019 sampai dengan 11-12-2029.
Gambar 1. 4 Grafik Rs vs P dan Bo vs P
Gambar 1. 5 Zg vs P
Berdasarkan hasil simulasi yang ditunjukkan oleh gambar 1.4 dan 1.5
menunjukkan semakin tinggi tekanan maka semakin tinggi nilai kelarutan gas
didalam minyak hingga 524 ft3/bbl, semakin tinggi nilai faktor volume formasi
minyak hingga 1.35, dan semakin rendah factor kompresibilitas gasnya hingga
0.879 pada tekanan 1015 psi. Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya SCF gas yang
terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 °F, ketika
minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir.
Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan
komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas
tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap
kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan temperatur. Faktor volume formasi
minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi
standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang
terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak
termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada
kondisi standard (14,7 psi, 60 °F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb.
Gambar 1. 6 Kr vs Sw
"Kurva permeabilitas relative ini ada hubungan nya dengan saturasi. Pada awal-
awal minyak diproduksikan dan sumur minyak benar-benar baru pertama kali dibor,
saturasi awalnya adalah saturasi water initial atau saturasi water connate. Setelah
diproduksikan, nilai kro atau permeabilitas relative minyak semakin menurun, dan
nilai krw semakin bertambah, karena pori-pori yang diisi minyak tadi selanjutnya
diisi oleh air. Sampai pada titik akhir, nilai kro akan semakin menurun dan sampai
titik saturasi oil residu atau sor"
4. Hasil Simulasi
4.1 Pressure Distribution Contour
Hasil simulasi tersebut menunjukkan distribusi tekanan bubble point untuk setiap
grid. Distribusi ini bergerak mulai dari sumur injeksi hingga menuju sumur produksi
grid yang belum dilalui oleh distribusi tekanan bubble point berwana biru
tua (989 psi) adapun titik mula distribusi tekanan bubble point berasal dari sumur
injeksi sehingga grid sumur injeksi berwarna merah tua dimana memiliki porsi
tekanan bubble point yaitu 3801 psi. Pada tanggal 11 Juni 2023 distribusi tekanan
bubble point sudah mulai berlangsung dibuktikan dengan adanya perubahan warna
yang menunjukkan distribusi tekanan tertentu.
Hasil simulasi tersebut berupa grafik laju alir minyak vs waktu. Grafik
tersebut menunjukkan distribusi laju alir minyak selama 10 tahun. Pada tahun 2020
sampai dengan tahun 2023 pertengahan sekitar bulan september laju produksi
minyak mecapai target maksimal yang diinginkan yaitu 51.000 STB/D dengan
memanfaat sumur injeksi gas maksimal 100.000.000 SCF/D. Pada bulan september
2023 hingga desember 2025 laju produksi diatur menjadi plateau period untuk
mempertahankan produksi tetap konstan hingga desember 2025 Laju produksi
minyak mengalami penurunan sampai economic climit pada tahun 2030 dengan
laju economic climit sekitar 28.000 STB/D.
4.7 Gas Oil Ratio Distribution vs Time
Hasil simulasi tersebut berupa grafik perbandingan laju gas dan laju minyak
vs waktu. Grafik tersebut menunjukkan distribusi perbandingan laju minyak dan
gas selama 10 tahun. Pada tahun 2020 sampai dengan tahun 2023 pertengahan
sekitar bulan september perbandingan laju alir gas dan minyak menunjukkan nilai
yang konstan yakni 500 SCF/STB berdasarkan target maksimal yang diinginkan
yaitu 51.000 STB/D dengan memanfaatkan sumur injeksi gas maksimal
100.000.000 SCF/D. Pada bulan september 2023 hingga desember 2028
perbandingan laju alir minyak dan gas mengalami kenaikan dikarenakan adanya
injeksi gas 100.000.000 SCF/D secara kontinu untuk mempertahankan produksi
tetap konstan. Pada saat Laju produksi minyak mengalami penurunan sampai
economic climit pada tahun 2030 dengan laju economic climit sekitar 28.000
STB/D nilai perbandingan laju alir gas dan minyak mengalami kondisi plateau
period yaitu menunjukkan nilai 2500 SCF/D.
4.8 WHP vs Time
Hasil simulasi tersebut berupa grafik flowing bottom hole pressure (tekanan
alir bawah permukaan) vs waktu. Grafik tersebut menunjukkan distribusi FBHP
selama 10 tahun. Pada tahun 2020 sampai dengan tahun 2023 pertengahan sekitar
bulan september dan setelah bulan november 2025 - 2030 FBHP menunjukkan nilai
yang konstan yakni 1000 psi dikarenakan injeksi gas yang kontinu dan adanya
penurunan laju alir minyak setelah november 2025. Pada bulan september 2023
hingga november 2025 FBHP mengalami kenaikan hingga 1125 psi dikarenakan
adanya injeksi gas 100.000.000 SCF/D secara kontinu untuk mempertahankan laju
produksi dalam range plateau period 51.000 STB/d .
5. Kesimpulan
Berikut merupakan tabel hasil simulasi untuk menentukan total oil in place,
total water in place dan total gas in place di Reservoir X dengan menggunakan
bantuan simulasi dari software X.
Note : Mohon maaf jikalau ada kesamaan beberapa jawaban, dikarenakan kami kerja kelompok
Terimakasih atas kebijakan dan mohon permaklumannya.