Sehingga dapat dievaluasi sebagai berikut
(stb/d)
(17)
C. Aplikasi Hukum Darcy 1. Potensial Gas Nyata
Potensial fluida didefinisikan dalam fungsi:
Φ = ∫dp
ρ + gz
p
Pb
Dan untuk fluida incompressible, di mana densitas adalah konstan, didefinisikan sebagai:
Φ = p
ρ + gz
Cairan secara umum dianggap memiliki kompresibilitas yang kecil namun secara bersamaan tidak dapat dikatakan sebagai gas nyata, maka dari itu hal ini sangat berguna untuk memeriksa aplikasi dari fungsi potensial untuk mendesripsikan aliran gas.
Densitas dari gas nyata dijabarkan sebagai
ρ = Mp ZRT
13 | P e r s a m a a n D a r c y dan substitusikan ini ke persamaan (6) sehingga diperoleh potensial gas nyata sebagai berikut
Φ = RT
M ∫
Zdp
p
P Pb+ gz
(19) namun, karenaΦ = RT
M
𝑍
𝑝dp + gdz =
𝑑𝑝
𝜌 + 𝑔𝑑𝑧
(20) Kemudian gradient potensial gas didalam aliran secara sederhana dapat diberikan berikut inidΦ dl = 1 ρ dp dl + g dz dl (21) Dan, persamaan Darcy untuk aliran linear adalah
Persamaan diatas menggambarkan gas nyata yang dapat dijelaskan menggunakan bentuk yang sama dari persamaan
incompressible liquid.
2. Tekanan Datum
Cara alternatif menggambarkan fluida potensial lain adalah
Di mana 𝜑potensial adalah psi-potensial dan memiliki satuan potensial per satuan volume.
Dengan menggunakan fungsi ini, hukum Darcy menjadi
14 | P e r s a m a a n D a r c y
𝜑potensial juga sering ditunjuk sebagai “tekanan datum” Karena fungsi ini menyatakan tekanan pada titik tertentu didalam reservoir
yang dilihat pada bidang datum, yang digambarkan pada Gambar 3. Gambar 3 Acuan tekanan reservoir ke tingkat datum, sebagai
tekanan datum (satuan absolut) (Dake, L.P. 1978)
Misalkan tekanan dihitung dalam dua sumur, A dan B, di dalam reservoir, yang mana bidang datum berubah-ubah telah dipilih pada z=zo. Jika tekanan dihitung sesuai dengan tekanan datum= 0, dapat ditunjuk melalui gambar 4.3. Nilai hasil perhitungan dari 𝜑A dan 𝜑B adalah sederhana tekanan yang diamati didalam sumur yang dilihat pada bidang datum, sebagai berikut
Dalam keadaan praktis, ini sangat berguna sebagai landasan, tekanan dihitung di dalam reservoir hingga ke tingkat datum dan juga ke peta distribusi dari tekanan datum sepanjang reservoir. Dalam hal ini, distribusi potensial dan arah dari perpindahan fluida dalam
15 | P e r s a m a a n D a r c y reservoir dapat dilihat pada pandangan sekilas ketika distribusi tekanan datum sama dengan distribusi potensial.
3. Aliran radial steady state: Stimulasi Sumur
Deskripsi matematika dari aliran radial fluida meniru aliran reservoir, atau bagian dari reservoir, kedalam sumur bor.
Untuk geometri radial yang ditunjukkan dalam Gambar 4, aliran akan dijelaskan pada kondisi steady state. Ini berarti bahwa, untuk sumur yang memproduksi pada laju konstan q; dp/dt=0, pada semua titik dengan sel radial. Dengan demikian, tekanan batas luar pe dan seluru tekanan ialah konstan terhadap waktu. Kondisi ini mungkin muncul sedikit tiruan namun nyata pada skema pressure maintenance, seperti injeksi air, yang mana sakah satu tujuannya yaitu untuk memelihara tekanan agar tetap konstan. Di beberapa kasus, minyak mengambil dari sel radial yang digantikan dengan fluida melewati batas luar pada r=re.
