Reffi Erany - 12206045 Page 1
Studi Analisa Perbandingan Performa Produksi dan Surfactant Flooding pada Reservoir
Horizontal dan Reservoir Miring yang Berpola Lima Titik dengan Konseptual Model
Oleh
Reffi Erany*
SariSebagian besar reservoir memiliki sudut kemiringan (Dipping Reservoir). Performa produksi pada dipping reservoir ternyata lebih rendah dibandingkan reservoir horizontal (kemiringan OO), oleh karena itu diperlukan strategi khusus dalam pengembangan produksinya seperti optimisasi letak sumur injeksi dan rate sumur produksi. Dalam mengoptimasi reservoir yang memiliki sudut kemiringan dilakukan dengan penggeseran letak sumur injeksi kearah bawah (downward). Dengan melakukan hal ini, maka kinerja pada reservoir miring dapat ditingkatkan dengan memberikan tambahan kumulatif produksi sebesar 3% - 5%.
Setelah dilakukan optimisasi produksi pada reservoir miring maka dilanjutkan dengan injeksi surfaktant. Surfaktan dapat meningkatkan perolehan minyak pada oil wet reservoir karena surfaktan merubah sifat kebasahan batuan serta dapat mengurangi tekanan kapiler dan tegangan antar muka. Penelitian ini diadakan dengan menggunakan simulator komersial untuk membuat sebuah model reservoir dengan kemiringan 2,15 derajat dan pola injeksi lima titik. Model yang digunakan dalam simulasi ini mempunyai satu sumur injeksi dan empat sumur produksi. Oleh karena itu, simulasi ini dilakukan untuk mempelajari kinerja produksi serta kinerja surfaktan ketika diinjeksikan pada reservoir miring
Kata kunci : Surfaktan, dipping Reservoir, Injeksi Berpola Lima Titik, oil wet, Tegangan Antar Muka
Abstract
Most of the reservoir has a degree of dipping (Dipping Reservoir). Production Performance in Dipping Reservoir is lower than Horizontal Reservoir (slope OO), so it needs a strategy in developing its production, such as optimization of injection well location and rate in production wells. In optimizing of dipping reservoir is done with movement of injection well location to downward. By doing this, the performance of the dipping reservoir can be increased by additional cumulative production amounted to 3%-5%.
Surfactant was injected to reservoir after we have production optimization to incease oil recovery. Surfactant can improve the recovery of oil wet reservoir because it changes the wettability and besides it can reduces capilary pressure and interfacial tension. This work is conducted with the utilization of commercial simulator to generate a reservoir model with 2,15 degrees of dipping and five-spot pattern of injection. The model used in this simulation has one injection well and four wells production. Therefore, this simulation is implemented to study the production performance and surfactant performance when injected in dipping reservoir.
Keywords : Surfactant, Dipping Reservoir, Five-spot Pattern Injection, Oil Wet, Interfacial Tension
*Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB
I. PENDAHULUAN
Struktur dan bentuk reservoir sangat menentukan performa produksi dari reservoir tersebut. Dalam kenyataannya struktur dan bentuk reservoir tidaklah sesederhana seperti yang kita pikirkan selama ini,. Sebagian besar reservoir memiliki sudut kemiringan (Dipping Reservoir). Banyak masalah teknis yang dihadapi oleh para insinyur dalam mengelola asset mereka ketika mengangkat minyak dari reservoir yang miring (dipping). Pada dipping reservoir ada hal
yang juga harus dipertimbangkan, yaitu sudut (dip) reservoir. Dalam mengoptimasi reservoir yang memiliki sudut kemiringan dilakukan dengan penggeseran letak sumur injeksi kearah bawah (downward). Dengan melakukan hal ini maka kinerja reservoir miring dapat ditingkatkan dengan memberikan tambahan recovery sebesar 3% - 5% dari OOIPnya.
Reffi Erany - 12206045 Page 2 II. STUDI PUSTAKA
Selain melakukan optimisasi produksi pada jenis dipping reservoir maka salah satu cara peningkatan recovery minyak dapat juga dilakukan dengan injeksi surfactant. Sebagian besar produksi minyak dari lapangan lapangan di Indonesia telah mengalami menurunan, walaupun berbagai usaha telah dilakukan, seperti aplikasi water flooding, infill drilling, workover dan eksplorasi. Dengan harga minyak yang sangat tinggi pada saat ini, setiap metoda peningkatan produksi (yang cocok) pada dasarnya secara ekonomis dapat diterapkan. Pada lapangan minyak yang diproduksi dengan water flooding, umumnya jumlah minyak yang tidak dapat diproduksikan dapat berkisar antara 60 % sampai 70% dari kandungan minyak awalnya. Dari perkiraan tersebut, maka jumlah minyak yang masih tertinggal di seluruh lapangan minyak di Indonesia masih sangat besar. Metoda yang paling significant untuk meningkatkan Produksi dan Recovery Factor minyak pada saat ini adalah dengan penerapan metoda EOR (IEnhanced Oil Recovery). Diantara metoda EOR yang paling mudah operasinya dan relative murah adalah aplikasi Injeksi Surfactant.. Aplikasi Surfactant telah banyak digunakan dalam industry perminyakan saat ini. Penambahan bahan kimia surfactant kedalam air injeksi diharapkan dapat meningkatkan oil recovery sampai sebesar 80% dari OOIP nya.
Surfactant flooding biasanya dilakukan setelah water flooding. Surfactant yang dipakai umumnya Commercial Petroleum Sulfonate, Sodium Dodecyl Sulfate. Tujuan digunakannya surfactant adalah menurunkan tegangan permukaan (interfacial tension) minyak-air di dalam reservoir. Dengan menurunnya tegangan permukaan, maka akan menurunkan tekanan kapiler yang berpengaruh terhadap wettabilitas batuan akibatnya oil akan lebih mudah mengalir sehingga meningkatkan effisiensi pendesakan (Displacement efficiency). Sebelum surfactant tersebut diaplikasikan di lapangan, maka dibutuhkan suatu studi laboratorium terlebih dahulu untuk mengetahui kelakuan fasa campuran fluida reservoir dan fluida injeksi agar didapatkan rancangan fluida injeksi yang optimal sehingga design surfactant yang digunakan sesuai dengan kebutuhan dan bisa cocok dengan sifat fluida serta batuan reservoir. Parameter penting yang menentukan kinerja injeksi surfaktan, yaitu geometri pori, tegangan antar muka, kebasahan atau sudut kontak, ΔP atau ΔP/L, karakteristik perpindahan kromatografis surfaktan pada sistem tertentu serta CDC (Capilary Desaturation Curve).
Sebelum menerapkan aplikasi injeksi surfactant, terdapat beberapa batasan yang harus diperhatikan
baik dalam karakteristik batuan reservoir maupun fluida reservoirnya.
Beberapa batasan yang perlu diperhatikan diantaranya;
a. Formasi yang relative homogen
b. Bukan lapisan karbonat (anhydrite, gypsum) dan clay yang besar
c. API minyak berkisar 25-35 OAPI
d. Areal sweep efficiency lebih dari 50% untuk waterflooding
e. Untuk penggunaan chemical, maka air klorida formation < 20,000 ppm dan ion divalent (Ca++ & Mg++) < 500 ppm
Selain itu terdapat beberapa tantangan yang harus dihadapi dalam project surfactant flooding yaitu; Sangat complex dan harganya mahal, Tingginya daya resap surfactant pada batuan dan terjadinya degradasi chemical pada temperature tinggi
Dalam makalah ini, penulis menyajikan studi mengenai pengaruh sudut kemiringan reservoir dalam performa produksinya serta strategi khusus dalam penanganan masalah tersebut. Parameter yang divariasikan yaitu letak sumur injeksi dan besarnya rate produksi. Selain itu dalam makalah ini juga dibahas mengenai pengaruh dari berbagai perlakuan pada suatu sistem surfactant flooding. Parameter yang divariasikan yaitu besarnya Pore Volume Injeksi, Konsentrasi surfactant, laju injeksi surfactant, serta waktu penginjeksian surfactant.
