BAB III GAMBARAN LAPANGAN
3.4 INISIALISASI
Injeksi waterflooding pada tugas akhir ini dilakukan dengan menginjeksikan air sebanyak 250 barrel setiap hari selama 1097 hari injeksi.
Untuk tekanan injeksi diatur ada tekanan 1500 psi agar tidak melebihi tekanan rekah yang diasumsikan tekanan rekah berada pada nilai 1799 psi. Setelah dilakukannya run simulasi, didapatkan hasil insialisasi model lapangan DR seperti tertera pada tabel 3.3
Tabel 3.4 Hasil inisialisasi simulasi
No Parameter Nilai Satuan
1 Formation Pore Volume 9.9061 x BBL
2 Original Oil In Place 1.41063 x 106 BBL
3 Gross Formation Volume 4.5000 x BBL
4 Aqueous Phase Volume 1.9812 x BBL
BAB IV
HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Injeksi Air ( Waterflooding)
Injeksi air ( Waterflooding ) merupakan proses perolehan minyak tahap kedua (secondary recovey) yang dilakukan dengan maksud untuk memperoleh minyak sisa di reservoir yang tidak dapat diambil dengan metode tahap pertama (primary recovery) . Basecase dalam penelitian ini merupakan simulasi Lapangan DR yang berproduksi pada tahap secondary recovery.
Reservoir yang memiliki sifat heterogen, dengan karakteristik batuan yang cukup bagus. Basecase dalam penelitian ini merupakan metode tahap kedua yaitu Waterflooding. Skema yang dilakukan untuk melihat kenaikan produksi selama 4 tahun. Dengan oil rate pada sumur produksi menunjukan laju alir maksimum sebesar 200 BPD pada awal pembukaannya hingga tahun 2019 pada bulan Februari, setelah itu terjadi penurunan yang signfikan hingga tahun 2021 dengan laju produksi mencapai 73,15 BPD. Sebaliknya water cut naik sebesar 63 % sejak bulan Februari 2019 sampai tahun 2021 .
Sekenario awal reservoir ini akan diproduksikan sampai tanggal 29 Juli 2021 dengan produksi kumulatif sebesar 145.536 BBL. Berdasarkan hasil simulasi didapatkan nilai oil recovery factor sebesar 10,36 %.
Gambar 4.1 Laju Alir Minyak dan Water Cut Lapangan DR
0
Oil Prod Rate SCTR Water Cut SCTR - %
Gambar 4.2 Oil Production Cumulative dan Oil Oil recovery factor Lapangan DR
Untuk menentukan conformance problem yang ada di waterflooding maka dilakukan run base case sebanyak 2 kali sebagai pembanding. Run pertama dengan membuka 2 layer yaitu layer yang mempunyai permeabilitas 500 mD dan layer yang mempunyai permeabilitas 5000 mD. Dengan membuka 2 layer pada run base case skenario A dengan membuka layer yang mempunyai permeabiltas 500 mD dan 5000 mD , maka hasil yang didapat nilai water cut naik sejak tanggal 22 Februari 2019 hingga 2021 dengan nilai 63 %. Run skenario A dapat dilihat pada gambar 4.3.
Oil Recovery Factor SCTR Oil Prod Cum SCTR
Sebaliknya untuk run skenario B hanya membuka layer yang mempunyai permeabilitas 500 mD. Dengan demikian hasil yang didapatkan untuk run skenario B yaitu water cut naik sejak tanggal 9 September 2019 hingga tahun 2021 dengan nilai 27%. Berikut adalah gambar 4.4 yang menunjuka hasil run skenario B :
Gambar 4.4 Water Cut pada Skenario B
Dari hasil run 2 skenario yang dilakukan, pada skenario A terjadi kenaikan water cut yang lebih cepat dari skenario B. Karena pada skenario A lapisan atau layer yang dibuka yaitu layer yang permeablitas rendah dan layer yang mempunyai permeabilitas tinggi, sehingga terjadi ketidak sesuaian ( conformance problem) pada waterflooding di formasi. Berikut adalah gambar 4.5 yang menunjukan pada skenario A.
