STUDI PENDESAKAN UAP UNTUK MINYAK BERAT
DENGAN PROSES “STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE”
Suranto
1, Doddy Abdassah
2, Sudjati Rachmat
21
UPN “Veteran” Yogyakarta,
2
Institut Teknologi Bandung
Kata kunci : pendesakan uap, minyak berat, faktor perolehan, sensitivitas
ABSTRAK
Injeksi uap adalah metoda EOR dengan menginjeksikan uap bertekanan ke dalam reservoir yang dimaksudkan untuk memanaskan reservoir . Efek dari panas ini akan menurunkan viskositas minyak sehingga diharapkan minyak mudah mengalir ke lubang sumur.
Proses steam assisted gravity drainage (SAGD) adalah suatu proses pendesakan uap dengan memanfaatkan gaya gravitasi. Dengan adanya perbedaan densitas antara uap dan minyak menyebabkan uap akan cenderung naik ke atas, sedangkan minyak cenderung untuk berada di bawah. Untuk proses ini diperlukan satu sumur horizontal bagian atas sebagai sumur injeksi dan satu sumur horizontal di bagian bawah sebagai sumur produksi dalam satu lapisan.
Dalam studi ini, untuk mensimulasikan reservoir digunakan simulator TETRAD Versi 9. Langkah pertama adalah membuat model dasar (base case), yang kemudian dijalankan pada kondisi tersebut. Langkah kedua adalah membuat model yang disensitivitas terhadap laju injeksi, densitas minyak, perbandingan permeabilitas vertikal dengan permeabilitas horizontal dan panjang sumur injeksi. Dari hasil simulasi tadi, kemudian dibuat dua korelasi untuk meramalkan perolehan minyak, yaitu minyak dengan 10 dan 20
0
API. Masing-masing korelasi memuat empat variabel sensitivitas yang berbeda.
1. PENDAHULUAN
Minyak yang berdensitas tinggi (minyak berat), umumnya mempunyai viskositas tinggi. Yang bisa digolongkan dengan minyak berat adalah minyak dengan 0API lebih kecil dari 20. Sebagai contoh adalah reservoir Ugnu Tar Sand di Alaska dengan 0API antara 7,1 sampai 11,5 dan viscositas antara 60.000 sampai 10.000.000 cp pada suhu kamar 1). Untuk memproduksikan minyak jenis ini, sulit dilakukan, sehingga faktor perolehan minyak sangat kecil. Oleh sebab itu banyak upaya yang dilakukan untuk memproduksikan minyak sisa dari proses perolehan tahap primer, yang salah satunya adalah dengan injeksi uap.
Tujuan dari pendesakan uap adalah menginjeksikan uap bertekanan ke dalam reservoir yang dimaksudkan untuk memanaskan reservoir. Efek dari panas ini akan menurunkan viskositas minyak sehingga diharapkan minyak mudah mengalir ke lubang sumur. Ada dua tipe pendesakan yang terjadi yang disebabkan oleh uap ini , yaitu pendesakan horizontal karena viscous diplacement dan pendesakan vertikal karena gravity drainage 2).
Proses steam assisted gravity drainage (SAGD) adalah suatu proses pendesakan minyak oleh uap dengan memanfaatkan gaya gravitasi. Dengan adanya perbedaan densitas antara uap dan minyak menyebabkan uap akan cenderung naik ke atas, sedangkan minyak cenderung untuk berada di bawah. 2. TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Konsep Pendesakan Uap kontinu
Pada proses injeksi uap secara kontinu, proses injeksi dan produksi dilakukan pada sumur yang berbeda. Dengan demikian maka uap akan bergerak dari sumur injeksi menuju
perubahan, sejalan dengan perubahan temperatur. Gambar-1 merupakan kenampakan profil temperatur dan saturasi minyak pada zona yang dilalui uap.
Daerah (A) adalah zona uap, daerah (B,C) adalah zona kondensat panas, daerah (D) adalah zona kondensat dingin, dan (E) adalah zona fluida reservoir. Zona kondensat panas dapat dibagi lagi menjadi solvent bank (B) dan hot water bank (C). walaupun pembagian zona tersebut tidak secara jelas, namum merupakan peristiwa penting yang perlu diperhatikan dalam suatu kegiatan pendesakan uap.
