Optimasi Pengembangan Produksi Berdasarkan Penilaian Recovery Factor Pada Lapangan X Menggunakan Metode Simulasi Reservoir Model Black Oil

Baihaqi, Muhammad Ilhan (2024) Optimasi Pengembangan Produksi Berdasarkan Penilaian Recovery Factor Pada Lapangan X Menggunakan Metode Simulasi Reservoir Model Black Oil. Other thesis, Institut Teknologi Sepuluh Nopember.

Text 5017201029_Undergraduate_Thesis.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 1 April 2026. Download (2MB) | Request a copy

Abstract

Pada beberapa lapangan sering terjadi tidak tercapainya target lifting tersebut salah satunya disebabkan oleh kendala operasi khas lapangan tua (mature field) yaitu seperti problem kepasiran, peningkatan kadar air, casing yang korosif, kerusakan pompa, dan lain-lain. Kebutuhan minyak diperkirakan akan terus mengalami peningkatan, sehingga usaha meningkatkan produksi minyak sangat penting untuk terus dapat memenuhi kebutuhan energi. Salah satu cara untuk meningkatkan produksi minyak adalah dengan melakukan menambahkan atau membuka zona baru pada salah satu sumur yang bertujuan untuk mempertahankan atau meningkatkan produksi sehingga dapat tercapai target produksi dan meningkatkan recovery factor. Pada penelitian ini bertujuan menentukan skenario pengembangan yang tepat guna memperoleh recovery factor yang optimum. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah simulasi reservoir model black oil. Data yang digunakan pada penelitian ini menggunakan data 3 sumur produktif, data PVT, data SCAL dan data history produksi. Pada proses simulasi dilakukan optimasi pengembangan lapangan dengan menyelaraskan performance model dengan data reservoir, sehingga model dapat dianggap mewakili kondisi reservoir yang sebenarnya dan memperhatikan parameter sifat fisik reservoirnya. Pada penelitian ini menggunakan 3 case yaitu base case, Case A yaitu buka perforasi dan terakhir Case B dengan menambah sumur infill. Pada ketiga skenario didapatkan nilai NP (Kumulatif Produksi) pada base case sebesar 1,8 MMSTBO dengan recovery factor sebesar 21,5 %, case buka perforasi didapatkan nilai NP (Kumulatif Produksi) 2,3 MMSTBO dengan recovery factor sebesar 27,8 %, dan case penambahan sumur infill didapatkan nilai NP (Kumulatif Produksi) pada base case sebesar 2,7 MMSTBO dengan recovery factor sebesar 32,5 %.
=================================================================================================================================
In some fields, it often happens that the lifting target is not achieved, one of which is caused by operational constraints typical of mature fields, namely sand problems, increased water content, corrosive casing, pump damage, and so on. The need for oil is expected to continue to increase, so efforts to increase oil production are very important to continue to meet energy needs. One way to increase oil production is to add or open a new zone in one of the wells with the aim of maintaining or increasing production so that production targets can be achieved and increase the recovery factor. This research aims to determine the amount of OOIP (Original Oil in Place) contained and determine the appropriate development scenario to obtain an optimum recovery factor. The method used in this research is a black oil reservoir model simulation. The data used in this research uses data from 3 productive wells, PVT data, SCAL data and production history data. In the simulation process, field development optimization is carried out by aligning the model performance with reservoir data, so that the model can be considered to represent actual reservoir conditions and pay attention to the parameters of the reservoir's physical properties. In this study, 3 cases were used, namely the base case, Case A, namely opening the perforation and finally Case B by adding an infill well. In the three scenarios, the NP (Production Cummulative) value obtained in the base case was 1.8 MMSTBO with a recovery factor of 21.5%, in the open perforation case the NP (Production Cummulative) value was 2.3 MMSTBO with a recovery factor of 27.8%, and in the case of adding an infill well, the NP (Production Cummulative) value was obtained. in the base case it is 2.7 MMSTBO with a recovery factor of 32.5%.

Item Type:	Thesis (Other)
Uncontrolled Keywords:	Black Oil, Original Oil in Place, Recovery Factor, Simulasi Reservoir, Reservoir Simulation
Subjects:	T Technology > TN Mining engineering. Metallurgy > TN871.3 Offshore well drilling
Divisions:	Faculty of Civil, Planning, and Geo Engineering (CIVPLAN) > Geophysics Engineering > 33201-(S1) Undergraduate Thesis
Depositing User:	Muhammad Ilhan Baihaqi
Date Deposited:	06 Feb 2024 05:10
Last Modified:	06 Feb 2024 05:10
URI:	http://repository.its.ac.id/id/eprint/106156

Actions (login required)

View Item