LATUAN, FERDINANDUS KLEA (2019) PENENTUAN LOKASI DAN JUMLAH SUMUR PENGEMBANGAN OPTIMUM DI LAPISAN A PADA LAPANGAN “SAMAEL” DENGAN SIMULATOR ECLIPSE. Other thesis, Universitas Pembangunan Nasional Veteran Yogyakarta.
Preview |
Text
2. Abstrak.pdf Download (66kB) | Preview |
Preview |
Text
3. Cover.pdf Download (107kB) | Preview |
Preview |
Text
4. Lembar Pengesahan.pdf Download (266kB) | Preview |
Preview |
Text
5. Daftar Isi.pdf Download (141kB) | Preview |
Abstract
Lapangan “Samael” merupakan salah satu lapangan minyak yang
dioperasikan oleh Petrochina International Jabung, Ltd. Formasi Lower Talang
Akar merupakan reservoir utama pada lapangan ini. Formasi ini terdiri dari Lapisan
A dan B, dimana Lapisan A merupakan sasaran studi simulasi reservoir.Jumlah
sumur pada Lapisan A sampai akhir Desember 2016 terdiri dari 1 sumur aktif
natural flow, 5 sumur shut-in dan 3 sumur dry hole. Lapisan ini telah berproduksi
sejak September 2007 sampai Desember 2016. dengan kumulatif produksi minyak
mencapai 1.066 MMSTB (kumulatif produksi air 63 Mbbl dan kumulatif produksi
gas terlarut 0.94 BSCF) dan current recovery factor sebesar 3.79%. Berdasarkan
besarnya current RF Lapisan A yang masih sangat kecil dan masih banyaknya
luasan area hidrokarbon di Lapisan A yang belum terkuras, maka dilakukan studi
simulasi reservoir untuk menentukan lokasi dan jumlah sumur pengembangan
optimum.
Tahapan simulasi dimulai dengan persiapan dan pengolahan data,
perhitungan Original Oil in Place, validasi model (inisialisasi, history matching dan
PI matching) untuk perhitungan kumulatif produksi minyak dan cadangan sisa,
kemudian dilanjutkan prediksi dengan berbagai skenario.
Berdasarkan perhitungan cadangan dengan metode material balance untuk
Lapisan A pada Lapangan “Samael” dengan tenaga pendorong dominan water drive
diperoleh harga Original Oil in Place (OOIP) sebesar 28.11 MMSTB. Berdasarkan
hasil perhitungan dengan persamaan J.J. Arps, harga Recovery Factor adalah 41%.
Dari nilai recovery factor diperoleh harga ultimate recovery sebesar 11.66
MMSTB. Berdasarkan nilai kumulatif produksi model dinamis dari history
matching yaitu 1.062 MMSTB, maka cadangan sisa Lapisan A adalah 10.598
MMSTB.
Setelah mengetahui besarnya cadangan sisa, maka simulasi reservoir dapat
dilanjutkan ke tahap prediksi (forecast). Dalam tahap ini, skenario difokuskan pada
perencanaan titik pengembangan guna menentukan jumlah sumur pengembangan
optimum pada Lapisan A. Skenario dimulai dengan Skenario I atau Base Case, lalu
dilanjutkan dengan skenario II berupa Base Case ditambah 3 sumur gas lift,
Skenario III berupa Skenario II ditambah3 sumur pengembangan, Skenario IV
berupa Skenario II ditambah 6 sumur pengembangan, dan Skenario V berupa
Skenario II ditambah 9 sumur pengembangan. Peramalan performa reservoir
dilakukan mulai dari Januari 2017 sampai dengan economic limit.
Berdasarkan hasil simulasi, jumlah sumur pengembangan optimum sampai
dengan akhir kontrak adalah 6 sumur (Skenario IV). Waktu prediksi sumur
pengembangan ini akan dimulai pada tahun 2019; dengan produksi 3 sumur
pengembangan per tahun. Dengan penambahan 6 sumur pengembangan, produksi
kumulatif Lapisan A pada akhir perpanjangan kontrak (Januari 2043) dan adalah
7.68 MMSTB dengan incremental kumulatif produksi minyak sebesar 4.62
MMSTB terhadap Base Case dan recovery factor 27.32%.
| Item Type: | Thesis (Other) |
|---|---|
| Subjects: | T Technology > T Technology (General) |
| Divisions: | Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences |
| Depositing User: | Eko Yuli |
| Date Deposited: | 02 Apr 2019 03:38 |
| Last Modified: | 25 Aug 2023 06:38 |
| URI: | http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/19045 |
Actions (login required)
 |
View Item |