DETAIL KOLEKSI


Skenario Pengembangan Untuk Meningkatkan Pada Lapangan Tr Lapisan X Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir


Oleh : Muhamad Taufan Azhari

Info Katalog

Nomor Panggil : 05/TP/2015

Pengarang Pertama : Muhamad Taufan Azhari

Subyek : Oil reservoir engineering - mathematical models;Oil reservoir engineering - simulation methods

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2015

Pembimbing 1 : Maman Djumantara

Pembimbing 2 :

Kata Kunci : scenario development, improve the recovery factor , Field TR, Layer X, reservoir simulation


File Repositori
No. Nama File Ukuran Status
1. 2015_TA_TM_07110190_1.pdf 7391.02 (KB)
2. 2015_TA_TM_07110190_2.pdf 302.85 (KB)
3. 2015_TA_TM_07110190_3.pdf 524.88 (KB)
4. 2015_TA_TM_07110190_4.pdf 1520.2 (KB)
5. 2015_TA_TM_07110190_5.pdf 2196.49 (KB)
6. 2015_TA_TM_07110190_6.pdf 746.58 (KB)
7. 2015_TA_TM_07110190_7.pdf 646.12 (KB)
8. 2015_TA_TM_07110190_8.pdf 1323.26 (KB)

L Lapangan TR Lapisan X terletak di cekungan Sumatera Tenggara dan berada pada formasi Talang Akar. Tenaga dorong alamiah dari reservoir ini adalah weak water drive. Lapangan ini diproduksikan pertama kali pada bulan Februari tahun 1997. Permasalahan pada Lapangan TR Lapisan X ini adalah menurunnya laju alir dari sumur produksi yang disebabkan karena terjadinya penurunan tekanan reservoir. Salah satu metode yang dapat dilakukan untuk mempertahankan laju alir suatu sumur agar tidak terjadi penurunan produksi adalah dengan melakukan injeksi air (waterflood). Pada lapangan ini injeksi air sudah dilakukan pertama kali pada bulan Februari tahun 2007. Sampai saat ini Lapangan TR Lapisan X memiliki empat sumur produksi yaitu : R-1, R-2, T-3, T-6 dan empat sumur injeksi yaitu : T-7, T-8, T-9, T-10. Jumlah cadangan awal dari Lapangan TR Lapisan X dengan perhitungan volumetrik sebesar 13.5 MMSTB dan factor perolehan yang didapat sampai Januari 2014 sebesar 32 %. Tingginya nilai cadangan yang masih ada menjadi acuan untuk pengembangan Lapangan TR Lapisan X ini. Pada tugas akhir ini, pengembangan Lapangan TR Lapisan X dilakukan dengan menggunakan simulasi reservoir. Tahap awal yang dilakukan dalam simulasi ini dimulai dengan pengumpulan data lapangan yang diperlukan yaitu seperti data geologi, batuan, fluida, produksi dan data penunjang lainnya yang nantinya akan di masukan (input) kedalam simulator reservoir yang digunakan. Data masukan tersebut akan menghasilkan suatu model simulasi yang diharapkan dapat mewakili model beserta karakteristik reservoir dari Lapangan TR Lapisan X. Namun model simulasi tersebut belum tentu mempunyai sifat dan perilaku sesuai dengan keadaan lapangan yang sebenarnya sehingga perlu dilakukan validasi model antara lain dengan proses inisialisasi dan proses History Matching. Inisialisasi merupakan tahap penyelarasan antara data cadangan awal reservoir (OOIP) hasil dari model simulasi dengan hasil perhitungan metode volumetrik dengan proses pengkondisian semua data parameter model dari reservoir tersebut. History matching merupakan proses penyelarasan perilaku reservoir seperti laju produksi dan perubahan tekanan model simulasi dengan data produksi dan tekanan lapangan yang sebenarnya, umumnya parameter yang diubah (adjust) diantaranya adalah permeabilitas relatif dan transmisibilitas. Pada tugas akhir ini rencana pengembangan Lapangan TR Lapisan X dilakukan dengan memprediksikan kinerja reservoir untuk berproduksi selama 30 tahun (sampai dengan Januari 2044). Pengembangan yang direncanakan pada penelitian ini berjumlah 4 skenario, yang terdiri dari skenario 1 (Base Case), skenario 2 (Base Case + Reopening sumur yang non-aktif), skenario 3 (skenario 2 + Infill sumur produksi), skenario 4 (Skenario 2 + infill sumur injeksi pola 5 spot). Kenaikan Recovery factor yang diperoleh oleh masing-masing hasil skenario didalam simulasi adalah sebesar 1.8%, 11.76%, 14.87%, dan yang terakhir sebesar 12.4%

T TR field X layer is located in the Southeast Sumatra basin which is located in Talang Akar formation. Drive mechanism of this reservoir is weak water drive mechanism. The first production of this field was in February 1997. The main problem from this reservoir is declining production, which happened because of the decreasing of reservoir pressure. The solution from this problem is maintaining the reservoir pressure by water injection (waterflood) to the reservoir. Water injection project in this field was done in February 2007. Unttil today, TR Field Layer X has four production wells which are: R-1, R-2, T-3, T-6 and four injection wells, which are: T-7, T-8, T-9, T-10. The volumetric calculation of original oil inplace (OOIP) for this reservoir is 13.5 MMSTB and recovery factor until January 2014 is 32 %. So, The high value of remaining reserves to is the main reason to develop this reservoir. In this thesis, the development of TR Field Layer X is using reservoir simulation analysis. The first stage in this simulation reservoir starts with the completing the necessary data such as geological data, data of reservoir rock, data of reservoir fluid, and also production data. After inputting data, these data will be generated by reservoir simulator to be a reservoir model, which expected to represent the reservoir model along with the characteristics of reservoir fluid and reservoir rock. However, the reservoir model need to be validated by initialization process and History Matching process. Initialization is the process to equalize the Original Oil In Place (OOIP) in reservoir model with the actual calculated reserve using the volumetic method. History matching is the process to match the behavior of reservoir in simulation with the actual reservoir behavior (production rate and reservoir pressure). In history matching process, there are many parameters need to be adjusted, such as the relative permeability and transmissibility. These development scenarios of TR Field Layer X will be predicted for 30 years (from 2014 until January 2044). Development scenarios in this study consist of 4 scenarios : Scenario 1 (Base Case), Scenario 2 (Base Case + Reopening non- active wells), Scenario 3 (scenario 2 + infill production wells), Scenario 4 (Scenario 2 + 5 spot pattern of infill injection wells). Each of development scenarios is obtain the increasing of recovery factor : 1.8% (Scenario 1), 11.76% (Scenario 2), 14.87% (Scenario 3), and 12.4% (Scenario 4),

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?