Garuda - Garba Rujukan Digital

ANALISA PERFORMA PRODUKSI BERDASARKAN HASIL SIMULASI DENGAN MODEL LOGARITMIK GRIDDING PADA RESERVOIR SHALE OIL Reza Surya Nugraha; Maman Djumantara; Widia Yanti
PROSIDING SEMINAR NASIONAL CENDEKIAWAN Prosiding Seminar Nasional Cendekiawan 2015 Buku II
Publisher : Lembaga Penelitian Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/semnas.v0i0.167

Dapat diketahui sebelumnya bahwa reservoir shale oil termasuk kedalam jenis reservoirunconventional dimana perlu recovery khusus untuk mendapatkannya dikarenakan selainpermeabilitas yang kecil juga harus dengan kedalaman yang cukup dalam untukmengambilnya. Selain itu selama ini belum diketahui bagaimana fluida dari reservoir shaleini mengalir dan bagaimana laju produksinya setelah di eksplorasi dengan recoverykhusus seperti disebutkan diatas. Pada lapangan X ini terdapat sumur reservoir shale oilyang dimana sedang dilakukan percobaan peramalan menggunakan simulasi untukmengetahui bagaimana laju produksi fluidanya saat diproduksi dengan bantuan recoveryHydraulic fracturing dan perkiraan sampai tahun berapa sumur tersebut akan tutup.Proses peramalan ini termasuk ke dalam studi kasus bagaimana reservoir shale oil iniberproduksi serta peramalannya. Produksi reservoir shale oil di lapangan ini berlangsungsejak tahun 2010 dengan bantuan recovery yaitu Hydraulic Fracturing dimana hanya 1sumur yang dijadikan acuan untuk dilakukannya studi simulasi peramalan. Prosessimulasi ini berawal dari pengolahan data reservoir lapangan kemudian menggunakanpemodelan dari metode logaritmik gridding melihat bagaimana laju produksi fluidanyadalam bentuk grafik. Dan ternyata dari grafik diketahui bahwa produksi reservoir shale oildengan bantuan Hydraulic fracturing berlangsung selama 14 tahun yang dimana dimulaipada tahun 2010 dengan produksi yang terkuras diawal - awal tahun produksi dan mulaikonstan setelah beberapa tahun kemudian dengan memproduksikan minyak denganjumlah jum;ah besar dan air yang sangat sedikit. Didapat pula OOIP nya sebesar0.72508x107 STB dan kumulatif minyak sebesar 1.15356x106 bbl.

STUDI SIMULASI RESERVOIR UNTUK PENGEMBANGAN LAPANGAN DINAR REEF ‘DAP’ Dinar Ayu Pangastuti; Maman Djumantara
PROSIDING SEMINAR NASIONAL CENDEKIAWAN Prosiding Seminar Nasional Cendekiawan 2015 Buku I
Publisher : Lembaga Penelitian Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/semnas.v0i0.250

Lapangan DINARReef DAP7 merupakan lapangan yang telah produksi sejak tahun 2010.Lapangan tersebut mempunyai Original Oil In Place (OOIP) yang cukup besar yaitu 14.779MMSTB. Namun dikarenakan hanya satu sumur yang berproduksi minyak pada lapangan tersebutmaka pengurasan menjadi tidak optimal sehingga perlu dilakukan perencanaan pengembanganlapangan. Perencanaan pengembangan pada Lapangan DINAR Reef DAP dilakukan denganmodel 3D yang menggunakan software simulasi. Grid model reservoir yang digunakanberporositas tunggal atau disebut juga dengan single porosity. Porosity dengan jumlah grid cell 22x 17 x 174 dan dengan total cell 65076. Studi simulasi reservoir pada Lapangan DINAR ReefDAP7 Menggunakan 3 skenario prediksi. Pengembangan lapangan dalam kurva waktu 10 tahun.Skenario I adalah skenario prediksi dengan memproduksi sumur tanpa melakukan pekerjaanapapun, Skenario II adalah skenario prediksi dengan melakukan pengeboran side track padasumur ke dua, Skenario III yaitu skenario prediksi dengan melakukan injeksi air. Hasil yang didapatdari studi ini menunjukkan bahwa control laju aliran maksimum minyak dengan melakukan injeksiair berpengaruh secara signifikan, baik dalam memaksimalkan pengurasan maupun menjagatekanan agar tidak cepat turun. Sehingga dapat dikatakan skenario III dapat dijadikan acuansebagai perencanaan pengembangan Lapangan DINAR Reef DAP7..