Gambar 4 Aliran radial minyak masuk ke sebuah sumur di bawah kondisi aliran steady state
(Dake, L.P. 1978)
Sebagai tambahan, untuk keserdehanaan, reservoir akan diasumsi secara penuh untuk menjadi homogen di segala parameter reservoir dan sumur diperforasi melewati ketebalan semua formasi.
Dalam keadaan ini, hukum Darcy untuk aliran radial dari satu fasa untuk minyak dapat dijabarkan berikut ini
16 | P e r s a m a a n D a r c y Karena laju alir konstan, ini sama dalam melewati area radial lainnya, A= 2𝜋rh, diletakkan pada jarak r dari pusat sistem. Dengan demikian, persamaan (23) dapat dijabarkan yaitu
lalu pisahkan variabel dan integralkan
Di mana pwf sebagai tekanan laju alir dasar sumur. Hasil dari integral yaitu
(24) yang mana menunjukkan bahwa tekanan meningkat secara logaritma berdasarkan jarak, sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 4. Kehilangan tekanan lebih terjadi di dekat sumur daripada terhadap batas luar. Dalam hubungannya, ketika r=re, sehingga
(25) Ketika sumur dibor, ini selalu membutukan untuk memiliki tekanan positif differential acting dari sumur bor ke dalam formasi untuk mencegah masukya fluida reservoir. Oleh karena itu, beberapa lumpur pemboran akan mengalir ke dalam formasi dan partikel terhambat di dalam lumpur bisa secara parsial mengisi ruang pori, menurunkan permeabilitas, dan membuat zona rusak di sekitar lubang sumur.
17 | P e r s a m a a n D a r c y Gambar 5 Profil tekanan radial pada sumur yang mengalami
kerusakan (Dake, L.P. 1978)
Keadaan ditunjukkan pada gambar 5, yang mana ra menyatakan jarak dari zona ini. Jika sumur tidak bermasalah, profil tekanan untuk r<ra akan ditunjukkan pada garis putus-putus, di mana dikarenakan oleh penurunan permeabilitas di zona yang bermasalah, persamaan (25) menyatakan bahwa kehilangan tekanan akan lebih besar dari pada normal, atau pwf akan menurun. Penambahan kehilangan tekanan dekat dengan sumur telah diartikan oleh van Everdingen yaitu
(26) yang mana ∆pskin adalah ditunjukkan untuk skin dalam menurunkan permeabilitas sekitar sumur dan S adalah skin factor, yang mana adalah angka dimensi. Definisi ini bisa dimasukkan kedalam persamaan (5) untuk memberikan persamaan total aliran
steady state, sebagai berikut
(27)
Dapat dilihat bahwa jika S adalah positif dan pe-pwf tekanan drawdown, maka terdapat penambahan kehilangan tekanan yang dikarenakan efek penganggu dari skin.
18 | P e r s a m a a n D a r c y Karena persamaan (27) sering kali dikembangkan oleh Teknik Produksi, ini berguna untuk menjabarkan didalam satuan lapangan yang lebih baik dari satuan Darcy yang sebelumnya diturunkan. Pembaca sebaiknya memeriksa bahwa ini akan memberikan persamaan sebagai berikut
(28) yang mana faktor geometri 2𝜋 telah dibuat dalam konstan. Persamaan ini seringkali dijabarkan sebagai berikut
(29) dimana PI, atau Productivity Index dari sumur, dijabarkan dalam satuan stb/d/psi, adalah perhitungan langsung dari performa sumur. Salah satu tujuan Teknik Produksi adalah membuat PI tiap sumur sebesar mungkin, berdasarkan dengan konteks ekonomi juga, istilah ini disebut stimulasi. Langkah sumur untuk dapat distimulasikan dapat disimpulkan dengan menganggap bagaimana untuk mengubah parameter individu didalam persamaan 4.29, sehingga dapat meningkatkan PI. Beberapa metode diringkaskan dibawah ini
a. Menghilangkan skin (S)
Sebelum membuat pengeluaran modal untuk
menghilangkan skin positif,terlebih dahulu penting untuk memeriksa bahwa formasi telah memiliki kerusakan selama pemboran. Ini dapat diselesaikan dengan melakukan pressure
build up test, yang biasanya dilakukan secara rutin, segera
setelah penyelesaian sumur. Keadaaan S ini dapat dihitung dengan analisa beberapa uji coba.
