Optimasi Laju Injeksi Pada Sumur Kandidat Convert to Injection (CTI) di Area X Lapangan Y

  • Tomi Erfando Universitas Islam Riau
  • Novia Rita Universitas Islam Riau
  • Toety Marliaty Universitas Islam Riau

Abstract

Area X merupakan bagian dari lapangan Y saat ini mengalami dalam kurun waktu 16 tahun terakhir penurunan laju alir produksi sebesar 64.4%. Diperlukan upaya untuk meningkat laju alir produksi minyak dan recovery factor dari area tersebut, upaya yang akan dilakukan adalah injeksi air atau waterflood dengan mengubah salah satu sumur produksi menjadi sumur injeksi (convert to injection). Penentuan kandidat sumur convert to injection (CTI) berdasarkan kondisi laju alir produksi, jarak antara sumur kandidat dan sumur produksi, serta korelasi antar sumur. Untuk memperoleh hasil yang optimal akan dibuat beberapa skenario yang akan disimulasikan dengan parameter rate injeksi dan penambahan perforasi. Penentuan rate injeksi dilakukan dengan uji sensitivitas terlebih dahulu dan memperhatikan tekanan fracture dari tiap lapisan. Penambahan perforasi dengan melihat korelasi dari data log yang ada sehingga sumur CTI dapat memberikan peningkatan terhadap sumur produksi. Hasil simulasi yang paling optimal dari skenario yang direncanakan diperoleh penambahan produksi sebesar 800 MSTB dan recovery factor sebesar 12.9%.

References

Alhuthali, A., Oyerinde, A., & Datta-Gupta, A. (2006). Optimal Waterflood Management Using Rate Control. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/102478-MS
Clark, R. A., Karami, H., Al-Ajmi, M. F., & Lantz, J. R. (2007). Pattern Balancing and Waterflood Optimization of a Super Giant: Sabiriyah Field, North Kuwait, a Case Study. International Petroleum Technology Conference. doi:10.2523/IPTC-11395-MS
El-Khatib, N. A. F. (2001). The Application of Buckley-Leverett Displacement to Waterflooding in Non-Communicating Stratified Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/68076-MS
Kaichun Yu, Kuang Li, Qianru Li, Keman Li, & Feng Yang (2017). A Method to Calculate Reasonable Water Injection Rate for M Oilfield. J. Petrol. Explor. Prod. Technol. 7, 1003-1010. doi: 10.1007/s13202-017-0356-9
Rose, S. C., Buckwater, J. F., & Woodhall, R. J. (1989). The Design Engineering Aspects of Waterflooding. Texas: Society of Petroleum Engineers.
Sayyafzadeh, M., Pourafshary, P., & Rashidi, F. (2010). Increasing Ultimate Oil Recovery by Infill Drilling and Converting Weak Production Wells to Injection Wells Using Streamline Simulation. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/132125
Silva, G., Correia, B., Cunha, A., Santos, B., & Lima, A. (2017). Water Injection for Oil Recovery by using Reservoir Simulation via CFD. International Journal of Multiphysics 11 (1), 83-96.
Thomas, J.L. (2001). Petroleum Engineering Fundamentals. 2nd edition. Rio de Jeneiro
Published
2017-12-29
How to Cite
ERFANDO, Tomi; RITA, Novia; MARLIATY, Toety. Optimasi Laju Injeksi Pada Sumur Kandidat Convert to Injection (CTI) di Area X Lapangan Y. Journal of Earth Energy Engineering, [S.l.], v. 6, n. 2, p. 25-35, dec. 2017. ISSN 2540-9352. Available at: <http://journal.uir.ac.id/index.php/JEEE/article/view/992>. Date accessed: 24 sep. 2018. doi: https://doi.org/10.22549/jeee.v6i2.992.
Section
Articles