DETAIL KOLEKSI

Optimasi Injeksi Air Untuk Meningkatkan Faktor Perolehan Minyak Pada Lapisan Y Blok X Lapangan Adp Dengan Simulasi Reservoir


Oleh : Aditya Prasetyo

Info Katalog

Nomor Panggil : 1141/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Suryo Prakoso

Pembimbing 2 : Djunaedi Agus Wibowo

Subyek : Reservoir simulation;Petroleum engineering

Kata Kunci : production decline, reservoir drive mechanism, revovery factor, water injection, reservoir simulatio


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500004_Halaman-Judul.pdf 7981.19
2. 2019_TA_TM_071001500004_Bab-1.pdf 1533.19
3. 2019_TA_TM_071001500004_Bab-2.pdf 8600.91
4. 2019_TA_TM_071001500004_Bab-3.pdf 1861.21
5. 2019_TA_TM_071001500004_Bab-4.pdf 9678.78
6. 2019_TA_TM_071001500004_Bab-5.pdf 9554.8
7. 2019_TA_TM_071001500004_Daftar-Pustaka.pdf 1157.27
8. 2019_TA_TM_071001500004_Lampiran.pdf 8484.7

P Penurunan produksi minyak yang terjadi pada sumur-sumur lapangan ADPblok X lapisan Y, menyebabkan kumulatif minyak yang dapat terangkat kepermukaan secara alami hingga akhir tahun 2017 masih tergolong rendah. Kondisiini diakibatkan oleh tekanan reservoir yang cenderung mengalami penurunan secaracepat. Penurunan tekanan reservoir berkaitan erat dengan jenis tenaga dorongalamiah yang dimiliki oleh suatu reservoir dan jenis tenaga dorong yang dimilikioleh reservoir ini meliputi solution gas drive dan weak water drive. Dengan totalharga OOIP sebesar 12,78 MMSTB, sejumlah 2,45 MMSTB minyak telahterproduksi yang dimulai sejak tahun 1930 dimana tingkat faktor perolehan sebesar19,2%. Jumlah cadangan tersisa akibat performa produksi ini sebesar 10,33MMSTB. Hal inilah yang menyebabkan timbulnya gagasan untuk mengoptimalkankegiatan produksi melalui metode injeksi air.Tujuan utama penelitian ini adalah penentuan pola injeksi yang tepat dan lajuinjeksi optimal sehingga dapat meningkatkan efisiensi penyapuan dan mengurangijumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. Selain itu injeksi air jugaberfungsi untuk memberikan support tekanan pada reservoir yang dapatmemperpanjang kegiatan produksi. Skenario terbaik yang akan menjadi usulanadalah skenario dengan peningkatan faktor perolehan tertinggi berdasarkan jadwalpengembangan yang terintegrasi.Penelitian ini menggunakan model reservoir statik 3 dimensi yang diperolehdari pemodelan geologi. Data tersebut meliputi distribusi porositas, permeabilitas,net to gross, dan saturasi air konat. Data reservoir yang tersedia meliputi data core(SCAL dan RCAL) dimana data core berfungsi untuk karakterisasi batuan dannormalisasi data SCAL. Data PVT untuk menggambarkan karakteristik fluida. DataProduksi minyak, air, dan liquid serta data tekanan untuk memberikan gambaranperforma suatu reservoir. Data pendukung lainnya seperti sejarah sumuran (WellHistory) untuk validasi pada proses penyamaan sejarah produksi (HistoryMatching).Metode penelitian yang digunakan meliputi metode numerik dan analitik.Metode Numerik berupa simulasi reservoir meliputi beberapa proses utama seperti:input data, inisialisasi, penyamaan sejarah produksi (History Matching), danpenyusunan skenario pengembangan. Metode analitik berupa Buckley leverett untuk mendukung hasil dari simulasi reservoir dan menganalisa profil injeksi airyang diterapkan.Berdasarkan hasil optimasi injeksi air berpola yang diterapkan dalam modelsimulasi, kegiatan pengembangan dilakukan dengan menggunakan 2 skenariomeliputi: Pola Inverted 5 Spot dan Normal 5 Spot. Pengembangan diawali daritahun 2019 dan prediksi berlangsung hingga akhir kontrak kerja pada tahun 2035.Skenario pengembangan yang diterapkan meliputi: pengaktifan kembali sumurproduksi dan penambahan sumur injeksi-produksi. Skenario I (Inverted 5 Spot)memiliki tingkat produksi optimum pada laju injeksi 1400 BWPD denganIncremental Oil Production sebesar 1,19 MMSTB. Total RF sebesar 37,35% danRF tambahan akibat injeksi air sebesar 9,4%. Sementara untuk skenario II (Normal5 Spot), tingkat produksi optimal berada pada laju injeksi 400 BWPD dengan totalproduksi tambahan sebesar 0,508 MMSTB. Total RF pada skenario ini sebesar29,31% serta penambahan RF setelah periode injeksi sebesar 4,01%. Berdasarkanperhitungan analitik, skenario I memberikan tambahan produksi sebesar 1,26MMSTB sementara skenario kedua menghasilkan tambahan produksi minyaksebesar 1,43 MMSTB. Baik untuk perhitungan metode simulasi maupun analitikmemberikan hasil yang berbeda akibat dari adanya asumsi simplifikasi padaperhitungan analitik. Berdasarkan kedua pola yang di uji coba dalam modelsimulasi, skenario I menjadi pola yang lebih optimum sesuai keberhasilanpeningkatan faktor perolehan minyak.

