PENENTUAN RASIO CO2 WATER ALTERNATING GAS (CO2-WAG) OPTIMUM PADA LAPANGAN ‘U’.docx

PENENTUAN RASIO CO2 WATER WATER ALTE RNATI NG

G A S (CO2-WAG) OPTIMUM PADA LAPANGAN ‘U’ TUGAS AKHIR D i ajukan ajuk an guna me melengka lengk api syarat dala dalam m mencapa ncapai g elar Sa S ar j ana Tekni k Oleh

ULLY ZAKYATUL HUSNA NPM 143210639

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS ISLAM RIAU PEKANBARU 2018

HALAMAN PENGESAHAN Tugas akhir ini disusun oleh : Nama

: Ully Zakyatul Husna

NPM

: 143210639

Program Studi

: Teknik Perminyakan

Judul Skripsi

: Penentuan Rasio CO2 Water Alternating Gas (CO2-WAG) Optimum Pada Lapangan ‘U’

Telah berhasil dipertahankan dihadapan Dewan Penguji dan diterima sebagai salah satu syarat guna memperoleh gelar Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Islam Riau

DEWAN PENGUJI

Pembimbing I

: Dr. Eng. Muslim, M.T

Pembimbing II

: Fiki Hidayat, S.T, M.Eng

Penguji

: Tomi Erfando, S.T, M.T

Penguji

: Novrianti, S.T, M.T

Penguji

: Hj. Fitrianti, S.T, M.T

Ditetapkan di : Pekanbaru Tanggal

:

Disahkan oleh : DEKAN FAKULTAS TEKNIK

KETUA PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

Ir. Abd.Kudus Zaini, MT, MS, Tr

Dr. Eng. Muslim, M.T

ii Universitas Islam Riau

PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR Dengan ini saya menyatakan bahwa tugas akhir ini merupakan karya saya sendiri dan semua sumber yang tercantum didalamnya baik yang dikutip maupun dirujuk telah saya nyatakan dengan benar sesuai ketentuan.

Pekanbaru, 24 April 2018 2018

Ully Zakyatul Husna NPM 143210639

iii Universitas Islam Riau

KATA PENGANTAR Rasa syukur disampaikan kepada Allah SWT atas rahmat dan limpahan ilmu dari Nya sehingga s ehingga penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini. Penulisan tugas akhir ini merupakan salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik, Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Islam Riau. Saya menyadari bahwa banyak pihak yang telah membantu dalam penyelesaian tugas akhir serta memperoleh ilmu pengetahuan selama perkuliahan. Oleh sebab itu saya ingin mengucapkan mengucapkan terimakasih kepada: 1. Kedua orang tua penulis, papa Zulkarnaini, mama Salmanides serta kakak Honesty Prima Danny, yang selalu memberikan dukungan material, dukungan moral dan doa yang senantiasa mengiringi 2. Bapak Dr.-Eng. Muslim, MT selaku dosen pembimbing 1 dan Bapak Fiki Hidayat, ST, M.Eng selaku dosen pembimbing 2, yang telah menyediakan waktu, tenaga dan pikiran untuk memberi masukan dalam penyusunan tugas akhir ini. 3. Ibu Fitrianti, ST, MT selaku pembimbing akademik yang telah memberi arahan dan nasihat selama menjalani perkuliahan di Teknik Perminyakan 4. Ketua dan sekretaris prodi serta dosen-dosen yang sangat banyak membantu terkait perkuliahan dan ilmu pengetahuan 5. Laboratorium teknik perminyakan, terutama laboratorium simulasi reservoir 6. Sahabat terbaik saya M. Irfan Ardiansyah, Leovaldo Pangaribuan, Riri Permata Sari, Romal Ramadhan, Rezky Vanya Hazani, Nanda Permata Sari, Retno Safitri, Wino Dzaki F,

