STUDI PREDIKSI PERFORMA WATERFLOOD
PADA LAPANGAN “ALPHA” DENGAN METODE
BUCKLEY LEVERETT, DYKSTRA PARSONS DAN
MATERIAL BALANCE
SAMPUL LUAR
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh:
Kevin Reynaldi S
101316033
Kevin Reynaldi S
101
FAKULTAS TEKNIK EKSPLORASI DAN PRODUKSI
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
UNIVERSITAS PERTAMINA
2020
S
tudi
P
re
diksi
P
erf
orma
W
aterflood
P
ada
La
pa
ng
an
“
AL
P
HA
”
De
nga
n M
etode
Ke
vin R
eyna
ldi
S
B
uc
kley L
eve
re
tt
, Dysktr
a P
arsons da
n Ma
te
ria
l B
alanc
e
101316033STUDI PREDIKSI PERFORMA WATERFLOOD
PADA LAPANGAN “ALPHA” DENGAN METODE
BUCKLEY LEVERETT, DYKSTRA PARSONS DAN
MATERIAL BALANCE
SAMPUL DALAM
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh:
Kevin Reynaldi S
101316033
Kevin Reynaldi S
1013160
FAKULTAS TEKNIK EKSPLORASI DAN PRODUKSI
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
UNIVERSITAS PERTAMINA
2020
Universitas Pertamina - iii
LEMBAR PENGESAHAN
Judul Tugas Akhir : Studi Prediksi Performa
Waterflood
Pada
Lapangan “ALPHA” Dengan Metode
Buckley Leverett, Dykstra Parsons dan
Material Balance
Nama Mahasiswa
:
Kevin Reynaldi S
Nomor Induk Mahasiswa
:
101316033
Program Studi
:
Teknik Perminyakan
Fakultas
:
Teknologi Eksplorasi dan Produksi
Tanggal Lulus Sidang Tugas Akhir : Selasa, 30 Juni 2020
Jakarta, 7 Juli 2020
__________________
MENGESAHKAN
Pembimbing I :
Pembimbing II :
Ir. Agus Rudiyono, ST, MT, MBA, IPM
Iwan Setya Budi. M. T.
116110
116158
bimbing I :
Na
MENGETAHUI,
Ketua Program Studi
Dr. Astra Agus Pramana DN
NIP. 116111
Universitas Pertamina - iv
LEMBAR PERNYATAAN
Dengan ini saya menyatakan bahwa Tugas Akhir berjudul “Studi Prediksi performa
Waterflood
Pada Lapangan ALPHA Dengan Metode Buckley Leverett, Dykstra
Parsons dan Material Balance” ini adalah benar-benar merupakan hasil karya saya
sendiri dan tidak mengandung materi yang ditulis oleh orang lain kecuali telah dikutip
sebagai referensi yang sumbernya telah dituliskan secara jelas sesuai dengan kaidah
penulisan karya ilmiah.
Apabila dikemudian hari ditemukan adanya kecurangan dalam karya ini, saya bersedia
menerima sanksi dari Universitas Pertamina sesuai dengan peraturan yang berlaku.
Demi pengembangan ilmu pengetahuan, saya menyetujui untuk memberikan kepada
Universitas Pertamina hak bebas royalti noneksklusif (
non-exclusive royalty-free right
)
atas Tugas Akhir ini beserta perangkat yang ada. Dengan hak bebas royalti
noneksklusif ini Universitas Pertamina berhak menyimpan, mengalih
media/format-kan, mengelola dalam bentuk pangkatan data (
database
), merawat, dan
mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama saya sebagai
penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya
(
Tengah, ditandatangani mahasiswa)
Jakarta, 7 Juli 2020
….
Yang membuat pernyataan,
Kevin Reynaldi S.
…...
Universitas Pertamina - v
ABSTRAK
KEVIN REYNALDI S. 101316033. Studi Prediksi Performa Waterflood Pada Lapangan “ALPHA” Dengan Metode Buckley Leverett, Dykstra Parsons dan Material Balance.
Waterflood merupakan metode peningkatan perolehan tahap Secondary Recovery.
Metode ini adalah bagian penting dari proses industry minyak dan gas bumi. Penginjeksian air berguna sebagai energi tambahan untuk meningkatkan produktivitas suatu reservoir minyak yang telah mengalami penurunan tekanan reservoir. Air yang diinjeksikan memiliki peran sebagai fluida pendorong yang akan mendesak minyak dan akan terdesak keluar melalui sumur produksi. Untuk menentukan suatu hasil prediksi performa waterflood, dapat menggunakan beberapa metode prediksi yaitu, volumetrik, klasik, empirik dan analisis kurva performa. Pada penelitian ini, digunakan metode Analitik yaitu Buckley Leverett dan Dykstra Parsons dan simulasi Material Balance. Dari hasil perhitungan metode Buckley Leverett waktu yang dibutuhkan hingga breakthrough selama 599 hari, memiliki laju produksi puncak sebesar 1101 BOPD, kumulatif produksi minyak sebesar 659,7 MSTB dan recovery factor sebesar 59,6%. Dari hasil perhitungan metode Dykstra Parsons waktu yang dibutuhkan hingga breakthrough selama 599 hari, memiliki laju produksi puncak sebesar 1101 BOPD, kumulatif produksi minyak sebesar 660 MSTB dan recovery factor sebesar 7,7%. Dari hasil perhitungan menggunakan metode Material Balance menghasilkan Recovery Factor sebesar 19,7% dengan laju minyak dan air berturut-turut sebesar 46,4 dan 683,8 STB/day. Dari hasil perhitungan metode Buckley Leveret dan Dykstra Parsons memiliki hasil yang hampir sama yang dilihat dari waktu breakthrough dan hasil kumulatif produksinya. Berdasarkan karakteristik data lapangan yang memiliki heterogenitas petrofisika, metode yang adalah metode Dykstra Parsons sehingga disimpulkan metode prediksi yang paling efektif ialah metode Dykstra Parsons. Metode Buckley Leverett dan Material Balance digunakan sebagai perbandingan. Kata Kunci: waterflood, buckley leveret, Dykstra Parsons, material balance
Universitas Pertamina - vi
ABSTRACT
KEVIN REYNALDI S. 101316033. Waterflood Performance Prediction Study for “ALPHA” field Using Buckley Leverett, Dykstra Parsons, and Material Balance Methods.
Waterflood is a oil recovery method that belong secondary recovery. This
method is an important part of the oil and gas industry process. Injecting water is
useful as additional energy to increase reservoir productivity which has increased
reservoir
The injected water has a role as a driving fluid that will get oil and will be
pushed out through the production well. To determine the optimal performance
prediction results from the waterflood method, several prediction methods can be used
namely, volumetric, classic, empirical, and performance curve analysis. In this study,
the classical and volumetric methods are used, namely the Buckley Leverett, Dykstra
Parson method, and the Balance Material simulation. From the calculation results,
Buckley Leverett, the time needed to breakthrough for 599 days, has a maximum
amount of oil of 1101 BOPD, cumulative oil production of 659.7 MSTB, and a recovery
factor of 7,7%. From the calculation of the Parson Dysktra method the time needed to
breakthrough for 599 days, has a maximum speed of 1101 BOPD, cumulative oil
production of 660 MSTB, and a recovery factor of 7,7%. From the results of
calculations using the Material Balance method produces a Recovery Factor of 79,7%
with oil and air-contribution speeds of 46.4 and 683.8 STB / day. From the calculation
results of the Buckley Leveret and Dykstra Parsons methods have the same results seen
from the breakthrough time and the cumulative results of its production. Based on the
assumptions, the method that opposes the actual situation is the Dykstra Parsons
method so that it is concluded that the most effective prediction method is the Dykstra
Parsons method.
Universitas Pertamina - vii
KATA PENGANTAR
Segala puji dan syukur penulis ucapkan kepada Tuhan Yang Maha Kuasa yang telah melimpahkan rahmat dan karunia-Nya berupa kesehatan, kesempatan dan pengetahuan kepada penulis sehingga mampu menyelesaikan laporan Tugas Akhir. Laporan ini berjudul “Studi Prediksi Performa Waterflood Pada Lapangan “ALPHA” Dengan Metode Buckley Leverett, Dykstra Parsons dan Material Balance”.
Dengan selesainya laporan Tugas Akhir ini, tidak terlepas dari bantuan banyak pihak yang telah memberikan masukan-masukan kepada penulis. Untuk itu, penulis hendak mengucapkan terima kasih kepada :
1. Orang tua dan adik-adik yang selalu mendukung di setiap keadaan dan disetiap waktu. 2. Bapak Ir. Agus Rudiyono ST, MT, MBA, IPM dan
Iwan Setya Budi. M. T
selakupembimbing Tugas Akhir.
3. Para Dosen Teknik Perminyakan Universitas Pertamina yang telah memberikan ilmu sebagai bekal penulis melakukan penelitian tugas akhir
4. Teman-teman seperjuangan yang selalu membantu selama perkuliahan, juga selama proses pengerjaan Tugas Akhir.
Tugas Akhir ini dilakukan untuk memenuhi syarat lulus di Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina. Laporan ini disusun sesuai dengan kegiatan yang dilakukan di Universitas Pertamina selama enam bulan dimulai Januari 2020 s/d Juni 2020. Penulis menjelaskan mengenai studi injeksi air menggunakan tiga metode.
