DETAIL KOLEKSI

Meningkatkan perolehan cadangan hidrokarbon pada lapangan "J" menggunakan waterflooding pattern inverted seven spot


Oleh : M.Rifki.ZA.S

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Syamsul Irham

Pembimbing 2 : Djunaedi Agus Wibowo

Subyek : Gas solubility;Oil density

Kata Kunci : oil, gas, waterflooding, production wells


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07112135_Halaman-judul.pdf 1515.68
2. 2016_TA_TM_07112135_Bab-1.pdf 557.57
3. 2016_TA_TM_07112135_Bab-2.pdf 1323.38
4. 2016_TA_TM_07112135_Bab-3.pdf 1391.15
5. 2016_TA_TM_07112135_Bab-4.pdf 593.27
6. 2016_TA_TM_07112135_Bab-5.pdf 532.89
7. 2016_TA_TM_07112135_Daftar-pustaka.pdf 590.76
8. 2016_TA_TM_07112135_Lampiran.pdf 591.27

L Lapangan migas yang telah dilakukan produksi jangka panjang, akan mengalami kendala seperti penurunan jumlah alir produksi dan tekanan reservoir. Salah satu cara mengatasinya adalah diterapkan injeksi air (waterflooding) yang bertujuan untuk membantu meningkatkan pengurasan minyak dengan beberapa metode. Pengamatan sejarah produksi merupakan cara paling tepat untuk mengetahui rate injeksi yang baik. Untuk menindak lanjuti penentuan rate injeksi yang baik, didapatkan dari plot laju alir fluida (Ql), laju alir minyak (Qo), watercut (%), dan laju alir injeksi (Qi) yang dibandingkan waktu dari enam sumur produksi di sekitar satu sumur injeksi. Rate injeksi ditentukan dari voidage replacemet ratio. Setelah adanya rate injeksi, dilakukan perhitungan fraksi injeksi untuk mengetahui jumlah injeksi yang sampai ke setiap sumur. Sampainya injeksidideteksi oleh data tracer dengan kurun waktu yang mengindikasi efek dari sumur injeksi ke sumur produksi, kemudian diterapkan pada perhitungan Buckley- Leverett untuk mengetahui besar Recovery factor, Net production, dan laju alir minyak berbanding waktu pada setiap kenaikan saturasi air. Berdasarkan perhitungan dengan injeksi sebesar 1872 BWPD pada sumur injeksi KD4, didapatkan hasil kumulatif produksi minyak sampai breakthrough sumur produksi KD8 adalah 1,276,062 STB dengan RF 35.6% dan kumulatif produksi sumur KE4 sebesar 2,719,077 STB dengan RF 32%. Tahap setelah breakthrough pada sumur produksi KD8 mendapatkan kumulatif produksi sebesar 1.55 MMSTB dengan RF 43% sedangkan sumur produksi KE4 sebesar 3.37 MMSTB dengan RF 39.7%.

O Oil and gas fields have been in long term production, will get problems such as a decrease of production flow and pressure reservoir. For increase oil recovery, one way that has been fixing the problem is waterflooding by several methods. The observation of production history is the most appropriate way to find a good injection rate. To follow up the determination of a good injection rateobtained from the plot of the fluid rate (Ql), oil rate (Qo), watercut (%), andinjection rate (Qi) which compared the time of six production wells around theinjection wells. Injection rate is determined from voidage replacemet ratio. Afterfound the injection rate, injection fraction calculation to determine how muchinjections rate to each well. The arrival of injection detected by tracer data toindicating the effect of the injection wells to production wells, and then applied to the Buckley-Leverett calculation to find out Recovery factor, Net production, and oil rate versus time on any increase water saturation. Based on calculations by the injection of 1872 BWPD on KD4 injection wells, the result of cumulative oil production until breakthrough for KD8 production wells are 1,276,062 STB with35.6% RF and cumulative production amounted to 2,719,007 STB with 32% RFon KE4 production well. Stage after a breakthrough on production wells KD8 geta cumulative production of 1.55 MMSTB with 43% RF while KE4 production wells get 3.37 MMSTB with 39.7% RF.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?