Optimasi pola injeksi air untuk meningkatkan perolehan minyak pada lapangan MRSS blok G kapisan S menggunakan simulasi reservoir

DETAIL KOLEKSI

Optimasi pola injeksi air untuk meningkatkan perolehan minyak pada lapangan MRSS blok G kapisan S menggunakan simulasi reservoir

Oleh : Shakhya Indah Caesarani

Info Katalog

Nomor Panggil : 884/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Suryo Prakoso

Pembimbing 2 : Ridha Husla

Subyek : Reservoir engineer;Reservoir geometry;Oil production

Kata Kunci : water injection, recovery factor, oil production

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.	Link
1.	2018_TA_TM_071001400170_Halaman-Judul.pdf
2.	2018_TA_TM_071001400170_Bab-1.pdf
3.	2018_TA_TM_071001400170_Bab-2.pdf
4.	2018_TA_TM_071001400170_Bab-3.pdf
5.	2018_TA_TM_071001400170_Bab-4.pdf
6.	2018_TA_TM_071001400170_Bab-5.pdf
7.	2018_TA_TM_071001400170_Daftar-Pustaka.pdf
8.	2018_TA_TM_071001400170_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

L apangan MRSS Blok G Lapisan S merupakan salah satu lapangan tuayang ditemukan pada tahun 1955 dan mulai diproduksikan pada tahun 1971.Lapangan MRSS merupakan lapangan penghasil minyak dan gas bumi yangterletak kurang lebih 130 KM arah barat daya dari Kota Palembang, SumateraSelatan dengan luas total wilayah blok adalah sebesar 48 km2.Lapangan ini memiliki nilai original oil in place sebesar 17,88 MMSTB,dengan kumulatif produksi pada akhir tahun 2016 sebesar 2,928 MMSTB.Sehingga didapatkan nilai recovery factor sebesar 16,36%. Seiring denganberjalannya waktu, produksi minyak pada lapangan ini terus menurun,menyebabkan terdapat banyak minyak yang tersisa di reservoir. Salah satu carauntuk bisa meningkatkan kembali produksi minyak adalah dengan cara injeksi air.Air yang diinjeksikan diharapkan dapat mendesak minyak di reservoir untukmengalir ke sumur-sumur produksi.Tujuan utama dari penelitian ini adalah mempelajari pengaruh injeksi airterhadap potensi penambahan perolehan minyak, dengan uji sensitivitas polainjeksi dan laju alir injeksi. Penelitian ini menggunakan Black Oil Simulatorpada CMG (Computer Modelling Group). Hasil penelitian ini berupa skenariopengembangan dengan nilai recovery factor (RF) terbaik dari pola injeksi yangditerapkan. Base Case menghasilkan kumulatif produksi (Np) sebesar 5.307,1MSTB (RF 29,672%). Terdapat tiga skenario pengembangan, yaitu Skenario I polaperipheral menghasilkan Np sebesar 6.627,5 MSTB (RF 37,054%), Skenario IIpola irregular inverted five spot dan normal five spot menghasilkan Np sebesar6.618,7 MSTB (RF 37,005%), dan Skenario III pola irregular inverted five spotdan peripheral menghasilkan Np sebesar 6.612,5 MSTB (RF 36,970%). Dari hasilskenario pengembangan, Skenario I pola peripheral merupakan skenario polainjeksi air terbaik dengan incremental Np dan RF sebesar 1.320,4 MSTB dan7,382%. Dari pola peripheral ini dilakukan optimasi kembali untuk mendapatkannilai RF yang lebih optimal. Optimasi pola terbaik dilakukan dengan cara variasirate injeksi, jadwal pembuatan sumur produksi berdasarkan kumulatif minyakyang dihasilkan, dan mengurangi jumlah sumur dengan kumulatif total produksiminyak kurang dari 200.000 barrel. Dari hasil optimasi terbaik didapatkanincremental Np dan RF sebesar 1.540,7 MSTB dan 8,614%.

M RSS Field Block G Layers S is one of the mature fields found in 1955and started production in 1971. MRSS field is an oil and gas producing fieldlocated approximately 130 km southwest of Palembang City, South Sumatra withtotal area 48 km2.This field has an original oil in place of 17,88 MMSTB, with a cumulativeproduction by the end of 2016 of 2,928 MMSTB, so the value of recovery factor is16,36%. As time goes by, oil production in this field continues to decline, causingmuch oil remains in the reservoir. One way to improve oil production is by injectionof water. Injected water is expected to displace the oil in the reservoir to flow intothe production wells.The main purpose of this research is to study the effect of water injectionon the potential of oil recovery, by injection pattern sensitivity test and injectionflow rate. This research uses Black Oil Simulator at CMG (Computer ModelingGroup). The result of this research is development scenario with the best recoveryfactor (RF) value from selected pattern. Base Case produces cumulativeproduction (Np) of 5.307,1 MSTB (RF 29,672%). There are three developmentscenarios, Scenario I peripheral pattern yields Np of 6.627,5 MSTB (RF 37,054%),Scenario II irregular inverted five spot and normal five spot yields Np of 6.618,7MSTB (RF 37,005%), and Scenario III irregular inverted five spot patterns andperipherals yield Np of 6.612,5 MSTB (RF 36,970%). From the scenariodevelopment outcomes, Scenario I peripheral pattern is the best water injectionpattern scenario with incremental Np and RF of 1.320,4 MSTB and 7,382%. Fromthis peripheral pattern, re-optimization is done to obtain more optimal RF value.The best pattern optimization is done by varying the rate of injection, theproduction well schedule based on the cumulative oil produced, and reducing thenumber of wells with a cumulative total oil production of less than 200,000 barrels.From the best optimization results obtained incremental Np and RF of 1.540,7MSTB and 8,614 %.