Penulis menyadari bahwa Laporan Tugas Akhir ini masih belum sempurna dan belum dapat mewakili atas seluruh kegiatan yang kami jalani. Oleh karena itu, penulis menghargai kritik dan saran agar laporan Tugas Akhir ini dapat menjadi lebih baik sehingga bermanfaat bagi pembaca dan penulis pada khususnya.
Terimakasih Jakarta, 17 juni 2020 Penulis
Universitas Pertamina - viii
DAFTAR ISI
LEMBAR PENGESAHAN ... iii
LEMBAR PERNYATAAN ... iv
ABSTRAK ... v
ABSTRACT ... vi
KATA PENGANTAR ... vii
DAFTAR ISI ... viii
DAFTAR TABEL ... xi
DAFTAR GAMBAR ... xii
DAFTAR SINGKATAN ... xiv
BAB I PENDAHULUAN ... 1 1.1. Latar Belakang ... 1 1.2. Rumusan Masalah ... 2 1.3. Batasan Masalah ... 2 1.4. Tujuan Penelitian ... 2 1.4.1. Tujuan Umum ... 2 1.4.2. Tujuan Khusus ... 3 1.5. Manfaat Penelitian ... 3
1.5.1. Manfaat Secara Keilmuan ... 3
1.5.2. Manfaat Untuk Mahasiswa ... 3
1.5.3. Manfaat Secara Praktis ... 3
1.6. Lokasi Penelitian ... 4
1.7. Waktu Pelaksanaan Penelitian ... 4
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ... 5
2.1. Siklus Pengembangan Lapangan Minyak ... 5
2.1.1. Tahap Eksplorasi ... 5
2.1.2. Tahap Appraisal ... 6
2.1.3. Tahap Pengembangan ... 6
2.1.4. Tahap Produksi ... 6
2.1.5. Tahap Abandonment ... 7
2.2. Metode Peningkatan Perolehan Minyak ... 7
Universitas Pertamina - ix
2.2.2. Pengangkatan Sekunder ... 7
2.2.3. Pengangkatan Tersier ... 8
2.3. Overview Injeksi Air ... 8
2.4. Faktor yang Mempengaruhi Injeksi Air ... 10
2.4.1. Geometri Reservoir ... 10
2.4.2. Properti Fluida ... 11
2.4.3. Litologi dan Karakteristik Batuan ... 11
2.4.4. Kedalaman Reservoir ... 12
2.4.5. Keseragaman reservoir dan kontinuitas pay ... 12
2.4.6. Saturasi Fluida ... 12
2.4.7. Drive Mechanism Reservoir ... 13
2.5. Screening Kriteria Injeksi Air ... 15
2.6. Desain Injeksi Air ... 16
2.6.1. Penentuan Lokasi Sumur ... 17
2.6.2. Penentuan Pola Sumur Injeksi ... 17
2.7. Metode Prediksi Performa Injeksi Air ... 20
2.7.1. Volumetrik ... 21
2.7.2. Empirik ... 22
2.7.3. Klasik ... 22
2.7.4. Analisis Kurva Performa ... 23
2.8. Pemodelan Material Balance Injeksi Air. ... 23
2.8.1. Metode Buckley Leverett ... 24
2.8.2. Metode Dykstra Parsons ... 27
2.8.2. Prinsip Dasar Material-Balance ... 28
2.8.3. Persamaan Material Balance untuk Depletion Drive dengan Water Injection 29 2.8.4. Persamaan Material Balance untuk Water Drive dengan Water Injection ... 29
BAB III METODOLOGI PENELITIAN ... 33
3.1. Metode Penelitian ... 33
3.2. Metode Pengumpulan Data ... 33
3.3. Metode Analisis Data ... 34
3.4. Diagram Alir Penelitian ... 35
3.5. Diagram Alir Material Balance ... 36
Universitas Pertamina - x
4.1. OVERVIEW LAPANGAN ... 44
4.2. KARAKTERISTIK RESERVOIR ... 44
4.2.1. Original Oil In Place (OOIP) ... 44
4.2.2. Tenaga Pendorong... 44
4.2.3. Properti Dasar Reservoir ... 47
4.2.4. Properti Fluida Reservoir ... 47
4.3. Screening Criteria ... 48
4.4. Desain Injeksi Air ... 48
4.4.1. Pola Penyapuan ... 48
4.4.2. Injectivity Index ... 49
4.5. Prediksi Performa ... 50
4.5.1. Metode Analitis ... 50
4.4.2. Metode Material Balance ... 62
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ... 65
5.1. Kesimpulan ... 65
5.2. Saran ... 65
DAFTAR PUSTAKA ... 66
Universitas Pertamina - xi
DAFTAR TABEL
Tabel 1.1. Uraian kegiatan penelitian ... 4
Tabel 2.1. Screening Criteria Referensi ... 16
Tabel 4.1. OOIP Reservoir ALPHA………44
Tabel 4.2. Properti Dasar Reservoir ... 47
Tabel 4.3. Properti Fluida Reservoir ... 47
Tabel 4.4. Screening Criteria Lapangan ALPHA ... 48
Tabel 4.5. Nilai dfw/dsw ... 51
Tabel 4.6. Performa ke
breakthrough
... 53
Tabel 4.7. Saturasi Air Sebelum
Breakthrough
Metode BL ... 54
Tabel 4.8. Perhitungan fw2 dan dfw/dsw... 57
Tabel 4.9. Perhitungan dari awal hingga
breakthrough
Metode DP... 60
Universitas Pertamina - xii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1. Siklus Pengembangan Lapangan Migas (BPMA, 2019) ... 5
Gambar 2.2. Kategori Perolehan Minyak (Craig, 1971) ... 8
Gambar 2.3. Mekanisme
Waterflood
(Taber
et al
, 1997) ... 9
Gambar 2.4.
Waterflood Management System
(Takur, 1998) ... 9
Gambar 2. 5. Reservoir
Depletion Drive
(Tarek, 2001) ... 13
Gambar 2.6. Reservoir
Segregation Drive
(Tarek, 2001) ... 14
Gambar 2.7. Reservoir
Water Drive
(Tarek, 2001) ... 15
Gambar 2.8. Pola
Peripheral
(Tarek, 2001) ... 18
Gambar 2.9. Pola Irregular (Tarek, 2001) ... 19
Gambar 2.10. Pola Crestal dan Basal (Tarek, 2001) ... 19
Gambar 2.11. Sikslus waterflood (Takur, 1998) ... 20
Gambar 2.12. Perfoma Injeksi Air Hasil Percobaan (Takur, 1998) ... 21
Gambar 2.13. Prinsip Dasar Material Balance (Tarek, 2001) ... 28
Gambar 3.2. Diagram Alir Penelitian………..35
Gambar 3.3. Diagram Alir Pembuatan Model
Material Balance
... 36
Gambar 3.4.
Input
Properti PVT ... 37
Gambar 3.5.
Input
Data
Parameter Sumur ... 38
Gambar 3.6.
Input
Water Inlux Data
... 38
Gambar 3.7.
Input
Data Kompresibilitas Batuan ... 39
Gambar 3.8.
Input
Data Permeabilitas Relatif ... 39
Gambar 3.9.
Input
Data Riwayat Produksi ... 40
Gambar 3.10. Data Pencocokan ... 40
Gambar 3.11. Hasil Pencocokan Data ... 41
Gambar 3.12.
Run Simulation
... 41
Gambar 3.13.
Run Prediction
... 42
Universitas Pertamina - xiii
Gambar 4.1. Region Lapangan ALPHA ... 44
Gambar 4.2. Sejarah Produksi Lapangan ALPHA dengan MBAL ... 45
Gambar 4.3.
Campbell Plot
Lapangan ALPHA... 45
Gambar 4.4.
Matching Water Influx
dengan Model Husrt Everdingen-Modified ... 46
Gambar 4.5.
