SKENARIO PENGEMBANGAN RESERVOIR “KAS” MENGGUNAKAN WATERFLOODING DENGAN SIMULASI RESERVOIR

SIREGAR, KHAIRUL ANWAR (2023) SKENARIO PENGEMBANGAN RESERVOIR “KAS” MENGGUNAKAN WATERFLOODING DENGAN SIMULASI RESERVOIR. Other thesis, UPN "Veteran" Yogyajarta.

	Text ABSTRAK.pdf Download (79kB)
	Text COVER.pdf Download (92kB)
	Text DAFTAR ISI.pdf Download (147kB)
	Text DAFTAR PUSTAKA.pdf Download (141kB)
	Text LEMBAR PENGESAHAN.pdf Download (192kB)
	Text SKRIPSI FULL.pdf Restricted to Repository staff only Download (4MB)

Abstract

vi
RINGKASAN
Reservoir minyak “KAS” mulai diproduksikan sejak bulan Oktober 1957 hingga
awal bulan Juni 2017. Pada akhir produksi Reservoir “KAS” terdiri dari 58 sumur
aktif produksi, 2 sumur injeksi air shut-in, dan 13 sumur produksi shut-in. Oil in
place Reservoir “KAS” sebesar 64,62 MMSTB dan kumulatif produksi pada akhir
produksi bulan Juni 2017 sebesar 6,003 MMSTB (RF=9,29%). Jumlah cadangan
sisa yang masih banyak dan seiring berjalannya waktu, Tekanan Reservoir akan
terus menurun, hal ini menjadi dasar pengembangan lebih lanjut guna
meningkatkan perolehan minyak dan recovery factor pada Reservoir “KAS”.
Tujuan dari tugas akhir ini adalah membuat skenario pengembangan produksi tahap
kedua yaitu waterflooding menggunakan simulasi reservoir. Perencanaan yang
akan dilakukan pada reservoir “KAS” terdiri dari 3 skenario pengembangan. Ketiga
skenario ini mulai disimulasikan dari Juni 2017 sampai Juni 2047, yang terdiri dari
Skenario I dengan memproduksikan basecase dan 8 sumur Convert To Injection
yang di konversi berdasarkan nilai water cut dan cummulative oil menggunakan
scatter plot, Skenario II memproduksikan basecase, 8 sumur Convert To Injection
dan penambahan 2 sumur injeksi baru, di mana titik dan letak sumur-sumur injeksi
baru ini dipilih berdasarkan peta distribusi Oil Per Unit dan metode Spacing dengan
assisted history matching dengan 100 Skenario dan Skenario III memproduksikan
basecase dan 8 sumur injeksi yang laju injeksinya sudah di sensitivity oleh assisted
history matching dengan 100 Skenario.
Dari ketiga skenario tersebut, recovery factor yang diperoleh oleh skenario I adalah
sebesar 19,78%, skenario II sebesar 19,985%. Untuk skenario I dan skenario II rate
injeksi dan BHP yang digunakan berdasarkan rate injeksi dan BHP dari sumur
injeksi yang sudah ada dan yang paling bagus yaitu Sumur injeksi I2 sebesar 689,87
stb/day dan 892,65 psi. Penentuan rate injeksi dan BHP yang optimum pada
skenario III ditentukan dengan metode assisted history matching menggunakan 100
skenario. Untuk skenario III rate injeksi dan BHP optimum adalah 1499,71 stb/day
dan 1187,88 psi sehingga recovery factor yang di peroleh 21,06%. Dari ketiga
macam skenario waterflood yang diaplikasikan pada Reservoir “KAS” ini,
Skenario terbaik yang dinilai berdasarkan hasil running simulasi dan unsur
keteknikan adalah Skenario III, tanpa mempertimbangkan unsur keekonomiannya.
Kata kunci: Convert To Injection, Waterflooding, Oil Per Unit, Recovery Factor
vii
ABSTRACT
Oil reservoir "KAS" began production from October 1957 to early June 2017. At
the end of production The reservoir "KAS" consists of 58 active production wells,
2 shut-in water injection wells, and 13 shut-in production wells. Oil in place
Reservoir "KAS" amounted to 64.62 MMSTB and cumulative production at the end
of June 2017 amounted to 6.003 MMSTB (RF=9.29%). The amount of residual
reserves is still large and over time, the Reservoir Pressure will continue to
decrease, this is the basis for further development to increase oil recovery and
recovery factor in the "KAS" Reservoir.
The purpose of this final project is to create a scenario for the development of the
second phase of production, namely waterflooding using reservoir simulation.
Planning to be carried out on the reservoir "KAS" consists of 3 development
scenarios. These three scenarios began to be simulated from June 2017 to June
2047, consisting of Scenario I by producing basecase and 8 Convert To Injection
wells converted based on water cut and cummulative oil values using scatter plots,
Scenario II producing basecase, 8 Convert To Injection wells and the addition of 2
new injection wells, where the point and location of these new injection wells were
selected based on the Oil Per Unit distribution map and assisted Spacing method
history matching with 100 scenarios and scenario III produces basecases and 8
injection wells whose injection rates have been sensitized by assisted history
matching with 100 scenarios.
Of the three scenarios, the recovery factor obtained by scenario I is 19.78%,
scenario II is 19.985%. For scenario I and scenario II the injection rate and BHP
used are based on the injection rate and BHP of existing injection wells and the
best is the I2 injection well of 689.87 stb / day and 892.65 psi. The determination
of the optimum injection rate and BHP in scenario III was determined by assisted
history matching method using 100 scenarios. For scenario III the optimum
injection rate and BHP are 1499.71 stb / day and 1187.88 psi so that the recovery
factor obtained is 21.06%. Of the three types of waterflood scenarios applied to this
"KAS" Reservoir, the best scenario assessed based on the results of running
simulations and engineering elements is Scenario III, without considering the
economic elements.
Keywords: Convert To Injetion, Waterflooding

Item Type:	Thesis (Other)
Uncontrolled Keywords:	Convert To Injetion, Waterflooding
Subjects:	T Technology > T Technology (General)
Divisions:	Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences
Depositing User:	Eko Yuli
Date Deposited:	25 Jul 2023 02:25
Last Modified:	25 Jul 2023 02:25
URI:	http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/36546

Actions (login required)

View Item