Simulasi Reservoir Menggunakan Eclipse 100
-
Upload
marthen-tangke -
Category
Business
-
view
3.818 -
download
28
description
Transcript of Simulasi Reservoir Menggunakan Eclipse 100
Oleh :MARTHEN TANGKE
113040012
STUDI SIMULASI RESERVOIR “X” LAPANGAN “Y” DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR
ECLIPSE 2005A TIPE BLACK OIL SIMULATOR (E100)
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2009
LATAR BELAKANG
Recovery Factor (RF) Reservoir “X” Lapangan “Y” masih kecil, yaitu 10.57% medasari perlunya manajemen reservoir yang optimum untuk meningkatkan Recovery Factor.
MAKSUD DAN TUJUAN
MaksudMembuat Model Reservoir yang menyerupai kondisi aktual Reservoir “X”TujuanMemberikan usulan skenario untuk meningkatkan Recovery Factor pada Reservoir “X”
METODOLOGI
Usaha pemecahan masalah dalam melakukan pengembangan lapangan dapat diatasi dengan simulasi reservoir. Penulisan Tugas Akhir ini, menggunakan metode pendekatan menggunakan simulator ECLIPSE 2005A tipe Black Oil Simulator (E100)
SIMULATOR RESERVOIR
SimulatorSimulator : ECLIPSE 200: ECLIPSE 2005A5A (E100) (E100)SimulatorSimulator : ECLIPSE 200: ECLIPSE 2005A5A (E100) (E100)
TypeType : Black Oil: Black OilTypeType : Black Oil: Black Oil
MetodeMetode : Fully Implicit: Fully ImplicitMetodeMetode : Fully Implicit: Fully Implicit
SatuanSatuan : : FieldFieldSatuanSatuan : : FieldField
DIAGRAM ALIR
• Peta Top Struktur• Peta Ketebalan• Peta Net to Gross• Peta Isoporositas• Peta Isopermeabilitas
• Skenario I (Base Case)• Skenario IIA, IIIA-1, IIIA-2• Skenario IIB, IIIB-1, IIIB-2• Skenario IIC, IIIC
DATA GEOLOGI
• Data Permeabilitas Relatif Sistem Minyak-Air dan Sistem Gas-Liquid
• Data Tekanan Kapiler• Kompresibilitas Batuan
•Data PVT Minyak (Rs,
Bo, o) •Data PVT Gas Terlarut
(Bg, g) •Data PVT Air (Bw, cw, w)
•Data Density Fluida
(ρo, ρg, ρw,)
• Data Produksi Minyak, Gas dan Air versus Waktu
• Data Tekanan Reservoir
DATA PRODUKSI DAN TEKANAN
DATA FLUIDA(PVT)
DATA BATUAN(SCAL)
Modifikasi Data : Pc vs Sw, Net to Gross,
Volume Modifier
MODEL RESERVOIR
INISIALISASI
Valid
PENYELARASANPREDIKSI
Tidak Valid
Modifikasi Data : Aquifer, Transmissibility, Permeabilitas
Relatif
Tidak Selaras
DATA PENUNJANG
•Data Perforasi
•Diameter Sumur
PENGOLAHAN DATA
Selaras
Peta Top StrukturPeta KetebalanPeta Net to GrossPeta IsoporositasPeta Isopermeabilitas
DATA GEOLOGI
Model Geologi
DATA FLUIDADensitas Minyak = 53,133 lb/ft3
Densitas air = 64.12 lb/ft3
Densitas gas = 0,0555 lb/ft3
Gravity Minyak = 36 °APITemperatur reservoir = 190 °FTekanan bubble point = 941 psi @ 190 °FTekanan awal reservoir = 1200 psi
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.18
0 500 1000 1500 2000 2500
Pressure, psi
Rs,
MS
CF
/ST
B
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
0 500 1000 1500 2000 2500
Pressure, psi
μo, C
p
0.0130
0.0131
0.0132
0.0133
0.0134
0.0135
0.0136
0.0137
0.0138
0.0139
0.0140
0 200 400 600 800 1000
Pressure, psi
μg
, cp
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 200 400 600 800 1000
Pressure, psi
Bg,
RB
/MSC
F
1.090
1.095
1.100
1.105
1.110
1.115
1.120
1.125
1.130
1.135
1.140
0 500 1000 1500 2000 2500
Pressure, psi
Bo
, RB
/ST
BDATA FLUIDA
DATA BATUAN (SCAL)
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Sw
kro;
Krw
Krw Sampel I Kro Sampel I Krw Sampel II Kro Sampel II
0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1Sw
Kro
;Krw
krw kro
Denorm
alis
as
i
Normalisasi
SIMULATORInput
y = -0.1674x3 + 0.4942x2 + 0.6684x - 0.0194
R2 = 0.7638
y = -1.2892x3 + 3.1268x2 - 2.8367x + 0.9863
R2 = 0.9639
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Sw*
kro
* ; k
rw*
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Sw
Pc
Sample 2 Sample 4 Sample 106
DATA SCAL (Lajnutan...)
