BAB I
PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang Masalah
Seir Seirin ing g
deng dengan an bert bertam amba bahn hny ya
produktivitasnya
akan
semakin
masa masa prod produk uksi si suat suatu u berkurang.
Hal
ini
lapa lapang ngan an,, disebabkan
bertambahnya jumlah minyak yang telah diproduksikan dari reservoir , dan berpengaruh terhadap berkurangnya energi reservoir alam alamiah iah yang yang diperlukan untuk mengalirkan minyak ke dalam sumur produksi. Pada banyak reservoir reservoir minyak, minyak, tekanan reservoir juga juga akan berkurang selama produksi berlangsung. Penurunan tekanan reservoir dibawah dibawah tekanan tekanan jenuh ( Bubble Point ) dari dari hidrok hidrokarb arbon on mengak mengakibat ibatkan kan keluar keluarny nyaa gas (komponen hidrokarbon yang ringan) dari dalam minyak. Gelembung gas akan akan memben membentuk tuk fasa yang yang berkes berkesinam inambun bungan gan dan mengali mengalirr ke arah sumur sumur sumur sumur produk produksi, si, bila bila saturasi saturasinya nya melamp melampaui aui harga harga saturasi saturasi equilibrium. equilibrium. Saturasi Saturasi equilibrium adalah equilibrium adalah kondisi dimana dimana saturasi oil , gas dan air nya dalam kondisi yang setimbang. !erproduksinya gas ini akan mengur mengurang angii energ energii yang yang tersed tersedia ia se"ara se"ara alami alami untuk untuk mempro memproduk duksik sikan an minyak, minyak, sehingga sehingga jumlah minyak yang dapat diproduksikan diproduksikan ( recovery) recovery) se"ara alami dapat berkurang pula. Se"ara umum dapat dikatakan bahwa penurunan tekanan yang tidak terkontrol memberikan kontribusi terhadap ter hadap pengurangan recovery. recovery. Pada tahap primary recovery terse tersebu butt dima dimana na pada pada saat saat miny minyak ak diproduksikan dengan tenaga alamiah dan pada tahap secondary recovery dimana dimana minyak minyak diinje diinjeksi ksi dengan dengan air untuk untuk diprod diproduks uksika ikan, n, maka maka tidak tidak seluruhnya minyak dapat diangkat ke permukaan sehingga menyebabkan adanya "adangan minyak tersisa yaitu "adangan minyak yang belum dapat dipr diprod oduk uksi sika kan n pada pada taha tahap p primary recovery karena karena "adang "adangan an minyak minyak terj terjeb ebak ak dida didala lam m matr matrik ik batu batuan an.. Hal Hal ters terseb ebut ut dise diseba babk bkan an kare karena na berkurangnya tekanan di dalam reservoir , pengaruh tekanan kapiler dan
1
2
sifat kebasahan kebasahan batuan yang kuat, distribusi distribusi fluida reservoir yang tidak merata, tingginya viskositas minyak, ke"ilnya porositas dan permeabilitas batuan, serta besarnya tegangan antar muka. #ntuk mengatasi hal tersebut maka perlu diterapkan tahap selanjutnya yaitu tahap tertiery recovery atau recovery atau biasa yang disebut dengan metode Enhanced Oil Recovery ( EOR) EOR) yang sesuai dengan kondisi reservoir di di masing masing sumur minyak. Pada
teknik
produksi
primer
( primary
recovery) recovery)
yaitu
memproduksikan minyak dengan "ara sembur alam atau pengangkatan buatan karena tidak semua minyak yang ada di dalam reservoir dapat diperoleh ke permukaan karena kemampuan reservoir untuk untuk mengangkat minyak sangat terbatas. $engan demikian akan tertinggal minyak yang tidak dapat diproduksikan atau terdapat saturasi minyak tersisa (Sor). Penurunan Penurunan produksi akan selalu diiringi dengan dengan penurunan penurunan tekanan reservoir . Penu Penuru runa nan n teka tekana nan n reservoir dapat diperlambat diperlambat se"ara alami bila penyerapan reserv reservoir oir oleh sumur sumur produksi diimbangi oleh perembesan air ke dalam reservoir dari dari a%uifer. &ir ini berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi disamping berperan sebagai media pendesak. 'ekanik produksi minyak yang mengandalkan tenaga penambahan dari gas yang keluar dari larutan ( Depletion ( Depletion Drive). Drive). enyataan ini mendorong orang untuk melakukan proses penginjeksian air (Waterflooding ) dari permukaan bumi kedalam reservoir kedalam reservoir minyak. Salah Salah satu alasan alasan yang yang dapat dapat dikemu dikemukak kakan an mengap mengapaa dilaku dilakukan kanny nyaa Enhanced Oil Recovery ( Recovery ( EOR) EOR) atau peningkatan perolehan minyak adalah karena karena nilai nilai ekonom ekonomis is hidrok hidrokarb arbon on yang yang tersisa tersisa dari dari tahapa tahapan n produk produksi si primer ( primary primary recovery) recovery) masih menguntung menguntungkan kan untuk diproduksikan diproduksikan lagi dengan penerapan metode EOR metode EOR tertentu. tertentu. !idak dak semu semuaa meto etode EOR bisa bisa diap diapli lika kasik sikan an di berb berbag agai ai jeni jeniss reservoir . 'asih banyak klasifikasi atau kriteria khusus untuk menetapkan pemilihan jenis EOR yang EOR yang tepat. tepat. Waterflooding Waterflooding atau yang sering disebut dengan injeksi air juga merupakan salah satu metode EOR metode EOR,, perlu adanya penganalisaan untuk mengetahui bagaimana prinsip kerja dari metode ini
3
dan di reservoir yang yang bagaimana metode ini dapat di aplikasikan agar pengurasan hidrokarbon dapat dilakukan dilakukan semaksimal mungkin.
1.2.
Maksud Dan Tujuan
'aks 'aksud ud penu penuli lisan san komp kompre rehe hensi nsiff ini ini adala adalah h sebag sebagai ai sala salah h satu satu persyaratan program perkuliahan untuk dapat melaksanakan !ugas &khir dan sebagai salah satu syarat kelulusan. Seda Sedang ngka kan n tuju tujuan an ditu dituli lisny snyaa komp kompre rehe hens nsif if ini seba sebaga gaii meto metode de peningkatan perolehan minyak, karena nilai ekonomis hidrokarbon yang ters tersis isaa
dari ari
tah tahapan apan
prod roduksi uksi
prim rimer
( primary primary
recovery) recovery)
masih
menguntungkan untuk diproduksikan lagi dengan penerapan metode EOR tertentu. &dapun tujuan dari penulisan komprehensif ini adalah agar dapat *. #ntu #ntuk k meng menget etah ahui ui kema kemamp mpua uan n maks maksim imal al suat suatu u lapa lapang ngan an dapa dapatt diproduksikan. +. 'eng 'enget etah ahui ui perb perbed edaa aan n anta antara ra efis efisie iens nsii pend pendes esak akan an dan dan efis efisie iens nsii penyapuan pada waterflood ing. ing. . 'ene 'enent ntuk ukan an efis efisie iens nsii recovery minyak recovery minyak maksimum waterflood dengan menggunakan metode -u"kley/everent.
1.3.
Batasan Masalah
$alam $alam penuli penulisan san kompreh komprehensi ensiff ini penuli penuliss menitik menitik beratk beratkan an pada pada penjelasan se"ara umum tentang tenta ng metode Enhanced metode Enhanced Oil Recovery dan lebih spes spesif ifik ik
pad pada
Waterflooding .
pen penjela jelasa san n
meng engenai enai
prin prinsi sip p
kerj kerjaa
dari ari
metod etodaa
4
1.4.
!ste"at!ka Penul!san Pada Pada dasar dasarny nyaa pemba pemba"a "a akan akan melih melihat at abstr abstrak ak dari dari suatu suatu lapo laporan ran
sebelum memba"a laporan se"ara keseluruhan. #ntuk lebih mempermudah para pemba"a dalam memahami isi dari komprehensif yang penulis sajikan, maka penulis memberikan suatu sistematika penulisan yang mana ini komprehensif ini terdiri dari beberapa bab yang saling berhubungan satu dengan yang lainnya sebagai berikut -&- 0
P12$&H#/#&2 -ab ini berisi tentang latar belakang, maksud dan tujuan komprehensif, batasan masalah, serta sistematika penulisan.
-&- 00
&3&!130S!0 RESERO!R RESERO!R -ab ini berisi berisi tentan tentang g penjela penjelasan san mengen mengenai ai karakt karakteris eristik tik batuan reservoir" reservoir" kar karak akte teris risti tik k fluida reservoir , kond kondisi isi reservoir dan juga jenis jenis dari reservoir .
-&- 000
'1!4$1 E#$%#&ED O!' RE&OER( Pada Pada bab bab ini ini beris berisii tent tentan ang g penj penjela elasan san dari dari peng pengert ertian ian metode Enhanced metode Enhanced Oil Recovery ( Recovery ( EOR), EOR), faktor faktor yang memp mempen enga garu ruhi hi efek efekti tivi vitas tas EOR dan dan ma"am a"am ma"a ma"am m metode dari Enhanced dari Enhanced Oil Recovery ( Recovery ( EOR). EOR).
-&- 05
W%)ER*'OOD!#+ -ab -ab ini ini memb memberi erika kan n penj penjel elasa asan n meng mengen enai ai peng penger ertia tian n Waterflooding ,
prinsip
kerja
Waterflooding ,
tujuan
dilakukanny dilakukannyaa Waterflooding , desai desain n sumu sumurr Waterflooding , moni monito tori ring ng lapa lapang ngan an dari dari Waterflooding dan perkiraan perkiraan perolehan minyak dengan metode Waterflooding .
5
-&- 5
S!#$0 &S#S Pada bab ini akan dibahas mengenai kasus lapangan dengan penambahan beberapa sumur injeksi dengan perhitungan menggunakan metode -u"kley/everett.
-&- 50
P1'-&H&S&2 $alam bab ini akan memberikan ulasan atau rangkuman dari studi kasus pada bab sebelumnya.
-&- 500
1S0'P#/&2 -ab ini berisi ulasan atau jawaban dari semua tujuan dari penulisan laporan komprehensif ini. BAB II
#A$A#TE$ITI# RESERVOIR
Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasi atau terkumpulnya fluida hidrokarbon, yang terdiri dari minyak dan gas, dan air. Proses bisa terjadinya akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa persyaratan, yang merupakan unsurunsur suatu reservoir minyak bumi. #nsur unsur yang menyusun reservoir adalah sebagai berikut *. -atuan reservoir" sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas bumi atau keduanya. -iasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous dan permeable. +. /apisan penutup (cap roc, ) , yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir , sehingga berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir . . Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang berupa suatu sinklin, yakni suatu bentuk "ekungan dimana nantinya akan terisi fluida yang se"ara urutannya dari densitas yang paling ringan ke densitas yang paling besar adalah fasa gas, minyak dan air.
6
arakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. etiga faktor itulah yang akan kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir .
Gambar 2.1. Karakteristik Reservoir (Pettijohn, F. J., Se!imentar" Ro#k$, 1%&'
2.1.
#arakter!st!k Batuan Reservoir
-atuan adalah kumpulan dari mineralmineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. omposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. 'asingmasing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. omponen penyusun batuan serta ma"am batuannya dapat dilihat pada $iagram di bawah ini.
Gambar 2.2. )ia*ram Kom+onen Pen"sn -atan (Pettijohn, F. J., Se!imentar" Ro#k$, 1%&'
7
#nsur atau atomatom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat ma"am dan jumlah atomatom tersebut akan menentukan sifat sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifatsifat fisik maupun sifatsifat kimiawinya. 'ineral merupakan 6at6at yang tersusun dari komposissi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumusrumus dimana menunjukkan ma"am unsurunsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut.
8
2.1.1. #%"&%s!s! #!"!a Batuan Reservoir
-atuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, batuan karbonat dan shale atau kadangkadang vulkanik. a'
Batu Pas!r 'enurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu
Orthoquar-ites, +raywac,e dan %r,ose. • Orthoquar-ites, merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses yang menghasilkan unsur sili"a yang tinggi, dengan tidak mengalami metamorfosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quart- ) dan mineral lainnya yang stabil. 'aterial •
pengikatnya (semen) terutama terdiri atas "arbonate dan sili"a. +raywac,e, merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur unsur mineral yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmenfragmen batuan. 'aterial pengikatnya adalah clay
•
dan carbonate. %r,ose, merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari %uart6 sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral ar,ose feldspar jumlahnya lebih banyak dari quart- .
('
Batuan #ar(%nat
-atuan karbonat adalah batuan sedimen yang mempunyai komposisi yang dominan (lebih dari 789) terdiri dari garamgaram karbonat. Seluruh proses pembentukan batuan karbonat tersebut terjadi pada lingkungan laut, sehingga praktis bebas dari detritus asal darat, yang dalam prakteknya se"ara umum meliputi 'imestone dan $olomit. •
'imestone, adalah kelompok batuan yang mengandung paling sedikit
•
:89
calcium
carbonate atau
magnesium.
;raksi
penyusunnya terutama oleh calcite. $olomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari 'imestone yang mengandung unsur karbonat lebih besar dari 789. omposisi kimia dolomite hampir mirip dengan 'imestone, ke"uali
9
unsur 'g4 merupakan unsur yang penting dan jumlahnya "ukup besar. )'
Batuan hale
Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 7:9 silicon dio/ide (Si4+), *79 aluminium o/ide (&l+4), <9 iron o/ide (;e4) dan ;e+4, +9 magnesium o/ide ('g4), 9 calcium o/ide (=a4), 9 potassium o/ide ( +4), *9 sodium o/ide (2a+4) dan 79 air (H+4). sisanya adalah metal o/ide dan anion.
2.1.2. !*at + !*at ,!s!k Batuan Reservoir
arakteristik formasi merupakan faktor yang tidak bisa diubah, sehingga tidak dapat dikontrol. -atuan formasi mempunyai sifatsifat atau karakteristik yang se"ara umum dikelompokkan menjadi dua, yaitu sifat fisik batuan dan sifat mekanik batuan. Sifatsifat fisik batuan meliputi porositas, saturasi, permeabilitas serta kompressibilitas, sedangkan sifat sifat mekanik batuan meliputi strength (kekuatan) batuan, hardness (kekerasan) batuan, abrasivitas, elastisitas dan tekanan batuan. Pada bagian ini akan dibahas mengenai sifat fisik dari batuan reservoir . 1' P%r%s!tas -
∅
'
$alam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu "airan atau gas.
Gambar 2.. Porosit"
(Fa*an, /0+honss,
/n Intro!#tion to he
Petro0em In!str". 1%%1
10
Porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total poripori batuan dengan volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika dirumuskan
=
∅
Vp Vp Vb− Vgr = = x 100 ............................................(+*) Vb Vgr + Vp Vb
$imana ∅ 5p 5b 5gr
> Porositas absolute (total), fraksi (9) > 5olume poripori, "" > 5olume batuan (total), "" > 5olume butiran, ""
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu a. Porositas absolute, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau se"ara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut
=
∅
volume pori total x 100 ...................................................(++) bulk volume
b. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume poripori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bul, volume) yang dinyatakan dalam persen. ∅
e=
Volume pori yang berhubungan ? *889 > Volume totalbatuan
$imana ∅e ρ
ρg− ρb ρg − ρf (+)
> Porositas efektif, fraksi (9) g > $ensitas butiran, gr@""
ρ b > $ensitas total, gr@"" ρ
f > $ensitas formasi, gr@""
-erdasarkan waktu dan "ara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu
11
*. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung. +. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.
-esar ke"ilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu ukuran butir, susunan butir, sudut kemiringan dan komposisi mineral pembentuk batuan. #ntuk pegangan dilapangan, ukuran porositas dapat dilihat pada !abel berikut
abe0 2.1. kran Porositas !an Ka0itas
Porositas (9)
ualitas
87
$ianggap Aelek Sekali
7 *8
$ianggap Aelek
*8 *7
$ianggap Sedang
*7 +8
$ianggap -aik
$iatas +8
Sangat -aik
Smber 3 Sonn" Ira4an (2555
2' Per"ea(!l!tas - k '
Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan@melewatkan fluida. &pabila media berporinya tidak saling
12
berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. 4leh karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif.
13
Gambar 2.6. Permeabi0it" (Fa*an, /0+honss, /n Intro!#tion to he Petro0em In!str". 1%%1
Sekitar tahun *:7<, Henry $ar"y seorang ahli hidrologi dari Pran"is mempelajari aliran air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya diformulasikan kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama Hukum $ar"y.
$apat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut
Q=
−k . A dP μ
$imana C
dL .............................................................................(+B)
> laju alir fluida, ""@det
14
> permeabilitas, dar"y
D
> viskositas, "p
dP@d/ > gradien tekanan dalam arah aliran, atm@"m &
> luas penampang, "m+
!anda negatif pada persamaan menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. -esaran permeabilitas satu dar"y didefinisikan sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan viskositas * "entipoises dengan ke"epatan alir * ""@det melalui suatu penampang dengan luas * "m + dengan penurunan tekanan * atm@"m. Persamaan $ar"y berlaku pada kondisi *. &lirannya mantap (steady state) +. *luida yang mengalir satu fasa . 5iskositas fluida yang mengalir konstan B. ondisi aliran isothermal 7. ;ormasinya homogen dan arah alirannya hori6ontal <. *luidanya incompressible
Skala permeabilitas yang diukur dalam satuan lapangan adalah sebagai berikut
15
*. etat (tight ), kurang dari 7 md +. =ukup ( fair ), antara 7*8 md . -aik ( good ), antara *8*88 md B. -aik sekali (very good ), antara *88 *888 md
-erdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir , permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu •
Permeabilitas absolute (abs) Permeabilitas absolute yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi *889 fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja.
•
Permeabilitas efektif (eff) Permeabilitas efektif yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masingmasing untuk minyak, gas dan air.
•
Permeabilitas relatif (rel) Permeabilitas relatif yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relatif antara 8 * dar"y. $apat juga dituliskan sebagai beikut
16
Krw=
K off K abc ............................................................................(+7)
Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akan terdapat Permeabilitas relatif air (rw), Permeabilitas relatif minyak (ro), Permeabilitas relatif gas (rg) dimana persamaannya adalah
K w rw >
K abc ...........................................................................(+<)
K o ro > K abc ............................................................................(+E)
Kg rg > K abc ............................................................................(+:)
$imana rw
> Permeabilitas relatif air
ro
> Permeabilitas relaitf minyak
rg
> Permeabilitas relatif gas
17
Permeabilitas relatif ini merupakan fungsi kombinasi dari geometri pori, kebasahan batuan, distribusi fluida, dan sejarah saturasi. $engan demikian, untuk menggambarkan aliran simultan minyak dan air di reservoir dengan menggunakan hukum $ar"y, maka permeabilitas absolut k diganti dengan permeabilitas efektif k o (Sw) dan k w (Sw). pada gambar grafik dapat dilihat karakteristik permeabilitas relatif.
18
Gambar 2.&. Karakteristik Permeabi0itas Re0ati7 (/se+ Krnia Perma!i, 2556
3' Tegangan Per"ukaan $i dalam sistem multifasa terjadi gaya tarik menarik di daerah
interface (antar muka) pada fluida yang tidak saling ber"ampur missal antara minyak dan air apabila di"ampurkan maka akan mun"ul tegangan antar muka sehingga minyak dan air tetap dalam keadaan terpisah. Aadi tegangan antar muka mun"ul akibat adanya gaya unbalanced dari molekul molekul fluida, sehingga diantara permukaan molekul molekul tersebut mun"ul suatu membran. $alam kata lain tegangan antar muka adalah besarnya gaya per satuan panjang yang diperlukan untuk memperluas permukaan interface, umunya ditulis dalam satuan dyne@"m+.
4' aturas!
Saturasi adalah perbandingan antara volume poripori batuan yang terisi fluida formasi tertentu terhadap total volume poripori batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume pori. 4leh karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw),
19
saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg), dimana se"ara matematis dapat ditulis
Sw >
Volume pori yangdiii olehair ! cc ....................................(+F) volume pori total! cc
So >
Volume pori yang diii olehoil! cc ...................................(+*8) Volume pori total! cc
Sg >
Volume pori yang diii ga ! cc .........................................(+**) Volume pori total! cc
!otal saturasi fluida jika reservoir mengandung jenis fluida
Sw So Sg > *...........................................................................(+*+)
#ntuk
sistem
airminyak,
maka
persamaan
(+*+)
dapat
disederhanakan menjadi
Sw So > *....................................................................................(+*)
20
$istribusi fluida pada injeksi air di batuan reservoir water wet , ditunjukkan pada gambar dibawah ini. Pada saat sebelum air diinjeksi, saturasi air "onnate rendah dan di reservoir sebagai lapisan film pada butiran pasir, dan pori batuan lainnya terisi oleh minyak.
21
Gambar 2.8. )istribsi F0i!a Se+anjan* injeksi /ir +a!a -atan 9ater 4et (John :ee, 1%%&
*luida yang mengisi reservoir bisanya tidak terdistribusi se"ara merata melainkan bervariasi, tergantung pada ke"epatan distribusi ukuran pori batuan serta ke"enderungan sifat pembasahan fluida. Pada saat produksi primer terjadi pengurangan saturasi fluida disekitar
22
sumur produksi, sehingga akan memperngaruhi distribusi saturasi se"ara keseluruhan. -eberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah a.#kuran dan distribusi poripori batuan. b.
etinggian diatas free water level.
".&danya perbedaan tekanan kapiler.
$idalam kenyataan, fluida reservoir tidak dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan irredu"ible saturation sehingga berapa besarnya fluida yang diproduksi dapat dihitung dalam bentuk saturasi dengan persamaan berikut
23
St > * (Swi Sgi Soi)..............................................................(+*B)
$imana St
> Saturasi total fluida terproduksi
Swirr
> Saturasi air tersisa (iiredu"ible)
Sgirr
> Saturasi gas tersisa (iiredu"ible)
Soirr
> Saturasi minyak tersisa (iiredu"ible)
' $es!st!/!t!
-atuan reservoir terdiri atas "ampuran mineralmineral, fragmen dan
poripori.
Padatanpadatan
mineral
tersebut
tidak
dapat
menghantarkan arus listrik ke"uali mineral "lay. Sifat kelistrikan batuan reservoir tergantung pada geometri poripori batuan dan fluida yang mengisi pori. 'inyak dan gas bersifat tidak menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan arus listrik apabila air melarutkan garam. &rus listrik akan terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ionion elektronik. #ntuk menentukan apakah material didalam reservoir bersifat menghantar arus listrik atau tidak maka digunakan parameter resistiviti. 3esistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu material untuk menghantarkan arus listrik, se"ara matematis dapat dituliskan sebagai berikut
24
ρ =
rA L
......................................................................................(+*7)
$imana
> 3esistiviti fluida didalam batuan, ohmm
r
> !ahanan, ohm
&
> /uas area konduktor, m+
/
> Panjang konduktor, m
25
onsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan konsep Ifaktor formasiJ dari &r"hie yang didefinisikan
# o " = # w ......................................................................................(+*<)
$imana 3o
> 3esistiviti batuan yang terisi minyak
3w > 3esistiviti batuan yang terisi air
0' etta(!l!t!
Kettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida atau ke"enderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan. Sebuah "airan fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara batuan dan partikel "airan lebih besar dari pada gaya kohesi antara partikel "airan itu sendiri. !egangan adhesi merupakan fungsi tegangan permukaan s etiap fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya. $alam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas yang terletak diantara matrik batuan. #ntuk sistem fasa fluida pembasahnya dibedakan atas
a 9ettin* Phase F0i!
26
;asa fluida pembasah biasanya akan dengan mudah membasahi permukaan batuan, akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, fasa pembasahan akan mengisi ke pori pori yang lebih ke"il dahulu dari batuan berpori. ;asa fluida pembasah
umumnya
hidrokarbon.
sangat
sukar
bergerak
ke
reservoir
27
b ;on<9ettin* Phase F0i!
#on wetting phase fluid sukar membasahi batuan. dengan adanya gaya repulsive (tolak) antar batuan dan fluida menyebabkan #on0Wetting Phase *luid akan menempati sebagian besar pori pori batuan. #on0Wetting Phase *luid umumnya sangat mudah bergerak. Aika dua fluida yang saling tidak ber"ampur (immicible) ditempatkan pada permukaan 6at padat, maka salah satu fasa akan tertarik lebih kuat disbanding fasa yang lain sehingga "enderung akan membasahi permukaan 6at padat. !erjadinya gaya tarik menarik (gaya adhesi) pada kontak interaksi 6at "air dan 6at padat merupakan faktor
dari
tegangan
permukaan
antara
kedua
permukaan 6at tersebut.
Gambar 2.'. Sistem +embasahan batan o0eh air !an min"ak (John :ee,1%%&
28
Gambar diatas memperlihatkan sistem airminyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar L. Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 8 o *:8 o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (&!) dapat dinyatakan dengan persamaan
A $ =% o −% w= % wo cos &
$imana &! Mso
............................................................(+*E)
> !egangan adhesi, dyne@"m > !egangan
permukaan
benda
padatminyak,
dyne@"m Msw
> !egangan permukaan benda padatair, dyne@"m
Mwo
> !egangan permukaan airminyak, dyne@"m
&
> Sudut kontak airminyak
Suatu "airan yang dikatakan membasahi 6at padat jika tegangan adhesinya positif (% N F8 o), yang berarti batuan bersifat water wet , sedangkan bila air tidak membasahi 6at padat maka tegangan adhesinya negative (% O F8 o), berarti batuan bersifat oil wet. Pada umumnya, reservoir bersifat water wet yang di"ari, sehingga air "enderung untuk melekat pada permukaan batuan, sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.
29
' Tekanan #a&!ler -P)'
!ekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak ber"ampur dalam kondisi statis. Se"ara matematis dapat dilihat bahwa
P" > Pnw Pw...............................................................................(+*:)
$imana P" Pnw
> !ekanan kapiler, dyne@"m+ > !ekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne@"m+
Pw
> !ekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne@"m+
30
Gambar 2.=. Proses a0iran sistem imbibisi !an !raina*e (John :ee, 1%%&
!ekanan kapiler dipengaruhi oleh ukuran dari rongga pori, besarnya sudut kontak antara fasa yang membasahi dengan sifat pembasah batuan, serta tegangan permukaan dari fasa fluida. Pada gambar +.:. memperlihatkan proses aliran sistem imbibisi dan drainage dengan hubungan tekanan kapiler (P") terhadap saturasi air (Sw). se"ara ringkas, kedua proses yang menggambarkan hubungan P" dan Sw tersebut dalam kaitannya dengan proses recovery di reservoir adalah 1. Imbibisi
Penggantian fluida yang membasahi (air) oleh fluida yang tidak membasahi (minyak) disebut dengan imbibisi. =ontoh injeksi gas kedalam reservoir minyak atau sistem tenaga dorong depletion drive. 2. )raina*e
31
Penggantian fluida yang tidak membasahi (minyak) oleh fluida yang membasahi (air) disebut dengan drainage. =ontoh injeksi air kedalam reservoir .
Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan juga dapat dilukiskan dengan sebuah sistim tabung kapiler. $imana "airan fluida akan "enderung untuk naik bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler dengan jarijari yang sangat ke"il. Hal ini diakibatkan oleh adanya tegangan adhesi yang bekerja pada permukaan tabung. -esarnya tegangan adhesi dapat diukur dari kenaikkan fluida , dimana gaya total untuk menaikan "airan sama dengan berat kolom fluida. Sehingga
dapat
dikatakan
bahwa
tekanan
kapiler
merupakan
ke"enderungan rongga pori batuan untuk menata atau mengisi setiap pori
batuan
dengan fluida
yang
berisi
bersifat
membasahi.
!ekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara permukaan dua fasa fluida. *luida pada sisi konkaf ("ekung) mempunyai tekanan lebih besar dari pada sisi konvek ("embung). Perbedaan tekanan diantara dua fasa fluida tersebut merupakan besarnya tekanan kapiler didalam tabung.
32
Gambar 2.%. ekanan )a0am Pi+a Ka+i0er (/hme!, arek >,Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
#ntuk sistem udaraair
Pa Pw > P" >
ρw . g . h
............................................................(+*F)
#ntuk sistem minyakair
Pa Pw > P" > (
$imana
Pa
ρw − ρ o ¿ . g . h
..................................................(++8)
> !ekanan udara, dyne@"m+
33
2.2.
Pw
> !ekanan air, dyne@"m+
P"
> !ekanan kapiler, dyne@"m+
w
> $ensitas air, gr@""
o
> $ensitas minyak, gr@""
g
> Per"epatan gravitasi, m@det+
h
> !inggi kolom, m
#arakter!st!k F0i!a Reservoir
*luida reservoir yang tedapat dalam ruang poripori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, se"ara alamiah merupakan "ampuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifatsifat dari fluida hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan "adangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari rservoir menuju dasar sumur mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lainlain. *luida reservoir dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, 6at "air ataupun 6at padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersamasama dengan endapan minyak. Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan arbon (=). 'inyak dan gas bumi terdiri dari kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka ragam. &pabila ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat,
34
akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah pembentukkannya berbeda. 2.2.1. !*at + !*at ,!s!k F0i!a Reservoir
*luida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa "air (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir . *luida minyak bumi dijumpai dalam bentuk "air, sehingga sesuai dengan sifat "airan pada umumnya. Pada fasa "air, jarak antara molekul molekulnya relatif lebih ke"il daripada gas. Sifatsifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas, dan kompressibilitas.
2.2.1.1.!*at ,!s!k as
Gas bumi merupakan "ampuran dari hidrokarbon golongan parafin terdiri dari =* sampai =B tiap molekulnya. !etapi sering ditemukan gas bumi yang mengandung hidrokarbon dengan berat molekul lebih besar dari molekul =* sampai =B. $isamping senyawa hidrokarbon, gas bumi juga mengandung =4+, 2+, H+S, He dan uap air. Pada umumnya proses terbesar pembentuk gas bumi adalah komponen methana yang dapat men"apai F:9. Sifat fisik gas yang akan dibahas disini adalah densitas, viskositas, faktor volume formasi gas dan kompresibilitas gas. Sifatsifat ini memberi peranan dalam perkiranperkiraan reservoir yaitu sebagai berikut
35
a' S+e#i7i# *ravit" as
Specific gravity +as adalah perbandingan antara berat molekul gas tersebut terhadap berat molekul udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama. &da dua hukum tentang specific gravity gas, yaitu hukum efusi@difusi dari +raham dan hukum %vogadro. Hukum efusi@difusi menyatakan bahwa laju efusi dan difusi dua gas pada temperatur dan tekanan yang sama berbanding terbalik dengan akar kuadrat massa jenisnya. &dapun persamaannya adalah
v 1 √ d 2 = v 2 √ d 1 .................................................................................(++*)
$imana v > ke"epatan efusi@difusi gas d > densitas gas.
Hukum %vogadro mengatakan bahwa kondisi tekanan, temperatur dan volume tertentu, massa jenis gas berbanding lurus dengan berat molekulnya, atau se"ara matematis dinyatakan sebagai berikut
d 1 ' 1 = d 2 ' 2 ..................................................................................(+++)
$imana d > densitas gas. ' > berat molekul gas
$idalam specific gravity gas memiliki faktor deviasi gas, biasanya dinamakan dengan gas ideal. Suatu gas ideal adalah fluida yang
36
1.
'emiliki
volume
dari
molekul
relatif
dapat
diabaikan
2.
dibandingkan dengan volume dari fluida se"ara menyeluruh. !idak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama molekul atau antara molekul dengan dinding dari tempat dimana gas itu
3.
berada. Semua tumbukan dari molekul elastis murni, yang berarti tidak ada kehilangan energi dalam akibat tubrukan tadi.
$asar untuk menggambarkan suatu gas ideal adalah hukum gas, antara lain hukum Boyle, hukum &harles dan hukum %vogadro. $ari gabungan antara ke tiga hukum tersebut, didapat persamaan kesetimbangan
P.5 > n.3.!.....................................................................................(++)
$imana P
> !ekanan, psia
5
> 5olume, "uft
!
> !emperatur, o3
n
> Aumlah mol gas
3
> onstanta, *8.E+ psia "uft@lbmol o3
;aktor deviasi gas adalah perbandingan antara volume gas pada keadaan tekanan dan temperatur sebenarnya dibagi dengan volume gas pada keadaan ideal@standar. Sehingga persamaan kesetimbangan
P.5 > Q.n.3.!................................................................................. (++B)
Harga faktor deviasi gas tergantung dari perubahan tekanan, temperatur atau komposisi gas. 1at- dan Standing telah menghasilkan grafik korelasi
37
Q > f (Ppr, !pr)...............................................................................(++7)
$imana Persamaannya adalah Ppr
> P@Pp"
!pr
> !@!p"
!p"
> M yi. !"i,
Pp"
> Myi. P"i.
