DETAIL KOLEKSI

Optimasi Produksi Gas Lapangan X Blok 4 Lapisan Z Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir


Oleh : Jonathan Kurniawan

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2015

Pembimbing 1 : Maman Djumantara

Subyek : Reservoir simulation;Finite difference model

Kata Kunci : field x block 4 layer z, North West Java Basin, Cirebon, West Java


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2015_TA_TM_07111199_Halaman-judul.pdf 1836.81
2. 2015_TA_TM_07111199_Bab-1.pdf 642.88
3. 2015_TA_TM_07111199_Bab-2.pdf 879.45
4. 2015_TA_TM_07111199_Bab-3.pdf 2283.67
5. 2015_TA_TM_07111199_Bab-4.pdf 772.79
6. 2015_TA_TM_07111199_Bab-5.pdf 630.58
7. 2015_TA_TM_07111199_Daftar-pustaka.pdf 658.62
8. 2015_TA_TM_07111199_Lampiran.pdf 1458.08

L Lapangan X Blok 4 Lapisan Z merupakan lapangan yang terletak di Cekungan Jawa Barat Utara, Cirebon, Jawa Barat. Pada Tugas akhir ini dilakukan studi simulasi reservoir untuk mendapatkan skenario produksi gas yang optimum.Studi simulasi reservoir pada Lapangan X Blok 4 Lapisan Z menggunakan black oil simulator, dimana model dibuat menggunakan model grid berporositas tunggal atau single porosity. Sistem grid yang digunakan adalah corner point. Dimensi model reservoir yang digunakan adalah 164 x 101 x 12 dengan total 198,678 blok dan jumlah blok yang aktif sebanyak 13,546 blok. Pada tahap awal validasi model dilakukan dengan inisialisasi model. Inisialisasi ini dimaksudkan untuk membandingkan volume hidrokarbon model simulasi dengan volume hidrokarbon dari model statik (geomodel). Hasil inisialisasi model simulasi didapatkan volume minyak awal (OOIP) sebesar 0.78 MMSTB, sedangkan dari hasil perhitungan model statik adalah sebesar 0.77 MMSTB, yang memberikanperbedaan 1.3 %. Sementara itu hasil volume gas awal (OGIP) sebesar 3.192BSCF, sedangkan dari hasil perhitungan model statik adalah sebesar 3.204 BSCF, sehingga didapat perbedaan sebesar 0.4 % Setelah inisialisasi selesai dilakukan, dilanjutkan ke tahap history matching, yaitu dengan melakukan penyelaraskan performance model dengan data sejarah produksi lapangan sehingga model simulasi dapat dianggap mewakili dengan kondisi reservoir yang sebenarnya. Tahapan selanjutnya yang dilakukan setelah proses history matching adalah tahapan skenario prediksi. Untuk skenario produksi direncanakan untuk meningkatkan produksi gas dari reservoir tersebut terdapat tiga skenario prediksi yang dilakukan untuk Lapangan X Blok 4 LapisanZ, yaitu skenario pertama (basecase + reopening 2 sumur), skenario kedua(basecase + reopening 5 sumur), skenario ketiga (basecase + reopening 5 sumur + 1 sumur tambahan). Hasil prediksi kumulatif produksi Lapangan X Blok 4 Lapisan Z untuk skenario pertama, skenario kedua, dan skenario ketiga secara berturut-turut sebesar 2928 MMSCF, 2985 MMSCF, 2619 MMSCF, dengan RF berturut-turut sebesar 91.73 %, 93.52 % , 82.05 %.

G Geographically, reservoir of field X Block 4 Layer Z is located in North West Java Basin, Cirebon, West Java. In this particular paper, reservoir simulationstudy is carried out to predicted the possibility of the most optimum gas recovery factor on each scenario production forecast. Furthermore, by reopening existing well and add new wells on each prediction scenario, the cumulative gas production and the gas recovery factor will be vary accordingly.The reservoir simulation study on Field X Block 4 Layer Z utilizes blackoil simulator. The specific model developed in this study uses a single porosityapproach. In more details, the modeling system using corner point grid. The three dimensional reservoir model uses 164 x 101 x 12 with a total of 198,678 blocks and the number of active blocks as much as 13,546 blocks. In the early stage of modeling, validation of the real reservoir data should first be done. After that, volume of hydrocarbon generated from the reservoir simulation model with the volume of hydrocarbon obtained from volumetric calculations needs to be compared. As the results, the simulation model generates initial amount of oil (OOIP) of 0.78 MMSTB, whereas the volumetric calculation yields 0.77 MMSTB, which returns 1.3% in difference. Also obtained initial amount of gas (OGIP) of 3.192 BSCF, whereas the volumetric calculation yields 3.204 BSCF, which returns 0.4% in difference. After that history matching process is executed and it is completed by aligning performance model with the historical field production data, so that the model is expectedly to represent the actual reservoir conditions. The next stage after the history matching process is the stage prediction scenario, that are devided into four scenarios; the first scenario (basecase + reopening 2 well), the second scenario (basecase +reopening 5 well), and the third scenario (basecase + reopening 5 well + 1 additional well). The results of the first, second, and third scenario are 2928 MMSCF, 2985 MMSCF, 2619 MMSCF respectively. Simultaneously, recovery factor representing the previously mentioned scenarios are 91.73 %, 93.52 % , 82.05 % respectively.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?