III. PEMBANGUNAN MODEL DAN DATA
Dalam makalah ini, penulis membangun 2 model reservoir yaitu model reservoir yang memiliki sudut kemiringan OO (horizontal reservoir) dan reservoir yang memiliki kemiringan 2,15 derajat. (Dipping Reservoir). Kedua reservoir ini memiliki sifat dan karakteristik yang sama, bersifat homogen dan isontropi yaitu mempunyai nilai porositas dan permeabilitas yang sama di setiap grid nya. Kedua reservoir juga memiliki luas dan ketebalan yang sama. Dimana Luas reservoir sebesar 40 Acre yang terdiri dari 33x33 grid dalam arah X dan Y serta ketebalan 49,5 ft yang terdiri dari 33 grid kearah Z. Pada kedua reservoir tersebut dibangun suatu system injeksi pola 5 titik, dimana terdiri dari 4 sumur produksi yang berada di sudut-sudut reservoir serta 1 sumur injeksi yang berada di tengah reservoir. Table
1 menunjukkan data-data yang digunakan dalam
membangun model
Table 1 : Properties Batuan
Jumlah Sel X, Y 33 x 33 grid Jumlah sel Z 33 grid Fluida Reservoir Water
Oil (No Dissolve Gas)
Reffi Erany - 12206045 Page 3 Tebal (Ft) 49,5 Pore Volume (Bbl) 3072085,5 Sifat HOMOGEN Kemiringan (derajat) 2,15 Kedalaman (Ft) 2000 Porositas (Fraction) 0,2 Permeabilitas X,Y (md) 200 Permeabilitas Z (md) 20 Oil OAPI 30
Tekanan Reservoir (psi) 1450 WOC depth (Ft) 3000
Cw (1/psi) 3,17 x 10-6
Bw (rb/stb) 1,03
Gambar 1 dan Gambar 2 menggambarkan model
reservoir 3D yang dibangun dengan menggunakan software komersial.
Gambar 1 : Dipping Reservoir
Gambar 2 : Horizontal Reservoir
Data-data lain untuk PVT dan SCAL dan serta sifat-sifat fisik surfaktan yang digunakan pada simulasi terdapat pada bagian lampiran.
IV. ANALYSA DAN PEMBAHASAN
Dalam makalah ini, penulis melakukan studi mengenai pengaruh besarnya derajat kemiringan pada dipping reservoir terhadap factor perolehan minyak jika dibandingkan dengan horizontal reservoir, dan akan dilakukan studi mengenai pengaruh surfactant flooding dalam peningkatan
recovery minyak. Simulasi akan dilakukan dengan menggunakan software komersial dan melewati 3 tahapan utama yaitu yang pertama, penulis melakukan “Basecase” dahulu yaitu dengan water flooding dari awal produksi sampai akhir produksi guna mengetahui tingkat keefektifan dari water flooding dalam proses pendesan minyak. Kedua, penulis melakukan optimisasi produksi pada dipping reservoir dengan melakukan sensitivitas terhadap letak sumur injeksi serta rate produksi. Ketiga, penulis melakukan injeksi surfactant guna meningkatkan recovery minyak dengan melakukan sensitivitas terhadap konsentrasi surfactant, porevolume injeksi, rate injeksi serta waktu penginjeksian surfactant. Hal yang sama akan dilakukan untuk kedua jenis reservoir (Horizontal dan Dipping) yang kemudian hasil simulasi dari keduanya akan dianalisa lebih lanjut.
IV.1 BASECASE
Pada “BaseCase” ini, kedua reservoir baik horizontal maupun dipping reservoir dilakukan injeksi air dari awal produksi sampai akhir produksi selama 15 tahun dimulai dari 1 MAY 1990 sampai 1 MAY 2005.
A. Horizontal Reservoir
Pada Horizontal reservoir, terdapat 1 sumur injeksi yang terletak di tengah reservoir dan diinjeksikan dengan rate 2000 bbl/day serta 4 sumur produksi yang terletak pada ujung-ujung reservoir dan diproduksikan dengan liquid rate 500 bbl/day pada tiap sumur produksi.
B. Dipping Reservoir
Hal yang sama dilakukan pada dipping reservoir dengan mendesign liquid rate pada sumur injeksi sebesar 2000 bbl/day dan memproduksikan liquid rate pada sumur produksi sebesar 500 bbl/day. Dalam hal ini, penulis memberikan perlakuan yang sama pada kedua jenis reservoir tersebut guna mengetahui pengaruh derajat kemiringan pada dipping reservoir jika dibandingkan dengan horizontal reservoir. Berikut akan dijelaskan lebih detail dari beberapa parameter yang membedakan performa produksi pada horizontal dan dipping reservoir.
RECOVERY FACTOR
Gambar 3 menggambarkan perbandingan grafik RF
untuk Horizontal dan Dipping Reservoir
P-1 P-1 P-2 P-2 P-3 P-3 P-4 P-4 InJ-1 InJ-1
Reffi Erany - 12206045 Page 4 Gambar 3
Besarnya RF Horizontal VS Dipping Reservoir
Dari gambar diatas terlihat bahwa besarnya RF untuk horizontal reservoir sebesar 48,9% sedangkan untuk dipping reservoir sebesar 46,6%. Besarnya RF pada dipping reservoir memiliki nilai yang lebih kecil 2%-3% dari horizontal reservoir walaupun keduanya diperlakukan dengan kelakuan yang sama. Menurunnya nilai RF pada dipping reservoir ini diakibatkan adanya pengaruh gravity drainage pada dipping reservoir tersebut. Ketika air diiinjeksikan pada dipping reservoir maka efisiensi penyapuan minyak oleh air tidak sebaik pada horizontal reservoir yang tidak dipengaruhi oleh efek gravitasi. Pada kasus horizontal reservoir, air yang diinjeksikan ke reservoir dapat menyapu oil dari layer bagian atas sampai layer bagian bawah secara merata. Tidak demikian dengan dipping reservoir, pengaruh kemiringan sangat berperan dalam tingkat efisiensi penyapuan minyak oleh air. Air yang memiliki densitas lebih besar dari minyak, ketika diinjeksikan ke reservoir maka air tersebut cenderung untuk bergerak ke layer bagian bawah reservoir akibatnya minyak yang terkandung pada layer bagian atas tidak dapat tersapu sepenuhnya oleh air. Hal inilah yang menyebabkan besarnya RF pada dipping reservoir lebih kecil dari horizontal reservoir.
OIL RATE
Gambar 4 menggambarkan besarnya oil rate tiap
sumur produksi di horizontal dan dipping reservoir.