$imana yi
> fraksi mol komponen i
!"i
> temperatur kritis komponen ke 0, o3
P"i
> tekanan kritis komponen ke 0, psia
(' ,akt%r %lu"e ,%r"as! as -Bg'
;aktor
volume
formasi
gas
(-g)
didefinisikan
sebagai
perbandingan volume gas dalam kondisi reservoir dengan volume gas dalam kondisi permukaan. &dapun persamaannya penentuan factor volume formasi gas (-g) dengan asumsi menggunakan !s" > 7+8 o3 dan Ps" > *B.E psia serta Qs" > *, maka persamaan faktor volume formasi gas (-g) adalah
( ) 3
0.00504 . ( . $ bbl
0.0283 . ( . $ "t
-g >
P
cf
atau -g >
P
(
) ....(++<)
cf
)' #%"&ress!(!l!tas as -5g'
ompressibilitas isothermal dari gas diukur dari perubahan volume per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur konstan. &dapun persamaan kompressibilitas gas adalah •
Gas ideal
) =
(
− P −n#$ n#$
P
2
)
=
1
P
......................................(++E)
38
1
•
Gas nyata
) = − P
1
( (
*( ................................................(++:) ) *P
d' !sk%s!tas as -6g'
5iskositas adalah gesekan dalam fluida (resistance) untuk mengalir. Aika gesekan antara lapisan fluida ke"il (low viscosity), gaya shearing yang ada akan mengakibatkan gradien ke"epatan besar sehingga mengakibatkan fluida untuk bergerak. Aika viskositas bertambah maka masingmasing lapisan fluida mempunyai gaya gesek yang besar pada persinggungan lapisan, sehingga ke"epatan akan menurun. 5iskositas dari fluida didefinisikan sebagai perbandingan shear force per unit luas dengan gradien ke"epatan. 5iskositas dinyatakan dengan &entipoise ("p). 5is"ositas dari suatu gas "ampuran tergantung pada tekanan, temperatur
dan
komposisi.
&arr01obayashi0Burrows membuat
persamaan yaitu
μ 1=f ( ' ! $ ) = f ( + ! $ )
μ = f ( Ppr ! $pr ) ......................................................................(++F) μ 1
$imana R* > viskositas pada tekanan * atm R > viskositas pada tekanan O * atm
e' Dens!tas as -7g'
39
$ensitas gas (g) didefinisikan sebagai massa gas per satuan volume. $ari definisi ini kita dapat menggunakan persamaan keadaan untuk menghitung densitas gas pada berbagai P dan ! tertentu, yaitu
m P' ρg= = V #$ ............................................................................(+8)
$imana m
> berat gas, lb
> volume gas, "uft
2
> berat molekul gas, lb@lb mole
P
> tekanan reservoir , psia
)
> temperatur, o3
R
> konstanta gas > *8.E psia "uft@lbmole o3
2.2.1.2.!*at ,!s!k M!n8ak
$engan mengetahui sifatsifat fisik minyak kita dapat memperkirakan dan meren"anakan pemboran, penyelesaian sumur, produksi serta sistem pengiriman yang efisien dan aman.
a' Dens!tas M!n8ak.
-erat jenis minyak atau oil density didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak terhadap volume minyak. $ensitas minyak dinyatakan dengan spesific gravity. Hubungan berat jenis minyak dengan spesific gravity didasarkan pada berat jenis air, dengan Persamaan
SG 'inyak >
,- minyak .........................................................(+*) ,- air
40
$idalam dunia perminyakan, spesifi" gravity minyak sering dinyatakan
dalam satuan
o
&P0
(&meri"an Petroleum 0nstute).
Hubungan SG minyak dengan o&P0 dapat dirumuskan sebagai berikut
141.5 o
&P0 >
/
−131,5 ................................................................(++)
Hargaharga o&P0 untuk beberapa jenis minyak minyak ringan, 8 o&P0 minyak sedang, berkisar +8 8 o&P0 minyak berat, berkisar *8 +8 o&P0
(' !s)%s!tas M!n8ak
5is"ositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara vis"ositas minyak (To) terhadap tekanan dapat dijelaskan sebagai berikut -ila tekanan
mulamula di atas tekanan gelembung, maka
penurunan tekanan akan menyebabkan vis"ositas minyak berkurang, karena penambahan volume minyak, berarti gas yang terkandung di dalam minyak "ukup besar. emudian bila tekanan diturunkan sampai tekanan gelembung, maka penurunan tekanan di bawah tekanan gelembung (Pb) akan menaikkan vis"ositas minyaknya, karena pada keadaan ini mulai dibebaskan sejumlah gas dari larutan minyak.
)' #elarutan as Dala" M!n8ak -$s'
elarutan gas dalam minyak (3s) didefinisikan sebagai banyaknya S=; gas yang terlarut dalam * S!- minyak pada kondisi standart *B.E psia dan <8 o;, ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir .
41
;aktorfaktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain •
!ekanan reservoir -ila temperatur dianggap tetap maka 3s akan naik bila tekanannya
•
naik, ke"uali jika tekanan gelembung (Pb) telah terlewati. !emperatur reservoir Aika tekanan dianggap tetap maka 3s akan turun jika temperatur
•
naik. omposisi gas Pada tekanan dan temperatur tertentu 3s akan berkurang dengan
•
naiknya berat jenis gas. omposisi minyak Pada temperatur dan tekanan tertentu 3s akan naik dengan turunnya
berat
jenis
minyak
atau
naiknya
o
&P0
minyak.
elarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh "ara bagaimana gas dibebaskan dari larutan hidrokarbon. d' ,akt%r %lu"e ,%r"as! M!n8ak -B%'
;aktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stoc, tan, barrel minyak termasuk gas yang terlarut. &tau dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (*B,E psia, <8o;). Satuan yang digunakan adalah bbl3stb. 0stilah faktor penyusutan atau shrin,age factor sering digunakan sebagai kebalikan dari harga faktor volume formasi minyak ( -o).
e' #%"&res!(!l!tas M!n8ak
ompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. #ntuk kompressibilitas minyak yang berada diatas tekanan gelembung dapat dinyatakan dengan
42
1 dV
=o >
. V dP ...........................................................................(+)
ompressibilitas minyak jenuh jelas lebih tinggi dibandingkan dengan minyak tak jenuh, karena adanya penurunan tekanan sebagai akibat keluarnya gas dari minyak volume total minyak sisa akan berkurang. ompressibilitas minyak dibawah titik gelembung akan membesar bila dibandingkan dengan ketika berada diatas titik gelembung, hal ini dapat dijelaskan karena turunnya tekanan, gas akan membebaskan diri dari larutan. 5olume minyak yang tertinggal akan berkurang dengan turunnya tekanan akibatnya volume fluida hidrokarbon total yang terdiri dari minyak dan gas alam lambat laun terjadi lebih banyak seiring
dengan
turunnya
tekanan
dan
ini
menyebabkan
kompressibilitas sistem menjadi lebih tinggi dibandingkan dengan kompressibilitas "airan minyaknya sendiri. 2.2.1.3. !*at ,!s!k A!r ,%r"as!
&ir formasi hampir selalu dijumpai bersamasama dengan endapan minyak. Sering dijumpai dalam produksi suatu sumur minyak justru jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi minyaknya. Seperti pada gas dan minyak, maka sifatsifat fisik air formasi meliputi berat jenis air, viskositas air, faktor volume formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.
a' Dens!tas A!r ,%"as! -79'
$ensitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakan dengan massa per satuan volume, spe"ifi" volume yang dinyatakan dalam persatuan massa dan specific gravity yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada tekanan *B.E psi dan temperatur <8 o;. -erat jenis formasi (w) pada reservoir dapat
43
ditentukan dengan membagi w pada kondisi standart dengan faktor volume formasi (-w) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh terhadap gas alam pada kondisi reservoir .
(' !sk%s!tas A!r ,%r"as! -69'
5iskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkat salinitas yang dikandung air formasi tersebut. 5iskositas air formasi (Rw) akan naik terhadap turunnya temperatur dan kenaikan tekanan. egunaan mengenai perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir .
)' ,akt%r /%lu"e *%r"as! a!r *%r"as! -B9'
;aktor volume formasi air formasi (-w) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi permukaan. ;aktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, penambahan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu.
d' #%"&ress!(!l!tas A!r ,%r"as! -59'
ompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume air formasi yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. ompressibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. ompressibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan sebagai berikut
=w > =wp (* 8.88:: 3sw).........................................................(+B)
dimana 3sw =wp
> kelarutan gas dalam air formasi > kompressibilitas air murni, psi*
44
=w
> kompressibilitas air formasi, psi*
e' #elarutan as dala" A!r ,%r"as!
elarutan gas dalam air formasi akan lebih ke"il bila dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi mulamula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam, dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air formasi perlu dikoreksi.
45
2.2.2. #%"&%s!s! #!"!a F0i!a Reservoir *luida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon
terbentuk di alam, dapat berupa gas, 6at "air maupun 6at padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama sama dengan endapan minyak. Sedangkan hidrokarbon sendiri, selain mengandung hydrogen (H) dan karbon (=) juga mengandung unsur unsur senyawa lain terutama belerang, nitrogen dan oksigen.
2.2.2.1.
#%"&%s!s! #!"!a H!dr%kar(%n -entuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah yaitu
dapat berupa gas, "air atau padatan tergantung dari komposisinya yang khusus serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. 1ndapan hidrokarbon yang berbentuk "air dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berbentuk gas dikenal sebagai gas bumi. Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hydrogen. Senyawa karbon dan hydrogen mempunyai banyak variasi yang berdasarkan jenis rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan yaitu a' %l%ngan As!kl!k -Para*!n' Hidrokarbon jenis ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang terbuka, terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh. (' %l%ngan !kl!k Sedangkan hidrokarbon golongan siklik mempunyai rantai tertutup (susunan "in"in). Golongan ini terdiri dari naftena dan aromati". eluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya.
2.2.2.2.
#%"&%s!s! #!"!a N%n:H!dr%kar(%n
46
Selain mengandung unsur hydrogen dan karbon (H=), pada minyak bumi juga terdapat komposisi unsur belerang, nitrogen, oksigen serta unsur unsur lain dengan presentase yang sedikit.
a' en8a9a Belerang adar belerang dalam minyak bumi bervariasi anatara B9 sampai <9
beratnya. andungan minyak bumi yang terdapat di 0ndonesia merupakan minyak bumi yang mempunyai kadar belerang relatif rendah yaitu rata rata *9. $istribusi belerang dalam fraksi fraksi minyak bumi akan bertambah sesuai dengan bertambahnya berat fraksi. andungan senyawa belerang dalam minyak bumi dapat menyebabkan pen"emaran udara da korosi. Pen"emaran udara tersebut disebabkan oleh bau yang tidak sedap dari jenis jenis belerang yang mempunyai titik didih rendah seperti hydrogen sulfit, belerang dioksit dan merkaptan. $isamping menimbulkan bau, jenis belerang tersebut juga bera"un. Sedangkan pembentukan korosi oleh belerang dapat terjadi pada temperatur diatas 88 o;. jenis jenis belerang dengan titik didih rendah, pada kondisi udara lembab akan merubah besi menjadi besi sulfit yang rapuh.
(' en8a9a ;ks!gen adar oksigen dalam minyak bumi bervariasi antara *9 sampai +9
beratnya. Peningkatan kadar oksigen dalam minyak bumi dapat terjadi karena kontak minyak bumi dan udara. Hal ini disebabkan adanya proses oksidasi minyak bumi dengan oksigen dari udara. $alam minyak bumi oksigen terdapat sebagai asam organi" yang terdistribusi dalam semua fraksi dengan konsentrasi tertinggi pada fraksi gas. &sam organi" tersebut biasanya berupa asam naftenat dan sebagian ke"il lainnya berupa asam alifatik. &sam naftenat mempunyai bau yang tidak enak dan bersifat korosif. )' en8a9a N!tr%gen
47
adar nitrogen dalam minyak bumi pada umumnya rendah dan bervariasi pada kisaran 8.*9 sampai +9 beratnya. Senyawa nitrogen terdapat dalam semua fraksi minyak bumi, dengan konsentrasi yang semakin tinggi pada fraksi fraksi yang mempunyai titik didih yang lebih tinggi. senyawa nitrogen yang sering terdapat dalam minyak bumi antara lain adalah piridin, %inoloin, indol dan karbosol.
2.2.2.3.
#%"&%s!s! #!"!a A!r ,%r"as! &ir formasi atau disebut dengan "onnate water mempunyai komposisi
kimia yang berbeda beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. 4leh karena itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan dengan menentukan jenis dan sifat sifatnya. Aika dibandingkan dengan air laut maka air formasi ini rata rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi, sehingga studi mengenai ion ion air formasi dan sifat sifat fisiknya ini menjadi penting karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya penyumbatan pada formasi dan korosi pada peralatan dibawah dan diatas permukaan. &ir tersebut terdiri dari bahan bahan mineral, misalnya kombinasi metal metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi dan alumunium. Sedangkan komposisi ion ion penyusun air formasi terdiri dari kation kation =a, 'g, ;e, -a dan anion anion chloride, =4, H=4 dan SoB. !abel dibawah menunjukkan "ontoh hasil analisa air formasi suatu reservoir .
48
abe0 2.2. @ontoh >asi0 /na0isa Kan!n*an /ir Formasi
#%nst!tuen 2a =a 'g ;e =l H=4 S4B =4 T%tal
Has!l Anal!sa -&&"' <.E*7 7BF 7* 8 **.*E+ +F7 *:* 8 1<=<13
(Smber, Fann" Se+tia :esmana, 2512
ation
kation
yang
terkandung
dalam
air
formasi
dapat
dikelompokkan sebagai berikut • &lkali , 2a , dan /i yang membentuk •
basa kuat. 'etal &lkali !anah
-r , 'g, =a, Sr
• •
, -a membentuk basa lemah. 0on Hidrogen 4H 'etal -erat ;e, 'n
Sedangkan anion anion yang terkandung di dalam air formasi adalah sebagai berikut &sam uat • &sam /emah •
=l, S4B, 24 =4, H=4, S
49
0on ion tersebut diatas yaitu kation dan anion akan tergabung berdasarkan beberapat sifat yaitu *. Salinitas Primer Uaitu bila alkali bereaksi dengan asam kuat misalnya 2a=l dan 2a+S4B. +. Salinitas Sekunder Uaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam kuat misalnya =a=l +, 'g=l+, =aS4B, 'gS4B. . &lkalinitas Primer Uaitu apabila alkali bereaksi dengan asam lemah seperti 2a +=4 dan 2a(H=4)+ B. &lkalinitas Sekunder Uaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam lemah seperti =a=4 , 'g=4, =a(H=4)+ dan 'g(H=4 )+.
2.3.
#%nd!s! Reservoir
ondisi reservoir terdiri dari tekanan dan temperatur reservoir , kedua besaran ini merupakan besaran yang sangat berpengaruh terhadap batuan reservoir maupun fluida yang dikandungnya (air, minyak dan gas). ondisi reservoir berhubungan dengan kedalaman reservoir sehingga untuk reservoir yang berbeda kondisinya juga akan berbeda tergantung kedalamannya, pada umumnya bersifat linier walaupun sering terjadi penyimpangan.
2.3.1. Tekanan Reservoir
onsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. !ekanan itu disebabkan oleh benturan diantara berbagai molekul fluida pada dinding tersebut disetiap detik. !ekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak. &da dua hal yang berlawanan yang perlu diperhatikan yaitu pada suatu interval tertentu tekanan akan naik hingga stabil tetapi dengan bertambahnya waktu maka tekanan akan turun kembali. Hal ini
50
disebabkan karena adanya gangguan atau karena pengaruh interferensi sumur disekitarnya yang sedang berproduksi, sehingga tekanan tersebut tidak stabil. $engan alasan tersebut maka tekanan dasar sumur biasanya diukur dalam interval waktu tertentu, kemudian tekanan yang didapat dari hasil pengukuran diplot dan diekstrapolasikan untuk mendapatkan tekanan stati" dari sumur tersebut.
a' Tekanan h!dr%stat!k
Uaitu tekanan yang disebabkan adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifatsifat kebasahan batuan oleh fluida (terutama air) yang mengisi poripori batuan di atasnya. !ekanan hidrostatik juga merupakan suatu tekanan yang timbul akibat adanya desakan oleh ekspansi gas dan desakan oleh gas yang membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama proses produksi berlangsung.
(' Tekanan Overbr!en
!ekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban (berat) batuan di atasnya yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan luas. Gradient tekanan overburden adalah * psi@ft, yaitu diambil dengan menganggap berat jenis batuan rata rata +. dari berat jenis air. Sedangkan besarnya gradient tekanan air adalah 8.B psi@ft maka gradient tekanan overburden sebesar +. ? 8.B psi@ft > * psi@ft. !ekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. !ekanan dasar sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran ( flowing ) sumur. emudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.
51
)' Tekanan $ekah !ekanan rekah adalah tekanan hidrostatik maksimum yang dapat
ditahan oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pe"ah formasi tersebut. -esarnya gradient tekanan rekah dipengaruhi oleh tekanan overburden, tekanan formasi dan kondisi kekuatan batuan. mengetahui gradient tekanan rekah sangat berguna ketika meneliti kekuatan dasar "asing. !ekanan rekah dapat diintreprestasikan pada sebuah hasil log gradient, tekanan rekah dapat ditentukan memakai prinsip I lea, of test J yaitu memberikan tekanan sedikit sedikit sedemikian rupa sampai terlihat tanda tanda formasi akan pe"ah dengan ditunjukkan kenaikan tekanan terus menerus dan tiba tiba menurun drastis.
d' Tekanan N%r"al !ekanan formasi normal adalah suatu tekanan formasi dimana
tekanan hidrostatik fluida formasi dalam keadaan normal sama dengan tekanan kolom "airan yang ada dalam dasar formasi sampai ke permukaan. -ila isi dari kolom yang terisi dengan "airan yang berbeda maka besar tekanan hidrostatik akan berbeda. Gradient tekanan berhubungan dengan lingkungan pengendapan geologi. arena pada umumnya sedimen diendapkan pada lingkungan air garam, maka banyak tempat didunia ini mempunyai gradient tekanan antara 8.B psi@ft sampai 8.B<7 psi@ft. jadi formasi yang mempunyai gradient tekanan formasi antara 8.B psi@ft sampai 8.B<7 psi@ft merupakan tekanan normal.
52
e' Tekanan u(n%r"al !ekanan formasi subnormal adalah formasi yang mempunyai
gradient tekanan dibawah 8.B psi@ft. tekanan subnormal diakibatkan adanya rekahan rekahan batuan atau adanya gaya diatrophisma (penekanan batuan dan isinya oleh gaya pada kerak bumi). 'ekanisme terjadinya tekanan subnormal dapat diuraikan sebagai berikut herma0 EA+ansion arena batuan sedimen dan fluida dalam pori dipengaruhi oleh adanya temperatur, jika fluida mengalami penambahan maka densitas akan berkurang dan juga tekanan akan berkurang. Formation Foreshortenin* -Pengkerutan ,%r"as!' Selama kompresi aka nada beberapa lapisan yang melengkung perlapisan
teratas
terbawah
melengkuh
mengembang
melengkung
sehingga
keatas
sementara
perlapisan
kebawah
sedangkan
lapisan
tengah
dapat
menghasilkan
6ona
tekanan
subbormal. Pada kondisi ini juga menyebabkan terjadinya overpressure pada lapisan teratas dan terbawah.
*' Tekanan A(n%r"al !ekanan abnormal adalah tekanan formasi yang mempunyai
gradient tekanan lebih besar dari harga 8.B<7 psi@ft. !ekanan abnormal tidak
mempunyai
komunikasi
tekanan
se"ara
bebas
sehingga
tekanannya tidak akan "epat terdistribusi dan kembali menuju tekanan normalnya. !ekanan abnormal berkaitan dengan sekat ( seal ) terbentuk dalam suatu periode sedimentasi, kompaksi atau tersekatnya fluida didalam suatu lapisan yang dibatasi oleh lapisan yang permeabilitasnya sangat rendah. Pada proses kompaksi normal, menge"ilnya volume pori akibat dari pertambahan berat beban diatasnya dapat mengakibatkan fluida yang ada didalam pori terdorong keluar dan mengalir ke segala arah menuju formasi disekitarnya. -erat batuan diatasnya akan ditahan oleh partikel pertikel
sedimen. ompaksi normal pada umunya
menghasilkan suatu gradient tekanan formasi yang normal.
53
ompaksi abnormal akan terjadi jika pertambahan berat beban diatasnya tidak menyebabkan berkurangnya ruang pori. 3uang pori tidak menge"il karena fluida didalamnya tidak bisa terdorong keluar. !ersumbatnya fluida didalam ruang pori disebabkan karena formasi itu terperangkap didalam formasi lain yang menyebabkan permeabilitas sangat ke"il.
2.3.2. Te"&eratur Reservoir
-erdasakan anggapan bahwa inti bumi berisi magma yang sangat panas maka degan bertambahnya kedalaman suatu reservoir maka temperaturnya akan naik. -esar ke"il nya kenaikan temperatur ini akan tergantung pada gradient temperaturnya yang biasa disebut sebagai gradient geothermis yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat magma. -esarnya gradient geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lainnya, dimana harga rata ratanya adalah + o;@*88 ft sedangkan gradient geothermis yang tertinggi adalah B o;@*88 ft, dan harga gradient geothermis yang terendah adalah 8.7 o;@*88 ft. variasi terke"il gradient gethermis tersebut disebabkan oleh sifat konduktivitas thermal beberapa jenis batuan. -esarnya gradient geothermis dari suatu daerah dapat di"ari dengan persamaan
$ formai −$ tandart Gradien Geothermal >
Kedalaman "ormai .................................(+7)
Harga gradien geotermal berkisar antara *.**o;@*88 ft sampai + o;@*88 ft. Seperti diketahui temperatur sangat berpengaruh terhadap sifat sifat fisik fluida reservoir . Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut
54
!d > !a Gt ? $....................................................................................(+<)
$imana
!d
> !emperatur reservoir pada kedalaman $ ft, o;
!a
> !emperatur pada permukaan, o;
Gt
> Gradien temperatur, o;
$
> edalaman, ratusan ft
Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah komplesi sumur, dengan melakukan drill steam test. !emperatur formasi ini dapat dianggap konstan, ke"uali bila dilakukan proses stimulasi, arena adanya proses pemanasan.
2.4.
>en!s + >en!s Reservoir Reservoir adalah tempat terakumulasinya minyak bumi, seperti yang
kita ketahui jenis jenis reservoir terbagi menjadi tiga bagian yaitu berdasarkan fasa fluida, berdasarkan perangkap reservoir dan berdasarkan mekanisme pendorong.
2.4.1. Berdasarkan Perangka& Reservoir
Perangkap reservoir adalah suatu lapisan kedap air (impermeable) yang membatasi gerakan migas, dimana migas yang masuk ke lapisan tersebut tidak dapat keluar sehingga terperangkap@terjebak di sana. &da tiga jenis reservoir berdasarkan perangkap nya yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan perangkap kombinasi.
55
Gambar 2.15. Peran*ka+ >i!rokarbon (Fa*an, /0+honss. /n Intro!#tion to the Petro0em In!str".1%%1
a' Perangka& truktur Perangkap Struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan
sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. -erbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir , sehingga dapat menjebak hidrokarbon, disebabkan karena gejala tektonik atau struktur, misalnya pelipatan dan patahan. Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama. #nsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan penyekat dan penutup yang berada diatasnya dan dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi kemana mana. #ntuk mengevaluasi suatu perangkap lipatan terutama mengenai ada tidaknya tutupan (batas maksimal wadah dapat diisi oleh fluida), sehingga tidak masalah jika lipatan tersebut ketat atau landau yang terpenting adalah adanya batuan penutup atau cap roc, . &pabila suatu lipatan terbentuk tanpa adanya batuan penutup atau cap roc, tidak dapat disebut suatu perangkap.
56
Perangkap patahan sering juga terdapat dalam berbagai reservoir minyak dan gas. Gejala patahan (sesar) dapat bertindak sebagai unsur penyekat dalam penyaluran minyak. Sering dipermasalahkan apakah patahan itu merupakan penyekat atau penyalur. Se"ara teoritis, memperlihatkan bahwa patahan dalam batuan yang basah air tergantung pada tekanan kapiler dari medium dalam jalur patahan tersebut. -esar ke"ilnya tekanan yang disebabkan oleh pelampungan minyak atau kolom minyak terhadap besarnya tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu bertindak sebagai penyalur atau penyekat. Aika tekanan tersebut lebih besar daripada tekanan kapiler maka minyak masih dapat tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih ke"il maka patahan tersebut bertindak sebagai suatu penyekat. Patahan yang berdiri sendiri tidaklah dapat membentuk suatu perangkap. $alam prakteknya jarang sekali terdapat perangkap patahan yang murni. Patahan biasanya hanya merupakan suatu pelengkungan dari suatu perangkap struktur.
(' Perangka& trat!gra*!
/evorsen (*F7:), mengemukakan bahwa perangkap stratigrafi adalah suatu istilah umum untuk perangkap yang terjadi karena berbagai variasi lateral dalam litologi suatu lapisan reservoir atau penghentian dalam kelanjutan penyaluran minyak dalam bumi. Prinsip perangkap stratigrafi adalah bahwa minyak dan gas bumi terjebak dalam perjalannya keatas terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, karena batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain. Pada hakekatnya perangkap stratigrafi didapatkan karena letak posisi struktur tubuh batuan sedemikian sehingga batas lateral tubuh tersebut merupakan penghalang permeabilitas ke arah atas atau ke pinggir. Aika tubuh batuan reservoir itu ke"il dan sangat terbatas, maka posisi struktur tidak begitu penting karena seluruhnya atau sebagian
57
besar dari tubuh tersebut merupakan perangkap. Posisi struktur hanya menyesuaikan letak hidrokarbon pada bagian tubuh reservoir . Aika tubuh reservoir memanjang atau meluas, maka posisi struktur sangat penting. Perangkap tidak akan terjadi jika tubuh reservoir berada dalam keadaan hori6ontal. Aika bagian tengah tubuh terlipat, maka perangkap yang terhadi adalah perangkap struktur (anti,lin). #ntuk terjadinya perangkap stratigrafi, maka posisi struktur lapisan reservoir harus sedemikian sehingga salah satu batas lateral tubuh reservoir (yang dapat berupa unsur tadi) merupakan penghalang permeabilitas ke atas.
)' Perangka& #%"(!nas!
Perangkap hidrokarbon banyak yang merupakan perangkap kombinasi antara perangkap struktur dengan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas.
2.4.2. Berdasarkan ,asa F0i!a H!dr%kar(%n
Se"ara kimiawi, minyak dan gas bumi terdiri dari molekulmolekul yang tersusun dari unsur kimia hidrogen (H) dan karbon (=) dengan ikatan kimia tertentu. omposisi ikatan molekulmolekul tersebut dapat berbeda satu sama lain yaitu mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Suatu jenis hidrokarbon yang ditemukan di suatu tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama persis. Selanjutnya, komponen hidrokarbon juga dapat terbentuk menjadi ikatan yang sangat rumit. !ergantung ikatan antara atomatom = dan H, hidrokarbon dapat berupa hidrokarbon ringan, seperti gas, atau dapat pula berupa minyak berat. Semakin banyak komponen ringan yang terbentuk maka semakin banyak gas yang akan dihasilkan. Sebaliknya, semakin
58
banyak komponen berat yang terbentuk, maka semakin banyak minyak yang akan dihasilkan. eberadaan fasa hidrokarbon apakah itu berupa"airan, yaitu minyak, atau gas tergantung pada tekanan reservoir . Aika tekanan berubah maka keberadaan fasa juga berubah. -ila tekanan naik, maka molekul tertekan untuk bersatu bersamasama sehingga "enderung untuk menjadi "airan. Sebaliknya bila tekanan berkurang, maka gas akan mengembang dan "airan akan menguap dan berubah menjadi gas. eberadaan fasa hidrokarbon juga dipengaruhi oleh temperatur. -ila temperatur naik, maka molekul
mendapat
energi
kinetik
yang
tinggi,
sehingga
terjadi
ke"enderungan "airan untuk menjadi gas. Sebaliknya bila temperatur turun, maka terjadi kondensasi dimana gas menjadi "airan. arena perubahan tekanan dan temperatur tersebut maka dapat terjadi perubahan fasa selama perjalanan hidrokarbon dari reservoir ke permukaan pada waktu
hidrokarbon
tersebut
diproduksikan.
eadaan ini
biasanya
digambarkan oleh yang apa yang disebut dengan diagram fasa. $engan diagram fasa ini maka reservoir dapat dibagi menjadi beberapa jenis tergantung keberadaan fluidanya, yaitu •
Reservoir minyak
•
Reservoir gas
•
Reservoir kondensat
59
Gambar 2.11.
)ia*ram
Fasa P
vs (B#@ain,
9i00iam )., Jr. he Pro+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
*luida reservoir diklasifikasi berdasarkan beberapa parameter yaitu •
G43 pada saat awal produksi
•
&P0 Gravity
•
Karna dari fluida ketika di sto"k tank
-erikut
ini
gambar
tabel matriks
klasifikasi fluida
reservoir
berdasarkan beberapa parameter
Gambar 2.12. abe0 k0asi7ikasi F0i!a Reservoir (B#@ain, 9i00iam )., Jr. he Pro+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
60
$ari tabel diatas diketahui bahwa jenis fluida reservoir adalah sebagai berikut 1. Bla)k ;!l
*luida terdiri dari rantai hidrokarbon yang besar, berat dan tidak mudah menguap. Hal ini dapat dilihat dari diagram fasanya (Gambar *), pada diagram fasa tersebut dapat dilihat bahwa !emperatur ritis (!") lebih besar daripada !emperatur reservoir (!r). Pada saat Pr lebih tinggi dari Pb, fluida dalam kondisi tak jenuh (undersaturated) dimana pada kondisi ini minyak dapat mengandung banyak gas. etika tekanan reservoir (Pr) turun dan dibawah tekanan gelembung (Pb) maka fluida akan melepaskan gas yang dikandungnya dalam reservoir hanya saja pada separator jumlah "airan yang dihasilkan masih lebih besar.
Gambar 2.1. )ia*ram Fasa -0a#k Oi0 (B#@ain, 9i00iam )., Jr. he Pro+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
2. %lat!le ;!l
!erdiri dari rantai hidrokarbon ringan dan intermediate sehingga mudah menguap. !emperatur kritis (!") lebih ke"il daripada bla"k oil bahkan hampir sama dengan !emperatur reservoir nya (!r). 3entang harga temperatur "akupannya lebih ke"il dibandingkan bla"k oil. Penurunan sedikit tekanan selama masa produksi akan mengakibatkan pelepasan gas "ukup besar di reservoir . Aumlah li%uid yang dihasilkan pada separator lebih sedikit dibandingkan bla"k oil. Gambar dibawah
61
menunjukan sifat dari fluida jenis olatile Oil (minyak yang mudah menguap).
Gambar 2.16. )ia*ram Fasa Vo0ati0e Oi0 (B#@ain, 9i00iam )., Jr. he Pro+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
3. $etr%grate as
Pada kondisi awal reservoir fluida berbentuk fasa gas, dengan seiring penurunan tekanan reservoir maka gas akan mengalami pengembunan dan terbentuklah "airan direservoir . $iagram fasa dari retrograde gas (Gamabr ) memiliki temperatur kritik lebih ke"il dari temperatur
reservoir dan
"ri"ondentherm
lebih
besar
daripada
temperatur reservoir . =airan yang diproduksi inilah yang disebut dengan gas kondensat.
Gambar 2.1&. )ia*ram Fasa Retro*rate Gas (B#@ain, 9i00iam )., Jr. he Pro+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
62
4. et as
Ket gas terjadi sematamata sebagai gas di dalam reservoir sepanjang penurunan tekanan reservoir . Aalur tekanan, garis *+, tidak masuk ke dalam lengkungan fasa (Gambar dibawah). 'aka dari itu, tidak ada "airan yang terbentuk di dalam reservoir . Kalaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan fasa, yang mengakibatkan sejumlah "airan terjadi di permukaan (disebut kondensat). ata IwetJ (basah) pada wet gas (gas basah) bukan berarti gas tersebut basah oleh air, tetapi menga"u pada "airan hidrokarbon yang terkondensasi pada kondisi permukaan.