Drive Index
Lapangan ALPHA ... 46
Gambar 4. 6. Pola Penyapuan Lapangan ALPHA ... 49
Gambar 4.7. Grafik Injektivitas ... 49
Gambar 4.8. kurva KRO/Krw Metode BL ... 50
Gambar 4.9. Kurva
Fractional Flow
dan Derivative Metode BL... 51
Gambar 4.10. Nilai Swbt dan fwf Metode BL ... 52
Gambar 4.11. Performa Injeksi Air Sebelum
Breakthrough
Metode BL ... 54
Gambar 4.12. Profil Saturasi Air Sebelum
Breakthrough
Metode BL ... 55
Gambar 4.13. Performa Injeksi Air Setelah
Breakthrough
Metode BL ... 55
Gambar 4.14. Nilai Swbt dan fwf Metode DP ... 56
Gambar 4.15. Kurva Derivative Metode DP ... 58
Gambar 4.16. Kurva Effisiensi Vertikal Saat WOR = 50 ... 59
Gambar 4.17. Prediksi Performa setelah Breakthrough Metode DP ... 60
Gambar 4.18. Prediksi Performa Injeksi Air Metode Buckley Leverett ... 61
Gambar 4.19. Prediksi Performa Injeksi Air Metode Dykstra Parsons ... 61
Gambar 4.20. Kumulatif Produksi Material Balance ... 62
Gambar 4.21. Laju minyak
Material Balance
... 62
Gambar 4.22. Laju Air
Material Balance
... 63
Gambar 4.23. Perbandingan Kumulatif Produksi metode BL, DP dan MBAL ... 63
Universitas Pertamina - xiv
DAFTAR SINGKATAN
Singkatan
Keterangan
BL Buckley Leverett DP Dykstra Parsons MBAL Material Balance
Bopd Barrel oil per day MSTB Ribu Stock Tank Barrel MMSTB Juta Stock Tank Barrel
Rb Reservoir Barrel
STB Stock Tank Barrel
FVF Formation Volume Factor Pinj Tekanan Injeksi Air
Iw Laju Injeksi Air
h Ketebalan Net
k Permeabilitas
Universitas Pertamina - 1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang
Lapangan hidrokarbon akan mengalami penurunan produksi seiring dengan lamanya waktu berproduksi. Hal ini diantaranya disebabkan oleh berkurangnya energi atau tenaga pendorong di dalam reservoir terutama untuk reservoir dengan mekanisme pendorong depletion drive dan water drive berkategori lemah dan menengah. Berkurangnya tenaga pendorong berakibat tidak bisa mengalirnya fluida ke permukaan secara alami sehingga diantaranya harus dibantu dengan metode pengangkatan buatan seperti pompa atau gas lift pada sumur sembur alam. Meskipun begitu secara alamiah untuk kategori reservoir dengan pendorong tersebut di atas akan mengalami penurunan tekanan yang berakibat juga dalam penurunan produksi. Solusi untuk permasalahan tersebut diantaranya dengan membuat energi/tenaga pendorong buatan menggunakan injeksi air.
Injeksi air atau waterflooding adalah teknik peningkatan perolehan yang termasuk dalam metode perolehan sekunder yang dilakukan setelah proses primer. Prinsip dari metode ini dilakukan dengan menginjeksikan air kedalam reservoir untuk menjaga tekanan reservoir dan mendorong minyak yang masih terdapat dalam reservoir ke sumur produksi, setelah reservoir tersebut telah mencapai batas keekonomian tahap pengurasan primer. Air yang diinjeksikan pada zona hidrokarbon biasanya merupakan air produksi yang telah diolah sebelum diinjeksikan kembali atau berasal dari sumber air terdekat seperti sungai.
Studi tentang waterflooding yang komprehensif perlu dilakukan agar usulan proyek yang dilakukan memenuhi persyaratan teknis dan ekonomis. Salah satu evalausi yang sangat penting yang akan digunakan dalam evaluasi teknis dan ekonomis adalah evaluasi prediksi kinerja waterflood. Pada tahap evaluasi preliminari dapat dilakukan dengan metode analitik menggunakan beberapa metode seperti Craig Giffen Morse (CGM), Stiles, Bauckley Laverett (BL), Dykstra Parson (DP) dan Bush Hulender (BH). Untuk evaluasi yang lebih detail yang memperhatikan heterogenitas reservoir dan detail model reservoir dapat dilakukan dengan metode simulasi numerik. Proyeksi produksi akan memberikan gambaran inkremental produksi dan cadangan dari suatu waterflood yang akan dievaluasi lebih lanjut keekonomiannya.
Evaluasi yang komprehensif dan akurat akan berpengaruh kepada keberhasilan waterflooding secara teknis dan memebrikan gambaran keekonomian yang lebih presisi. Hal tersebut yang mendasari topik tugas akhir tentang waterflood dengan judul “STUDI PREDIKSI PERFORMA WATERFLOOD PADA LAPANGAN “ALPHA” DENGAN METODE BUCKLEY LEVERETT, DYKSTRA PARSONS DAN MATERIAL BALANCE”.
Universitas Pertamina - 2
1.2.
Rumusan Masalah
Berdasarkan penjelasan pada latar belakang diatas, terdapat permasalahan yang akan dilakukan pada penelitian Tugas Akhir ini adalah sebagai berikut:
1. Apakah jenis drive mechanism dan karakteristik reservoir zona “R” cocok sebagai kandidat waterflood?
2. Bagaimana desain waterflood yang cocok pada zona “R” Lapangan ALPHA? 3. Bagaimana prediksi kinerja waterflood dengan menggunakan metode analitik?
4. Bagaimana prediksi kinerja waterflood dengan menggunakan metode simulasi numerik?
1.3.
Batasan Masalah
Pada penelitian ini, masalah yang akan dianalisis yaitu mengenai screening kriteria waterflooding, analisis mekanisme pendorong, desain waterflooding pada zona “R” Lapangan ALPHA, prediksi kinerja produksi dan peningkatan perolehan minyak dari waterflooding.
Berikut merupakan batasan – batasan analisa penelitian ini:
1. Analisa drive mechanism akan dilakukan dengan metode Material Balance (MBAL). 2. Analisa waterflood berdasarkan metode analitik akan menggunakan 2 metode yang sesuai
dengan sumsi dan kondisi reservoir.
3. Analisa waterflood berdasarkan metode simulasi reservoir akan menggunakan model konseptual yang sifatnya tidak secara detil (fine model) karena keterbatasan waktu dalam pengolahan data.
1.4.
Tujuan Penelitian
Tujuan dari penelitian waterflood ini dibagi menjadi tujuan umum dan tujuan khusus yang diuraikan sebagai berikut:
1.4.1. Tujuan Umum
Tujuan umum dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Mengetahui informasi mengenai pelaksanaan pekerjaan diperusahaan atau di insitusi tempat tugas akhir berlangsung.
2. Media peninjauan ulang terhadap aktivitas mahasiswa selama tugas akhir berlangsung. 3. Menerapkan ilmu pengetahuan kuliah saat tugas akhir berlangsung.
4. Melatih mahasiswa untuk mencari solusi masalah yang dihadapi didalam dunia kerja secara efisien.
Universitas Pertamina - 3
1.4.2. Tujuan Khusus
Tujuan khusus dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Evaluasi kesesuaian lapangan untuk kandidat waterflood berdasarkan kesesuaian jenis drive mechanism dan karakteristik fludia dan petrofisika reservoir zona R.
2. Mengetahui desain Waterflood yang cocok dan optimal pada Lapangan ALPHA.
3. Mengetahui peningkatan produksi dan perolehan minyak dari waterflood pada Lapangan ALPHA dengan menggunakan metode analitik.
4. Mengetahui peningkatan produksi dan perolehan minyak dari waterflood pada Lapangan ALPHA dengan menggunakan simulasi material balance.
1.5.
Manfaat Penelitian
1.5.1. Manfaat Secara Keilmuan
Penelitian ini memiliki beberapa manfaat keilmuan dalam hal pemilihan kandidat waterflooding, aspek desain dari waterflooding, penggunaan metode analitik dan simulasi numerik untuk studi prediksi kinerja waterflood.
1.5.2. Manfaat Untuk Mahasiswa
1. Dapat mengenal secara dekat dan nyata kondisi di lingkungan kerja.
2. Dapat memberikan kontribusi yang positif terhadap perusahaan tempat mahasiswa melaksanakan Tugas Akhir.
3. Dapat mengaplikasikan pengetahuan mengenai teknik perminyakan yang diperoleh dibangku kuliah dalam praktek dan kondisi kerja yang sebenarnya.
1.5.3. Manfaat Secara Praktis
1. Perusahaan dapat memanfaatkan tenaga mahasiswa yang sedang melakukan tugas akhir dalam proses penyelesaian tugas – tugas untuk kebutuhan di unit yang relevan.
2. Menciptakan kerjasama yang saling menguntungkan dan bermanfaat antara tempat tugas akhir dengan jurusan Teknik Perminyakan Universitas Pertamina.
3. Perusahaan mendapatkan alternatif calon karyawan pada spesialisasi yang ada pada perusahaan tersebut.
4. Hasil studi tugas akhir dapat digunakan sebagai rekomendasi kajian awal (preliminary) untuk proyek waterflood di Lapangan obyek studi bagi perusahaan tempat melaksanakan Tugas Akhir.
Universitas Pertamina - 4
1.6.
Lokasi Penelitian
Tempat : Universitas Pertamina
Alamat : Jl. Teuku Nyak Arief, RT.7/RW.8, Simprug, Kec. Kby. Lama, Kota Jakarta
Selatan, Daerah Khusus Ibukota Jakarta 12220
1.7.
Waktu Pelaksanaan Penelitian
Penelitian mengenai tugas akhir ini dilaksanakan pada bulan Februari 2020 – Juni 2020 (empat bulan). Berikut merupakan perkiraan tahap pelaksanaan penelitian.
