DETAIL KOLEKSI

Optimasi pengembangan lapangan "arp" zona "r" blok "gt-2" dengan injeksi air menggunakan simulasi reservoir


Oleh : Ayu Regita Pramesti

Info Katalog

Nomor Panggil : 1132/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Sugiatmo Kasmungin

Pembimbing 2 : M. Taufiq Fathadin

Subyek : Reservoir;Petroleum engineering

Kata Kunci : optimization, field development, water injection pattern, reservoir simulation


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500025_Halaman-Judul.pdf 5212.79
2. 2019_TA_TM_071001500025_Bab-1.pdf 1162.38
3. 2019_TA_TM_071001500025_Bab-2.pdf 4540.06
4. 2019_TA_TM_071001500025_Bab-3.pdf 3195.47
5. 2019_TA_TM_071001500025_Bab-4.pdf 4693.79
6. 2019_TA_TM_071001500025_Bab-5.pdf 918.75
7. 2019_TA_TM_071001500025_Daftar-Pustaka.pdf 918.5
8. 2019_TA_TM_071001500025_Lampiran.pdf 2713.22

L Lapangan ARP merupakan salah satu lapangan tua yang terletak padawilayah Sumatera Utara. Lapangan ARP mulai beroperasi di tahun 1930 dengantotal cadangan sebesar 656.9 MMSTB. Berdasarkan bentuk patahannya LapanganARP terbagi menjadi 5 (lima) blok utama, yang dimana pada studi penelitian iniakan fokus pada optimasi perolehan minyak di Zona R Blok GT 2 untuk dilakukanskenario pengembangannya. Zona R Blok GT 2 memiliki total Original Oil in Placesebesar 16.08 MMSTB, dimana drive mechanism pada blok ini tergolong weakwater drive. Menurut data sejarah produksi blok GT 2 hingga April 2017, diketahuinilai NP sebesar 5.07 MMSTB dengan recovery factor nya sebesar 32.6%. Tujuanutama dari studi penelitian ini adalah untuk mengetahui potensi penambahanproduksi minyak bumi yang tertinggal melalui injeksi air denganmempertimbangkan pola injeksi dan laju injeksi. Penelitian ini dilakukan denganmenggunakan Black oil Simulator pada CMG (Computer Modelling Group).Berdasarkan hasil perencanaan optimasi kegiatan injeksi air yang dilakukan melaluimodel simulasi, kegiatan pengembangan dilakukan dengan menggunakan empatskenario berdasarkan dua pola injeksi yaitu Pola Inverted 5 Spot dan Peripheral.Kegiatan optimasi injeksi dilakukan sejak tahun 2019-2035 dengan melakukan reaktivasisumur eksisting maupun penambahan sumur injeksi dan produksi.Dibandingkan dengan base case yang memiliki nilai cumulative produksi minyaksebesar 5077.9 MSTB dan persentase recovery factor sebesar 32.6%, skenario Idapat memperoleh nilai incremental yang lebih unggul dari ketiga skenario lainnya.Skenario I (Pola Inverted 5 Spot) memiliki tingkat produksi optimum pada lajuinjeksi 1500 BWPD dengan Incremental Oil Production sebesar 1178.7 MSTB dantotal RF 40.27% dengan RF tambahan akibat injeksi air sebesar 7.67%.Beradasarkan keempat skenario yang di uji coba dalam model simulasi, skenario Imenjadi pola yang lebih diunggulkan berdasarkan keberhasilan peningkatan faktorperolehan minyak.

A ARP Field is one of the mature fields located in North Sumatra. The ARPfield began operating in 1930 with a total reserve of 656.9 MMSTB. Based on theshape of the fault the ARP Field is divided into 5 (five) main blocks, which in thisstudy will focus on optimizing oil recovery in Zone R Block GT 2 for thedevelopment scenario. Zone R Blok GT 2 has a total of Original Oil in Place of16.08 MMSTB, where the drive mechanism in this block is classified as a weakwater drive. According to historical data on GT 2 block production until April 2017,it is known that the NP value is 5.07 MMSTB with a recovery factor of 32.6%. Themain objective of this research study is to find out the potential for additionalpetroleum production that is left behind through water injection by considering theinjection pattern and injection rate. This research was conducted using the Blackoil Simulator on CMG (Computer Modeling Group). Based on the results ofplanning for optimization of water injection activities carried out through asimulation model, the development activities were carried out using four scenariosbased on two injection patterns, namely the Inverted 5 Spot and PeripheralPatterns. Injection optimization activities are carried out from 2019-2035 by reactivatingexisting wells and adding injection and production wells. Compared withthe base case which has an oil cumulative value of 5077.9 MSTB and a recoveryfactor percentage of 32.6%, scenario I can obtain an incremental value that issuperior to the other three scenarios. Scenario I (Inverted 5 Spot Pattern) has theoptimum production rate at the injection rate of 1500 BWPD with Incremental OilProduction of 1178.7 MSTB and total RF 40.27% with additional RF due to waterinjection of 7.67%. Based on the four scenarios tested in the simulation model,scenario II becomes a more favored pattern based on the success of the increase inthe oil recovery factor.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?