Gambar 4
Oil Rate tiap sumur produksi Horizontal Vs Dipping
Pada gambar diatas terlihat bahwa pada horizontal reservoir (warna hijau), besarnya oil rate pada setiap sumur produksi memiliki performance yang sama. Hal ini dikarenakan tidak adanya efek gravity yang mempengaruhi aliran air dan minyak saat mengalir di reservoir menuju sumur produksi. Air akan mengalir mendesak minyak secara merata didalam reservoir akibatnya rate oil yang dihasilkan pada masing-masing sumur produksi memiliki profil kelakukan yang sama. Tidak demikian pada dipping reservoir, dari gambar diatas terlihat bahwa rate oil yang dihasilkan pada sumur produksi 1 dan 2 (warna
merah) lebih besar dibandingkan pada sumur
produksi 3 dan 4 (warna biru), untuk lebih jelasnya lihat Gambar 1 dan 2 untuk pemodelan reservoir. Sumur produksi 3 dan 4 berada pada bagian bawah reservoir sedangkan sumur 1 dan 2 terletak pada bagian atas reservoir. Adanya injeksi air pada reservoir dan densitas air yang lebih besar dari minyak mengakibatkan air cenderung lebih mudah bergerak kebagian bawah reservoir maka aliran air dalam reservoir yang menuju sumur 3 dan 4 akan lebih cepat jika dibandingkan dengan aliran minyaknya, hal ini diakibatkan karena aliran air mem-by pass minyak sehingga oil rate pada sumur 3 dan 4 menjadi lebih rendah jika dibandingkan sumur 1 dan 2. Peristiwa ini juga mengakibatkan water break through akan lebih cepat dialami oleh sumur 3 dan 4. Besarnya oil rate pada sumur 1 dan 2 memiliki profil oil rate yang lebih lama karena letak sumur produksi yang berada lebih tinggi dari sumur injeksi sehingga aliran air dari sumur injeksi akan mengalir lebih baik dalam mendorong minyak tanpa terjadinya aliran by-pass oleh air.
RESIDUAL OIL SATURATION
Gambar 5 menunjukkan perbandingan besarnya residual oil yang tersisa sampai akhir produksi baik pada horizontal maupun dipping reservoir.
0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 O il Sa tu ra tion Time (days) FOSAT-Field Oil saturation
D:
42, 7 %
H: 40, 4 %
Gambar 5 Residual Oil Saturation
Dari grafik diatas terlihat bahwa residual oil yang tersisa pada dipping reservoir sebesar 42,7% dan residual oil pada horizontal reservoir sebesar 40,4%. Tingginya Sor pada dipping reservoir ini diakibatkan tidak sempurna nya pendesakan minyak oleh air
Horizontal: P1, P2, P3, P4 Dipping: P1, P2 Dipping: P3, P4
Reffi Erany - 12206045 Page 5
akibat adanya efek gravity yang dipengaruhi oleh sudut kemiringan sehingga masih banyaknya oil yang tersisa pada reservoir.
Akibat adanya pengurangan RF, oil rate dan masih tingginya Sor pada dipping reservoir dibandingkan horizontal reservoir, maka diperlukan strategi khusus guna meningkatkan recovery minyak pada dipping reservoir. Berikut akan dijelaskan lebih rinci mengenai cara-cara optimasi produksi yang akan dilakukan pada dipping reservoir agar recovery minyak dapat ditingkatkan.
IV.2 OPTIMASI PRODUKSI
Optimasi produksi pada dipping reservoir dilakukan guna meningkatkan recovery nya. Parameter yang akan dioptimasi terdiri dari letak/posisi sumur injeksi serta rate produksi sedangkan rate injeksi di design tetap 2000 Bbl/day.
Letak Sumur Injeksi
Pada kasus horizontal reservoir, posisi sumur injeksi yang berada ditengah-tengah reservoir akan memberikan nilai RF yang paling baik. Tidak adanya pengaruh sudut kemiringan pada horizontal reservoir akan memberikan efek pendesakan minyak oleh air dari sumur injeksi sama besar terhadap keempat sumur produksi di sekelilingnya. Sedangkan untuk kasus dipping reservoir, adanya pengaruh sudut kemiringan pada reservoir menyebabkan pendesakan minyak oleh air dari sumur injeksi tidak merata pada keempat sumur produksi oleh karena itu perlu adanya optimasi letak/posisi sumur injeksi sehingga peningkatan recovery akan semakin baik. Gambar 6 menunjukkan penampang bagian atas dari dipping reservoir dan berbagai variasi letak sumur injeksi
2 3 3 3 2 2 1 0 4 5 5 5 6
Gambar 6 Variasi letak sumur Injeksi
Gambar diatas menggambarkan penampang bagian atas dari dipping reservoir. Kotak berwarna biru
menggambarkan posisi sumur produksi yang berada di sudut-sudut reservoir dan kotak berwarna merah yang berada di tengah reservoir menggambarkan posisi sumur injeksi pada keadaan awal (posisi ke-0). Variasi posisi sumur injeksi digambarkan dengan kotak-kotak berwarna hijau diatas. Dalam kasus ini penulis menggunakan cara trial error dalam pemilihan posisi sumur injeksi sampai didapatkan posisi yang paling optimal yang menghasilkan RF terbesar.
Rate Liquid Produksi
Rate liquid produksi merupakan salah satu parameter yang perlu dipertimbangkan dalam pengoptimalan produksi pada kasus dipping reservoir. Tidak seperti pada kasus horizontal reservoir, dimana rate injeksi sebesar 2000 Bbl/day akan menghasilkan RF yang optimal jika diproduksikan pada rate 500 Bbl/day pada keempat sumur produksinya. Tidak demikian dengan dipping reservoir, dimana besarnya rate produksi tidak sama untuk keempat sumur produksi.
Tabel 2
Variasi besarnya Rate Produksi
Rate Injeksi (Bbl/day)
Rate Produksi (Bbl/day) Sumur 1 & 2 Sumur 3 & 4
2000 100 900 200 800 300 700 500 500 900 100 800 200 700 300
Dalam hal ini penulis memberikan besarnya rate injeksi sebesar 2000 Bbl/day agar sama dengan kasus horizontal reservoir. Untuk besarnya liquid rate produksi, penulis mendesign rate liquid sumur 1 sama dengan sumur 2 karena keduanya terletak pada bagian atas reservoir disamping itu memiliki profil oil rate yang sama (lihat gambar 4). Begitu pula pada sumur 3 dan sumur 4 didesign dengan liquid rate yang sama Dalam mengoptimasi rate produksi yang akan digunakan, konsep dasar tetap dilakukan yaitu jumlah rate injeksi harus sama dengan total rate produksi dari keempat sumur produksi agar tidak terjadi akumulasi masa di reservoir.
Dari Gambar 6 yang menunjukkan variasi posisi sumur injeksi serta Table 2 yang menunjukkan variasi rate produksi maka prosedur simulasi dilakukan dengan merubah-rubah posisi sumur injeksi yang diikuti dengan perubahan rate produksi. Misalkan kita letakkan posisi sumur injeksi pada Posisi 1 (lihat penampang pada Gambar 6) maka besarnya rate injeksi di set 2000 Bbl/day dan untuk rate produksinya disensitivitas dari 100 Bbl/day
3 2 6 1 O 4 5
Reffi Erany - 12206045 Page 6
sampai 900 Bbl/day. Hal sama dilakukan untuk semua variasi letak sumur injeksi (seperti yang terlihat pada kotak-kotak hijau di Gambar 6) Dari kedua parameter yang perlu dioptimasi yaitu posisi sumur injeksi dan rate produksi maka nilai RF yang paling bagus dari kombinasi ketiga parameter tersebut untuk tiap posisi/letak sumur injeksi ditunjukkan pada table 3 berikut.
Table 3 menunjukkan besarnya RF yang dihasilkan
Posisi Sumur Injeksi Rate InJeksi (Bbl/day) Rate Produksi (Bbl/day) RF (%) 1 & 2 3 & 4 0 2000 500 500 46,6 1 2000 500 500 45,3 2 2000 200 800 48,1 3 2000 100 900 49,4 4 2000 500 500 47,2 5 2000 800 200 50,8 6 2000 900 100 52,1 Dari hasil optimasi didapatkan bahwa RF terbesar didapatkan pada saat posisi sumur injeksi berada pada Posisi 5 serta rate produksi pada sumur 1&2
sebesar 900 Bbl/day dan rate produksi pada sumur 3&4 sebesar 100 Bbl/day.
Gambar 7 menggambarkan perbandingan besarnya
harga RF antara horizontal reservoir dan dipping reservoir setelah dan sebelum dilakukan optimasi.
46,6%
Dengan optimisasi pada dipping reservoir maka RF bisa ditingkatkan sebesar 6%
Horizontal
Dipping Sebelum Optimasi Dipping Setelah Optimasi
48,9%
52,1%
Gambar 7
Perbandingan nilai RF pada horizontal reservoir dan dipping reservoir sebelum dan setelah optimasi Dari grafik RF diatas, diketahui RF pada horizontal reservoir adalah 48,9% (warna merah) dan RF pada dipping reservoir sebelum dilakukan optimasi sebesar 46,6% (warna hijau) sedangkan nilai RF pada dipping reservoir setelah dilakukan optimasi sebesar 52,1% (warna biru). Dari hasil yang didapatkan ini maka disimpulkan bahwa dengan dilakukannya optimasi pada dipping reservoir nilai RF dapat
ditingkatkan sebesar 6% dari keadaan awalnya bahkan bisa melebihi nilai RF dari horizontal reservoir. Gambar 8 merupakan model dipping reservoir setelah optimasi.
Gambar 8
Model Dipping Reservoir setelah Optimasi
Setelah optimasi didapatkan bahwa posisi sumur injeksi yang bergerak semakin kebawah memberikan nilai RF yang semakin besar. Hal ini dikarenakan proses pendesakan minyak oleh air lebih sempurna karena air yang memiliki densitas lebih besar daripada minyak akan mendesak minyak lebih efektif ke sumur-sumur produksi tanpa terjadinya by-pass aliran minyak oleh air yang dipengaruhi efek gravitasi. Dengan penginjeksian air dari bagian bawah reservoir akan memberikan effisiensi pendesakan lebih baik dibandingkan penginjeksian air dari bagian atas reservoir yang mengakibatkan aliran by-pass air.
Besarnya liquid rate pada sumur produksi 3&4 adalah 100 Bbl/day lebih kecil dibandingkan liquid rate pada sumur 1&2 yang besarnya 900 Bbl/day. Ini disebabkan sumur produksi 3&4 letaknya dekat dengan sumur injeksi sehingga diperlukan produksi liquid rate yang kecil saja agar air dapat menyapu minyak yang terletak disekitar sumur 3&4. Sedangkan untuk sumur produksi 1&2 yang letaknya sangat jauh dari sumur injeksi diperlukan produksi liquid rate yang besar agar minyak yang terletak disekitar sumur 1&2 dan yang terletak pada bagian tengah reservoir dapat terdesak oleh air lebih cepat menuju sumur produksi 1&2. Apabila kita mengeset besarnya liquid rate pada sumur 1&2 lebih kecil dari sumur 3&4 maka RF akan sangat kecil, ini disebabkan masih banyaknya minyak yang tersisa pada bagian tengah reservoir yang tidak terdesak menuju sumur produksi 1&2 karena kemampuan produksinya yang rendah (liquid rate nya rendah).
Gambar 9 menggambarkan aliran fluida pada
dipping reservoir setelah dioptimasi
P-1
P-2
P-3
P-4 InJ-1
Reffi Erany - 12206045 Page 7 Gambar 9
Aliran fluida pada dipping reservoir setelah dioptimasi Dari gambar diatas terlihat bahwa aliran air injeksi bergerak dari bagian bawah reservoir menuju bagian atas reservoir sambil mendesak minyak yang berada di bagian tengah reservoir menuju sumur 1&2. Sehingga dapat disimpulkan bahwa hasil optimasi pada dipping reservoir adalah letak/posisi sumur injeksi yang bererak semakin kebawah (dalam kasus ini terletak pada posisi ¼ bagian dari bagian bawah reservoir), besarnya rate injeksi 2000 bbl/day serta rate produksi untuk sumur 1&2 sebesar 900 Bbl/day dan rate produksi untuk sumur 3&4 sebesar 100 Bbl/day sehingga menghasilkan RF sebesar 52,1%
V. INJEKSI SURFACTANT
Injeksi surfactant merupakan salah satu cara peningkatan perolehan minyak yang paling efektif. Dalam makalah ini, penulis juga ingin melakukan injeksi surfactant pada kedua jenis reservoir (Horizontal dan Dipping reservoir) dan melihat pengaruh beberapa parameter seperti pore volume injeksi, konsentrasi surfactant, rate injeksi surfactant serta waktu penginjeksian surfactant terhadap peningkatan perolehan minyak.
Pada uji berbagai sensitivitas diatas, awalnya dilakukan water flooding terlebih dahulu lalu dilakukan injeksi surfaktan kemudian dilanjutkan kembali dengan water flooding sampai akhir produksi. Hasil perhitungan dari kedua reservoir ini yang nantinya akan dianalisa lebih lanjut.
V.1 Sensitivitas Waktu Injeksi Surfactant dan Pore Volume Injeksi
Waktu Injeksi Surfaktan
Senstivitas ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh waktu penginjeksian surfactant terhadap factor perolehan minyak baik pada horizontal maupun dipping reservoir. Sensitivitas waktu penginjesian surfactant dilakukan pada saat terjadinya Water Break Throug (WBT) dan setelah Water Cut
mencapai 97%. Berikut adalah profil water cut untuk dipping reservoir dan horizontal reservoir.
Gambar10
Hubungan Water Cut terhadap Waktu
A. Horizontal Reservoir
Dari profil water cut diatas diketahui Profil water cut untuk horizontal reservoir (warna hijau) memiliki profil yang sama baik waktu tercapainya WBT maupun saat WCT mencapai 97% untuk keempat sumur produksinya maupun kalau dilihat untuk lapangan.. Hal ini menandakan bahwa air injeksi di dalam reservoir bergerak secara merata menuju keempat sumur produksinya. Waktu tercapainya WBT pada saat hari ke-304 dan WC = 97% terjadi pada hari ke-2557. Dari kedua kasus diatas, maka dilakukan injeksi surfactant ketika WBT dan juga ketika WC=97%. Dalam melakukan simulasi terhadap waktu penginjeksian surfactant, penulis menggunakan besarnya konsentrasi surfactant 50 Lb/stb serta rate injeksi sebesar 2000 Bbl/day serta variasi pada pore volume surfactant yang digunakan
Tabel 4
Besarnya RF untuk variasi pore volume dan waktu penginjeksian surfactant
T Injeksi = WBT T Injeksi = WCT Pore Volume RF (%) Pore Volume RF (%)
0 48,9 0 48,9 0,1 70,6 0,1 68,8 0,2 77,2 0,2 75,3 0,3 80,1 0,3 77,9 0,5 85,2 0,5 81,5 0,7 86,5 0,7 82,7
Dari table diatas didapatkan bahwa RF dengan waterflooding sebesar 48,9% dan terus meningkat dengan penginjeksian surfaktan baik diinjeksikan ketika WBT maupun WCT, namun peningkatan terlihat lebih besar saat surfactant diinjeksikan di WBT. Sehingga dengan penginjeksian surfaktaan pada sat WBT dapat meningkatka RF mencapai
P-1 P-2
P-3 P-4
Reffi Erany - 12206045 Page 8 31,2% dari RF waterflooding. Seperti ditunjukkan
oleh Gambar 11 dibawah ini, semakin dini kita melakukan injeksi surfaktan maka semakin baik nilai RFnya
80,1 %
77,9 %
48,9 %
3150 hr
Gambar 11 RF Waktu Injeksi Surfactant
Dari gambar diatas terlihat bahwa nilai RF untuk waktu penginjeksian surfactant setelah WBT (warna hijau) sebesar 80,1% lebih besar dibandingkan RF untuk waktu penginjeksian surfactant setelah Watercut 97 % (warna biru). Hal ini terjadi karena ketika waktu penginjeksian surfaktan dilakukan lebih awal, kondisi sumur-sumur produksi belum terlalu terbanjiri air dan masih dapat memproduksikan minyak dengan laju yang cukup bagus. Apabila kita melakukan injeksi surfactant diakhir produksi (setelah WC=97%) maka reservoir sudah terbanjiri air yang mengakibatkan surfactant hanya mengalir pada daerah yang sudah terbanjiri air saja dan salah satu kerugian menginjeksikan surfactant saat watercut mencapai 97% adalah laju produksi yang sudah semakin turun selain itu jumlah minyak yang tersisa dalam reservoir juga lebih kecil jika dibandingkan pada saat awal.
