PENGARUH LOKASI DAN POLA INJEKSI CO2 PADA ZONA GAS CAP TERHADAP FAKTOR PEROLEHAN LAPANGAN MINYAK “HAF” LAPISAN F-1 DENGAN SIMULASI RESERVOIR KOMPOSISIONAL

FATTULIL MUNTAHA, HAFIZHA (2020) PENGARUH LOKASI DAN POLA INJEKSI CO2 PADA ZONA GAS CAP TERHADAP FAKTOR PEROLEHAN LAPANGAN MINYAK “HAF” LAPISAN F-1 DENGAN SIMULASI RESERVOIR KOMPOSISIONAL. Other thesis, Universitas Pembangunan Nasional "Veteran" Yogyakarta.

Preview	Text 2-Abstrak Hafizha Fattulil Muntaha.pdf Download (70kB) | Preview
Preview	Text 3-Cover Hafizha Fattulil Muntaha.pdf Download (74kB) | Preview
Preview	Text 4-Lembar Pengesahan Hafizha Fattulil Muntaha.pdf Download (165kB) | Preview
Preview	Text 5-Daftar Isi Hafizha Fattulil Muntaha.pdf Download (136kB) | Preview
Preview	Text Daftar Pustaka.pdf Download (113kB) | Preview
	Text 1-Draft-Hafizha-Fattulil-Muntaha.pdf Restricted to Repository staff only Download (11MB)

Abstract

RINGKASAN
Lapangan “HAF” terletak di bagian sebelah barat Blok I, Sumatra Selatan dan termasuk dalam wilayah kerja Perusahaan Z. Formasi Talang Akar merupakan reservoir utama pada lapangan ini. Lapangan ini terdiri dari Lapisan F, G dan H. Lapisan F terdiri dari 3 sub-lapisan yakni F-1, F-2, dan F-3. Pada studi sebelumnya oleh Farah Saufika Normaysti (2016), telah dilakukan simulasi reservoir pada Lapisan F dengan menggunakan simulator Eclipse 300 yaitu perencanaan sumur pengembangan dan sumur injeksi air. Skenario optimum pada studi tersebut akan digunakan sebagai Skenario Basecase pada studi kali ini. Kemudian telah dilakukan pula skenario oleh Rambu Muhammad Ma’roefi (2019) berupa basecase ditambah dengan empat sumur injeksi CO2 secara immiscible dan miscible pada zona minyak lapisan F-1. Berdasarkan hasil studi sebelumnya, selanjutnya akan dicoba pengembangan dengan penginjeksian CO2 pada zona gas cap dengan simulator GEM Computer Modelling Group untuk melihat apakah terjadi penambahan kumulatif produksi minyak dan recovery factor bila dibandingkan dengan injeksi CO2 pada zona minyak.
Simulasi reservoir digunakan untuk memprediksi besarnya laju produksi dan perolehan minyak. Simulator yang digunakan pada studi kali ini adalah GEM Computer Modelling Group. Simulator ini merupakan simulator tingkat lanjut yang mampu memodelkan komposisi di reservoir. Studi simulasi pada Lapangan “HAF” hanya memfokuskan kepada sub-lapisan F-1. Tahapan-tahapan simulasi reservoir dalam studi ini, yaitu: membuat beberapa skenario penginjeksian CO2 pada zona gas cap dengan melakukan sentivitas pola, dengan pola tebaik kemudian dilakukan variasi laju injeksi CO2, dan setelah diperoleh laju injeksi terbaik kemudian dilakukan variasi tekanan injeksi untuk diperoleh skenario terbaik.
Berdasarkan hasil simulasi, Variasi pola injeksi pada Skenario I menunjukkan bahwa pola tidak begitu berpengaruh dalam menentukan keberhasilan injeksi CO2 pada gas cap. Hal ini dikarenakan injeksi CO2 pada gas cap dengan pola tidak berada pada titik injeksi yang optimum karena lebih memperhatikan posisi sumur produksi di sekitarnya. Kemudian variasi laju injeksi yang optimum adalah 2570 MSCFD (Skenario II-D). Apabila laju injeksi dinaikkan lagi maka akan menyebabkan matinya sumur produksi yang lebih awal karena GOR pada sumur sudah melebihi constraint. Dan Skenario III-B menunjukkan satu sumur injeksi dengan laju injeksi 2570 MSCFD akan optimum dengan tekanan injeksi 679 psi hal ini dikarenakan titik injeksi yang berdekatan dengan patahan sehingga tekanan yang berlebih dapat menyebabkan loss dan tidak memberikan perubahan terhadap kumulatif minyak dan tekanan reservoir.
Skenario III-B lebih optimum daripada skenario immiscible terbaik dari Rambu (2019) yaitu Basecase ditambah 4 sumur injeksi CO2 di zona minyak dengan laju injeksi 1600 MSCFD karena dengan penambahan RF yang sama (yaitu 1,47%) hanya memerlukan 1 sumur injeksi CO2. Namun, akan lebih optimum skenario miscible-nya (skenario immiscble pada laju injeksi 2300 MSCFD dan tekanan injeksi di atas MMP) yang menghasilkan kenaikan RF sebesar 9,23% karena dapat menurunkan viskositas dan mengembangkan minyak, serta menurunkan interfacial tension antara batuan dan minyak.
Kata Kunci: Faktor Perolehan, Gas Cap, Injeksi CO2, Simulasi Reservoir

Item Type:	Thesis (Other)
Uncontrolled Keywords:	Faktor Perolehan, Gas Cap, Injeksi CO2, Simulasi Reservoir
Subjects:	T Technology > T Technology (General)
Divisions:	Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences
Depositing User:	Eko Yuli
Date Deposited:	07 Sep 2020 03:48
Last Modified:	03 Mar 2023 06:36
URI:	http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/23605

Actions (login required)

View Item