Gambar 2.18. )ia*ram Fasa 9et Gas (B#@ain, 9i00iam )., Jr. he Pr o+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
. Dr8 as
$ry
gas
terutama
merupakan
metana
dengan
sejumlah
intermediates. Gambar dibawah menunjukkan bahwa "ampuran hidrokarbon sematamata berupa gas di reservoir dan kondisi separator permukaan yang normal berada di luar lengkungan fasa. 'aka dari itu, tidak terbentuk "airan di permukaan. Reservoir dry gasbiasanya disebut reservoir gas.
63
Gambar 2.1'. )ia*ram Fasa )r" Gas (B#@ain, 9i00iam )., Jr. he Pro+erties O7 Petro0em F0i!s Se#on! E!ition. 1%%
2.4.3. Berdasarkan Mekan!s"e Pend%r%ng
!elah diketahui bahwa minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir nya ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi
yang
mendorongnya.
enyataan
seperti
ini
tidak
"ukup
menjelaskan tentang "ara dan sebabsebab timbulnya masalah saat minyak bumi diproduksikan. Aenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong reservoir dibagi menjadi lima, yaitu solution gas drive reservoir , gas "ap drive reservoir , water drive reservoir , gravitational segregation drive reservoir , dan "ombination drive reservoir . a. So0tion *as !rive Reservoir
Reservoir jenis ini disebut solution gas drive disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari perubahan fasa pada hidrokarbonhidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa "air menjadi gas. emudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi tersebut. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir
64
dari reservoir menuju lubang bor melalui poripori batuan. Penurunan tekanan disekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih ke"il (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoir n ya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut "ukup ke"il dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan. Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap pada selasela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih ke"il jika dibandingkan dengan gas oil ratio reservoir . Gas oil ratio produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran poripori tersebut mulai bisa mengalir, hal ini terusmenerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah. -ila tekanan telah "ukup rendah maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. $alam hal ini gas oil ratio dan gas oil produksi reservoir n ya harganya hampir sama reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang "ukup besar. Produksi air hampir hampir tidak ada karena reservoir nya terisolir, sehingga meskipun terdapat "onnate water tetapi hampirhampir tidak dapat terproduksi. 1fisiensi dari mekanisme pendorong jenis ini tergantung pada jumlah gas terlarut, sifat fisik batuan dan fluida, dan struktur geologi reservoir . arena sifat gas yang se"ara alami lebih mobile dari minyak, perolehan minyak dari reservoir jenis ini biasanya ke"il, berkisar antara *889 dari 440P. Reservoir ini merupakan kandidat yang bagus untuk penerapan injeksi air.
65
Gambar
2.1=. Bekanisme
so0tion
*as !rive
(/se+
Krnia Perma!i, 2556
(. as 5a& Dr!/e Reservoir
$alam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadangkadang
pada
kondisi
reservoir nya komponenkomponen
ringan dan menengah dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. Gas bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu membentuk suatu tudung. Hal ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke permukaan. -ila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap, maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu ekspansi gas "ap dan ekspansi gas yang terlarut lalu melepaskan diri. 'ekanisme yang terjadi pada gas "ap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas "ap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. #ntuk jenis reservoir ini, umumnya tekanan reservoir akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Hal ini disebabkan bila volume gas "ap drive telah demikian besar, maka tekanan minyak akan jadi berkurang dan gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju ke gas "ap, dengan demikian
66
minyak akan bertambah ringan, en"er, dan mudah untuk mengalir menuju lubang bor. enaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah, air hampirhampir tidak diproduksikan sama sekali. arena tekanan reservoir relatip ke"il penurunannya, juga minyak berada di dalam reservoir nya akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik, maka untuk reservoir jenis ini akan mempunyai umur dan recovery sekitar +8 B8 9, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residu oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih ke"il jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive.
Gambar
2.1%.
Bekanisme
*as #a+
!rive (/se+
Krnia Perma!i, 2556
). ater Dr!/e Reservoir
#ntuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersamasama dengan minyak pada batuan reservoir nya. &pabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati poripori reservoir . !etapi dengan adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak. $engan demikian karena volume minyak ini terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih ke"il.
67
Gas oil ratio untuk reservoir jenis ini relatip lebih konstan jika dibandingkan dengan reservoir jenis lainnya. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir relatip akan konstan karena dikontrol terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan. Produksi air pada awal produksi sedikit, tetapi apabila permukaan air telah men"apai lubang bor maka mulai mengalami kenaikan produksi yang semakin lama semakin besar se"ara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi. #ntuk reservoir dengan jenis pendesakan water drive maka bagian minyak yang terproduksi akan lebih besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 7 E79 dari volume minyak yang ada. Sehingga minyak sisa (residual oil) yang masih tertinggal didalam reservoir akan lebih sedikit.
Gambar
2.25.
Bekanisme reservoir 4ater !rive (/se+ Krnia Perma!i, 2556
d. Gravitationa0 Se*re*ation )rive Reservoir
+ravity drainage atau gravitational segregation merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari ke"enderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi). +ravity drainage mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu reservoir . Sebagai "ontoh bila kondisinya "o"ok, maka recovery dari solution gas drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini. $emikian pula
68
dengan
reservoir reservoir yang mempunyai energi pendorong
lainnya. Seandainya dalam reservoir itu terdapat tudung gas primer ( primary gas cap) maka tudung gas ini akan mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan penentuan tudung gas sekunder ( secondary gas cap). Pada awal dari reservoir ini, gas oil ratio dari sumursumur yang terletak pada struktur yang lebih tinggi akan "epat meningkat sehingga diperlukan
suatu
program
penutupan
sumursumur
tersebut.
$iharapkan dengan adanya program ini perolehannya minyaknya dapat men"apai maksimum. -esarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas
6ona produktip, dan juga dari kemiringan dari
formasinya. ;aktorfaktor kombinasi seperti misalnya, viskositas rendah, spe"ipi" gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang 6ona dengan permeabilitas tinggi dengan kemiringan lapisan "ukup "uram, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya. $alam reservoir gravity drainage perembesan airnya ke"il atau hampir tidak ada produksi air. /aju penurunan tekanan tergandung pada jumlah gas yang ada. Aika produksi sematamata hanya karena gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya produksi akan "epat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari larutannya terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan "epat akan habis. Recovery yang mungkin diperoleh dari jenis reservoir gravity drainage ini sangat bervariasi. -ila gravity drainage baik, atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat akan tinggi. Pernah ter"atat bahwa recovery dari gravity drainage ini melebihi :89 dari
69
"adangan awal (040P). Pada reservoir dimana bekerja juga solution gas drive ternyata recoverynya menjadi lebih ke"il.
e. 5%"(!nat!%n Dr!/e Reservoir
Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. !idak jarang dalam keadaan sebenarnya energienergi pendorong ini bekerja bersamaan dan simultan. -ila demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama
combination drive
reservoir . ombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water drive. #ntuk reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas "ap akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada bagian bawah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih "ukup tinggi karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari bawah. $engan demikian peristiwa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak yang masih tersisa di dalam reservoir semakin ke"il karena recovery minyaknya tinggi dan effesiensi produksinya lebih tinggi.
2..
Heter%gen!tas Reservoir
Heterogenitas
reservoir
yang
disebabkan
oleh
lingkungan
pengendapan akan berlanjut dengan proses yang mengikuti pengendapan itu sendiri. Proses lanjut yang mempengaruhi keseragaman sifat batuan sedimen dapat berbentuk kompaksi juga sedimentasi. &danya
lingkungan pengendapan
ini
akan dapat
memberikan
gambaran mengenai besar butir, bentuk atau jenis pac,ing nya dan juga distribusi penyebarannya. Heterogenitas reservoir dapat terjadi pada suatu
70
reservoir , dimana kondisi seperti ini paling ideal dan paling banyak didapatkan di reservoir . Peninjauan heterogenitas reservoir meliputi tentang klasifikasinya, faktor faktor yang mempengaruhi serta tipe tipe heterogenitas reservoir . $alam studi reservoir sering digunakan anggapan bahwa formasi bersifat homogen dengan ketebalan serba sama (uniform thic,ness), lapisan produktif hori6ontal, distribusi porositas konstan dan permeabilitas sama di setiap arah (isotropik). Pada kenyataannya struktur reservoir sangat kompleks sebab mengandung heterogenitas mulai dari ukuran (skala) beberapa milimeter, "entimeter bahkan kilometer. $ari ukuran ini batuan maupun data singkapan diketahui bahwa heterogenitas merupakan sifat alami pada batuan reservoir . Prosesproses geologi seperti proses sedimentasi, erosi, glasiasi, dan tektonik berperan menghasilkan batuan reservoir tidak seragam. Aadi heterogenitas merupakan ketidakseragaman (variasi) sifat fisik batuan dan fluida dari satu lokasi ke lokasi lainnya dalam suatu reservoir , diakibatkan oleh proses pengendapan, patahan, lipatan, diagenesa lithologi batuan dan perubahan jenis maupun sifat fluida. Sebagai "ontoh untuk lingkungan pengendapan marine maka batuan sedimen yang lebih berat akan terendapkan terlebih dahulu pada bagian dekat pantai atau 6ona neritik, kemudian yang lebih ringan akan terendapkan ke tempat yang lebih dalam dan jauh, yaitu pada 6ona bathyal dan abysal. -atuan yang lebih ringan berasosiasi dengan batuan yang halus atau lembut dalam hal ini adalah silt atau "lay. $ari antar batuan yang terendapkan tersebut terbentuk porositas dan permeabilitas yang besarnya tergantung litologi, kompaksi, dan posisi strukturnya. Pembentukan porositas dan permeabilitas dari reservoir karbonat berbeda dengan reservoir batupasir dalam proses lanjut pengendapannya, dimana pada batuan karbonat terbentuk karena proses pelarutan, rekristalisasi, dan dolomitisasi. Sehingga dengan adanya
71
lingkungan pengendapan akan menambah semakin kompleks atau bertambah tidak seragamnya lapisan batuan yang terbentuk. -atuan yang mengalami pelapukan, erosi, dan transportasi akan mengalami perubahan selama pengendapan pada lingkungannya. ;aktor media, jarak, dan bentuk lingkungan akan mempengaruhi besar butir, sortasi, dan derajat kebundaran. -entuk, susunan, dan keseragaman butir batuan akan mempengaruhi besarnya porositas dan permeabilitas sehingga terjadi
heterogenitas
resevoar.
$engan
bertambah
kompleksnya
sedimentasi yang berlangsung dan prosesproses yang kemudian terjadi akan menambah derajat ketidakseragaman.
2..1. #las!*!kas! Heter%gen!tas Reservoir
$alam mempelajari perkembangan reservoir , selalu dimulai dari studi geologi yang menguraikan luasan reservoir dan heterogenitas reservoir dalam skala yang berlainan. Heterogenitas reservoir sangat berpengaruh pada
perilaku
reservoir dan
distribusinya
sangat
penting
untuk
mengevaluasi reservoir . &dapun klasifikasi heterogenitas reservoir dibedakan menjadi tiga bagian yaitu
a. Heter%gen!tas Reservoir kala M!kr%sk%&!s
Heterogenitas reservoir skala mikro merupakan pen"erminan ukuran poripori, bentuk batuan, dan distribusinya. 'asseter dan Waggoner mengelompokkan heterogenitas dalam ukuran "entimeter sebagai heterogenitas skala mikro. =ontoh mekanisme pembentukan heterogenitas skala mikro adalah terbentuknya endapanendapan clay dan silt gelembur gelombang (ripple mar,s) atau sisipan pada batupasir ( shally sand ) dan pembentukan dua ma"am porositas pada batu karbonat terbentuk karena proses pelarutan, rekristalisasi, dan dolomitisasi. Sehingga dengan adanya lingkungan pengendapan akan
72
menambah semakin kompleks atau bertambah tidak seragamnya lapisan batuan yang terbentuk. etidakseragaman porositas dan permeabilitas terjadi karena pengaruh susunan, bentuk dan ukuran butir batuan serta kandungan material semen seperti silt dan clay. Selain proses sedimentasi, heterogenitas skala mikro dapat terjadi karena proses tektonik baik pada batuan sedimen, metamorf maupun batuan beku yang menjadi basement roc, . $ipandang dari sudut mekanika ke dalam heterogenitas skala mikro dapat juga dimasukkan dalam masalah viscous capillary regime dimana gaya gaya gravitasi umumnya tidak terlalu berperan. Heterogenitas skala mikro penting dalam menentukan distribusi saturasi minyak sisa (residual oil saturation) dan mempengaruhi distribusi saturasi minyak yang terlampaui (by passed ) atau yang tidak ikut terdesak yang merupakan informasi penting untuk heterogenitas skala makro.
(. Heter%gen!tas Reservoir kala Makr%sk%&!s
Heterogenitas skala mikro adalah heterogenitas yang terjadi pada suatu atau sejumlah satuan pengendapan. Satuan pengendapan yaitu suatu tubuh batuan yang terbentuk sebagai hasil kejadian tunggal proses pengendapan atau dari segi kejadian yang sama. Heterogenitas skala makroskopis meliputi susunan lithologi antar beberapa sumur yang diidentifikasikan oleh adanya tekstur primer dalam struktur sedimen yang terdapat dalam batupasir seperti besar butir, pemilahan dan crossbedding . Selain itu, heterogenitas reservoir skala makro dapat berupa patahan, kontak antar fluida, perubahan ketebalan dan lithologi yang berbeda pada setiap lapisannya. $ipandang dari sudut mekanika, heterogenitas skala makroskopis dipengaruhi gaya viscous0capillary0gravity regime dalam menentukan perilaku dinamik aliran fluida multi fasa. Heterogenitas skala makro sangat berperan dalam menentukan recovery, sebab berpengaruh pada
73
efisiensi penyapuan vertikal. &dapun "ontoh heterogenitas skala makro adalah variasi porositas dan permeabilitas pada tubuh batupasir endapan pantai (non0marine fluviatile sandstone) dan delta (bar sand" channel sand ).
).
Heter%gen!tas Reservoir kala Megask%&!s
Heterogenitas skala megaskropis adalah skala beberapa satuan pengendapan bahkan meliputi beberapa lingkungan pengendapan. Heterogenitas skala mega merupakan heterogenitas dengan skala terbesar dengan deskripsi meliputi lithologi, stratigrafi dan lingkungan pengendapan. Sebagian besar heterogenitas reservoir diidentifikasikan pada skala ini untuk mengetahui aliran fluida tiap tiap lapisan dan dikontrol oleh viskositas dan gravitasinya. Sebagaimana telah dijelaskan bahwa heterogenitas skala mikro dan makro berperan penting dalam menentukan jumlah minyak yang terperangkap
dan
yang
tidak
ikut
terdesak,
sehingga
harus
dipertimbangkan dengan "ermat, tetapi penampakan geologi yang paling berperan dalam menentukan
perilaku
reservoir adalah
heterogenitas skala megaskopis. 1sensi penampakan reservoir yang mengendalikan perilaku skala mega adalah kontinuitas lateral dan komunikasi vertikal. Se"ara fisik aspekaspek ini ditentukan oleh dimensi satuan pengendapan, yaitu kontras antara daerahdaerah yang permeabilitasnya rendah dan tinggi, dan juga kejadiankejadian setelah proses pengendapan seperti patahan dan rekahan. ontinuitas lateral sangat penting dalam pengurasan reservoir tahap lanjut karena komunikasi antar sumursumur injeksi dan produksi sangat menentukan efisiensi recoverynya. $isamping itu komunikasi vertikal yang buruk sebagai hasil hambatan lapisan impermeabel yang luas sering mengakibatkan differensiasi pendesakan tiaptiap
lapisan
sehingga
menghasilkan
waktu
tembus
air
74
(brea,trough)
yang
lebih
awal
terutama
pada
lapisan
yang
permeabilitasnya tinggi.
2..2. ,akt%r + ,akt%r ?ang Me"&engaruh! Heter%gen!tas Reservoir
-atuan
reservoir
merupakan
batuan
yang
porositas
dan
permeabilitasnya terdistribusi se"ara tidak merata untuk semua bagian yang luas. Sebagian reservoir dibentuk oleh hasil pengendapan dalam air atau basin dalam waktu yang lama dan lingkungan pengendapan yang berma"amma"am. &dapun faktorfaktor yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas reservoir antara lain
a' ed!"entas! Tekt%n!k $eg!%nal
Sedimentasi
tektonik
regional
menyebabkan
terjadinya
ketidakseragaman karena dalam suatu reservoir dimungkinkan adanya berma"amma"am lingkungan pengendapan, misalnya laut, transisi, dan darat. Sehingga dengan adanya berma"am ma"am lingkungan pengendapan tersebut, reservoir menjadi tidak seragam (heterogen). etidakseragaman
ini
didukung
oleh
proses
diagenesa
yang
menyertainya yang merubah harga porositas dan permeabilitas serta proses
tektonik
antara
lain
patahan,
pengangkatan,
dan
ketidakselarasan yang menyebabkan perubahan struktur geologi reservoir . $engan demikian faktor sedimentasi tektonik regional, diagenesa, dan struktur merupakan kontrol geologi untuk mengetahui adanya ketidakseragaman se"ara regional (megaskopis).
75
(' #%"&%s!s! Batuan dan Tekstur
omposisi batuan dan tekstur mengontrol ketidakseragaman reservoir terutama antara batuan penyusun reservoir (skala makro). Perubahan yang terjadi berupa perubahan komposisi lithologi dan mineralogi yang mempengaruhi besar ukuran butir maupun batuan reservoir sebelumnya
sehingga
menimbulkan
ketidakseragaman
parameter reservoir . $emikian teksturnya, karena tekstur sendiri terdiri dari ukuran butir, sortasi, fabric, dan kekompakan yang berpengaruh terhadap besar ke"ilnya kemampuan batuan untuk mengalirkan kembali fluida yang dikandungnya.
)' e%"etr! P%r!:&%r!
Geometri poripori dapat berupa ukuran rongga pori ( pore throat si-e), ukuran tubuh pori ( pore body si-e), peretakan ( fracturing ) dan permukaan butir ( surface roughness) akan mempengaruhi besar ke"ilnya porositas dan permeabilitas serta saturasi batuan reservoir , dan sekaligus parameter diatas menunjukkan besarnya "adangan yang dapat ditampung dan diproduksikan. 4leh karena itu, geometri pori dapat digunakan sebagai pengontrol heterogenitas reservoir dalam skala mikroskopis.
2..3. T!&e Heter%gen!tas Reservoir
ontrol Geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas vertikal adalah beragamnya lingkungan pengendapan, diagenesa dan tekstur sedimennya. 'odel pengendapan tergantung dari unsurunsur lingkungan pengendapan. #nsur ini meliputi material sedimen, keadaan pembatas, energi mekanik, kimia dan aktivitas geologi. ontrol geologi yang
76
mempengaruhi heterogenitas hori6ontal adalah lingkungan pengendapan, diagenesa, struktur dan tekstur sedimennya. Sete Setela lah h dida didapa patt param paramete eter rpa param ramet eter er pent pentin ing g untu untuk k meng menget etah ahui ui terjadinya heterogenitas dan penyebabnya serta faktor yang mengontrol adanya heterogenitas, selanjutnya dilakukan pembagian tipe heterogenitas reservoir , dari arah penyebarannya dapat dibagi menjadi dua jenis, yaitu
a. He Hete ter% r%ge gen! n!ta tass Reservoir ert!kal ert!kal
#ntuk #ntuk menget mengetahu ahuii adany adanyaa jenis jenis hetero heterogen genita itass vertik vertikal al di dalam dalam reservoir , harus diperhatikan parameterparameter penentu baik yang skala mikroskopis, makroskopis, maupun megaskopis dan parameter penyebab, seperti porositas, permeabilitas, dan saturasi. Aenis heterogenita heterogenitass se"ara vertikal pada skala megaskopis megaskopis ditunjukkan ditunjukkan oleh adan adanya ya ling lingku kung ngan an peng pengen endap dapan an yang yang berl berlai aina nan, n, diag diagen enesa esa dan dan struktur yang mempengaruhi komposisi, mineralogi (butiran, matriks dan semen), serta tekstur seperti butir, sortasi, kekompakan dan kemas didalam batuan. Pada arah penyebaran vertikal, umumnya juga terjadi heterogenitas fluida reservoir . ;aktor ;aktor yang yang mengon mengontrol trol terjadi terjadiny nyaa hetero heterogen genita itass reservoir adal adalah ah source roc, dan kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir .
Sour Source ce
roc, roc,
dari dari
mate materi rial alm mat ater eria iall
sedi sedime men n
yang yang
terendapkan terendapkan pada suatu lingkunga lingkungan n pengendapa pengendapan n akan mengontrol mengontrol mineral mineralmi minera nerall pemben pembentuk tuk batuan batuan,, sehing sehingga ga batuan batuan yang yang terjadi terjadi (lithifikasi) (lithifikasi) "enderung "enderung ditempati ditempati fluida tertentu. tertentu. Sedangkan Sedangkan tekanan dan tempera eratur reservoir akan akan mempe empen ngaru garuhi hi sifa sifatt fisi fisik k fluida reservoir . Sifat fisik minyak bumi yang dipengaruhi oleh perubahan teka tekana nan n dan dan tempe tempera ratu turr reservoir adalah viskositas, viskositas, faktor faktor volume volume formasi, kompresibilitas dan densitas, sedangkan sifat fisik gas bumi sangat dipengaruhi perubahan tekanan dan temperatur. te mperatur. Heter eterog ogen enit itas as reservoir umumn mumny ya
akan akan terj terjad adii
pada ada
arah arah
penyebaran vertikal, sebab besarnya tekanan dan temperatur te mperatur reservoir
77
akan bertambah dengan bertambahnya kedalaman. 'aka pada 6ona transisi, heterogenitas vertikal fluida vertikal fluida reservoir nya nya semakin kompleks. Qona transisi akan bertambah besar dengan berkurangnya perbedaan dens densit itas as fluidanya fluidanya dan menge"ilnya harga permeabilitas batuannya. -atuan reservoir yang yang permea permeabil bilitas itasnya nya besar besar memilik memilikii tekana tekanan n kapiler yang rendah, sehingga ketebalan pada 6ona transisi lebih tipis daripada reservoir yang yang permeabilitasnya rendah.
(. He Hete ter% r%ge gen! n!ta tass Reservoir H%r!@%ntal H%r!@%ntal
#ntuk #ntuk menget mengetahu ahuii adany adanyaa jenis jenis hetero heterogen genita itass hori6o hori6onta ntal, l, yang yang harus diperhatikan terlebih dahulu adalah faktorfaktor penyebabnya baik untuk skala skal a mikroskopis, makroskopis maupun megaskopis. -ila dilihat dilihat dalam skala megaskopis, megaskopis, reservoir tersebut tersebut terbatas, terstruktur dan ada genesa sehingga se"ara hori6ontal terjadi ketidakseragaman antara tempat yang satu dengan yang lainnya baik terhadap ukuran butir, sortasi, porositas, permeabilitas, saturasi air, dan kontinuitasnya yang yang akan akan mempen mempengar garuhi uhi penent penentuan uan "adanga "adangan n dan berbag berbagai ai tahap tahap eksp eksplo loit itasi asi seper seperti ti pene penent ntua uan n spas spasii atau atau prod produk uksi si tahap tahap lanj lanjut ut.. emudian jika dilihat dari skala makroskopis dan mikroskopis, baik untuk komposisi dan struktur batuannya yang terdiri dari lithologi, mineralogi (butiran, matriks dan semen), maka se"ara hori6ontal pada keda kedala lama man n
yang ang
sama sama
akan akan
dida didapa patt
keti ketida daks kser erag agam aman an
yang yang
mempengaruhi geometri pori, porositas, permeabilitas dan saturasinya. Sehingga Sehingga se"ara heterogenitas heterogenitas reservoir hori6ontal hori6ontal akan memberikan kemampuan yang berbeda pada setiap kedudukan untuk menyimpan dan mengalirkan fluida mengalirkan fluida..
78
Perk!raan + Perk!raan 5adangan Reservoir
2.0.
=adang =adangan an adalah adalah Perkir Perkiraan aan jumlah jumlah minyak minyak mentah mentah,, gas alam, alam, gas "ondensate, fasa "air yang diperoleh dari gas alam, dan material lainnya (mis. (mis. sulfu sulfur), r), yang yang dian diangg ggap ap bern bernila ilaii kome komersi rsial al untu untuk k diamb diambil il dari dari reservoir dengan dengan menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku pada saat yang sama. -esa -esarr "ada "adang ngan an yang ang ada ada di dala dalam m reservoir dapat diperkirakan diperkirakan berdasarkan •
$ata hasil interpretasi geologi dan
•
$ata engineering yang yang tersedia pada suatu waktu
•
-esar "adangan dapat berubah selama masa produksi sejalan dengan
•
-ertambahnya data@informasi reservoir
•
eadaan ekonomi yang memaksa adanya perubahan
&da beberapa metode dalam menghitung "adangan yang ada di dalam reservoir , akan tetapi metode tersebut dikelompokkan menjadi dua bagian yaitu perhitungan perhitungan "adangan "adangan sebelum sebelum produksi produksi dan perhitungan perhitungan "adangan setelah produksi. &dapun metodenya adalah sebagai berikut a. 'enghi 'enghitun tung g "adangan "adangan pada pada tahap tahap sebelum sebelum produk produksi si •
'etode volumetrik (yang bersifat deterministik)
•
'etode probabilistik (mis. metode simulasi 'onte =arlo) à tida, tergantung pada data produ,si.
b. 'enghitung "adangan pada tahap setelah produksi produksi •
'etode material balan"e
•
'etode simulasi numerik ma,in banya, banya, data data produ, produ,si4 si4 ma,in ma,in bai, bai, per,ira per,iraan an volume volume à ma,in hidro,arbon
79
'eto 'etode de yang yang digu diguna naka kan n terg tergan antu tung ng pada pada kete keterse rsedia diaan an data data dan dan inform informasi asi reservoir yang yang mendukung metode tersebut. -eberapa metode menurut SP1 •
'etode volumetrik jika ada data geologi, data log, dan@atau data
•
core 'etode volumetri" probabilisti" jika tidak ada data geologi, data
•
log, dan data core. core. (mis. simulasi 'onte =arlo) Performan"e analysis methods jika ada data geologi, data log, data core, core, dan data produksi produksi (mis. metode metode material material balan"e, balan"e, de"line "urve, simulasi reservoir )
'etode perhitungan "adangan yang sering digunakan dikelompokkan menjadi empat bagian yaitu metode volumetri", de"line "urve, material balan"e dan simulasi. Penjelasan tentang ketiga metode tersebut adalah sebagai berikut
a' Met%d Met%dee %lu"etr lu"etr!k !k
'etode 'etode 5olumetri lumetrik k merupa merupakan kan metode metode perhitu perhitunga ngan n "adang "adangan an paling sederhana. Reservoir dipandang dipandang sebagai sebuah wadah dengan geomet geometri ri atau bentuk bentuk sederh sederhana ana (mis. (mis. bentuk bentuk kotak, kotak, keru"u keru"ut, t, atau atau lingkaran). 'etode ini terutama diterapkan pada reservoir yang yang belum tersedia data produksi atau pada daerah yang baru ditemukan. *. Persama Persamaan an untu untuk k meng menghitu hitung ng 440P 440P
0 =
7758.
∑ Vb .
∅
. ( 1− w )
,oi
$imana # Σ b b
..............................................(+E)
4riginal 4riginal oil in place, place, S!-. Aumlah
volume
hidrokarbon, "uft. φ
Porositas batuan, fraksi.
batuan
mengandung
80
Sw
Saturasi air mulamula, fraksi.
Boi
faktor volume formasi minyak mulamula, bbl@S!-.
EE7: onstanta faktor konversi, bbl@a"reft.
+. Persamaan untuk menghitung 4G0P /=
43560.
∑ Vb .
∅
. ( 1− w ) .............................................(+:)
,gi
$imana + Σ b
4riginal gas in place" S&* Aumlah
volume
batuan
mengandung
hidrokarbon, "uft. φ
Porositas batuan, fraksi.
Sw
Saturasi air mulamula, fraksi.
Bgi
;aktor
volume
formasi
gas mulamula,
"uft@S=;. B7<8 onstanta faktor konversi, "uft@a"reft
(' Met%de De)l!ne 5ur/e
Perkiraan performan"e dengan "ara de"line "urve adalah perkiraan yang didasarkan data kelakuan produksi dari suatu reservoir atau suatu sumur, dengan jalan ekstrapolasi trend, digambarkan oleh kelakuan produksi sebelumnya. $ua hal yang dapat ditentukan dengan "ara diatas, yaitu •
=adangan minyak tersisa
•
#mur produksi reservoir atau sumur tersebut
81
&da type de"line "urve yang biasa dipakai pada saat perhitungan "adangan, yaitu *. 3ate produksi vs. waktu +. 3ate produksi vs. kumulatif produksi . Prosen water cut vs. kumulatif produksi
-erdasarkan
loss
rationya
bentukbentuk
kurva
penurunan
produksi diklasifikasikan dalam type, yaitu *. 1?ponential de"line "urve, +. Hyperboli" de"line "urve. . Harmoni" de"line "urve.
)' Met%de Mater!al Balan)e
'etode material balan"e didasarkan pada kesetimbangan volume fluida (air, minyak, dan gas) antara volume produksi kumulatif terhadap jumlah volume penambahan fluida didalam reservoir dengan volume air yang masuk kedalam reservoir .
0p [ ,o + ( #p− # ) ,g ] + ,w1p = m0,ti
(
)
,g −1 + 0 ( ,t − ,ti ) +1e + 0,ti ( 1 + m) ( w ∁ ,gi 1− wi
........................................................................................................(+F)
$imana 2p
>
Aumlah kumulatif produksi minyak.S!-
2
>
0nitial oil in pla"e,S!-
-o
> *actor volume dari minyak, bbl@S!-
-g
> *actor volume dari gas, bbl@S=;
-w
> *actor volume dari air, bbl@S!-
3p
>
Perbandingan antara produksi gas kumulatif dengan produksi minyak kumulatif,S=;@S!-
3s
>
elarutan gas didalam minyak,S=;@S!-
=w
>
ompresibilitas air,psi*
=f
>
ompresibilitas batuan, psi*
82
Sw"
>
Saturasi kritis dari air, fraksi
Ke
>
Aumlah komulatif perembesan air, bbl
Kp
>
Aumlah kumulatif produksi air,S!-
m
>
Perbandingan bulk volume gas "ap dengan bulk volume reservoir minyak, fraksi
inde? 0 >
'enyatakan keadaan mula mula
d' Met%de !"ulas! Reservoir
Pengertian kata simulasi adalah porses pemanfaatan model buatan
yang dibuat untuk mewakili karakteristik reservoir , dengan
tujuan untuk mempelajari, mengetahui
ataupun
memperkirakan
kelakuan dan kinerja aliran fluida pada reservoir tersebut. !erdapat beberapa ma"am metode yang dapat digunakan dalam pembuatan tiruan sistem tersebut, yang biasa disebut sebagai model. Aenis model yang dapat digunakan pada simulasi adalah model analog, model fisik, dan model matematik. Aenis model yang akan dibahas disini adalah model matematik, yang sering disebut sebagai Simulasi 2umerik.
1. Tujuan !"ulas!
Se"ara umum simulasi reservoir digunakan sebagi a"uan dalam
peren"anaan manajemen reservoir , antara lain sebagai
berikut a. 'emperkirakan kinerja reservoir pada berbagai tahapan dan metode produksi yang diterapkan, yaitu seperti Sembur alam Pressure maintenan"e - Reservoir energy maintenan"e ( secondary recovery) 1nhan"ed oil recovery (143) b. 'empelajari pengaruh laju alir terhadap perolehan minyak dengan menentukan laju alir maksimum (ma?imum effi"ient rate, '13). ". 'enentukan jumlah dan lokasi sumur untuk mendapatkan perolehan minyak yang optimum.
83
d. 'enentukan
pola
sumur
injeksi
dan
produksi
untuk
mengoptimalkan pola penyapuan. e. 'emperhitungkan adanya indikasi "oning dalam menentukan interval komplesi yang optimum serta pemilihan jenis sumur, vertikal, atau hori6ontal. 2. >en!s !"ulat%r
Aenis simulasi se"ara garis besar dibedakan menjadi , antara lain Bla)k ;!l !"ulas! -la"k oil simulation digunakan untuk kondisi isothermal, alir an
simultan dari minyak, gas, dan air yang berhubungan dengan viskositas, gaya gravitasi dan gaya kapiler. omposisi fasa dianggap konstan walau kelarutan gas dalam minyak dan air ikut diperhitungkan. Hasil studi ini biasanya digunakan untuk studi injeksi air dan juga untuk peramalan. Ther"al !"ulas! Simulasi jenis ini digunakan untuk studi aliran fluida, perpindahan panas maupun reaksi kimia. -iasanya digunakan untuk studi injeksi uap panas dan pada proses perolehan minyak tahap lanjut (in situ "ombution). 5%"&%t!%nal !"ulas! Simulasi reservoir ini digunakan untuk berbagai komposisi fasa hidrokarbon yang berubah terhadap tekanan. -iasanya simulasi ini digunakan untuk studi perilaku reservoir yang berisi volatile oil dan gas "ondensat.
