OPTIMASI CADANGAN MINYAK METODA MATERIAL BALANCE UNTUK MENDUKUNG PENGURASAN MINYAK LAPISAN J10 BLOK B,C STRUKTUR KUALA SIMPANG BARAT ASSET HULU RANTAU

Transkripsi

1 PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001 Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001 OPTIMASI CADANGAN MINYAK METODA MATERIAL BALANCE UNTUK MENDUKUNG PENGURASAN MINYAK LAPISAN J10 BLOK B,C STRUKTUR KUALA SIMPANG BARAT ASSET HULU RANTAU Kata kunci : Material Balance ABSTRAK Teknik Reservoir Asset Hulu Rantau dan Ketenikan Reservoir DOH Rantau Struktur Kuala Simpang Barat ditemukan oleh Pertamina melalui pemboran sumur Eksplorasi Ksb-01 tahun 1979, terletak 60 km arah Barat Laut - Tenggara dari kota Pangkalan Brandan atau 140 km arah Barat Laut kota Medan. Secara umum Struktur Kuala Simpang Barat terbagi atas blok B, C1, C2 dan blok D, terdiri atas 32 lapisan sebagai penghasil minyak dan 6 lapisan penghasil gas Sebagai obyek pembahasan dalam presentasi adalah lapisan J-10 blok B, C1, C2 karena terjadi komunikasi yang baik antar blok selanjutnya disebut lapisan J-10 blok B,C. Perhitungan awal isi minyak metoda volumetris sebesar MMstb dengan metoda Material Balance sebesar 9.08 MMstb. Penerapan perhitungan awal isi minyak metoda Material Balance dengan pertimbangan karena bertambahnya data produksi dan didukung oleh tersedianya data PVT, data petro fisik batuan dan data tekanan reservoir yang memadai. Lapisan J-10 blok B,C berproduksi sejak tahun 1980 sampai dengan akhir Desember 1999 ( sebagai cut off data) melalui 6 sumur produksi yaitu Ksb-01, Ksb-12, Ksb-16, Ksb-11, Ksb-45 dan Ksb-44. Hasil perhitungan faktor perolehan minyak (RF) dengan metoda J.J. Arps untuk strong water drive diperoleh RF sebesar % selanjutnya digunakan untuk menentukan pengambilan maksimum dengan memperhitungkan kumulatip minyak per 31 Desember 1999 sebesar 3.80 MMstb maka selanjutnya dapat menentukan sisa cadangan minyak per 01 Januari 2000 sebesar Mstb. Untuk merealisasikan pengurasan minyak secara optimum, direncanakan menambah 3 titik serap dan merubah metoda pengangkatan pada 2 sumur existing dari metoda gaslift ke metoda electric submergible pump (ESP). Dalam upaya pengurasan tersebut ditempuh melalui 4 skenario, pembagian skenario tersebut disusun berdasarkan atas asumsi penggabungan 2 sumur produksi existing jika diproduksikan dengan metoda gaslift atau ESP dengan sumur-sumur kandidat Kupl dengan metoda gaslift. Dari hasil analisa dan perhitungan ternyata skenario IV menunjukan kinerja yang optimum karena menghasilkan recovery yang terbesar ( 46.4 % ) kemudian disusul skenario II. Skenario III dan recovery terkecil skenario I. Umur produksi dari keempat skenario tersebut berkisar antara antara dua sampai empat tahun. Dalam pemasangan pompa ESP biaya yang dibutuhkan untuk sewa dapat kembali setelah sumur berproduksi selama 3 bulan pada tahun I dan setelah 5 bulan pada tahun II untuk Ksb-11 dan untuk Ksb-45 biaya kembali setelah 5 bulan pada tahun I dan setelah 7 bulan pada tahun II 1. PENDAHULUAN Untuk meningkatkan pengurasan lapisan J-10 blok B,C diperlukan angka cadangan yang lebih realistis karena angka cadangan hasil perhitungan metoda Volumetris cenderung lebih besar karena metoda volumetris menggunakan data yang lebih