0 5 10 15 20 25 30
29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021
Water Cut %
Skenario B
Water Cut SCTR - %
1 2 3 4 5 6 7
9 8
Gambar 4.5 Flood front pada skenario A
Pada gambar 4.5 dan gambar 4.6 terlihat bahwa pada gambar 4.5 skenario A fluida pendesak bergerak lebih cepat dan terjadi ketidaksesuaian (conformance problem) di formasi dikarenakan reservoir yang memeiliki nilai permeabilitas yang berbeda untuk setiap lapisan. Sedangkan pada gambar 4.6 menunjukan flood front pada skenario B. Dimana fluida pendesak tidak bergerak lebih cepat dikarenakan lapisan di reservoir yang dibuka yaitu lapisan yang mempunyai nilai permeabilitas rendah yaitu 500 mD. Sehingga tidak ada perbedaan atau variasi nilai permeabilitas.
Gambar 4.6 Flood front pada Skenario B
Jika reservoir memeiliki variasi dalam porositas dan permeabilitas , flood front akan dpengaruhi oleh harga variasi . Fluida pendesak bergerak lebih cepat dalam lapisan yang permeabilitas tinggi selanjutnya akan terjadi breakthrough yang terlalu dini kedalam sumur produksi. Pada dasarnya, rasio mobiltas dan luasnya heteroginitas yang tinggi akan menurunkan effisiensi penyapuan vertical ( vertical sweep efficiency) ( willhite , 1986).
1 2 3 4
6 5
7 8 9
4.2 Analisis Pengaruh Crosslinker , Polymer terhadap Performance Waterflooding
Berdasarkan laju injeksi diketahui bahwa reservoir yang menjadi model dalam penelitian ini hanya dapat berpoduksi minyak sampai tanggal 21 Februari 2019 dengan secondary recovery, dengan menghasilkan water cut yang sangat signifikan hingga 63 % untuk skenario A dan untuk skenario B reservoir yang menjadi model dalam penelitian ini hanya dapat berpoduksi minyak sampai tanggal 9 September 2019 dengan secondary recovery, dengan water cut 27 % karena terjadi conformance problem. Untuk itu, diperlukan treatment untuk menangani permasalahan tersebut.
Penambahan larutan polymer gel pada proses treatment conformance problem bertujuan untuk menurunkan permeabilitas relatif air tanpa menurunkan permeabilitas relatif minyak sehingga diperoleh nilai resistance factor yang akan menyebabkan terjadinya penurunan atau terhambatnya produksi air formasi tanpa menurunkan produksi minyak pada suatu reservoir (Frigrina, Kasmungin, &
Mardiana, 2017).
Di antara metode kimia, gel polymer dianggap salah satu jenis yang paling umum diterapkan karena biaya yang relatif rendah, kemudahan memompa, dan kemampuan untuk menembus ke dalam reservoir. Perawatan dengan gel polymer umumnya disebut sebagai conformance improvement treatment (CIT)
Metode penambahan larutan gel polymer dianggap relatif mudah karena hanya dengan mencampur polymer pada konsentrasi tertentu ditambah crosslinker dan air atau brine. Dalam hal ini polymer , crosslinker diinjeksikan untuk menurunkan mobilitas air sebagai fluida pendesak dengan cara menaikan viskositasnya.
Sehingga efek penambahan polymer, crosslinker akan sangat terasa perbedaannya dalam meningkatkan laju alir minyak. Konsentasi polymer yang digunakan pada penelitian ini adalah 7000 ppm,11000 ppm, 15000 ppm, sedangkan untuk crosslinker konsentrasi yang digunakan yaitu 10 ppm, 20 ppm dan 30 ppm.
Pada penelitian ini digunakan polymer dengan molecular weight (MW) 10.000 lb/mole, densitas 62.43 dan viskositas 0.3 cP, sedangkan untuk Crosslinker dengan molecular weight (MW) 206 lb/mole, densitas 62.43 dan
viskositas 0.3 cP (Khamees, Flori, & Wei, 2017) . Maximum Adsorption Capacity ( ADMAXT) 0.0276E-4 lbmole/ft3 ( SHI, 2018).
