Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Peningkatan produksi minyak tahap lanjut (EOR) perlu dilakukan pada lapangan minyak tua dengan kandungan minyak masih tinggi. Injeksi kimia, khususnya surfaktan sebagai bagian dari aplikasi EOR sudah terbukti mampu meningkatkan perolehan minyak dari lapangan minyak tua. Dewasa ini surfaktan berbasis minyak sawit mulai dikembangkan. Selain surfaktan ini mampu menurunkan tegangan antarmuka sebagaimana yang dipersyaratkan surfaktan sebagai chemical EOR, ketersediaan minyak sawit yang melimpah dan merupakan bahan baku yang terbarukan juga menjadi alasan mengapa dilakukan penelitian sintesa surfaktan berbasis minyak sawit untuk aplikasi EOR ini. Beberapa surfaktan berbasis minyak sawit disintesa, yaitu surfaktan MES, BES dan PDS. Ada tiga varian surfaktan PDS yaitu PDSH1, PDSH2 dan PDSH3. Parameter uji screening seperti kompatibilitas, tegangan antarmuka (IFT), filtrasi, dan ketahanan panas dilakukan sebelum diaplikasikan pada lapangan minyak intermediet. Dari kelima varian surfaktan, didapatkan formula terbaik 1% surfaktan PDSH3 yang memenuhi criteria pada uji screening. Karakterisasi FTIR dan analisa gravimetri thermal dilakukan untuk menentukan gugus fungsi sulfonat dan mengukur degradasi perubahan massa surfaktan terhadap panas. Uji injeksi kimia skala laboratorium dilakukan untuk mengetahui seberapa besar peningkatan perolehan minyak yang dihasilkan."

"ABSTRAKMakalah ini membahas studi kasus sebuah lapangan minyak yang memerlukan pengembangan tahap lanjut untuk optimisasi faktor perolehan namun terkendala oleh ketersedian lahan. Letak lapangan minyak tumpang tindih dengan konsesi batubara. Studi ini bertujuan menentukan skenario pengembangan lapangan tahap lanjut sehingga factor perolehan minyak optimal dan pada saat yang sama produksi batubara juga optimal. Berdasarkan rencana operasi penambangan serta geologi area tumpang tindih, sumur-sumur pengembangan yang terdiri atas sumur produksi dan injeksi berarah diletakkan dalam satu kluster pada area antiklin radius 500 meter. Lokasi sumur aktif juga terletak dalam kluster ini. Metode simulasi reservoir digunakan untuk evaluasi berbagai skenario pengembangan lapangan. Model simulasi reservoir divalidasi dengan metode kesetimbangan materi dan penyelarasan dengan data produksi. Skenario yang menghasilkan faktor perolehan minyak paling optimal adalah dengan menggunakan lima sumurproduksi eksisting, satu sumur injeksi eksisting, empat sumur produksi, dan satu sumur injeksi tambahan. Sumur-sumur tambahan didesain sebagai sumur berarah. Faktor perolehan minyak yang diperoleh sebesar 23.7% atau mengalami kenaikan 6.7% dibandingkan faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Pendekatan yang dikembangkan dalam studi kasus ini dapat menjadi model dalam optimasi perolehan minyak dan gas bumi pada wilayah kerja tumpang tindih."

"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."

"Gunung Kemala merupakan lapangan Migas tua yang berada dalam fase decline production. Pemboran pengembangan tahun 2012 mengacu data seismik 2D memberikan hasil produksi dibawah target, berdasarkan hasil tersebut dilakukan moratorium terhadap aktivitas pengeboran  dengan menyisakan ruang lingkup POD sejumlah 14 sumur.  Upaya reaktivasi pengeboran dengan penambahan data seismic 3D yang dimulai sejak tahun 2018 dan produksi minyak pertama diperoleh pada bulan Juli 2023.  Dalam aspek operasional akusisi data seismic 3D, tantangan aspek K4L pada masa pandemi Covid 19  diatasi dengan pelaksanaan protokol kesehatan yang ketat. Hasil data seismic 3D dilakukan interpretasi dan evaluasi untuk mendapatkan gambaran subsurface terbaru sebagai dasar dalam pengajuan proyek pengeboran. Usulan proyek pengeboran baru tanpa melalui tahapan Inisiasi-Seleksi dan langsung ke tahapan Kajian Lanjut berdasarkan pada kebijakan khusus PUDW. Pasca pengeboran dilakukan evaluasi dan forecasting untuk mendapatkan perkiraan estimasi volume perolehan minyak. Hasil interpretasi dan evaluasi penambahan data seismic 3D dapat menggambarkan kondisi subsurface lebih detail dan terdapat beberapa area sebagai lokasi titik pengeboran baru teridentifikasi secara jelas dibandingkan data 2D sebelumnya. Sumur pertama dari proyek reaktivasi pekerjaan pengeboran dengan penambahan data 3D menghasilkan produksi minyak sebesar 800 BOPD, dan sumur berikutnya masing-masing lebih dari 1000 BOPD dan memberikan peningkatan tambahan cadangan atau volume perolehan minyak Lapangan Gunung Kemala sebesar 3.90 Juta Barrel Oil (MMBO).

---

Gunung Kemala is mature oil & gas field that is in the decline production phase. The drilling development in 2012 based on 2D seismic data that provides production results below the target, based on these results, a moratorium is carried out on drilling activities by leaving the scope of POD of 14 wells.  Drilling reactivation efforts with the addition of 3D seismic data began in 2018 and the first oil production was obtained in July 2023. In the operational aspect of 3D seismic data acquisition, the challenges of the K4L aspect during the Covid 19 pandemic are overcome by the implementation of strict health protocols. The results of the 3D seismic data are interpreted and evaluated to get the latest subsurface description as a basis for submitting a drilling project. Proposals for new drilling projects without going through the Inisiasi – Seleksi stage and directly to the Kajian Lanjut stage based on the Kebijakan Khusus PUDW. After drilling execution, evaluation and forecasting are carried out to get an estimate of the oil production volume. The results of the interpretation and evaluation of the addition of 3D seismic data can describe the condition of the subsurface in more detail and there are several areas as the location of new drilling points that are clearly identified compared to the previous 2D data. The first well of the drilling work reactivation project with the addition of 3D data resulted in oil production of 800 BOPD, and the next well was more than 1000 BOPD each and provided an additional increase in the oil reserves or volume of the Gunung Kemala Field by 3.90 Million Barrels of Oil (MMBO). "