terbatas. Salah satu metoda perhitungan dengan tingkat ketelitian yang lebih tinggi dari metoda Volumetris adalah metoda Material Balance. Untuk lapisan J-10 blok B,C dapat dikatagorikan telah memenuhi persaratan perhitungan Material Balance karena tlapisan J-10 telah berproduksi cukup lama sejak tahun 1980 sampai dengan saat ini, melalui 6 sumur produksi 2 sumur masih aktip yaitu KSB-11 dan KSB-45, tersedianya data PVT, tekanan dan data petro fisik dari hasil analisa batu inti. Dengan angka cadangan yang diperoleh dari perhitungan Material Balance diharapkan dapat dikuras secara optimal melalui 2 sumur existing dan dengan menambah 3 titik serap prospek yaitu Ksb-05, Ksb-49 dan Ksb-50 disamping meningkatkan kapasitas lifting 2 sumur existing Ksb-11 dan Ksb-45 dengan merubah metoda lifting dari gaslift ke metoda Submergible Pump. Rencana ini timbul atas pertimbangan feeding gas injeksi yang dipakai untuk mengoperasikan sumur-sumur gaslift yang adan ada di distrik I yang ada seluruh di Asset Rantau tergantung dari sumur-sumur gas yang terdapat struktur Kuala Simpang Barat, sementara cadangan gas untuk mentara supplay gas untuk feeding gas jaringan gas injeksi semakin berkurang karena semakin sulitnya ditemukannya cadangan gas baru. Disamping itu karena pertimbangan potensi sumur yang ada di kawasan Kuala Simpang Barat pada umumnya bertekanan reservoirnya antara sedang sampai tinggi sehingga influx cairannya masih tinggi, yang memungkinkan diterapkannya metoda pengangkatan menggunakan pompa. Sementara sumur sumur produksi yang ada dikawasan struktur Rantau pada umumnya tekanan reservoir sudah rendah namun kedalaman sumur sebagian besar sumur mempunyai kedalaman dangkal, kondisi ini sesuai diterapkan menggunakan metoda gaslift, selanjutnya secara bertahap jaringan gas akan digunakan. Selanjutnya secara bertahap sumur-sumur produksi di kawasan Kuala Simpang Barat diterapkan metoda pumping (ESP) dan jaringan gas akan simanfaatkan sepenuhnya untuk mendukung sumur-sumur produksi gaslift dikawasan distrik I Rantau.

2 Biaya pemasangan ESP tentunya dengan mempertimbangkan faktor keekonomiannya, untuk saat ini Pertamina Asset Hulu Rantau sedang lakukan uji coba penerapan pompa ESP disumur P-270 dengan sistim sewa menggunakan dana operasi sebesar Rp 2,9 milyar per tahun (tahun I) dan Rp 2,5 milyar (tahun berikutnya), selanjutnya akan digunakan sebagai acuan untuk menghitung kekonomian smur Ksb-11 dan Ksb TINJAUAN UMUM 2.1. Geologi. Berdasarkan geologi struktur jebakan hidrokarbon pada lapisan J-10 blok B,C merupakan strutural berbentuk antiklin, batuan yang dominan adalah batu pasir disisipi shale dan beberapa sisipan batu gamping mempunyai porositas, permeabilitas dari medium sampai baik, sementasi baik (kompak), merupakan bagian dari formasi produktif Keutapang yang berumur Miosin dengan parameter batuan sebagai berikut : - Porositas Batuan, 0, % = Permeabilitas ( k ), Md = Saturasi Air ( Sw ), % = Reservoir Temperatur (T), F = Kebalan batu pasir ( h ), m = Reservoir dan Produksi Data PVT lapisan J10 diperoleh dari pengukuran sample sumur KSB-01 selang tahun 1979, Data tekanan dan produksi terlihat pada kelakuan reservoir Lapisan J-10 blok B,C (Gb-01) diproduksikan melalui Ksb- 01, Ksb-11, Ksb-12, Ksb-44, Ksb-45 