Maximum Adsorption Capacity ( ADMAXT) adalah jumlah maksimum gel adsorpsi yang dapat disimpan oleh masing-masing grid di reservoir. Sifat dari Maximum Adsorption Capacity (ADMAXT) , residual resisten factor, volume pori dipengaruhi oleh heteroginitas reservoir ( SHI, 2018).
Untuk sekenario peginjeksian, peneliti menginjeksikan air maupun polymer di zona permeabilitas yang tinggi dan yang rendah . Dimana pada saat penginjeksian untuk sumur injeksi yang dimulai tanggal 29 Juli 2018 dengan awal penginjeksan waterflooding setelah itu terjadi penuruan produksi minyak pada tanggal 21 Februari 2019 dan dilakukannya penginjeksian polymer, crosslinker selama 1 bulan hingga tanggal 21 Maret 2019 untuk skenario A dan untuk skenario B penginjeksian polymer, crosslinker dimulai tanggal 9 September 2019 hingga 9 Oktober 2019. Ada beberapa skenario dalam penelitian ini. Dimana skenario A dan skenario B sama dengan skenario yang digunakan untuk menentukan conformance problem di waterflooding, yaitu untuk skenario A layer yang dibuka layer yang mempunyai permeabilitas 5000 mD dan layer yang mempnyai permeabilitas 500 mD, sedagkan untuk skenario B layer yang dibuka yaitu layer yang mempunyai permeabilitas 500 mD saja. Pada tabel 4.1 penjabaran dari skenario A penelitian ini.
Tabel 4.1 Skenario A Penginjeksian Polymer, Crosslinker
Case Polymer Crosslinker Rate Maximum Adsorption Capacity (ADMAXT)
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 20 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 30 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 Case 2 11000 ppm 10 ppm 200 BPD, 0.0276E-4 lbmole/ft3
dari Skenario
A
250 BPD 20 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 30 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3
Case 3 dari Skenario
A
15000 ppm
10 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 20 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 30 ppm 200 BpD,
250 BpD 0.0276E-4 lbmole/ft3
Gambar 4.7 Flood front pada skenario A setelah injeksi crosslinker, polymer Dari beberapa skenario yang dilakukan akan diambil nilai yang paling optimum terhadap kenaikan produksi , nilai oil recovery factor dan menurunkan nilai water cut. Setelah dilakukan run simulasi pada masing-masing skenario maka didapatkan hasil sebagai berikut :
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Gambar 4.8 Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Gambar 4.9 Water cut Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Dari hasil case 1 skenario A dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.195 BBL, oil recovery factor 15.16 %, water cut 17 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk
0
Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250
0
Water CutCase dari Skenario A(Polymer 7000 ppm , Crosslinker 10 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)
rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 201.347 BBL, oil recovery factor 15.02 %, water cut 16,31 %
Gambar 4.10 Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Gambar 4.11 Water cut Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Dari hasil case 1 skenario A dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 20 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.195 BBL, oil
0
Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250
0
Water CutCase dari Skenario A(Polymer 7000 ppm , Crosslinker 20 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)
recovery factor 15.16 %, water cut 17% untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 201.347 BBL, oil recovery factor 15.02 %, water cut 16,31 %.