19 | P e r s a m a a n D a r c y Jika ditentukan bahwa S adalah positif, kerusakan formasi dapat diturunkan dengan perlakuan acid. Tipe acid yang digunakan tergantung dari alamiah batuan reservoir dan tipe material yang harus dihilangkan. Jika formasi limestone, perlakuan memakai hydrochloric acid yang akan selalu menghilangkan skin karena daya larut (solubility) batuan itu sendiri. Pada reservoir sandstone, yang mana matriks batuan tidak larut, secara khusus mud acid digunakan. Sebagai hasil kerja acid yang sukses, skin factor dapat diturunkan hingga nol atau mungkin akan menjadi negatif.
b. Meningkatkan permeabilitas efektif (k)
Sebagaimana sudah dijelakan, dikarenakan logaritma tekanan meningkat berdasarkan jarak, bagian utama dari
pressure drawdown terjadi dekat dengan sumur. Dengan
demikian, jika permeabilitas efektif di daerah ini drawdown yang tinggi dapat ditingkatkan, produktivitas dapat dianggap meningkat. Ini dapat dicapai dengan hydraulic fracturing, yang mana tekanan fluida yang tinggi memelihara sumur bor yang akan menstimulasi rekahan didalam formasi. Ketika rekahan sudah dimulai, mereka dapat disebarkan jauh kedalam formasi dengan cara meningkatkan tekanan sumur bor dan menginjeksi fluida rekahan yang cocok, mengalirkan
granular propping agents. Pada reservoir karbonat dengan
efek yang sama dapat dicapai dengan menggunakan
fracture-acidising.
c. Menurunkan viskositas (𝜇)
Apabila viskositas minyak sangat tinggi, laju alir didalam reservoir akan berjalan rendah. Viskositas ini dapat dikurangi secara signifikan dengan meningkatkan temperatur dari minyak, tipe hubungan viskositas-temperatur ditunjukkan pada Gambar 6. Proses stimulasi termal yang diterapkan untuk efek penurunan viskositas adalah steam
20 | P e r s a m a a n D a r c y
soaking. Uap diinjeksikan ke dalam reservoir, dan model
sederhana ditunjukkan pada Gambar 6, meluas pada jarak rh, besarnya jumlah uap yang diinjeksikan, biasanya beberapa ribu ton, selama periode beberapa hari. Selama injeksi, panas hilang didalam sumur bor dan pada tudung dan base rock, namun ketikan uap digunakan, kehilangan ini digambarkan sebagai penurunan panas laten dan dengan demikian terjadi tanpa perubahan temperatur yang signifikan.
Gambar 6 a. tipe viskositas dan minyak sebagai fungsi temperatur
b. profil tekanan dengan jarak drainage dari sumur steam
soaked
(Dake, L.P. 1978)
4. Aliran Dua Fasa
Dalam penjelasan hukum Darcy, sangat susah diasumsi bahwa permeabilitas adalah sifat batuan yang konstan, terlepas dari alamiah fluida yang mengalir melalui pori-pori. Ini benar tersedia bahwa batuan dijenuhi dengan fluida, dan hasil defenisi k dari persamaan (8) sebagai permeabillitas, lebih baik dari K di persamaan (3), keadaan itu memiliki ketergantungan dari sifat fluida. Permeabilitas sehingga didefenisikan dengan istilah permeabilitas absolut.
21 | P e r s a m a a n D a r c y Apabila terdapat dua fluida, seperti minyak dan air, mengalir bersamaan melalui media berpori, lalu tiap fluida memiliki sifat tersendiri, sehingga disebut permeabilitas efektif. Permeabilitas ini tergantung pada saturasi pada tiap fluida dan jumlah pemeabilitas efektif selalu kecil daripada permeabilitas absolut. Ketergantungan saturasi pada permeabilitas efektif minyak dan air diilustrasikan pada Gambar 7. Ini lazim untuk memplot antara permeabilitas sebagai fungsi dari saturasi air sendiri ketika saturasi minyak dihubungkan dengan hubungan sederhana So = 1-Sw .