Dinda Asmara, Suci Zafirah Zulti, Zulti, M. Fauzy Saragih, Didik

Suryadi, Ilham Febriandi, dan teman-teman seperjuangan yang telah memberikan bantuan dalam menyelesaikan tugas akhir ini Teriring do’ do’a semoga Allah SWT memberikan balasan atas segala kebaikan semua pihak yang telah membantu. Semoga skripsi ini membawa manfaat bagi pengembangan ilmu pengetahuan. pengetahuan. Pekanbaru, 7 April 2018 Penulis

iv Universitas Islam Riau

DAFTAR ISI

HALAMAN SAMPUL HALAMAN PENGESAHAN....................................... ............................................................. ............................................. ......................... ii PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR ...................................................... ...................................................... iii KATA PENGANTAR........................................ .............................................................. ............................................ .................................. ............ iv DAFTAR ISI............................................ .................................................................. ............................................ ............................................. ......................... v DAFTAR GAMBAR................................................. ....................................................................... ............................................ .......................... .... vii DAFTAR TABEL .......................................... ................................................................ ............................................ .................................... .............. viii DAFTAR LAMPIRAN ..................................................... ........................................................................... ......................................... ................... ix DAFTAR SINGKATAN ........................................ .............................................................. ............................................ ............................... ......... x DAFTAR SIMBOL ........................................................... ................................................................................. ......................................... ................... xi ABSTRAK ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................. .......................... ... xii

AB A B STR ST R AC T .......................................... ................................................................ ............................................ ............................................. ......................... .. xiii BAB I PENDAHULUAN.......................................... ................................................................ ............................................ ............................ ...... 1

1.1. LATAR BELAKANG .................................................. ......................................................................................... ....................................... 1 1.2. TUJUAN PENELITIAN ......................................................... ..................................................................................... ............................ 2 1.3. BATASAN MASALAH ..................................................................................... 2 1.4. METODOLOGI PENELITIAN ............................................. ......................................................................... ............................ 2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA ......................................... ............................................................... ....................................... ................. 5

2.1. METODE CO2 ENHANCED OIL RECOVERY RECOVERY (EOR) (EOR) .................................. 5 2.2. PARAMETER DAN MEKANISME INJEKSI CO 2-WAG ........................... ........................... 8 2.3. PENENTUAN RASIO CO 2-WAG .................................................................. .................................................................. 11 BAB III TINJAUAN LAPANGAN ............................................ ................................................................... ............................. ...... 13

3.1. LOKASI GEOGRAFIS LAPANGAN U ........................................................ ........................................................ 13 3.2. GEOLOGI REGIONAL DAN STRATIGRAFI LAPANGAN U ............... 13 3.3. DESKRIPSI MODEL ........................................ ........................................................................................ ................................................ 16 3.3.1. Sifat Fisik Fluida Reservoir ........................................ .............................................................. .......................... .... 17 3.3.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir ....................................... ............................................................. .......................... .... 18 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ........................................ .............................................................. .......................... .... 20

4.1. MEKANISME INJEKSI CO 2-WAG PADA LAPANGAN U .................... 20 4.1.1. Deskripsi Model Reservoir Basecase Reservoir Basecase ........................................................ 21 v Universitas Islam Riau

4.1.2. Skenario Injeksi CO2-WAG pada Lapangan U ....................................... 24 4.2. PENENTUAN RASIO INJEKSI CO 2-WAG OPTIMUM PADA LAPANGAN U .............................................................................................. .................................................................................................. .... 27 4.3. ANALISIS PENGARUH FLUIDA INJEKSI PADA BERBAGAI RASIO CO2-WAG TERHADAP PRODUKSI MINYAK DI LAPANGAN U ...... 29 BAB V KESIMPULAN KESIMPULAN DAN SARAN .......................................... ................................................................. .......................... ... 36

5.1. KESIMPULAN .................................................................................................. 36 5.2. SARAN .................................................................................................... ............................................................................................................... ............ 36 DAFTAR PUSTAKA ............................................. ................................................................... ............................................ ............................. ....... 37 LAMPIRAN............................................. ................................................................... ............................................ ............................................ ...................... 41

vi Universitas Islam Riau

DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1 Diagram Alir Penelitian ............................................ ................................................................... ............................ ..... 4 Gambar 2.1 Metode Enhanced Metode Enhanced Oil Recovery (EOR) ............................................... ............................................... 6

r eservoir ........... ........... 7 Gambar 2.2 Skema berbagai desain injeksi karbon dioksida pada reservoir Gambar 2.3 Skema proses CO2-WAG ............................................ ................................................................... ......................... .. 8 Gambar 2.4 Penerapan teknik miscible/immiscible pada miscible/immiscible pada metode WAG ................ ................ 10

