Garuda - Garba Rujukan Digital

Analyzing The Statistics Function For Determination Of Oil Flow Rate Equation in New Productive Zone Herawati, Ira; Rita, Novia; Novrianti, Novrianti; Taufand, Rosalia M
Journal of Geoscience, Engineering, Environment, and Technology Vol 2 No 1 (2017): JGEET Vol 02 No 01 : March (2017)
Publisher : UIR PRESS

Oil rate will be decline at production time in a well. So, we have to produce in another layer who assume have a potential. Before we produce another layer who assumed have a potential, we need to predict oil rate to known how much oil gain. In this field research oil rate prediction in new productive zone was determine following by analogical data and near well references. In this method there is a difference determine of oil rate for each people. Cause of that, in this research using analysis statistical for oil rate predicting in new productive zone based on linear function for Productivity Index (PI) and polynomial function for watercut. Determining equation of linear and polynomial functions for oil rate prediction measuring by production and logging data for each well who assumed productive zone in area X field RMT. Based of statistically analysis for linear function known that coefficient determination (r2) = 0.9964 and polynomial function known that coefficient determination (r2) = 0.9993. This result indicated that we can use both of the functions for oil rate prediction in new productive zone in area X field RMT. After that, based on both of functions calculate oil rate prediction each wells in area X field RMT. So, known differences in oil rate prediction between oil rate data in area X field Y known is 28.13 BOPD or 0.78%.

Rekonstruksi dan Validasi Data Permeabilitas Relatif Untuk Proses History Matching Dalam Simulasi Reservoir Pengembangan Lapangan X Rita, Novia; Erfando, Tomi
JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 4 No 2 (2015): OCTOBER
Publisher : UIR PRESS

Sebelum suatu model reservoir digunakan, terlebih dahulu dilakukan history matching atau menyesuaikan kondisi model dengan dengan kondisi reservoir. Salah satu parameter yang perlu disesuaikan adalah permeabilitas relatif. Untuk melakukan rekonstruksi nilai permeabilitas relatifnya dibutuhkan data SCAL (Special Core Analysis) dari sampel core. Langkah awal rekonstruksi adalah dengan melakukan normalisasi data permeabilitas relatif (kr) dan saturasi air (Sw) dari data SCAL yang berasal dari tiga sampel core. Setelah dilakukan nomalisasi, dilakukan denormalisasi data permeabilitas relatif yang akan dikelompokkan berdasarkan jenis batuannya. Setelah dilakukan history matching menggunakan black oil simulator, data denormalisasi tersebut belum sesuai dengan kondisi aktual. Selanjutnya digunakan persamaan Corey untuk rekonstruksi kurva permeabilitas relatifnya. Hasil dari persamaan tersebut didapat bahwa nilai kro dan krw jenis batuan 1 sebesar 0,25 dan 0,09 kemudian nilai kro dan krw untuk jenis batuan 2 sebesar 0,4 dan 0,2. Nilai permeabilitas dari persamaan Corey digunakan untuk melakukan history matching, hasilnya didapat kecocokan (matching) dengan keadaan aktual. Berdasarkan hasil simulasi, nilai produksi minyak aktualnya adalah 1.465.650 bbl sedangkan produksi dari simulasi adalah 1.499.000 bbl. Artinya persentase perbandingan aktual dan simulasinya adalah 1,14% yang dapat dikatakan cocok karena persentase perbedaannya di bawah 5%.

Studi Mekanisme Injeksi Surfaktan-Polimer pada Reservoir Berlapis Lapangan NR Menggunakan Simulasi Reservoir Rita, Novia
JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 1 No 1 (2012): OCTOBER
Publisher : UIR PRESS