Tabel 1.1. Uraian kegiatan penelitian
Waktu Aktivitas
Minggu ke-1-2
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
Laporan kemajuan mingguan
Minggu ke-3-4
Memahami kondisi dan karakteristik reservoir lapangan
Mempelajari sejarah produksi lapangan dan pengumpulan data
Pengenalan software simulasi Material Balance
Laporan kemajuan mingguan
Minggu ke-5-8
Mempelajari beberapa persamaan, formula, dan perhitungan untuk desain injeksi air
Menganalisa pola injeksi air
Menentukan laju injeksi air
Membuat excel perhitungan peramalan waterflood dengan metode Dykstra Parsons
Melakukan prediksi waterflood dengan metode Dykstra Parsons
Laporan kemajuan mingguan
Minggu ke-9 s.d. ke-15
Membuat excel perhitungan peramalan waterflood dengan metode Buckley Leverett
Membuat peramalan produksi dan faktor perolehan minyak untuk pola injeksi air dengan metode Buckley Leverett
Melakukan peramalan waterflood dengan metode Material Balance
Laporan kemajuan mingguan
Minggu ke-16
Evaluasi
Diskusi
Seminar kemajuan
Universitas Pertamina - 5
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
Tinjauan pustaka dari topik penelitian mengenai Studi Waterflooding (Injeksi Air) adalah terkait dalam perspektif peningkatan produksi dan perolehan minyak bumi serta metode penanganannya yang terkait langsung dengan siklus pengembangan lapangan minyak, metode peningkatan perolehan minyak, ulasan, faktor-faktor pengaruh, screening kriteria, desain dan pemodelan injeksi air.
2.1.
Siklus Pengembangan Lapangan Minyak
Pada proses perencanaan eksplorasi dan produksi gas bumi disuatu wilayah kerja, langkah pertama yang harus dilakukan adalah harus memperoleh akses informasi dan data pendukung mengenai wilayah yang memiliki potensi migas yang baik dengan melakukan evaluasi terkait aspek keteknikan, ekonomi, lingkungan, dan sosial. Aspek keteknikan melakukan analisa dari besarnya potensi kandungan migas dan perkiraan besar produksinya. Aspek ekonomi melakukan pengkajian terutama pada biaya operasi pada pengembangan hingga selesai. Berikut merupakan gambar siklus pengembangan lapangan minyak dan gas bumi (BPMA, 2019).
Gambar 2.1. Siklus Pengembangan Lapangan Migas (BPMA, 2019)
2.1.1. Tahap Eksplorasi
Eksplorasi minyak dan gas adalah metode yang digunakan oleh ahli geologi dan geofisika untuk mencari potensi hidrokarbon. Pada proses pencarian cadangan, menggunakan metode survei seismik dan melakukan pengeboran sumur eksplorasi. Eksplorasi merupakan operasi yang sangat mahal dan berbahaya karena pengeluaran pada operasi ini biasanya bernilai jutaan dolar dan rata-rata pada 2 dari 3 sumur eksplorasi tidak mengandung potensi hidrokarbon. Oleh karena hal tersebut, perusahaan melakukan banyak pengeboran sumur eksplorasi sebelum dapat menemukan cadangan hidrokarbon dan dapat membutuhkan waktu puluhan tahun. Tidak jarang ketika Setelah dilakukan eksplorasi hasil yang didapat menunjukkan tidak ada potensi.
Universitas Pertamina - 6 Selama pengeboran eksplorasi dilakukan, informasi penting dan sampel mengenai batuan dan fluida dikumpulkan untuk mengetahui hal sebagai berikut:
1. Adanya hidrokarbon pada lokasi tersebut. 2. Jumlah cadangan yang tersedia.
3. Kedalaman lokasi hidrokarbon.
2.1.2. Tahap Appraisal
Setelah tahap eksplorasi berhasil, maka tahap selanjutnya adalah tahap appraisal. Tujuan utama dari tahap ini adalah mengurangi kemungkinan hilangnya jumlah dari hidrokarbon serta properti nya. Selama tahap ini, akan banyak sumur yang dilakukan pengeboran untuk mengumpulkan lebih banyak sampel dari reservoir. Survei seismik dilakukan untuk memastikan kondisi reservoir. Para geologis, geofisika dan reservoir engineer melakukan perbandingan data-data hasil survei seismik untuk menghasilkan suatu reservoir yang baik. Tahap ini memastikan apakah terdapat perubahan karakteristik batuan dan fluida saat pertama ditemukan hingga sampai tahap ini. Setelah tahap ini sukses, maka dapat dilanjutkan tahap selanjutnya yaitu pengembangan.
2.1.3. Tahap Pengembangan
Aktivitas utama dari tahap ini adalah sebagai berikut:
1. Melakukan pembuatan rencana pengembangan lapangan hidrokarbon serta seberapa banyak sumur yang akan di bor untuk memproduksi hidrokarbon. (Geologist, geophysicst dan reservoir engineer).
2. Membuat keputusan dalam desain terbaik untuk sumur produksi (drilling engineer). 3. Menentukan fasilitas produksi yang sesuai (facilities engineer).
Sebelum dilakukan tahap produksi, perlu untuk dilakukan analisa biaya dan keuntungan. Tahap ini juga perlu untuk memperhatikan keadaan lingkungan.
2.1.4. Tahap Produksi
Tahap ini merupakan lanjutan dari tahap pengembangan. Produksi pada lapangan minyak dan gas bumi dapat dilakukan hingga 40 tahun bergantung dari karakteristik reservoir lapangan tersebut. Untuk menjaga proses produksi terdapat hal penting yang harus dilakukan, antara lain:
1. Operasi produksi tetap dilakukan pengawasan.
2. Reservoir engineer melakukan pengecekan kondisi lapangan agar produksi tetap berjalan
dengan baik.
3. Penambahan sumur baru / penambahan fasilitas produksi juga dapat mengoptimalkan operasi produksi.
Universitas Pertamina - 7
2.1.5. Tahap Abandonment
Pada tahap ini, fasilitas produksi sudah tidak digunakan lagi karena lapangan sudah tidak memiliki keuntungan lagi. Hal ini berlaku juga pada lapangan offshore di mana memiliki platform produksi yang sangat luas oleh karena itu dilakukan pembongkaran material material produksi yang terdapat pada platform.
2.2.
Metode Peningkatan Perolehan Minyak
Berbagai macam metode produksi digunakan untuk mengangkat hidrokarbon dari dalam reservoir. Terdapat tiga tipe dari metode yang digunakan untuk mengangkat hidrokarbon yaitu: pengangkatan primer, sekunder dan tersier.
2.2.1. Pengangkatan Primer
Tahap pertama dalam memperoleh minyak bumi di hampir seluruh reservoir konvensional adalah dengan produksi primer dimana minyak bumi dari dalam reservoir diangkat dengan energi (tekanan) alami dari reservoir itu sendiri. Namun, energi tersebut menurun saat telah mencapai titik maksimal produksi secara bertahap yang mengakibatkan penurunan produksi dan sumur dapat berhenti berproduksi. Setelah mencapai kondisi tersebut, metode pemulihan sekunder dapat menjadi pilihan yang baik (Sohrab, 2017).
2.2.2. Pengangkatan Sekunder
Pemulihan sekunder merupakan metode produksi setelah tahap pemulihan primer dilakukan. Metode ini juga mencakup metode produksi minyak bumi yang berdasarkan pada penggunaan energi buatan manusia untuk mengasilkan minyak bumi. Metode ini menggunakan cara dengan melakukan injeksi fluida ke dalam reservoir untuk meningkatkan tekanan reservoir dan membuat pendorong buatan. Berikut dibawah ini merupakan metode-metode pemulihan sekunder (Sohrab, 2017):
1. Injeksi Air (Waterflooding)
Injeksi air merupakan metode penginjeksian air kedalam reservoir menggunakan sistem buatan untuk meningkatkan produksi dari reservoir minyak dan menyapu menuju zona produksi. Berat jenis air lebih besar dari minyak, oleh karena itu injeksi air akan menyapu minyak menuju zona produksi. Metode ini dapat meningkatkan pemulihan dari minyak di reservoir, tetapi terdapat faktor yang harus diperhatikan. Metode injeksi air merupakan metode yang sering digunakan pada tahap pemulihan sekunder karena metode ini tidak mahal dimana menggunakan air dalam jumlah banyak yang mudah untuk dicari. Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan yaitu mobililitas antara minyak dan air serta bagaimana geologi dari reservoir minyak tersebut untuk menjadikan metode ini efektif untuk digunakan.
2. Injeksi Gas (Gas Injection)
Injeksi gas merupakan metode penginjeksian gas untuk menjaga tekanan reservoir untuk memproduksi minyak bumi. Injeksi dari gas dilakukan dengan menyuntikkan gas melalui
Universitas Pertamina - 8 sumur-sumur injeksi. Gas yang diinjeksikan biasanya dilakukan di Gas Cap dari formasi tidak pada zona produksi seperti injeksi air.
2.2.3. Pengangkatan Tersier
1. Steam Flooding
Injeksi uap merupakan proses dimana uap akan dipompakan menuju sumur dan terjadi proses kondensasi sehingga uap menjadi air panas. Pada zona air panas, minyak akan terangkat dan di zona uap, akan terjadi evaporasi oleh minyak. Kejadian ini menyebabkan viskositas minyak menurun sehingga meningkatkan permeabilitas pada reservoir (Sohrab, 2017).