3. M%del !"ulat%r
Prediksi peningkatan perolehan minyak yang dilakukan dalam studi ini, menggunakan simulasi yang diterapkan dengan simulator yang digunakan berupa simulator ;rontsim. ;rontsim adalah suatu simulator reservoir yang didasarkan pada formula 0'P1S
(impli"it
pressure
e?pli"it
saturation)
dan
konsep
84
streamline atau frontsim. Program ini merupakan suatu alat yang rangenya meliputi pada saat dimulai sampai
full
fledged
field
perhitungan
simulator
simulator. Persamaan meliputi
persamaan tekanan dan persamaan saturasi. Persamaan tekanan diselesaikan se"ara impli"it dengan suatu metode "ontrol volume finite differen"e. Aika gridnya sama, maka metode finite differen"e dapat digunakan. Penyelesaian saturasi di frontsim sangat berbeda dengan simulator
lainnya. !idak sama seperti penyelesaian finite
differen"e umumnya, penyelesaian saturasi dengan frontsim di ran"ang
sampai menbentuk fronts (ketidaksinambungan pada
saturasi) yang di tampilkan se"ara makro di reservoir . Hal ini dilakukan oleh metode frontra"king yang diaplikasikan pada streamline. Streamline dihitung berdasarkan pada gradient tekanan dan mewakily velo"ity dar"y (jumlah ke"epatan fhasa). Perintah dalam input data untuk frontsim terhimpun dalam suatu filename yang bere?tension .data yang kemudian digunakan untuk di run oleh simulator dan menghasilkan keluaran dalam bentuk e?tension .allo", .grid, .init, .msg, .prnt, .rsgrid, .rsinit, .rsnn", .rsrst, .rswell, .slnpe", .smspe", .unrst, dan .unsmry. Penyelesaian suatu tekanan yang dihasilkan frontsim akan memperhitungkan suatu set streamline untuk menggambarkan aliran
di
reservoir .
'asingmasing
streamline
akan
menggambarkan volume rate dan melambangkan sikap saturasi suatu
grid
dimensi.
Persamaan
saturasi
selanjutnya
di
selesaikankan dengan front tra"king dan saturasi masing masing
streamline menggambarkan atas suatu grid sampai
membentuk suatu saturasi global sebagai output.
'enentukan
timestep adalah pilihan oleh pengguna dan tidak terdapat batas pada panjang step. Saat ini simulator reservoir pada umumnya digunakan
pada
industry perminyakan.
-erdasarkan
pada
85
metode
finite
differen"e
untuk
memperkirakan persamaan
differensial parsil yang menggambarkan aliran fluida pada media berpori. Pada saat tekanan dan saturasi di seselaikan se"ara iterasi membutuhkan penentuan time step dalam memperoleh hasil yang stabil. Simulator finite differen"e yang lama telah telah men"apai batas ketika model geometri reservoir nya tidak rata. Penyebaran angka biasa mempengaruhi ketika digunakan dimensi blo"k grid yang besar. Pemodelan ini membutuhkan system grid baru untuk menghasilkan penyelesaian yang dapat di per"aya. ;rontsim merupakan suatu teknologi yang berbeda, dimana dasar pemikiran matematikanya sama dengan simulator bla"k oil. Persamaan yang digunakan untuk mengambarkan aliran fluida
didalam
kesetimbangan
media berpori massa,
pasangan persamaan
dengan
adalah persamaan dar"y dan mengkombinasikan
suatu
tersebut dihasilkan persamaan differensial
parsial non linier. Persamaan ini dibagi menjdi persamaan tekananan dan persamaan
saturasi.
Hal
ini
di
selesaikan
dengan
mengaplikasikan metode 0'P1S, suatu penyelesaikan dengan pemikiran awal digunakan untuk persamaan tekanan kemudian didasarkan pada kenyataan jumlah velo"ity lapangan, persamaan saturasi diselesaikan dengan menggunakan suatu metode front tra"king. Penyelesaian tekanan menggunakan suatu metode "ontrol volume finite differen"e yang berlawanan dengan metode finite differen"e standar, hasilnya sangat akurat dan bebas merespek pada arsitektur grid. system grid
tergantung pada grid "ell segi
empat. Persamaan saturasi merupakan suatu hukum kekekalan hyperboli" yang menggambarkan suatu velo"ity sho"ks. Proses
86
penyebaran
displa"ement digambarkan
dengan
suatu
front
tersendiri, yang didefinisikan dengan saturasi. Hukum
kekekalan
hyperboli"
melalui
suatu
konsep
fra"sional flow digunakan untuk menggambarkan velo"ity dari masingmasing
front
saturasi
(sho"k)
yang berkembang
berdasarkan waktu. Penyelesaian persamaan saturasi menjadi suatu tingkat independent yang besar dari ukuran grid dan geometry pada
saat
grid
tidak
se"ara
langsung digunakan
penyelesaiannya. ;ront adalah tra"k streamline yang panjang yang dibuat
dari
penyelesaian
tekanan
dan
menghasilakan
suatu tipe profil saturasi bu"kleyleverett. Penyelesaian sepenuhnya se"ara stabil untuk semua ukuran time step dan metode penyelesaian se"ara numeri" sangat "epat (penyelesaian se"ara langsung). Pada
geometri
menguntungkan,
=P#
membuat
konsep
grid
lebih
yang efesien
dibandingan dengan menggunakan metode finite differen"e yang lama, terutama sekali system grid yang sangat besar. Se"ara khusus waktu =P# akan meningkat se"ara linier sesuai dengan ukuran system grid. Setelah frontsim dijalankan, biasanya proses sebelum dan sesudah digambarkan se"ara grafik. Hasilnya run data dari frontsim
dilihat
dengan menggunakan
gridsim
untuk
mengambarkan hasil simulasinya (grid array, streamline dan grafik produksi). Sebelum suatu proses dijalankan, gridsim digunakan untuk mengedit grid dan array untuk di input kedalam file data frontsim dan simulator lainya. riteria frontsim yang digunakan saat ini • • • • •
$ua phasa ( juga tersedia versi tiga phasa) !ra"ers &liran immi"ible =ompessible dan in"ompressible Pengaruh gravity
87
• •
!itik koordiant disesuaikan berdasarkan geometri grid blo"k Penyebaran tidak se"ara numeri" dan biasanya tidak di
•
pengaruhi grid Perbaikan grid lo"al Heterogen dan geologi anistropi" serta data fisik batuan Permeabilitas 'ultiplay transmibiliti Persamaan tekanan dengan "ontrol volume atau finite
•
differen"e standar Penyelesaian persamaan tekanan dengan menggunkan suatu
•
metode iterative Penyelesaian persamaan saturasi dengan suatu metode front
•
tra"king pada streamline $ 5ariasi laju alir produksi@injeksi pada sumur, kumpulan sumur
• • • •
• • •
atau lapangan Perhitungan streamline dan tekanan se"ara otomatis Spesifikasi umum output dari tekanan dan fluida di lapangan 0nput format file sesuai struktur keyword
BAB III
MET;DE ENHAN5ED ;IL RE@OVERC
3.1.
Pengert!an Met%de Enhan#e! Oi0 Re#over"
$i dalam eksplorasi maupun eksploitasi sangat memerlukan teknik reservoir , yang dapat mengubah ke arah maksimum dari reservoir . &wal dari program reservoir didesain untuk mendapatkan minyak se"ara optimal dengan biaya yang seminimal mungkin dengan mendayagunakan reservoir sesuai dengan karakteristik yang dimilikinya. Program recovery dipengaruhi oleh ukuran reservoir , ketebalan, tipe dari mekanisme drive
88
nya dan bagaimana tekanan reservoir dihemat untuk menjadikan recovery yang maksimum. Pada dasarnya definisi Enhanced Oil Recovery adalah suatu
metode peningkatan
perolehan
minyak bumi
dengan "ara
menginjeksikan material atau bahan lain ke dalam reservoir (/ake, *F:F dalam 0 Kayan &ris Kidarmayana, *FEF). 'etode ini dikenal dengan nama !ertiary Recovery yang dapat dibedakan menjadi dua kategori , yaitu tahap perolehan kedua ( secondary recovery) dan tahap perolehan ketiga (tertiary recovery). 'etode 143 ini dilakukan setelah tahap perolehan pertama ( primary recovery) tidak mampu lagi mengambil se"ara optimal sisa minyak yang terdapat di dalam batuan reservoir . Proses pada 143 ini meliputi beberapa prinsip yang umumnya melibatkan karakter minyak dan interaksinya terhadap batuan dan air yang terdapat di sekelilingnya. Prosesproses tersebut termasuk pengurangan gaya tegangan antar muka, emulsifikasi minyak dan air, pengurangan viskositas driving fluid dan oil oveling (Killiam, $.-., *FF, dalam 0 Kayan Kidarmayana, *FFE). Seandainya yang digunakan adalah metode recovery berupa waterflood , perubahan sifat wettability akan menyebabkan perubahan efisiensi perolehan minyak. Salah satu "ara untuk mengetahui pengaruh wettability terhadap efisiensi perolehan minyak adalah dengan tes waterflood . &dapun prosedur dari tes waterflood pada core adalah sebagai berikut •
'enjenuhi core dengan air formasi untuk menentukan permeabilitas
•
core terhadap air formasi. 'engalirkan minyak ke dalam core sampai kejenuhan minyak awal
•
(Soi) men"apai E8 9 :8 9 serta produksi air formasi berakhir. 'engalirkan air formasi dengan tekanan tetap (78 psi, untuk men"egah
•
terjadinya end0effects ). 'enghitung permeabilitas relatif. $i dalam aplikasi se"ara langsung, wettability digunakan untuk menentukan teknik perolehan minyak sekunder ataupun tersier melalui injeksi ke dalam reservoir .
Pada batuan yang bersifat water0wet seharusnya menggunakan teknik Waterflooding , sedangkan batuan yang bersifat oil0wet sebaiknya
89
menggunakan teknik steam flooding . &dapun sifatsifat reservoir pada kodisi awal diperlukannya recovery kedua antara lain
-
ejenuhan minyak dalam lubang rendah. 5ikositas dari minyak tinggi ;ormasi volume factor pada minyak rendah !egangan permukaan pada minyak tinggi !egangan antar muka antara minyak dan air tinggi &wal perbedaan tekanan atau distribusi kejenuhan yang berhubungan dengan sifat alami batuan.
3endahnya kejenuhan minyak disebabkan oleh kejenuhan gas yang bebas semakin tinggi, kenaikan dari viskositas minyak menyebabkan hilangnya
mobilitas
minyak
dan
mengurangi
kejenuhan
minyak.
Sedangkan untuk injeksi air atau gas perlu memperhatikan 'odel $ysterisis. Hal ini dikarenakan perpindahan minyak oleh air atau gas yang dialirkan adalah kombinasi dari imbibisi dan proses drainase yang terjadi dalam tiga fase aliran. un"i mekanisme dalam meningkatkan efisiensi penyapuan atau dalam profile flooding control adalah proses terjebaknya gas dalam reservoir . $alam reservoir water wet dan reservoir yang adanya mi/ed wettability, jebakan fase nonwetting oleh tekanan kapiler mengurangi pemisahan gas. Pada waktu yang sama, sisa minyak setelah Waterflooding dapat dipindahkan oleh proses entrapment (adanya penjebakan
hidrokarbon
setempatsetempat
atau
dikontinuitas
dari
pendesakan saat injeksi fluida tidak maksimal). Peningkatan perolehan minyak dapat di"apai jika aliran gas tepat pada reservoir tertentu yang diinjeksi, dalam selang seling diisi dengan air. ejenuhan gas yang lebih tinggi ditujukan ada proses Waterflooding , jumlah yang banyak dari gas yang dijebak ke atas dalam jumlah pasti yang di"irikan pada ma"am ma"am property yang diberikan reservoir . Aadi volume gas injeksi yang tersimpan dalam alur perpindahan seharusnya lebih dari "ukup untuk membentuk kejenuhan gas yang digunakan untuk alur injeksi air berikutnya.
90
!erdapat dua hal pokok yang menjadi latar belakang dilakukannya metode 143, yaitu *. ;aktor 1ksternal ;aktor eksternal yaitu hal hal yang tidak terkait dengan kondisi reservoir misalnya kenaikan harga minyak dan meningkatnya permintaan. Saat ini, harga minyak terus meningkat hingga men"apai *B7 dollar@barrel. Sedangkan di satu sisi produksi minyak dunia terus menurun. +. ;aktor 0nternal ;aktor internal yaitu hal hal yang berkaitan dengan keadaan reservoir tertentu yang memungkinkan perolehan minyak dapat ditingkatkan setelah kondisi primary dan hal ini sangat berkaitan dengan kondisi fluida dan batuan reservoir .
91
3.2.
Tujuan D!lakukann8a Met%de E;$ 'etode 1nhan"ed 4il Recovery di terapkan didalam produksi minyak
dan gas bumi dengan mempertimbangkan beberapa faktor yaitu karena metode primary dan secondary sudah tidak dapat menguras reservoir yang masih tersisa di reservoir . !ujuan dipilih metode 143 sebagai tertiary recovery yaitu 'eningkatkan faktor perolehan minyak 'engurangi saturasi minyak residual (Sor) 'enurunkan viskositas minyak yang terdapat dalam reservoir 'engurangi tekanan kapiler pada sistem fluidabatuan reservoir 'emberikan driving force pada laju produksi minyak yang sudah • • • • •
•
rendah 'eningkatkan areal sweep efficiency (bergantung pada karakteristik reservoir
3.3..................................................Met%de + Met%de Enhan)ed ;!l Re#over" $alam sub bab ini akan dibahas se"ara garis besar mengenai dasar
dasar metode 143 (1nhan"ed 4il Recovery) yang digunakan untuk meningkatkan perolehan minyak atau sering dikenal sebagai metode 143.
3.3.1. Se#on!ar" Re#over" Secondary recovery adalah produksi fluida reservoir yang disebabkan
oleh injeksi fluida kedalam reservoir dengan menggunakan fluida yang sama dengan fluida reservoir , apakah itu bagian dari produksi dari reservoir bersangkutan atau reservoir lainnya, seperti water atau gas inje"tion.
Secondary
recovery ini
juga
sering
disebut
immicible
displacement (injeksi tak ter"ampur). Secondary recovery ini terdiri dari dua metode yaitu Waterflooding dan gasflooding . Proses pendesakan disebut injeksi air (Waterflooding ) apabila air sebagai fluida pendesaknya, sedangkan proses pendesakan disebut injeksi gas (+asflooding ) apabila gas sebagai fluida pendesaknya.
92
Proses yang terjadi pada pendesakan tak ter"ampur (immicible displacement ) mirip dengan penginjeksian fluida pada operasi pressure maintenance. Penginjeksian fluida pada operasi pressure maintenance dimaksudkan untuk mempertahankan tekanan reservoir tetap besar sehingga minyak dapat sampai di permukaan, sedangkan penginjeksian fluida pada proses pendesakan tak ter"ampur dimaksudkan untuk mendesak sisa minyak yang masih tertinggal di reservoir (yang tidak mampu naik ke permukaan). !ertinggalnya minyak tersebut merupakan akibat dari tekanan reservoir yang semakin ke"il sehingga minyak sudah tidak mampu lagi mengalir ke permukaan, atau dengan kata lain saturasi minyak telah men"apai batas saturasi minyak sisa (residual oil saturation). Penjelasan mengenai ma"am ma"am injeksi tak ter"ampur adalah sebagai berikut
a. 9ater70oo!in* Waterflooding adalah proses penginjeksian air untuk mendorong
minyak ke suatu sumur produksi dengan pola pola pendesakan tertentu. Pola injeksi yang dikenal antara lain direct line drive" staggered line drive" five0spot" seven0spot" dan nine0spot . Selain itu injeksi air ada yang bertujuan untuk mengimbangi penurunan tekanan reservoir yang sering disebut dengan pressure maintenance. &ir sebagai fluida injeksi mempunyai ke"enderungan menuju ke tempat yang lebih rendah sehingga jika diterapkan pada reservoir yang memiliki kemiringan lapisan yang besar maka hasilnya tidak akan memuaskan. 0njeksi air merupakan salah satu metode 143 yang paling banyak dilakukan sampai saat ini. Proses penginjeksian air dari permukaan ke dalam reservoir minyak didasarkan pada kenyataan bahwa air aquifer berperan sebagai media pendesak disamping berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi. Pertimbangan lain dilakukannya injeksi air adalah bahwa sebagian besar batuan reservoir bersifat water wet (basah air), sehingga fasa air
93
lebih banyak melekat pada batuan dan minyak akan terdesak dan bergerak ke tempat lain (sumur). 0njeksi sir sukar dilakukan untuk
reservoir minyak yang
mempunyai viskositas lebih besar dari +88 "p, karena akan "enderung terjadi fingering yang berhubungan dengan mobilitas. ;ingering juga akan terjadi pada reservoir yang heterogen.
Gambar
.1.
Bekanisme
9ater70oo!in* ()ake 0.P., Fn!amenta0 o7 Reservoir En*ineerin*. 1%'=
!ujuan lain dari injeksi air adalah untuk mengimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir agar tekanan reservoir tetap stabil. &lasan alasan sering digunakannya injeksi air yaitu • • •
'obilitas yang "ukup rendah &ir yang "ukup mudah diperoleh -erat kolom air di dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga besarnya tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan dapat dikurangi. -erat air ini akan lebih menguntungkan apabila
•
dibandingkan dengan injeksi gas. &ir biasanya mudah tersebar ke seluruh reservoir , sehingga
•
menghasilkan efisiensi penyapuan yang "ukup tinggi. 1fisiensi pendesakan air "ukup baik. Pelaksanaan injeksi air membutuhkan persediaan air yang "ukup
besar. Persediaan air dapat diperoleh dari air permukaan (danau,
94
sungai, laut) ataupun bawah permukaan. Syarat syarat air untuk injeksi antara lain !ersedia dalam jumlah yang "ukup selama masa injeksi • !idak mengandung padatan padatan yang tidak dapat larut • Stabil se"ara kimiawi dan tidak mudah bereaksi dengan elemen • elemen yang terdapat dalam sistem injeksi dan reservoir . b. Gas70oo!in* Proses injeksi gas immis"ible pada prinsipnya sama dengan proses
injeksi air
(waterflooding ).
#saha ini terutama ditujukan untuk
meningkatkan energy dorong dalam reservoir , yaitu dengan melakukan penginjeksian fluida gas melalui sumur sumur injeksi sedang minyaknya diproduksikan pada sumur sumur produksi dengan pola geometri tertentu. $engan proses tersebut diharapkan minyak yang masih tertinggal dirongga pori pori batuan akan mampu didesak ke permukaan.
Gas
yang
diinjeksikan
biasanya
merupakan
gas
hidrokarbon. 0njeksi gas dilakukan jika terdapat sumber gas dalam jumlah yang sangat besar dan "ukup dekat dengannya, termasuk gas dari hasil produksi lapangan itu sendiri. 0njeksi gas dapat diterapkan untuk mempertahankan tekanan ( pressure maintenance), atau juga dapat mengambil minyak yang tersembunyi dibagian atas reservoir yang terhalang oleh patahan atau bongkah garam ( salt dome) yang sering disebut dengan Iattic oilt J. Penggunaan gas sebagai fluida pendesak yang tidak ter"ampur sudah berlangsung "ukup lama, tetapi akhir akhir ini sudah tidak begitu digunakan lagi karena pendesakannya tidak effisien, dan kini peranannya diganti oleh air.
..2. @hemi#a0 F0oo!in* Produksi fluida reservoir yang disebabkan oleh injeksi fluida atau hal
lainnya ke dalam reservoir dimana fluida yang diinjeksikan tersebut tidak sama dengan fluida reservoir , seperti chemicals" steam atau solvent . Pada
95
bab ini akan dibahas mengenai injeksi kimia yang merupakan suatu metoda 143 dengan menginjeksikan air yang telah di"ampur dengan 6at 6at kimia. Pada metode ini, digunakan 6at kimia sebagai injektan seperti sodium hidroksida, sodium silikat atau sodium karbonat. Qat 6at kimia ini beraksi dengan asam organik yang terdapat pada minyak bumi membentuk surfaktan ditempat. $isamping itu, beraksi dengan batuan reservoir sehingga mengubah sifat kebasahan. onsentrasi yang diinjeksikan biasanya 8.+ sampai 79. #kuran slug biasanya *8 sampai 789 pore volume. adang kadang ditambahkan pula polimer didalam larutan yang digunakan. emudian air, yang juga telah di"ampur dengan polimer, diinjeksikan setelah slug tadi diinjeksikan. 'etode ini meningkatkan perolehan minyak dengan jalan 'enurunkan tegangan permukaan • 'engubah sifat batuan dari basah minyak menjadi basah air, atau • • •
sebaliknya. 'embentuk sistem emulsi 'emperbaiki mobilitas
96
Qat 6at kimia yang digunakan dalam "ampuran injeksi kimia adalah sebagai berikut a' Injeks! Sr7a#tant 0njeksi Surfactant digunakan
untuk
menurunkan
tegangan
antarmuka minyak fluida injeksi supaya perolehan minyak meningkat. Aadi effisiensi injeksi meningkat sesuai dengan penurunan tegangan antarmuka (/.= #ren and 1.H ;ahmy). 4jeda et al (*F7B) mengidentifikasikan parameter parameter penting yang menentukan kinerja injeksi Surfactant , yaitu *. Geometri Pori +. !egangan antarmuka . ebasahan atau sudut kontak 2 2 B. P atau P@/ 7. arakteristik perpindahan kromatografis Surfactant pada sistem tertentu
0njeksi Surfactant ini ditujukan untuk memproduksikan residual oil yang ditinggalkan oleh water drive, dimana minyak yang terjebak oleh tekanan kapiler tidak dapat bergerak dan dapat dikeluarkan dengan menginjeksikan larutan surfaktan. Per"ampuran Surfactant dengan minyak membentuk emulsi yang akan mengurangi tekanan kapiler. Setelah minyak dapat bergerak, maka diharapkan tidak ada lagi minyak yang tertinggal. Pada surfactant flooding kita tidak perlu menginjeksikan surfaktan seterusnya, melainkan diikuti dengan fluida pendesak lainnya yaitu air yang di"ampur dengan polymer untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan akhirnya diinjeksikan air. #ntuk memperbaiki kondisi reservoir yang tidak diharapkan, seperti konsentrasi ion bervalensi dua, salinitas air formasi yang sangat tinggi, serta absorbs batuan reservoir terhadap larutan dan kondisi kondisi lain yang mungkin dapat menghambat proses surfactant flooding , maka perlu ditambahkan bahan bahan kimia yang lain sepeti "osurfaktan (umumnya al"ohol) dan larutan 2a=l. $isamping kedua
97
additif diatas, yang perlu diperhatikan dalam operasi surfa,tan flooding adalah kualitas dan kuantitas dari 6at tersebut.
Gambar .2. @hemi#a0 F0oo!in*, Bi#e00ar<+o0"mer (re+rinte! 7rom Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
'ekanisme injeksi Surfactant itu sendiri dilakukan dengan sangat hati hati. /arutan Surfactant yang merupakan microemulsion yang diinjeksikan ke dalam reservoir , mula mula bersinggungan dengan permukaan gelembung gelembung minyak melalui film air yang tipis, yang merupakan pembatas antara batuan reservoir dan gelembung gelembung minyak. Surfactant memulai perannya sebagai 6at aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak air. Pertama sekali molekul molekul Surfactant yang mempunyai rumus kimia 3S4 H akan terurai dalam air menjadi ion ion 3S4 dan H. ion ion 3S4 akan bersinggungan dengan gelembung gelembung minyak, ia akan mempengaruhi ikatan antara molekul molekul minyak dan juga mempengaruhi adhesion tension antara gelembung gelembung minyak dengan batuan reservoir , akibatnya ikatan antara gelembung gelembung minyak akan semakin besar dan adhesion tension semakin ke"il sehingga terbentuk oil bank didesak dan diproduksikan.
98
Pada operasi lapangan, setelah slug Surfactant diinjeksikan kemudian diikuti oleh larutan polimer. Hal ini dilakukan untk men"egah terjadinya fingering dan chanelling . arena Surfactant "o Surfactant harganya "ukup mahal, di satu pihak polymer melindungi bank ini sehingga tidak terjadi fingering menerobos 6one minyak dan di lain pihak melindungi Surfactant bank dari terobosan air pendesak. &gar slug Surfactant efektivitasnya dalam mempengaruhi sifat kimia fisika sistem fluida di dalam batuan reservoir dapat berjalan baik, maka hal hal diatas harus di "ontrol. 'obilitas slug Surfactant harus lebih ke"il dari mobilitas minyak dan air didepannya. Pelaksanaan dilapangan untuk injeksi Surfactant meliputi sistem perlakuan terhadap air injeksi, sistem pen"ampuran slug Surfactant dan sistem injeksi fluida.
(' Injeks! P%l8"er !ujuan utama dari injeksi polimer adalah memperbaiki pendesakan
dan efisiensi penyapuan se"ara volumetri" pada operasi injeksi air (waterflood ). Polimer ini dilarutkan dengan air injeksi sebelum air tersebut diinjeksikan kedalam reservoir . -iopolymer (+78 +888 mg@l) biasanya digunakan. 0njeksi polimer pada dasarnya merupakan injeksi air yang disempurnakan.
Penambahan
polimer
ke
dalam
air
injeksi
dimaksudkan untuk memperbaiki sifat fluida pendesak, dengan harapan perolehan minyaknya akan lebih besar. 0njeksi polimer dapat meningkatkan perolehan minyak yang "ukup tinggi dibandingkan dengan
injeksi
air
konvensional.
&kan
tetapi
mekanisme
pendesakannya sangat kompleks dan tidak dipahami seluruhnya. Aika minyak reservoir lebih sukar bergerak dibandingkan dengan air pendesak, maka air "enderung menerobos minyak, hal ini akan menyebabkan air "epat terproduksi sehingga effisiensi pendesakan dan recovery minyak rendah.
99
Pada kondisi reservoir seperti diatas, injeksi polimer dapat digunakan. Polimer yang terlarut dalam air injeksi akan mengentalkan air, mengurangi mobilitas air dan men"egah air menerobos minyak. $ua hal yang perlu diperhatikan dalam injeksi polimer adalah heterogenitas reservoir dan perbandingan mobilitas fluida reservoir .
Gambar ..
@hemi#a0 70oo!in*, +o0"mer (re+rinte! 7rom Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
'ekanisme injeksi polimer itu sendiri seperti halnya pada metode lainnya dalam proyek peningkatan perolehan minyak, maka saat fluida diinjeksikan masuk ke dalam sumur dan kontak pertama terjadi maka mekanisme mulai bekerja. $engan adanya penambahan sejumlah polimer ke dalam air, akan meningkatkan viskositas air sebagai fluida pendesak, sehingga mobilitas air sendiri menjadi lebih ke"il dari semula dengan demikian mekanisme pendesakan menjadi lebih efektif. Polimer ini berfungsi untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan invasi, sehingga Sor yang terakumulasi dalam media pori yang lebih ke"il akan dapat lebih tersapu dan terdesak. $alam usaha proyek polimer flooding ini membutuhkan analisa dan kriteria yang tepat terhadap suatu reservoir , oleh karena itu studi pendahuluan merupakan faktor yang penting. Pelaksanaan operasi injeksi polimer di lapangan
100
pada garis besarnya dibagi menjadi dua, yaitu sistem pen"ampuran polimer dan sistem injeksi polimer.
)' Injeks! Alkal!ne 0njeksi alkaline atau kaustik merupakan suatu proses dimana pH air
injeksi dikontrol pada kisaran harga *+ * untuk memperbaiki perolehan minyak. -eberapa sifat batuan dapat mempengaruhi terhadap injeksi alkaline. 0on divalent dalam air di reservoir , jika jumlahnya "ukup banyak dapat mendesak slug alkaline karena mengendapnya hidroksida hidroksida yang tidak dapat larut. Gypsum dan anhydrite jika jumlahnya melebihi dibandingkan dengan jumlahnya yang ada di dalam tra"er akan menyebabkan mengendapnya =a(4H)+ dan membuat slug 2a4H menjadi tidak efektif. =lay dengan kapasitas pertukaran ion yang tinggi dapat menghasilkan slug 2a4H dengan menukar hydrogen dari sodium. 'imestone dan dolomit bersifat tidak reaktif dan reaksi dengan komponen sili"a di dalam batu pasir sangat lambat dan tidak lengkap, sedangkan resistivitas alkalin dengan batuan reservoir dapat ditentukan di laboratorium.
Gambar .6. @hemi#a0 F0oo!in*, /0ka0ine (re+rinte! 7rom Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
$ari pengalaman dilapangan untuk penggunaan =o surfaktan ini ternyata dapat meningkatkan recovery minyak sampai +89. Hal ini disebabkan karena selain ikut mendesak, surfaktan juga turut melarutkan minyak. Qat tambahan lain yang sering dipakai adalah
101
larutan elektrolit 2a=l yang digunakan sebagai preflush, untuk menggerakkan air formasi yang tidak "o"ok dengan komposisi slug surfa,tan. 0njeksi alkaline sebagai salah satu alternative injeksi kimia, mempunyai pengaruh dalam peningkatan recovery yang dapat dibandingkan dengan injeksi kimia lain. Pada injeksi alkaline, banyak sekali kemungkinan bahan yang dapat dipakai, pemilihan bahan dilakukan berdasarkan pH tertinggi, sebab pH yang tinggi akan mengakibatkan penurunan tegangan permukaan minyak. -ahan kimia yang menghasilkan pH tinggi pada konsentrasi yang rendah adalah 2a4H. Hasil pengamatan laboratorium menunjukkan bahwa kondisi optimum pada injeksi alkaline di"apai dengan konsentrasi 2a4H 8.*9 berat dan ukuran slug nya sekitar *79 volume pori, selain itu bahan kimia injeksi ini paling murah dibandingkan dengan bahan untuk injeksi kimia lainnya. &dapun kriteria injeksi alkaline yang penting dalam pemakaian metoda
143 adalah
tentang ke"o"okan
dengan
reservoir nya.
elebihan injeksi alkaline dalam menutupi kebutuhan injeksi lainnya sehubungan dengan permasalahan teknis adalah karena injeksi alkaline baik pada kondisi o • +ravity dari mengengah sampai tinggi (* 7 &P0) 5iskositas tinggi (sampai +88 "p) • Salinitas "ukup tinggi (sampai +8888 ppm) •
102
... herma0 F0oo!in* 0njeksi thermal adalah salah satu metode 143 dengan "ara
menginjeksikan energy panas ke dalam reservoir untuk mengurangi viskositas minyak yang tinggi yang akan menurunkan mobilitas minyak, sehingga akan memperbaiki efisiensi pendesakan dan efisiensi penyapuan.
Gambar .&.
@"#0i#
steam stim0ation
(re+rinte!
7rom Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
Penggunaan proses thermal dalam 143 sangatlah luas, hal ini disebabkan oleh reservoir yang mengandung minyak berat tidak dapat diproduksi se"ara ekonomis oleh injeksi air atau injeksi gas. Reservoir ini umumnya mengandung minyak dengan &P0 gravity *8 +8 dengan viskositas pada temperatur reservoir +88 *888 "p. 'eskipun pada beberapa kasus permeabilitasnya "ukup besar, tetapi energy reservoir nya tidak "ukup untuk memproduksi minyak tersebut karena viskositasnya yang sangat tinggi. dengan kenaikan temperatur yang ke"il mengakibatkan penurunan viskositas yang "ukup besar dan inilah yang merupakan dasar dari proses thermal yaitu dengan "ara memberi energy panas pada reservoir agar temperaturnya naik. 0njeksi panas dapat dilakukan dengan beberapa "ara yaitu injeksi fluida panas (injeksi air panas dan injeksi steam) dan !n0situ &ombustion (pembakaran ditempat). a' Injeks! Ua& 0njeksi uap adalah menginjeksikan uap kedalam reservoir minyak
untuk mengurangi viskositas yang tinggi supaya pendesakan minyak
103
lebih efektif, sehingga akan meningkatkan perolehan minyak. Proses pelaksanaan injeksi uap hamper sama dengan injeksi air. #ap diinjeksikan se"ara terus menerus melalui sumur injeksi dan minyak yang didesak akan diproduksikan melalui sumur produksi yang berdekatan.
Gambar
.8.
