Ditemukan 2 dokumen yang sesuai dengan query
Nasution, Fauzan Kolbi
"Simulasi reservoir adalah proses memodelkan reservoir dengan cara mengkombinasikan model fisika, matematika, teknik reservoir dan pemrograman komputer untuk mengembangkan suatu alat dalam hal memprediksi kinerja reservoir hidrokarbon dalam berbagai strategi operasional. Beberapa metode dikembangkan untuk simulasi reservoir salah satunya adalah metode IMPES(implicit pressure explicit saturation). Metode ini bertujuan untuk memprediksi tekanan untuk setiap gridblok dari kombinasi seluruh persamaan aliran dengan mengeliminasi saturasi. Perhitungan metode IMPES lebih sederhana dan proses iterasinya lebih cepat. Metode ini dapat dengan mudah di terapkan untuk model Black-Oil. Metode penyelesaian sistem persamaan linier diterapkan dalam bentuk aljabar matrix dilakukan dengan metode
Conjugat Gradient. Prilaku reservoir diantaranya perubahan tekanan, perubahan saturasi maupun laju aliran fluida dalam sumur produksi pada interval waktu tertentu dapat diamati dengan baik melalui simulasi reservoir. Dari hasil simulasi tampak bahwa pengaruh sumur injeksi sangat bermanfaat guna mempertahankan tekanan reservoir, sehingga laju aliran fluida minyak ke dalam sumur produksi dapat dipertahankan sampai waktu tertentu.
Reservoir simulation is a process to model of the reservoir by combining the laws of physics, mathematics, reservoir engineering and computer programming to develop a tool in predicting the performance of hydrocarbon reservoirs in various of operational strategies. Several methods were developed for reservoir simulation one of them is IMPES method. The method aims to search for any gridblok pressure from a combination of the whole equation of flow by eliminating the saturation. IMPES calculation method is simpler and faster process. This method can easily be applied to the Black-Oil model. Method of settlement systems of linear equations implemented in the form of matrix algebra done Conjugat Gradient method. Reservoir behavior such as pressure change, saturation change and and rate of fluid flow in production wells at specified time intervals can be observed very well through reservoir simulation. From the simulation results it appears that the effect of the injection wells are very useful in order to maintain reservoir pressure, so that the rate of fluid flow in oil production wells can be maintained until a certain time."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2019
T53399
UI - Tesis Membership Universitas Indonesia Library
Muhammad Salman
"Fase produksi sekunder Lapangan X telah dilaksanakan dalam 10 tahun terakhir untuk mempertahankan tekanan reservoir dan meningkatkan pemulihan minyak, namun pemulihan minyak hanya sebesar 20,9%. Untuk meningkatkan perolehan minyak, dimanfaatkan CO2 gas buang sebesar 507 ton/day dari hasil stripping CO2 removal gas plant sebagai sumber injeksi ke reservoir Lapangan X. Simulator Extended Black Oil digunakan untuk mengevaluasi kinerja injeksi CO2 sehingga didapat laju alir injeksi CO2 optimum sebesar 1000 MCFD dengan produksi minyak kumulatif sebesar 4,2 MMSTB dan penambahan recovery factor sebesar 9,65%. Diperlukan fasilitas tambahan diameter 6 inch x panjang 25.000 kaki pipa gas bawah laut, dan satu kompresor reciprocating 3-tahap untuk menekan gas CO2 dari 2 psig menjadi 600 psig dengan nilai keekonomian dari proyek ini yaitu IRR sebesar 24,99% dan NPV 207,8 juta US$ dengan Pay Back Periode selama 4 tahun.
The secondary production phase of Field X has been carried out in the last 10 years to maintain reservoir pressure and improve oil recovery, but oil recovery only 20,9%. To increase oil recovery, a 507 tons/day of CO2 gas venting from stripping CO2 removal gas plant is utilized as a source of injection into reservoir Field X. The performance analysis of CO2 injection was carried out using the Extended Black Oil simulator so that the optimum CO2 injection flow rate of 1000 MCFD was obtained with cumulative oil production of 4.2 MMSTB and an additional recovery factor of 9.65%. Required an additional facility of 6 inch diameter x 25,000 feet subsea gas pipe, and a 3-stage reciprocating gas compressor to suppress CO2 gas from 2 psig to 600 psig with the economic value of this project, namely an IRR of 24.99% and NPV 207.8 million US $ with a Pay Back Period for 4 years."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2019
T54714
UI - Tesis Membership Universitas Indonesia Library
