DETAIL KOLEKSI

Skenario optimasi rate injeksi waterflooding dengan menggunakan simulator CMG pada lapangan N


Oleh : Nuki Pratiwi Gunawan

Info Katalog

Nomor Panggil : 913/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Sugiatmo Kasmungin

Pembimbing 2 : Samsol

Subyek : Drilling well;Oil technic - Research

Kata Kunci : waterflooding, reservoir simulation, injection rate optimization, recovery factor, production scenar


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TA_TM_071001400124_Halaman-Judul.pdf 3353.46
2. 2018_TA_TM_071001400124_BAB-1.pdf 897.98
3. 2018_TA_TM_071001400124_BAB-2.pdf 1997.23
4. 2018_TA_TM_071001400124_BAB-3.pdf 697.17
5. 2018_TA_TM_071001400124_BAB-4.pdf 2515.25
6. 2018_TA_TM_071001400124_BAB-5.pdf 866.2
7. 2018_TA_TM_071001400124_Daftar-Pustaka.pdf 742.19
8. 2018_TA_TM_071001400124_Lampiran.pdf 2054.01

S Saat ini di Indonesia hampir sebagian sumur minyak berasal dari lapangan-lapangan yang sudah mature atau brownfield karena jarang ditemukan sumur-sumur baru. Salah satu kriteria dari lapangan yang mature adalah kemampuan produksinya yang sudah mulai menurun. Bila dibandingkan antara kebutuhan minyak dan gas di Indonesia, kebutuhan minyak masyarakat jauh lebih besar dibandingkan dengan kebutuhan gas. Lapangan N Lapisan A merupakan lapangan tua yang telah berproduksi sejak tahun 1977. Lapangan ini terletak ± 95 km di sebelah Barat Laut kota Medan dan ± 12 km di sebelah Timur Laut kota Pangkalan Susu terdiri dari 2 blok yang terpisahkan oleh patahan yaitu blok A1 dan blok A2. Luas Lapangan N kurang ±6.87 km2 . Nilai original oil in place (OOIP) untuk blok A sebesar 23.72 MMSTB telah memperoleh Recovery Factor sebesar 22%. Dalam proses produksi, apabila semakin lama nilai produksi di suatu reservoir semakin manurun, dan jumlah residual oil saturation masih dianggap cukup besar, maka diperlukan suatu usaha peningkatan perolehan minyak untuk menaikkan nilai produksi dan memperoleh minyak yang tertinggal. Dikarenakan produksinya yang terus menurun, maka pada tahun 2012 telah dilakukan kegiatan waterflooding pada kedua blok di lapangan N yang menyebabkan adanya peningkatan produksi dan kegiatan ini masih dilakukan hingga saat ini. Sebelum dilakukannya skenario, Lapangan N mempunyai produksi sebesar 5.28 MMBBL pada tahun 2017. Dalam penelitian tugas akhir ini, penulis tidak melakukan perhitungan keekonomian skenario yang dilakukan. Penulis juga tidak memperhitungkan hasil dari produksi gas yang dihasilkan. Ke depannya, dilakukan beberapa perencanaan skenario dengan dilakukannya pengoptimasian rate injeksi air pada lapangan N guna memperoleh produksi minyak yang lebih optimal. Proses simulasi reservoir secara umum adalah dimulai dengan persiapan data, inisialisasi, history matching, menjalankan prediksi skenario pengembangan lapangan, dan terakhir yang terakhir adalah evaluasi. Skenario I (Sensitivitas Rate Injeksi 50 bwipd) menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 8.62 MMSTB dengan recovery factor sebesar 36.34%. Skenario II (Sensitivitas Rate Injeksi 100 bwipd) menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 8.69 MMSTB dengan recovery factor sebesar 36.64%. Skenario III dan Skenario IV (Sensitivitas Rate Injeksi 200 bwipd dan 300 bwipd) menghasilkan kumulatif produksi minyak berturut – turut sebesar 8.48 MMSTB dan 8.08 MMSTB dengan nilai recovery factor secara berturut – turut sebesar 35.75% dan 34.06%. Dengan mempertimbangkan hasil perolehan minyak yang paling tinggi, maka penulis mengajukan skenario II sebagai skenario terbaik.

C Currently in Indonesia most of the oil wells come from fields that are already mature or brownfield because it’s hard to found a new well and it’s rare to do the exploration based on the high cost of it. One of the criteria that show the wells are the mature field is if the production capability which has started to decrease and the number of production data available or the well have the long production history. When compared to the needs of oil and gases in Indonesia, the need for community oil is much bigger and greater than the gas requirement. Field N Layer A is an old field that has been producing since 1977. The field is located ± 95 km to the northwest of Medan city and ± 12 km to the north of the city of Pangkalan Susu consists of 2 blocks. The blocks is separated by the fracture of block A1 and block A2. Area of Field N is about ± 6.87 km2. The original value of oil in place (OOIP) for block A of 23.72 MMSTB has obtained a Recovery Factor of 22% in 2012. Due to the declining production, in 2012 water flooding activities have been conducted on both blocks in N field causing increased production and this activity is still done to date. Field N before the scenario has a production of 5.28 MMBBL in 2017. In this final project, the authors do not do the calculation of economics scenario is done. The author also does not take into account the results of the resulting gas production. In the future, some scenario planning is done by optimizing the water injection rate in N field to obtain optimum oil production. The reservoir reservoir process in general is started with data preparation, initialization, history matching, run prediction field development scenarios, and lastly the evaluation. Scenario I (Injection Rate Sensitivity 50 bwipd) produces a cumulative oil production of 8.62 MMSTB with a recovery factor of 36.34%. Scenario II (Sensitivity of 100 bwipd Injection Rate) yields cumulative oil production of 8.69 MMSTB with recovery factor of 36.64%. Scenario III (Injection Sensitivity Rate 200 bwipd) resulted in cumulative oil production of 8.48 MMSTB and recovery factor values of 35.75%. Scenario IV (Injection Sensitivity Rate 300 bwipd) resulted in cumulative oil production of 8.08 MMSTB respectively with recovery factor 34.06%. Considering the highest oil yield, the writer proposes scenario II as the best scenario.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?