Steam70oo!in* (re+rinte! 7rom Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
(' In
dengan jalan menyalakan api di reservoir melalui suatu sumur, kemudian diinjeksikan udara. Sebagian minyak bumi akan terbakar di reservoir . Uang umum dilakukan adalah proses yang disebut teknik Iforward "ombustionJ, dimana reservoir dinyalakan melalui sumur injeksi kemudian udara diinjeksikan untuk menyebarkan front api yang terjadi ke sekelilingnya. Salah satu teknik yang dapat dilakukan adalah metode =4;=&K (&ombination of *orward &ombustion and Water *looding ). 'etode yang lain adalah I Reverse &ombustionJ dimana api dinyalakan pada sumur yang nantinya akan menjadi sumur produksi. #dara kemudian diinjeksikan dari sumur didekatnya. &kan tetapi keberhasilan metode ini sangat ke"il.
104
Gambar
.'. In
Sit @ombstion (re+rinte! 7rom Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
3.3.4. M!s)!(le )is+0a#ement Pada mis"ible displacement ini terdapat beberapa metode yang
diterapkan, diantaranya yaitu a' Injeks! H!dr%kar(%n 'etode ini dilaksanakan dengan menginjeksikan hidrokarbon ringan kedalam reservoir sehingga dapat ter"ampur. &da tiga ma"am metode yang biasa digunakan pada injeksi hidrokarbon ini, yaitu $iinjeksikan 79 ( pore volume) liquefied petroleum gas (/PG) • •
misalnya propane, diikuti oleh gas alam atau air. 'etode yang disebut Iinjeksi gas yang diperkayaJ, yang terdiri atas *8 +8 9 ( pore volume) gas alam yang diperkaya dengan gas etana sampai dengan heksana (=+ =<) diikuti oleh Ilean gasJ (pada umumnya metana) atau air. Gas gas pengaya ini terlarut
•
kedalam minyak bumi. 'etode yang ketiga adalah yang disebut Ipendorongan gas dengan tekanan tinggiJ, yaitu menginjeksikan lean gas dengan tekanan tinggi untuk melepaskan komponen komponen = + =< dari minyak bumi yang didesak.
(' Injeks! as N!tr%gen
105
'etode peningkatan perolehan minyak menggunakan niterogen dapat terjadi sebagai akibat pendesakan gas dengan kondisi dapat baur tergantung pada tekanan dan komposisi minyak. Gas nitrogen ini relatif murah harganya sehingga dapat digunakan dalam jumlah banyak se"ara ekonomis. -ahkan seringkali gas ini digunakan sebagai gas pengganti pada injeksi hidrokarbon atau karbondioksida, setelah sejumlah material tersebut diinjeksikan.
Gambar
.=.
;itro*en
70oo!in*
(re+rinte!
7rom
Enhan#e! Oi0 Re#over" an! Im+rove! )ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
)' Injeks! #ar(%nd!%ks!da 'etode peningkatan perolehan minyak dengan injeksi =4 + dilakukan
dengan menginjeksikan sejumlah besar gas =4 + (*79 pore volume atau lebih) kedalam reservoir . 'eskipun =4 + ini benar benar dapat baur dengan minyak bumi, namun =4 + juga dapat mengekstrasi komponen ringan sampai menengah dari minyak. &pabila tekanan "ukup tinggi, maka terjadi kondisi dapat baur dan minyak terdesak ke sumur sumur produksi.
106
Gambar
.%.
@arbon
!ioAi!e
70oo!in*
(re+rinte!
7rom
Enhan#e!
Oi0
Re#over"
an!
Im+rove!
)ri00in* e#hno0o*", Re+ort ;o.)OED-E@<=2D1,#ortes" -art0esvi00e Ener*" e#hno0o*" @enter, )OE
3.3.. M!)r%(!al E;$ 0njeksi mikroba adalah suatu metode pengurasan minyak tahap lanjut
dengan "ara menginjeksikan
mikroba
ke
dalam reservoir untuk
meningkatkan perolehan minyak. -akteri yang ada dalam reservoir kemungkinan berasal dari sisa sisa populasi bakteri yang ada pada saat pembentukan minyak bumi. &da kemungkinan adalah karena penetrasi sepanjang a%uifer dari permukaan. Penetrasi bakteri dari permukaan bisa memerlukan waktu yang berthaun tahun, selama air tersebut mengandung karbon atau bahan organi" dalam batuan yang mereka lewati. &danya bakteri dalam reservoir akan mempunyai pengaruh seperti Penyumbatan pori yaitu penyumbatan pada pore throat sehingga akan • memperke"il porositas dan permeabilitas batuan. hal ini dapat diakibatkan oleh adanya bakteri yang berspora atu dapat juga sebagai •
adanya pertumbuhan bakteri itu sendiri. $egradasi hidrokarbon, jenis hidrokarbon sangat dipengaruhi oleh komposisi dan ikatan kimia. Qobell (*F78) mengamati kemampuan mikroba dalam mendegradasi hidrokarbon. a. Hidrokarbon alifatik lebih mudah
didegradasi
dari
pada
hidrokarbon aromatk. b. 3antai panjang mudah didegradasi sari pada rantai pendek. ". Hidrokarbon tidak jenuh lebih mudah didegradasi dari pada hidrokarbon jenuh.
107
d. Hidrokarbon rantai ber"abang lebih mudah didegradasi dari pada •
hidrokarbon rantai lurus. Pengasaman ( souring ), produksi asam oleh mikroba sebagai hasil proses glikolisis atau proses fermentasi. Produksi asam ini dapat mengakibatkan adanya perubahan pororsitas dan permeabilitas. Aika bereaksi dengan karbonat dan menghasilkan =4 + permeabilitas pada reservoir karbonat diharapkan naik. Gas =4 + ini dapat mengakibatkan terjadinya oil swelling sehingga viskositas minyak akan turun.
3.4.........................................................................................)reen!ng #r!ter!a Saat ini dunia perminyakan sedang menghadapi permasalahan dengan
laju produksi yang terus menurun. 4leh karena itu, sekarang ini sedang dikembangkan teknologi teknologi baru dalam usaha meningkatkan laju produksi minyak. Salah satu diantaranya adalah Enhanced Oil Recovery (143). Penerapan metode 143 harus mempertimbangkan beberapa hal diantaranya adalah pemilihan metode 143 yang sesuai untuk suatu reservoir agar metode yang dipilih dapat bekerja se"ara optimal. 4leh karena itu, diperlukan suatu proses yang disebut screening criteria yaitu suatu proses pemilihan metode 143 berdasarkan karakteristik reservoir ,. Parameter yang biasa diperhitungkan antara lain gravity, viskositas, saturasi minyak, jenis formasi, ketebalan lapisan, permeabilitas rata rata, transmibility, kedalaman, serta temperatur. Seringkali salah satu karakteristik reservoir tidak sesuai dengan kriteria aplikasinya. 2amun hal ini bukan merupakan suatu hal yang menentukan bahwa proses injeksi tidak dapat dilakukan. $apat saja ada parameter yang kurang menguntungkan tersebut. Selain itu, pada beberapa metode misalnya injeksi air kedalaman tidak menjadi faktor yang penting.
BAB I
9/ERF:OO)I;G
108
4.1.............................................................................Pengert!an 9ater70oo!in* Pada reservoir minyak, tekanan reservoir akan berkurang selama
produksi berlangsung. Penurunan tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point dari hidorkarbon mengakibatkan keluarnya gas dari minyak. Gelembung gas akan membentuk fasa yang berkesinambungan dan mengalir kea rah sumur sumur produksi, bila saturasinya melampaui harga saturasi equilibrium. !erproduksinya gas ini akan mengurangi energy yang tersedia se"ara alami dapat berkurang pula. Se"ara umum dapat dikatakan bahwa penurunan tekanan yang tidak dikontrol memberi kontribusi terhadap pengurangan recovery. Penurunan tekanan reservoir dapat diperlambat se"ara alami bila penyerapan reservoir oleh sumur sumur produksi diimbangi oleh perembesan air kedalam reservoir dari a%uifer. &ir ini akan berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi, selain itu dapat berperan sebagai media pendesak. Produksi minyak yang mengandalkan tenaga penambahan dari gas yang keluar dari larutan (depletion drive). Hal inilah yang menyebabkan orang melakukan proses penginjeksian air (waterflooding ) dari permukaan bumi kedalam reservoir minyak. Waterflooding merupakan metode tahap kedua, dimana air diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mendapatkan perolehan minyak agar dapat bergerak dari reservoir menuju sumur produksi setelah reservoir tersebut mendekati batas ekonomis produktif melalui perolehan tahap pertama. Penginjeksian air yang dimaksud disini merupakan penambahan energy kedalam reservoir melalui sumur sumur injeksi. &ir akan mendesak minyak mengikuti jalur jalur arus ( stream line) yang dimulai sumur dari injeksi dan berakhir pada sumur produksi. Waterflooding (injeksi air) merupakan salah satu dari metode perolehan
tahap
kedua
yang
banyak
digunakan
dalam
industri
perminyakan, karena memiliki keuntungan daripada metode perolehan tahap kedua lainnya yaitu gas flooding . &lasan diterapkannya metode waterflooding dilapangan yaitu sebagai berikut
109
*. +. . B.
'obilitas yang "ukup rendah &ir mudah didapatkan Pengadaan air "ukup murah -erat kolom air dalam sumur injeksi turut memberikan tekanan, sehingga "ukup banyak mengurangi tekanan injeksi yang perlu
diberikan di permukaan 7. 'udah tersebar ke daerah reservoir , sehingga efisiensi penyapuannya "ukup tinggi <. 'emiliki efisiensi pendesakan yang sangat baik
4.2..................................................................................ejarah 9ater70oo!in*
Penemuan minyak mentah oleh 1dwin /. $rake di !itusville pada tahum *:7F menandai dimulainya era industri minyak bumi. Penggunaan minyak bumi yang semakin meluas membuat orang mulai berpikir untuk meningkatkan perolehan produksi minyak bumi. 'aka pada awal *::8an, A.;. =arll mengemukakan pendapatnya bahwa kemungkinan perolehan minyak dapat ditingkatkan melalui penginjeksian air dari suatu sumur injeksi untuk mendorong minyak ke sumur produksi adalah sangat besar. 1ksperimen waterflood pertama ter"atat dilakukan di lapangan -radford, Pennsylvania pada tahun *::8an. $ari eksperimen pertama ini, mulai terlihat bahwa program waterflood akan dapat meningkatkan produksi minyak. 'aka pada awal *:F8an, dimulailah penerapan waterflood di lapanganlapangan minyak di &merika Serikat.
Pada *F8E, ditemukan metoda baru dalam pengaplikasian waterflood di /apangan -radford, Pennsylvania, yang disebut sebagai Imetoda lingkar ("ir"ular method)J, yang juga ter"atat sebagai pengaplikasian flooding pattern pertama. arena adanya regulasi pemerintah yang melarang penerapan waterflood di masa itu, proyek ini dilakukan se"ara sembunyisembunyi, sampai larangan itu di"abut pada *F+*. 'ulai tahun *F+*, penerapan waterflood mulai meningkat. Pola pattern waterflood berubah dari circular method menjadi line method .
110
Pada *F+:, pola five spot ditemukan dan diterapkan se"ara meluas di lapanganlapangan
minyak.
Selain
tahuntahun
tersebut,
operasi
waterflood juga ter"atat dilakukan di 4klahoma pada tahun *F*, di ansas pada tahun *F7, dan di !e?as pada tahun *F<. $ibandingkan dengan masa sekarang, penerapan waterflood pada masa dahulu boleh dibilang sangat sedikit. Salah satu faktor penyebabnya adalah karena pada 6aman dahulu pemahaman tentang waterflood masih sangat sedikit. Selain itu, pada 6aman dahulu produksi minyak "enderung berada diatas kebutuhan pasar. Signifikansi waterflood mulai terjadi pada akhir *FB8an, ketika sumursumur produksi mulai men"apai batasan ekonomis ( economic limit ) nya dan memaksa operator berpikir untuk meningkatkan producable reserves dari sumursumur produksi. Pada *F77, waterflood ter"atat memberikan konstribusi produksi lebih dari E78888 -4P$ dari total produksi <<88888 -4P$ di &merika Serikat. $ewasa ini, konstribusi waterflood men"apai lebih dari 789 dari total produksi minyak di &merika Serikat.
111
4.3...................................................................................Tujuan 9ater70oo!in* Pertimbangan dilaksanakannya operasi perolehan minyak tahap kedua
( secondary recovery) dengan injeksi air adalah untuk memperoleh minyak sisa di reservoir yang tidak dapat diambil dengan metode tahap awal. /aju produksi yang terjadi pada suatu sumur minyak mengalami penurunan sehingga se"ara ekonomis sudah tidak menguntungkan. !ekanan reservoir yang ada semakin berkurang sehingga tidak mampu lagi mengalirkan minyak ke permukaan. Penginjeksian air bertujuan untuk memberikan tambahan energy kedalam reservoir . Pada proses pendesakan, air akan mendesak minyak mengikuti jalur kalur arus (stream line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi, seperti yang ditunjukkan pada Gambar B.*, yang menunjukkan kedudukan partikel air yang membentuk batas air minyak sebelum breakthough (a) dan sesudah breakthough (b) pada sumur produksi.
Gambar 6.1. Ke!!kan /ir Se+anjan* Ja0r /rs (a Sebe0m !an (b Ses!ah embs /ir Pa!a Smr Pro!ksi (@ra7t, -. @.,>a4skin, B.F,. /++0ie! Reservoir En*ineerin*.1%&%
Pertimbangan lain dilakukannya injeksi air adalah bahwa sebagian besar batuan reservoir bersifat water wet , sehingga fasa air lebih banyak melekat pada batuan dan minyak akan terdesak dan bergerak ke tempat lain. Pada saat ini air telah digunakan se"ara luas sebagai fluida injeksi. &ir pada umumnya lebih effisien dari pada gas saat mendesak fluida, karena
112
*. -atuan reservoir lebih mudah dibasahi air dari pada gas, oleh karena itu air dalam jumlah yang banyak mudah masuk dalam pori pori batuan reservoir . +. 5iskositas air lebih besar daripada viskositas gas, yang mana akan menaikkan perolehan minyak. . $alam reservoir water wet , permeabilitas efektif air umunya lebih rendah, ke"uali pada saturasi yang sangat besar yang mana juga mengurangi mobilitas fasa air.
4.4.
Pr!ns!& #erja 9ater70oo!in* $alam operasi perolehan tahap kedua ini air di injeksikan kedalam
reservoir minyak sisa tersebut bukan untuk mempertahankan energy reservoir , tetapi se"ara fisik mendesak minyak sisa dari reservoir . $alam pelaksanaan waterflooding ini, dibutuhkan sumur injeksi dan sumur produksi. -isa menggunakan lebih dari satu sumur injeksi, banyaknya sumur tergantung dari tingkat penyapuan dan keekonomisan. Sumur sumur injeksi ini biasanya merupakan sumur lama yang tidak produksi lagi. 'ekanisme kinerja waterflooding ini yaitu dengan dipompakannya sejumlah air ke dalam sumur injeksi dengan tekanan tertentu dan diharapkan air tersebut dapat mendorong hidrokarbon yang ada di reservoir untuk mengalir ke sumur produksi, seperti yang ditunjukkan pada gambar diatas air akan terus mengalir mendorong hidrokarbon hingga air juga ikut terproduksi, sampainya air injeksi disumur produksi dinamakan dengan brea,through. Waterflooding dihentikan bila pada sumur produksi tidak ada hidrokarbon yang terproduksi lagi , atau hanya air yang terproduksi. Syarat dari pelaksanaan waterflooding yaitu sumur injeksi dan sumur produksi harus di reservoir yang sama dan waterflooding ini "o"ok untuk reservoir yang homogen. arena bila metode ini di terapkan pada reservoir yang heterogen maka akan terjadi fingering . *ingering yaitu
113
kedudukan air injeksi yang tidak sama karena adanya perbedaan permeabilitas
dan
porositas
dalam
reservoir
sehingga
dalam
pelaksanaannya reservoir yang memiliki perbandingan permeabilitas dan porositas yang besar akan terjadi brea,through lebih "epat dibandingkan dengan yang ke"il.
4..
S#reenin* #r!ter!a 9ater70oo!in* &da beberapa faktor yang mempengaruhi dalam pelaksanaan injeksi
air sebagai secondary recovery seperti keseragaman formasi, struktur batuan reservoir (patahan, kemiringan dan ukuran), topografi, sumur sumur yang sudah ada dan ekonomis. -ila melihat faktor faktor tersebut, maka reservoir batuan karbonat untuk injeksi air sangat mendukung. 0njeksi air se"ara umum dapat saja diterapkan pada semua reservoir , tetaoipi yang menjadi pertimbangan apakah air injeksi tersedia dalam jumlah yang "ukup selama masa produksi dan apakah fluida injeksi sesuai dengan sifat fisik batuan dan fluida reservoir . emudian apakah dengan injeksi air dapat meningkatkan perolehan produksi. Aadi sebelum dilakukannya injeksi air harus diketahui beberapa faktor yang dapat mempengaruhi injeksi air, yaitu sebagai berikut 1. e%"etr! Reservoir 'enurut =ole ;.K. struktur dan stratigrafi reservoir mempunyai
pengaruh yang "ukup besar dalam menentukan dan memilih pola sumur injeksi, umumnya proyek injeksi air dilakukan pada reservoir reservoir yang mempunyai relief yang tidak "uram. Hal ini karena air "enderung untuk maju lebih "epat di bagian bawah reservoir . !ingkat keseragaman formasi reservoir batuan karbonat, se"ara umum sangat menunjang. Reservoir batuan karbonat memiliki sifat penyebaran yang sangat luas, meskipun demikian reservoir batuan karbonat tetap dapat mempertahankan sifat sifat fisik batuannya. Struktur reservoir batuan karbonat dapat membentuk lipatan dan patahan. $imana lipatan dan patahan dapat meningkatkan effisiensi pendesakan.
114
2. #edala"an Reservoir edalaman reservoir merupakan salah satu faktor yang harus
dipertimbangkan dalam injeksi air. Setelah operasi primary, saturasi minyak sisa pada daerah yang dalam kemungkinan lebih rendah daripada daerah dangkal karena volume gas terlarut yang besar umunya
ada
untuk
mengeluarkan minyak dan karena
faktor
penyusutan besar sehingga sisa minyaknya sedikit. edalaman yang menyebabkan tekanan yang besar dan jarak sumur yang lebar, memberikan batuan reservoir pengaruh pada derajat keseragaman lateral. Perhatian seharusnya ditujukan pada lapangan yang dangkal karena tekanan maksimum dapat diterapkan pada secondary recovery yang dibatasi oleh kedalaman reservoir . Pada injeksi air terdapat tekanan kritis (biasanya diperkirakan bahwa tekanan stati" kolom batuan atau pilih * psi@ft dari kedalaman sand ) yang jika melebihi, air akan menembus dan memperlebar rekahan atau bidang lainnya menjadi lemah, seperti 5oints dan bedding plane. Hasilnya terjadi "hanelling air yang diinjeksikan atau melewati bagian yang luas dari matrik reservoir . &kibatnya gradient tekanan operasi yang 8.E7 psi@ft pada kedalaman normal yang biasanya dibolehkan untuk memberikan sedikit batasan untuk keamanan agar tekanan tidak terbagi. Hal ini dilakukan untuk menghilangkan keraguan yang ada, informasi mengenai tekanan rekah dan tekanan breakdown pada lokasi yang diberikan seharusnya diteliti. Salah satu tekanan seharusnya dipertimbangkan sebagai batas atas untuk injeksi. Pertimbangan ini juga akan mempengaruhi pemilihan peralatan dan desain plant, demikian pula jumlah dan lokasi sumur injeksi.
3. !*at ,!s!k Batuan dan F0i!a Reservoir ;aktor faktor sifat fisik fluida dan batuan reservoir seperti
porositas, permeabilitas, kandungan lempung dan wettability (sifat kebasahan) juga mempengaruhi keberhasilan dari injeksi air tersebut. arena apabila faktor faktor tersebut tidak memenuhi syarat untuk
115
dilakukannya waterflooding maka target pendesakan minyak untuk naik ke permukaan tidak akan ter"apai. $apat dijelaskan sebagai berikut L!th%l%g! /ithology memiliki pengaruh yang sangat besar dalam efisiensi injeksi air. ;aktor lithologi yang mempengaruhi injeksi adalah porositas, permeabilitas dan kandungan clay. Pada beberapa sistem reservoir yang kompleks, hanya sebagian ke"il dari porositas total seperti porositas rekahan akan mempunyai permeabilitas yang "ukup efektif pada operasi injeksi air. Pada hal ini, injeksi air hanya akan memiliki pengaruh yang ke"il pada porositas matrik. 1valuasi pengaruh sema"am ini membutuhkan penyelidikan laboratorium yang lebih teliti dan studi reservoir yang lebih komprehensif. P%r%s!tas Perolehan total minyak dari reservoir merupakan fungsi langsung dari porositas, karena porositas menentukan jumlah minyak yang ada dalam persen saturasi minyak. Porositas batuan yang semakin besar akan menghasilkan "adangan sisa yang semakin besar, wettability dapat mempengaruhi effisiensi pendesakan air dan batuan reservoir yang bersifat oil wet akan lebih sulit didesak oleh air jika dibandingkan dengan batuan reservoir yang bersifat water wet . Per"ea(!l!tas 5ariasi permeabilitas kea rah lateral maupun ke arah verti"al adalah sangat penting untuk diperhatikan pada operasi injeksi air. -atuan reservoir yang uniform lebih menguntungkan untuk dilakukan injeksi air dibandingkan dengan batuan reservoir yang mempunyai variasi permeabilitas yang besar. arena air yang merupakan fluida injeksi akan "enderung mengalir pada bagian bagian reservoir yang besar permeabilitasnya, sehingga dapat menimbulkan penerobosan penerobosan oleh air dan hal ini akan mengurangi effisiensi pendesakan. 0njeksi air sukar dilakukan
116
untuk reservoir minyak yang mempunyai viskositas lebih besar dari +88 "p karena akan "enderung terjadi fingering yang berhubungan dengan mobilitas. *ingering juga akan terjadi pada •
reservoir yang heterogen. M%(!l!tas $at!% Perbandingan antara permeabilitas batuan dan viskositas fluida reservoir dinamakan mobilitas. *luida yang mengalir didalam reservoir dipengaruhi oleh permeabilitas batuan, viskositas fluida dan perbedaan tekanan. 'obilitas fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara permeabilitas efektif dan viskositasnya yang merupakan ukuran kemampuan fluida untuk mengalir dalam media berpori
sedangkan
mobilitas
relatif
adalah
perbandingan
permeabilitas relatif dan viskositas. Semakin tinggi mobilitas suatu fluida reservoir maka semakin mudah fluida tersebut mengalir di dalam reservoir . Sifat sifat fisik fluida reservoir yaitu minyak, air dan gas serta karakteristik batuan reservoir dapat mempengaruhi mempengaruhi gaya kapiler dan mobilitas fluida. Gaya kapiler adalah merupakan hasil dari pengaruh gabungan antara gaya permukaan, tegangan antar pemrukaan, wettability dan geometri pori pori batuan. Gaya ini mempengaruhi hubungan antara permeabilitas relatif dengan saturasi fluida, baik air sebagai fluida pendesak dan minyak sebagai fluida yang didesak. $alam suatu injeksi air yang diharapkan adalah mobilitas minyak jauh lebih besar dari pada mobilitas air, sehingga diperoleh suatu effisiensi pendesakan yang paling besar. Pada proses penginjeksian air yang bertindak sebagai fluida pendesak adalah air. Sedangkan minyak merupakan fluida yang didesak. Perbandingan antara mobilitas fluida pendesak dengan mobilitas fluida yang didesak dinamakan mobilitas rasio.
'obilitas 3asio (') >
mobilita fluida pendeak mobilita fluida terdeak >
3 p 3 t . (B*)
117
Hu(ungan !*at ,!s!k F0i!a dan Per"ea(!l!tas relat!* Sifat fisik fluida reservoir juga berpengaruh pada kelayakan injeksi
air. Hal yang paling penting diantara sifat fisik fluida adalah viskositas minyak. 5iskositas minyak mempengaruhi mobility ratio. Permeabilitas relatif batuan reservoir juga merupakan faktor dalam mobility ratio, sebagaimana viskositas mendesak fluida (air). 'obility pada fasa tunggal misalnya minyak adalah perbandingan permeabilitas minyak terhadap viskositas minyak. 'obility ratio (') adalah perbandingan mobilitas fluida pendesak terhadap mobilitas fluida yang didesak. Semakin besar mobility ratio maka semakin ke"il recovery pada saat brea,through, karena
-
itu air yang diproduksikan lebih banyak. Hal ini dikarenakan Pada saat brea,through daerah yang disapu lebih ke"il Pengaruh stratifikasinya sangat tinggi 'inyak dengan viskositas yang tinggi (gravity rendah), primary recovery umumnya rendah dan pengurangannya lebih sedikit dari pada minyak dengan viskositas yang rendah. e"enderungan ini mengimbangi pengaruh buruk minyak yang viskositasnya tinggi karena sering kali menghasilkan saturasi minyak yang besar pada awal operasi injeksi air. 1fisiensi perolehan minyak dengan injeksi air pada reservoir batuan karbonat tergantung pada sifat sifat fisik batuan. dimana sifat sifat fisik ini akan mempengaruhi porositas, permeabilitas dan kandungan "lay. Sifat fisik batuan meliputi ukuran butir, bentuk butir (euhedral, subhedral, anhedral), pemilahan (baik atau buruk) dan kemas (terbuka atau tertutup). &pabila bentuk butir semakin bulat (euhedral) maka porositas dan permeabilitas akan semakin baik. emas terbuka "enderung memiliki porositas dan permeabilitas yang baik. Semakin banyak kandungan "lay akan menyebabkan porositas dan permeabilitas ke"il. 1fisiensi penyapuan dipengaruhi oleh ketidak seragaman permeabilitas yang ada pada batuan karbonat. Selain itu pola sumur
118
injeksi juga turut mempengaruhi perbandingan mobilitas ratio dan air injeksi yang digunakan. Hal ini menyebabkan tidak meratanya daerah penyapuan oleh injeksi air. 1fisiensi invasi sangat dipengaruhi oleh sifat sifat fisik batuan. pada reservoir batuan karbonat terdapat perlapisan yang berbeda beda terutama permeabilitasnya. -idang front dan 6ona transisi akan bergerak "epat pada lapisan yang lebih permeable. Sehingga brea,through air akan lebih dulu pada lapisan permeable. $imana efisiensi invasi akan
memperngaruhi
efisiensi
volumetri"
yang merupakan
perbandingan volume pori pori yang dapat didesak oleh fluida pendesak terhadap volume pori reservoir nya. 4. Laju !njeks! Sebetulnya se"ara teoritis bila diinjeksikan air dengan rate injeksi
yang tinggi, maka akan dapat diperoleh minyak dengan segera. !etapi bila rate injeksi dibuat terlalu besar kemungkinan untuk timbulnya penerobosan penerobosan ("hanelling, fingering) oleh air lebih besar, sehingga pada akhirnya akan dapat mengurangi efisiensi pendesakan. Sebaliknya jika rate injeksi air ke"il, maka dengan adanya pengaruh gravitasi juga akan dpat mendesak minyak yang terperangkap di dalam pori pori batuan reservoir , tetapi dengan "ara ini minyak tidak dapat dengan segera diperoleh. -esarnya debit injeksi sangat tergantung pada tekanan injeksi didasar sumur dan tekanan reservoir nya. Penentuan performan"e injeksi berpola berhubungan dengan effisiensi penyapuannya volume air injeksi, fraksi laju alir air injeksi dan mobilitas air terhadap minyak.
. !*at Injeks! A!r eberhasilan atau kegagalan pendesakan air sangat dipengaruhi
oleh keadaan atau sifat sifat air yang dipakai sebagai fluida injeksi. Aika sifat sifat air injeksi tidak dapat di satukan (compatible) dengan air yang semula terdapat di dalam reservoir maka akan dapat
119
menimbulkan masalah yang serius. Seperti misalnya terjadi endapan scale di dalam reservoir atau air injeksi dapat menjadi bersifat korosif sehingga dapat merusak peralatan yang ada. 1fisiensi pendesakan untuk reservoir batuan karbonat umumnya tidak merata. Hal ini karena kesanggupan fluida injeksi yang berma"am ma"am sehingga masih ada pori pori batuan yang ditempati minyak atau gas. !idak semua minyak atau gas yang dapat didesak oleh air karena ketidakseragaman permeabilitas dan faktor wettabilitas batuan yang mempengaruhi. 0. Tata Letak u"ur #ntuk memperoleh hasil yang optimal pad secondary recovery.
$iperlukan peren"anaan antara lain penentuan lokasi dan pola sumur injeksiproduksi, penentuan debit injeksi dan tekanan penetuan performa injeksi berpola. #ntuk memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi "adangan minyak sisa. Pada daerah yang minyak sisa 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 tidak terlalu dini. Sumur sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu pola misalnya pola tiga titik, pola lima titik, pola tujuh titik dan sebagainya. &pabila suatu pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan apabila sebaliknya disebut pola inverted. Pada umunya dipegang prinsip bahwa sumur sumur yang sudah ada sebelum injeksi dipergunakan se"ara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Aika masih diperlukan sumur sumur baru, maka perlu ditentutakan lokasinya. $alam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada tingkat keseragaman formasi, struktur batuan reservoir (patahan, kemiringan), topografi dan turut mempertimbangkan faktor keekonomian. . aktu Peren)anaan Injeks! A!r
120
Kaktu yang tepat untuk injeksi air tergantung pada tujuan utama dilakukannya injeksi air. $iantara tujuan yang mungkin antara la in *. 'aksimum 4il Recovery +. euntungan maksimum dimasa datang . euntungan maksimum dari biaya nyang diinvestasikan B. Pengembalian biaya yang stabil 7. Potongan maksimum dengan nilai yang sekarang #mumnya waktu yang tepat untuk injeksi air dihitung berdasarkan oil recovery yang diinginkan, laju produksi, investasi, keuntungan diawal operasi dan kemudian memperkirakan pengaruh faktor faktor ini terhadap tujuan yang diinginkan.
121
4.0.
*.
Desa!n u"ur 9ater70oo!in* Sebelum dilakukan proses waterflooding maka diperlukan studi
pendahuluan yang meliputi Perolehan $ata data Sifat ;isik -atuan Reservoir meliputi permeabilitas rata rata • dalam berbagai luasan reservoir , data porositas dalam berbagai luasan reservoir dan heterogenitas reservoir mengenai perubahan •
permeabilitas dalam setiap ketebalan. Sifat ;isik *luida meliputi Spesific +ravity, ;aktor 5olume
•
;ormasi dan viskositas sebagai fundsi saturasi fluida. $istribusi saturasi air yaitu distribusi saturasi sesudah dan sebelum
•
injeksi. 'odel Geologi yaitu diperlukan pengetahuan tentang model geologi yang dapat diterapkannya waterflooding dengan tepat,
•
pengetahuan meliputi stratigrafi dan struktur. Sejarah produksi dan tekanan meliputi identifikasi mengenai mekanisme pendorong selama produksi tahap awal seperti water drive" gas cap drive, solution gas drive, segregation drive atau combination drive. Perkiraan minyak yang tersisa setelah produksi
•
awal serta distribusi tekanan dalam reservoir . &ir untuk injeksi memiliki syarat syarat yaitu tersedia dalam jumlah yang "ukup selama masa injeksi, tidak mengandung padatan padatan yang tidak dapat larut, dan se"ara kimiawi stabil dan tidak mudah bereaksi dengan elemen elemen yang terdapat
+.
dalam sistem injeksi dan reservoir . Simulasi Reservoir Simulasi dibuat berdasarkan data data diatas, simulasi dapat dibuat dalam sistem * dimesi, + dimensi dan dimensi dengan teknik numeri".
122
.
B.
