Perencanaan dan optimasi sumur waterflooding pada lapangan mks menggunakan simulasi reservoir

DETAIL KOLEKSI

Perencanaan dan optimasi sumur waterflooding pada lapangan mks menggunakan simulasi reservoir

1.7

Oleh : Mila Kamelia

Info Katalog

Nomor Panggil : 504/TP/2016

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Putu Suarsana

Pembimbing 2 : Rini Setiati

Subyek : Waterflooding, Simulasi Reservoir

Kata Kunci : Waterflooding, simulasi reservoir

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2016_TA_TM_07112143_Halaman-Judul.pdf	26
2.	2016_TA_TM_07112143_Bab-1.pdf	4
3.	2016_TA_TM_07112143_Bab-2.pdf
4.	2016_TA_TM_07112143_Bab-3.pdf
5.	2016_TA_TM_07112143_Bab-4.pdf
6.	2016_TA_TM_07112143_Bab-5.pdf
7.	2016_TA_TM_07112143_Bab-6.pdf
8.	2016_TA_TM_07112143_Daftar-Pustaka.pdf	3
9.	2016_TA_TM_07112143_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

L Lapangan MKS merupakan lapangan tua yang terdapat pada cekungan sumatera selatan dengan berdampingan dengan Lapangan Prabumulih, pendopo dan adera yang saling berdekatan dengan lokasi lapangan ini. Pada pembahasan kali akan lebih membahas kondisi Lapangan MKS pada 1st lapisan dari total lapisan yang berproduksi sebanyak 8th lapisan yang ada dilapangan ini. Dari data produksi yang tercatat, lapisan 1st mulai diproduksikan pada Januari 1930 dengan produksi 117,218 bbl/day dan gas sebesar 5 MSCF/day dengan water cut 0% dari satu sumur produksi yaitu sumur MKS-002. Pada lapisan 1st memulai sebuah percobaan sumur injeksi air pada sumur MKS-190inj dengan rate injeksi sebesar 1251 bbl/d, dari dimulainya injeksi ditahun 2010, progress tersebut berhasil dilakukan program injeksi air dengan 1 sumur injeksi dan 10 sumur produksi dengan oil rate sebesar 155 bbl/day, gas sebesar 0 MSCF/day dan water rate injeksi sebesar 17 bbl/day dan produksi terakhir di lapangan MKS dengan laju produksi minyak pada September 2014 sebesar 60,66 Bbl/day dan water cut sebesar 81,27% dengan 8 sumur produksi. Tujuan dari tugas akhir ini adalah membuat skenario pengembangan produksi tahap dua yaitu waterflooding dengan menggunakan simulasi reservoir. Dalam pengerjaan tugas akhir ini, digunakan software black oil simulator (IMEX) yang merupakan satu kesatuan dari Computer Modelling Group. Perencanaan prediksi pengembangan ini didasarkan oleh masih tingginya isi awal minyak (OOIP) yang dimiliki oleh Lapangan MKS yaitu sebesar 63,338 MMSTB, kecilnya recovery factor, dan belum diaplikasikannya secondary recovery pada ii Lapangan MKS. Model simulasi ini memiliki ukuran sebesar 99 x 125 x 8 dengan jumlah total grid sebanyak 99.000 grid. Dengan simulasi ini, diharapkan dapat mencari alternatif injeksi air yang paling efektif untuk meningkatan faktor perolehan minyak pada lapangan MKS. Perencanaan pola injeksi yang dilakukan terhadap lapangan MKS dibagi menjadi sebelas skenario. Kesebelas skenario ini mulai dijalankan dari tahun 2017 akhir sampai pada tahun 2035 akhir, yang terdiri dari Skenario I (Base Case), Skenario II (Pheripheral Case I), Skenario III (Pheripheral Case II), Skenario IV (Irregular 5-spot), Skenario V (Irregular Inverted 5-spot), Skenario VI (Regular 5-spot), Skenario VII (Regular Inverted 5-spot), Skenario VIII (Irregular 7-spot), Skenario IX (Irregular Inverted 7-spot), Skenario X (Irregular 9-spot) dan Skenario XI (Irregular Inverted 9-spot). Dari kesebelas skenario tersebut, recovery factor yang diperoleh oleh Skenario I adalah sebesar 26,380%. Untuk Skenario II sampai skenario XI rate injeksi yang digunakan bervariasi dari 50 bbl/day sampai dengan 1.500 bbl/day. Penentuan rate injeksi optimum pada skenario II sampai skenario XI ditentukan berdasarkan sensivitas Qi (rate injeksi) vs Np (produksi kumulatif). Untuk skenario II rate injeksi optimumnya adalah 100 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 35,28%, skenario III rate injeksi optimumnya adalah 300 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 37,25%, skenario IV rate injeksi optimumnya adalah 500 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 29,87%, skenario V rate injeksi optimumnya adalah 300 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 35,81%, skenario VI rate injeksi optimumnya adalah 300 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 33,63%, iii skenario VII rate injeksi optimumnya adalah 100 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 34,79%, skenario VIII rate injeksi optimumnya adalah 800 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 32,81%, skenario IX rate injeksi optimumnya adalah 300 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 36,19%, skenario X rate injeksi optimumnya adalah 500 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 31,04%, dan skenario XI rate injeksi optimumnya adalah 300 bbl/day sehingga recovery factor yang diperoleh 36,48%. Dari kesebelas macam skenario waterflood yang diaplikasikan pada Lapangan MKS ini, skenario terbaik yang dinilai berdasarkan hasil running simulasi dan unsur keteknikan adalah Skenario III (Peripheral Case II), tanpa melihat unsur keekonomiannya.