y = 0.1086x-4.7869
R2 = 0.8375
0
5
10
15
20
25
30
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Sw
J (S
w)
0
2
4
6
8
10
12
14
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Sw
Pc
SIMULATORInput
J (Sw)
DATA PRODUKSI
Laju Produksi Minyak TAF-E
0
50
100
150
200
250
300
350
Jul-91 Jul-92 Jul-93 Jul-94 Jul-95 Jul-96 Jul-97 Jul-98 Jul-99 Jul-00 Jul-01 Jul-02 Aug-03 Aug-04 Aug-05 Aug-06 Aug-07
Date
Oil
Ra
te,
ST
B/D
Laju Minyak
DRIVE INDEX
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
Aug-91 Aug-93 Aug-95 Aug-97 Aug-99 Aug-01 Aug-03 Aug-05 Aug-07
Date
Dri
ve In
dex WDI
DDI
EDI
PEMBUATAN GRID (GRIDDING)
Uraian Reservoir “X”
Jenis Grid Cartesian
Jumlah Grid 297 x 145 x 3 = 129195 grid
Total Jumlah Grid 129195
Grid Aktif 39624
Ukuran Grid
ΔX : 80.21 – 232,01 ft ΔY : 33.83 – 253.91 ft ΔZ : 0.0003 – 131.95 ft
Sistem Porositas Tunggal
Jumlah sektor 1 sektor
WOC 940 m = 3083.99 ft
Tekanan Awal 1200 psia
Mekanisme Pendorong Air
Sumur ProduksiRB-022A, RB-033, RB-059, RB-091, RB-094, RB-
097, dan RB-101 (Total 7 sumur)
INISIALISASITahap ini bertujuan untuk menyelaraskan kondisi inisial model yang telah dibangun dengan kondisi inisial model reservoir sesungguhnya.
Hasil Inisialisasi
No Parameter Actual Hasil Simulasi Perbedaan %
1Tekanan Awal Reservoir, psi
1200 1200.1 < 0.01
2 OOIP,STB 2,873,000 2,872,999.9 <0.01
HISTORY MATCHING
Hasil Penyelarasan Laju Produksi Minyak
Hasil Penyelarasan Kumulatif Produksi Minyak
HISTORY MATCHING
Hasil Penyelarasan Laju Produksi Air
Hasil Penyelarasan Kumulatif Produksi Air
PI MATCHING
Hasil PI Matching Laju Produksi Liquid RB-059
Hasil PI Matching Laju Produksi Minyak RB-059
PI Matching Prediksi
PI Matching Prediksi
PREDIKSI
1. Skenario I : Base Case2. Skenario IIA : Skenario I + 11 Deepening Well3. Skenario IIB : Skenario I + 7 Deepening Well4. Skenario IIC : Skenario I + 8 Deepening Well5. Skenario IIIA-1 : Skenario IIA + 3 Sumur Injeksi
Air6. Skenario IIIB-1 : Skenario IIB + 3 Sumur Injeksi
Air7. Skenario IIIA-2 : Skenario IIA + 2 Sumur Injeksi
Air8. Skenario IIIB-2 : Skenario IIB + 2 Sumur Injeksi
Air9. Skenario IIIC : Skenario IIC + 4 Sumur Injeksi
Air
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario 1 (Base Case)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIA (Skenario I + 11 Deepening Well)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIB (Skenario I + 7 Deepening Well)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIC (Skenario I + 8 Deepening Well)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIA-1 (Skenario IIA + 3 Sumur Injeksi Air)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIA-2 (Skenario IIA + 2 Sumur Injeksi Air)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIB-1 (Skenario IIB + 3 Sumur Injeksi Air)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIB-2 (Skenario IIB + 2 Sumur Injeksi Air)
Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIC (Skenario IIC + 4 Sumur Injeksi Air)
NOWELL NAME
POP
I, J LOCATION
HISTORY MATCHING SKENARIO I SKENARIO IIA SKENARIO IIIA-1 SKENARIO IIA-2
Date Np Actual Np Model Np Model Np Model Np Model Np Model
mm/yyyy (STB) (STB) (STB) (STB) (STB) (STB)
1 RB-022A 02/1993 95, 88 14462 14462 14462 14462 14462 14462
2 RB-033 06/1997 82, 94 11368 11368 11368 11368 11368 11368
3 RB-059 07/1991 85, 59 167865 167865 240900 219901 219875 219875
4 RB-091 01/1997 233, 124 35284 35284 46103 48853 38657 48853
5 RB-094 02/1998 218, 125 20787 20787 29580 30973 28556 30973
6 RB-097 10/1997 226, 114 10239 10239 10239 10239 10239 10239
7 RB-101 08/1998 239, 121 43813 43813 52884 56315 46848 56315