2. CO2 Flooding
Injeksi gas hampir sama dengan injeksi air, dimana gas diinjeksikan kedalam rerservoir guna menjaga tekanan reservoir saat produksi minyak. Hal ini disebabkan oleh interfacial tension antara minyak dan air berkurang. Injeksi gas yang dilakukan biasanya menggunakan CO2 karena dapat mengurangi viskositas minyak dan harga yang lebih ekonomis dibanding liquefied petroleum gas (Sohrab, 2017).
3. Polimer Flooding
Injeksi polimer merupakan proses dimana viskositas dari air meningkat dengan mencampur molekul polimer saat menginjeksikan air. Dari proses ini, rasio mobilitas minyak dan air meningkat. Untuk mengurangi saturasi minyak, surfactant dapat ditambahkan dengan polimer karena dapat mengurangi tekanan permukaan antara minyak dan air (Sohrab, 2017).
Gambar 2.2. Kategori Perolehan Minyak (Craig, 1971)
2.3.
Overview Injeksi Air
Suatu reservoir awalnya melakukan tahap awal pengurasan dengan tenaga dorong alamiah dari masing-masing reservoir maupun bantuan dari artificial lift di awal produksinya, namun perlahan-lahan
Universitas Pertamina - 9 kemampuan pengurasan tersebut akan menurun. Jika sudah tidak memungkinkan lagi dilakukan tahap primary recovery maka reservoir tersebut akan memasuki tahap kedua pengurasan (secondary recovery), maksud dilakukan tahap kedua ini adalah agar dapat memproduksikan sisa minyak di reservoir yang tidak dapat ambil lagi pada tahap pertama, salah satu metode dari secondary recovery ini adalah metode injeksi air. Mekanisme kerjanya adalah dengan menginjeksikan air ke dalam formasi produktif melalui sumur injeksi yang berfungsi untuk mendesak minyak menuju sumur produksi dan mengisi kolom pori menggantikan minyak yang diproduksi sehingga dapat menambah tekanan reservoir dengan demikian minyak yang tersisa di dalam reservoir dapat diproduksi sehingga produksi minyak itu sendiri meningkat. Menurut Rose, S.C. (1989) injeksi air merupakan proses penginjeksian air kedalam reservoir guna untuk meningkatkan produksi dan menjaga tekanan sumur. Mekanisme dari injeksi air lebih jelas ditunjukkan pada Gambar 2.3.
Gambar 2.3. Mekanisme Waterflood (Taber et al, 1997)
Menurut Takur, G.C. (1998) injeksi air merupakan sistem yang saling terintegrasi dari banyak faktor sehingga harus mempunyai sistem sendiri. Integrasi injeksi air terdiri dari karakterisasi reservoir dan fluida, operasi sumur dan fasilitas permukaan gambar dari sistem integrasi injeksi air ditunjukkan oleh Gambar 2.4.
Universitas Pertamina - 10 Terdapat pula beberapa alasan yang dikemukakan oleh Takur, G.C (1998) bahwa injeksi air sangat banyak digunakan, antara lain:
Mobilitas yang cukup rendah
Air mudah didapatkan
Pengadaan air cukup murah
Mudah tersebar ke daerah reservoir, sehingga efisiensi penyapuan cukup tinggi
Memiliki efisiensi pendesakan yang sangat baik.
Sistem integrasi injeksi air yang modern membutuhkan bukan hanya pada segi teknikal dan kemampuan operasi, melainkan juga membutuhkan pengetahuan bisnis, politik dan lingkungan. Strategi tentang perencanaan sistem management asset adalah sebagai berikut:
1. Pengembangan strategi
2. Akuisisi data, analisa dan manajemen. 3. Evaluasi geologi dan geofisika
4. Pemodelan reservoir dan memprediksi performa 5. Kebutuhan fasilitas
6. Optimisasi ekonomi
Desain injeksi air, evaluasi dan manajemen sistem akan efektif ketika semua fungsi petroleum bekerja sama. Implementasi rencana membutuhkan support manajemen, komitmen dan integrasi kerjasama tim. Kesuksesan proyek ini tergantung dari pengawasan dan teliti saat melakukan peninjauan performa. Manajemen integrasi injeksi air sangat penting dalam proyek ini agar menghasilkan hasil yang optimal dan peningkatan minyak.
Perkembangan manajemen asset injeksi air menurut Takur, G.C (1998) sangat berkembang pesat mulai dari 40-50 tahun yang lalu. Teknik pengembangan dan alat sangat membantu dalam mengelola desain dan teknik pengawasannya juga sudah menggunakan computer dalam mengumpulkan data, analisis dan manajemen.
2.4.
Faktor yang Mempengaruhi Injeksi Air
Penentuan faktor-faktor yang mempengaruhi bahwa injeksi air perlu dilakukan kesesuaian pada reservoir, menurut pendapat Thomas, Mahoney, dan Winter (1989) karakteristik reservoir yang perlu diperhatikan adalah sebagai berikut :
2.4.1. Geometri Reservoir
Geometri reservoir dan bentuk dari formasi memiliki pengaruh yang sangat cocok untuk melakukan efisiensi injeksi air, karena geometri reservoir dapat menentukan sumur yang diperlukan
Universitas Pertamina - 11 untuk dilakukan pengeboran, dimana lokasi sumur dan pola pola injeksinya adalah untuk reservoir yang akan mengendalikan efisiensi pengangkatannya. Pada lapangan offshore, dapat menentukan jumlah platform yang diperlukan. Faktor ini pada dasarnya akan menentukan metode yang akan digunakan reservoir agar dapat diproduksi menggunakan injeksi air. Analisa dari geometri reservoir dan kinerja reservoir sebelumnya sangat penting digunakan untuk mendefinisikan kekuatan dari natural waterdrive. Jika waterdrive memiliki tenaga yang kuat, maka injeksi air mungkin tidak diperlukan.
2.4.2. Properti Fluida
Properti fluida reservoir untuk mengetahui jenis fluida yang terdapat didalam reservoir dan kualitas minyak yaitu minyak berat atau minyak ringan. Sifat-sifat ini diukur dan dianalisis untuk fluida reservoir sebelum dilakukan metode injeksi air untuk dapat menggantikan minyak dari reservoir dan memastikan keberhasilan proyek tersebut. Viskositas dari minyak dianggap sebagai properti penting yang mempengaruhi tingkat keberhasilan injeksi air dan dalam penentuan rasio mobilitas yang mengontrol sweep efficiency.
2.4.3. Litologi dan Karakteristik Batuan
Thomas et al. (1989) menerangkan bahwa litologi memiliki pengaruh besar pada efisiensi dari injeksi air pada reservoir tertentu. Litologi reservoir dan karakteristik batuan yang mempengaruhi keberhasilan penyapuan adalah porositas, permeabilitas, konten clay dan net thickness. Pada beberapa reservoir yang kompleks, sangat sedikit porositas rekah yang memiliki permeabilitas efektif dari porositas total dalam operasi injeksi air. Dalam kasus ini, program injeksi air hanya berdampak kecil pada porositas matrix yang mungkin bersifat kristali, granular atau vugular. Meskipun banyak yang menunjukkan bahwa mineral klay pada pasir memungkinan menyumbat pori-pori oleh proses swelling dan deflokulasi ketika injeksi air, tidak ada data yang pasti tentang proses ini dapat terjadi.
Reservoir Tight (Permeabilitas rendah) atau reservoir dengan ketebalan net yang tipis menyebabkan masalah injeksi air dalam hal laju injeksi dan tekanan air. Berikut ini merupakan formula tentang laju injeksi dan tekanan air.
𝑃
𝑖𝑛𝑗∞
𝑖
𝑤ℎ𝑘
Dimana:
Pinj = Tekanan injeksi air Iw = Laju injeksi air h = Net Thickness
k = Permeabilitas Absolut
Persamaan diatas menunjukkan bahwa untuk memberikan laju injeksi harian pada reservoir tipis, mungkin diperlukan tekanan injeksi melebihi tekanan rekah. Hal tersebut harus ditunjukkan bahwa keseragaman reservoir dapat memberikan pengaruh yang bagus dan mengurangi perolehan minyak
Universitas Pertamina - 12 dengan injeksi air. Lapisan permeabilitas tinggi merupakan jenis dari heterogenitas reservoir yang dapat mempengaruhi performa dari injeksi air, yaitu dapat mengubah pola injeksi.
2.4.4. Kedalaman Reservoir
Kedalaman reservoir memiliki peran yang sangat penting pada proyek pengangkatan sekunder maupun tersier, mulai dari aspek teknis dan ekonomis sangat diperhatikan. Saat dilakukan pengangkatan sekunder dan tersier, tekanan dari injeksi yang maksimum akan meningkat sesuai dengan kedalaman. Pada sumur-sumur dalam, biaya produksi minyak akan membatasi rasio air-minyak sehingga dapat mengurangi faktor perolehan ultimate dan meningkatkan biaya total proyek injeksi air. Pada reservoir dangkal, mudah untuk mengatur tekanan injeksi, dikarenakan harus kurang dari tekanan rekah. Dalam operasi injeksi air, terdapat tekanan kritis yaitu sekitar 1 psi/ft, jika lebih memungkinkan membuat rekahan yang besar. Tekanan gradient yang biasa digunakan sekitar 0.75 psi/ft dari kedalaman awal.
2.4.5. Keseragaman reservoir dan kontinuitas pay
Keseragaman reservoir merupakan kriteria fisik utama untuk keberhasilan proyek injeksi air. Jika formasi mengandung ketebalan lapisan yang terbatas tetapi mempunyai permeabilitas sangat tinggi (zona thief), maka channeling dan bypass akan terbentuk secara cepat. Oleh karena itu, jika pada zona tersebut ditemukan kejadian tersebut harus segera dimatikan agar rasio air-minyak yang diproduksi akan segera meningkat sehingga dapat memberikaan keuntungan. Tekanan depletion yang rendah pada zona yang mempunyai permeabilitas tinggi juga dapat menyebabkan kecenderungan channeling air karena variasi permeabilitasnya tinggi.
Pada zona-zona thief mengandung minyak residual yang lebih sedikit dibanding lapisan lainnya dan proses penyapuannya akan mengakibatkan perolehan minyak yang lebih rendah. Areal kontiuitas dari pay zone termasuk dalam hal pendukung keberhasilan proyek injeksi air. Adanya kontinuitas pay dan reservoir anisotropy disebabkan oleh pengendapan, rekahan atau patahan sehingga perlu untuk diindentifikasi sebelum dilakukan well spanning dan pemilihan pola injeksi.
2.4.6. Saturasi Fluida
Dalam penentuan kesesuaian reservoir pada injeksi air, saturasi minyak tinggi yang mempunyai cadangan minyak cukup merupakan kriteria utama dalam kesuksesan operasi injeksi air. Perlu diingat bahwa saturasi minyak yang tinggi pada awal injeksi air akan meningkatkan mobilitas minyak sehingga akan memberikan efisiensi perolehan yang lebih tinggi. Terdapat beberapa faktor penting mengenai saturasi fluida yaitu sebagai berikut:
Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya direservoir akan digantikan oleh air atau gas bebas, sehingga pada lapangan minyak, saturasi fluida dapat berubah secara kontinyu
Saturasi fluida akan bervariasi dari suatu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung lebih besar pada bagian batuan yang kurang porous.
Universitas Pertamina - 13
2.4.7. Drive Mechanism Reservoir
A. Depletion Drive
Reservoir jenis ini, tenaga pendorongnya berasal dari gas yang terbebaskan dari minyak karena adanya perubahan fasa pada hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi fasa gas selama penurunan tekanan reservoir. Gas yang semula larut dalam zona minyak kemudian terbebaskan lalu mengembang dan akan mendesak minyak untuk diproduksi secara bersamaan. Gambaran detail dari jenis reservoir ini dapat dilihat pada Gambar 2.5.
Reservoir ini memiliki karakteristik, yaitu:
1. Penurunan tekanan reservoir yang cepat. Tidak ada fluida ekstra atau tudung gas bebas yang besar yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan oleh minyak yang diproduksi,
2. Produksi minyak bebas air. Tidak ada water drive, sehingga sedikit atau bahkan tidak ada air yang diproduksi bersama minyak selama umur produksi,
3. Productivity Index juga turun dengan cepat,
4. Gas Oil Ratio mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat akibat terbebaskannya
sejumlah gas dari minyak sampai maksimum, kemudian turun akibat adanya ekspansi gas dalam reservoir,
5. Recovery Factor rendah. Produksi minyak dengan solution gas drive ini biasanya
merupakan perolehan yang tidak efisien, harga RF berkisar 5 % -30%. Persamaan dari mekanisme pendorong reservoir ini ditunjukkan sebagai berikut:
Gambar 2. 5. Reservoir Depletion Drive (Tarek, 2001)
Universitas Pertamina - 14 B. Segregation Drive
Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Gambaran detail dari jenis reservoir ini dapat dilihat pada Gambar 2.6.
Reservoir gas cap drive memiliki karakteristik, yaitu:
1. Penurunan tekanan relatif cepat serta tidak adanya fluida ekstra atau tudung gas bebas yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan oleh minyak yang diproduksi, 2. GOR naik dengan cepat hingga maksimum kemudian turun secara kontinyu, 3. Produksi air sangat kecil bahkan diabaikan.
4. Recovery sekitar 20-60 %.
5. Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah air hampir tidak diproduksikan sama sekali.
Persamaan mekanisme ini ditunjukkan sebagai berikut:
Gambar. Depletion Drive Reservoir
Gambar 2.6. Reservoir Segregation Drive (Tarek, 2001)
C. Water Drive
Untuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoirnya. Efisisensi pendesakan air biasanya lebih besar dibandingkan dengan pendesakan oleh gas. Gambaran detail dari jenis reservoir ini dapat dilihat pada Gambar 2.7.
Universitas Pertamina - 15 Reservoir dengan jenis mekanisme pendorong water drive memiliki karakteristik, yaitu:
1. Penurunan tekanan sangat pelan atau relatif stabil. Penurunan tekanan yang kecil pada reservoir adalah karena volume produksi yang ditinggalkan, digantikan oleh sejumlah air yang masuk ke zona minyak.
2. Perubahan GOR selama produksi kecil, sehingga dapat dikatakan bahwa GOR reservoir adalah konstan.
3. Harga WOR naik tajam karena mobilitas air yang besar. 4. Perolehan minyak bisa mencapai 60-80%.
Persamaan reservoir jenis ini ditunjukkan sebagai berikut:
Gambar 2.7. Reservoir Water Drive (Tarek, 2001) D. Expansion Drive
Untuk reservoir yang undersaturated dengan tidak ada water influx, prinsip sumber energy berasal dari hasil ekpansi batuan dan fluidanya. Dimana, ketiga mekanisme pendorong yang telah disebutkan sebelumnya berkontribusi dalam produksi minyak dan gas dari reservoir. Kontribusi dari ekspansi batuan dan fluida untuk pengangkatan minyak terlalu kecil dan pada dasarnya dapat diabaikan.
Tenaga pendorong utama harus diperhatikan saat proyek injeksi air. Waterdrive reservoir dan
gascap yang kuat tidak cocok dengan proyek injeksi air. Sedangkan solution gas drive sangat cocok
dengan proyek injeksi air. Solution gas drive merupakan tenaga pendorong yang lemah sehingga diperlukan tambahan pendorong menggunakan injeksi air sehingga perolehan minyak bertambah sekitar dua kali lipat jika dibandingkan hanya menggunakan solution gas drive saja.
2.5.
Screening Kriteria Injeksi Air
Berikut merupakan karakteristik reservoir untuk proyek injeksi air yang diambil dari beberapa referensi paper.
Universitas Pertamina - 16 Tabel 2.1. Screening Criteria Referensi
SCREENING CRITERIA
No Parameter Nilai Sumber
1 Viskositas Minyak <35 Taber, J. et al (1997) 2 Gravity Minyak >32 API Fuller, S.M. et al (1992) 3 Saturasi Minyak Residual >25% Fuller, S.M. et al (1992) 4 Rasio Mobilitas 0.2 s/d 5 Smith, J.T., & Cobb, W. M (1997) 5 Transmissibilitas >0.1 D.m/mpa.s Singhal, A.K.et al (2005) 6 Permeabilitas >12 md Lu, G.F. et al (1994) 7 Porositas >15 % Diaz, D. et al (1996) 8 Net Thickness >6 ft Singhal, A.K.et al (2005)
2.6.
Desain Injeksi Air
Pada proses injeksi air terdapat banyak faktor yang harus diperhatikan terutama desain dari injeksi air itu sendiri. Desain injeksi air juga perlu memperhatikan faktor teknikal dan ekonomikal. Secara umum, analisa faktor ekonomi yang harus paling diperhatikan oleh para operator supaya keuntungan yang didapat paling optimal. Analisa ekonomi juga dapat menentukan prediksi performa praktik injeksi air. Takur, G.C. (1998) berpendapat bahwa terdapat lima langkah dalam melakukan desain injeksi air, yaitu:
1. Identifikasi peluang bisnis seperti penurunan cadangan, tekanan saat meningkatkan cadangan, performa reservoir dan keberhasilan injeksi air pada reservoir yang sama maupun serupa. 2. Menghasilkan dan memilih alternatif.
3. Mengembangkan alternatif yang dipilih.
4. Menerapkan injeksi air dan cara pengelolaannya. 5. Melaksanakan, mengamati dan meninjau injeksi air.
Pada desain injeksi air banyak faktor yang harus diperhatikan sehingga proyek injeksi air ini dapat berjalan dengan lancar. Mulai dari estimasi laju dari fluida, volume agar sesuai dengan kebutuhan dan agar dapat ditangani dengan tepat, dan pemilihan air yang akan diinjeksikan kedalam reservoir agar sesuai dengan air formasi dan batuan reservoir sehingga tidak terjadi masalah saat dilakukan injeksi pada reservoir tersebut.
Universitas Pertamina - 17
2.6.1. Penentuan Lokasi Sumur
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. Pada 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.
2.6.2. Penentuan Pola Sumur Injeksi
Salah satu langkah utama di dalam mendesain proyek injeksi air (waterflooding) adalah pemilihan flood pattern. Tujuan dilakukannya adalah untuk memilih flood pattern yang akan berkontribusi paling besar dalam hal kontaknya dengan crude oil system. Pemilihan pattern dapat dilakukan dengan mengubah sumur-sumur produksi existing menjadi sumur-sumur injeksi, atau membor infill injection wells
Adapun dalam melakukan pemilihan tersebut, harus mempertimbangkan beberapa faktor sebagai berikut:
• Heterogenitas reservoir dan arah permeabilitas • Arah formation fractures
• Ketersediaan fluida injeksi (gas atau air)
• Maximum oil recovery
• Well Spacing, Produktivitas, dan injektivitas
Terdapat empat tipe well arrangements yang digunakan dalam proyek injeksi fluida, yaitu:
• Irregular Injection Patterns
• Peripheral Injection Patterns
• Regular Injection Patterns
• Crestal and Basal Injection Patterns
1. Pola Injeksi Irregular
Willhite (1986) menyatakan bahwa topologi permukaan atau bawah permukaan dan atau
penggunaan teknik slant-hole drilling dapat mengakibatkan baik sumur produksi maupun injeksi tidak terletak secara seragam. Pada kondisi ini, daerah yang terpengaruh oleh sumur injeksi akan berbeda dengan daerah pada sumur injeksi lainnya berada. Adanya patahan-patahan dan variasi lokal porositas dan permeabilitas dapat pula mengakibatkan irregular injection patterns.
Universitas Pertamina - 18 2. Pola Injeksi Peripheral
Di dalam peripheral flooding sumur-sumur injeksi terletak di batasan luar reservoir, dan minyak ter-displace menuju bagian dalam reservoir. Pola injeksi peripheral pada umumnya mengakibatkan recovery minyak maksimum dengan minimnya air yang terproduksi. Untuk injeksi peripheral yang sukses, permeablitas formasi haruslah cukup besar untuk dapat melewatkan air yang diinjeksikan pada laju alir yang diinginkan, dengan melalui sejumlah well spacing dari sumur-sumur injeksi sampai pada sumur produksi yang terakhir. Contoh skema injeksi dari pola peripheral, yaitu seperti Gambar 2.8.
Gambar 2.8. Pola Peripheral (Tarek, 2001) 3. Pola Injeksi Regular
Pola injeksi air regular ini dibagi menjadi beberapa bagian sepeti berikut ini: • Direct Line Drive
Pola injeksi dan produksi saling berhadapan satu sama lain. Pola ini dikarakterisasikan oleh dua parameter, yaitu a (jarak sumur-sumur bertipe sama) dan d (jarak antara garis injektor dan producer)
• Staggered Line Drive
Sumur-sumur seperti berada dalam sebuah garis, tetapi injektor dan producer tidak lagi saling berhadapan, tetapi berpindah secara lateral
• Five Spot
Pola ini merupakan pola spesial, dimana jarak antara semua sumur adalah konstan. Empat buah sumur injeksi membentuk persegi dengan sumur produksi di tengahnya.
• Seven Spot
Universitas Pertamina - 19 • Nine Spot
Pola injeksi ini hampir sama dengan pola five spot tetapi ditambah dengan adanya sumur injeksi tambahan yang dibor di bagian tengah setiap sisi persegi. Pola injeksi ini pada intinya terdiri dari delapan buah injektor yang mengelilingi sebuah producer
Untuk pola inverted ada dalam pola five, seven, dan nine spot yang membedakan dengan regular hanyalah sebaliknya jumlah sumur injeksi dan produksinya. Pola-pola sumur injeksi regular dapat dilihat pada Gambar 2.9.
Gambar 2.9. Pola Irregular (Tarek, 2001) 4. Pola Injeksi Crestal dan Basal
Pada pola injeksi Crestal, injeksi dilakukan dengan melalui sumur-sumur yang terletak di puncak struktur. Proyek-proyek injeksi gas biasanya menggunakan pola injeksi ini. Sedangkan pola injeksi Basal, fluida diinjeksikan di bagian bawah struktur. Kebanyakan proyek-proyek injeksi air menggunakan pola injeksi basal karena adanya keuntungan tambahan yang didapatkan dari gravity segregation. Berikut ini menunjukkan pola injeksi Crestal dan Basal pada suatu reservoir:
Universitas Pertamina - 20
2.7.
Metode Prediksi Performa Injeksi Air
Injeksi air biasanya dimulai pada saat tekanan menurun atau pada reservoir dengan tenaga pendorong solution gas drive. Kebanyakan, reservoir dengan tenaga pendorong solution gas drive mengembangkan saturasi gas bebas oleh karena penurunan tekanan. Awalnya, tekanan reservoir dipulihkan saat volume pori yang diisi gas diisi kembali dengan air, melarutkan kembali gas bebas ke dalam minyak. Produksi minyak terjadi setelah pengisian ruang gas. Air yang diinjeksikan akhirnya menerobos di sumur produksi; umumnya sangat sedikit air diproduksi sebelum tingkat produksi minyak mencapai puncak jika reservoir menyerupai formasi yang homogen. Respon minyak, terobosan air, dan besarnya minyak puncak tingkat produksi bergantung pada karakteristik reservoir dan tingkat injeksinya. Setelah tingkat produksi puncak tercapai, tingkat produksi minyak menurun dengan meningkatnya potongan air.
Aktivitas asset manejemen injeksi air yang utama adalah untuk memperkirakan cadangan dan laju pengangkatan untuk desain dari proyek serta untuk menganalisis performa sebelum dan sesudah saat dilakukan injeksi air untuk tujuan pengamatan dan evalusi kinerja.
Teknik yang biasa digunakan adalah sebagai berikut:
Metode Volumetrik
Metode Empirik
Metode Klasik
Kurva Analisis
Universitas Pertamina - 21 Walaupun reservoir engineer sangat berperan penting dalam keterlibatan proyek ini geologist,
petrophysis dan production engineers juga bertanggung jawab dalam penyediaan data, meninjau dan
melakukan validasi hasil dari analisis performa reservoir.
2.7.1. Volumetrik
Perolehan Ultimate minyak ketika dilakukan injeksi air yaitu cadangan minyak (Oil-in-place) sebelum dilakukan injeksi air dikali dengan efisiensi perolehan. Nilai tersebut dapat diestimasi oleh cadangan minyak dikurangi produksi kumulatif dengan data yang diberikan oleh volume bulk reservoir, porositas, saturasi minyak awal, faktor volume formasi minyak seperti yang ditunjukkan dibawah ini : 𝑁 =7758 𝐴ℎ∅𝑆𝑜𝑖 𝐵𝑜𝑖 Dengan: 7758 = 43560 𝑓𝑡 2/𝐴𝑐 5.614 𝑓𝑡3/𝑏𝑏𝑙
N = OOIP (Original Oil In Place), STB A = Luas, acre
h = Ketebalan rata-rata, ft (interval minyak) ∅ = Porositas rata-rata, fraksi
𝑆𝑜𝑖 = Saturasi minyak awal, fraksi
𝐵𝑜𝑖 = Faktor volume formasi minyak, RB/STB
Volume bulk dapat ditentukan dengan menggunakan peta isopach reservoir, nilai porositas rata-rata dan saturasi minyak awal dari analisa log dan core dan data faktor volume formasi minyak dari tes laboratorium dan korelasi yang dapat dilihat pada Gambar 2.12.
Universitas Pertamina - 22 Percobaan penyapuan menggunakan core di laboratorium sebaiknya disesuaikan keadaan aktual batuan dan fluida formasi untuk mendapatkan nilai saturasi minyak residual dan displacement efficiency. Data tersebut dapat digunakan dalam mengestimasi teori fractional flow dengan tambahan data kurva permeabilitas relatif minyak dan air. Alternatif lainnya, menggunakan korelasi empirik seperti Croes dan Schwarz yang didapat dari hasil tes laboratorium.
Metode volumetrik dapat digunakan dalam mengestimasi perolehan minyak dari injeksi air, namun tidak bisa digunakan dalam penentuan laju produksi minyak vs. waktu. Evaluasi ekonomi injeksi air memerlukan data tersebut. Metode volumetrik digunakan dalam screening awal proyek untuk mengkalkulasikan investasi, evaluasi potensial injeksi air, dan perolehan ultimate injeksi air.
2.7.2. Empirik
Metode empirik untuk melakukan peramalan perolehan injeksi air berdasarkan hal sebagai berikut ini:
1. Korelasi antara property batuan dan fluida
2. Rules of thumb untuk memperoleh tingkat produksi minyak puncak, waktu saat minyak pertama
kali diproduksikan, laju penurunan produksi minyak dari puncak produksi dan lainnya.
