DETAIL KOLEKSI

Perencanaan waterflood untuk optimasi perolehan minyak pada lapangan RFCP Blok R dengan menggunakan simulasi reservoir

0.0


Oleh : Raffi Fafian Chairul Putra

Info Katalog

Nomor Panggil : 1206/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Suryo Prakoso

Pembimbing 2 : Ghanima Y.

Subyek : Petroleum engineering;Reservoir

Kata Kunci : reservoir simulation, waterflooding, development scenario, history matching, economics indicator


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500114_Halaman-Judul-.pdf 5694
2. 2019_TA_TM_071001500114_Bab-1.pdf 1357.5
3. 2019_TA_TM_071001500114_Bab-2.pdf 5828.35
4. 2019_TA_TM_071001500114_Bab-3.pdf 1849.66
5. 2019_TA_TM_071001500114_Bab-4.pdf 9670.29
6. 2019_TA_TM_071001500114_Bab-5.pdf 813.06
7. 2019_TA_TM_071001500114_Daftar-Pustaka.pdf 810.97
8. 2019_TA_TM_071001500114_Lampiran.pdf 2914.82

L Lapangan “RFCP” adalah salah satu lapangan minyak yang telah diproduksi sejak tahun 2002 dengan jumlah OOIP sebesar 11,28 MMSTB. Namun, dikarenakan menurunnya tekanan reservoir, lapangan ini mengalami penurunan produksi sejak tahun 2013. Mempertimbangkan jumlah cadangan yang tersisa yang masih cukup besar, maka dilakukan secondary recovery untuk meningkatkan perolehan minyak dengan menggunakan metode waterflood. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan skenario waterflood yang dapat mengoptimalkan perolehan minyak dari lapangan RFCP secara ekonomis. Skenario waterflood direncanakan dengan melakukan simulasi reservoir, yang mana menggunakan model reservoir untuk memprediksi hasil peningkatan perolehan minyak setelah dilakukan pengembangan pada lapangan tersebut. Parameter yang diperhatikan dalam penelitian ini adalah pola injeksi, rate injeksi hingga indikator keekonomian. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan black oil simulator. Model reservoir yang digunakan memiliki grid sebanyak 451.880 grid dengan dimensi 158 x 143 x 20. Tahap simulasi reservoir dimulai dengan melakukan inisialisasi untuk menyesuaikan nilai OOIP, kemudian dilanjutkan history matching pada production history dari tahun 2002 hingga 2018. Lalu dipersiapkan 4 pola injeksi yang kemudian akan dilakukan uji sensitivitas. Pola injeksi I adalah irregular five spot, pola injeksi II adalah full grid, pola injeksi III adalah adjusted full grid, sedangkan pola injeksi IV adalah peripheral. Uji sensitivitas dilakukan dengan rate injeksi antara 200 bwpd hingga 1000 bwpd. Penelitian kemudian dilanjutkan dengan evaluasi keekonomian terhadap 4 skenario terpilih dengan hasil kumulatif tertinggi, dimana parameter keekonomian yang diperhatikan adalah IRR, NPV, serta POT. Hasil dari penelitian ini adalah didapatkannya 4 skenario waterflood dengan prediksi perolehan minyak yang dianggap paling optimal. Dimulai dari skenario I yaitu pola injeksi irregular five spot dengan rate injeksi 900 bwpd menghasilkan Np sebesar 5,73 MMSTB (RF 50,79%), skenario III pola adjusted full grid dengan rate injeksi 500 bwpd menghasilkan Np sebesar 6,19 MMSTB (RF 54,87%) skenario IV pola peripheral dengan rate injeksi 300 bwpd menghasilkan Np sebesar 6,15 MMSTB (RF 54,52%). Berdasarkan evaluasi indicator keekonomian, skenario yang paling ekonomis adalah skenario IV yaitu pola peripheral dengan rate injeksi 500 bwpd yang memiliki nilai NPV sebesar 8MMUS$, IRR sebesar 25% serta nilai POT selama 4,3 tahun.

" "RFCP" field is one of the oil fields that has been produced since 2002 with OOIP of 11.29 MMSTB. However, due to decreasing reservoir pressure, this field’s production has declined since 2013. Considering the large amount of remaining reserves, secondary recovery is carried out to increase oil recovery using the waterflood method. The purpose of this study is to obtain a waterflood scenario that can optimize oil recovery from the RFCP field economically. Waterflood scenarios are planned by conducting reservoir simulations, which use a reservoir model to predict the incremental oil after the development of the field. The parameters considered in this study are injection patterns, injection rates to economic indicators. This research was conducted using black oil simulator. The reservoir model used has a total grid of 451880 with dimensions of 158 x 143 x 20. The reservoir simulation phase begins with initialization to to adjuct the OOIP value, then proceed with history matching of production history from 2002 to 2018. Then 4 injection patterns are prepared which will be followed by sensitivity test. The pattern of injection I is five spots, the injection pattern II is full grid, the injection III pattern is the adjusted full grid, while the injection pattern IV is peripheral. Sensitivity tests were carried out with injection rates of 200 bwpd up to 1000 bwpd and 1000 bwpd. The study then continued with an economic evaluation of the 4 selected scenarios with the highest cumulative results, where the economic parameters considered were IRR, NPV, and POT. The results of this study are 4 waterflood scenarios with predictions of oil recovery which are considered the most optimal. Starting from scenario I, which is an irregular five spot injection pattern with an injection rate of 500 bwpd producing Np of 5.73 MMSTB (RF 50.79%), scenario III pattern adjusted full grid with injection rate of 500 bwpd produces Np of 6.19 MMSTB (RF 54.87%) and scenario IV peripheral pattern with injection rate of 500 bwpd produces Np of 6.15 MMSTB (RF 54.52%). Based on the evaluation of economic indicators, the most economical scenario is scenario IV, which is a peripheral pattern with injection rate of 500 bwpd which has an NPV value of 8 MMUS $, 25% of IRR and POT for 4.3 years.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?