............................................ ............... 11 Gambar 2.5 Oil recovery pada beragam rasio WAG ............................. Gambar 3.1 Lokasi Cekungan Sumatera Selatan ........................................ ................................................... ........... 13 Gambar 3.2 Distribusi tinggian pada lingkungan lokasi Lapangan U ................... 14

Sel atan ............................................. ................................................ ... 15 Gambar 3.3 Peta Sub Cekungan Sumatera Selatan Gambar 3.4 Stratigrafi Sub Cekungan Jambi .......................................... ......................................................... ............... 16

ai r terhadap permeabilitas relatif relat if .................... 19 Gambar 3.5 Perbandingan saturasi air menggunakan software CMG 2015.10.................. 20 Gambar 4.1 Tahapan simulasi menggunakan software Gambar 4.2 Laju alir minyak pada sumur produksi Lapangan U .......................... 22

pr oduksi Lapangan U .......................... ................................................ .............................. ........ 22 Gambar 4.3 Kumulatif produksi Gambar 4.4 Saturasi Saturas i minyak min yak pada Lapangan U ................................... ..................................................... .................. 23 Gambar 4.5 Grafik tekanan, produksi air dan GOR terhadap waktu ..................... 24

............................... 25 Gambar 4.6 Pola sumur pada model simulasi di Lapangan U ............................... Gambar 4.7 Ilustrasi injeksi CO2-WAG pada Lapangan U ................................... ................................... 27 Gambar 4.8 Waktu vs Oil Recovery pada Recovery pada berbagai skenario injeksi CO 2-WAG... 28

laj u produksi minyak .... 30 Gambar 4.9 Pengaruh rasio injeksi CO2-WAG terhadap laju Gambar 4.10 Pengaruh rasio injeksi CO 2-WAG terhadap viskositas minyak ....... 31 Gambar 4.11 Pengaruh rasio injeksi CO 2-WAG terhadap tekanan reservoir ........ 33

................................................ ... 34 Gambar 4.12 Penurunan saturasi minyak rata-rata ............................................. Gambar 4.13 Penyebaran saturasi minyak pada tiap rasio injeksi CO 2-WAG .......35

vii Universitas Islam Riau

DAFTAR TABEL

immiscible CO2 ........................................... ............................................................. ..................7 Tabel 2.1 Screening criteria immiscible CO .......................................................... ................17 Tabel 3.1 Karakteristik Formasi Lapangan U .......................................... Tabel 3.2 Komposisi molekul fluida reservoir .............................. .................................................... ........................... .....17 Tabel 4.1 Parameter reservoir dalam model basecase Lapangan U......................... U.........................21

W AG ........................................... ...........................................26 Tabel 4.2 Jumlah fluida injeksi pada satu siklus WAG Tabel 4.3 Additional oil recovery factor .................... factor .......................................... ............................................. .........................29

viii Universitas Islam Riau

DAFTAR LAMPIRAN Lampiran I Perhitungan slug Perhitungan slug size .......................................... ................................................................. ............................... ........41

...............................................41 Lampiran II Perhitungan luas area model reservoir ............................................. .............................................................. ....................41 Lampiran III Perhitungan CO2 utilization .......................................... Lampiran IV Perhitungan laju injeksi fluida (air dan gas CO 2)..............................42

............................46 Lampiran V Permeabilitas relatif dan saturasi air Lapangan U ............................ factor pada basecase basecase............. .............47 Lampiran VI Laju produksi, tekanan, dan recovery factor pada

ix Universitas Islam Riau

DAFTAR SINGKATAN

WAG

Water Alternating Gas

IWAG

Immiscible Water Alternating Gas

GOR

Gas Oil Ratio

EOR

Enhanced Oil Recovery

RF

Recovery Factor

SCF

Standart Cubic Feet

MMP

Minimum Miscble Pressure

SF

Oil Swelling Factor

WOC

Water Oil Contact

CMG

Computer Modelling Group

PV

Pore Volume

x Universitas Islam Riau

DAFTAR SIMBOL

Bo

Faktor volume formasi

µo

Viskositas minyak

ρo

Densitas minyak

Soi

Saturasi minyak inisial

Sor

Saturasi minyak residual

xi Universitas Islam Riau

WATER ALTE RNATI RNATI NG GAS (CO (C O 2PENENTUAN RASIO CO 2 WATER WAG) OPTIMUM PADA LAPANGAN “U” ULLY ZAKYATUL HUSNA NPM 143210639 ABSTRAK