ANALISA KARAKTERISTIK SURFAKTAN PADA SPONTANEOUS IMBIBITION DI LAPANGAN “A”, SUMATERA SELATAN Ratu Atikah Balqis; Rini Setiati; Maman Djumantara; Hestuti Eni
PROSIDING SEMINAR NASIONAL CENDEKIAWAN PROSIDING SEMINAR NASIONAL CENDEKIAWAN 2018 BUKU I
Publisher : Lembaga Penelitian Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/semnas.v0i0.3505

Lapangan "A" di Sumatera Selatan adalah salah satu lapangan tua di Indonesia dan pelaksanaan Enhanced Oil Recovery (EOR) menjadi fokus utama. Setelah melewati proses screening metode EOR, injeksi kimia merupakan metode terbaik yang dapat diimplementasikan dan makalah ini menunjukkan analisis karakteristik surfaktan pada konsentrasi yang paling efisien. Secara dasar, proses surfaktan dapat menguras minyak yang terperangkap secara drastis dengan mengurangi tegangan antar muka dan meningkatkan efisiensi pendorongan. Di laboratorium, surfaktan yang diteliti menggunakan tiga konsentrasi; 0,3%, 0,5% dan 1%. Setiap konsentrasi surfaktan akan diuji untuk mendapatkan konsentrasi paling efisien dalam menurunkan nilai tegangan antar muka. Kemudian konsentrasi paling efisien dari larutan surfaktan yang terlarut dalam air formasi sintetik lapangan ”A” akan dilanjutkan ke proses spontaneous imbibition pada oven dengan suhu reservoir (60oC) untuk menunjukkan kinerja surfaktan dalam kondisi termal dan untuk memberikan efisiensi perolehan minyak. Faktor-faktor utama yang mengarah pada peningkatan kinerja adalah emulsifikasi antara surfaktan-minyak untuk memfasilitasi produksi dan mengurangi tegangan antar muka yang stabil, diraih oleh surfaktan berkonsentrasi 0,3%. Makalah ini memberikan studi kelayakan injeksi bahan kimia yang terjangkau di salah satu lapangan di Indonesia dan penjelasan sederhana bagi orang awan dalam meningkatkan produktivitas di industri Minyak dan Gas di Indonesia.

ANALISIS SKENARIO PENGEMBANGAN LAPANGAN P LAPISAN S DENGAN SIMULASI RESERVOIR Jonathan Aprilio Salusu; Maman Djumantara; Sigit Rahmawan
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Kegiatan eksplorasi dalam industri migas untuk menemukan cadangan hidrokarbon masih terus dilakukan hingga saat ini. Lapisan S Lapangan P merupakan salah satu reservoir minyak yang baru ditemukan. Pada lapisan ini telah dilakukan dua pemboran sumur eksplorasi, yaitu sumur JA-02 dan JA-03. Hasil pemboran kedua sumur tersebut membuktikan potensi hidrokarbon pada Lapisan S sehingga pengembangan dapat dilakukan. Penelitian ini dimaksudkan untuk melakukan optimasi produksi terhadap Lapisan S guna meningkatkan perolehan minyak dengan menggunakan simulasi reservoir. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan simulator CMG 2015 Black Oil (Imex). Tahapan penelitian dimulai dengan persiapan dan pengolahan data yang meliputi data geologi, karakteristik batuan, karakteristik fluida, serta data produksi, kemudian dilakukan inisialisasi, dan dilanjutkan dengan history matching yang diakhiri dengan tahapan pembuatan skenario produksi. Terdapat dua skenario yang dibuat dalam penelitian ini dan kedua skenario tersebut dijalankan hingga 31 Desember 2035. Penentuan skenario ini didasarkan pada distribusi sifat fisik batuan dan fluida reservoir serta cadangan sisa reservoir. Pada skenario I (basecase) dimana kedua sumur yang sudah ada tetap berproduksi tanpa melakukan perubahan parameter apapun dan didapat nilai incremental RF sebesar 8.66% terhadap current RF, yaitu sebesar 536.35 MBBL. Adapun skenario II (skenario I + 3 sumur infill) memberikan nilai incremental RF sebesar 24.15% terhadap current RF, yaitu sebesar 1495.57 MBBL. Dari penelitian skenario pengembangan yang telah dilakukan, didapati skenario II sebagai skenario pengembangan terbaik.

STUDI SIMULASI UNTUK PREDIKSI PRODUKSI GAS DI LAPANGAN X MELALUI SENSITIVITAS LAJU ALIR DAN TUBING HEAD PRESSURE Ghanima Yasmaniar; Maman Djumantara; Suryo Prakoso
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

