Analisis penambahan produksi minyak dengan desain pola waterflood pada lapangan JE blok T lapisan S menggunakan simulasi reservoir

DETAIL KOLEKSI

Analisis penambahan produksi minyak dengan desain pola waterflood pada lapangan JE blok T lapisan S menggunakan simulasi reservoir

2.5

Oleh : Jun Risang Endo

Info Katalog

Nomor Panggil : 1186/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Surya Prakoso

Pembimbing 2 : Ridha Husla

Subyek : Reservoir simulation;Petroleum engineering

Kata Kunci : waterflooding, recovery factor, incremental recovery factor, reservoir simulation, water injection,

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2019_TA_TM_071001500065_Halaman-Judul.pdf	18
2.	2019_TA_TM_071001500065_Bab-1.pdf	2
3.	2019_TA_TM_071001500065_Bab-2.pdf	22
4.	2019_TA_TM_071001500065_Bab-4.pdf	25
5.	2019_TA_TM_071001500065_Bab-5.pdf
6.	2019_TA_TM_071001500065_Daftar-Pustaka.pdf	1
7.	2019_TA_TM_071001500065_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

L Lapisan S yang terletak pada Lapangan JE blok T merupakan suatu reservoirminyak produktif yang berproduksi mulai pada tahun 1971 hingga tahun 2016.Tetapi, penurunan produksi minyak terjadi pada tahun 2016 sehingga upayawaterflooding perlu dilakukan untuk meningkatkan produksi minyak hingga kontrakberakhir pada 2035. Penelitian ini dimaksudkan untuk mendesain pola waterfloodmenggunakan model dinamis lapangan JE blok T lapisan S dengan menentukan lajuinjeksi air dan pola injeksi agar menghasilkan produksi minyak yang optimal.Penelitian dilakukan dengan menggunakan simulasi reservoir. Simulatoryang digunakan adalah CMG 2015 simulator black oil. Tahapan selanjutnya adalahpersiapan data meliputi data PVT, SCAL, dan produksi. Lalu, dilanjutkan denganhistory matching. Selanjutnya, skenario injeksi dibuat.Skenario yang dibuat dalam desain pola waterflood sebanyak tiga skenariodan satu basecase. Skenario dan basecase yang ada dijalankan hingga tahun 2035.Basecase dilakukan dengan melanjutkan produksi dengan sumur yang ada hinggatahun 2035. Skenario satu yaitu menambahkan 9 sumur produksi dan 3 sumur injeksidengan pola inverted five spot dan inverted four spot dengan rate injeksi bervariasidari 50 bwpd, 150 bwpd, 300 bwpd, 500 bwpd, dan 700 bwpd. Skenario dua yaitumenambahkan 12 sumur produksi dan 4 sumur injeksi dengan pola inverted five spotdan inverted four spot dengan rate injeksi bervariasi dari 50 bwpd, 150 bwpd, 300bwpd, 500 bwpd, dan 700 bwpd. Skenario tiga yaitu menambahkan 13 sumurproduksi dan 8 sumur injeksi dengan pola inverted five spot, inverted four spot, dandirect line drive dengan rate injeksi bervariasi dari 50 bwpd, 100 bwpd, 200 bwpd,400 bwpd, dan 550 bwpd.Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa skenario pertama terbaik denganlaju injeksi air 50 bwpd mendapatkan hasil incremental recovery factor sebesar8,90% atau 1,59 MMstb, skenario kedua terbaik dengan laju injeksi air 50 bwpdmendapatkan hasil incremental recovery factor sebesar 12,46% atau 2,23 MMstb,dan skenario ketiga terbaik dengan laju injeksi air 50 bwpd adalah incrementalrecovery factor sebesar 12,64% atau 2,27 MMstb. Sehingga, skenario terbaik yangdidapatkan adalah skenario ketiga.

L Layer S, which located on field JE block T, is a productive oil reservoir whichwere start producing from 1971 to 2016. However, oil production decreased in 2016.Therefore, waterflooding is needed to increase oil production until contract ended in2035. The purpose of research is to design waterflood patern using dynamic modelof field JE block T layer S by determine water injection rate and injection pattern inorder to get the optimum oil production.Research conducted using reservoir simulation. CMG 2015 black oilsimulator is used as simulator application. Next, data preparation is conductedwhich evaluate PVT, SCAL, and production data. Subsequently, history matching isconducted. Last, injection scenario is made.Injection scenario, which made on waterflood pattern, is made in threescenarios and one basecase. All scenario and basecase is conducted to 2035.Basecase is conducted by continuing production which existed until 2035. Firstscenario is conducted by adding nine production well and three injection well withinverted five spot pattern and variation of injection rate from 50 bwpd, 150 bwpd,300 bwpd, 500 bwpd, to 700 bwpd. Second scenario is conducted by adding tweleveproduction well and four injection well with inverted five spot pattern and variationof injection rate from 50 bwpd, 150 bwpd, 300 bwpd, 500 bwpd, to 700 bwpd. Thirdscenario is conducted by adding thirdteen production well and eight injection wellwith inverted five spot pattern plus direct line drive and variation of injection ratefrom 50 bwpd, 100 bwpd, 200 bwpd, 400 bwpd, to 550 bwpd.Summary of research showed that best first scenario of 50 bwpd injectionobtained incremental recovery factor of 8,90% or 1,59 MMstb; best second scenarioof 50 bwpd obtained incremental recovery factor of 12,46% or 2,23 MMstb; and bestthird scenario of 50 bwpd obtained incremental recovery factor of 12,64% or 2,27MMstb. Therefore, the best scenario of injection is the third scenario.