dan Ksb-16 sejak tahun 1980 saat ini,kumulatip produksi sampai Desember 1999 sebesar 3.80 MMstb. Sumur yang masih hidup adalah Ksb- 11 dan Ksb-45 Ksb-11 diproduksikan secara commingle antara lapisan J-10, J-20 dan K-20 dengan sharing faktor lapisan J % dari produksi total sebesar 7.2 m3/h dengan kadar air berkisar 83 % dan Ksb-45 juga diproduksikan secara commingle antara lapisan J-10 dan J-30 dengan share factor J % dari total produksi rata-rata sebesar 10.0 m3/h kadar air 86 % dengan metoda gaslift. Sedangkan sifat fisik fluida sebagai berikut : Sifat Fisik Fluida. Specific Gravity Minyak, Y o / o API = 0.77/52 Specific Gravity Air, Y w = 1.04 Specific Gravity Gas, Y g = 0.72 Formation Volume Factor Minyak Bo,v/v = 1.33 Viskositas Minyak, µ o, Cps = Tekanan Gelembung ( Pb), Psig Kelarutan Minyak Pb, Scf/Stb = 1180 = TEORI DASAR 3.1. Penentuan Awal Isi Minyak ( N ). Under Saturated Resevoir. N = (N p (B t +(R p -R so i)b g )/(B t -B t i). (1) Saturated Reservoir. Terlebih dulu menentukan W e metoda "Steady State" dengan persamaan sebagai berikut : DW e /d t = B t (dn p /d t ) + ( R - R so i ) B gi ) ( dn p /d t ) + Bw(dWp/dt) = k' ( P i - P s )... (2) W c = K ( p i p ) d t (3) We yang diperoleh digunakan sebagai parameter Perhitungan persamaan penentuan Awal Isi Minyak. N = N p ( B t + ( R p - R si ) B g ) - W e + B o W p (4 ) 3.2. Penentuan Drive Index DDI + SDI + WDI = 1... (5) DDI = (N ( B t - B g ))/(N p (B t + ( R p - R soi ) B g ).... (6 ) SDI = ( ( N m B g / B g i ) ( B g - B gi ))/( N p ( B t + ( R p - R soi ) B g ) (7) WDI = (W e - B w W p ) / ( N p ( B t +( R p - R soi ) B g ).(8) 3.3. Penentuan recovery effisiensi (RF). RE =(54.898)x (((0(1- SwBoi) )x((uwi/uoi) ) x (( Sw) ) x (( Pi / Pa ) ) percent....(9) 3.4. Penentuan IPR Sumur Produksi. Plot kurva IPR berdasarkan persamaan Pudjo Sukarno dan Petrobrass : q o / q t = A 0 + A 1 ( P wf /P r ) + A 2 ( P wf /P r ) 2.. (10) A n = C 0 + C 1 (Wat.Cut ) + C 2 ( Wat.Cut) 2....(11) Konstanta C n untuk masing-masing A n A n C 0 C 1 C 2 A x10-1 5x10 - A x x10-5 A x x10-2 P 1 = ln (Water-cut) (12) P 2 = ln (Water-cut) (13) 3.5. Peramalan produksi minyak berdasarkan persamaan Decline Analysis sebagai berikut : Q t = Q i e - a t.(14) N p = ( Q i Qe ) / a....(15) t = - 1/a ln (Qt /Qi). (16)

3 4. HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1. Penentuan awal isi minyak Under saturated reservoir Reservoir pada kondisi Under Saturated diperkirakan berlangsung selama 3-4 bulan produksi, pada kondisi under saturated perbandingan gas minyak terproduksi rata rata mendekati Rsoi dan kadar air masih relatif kecil. Dari hasil perhitungan menggunakan persamaan (1) diperoleh awal isi minyak sebesar 9.08 MMstb. N p = 0.55 MMstb B t = 8.54 cuft/stb R p = cuft/stb B g = bbl/scf B ti = 8.00 cuft/stb R so = scf/stb N = ( 0.55 ) * ( ( ) * ( )) / ( ) MMstb. = 9.08 MMstb. Saturated reservoir Berdasarkan persamaan (1), (2), (3) dan (4) maka Recovery atau prosentase kumulatif produksi terhadap Stoip pada setiap periode bulan produksi dapat ditentukan pula (Tabel-1). Tekanan reservoir mulai stabil pada bulan produksi 168 ( Gambar-2), pada kondisi ini diperoleh : - Awal Isi Minyak ( N ) = 9.08 MMstb - Depletion Drive Index ( DDI ) = 0.24 ; Segregation Drive Index (SDI) = 