Kenampakan profil temperatur (dapat dilihat pada Gambar-1a) terlihat bahwa terjadi transisi yang menyolok pada temperatur uap dari sumur injeksi dengan temperatur reservoir pada sumur produksi. Uap masuk ke reservoir dan menyebar menjauhi sumur injeksi dan membentuk zona saturasi uap. Zona ini mempunyai temperatur mendekati temperatur uap yang diinjeksikan, dan mempunyai pergerakan yang menyebar.
Karena ada perbedaan mekanisme pendesakan minyak dalam zona yang aktif (zona A,B,C dan D), maka saturasi minyak bervariasi sepanjang sumur injeksi dan produksi (Gambar-1b). Pada zona uap (A), saturasi minyak terlihat lebih sedikit bila dibandingkan dengan saturasi minyak depannya. Hal tersebut dikarenakan adanya desakan uap dan tingginya temperatur pada zona itu. Saturasi residual dipengaruhi oleh saturasi minyak mula-mula, temperatur dan komposisi minyak. Minyak digerakkan dari zona uap ke zona kondensat panas (B,C) oleh distilasi uap.
2.2 Pengaruh Temperatur Terhadap Sifat Fisik Fluida Viskositas Minyak
perolehan minyak berat. Temperatur reservoir meningkat dengan adanya injeksi uap, sehingga mengakibatkan viskositas minyak pun akan turun. Viskositas air pun akan ikut turun tetapi tidak setajam penurunan viskositas minyak. Meningkatnya temperatur akan meningkatkan mobilitas ratio minyak, dan diformulasikan:
……….(1)
dimana Kw , ko adalah permeabilitas efektif air, minyak dan µa
, µo adalah viskositas air, minyak. Dengan menurunnya
viskositas, efisiensi pendesakan dan area penyapuan akan meningkat, sebab untuk minyak berat, pada temperatur tinggi akan menyerupai minyak ringan. Pembahasan pengenai viskositas minyak oleh temperatur biasanya mempunyai sifat yang reversibel.
Distilasi uap
Distilasi uap terutama pada mekanisme perolehan, terbentuk pada zona dibelakang front uap. Hal tersebut terjadi karena daerah tersebut mempunyai titik didih yang lebih rendah dari titik didih fluida reservoir yang mengikutinya.
Oil-phase Miscible Drive
Sebagian fraksi minyak ringan yang terdistilasi oleh uap dibawa menembus uap dan zona air panas ke daerah dingin. Didaerah dingin fraksi minyak ringan menjadi kondensat. Kondensat ini merupakan mekanisme penting dalam memperoleh minyak pada daerah air panas didepan front uap. Solution Gas drive
Solution gas drive terbentuk di daerah pertemuan antara air panas dan dingin daerah pendesakan air. Peristiwa ini merupakan sebuah proses pemindahan dari energi mekanik ke pendesakan minyak. Ketika temperatur di depan front naik, campuran gas menjadi sulit larut dan keluar dari minyak. Dengan adanya gas terbebaskan, maka ada gaya dorong untuk mendesak minyak, sehingga proses ini meningkatkan perolehan minyak.
Emulsion Drive
Ketika uap mendesak minyak berat, di laboratorium atau di lapangan, emulsi terbentuk bersamaan dengan fluida produksi. Beberapa peneliti beranggapan bahwa emulsi terbentuk hanya di bagian akhir sandpack atau sumur. Dilain pihak dipercayai pula bahwa emulsi terbentuk didalam pori-pori (di dalam sandpack). Fraksi distilasi uap mengkondensat dan campur dengan minyak sehingga terjadi emulsi (minyak masuk ke air atau sebaliknya).
2.3. Timbulnya Efek SAGD
Jika didalam suatu sistem terdapat dua macam fluida yang mempunyai perbedaan densitas, maka akan ada kecenderungan yang mempunyai densitas lebih ringan akan ke atas sedangkan yang lebih berat akan ke bawah.
Dengan asumsi gaya kapiler diabaikan dan gradien tekanan yang berada di fasa uap sama dengan yang berada di fasa minyak, maka perbandingan antara kecepatan penembusan
(velocity) minyak secara horizontal dan vertikal didefiniskan sebagai berikut :
.………(2)
dimana U adalah kecepatan, K = permeabilitas, ∆p = perbedaan densitas. Sedangkan subkripnya adalah h = horizontal, v = vertikal, o = minyak dan s = uap.
