DETAIL KOLEKSI

Perencanaan Dan Optimalisasi Water Flooding Pada Lapangan "x" Menggunakan Simulasi Reservoir


Oleh : Kevin Christian Hartono

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Siti Nuraeni Sibuea

Pembimbing 2 : Suryo Prakoso

Subyek : Oil reservoir;Water injection

Kata Kunci : oil production, waterflooding, wells production capability


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07112122_Halaman-judul.pdf 1499.23
2. 2016_TA_TM_07112122_Bab-1.pdf 472.29
3. 2016_TA_TM_07112122_Bab-2.pdf 1338.16
4. 2016_TA_TM_07112122_Bab-3.pdf 1601.71
5. 2016_TA_TM_07112122_Bab-4.pdf 565.53
6. 2016_TA_TM_07112122_Bab-5.pdf 547.8
7. 2016_TA_TM_07112122_Daftar-pustaka.pdf 622.63
8. 2016_TA_TM_07112122_Lampiran.pdf 2504.39

P Produksi minyak suatu lapangan pasti akan mengalami penurunan seiringberjalannya waktu, maka dari itu perlu dilakukan usaha meningkatkan kembaliproduksi minyak suatu lapangan tersebut. Salah satu cara meningkatkan produksi minyak adalah menggunakan injeksi air. Pada lapangan X ini dilakukan injeksi air untuk meningkatkan produksinya. Lapangan ini mulai berproduksi tahun 1979 sampai dengan 2014 dengan total terdapat 50 sumur produksi namun sumur yang aktif berproduksi sampai 2014 hanya tersisa 3 sumur. Produksi kumulatif lapangan X sampai tahun 2014 adalah 6081 MSTB dari total OOIP 76343 MSTB. Dilakukan 3 skenario injeksi air pada lapangan X dan dibandingkan dengan base case-nya. Skenario injeksi air tersebur adalah Peripheral (skenario I), Irregular Inverted 7-spot + Peripheral (skenario II) dan Irregular Inverted 7- spot + Irregular 5-spot (skenario III). Ketiga skenario ini dilakukan mulai tahun 2015 sampai 2030 dengan rate injeksi air berkisar antara 100-1000 bbl/day dengan pertimbangan kapasitas produksi liquid per sumur. Skenario yang menghasilkan produksi terbesar adalah skenario Peripheral dengan rate injeksi 500 bbl/day dengan pola Peripheral didapatkan peningkatan produksi sebesar 6269 MSTB atau peningkatan RF sebesar 8.247%. Skenario ini memberikan perbedaan produksi kumulatif sebesar 5046 MSTB dan RF sebesar 6.645% bila dibandingkan dengan base case yang dilakukan (melanjutkan produksi 3 sumur aktif sampai tahun 2030). Apabila dilihat dari total sumur infill yang digunakan maka skenario III (Irregular Inverted 7-spot + Irregular 5-spot) adalah skenario yang paling memungkinkan dilakukan saat ini karena pada skenario ini hanya dilakukan pengeboran satu sumur infill. Skenario III dengan rate injeksi optimum sebesar 1000 bbl/day menghasilkan peningkatan produksi sebesar 4227 MSTB dan RF sebesar 5.537%.

O Oil production of a field surely will decrease along with the time, thereforeit is necessary to attempt to increase oil production of a field again. One of theattempt to increase the oil procuduction again is waterflooding. In field X there is a waterflooding attempt to increase oil production. This field was operate within 1979 to 2014 with total 50 producer but there are only 3 producer left that operate until 2014. Field X’s cumulative production until 2014 is 6081 MSTB from total OOIP 76343 MSTB. There are 3 waterflooding scenario tested on field X, the scenario are Peripheral (scenario I), Irregular Inverted 7-spot + Peripheral (scenario II) and Irregular Inverted 7-spot + Irregular 5-spot (scenario III). These scenario is start from 2015 until 2030 and use water rate injection within 100 to 1000 bbl/day the consideration is the wells production capability. The best scenario is Peripheral or the first scenario with water rate injection 500 bbl/day. Use of this Peripheral pattern result of cumulative production increase in amount of 6269 MSTB and recovery factor 8.247%. This scenario make increase in amount of 5046 MSTB and RF 6.645% compared to base case (continue production of 3 wells that still active until 2030). If we refer to total number of infill well from each scenario, the third scenario (Irregular Inverted 7-spot + Irregular 5-spot) was highly recommended because this scenario only need one infill well. With 1000 bb;/day or the best water rate injection this scenario will give cumulative production increase in amaount of 4227 MSTB and 5.537% on recovery factor.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?