Penganggapan grafik permeabilitas efekif untuk air, dua titik dari grafik ini diketahui. Ketika Sw = Swc, saturasi air connate atau
irreducible, air tidak akan mengalir dan kw= 0. Juga, ketika Sw =1, batuan seluruhnya dijenuhi oleh air dan kw=k, permeabilitas absolut. Denga cara yang sama dengan minyak, ketika Sw =0 (So =1) lalu ko=k , dan ketika saturasi miyak menurun hingga Sor, saturasi residual, tidak ada aliran minyak dan k0=0. Dalam nilai terbatas ini, untuk kedua grafik, fungsi permeabilitas efektif mengansumsi tipe bentuk yang ditunjukkan pada Gambar 7. Dampak utama pada bentuk grafik muncul pada wetabilitas, yang mana fluida lebih meyukai melekat pada permukaan batuan. Walaupun sulit untuk mengukur akibat yang ditimbulkan, grafik permeabilitas dapat diukur di laboratorium untuk kondisi wetabilitas yang berlaku di dalam reservoir.
22 | P e r s a m a a n D a r c y Gambar 7 Permeabilitas efektif dan relatif, sebagai fungsi dari
saturasi air. (Dake, L.P. 1978)
Plot permeabilitas efektif dapat dinormalisasikan dengan membagi skala dari nilai permeabilitas absolut k untuk memperoleh permeabilitas relatif
(30) Plot Kro dan Krw sesuai dengan grafik permeabilitas efektif tedapat pada Gambar (7a) serta dijabarkan pada gambar (7b). Kedua grafik tersebut memiliiki kesamaan bentuk, hanya terdapat perbedaan bahwa skala permeabilitas relatif memiliki rentang nilai 0 hingga 1. Permeabilitas relatif digunakan sebagai persamaan matematika yang tepat, sejak muncul banyak perubahan pada perhitungan ratio permeabilitas relatif yang mana dapat disederhanakan sebagai rasio berikut.
Pada Gambar (7) bagian grafik untuk saturasi air di bawah Sw=Swc dan diatas Sw=1-Sor digambarkan sebagai garis putus-putus karena terdapat beberapa bagian plot yang dapat ditentukan dengan percobaan laboratorium, yang tidak akan pernah ditemui pada pergantian/perpindahan fluida di reservoir, sejak rentang pada saturasi air
Permeabilitas relatif maksimum air dan minyak yang secara alami terjadi selama perpindahan yang disebut dengan Titik akhir permeabilitas relatif dan didefinisikan sebagai
23 | P e r s a m a a n D a r c y (31) Terkadang grafik permeabilitas efektif disederhanakan dalam aturan yang berbeda dari yang dijelaskan di atas, pembagian garis pada Gambar (7) dengan nilai dari Ko (Sw=Swc)= K x K’ro, permeabilitas efektif maximum minyak. Hasil grafik ditunjukkan pada Gambar (8)
Gambar 8 Cara Alternatif dalam menyederhanakan permeabilitas efektif untuk menggambarkan grafik permeabilitas relatif
(Dake, L.P. 1978)
Pada kasus ini, grafik permeabilitas relatif yang disederhanakan didefinisikan sebagai
(32) Untuk menjelaskan aliran simultan pada air dan minyak di reservoir. Pengaplikasian hukum darcy. Permeabilitas absolut k. Secara tidak langsung digunakan pada bagian awal pada chapter ini, yang harus digantikan dengan permeabilitas efektif Ko(Sw) dan Kw(Sw) secara bersamaan. Menggunakan metode alternatif dalam menyederhanakan grafik permeabilitas efektif, permeabilitas yang diperlukan dapat dijabarkan sebagai
24 | P e r s a m a a n D a r c y (33) dan
Interpretasi keduanya, secara langsung memberikan nilai yang sama pada permeabilitas efektif. Yang mana telah disebutkan di beberapa persamaan yang menjelaskan pergantian satu fluida
immisible yang mana diperlukan dan didapat dari persamaan (33)
yang dijabarkan sebagai
(34)
Untuk menyelesaikan masalah secara lebih lanjut, di dalam literatur, tidak bisa membedakan antara dua cara dalam menyajikan kurva permeabilitas relatif dengan menetapkan salah satu huruf kapital. Interpretasi keduanya dilambangkan dengan simbol Kr. Pada teks ini permeabilitas relatif akan diperoleh dengan menyederhanakan grafik permebailitas efektif dengan permeabilitas absolut (Gambar 8).
