DETAIL KOLEKSI

Studi Simulasi Reservoir Mengenai Skenario Produksi Pada Lapangan Pmb Dengan Injeksi Air


Oleh : Anastasia Shintami Putri

Info Katalog

Nomor Panggil : 2160/TP/2013

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2013

Pembimbing 1 : Sugiatmo Kasmungin

Subyek : Reservoirs

Kata Kunci : production, pmb field, wells, original oil in place, original gas in place, formation


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2013_TA_TM_07109027_8.pdf 4654.78
2. 2013_TA_TM_07109027_7.pdf 625.36
3. 2013_TA_TM_07109027_6.pdf 605.76
4. 2013_TA_TM_07109027_5.pdf 1759.81
5. 2013_TA_TM_07109027_4.pdf 2121.7
6. 2013_TA_TM_07109027_3.pdf 759.5
7. 2013_TA_TM_07109027_2.pdf 436.74
8. 2013_TA_TM_07109027_1.pdf 1055.45

L Lapangan PMB ditemukan tahun 1953 dan memiliki 10 sumur yang masih berproduksi. Jumlah cadangan awal minyak (Original Oil In Place, OOIP) sebesar 46.7206 MMSTB dan jumlah cadangan awal gas (Original Gas in Place, OGIP) sebesar 170.554 MMSCF. Formasi yang berkembang pada stuktur PMB adalah formasi Talang Akar yang memiliki tekanan awal sebesar 2030 Psia, tekanan bubble point sebesar 2987 Psia, temperature awal sebesar 230 oF, kedalaman 5577.43 feet, dan water oil contact (OWC) sebesar 5403.54 feet. Sejarah produksi struktur PMB memperlihatkan penurunan produksi minyak sebesar 8% per tahun, maka untuk mempertahankan produksi minyak dapat dilakukan studi injeksi air dengan menggunakan simulasi reservoir. Dalam studi simulasi reservoir menggunakan simulator CMG-2009 dilakukan prediksi produksi minyak hingga tahun 2035, skenario I dan II menggunakan pola peripheral, dan skenario III yang menggunakan pola inverted 5-spot. Berdasarkan hasil simulasi, pada akhir History Matching memberikan nilai kumulatif minyak sebesar 6.22 MMBO dan pada akhir tahun prediksi (Base Case) memberikan nilai kumulatif minyak sebesar 7.45 MMBO. Pada skenario I dan II dengan menggunakan pola injeksi peripheral memberikan nilai kumulatif sebesar minyak sebesar 10.99 MMBO dan 9.05 MMBO, sedangkan skenario III dengan menggunakan pola injeksi inverted 5-spot memberikan nilai kumulatif minyak sebesar 8.83 MMBO.

P PMB Field was found in 1953 and had 10 producing well. Its Original Oil In Place (OOIP) and Original Gas In Place (OGIP) are 46.72 MMSTB and 170.55 MMSCF. PMB structure has created in Talang Akar Formation which has initial pressure 2030 Psia, bubble point pressure 2987 Psia, initial reservoir temperature 230 oF, reservoir depth 5577.43 feet, and Oil Water Contact (OWC) 5403.54 feet. PMB structure production history shows oil decline rate 8% per year, so increasing oil production is able to be done by using waterflood method. In reservoir simulation study using CMG-2009, base case scenario has been run to predict oil production till 2035, 1st and 2nd scenario have been run by using peripheral pattern, and 3rd scenario has been run by using inverted 5-spot pattern. At the end of history matching and base case scenario, simulation study shows produced oil cumulative 6.22 MMBO and 7.45 MMBO. The 1st and 2nd scenario that is using peripheral pattern produces oil cumulative 10.99 MMBO and 9.05 MMBO, and the 3rd scenario that is using inverted 5-spot produces oil cumulative 8.83 MMBO.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?