Gambar 4.12 Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm )
Gambar 4.13 Water cut Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm )
Dari hasil case 1 skenario A dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity
0
Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250
0
Water CutCase dari Skenario A(Polymer 7000 ppm , Crosslinker 30 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)
0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.195 BBL, oil recovery factor 15,16 %, water cut 17 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 201.347 BBL, oil recovery factor 15.02 %, water cut 16,31 %
Dari hasil skenario A pada case 1 dengan polymer 7000 ppm , crosslinker 10 ppm, 20 ppm, 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3 didapatkan nilai sebagai berikut :
Tabel 4.2 Hasil case 1 dari skenario A
Case Rate Oil production
cumulative Crosslinker 20 ppm ,
Maximum
Berikut adalah hasil run dari case 2 skenario A :
Gambar 4.14 Case 2 dari skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Gambar 4.15 Water cut Case 2 dari skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Selanjutnya untuk hasil dari case 2 skenario A dengan konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.214 BBL, oil recovery factor 15.16 %, water cut 16,99% untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar
Case 2 dari Skenario A (Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
0
Water Cut Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate (%)
Gambar 4.16 Case 2 dari skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Gambar 4.17 Water cut Case 2 dari skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Hasil case 2 skenario A dengan konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 20 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.214 BBL, oil recovery factor 15.16%, water cut 16,99 % untuk rate 200
Case 2 dari Skenario A (Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
0
Water Cut Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate (%)
BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.342 BBL, oil recovery factor 18,37 %, water cut 19,55 %.
Sedangkan untuk hasil dari case 2 skenario A dengan konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.214 BBL, oil recovery factor 15,16 %, water cut 16,99 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.341 BBL, oil recovery factor 18,37 %, water cut 19,55 %.
Gambar 4.18 Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm )
Gambar 4.19 Water cut Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm,
0
29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021 Oil Recovery Factor
Oil Production Cum
Date
Case 2 dari Skenario A (Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
0
Water Cut Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate (%)
Berikut adalah tabel 4.3 hasil case 2 dari skanario A :
Tabel 4.3 Hasil Case 2 dari Skenario A
Case Rate Oil production
cumulative crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.224 BBL, oil recovery factor 15.16 % untuk rate 200 BPD, water cut 16,99
%, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.359 BBL, oil recovery factor 18,38 %, water cut 19,54 %.
Gambar 4.20 Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Gambar 4.21 Water cut Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Dari hasil case 3 skenario A dengan konsentrasi polymer 15000 ppm, crosslinker 20 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.224 BBL, oil recovery factor 15,16 %, water cut 16,99 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.359 BBL, oil recovery
0
Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Oil Prod Cum Rate 250 Oil Prod Cum Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250
0
Water Cut Case 3 dari Skenario (Polymer 15000 ppm , Crosslinker 10 ppm)
Water Cut Rate 250 (%) Water Cut Rate 200 (%)
Gambar 4.22 Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Gambar 4.23 Water cut Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crossliner 20 ppm)
Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Oil Prod Cum Rate 250 Oil Prod Cum Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250
0
Water Cut Case 3 dari Skenario (Polymer 15000 ppm , Crosslinker 20 ppm)
Water Cut Rate 250 (%) Water Cut Rate 200 (%)
Gambar 4.24 Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Gambar 4.25 Water cut Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Hasil case 3 skenario A dengan konsentrasi polymer 15000 ppm, crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.224 BBL, oil recovery factor 15,16 % , water cut 16,99 %untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.359 BBL, oil recovery
0
Case 3 dari Skenario A ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Oil Prod Cum Rate 250 Oil Prod Cum Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250
0
Water Cut Case 3 dari Skenario (Polymer 15000 ppm , Crosslinker 30 ppm)
Water Cut Rate 250 (%) Water Cut Rate 200 (%)
factor 18,38 %, water cut 19,54 %. Berikut adalah tabel 4.4 hasil dai run simulasi case 3 skenario A:
Tabel 4.4 Hasil Case 3 dari Skenario A
Case Rate Oil production
cumulative yang mempunyai permeabilitas rendah atau yang mempunyai nilai 500 mD yang hanya dibuka yaitu layer 1 serta layer 9 dan untuk polymer diinjeksikan pada layer 1, berikut yaitu tabel dari skenario B sebagai berikut :
Tabel 4.5 Skenario B Penginjeksian Crosslinker, Polymer
Case Polymer Crosslinker Rate Maximum Adsorption Capacity
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 20 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 30 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3
Case 2
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 20 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 30 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3
Case 3
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 20 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3 30 ppm 200 BPD,
250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3
Untuk skenario B parameter yang dilihat sama seperti pada skenario A , dimana ada perubahan flood front setelah injeksi crosslnker, polymer pada skenario B. Polymer yang diinjeksikan di skenario B ini memblock air pada daerah atau layer 1 .
