Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Lapangan X merupakan lapangan yang berproduksi sejak tahun 1996.
Adanya penurunan perolehan produksi minyak, dapat disebabkan karena adanya
penurunan tekanan reservoir. Dalam usaha meningkatkan perolehan minyak
(recovery factor) dilakukan dengan menggunakan metode secondary recovery
yaitu dengan menginjeksikan fluida berupa air atau gas yang tidak dapat
mengubah karakteristik fluida reservoir.Salah satu cara untuk meningkatkan
kembali produksi minyak pada Lapangan X adalah dengan penginjeksian air.
Dalam studi ini model reservoir dibangun menggunakan simulator dengan
menerapkan injeksi airberpola Peripheral. Alasan digunakannya air sebagai fluida
injeksi adalah air cenderung lebih mudah diperoleh, kemampuan air untuk
menyebar, dan air cukup efektif menggantikan posisi minyak dalam reservoir.
Dalam studi ini dilakukan 3 skenario pengembangan dengan laju injeksi air
sebesar 5000 BWPD dan 10000 BWPD. Serta laju produksi sumur sebesar 600
BLPD, 1000 BLPD, dan 2000 BLPD.
Dari hasil studi setelah dilakukan simulasi dan forecast, diperoleh hasil yang
cocok untuk direkomendasikan dalam pengembangan Lapangan X adalah injeksi
air berpola Peripheral dengan laju injeksi air sebesar 5000 BWPD dan 2000
BLPD untuk laju produksi sumur sehingga diperoleh kumulatif produksi minyak
sebesar 14,203.727 MSTB dengan recovery factor sebesar 32.26%.

X field was producing since 1996. There is a decline in oil production, can
be caused by reservoir pressure drop. In order to increase oil production (recovery
factor) was performed using secondary recovery method by injecting a fluid such
as water or gas that cant alter the characteristics of the reservoir fluid. One of
way to increase the production on the X field is with water injection.
In this study, using reservoir model simulator by applying water injection
patterned Peripheral. The reason to use water as an injection fluid are water tends
to be more easily obtained, the ability of water to spread out, and the water quite
effectively replace the oil in the reservoir. In this study there are 3 scenarios of
development with water injection rate of 5000 BWPD and 10,000 BWPD. As well
as the well production rate of 600 BLPD, 1000 BLPD, and 2000 BLPD.
After simulation and forecast, the result are suitable to be recommended to
development X field by water injection patterned Peripheral with water injection
of 5,000 BWPD and 2000 BLPD to the well rate production in order to obtain the
cumulative oil production of 14,203.727 MSTB with recovery factor of 32.26%.