Permeabilitas relatif diukur di laboratorium dengan mengkaji perpindahan air dengan air(gas) di dalam core plug yang begitu tipis. Yang mana hal ini diasumsukan bahwa saturasi fluida didistribusikan secara seragam sehubungan dengan ketebalan. Oleh karena itu, pengukuran laboratorium, atau hubungan permeabilitas relatif batuan, yang hanya dapat digunakan secara langsung untuk menjelaskan aliran di resrvoir yang mana saturasinya juga didistribusikan secara seragam sehubungan dengan ketebalannya, Dalam sebagian besar kasus praktek, namun, terdapat distribusi saturasi air yang tidak seragam pada arah vertikal yang mana diatur berdasarkan kecepatan gravitasi dan kapilaritasnya dan oleh karena itu, harus terdapat juga distribusi permeabilitas relatif sehubungan dengan ketebalan. Karena
25 | P e r s a m a a n D a r c y permeabilitas relatif batuan jarang dapat digunakan secara langsung pada perhitungan field displacement.
Walaupun konsep permeabilitas relatif diatas telah terbatasi oleh sistem dua fase minyak-air, Tetapi prinsip utama yang sama diberlakukan untuk setiap sistem dua fase seperti gas-minyak atau gas-air.
5. Mekanisme Recovery Tambahan
Hasil recovery tambahan dari peningkatan energi pada reservoir, biasanya didapatkan dengan dinjeksikannya beberapa fluida yang kemudian akan menggantikan hidrokarbon menuju sumur produksi. Sejauh ini fluida yang paling umum diinjeksikan adalah air karena ketersediannya yang mudah didapat, harga recovery-nya yang rendah serta memiliki spesific gravity yang tinggi sehingga memudahkan untuk proses injeksi.
Mekanika dasar perpindahan minyak dengan air dapat dipahami dengan mempertimbangkan mobilitas dari cairan yang terpisah. Mobilitas dari cairan apapun dapat didefinisikan sebagai
λ =kkr μ
(35) Mengingat hukum Darcy, dapat dilihat secara langsung sebanding dengan kecepatan aliran. Juga ungkapan ini termasuk dalam istilah kr / μ, yang disebut sebagai mobilitas relatif.
Cara di mana air menggantikan minyak diilustrasikan dalam Gambar (9) untuk kedua jenis waterflood ideal dan waterflood linier
26 | P e r s a m a a n D a r c y Gambar 9 distribusi saturasi Air sebagai fungsi dari jarak antara injeksi dan sumur produksi untuk (a) perpindahan ideal dan (b)
perpindahan non-ideal (Dake, L.P. 1978)
Pada kasus idealnya terdapat interface yang tajam antara minyak dan air.
Didepannya, minyak mengalir dihadapan connate water
(mobilitas relatif, )
sementara di belakang interface air mengalir di hadapan sisa minyak
(mobilitas relatif .
Jenis ini perpindahan yang baik hanya akan terjadi jika rasio
di mana M dikenal sebagai rasio mobilitas titik akhir dan, karena keduanya k’ro adalah k’rw merupakan titik akhir permeabilitas relatif, yang konstan. Jika M ≤ 1 itu berarti, di bawah tekanan diferensial dikenakan, minyak ini mampu bepergian dengan kecepatan yang sama dengan atau lebih besar dari air. Air yangmana dapat mendorong minyak, hal ini terjadi karena tidak ada kecenderungan minyak melewatinya yang menghasilkan interface yang tajam antara cairan.
