PERENCANAAN PENGEMBANGAN LAPANGAN “NHA” DENGAN LOW SALINITY WATERFLOODING INJECTION (LSWI) MENGGUNAKAN SIMULATOR RESERVOIR CMG

AFIF, NABILA HASNA (2023) PERENCANAAN PENGEMBANGAN LAPANGAN “NHA” DENGAN LOW SALINITY WATERFLOODING INJECTION (LSWI) MENGGUNAKAN SIMULATOR RESERVOIR CMG. Other thesis, UPN "Veteran" Yogyakarta.

	Text Abstrak_113180038_Nabila Hasna Afif.pdf Download (132kB)
	Text Cover_113180038_Nabila Hasna Afif.pdf Download (125kB)
	Text Daftar Isi_113180038_Nabila Hasna Afif.pdf Download (182kB)
	Text Daftar Pustaka_113180038_Nabila Hasna Afif.pdf Download (147kB)
	Text Lembar Pengesahan_113180038_Nabila Hasna Afif.docx.pdf Download (151kB)
	Text Skripsi Full Text_113180038_Nabila Hasna Afif.pdf Restricted to Repository staff only Download (5MB)

Abstract

Lapangan “NHA” merupakan lapangan minyak yang termasuk dalam
Cekungan Sumatera Selatan di bagian sebelah barat Blok Jabung, Kabupaten
Tanjung Jabung Barat, Provinsi Jambi. Reservoir utama pada lapangan ini adalah
Formasi Talang Akar. Lapangan ini mulai diproduksikan sejak September 2005.
Lapangan “NHA” memiliki total OOIP sebesar 30,29 MMSTB. Kumulatif
produksi minyak pada Lapangan “NHA” hingga tahun 2015 adalah sebesar 5,29
MMSTB dan current recovery factor sebesar 17,46%. Berdasarkan studi
sebelumnya yang telah dilakukan perencanaan sumur pengembangan dan sumur
injeksi air, lapangan ini dapat dikembangkan dengan metode injeksi low salinity
waterflooding (LSW) dengan simulator GEM Computer Modelling Group (CMG).
LSW merupakan salah satu metode EOR dari pengembangan metode waterflooding
dengan cara menurunkan salinitas air injeksi. Studi ini dilakukan untuk melihat
apakah terjadi penambahan kumulatif produksi minyak dan recovery factor bila
dibandingkan dengan injeksi waterflooding.
Lapangan “NHA” telah dilakukan pengembangan lapangan dengan
skenario pengembangan waterflooding selama 16 tahun dari April 2015 sampai
dengan Juni 2031. Total sumur pada skenario optimum studi sebelumnya yakni 7
sumur produksi dan 6 sumur injeksi air yaitu dengan menambahkan 4 sumur infill
(H-22INF, H-23INF, H-24INF, dan H-25INF), 1 reopening well (H-5), dan 4 sumur
injeksi air (H-1INJ, H-2INJ, H-11INJ, dan H-18INJ). Hasil dari skenario terbaik
pada Lapangan “NHA” didapatkan kumulatif produksi 6,38 MMSTB, kenaikannya
1,094 MMSTB dibandingkan dengan kumulatif produksi minyak pada akhir
penyelarasan. Besarnya harga Recovery Factor adalah 21,07%.
Langkah pengerjaan dalam studi simulasi melakukan studi simulasi
konvensional waterflooding (high salinity waterflooding) dari model waterflooding
studi sebelumnya dan selanjutnya melakukan studi simulasi low salinity
waterflooding injection dengan sensitivitas salinitas air injeksi untuk melihat
pengaruh perbedaan salinitas terhadap besarnya perolehan minyak. Data salinitas
yang digunakan berasal dari hasil penelitian jurnal.
Berdasarkan hasil dari skenario yang dilakukan didapatkan nilai RF
masing-masing untuk metode LSW (500 PPM, 2500 PPM, 3500 PPM, 4500 PPM, 6500
PPM), dan high salinity (19327 PPM) adalah berturut-turut sebesar adalah 22,22%,
22,71%, 22,29%, 22,44%, dan 22,38%, kemudian untuk metode high salinity
sebesar 20,64%. Dari hasil simulasi menghasilkan salinitas optimum pada 2500
PPM dengan nilai recovery factor sebesar 22,71% dan nilai increment recovery
factor dibandingkan dengan high salinity waterflooding sebesar 2,07%. Sehingga
didapatkan salinitas yang optimum untuk Lapangan “NHA” pada salinitas sebesar
2500 PPM. Pada LSW terjadi pengaruh pertukaran ion antara Na+ dan Ca2+ serta
Mg2+ di permukaan batuan yang nantinya dapat mengubah wettability menjadi lebih
water-wet lalu minyak terbebaskan.

Item Type:	Thesis (Other)
Uncontrolled Keywords:	Low salinity waterflooding injection, reservoir CMG
Subjects:	T Technology > TA Engineering (General). Civil engineering (General)
Divisions:	Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences
Depositing User:	A.Md Apriliani Kusuma Wardhani
Date Deposited:	12 Sep 2023 07:25
Last Modified:	12 Sep 2023 07:26
URI:	http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/37467

Actions (login required)

View Item