2.4. Pengaruh Proses SAGD Dalam Pendesakan Vertikal Konsep steam assisted gravity drainage, dimunculkan oleh Butler 3). Dengan adanya konsep ini maka memunculkan kepercayaan untuk mengeksploitasi semua tipe minyak mentah. Proses ini menginjeksikan uap ke sumur horizontal dan membentuk zona akumulasi uap di reservoir. Kondensat uap akan menyentuh permukaan bitumen dan memanasi minyak. Minyak yang panas , mengalami penurunan viskositas, dan karena efek dari gravitasi, minyak menuju sumur produksi. Konsep dari Butler et al. ini diperlihatkan dalam Gambar-2.
Untuk aplikasi dilapangan, proses ini di bentuk dengan dua sumur horizontal, dimana sumur produksi diletakkan di bagian bawah formasi, dan sumur injeksi terletak di atas sumur produksi sebagai pemasok uap.
3. STUDI KASUS
Model reservoir dibentuk dengan satu sumur produksi horizontal di bagian bawah dan satu sumur injeksi horizontal di bagain atasnya. Model diidealisasikan berbentuk balok dengan ukuran kearah sumbu x = 1000 ft , sumbu y = 200 ft dan sumbu z = 90 ft. Reservoir dianggap tertutup, sehingga tidak ada tudung gas dan air yang mendesak. Reservoir di bentuk dengan 7 lapisan dan bersifat homogen. Sumur produksi terletak pada lapisan ke 7 dan sumur injeksi terletak di lapisan ke 5 dan keduanya terletak di tengah-tengah arah sumbu x.
Grid yang akan dibuat berdasarkan pertimbangan kemampuan softwere. Grid yang dibuat mempunyai konfigurasi 8 x 5 x 7, sehingga pada sumbu x,y dan z masing-masing berukuran 125, 40 dan 12,86 ft. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat Gambar-3.
Sebagai data masukan diambil dari makalah SPE 1) , yang terdiri dari model utama dan model yang di sensitivitas. Tabel -4.1 merupakan data masukan model.
4. DISKUSI
4.1. Sensitivitas Terhadap Laju Injeksi
Pada model ini dibandingkan antara model dasar dengan model yang disensitivitas terhadap laju injeksi. Hasil dari simulator disajikan dalam Gambar-4, yaitu merupakan hubungan antara faktor perolehan terhadap waktu dengan berbagai laju injeksi.
ρ µ ∆ = sh s sh ov oh ov oh K U K K U U o w w o k k M µ µ =
Untuk waktu selama 5000 hari, terlihat bahwa pada laju injeksi sebesar 500 bbl /hari mempunyai faktor perolehan yang paling kecil yaitu sebesar 56%. Tetapi ketika diinjeksi dengan laju 1000 bbl/hari sebesar 52%, 2000 bbl/hari sebesar 68% dan 3000 bbl/hari sebesar 71%. Sedangkan untuk laju injeksi agar mendapatkan faktor perolehan sebesar 60% , adalah injeksi 1000 bbl/hari selama 4800 hari, injeksi 2000 bbl/hari selama 4000 hari, dan injeksi 3000 bbl/hari selama 3400 hari. Dengan demikian dapat dikatakan bahwa semakin besar laju injeksi akan semakin pendek waktu yang diperlukan untuk menguras minyak. Bila hal tersebut dihubungkan dengan laju produksi yang diperoleh dari masing-masing laju injeksi (Gambar-5), maka pada laju injeksi yang besar akan memberikan laju produksi yang besar pula, tetapi mempunyai waktu breakthrough yang lebih cepat. Indikasi adanya breakthrough ini dapat dilihat dari kurva hubungan antara water cut terhadap waktu (Gambar-6). Setelah terjadi breakthrough, kenampakan dari laju produksi untuk masing-masing laju injeksi mempunyai kecenderungan harga yang tetap. Sedangkan untuk water cut, laju injeksi yang tinggi kecenderungan water cut lebih tinggi bila dibandingkan dengan laju injeksi yang rendah. Yang menjadi penyebabnya adalah bahwa setelah terjadi breakthrough sebagian uap akan langsung menuju ke sumur produksi dan sebagian lagi menuju ke atas membentuk zona akumulasi uap. Volume uap yang menuju zona akumulasi uap akan meningkatkan laju produksi, karena akan memanasi minyak dan menuju sumur produksi karena adanya efek gravitasi. Sedangkan volume uap yang langsung menuju sumur produksi akan berpengaruh terhadap meningkatkan water cut. 4.1. Sensitivitas Terhadap 0API Minyak
Model ini membandingkan mekanisme porolehan minyak dengan berbagai harga 0API. Dari Gambar-7 terlihat bahwa untuk waktu injeksi yang sama, semakin besar harga 0API semakin tinggi nilai faktor perolehannya. Kecenderungan ini bisa terjadi karena adanya perbedaan harga viskositas dari masing-masing nilai 0API. Pada kondisi yang sama semakin tinggi nilai 0API minyak , maka akan semakin rendah harga viskositasnya.
