Prediksi Simulasi Reservoir

SIMULASI RESERVOIR BLACK OILSub bab: PrediksiKULIAH MINGGU XII

PEMODELAN & SIMULASI RESERVOIR

Joko PamungkasReservoir Simulation Specialist

Minggu XIIBab IV Siimulasi Reservoir Black OilSub Bab Prediksi

2

SIMULASI RESERVOIR BLACK OIL

Pertemuanke-

Pokok bahasan atausubpokok bahasan

8 IV. SIMULASI RESERVOIR BLACK OIL1. Pendahuluan2. Pembuatan Model Simulasi Reservoir:

a. Hasil Pemodelan Geologib. Data Reservoir, Produksi, Pemboran & Penunjangc. Pembuatan Model Grid

9 3. Inisialisasi Model Simulasi Reservoir:a. Tahapan Umumb. Inisialisasi Inpalcec. Inisialisai Tekanand. Ekuilibrasi


3

Pertemuanke-

Pokok bahasan atausubpokok bahasan

10 4. Penyelarasana. Pendahuluanb. Data yang Harus Diselaraskanc. Kesalahan-kesalahan Pengukuran Di Lapangand. Langkah-langkah umume. Kriteria Penyelarasanf. Key Well

11 f. Parameter yang Dapat Dirubahg. Penyelarasan Tekananh. Penyelarasan Produksii. PI Matching

12 5. Prediksia. Parameter dan Ketentuan Batasanb. Pedoman dan Penetuan Produksi Puncakc. Skenario Prediksi

SIMULASI RESERVOIR BLACK OIL, lanjutan


4

Parameter & Ketentuan Batasan

Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)

Lapangan Minyak : Minimum Oil rate per sumur dan per lapangan Maksimum Water Cut Minimum BHP Maksimum GOR untuk lapangan minyak mekanisme gas cap

Lapangan Gas Minimum Gas rate per sumur dan per lapangan Maksimum WGR Minimum WHP

Constraint oil rate, gas rate, water cut dan wgr dihitung berdasarkannilai keekonomian suatu sumur atau lapangan, sedangkan BHPberdasarkan operasional peralatan artificial lift dan WHP berdasarkanoperasional supply gas/fasilitas.

Sebelum melakukan prediksi parameter constraint harusdimasukkan didalam model simulasi.Parameter dan Ketentuan Constraint :


5

Penentuan Peak Production


Lapangan Minyak :Minimum laju produksi minyak sumur dan per lapanganMaksimum Water CutMinimum BHPMaksimum GOR untuk lapangan minyak mekanisme gas cap

Lapangan Gas Perkiraan produksi puncak per sumur ditentukan oleh data tes dan

tidak melebihi dari: 30% Absolute Open Flow (AOF), kurva IPR danCritical Rate Water Coning.

Lama waktu produksi puncak per lapangan minimal 2/3 dari umurproduksi (sampai economic limit)

Perkiraan produksi harus mencakup perkiraan produksi gross dan net(gas sales). Perkiraan produksi net dihitung dari perkiraan produksigross setelah dipotong dengan impurities, fraksi berat/kondensat,own use/fuel dan losses.


6

PREDIKSISkenario Prediksi


Lapangan Minyak dan Gas Base case :

Meneruskan produksi dari sumur-sumur yang ada (existing wells)

Case 1 : Base case + WorkoverWorkOver membuka lapisan baru.

Case 2 : Case 1 + Optimisasi ProduksiOptimisai produksi adalah mengoptimalkan artificial lift.

Case 3 : Case 2 + Infill drilling (sumur vertikal)Infill drilling di lokasi/area hidrokarbon yang belum terkuras

Case 4 : Case 2 + Infill drilling (sumur horizontal)Infill drilling di lokasi hidrokarbon yang belum terkuras dan K rendah

Case 5 : Case 2 + Infill drilling (gabungan Vertikal & Horizontal)


7

PREDIKSISkenario Prediksi


Khusus Lapangan Minyak Case 5 : Case 3/4/5 + Water Flood (Peripheral) Case 6 : Case 3/4/5 + Water Flood (Pattern) Case 7 : Case 3/4/5 + Gas injection (Lap. yg mempunyai gas cap)


8

PREDIKSIHasil Prediksi Lapangan Minyak


Contoh hasil prediksi dengan berbagai skenario.


9



Contoh hasil prediksi dengan berbagai skenario.


10



Contoh hasil prediksi dalam pengembangan Lapangan per Phase .

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Jan-0

8

May-0

8

Sep-0

8

Jan-0

9

May-0

9

Sep-0

9

Jan-1

0

May-1

0

Sep-1

0

Jan-1

1

May-1

1

Sep-1

1

Jan-1

2

May-1

2

Sep-1

2

Jan-1

3

May-1

3

Sep-1

3

Jan-1

4

May-1

4

Sep-1

4

Jan-1

5

May-1

5

Sep-1

5

Jan-1

6

May-1

6

Sep-1

6

Jan-1

7

May-1

7

Sep-1

7

Jan-1

8

May-1

8

BO

PD

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Phase 2 Region I

Phase 2 Region III

Phase 1 Region IV

Phase 1 Region III

Existing Region I

Existing Region III

Existing Region II

Cumualtive Oil (MBO)

By assuming field economic limit of 400 BOPD, thecumulative production is 3.7 MMBO (until Sept 2013)

Cum

ualti

ve O

il (M

BO

)

Prediksi Simulasi Reservoir

Documents

Transcript of Prediksi Simulasi Reservoir