8 RB-039 01/2010 133, 62 33766 33786 33772
9 RB-136 04/2010 79, 79 33174 36564 36565
10 RB-084 07/2010 70,95 7256 7711 7703
11 RB-090 10/2010 124, 40 26830 26825 26825
12 RB-071 01/2010 134, 100 41219 40389 41207
13 RB-074 04/2010 153.61 150987 150985 150988
14 RB-032 07/2011 192, 123 21780 16147 21779
15 RB-030 10/2011 114, 119 17638 17748 17800
16 RB-029 01/2012 80, 104 29162 33427 33426
17 RB-024 04/2012 118, 99 14340 14451 14463
18 RB-025 07/2012 100, 106 15519 18347 18346
Np Field (STB) 303817 303817 405536 783781 766386 794959
RF (%) 10.57 10.57 14.12 27.28 26.68 27.67
Hasil Prediksi Kumulatif Produksi Minyak Berbagai Skenario
NO WELL NAME
POP
I, J LOCATION
SKENARIO IIB SKENARIO IIIB-1 SKENARIO III-B2 SKENARIO IIC SKENARIO IIIC
Date Np Model Np Model Np Model Np Model Np Model
mm/yyyy (STB) (STB) (STB) (STB) (STB)
1 RB-022A 02/1993 95, 88 14462 14462 14462 14462 14462
2 RB-033 06/1997 82, 94 11368 11368 11368 11368 11368
3 RB-059 07/1991 85, 59 219897 219870 219871 219897 219872
4 RB-091 01/1997 233, 124 48848 38657 48848 48848 48617
5 RB-094 02/1998 218, 125 30971 28556 30971 30971 30917
6 RB-097 10/1997 226, 114 10239 10239 10239 10239 10239
7 RB-101 08/1998 239, 121 56310 46848 56310 56310 56097
8 RB-039 01/2010 133, 62 33770 33777 33770 33770 33769
9 RB-136 04/2010 79, 79 33222 36472 36474 33188 36460
10 RB-029 07/2010 80, 104 33764 37946 37946 33840 38182
11 RB-090 10/2010 124, 40 26830 26823 26825 26831 26824
12 RB-071 01/2010 134, 100 44116 43417 44138 44118 38759
13 RB-074 04/2010 153.61 150995 150977 150990 150996 150989
14 RB-032 07/2011 192, 123 21775 16147 21774 21775 21575
15 RB-025 10/2011 100, 106 - - - 16382 24874
Np Field (STB) 736569 715560 743986 752997 763005
RF (%) 25.64 24.91 25.90 26.21 26.56
Hasil Prediksi Kumulatif Produksi Minyak Berbagai Skenario (Lanjutan...)
PREDIKSI PERILAKU LAJU PRODUKSI UNTUK SEMUA SKENARIO
PREDIKSI PERILAKU KUMULATIF PRODUKSI UNTUK SEMUA SKENARIO
PREDIKSI PERILAKU TEKANAN UNTUK SEMUA SKENARIO
RINGKASAN HASIL SKENARIO
Kumulatif Produksi Minyak Akhir History Matching (Agustus 2007) sebesar 303817 STB
I 405536 14.12 3.55 25430IIA 783781 27.28 16.71 31998
IIIA-1 766386 26.68 16.11 30838IIIIA-2 794959 27.67 17.10 32743
IIB 736569 25.64 15.07 39341IIIB-1 715560 24.91 14.34 37431IIIB-2 743986 25.90 15.33 40015
IIC 752997 26.21 15.64 37432IIIC 763005 26.56 15.99 38266
Kumulatif Produksi Minyak per Jumlah Sumur Produksi
SkenarioRecovery Factor (%)
Incremental RF (%)Kumulatif Produksi
Minyak (STB)
KESIMPULAN
1. Tahap inisialisasi tekanan mula-mula dan OOIP antara model dan kondisi aktual telah berhasil dilakukan, hal ini terlihat dari perbedaan tekanan dan OOIP antara model dengan kondisi aktual kurang dari 0.01%
2. History matching laju produksi minyak berhasil dilakukan. Laju produksi air hasil simulasi dengan laju produksi data aktual kurang match pada tahap awal produksi, tetapi mempunyai trend yang sama. Demikian pula tekanan hasil simulasi dengan tekanan data aktual mampunyai trend yang sama, sehingga secara keseluruhan tahap history matching telah berhasil dilakukan.
3. Mekanisme pendorong yang dominan pada Reservoir “X” Lapangan “Y” adalah water drive, hal ini dapat dilihat dari trend penurunan tekanan yang relatif lambat serta drive index yang dominan water drive index, sehingga aplikasi injeksi air tidak banyak berpengaruh terhadap peningkatan recovery factor.
4. Skenario yang direkomendasikan untuk diterapkan pada reservoir “X” lapangan ”Y” adalah skenario IIA, yaitu : Skenario I + 11 Deepening Well.