Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Suplai uap untuk kebutuhan pembangkit dari sumur-sumur produksi yang dialirkan ketabung pemisah ditentukan oleh tekanan operasi kepala sumur. Suplai uap yang diperoleh dari beberapa sumur produksi akan bergabung pada satu pipa header lalu dialirkan menuju ke separator. Tekanan operasi yang masih tinggi di kepala sumur pada bukaan katup alir maksimum dengan sistem pemipaan yang ada menyebabkan jumlah uap yang dialirkan dari sumur ke tabung pemisah tidak optimal karena terjadinya penurunan tekanan yang cukup besar antara kepala sumur dan tabung pemisah. Analisa penurunan tekanan dilakukan dengan menggunakan software Pipephase 9.2 dengan terlebih dahulu menentukan formula yang terbaik untuk flow correlation dari aliran dua fase dari masing-masing sumur menuju ke tabung pemisah berdasarkan sistem pemipaan dengan kondisi sekarang dan data simulasi tersebut dibandingkan dengan data pengukuran langsung dilapangan. Dari hasil analisa diperoleh bahwa korelasi alir 2 fasa yang sesusai untuk system ini adalah BBM+Olimen+Ansari. Berdasarkan hasil tersebut dilakukan evaluasi untuk sistem yang ada dengan melakukan pemetaan terhadap bagian dari sistem dan diperoleh bahwa penurunan tekanan terbesar terjadi pada pipa header ukuran 20". Proses pemodelan dilakukan untuk memperbesar ukuran pipa header dari 24" hingga 36" untuk memperoleh alternatif ukuran pipa yang optimal dalam mengurangi besarnya penurunan tekanan pada sistem pemipaan akibat factor gesekan sehingga produksi uap dapat meningkat dan menambah daya listrik yang dibangkitkan. ......Deliverability of steam from the production well to Vessel is driven by the operating Well Head Pressure. Supply of steam from several production wells will go to one pipe header before going to separator. Higher Well Head Pressure will lower the deliverability of the production Well and the steam transfer from the well to the separator could not be maximized. Evaluation of pressure drop at the two phase piping system between Well Head and Vessel was conducted to minimize the pressure drop and to determine which part of the piping that experience significant high pressure drop by mapping the pressure. The pressure drop analysis was modeled using Pipe phase 9.2 Software by first determine the best flow correlation formula of two phase flow with the current piping system and then compare the result with the pressure measurement at real operating condition. The best flow correlation after simulated is BBM+OLIMEN+ANSARI. The analysis is continued by mapping the segment of piping that has high pressure drop which is the 20 inch pipe between header and separator. Model is made by enlarging the pipe diameter from 24 to 36 inch of the 2 phase flow pipe header to the separator to get the best alternative which one can minimize the pressure drop that mostly cause by friction losses so that the wells can operate at lower well head pressure and deliver more steam to the separator.

Abstrak :
Lapangan panasbumi Wayang Windu sudah berproduksi dari tahun 2000 dengan memproduksikan uap sebanyak 227 MW. Selama masa produksi yang dilalui, terdapat beberapa masalah muncul dipermukaan terutama yang bekaitan dengan beberapa sumur 1 fasa di bagian utara lapangan Wayang Windu. Adapun permasalah yang ada diantaranya: penurunan produksi yang melebihi kondisi normal, penurunan tekanan reservoir yang mengkhawatirkan setiap tahunnya, dan indikasi peningkatan jumlah sumur superheat. Analisa yang dilakukan terbatas pada analisa produksi, logging sumur dan geokimia fluida geokimia terutama dari beberapa sumurdi bagian utara lapangan Wayang Windu. Selanjutnya semua data yang ada disandingkan dengan data Microearthquake MEQ, dan hasil monitoring data tracer injection yaitu untuk melihat keberadaan reservoir brine terhadap kinerja reservoir uap untuk kepentingan sustainability. Semua data yang dianalisa adalah data yang diperoleh dari tahun 2000 sampai 2017. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan informasi secara terintegrasil terhadap permasalahan terkini yang dihadapi, selanjutnya dapat diambil langkah perbaikan dalam upaya melakukan penerapan reservoir managemen yang lebih baik untuk kelangsungan produksi, sekaligus memberikan masukan terhadap bagaimana menerapkan strategi injeksi fluida brine/condensat untuk mempertahankan kinerja produksi dan peforma reservoir lapangan Wayang Windu terutama dalam upaya mempertahankan performa reservoir uap.

