Studi simulasi injeksi polimer model inverted 5 spot untuk meningkatkan recovery factor pada lapangan DS

DETAIL KOLEKSI

Studi simulasi injeksi polimer model inverted 5 spot untuk meningkatkan recovery factor pada lapangan DS

5.0

Oleh : Dev Suresh Bjohwani

Info Katalog

Nomor Panggil : 1282/TP/2020

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2020

Pembimbing 1 : Suryo Prakoso

Pembimbing 2 : Havidh Pramadika

Subyek : Enhanced oil recovery

Kata Kunci : simulation, polymer, sensitivity, flow rate, and recovery factor

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2020_TA_STP_071001600034_Halaman-Judul.pdf
2.	2020_TA_STP_071001600034_Pengesahan.pdf	1
3.	2020_TA_STP_071001600034_Bab-1_Pendahuluan.pdf	2
4.	2020_TA_STP_071001600034_Bab-2_Tinjauan-Umum.pdf	30
5.	2020_TA_STP_071001600034_Bab-3_Metodologi.pdf
6.	2020_TA_STP_071001600034_Bab-4_Hasil-dan-Pembahasan.pdf	4
7.	2020_TA_STP_071001600034_Bab-5_Kesimpulan-dan-Saran.pdf
8.	2020_TA_STP_071001600034_Daftar-Pustaka.pdf	2
9.	2020_TA_STP_071001600034_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

. Lapangan DS terletak di Sumatra Selatan dan berproduksi dari tahun 1983sampai tahun 2020.Lapangan DS melewati beberapa tahap produksi darisemburan alami hingga injeksi air untuk meningkatkan tekanan reservoir sehinggaproduksi optimal, tapi pada tahun 2020 injeksi air sudah tidak optimal sehinggaakan dilakukan injeksi polimer untuk meningkatkan produksi. Dilakukan ujilaboratorium sehingga polimer yang digunakan sesuai dengan Lapangan DS.Penelitian ini dimaksudkan untuk membuat simulasi dari coreflood berdasarkanhasil uji laboratorium dan memodelkan coreflood ke tahap upscale denganmembuat injeksi model inverted 5 spot dengan menentukan konsentrasi polimerdan laju injeksi yang dapat menghasilkan produksi minyak yang optimal.Penelitian menggunakan simulator CMG 2015 simulator stars. Selanjutnyamempersiapkan data PVT, rheologi polimer, dan rate injeksi. Lalu, dilanjutdengan history matching dengan hasil laboratorium. Setelah itu, membuat upscaledari coreflood dan dibuat skenario dari sensitivitas polimer dan lajuinjeksi.Skenario sensitivitas polimer dengan konsentrasi 500 ppm, 1000 ppm,1500 ppm, 2000 ppm, 2500 ppm, dan 3000 ppm pada model upscale. Selanjutnya,setelah mendapatkan konsentrasi yang terbaik di lakukan optimalisi produksidengan laju injeksi . Skenario laju injeksi dilakukan dengan 3200 bpd, 3400 bpd,3700 bpd, 4100 bpd, 4600 bpd, dan 5200 bpd.Hasil penelitian ini menunjukkanbahwa skenario sensitivitas polimer pada 500 ppm mendapatkan cumulative oilsebesar 66294,625 bbl, pada 1000 ppm di dapat cumulative oil sebesar67170,9141 bbl, pada 1500 ppm di dapat cumulative oil sebesar 67805,7172 bbl,pada 2000 ppm di dapat cumulative oil sebesar 68230,1797 bbl, pada 2500 ppm didapat cumulative oil sebesar 68609,0547 bbl, pada 3000 ppm di dapat cumulativeoil sebesar 68915,9688 bbl. Skenario laju injeksi pada 3200 bpd hari memperolehrecovery factor sebesar 41,5826%, pada 3400 bpd diperoleh recovery factorsebesar 41,7004%, pada 3700 bpd diperoleh recovery factor sebesar 41,8841%,pada 4100 bpd diperoleh recovery factor sebesar 42,3707%, pada 4600 bpddiperoleh recovery factor sebesar 42,3707%, pada 5200 bpd didapatkan recoveryfactor sebesar adalah 42,66582%. Jadi skenario terbaik untuk sensitivitas adapada 3000 ppm dan laju injeksi 5200 bpd.

T he DS field is located in South Sumatra and has been production from1983 to 2020. The DS field has passed several stages of production from naturalflow until water injection to increase reservoir pressure so the production beoptimal, but by 2020 water injection is no longer optimal so it will be donepolymer injection to increase production. Conducting laboratory characteristictests, rheological polymers and core flood so that the polymers used are inaccordance with the DS Field. This research is intended to make a simulation ofcore flood based on laboratory test results and model core flood to the upscalestage by making inverted 5-spot injection model by determining the concentrationof the polymer and the rate of injection that can produce optimal in oilproduction.This study uses the CMG 2015 simulator stars. The first step is toprepare PVT data, polymer rheology, and injection rates. After that, proceed withhistory matching with laboratory results. Next upscale from core flood andscenarios are made of polymer sensitivity and polymer injection rates.Thesensitivity scenario is polymer with concentration of 500 ppm, 1000 ppm, 1500ppm, 2000 ppm, 2500 ppm, and 3000 ppm in the upscale model. Furthermore,after getting the best concentration, optimizing the production with injection rateis done. The flow rate scenario is carried out with 3200 bpd, 3400 bpd, 3700 bpd,4100 bpd, 4600 bpd, and 5200 bpd. The results of this study indicate that thepolymer sensitivity scenario at 500 ppm gets cumulative oil 66294,625 bbl, at1000 ppm gets cumulative oil 67170,9141 bbl, at 1500 ppm gets cumulative oil67805,7172 bbl, at 2000 ppm gets cumulative oil 68609,0547 bbl at 2500 ppmgets cumulative oil 68609,0547 bbl, at 3000 ppm gets cumulative oil 68915,9688bbl. The injection rate scenario at 3200 bpd obtained recovery factor of41,5826%, at 3400 bpd obtained recovery factor of 41,7004%, at 3700 bpdobtained recovery factor of 41,8841%, at 4100 bpd obtained recovery factor of42,3707% , at 4600 bpd obtained recovery factor of 42,3707%, at 5200 bpdobtained recovery factor of 42,6658%. So the best scenario for concentration is at3000 ppm and injection rate at 5200 bpd