Lapangan “U” berada di Kabupaten Sarolangun, Provinsi Jambi. Secara geografis, lapangan ini terletak di cekungan Sumatera Selatan, sub-cekungan Jambi, formasi Air Benakat. Lapangan ini berproduksi dengan saturasi minyak inisial sebesar 0.65. Setelah melalui tahapan primary recovery, recovery, masih terdapat saturasi minyak residual sebesar 0.44. Sementara itu, Cekungan Sumatera Selatan memiliki potensi besar untuk penyimpanan cadangan CO 2. Hal ini menjadikan Lapangan U prospek untuk penerapan tertiary recovery dengan recovery dengan injeksi CO 2. Salah satu penerapan metode ini dapat disertai dengan injeksi air yang dikenal dengan istilah Water Alternating Gas (WAG).Tingkat (WAG).Tingkat keberhasilan suatu projek injeksi CO 2-WAG dapat ditentukan dengan menginvestigasi rasio WAG. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan rasio injeksi CO 2-WAG yang optimum serta pengaruhnya terhadap produksi minyak di Lapangan Lapangan “U”. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi injeksi immiscible CO2-WAG dengan tiga skenario rasio antara gas CO 2 dan air. Variasi rasio yang digunakan meliputi 1:1, 2:1 dan 1:2. Simulator yang digunakan dalam penelitian ini adalah Computer Modelling Group (CMG) Group (CMG) dengan compositional simulator GEM. GEM. Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan, rasio injeksi CO 2-WAG yang optimum pada Lapangan U adalah 1:2 dengan additional oil recovery factor sebesar sebesar 35.94%. Sementara itu, additional RF RF yang diperoleh dengan rasio 2:1 hanya 1.49% dan additional RF RF dengan rasio 1:1 diperoleh sebesar 19.52%. Pengaruh rasio injeksi CO2-WAG terhadap produktivitas Lapangan U adalah semakin besar jumlah injeksi air dalam perbandingan CO 2-WAG, semakin tinggi penambahan oil recovery factor .

Kata kunci: immiscible CO2-WAG, rasio, tertiary recovery, simulasi, recovery factor

xii Universitas Islam Riau

DE TERMI NATI NATI ON OF OF O OPTI PTI MU MUM M WATER WATER ALTE RNATI NG GAS (CO (C O 2-WAG) RATI O I N U U F F I E L D “

” ”

ULLY ZAKYATUL HUSNA NPM 143210639 AB A B STR ST R AC T U Field is located in Sarolangun District, Jambi Province. Geographically, the field is the northern part of South Sumatera back arc basin, Jambi sub-basin, Air Benakat formation. The field fiel d had produced under initial oil saturation of 0.65. After primary recovery stage, residual oil saturation of 0.44 is still exist. On the other hand, South Sumatera Basin is highly potential for its CO 2 reserve. This makes U Field becomes prospect of CO2 injection tertiary recovery application. One of the application of this method can be followed by water injection well known as water alternating gas (WAG). (WAG). The success of CO2-WAG injection can be determined by investigating several WAG ratios. ratios . This study aims to determine optimum CO 2-WAG injection ratio and analyze its effect to oil production in U Field. This study is held through reservoir simulation which is conducted under three scenarios of immiscible CO2-WAG ratio between CO 2 and water. WAG ratios are varied of 1:1, 2:1 and 1:2. Simulator used in this study is Computer Computer Modelling Group (CMG) with compositional simulator GEM. The study results 1:2 as an optimum CO 2-WAG injection ratio that gives highest additional oil recovery factor of 35.24%. Additional RF Additional RF given by ratio 2:1 and 1:1 are 1.49% and 19.52% respectively. The effect of CO 2-WAG ratio to U field oil productivity is the more amount of water injected, the higher additional oil recovery factor achieved.