---

Geothermal Wayang Windu Wayang field has been produced since 2000 by producing 227 MW of steam in total. During the production period, there are some problems appearing on the surface especially those associated with 1 phase steam production at some wells in the northern of Wayang Windu field. The problems are decreasing production that exceeds of normal decline condition, decreasing significant reservoir per year, and increasing of number of superheat wells. The analysis are limited to production decline analysis based on steam production data, reservoir performance analysis from well record logging data, and geochemical fluid analysis from several 1 phase steam well at the northern part of Wayang Windu field. Furthermore, all existing data is juxtaposed with information from Micro Earthquake MEQ, and tracer injection data support to see the relationship between wells or reservoir and performance presence of the brine reservoir support for the production sustainability. All data were obtained from the surface record from 2000 but with focussed on mainly data obtained after the existence of Unit 2 in 2009. This research is expected to provide complete integrated information on the latest problems encountered in the field of Wayang Windu, and furthermore it is expected to give some reccomendation for better good reservoir management improvement as part of maintaining the continuity of production in the future, as well as providing recommendation to how implement good strategy for brine condensate injection in order to maintain reservoir and well production performance at Wayang Windu Field.

Abstrak :
Potensi energi geotermal Indonesia merupakan yang terbesar di dunia, namun kini baru diutilisasi sekitar 4% dari potensi tersebut. Penelitian ini bertujuan mengoptimalkan penempatan sumur produksi geotermal di lapangan X agar risiko aktivitas pengembangan skema produksi dapat diminimalisasi. Pada penelitian ini dilakukan pemodelan dan simulasi reservoir dengan menggunakan data 3G (Geologi, Geofisika dan Geokimia) dari lapangan X dan data dari sumur yang telah ada. Dengan menggunakan TOUGH2, PETRASIM dan GeoSlicer-X, pemodelan forward yang mencakup adjustment dari litologi dan posisi sources dilakukan hingga model reservoir mencapai kondisi natural state. Data hasil simulasi reservoir kemudian diregresi menggunakan MATLAB serta dilakukan optimasi numerik guna mendapatkan titik-titik penempatan sumur produksi yang diajukan untuk penambahan kapasitas terpasang di lapangan X. Didapatkan hasil penelitian titik optimum penempatan sumur produksi pada koordinat x 3276 m dan y 4262 m dengan nilai entalpi spesifik maksimum 1529,9 kJ/kg; serta 6 titik penempatan sumur produksi dengan nilai entalpi spesifik 1500, 1450 dan 1400 kJ/kg. Dengan demikian, penambahan kapasitas terpasang dari skema produksi tambahan ini diestimasi dapat mencapai 43,5 MWe. ...... Indonesia has the biggest estimated geothermal energy reserve in the world, but only 4% of that reserve currently utilized to generate electricity. The purpose of this research is to optimize the production well placements at X field to minimize the failure risk of production scheme development. In the research, reservoir modelling and simulation is conducted based on 3G (Geological, Geophysical and Geochemical) data and existing wells data. Forward modelling process, which covers the lithology and sources position adjustment, is executed with TOUGH2, PETRASIM and GeoSlicer-X to validate the reservoir model towards natural state condition. Using MATLAB, the resulting data is regressed and used to numerically optimize the production well placement decision based on the fluid specific enthalpy. The new production scheme is proposed to further increase the installed capacity in X field. The final result is the optimal point of well placement; which is 3276 m in x coordinate and 4262 m in y coordinate with the maximum specific enthalpy value of 1529,9 kJ/kg and 6 (six) other points with specific enthalpy of 1500, 1450 or 1400 kJ/kg. Thus, the improvement of the installed capacity with the proposed production scheme is estimated to reach 43,5 MWe.