Pertumbuhan industri minyak yang cepat, meningkatnya kebutuhan bahan bakar fosil, penemuan cadangan minyak yang menurun dan sulit ditemukan, serta penurunan produksi yang diperoleh dari aset yang sudah tua menyebabkan industri minyak menerapkan metode produksi alternatif. Metode yang paling umum untuk diterapkan adalah teknik enhanced oil recovery (EOR). Salah satu metode EOR yang paling diterapkan saat ini adalah injeksi surfaktan-polimer. Proses injeksi ini sangat tergantung pada karakteristik aliran, heterogenitas batuan dan interaksi antara fluida-batuan. Oleh karena itu, perlu dilakukan studi tertentu untuk memahami mekanisme injeksi. Hal ini dapat dilakukan dengan menggunakan simulator reservoir. Studi ini dilakukan melalui analisis komparatif dari 4 (empat) jenis injeksi yaitu injeksi air, injeksi polimer, injeksi surfaktan, dan injeksi surfaktan-polimer. Dapat dilihat bahwa injeksi air tidak bekerja optimal karena kandungan air telah mencapai nilai tertinggi 98%. Injeksi polimer bisa menyapu minyak yang terkandung dalam zona permeabilitas rendah sekitar 4% dari saturasi minyak sebelumnya. Injeksi surfaktan dapat mengurangi saturasi minyak yang tersisa di reservoir (ROS) sekitar 5% dari saturasi minyak sebelumnya pada zona permeabilitas tinggi. Injeksi surfaktan-polimer bisa menyapu minyak yang terkandung dalam kedua zona permeabilitas tinggi dan rendah hingga mengurangi residual oil saturation after waterflood (SORW) dan ROS masing-masing hingga 7% dan 11% dari saturasi minyak sebelumnya. Dengan demikian, injeksi surfaktan-polimer dianggap sebagai teknik EOR yang paling cocok untuk diterapkan di Lapangan NR.

Analisis Sensitivitas Salinitas dan Adsorbsi Injeksi Surfaktan-Polimer Menggunakan Simulasi Reservoir Pada Reservoir Berlapis Lapangan NA Rita, Novia
JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 5 No 2 (2016): OCTOBER
Publisher : UIR PRESS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.22549/jeee.v5i2.476

Increasing the time, the condition of the oil in reservoir increasingly difficult for production to the surface, this is caused by diminishing reservoir pressure and the condition of a viscous oil. While the technology used can no longer urged oil to surface. NA field is a field that is old, the production process is done on the field NA has been through the stages of primary and secondary recovery, where this stage is not optimal in increasing oil production on the field. While OOIP on the field is still economically viable. Of screening criteria that has been done on NA Field, the oil production stage to do next is to EOR method. The EOR methods that can be applied is by chemical injection method of surfactant and polymer. Before the surfactant and polymer injection method performed on NA Field, the first done through the stages of planning reinjection reservoir simulation. Fields of reservoir simulation models NA will be analyzed four skenarios conducted for sensitivity to salinity and adsorption of surfactant-polymer. Skenario 1 simulation with values ââvarying salinity, Skenario 2 adsorption value simulation with different surfactants, Skenario 3 sensitivity to polymer adsorption, Skenario 4 see changes impairment influences the permeability to polymer injection. The results of all four skenarios simulations obtained optimum value of cumulative production of 72 548 STB with a recovery factor (RF) of 30.9% at the price of 0.075 surfactant salinity mEq / ml, adsorption of surfactant 0.3 mEq / ml, 0.1 wt polymer adsorption % cuft, and changes in permeability due to 80wt% polymer solution cuft.

Optimalisasi Production Well Test Untuk Mendukung Performance Produksi Dengan Cara Tiering System Pada Area X Lapangan Y Rita, Novia; Novrianti, Novrianti
Journal of Earth Energy Engineering Vol 5 No 1 (2016): APRIL
Publisher : UIR PRESS

Area X merupakan salah satu area yang terdapat di Lapangan Y PT. Chevron Pacific Indonesia, dimana area X terdiri dari 563 sumur. Pada Area X ini dilakukan pekerjaan tes terhadap sumur sebanyak 2 kali per bulan, sehingga untuk 563 sumur diperlukan 1126 kali tes perbulan. Fasilitas yang tersedia untuk production well test pada Area X hanya mampu 960 kali tes per bulan. Sehingga 116 sumur tidak akan mendapatkan jadwal tes pada setiap bulannya. Apabila prosedur seperti ini tetap dilakukan secara terus menerus maka akan selalu terdapat sisa sumur yang belum terpenuhi untuk dilakukan tes di setiap bulannya. Untuk mengatasi permasalahan ini dilakukan Tiering system. Tiering system adalah suatu metode dalam proses pengujian sumur dimana dalam metode ini sumur-sumur akan dikelompokkan berdasarkan produksi terbesar hingga terkecil. Sumur yang tergolong big production akan berada pada urutan teratas untuk dilakukan Well Testing (Tier #1) dan diikuti Tier #2, Tier #3 dan Tier #4 (Tiering System merupakan metode atau proses yang digunakan untuk mengelompokan data-data production well testing sumur yang banyak menjadi kelompok kelompak kecil, yang bertujuan untuk membantu mengoptimalisasi proses pekerjaan well test di Lapangan (Human Resources Sumatra Operation, 2012).. Kuantitas test sumur setiap bulan akan disesuaikan dengan kebutuhan data dan kategori Tier, hal ini bertujuan untuk mendapatkan data yang valid secara continue pada sumur, sehingga cepat diketahui dan di follow up jika terjadi permasalahan penurunan produksi pada sumur-sumur tersebut. Dengan Tiering System, maka 563 sumur yang harus dilakukan well testing setiap bulannya di Area X jadi terpenuhi karena hanya membutuhkan 777 kali tes perbulan. Bahkan waktu pelaksanaan well test masih tersisa untuk 183 kali tes, hal ini juga berdampak pada kenaikan produksi sebesar 5441 bbl per hari dengan keuntungan sebesar US$ 217.621,75.