Dari gambar 11 , apabila kita perhatikan grafik berwarna hijau (untuk kasus WBT), hanya pada hari ke 3150 sudah dapat menghasilkan RF 77,9% yang dicapai saat WCT. Sedangkan dibutuhkan 5400 hari untuk mencapai RF 77,9% pada WCT (warna biru). Ini merupakan salah satu keuntungan penginjeksian saat WBT. Nilai RF saat WCT bisa tercapai dalam waktu yang lebih cepat ketika di WBT.
Namun pada kenyataannya dilapangan saat ini, kebanyakan para industri perminyakan melakukan injeksi surfactant pada saat-saat akhir produksi atau pada saat WC sudah mencapai 97-98%. Hal ini sebenarnya berkaitan dengan masalah politik dan ekonomi. Dalam industry perminyakan masalah keuangan dan besarnya keuntungan yang didapatkan dari bisnis ini merupakan hal penting yang harus diperhatikan sehingga pertimbangan mereka untuk melakukan injeksi surfaktan pada saat akhir produksi adalah ingin mengetahui terlebih dahulu keefektifan apabila dilakukan waterflooding. Apabila proyek
waterflooding dirasa berjalan sukses dan efektik sampai akhir produksi maka pertimbangan untuk melakukan injeksi surfactant sudah tidak terlalu besar lagi. Selain itu biasanya para industry perminyakan tidak ingin melakukan injeksi surfactant di saat awal produksi dikarenakan mereka ingin mendapatkan keuntungan yang sebanyak-banyaknya terlebih dahulu pada saat awal.
Pore Volum Injeksi
Dari table 4 diatas terlihat bahwa semakin besar volume surfactant yang diinjeksikan ke dalam reservoir maka semakin besar pula nilai RF yang dihasilkan, namun jika diperhatikan peningkatan RF tidak terlalu signifikan terhadap besarnya peningkatan porevolume injeksi. Gambar 12 dan
Gambar 13 menunjukkan besarnya peningkatan RF
terhadap pore volume injeksi
BC 0,1 0,2 0,3 0,5 0,7
Gambar 12 RF terhadap PV Injeksi Surfaktan
0 5 10 15 20 25 30 35 40 0 0.2 0.4 0.6 0.8
Del
ta
F
OE
(%)
Pore Volume (PV) delta FOE @ WBT 33 % 0,3 PVGambar 13 Delta RF Vs PV Injeksi Surfaktan
Pada Gambar 12 terlihat pengaruh peningkatan RF dirasa signifikan pada penginjeksian 0,1-0,3 PV sedangkan penginjeksian surfaktan diatas 0,3PV mengalami kenaikan namun tidak terlalu berpengaruh banyak terhadap peningkatan RF. Hal ini juga didukung oleh Gambar 13. Terlihat pada
gambar 13 bahwa delta RF, yaitu perbedaan RF
setelah injeksi surfaktan dengan RF tanpa injeksi surfaktan cenderung landai saat volume injeksi surfaktan diatas 0,3 PV. Selain itu karena biaya injeksi surfaktan yang sangat mahal maka kita harus
Reffi Erany - 12206045 Page 9
mendesign besarnya volume surfaktan yang memberikan hasil paling optimal dan efisien. Pertimbangan ekonomi juga menjadi dasar dalam pengambilan keputusan dalam proyek surfaktan ini. Dari analisa diatas maka penulis menyimpulkan bahwa PV Injeksi surfaktan sebesar 0,3PV adalah yang paling bagus. dan ekonomis guna meningkat kan RF dari 48,9% menjadi 80,1% atau meningkat sebesar 31,2% dari RF waterflooding
B. Dipping Reservoir
Waktu Injeksi Surfaktan
Pada bagian sebelumnya telah dilakukan optimasi pada dipping reservoir, maka model tersebut yang akan digunakan dalam simulasi surfactant flooding. Sama seperti pada horizontal reservoir, waktu penginjeksian surfactant akan dilakukan pada saat WBT dan WC=97%. Dari gambar 10 diatas terlihat bahwa waktu terjadinya WBT dan WC=97% pada sumur 1&2 (warna merah) lebih lama dibandingkan pada sumur 3&4 (warna biru). Hal ini disebabkan posisi/letak sumur 1&2 jauh dari sumur injeksi sehingga waktu yang dibutuhkan air injeksi untuk mencapai sumur produksi 1&2 akan lebih lama dibandingkan pada sumur 3&4 yang letaknya sangat dekat dengan sumur injeksi. Karena adanya perbedaan WBT dan WCT pada keempat sumur produksi maka penulis melakukan sensitivitas injeksi surfactant pada kedua waktu tersebut untuk mengetahui pengaruh penambahan RF pada dipping reservoir ini.
Dalam melakukan simulasi terhadap waktu penginjeksian surfactant, penulis menggunakan konsentrasi surfactant 50 Lb/stb, rate injeksi 2000 Bbl/day dengan variasi Pore Volume Surfactant
Tabel 5
Besarnya RF untuk variasi pore volume dan waktu injeksian surfactant yang terjadi pada sumur 3&4
T Injeksi = WBT T Injeksi = WCT Pore Volume RF (%) Pore Volume RF (%)
0 52,1 0 52,1 0,1 75,8 0,1 74,1 0,2 80,9 0,2 78,8 0,3 83,5 0,3 81,5 0,5 86,9 0,5 84,7 0,7 88,6 0,7 86,04 Tabel 6
Besarnya RF untuk variasi pore volume dan waktu injeksian surfactant yang terjadi pada sumur 1&2
T Injeksi = WBT T Injeksi = WCT Pore Volume RF (%) Pore Volume RF (%)
0 52,1 0 52,1 0,1 73,8 0,1 72,6 0,2 78,3 0,2 77,2 0,3 82,7 0,3 80,5 0,5 85,8 0,5 83,4 0,7 87,3 0,7 84,7 Dari hasil yang diperoleh diatas terlihat bahwa peningkatan RF terbesar terjadi ketika penginjeksian surfactant pada saat WBT sumur 3&4 yaitu pada hari ke-365. RF dapat ditingkatkan lebih besar
Sehingga semakin dini kita melakukan injeksi surfaktan maka semakin baik faktor perolehannya. Penjelasan yang sama telah dijelaskan sebelumnya pada bagian horizontal reservoir.