Gambar 4.26 Flood front pada skenario B setelah injeksi crosslinker, polymer Berikut adalah hasil setelah dilakukan run simulasi pada masing-masing skenario maka didapatkan hasil sebagai berikut:
Gambar 4.27 Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
0
Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200 1
Gambar 4.28 Water cut Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Hasil case 1 skenario B dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 171.265 BBL, oil recovery factor 12,85 % , water cut 7,3 %untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 186,229 BBL, oil recovery factor 13,89 %, water cut 6,4 %
Gambar 4.29 Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
0
Water Cut Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm , Crosslinker 10 ppm)
Water Cut Rate 200 % Water Cut Rate 250 %
0
Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
Gambar 4.30Water cut Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Untuk hasil case 1 skenario B dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 20 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 172.265 BBL, oil recovery factor 12,85 % , water cut 7,3 %untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 186,229 BBL, oil recovery factor 13,89 %, water cut 6,4 %
Gambar 4.31 Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
0
Water Cut Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm , Crosslinker 20 ppm)
Water Cut Rate 200 % Water Cut Rate 250 %
0
Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
Gambar 4.32 Water cut Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Selanjutnya untuk hasil case 1 skenario B dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 172.265 BBL, oil recovery factor 12,85 % , water cut 7,3 %untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 186,229 BBL, oil recovery factor 13,89 %, water cut 6,4%. Berikut adalah tabel 4.6 hasl case 1 skenario B :
Tabel 4.6 Hasil Case 1 Skenario B
Case Rate Oil production
cumulative
Water Cut Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm , Crosslinker 30 ppm)
Water Cut Rate 200 % Water Cut Rate 250 %
Case 1 ( Polymer
Setelah dilakukan run simulasi pada case 1 skenario B selanjutnya dilakukan run simulasi untuk case 2 skenario B. Berikut hasil case 2 skenario B dengan konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 172.143 BBL, oil recovery factor 12,84 % , water cut 7,2 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 206.202 BBL, oil recovery factor 15,38 %, water cut 7 %
Gambar 4.33 Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
Gambar 4 .34 Water cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Berikut hasil case 2 skenario B dengan konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 20 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 172.143 BBL, oil recovery factor 13,84 % , water cut 7,2 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 206.202 BBL, oil recovery factor 15,38 %, water cut 7 %.
Gambar 4.35 Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20
0
Water Cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)
0
Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
Gambar 4.36 Water cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Berikut hasil case 2 skenario B dengan konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 172.143 BBL, oil recovery factor 12,84 % , water cut 7,2 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 206.202 BBL, oil recovery factor 15,38 %, water cut 7 %.
Gambar 4 37 Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Water Cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 20 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)
0
Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 200
Gambar 4 38 Water cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Setelah dilakukan run simulasi untuk case 2 skenario B, berikut adalah tabel 4.7 hasil dari case skenario B:
Tabel 4.7 Hasil Case 2 Skenario B
Case Rate Oil production
cumulative
Water Cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30 ppm)
Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)
Crosslinker 30
Selanjutnya run simulasi untuk case 3 dari skenario B. Dimana hasil case 3 skenario B dengan konsentrasi polymer 15000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3.
Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 186.400 BBL, oil recovery factor 13.90 % , water cut 7,01 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 206.203 BBL, oil recovery factor 15,38
%, water cut 6,8 %.
Gambar 4 39 Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 10 ppm
Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250 Oil Recovery Factor Rate 250
Gambar 4 40 Water cut Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 10 ppm)
Selanjutnya hasil case 3 skenario B dengan konsentrasi polymer 15000 ppm, crosslinker 20 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 186.400 BBL, oil recovery factor 13,90 % , water cut 7,01 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 206.203 BBL, oil recovery factor 15,38 %, water cut 6,8 %.
Gambar 4.41 Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 20
0
Water Cut Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm ,
Water Cut Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm ,