PROPOSAL TUGAS AKHIR
Oleh
Hari Gunawan Nugraha 071.11.173
JURUSAN TEKNIK PERMINYKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI UNIVERSITAS TRISAKTI
JAKARTA 2015
EVALUASI PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DENGAN METODE INJEKSI AIR POLA PERIPHERAL UNTUK PRESSURE MAINTENANCE
PADA LAPANGAN IDN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR CMG
Proposal Tugas Akhir
Oleh
Hari Gunawan Nugraha 071.11.173
JURUSAN TEKNIK PERMINYKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI UNIVERSITAS TRISAKTI
JAKARTA 2015
I. JUDUL
“Evaluasi Peningkatan Perolehan Minyak dengan Metode Injeksi Air Pola Peripheral untuk Pressure Maintenance pada Lapangan IDN Menggunakan
Simulasi Reservoir CMG”
II. LATAR BELAKANG
Minyak dan gas bumi dapat mengalir ke sumur-sumur produksi karena energy pendorong alamiah yang dominan di dalam reservoir. Sejalan dengan berjalannya waktu, kemampuan minyak untuk mengalir secara alamiah akan menurun karena keterbatasan energy dan karena sebagian energy pendorong hilang selama proses produksi berlangsung sehingga laju perolehan minyak akan berkurang sedangkan minyak masih banyak yang tertinggal di reservoir.
Metode injeksi air merupakan salah satu metoda perolehan minyak tahap kedua (secondary recovery) yang bertujuan untuk mengimbangi penurunan tekanan reservoir yang disebut pressure maintenance. Perencanaan injeksi air perlu dilakukan untuk mendapatkan hasil akhir yang sempurna. Langkah awal adalah studi pendahuluan untuk studi pengelolaan kinerja reservoir dengan pemanfaatan medel buatan (simulasi reservoir). Dengan dukungan keakuratan data-data reservoir akan diperoleh hasil simulasi yang memberikan gambaran sebenarnya tentang keadaan reservoir sehingga dapat mengoptimasi pelaksanaan kinerja system reservoir tersebut.
Dalam penelitian ini dilakukan evaluasi kinerja injeksi air dengan pola peripheral, yaitu injeksi air dengan memasang sumur injector di tepi batas reservoir atau pada titik oil water contact. Dengan prinsip bahwa air injeksi akan menekan volume minyak sehingga minyak dapat terdorong ke sumur produksi. Selain itu injeksi air mempunyai banyak keuntungan daripada metode perolehan tahap kedua yang lainnya, diantaranya yaitu:
air relatif mudah diinjeksikan,
air mampu menyebar melalui formasi bearing minyak, dan air lebih efisien dalam mendesak minyak.
III. MAKSUD DAN TUJUAN
Penelitian ini dimaksudkan untuk mengetahui potensi cadangan dan perilaku reservoir berdasarkan perbandingan skenario injeksi air yang akan diterapkan. Sedangkan tujuan yang hendak dicapai adalah untuk membandingkan faktor perolehan minyak berdasarkan pola injeksi dalam meningkatkan perolehan produksi minyak secara optimal.
IV. METODOLOGI
Metodologi yang digunakan dalam penyusunan penulisan tugas akhir ini adalah studi lapangan, simulasi dengan menggunakan simulasi CMG (Computer Modeling Group), dan diskusi. Studi lapangan dilakukan dengan menganalisa data-data lapangan yang berhubungan dengan judul tugas akhir ini dan akan diaplikasikan pada simulasi reservoir CMG. Diskusi dilakukan terutama dengan pembimbing.
V. TEORI DASAR
5.1 Pengertian Water Flooding
Pada banyak reservoir minyak, tekanan reservoir akan berkurang selama produksi berlangsung. Penurunan tekanan reservoir di bawah tekanan jenuh (bubble point) dari hidrokarbon mengakibatkan keluarnya gas (komponen hidrokarbon yang ringan) dari dalam minyak. Gelembung gas akan membentuk fasa yang bersinambungan dan mengalir ke arah sumur-sumur produksi, bila saturasinya melampaui harga saturasi equilibrium. Terproduksinya gas ini akan mengurangi energi yang tersedia secara alami untuk memproduksikan minyak,
sehingga jumlah minyak yang dapat diproduksikan (recovery) secara alami dapat berkurang pula. Secara umum dapat dikatakan bahwa penurunan tekanan yang tidak terkontrol memberikan kontribusi terhadap pengurangan recovery.
Penurunan tekanan reservoir dapat diperlambat secara alami bila penyerapan reservoir oleh sumur-sumur produksi diimbangi oleh perembesan air ke dalam reservoir dari aquifer. Air ini berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi, disamping berperan sebagai media pendesak. Mekanik produksi minyak yang mengandalkan tenaga pengembangan dari gas yang keluar dari larutan (depletion drive). Kenyataan ini mendorong orang untuk melakukan proses penginjeksian air (water flooding) dari permukaan bumi ke dalam reservoir minyak.
Water flooding merupakan metode perolehan tahap kedua dimana air diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mendapatkan tambahan perolehan minyak yang bergerak dari reservoir minyak menuju ke sumur produksi setelah reservoir tersebut mendekati batas ekonomis produktif melalui perolehan tahap pertama.
Penginjeksian air yang dimaksudkan disini merupakan penambahan energi kedalam reservoir melalui sumur-sumur tertentu, yaitu sumur injeksi. Air ini akan mendesak minyak mengikuti jalur-jalur arus (stream line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi. Pada suatu saat partikel air yang bergerak dari sumur injeksi ini akan sampai pada sumur produksi, pada saat mana air mulai terproduksi.
Sekarang timbul pertanyaan, berapa besar volume minyak yang telah diproduksikan dengan bantuan injeksi air sampai dengan lain produksi yang tidak bernilai ekonomis. Atau dengan perkataan lain pertanyaan ini menyangkut berapa besar recovery minyak dalam tahap produksi sekunder itu (proses injeksi air merupakan tahap produksi sekunder yang proses pelaksanaannya mengikuti tahap produksi primer). Pertanyaan ini sebenarnya memerlukan jawaban sebelum keputusan untuk melaksanakan proses penginjeksian air diambil.
5.2 Perencanaan Water Flooding
Pada umumnya dipegang prinsip bahwa sumur-sumur yang sudah ada sebelum injeksi dipergunakan secara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Jika masih diperlukan sumur-sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. Untuk memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Di daerah yang sisa minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur produksi daripada daerah yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi (breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.
Untuk meningkatkan faktor perolehan minyak salah satu caranya adalah dengan efisiensi yang sebaik-baiknya dengan membuat satu caranya adalah dengan mendapatkan efisiensi yang sebaik-baiknya dengan membuat pola sumur injeksi-produksi. Tetapi kita harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang sudah ada sebelum injeksi harus dapat digunakan semaksimal mungkin pada waktu berlangsungnya injeksi nanti.
Pertimbangan-pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada:
1 Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral maupun ke arah vertikal.
Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan, dan ukuran. Sumur-sumur yang sudah ada (lokasi dan penyebaran).
Topografi. Ekonomi.
Pada operasi waterflooding sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan, misalnya pola tiga titik,lima titik, tujuh titik, dan sebagainya. Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila sebaliknya yaitu sumur-sumur produksi mengelilingi sumur injeksi disebut dengan pola
inverted. Masing-masing pola mempunyai sistem jaringan tersendiri yang mana memberikan jalur arus berbeda-beda sehingga memberikan luas daerah penyapuan yang berbeda-beda. Diantara pola-pola yang paling umum digunakan :
Direct line drive : sumur injeksi dan produksi membentuk garis tertentu dan saling berlawanan. Dua hal penting untuk diperhatikan dalam sistem ini adalah jarak antara sumur-sumur sejenis dan jarak antara sumur-sumur tak sejenis
Staggered line drive : sumur-sumur yang membentuk garis tertentu dimana sumur injeksi dan produksinya saling berlawanan dengan jarak yang sama panjang, umumnya adalah 1/2 yang ditarik secara lateral dengan ukuran tertentu. Four spot : terdiri dari tiga jenis sumur injeksi yang membentuk segitiga dan sumur produksi terletak ditengah-tengahnya.
Five spot : Pola yang paling dikenal dalam waterflooding dimana sumur injeksi membentuk segi empat dengan sumur produksi terletak ditengah-tengahnya.