Bila hal tersebut dihubungkan dengan persamaan Darcy, maka semakin tinggi nilai viskositas, laju produksi minyak akan semakin kecil. Hal ini didukung juga dari kenampakan Gambar-8, terlihat bahwa pada awal produksi, laju produksi tinggi pada 0API minyak tinggi. Pada awal produksi (hari ke 1) ini pengaruh dari injeksi uap belum dominan. Demikian juga terhadap water cut (Gambar-9), dimana pada awal produksi untuk masing-masing API gravity mempunyai harga water cut yang berbeda. Semakin tinggi harga 0API semakin rendah water cut-nya pada awal produksi. Yang menyebabkan water cut tinggi untuk minyak dengan 0API rendah dikarenakan adanya faktor viskositas. Untuk minyak berat akan mempunyai viskositas tinggi sehingga sulit untuk mengalir. Hal tersebutlah sehingga air lebih mudah untuk mengalir daripada minyak.
4.3 Sensitivitas Terhadap kv/kh
Perbandingan antara permeabilitas horizontal dengan permeabilitas vertikal menunjukkan kemampatan suatu batuan. Jadi semakin rendah perbandingan tersebut, maka batuan akan semakin mampat. Dari model yang dibuat, ternyata tidak memberikan pengaruh besar terhadap faktor perolehan (Gambar-10) pada perbandingan kv/kh antara 1 dan
0,5. Tetapi setelah perbandingan kv/kh sama dengan 0,1 dan
0,05 memberikan penyimpangan yang berarti. Pada kv/kh
sama dengan 0,05 memberikan kenaikan produksi setelah terjadi breakthrough, karena uap berjalan menyamping dari sumur injeksi dan kemudian turun, sehingga penyebaran uap lebih ke arah horizontal. Pengurasan yang terjadi hanya disekitar sumur injeksi dan produksi, sehingga kenaikan terjadi tidak berlangsung lama dan pada hari ke 1500 , relatif menurun bila dibandingkan dengan kv/kh sama dengan 1. Hal
tersebutlah yang menyebabkan faktor perolehan hanya mencapai 55 % setelah diinjeksi selama 5000 hari.
Kemudian jika dilihat dari laju produksi, ternyata dengan harga kv/kh sama dengan satu mempunyai nilai yang paling
besar, yaitu dari hari ke 1 sampai hari ke 30. Setelah hari ke 30 sampai 100 dari perbandingan kv/kh antara 1 sampai 0,01
memberikan respon yang sama yaitu laju produksi turun secara drastis (Gambar-11). Demikian juga terhadap water cut, dimana pada waktu tersebut diikuti pula dengan naiknya water cut (Gambar-12). Kenaikan water cut ini mengartikan bahwa waktu breakthrough telah mulai. Dari harga kv/kh dari
1 sampai 0,05 yang ada dalam model, ternyata memberikan waktu breakthrough yang berbeda-beda, yaitu untuk harga kv/kh yang semakin kecil berdampak pada waktu breakthrough
yang semakin lama.