0.03 ;Water Drive Index (WDI ) = Recovery Factor (RF = Np / N ) = % 5. Penentuan sisa cadangan minyak per Berdasarkan hasil perhitungan Recover Factor ( RF ) metoda J.J. Arps menggunakan persamaan (9). Untuk reservoir yang terdiri dari batu pasir dengan daya dorong predominan Water Drive diperoleh RF sebesar % sehingga diperoleh pengambilan maksimum minyak sebesar % dari awal isi minyak (sebesar 4.26 MMstb) setelah diperhitungkan dengan kumulatip produksi minyak sampai akhir tahun 1999 sebesar 3.80 MMstb maka diperoleh sisa cadangan minyak per sebesar 470 Mstb. 6. Perkiraan perolehan kumulatip produksi minyak 6.1. Perkiraan produksi sumur Kupl Untuk memperkirakan produksi awal sumur kandidat Kupl ( Ksb-05, Ksb49 dan Ksb-50 ) digunakan peta iso produksi dan Iso Kadar Air (Gambar-4). Untuk memperkirakan perolehan produksi minyak setiap sumur digunakan persamaan decline exponensial (12), (13) dan (14) menggunakan decline factor rata-rata sumur existing ( 55 % pa) diperoleh hasil perhitungan seperti yang terdapat pada Tabel Perkiraan produksi sumur existing. Untuk menentukan laju produksi awal pada metoda ESP digunakan produksi optimal yang diperoleh dari tubing intake tubing 2 3/8 inchi dengan IPR disesuaikan dengan kapasitas pompa yang dipilih (Gambar-5 dan Gambar-6) Perkiraan produksi setiap skenario Dari hasil perhitungan perkiraan produksi setiap skenario (Tabel-3) dapat disampaikan sebagai berikut : Skenario I : Jika hanya diproduksikan dua sumur saja Ksb-11 dan Ksb- 45 dengan metoda gaslift dapat menguras minyak sebesar Mstb atau 8.90 % dari cadangan awal dengan lama produksi 43 bulan untuk Ksb-11 dan 50 bulan untuk Ksb-45. Skenario II : Jika hanya diproduksikan dua sumur saja Ksb-11 dan Ksb- 45 dengan metoda ESP dapat menguras minyak sebesar Mstb Mstb atau % dara cadangan awal. dengan lama produksi 24 bulan untuk Ksb-11 dan 12 bulan untuk Ksb-45 bulan. Skenario III : Jika 3 sumur kandidat Kupl Ksb-49, Ksb-50, Ksb-05 dan 2 sumur existing Ksb-11 & KSB-45 semuanya menggunakan metoda gaslift dapat menguras minyak sebesar Mstb atau % dari sisa cadangan awal, dengan lama produksi antara 21 bulan sampai dengan 50 bulan. Skenario IV: Jika 3 sumur kandidat Kupl Ksb-49, Ksb-50, Ksb-05 diproduksikan dengan metoda gaslift dan 2 sumur existing Ksb-11 & KSB-45 diproduksikan dengan metoda ESP dapat menguras minyak sebesar Mstb atau % dari sisa cadangan awal. dengan lama produksi antara 12 bulan sampai dengan 48 bulan. 7. Biaya pemasangan pompa ESP Dengan menggunakan biaya produksi per barell sebesar US $ 3.5 dan rental Pompa kapasitas 1000 bpd sebesar Rp 2,9 milyar maka Untuk sumur Ksb-11 : Pada tahun pertama biaya akan kembali setelah 3 bulan, (tahun I) dan setelah 5 bulan (tahun II) untuk tahun berikutnya keuntungan semakin kecil biaya kembali setelah lebih 8.4 bulan, Untuk sumur Ksb-45 : Pada tahun pertama biaya akan kembali setelah 5 bulan, (tahun I) dan setelah 7 bulan (tahun II) sudah tidak ekonomis lagi karena biaya kembali setelah lebih dari 6 bulan, 8. KESIMPULAN 1. Lapisan J-10 blok B,C merupakan jebakan minyak terdiri atas dominan batu pasir (shally sand) yang mempunyai sifat fisik batuan dari medium sampai bagus, sementasi baik (kompak) mempunyai drive mekanisme dominan adalah strong water drive.

