Path: Top S1-Final Project Petroleum Engineering 2010

OPTIMASI PENGEMBANGAN LAPANGAN GAS KONDENSAT LEPAS PANTAI TERINTREGASI BAWAH PERMUKAAN DAN PERMUKAAN

Undergraduate Theses from JBPTITBPP / 2017-05-19 14:33:10
Oleh : ARDHITO WIRAWAN SARWONO (NIM : 12206015), S1 - Department of Petroleum Engineering
Dibuat : 2017-05-19, dengan 1 file

Keyword : Simulasi reservoir, penambahan jumlah sumur, penurunan tekanan, skenario optimasi produksi, integrasi bawah permukaan dan permukaan

Lapangan X South yang memproduksikan gas dari reservoir yang tergolong retrograde gas. Lapangan ini memiliki kontrak yang harus dipenuhi kurang dari 15 tahun lagi, dengan batasan bahwa dalam 3 tahun ke depan harus terpenuhi plateau rate pada laju produksi gas 61 MMSCFD untuk total seluruh lapangan X dan setelah tahun-tahun selanjutnya harus terlewati economic limit rate sebesar 15 MMSCFD. Dari hasil analisis Material Balance menunjukkan bahwa dibutuhkan kontribusi dari X South untuk memenuhi kontrak dengan cara menurunkan tekanan kepala tubing.

Oleh karena itu, tujuan akhir dari ini adalah untuk mendapatkan skenario optimal untuk memproduksikan Lapangan X South. Simulasi reservoir adalah tahapan awal studi yang dimulai dengan simulasi menggunakan dua set data komposisi fluida reservoir yang berbeda, yaitu data komposisi yang lebih ringan (optimis) dan komposisi yang lebih berat (pesimis) untuk dapat mengetahui pengaruhnya. Kemudian dilanjutkan dengan tinjauan pengaruh penambahan jumlah sumur terhadap produksi kumulatif gas sehingga diketahui jumlah sumur optimum untuk memproduksikan lapangan X South. Setelah itu diusulkan skenario penjadwalan produksi sumur untuk memenuhi targetan laju produksi X South. Kemudian skenario terbaik diintregasikan dengan model fasilitas permukaan.

Hasil dari studi ini menunjukkan tiga sumur adalah jumlah optimum untuk memproduksikan lapangan ini dengan kombinasi S2, S1, dan sumur infil INF2. Skenario optimasi terbaik untuk memenuhi batasan kontrak adalah dengan memproduksikan S2 di awal dengan laju yang dibatasi, kemudian memproduksikan S1 pada bulan September 2016, diakhiri dengan memproduksikan sumur infil INF2 di bulan November 2017. Tekanan optimal diturunkan hingga 200 psia untuk memnuhi kebutuhan laju produksi. Sedangkan perbandingan set data komposisi fluida reservoir tidak menunjukkan beda yang signifikan. Perubahan model fasilitas permukaan perlu dilakukan dalam proses integrasi bawah permukaan dengan permukaan. Didapatkan pula, bahwa terdapat perbedaan laju produksi gas hasil peramalan bawah permukaan dengan peramalan pada model fasilitas permukaan yang membuat laju produksi yang disyaratkan kontrak kurang terpenuhi di beberapa tahun.

Deskripsi Alternatif :

X South field, producing gas from retrograde gas reservoir, has less than 15 years remaining contract to be completed with rate constraints. Three years from now, plateau rate has to be reached at 61 MMSCFD for whole field and after that rate over 15 MMSCFD as an economic limit has to be reached. Material Balance analysis X field showed that contribution from X South field is needed to completed the contract by reducing tubing head pressure.

Therefore, final goal from this study is to determine optimum scenario to produce X South field integrated to surface model. Reservoir simulation, the first step of this study, began with simulation using two different set, the lightest composition (optimistic) and the weightest composition (pessimistic). Simulation continued with observation of effect from the wells increment to cumulative gas production so that optimum well numbers to produce X South field is determined. Then, well production schedules from the scenario are suggested to fulfill the X South field rate target. The best scenario will be integrated to surface facilities model.

The result shows that the optimum number of wells are three, using S2, S1, and infill well INF2. The best scenario is produce the 2x at first with limited rate, then reopen South1 at September 2016, and produce the infill well INF2 at November 2017. Optimum tubing head pressure with this scenario is 200 psia. Comparison of reservoir fluid composition set data shows insignificant different. Also resulted there is gas rate differences between subsurface model forcast and surface model forcast and below the rate constraints from the contract which targeted.

Beri Komentar ?#(0) | Bookmark

PropertiNilai Properti
ID PublisherJBPTITBPP
OrganisasiS1 - Department of Petroleum Engineering
Nama KontakUPT Perpustakaan ITB
AlamatJl. Ganesha 10
KotaBandung
DaerahJawa Barat
NegaraIndonesia
Telepon62-22-2509118, 2500089
Fax62-22-2500089
E-mail Administratordigilib@lib.itb.ac.id
E-mail CKOinfo@lib.itb.ac.id

Print ...

Kontributor...

  • Pembimbing : Ir. Tutuka Ariadji M.Sc., Ph.D., Editor: Suharsiyah

Download...