DETAIL KOLEKSI

Studi Simulasi Reservoir Dalam Menentukan Skenario Pengembangan Pada Lapangan "x"


Oleh : RR. Tamara Putri Tawangwulan Gunoto

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Maman Djumantara

Subyek : Initial reservoir of gas in place

Kata Kunci : Jambi Merang, South Sumatra Basin – Indonesia, field “X”


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07112200_Halaman-judul.pdf 1847.96

L Lapangan “X” terletak di Blok Jambi Merang tepatnya di Cekungan Sumatra Selatan. Lapangan ini memiliki 4 sumur yang memproduksikan gas dankondensat yaitu sumur PG-01ST, PG-02, PG-03, dan PG-04. Untuk Sumur PG-01st dijadikan sumur sampel untuk perolehan data awal.Lapangan “X” mulai berproduksi pada Oktober 2011 dengan volume gasawal (IGIP) sebesar 285 BSCF. Produksi kumulatif pada bulan November 2015sebesar 34.44 BSCF dengan Recovery Factor sebesar 12%. Melihat masih adanya cadangan yang tersisa untuk dikembangkan, maka dari itu dilakukan proses simulasi yang pada tujuan akhirnya untuk mengetahui skenario apa yang terbaik dari Lapangan “X” ini. Lapangan “X merupakan lapangan penghasil gas kondensat dimana pada saat simulasi komposisi juga harus diperhitungkan, maka dari itu digunakan GEM Simulator dari CMG. Dari 3 skenario yang dilakukan terhadap Lapangan “X”, didapati bahwa skenario nomor 2 dengan rate 40 MMSCFD merupakan skenario pengembangan yang paling optimal dibandingkan ke 2 skenario lainnya, yaitu dilakukan pengembangan dari skenario 1 dengan penambahan 1 sumur infill. Penentuan skenario terbaik ini berdasarkan kenaikan nilai RF.

T The field “X” is located in the Jambi Merang Block Contract Area of South Sumatra Basin – Indonesia. Currently, there are 4 wells that produced gasand condensate, namely PG-01ST, PG-02, PG-03, and PG-04. Well PG-01ST isused to collect the fluid sample. The amount of initial reservoir of gas in place (IGIP) is 285 BSCF, meanwhile the cumulative production of gas from November 2015 is 285 BSCF and the Recovery Factor is around 12%. By that means that the reservoir at “X” Field still has chance for development. So, the reservoir simulation need to be done to forecast the production and also to determine and choose the best scenario for the development of the “X” field.“X” Field is procude condensate gas which the composition need to be calculated. So, in this study the authors use GEM compositional simulator ofCMG. There are 3 scenarios that used to forecast this field. The scenario number 2 with rate 40 MMSCFD is the best scenario. This scenario is determined from the increment of Recovery Factor.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?