Pore Volume Injeksi
Dari table 5 dan table 6 diatas terlihat bahwa semakin besar volume surfactant yang diinjeksikan ke dalam reservoir maka semakin besar pula nilai RF yang dihasilkan, namun jika diperhatikan peningkatan RF tidak terlalu signifikan terhadap besarnya peningkatan pore volume injeksi. Gambar
14 dan Gambar 15 menunjukkan besarnya
peningkatan RF terhadap pore volume injeksi
BC 0,1 0,2 0,3 0,5 0,7
Gambar 14 RF terhadap PV Injeksi Surfaktan
05 1015 2025 30 35 40 45 0 0.2 0.4 0.6 0.8 De lta FOE (% ) Pore Volume (PV) Delta FOE @ WBT 31,4 % 0,3 PV
Gambar 15 Delta RF Vs PV Injeksi Surfaktan
Terlihat pada gambar 15 bahwa delta RF cenderung landai saat volume injeksi surfaktan diatas 0,3 PV. Penjelasan yang sama seperti pada kasus horizontal diatas. Sehingga penulis menyimpulkan bahwa pada penginjeksian 0,3PV surfactant akan menghasilkan
Reffi Erany - 12206045 Page 10
peningkatan RF yang paling optimal dan ekonomis. RF dapat ditingkatkan dari 52,1% menjadi 83,5% atau meningkat sebesar 31,4% dri RF waterflooding
V.2 Sensitivitas Konsentrasi Surfactant
Konsentrasi surfaktan merupakan salah satu faktor penting untuk diperhatikan karena seiring dengan besarnya konsentrasi surfaktan maka akan didapatkan faktor perolehan yang semakin besar pula. Namun karena biaya injeksi surfaktan yang tidak murah kita harus membuat surfaktan dengan konsentrasi yang dapat memberikan hasil yang optimal dan efisien. Sensitivitas terhadap konsentrasi surfaktan dilakukan untuk mengetahui pengaruh peningkatan RF terhadap besarnya konsentrasi surfaktan yang diinjeksikan ke dalam reservoir baik pada horizontal maupun dipping reservoir.
Table 7 Sensitivitas konsentrasi surfaktan Case Konsentrasi Surfaktan (Lb/stb)
0 0 1 20 2 50 3 100 4 300 5 500 A. Horizontal Reservoir
Dari hasil perhitungan sensitivitas waktu penginjeksian dan besarnya pore volume surfaktan maka didapatkan bahwa waktu yang paling baik untuk penginjeksian surfaktan adalah saat WBT dengan penginjeksian 0,3PV. Oleh karena itu dalam mengkaji pengaruh konsentrasi surfaktan terhadap peningkatan RF akan dilakukan sensitivitas konsentrasi surfaktan dengan menginjeksikan surfaktan sebesar 0,3 PV pada rate injeksi 2000 Bbl/day dan dilakukan penginjeksian pada saat WBT.
Table 7
Besarnya RF terhadap Konsentrasi Surfaktan
Case Konsentrasi Surfaktan
(Lb/stb) RF (%) 0 0 48,9 1 20 72,1 2 50 80,1 3 100 83,2 4 300 86,09 5 500 87,1
Dari Tabel 7 diatas terlihat bahwa jika hanya diinjeksi dengan air, minyak yang diperoleh sebesar 48.9 %. Kemudian jika dilakukan injeksi surfaktan, perolehan minyak akan meningkat. Pada konsentrasi surfaktan yang terkecil yaitu 20 lb/stb, total
perolehan minyak meningkat menjadi 72.1 %. Faktor perolehan ini akan terus meningkat seiring dengan penambahan konsentrasi surfaktan. Namun pada konsentrasi diatas 100 lb/stb, ternyata sudah tidak dapat meningkatkan perolehan minyak secara significant. Hal ini juga diperjelas pada gambar 16 dan gambar 17 dibawah ini. Gambar 16 dan
Gambar 17 menunjukkan besarnya peningkatan RF
terhadap konsentrasi surfactant yang diinjeksikan
BC 20 50 100 300 500
Gambar 16 RF terhadap Konsentrasi Surfaktan
Dari gambar 16 terlihat bahwa pada konsentrasi diatas 100 Lb/stb, besarnya peningkatan RF sudah tidak berpengaruh secara signifikan. Hal ini terlihat pada konsentrasi 300 Lb/stb (warna hitam) dan 500 Lb/stb (warna orange, paling atas) memberikan nilai yang hampir sama.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 200 400 600 Del ta FOE (%) Konsentrasi Surfaktan (Lb/Stb) Delta FOE 35 % 100 Lb/stb Gambar 17
Delta RF terhadap Konsentrasi Surfaktan Dari grafik diatas, dengan penginjeksian surfaktan pada konsentrasi 100 Lb/stb nilai RF dapat ditingkatkan sebesar 35% dari RF tanpa surfaktan Dari gambar 17 juga terbukti bahwa besarnya delta RF, yaitu perbedaan RF setelah injeksi surfaktan dengan RF tanpa injeksi surfaktan cenderung landai saat konsentrasi surfaktan diatas 100 Lb/stb. Hal ini berkaitan dengan sifat yang dimiliki surfaktan tersebut. Kemampuan surfaktan untuk meningkatkan faktor perolehan bergantung kepada kemampuannya dalam menurunkan tegangan permukaan dimana kemampuan surfaktan untuk menurunkan interfacial
Reffi Erany - 12206045 Page 11
penambahan konsentrasi surfaktan. Hal tersebut dapat dilihat pada Gambar 18 dibawah ini.
Gambar 18
Interfacial Tension Vs Konsentrasi surfaktan Dari analisa diatas dapat disimpulkan bahwa saat konsentrasi surfaktan sebesar 100 Lb/stb akan memberikan efek peningkatan RF yang paling baik. RF dapat ditingkatkan dari 48,9% menjadi 83,2% atau sekitar 35% dari RF tanpa injeksi surfactant.
B. Dipping Reservoir
Hal yang sama dilakukan pada dipping reservoir. Dari hasil perhitungan sensitivitas waktu penginjeksian dan besarnya pore volume surfaktan maka didapatkan bahwa waktu yang paling baik untuk penginjeksian surfaktan adalah saat WBT dengan penginjeksian 0,3PV. Oleh karena itu dalam mengkaji pengaruh konsentrasi surfaktan terhadap peningkatan RF akan dilakukan sensitivitas konsentrasi surfaktan dengan menginjeksikan surfaktan sebesar 0,3 PV pada rate injeksi 2000 Bbl/day dan dilakukan penginjeksian pada saat WBT.