4.4. Sensitivitas Terhadap Panjang Sumur Injeksi Dari kenampakan hubungan antara faktor perolehan terhadap waktu dengan berbagai panjang sumur injeksi (Gambar-13) ternyata selama waktu 5000 hari perolehan yang paling tinggi pada panjang sumur 1000 ft. Faktor perolehan menurun dengan semakin pendeknya panjang perforasi. Penyebabnya adalah bahwa semakin pendek sumur injeksi, jangkauan penyebaran uap semakin pendek pula. Hal ini dapat dilihat pada Gambar-13. Semakin pendek penyebaran uap akan semakin kecil volume reservoir yang terpanasi, sehingga minyak yang mengalir ke sumur produksi semakin kecil pula. Pada panjang sumur injeksi 250 ft terdapat ketidak konsistenan dalam faktor perolehan, yaitu dari lama produksi 500 hari hingga 1200 hari. Hal tersebut dikarenakan adanya laju uap yang kuat dan tidak sebanding dengan daya tampung reservoir, sehingga menyebabkan kesalahan dalam numerik. Sedangkan jika dilihat dari kenampakan laju produksi (Gambar-14) semakin pendek sumur injeksi, pada awal produksi semakin cepat mengalami kenaikan dan penurunan bila dibandingkan dengan panjang sumur injeksi yang lebih besar. Penurunan ini disebabkan oleh breakthough yang cepat, karena uap yang berasal dari sumur injeksi tidak bisa menyebar ke reservoir secara luas, sehingga akan menuju sumur produksi. Bersamaan dengan turunnya laju produksi, maka water cut naik. Pada Gambar-15 terlihat bahwa
semakin panjang sumur injeksi, naiknya water cut semakin lama.
Jika diperhatikan Gambar-16, yang merupakan menampakan distribusi saturasi minyak setelah 5000 hari pada lapisan 5, terlihat bahwa setelah 5000 hari saturasi minyak yang terkuras hanya dekat-dekat sumur injeksi. Bagian yang tidak dilalui sumur injeksi ternyata masih mempunyai saturasi minyak yang cukup tinggi.
5. KORELASI HASIL STUDI PENDESAKAN UAP SECARA VERTIKAL DENGAN PROSES”SAGD” Dari analisa pendesakan uap secara vertikal, maka dilakukan run simulasi lagi yang bertujuan untuk mendapatkan karakteristik dari pendesakan uap secara vertikal dengan proses steam assisted gravity drainage, dengan cara mengkombinasikan keempat sensitivitas yang telah dilakukan. Ada dua karakteristik yang bisa dijadikan sebagai gambaran, yaitu pada densitas minyak 10 dan 20 0API.
5.1. Densitas Minyak 10 0API
Dari Gambar-6.1. terlihat bahwa pada laju injeksi yang sama semakin panjang sumur injeksi, semakin besar perolehan minyak yang bisa di dapat. Untuk laju injeksi yang tinggi (misalnya 3000 bbl/hari) prosentasi perolehan minyak relatif konstan pada panjang sumur injeksi antara 750 ft sampai 1000 ft. Hal tersebut disebabkan oleh tingkat penyebaran uap yang relatif sama pada kisaran panjang sumur injeksi tersebut. Perbedaan perbandingan permeabilitas vertikal dan horizontal ternyata memberikan perbedaan pada faktor perolehan. Pada kv/kh sebesar 0.5 dengan panjang sumur injeksi yang pendek
ternyata memberikan faktor perolehan yang rendah pada laju injeksi 1000, 2000, dan 3000 bbl/hari. Tetapi pada laju injeksi 500 bbl/ hari memberikan respon yang sama dengan kv/kh
sama dengan 0.1.
5.2. Densitas Minyak 20 0API
Dari kenampakan Gambar-6.2 terlihat bahwa semakin besar laju injeksi semakin kecil perbedaan faktor perolehan yang diperoleh terhadap perbedaan panjang sumur injeksi. Adanya perbedaan kv/kh, ternyata memberikan respon bahwa pada laju
injeksi sebesar 500 dan 1000 bbl/hari, dengan kv/kh sama
dengan 0,5 ternyata selalu memberikan faktor perolehan yang tinggi bila dibandingkan dengan kv/kh sama dengan 0,1 pada
berbagai panjang sumur injeksi.
Tetapi mempunyai kenampakan yang berbeda pada laju injeksi 2000 dan 3000 bbl/hari. Untuk sumur injeksi yang pendek faktor perolehan akan lebih rendah pada kv/kh sama
dengan 0,5 bila dibandingkan dengan kv/kh sama dengan 0,1.
Tetapi dengan bertambahnya panjang sumur injeksi faktor perolehan lebih cepat bertambah pada kv/kh sama dengan 0,5
bila dibandingkan dengan kv/kh sama dengan 0,1. Yang
menjadi penyebab dalam kasus ini adalah bahwa pada kv/kh
yang lebih rendah penyebaran uap secara horizontal akan lebih cepat bila dibandingan dengan kv/kh yang lebih tinggi.
6. KESIMPULAN
Dari hasil pemodelan, berdasarkan data yang digunakan maka dapat disimpulkan sebagai berikut :
1. Besarnya laju injeksi uap berpengaruh terhadap kecepatan pengurasan minyak
2. Dari sifat fisik fluida, semakin tinggi 0API minyak , maka semakin cepat laju pengurasan minyak.
3. Semakin kecil perbandingan permeabilitas vertikal dan horizontal, untuk waktu yang pendek akan memberikan faktor perolehan yang tinggi, tetapi untuk jangka waktu yang panjang memberikan faktor perolehan yang rendah. 4. Semakin pendek sumur injeksi, semakin kecil minyak
yang dapat diperoleh. Hal tersebut disebabkan oleh penyebaran uap yang tidak merata sehingga waktu breakthrough yang cepat dan hanya memanasi sedikit volume reservoir.
5. Korelasi hasil simulasi secara keseluruhan, untuk minyak dengan densitas 10 dan 20 0API menunjukkan bahwa semakin panjang sumur injeksi semakin besar faktor perolehan.
DAFTAR PUSTAKA
1. Kamath V.A. et al., “Simulation Study of Steam-Assisted Gravity grainage Proses in Ugnu Tar Sand Reservoir”, SPE No. 26075, 1993.
2. Hong, K.C, “Steamflod : Reservoir Management : Thermal Enhanced Oil Recovery”, Penn Well Publishing Copany, Tulsa, Oklahoma, 1994.
3. Butler, R.M., McNab, G.S., and Lo, H.Y., “ Theoretical Studies on the Gravity Drainage of Heavy Oil During Steam Heating, “ Can, J, Chem. Eng., 59, 455-460, Agustus 1981.
4. Nasr. T.N.,”Analysis of the Steam Assisted Gravity Grainage (SAGD) Proses Using Experimental/Numerical Tools”, SPE No. 37116, 1996.
5. Singhal A. K., “Screning of Reservoir For Exploitasi by Aplication of Steam Assisted Gravity drainage/Vapex Proses”, SPE , Petroleum Recovery Institute, 1996. 6. Dyad 88 Sofware Inc., TETRAD User Manual Version 9,
Calgary Alberta, Canada.
7. Peake, W.T, “Reservoir Simuation of Injection in The Cold Lake Tar Sand”, SPE No. 13038, 1984.
8. Prats Michael, “Thermal Recovery”, SPE, Dallas, New york, 1986
Tabel-4.1
Parameter Batuan dan Fluida
Parameter Model
utama
Sensitivitas
Porositas (fraksi) 0,37
-Permeabilitas (md) 680
-Saturasi air (fraksi) 0,28
-Ketebalan Reservoir (ft) 90
-Temperatur reservoir (o
F) 100
-Tekanan reservoir (psi) 1330
-Gravity minyak (o
API) 10 7,5, 20, 30
Spasi lateral sumur (ft) 200
-Panjang horizontal (ft) 1000
-Diameter sumur (in) 4
-Konduktivitas Thermal Overburdent (BTU/ft/hari/o F) 34,6 -Diffusivitas Thermal (ft2 /hari) 0.6566
-Laju injeksi uap (bbl/hari) 2000 500, 1000, 3000
Temperatur uap (o
F) 590
-Kv/kh (fraksi) 1 0,5 , 0,1 , 0,05
Lapisan produksi 7
-Lapisan injeksi 5
-Panjang sumur produksi (ft) 1000
-Panjang sumur injeksi (ft) 1000 250, 500, 750
Gambar-1
Profil Saturasi Terhadap Temperatur 2)
Gambar-2
Konsep Proses Steam Assisted gravity drainage3)
Gambar -3 Pembagian Sistem Grid
Gambar-4
Kurva Hubungan Antara Faktor Perolehan Terhadap Waktu Dengan Berbagai laju Injeksi
Gambar -5
Kurva Hubungan Antara Laju Produksi Terhadap Waktu Dengan Berbagai Laju Injeksi
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 1000 2000 3000 4000 5000 Waktu, hari
Faktor Perolehan, fraksi
inj = 500 bbl/hari inj = 1000 bbl/hari inj = 2000 bbl/hari inj = 3000 bbl/hari 0 500 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 1 10 100 1 0 0 0 10000 Waktu, hari
Laju Produksi, STB/hari
inj = 500 bbl/hari inj = 1000 bbl/hari inj = 2000 bbl/hari inj = 3000 bbl/hari
