DETAIL KOLEKSI

Analisis Skenario Pengembangan Lapangan B Lapisan M Blok X Dengan Simulasi Reservoir


Oleh : Bianca Marella Putri Salusu

Info Katalog

Nomor Panggil : 939/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Sugiatmo Kasmungin

Pembimbing 2 : Andry Prima

Subyek : Reservoir simulation;Injection rate sensitivity

Kata Kunci : water injection, reservoir simulation, recovery factor, production scenario.


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TA_TM_071001400033_Halaman-judul.pdf 4421.68
2. 2018_TA_TM_071001400033_Bab-1.pdf 662.35
3. 2018_TA_TM_071001400033_Bab-2.pdf 2425.35
4. 2018_TA_TM_071001400033_Bab-3.pdf 865.42
5. 2018_TA_TM_071001400033_Bab-4.pdf 2002.15
6. 2018_TA_TM_071001400033_Bab-5.pdf 623.31
7. 2018_TA_TM_071001400033_Daftar-pustaka.pdf 741.47
8. 2018_TA_TM_071001400033_Lampiran.pdf 2667.56

T Terdapat banyak sekali lapangan tua di Indonesia yang telah diproduksikansejak dahulu. Lapangan B adalah salah satu lapangan tua di Indonesia yang masihdiproduksikan hingga saat ini. Hingga saat ini di lapangan B sudah dilakukanpemboran sumur hingga 570 sumur dengan 55 lapisan prospek. Produksi lapanganB yang sudah dilakukan sejak 1931 berdampak pada penurunan tekanan di lapangantersebut. Penurunan tekanan ini juga menyebabkan menurunnya produksi padalapangan tersebut. Hingga saat ini, perolehan minyak pada pada Lapangan BLapisan M Blok X adalah sebesar 5047.1 MBBL sehingga diketahui recoveryfactor saat ini adalah sebesar 31.25% dengan nilai Original Oil In Place sebesar16148 MBBL sedangkan nilai RF maksimum pada tahap primary yang dapatdicapai dari Lapangan B Lapisan M Blok X adalah sebesar 47.68%. Pada penelitianini, akan dilakukan peramalan produksi dengan metode simulasi reservoir dalamrangka meningkatkan perolehan minyak pada Lapangan B Lapisan M Blok X.Dalam proses simulasi reservoir, dilakukan beberapa perencanaan skenario sebagaialternatif untuk mengetahui skenario mana yang memberikan produksi minyakyang paling optimal. Proses simulasi reservoir yang dilakukan meliputi tahapanpersiapan data, pemodelan reservoir, inisialisasi, history matching, simulasiskenario pengembangan lapangan, serta sensitivitas injeksi terhadap skenariopengembangan yang paling optimal. Terdapat 3 skenario yang dilakukan untukmencari peningkatan perolehan minyak yang paling optimal di Lapisan M melaluisimulasi reservoir. Penentuan skenario ini didasarkan pada pertimbangan dari sisiteknis dan operasional diantaranya yaitu kondisi geologi dan reservoir, penyebaranproperties batuan dan fluida reservoir, cadangan sisa (remaining reserve), dan rateinjeksi (rate sensitivity) pada Lapisan M. Pada skenario I (base case) dilakukanwork over terhadap 11 sumur produksi sehingga didapatkan recovery factor sebesar44.63% dengan harga kumulatif produksi minyak sebesar 7207.51 MBBL.Sedangkan pada skenario II dilakukan penambahan sumur produksi sebagaikelanjutan dari skenario I secara bertahap dari 1 hingga 3 sumur untuk melihatjumlah penambahan sumur produksi yang optimal untuk diterapkan pada lapanganini. Dari skenario II diperoleh recovery factor terbesar diberikan oleh penambahan1 sumur produksi yaitu sebesar 45.09% dengan kumulatif produksi minyak sebesar7281.13 MBBL. Lalu pada skenario III dilakukan penambahan sumur injeksiterhadap skenario II dengan pola peripheral. Penambahan sumur injeksi jugaterlebih dilakukan bertahap dari 5 hingga 8 sumur injeksi untuk melihat penambahan jumlah sumur injeksi yang paling optimal untuk diterapkan padalapangan ini. Setelah dilakukan analisis terhadap skenario ini, diketahui bahwapenambahan 8 sumur injeksi memberikan RF paling optimal dibandingkan denganpenambahan sumur injeksi yang lebih sedikit. Delapan sumur injeksi ini terdiri dari2 sumur injeksi yang dikonversi dari sumur produksi yang sudah ada sebelumnyadan 6 sumur injeksi baru dengan laju injeksi 150 BPD sehingga total sumurkeseluruhan pada skenario III ini adalah 12 sumur produksi dan 8 sumur injeksi.Nilai recovery factor yang didapatkan dari skenario III ini adalah sebesar 47.59%dengan Np sebesar 7685.39 MBBL. Dari ketiga skenario yang telah dilakukan,maka penulis mengajukan skenario III sebagai skenario yang terbaik karenamemberikan nilai kumulatif produksi minyak yang paling tinggi. Kemudian padaskenario terbaik dilakukan sensitivitas laju alir injeksi untuk mengetahui nilai lajualir yang paling optimal untuk diaplikasikan pada Lapangan B Lapisan M Blok X.Sensitivitas dilakukan dengan laju alir mulai dari 150, 300, 500, 700 hingga 900BPD. Dari kelima laju alir injeksi yang digunakan, diketahui bahwa laju alir injeksiyang memberikan hasil paling optimal adalah laju alir 500 BPD dengan perolehanrecovery factor sebesar 50.74% dan nilai incremental terhadap current sebesar19.49%.

