DETAIL KOLEKSI

Studi simulasi reservoir untuk optimasi produksi pada lapangan xy


Oleh : Mirza Ramadhan

Info Katalog

Nomor Panggil : 535/TP/2016

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Syamsul Irham

Pembimbing 2 : Suryo Prakoso

Subyek : Simulasi Reservoir

Kata Kunci : Simulasi Reservoir


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_071.11.233_Halaman-Judul.pdf 1125.95
2. 2016_TA_TM_071.11.233_Bab-1.pdf 75.16
3. 2016_TA_TM_071.11.233_Bab-2.pdf 1124.16
4. 2016_TA_TM_071.11.233_Bab-3.pdf 2741.32
5. 2016_TA_TM_071.11.233_Bab-4.pdf 110.54
6. 2016_TA_TM_071.11.233_Bab-5.pdf 86.82
7. 2016_TA_TM_071.11.233_Daftar-Pustaka.pdf 80.29
8. 2016_TA_TM_071.11.233_Lampiran-A.pdf 705.8
9. 2016_TA_TM_071.11.233_Lampiran-B.pdf 393.75

S Studi optimasi lapangan XY dimaksudkan untuk mempelajari kondisi reservoir serta merencanakan pola pengembangan lanjut atau skenario terhadap lapangan tersebut. Pada lapangan XY menggunakan reservoir berporositas tunggal atau single porosity. Total dimensi reservoir lapangan “XY” adalah 59x59x61 dengan total grid 212341 dan grid aktif sebanyak 52480 serta menggunakan black oil simulator. Pada Lapangan “XY” merupakan reservoir oil rim yang memiliki volume awal minyak sebesar 6.352 MMSTB dan volume awal gas sebesar 11.244 BSCF. Inisialisasi adalah tahapan awal simulasi reservoir, pada tahap ini dilakukan input data pada simulator dan penyelarasan OOIP serta GIIP. Tahap selanjutnya history matching, dilakukan penyelarasan sejarah produksi simulasi dengan sejarah produksi lapangan sebenarnya. Tahapan selanjutnya yang dilakukan adalah tahapan skenario prediksi. Ada sembilan skenario prediksi yang dilakukan pada lapangan XY yaitu skenario 1 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 di zona minyak saja. Skenario 2 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 di zona minyak dan gas. Skenario 3 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 2 mmscfd. Skenario 4 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 4 mmscfd. Skenario 5 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 6 mmscfd. Skenario 6 merupakan skenario skenario 2 ditambah 1 sumur infill MR- 4. Skenario 7 merupakan skenario 3 ditambah 1 sumur infill MR-4. Skenario 8 merupakan skenario 4 ditambah 1 sumur infill MR-4. Skenario 9 merupakan skenario 5 ditambah 1 sumur infill MR-4 Hasil prediksi kumulatif minyak lapangan XY untuk skenario 1 sampai 9 berturut adalah 79.260 MSTB, 63.737 MSTB, 43.555 MSTB, 43.610 MSTB, 43.411 MSTB, 25.365 MSTB, 25.788 MSTB, 21.570 MSTB dan 18.114 MSTB. dengan recovery factor berturut adalah 1.24 %, 1 %, 0.684 %, 0.685 %, 0.682 %, 0.398 %, 0.405 %, 0.338 %, dan 0.284 %. Hasil prediksi kumulatif gas lapangan XY untuk skenario 1 sampai 9 beturut adalah 3.550 BSCF, 5.3 BSCF, 6.606 BSCF, 6.609 BSCF, 6.607 BSCF, 2.675 BSCF, 9.613 BSCF, 9.575 BSCF dan 9.567 BSCF dengan recovery factor berturut adalah 31.57 %, 47.08 %, 58.614 %, 58.64 %, 58.616 %, 23.73 %, 85.294 %, 84.955 % dan 84.885 %. Dari skenario prediksi minyak, skenario 1 merupakan skenario yang paling optimal karena mendapatkan nilai produksi minyak kumulatif terbesar yaitu 79.260 MSTB dan recovery factor 1.24 %. Dari skenario prediksi gas, skenario 7 merupakan skenario yang paling optimal karena mendapatkan nilai produksi kumulatif gas terbesar yaitu 9.613 BSCF, recovery factor 85.294 % dan laju alir gas stabil selama 102 bulan atau 8.5 tahun. Penambahan sumur baru untuk memproduksikan minyak menimbulkan interferensi antar sumur produksi yang cenderung menurunkan kumulatif produksi minyak yang diperoleh,

O Optimization study in XY field intended for learn reservoir condition and planning further development or scenario in this field. In XY field use single porosity. Total reservoir dimension XY field is 59x59x61 with total grid 212341 and active grid 52480 and also use black oil simulator XY field is reservoir oil rim. In XY field have initial oil volume 6.352 MMSTB initial gas volume 11.244 BSCF. Initialization is begining step of reservoir simulation, in this step do input data into simulator and matching OOIP and GIIP. Next step is history matching, was done by matching the performance of the model with actual history data of field. Next step that done is prediction scenario There are nine prediction scenario that done in field XY they are scenario 1 is reopening well MR-1 and MR-3 in oil zone. Scenario 2 is reopening well MR-1 and MR-3 in oil and gas zone. Scenario 3 is reopening well MR-1 and MR-3 with steady rate gas 2 mmscfd. Scenario 4 is reopening well MR-1 and MR-3 with steady rate gas 4 mmscfd. Scenario 5 is reopening well MR-1 and MR-3 with steady rate gas 6 mmscfd. Scenario 6 is scenario 2 with 1 infill well MR-4. Scenario 7 is scenario 3 with 1 infill well MR-4. Scenario 8 is scenario 4 with 1 infill well MR-4. Scenario 9 is scenario 5 with 1 inill well MR-4 The result prediction oil cummulative XY field for scenario 1 until 9 in row are 79.260 MSTB, 63.737 MSTB, 43.555 MSTB, 43.610 MSTB, 43.411 MSTB, 25.365 MSTB, 25.788 MSTB, 21.570 MSTB and 18.114 MSTB with recovery factor in row are 1.24 %, 1 %, 0.684 %, 0.685 %, 0.682 %, 0.398 %, 0.405 %, 0.338 %, and 0.284 %. The result prediction gas cummulative XY field for scenario 1 until 9 in row are .550 BSCF, 5.3 BSCF, 6.606 BSCF, 6.609 BSCF, 6.607 BSCF, 2.675 BSCF, 9.613 BSCF, 9.575 BSCF and 9.567 BSCF with recovery factor in row are 31.57 %, 47.08 %, 58.614 %, 58.64 %, 58.616 %, 23.73 %, 85.294 %, 84.955 % and 84.885 %. From oil prediction scenario, scenario 1 is scenario the most optimal because obtain the biggest oil cummulative 79.260 MSTB and recovery factor 1.24 %. From gas prediction scenario, scenario 7 is the most optimal scenario because obtain the biggest gas cummulative 9.613 BSCF, recovery factor 85.294 % and steady rate 102 months or 8.5 years. Adding new well to produce oil create interference between well that cause decrease in oil cummulative

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?