Seven spot : sumur-sumur injeksi ditempatkan pada sudut-sudut dari bentuk hexagonal dan sumur produksinya terletak ditengah-tengahnya.
5.3 Jenis Air Injeksi
Air yang digunakan untuk diinjeksikan dalam sumur dapat menggunakan beberapa jenis sumber air, antara lain :
1. Air Formasi
· Biasanya mengandung H2S dan CO2 yang terlarut, dan memiliki krosivitas berbeda-beda.
· Terkadang mengandung padatan yang tersuspensi. · Sering dijumpai sulfate reducing bacteria.
2. Air tawar
· Ada yang bersifat korosif, tergantung komposisinya. · Bila benar-benar tawar dapat membentuk scale. · Terkadang mengandung padatan yang tersuspensi. · Harus diperhatikan kecocokannya dengan air formasi. 3. Air permukaan
· Sering dijumpai bakteri aerobic.
· Banyak mengandung oksigen, korosivitas tergantung komposisi. · Mengandung padatan yang tersuspensi normal.
· Jarang membentuk scale, tetapi dapat menyumbat apabila padatan tersuspensi cukup tinggi.
· Dapat menyebabkan clay swelling. 4. Air laut
· Jenuh dengan oksigen, sangat korosif.
· Mengandung padatan tersuspensi dan organisme laut. · Perlu treatment intensif untuk padatan tersuspensi
· Kalsium karbonat sering terbentuk pada sumur injeksi dan alat pemanas. · Banyak mengandung ion sulfat.
5.4 Pengolahan Air Injeksi
Air yang diinjeksikan ke dalam reservoir seringkali menimbulkan beberapa persoalan, seperti korosi baik pada peralatan di permukaan ataupun di bawah permukaan, scale, swelling, padatan tersuspensi, gas yang terlarut : yang kesemuanya itu bisa mengurangi efficiency pendorongan minyak oleh air.
Apabila air yang diinjeksikan berasal dari sumber lain jika bukan dari formasi yang akan diinjeksi, maka haruslah diperiksa terlebih dahulu sifat campuran kedua air tersebut. Apakah campuran itu tidak menimbulkan endapan-endapan kimia seperti barium sulfat, calcium sulfat, calcium carbonate, sulfida besi dan oksida besi yang diakibatkan unsur-unsur dari zat-zat tersebut dalam air injeksi. Jika hal ini terjadi, maka pori-pori formasi akan tersumbat dan injeksi air akan macet atau kurang lancar. Begitu pula akibat banyaknya oksigen dalam air injeksi bisa menimbulkan tumbuhnya bakteri dalam pori-pori formasi, sehingga hal serupa dapat terjadi. Pada pokoknya campuran tersebut selain tidak boleh menimbulkan endapan, dan tidak boleh merusak formasi, misalnya kalau dalam formasi kapur tidak boleh menyebabkan larutnya formasi tersebut, juga kalau dalam formasi clay tidak boleh menimbulkan swelling. Sehingga dikatakan bahwa sifat campuran kedua air biasa disebut compatibility. Dua macam air lebih dikatakan compatibility-nya baik apabila campuran tersebut tidak menyebabkan reaksi apa-apa.
Untuk mencegah problem-problem ditimbulkan seperti diatas, maka dapat digunakan treatment yang berupa ;
1 Aeration,
Adalah pemecahan air menjadi partikel-peartikel halus ke dalam suatu ruangan. Proses ini dimaksudkan untuk pengoksidasian besi dan mangan yang terdapat di dalam air, sehingga hasil oksidasinya dapat tersaring. Aeration juga digunakan untuk menghilangkan karbondioksida dan hidrogen sulfida dari dalam air. Aeration, sudah tentu menyebabkan penambahan kadar oksigen dalam air, dan ini bisa menjadikan air lebih korosif. Akan tetapi metode ini terutama dipakai untuk air yang mengandung besi, mangan, karbondioksida dan hidrogen sulfida.
2 Penambahan zat kimia (chemical treatment)
Chemical treatment ini berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang dapat menghilangkan korosi, scale, swelling. Jadi di sini penambahan zat kimia yang dipergunakan untuk weater treatment pemilihannya bergantung
kepada persoalan yang dihadapi. Misalnya, garam-garam alkali digunakan untuk menaikkan pH dan menghilangkan karbondioksida ; chlor seringkali dipakai untuk mengontrol algae, dan sebagainya.