Perpindahan yang ditunjukkan pada Gambar (9), yang disebut " seperti perpindahan piston". Fitur yang paling menarik adalah bahwa jumlah total minyak yang dapat dicapai dari blok reservoir linear akan
27 | P e r s a m a a n D a r c y diperoleh dengan injeksi volume air yang sama. Ini disebut volume minyak bergerak, di mana
1 (MOV) = PV (1 - Sor - SWC)
Perpindahan non-ideal digambarkan dalam Gambar (9), yang lebih umum terjadi ketika M> 1. Dalam kasus ini, air ini mampu mengalir lebih cepat dari minyak seperti air mendorong minyak melalui reservoir, yang terakhir akan terlewati. Lidah air membuat saturasi air menjadi kurang baik.
Minyak mengalir lagi di depan air yangmana berhadapan pada connate water. Hal ini terjadi dalam banyak kasus, dengan waterflood didepan, atau shock front, di mana ada diskontinuitas dalam saturasi air. Kemudian terdapat transisi bertahap antara saturasi shock front dan saturasi maksimum Sw = 1-Sor. Garis putus-putus pada Gambar (9) menunjukkan distribusi saturasi pada saat shock front breaksthrough ke sumur produksi (terobosan). Berbeda dengan perpindahan piston tidak semua minyak yang mengalir akan ditemukan. Semakin banyak air yang diinjeksikan, pesawat kejenuhan air maksimum (Sw = 1-Sor) akan bergerak perlahan melalui reservoir hingga mencapai produksi baik pada saat volume minyak yang dapat mengalir tercapai. Sayangnya, dalam kasus-kasus yang umum terjadi mungkin diperlukan lima atau enam MOV untuk air diinjeksikan untuk menggantikan salah satu MOV minyak. Saat tingkat injeksi air konstan, faktanya lebih banyak air yang harus diinjeksikan, dalam kasus yang tidak menguntungkan, protracts skala waktu yang terdapat pada perolehan minyak merupakan ekonomi yang tidak menguntungkan. Selain itu, kantong minyak yang terlewati mungkin tidak dapat tercapai.
Jika rasio mobilitas titik akhir untuk minyak menggantikan air hal ini menyebabkan kerugian, proyek injeksi dapat direkayasa untuk mengatasi kesulitan ini. Cara di mana hal ini dilakukan dapat dihargai dengan mempertimbangkan pernyataan
28 | P e r s a m a a n D a r c y dimana subscript "d" mengacu pada fluida pengganti, yang tidak sertamerta selalu air. Untuk meningkatkan efisiensi perpindahan, M harus dikurangi dengan 1 atau pengurangan yangmana akan berefek pada perpindahan dari jenis yang ditunjukkan pada Gambar (9), dengan tipe ideal ditunjukkan pada gambar (9) ini disebut sebagai "Pengontrol mobilitas". Metode yang dapat mengurangi nilai M sebagai berikut:
a) Injeksi Polimer (meningkatkan μd)
Polimer, seperti polisakarida, dilarutkan dalam air injeksi, yang dapat meningkatkan viskositas, sehingga mengurangi mobilitas air. Injeksi olimer tidak hanya akan mempercepat perolehan minyak, tetapi juga dapat meningkatkan perolehan minyak, dibandingkan dengan tenaga pendorong air normal, karena by-passing minyak sangat berkurang.
