STUDI PENGEMBANGAN LAPANGAN MINYAK”DJS” DENGAN MENGGUNAKAN INJEKSI CO2 DALAM UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DENGAN SIMULASI RESERVOIR KOMPOSISIONAL

SULISTYORINI, DEWI JASMINE (2021) STUDI PENGEMBANGAN LAPANGAN MINYAK”DJS” DENGAN MENGGUNAKAN INJEKSI CO2 DALAM UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DENGAN SIMULASI RESERVOIR KOMPOSISIONAL. Other thesis, UPN Veteran Yogyakarta.

[thumbnail of 2. Cover.pdf]
Preview
Text
2. Cover.pdf

Download (120kB) | Preview
[thumbnail of 3. Lembar Pengesahan.pdf]
Preview
Text
3. Lembar Pengesahan.pdf

Download (260kB) | Preview
[thumbnail of 4. Abstrak Skripsi.pdf]
Preview
Text
4. Abstrak Skripsi.pdf

Download (205kB) | Preview
[thumbnail of 5. Daftar Isi.pdf]
Preview
Text
5. Daftar Isi.pdf

Download (241kB) | Preview
[thumbnail of 6. Daftar Pustaka.pdf]
Preview
Text
6. Daftar Pustaka.pdf

Download (231kB) | Preview
[thumbnail of 1.-DRAFT-SKRIPSI.pdf] Text
1.-DRAFT-SKRIPSI.pdf
Restricted to Repository staff only

Download (7MB)

Abstract

Lapangan “DJS” terletak di bagian sebelah barat Blok ST di bagian timur Pulau
Sulawesi dalam wilayah kerja Perusahaan Z. Formasi TA merupakan reservoir utama pada
lapangan ini. Pengembangan yang akan dilakukan selanjutnya adalah melakukan
penginjeksian CO2 dengan menggunakan model hipotetik simulator GEM Computer
Modelling Group untuk melihat apakah terjadi penambahan kumulatif produksi minyak
dan recovery factor.
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 berupa homogeneous model. Studi simulasi pada
Lapangan “DJS” hanya memfokuskan kepada Lapangan “DJS”. Tahapan-tahapan simulasi
reservoir dalam studi ini, yaitu: membuat beberapa skenario penginjeksian CO2 pada zona
minyak 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 cukup berpengaruh dalam menentukan keberhasilan injeksi CO2 pada
zona minyak. Hal ini dikarenakan injeksi CO2 pada zona minyak dengan menggunakan
pola 5-Spots berada pada titik injeksi yang optimum karena lebih memperhatikan posisi
sumur produksi di sekitarnya. Kemudian variasi laju injeksi yang optimum adalah 280
MSCFD (Skenario II-C). Apabila laju injeksi dinaikkan lagi maka akan menyebabkan
matinya sumur produksi yang lebih awal karena GOR pada sumur sudah melebihi
constraint. Dan Skenario III-D menunjukkan satu sumur injeksi dengan laju injeksi 280
MSCFD akan optimum dengan tekanan injeksi 3500 psi. Jika tekanan dinaikkan akan
emnyebabkan matinya beberapa sumur produksi, hal ini dikarenakan sudah melebihi
tekanan awal reservoir (Pinitial=3671 psi) dapat menyebabkan loss dan fracture
sehingga tidak memberikan perubahan terhadap kumulatif minyak dan tekanan reservoir.
Skenario III-D lebih optimum daripada skenario lainnya. Dengan menggunakan 4
sumur produksi + 1 sumur injeksi CO2 di zona minyak dengan laju injeksi 280 MSCFD
dan tekanan injeksi 3500 psi dengan peningkatan nilai recovery factor sebesar 4,41%
dari Basecase.
Kata Kunci: Faktor Perolehan, Miscible, Injeksi CO2, Simulasi Reservoir.

Item Type: Thesis (Other)
Uncontrolled Keywords: Faktor Perolehan, Miscible, 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: 19 May 2021 03:41
Last Modified: 07 Nov 2022 02:36
URI: http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/25524

Actions (login required)

View Item View Item