Table 8
Besarnya RF terhadap Konsentrasi Surfaktan
Case Konsentrasi Surfaktan
(Lb/stb) RF (%) 0 0 52,1 1 20 78,6 2 50 83,5 3 100 86,1 4 300 88,2 5 500 88,5
Dari Tabel 8 terlihat bahwa faktor perolehan ini akan terus meningkat seiring dengan penambahan konsentrasi surfaktan. RF pada kasus tanpa surfaktan 52,1% bisa ditingkatkan hingga mencapai 86,1% dengan penginjeksian surfaktan. Namun pada konsentrasi diatas 100 lb/stb, ternyata sudah tidak dapat meningkatkan perolehan minyak secara significant. Hal ini juga diperjelas pada gambar 19 dan gambar 20 dibawah ini. Gambar 19 dan
Gambar 20 menunjukkan besarnya peningkatan RF
terhadap konsentrasi surfactant
BC 20 50 100 300 500
Gambar 19 RF terhadap Konsentrasi Surfaktan
Dari gambar 19 terlihat bahwa pada konsentrasi diatas 100 Lb/stb, missal pada konsentrasi 300 Lb/stb (warna hijau) dan 500 Lb/stb (warna hitam, paling atas) memberikan nilai yang hampir sama. Hal ini juga dipertegas pada gambar 20 dibawah ini. Peningkatan nilai RF pada konsentrasi diatas 100 Lb/stb sudah tidak memberikan pengaruh yang signnifikan, terlihat dari delta RF (selisih antara RF setelah injeksi surfaktan dengan RF tanpa surfaktan) yang cenderung landai. Penjelasan mengenai masalah ini, telah dibahas sebelumnya pada bagian horizontal reservoir diatas.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 200 400 600 D el ta FOE ( %) Konsentrasi Surfaktan (Lb/Stb) Delta FOE 100 Lb/stb 3 4, %
Gambar 20 Delta RF Vs Konsentrasi Surfaktan Dari grafik diatas terlihat bahwa dengan penginjeksian surfaktan pada konsentrasi 100 Lb/stb nilai RF dapat ditingkatkan sebesar 34% dari RF waterflooding. Sehingga dari analisa diatas dapat disimpulkan bahwa saat konsentrasi surfaktan sebesar 100 Lb/stb akan memberikan efek peningkatan RF yang paling baik. RF dapat ditingkatkan dari 52,1% menjadi 86,1% atau sekitar 34% dari RF water flooding
V.3 Sensitivitas Rate Injeksi Surfactant
Kemudian dilakukan simulasi untuk menganalisa pengaruh dari besarnya laju injeksi surfaktan terhadap perolehan minyak. Sebanyak 0.3 pore volume surfaktan dengan konsentrasi 100 lb/stb,
Reffi Erany - 12206045 Page 12
diinjeksikan ke dalam reservoir pada waktu WBT dengan laju injeksi yang berbeda –beda. Hal sama dilakukan baik pada horizontal reservoir maupun pada dipping reservoir.
A. Horizontal Reservoir
Pada bagian awal pembahasan telah disebutkan bahwa horizontal reservoir dimodelkan dengan 4 sumur produksi yang diproduksikan dengan liquid rate 500 bbl/day tiap sumurnya. Pada uji berbagai rate injeksi surfaktan, awalnya dilakukan water flooding terlebih dahulu lalu dilakukan injeksi surfaktan dengan rate yang bervariasi kemudian dilanjutkan kembali dengan water flooding sampai akhir produksi.
Table 9
Besarnya RF terhadap laju Injeksi Surfactan
Rate Injeksi Surfaktan
(Bbl/day) RF (%) BC 48,9 500 79,8 1000 82,6 2000 83,2 2500 82,5
Dari table diatas terlihat bahwa nilai RF membesar seiring dengan penambahan rate injeksi surfaktan. Pada rate 500 Bbl/day didapatkan nilai RF sebesar 79,8% dan ketika rate injeksi dinaikkan menjadi 1000 bbl/day maka RF juga meningkat ke 82,6% yang apabila rate injeksi terus diperbesar ke 2500 Bbl/day justru RF menurun menuju 82,5%.
Hal ini disebabkan pada rate penginjeksian yang rendah besarnya daerah penyapuan surfaktan akan kecil, surfaktan hanya akan melewati daerah yang sudah dibanjiri air saja, tanpa bisa bergerak menerobos daerah yang belum tersapu air pada waterflooding. Seiring dengan peningkatan rate injeksi maka daerah penyapuan surfaktan akan semakin besar, surfaktan akan bisa bergerak ke daerah yang belum terbanjiri air, yang artinya minyak yang dapat terambil juga akan semakin besar sehingga RF meningkat. Namun terdapat batasan optimum rate penginjeksian surfaktan yang digunakan. Nilai RF menurun ketika rate injeksi diperbesar menjadi 2500 Bbl/day. Hal ini bisa saja dikarenakan ketika rate injeksi terlalu besar maka waktu untuk surfaktan tersebut dapat bereaksi didalam reservoir juga semakin kecil sehingga menurunkan keefektifan surfaktan tersebut untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Selain itu apabila kita lihat besarnya total rate produksi dari keempat sumur produksi sebesar 2000 Bbl/day dan apabila kita injeksikan dengan rate 2500 Bbl/day maka bisa terjadi akumulasi masa di reservoir yang bisa mengakibatkan nilai RF menurun.
Pada gambar 21 dibawah mempertegas pernyataan diatas. Gambar 21 dibawah ini menunjukkan besarnya pengaruh RF terhadap rate injeksi surfaktan
BC
2000 1000 3000 5000
Gambar 21 RF terhadap Rate Injeksi Surfaktan
Dari gambar 21 terlihat bahwa semakin besar rate injeksi maka RF semakin besar namun jika rate injeksi terus diperbesar justru akan menurunkan RF.. Sehingga dari analisa diatas dapat disimpulkan bahwa rate injeksi surfaktan sebesar 2000 Bbl/day adalah yang paling optimal dan dapat meningkatkan RF sebesar 34,3% dari RF waterflooding.
B. Dipping Reservoir
Pada bagian awal pembahasan telah disebutkan bahwa dipping reservoir dimodelkan dengan posisi sumur injeksi berada pada ¼ bagian bawah reservoir dimana rate produksi pada sumur 3&4 sebesar 100 Bbl/day dan rate produksi pada sumur 1&2 sebesar 900 Bbl/day. Pada uji berbagai rate injeksi surfaktan, awalnya dilakukan water flooding terlebih dahulu lalu dilakukan injeksi surfaktan dengan rate yang bervariasi kemudian dilanjutkan kembali dengan
water flooding sampai akhir produksi.
Table 10 RF terhaap Laju Injeksi Surfactant Rate Injeksi Surfaktan
(Bbl/day) RF (%) BC 52,1 500 83 1000 85,2 2000 86,1 2500 84,4
Dari table diatas terlihat bahwa nilai RF membesar seiring dengan penambahan rate injeksi surfaktan. Pada rate 500 Bbl/day nilai RF sebesar 83% dan ketika rate injeksi dinaikkan menjadi 1000 bbl/day maka RF juga meningkat ke 85,2% yang apabila rate injeksi terus diperbesar ke 2500 Bbl/day justru RF menurun menuju 84,4%. Penjelasan yang sama telah dijelaskan sebelumnya pada bagian horizontal reservoir.
Reffi Erany - 12206045 Page 13 Gambar 22 menunjukkan besarnya pengaruh RF
terhadap rate injeksi surfaktan
2000 1000 3000 5000
BC
Gambar 22 RF terhadap Rate Injeksi Surfaktan
Dari gambar diatas terlihat bahwa RF terbesar dicapai saat rate injeksi surfaktan 2000 Bbl/day sedangkan pada penigkatan rate injeksi maka RF semakin menurun Penjelasannya sama seperti yang telah di bahas pada horizontal reservoir.