F Field MKS is an old oil field located in South Sumatera Basin alongside Prabumulih, Pendopo, and Adera field, which all are side by side each other with the location of this field. This discussion will be more focus on the condition of Field MKS at 1st layer from all 8 production layers in this field.From the recorded production data, the 1st layer was started to be produced on January 1930 with 117,218 bbl/day and 5 MSCF/day gas produced with 0% water cut from one production well, that is MKS-002.At the 1st layer, a water injection test was applied at well MKS-190 with injection rate of 1251 bbl/d, from the injection started at 2010, the progress achieved success by doing water injection program with 1 injection well and 10 production wells with 155 bbl/day of oil rate, 0 MSCF/day of gas rate and 17 bbl/day of water rate. The last production at MKS field with 60,66 bbl/day of oil rate on September 2014 and water cut was up to 81,27% with 8 production wells. The purpose of this thesis is to make the second stage of production development scenario, which is waterflooding by using reservoir simulation. In the processing of this thesis, the software used is software black oil simulator (IMEX) which is a unity of Computer Modelling Group. This production prediction planning is based on the high value of OOIP in field MKS that is 63,338 MMSTB, low recovery factor, and the history showed that secondary recovery has not yet been applied in this field. This simulation model has 99 x 125 x 8 for its size with total amount of 99.000 grids. With the use of this simulation, v the most effective alternative of the water injection is expected to be found to increase oil gain in field MKS. The planning of onjection pattern applied to field MKS was divided into eleven scenarios. The eleven scenarios was started from the end of 2017 to the end of 2035, which are consist of Scenario I (Base Case), Scenario II (Pheripheral Case I), Scenario III (Pheripheral Case II), Scenario IV (Irregular 5-spot), Scenario V (Irregular Inverted 5-spot), Scenario VI (Regular 5-spot), Scenario VII (Regular Inverted 5-spot), Scenario VIII (Irregular 7-spot), Scenario IX (Irregular Inverted 7-spot), Scenario X (Irregular 9-spot) and Scenario XI (Irregular Inverted 9-spot). From the eleven scenarios, recovery factor gained from Scenario I is 26,38%. For Scenario II to XI, variety of injection rate were used from 50 bbl/day to 1.500 bbl/day. The determination of optimum injection rate for scenario II to scenario XI was based on sensitivity of Qi (injection rate) vs Np (cumulative production). For scenario II, the optimum rate injection used was 100 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 35,28%, for scenario III the optimum rate injection used was 300 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 37,25%, scenario IV with the optimum rate injection used was 500 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 29,87%, for scenario V with the optimum rate injection used was 300 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 35,81%, for scenario VI, with the optimum rate injection used was 300 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 33,63%, for scenario VII with the optimum rate injection used was 100 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 35,28%, for scenario VIII with the optimum rate vi injection used was 800 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 32,81%, for scenario IX with the optimum rate injection used was 300 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 36,19%, for scenario X with the optimum rate injection used was 500 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 31,04%, and scenario XI with the optimum rate injection used was 300 bbl/day, with the result that recovery factor gained is 36,48% From all eleven kinds of waterflood scenarios applied to field MKS, the best scenario chosen by simulation running value and elements of engineering is scenario III (Peripheral Case II), regardless the economic element.