OPTIMASI PENGEMBANGAN LAPANGAN “ZUL” DENGAN INJEKSI CO2 MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR DAN ANALISA KEEKONOMIAN

TYASENDA, OVY ZULFIKAR (2023) OPTIMASI PENGEMBANGAN LAPANGAN “ZUL” DENGAN INJEKSI CO2 MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR DAN ANALISA KEEKONOMIAN. Other thesis, UPN "Veteran" Yogyajarta.

	Text ABSTRAK_113190150_Ovy Zulfikar Tyasenda.pdf Download (196kB)
	Text COVER_113190150_Ovy Zulfikar Tyasenda.pdf Download (80kB)
	Text DAFTAR ISI_113190150_Ovy Zulfikar Tyasenda.pdf Download (132kB)
	Text DAFTAR PUSTAKA_113190150_Ovy Zulfikar Tyasenda.pdf Download (76kB)
	Text LEMBAR PENGESAHAN_113190150_Ovy Zulfikar Tyasenda.pdf Download (125kB)
	Text SKRIPSI FULL TEXT_113190150_Ovy Zulfikar Tyasenda.pdf Restricted to Repository staff only Download (5MB)

Abstract

vi
RINGKASAN
OPTIMASI PENGEMBANGAN LAPANGAN “ZUL” DENGAN
INJEKSI CO2 MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR DAN
ANALISA KEEKONOMIAN
Lapangan “ZUL” termasuk dalam wilayah kerja Perusahaan OZT yang terletak di tengah
Blok O, Jambi, Sumatera Selatan. Lapangan “ZUL” terbagi menjadi 21 segment yang
saling terpisah akibat adanya patahan antara segment. Selain itu, terdiri dari 11 lapisan
aktif dengan distribusi cadangan yang bervariasi menjadi alasan dilakukan pemilihan
segment dan lapisan untuk memaksimalkan hasil injeksi CO2. Lapisan S Segment 2
menjadi target utama dalam perencanaan injeksi CO2 pada penelitian ini didasarkan nilai
cadangan sebesar 34,50 MMSTB dan persebaran sumur existing untuk meminimalkan
pengeboran sumur injeksi baru. Sampai akhir Desember 2022 kumulatif produksi minyak
masih diangka 7,3925 MMSTB dengan RF sebesar 12,62%. Selain kumulatif minyak
yang masih sedikit, produksi harian CO2 yang besar pada Lapangan “ZUL” menjadi dasar
yang mendukung untuk dilakukan pengembangan lapangan lanjutan dengan
menggunakan injeksi CO2.
Tahapan pengerjaan penelitian ini dimulai dari mempersiapkan data yang diperlukan
seperti model reservoir, data produksi, dan subsurface Lapangan “ZUL”, melakukan
analisa drive mechanism, menentukan remaining reserve, melakukan screening criteria
untuk injeksi CO2, lalu melakukan prediksi dengan menggunakan skenario basecase,
sensitivitas jumlah sumur injeksi dengan CTI, sensitivitas tekanan injeksi, dan sensitivitas
laju injeksi CO2 yang kemudian dipilih skenario terbaik dilakukan analisa keekonomian
untuk melihat kelayakan proyek Injeksi CO2 Lapangan “ZUL”.
Dari simulasi reservoir yang dilakukan, maka dipilih skenario Injeksi CO2 yang optimum
untuk dijalankan adalah Skenario III-D, yang dikembangkan dengan menggunakan empat
sumur konversi pada tekanan injeksi 3500 psi dan laju injeksi 3500 MSCFD. Dari
skenario ini dapat diperoleh kumulatif produksi minyak sebesar 10,4702 MMSTB dengan
recovery factor 17,89% dan incremental RF sebesar 2,68% serta tekanan akhir sebesar
1777,9 psi. Dari analisa keekonomian yang dilakukan menggunakan PSC Cost Recovery,
skenario III-D dapat dikatakan layak untuk dijalankan dengan nilai total NCF 15.047,21
MUS$, NPV pada discount rate 10% 6.358,14 MUS$, ROR 34,5%, PIR 1,117, DPIR,
0,47, dan proyek diperkirakan mulai untung setelah 1,52 tahun berjalan.
Kata kunci: Recovery factor, Injeksi CO2, Simulasi Reservoir, Analisa Ekonomi.
vii
ABSTRACT
OPTIMIZATION OF “ZUL” FIELD DEVELOPMENT WITH CO2
INJECTION USING RESERVOIR SIMULATION AND ECONOMIC
ANALYSIS
The "ZUL" field is included in the OZT Company work area which is located in the middle
of Block O, Jambi, South Sumatra. The “ZUL” field is divided into 21 segments which
are separated from each other due to faults between the segments. In addition, it consists
of 11 active layers with varying distribution of reserves which is the reason for selecting
segments and layers to maximize the results of CO2 injection. The S Segment 2 layer is
the main target in planning CO2 injection in this study based on a reserve value of 34.50
MMSTB and the distribution of existing wells to minimize drilling of new injection wells.
Until the end of December 2022 cumulative oil production was still at 7.3925 MMSTB
with an RF of 12.62%. In addition to the small cumulative oil, the large daily production
of CO2 in the "ZUL" Field is a supporting basis for further field development using CO2
injection.
The stages of this research work started from preparing the necessary data such as
reservoir models, production data, and the "ZUL" field subsurface, conducting drive
mechanism analysis, determining the remaining reserves, screening criteria for CO2
injection, then making predictions using the basecase scenario, the sensitivity of the
amount injection well with CTI, injection pressure sensitivity, and CO2 injection rate
sensitivity which is then selected as the best scenario for economic analysis to see the
feasibility of the “ZUL” Field CO2 Injection project.
From the reservoir simulations performed, the optimum CO2 injection scenario was
chosen to run, namely Scenario III-D, which was developed using four conversion wells
at an injection pressure of 3500 psi and an injection rate of 3500 MSCFD. From this
scenario, a cumulative oil production of 10.4702 MMSTB can be obtained with a recovery
factor of 17.89% and an incremental RF of 2.68% and a final pressure of 1777.9 psi.
From the economic analysis carried out using PSC Cost Recovery, it can be said that
scenario III-D is feasible to run with a total value of NCF 15.047,21 MUS$, NPV at a
discount rate of 10% 6.358,14 MUS$, ROR 34,5%, PIR 1,117, DPIR, 0,47, and the
project is expected to start profitable after 1,52 years running.
Keywords:Recovery factor, CO2 Injection, Reservoir Simulation, Economic Analysis

Item Type:	Thesis (Other)
Uncontrolled Keywords:	Recovery factor, CO2 Injection, Reservoir Simulation, Economic Analysis
Subjects:	T Technology > T Technology (General)
Divisions:	Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences
Depositing User:	Eko Yuli
Date Deposited:	16 Aug 2023 04:34
Last Modified:	16 Aug 2023 04:34
URI:	http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/36910

Actions (login required)

View Item