Optimasi Laju Injeksi Pada Sumur Kandidat Convert to Injection (CTI) di Area X Lapangan Y Erfando, Tomi; Rita, Novia; Marliaty, Toety
Journal of Earth Energy Engineering Vol 6 No 2 (2017): OCTOBER
Publisher : UIR PRESS

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%.

The Enhancing Cement Strength through Utilization of Rice Husk Ash (RHA) Additive: An Experimental Study Rita, Novia; Novrianti, Novrianti; Novriansyah, Adi; Ariyon, Muhammad
Journal of Earth Energy Engineering Vol 7 No 1 (2018): APRIL
Publisher : Pekanbaru Riau: Program Studi Teknik Perminyakan FT Universitas Islam Riau

Designing a slurry with adequate strength resistance is a major objective in oil and gas completion job. Various studies and research confirms that Compressive Strength (CS) and Shear Bond Strength (SBS) are two parameter which is imperative in describing cement strength in well cementing job. This experimental study introduces a Rice Husk Ash (RHA), an alternative cement additive derived from organic waste. RHA rich in silicon oxide (SiO2) and has a pozzolanic reaction, which is correlated in enhancing cement strength. Serial cement samples with various concentration of RHA were prepared to investigate the effect of RHA concentration to CS and SBS. All samples were then Dried for 24 hours in room condition after completing mixing and molding process. A Biaxial Loading test was then performed to all samples to determine the CS and SBS values by using hydraulic press apparatus. Results from the loading test generally indicate an enhancement of CS and SBS for samples with 31%, 32%, 33%, and 34% RHA. An indication of higher CS and SBS is not found for sample with 35% RHA, comparing with 34% RHA. Thus, 34% RHA is the optimum concentration for theses study, which yield 1312. psi of CS and 158.16 psi of SBS.  Through this study, there is an opportunity for transforming waste material into alternative additive with higher economic value.       

The Key Parameter Effect Analysis Of Polymer Flooding On Oil Recovery Using Reservoir Simulation Erfando, Tomi; Rita, Novia; Ramadhan, Romal
Journal of Geoscience, Engineering, Environment, and Technology Vol 4 No 1 (2019): JGEET Vol 04 No 01 : March (2019)
Publisher : UIR PRESS

As time goes by, there will be decreasing of production rates of a field along with decreasing pressure. This led to the necessity for further efforts to increase oil production. Therefore, pressure support is required to improve the recovery factor. Supportable pressure that can be used can be either water flooding and polymer flooding. This study aims to compare recovery factor to scenarios carried out, such as polymer flooding with different concentrations modeled in the same reservoir model to see the most favorable scenario. The method used in this research is reservoir simulation method with Computer Modeling Group (CMG) STARS simulator. The study was carried out by observing at the pressure, injection rate, and polymer concentration on increasing field recovery factor. This study used cartesian grid with the assumption of homogeneous reservoir, there are no faults or other geological condition in the reservoir, and driving mechanism is only solution gas drive. This reservoir, oil type is light oil with API gravity 40.3˚API and layer of conglomerate rock. The simulation result performed with various scenarios provides a good result. Where the conditions case base case field recovery factor of 6.7%, and after water flooding produced 25.5% of oil, whereas with tertiary recovery method is polymer flooding was carried out with four concentrations of 640 ppm, 1,500 ppm, 3,000 ppm, and 4,000 ppm obtained optimum values at 4,000 ppm polymer concentration with recovery factor 28.9%, SOR reduction final value 0,5255, polymer adsorption of 818,700 ppm, reservoir final pressure 1,707 psi, and an increase in water viscosity to 0.94 cP.

Title

Found 8 Documents
Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title Search

Found 8 Documents Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title

Found 8 Documents
Search