/aboratorium $iadakan penelitian laboratorium untuk men"ari ke"o"okan antara proses waterflooding dengan sifat batuan dan fluidanya. Pilot Proje"t 'en"oba mengaplikasikan ke dalam permasalahan di lapangan. &da dua jenis pola injeksi yang umum digunakan, yaitu pola five0spot dan single in5ection. edua pola ini dapat memaksimalkan jumlah migrasi
7.
minyak. 'onitoring 'elihat dan mengevaluasi hasil yang diperoleh dari lapangan. #ntuk mengamati apakah tidak terjadi aliran minyak yang keluar dari pilot
<.
area. 3esimulasi Hasil yang diperoleh dari lapangan dibandingkan dengan simulasi reservoir yang dibuat, kemudian mengadakan penyesuaian antara
E.
kondisi lapangan dengan simulasi reservoir . 1valuasi 1konomi 'eliputi perkiraan biaya yang akan dibutuhkan, perhitungan perhitungan dan presentasi. Sedangkan penilaian layak tidaknya suatu proyek waterflooding memerlukan keterangan mengenai !ahap Pendahuluan Perkiraan recovery menyeluruh • !ahap /anjut Perkiraan laju produksi terhadap waktu • Perkiraan recovery ini diperlukan untuk memperoleh gambaran kasar apakah proses injeksi air layak untuk dilaksanakan. Persamaan empiris yang dapat digunakan adalah
123
•
GeuthrieGrennberger 13 > 8.+E*F log 8.+77
∅
*.7:
o
8.888B:: h 8.**B8 ........................................................ •
&P0 (&meri"an Petroleum 0nstitute)
13 > 7B.:F:
[
∅
( 1 − w ) , oi
] [ ] 0.0422
Kμ1 i μoi
0.0770
Sw8.*F8
[ P − P ] i
a
8.+*7F
..........................................................................................................(B) $imana Sw
> Saturasi &ir, ;raksi > Permeabilitas, m$
∅
> Porositas, ;raksi
H μo
> !ebal ;ormasi > 5is"ositas 'inyak, "p
μw
> 5iskositas &ir, "p
-o Pi Pa
> ;aktor 5olume ;ormasi 'inyak, S!-@--/ > tekanan Reservoir 'ula mula, psia > !ekanan Reservoir Saat $itinggalkan, psia
Se"ara volumetri" dapat pula ditentukan jumlah minyak yang dapat dihasilkan oleh penginjeksian air yaitu berdasarkan persamaan
2 pf > EE7: 5sw
$imana
∅
1t
{
op− ¿ ,op− ,¿
}
......................................................(BB)
2 pf 5sw Sop Sor -op
> > > > >
umulatif produksi minyak, S!Gross swept volume, a"reft Saturasi minyak pada saat dimulai injeksi, 9 Saturasi minyak pada saat akhir injeksi, 9 ;aktor volume minyak pada awal injeksi,
-or
--/@S!> ;aktor volume minyak pada akhir injeksi,
1t
--/@S!> 1ffisiensi total penginjeksian, 9
124
+ross swept volume
(5sw)
merupakan volume
minyak yang
dipengaruhi oleh letak dari sumur injeksiproduksi yang harganya belum tentu sama dengan volume reservoir keseluruhannya. ;aktor efisiensi (1 t) dipengaruhi sifat homogenitas reservoir (variasi harga permeabilitas dalam arah verti"al) dan pola susunan injeksiproduksi.
4.0.1. Peren)anaan 9ater70oo!in*
Peren"aan sumur injeksi atau waterflooding merupakan hal terpenting sebelum dilakukannya injeksi air atau waterflooding . &da beberapa parameter yang harus diperhatikan dalam melakukan waterflooding , diantaranya adalah sebagai berikut
1. Penentuan L%kas! u"ur Injeks! + Pr%duks! Pada umumnya sumur sumur yang sudah ada sebelum injeksi
dipergunakan se"ara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Aika masih dibutuhkan sumur sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. #ntuk memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi "adangan minyak tersisa. $i daerah yang sisa minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur produksi dari pada daerah yang "adangan minyaknya sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi (brea,through) tidak terjadi terlalu dini.
125
3. Penentuan P%la u"ur Injeks! + Pr%duks! Salah satu "ara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak
adalah dengan membuat pola sumur injeksi produksi. !etapi harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang sudah ada harus dapat dipergunakan semaksimal mungkin pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Pertimbangan pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada !ingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas • •
• • •
kearah lateral maupun kearah verti"al. Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan dan ukuran. Sumur sumur yang sudah ada (lokasi dan penyebarannya). !opografi 1konomi Pada operasi waterflooding sumur sumur injeksi dan produksi
umumnya dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan, mis alnya pola tiga titik, lima titik, tujuh titik, dan sebagainya. Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila sebaliknya sumur sumur produksi mengelilingi sumur injeksi disebut pola inverted. 'asing masing pola mempunyai jalur arus berbeda beda sehingga memberikan luas daerah penyapuan yang berbeda beda. Pola pola yang paling umum digunakan adalah sebagai berikut dengan keterangan symbol (V) adalah sumur produksi dan symbol ( △) adalah sumur injeksi
126
• Direct 'ine Drive Sumur injeksi dan produksi membentuk garis tertentu dan saling berlawanan. $ua hal penting yang perlu diperhatikan dalam sistem ini adalah jarak antara sumur sumur sejenis (a) dan jarak antara sumur sumur tak sejenis (b).
Gambar 6.2. )ire#t :ine )rive (/hme!, arek >,Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
• Staggered 'ine Drive.................................. Sumur sumur yang membentuk garis tertentu dimana sumur injeksi dan produksinya saling berlawanan dengan jarak yang sama panjang, umumnya adalah a@+ yang ditarik se"ara lateral dengan ukuran tertentu.
127
Gambar 6.. Sta**ere! >, Reservoir
:ine )rive (/hme!, arek En*ineerin*?2E. 1%68
• *our Spot !erdiri dari tiga jenis sumur injeksi yang membentuk segitiga dan sumur produksi terletak ditengah tengahnya.
Gambar 6.6. For S+ot (/hme!, arek >, Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
;ive Spot Pola yang paling dikenal dalam waterflooding dimana sumur •
injeksi membentuk segi empat dengan sumur produksi terletak ditengah tengahnya.
128
Gambar 6.&. Five En*ineerin*?2E. 1%68
S+ot (/hme!, arek >, Reservoir
129
•
Seven Spot
Sumur sumur injeksi ditempatkan pada sudut sudut dari bentuk he?agonal dan sumur produksinya terletak ditengah tengahnya.
Gambar 6.8. Seven S+ot (/hme!, arek >, Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
•
2ine Spot Pola yang terakhir yaitu nine spot dimana satu sumur injeksi yang terletak ditengah tengah dengan dikelilingi : sumur produksi dengan membentuk segi empat atau sebaliknya.
Gambar 6.'. ;ine S+ot (/hme!, arek >, Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
130
4. Penentua Penentuan n De(!t De(!t Injek Injeks! s! dan dan Tekanan $ebit $ebit awal awal injeks injeksii suatu suatu sumur sumur tergan tergantun tung g pada pada permea permeabili bilitas tas
efekt efektif, if, visk viskos osit itas as miny minyak ak dan dan air, air, kete keteba bala lan n sand , radiu radiuss sumu sumur r efektif, efektif, tekanan tekanan reservoir serta serta tekanan reservoir serta reservoir serta tekanan injeksi injeksi pada sandface. sandface. -ila air mulai mengis mengisii reservoir faktor faktor lain akan mun"ul mempengaruhi kelakuan sumur injeksi. ;aktor tersebut adalah pengaruh bertambahnya tahanan aliran jika air berkembang ke dalam reservoir dan dan kualitas air injeksi. Persamaan dasar untuk debit injeksi adalah
μ w ln ( ¿
iw >
ℜ
)
rw 0.00708 k w h ( Piwf − P e ) ........................................................(B7)
¿
Aika air diinjeksikan terus menerus maka jari jari pendesakan (r e) akan akan berta bertamb mbah ah,, seda sedang ngka kan n laju laju injek injeksi si ( i ) akan akan berkur berkurang ang dengan bertambahnya waktu. Aari jari pendesakan tergantung pada volume air injeksi kumulatif di dalam ruang yang dapat dilewati air injeksi tersebut dan dapat dinyatakan dengan persamaan 5 > *.FE< f *.FE< f h h r e+ (*87)......................................................................(B<) $imana 5 ; H r e
> 5olume air injeksi kumulatif, bbl > -agian batuan yang dapat ditempati air, fraksi > etebalan pasir, ft > Aari jari pendesakan, ft
#mumnya harga f adalah perkalian dari porositas batuan dengan saturasi gas. 'inyak mungkin bisa di dorong oleh kemajuan air, tetapi mungkin pula tidak. -ila minyak tidak bergerak maka air akan mengisi ruang gas. -ila minyak bergerak bergerak di depan water ban, , volume injeksi air untuk mengisi reservoir dengan dengan "airan (minyak dan air) untuk jarak pendesakan tertentu masih merupakan volume yang diisi dengan dengan gas. $ebit injeksi yang akan ditentukan disini adalah untuk sumur sumur sumur dengan dengan pola tertutu tertutup p dengan dengan anggap anggapan an bahwa bahwa mobility ratio
131
(') sama dengan dengan satu. -esarnya -esarnya debit injeksi sangat tergantung tergantung pada perbedaan tekanan injeksi di dasar sumur dan tekanan reservoir nya. nya. -entuk persamaan dikembangkan dari persamaan $ar"y sesuai dengan pola sumur injeksi produksi, sebagai berikut Pola $ire"t /ine $rive (d@a*) • −3 3,541 k w 2 P 4 10
[()
i > μ w ln a rw •
[()
+ 1.57 i d −1.838 a
]
..........................................(B:)
Pola ;ive Spot (d@a > 8.7) −3 3,541 k w h2 P4 10 i >
•
]
..........................................(BE)
Pola Staggered /ine $rive (d@a*) −3 3,541 k w h2 P4 10 i > μ w ln a rw
•
d a
+ 1.57 i −1.838
[()
μ w ln
]
.......................................................(BF)
]
.......................................................(B*8)
d −0.619 rw
Pola Seven Spot −3 472 k w h 2 P 4 10 i > μ w
[() ln
d − 0.619 rw
$imana i > k w > h > 2P
μw
/aju /aju inje injek ksi, si, bbl@ bbl@da day y Permea Permeabil bilitas itas efektif efektif terhadap terhadap air, air, m$ etebalan, ft >......................Perbedaan tekanan di dasar, psi >.............................................5is"ositas air, "p
d
>
Aarak Aarak ant antara ara sumu sumurr tida tidak k sejen sejenis, is, ft
a
>
Aara Aarak k anta antara ra sumu sumurr seje sejeni nis, s, ft ft
>
Aari Aari jar jarii efek efektif tif sumu sumur, r, ft
r w
Persamaan Persamaan yang disebutkan disebutkan diatas adalah laju injeksi injeksi dari fluida yang mempunyai mobilitas yang sama ('>*) karena minyak terisi
132
oleh oleh "aira "airan n saja. saja. #ntu #ntuk k mene menent ntuk ukan an laju laju injek injeksi si samp sampai ai deng dengan an terjadinya interferensi digunakan persamaan 7.07 4 10
i >
μ w k rw
−3
k w h 2 P
[()
μ r r + o ( e) r w k ro r
ln
$imana re r
> >
]
............................................ ..........................................................(B**) ..............(B**)
3adi 3adius us ter terlu luar ar oil oil ban bank, k,ft ft 3adius terluar dari front pendesakan pendesakan air, ft
$ari persamaan $ar"y terlihat bahwa debit injeksi dan tekanan injeks injeksii mempun mempunya yaii keterka keterkaitan itan.. 'asalah 'asalah sekaran sekarang g adalah adalah besaran besaran mana mana yang yang haru haruss dite ditent ntuk ukan an terle terlebi bih h dahu dahulu lu,, kare karena na kedu keduany anyaa merupakan besaran yang dapat diatur dalam operasi injeksi air. #ntuk men" men"ap apai ai
keun keuntu tung ngan an
ekon ekonom omis is
yang yang
maks maksim imal al,,
namu namun n
ada ada
pembatasan yang harus diperhatikan. -atas bawah debit injeksi inje ksi adalah debit debit yang yang mengha menghasilk silkan an produk produksi si minyak minyak yang yang merupa merupakan kan batas batas ekonomisnya. -atas atas debit injeksi adalah debit yang berhubungan dengan tekanan injeksi yang mulai menyebabkan terjadinya rekahan di reservoir . &nalisa berikut adalah injeksi air dari interface sampai interface sampai dengan fill up. up. -esa -esarn rny ya laju laju inje injeks ksii pada pada peri period odaa ini ini diny dinyat atak akan an deng dengan an persamaan i >
3 4 5 .....................................................................................(B*+)
$imana iwf 0 3
> >
/aju /aju inje injeks ksii ir selam selamaa fill fillup up,, bbl@ bbl@day day /aju injeksi air dengan '>*, bbl@day
>
=ondu" =ondu"tan tan"e "e ratio ratio yang yang diten ditentuk tukan an dari dari grafik grafik
'etode untuk memperkirakan debit injeksi yang terbaik dengan mempergunakan pola five pola five spot yang yang memperlihatkan salah satu "ontoh graf grafik ik conductance ratio ratio untuk untuk pola pola five spot . $engan diketahuinya laju laju inje injeks ksii pada pada seti setiap ap peri period odee dari dari peri perila laku ku waterflooding , maka diramalkan waktu injeksi dari setiap periode.
133
. Penentua Penentuan n Per*%r"a Per*%r"an)e n)e Injeks! Injeks! Ber& Ber&%la %la Per"ob Per"obaan aan model model fisik fisik berska berskala la ke"il ke"il mengha menghasilk silkan an beberap beberapaa
grafik performance grafik performance dalam dalam bentuk hubungan 1 s (effesiensi penyapuan) terhada terhadap p 5id (5o (5olume yang diinjeksikan diinjeksikan,, tidak berdimensi) berdimensi) atau f w (;rak (;raksi si laju laju alira aliran n dari dari fluida pendes pendesak, ak, misalny misalnyaa air) air) terhada terhadap p ' (per (perba band ndin inga gan n mobi mobilit litas as air air terh terhad adap ap miny minyak) ak).. 'ode 'odell fisik fisik ini ini menggambarkan reservoir dan dan aliran sebagai berikut !ebal lapisan dibandingkan dengan ukuran reservoir adalah ke"il, • sehingga persoalan dapat dianggap + dimensi. !idak !idak ada pengar pengaruh uh gravita gravitasi si atau kemiringa kemiringan n reservoir adalah
•
• •
ke"il (N*88). Reservoir bersifat bersifat homogen. Pendesakan torak dan aliran mantap berlaku pada proses injeksi.
Hasil per"obaan diperoleh dari perekaman daerah yang didesak dan dinyatakan dalam hubungan 1 s terhadap berma"am ma"am harga f w dan 5id.
1s
Lua daerahdi daerah di belakang front > ......................................(B*) Lua unit polain6eki pola in6eki Volume yang telah diin6eki ( V i ) Volume pori − pori yang dideak ( V d ) ..........................(B*B)
5id
>
5d
> 5 b
∅
(*Sw" Sor )............................................................(B*7) )............................................................(B*7)
#ntuk tiap tiap pola injeksi ada grafik tersendiri. Hasil per"obaan ini dapat dapat diguna digunakan kan untuk untuk menent menentuka ukan n performance performance da dari reservoir yang mengalami injeksi berpola, baik untuk lapisan tunggal maupun untuk untuk reservoir berlap berlapis is lapis. lapis. $alam hal ini akan untuk untuk reservoir lapisan tunggal.
134
Pada waktu injeksi dimulai reservoir akan mengandung gas bebas bila tekanan reservoir berada dibawah tekanan jenuh. Gas bebas ini baru dapat mengalir bila saturasi gas sudah melampaui harga saturasi yang kritis (S g O Sg"). Gas bebas pada saat saturasi men"apai Sg W Sg" masih belum dapat mengalir, sehingga injeksi air tidak dapat mendesak gas kea rah sumur sumur produksi melainkan tertinggal dibelakang front atau larut kembali dalam minyak.
4.0.2. Penentuan >u"lah M!n8ak Mula + Mula d! Te"&at -;r!g!nal ;!l !n Pla)e'
Original Oil in Place 6#i7 adalah jumlah total hidrokarbon mulamula yang terperangkap dalam reservoir , baik yang dapat diproduksikan maupun yang tidak dapat diproduksikan. -esarnya "adangan minyak mulamula ditempat untuk suatu reservoir minyak dapat ditentukan dengan persamaan volumetrik dimana 5b dalam satuan a"reft, sebagai berikut
440P (2i) >
7758
Vb 4 ∅avg 4 ( 1− wiavg ) ,oi
! ( $, )
...........................(B*<)
135
$imana
2i
>
Aumlah minyak mulamula ditempat, S!-
5b
>
5olume batuan reservoir , &"reft
-oi
>
;aktor
5olume
;ormasi
minyak
mulamula,
-bl@S!Swiavg >
Saturasi air mulamula ratarata, fraksi
&vg
>
Porositas ratarata, fraksi
EE7:
>
onversi satuan, dari &"refeet ke -bl.
Petroleum Reservoir juga menunjukkan adanya perbedaan yang besar dalam kondisi fisik sebagaimana batuan dan fluidanya. $isebabkan karena perbedaan ini maka harga recovery factor berbeda dari satu reservoir dengan reservoir yang lainnya. 'eskipun terkadang reservoir nya sama, faktor perolehan (recovery factor ) tergantung pada proses produksi dan ren"ana penambahannya. $alam skala ke"il sejumlah minyak yang dapat diektrasi dari sebuah core tergantung pada teknik ekstraksi yang dipergunakan. ;aktor perolehan atau yang disebut Recovery *actor (3;) dapat dihitung, diukur, dan diperkirakan dari sample core yang jelas merupakan bagian dari batuan reservoir . Harganya bervariasi bisa sampai 8 hingga *889. *luida hidrokarbon yang berat, mungkin faktor perolehannya hanya 79 bahkan dapat juga kurang. Sebaliknya jika
reservoir
mengandung fluida hidrokarbon ringan maka akan mempunyai 3; yang men"apai 8 atau B89.
136
4.0.3. Ma)a" + Ma)a" E*!s!ens! Pendesakan M!n8ak 1fisiensi pendesakan minyak terbagi menjadi beberapa bagian,
diantaranya a' )is+0a#ement E**!)!en)8 1ffisiensi pendesakan
adalah
perbandingan
antara
volume
hidrokarbon yang dapat didesak oleh fluida pendesak berbanding dengan
volume
pendesakan
hidrokarbon
disebut
sebagai
seluruhnya.
-iasanya
Displacement
efisiensi
Efficiency
yang
didefinisikan juga sebagai jumlah total minyak yang berhasil didesak dibagi dengan total Oil in Place yang ada di daerah sapuan tersebut. -erdasarkan pengertian tersebut, Displacement Efficiency dapat dirumuskan dengan persamaan
1$
>
7il volumediplaced by water 75P ∈ the regionwept by water ...................................(B*E)
1fisiensi pendesakan ini merupakan efisiensi pendesakan tak ber"ampur
dalam
skala
makroskopik
yang
digunakan
untuk
menggambarkan efisiensi pendesakan volume spesifik minyak oleh injeksi air pada batuan reservoir , sehingga dapat ditentukan seberapa efektifnya fluida pendesak menggerakkan minyak pada saat fluida pendesak telah membentuk kontak dengan minyak . 3ata rata saturasi minyak S o tergantung pada sifat dari proses pendesakan, khususnya apakah pendesakan tersebut ter"ampur atau tidak. Pendesakan ter"ampur dapat digunakan untuk mengurangi saturasi minyak sampai tingkat yang rendah sehingga effisiensi pendesakannya lebih tinggi jika dibandingkan dengan injeksi tak ter"ampur. $alam
proses
pendesakan
tak
ter"ampur,
selama
proses
berlangsung tidak terjadi perpindahan massa antara fluida pendesak dengan fluida yang di desak atau dapat dikatakan bahwa selama proses
137
pendesakan tersebut fluida pendesak tidak masuk kedalam fluida yang di desak. 1fisiensi pendesakan fluida reservoir dapat dilihat pada dua konsep berikut *. onsep desaturasi (lea,y piston li,e displacement ) Pendesakan desaturasi menganggap bahwa saturasi air di6ona minyak yang telah didesak bervariasi dari * Sor hingga Swf. 2ilai Sw > * Sor merupakan saturasi air pada titik masuk (sumur injeksi), sedangkan Sw > Swf merupakan saturasi air pada batas front minyakair. Pada Gambar B.:. memperlihatkan profil pendesakan desaturasi. !itik masuk (? > 8) saturasi minyak berkisar dari saturasi residual (Sor) hingga So > * Swf pada belakang front , hal ini berarti minyak masih mengalir bersama sama air dibelakang front . Pendesakan desaturasi lebih realistik di lapangan dibandingkan pendesakan torak.
Gambar 6.=. Pro7i0 Pen!esakan /ir
+. onsep pendesakan torak ( piston li,e displacement ) Pendesakan torak menganggap bahwa dibelakang front hanya fluida pendesak (air) yang mengalir sedangkan dimuka front hanya
138
fluida yang didesak (minyak) yang mengalir. Profil pendesakan torak diperlihatkan pada gambar B.F.
Gambar 6.%. Pro7i0 Pen!esakan orak !a0am Pen!esakan /ir
:ee 9, 9ater70oo!in* in!str" S#hoo0. 1%%&
Displacement Efficiency mempunyai nilai maksimum, yang dirumuskan sebagai berikut
8 9i=
oi − ¿ oi
=
$imana Soi Sor
( 1− wc ) − ¿
w"
1− wc
.....................................................(B*:)
> >
Saturasi minyak awal Saturasi minyak sisa
>
Saturasi water "onate
Sedangkan nilai displacement efficiency pada saat brea,through adalah
8 9i=
woc − wc 1− wc
.........................................................................(B*F)
139
Gambar 6.15.
E77isiensi
)is+0a#ement (P
@PI. 9ater70oo!
Reservoir
(Bana*ement S#hoo0, 2552
(' Areal 9ee& E**!)!en)8
Pada pelaksanaan waterflood , air diinjeksikan dari beberapa sumur injeksi dan produksi akan terjadi dari sumur yang berbeda. 0ni akan menyebabkan terbentuknya distribusi tekanan dan streamlines di daerah antara sumur injeksi dengan sumur produksi. $ua faktor ini akan menentukan seberapa besar kontak waterflood dengan daerah antara tersebut. -esar daerah reservoir yang mengalami kontak dengan air ini yang disebut dengan %real sweep efficiency. 1fisiensi areal penyapuan ( %real Sweep Efficiency) pada sejumlah volume pori yang di injeksi akan turun dengan naiknya mobilitas rasio. #ntuk sebuah harga mobilitas rasio akan naik jika volume yang diinjeksikan dinaikkan. -esarnya areal sweep efisiensi ditentukan dari data korelasi
tanpa
menggunakan refleksi anisotrhophy (arah
permeabilitas dan heterogenitas). #ntuk kasus dimana faktor faktor tersebut diketahui ada, teknik simulasi reservoir dapat dipergunakan untuk memperkirakan efisiensi penyapuan areal.
140
Gambar 6.11. (a /rea0 S4ee+ E77isiensi, (b Verti#a0 S4ee+ E77isiensi (P @PI. 9ater70oo! Reservoir Bana*ement S#hoo0, 2552
Se"ara rumus matematik, %real sweep efficiency didefinisikan sebagai berikut
Lua area yang mengalami kontak denganair 1a > 75Pdireervoir ( pattern )
.................(B+8)
)' M%(!l!t8 E**!)!en)8
1fisiensi mobilitas merupakan efisiensi yang dipengaruhi oleh nilai saturasi minyak tersisa dan sifat pembasahan batuan. $idefinisikan sebagai fraksi minyak pada awal proses yang dapat diambil pada *889 area vertikal. Persamaan efisiensi mobilitas adalah sebagai berikut
(
oi ,7 i
1' >
−
orp ,7 i
) ....................................................................(B+*)
oi ,7 i
#ntuk nilai -oi yang konstan, maka persamaan (B**) diatas menjadi
( oi− orp ) 1' >
oi
.........................................................................(B++)
$imana 1'
>
1fisiensi mobilitas
Soi
>
Saturasi minyak awal
Sorp
>
Saturasi minyak residual@immobile oil
141
d' Verti#a0 S4ee+ E77i#ien#ies
-ervariasinya nilai permeabilitas pada arah vertikal dari reservoir menyebabkan fluida injeksi akan bergerak dengan bentuk front yang tidak beraturan. Semakin sedikit daerah berpermeabilitas bagus, semakin lambat pergerakan fluida injeksi. #kuran ketidakseragaman invasi air adalah vertical sweep efficiency, yang juga sering disebut sebagai invasion efficiency. ertical sweep efficiency ini bisa didefinisikan sebagai bidang tegak lurus yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan keseluruhan bidang tegak lurus di darah belakang front . Se"ara sederhana, vertical sweep efficiency ini menyatakn seberapa banyak bagian tegak lurus (vertikal) reservoir yang dapat dijangkau oleh air injeksi. Persamaan untuk vertical sweep efficiency adalah
1vert
>
Lua bidang tegak luru yang mengalami kontak dengan air in6eki ,idang tegak luru yangtertutupi olehwater front ........................................................................................................(B+)
&da beberapa hal yang mempengaruhi vertical sweep efficiency, ini •
2obility Ratio )erm injektivitas relatif ini adalah perbandingan indeks injekstivitas pada sembarang waktu dengan injektivitas pada saat dimulainya waterflood . Pada ' > *, injekstivitas relatif "enderung konstan. Pada ' N *, terlihat bahwa injektivitas menurun seiring menaiknya radius flood front . Sedangkan untuk ' O *, injektivitas relatif meningkat seiring naiknya radius flood front .
142
•
Gaya Gravitasi arena air merupakan fluida dengan densitas yang tinggi, maka ia "enderung untuk bergerak di bagian bawah reservoir . 1fek ini disebut dengan gravity segregation dari fluida injeksi, merupakan akibat dari perbedaan densitas air dan minyak. !erlihat bahwa baik untuk sistem linear maupun untuk sistem five spot, derajat dari gravity segeragation ini tergantung dari
2 Pk perbandingan antara gaya viscous dengan gaya gravitasi,
2 Pv
. Sehingga laju alir yang lebih besar akan menghasilkan vertical sweep efficiency yang lebih baik pula. •
Gaya kapiler Penelitian membuktikan bahwa volume hanya menurun sedikit walaupun laju alir injeksi dinaikkan sampai sepuluh kali lipat. a. &rossflow antar lapisan b. /aju alir
Perhatikan semua properties yang mempengaruhi vertical sweep efficiency diatas. eseluruhannya dipengaruhi oleh laju alir
e' %lu"etr!) s9ee& e**!)!en)8
olumetric sweep efficiency ini merupakan ukuran pendesakan tiga dimensi. $efinisi volumetric sweep efficiency adalah perbandingan antara total volume pori yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan total volume pori area injeksi. olumetric sweep efficiency dirumuskan dalam persamaan berikut
1vol > 1area ? 1vert.............................................................................(B+B)
143
;aktorfaktor yang mempengaruhi volumetric sweep efficiency sama dengan faktorfaktor yang mempengaruhi vertical
sweep
efficiency.
4..
Met%de Perh!tungan )is+0a#ement Pada bagian ini akan dibahas beberapa metode untuk menghitung
kemampuan injeksi air. 'etode yang pertama kali dikembangkan untuk penerapan pada reservoir yang berlapis yaitu metode Stiles dan $ykstr Parsons. 'etode Stiles berdasarkan asumsi bahwa pergerakan fluida terjadi dengan "ara seperti piston, pada bidang linear yang memiliki permeabilitas yang spe"ifi" dan laju kemampuan injeksi s ebanding dengan permeabilitas
bidang.
'etode
$ykstraParsons
memperkirakan
kemampuan injeksi air berdasarkan pertimbangan mobilitas fluida yang sebenarnya dengan asumsi mobilitas yang sama untuk fluida pendesak dan di desak. $engan penge"ualian ini, asumsi dasar dari kedua metode ini pada dasarnya sama. #ntuk menggambarkan pergerakan air atau minyak pada reservoir yang homogen, ada dua metode yang sangat penting yaitu 'etode -u"kley/everett dan 'etode Kelge. Pada dasarnya kedua metode ini memberikan penjelasan dasar karakteristik pergerakan air atau minyak pada bagian reservoir yang linear dengan sifat sifat reservoir yang homogen.
4..1. Met%de t!les Pada metode Stiles beberapa asumsi dibuat. enaikan laju injeksi pada
bidang linear sebanding dengan permeabilitas bidang tersebut. Setelah brea,through, laju produksi air atau minyak ditentukan oleh perbandingan mobilitas air dan minyak dari lapisan yang menghasilkan minyak dan air pada sumur produksi. Poin yang terakhir sama dengan asumsi bahwa laju perpindahan fluida pada setiap lapisan sebanding dengan mobilitas minyak
144
jika brea,through tidak terjadi atau sebanding dengan permeabilitas air jika brea,through telah terjadi serta tidak terjadi "ross flow antar lapisan. $ata yang dibutuhkan untuk perhitungan antara lain permeabilitas, mobility ratio air dan minyak, dan ;aktor 5olume ;ormasi minyak saat dilakukannya injkesi. Perhitungan Stiles memberikan nilai water cut yang terproduksi vs oil recovery sebagai fraksi dari total minyak yang dapat diambil. Pada penerapannya, total minyak yang dapat diambil dihitung tersendiri yaitu sebagai perbedaan antara jumlah minyak di reservoir saat injeksi air dimulai dengan jumlah minyak yang tersisa setelah injeksi selesai (sampai water cut *889). #ntuk memudahkan perhitungan,
nilai
permeabilitas
disusun
berdasarkan yang terbesar. Aika terdapat nilai yang sangat besar, nilai tersebut dapat dikelompokkan kedalam batasan permeabilitas (range permeability) dan total kapasitas milidarcy0foot serta footage dalam setiap batasan (range) dapat dihitung. Pada kasus seperti ini, lebih dipilih menyusun range yang kira kira kapasitasnya sama dalam range permeabilitas yang sedang dan kapasitas yang ke"il ke dalam range permeabilitas yang besar dan ke"il. 2ilai kapasitas kumulatif dan ketebalan kumulatif sebagaimana permeabilitas rata rata untuk setiap kelompok juga dihitung. ;raksi kapasitas kumulatif diplot terhadap fraksi ketebalan kumulatif, hasilnya berupa kurva distribusi kapasitas. Pada metode Stiles yang original, data permeabilitas diplot terhadap nilai midpoint ketebalan kumulatif, kurva yang smooth digambar melewati titik ini dan nilai permeabilitas yang baru diba"a pada nilai ketebalan yang dapat digunakan untuk perhitungan akhir. Persamaan untuk water cut , recovery dan mobility ratio adalah sebagai berikut kh ' wo f w
>
kh ' wo +( kh )1−kh ...........................................................(B+7) 1
2 pa
>
h
[
h+
( kh ) −kh 1
k
]
..............................................................(B+<)
145
K rw μ 'wo
>
K ro μ
o
4 ,o
........................................................................(B+E)
w
$imana rw @ ro > μo μ @ w -o 2 pa h *h 'wo
Perbandingan permeabilitas relatif minyak@air >..................Perbandingan viskositas minyak@air
> ;aktor volume formasi minyak > Recovery > apasitas air yang mengalir > apasitas minyak yang mengalir > 'obility ratio dikali ;aktor volume formasi pada saat injeksi
Hasil data recovery terhadap water cut dapat digunakan sebagai titik awal perhitungan selanjutnya dengan unit injeksi. Sebagai "ontoh, jika pola injeksi adalah five spot dan diperkirakan terdapat ruang gas dalam reservoir , perhitungan waktu kelakuan injeksi dapat membuat jadwal laju injeksi yang diasumsikan. Perhitungan ini melibatkan perhitungan waktu fillup dan kurva recovery water cut sebagaimana menghitung laju produksi minyak terhadap waktu. Sebagai "atatan, metode Stiles ini menyajikan data recovery vs water cut unit injeksi, yang mana brea,through masuk ke dalam berbagai sumur produksi terjadi pada waktu yang bersamaan. 0nformasi ini diharapkan dapat memperkirakan kelakuan pola five spot atau untuk kelompok five spot , asalkan faktor "akupan areal yang tepat dapat diterapkan.
4..2. Met%de D8kstra:Pars%ns $ykstraParsons melakukan test laboratorium injeksi air pada "ontoh
core dan menyimpulkan oil recovery oleh injeksi air sebagai fungsi mobility ratio dan distribusi permeabilitas, mobility ratio dinyatakan dengan persamaan berikut
146
K w μo ' > K o μ w ......................................................................................(B+:) $imana w adalah permeabilitas terhadap air pada bagian reservoir yang kontak dengan air dan o adalah permeabilitas minyak yang berbatasan dengan air (atau mobilitas penyapuan pada daerah yang tidak tersapu). Salah satu dasar hasil tes laboratorium dan perhitungan pada model lapisan
linear
yang
diasumsikan
tidak ada
crossflow,
kemudian
dikembangkan korelasi antara recovery injeksi air dengan mobility ratio dan distribusi permeabilitas. $istribusi permeabilitas dihitung dengan effisiensi variasi permeabilitas 1k , sebagai berikut
k − k o 1k >
k
......................................................................................(B+F)
$imana k adalah permeabilitas rata rata dan k o adalah nilai permeabilitas dari sampel kumulatif. $ykstra dan Parsons (*F78) bertujuan mengkorelasikan prediksi "adangan minyak dengan waterflooding menggunakan mobilitas rasio, variasi permeabilitas, dan produksi K43 sebagai parameter yang dikorelasi. Aohnson (*F7<) mengembangkan grafik sederhana yang mendekati metode $ykstra dan Parsons berdasarkan pada prediksi "adangan minyak menyeluruh (3) pada K43 *, 7, +7, dan *88 bbl@bbl. $itunjukkan pada gambar dibawah dengan "hart grafik untuk B K43 s. parameter korelasi ditunjukkan pada gambar dibawah ini
147
Gambar 6.12. Gra7ik
Perban!in*an Permeabi0itas Vs
Bobi0it" Ratio ntk 9OR 1 (/hme!, arek >, Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
148
Gambar 6.1. Gra7ik Perban!in*an Permeabi0itas Vs Bobi0it" Ratio ntk 9OR & (/hme!, arek >, Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
Gambar 6.16.