3 Settling atau pengendapan
Dimaksudkan untuk mengendapkan padatan-padatan yang tersuspensi dalam air. Sehingga dapat memisahkan benda padat yang halus seperti lumpur, clay, sand, dan silt dari air. Tempat-tempat yang biasa dipakai untuk pengendapan ini adalah oil skimmer tank atau skimming pit.
4 Algae treatment
Algae treatment ini dilakukan dengan menambahkan zat-zat kimia seperti chlor, hypochlorite, tembaga sulfate dan phenol ke dalam air. Caranya adalah zat-zat tersebut diinjeksikan ke dalam air sebagai gas dalam jumlah yang kecil, tetapi kontinu.
5 Penyaringan (filtering)
Penyaringan ini berfungsi sebagai penyaring dari partikel-partikel yang tersuspensi dalam air, dengan ukuran yang lebih kecil. Dalam prakteknya dilakukan setelah treatment terhadap zat-zat yang berbentuk endapan.
6 De-aeration
Yaitu proses pemecahan air menjadi partikel-partikel di dalam suatu ruang hampa, sehingga oksigen bersatu dengan udara, kemudian dikeluarkan oleh vacuum pump.
Dalam prakteknya pengolahan-pengolahan tersebut diklasifikasikan dalam tiga sistem, yaitu sistem terbuka, sistem setengah tertutup, dan sistem tertutup (dalam garis besarnya seperti pada pressure maintenance).
Pada Peramalan suatu reservoir dengan meninjeksikan air kedalam reservoir dibutuhkan suatu simulasi yang akan membuat peramalan produksi akan terprediksikan, oleh karena itu, pada kasus ini dilakukan permodelan dengan simulasi CMG pada analisa ini.
Adapun beberapa tahap yang dilakukan dalam simulasi reservoir, diantaranya:
1. Pengimputan data
Pada pengimputan data yaitu dengan memasukan data yang ada seperti data geology, data batuan, data fluida, data produksi dan tekanan dan data penunjang seperti yang tergambarkan diatas. 2. Pengolahan data
Lalu semua data tersebut yang masih berbentuk suatu analisa laboraturium dilakukan pengolahan untuk didapatkan kepastian value dari data yang akan dimasukan kedalam suatu permodelan. Selanjutnya data dimasukan dengan pembuatan gridding dengan data yang real dilapangan.
3. Inisialisasi
Pada tahap ini adalah menunjukan hasil dari perhitungan dan simulasi harus cocok dengan kondisi inisial model yang dibangun dengan bertujuan untuk menyelaraskan kedua perhitungan antara actual dan hasil simulasi.
4. History Matching & PI Matching
Pada tahap ini seluruh data seperti data liquid produksi per waktu (PI), produksi air maupun minyak per waktu , data tekanan per waktu serta kumulatif produksi minya per waktu sebisa mungkin
yang dapat ditayangkan dalam simulasi dibuat sama dengan kondisi actual. Jika semua data dan simulasi sudah matching, maka dilanjutkan tahap selanjutnya.
5. Prediction
Pada tahapan ini peramalan dengan menggunakan skenario dapat dipilih karena untuk menjaga produksi minyak tetap berlangsung dan mengoptimalkan produksi yang ada. Dari setiap skenario yang digunakan, akan mendapatkan nilai recovery factor (RF) yang mana yang terbaik dari setiap skenario yang disimulasikan.
VI. RENCANA PELAKSANAAN
Pelaksanaan tugas akhir ini diperkirakan berjalan selama dua bulan (8 minggu) yang akan berlangsung pada bulan Januari 2015 hingga Maret 2015. Namun, waktu pelaksanaan tugas akhir ini dapat berubah sesuai arahan pembimbing dan pihak perusahaan yang terkait.