Gambar -6
Kurva hubungan Antara Water Cut dengan Waktu dengan Berbagai laju Injeksi
Gambar-7
Kurva Hubungan Antara Faktor Perolehan Terhadap Waktu Dengan Berbagai Harga 0API
Gambar-8
Kurva Hubungan Antara Laju Produksi Terhadap Waktu Dengan Berbagai Harga 0API
Gambar-9
Kurva Hubungan Antara Water Cut Terhadap Waktu Dengan Berbagai Harga 0API
Gambar-10
Kurva Hubungan Antara Faktor Perolehan Terhadap Waktu Dengan Berbagai Harga kv/kh
Gambar-11
Kurva Hubungan Antara Laju Produksi Terhadap Waktu Dengan Berbagai Harga kv/kh
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Water Cut, fraksi inj = 500 bbl/hariinj = 1000 bbl/hari
inj = 2000 bbl/hari inj = 3000bbl/hari 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 1000 2000 3000 4000 5000 Waktu, hari
Faktor Perolehan, fraksi
A P I = 7 . 5 A P I = 1 0 A P I = 2 0 A P I = 3 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Laju Produksi, STB/hari
API = 7,5 A P I = 1 0 A P I = 2 0 A P I = 3 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Water Cut, fraksi
A P I = 7 , 5 A P I = 1 0 A P I = 2 0 A P I = 3 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 1 0 0 0 2 0 0 0 3 0 0 0 4 0 0 0 5 0 0 0 Waktu, hari
Faktor Perolehan, fraksi
kv/kh = 1 kv/kh = 0.5 kv/kh = 0.1 kv/kh = 0.05 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Laju Produksi, STB/hari
kv/kh = 1 kv/kh = 0.5 kv/kh = 0.1 kv/kh = 0.05
Gambar-12
Kurva Hubungan Antara Water Cut Terhadap Waktu Dengan Berbagai Harga kv/kh
Gambar-13
Kurva Hubungan Antara Faktor Perolehan Terhadap Waktu Dengan Berbagai Panjang Sumur Injeksi
Gambar-14
Kurva Hubungan Antara Laju Produksi Terhadap Waktu Dengan Berbagai Panjang Sumur Injeksi
Gambar-15
Kurva Hubungan Antara Water Cut Terhadap Waktu Dengan Berbagai Panjang Sumur Injeksi
Gambar-16
Distribusi Temperatur pada injeksi uap 2000 bbl/hari setelah 5000 Hari Pada Lapisan 5 Dengan Panjang Sumur Injeksi
Gambar-17
Korelasi Kombinasi dari Laju injeksi, Panjang sumur Injeksi dan kv/kh Terhadap Faktor Perolehan Setelah Berproduksi
5000 hari dengan Densitas Minyak 10 0API
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Water Cut, fraksi
kv/kh = 1 kv/kh = 0.5 kv/kh = 0.1 kv/kh = 0.05 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 1000 2000 3000 4000 5000 Waktu, hari
Faktor Perolehan, fraksi
panjang = 250 ft panjang = 500 ft panjang = 750 ft panjang = 1000 ft 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Water Cut, fraksi
panjang = 250 ft panjang = 500 ft panjang = 750 ft panjang = 1000 ft 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1 10 100 1000 10000 Waktu, hari
Laju produksi, STB/hari
panjang = 250 ft panjang = 500 ft panjang = 750 ft panjang = 1000 ft 5 4 3 Y 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 X 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Panjang Sumur Injeksi, ft
Faktor Perolehan, fraksi
Rate = 500 bbl/hari Rate = 1000 bbl/hari Rate = 2000 bbl/hari Rate = 3000 bbl/hari
Gambar-18
Korelasi Kombinasi dari Laju injeksi, Panjang sumur Injeksi dan kv/kh terhadap Faktor Perolehan Setelah Berproduksi
5000 hari dengan Densitas Minyak 20 0API
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Panjang Sumur Injeksi, ft
Faktor Perolehan, fraksi
Rate = 500 bbl/hari Rate = 1000 bbl/hari Rate = 2000 bbl/hari Rate = 3000 bbl/hari kv/kh = 0,5 kv/kh = 0,1