Gra7ik
Perban!in*an Permeabi0itas Vs Bobi0it" Ratio
ntk 9OR 2& (/hme!, arek >, Reservoir En*ineerin*?2E. 1%68
149
Gambar
6.1&.
Gra7ik
Perban!in*an Permeabi0itas Vs
Bobi0it" Ratio ntk 9OR 155
(/hme!, arek >,
Reservoir
En*ineerin*?2E.
1%68
Pada awal injeksi, mobilitas di lapisan ditentukan oleh fasa minyak dan gas. etika air masuk ke dalam lapisan, mobilitasnya ditentukan oleh mobilitas minyak, gas dan air setelah fill0up, mobilitas ditentukan oleh permeabilitas relatif dan perbandingan viskositas. Perubahan dalam seluruh
mobilitas
menghasilkan
perubahan
injeksi
se"ara
berkesinambungan. &sumsi metode ini bahwa distribusi permeabilitas merupakan log normal. $engan menggunakan persamaan aliran linear $ar"y untuk fluida incompressible, persamaan berikut untuk IcoverageJ atau Iconformance efficiencyJ dan K43 dikembangkan. etika "akupan ( coverage) dan f wo diketahui, ini memungkinkan untuk memprediksi oil recovery dan water cut sebagai fungsi waktu dan laju injeksi.
150
1" >
{
n,$ +
( n −n ,$ ) '
−
( ' −1)
n
1
∑
( ' −1) i =( 0
+ 1)
,$
[√
2
' +
k i
2
]}
( 1 − ' ) : n ...(B8) k x
dan n,$
k ∑ =
i
i 1
n
f wo > i
∑ =( + ) n,$ 1
[√
$imana 1" ;wo 2 k i k ? ' n-!
k i 2
' +
K i ( 1− ' 2) K x
> > > > > > >
]
...................................................(B*)
=akupan fraksional atau conformance efficiency K43 Aumlah lapisan Permeabilitas lapisan Permeabilitas lapisan ? atau lapisan yang diinjeksi 'obility ratio Aumlah lapisan dimana air bro,enthrough (nilainya bervariasi antara * sampai n)
4..3. Met%de Bu)kle8:Le/erett -Front al Ad/an)e 5al)ulat!%n'
'etode -u"kley/everett adalah sebuah metode prediksi yang klasik. 'etode ini tidak menggunakan simulator dan perhitungannya dibuat sesingkat
mungkin
dengan
menggunakan
kalkulator.
inerja
( performance) ini kemudian dapat diren"anakan sesuai dengan konversi sebuah lapangan dari primary sampai secondary recovery. $alam metode -u"kley/everett mengasumsikan • • • • • • •
/inear dan aliran mantap ( steady state). *luida tidak termampatkan Pendesakan tidak ter"ampur /aju alir total konstan dan kesetimbangan vertikal. etebalan konstan dari sistem lapisan single ( single layer ). $istribusi fluida awal seragam diseluruh reservoir . Reservoir homogen
151
'etode -u"kley/everett yang diterapkan dalam sistem lapisan, penting menghitung permeabilitas ratarata untuk meramalkan perilaku pendesakan. 'etode peramalan perilaku injeksi air dengan -u"kley /everett dapat dibagi tiga kelompok perhitungan, ketiganya tersebut adalah *. $ari awal sampai fill0up. +. *ill0up sampai brea,through. . Brea,through sampai after brea,trough. Setelah tiga langkah tersebut dilaksanakan, kesimpulannya dapat diplot untuk membantu menampilkan peramalan perilaku dari injeksi air.
4..4. Met%de elge Pada tahun *F7+, Kelge meneruskan pekerjaan -u"kley dan /everett
untuk mendapatkan metode yang mudah untuk perhitungan fractional flow dan kemampuan recovery setelah brea,through air. Persamaan dasar yang dikembangkan oleh Kelge adalah sebagai berikut ´w − w2=1 i f o 2 .............................................................................(B<+) dan 1
Ki >
( ) dw dw
$imana Sw Sw+ Ki ;o+
..............................................................................(B<)
w 2
> > > >
Saturasi rata rata, fraksi P5 Saturasi pada akhir produksi umulatif air yang diinjeksikan ;raksi minyak pada akhir produksi
152
4.<.
Perk!raan Per%lehan M!n8ak $alam melakukan perhitungan perkiraan perolehan minyak terdapat
dua
periode
yaitu
brea,through.
periode
Pendesakan
sebelum
yang
brea,through
dilakukan
dan
sesudah
menggunakan
prinsip
incompressible, sehingga minyak yang diproduksikan sama dengan jumlah air yang diinjeksikan.
4.<.1. e(elu" -reakthro*h Sebelum brea,through (-!) dalam sumur produksi persamaan untuk
menentukan posisi bidang dengan S w konstan untuk S wiNSwN*N*So adalah
1 i df w ?sw >
A ∅ d w X Sw.............................................................................(B
Pada saat brea,through dan sesudahnya yang diamati adalah kenaikan Sw pada sumur produksi, dalam hal ini ? > /, sehingga persamaan menjadi 1 i L A ∅
=
1
df w d w
=1 id ..................................................................(B<7)
∨ we
$imana Swe Kid
> >
Sw sesaat di sumur produksi 0njeksi air dalam jumlah
volume
pori,
dimensionless Pada saat brea,through, saturasi front pendesakan Swf > S w bt men"apai sumur produksi dan water cut reservoir bertambah dengan "epat dari nol sampai f w bt > f w swf . Perolehan minyak untuk fasa ini dinyatakan dengan persamaan berikut
153
1
´ 2 p db Kid bt > %id bt > (
Sw") >
w bt
df w d w
∨ w bt .............................(B<<)
Aadi perolehan minyak pada saat brea,through adalah sebagai berikut Sw-! Sw" > Kid-! > 2 p$-!.....................................................................(B
>
Saturasi air pada saat brea,through (di"ari se"ara
> >
grafis) Saturasi water connate Aumlah air yang diinjeksikan
>
brea,through umulatif minyak pada saat brea,through
;i -ila laju injeksi tanpa dimensi iwd >
L A ∅
pada
saat
! (P5@ satuan waktu), maka
waktu terjadinya brea,through dapat dihitung dengan persamaan
1 idbt t bt >
.......................................................................................(B<:)
i wd
$imana t bt
>
Kaktu sampai brea,through
Kidbt
>
Aumlah air injeksi
iwd
>
3ate penginjeksian air
4.<.2. esudah -reakthro*h Setelah brea,through, / tetap konstan pada persamaan (B<), S w dan
fraksi aliran pada sumur produksi berangsur naik. Selama fasa ini perhitungan recovery minyak lebih komplek maka digunakan persamaan Kelge. Persamaan Kelge dipakai simana front sudah lebih dahulu sampai pada sumur produksi. 'aka persamaan yang dipakai adalah sebagai berikut
154
1
´
> Swe (* f ew)
w
df w d w
∨ we ....................................................(B
$ari persamaan (B<) dan persamaan (B
´
> Swe (* f ew)Kid....................................................................(BE8)
w
-ila masing masing ruas dikurangi S w" maka akan diperoleh persamaan untuk menghitung perolehan minyak, yaitu 2 pd >
´
Sw" > (Swe Sw") (* f we)Kid......................................(BE*)
w
BAB
TUDI #AU
Studi kasus pada bab ini merupakan tahap yang bertujuan untuk mengetahui atau melihat perilaku reservoir yang disimulasi menggunakan software 1=/0PS1 *88 pada masa yang akan datang berdasarkan kondisi yang diharapkan, dalam hal ini dilakukan production run untuk waktu waktu yang diinginkan dengan mengoptimalkan kemampuan suatu reservoir berproduksi setelah dan sebelum dilakukannya
penambahan
sumur
injeksi.
Sedangkan
untuk
perhitungan
pendesakan pada saat waterflood ing menggunakan metode -u"kley/everet.
.1.
ejarah La&angan
Sejarah lapangan sangat dibutuhkan untuk mengidentifikasi adanya reservoir . /apangan yang akan diteliti bernama I-2P *ield J dengan data yang disajikan dalam table dibawah ini abe0 &.1. Karakteristik Reservoir :a+an*an -;P$ Petrophysis
#et Porosity
+8.*89
#et Permeability
<+.* m$
155
Stoc, )an, Oil Density
:BF.E kg@m
+as Solution *actor
*+B.* kg@m
Oil
Saturation Pressure
++8 bara
Properties
Oil olume *actor
*.*7 vol@vol YPsat
&ompressibility
8.7 ? *8 B bar
iscosity
*.+8 "pYPsat
Stoc, )an, Oil Density
8.F kg@m
+as olume *actor
8.887F rm@m Y++8bara
iscosity
8.8+< "p Y++8bara
Water Density
*888.7 kg@m
Water
&ompressibility
8.BB ? *8 B bar
Properties
iscosity
8.B:* "P
*ormation olume *actor
*.8* vol@vol Y+78bara
!nitial Pressure
+78 bars Y+888 m !5$SS
Water Oil &ontact
+*<8 m !5$SS (assumed)
*luid Properties
+as Propesties
!nitial State
abe0 &.2. Karakteristik Reservoir :a+an*an -;P$
$ate +*$e"8+ *Aan8 *;eb8 *&pr8 *Aul8 *4"t8 *Aan8B *&pr8B *Aul8B *4"t8B *Aan87 *&pr87 *Aul87 *4"t87 *Aan8< *&pr8< *Aul8< *4"t8<
+as Rate (m@day) F8E7 F8E7 F8E7 F778+ F
B$P )arget Oil Rate (m@day) +8 ++7.+ +8<.* *F.* *:F.B *:E.* *:B.: *:+.< *:8. *EE.E *EB.E *E*.+ *<<.7 *7B.7 *E.E *+8.< *8E.+ F<.E
(bar) E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 E78 EB8 E*
Well Bore 0$ 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8. 8.
156
.2.
a"(ar Pena"&ang La&angan dan Data PT La&angan &ada La&angan BNP a. a"(ar Pena"&ang
Gambar &.1. Penam+an* 2) Smr P :a+an*an -;P$ an**a0 1 )esember 2552 !an 51 Janari 255' (E#0i+se 155
Gambar &.2. Penam+an* ) Smr P :a+an*an -;P$ (E#0i+se 155
(. ra*!k PT
157
Gra7ik &.1. Oi0 PV Fn#tion (E#0i+se 155
Gra7ik &.2. Gas PV Fn#tion (E#0i+se 155
158
Gra7ik &.. S9OF (9aterDOi0 Satration Fn#tion(E#0i+se 155
159
Gra7ik &.6. SGOF (GasDOi0 Satrations Fn#tions (E#0i+se 155
160
.3.
Peren)anaan Pena"(ahan u"ur &ada La&angan BNP a. Peren)anaan Pena"(ahan u"ur
/apangan -2P memiliki "adangan hidrokarbon yang berupa minyak atau yang lebih dikenal dengan Original Oil !n Place sebesar :EB*:78 m , sedangkan untuk air yang sudah berada di reservoir sebagai akuifer sebesar +*F8++++8 m . Penambahan yang dilakukan pada /apangan -2P ini dibuat beberapa plan scenario untuk mengembangkan lapangan ini hingga tahun +8+8. &dapun peren"anaan penambahan sumur pada lapangan ini berdasarkan penyebaran saturasi minyak dan strategi penambahan yang diren"anakan se"ara teknikal. &dapun beberapa s"enario yang di ren"anakan , sebagai berikut
abe0 &.. Skenario Reservoir :a+an*an -;P$
P/&2 4; $151/4P'12! (* $e" +88+ * Aan +8+8) -ase =ase =ase * (P) =ase * 7 Sumur produksi =ase + (PBZP7ZP
161
5ase 1 - Base 5ase '
Gambar &.. Bo!e0 @ase 1 Pa!a an**a0 1 )esember 2552 (E#0i+se 155
Gambar &.6.
Bo!e0 @ase 1 Pa!a an**a0 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
Pada s"enario
base
"ase
merupakan
penambahan sumur sumur
yang
telah
ada. !erdapat
*
Sumur
e?isting
yang
diterapkan
dengan
memperpanjang waktu sumur tersebut. Produksi kumulatif minyak (2p) yang diperoleh pada s"enario base "ase ini sebesar ++*++. m. 'aka recovery factor yang dapat diperoleh berdasarkan nilai 440P dari /apangan -2P sebesar +7.+F9.
162
•
5ase 2 - 5ase 1 C u"ur &r%duks! '
Gambar
&.&. Bo!e0 @ase 2 Pa!a an**a0 1 )esember 2552 (E#0i+se 155
Gambar &.8. Bo!e0 @ase 2 Pa!a an**a0 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
Pada s"enario "ase + merupakan penambahan dari base "ase yang kemudian ditambahkan B sumur produksi, yaitu PBZ P7Z P
163
•
5ase 3 -5ase 1 C 1 u"ur &r%duks!'
Gambar &.'. Bo!e0 @ase Pa!a an**a0 1 )esember 2552 (E#0i+se 155
Gambar &.=. Bo!e0 @ase Pa!a
an**a0 51 Janari 2525
(E#0i+se 155
Pada
s"enario
"ase
merupakan
penambahan dari
"ase * yang kemudian ditambahkan *8 sumur produksi, yaitu PBZ P7Z P
P*.
Produksi
kumulatif minyak (2p) yang diperoleh pada s"enario "ase sebesar +8:<<
dengan penambahan sumur injeksi. 5ase 4 -5ase 3 C 2 ell ater Inje)t!%n'
164
Gambar &.%. Bo!e0 Penambahan @ase
!en*an 2
Smr Injeksi (E#0i+se 155
Gambar &.15. Bo!e0 @ase 6 Pa!a an**a0 51
Janari
2525 (E#0i+se 155
Pada s"enario "ase B merupakan penambahan dari "ase yang kemudian ditambahkan + sumur injeksi, yaitu 0* dan 0+. Penentuan titiktitik koordinat pada sumur injeksi didasarkan pada 6ona a%uifer dan permeabilitas pada /apangan -2P, sehingga air yang diinjeksikan mampu mendorong minyak sebagai fungsi dari water drive. Penambahan sumur injeksi dikarenakan recovery factor meningkat hanya beberapa persen dari s"enario base "ase hingga s"enario "ase , sehingga diharapkan dengan ditambahkannya sumur injeksi pada s"enario "ase B dapat meningkatkan recovery factor se"ara signifikan. 2amun ternyata jumlah recovery factor (3;) yang diperoleh pada s"enario "ase B naik sebesar 8.F89 dari "ase * dan naik sebesar +.7<9 dari "ase ke dengan jumlah produksi kumulatif minyak (2p) sebesar +*+:8. m . 'aka recovery factor yang dapat diperoleh berdasarkan nilai 440P dari /apangan -2P sebesar +<.*F9. •
5ase -5ase 4 C4 ellater Inje)t!%n'
165
Gambar &.11. Bo!e0 Penambahan @ase 6 !en*an
6
Smr Injeksi (E#0i+se 155
Gambar &.12. Bo!e0
@ase & Pa!a an**a0 51 Janari 2525
(E#0i+se 155
Pada
s"enario
"ase
7
merupakan
penambahan dari "ase B yang kemudian
ditambahkan B sumur injeksi, yaitu 0Z 0BZ 07Z 0<. Penentuan titik titik koordinat pada sumur injeksi didasarkan pada 6ona a%uifer dan permeabilitas pada /apangan -2P, sehingga water yang diinjeksikan mampu mendorong minyak sebagai fungsi dari water drive. Penambahan B sumur injeksi pada "ase B dapat menaikkan nilai Recovery *actor (3;) sebesar F.E<9 dari "ase * dan sebesar :.:<9 dari "ase B sedangkan jumlah produksi kumulatif minyak (2p) yang diperoleh pada s"enario "ase 7 sebesar 8F7+.E m . 'aka recovery factor yang dapat diperoleh berdasarkan nilai 440P /apangan -2P sebesar 7.879.
(. >ad9al Pena"(ahan u"ur &ada La&angan BNP 5ase 1 Peren"anaan penambahan skenario base "ase pada /apangan -2P
dengan satu sumur sebagai sumur produksi dapat dilihat pada table dibawah ini.
166
abe0 abe0 &.6. Ja!4a0 Penambahan smr +a!a 0a+an*an -;P @ase 1
Grid Kell
P
•
0
$atum A
+F
+
$epth (ft) +888
Status Produ"tio n
Start
1nd
Produ"tion
Produ"tion
(UU''$$)
(UU''$$)
+88+*+*
+8+88*8*
5ase 2 -5ase 1 C u"ur &r%duks!' Pada penambahan "ase + ini dari base "ase ditambah dengan lima
sumur produksi pada /apangan -2P abe0 abe0 &.&. Ja!4a0 Penambahan smr +a!a 0a+an*an -;P @ase 2
Grid Kell
•
0
$atum A
$epth (ft)
P
+F
+
+888
PB
*
+
+888
P7
+*
+888
P<
+*
*
+888
PE
<
*
+888
P:
<
+888
Status Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n
Start
1nd
Produ"tion
Produ"tion
(UU''$$)
(UU''$$)
+88+*+*
+8+88*8*
+88E8+8*
+8+88*8*
+88E8<8*
+8+88*8*
+88E*88*
+8+88*8*
+88:8+8*
+8+88*8*
+88:8<8*
+8+88*8*
5ase 3 -5ase 1 C 1 u"ur &r%duks!' Skenar Skenario io penamb penambaha ahan n yang yang ketiga ketiga adalah adalah base base "ase ditamba ditambah h
dengan sepuluh sumur produksi pada /apangan -2P abe0 abe0 &.8. Ja!4a0 Penambahan smr +a!a 0a+an*an -;P @ase
Grid Kell
0
$atum A
$epth (ft)
P
+F
+
+888
PB
*
+
+888
Status Produ"tio n Produ"tio n
Start
1nd
Produ"tion
Produ"tion
(UU''$$)
(UU''$$)
+88+*+*
+8+88*8*
+88E8+8*
+8+88*8*
167
P7
+*
+888
P<
+*
*
+888
PE
<
*
+888
P:
<
+888
PF
B*
+
+888
P*8
B<
*
+888
P**
B<
+888
P*+
7+
+
+888
Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n
+88E8<8*
+8+88*8*
+88E*88*
+8+88*8*
+88:8+8*
+8+88*8*
+88:8<8*
+8+88*8*
+88:*88*
+8+88*8*
+88F8+8*
+8+88*8*
+88F8<8*
+8+88*8*
+88F*88*
+8+88*8*
168
•
5ase 4 -5ase 3 C 2 ell ater Inje)t!%n' Skenario penambahan yang keempat adalah "ase ke ditambah
dengan dua sumur injeksi pada /apangan -2P abe0 abe0 &.'. Ja!4a0 Penambahan smr +a!a 0a+an*an -;P @ase 6
Grid Kell
0
$atum A
$epth (ft)
P
+F
+
+888
PB
*
+
+888
P7
+*
+888
P<
+*
*
+888
PE
<
*
+888
P:
<
+888
PF
B*
+
+888
P*8
B<
*
+888
P**
B<
+888
P*+
7+
+
+888
0*
+7
+
+888
0+
*E
+
+888
Status Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n
Start
1nd
Produ"tion
Produ"tion
(UU''$$)
(UU''$$)
+88+*+*
+8+88*8*
+88E8+8*
+8+88*8*
+88E8<8*
+8+88*8*
+88E*88*
+8+88*8*
+88:8+8*
+8+88*8*
+88:8<8*
+8+88*8*
+88:*88*
+8+88*8*
+88F8+8*
+8+88*8*
+88F8<8*
+8+88*8*
+88F*88*
+8+88*8*
+8*88+8*
+8+88*8*
+8*88E8*
+8+88*8*
169
•
5ase -5ase 4 C 4 ell ater Inje)t!%n' Skenario penambahan yang terakhir adalah "ase keempat ditambah
dengan empat sumur injeksi pada /apangan -2P abe0 abe0 &.=. Ja!4a0 Penambahan smr +a!a 0a+an*an -;P @ase &
Grid Kell
0
$atum A
$epth (ft)
P
+F
+
+888
PB
*
+
+888
P7
+*
+888
P<
+*
*
+888
PE
<
*
+888
P:
<
+888
PF
B*
+
+888
P*8
B<
*
+888
P**
B<
+888
P*+
7+
+
+888
0*
+7
+
+888
0+
*E
+
+888
P
+F
+
+888
0
+
+888
0B
:
+
+888
07
BB
+
+888
0<
BF
+
+888
Status Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n Produ"tio n
Start
1nd
Produ"tion
Produ"tion
(UU''$$)
(UU''$$)
+88+*+*
+8+88*8*
+88E8+8*
+8+88*8*
+88E8<8*
+8+88*8*
+88E*88*
+8+88*8*
+88:8+8*
+8+88*8*
+88:8<8*
+8+88*8*
+88:*88*
+8+88*8*
+88F8+8*
+8+88*8*
+88F8<8*
+8+88*8*
+88F*88*
+8+88*8*
+8*88+8*
+8+88*8*
+8*88E8*
+8+88*8*
+8*8*+8*
+8+88*8*
+8*8*+8*
+8+88*8*
+8**878*
+8+88*8*
+8***88*
+8+88*8*
+8*+88*
+8+88*8*
170
171
.4.
Has!l Peren)anaan Pena"(ahan su"ur &ada la&angan BNP -erdasarkan beberapa peren"anaan yang telah dilakukan untuk
mengoptimasi lapangan -2P demi meningkatkan Recovery *actor sehingga dapat dikembangkan se"ara ekonomis. 'aka didapatkan hasil peren"anaan penambahan sumur pada lapangan -2P -2P sebagai berikut abe0 &.%. >asi0 Peren#anaan Penambahan smr +a!a 0a+an*an -;P
440P (m)
Parameter
Plan 4f $evelopment =ase *
=ase +
=ase
=ase B
=ase 7
+8:<<
+*+:8.
8F7+.E
Produ"tion !otal (sm)
++*++.
4il Produ"tion 3ate (sm@day) /i%uid Produ"tion 3ate
:E.*:<+E+
B*.*FF77*
8.B87FF
E7.+:8+87
**.+**7
BB.8+BF
*77.
B<.E8BFE7
*:F<.7*::
8888.F8+
8.EB<7
8.E7+F*+B
8.B:B78<
8.F<88<**
8.FF<+++E
B<.F7787
**+.887<
*:.EB<
F.+B+7:+
**E.7:8+
F<.7+8::F
E+.FFBB<
8.EBB*+E8F
8.8BF*8EE+
:8E+BE*E8
*8+7
*8:+F7F*88
*8<78:788
*8F7
$ensitas 4il (kg@m )
:B<.***8:
:B.*E7B:
:B*.<+<+:
:BB.+BBF
:<:.77<7:
5iskositas 4il 3ata 3ata (=p)
+.*FFFB7
.EF<+8EB
B.8+*:E
B.87*7+E
B.87B:F*
;P3, ;ield Pressure (-ar&)
<:.+:F*B
**.:<B<
+.
+E.+8<+<<
8B.78:FE
Kater 0nje"tion 3ate (sm @day)
8
8
8
+888
8888
Kater 0nje"tion !otal (sm) Kater Produ"tion 3ate
8
8
8
E8F+888
FE+<7888
+7<.::<
+<7.E
+<7.7:8F
+8:8.8F:
B:8E.*B+
<*+<:.:
8*+:<:.
B+*7F:
:F:EBB<
FB+::E:B
3;
+7.+F9
+.+B9
+.<9
+<.*F9
7.879
0n"remental Recovery (9)
+.8B9
*.<<9
8.F89
F.E<9
(sm@day) Water cut !otal (dimensionless) Gas 4il 3atio (sm@sm) Gas /i%uid 3atio (sm@sm)
Produksi Gas !otal (sm )
(sm@day) Kater Produ"tion !otal
::*7EB.F
+87+
172
..
Perh!tungan F0i! )is+0a#ement $ari data diatas dapat dilihat bahwa kasus yang paling berpotensi
menaikkan performa dari sumur injeksi adalah kasus kelima. 4leh karena itu dari data kasus kelima akan dihitung prediksi performa waterflood dengan menggunakan metode -u"kley/everett dan metode Kelge. ;LUI DAN PEN?ELEAIAN
Pada tabel dibawah adalah data awal dari lapangan -2P yang mengalami penurunan produksi dan dapat dilihat pada recovery factor nya. 4leh karena itu perlu dilakukannya metode secondary recovery seperti waterflood ing. $ari running 1=/0PS1 *88 didapatkan nilai sebagai berikut P5 H= • iw • 2s • Co • Kinj •
> 7 8888 sm@day > *::.E bbl@day > ::*7E7 sm > **.+**7 sm@day > FE+<7888 sm
Permeabilitas relatif batuan air dan minyak tersusun dalam tabel dibawah ini. *. /angkah awal yaitu men"ari nilai ;w dengan persamaan sebagai berikut 1
;w
>
>
Kro
(1 +
1 0.7524 1.2 (1 + ) 0.0009 0.481
> .4F
173
abe0 &.15. )ata S4, Kr4, Kro, P# !an F4
Sw
rw
ro
P" (bar)
;w
8
8
*
*
8
8.8<+7 8.*+7 8.*:E7
8.888F 8.887B 8.8*B:
8.E7+B 8.7BEB 8.:*E
8.B<: 8.+7+ 8.*BF
8.888BEF 8.88FF 8.8*78B
8.+7 8.*+7
8.88B 8.87
8.+7*: 8.*7F
8.8FB 8.8<
8.8B<*7F 8.*+*+F7
8.E7
8.8:E
8.8:B+
8.8BB
8.+:BF+B
8.BE7 8.7
8.*+ 8.*E*E
8.8:E 8.88*
8.8+ 8.8+B
8.7<8+B 8.F:*B<*
8.7<+7
8.+87
8.888+
8.8*:
8.FFE:B
8.<+7
8.
8
8.8*B
*
*
*
8
8
*
+. Setelah itu membuat grafik frational flow dengan "ara plot grafik ;w dengan Sw. Gra7ik &.&. Fra#tiona0 F0o4
Fwbt
Tan
Swbt
. Pengambilan 2ilai dari Grafik dengan "ara menarik garis linear dari Sw" sampai menyinggung kurva ; w vs Sw. dari garis singgung ini diperoleh abe0 &.11. ;i0ai !ari Gra7ik Fra#tiona0 F0o4
Parameter
2ilai
174
Swbt ;wbt ´ wbt Sw" ;wi
8.7+ 8.FF:7 8.<* 8. 8.8*
eterangan !abel !itik singgung antara garis tersebut dengan kurva memberikan S w • •
> Swbt !itik potong antara garis, yaitu pada garis ; w > * menghasilkan saturasi air rata rata system pendesakan pada saat brea,through
( ´wbt ) B. 'engansumsikan nilai
´ wbt , Swbt, dan ;wbt dengan plot grafik
mengambil nilai setelah brea,through grafiknya dapat dilihat dibawah ini. Gra7ik &.8. Fra#tiona0 F0o4 sete0ah -reakthro*h
7. $ari
grafik di atas didapatkan asumsinya sebagai berikut. abe0 &.12. /smsi ni0ai sete0ah breakthro*h
175
Swbt
;wbt
´ wbt
8.7+ 8.7< 8.7F 8.<+7 8.< 8.
8.FF:7 8.FF:: 8.FFF+ 8.FFF< 8.FFF: 8.FFF
8.<* 8.<: 8.EB 8.:+ 8.F+ 8.FE
<. /angkah selanjutnya yaitu menghitung !an [ dan menghitung C i-!, dengan persamaan sebagai berikut
( ) df w
!an [
>
d w
wf
....................................................................(7+)
" w,$ − " wi >
w,$ − wc
>
0.9985−0.01 0.52−0.03
> 2.134 1
Ci-!
>
>
( ) df w
d w
...................................................................(7)
wf
1 2.017347
> .4F1 2ilai yang didapatkan dari perhitungan diatas adalah sebagai berikut abe0 &.1. Perhitn*an an a !en*an i-
!an [ +.8*EB E *.:<7<< *.E<
Ci-! 8.BF7E8 * 8.7<88 8.7<<**B 8.<8*+7
176
*.
8.<8<*: 8.<*
E. 'enentukan k ro ro dan k rw rw pada saat Swi dan
´ w,$ dari permeabilitas
relative. relative. 2ilai tersebut di"ari dengan menggunakan menggunakan interpolasi interpolasi seperti seperti "ontoh perhitungan dibawah ini.
- Perhitungan rw rw (Swi) Sw
0.625
0.61
0.5625 Krw
0.6250− .30.61 0.625− 0.5625
>
0.3 − x 0.2305 0.3− 0.2305
>
0.3 − x 0.0695
8.8* 8.8*:E :E7 7 8.88* .88*8B 8B+7 +7 >
8.8< 8.8<+7 +7 / /
0.015 0.0625
x
−0.0177075 −0.0625
>
x
8 .2<332
/
´ - Perhitungan roro ( w,$ ) Sw
0.375
0.33
0.3125 Kro
0.1539
x
0.0842
177
0.375−0.33 0.375− 0.3125
0.1539 − x 0.1539 −0.0842
>
0.1539 − x
0.045 0.0625
>
8.88*<7 8.88F<
0.0697
>
8.8<+7 /
−0.0064635 −0.0625
>
/
x
8 .13410
abe0 abe0 &.16. >asi0 Perhitn*an Kro S4i !an Kro
ro ro YSwi
´ wbt rw rw Y
8.*8B*< 8.*8B*< 8.*8B*< 8.*8B*< 8.*8B*< 8.*8B*<
8.+:+ 8.8888+F 8.8888<* 8.888*8B 8.888*7E 8.888*:B
´ wbt
<. 'enghitung nilai ' dan 1 a-! Param Paramete eterr yang yang terp terpen enti ting ng untu untuk k mene menent ntuk ukan an keefe keefekt ktif ifan an dari dari
waterflood adalah adalah titik titik akhir akhir mobilit mobilitas as ratio ratio dan men"ari men"ari kalkul kalkulasi asi areal efisiensi penyapuan dari persamaan sebagai berikut
k rw / μ w '
>
k ro / μ o ......................................................................(7B) 0.28332 / 1.2
>
0.103416 / 0481
> 0.<34F4
178
0.30222997
0.03170817
1a-!
>
>
'
8.7B<8+8<
8.7B<8+8<
'
e
0.03170817 6.83479774
88878F
...(77)
0.30222997
e
6.83479774
88878F
> .1014< $ari "ontoh perhitungan diatas didapatkan hasil pada tabel dibawah ini abe0 abe0 &.1&. >asi0 Perhitn*an B !an E a- a-
' <.:BEFEE B 8.888E8<: 8.88*BE:: 8.88+78:: F 8.88E:EB < 8.88BB:: *
e' F+F.:F:F:E*
1a-! 8.7*<*B :
*.888E8E8:
B7.E8E<
*.8*B:FE:<
++.+:7< <
*.88+7*+8B
*.B:7:
*.88EFB
F.+*:FE
*.88BBB:
E.FF8+: :
F. 'eng 'enghi hitu tung ng C i-! dan Ki-! pada saat breakthrough ´ C > ( w,$ Sw ).............................................................(7<) i-!
i
> (8.<* 8.8) > .<
Ki-!
> (P5) ? C i-! ? 1a-!.........................................................(7E) > (7 0
abe0 abe0 &.18. >asi0 Perhitn*an i- !an !an 9 i- i-
Cibt 8.7: 8.<7
Kibt <:F*
179
8.E* 8.EF 8.:F 8.FB
:FEFF:8:.+ B <8B<:8<. E B<7<7BE7.7 E B+<+
*8. 'enghitung waktu terjadinya breakthrough breakthrough 1 i,$ t-! > i w ........................................................................(7:) 68916796.67
>
30000
> 22F.23 da8s abe0 abe0 &.1'. >asi0 Perhitn*an t -
t-! (d (day) ++FE.+ 7<+8.B< +FF. +8*7.B< *77+.*: *B+8.:F
t-! (year) <.+FEE* *7.F:7 :.+88:F< 7.7+*:8F B.+7+777 .:F+:7*
**. Sela Selanj njut utny nyaa meng menghi hitu tung ng 1 d-!, efis efisie iens nsii disp displa la"e "eme ment nt pada pada saat saat breakthrough dan menghitung 2 p-! yaitu yaitu nilai nilai kumulat kumulatif if produk produksi si minyak.