Berikut adalah perkiraan tahap pelaksanaan tugas akhir:
Waktu Aktivitas
Minggu ke-1
Tinjauan Lapangan dan Geologi Lapangan
Mempelajari sejarah lapangan dan pengumpulan data
Mempelajari stratigrafi dan struktur lapangan dan pengumpulan data
Mempelajari tinjauan geologi lapangan dan pengumpulan data
Minggu ke-2
Tinjauan Reservoir dan Produksi
Memahami kondisi dan karakteristik reservoir lapangan
Mempelajari sejarah produksi lapangan dan pengumpulan data Pengenalan software simulasi reservoir Laporan Mingguan Minggu ke-3 Simulasi Reservoir Mempelajari beberapa persamaan, formula untuk desain injeksi air
Memasukan data dan memulai simulasi reservoir Membuat model reservoir Laporan mingguan
Minggu ke-4 s.d. ke-6 Penentuan Pola Injeksi Air
Menentukan titik injeksi dengan pola peripheral Menganalisa pola injeksi air
peripheral
Laporan mingguan Minggu ke-7 s.d. ke-8
Tahap Akhir
Evaluasi akhir Diskusi Laporan akhir
VII. HASIL YANG DIPEROLEH
Beberapa hasil yang akan diperoleh, diantaranya: 1. Prinsip kerja injeksi air pola peripheral,
2. Peramalan produksi berdasarkan pressure maintenance pada injeksi air pola peripheral,
3. Peningkatan perolehan minyak pada pola injeksi air peripheral, 4. Effesiensi penyapuan minyak pada injeksi air pole peripheral.
VIII. MANFAAT KAJIAN
Dari studi dan analisa pada pemilihan pola injeksi air yang dikaji akan didapat beberapa hal, sebagai berikut :
1. Bagaimana cara mendesain proses injeksi air
2. Bagaimana cara menggunakan software simulasi reservoir untuk membuat peramalan produksi dan faktor perolehan minyak dari injeksi air pola peripheral
3. Bagaimana kinerja injeksi air peripheral dalam menjaga tekanan reservoir dan meningkatkan produksi minyak di Lapangan IDN.
IX. OUTLINE KATA PENGANTAR RINGKASAN DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN BAB I. PENDAHULUAN
BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN 2.1. Sejarah Singkat Lapangan IDN 2.2. Letak Geografis Lapangan IDN 2.3. Sejarah Produksi Lapangan IDN BAB III. TEORI DASAR
3.1 Karakteristik Batuan Reservoir 3.2 Karakteristik Fluida Reservoir
3.3 Pendesakan Minyak dengan Injeksi Air 3.3.1. Jenis Pola Injeksi Air
3.3.2. Jenis Air Injeksi
3.3.3. Treatment Terhadap Air yang digunakan 3.3.4. Efisiensi Injeksi Air
3.4 Peramalan Recovery
BAB IV. PERENCANAAN OPERASI INJEKSI AIR 4.1 Tahap inputing Data
4.2 Pembuatan Model & Grid 4.3 Penyelarasan Inisialisasi 4.4 History Matching
4.5 Penentuan Skenario Pengembangan Lapangan 4.6 Inputing data Skenario
4.7 Hasil Simulasi Reservoir
BAB V. PEMBAHASAN
BAB VI. KESIMPULAN
DAFTAR PUSTAKA DAFTAR SIMBOL LAMPIRAN
X. TINJAUAN PUSTAKA
1. Ahmad, T., “Petroleum Reservoir Handbook, ”Gulf Publishing Company, Houston, Texas. 1946.
2. Budihardjo, H. Ir. MT., “Enhanced Oil Recovery”, Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional, Yogyakarta. 2000.
3. Craig Jr., Forrest F., “The Reservoir Engineering Aspects of Water Flooding”, Society of Petroleum Engineers, SPE Monograph Series Vol. 3, Houston, Texas. 1993.
4. Gomma, E. E., “Enhanced Oil Recovery Microbiology, Gas Injection, Chemical Injection, Thermal and Practical Aspect”, Society of Indonesian Petroleum Association, Yogyakarta, 1995.
5. Pasarai, Usman, Ir. MT., “Potensi Pengembangan EOR Untuk Peningkatan Produksi Minyak Indonesia”, LEMIGAS, Jakarta, 2011. 6. Siregar, S., Ir. Dr.,dan Kristanto, D., Ir. M.sc., “Pengurasan Minyak
Tahap Lanjut”, Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional, Yogyakarta, 1999.
