BAB V KESIMPULAN DAN SARAN
5.2 Saran
Dari hasil keseluruhan penelitian yang dilakukan, terdapat beberapa saran yang dapat digunakan dan berguna untuk simulasi kedepannya yaitu sebagai berikut:
1. Sebaiknya mengunakan data asli lapangan untuk mengetahui sejauh apa perbedaan pola injeksi mempengaruhi kondisi lapangan dikarenakan pola injeksi yang digunakan tidak memperkirakan jarak antar sumur dan parameter pola injeksi lainnya.
2. Untuk simulasi yang akan dilakukan kedepannya, sebaiknya menggunakan data polimer yang dipengaruhi oleh suhu, salinitas, ataupun mechanical degradation sehingga dapat mengetahui pengurangan atau penambahan yang terjadi pada performa polymer flooding.
Universitas Pertamina - 39
DAFTAR PUSTAKA
A. A. Olajire, "Review Of ASP EOR (Alkaline Surfactant Polymer Enhanced Oil Recovery) Technology In The Petroleum Industry: Prospects And Challenges," Energy 77, 963 (2014).
Abirov Zh., Y. Mazbayev, A. Engels, A. Nestyorkin, O. Ivakhnenko. 2015. Case-Study of Successful Pilot Polymer Flooding in the South Turgay Basin’s Oilfield. Presented at the SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition, Baku, Azerbaijan, 4-6 November. SPE.
Al-Dhuwaihi A., King P., and Muggeridge A. 2018. Upscaling for Polymer Flooding. Presented at the SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, 26-28 March.SPE.
Al-Shakry B., Shiran B. S., Skauge T., and Skauge A. 2018. Enhanced Oil Recovery by Polymer Flooding: Optimizing Polymer Injectivity. Presented at the SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Dammam, Saudi Arabia, 23-26 April. SPE.
A. Thomas. 2016. Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR) – a Practical Overview. 2016. DOI: 10.5772/64623.
A. Z. Abidin, T. Puspasari, and W.A. Nugroho. 2012. Polymers For Enhanced Oil Recovery Technology. Procedia Chem. 4, 11.
Chiotoroiu, M., Peisker J., and Clemens T. 2017. Forecasting Incremental Oil Production of a Polymer-Pilot Extension in the Matzen Field Including Quantitative Uncertainty Assessment. Standford University.
G. Glatz, "A Primer On Enhanced Oil Recovery." Physics 240, Stanford University, Fall 2013. Gogarty, W. B. 1967. Mobility Control With Polymer Solutions. Society of Petroleum Engineers Journal, 7(02), 161–173
Goudarzi, A., Delshad, M., & Sepehrnoori, K. 2013. A Critical Assessment of Several Reservoir Simulators for Modeling Chemical Enhanced Oil Recovery Processes. SPE Reservoir Simulation Symposium. doi:10.2118/163578-ms
G. Zerkalov. 2015. Polymer Flooding for Enhanced Oil Recovery. Standford University, Fall 2015. Hite, R. J., Avashti, S., and Bondor, P. L. 2004. Planning EOR Projects. Presented at the 2004 International Petroleum Conference, Puebla, Mexico, 8–9 November. SPE.
Jennings, R. R., Rogers, J. H., & West, T. J. 1971. Factors Influencing Mobility Control By Polymer Solutions. Journal of Petroleum Technology, 23(03), 391–401. doi:10.2118/2867-pa
Kerr, J. R., Goulding, J., & Sorbie, K. S. 2013. The Development and Application of Techniques for the Detailed Characterization of a Novel Series of -Functionalized Polymeric Scale Inhibitors. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. doi:10.2118/164124-ms
Liu, H., Li, J., Yan, J., Wang, W., Zhang, Y., & Zhao, L. 2009. Successful Practices and Development of Polymer Flooding in Daqing Oilfield. Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition. doi:10.2118/123975-m
Universitas Pertamina - 40 Pye, D. J. 1964. Improved Secondary Recovery by Control of Water Mobility. Journal of Petroleum Technology.
Sandiford, B. B. 1964. Laboratory and Field Studies of Water Floods Using Polymer Solutions to Increase Oil Recoveries. Journal of Petroleum Technology, 16(08), 917–922. doi:10.2118/844-pa Saleh L. D., Wei M., and Bai B. 2014. Data Analysis and Updated Screening Criteria for Polymer Flooding Based on Oilfield Data. SPE 168220.
Sieberer M., Jamek K., Clemens T. 2017. Polymer-Flooding Economics, From Pilot to Field Implementation. SPE Economics & Management.