ABSTRAK Lapangan X merupakan lapangan baru dan hanya memiliki satu existing well yaitu sumur X-1. Sumur ini belum berproduksi sehingga tidak ada data produksi dari Lapangan X. Walaupun demikian, pada sumur X-1 ini telah dilakukan DST (Drill Stem Test), dimana terdapat indikasi kandungan gas dari hasil tes tersebut.Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan Black Oil Simulator dengan fluida yang terdiri dari gas dan air. Adapun model dari reservoir ini berdimensi 32×280×94 sehingga totalnya ada sebanyak 842.240 grid cell. Berdasarkan perhitungan volumetrik, diketahui bahwa GIIP (Gas Initial in Place) dari Lapangan X adalah sebesar 20,02 BSCF. Sedangkan dari hasil inisialisasi data pada proses simulasi, didapat GIIP sebesar 20,8 BSCF. Perbedaan yang didapat dari kedua hasil perhitungan di atas adalah sebesar 3,896%. Mengingat lapangan ini belum berproduksi, maka proses history matching dilakukan dengan menggunakan data DST dari sumur X-1.Skenario produksi pada penelitian ini dilakukan selama 15 tahun melalui analisis sensitivitas pergantian nilai laju alir gas dan THP (Tubing Head Pressure), sehingga totalnya ada 12 skenario produksi. Berdasarkan hasil simulasi dengan memperhatikan plateau time, maka skenario produksi terbaik didapat pada pengaturan laju alir 2 MMSCF dengan RF (Recovery Factor) sebesar 54,7% dan plateau rate bertahan sampai akhir simulasi. Apabila hanya memperhatikan sampai sumur mati, maka skenario terbaik didapat pada pengaturan laju alir 8 MMSCF dan THP 100 psia, yaitu diperoleh RF sebesar 79,56%. Kata Kunci : Simulasi reservoir, laju alir, tubing head pressure, plateau time, recovery factor ABSTRACT Field X is a new field and it consists of X-1 well as an exsisting well. This well has not been produced, so there is no production data from Field X. However, in this well has been carried out a DST (Drill Stem Test), which indicates the gas content of the test results. This research used Black Oil Simulator which the fluid consist of gas and water. The model of this reservoir has dimensions of 32 × 280 × 94, so there are a total of 842,240 grid cells. Based on volumetric calculations, it has known that the GIIP (Gas Initial in Place) from Field X is 20.02 BSCF. Meanwhile, from the results of initialization data is 20.8 BSCF, therefore the the difference obtained from the calculation is 3,896%. Considering that this field has not been produced, the history matching process was carried out using DST data from X-1 well. The production scenario in this study was carried out for 15 years through a sensitivity analysis of changes in the value of gas flow rate and THP (Tubing Head Pressure), so that there are a total of 12 production scenarios. Based on the simulation results regarding the plateau time, the best production scenario is obtained at a flow rate setting of 2 MMSCF with an RF (Recovery Factor) of 54.7% and the plateau rate lasts until the end of the simulation. If we just consider the production until the well is dead, the best scenario is obtained at the flow rate setting of 8 MMSCF and THP 100 psia, which is an RF of 79.56%. Keywords :Reservoir simulation, flow rate, tubing head pressure, plateau time, recovery factor

PENGGUNAAN PETA SOI DALAM OPTIMASI PENENTUAN LOKASI SUMUR SISIPAN DENGAN MODEL RESERVOIR 3-DIMENSI: STUDI KASUS PENGEMBANGAN LAPANGAN CAL LAPISAN CA Chiva Angel Limbe; Maman Djumantara; Djunaedi Agus Wibowo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 10 No. 3 (2021): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Lapangan CAL terletak 70 km arah Timur Laut dari Jakarta, ditemukan pada 1980 dan mulai berproduksi pada 1982. Lapangan ini merupakan bagian dari Wilayah Kontrak Offshore North West Java (ONWJ) yang terletak di Laut Jawa dengan luas area sekitar 8.300 km2. Lapangan ini mengalami puncak produksi pada 2011 dengan laju produksi 2800 BOPD. Seiring berjalannya waktu, lapangan ini mengalami penurunan produksi, sehingga perlu dilakukan pengembangan lapangan untuk mengoptimalkan pengurasan reservoir.Pengembangan lapangan dilakukan untuk mempertahankan/meningkatkan produksi dan mengoptimalkan pengurasan reservoir. Salah satu upaya untuk itu adalah dengan penambahan sumur sisipan (infill well). Pengembangan lapangan difokuskan pada satu lapisan, yaitu Lapisan CA. Untuk memilih lokasi sumur sispan yang tepat digunakan peta SOI (Simulation Opportunity Index). SOI merupakan sebuah variabel yang digunakan untuk mengidentifikasi zona dengan potensi produksi yang tinggi. SOI dihitung dengan mengkombinasikan fungsi volume moveable oil, properti batuan dan fluida, juga energi yang berasal dari tekanan reservoir untuk memperoleh zona yang potensial.Beberapa skenario di-run untuk pengembangan lapangan ini. Skenario dijalankan mulai dari 2018 hingga 2037 dengan constraint minimum produksi minyak sebesar 25 STB/D dan BHP minimum sebesar 150 psi. Skenario I merupakan basecase dan menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 14,45 MMSTB ( RF = 19,6%). Skenario III merupakan basecase ditambah 2 sumur sisipan dan menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 15,80 MMSTB (RF = 21,4%). Skenario V merupakan basecase ditambah 4 sumur sisipan dan menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 15,92 MMSTB (RF = 21,5%).

Title

Found 6 Documents
Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title Search

Found 6 Documents Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title

Found 6 Documents
Search