4 2. Hasil perhitungan awal isi minyak digunakan metoda Material Balance sebesar 9.08 MMstb jika dibandingkan dengan metoda Volumetris sebesar MMstb, terdapat selisih sebesar 1.20 MMstb lebih kecil dari metoda volumetris, menunjukkan adanya ketidak akuratan hasil perhitungan metoda Volumetris karena keterbatasan data perhitungan. 3. Sisa cadangan lapisan J-10 blok B,C 470 Mstb dapat dikuras secara optimal melalui skenario IV sebesar Mstb atau % cadangan awal. 4. Pemasangan pompa ESP di Ksb-11 ekonomis dalam 2 tahun produksi dan Ksb-45 hanya dalam satu tahun produksi, karena pada tahun kedua keuntungan semakin mengecil, biaya kembali setelah lebih dari 6 bulan produksi. UCAPAN TERIMA KASIH Disampaikan terima kasih kepada : Managemen Pertamina yang telah memberikan kesempatan serta mendukung penulis untuk mengikuti Simposium Nasional IATMI 2001 di Yogyakarta ini dan rekan-rekan sekerja yang telah membantu sehingga terealisasinya makalah ini. DAFTAR PUSTAKA 1. Craft M. Hawkins B.C. Revised by Ronald E. Terry, 1990; Applied Pertroleum Reservoir Engineering Second Petroleum Reservoir Engeneering Second Edition, pp : 182, , Sukarno Pudjo Ir, Dr, 1990; Production Optimization with nodal system analysis. PT Indrillco Sakti pp Corless Columm, Subsurface Pressure & Fluid Property Measurements and Static Reservoir Model, Indonesian Petroleum Association. 4. Arps J.J., Statitical Study of Recovery Efficiency First Edition October 1976, pp-1 5. Pertamina file data DAFTAR SYMBOL N = Awal isi minyak, MMstb Np = Kumulatip produksi, MMstb Bt = Faktor volume formasi minyak dan gas, scf/stb Rp = Perbandingan gas minyak terproduksi, scf/stb Rs = Gas terlarut pada kondisi Awal, scf/stb B ti = Faktor volume formasi minyak dan gas awal, suft/stb W e = Rembesan air, Mmcuft Bo = Faktor volume formasi minyak, Cuft/stb Bg Faktor volume formasi gas, Cuft/scf RE = Recovery effisiency, % φ = Porositas batuan, fraksi S w = Saturasi air, fraksi B oi = Faktor formasi minyak awal, v/v K = Permeabilitas absolut batuan, Darcy µ wi = Viskositas air kondisi awal, cp µ oi = Fiskositas minyak kondisi awal, cp P I = Tekanan reservoir kondisi awal, psi P a = tekanan reservoir kondisi abandon, psi Q o = laju produksi minyak, bopd q t = laju produksi gross, bpd A n = Konstanta. P r = tekanan statik reservoir, psia P wf = tekanan dasar alir, psia. Q i = Laju produksi awal minyak A = Konstanta decline N p = Kumulatip produksi per satuan waktu T = Lama prouksi sampai ekonomi limit Q el = Laju produksi ekonomi limit P 1 = Tekanan dasar alir pada uji perama P 2 = Tekanan dasar alir pada uji kedua

5 Gambar-1

6 Gambar-2 Gambar-5 Gambar-3 Gambar-6 Gambar-4