T There are a lot of mature fields in Indonesia that have been produced since along time ago. B Field is one of the mature fields in Indonesia that is still producinguntil today. Up till now, in B field has been drilled 570 wells with 55 of prospectslayers. The production of B Field that has been done since 1931 affects the pressuredrop in this field. This drop in pressure also led to a decrease in production in thefield. To this day, oil acquisition on B Field M Layer X Block is 5047.1 MBBL. Asa result, the recovery factor is 31.25% with Original Oil In Place value of 16148MBBL meanwhile the maximum recovery factor for primary phase is 47.68%. Inthis research, production forecasting will be done by reservoir simulation methodin order to increase oil acquisition on B Field M Layer X Block. In the reservoirsimulation process, some scenario planning are done as alternatives to know whichscenario gives the most optimum oil production. The reservoir simulation processincludes the data preparation, reservoir modeling, initialization, history matching,field development simulation scenarios, and injection sensitivity to the most optimaldevelopment scnearios. There are three scenarios applied to find the most optimumrecovery method in M Layer through reservoir simulation. The determination ofthese scenarios are based on technical and operational considerations such as thegeological and reservoir conditions, the dispersion of rock and reservoir fluidproperties, the remaining reserves, and the rate of injection (rate sensitivity) inLayer M. In the first scenario (base case), work over for 11 production wells wereobtained to obtain a recovery factor of 44.63% with the cumulative of oilproduction of 7207.51 MBBL. Whereas in scenario II, the production wells wereadded as a continuation of scenario I gradually from 1 to 3 wells to see the optimalnumber of production wells to be applied in this field. From scenario II, the biggestrecovery factor is given by the addition of 1 production well which is 45.09% witha cumulative oil production of 7281.13 MBBL. Then in scenario III, injection wellswere added to scenario II with a peripheral pattern. The addition of injection wellswas also carried out gradually from 5 to 8 injection wells to see the most optimalnumber of injection wells to be applied to this field. After this scenario is analyzed,it was found that the addition of 8 injection wells provided the most optimal RFcompared to the addition of fewer injection wells. These eight injection wells consistof 2 injection wells that were converted from pre-existing production wells and 6new injection wells with an injection rate of 150 BPD so that the overall total wellin scenario III is 12 production wells and 8 injection wells. The recovery factorvalue obtained from scenario III is 47.59% with Np of 7685.39 MBBL. Out of the three scenarios that have been done, the Authors propose scenario III as the bestscenario because it gives the highest cumulative value of oil production. Then, inthe best scenario, the sensitivity of injection rate to determine the most optimuminjection rate is applied to B Field M Layer X Block. The sensitivity is carried outwith flow rates ranging from 150, 300, 500, 700 to 900 BPD. Of the five injectionflow rates used, it is known that the injection rate that gives the most optimum resultis the rate of 500 BPD with recovery factor of 50,74% and incremental value to thecurrent of 19.49%.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?