DETAIL KOLEKSI

Evaluasi Peningkatan Nilai Perolehan Dengan Metode Injeksi Polimer Pada Batuan Karbonat Lapangan X Menggunakan Simulator Black Oil


Oleh : Christian Gerald Reza

Info Katalog

Nomor Panggil : 1107/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Rini Setiati

Pembimbing 2 : Ridha Husla

Subyek : Petroleum engineering - Polymer

Kata Kunci : recovery factor, waterflood and polymer injection.


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500035_Halaman-Judul.pdf 3699.04
2. 2019_TA_TM_071001500035_Bab-1.pdf 703.05
3. 2019_TA_TM_071001500035_Bab-2.pdf 2300.98
4. 2019_TA_TM_071001500035_Bab-3.pdf 1065.59
5. 2019_TA_TM_071001500035_Bab-4.pdf 3066.5
6. 2019_TA_TM_071001500035_Bab-5.pdf 746.62
7. 2019_TA_TM_071001500035_Daftar-Pustaka.pdf 797.2
8. 2019_TA_TM_071001500035_Lampiran.pdf 1967.48

L Lapangan X merupakan suatu lapangan produsen minyak yang telahberproduksi sejak tahun 1997 pada formasi batuan karbonat. Lapangan yangmemiliki ketebalan formasi 181 feet, tekanan awal 1.218 psig dan temperatur awal185 oF ini memiliki besar Original Oil in Place (OOIP) sebesar 6,540 MMstb dantelah mampu memproduksikan minyak sebesar 2,850 MMstb hingga bulan Meitahun 2011 menggunakan 8 sumur produksi yang berada pada lapangan tersebut.Tujuan dalam pengerjaan tugas akhir ini adalah untuk melakukan evaluasipeningkatan nilai perolehan yang dihasilkan pada Lapangan X menggunakanmetode injeksi polimer sebagai tahap produksi tersier Lapangan X pada berbagaikonsentrasi polimer. Simulator yang digunakan untuk membantu pengerjaan skripsiini adalah simulator black oil dimana simulator ini digunakan untukmensimulasikan model reservoir dan kondisi Lapangan X serta meramalkan besartotal produksi minyak dan peningkatan nilai perolehan Lapangan X hingga awalbulan Januari tahun 2023 dengan dilakukannya injeksi polimer dibandingkanmenggunakan metode waterflood.Simulasi yang dilakukan menggunakan model yang dimiliki dan data-dataLapangan X menghasilkan perhitungan besar cadangan minyak awal (OOIP)sebesar 6,462MMstb dan total produksi minyak sebesar 2,760MMstb hingga bulanMei 2011 dengan besar nilai perolehan 42,71%. Besar OOIP Lapangan X hasilsimulasi ini memiliki perbedaan 1,19% dengan besar OOIP Lapangan Xsesungguhnya dan untuk total produksi minyak memiliki perbedaan 3,16% denganbesar total produksi minyak Lapangan X sesungguhnya hingga bulan Mei tahun2011. Kegiatan forecast/peramalan untuk Lapangan X dilakukan hingga awal bulanJanuari tahun 2023 menggunakan dua skenario, yaitu skenario waterflood dimanapada skenario ini dilakukan konversi 2 sumur produksi yang sudah tidak aktifmenjadi sumur injeksi air dan skenario injeksi polimer dimana pada skenario inidilakukan hal yang sama dengan skenario waterflood tetapi ditambahkanpenginjeksian polimer pada berbagai konsentrasi. Hasil peramalan menggunakanskenario waterflood pada Lapangan X memberikan total produksi minyak sebesar2,869MMstb hingga Januari 2023 dengan besar nilai perolehan 44,40%(meningkat1,68%). Hasil Peramalan menggunakan skenario injeksi polimer memberikan totalproduksi minyak tertinggi pada konsentrasi polimer 0,1 lb/stb yaitu sebesar 3,113MMstb dengan besar nilai perolehan 48,17% (meningkat 5,45%).

F Field X is one of the oil producer field which has been producing since 1997in formation of carbonate rocks. This field which has a formation thickness of 181feet, an initial pressure of 1.218 psig and an initial temperature of 185oF, has anOriginal Oil in Place (OOIP) of 6,540 MMstb and has been able to produce oil asmuch as 2,850MMstb until May 2011 using 8 producing wells located on the field.The writer’s purpose of this final assignment is to evaluate the improvement inrecovery factor which can be achieved on Field X using polymer injection methodas Field X’s tertiary production step at various polymer concentrations. Thesimulator that is used in the process of making this final assignment is black oilsimulator, which are used to simulate the Field X’s reservoir into a model and toforecast the result of total oil production and the improvement in recovery factoron Field X until the beginning of January 2023 by conducting polymer injectioncompared to using waterflood method.The result of the simulation which using the existed model and Field X’sdata results in the amount of Original Oil in Place (OOIP) of 6,462 MMstb and atotal of oil production of 2,760MMstb until May 2011 and the result of the recoveryfactor is 42,71%. The result of OOIP of Field X from this simulation has adifference of 1,19% compared to the real result of Field X and for the total oil hasa difference of 3,16% compared to the real result of Field X until May 2011. TheForecast for Field X is done until the beginning of January 2023 using twoscenarios, which are waterflood which in this scenario, the conversion of 2production wells that are already inactive become the water injection wells, andthe scenario of polymer injection which in this scenario, everything is done thesame way as the waterflood scenario but is added with polymer injection at variousconcentrations. The result of the total oil production from the forecast using thewaterflood scenario is 2,869 MMstb until January 2023 and the result of therecovery factor is 44,40% (increased by 1,68%). On the other hand, the highestresult of the total oil production from the forecast using polymer injection achievedusing polymer concentration of 0,1 lb/stb. The result from this forecast is 3,113MMstb and the result of the recovery factor is 48,17% (increased by 5,45%).

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?