T The decline in oil production which occurs in the ADP wells block X and Ylayer, causing cumulative oil that can be lifted to the surface naturally until the endof 2017 is relatively low. This condition is caused by reservoir pressure which tendsto decrease rapidly. Decreasing reservoir pressure is closely related to the type ofnatural drive mechanism that is owned by a reservoir. The drive mechanism asdescribed by the characteristic is solution gas drive and weak water drive. With atotal OOIP of 12,78 MMSTB, 2,45 MMSTB of oil has been produced. Theproduction start in 1930 and the recovery factor was 19,2%. The remaining reservecaused by this phenomenon is 10,33 MMSTB. This has led to the idea of optimizingproduction activities through waterflooding methods.The main objective of this research is to determine the right injection patternand optimal injection rate. So that it can improve sweeping efficiency and reducethe amount of oil left in the reservoir. Moreover, waterflooding also serves toprovide pressure support in the reservoir which can extend production activities.The selected scenario is a scenario with the highest improvement in recoveryfactors based on an integrated development schedule.This study uses a 3-dimensional static reservoir model obtained fromgeological modeling. The data includes distribution of porosity, permeability, netto gross, and connate water saturation. Reservoir data includes core data (SCALand RCAL) as a requirement for rock characterization and SCAL datanormalization. PVT data is use to describe fluid characteristics. Oil, water, andliquid production data and pressure data are provide an overview of reservoirperformance. Other supporting data such as well history is use as a validationobject in the process of history matching.The research methods used include numerical and analytical methods. Thenumerical method is reservoir simulation. This method includes several mainprocesses which are: data input, initialization, history matching, and developmentscenarios. The analytical method is Buckley Leverett. This additional method is useto support the results of reservoir simulation and analyze the profile ofwaterflooding process.Based on the results of waterflooding optimization, the development activitiescarried out using 2 scenarios include: Inverted 5 Spot and Normal 5 Spot Patterns.Development is carried out since 2019 and the prediction process will last until theend of the work contract in 2035. The development scenario implemented in 3D model includes: reactivating suspended production wells and infill drilling.Scenario I (Inverted 5 Spot) has the optimum production rate when the rate ofinjection is 1400 BWPD. The Incremental Oil Production is 1,19 MMSTB with totalRF of 37,35%. The additional RF due to water injection is 9,4%. While for scenarioII (Normal 5 Spot) has the optimal production rate when the injection rate is 400BWPD with an additional total production of 0,508 MMSTB. The total RF of29,31% and the additional RF after the injection period is 4,01%. Based onanalytical calculations, the scenario I provide incremental oil production of 1,26MMSTB while the second scenario produces incremental oil production of 1,43MMSTB. Both calculations for simulation and analytical methods have differentresults due to the simplification of assumptions in analytical calculations. Based onthe two patterns tested in the simulation model, scenario I becomes a more optimumpattern caused by an additional recovery factor.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?