K eywords ywords: immiscible CO2-WAG, ratio, tertiary recovery, simulation, recovery factor

xiii Universitas Islam Riau

BAB I PENDAHULUAN

1.1. LATAR BELAKANG

Lapangan ‘U’ ‘U’ berada di Kabupaten Sarolangun, Provinsi Jambi. Secara geologis, Lapangan ‘U’ berada di bagian utara cekungan busur belakang (back ( back arc basin) basin) Sumatera Selatan. Setelah mengalami penurunan produksi, jumlah sisa cadangan minyak yang masih cukup besar menjadikan lapangan ini prospek untuk penerapan metode enhanced oil recovery recovery (EOR). Gagasan ini didukung oleh ketersediaan sumber CO2 yang besar pada Cekungan Sumatera Selatan. Cekungan Sumatera Selatan menempati peringkat ke-3 di Indonesia sebagai cekungan yang berpotensi untuk penyimpanan cadangan CO 2 (Iskandar, Usman & Sofyan, 2013) . Beberapa percobaan ilmiah ( scientific trial ) CO2-EOR telah dikembangkan untuk meningkatkan per olehan olehan minyak pada lapangan ‘U’. ‘U’ . Sumber gas CO2 dapat diperoleh dari power plant di blok area Bangko Tengah dengan laju produksi CO 2 sebesar 594.435 MMscfd (Muslim et al ., ., 2013). Area Bangko berada di cekungan yang sama dengan lokasi Lapangan ‘U’, yaitu Cekungan Sumatera Selatan, Formasi Muaraenim (Permana & Panggabean, 2011). Injeksi karbon dioksida kedalam reservoir dapat meningkatkan produksi minyak sementara gas CO2 dapat dipisahkan dalam produksi terpisah (Brown, Al Kobaisi, & Kazemi, 2013). Metode ini dapat disertai dengan injeksi air yang dikenal dengan istilah Water Alternating Gas (WAG) (WAG) yang didesain untuk meningkatkan sweep efficiency efficiency baik secara mikroskopik maupun makroskopik (Hewson & Leeuwenburgh, 2017). Metode WAG banyak diaplikasikan dalam berbagai teknik injeksi CO2. Merchant (2017) menyatakan bahwa saat ini angka implementasi teknik injeksi WAG pada CO 2 floods mencapai floods mencapai lebih dari 90%. Jiang, Nuryaningsih, & Adidharma (2012) berpendapat bahwa kinerja proses WAG dipengaruhi oleh banyak faktor, seperti sifat-sifat fisik reservoir (wettabilitas dan heterogenitas), sifat-sifat fisik fluida (sifat fisik fluida reservoir dan sifat fisik fluida injeksi), teknik penginjeksian (pengaturan waktu dan siklus 1 Universitas Islam Riau

2

injeksi), serta parameter WAG (rasio dan slug dan slug size). size). Tingkat keberhasilan suatu projek injeksi CO 2-WAG dapat ditentukan dengan menginvestigasi berbagai rasio WAG dan laju injeksi yang beragam melalui pekerjaan simulasi dengan metode trial-and error (Hewson & Leeuwenburgh, 2017). Kebanyakan literatur yang telah dipublikasikan yang mendiskusikan mengenai kasus lapangan tidak memberikan informasi detail mengenai model simulasi yang digunakan atau analisis pengambilan keputusan oleh manajemen. Oleh sebab itu, proses WAG belum dapat dipahami dengan baik (Esmaiel, Fallah, & Van Van Kruijsdijk, 2005). 1.2. TUJUAN PENELITIAN

Berdasarkan latar belakang penelitian tersebut, maka tujuan penulisan tugas akhir ini adalah: 1. Menentukan rasio injeksi CO 2-WAG yang optimum pada Lapangan ‘U’ 2. Menganalisis pengaruh fluida injeksi pada berbagai rasio CO 2-WAG terhadap produksi minyak di Lapangan ‘U’ 1.3. BATASAN MASALAH

Agar penelitian ini mendapatkan hasil yang lebih terarah dan terfokus, maka perlu adanya pembatasan masalah. Adapun batasan masalah yang diberikan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut: 1. Model reservoir memiliki penyebaran karakteristik homogen dengan pola sumur direct line 2. Model yang digunakan memiliki batasan area seluas 10.15 acre 3. Analisis hasil penelitian terlepas dari pengaruh parameter WAG lainnya seperti pola sumur, cyclic timing WAG WAG dan slug dan slug size 4. Analisis hasil penelitian dilakukan tanpa adanya pertimbangan ekonomis

1.4. METODOLOGI PENELITIAN

Penelitian ini merupakan studi lapangan (field research) research) dengan objek Lapangan ’U ’U’ yang berada di Kabupaten Sarolangun, Provinsi Jambi. Teknik pengambilan data meliputi data sekunder yang terdiri dari data-data reservoir

Universitas Islam Riau

3

lapangan ’U’. Data tersebut diperoleh dari berbagai referensi berupa jurnal serta makalah-makalah ilmiah. Kemudian dilakukan simulasi dengan beberapa skenario rasio injeksi CO2-WAG menggunakan simulator CMG, untuk menentukan rasio injeksi CO2 yang optimum serta pengaruhnya terhadap produksi minyak di Lapangan ‘U’. ‘U’.