Skauge, T., Vik, B. F., Ormehaug, P. A., Jatten, B. K., Kippe, V., Skjevrak, I., Standnes, D. C., Uleberg, K. & Skauge, A. 2014. Polymer Flood At Adverse Mobility Ratio In 2d Flow By X-Ray Visualization. Spe Eor Conference At Oil And Gas West Asia Muscat, Oman: Society of Petroleum Engineers.
Seright, R.S. 1983. The Effects of Mechanical Degradation and Viscoelastic Behavior on Injectivity of Polyacrylamide Solutions. SPE J. 23 (3): 475–485. SPE-9297-PA.
Seright, R. S., Seheult, J. M., & Talashek, T. 2008. Injectivity Characteristics of EOR Polymers. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. doi:10.2118/115142-ms
Sorbie, K. S. 1991. Polymer-Improved Oil Recovery Glasgow, U.K., Blackie and Son Ltd.
Standnes, D. C. & Skjevrak, I. 2014. Literature Review Of Implemented Polymer Field Projects. Journal Of Petroleum Science And Engineering, 122, 761-775.
Szabo, M. T. 1979. An Evaluation of Water-Soluble Polymers For Secondary Oil Recovery - Parts 1 and 2. Journal of Petroleum Technology, 31(05), 553–570.
Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S. 1997. EOR Screening Criteria Revisited Part 2: Applications and Impact of Oil Prices. SPE Res Eval & Eng 12 (3): 199-206. SPE-39234-PA. T. Ahmed. 2010. Reservoir Engineering Handbook 4th Edition. ISBN: 978-1-85617-803-7
Teletzke, G. F., Wattenbarger, R. C., And Wilkinson, J. R. 2010. Enhanced-Oil-Recovery Pilot-Testing Best Practices. SPE Res Eval & Eng 13
Wang, D., Seright, R. S., Shao, Z., & Wang, J. 2008. Key Aspects of Project Design for Polymer Flooding at the Daqing Oilfield. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11(06), 1117–1124. doi:10.2118/109682-pa
Form TA-6 Lembar 1
FORM TA-2 Bimbingan Tugas Akhir
FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
Nama Mahasiswa : DEWI SABRINA SAFITRI NIM : 101316105
Nama Pembimbing : DARA AYUDA MAHARSI, M.T. NIP : 119032
No. 1 Hari/Tanggal: Jumat, 29 Mei 2020
Hal yang menjadi perhatian:
1. Pembahasan mengenai topik tugas akhir secara general.
2. Tujuan dari tugas akhir.
Paraf Pembimbing
No. 2 Hari/Tanggal: Jumat, 5 Juni 2020
Hal yang menjadi perhatian:
1. Pembahasan mengenai topik tugas akhir secara general.
2. Pembahasan mengenai bentuk dan model reservoir.
Form TA-6 Lembar 2
No. 3 Hari/Tanggal: Jumat, 12 Juni 2020
Hal yang menjadi perhatian:
1. Diskusi mengenai pola injeksi sumur.
2. Menentukan alur model reservoir.
Paraf Pembimbing
No. 4 Hari/Tanggal: 13 Juni 2020
Hal yang menjadi perhatian
1. Pemaparan dan simulasi program yang sudah dibuat
2. Kritik dan saran terhadap program untuk perbaikan
3. Diskusi mengenai penulis laporan BAB 3
Paraf Pembimbing
No. 5 Hari/Tanggal: Selasa, 11 Agustus 2020
Hal yang menjadi perhatian:
1. Pemarapan sensitivitas polimer
2. Revisi penulisan laporan BAB 1, 2, 3.
3. Diskusi ringkas untuk bab 4.
Form TA-6 Lembar 3
No. 6 Hari/Tanggal: Kamis, 13 Agustus 2020
Hal yang menjadi perhatian:
1. Revisi pola injeksi.
2. Pemaparan tujuan model reservoir.
3. Kritik dan saran untuk bab 3 dan 4.
Paraf Pembimbing
No. 7 Hari/Tanggal: Sabtu, 15 Agustus, 2020
Hal yang menjadi perhatian
1. Pembahasan mengenai bab 3.
2. Pembahasan mengenai bab 4.
Paraf Pembimbing
No. 8 Hari/Tanggal: Selasa, 18 Agustus 2020
Hal yang menjadi perhatian:
1. Pembahasan efek polimer flooding.
2. Pembahasan isi dari bab 4.
Form TA-6 Lembar 4