Project POD Kelompok 8 [PDF]

Citation preview

OPTIMALISASI PENGEMBANGAN LAPANGAN “AP” LAPISAN “GF” Izzul Fiqri, Fahrizal, Indriani Asrin, Fanti Nur Rachmawati, Yolanda, Teknik Perminyakan Konsentrasi Teknik Industri STT Migas Balikpapan. 2020. Pengenalan Pada lapangan yang telah lama berproduksi biasanya akan banyak dijumpai permasalahan seperti penurunan produksi, penurunan tekanan serta gangguan mekanis lainnya. Seiring berjalannya waktu dan meningkatnya kebutuhan minyak dan gas bumi maka diperlukan cara untuk mengembangkan lapangan yang telah lama berproduksi tanpa menggunakan biaya yang besar dengan jumlah produksi yang maksimal. Adapun cara-cara yang dapat dilakukan untuk meningkatkan jumlah produksi pada lapangan tua tersebut adalah dengan melakukan workover, infill drilling dan injeksi air. Cara untuk mengetahui keberhasilan dari pengembangan suatu lapangan ialah menggunakan perhitungan simulasi reservoir. Dimana penggunaan simulasi reservoir sangat penting untuk memberikan perkiraan letak sumur produksi/injeksi yang efisien dan prediksi potensi perolehan minyak dan gas pada suatu lapangan. Selain besarnya nilai perolehan produksi, ekonomi merupakan salah satu faktor utama dalam pemilihan keputusan pengembangan yang telah direncanakan. Dimana perencanaan yang akan ditetapkan harus mengarah pada hasil yang menguntungkan dan pendapatan yang tinggi. Tujuan dari penelitian ini adalah : •



Menganalisa produksi minyak Lapisan GF Lapangan AP dari masing-masing skenario menggunakan parameter faktor perolehan sebagai salah satu faktor penentu skenario yang paling optimal secara teknis.



•



Mengetahui keberhasilan metode workover, infill drilling dan injeksi air di Lapangan AP berdasarkan adanya peningkatan kumulatif produksi minyak dan faktor perolehan setelah dilakukan simulasi reservoir.



•



Menganalisa nilai ke-ekonomisan dari masing-masing skenario yang dilakukan menggunakan diagram spider dengan parameter harga minyak, kumulatif produksi minyak, capital expenditure dan biaya operasi minyak sebagai penentu skenario yang paling optimal secara ekonomis.



Lapangan Yang di Kembangkan



Cekungan Tarakan Kalimantan Timur (Sumber: Core-Lab G&G Evaluation Simenggaris Block,2009) Lapangan AP memiliki : •



Memiliki luas 187,5 km2 dan terletak pada Cekungan Tarakan.



•



Terendapkan pada lingkungan Delta selama akhir Eosen hingga Pleistosen.



•



Didominasi oleh Batupasir, Konglomerat, Karbonat, Batubara, Lanau dan Lempung.



Jadi didalam Mengolah jenis Simulasi ini saya menggunakan Simulator atau Software yaitu CMG, dikarenakan CMG hasil dan data analisa nya lebih akurat ketimbang Petral



Hasil Analisa Data Yang Diperoleh dari Simulasi Reservoir adalah : Reservoir Initial Conditions : •



Initial Pressure



: 3579 psi



•



Bubble Point Pressure



: 3548 psi



•



Initial Temperature



: 245 F



•



Depth



: 2495 m – 2764 m TVD



PVT Data



:



•



Bo



: 1.273 bbl/STB



•



Rs



: 608 scf/STB



•



Oil Density



: 20.7 API



•



Gas Density



: 0.747



•



Viscosity



: 0.703 cp



Gambar Pemodelan ( Sumber : Google Gambar ) Statik Model Reservoir dengan CMG ialah : Sand Distribution



Porosity Distribution Min



= 5.2%



Max



= 32%



Average



= 20%



Permeability Distribution Min



= 0.001 mD



Max



= 1518 mD



Average



= 133 mD



Volume Shale Distribution Min



=0



Max



= 0.85



Water Saturation Distribution Min



=0



Max



=1



NTG Distribution Min



= 0.53



Max



=1



Average



= 0.85



Gas Saturation Min



=0



Max



= 0.85



Oil Saturation



Water Saturation



Min



= 0.15



Max



=1



SEJARAH LAPANGAN AP Lokasi Sumur



Sejarah Produksi



HISTORY MATCHING CADANGAN LAPANGAN AP Setelah kita memperoleh data Simulasi Reservoar nya kita menentukan penggunaan dengan menggunakan Primary Cementing dan Secondary Cementing maka akan diperoleh data hasil nya yaitu : OOIP dan OGIP nya Volumetrik



Dinamik



ERROR (%)



OOIP (MMSTB)



1.812



1.823



0.603



OGIP (BSCF)



4.016



4.160



3.462



Adapun Hasil dari History Matching dari setiap lapangan ialah sebagai berikut :



HISTORY MATCHING PRODUKSI SUMUR AP-1



HISTORY MATCHING PRODUKSI SUMUR AP-2



Dari Hasil Simulasi Reservoir nya diperoleh lah data dari setiap hasil sumur nya yaitu :



Setelah kita menentukan hasil nilai OOIP nya selanjutnya kita menentukan nilai keekonomiannya dengan menggunakan nilai Analisa sebagai berikut :



HASIL PERHITUNGAN MASING-MASING SKENARIO



Hasil Analisa data NPV ROR POT dengan grafik sebagai berikut :



Dari data diatas dapat ditarik kesimpulan yaitu : •



Dari hasil simulasi didapatkan besarnya OOIP adalah 1,823,728.89 STB, dimana pada skenario dasar didapatkan kumulatif minyak sebesar 169,421.74 STB atau RF sebesar 9.3%. Kemudian pada skenario pertama didapat produksi sebesar 331,455.63 STB atau RF sebesar 18.18%. Kemudian hasil simulasi pada skenario



kedua didapat produksi sebesar 387,570.22 STB atau RF sebesar 21.25% dan pada skenario ketiga didapat produksi sebesar 452,112.22 STB atau RF sebesar 25.79%. •



Dari poin diatas dapat disimpulkan bahwa skenario yang dilakukan terbukti dapat dilaksanakan karena meningkatkan kumulatif produksi minyak dan menaikkan RF, tetapi hal ini tidak dapat dijadikan dasar untuk memilih skenario yang paling optimal karena masih harus dilihat dari segi ekonomi.



Dari perhitungan keekonomian pada lapangan AP, didapatkan bahwa skenario pertama merupakan skenario yang paling optimal untuk dilakukan pada lapangan AP dengan nilai kumulatif cash flow sebesar 3741.91 M US$, NPV 707.11 M US$, ROR 13.78% dan POT 4.19 Tahun. Berdasarkan analisa sensitivitas, elemen keekonomian yang paling berpengaruh terhadap indikator keekonomian adalah produksi minyak diikuti harga minyak dan investasi lalu biaya produksi. Saran dari Data diatas ialah skenario 1 proyek pengembangan Lapangan AP terbukti memberikan keuntungan bagi perusahaan, tetapi peneliti tidak merekomendasikan proyek ini untuk dilakukan karena asumsi harga minyak yang digunakan tidak mengikuti harga saat ini. Mungkin akan lebih baik jika proyek ini dilaksankan ketika harga minyak kembali mencapai harga sesuai asumsi yang digunakan oleh peneliti agar dapat memberikan keuntungan yang maksimal.