Sehingga dari analisa diatas dapat disimpulkan bahwa saat rate injeksi surfaktan sebesar 2000
Bbl/day akan memberikan efek peningkatan RF yang
paling baik yaitu sebesar 34 % dari RF tanpa injeksi surfactant (water flooding)
V.4 Hasil Optimasi Produksi
Dari sekian banyak parameter yang telah dioptimasikan mulai dari letak/posisi sumur injeksi, rate produksi pada dipping reservoir sampai sensitivitas berbagai parameter surfactant. Maka hasil yang diperoleh seperti pada Gambar 25 dibawah ini
48,9 % 46,6% 52,1% 83,2 % 81,7% 86,1%
Dipping Setelah Optimasi Horizontal
Dipping Sebelum Optimasi
Gambar 23
Nilai RF Horizontal VS Dipping Reservoir Dari gambar diatas terlihat bahwa besarnya RF pada dipping reservoir dengan waterflooding pada kasus sebelum dilakukan optimasi sebesar 46,6% (warna bintik-bintik merah) sedangkan ketika diinjeksikan dengan surfaktan nilai RF meningkat menjadi 81,7%
(warna merah). Sehingga proses surfactant flooding sangat efektif dilakukan karena bisa meningkatkan RF mencapai 35,1% dari waterflooding.
Dari gambar diatas terlihat bahwa besarnya RF pada horizontal reservoir dengan waterflooding sebesar 48,9% (warna bintik-bintik hijau) sedangkan ketika diinjeksikan dengan surfaktan nilai RF meningkat menjadi 83,2% (warna hijau). Sehingga proses surfactant flooding sangat efektif dilakukan karena bisa meningkatkan RF mencapai 35% dari waterflooding.
Begitu juga pada kasus dipping reservoir, besarnya RF dengan waterflooding 52,1% (warna bintik-bintik biru) masih bisa ditingkatkan menjadi 86,1% dengan melakukan injeksi surfaktan. Sehingga proses injeksi surfaktan sangat efektif dilakukan karena bisa meningkatkan RF mencapai 34% dari waterflooding. Dari kedua hasil ini, maka disimpulkan bahwa permasalahan yang terjadi pada dipping reservoir akibat adanya pengaruh sudut kemiringan dan efek gravitasi dapat diatasi dengan melakukan strategi-strategi khusus dalam pengoptimalan produksinya sehingga akan didapatkan nilai RF yang tinggi bahkan lebih tinggi daripada horizontal reservoir baik pada waterflooding maupun surfaktan flooding.
VI. KESIMPULAN dan SARAN
Kesimpulan
1. Semakin dini dilakukan injeksi surfaktan akan semakin baik nilai RF yang diperoleh.
2. Besar RF Dipping Reservoir LEBIH RENDAH dari Horizontal Reservoir sehingga dengan melakukan optimasi produksi pada dipping reservoir nilai RF dapat ditingkatkan
3. Letak sumur injeksi pada dipping reservoir sangat menentukan besarnya RF. Pada studi ini , dengan penggeseran posisi sumur injeksi kearah bawah (downward) maka RF pada dipping reservoir dapat ditingkatkan sebesar 6%
4. Semakin besar PV surfaktan, Konsentrasi Surfactant, dan Rate Injeksi maka semakin besar pula RF diperoleh namun terdapat batasan yang digunakan, dalam studi kasus ini diperoleh;
a. Pore Volume = 0,3 PV b. Konsentrasi Surfaktan = 100 Lb/stb c. Rate Injeksi Surfaktan = 2000 Bbl/day d. Waktu Injeksi Surfaktan = WBT
Saran
1. Model reservoir dibuat heterogen, sehingga pengaruh produksi pada tiap sumur dapat terlihat dengan jelas, baik pada horizontal maupun dipping reservoir.
2. Diperlukan sensitivitas terhadap parameter lain
Reffi Erany - 12206045 Page 14
properties] guna mengetahui efek terhadap
Recovery Factor
3. Diperlukan data lapangan dan model geologi sehingga bisa merepresentasikan model reservoir yang sebenarnya
VII. UCAPAN TERIMA KASIH
Ucapan terimakasih yang sebesar-besarnya saya panjatkan kepada ALLAH SWT yang telah memberikan kemudahan kepada saya dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini dan yang kedua, saya ucapkan terimakasih kepada keluarga yang telah banyak memberikan dukungan dan doa kepada saya dalam pembuatan Tugas Akhir ini sampai selesai serta saya ucapkan banyak terimakasih kepada dosen pembimbing terbaik saya yaitu Mas Leksono dan Mas Sutopo yang bersedia meluangkan waktu, pikiran, serta memberikan banyak petunjuk dan arahan selama penyusunan tugas akhir ini
VIII. DAFTAR PUSTAKA
1. Siregar, S., et al.: “Peningkatan Perolehan
Minyak Dengan Injeksi Gas CO2 dan Surfaktan
Secara Serempak”. Simposium IATMI 2005.
Bandung. 2005.
2. One petro, “Dip-angle influence on areal
DNAPL recovery by co-solvent flooding with and without pre-flooding
3. Siregar, S.: “Teknik Peningkatan Perolehan”.
Reffi Erany - 12206045 Page 15
L A M P I R A N
1. Data SCAL untuk Minyak
Table 14
Krw, Kro dan Pc terhadap Saturasi Air
Sw Krw Kro Pc (psia) 0.2 0 0.8 15 0.22 0.0045 0.6444 12.326 0.2629 0.0128 0.3968 10 0.3059 0.0363 0.2368 7.5007 0.3488 0.0667 0.1363 5.5007 0.3918 0.1027 0.0754 4.251 0.4347 0.1436 0.0397 3.0014 0.4776 0.1887 0.0198 1.9007 0.5206 0.2378 0.0092 1.4008 0.5635 0.2905 0.004 0.97572 0.6065 0.3467 0.0015 0.60083 0.6494 0.406 0.0005 0.47559 0.6924 0.4684 0.0002 0.35062 0.7353 0.5338 0.00018 0.22566 0.7782 0.6018 0.00015 0.15034 0.8212 0.6726 0.00013 0.0978 0.8641 0.7459 9.00E-05 0.086475 0.9071 0.8218 5.00E-05 0.07515 0.95 0.9 2.00E-05 0.063825 1 1 0 0.0525 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 K r ( m D ) S w, fraction
Kr Vs Sw
Krw Vs SwKro Vs Sw Pc Vs SwGambar 26 Hubungan Krw, Kro, Pc terhadap Sw
2. Data PVT untuk Minyak
Tabel14
Dead Oil PVT Properties-No Dissolve gas
Press (psia) FVF (rb /stb) Visc (cp)
2900 1 0.47
4060 0.999 0.47
4350 0.998 0.47
3. Sifat Fisik Surfaktan
a. Table 16: Konsentrasi surfaktan Vs Viskositas
Const Surfc (lb /stb) Viskositas Surfc (cp)
0 0.3256
3.505598 0.387
7.011197 0.4
b. Table 17: Konsentrasi Surfactant Vs IFT
Const Surfc (lb /stb) IFT (lbf /in)
0 0.000171 0.307792 0.00016 0.669569 7.99E-05 1.752799 5.31E-07 3.505598 9.14E-08 5.258398 5.71E-08 7.011197 5.71E-08
c. Tabel 18 : Konsentrasi Surfactant Vs Adsorpsi
Const Surfc (lb /stb) Adsorpsi Batuan (lb /lb)
0 2.27E-06 0.177383 7.05E-05 0.375099 0.000198 0.708131 0.000423 3.715934 0.000616 8.2031 0.000673
d. Table 19 : Surfactant Capillary Desaturation
Log(CAPN) Miscibility number Log(CAPN) Miscibility number -6.6003 0 -4.0082 0.491 -6.4062 0 -3.6998 0.658 -6.2235 0.0197 -3.5057 0.722 -5.6982 0.0467 -2.9918 0.875 -5.4013 0.063 -2.5237 0.975 -5.093 0.0983 -2.1582 1 -4.3964 0.233