b) Metode Termal (menurunkan, μo / μd)
Untuk minyak mentah yang sangat kental rasio μo / μd dapat dari urutan ribuan (yang berarti bahwa M memiliki urutan yang sama besarnya) dan oleh karena itu, dorongan air tidak dapat dianggap sebagai proyek yang layak. Dalam kasus seperti rasio viskositas dapat dikurangi secara drastis dengan meningkatkan suhu, seperti yang ditunjukkan pada Gambar (6). Hal ini dicapai dengan salah satu metode berikut:
- Injeksi air panas - Injeksi uap
- In-situ Combustion
Meskipun pengontrolan mobilitas merupakan tujuan utama dalam penerapan metode termal, terdapat faktor lain yang terlibat dari sekedar pengurangan, μo / μd (di mana dalam hal ini, μd adalah viskositas air panas atau uap dan berbeda dari μw pada suhu reservoir yang normal ). Dalam banyak kasus destilasi minyak mentah yang terjadi, fraksi
29 | P e r s a m a a n D a r c y ringan minyak yang vapourised dan menyebakan fluida pelarut berada didepan permukaan termal. Ekspansi minyak akibat proses pemanasan juga akan menambah perolehan minyak. Oleh karena itu metode termal dapat dianggap sebagai proses perolehan minyak tahap sekunder dengan beberapa efek samping yang dapat menyatakannya menjadi tahapan tersier, seperti distilasi minyak mentah, yang cenderung mengurangi kejenuhan sisa minyak.
c) Injeksi Tersier
Injeksi tahap tersier bertujuan memperoleh sisa minyak di reservoir setelah tahap secondary recovery konvensional, seperti water drive. Minyak dan air yang bercampur (tidak campuran) dan sebagai hasilnya terdapat tegangan permukaan yang membatasi antarmuka antara cairan. Hal ini mengarah kepada minyak yang terperangkap dalam terpisah dari setiap pori yang merupakan keadaan normal setelah waterflood.
Dari pandangan titik mekanik, metode yang umum digunakan dalam Injeksi tahap tersier dapat ditentukan
dengan mempertimbangkan Gambar (10), yang
menunjukkan pembesaran kurva minyak permeabilitas relatif (garis tebal) untuk perpindahan air-minyak, di sekitar titik residual saturasi minyak. Setelah water drive kro adalah nol ketika Jadi = Sor, titik A, dan minyak tidak akan mengalir.
Dua kemungkinan untuk meningkatkan situasi ditunjukkan dengan jumlah yang mengubah karakteristik permeabilitas relatif minyak. Yang pertama adalah untuk menggantikan minyak dengan cairan yang terlarut di dalamnya, sehingga meningkatkan saturasi minyak di atas Sor. Hal ini setara dengan bergerak dari titik A ke B pada
30 | P e r s a m a a n D a r c y kurva permeabilitas relatif normal. Sebagai hasil kro terbatas dan minyak menjadi mobile.
Atau, injeksi dapat dilakukan dengan fluida yang terlarut atau larut sebagian dengan minyak sehingga menghilangkan tegangan permukaan, atau dalam beberapa cara memodifikasi sifat antarmuka, antara fluida pengganti dan minyak. Hal ini mengurangi saturasi sisa minyak ke nilai yang sangat rendah, atau S' pada Gambar (10), dan mengubah kurva permeabilitas relatif minyak, seperti yang ditunjukkan oleh garis putus-putus. Dalam hal ini, ketika kontak antara cairan pengganti dengan sisa minyak yang tersisa setelah waterflood, efeknya adalah bahwa minyak relatif meningkat permeabilitas dari nol ke titik C dan lagi sisa minyak menjadi mobile.
Gambar 10 Menggambarkan dua metode dalam memobilisasi sisa minyak yang tersisa setelah waterflood
konvensional (Dake, L.P. 1978)
Jelas metode kedua muncul lebih menguntungkan karena menciptakan kemungkinan perolehan hampir semua dari sisa minyak. Dalam kasus pertama, hanya bagian dari setiap gelembung tetesan minyak yang dapat diperoleh. Injeksi tahap tersier umumnya salah satu bertujuan miscibility total atau kombinasi metode yang dijelaskan di atas. Cara-cara di mana injeksi tersebut dapat direkayasa banyak dan beragam, beberapa yang lebih popular.
31 | P e r s a m a a n D a r c y Minyak tersebut dipindahkan oleh salah satu produk LPG (Liquid Petroleum Gas), etana, propana atau butana. Jika kondisi reservoir seperti LPG merupakan dalam fase cair akan larut dengan minyak dan secara teoritis semua sisa