Contoh dari pendekatan metode empirik yaitu diusulkan oleh Guthrie-Greenberger, Arps, et, al, Shauer, Guerrero and Earlougher, dan Bush dan Helander. Serta Craig menyimpulkan bahwa metode ini dapat memberikan hasil yang layak ketika dikembangkan dari performa lapangan lokal dan diterapkan pada lokasi yang sama. Variable yang dominan dalam menentukan dan memperhitungkan kinerja injeksi air dalam metode pendekatan ini adalah sebagai berikut (Khan, A.M. 1971):
1. Minyak dan saturasi gas saat injeksi dimulai 2. Variasi permeabilitas
3. Perbandingan viskositas minyak dan air 4. Laju injeksi air
2.7.3. Klasik
Metode klasik untuk memprediksi performa injeksi air memiliki beragam metode sesuai dengan heterogenitas dan mekanisme pendesakannya. Oleh karena itu, Craig telah merangkum metode-metode sesuai dengan keadaan diatas. Metode prediksi yang sesuai dengan heterogenitas reservoir adalah sebagai berikut:
1. Metode Dyksta-Parsons, berdasarkan pada korelasi antara perolehan injeksi air dan kedua rasio mobilitas serta faktor variasi permeabilitas.
2. Metode Stiles, berdasarkan perhitungan perbedaan posisi flood-front pada liquid-filled, lapisan linear insulated yang memiliki perbedaan permeabilitas.
Universitas Pertamina - 23 3. Metode Prats-Matthews-Jewett-Baker, berdasarkan pada korelasi perolehan minyak, termasuk efek gabungan dari rasio mobilitas dan areal sweep efficiency, dan mempertimbangkan keberadaan gas bebas sebelum dilakukan injeksi air dan variasi dalam injektivitas saat proses injeksi.
Metode prediksi berdasarkan mekanisme pendesakannya yaitu sebagai berikut:
1. Metode Buckey-Laverett berdasarkan pertimbangan immiscible displacement minyak dari air dalam sistem linear atau radial.
2. Metode Craig-Geffen-Morse berdasarkan tentang modifikasi persamaan Welge dan korelasi mengenai areal sweep efficiency saat dan setelah terjadi breakthrough.
3. Metode Higgins dan Leighton berdasarkan pendekatan aliran tube dengan menggunakan rasio mobilitas unit, faktor bentuk dan mekanisme pendesakan Buckey-Leverett.
Metode Craig-Geffen-Morse merupakan satu dari banyak metode prediksi yang paling mendekati dan sering digunakan pada pola 5-spot. Sedangkan metode Higgins-Leighton digunakan untuk pola 5-spot, 7-spot, direct dan staggered line, drive pattern dan pheriperal pattern.
2.7.4. Analisis Kurva Performa
Analisis kurva performa dilakukan ketika data produksi sudah tersedia dan produksi mengalami penurunan, kurva produksi masa lalu dari tiap sumur, dan peninjauan lapangan apakah dapat diperpanjang untuk peramalan kinerja masa depan. Asumsi yang sangat penting dalam menggunakan kurva penurunan adalah semua faktor yang mempengaruhi kurva di masa lalu namun tetap efektif sepanjang masa produksi. Pada kenyataannya, beberapa faktor yang mempengaruhi laju produksi dan penurunan kurva adalah prorasi, perubahan dalam metode produksi, workover, well treatments, gangguan pipa, cuaca dan kondisi pasar. Oleh karena itu, dalam melakukan kegiatan ini harus dilakukan secara cermat dalam peramalan kurva produksi di masa depan. Ketika terdapat perubahan bentuk dalam kurva penurunan, harus ditentukan penyebabnya dan pengaruhnya terhadap evaluasi cadangan.
Metode analisis kurva kinerja yang umum digunakan dalam proyek injeksi air adalah sebagai berikut:
1. Log dari laju produksi vs waktu 2. Laju produksi vs produksi kumulatif
3. Log dari water cut atau oil cut vs produksi kumulatif
2.8.
Pemodelan Material
Balance Injeksi Air.
Persamaan material balance untuk reservoar hidrokarbon pertama kali dikembangkan oleh Schilthuis pada tahun 1936. Sejak itu, metode berdimensi nol dan lebih tepat disebut dengan volume-balance tersebut dipandang sebagai metode interpretasi dan peramalan reservoar yang penting. Metode ini dapat diterapkan pada seluruh jenis reservoar termasuk reservoar minyak jenuh (saturated) dan tidak
Universitas Pertamina - 24 jenuh (undersaturated), reservoar gas dan kondensat. Persamaan material balance memiliki beberapa anggapan antara lain:
1. Reservoar hidrokarbon dianggap sebagai sebuah tangki. 2. Sifat fisik batuan dan fluida reservoir dianggap homogen. 3. Reservoir hidrokarbon merupakan kesatuan.
4. Terjadi keseimbangan fase secara sempurna.
5. Selama proses produksi, tidak terjadi reaksi antara fluida reservoir dengan batuan reservoir. Persamaan dari material balance, bila diterapkan dengan benar dapat digunakan untuk hal sebagai berikut:
1. Estimasi volume cadangan inisial hidrokarbon. 2. Prediksi kinerja reservoir di masa depan.
3. Prediksi perolehan ultimate hidrokarbon diberbagai jenis tenaga pendorong utama.
2.8.1. Metode Buckley Leverett
Metode ini memiliki mekanisme dari immiscible fluid displacement dan menggambarkan perilaku saturasi pada sistem radial dan five-spot. Data yang dibutuhkan adalah kurva relative permeabilitas dan saturasi fluida. Asumsi metode ini adalah alirannya satu arah, homogen dan menggunakan persamaan fractional flow.
Ada tiga langkah dalam menghitung menggunakan metode Buckley Leverett antara lain: 1. Persiapan data
2. Performa perolehan sampai breakthrough 3. Performa perolehan setelah breakthrough
Langkah 1: Persiapan Data
1. Plot data rasio permeabilitas relatif dengan saturasi air, kro/krw vs. Sw. Tentukan nilai a dan b pada garis lurus trendline kurva. Sehingga persamaan menjadi
kro krw
= aebSw
2. Hitung dan Plot kurva fractional flow.
3. Pilih beberapa nilai saturasi air diantara Swf dan (1-Sor) dan tentukan slope (dfw/dSw) pada setiap saturasinya dengan menggunakan persamaan matematika sebagai berikut
Universitas Pertamina - 25 (dfw dSw ) = − (μμw o) abe bSw [1 + (μμw o) abe bSw]2
4. Plot nilai slope dengan saturasi air (dfw
dSw) vs. Sw.
Langkah 2: Performa perolehan sampai breakthrough (Sgi = 0, EA, EV = 100%) 1. Gambar garis tangent dari kurva fractional flow dari Swi dan tentukan nilai
Titik tangen pada koordinat (Swf, fwf)
Saturasi air rata-rata saat breakthrough dengan menarik garis tangent sampai nilai fw = 1.0
Slope dari garis tangent (dfw dSw)Swf
2. Hitung volume pori yang terinjeksi oleh air saat breakthrough dengan persamaan di bawah ini. QiBT= 1 (dSdfw w)Swf = (S̅̅̅̅̅̅̅ − SwBT wi)
3. Dengan asumsi EAdan EV = 100%, hitung nilai kumulatif air injeksi saat breakthrough. WiBT= (PV)(S̅̅̅̅̅̅̅ − SwBT wi) = (PV)QiBT
4. Hitung displacement efficiency saat breakthrough. EDBT=
SwBT ̅̅̅̅̅̅̅ − Swi
1 − Swi
5. Hitung kumulatif produksi minyak saat breakthrough. (Np)BT= NSEDBT
6. Hitung waktu breakthrough dengan asumsi laju injeksi air konstan. t = WiBT
iw
7. Pilih beberapa nilai waktu injeksi di rentang kurang dari waktu breakthrough dan atur : Winj= iwt ; Qo = iw Bo ; WOR = 0 ; Wp = 0 ; Np =iwt Bo =Winj Bo
Universitas Pertamina - 26 WORs= Bo Bw(f 1 wBT− 1) dengan fwBT= fwf .
Langkah 3: Performa perolehan sesudah breakthrough
1. Memilih nilai untuk Sw2 dari antara nilai SwBT dan (1-Sor). 2. Menghitung nilai fw2 untuk setiap nilai Sw2.
𝑓𝑤2 = 1
1 + (µ𝑤µ𝑜 ) 𝑎𝑒𝑏𝑆𝑤2
3. Menghitung nilai efficiency displacement untuk setiap nilai Sw2. ED=
𝑆𝑤2(𝑎𝑣𝑔)− 𝑆𝑤𝑖 1 − Swi
4. Menghitung produksi kumulatif minyak untuk setiap nilai Sw2. Np = Ns ED Ea Ev
Assumsi Ea dan Ev = 100% Np = Ns ED
5. Menghitung volume pori dari injeksi air untuk setiap nilai Sw2. 𝑄𝑖 =
1 (𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤)
𝑠𝑤2
6. Menghitung kumulatif injeksi air untuk setiap nilai Sw2. Winj = (PV)Qi atau
Winj = (PV)(Sw2(AVG)-Swi)
7. Menghitung waktu untuk injeksi air dengan assumsi laju injeksi air konstan. t =𝑊𝑖𝑛𝑗
iw
8. Menghitung kumulatif produksi air saat waktu tertentu.
𝑊𝑝 =𝑊𝑖𝑛𝑗 − (𝑆𝑤2(𝑎𝑣𝑔)− 𝑆𝑤𝑖)(𝑃𝑉)𝐸𝑎 𝐸𝑣
𝐵𝑤
