SAUFIKA NORMAYSTI, FARAH (2016) STUDI SIMULASI RESERVOIR UNTUK PERENCANAAN SUMUR PENGEMBANGAN DAN SUMUR INJEKSI LAPISAN A PADA LAPANGAN “BS” PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG, LTD. Other thesis, UPN "Veteran" Yogyakarta.
Preview |
Text
1. COVER.pdf Download (104kB) | Preview |
Preview |
Text
2-LEMBAR PENGESAHAN.pdf Download (310kB) | Preview |
Preview |
Text
3-DAFTAR ISI.pdf Download (130kB) | Preview |
Preview |
Text
4-ABSTRAK.pdf Download (155kB) | Preview |
Abstract
Lapangan “BS” terletak di bagian sebelah barat Blok Jabung, Kabupaten Tanjung Jabung
Barat, Provinsi Jambi dan termasuk dalam wilayah kerja Petrochina International Jabung, Ltd.
Formasi Talang Akar merupakan reservoir utama pada lapangan ini. Lapangan ini terdiri dari Lapisan
A dan B. Lapisan A mempunyai potensi hidrokarbon yang lebih besar daripada lapisan lainnya
sehingga dapat dikembangkan lebih lanjut dengan total Original Oil In Place sebesar 40.3 MMSTB
dengan kumulatif produksi (sampai Februari 2015) mencapai 8.66 MMSTB dan recovery factor
sebesar 21.5 %. Untuk mendapatkan Recovery Factor yang maksimal, timbullah pemikiran untuk
mengoptimalkan pengurasan dengan menambahkan sumur pengembangan dan sumur injeksi air pada
Lapangan “BS” khususnya di Lapisan A.
Simulasi reservoir dipilih untuk memprediksi besarnya laju produksi dan perolehan minyak.
Tahapan-tahapan simulasi reservoir dalam studi ini, yaitu: persiapan data, pengolahan data batuan dan
fluida reservoir, input data, inisialisasi OOIP dan inisialisasi tekanan simulasi, history matching dan PI
matching, membuat beberapa skenario penambahan sumur pengembangan dan sumur injeksi air.
Skenario penambahan sumur pengembangan dan sumur injeksi air yang dilakukan yaitu Skenario I
(Basecase) = 2 sumur produksi + 2 sumur injeksi, Skenario II (Basecase + 4 sumur infill + 2 reopening
well),
dan
Skenario
III
(Skenario
II
+
4
sumur
injeksi).
Berdasarkan hasil simulasi, inisialisasi OOIP Lapisan A pada Lapangan “BS” menunjukkan
hasil yang baik. OOIP simulasi sebesar 40.31 MMSTB dan OOIP dari hasil perhitungan volumetrik
sebesar 40.3 MMSTB (perbedaan kurang dari 1%). Tekanan awal hasil inisialisasi Lapisan A sebesar
2298 psia memiliki perbedaan hanya 0.7 % dengan tekanan awal berdasarkan data well testing (2282
psia). History matching antara model Lapisan A dan sejarah lapangan sudah menunjukkan hasil yang
baik. Kumulatif produksi minyak hasil simulasi adalah 8.66 MMSTB, sedangkan sejarah kumulatif
produksi minyak sebesar 8.67 MMSTB (perbedaan 0.1 %, kurang dari 1%). Kumulatif produksi air
hasil simulasi adalah 364.7 MSTB, sedangkan berdasarkan sejarah produksinya adalah 351.3 MSTB
(perbedaan 3.8 %, kurang dari 5%). Kumulatif produksi gas hasil simulasi sebesar 13.77 MMMSCF
dan untuk sejarah kumulatif produksi gas sebesar 13.82 MMMSCF (perbedaan 0.3 %, kurang dari
10%). Skenario IIIA merupakan skenario yang paling optimal untuk perencanaan penambahan sumur
pengembangan dan sumur injeksi Lapisan A pada Lapangan “BS”. Hal ini dilihat dari penambahan RF
sebesar 8.96 % dari RF pada basecase (sampai Desember 2015). Skenario IIIA dilakukan dengan
menambahkan 4 sumur infill dan 2 re-opening well serta 4 sumur injeksi (total 8 sumur produksi dan 6
sumur injeksi) dengan total laju injeksi sebesar 5000 BWPD dan tekanan injeksi sebesar 1200 psi.
Kumulatif produksi minyak sampai Juni 2031 sebesar 12.29 MMSTB dengan RF sebesar 30.5 %.
| Item Type: | Thesis (Other) |
|---|---|
| Subjek: | T Technology > TP Chemical technology |
| Divisions: | x. Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences |
| Depositing User: | Eny Suparny |
| Date Deposited: | 28 Sep 2016 02:58 |
| Last Modified: | 28 Sep 2016 02:58 |
| URI: | http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/6848 |
Actions (login required)
 |
View Item |