1d-!
>
´ − wi w,$ ................................................................(7F) 1 − wi
>
0.61−0.03 1 −0.03
> .FF3< (2p)-!
> 2s ? 1 $-! ? 1&-!...........................................................(7F) > ::*7E7 ? 8.7FEF: ? 8.7*<*B: > 22041. s" 3 abe0 abe0 &.1=. >asi0 Perh itn*an E !- !an ; +- !- !an
180
1d-! 8.7FEF : 8.
2 p-! (sm) +E+7
181
*+. 'enghitung Water cut
di surfa"e dan di reservoir pada saat
breakthrough wf − wi 1
> 8 A,$ ( w,$ − wi) ....................................................(7*8) 0.52−0.03
>
0.516148 (0.52−0.03 )
> 1.030F2F3
> 8.+EBF
( )
> 8.+EBF
(
1 i,$ 1 in6
.......................................................(7**)
68916796.67 97265000
)
> .1F4F4F 2P
newly
G 1 .............................................................................
(7*+) > *.<
[
f wf 1 −( 2 0 p ) newly K43s
>
[
]
1 −f wf 1− ( 2 0 p )newly
( ) , o
]
,w
0.9985 [ 1−0.318813698 ]
>
1 −0.9985 [ 1 −0.318813698 ]
.............................(7*)
( ) 1.15 1.01
> 2.4213< /%l/%l f wf K43r
>
( 1− f wf ) .................................................................(7*B) 0.9985
>
( 1−0.9985 )
> 00.000 /%l/%l
182
abe0 &.1%. >asi0 Perhitn*an
( 2 0 p ) newly
1 *.<
8.*FBEEFB F 8.BE<77B + 8.+7:8** 8.*E8:::: * 8.**<8EF E 8.*+8BE7: E
8.*::*
K43s (vol@vol) +.B+*: 7
K43r (vol@vol) <<7.<<< E :+.
8.88:78*8<
**<.7+
8.88:F:+7*+
**7.FE
*+BF
8.88F7BF*F
**.B8:F
+BFF
8.88F<+B*+
**B.E:F
BFFF
8.88FE:B7++
*8B.77 :
FFF
*. 'enghitung nilai Co dan Cw iw Co > ,o .........................................................................(7*7) >
188.7 1.15
> 104.< ((lda8 Cw
> Co ? K43s................................................................(7*<) > * 3F.31 ((lda8
abe0 &.25. >asi0 Perhitn*an o !an 4
Co (bbl@da y) *
Cw (bbl@da y) FE.* EE *F8F*. :7 *:F+7. E7 *:<8:. F+ *::B. 77 *E*7+.
183
E
F< BAB I
PEMBAHAAN
Pada tanggal * $esember +88+, proeses memproduksikan fluida pada /apangan -2P sumur P berhasil dilakukan pertama kalinya dan sesuai dengan gambar penampang reservoir posisi sumur P /apangan -2P berada pada kondisi saturasi oil sebesar * m$ dan dengan target -HP nya adalah sebesar +8 m @day. $ata yang didapatkan pada sumur P /apangan -2P pada tanggal * $esember +88+ adalah +as Rate F3 m@day dan Oil Rate bar.
Gambar 8.1. Penam+an* 2) Smr P : a+an*an -;P$ an**a0 1 )esember 2552 (E#0i+se 155
Pada tanggal * Aanuary +88E, menurut historinya sumur P pada /apangan -2P telah ditutup. !etapi kandungan fluida yang terdapat di dalamnya masih sangat produktif untuk diproduksikan. Hal tersebut terbukti melalui gambar dibawah ini dimana reservoir pada /apangan -2P masih produktif untuk diproduksikan. 'aka dari itu penambahan yang signifikan dan efisien dapat di kembangkan untuk menguras kembali kandungan fluida yang terdapat pada /apangan -2P yang telah ditutup produksinya melaui sumur P.
184
Gambar 8.1. Penam+an* 2) Smr P :a+an*an -;P$ an**a0 51 Janari 255'
Gambar dibawah ini menunjukkan mekanisme pendorong minyak yang digunakan oleh reservoir pada /apangan -2P. !erlihat pada gambar bahwa mekanisme pendorong yang dominan adalah air dan gas, akan tetapi mekanisme pendorong air lebih kuat dibandingkan dengan mekanisme pendorong gas. -iasanya
system
mekanisme
pendorong water
drive
yang
kuat
tidak
direkomendasikan untuk menggunakan waterflooding karena masuknya air alami atau
a%uifer
se"ara
berkelanjutan
sehingga
dapat
menyebabkan
water
brea,through. 2amun pada beberapa kasus mekanisme pendorong air juga dilengkapi dengan injeksi air dalam rangka untuk mendukung tingkat pendorongan minyak yang lebih tinggi. Gra7ik 8.1. Bekanisme Pen!oron* +a!a :a+an*an -;P (E#0i+se 155
185
Pada kelima studi kasus yang ada, studi kasus yang ke lima adalah studi kasus yang paling berpotensi untuk menaikkan nilai recovery factor . !idak hanya dilihat pada kenaikan nilai recovery factor akan tetapi juga dilihat dari beberapa faktor yang mempengaruhi yaitu seperti parameter yang mempengaruhi dan performa dari lapangan dan sumur -2P. Penempatan sumur injeksi dan sumur produksi juga berpengaruh dalam penurunan nilai recovery factor . Pada kasus ini pola sumur injeksi dan sumur produksi menggunakan four spot (pola B titik) dengan keberhasilan kenaikan nilai recovery factor sebesar F.0. 0.1.
Para"eter + Para"eter 8ang Me"&engaruh! Laju Al!r F0i!a $idalam produksi terdapat beberapa parameter yang sangat
berpengaruh untuk mendorong minyak ke permukaan di /apangan -2P ini. Pada sejarah lapangan, pengeboran pertama kali dilakukan pada * $esember +88+ dengan satu sumur produksi yang diberi nama IPJ dan dilakukan penambahan sumur pada lapangan -2P sampai tahun +8+8 dengan penambahan beberapa sumur produksi. &kan tetapi 440P dari lapangan tersebut tidak bisa terproduksi se"ara keseluruhan karena beberapa factor tertentu sehingga dilakukannya metode primary recovery seperti artificial lift" gas lift dll. Seiring berjalannya waktu primary recovery di /apangan -2P ini tidak bekerja se"ara maksimal sehingga dilakukannya
metode secondary
recovery seperti
waterflood ing.
Parameter parameternya adalah sebagai berikut a. Tekanan - Pressre' Pada awal pengeboran yaitu pada tanggal * $esember +8*B,
/apangan -2P ini berproduksi dengan satu sumur produksi. $apat terlihat pada gambar penampang /apangan -2P dibawah ini bahwa dengan satu sumur produksi tekanan tidak akan berubah se"ara signifikan. Pada gambar (a) terlihat kondisi tekanan masih berada pada titik nilai 20.20 bar, sedangkan pada gambar (b) kondisi tekanan berada pada titik nilai 134. bar sampai dengan titik 1.< bar. Hal itu menandakan bahwa tekanan pada gambar (b) semakin berkurang seiring dengan penambahan sumur produksi dengan laju alir yang
186
tinggi maka tekanan yang ada di reservoir lama kelamaan dapat drop, oleh karena itu dilakukan metode kedua yaitu waterflood ing untuk memulihkan kondisi reservoir minyak dengan "ara penginjeksian air sebagai pressure maintenance, apabila langkah tersebut tidak dapat optimal maka dapat diterapkan metode tertiary recovery seperti chemical flooding" thermal flooding dll.
(a)
(b)
Gambar 8.2. 2) Kon!isi ekanan :a+an*an -;P 3 (a /4a0 Pro!ksi +a!a 1 )esember 2552 (b /khir Pro!ksi +a!a 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
(. A - Satration Gas'
187
(b) Gambar 8.. 2) Kon!isi Satration Gas :a+an*an -;P 3 (a /4a0 Pro!ksi +a!a 1 )esember 2552 (b /khir Pro!ksi +a!a 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
Gambar diatas adalah kondisi dimana saturasi gas saat berproduksi. Saturasi gas itu sendiri yaitu perbandingan volume pori yang diisi gas dengan volume pori total batuan yang ada di reservoir . Pada gambar (a) saturasi gas berada pada titik :.2 pada saat tahun produksi pertama hingga tahun terakhir sumur ditutup, akan tetapi berbeda hal dengan gambar (b) gas sudah mulai rilis pada titik .1342< dengan volume yang masih sedikit. #ntuk perbandingan volume gas yang terproduksi dapat dilihat pada grafik +as Oil Ratio.
). ;IL - Satration Oi0 '
(a)
(b)
Gambar 8.6. 2) Kon!isi Satration Oi0 :a+an*an -;P 3 (a /4a0 Pro!ksi +a!a 1 )esember 2552 (b /khir Pro!ksi +a!a 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
Parameter sebuah reservoir potensi menghasilkan minyak dan gas bumi adalah adanya nilai saturasi oil yang mendekati 1, sehingga dapat
188
diasumsikan reservoir tersebut *889 terisi oleh minyak. Pada awal produksi di gambar (a) terlihat bahwa saturasi minyak berada pada nilai 1.1 akan tetapi setelah minyak terproduksikan air yang sudah ada di reservoir akan menggantikan pori pori minyak yang kosong sehingga terlihat pada gambar (b) saturasi minyak nya berkurang sampai . karena banyak nya minyak yang sudah terproduksi ke permukaan.
d. AT - Satration 9ater '
Saturasi water yang ada di reservoir tidak diharapkan bernilai *889 akan tetapi terdapat air alami atau a%uifer yang berpotensi untuk ikut terproduksi pada saat terproduksikannya minyak ke permukaan. Seperti terlihat pada gambar (a) dibawah ini bahwa pada koordinat grid yang di bor sumur produksi kondisi saturasi air nya sangat ke"il yaitu -:.1' akan tetapi dengan bertambahnya tahun produksi kondisi
saturasi air mulai naik hampir ke titik yang bernilai 1. karena air tersebut menggantikan pori minyak yang kosong dan telah terproduksi ke permukaan. Hal ini harus diantisipasi karena berpotensi air ikut terproduksi ke permukaan dengan masuk melalui "elah "elah "asing.
189
(b) Gambar 8.&. 2) Kon!isi Satration 9ater :a+an*an -;P 3 (a /4a0 Pro!ksi +a!a 1 )esember 2552 (b /khir Pro!ksi +a!a 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
190
e. $ - Gas Oi0 Ratio '
(a)
(b)
Gambar 8.8. 2) Kon!isi Gas Oi0 Ratio :a+an*an -;P 3 (a /4a0 Pro!ksi +a!a 1 )esember 2552 (b /khir Pro!ksi +a!a 51 Janari 2525 (E#0i+se 155
3S didefinisikan sebagai banyaknya S=; gas yang terlarut dalam 1 S!- minyak pada saat minyak terproduksikan ke permukaan. Pada gambar (a) G43 berada pada titik diantara F.2 + 134. , sedangkan pada gambar (b) terlihat G43 sudah mulai menurun yaitu nilainya sekitar 1.< + 4.04 . Hal ini dapat disebabkan karena beberapa factor , seperti jarak antar sumur produksi atau sumur injeksi, atau posisi pengeboran kurang tepat dll.
0.2.
Per*%r"a La&angan dan u"ur
$ari tabel .13 dapat dipilih dan ditentukan "ase yang mana yang lebih ekonomis dan menghasilkan recovery factor yang lebih besar. #ntuk melihat lebih jelas performa dari lapangan -2P tersebut dapat dilihat pada analisa grafik dibawah ini.
191
,;PT -Fie0! Oi0 Pro!#tion ota0 ' Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan
hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield Oil Production )otal artinya rata rata jumlah keseluruhan minyak yang dapat diproduksikan pada /apangan -2P hingga tahun 22, dimana garis yang berwana merah muda merupakan =ase . $ari grafik ;4P! dapat dilihat bahwa pada s"enario "ase * peningkatan 2p sebesar ++*++. m. Setelah itu, diterapkan s"enario "ase 2 yang merupakan penambahan "ase 1 ditambah dengan 7 sumur produksi yang mengalami penurunan 2p sebesar 2204.0 m. Pada "ase 3 penambahan "ase 1 ditambah dengan 1 sumur produksi yang mengalami kenaikan nilai 2p dari "ase 2 sebesar 2<000. m. 4leh karena peningkatan 2p hanya beberapa persen dari kasus ketiga, maka diterapkan s"enario "ase 4 yang merupakan penambahan "ase 4 ditambah dengan 2 sumur injeksi yang mengalami kenaikan 2p sebesar 2312<3.3 m. Penambahan "ase ditambah dengan 4 sumur injeksi yang mengalami peningkatan 2p sebesar 3F332. m. $apat terlihat pada grafik kenaikan produksi terjadi pada saat dilakukannya =ase 2 hingga =ase , itu menunjukkan bahwa penambahan sumur produksi dan sumur injeksi sangat berpengaruh penting untuk menaikkan jumlah produksi kumulatif minyak (2p) yang ada di /apangan -2P.
192
Gra7ik 8.2. FOP (Fie0! Oi0 Pro!#tion ota0 (E#0i+se 155
,;P$ -Fie0! Oi0 Pro!#tion Rate' Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan
hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield Oil Production Rate yang artinya rata rata laju alir minyak yang dapat berproduksi pada /apangan -2P hingga tahun 22 yang mana grafik ;4P3 ini dapat digunakan untuk melihat performa suatu lapangan dari tahun pertama dilakukannya pengeboran hingga tahun terakhir ditutupnya sumur, dimana garis yang berwana merah muda merupakan =ase . $ari grafik ;4P3 dapat dilihat bahwa pada s"enario "ase 1 peningkatan laju alir minyak sebesar <.1<022 m@day. Setelah itu, diterapkan s"enario "ase 2 yang merupakan penambahan "ase 1 ditambah dengan sumur produksi yang mengalami penurunan laju alir minyak sebesar 41.1FF1 m@day. Pada "ase 3 penambahan "ase 1 ditambah dengan 1 sumur produksi yang mengalami penurunan laju alir minyak dari kasus pertama dan mengalami kenaikan laju alir dari kasus ke dua sebesar 3.43FF m@day. 4leh karena penurunan laju alir minyak yang terjadi terus menerus, maka diterapkan s"enario "ase 4 yang merupakan penambahan "ase 4 ditambah dengan 2 sumur
injeksi yang bertujuan untuk menaikkan laju alir minyak dan
193
menghasilkan kenaikan laju alir minyak sebesar .2<2 m@day. /alu untuk "ase yang terakhir yaitu Penambahan "ase ditambah dengan 4 sumur injeksi mengalami peningkatan laju alir minyak sebesar 113.3211 m@day. $apat terlihat pada grafik kenaikan laju alir minyak terjadi pada saat dilakukannya =ase 1, akan tetapi bersamaan dengan penambahan sumur produksi laju alir minyak di reservoir juga ikut
menurun.
Sehingga
metode secondary
recovery seperti
waterflood ing digunakan untuk menaikkan laju alir minyak yang ada di reservoir , pada "ase 4 dengan penambahan 2 sumur injeksi dan pada =ase yaitu 4 sumur injeksi sehingga terdapat 0 sumur injeksi untuk menaikkan laju alir minyak 1 sumur produksi dan ternyata laju alir minyak /apangan -2P dapat naik tiga kali lebih besar dari laju alir minyak yang terakhir di re"ord. Gra7ik 8.. FOPR (Fie0! Oi0 Pro!#tion Rate (E#0i+se 155
,LP$ -Fie0! :ii! Pro!#tion Rate' Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan
hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield 'iquid Production Rate yang artinya rata rata laju alir li%uid yaitu air, minyak dan gas yang dapat berproduksi pada /apangan -2P hingga tahun 22 yang mana grafik ;/P3 ini dapat digunakan untuk melihat performa suatu lapangan dari tahun pertama dilakukannya pengeboran hingga tahun
194
terakhir ditutupnya sumur, dimana garis yang berwana merah muda merupakan =ase . $ari grafik ;/P3 dapat dilihat bahwa pada s"enario "ase 1 peningkatan laju alir li%uid sebesar 344.24F m. Setelah itu, diterapkan s"enario "ase 2 yang merupakan penambahan "ase 1 ditambah dengan sumur produksi yang mengalami penurunan laju alir li%uid sebesar 1.041 m. Pada "ase 3 penambahan "ase 1 ditambah dengan 1 sumur produksi yang mengalami penurunan laju alir li%uid yang sangat signifikan sebesar 40.4F m. 4leh karena penurunan laju alir li%uid yang terjadi terus menerus, maka diterapkan s"enario "ase 4 yang merupakan penambahan "ase 4 ditambah dengan 2 sumur injeksi yang bertujuan untuk menaikkan laju alir li%uid
sehingga didapatkan kenaikan laju alir li%uid sebesar 1
195
dapat naik tiga kali lebih besar dari laju alir li%uid pada saat pertama kali produksi. Gra7ik 8.6. F:PR (Fie0! :ii! Pro!#tion Rate (E#0i+se 155
,5T -Fie0! 9ater #t ota0 ' Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan
hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield Water cut )otal yang artinya jumlah keseluruhan rata rata air yang ikut terproduksi pada /apangan -2P, dimana garis yang berwana hitam merupakan =ase . $ari grafik ;K=! dapat dilihat bahwa pada s"enario "ase 1 peningkatan water cut sebesar .400F< m. Setelah itu, diterapkan s"enario "ase 2 yang merupakan penambahan "ase * ditambah dengan sumur produksi yang mengalami kenaikan water cut
sebesar
.32F124 m. Pada "ase 3 penambahan "ase 1 ditambah dengan 1
sumur produksi yang mengalami penurunan nilai water cut sebesar .34<40 m. Selanjutnya diterapkan skenario "ase 4 yang merupakan
penambahan "ase 4 ditambah dengan 2 sumur injeksi yang bertujuan untuk menaikkan laju alir sehingga didapatkan kenaikan water cut sebesar .F03011 m. enaikan water cut pada =ase 4 ini terjadi karena
terdapat
2
sumur injeksi air
yang
digunakan
untuk
196
meningkatkan laju alir pada sumur produksi. /alu untuk "ase yang terakhir yaitu Penambahan "ase ditambah dengan 4 sumur injeksi mengalami peningkatan water cut sebesar .FF02223 m. &ir yang ikut terproduksi ke permukaan meningkat seiring berjalannya waktu akan tetapi mengalami penurunan pada kasus ke3 karena jumlah sumur produksi yang semakin banyak akan tetapi pada kasus ke 4 mengalami kenaikan water cut dikarenakan terdapat penambahan air yang diinjeksikan melalui dua sumur injeksi. $apat juga dilihat pada grafik water cut terjadi pada saat pengeboran pertama kali, akan tetapi bersamaan dengan penambahan sumur produksi water cut di reservoir juga ikut naik. Gra7ik 8.&. F9@ (Fie0! 9ater #t ota0 (E#0i+se 155
,;$ -Fie0! Gas Oi0 Ratio' Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan
hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield +as Oil Ratio yang artinya jumlah ratio gas yang terproduksi bersamaan dengan terproduksinya minyak ke surfa"e pada /apangan -2P, dimana garis yang berwana merah merupakan =ase . $ari grafik ;G43 dapat dilihat bahwa pada s"enario "ase 1 peningkatan G43 sebesar 403.F m@m. Setelah itu, diterapkan s"enario "ase 2 yang
197
merupakan penambahan "ase 1 ditambah dengan sumur produksi yang mengalami penurunan G43 sebesar 304.03 m@m. Pada "ase 3 penambahan "ase 1 ditambah dengan 1 sumur produksi yang
mengalami penurunan G43 sebesar 112.30 m@m. Setelah itu pada penerapan "ase 4 yang merupakan penambahan "ase 4 ditambah dengan 2 sumur injeksi nilai G43 menurun sebesar 1<.40041 m@m. Pada "ase yang terakhir yaitu Penambahan "ase ditambah dengan 4 sumur injeksi mengalami penurunan G43 sebesar F.2423<2 m@m. Penurunan G43 terjadi seiring dengan penambahan sumur produksi dan sumur injeksi, hal tersebut terjadi karena volume air yang lebih banyak mendominasi untuk ikut terproduksi ke permukaan. $apat terlihat pada grafik G43 terjadi pada saat pengeboran pertama kali, Gas sudah mulai rilis terlebih dahulu. &kan tetapi pada saat penambahan sumur produksi nilai G43 mulai turun, pada saat penambahan "ase 3, "ase 4 dan "ase nilai G43 juga menurun se"ara berkala. Hal tersebut dapat terjadi karena volume air yang ikut terproduksi lebih banyak dikarenakan mekanisme pendorong dari lapangan -2P merupakan water drive yang sangat kuat sehingga nilai ratio gas nya akan berkurang seiring berjalannya proses produksi. $apat terlihat jelas pada grafik yaitu pada kasus ke nilai G43 yang meningkat tajam pada saat perforasi pertama kali, hal tersebut bisa terjadi ketika perforasi menembus lapisa gas sehingga gas rilis terlebih dahulu.
Gra7ik 8.8. FGOR (Fie0! Gas Oi0 Ratio (E#0i+se 155
198
,L$ -Fie0! Gas :ii! Ratio'
+as 'iquid Ratio sama dengan +as Oil Ratio akan tetapi perbandingan li%uid yaitu antara air dan minyak. Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield +as 'iquid Ratio yang artinya jumlah ratio gas yang terproduksi bersamaan dengan terproduksinya li%uid ke surfa"e pada /apangan -2P, dimana garis yang berwana merah merupakan =ase . Pada kasus pertama nilai gas li%uid ratio sebesar 11.<2 m@m, pada kasus kedua dengan penambahan sumur produksi nilai gas liquid ratio nya menurun sebesar F0.2<
199
sehingga gas tidak akan banyak terproduksi karena yang diinginkan dari lapangan -2P yaitu produksi minyak.
Gra7ik 8.'. FG:R (Fie0! Gas :ii! Ratio (E#0i+se 155
,PT -Fie0! Gas Pro!#tion ota0 ' Setelah kita mengetahui perbandingan ratio gas yang ikut terproduksi
oleh minyak dan li%uid setelah itu kita dapat mengetahui produksi gas total pada grafik ;GP!. Pada grafik dibawah ini terdapat buah garis yang menunjukkan hubungan waktu hingga tahun 22 terhadap *ield +as Production )otal artinya rata rata jumlah keseluruhan gas yang dapat diproduksikan pada /apangan -2P hingga tahun 22, dimana garis yang berwana merah merupakan =ase . $ari grafik ;GP! dapat dilihat bahwa pada s"enario "ase 1 peningkatan Gp sebesar <241m. Setelah itu, diterapkan s"enario "ase 2 yang merupakan
penambahan "ase 1 ditambah dengan sumur produksi yang mengalami penurunan Gp sebesar 13204F m. Pada "ase 3 penambahan "ase 1 ditambah dengan 1 sumur produksi yang mengalami kenaikan nilai Gp dari kasus 2 sebesar 1<2FF1 m. Setelah itu dilakukan penambahan kasus ke 3 dengan penambahan 2 sumur injeksi nilai Gp menurun sebesar 103< m dan pada
200
kasus ke nilai Gp yang didapatkan menurun sebesar 133F04 m. Hal tersebut dapat dilihat pada grafik dibawah ini. Gra7ik 8.=. FGP (Fie0! Gas Pro!#tion ota0 (E#0i+se 155
,I$ -Fie0! 9ater Inje#tion Rate H F9I (Fie0! 9ater Inje#tion ota0 '
*ield Water !n5ection Rate adalah laju alir injeksi air pada reservoir di lapangan -2P. $ari grafik ;K03 kita dapat mengetahui performa laju alir air yang telah diinjeksikan pada reservoir sehingga kita dapat mengetahui keakuratan posisi titik sumur injeksi yang kita pilih. arena apabila titik injeksi yang kita pilih terdapat 6ona fra"t atau rekahan maka akan berbahaya dikarenakan air injeksi tersebut dapat menjari sehingga tidak tepat sasaran pada sumur produksi dan akan mengakibatkan rugi dengan buang buang "ost yang mahal untuk melakukan injeksi air. Pada kasus pertama sampai kasus ke 3 laju alir air injeksi didapatkan nilai sebesar sm@day dikarenakan pemasangan sumur injeksi dimulai pada tahun 21 sampai tahun 22. Pada kasus keempat didapatkan nilai laju alir injeksi air sebesar 2 sm@day sedangkan pada kasus ke didpatkan kenaikan laju alir sebesar 3 sm@day. Setelah kita dapatkan seberapa besar nilai laju alir air yang telah diinjeksikan ke reservoir , kita dapat mengetahui jumlah total air
201
injeksi yang diinjeksikan ke reservoir pada grafik ;K0!. $ari grafik dibawah ini dapat terlihat bahwa injeksi air dimulai pada tahun 21 sehingga nilai injeksi total air sebesar sm pada kasus pertama, ke 2 dan kasus ke3. Pada kasus ke4 didapatkan nilai injeksi total sebesar F2 sm sedangkan pada kasus ke mengalami kenaikan injeksi
air total sebesar F20 sm. $apat terlihat jelas bahwa gambar dari grafik ;K03 dan ;K0! sama akan tetapi berbeda nilai. Sehingga laju alir injeksi berbanding lurus dengan injeksi total.
Gra7ik 8.%. (a Fie0! 9ater Inje#tion Rate (b Fie0! 9ater Inje#tion ota0 (E#0i+se 155
(a)
(b)
,PT -Fie0! 9ater Pro!#tion ota0 ' J ,P$ -Fie0! 9ater Pro!#tion Rate' Performa suatu sumur dapat dilihat juga pada air yang ikut terproduksi
ke permukaan. ;KP! adalah jumlah total air yang terproduksi ke permukaan sedanngkan ;KP3 adalah performa laju alir air yang ada di reservoir . Semakin sedikit air yang ikut terproduksi maka semakin banyak minyak yang akan terproduksi. ondisi tersebut yang diharapkan untuk menjaga tingkat produksi minyak selama 2 tahun. /aju alir yang didapatkan pada kasus pertama yaitu 20.<3<0 sm@day, pada kasus ke2 mengalami penurunan sebesar 20. sm@day, pada
202
kasus ke3 mengalami penurunan sebesar 20.<F sm@day, setelah itu pada kasus ke4 mengalami kenaikan sebesar 2<.F< sm@day dan pada kasus ke sebesar 4<.142 sm@day. Sedangkan pada total produksi air dari tahun pertama hingga tahun 22 yaitu pada kasus pertama sebesar 0120<3.< sm, pada kasus ke 2 mengalami penurunan sebesar 312<0<.3 sm, dan pada kasus ke 3 mengalami kenaikan sebesar 421F3< sm, produksi total air mengalami kenaikan yang signifikan pada kasus ke 4 sebesar
Gra7ik 8.15. (a Fie0! 9ater Pro!#tion Rate (b Fie0! 9ater Pro!#tion ota0 (E#0i+se 155
(a)
(b)
203
Dens!tas M!n8ak= !sk%s!tas M!n8ak dan Tekanan $ensitas, 5iskositas dan !ekanan merupakan hal yang sangat
berpengaruh dalam menaikkan nilai recovery. 4leh karena itu perlu adanya monitoring pada ketiga parameter tersebut. #ntuk nilai densitas minyak pada kasus pertama sebesar <40.111< kg@m, pada kasus kedua sebesar <43.14< kg@m, pada kasus ketiga sebesar <41.0202< kg@m, kasus ke empat sebesar <44.244F3 kg@m dan pada kasus ke lima sebesar <0<.0< kg@m. $ari nilai yang didapatkan densitas dari fluida dari kasus pertama, kasus kedua dan kasus ketiga hanya mengalami sedikit penurunan akan tetapi pada kasus ke empat dan kelima mengalami kenaikan. Pada viskositas minyak yang ada di reservoir didapatkan nilai pada kasus pertama sebesar 2.1FF3F4 "p, pada kasus kedua sebesar 3.F024 "p, pada kasus ketiga sebesar 4.321<, sedangkan pada kasus ke empat mengalami penurunan
sebesar 4.12 "p dan kasus ke lima sebesar 4.34
204
205
Gra7ik 8.15. FO)E; (Fie0! Oi0 )ensit" (E#0i+se 155
Gra7ik 8.11.
FPR
(Fie0!
Pressre (E#0i+se 155
Gra7ik 8.12. FOVIS (Fie0! Oi0 Vis#osit" (E#0i+se 155
206
$ari diatas
data kita
dapat menghitung nilai pada saat sebelum breakthrough dan pada saat brea,through. Perhitungan data tersebut menggunakan metode -u"kley /everett yang mana menggunakan perhitungan fractional flow pada perhitungan awal yaitu untuk menentukan Swbt, ;wbt dan
´ wbt .
Setelah itu menghitung C i-! yang didapatkan nilai sebesar .4F1, lalu menghitung keefektifan dari waterflood dengan menghitung mobilitas ratio yang didapatkan nilai sebesar 0.<34F4 dan keefektifan pada saat breakthrough yaitu 1a-! didapatkan nilai sebesar .1014<. Pada saat brea,through didapatkan nilai Ci-! tidak jauh dengan nilai Ci-! pada saat sebelum brea,through yaitu sebesar .< dengan Ki-! sebesar 0
207
BAB II
#EIMPULAN $ari pembahasan diatas yaitu pada penambahan sumur pada lapangan -2P *.
dan perhitungan fra"tional flow dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut /apangan -2P dapat berproduksi maksimal dengan simulasi waterflood ing hingga 1 'aret 212 dengan penambahan "ase yaitu 1 sumur produksi
+.
dan 0 sumur injeksi yang didapatkan kenaikan nilai 3; sebesar 3.. Perbedaan antara efisiensi pendesakan yaitu perbandingan volume hidrokarbon
.
sedangkan efisiensi penyapuan yaitu perbandingan luas daerah hidrokarbon. $ari perhitungan metode -u"kley/everett didapatkan nilai 1d-! sebesar .FF3<, nilai (2p)-! sebesar 22041. sm, nilai K43s sebesar 2.4213<,
nilai K43r sebesar 00.000, nilai laju alir minyak (Co) sebesar 104.< bbl@day dan laju alir air (Cw) sebesar 3F.31 bbl@day.
208
DA,TA$ PUTA#A
*. &hmed, !arek. +88*. $ese/%!r Eng!neer!ng Hand(%%k e)%nd Ed!t!%n. #nited States -ritish /ibrary =ataloguing in Publi"ation
$ata. +. =raft,
-.
=.,
Hawkins,
'.
;. *F7F.
A&&l!ed Reservoir
Eng!neer!ng. 2ew Aersey Prenti"e Hall 0n". 1nglewood =lifts . $ake, /.P. *FEE. ,unda"entals ;* Reservoir Eng!neer!ng.
2etherlands 1/S15013 S=012=1 -.5. An Intr%du)t!%n B. ;agan, &lphonsus. *FF*.
t%
THE
PET$;LEUM INDUT$?. Government 4f 2ewfoundland and
/abrador $epartment of 'ines and 1nergy 7. Herniyadi, Ganang. +8*. La&%ran #%"&rehens!* Penera&an 9ater70oo!in* untuk ;&t!"as! Pr%duks!. -alikpapan S!!
'igas -alikpapan. <. H. =, Slider. *F:. %rld9!de Pra)t!)al Petr%leu" Reservoir Eng!neer!ng Meth%ds. #nited States of &meri"a PennKell
Publishing =ompany E. Aohn, K. /ee. *FF7. 9ater70oo!in* Industr8 )h%%l . !e?as &\' #niversity !e?as Petroleum 1ngineering $epartment. :. /esmana, ;anny Septia. +8*+. La&%ran #%"&rehens!* Men!ngkatkan Re#over" ;!l ?ang Mas!h Ters!"&an d! Reservoir
dengan
I""!s!(le
9ater70oo!in*
-E;$ )J.
-alikpapan S!! 'igas -alikpapan. F. 'anik, 5i"tor !ulus. +8*8. La&%ran Tugas Akh!r Anal!sa #!nerja Injeks! A!r Dengan Menggunakan Inter9ell Tra)er Test D! La&angan #enj! . Pekanbaru #niversitas 0slam 3iau. *8. '"=&02, Ar, Killiam $. *FF8. The Pr%&ert!es ;* Petr%leu" ,lu!ds e)%nd Ed!t!%n. #nited States of &meri"a PennKell
Publishing =ompany