4

DIAGRAM ALIR PENELITIAN MULAI Pengumpulan Data Sekunder

Pembuatan Model Reservoir Basecase Reservoir Basecase

In ut Data Data ke Model Model Reserv Reservoir oir

Kontrol dan Validasi Simulasi

Tidak

Data sudah valid

Ya Pembuatan model skenario injeksi CO 2-WAG

Mengatur jumlah fluida injeksi sesuai sesuai rasio CO2WAG

Memperoleh hasil simulai basecase dan skenario rasio CO 2-WAG

Penentuan rasio injeksi CO 2-WAG optimum dan pengaruhnya terhadap produksi Lapangan U

Kesimpulan dan Saran

SELESAI

Gambar 1.1 Diagram Alir Penelitian


BAB II TINJAUAN PUSTAKA

OI L RE CO COVERY VERY (EOR) 2.1. METODE CO2 ENHANCED OI (EOR) Injeksi gas dilakukan saat saturasi minyak residual dalam zona penyapuan gas ternilai rendah. Namun, penyapuan volumetrik dari injeksi gas selalu menjadi perhatian utama. Mobility utama. Mobility ratio yang ratio yang mengontrol penyapuan volumetrik antara gas yang diinjeksikan dengan kandungan minyak yang didorong dalam proses gas biasanya tidak begitu menguntungkan karena viskositas fasa injeksi yang relatif rendah. Perbedaan ini membuat mobilitas dan akibat dari pengontrolan profil injeksi menjadi perhatian terbesar untuk keberhasilan proses ini (Amin, Zekri, Almehaideb, & Al-Attar, 2012). Injeksi CO2 merupakan salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) yang telah terbukti sukses dalam meningkatkan produksi minyak (Muslim, Permadi, & Bae, 2015). Metode ini sangat cocok untuk digunakan pada reservoir yang relatif dalam dengan jenis minyak ringan hingga minyak medium, agar minimum miscible pressure pressure (MMP) yang diperlukan dapat dicapai (Muslim & Permadi, 2016). MMP adalah tekanan terendah yang diperlukan agar gas CO 2 dapat bercampur dengan minyak di reservoir. Penggunaan CO 2 sebagai gas injeksi memberikan dua keuntungan utama. Pertama, titik tercampur (miscibility (miscibility)) dapat dicapai pada tekanan yang lebih rendah dibanding menggunakan gas hidrokarbon. Kedua, penggunaan CO 2 untuk injeksi akan melepaskan gas hidrokarbon yang dapat dimanfaatkan untuk alternative kepentingan lainnya (Espie, 2005). Saat diinjeksikan kedalam reservoir, gas CO2 bertindak sebagai sebagai solvent dan memberikan efek swelling terhadap minyak yang tersisa (minyak setelah waterflood ) dan menurunkan viskositasnya. Hal ini mengakibatkan volume minyak yang tersisa mengembang dan menjadi lebih ringan sehingga dapat diproduksikan (Merchant, 2017). Chung et al (1988) oil-swelling factor ( SF) SF) merupakan perbandingan volume minyak yang tersaturasi CO2 pada tekanan dan temperatur pengujian yang diberikan 5 Universitas Islam Riau

6

terhadap volume minyak mentah pada temperatur dan tekanan standar (1 atm) (Han, 2015). Merchant (2017) membagi metode CO2 Tertiary Recovery Recovery menjadi metode operasi seperti pada gambar 2.1 : Conventional WAG Recovery, ROZ Recovery, Gravity-stabilized Recovery, Double Displacement, Gas-cycling Huffand-Puff, Heavy Oil-California, Shale Oil (Bakken, Wolfcamp), Horizontal Well Pattern Development, dan CO dan CO2 Gas Drive dengan Nitro dengan Nitro Boost .

Gambar 2.1 Metode Enhanced Metode Enhanced Oil Recovery (EOR) Recovery (EOR) (Merchant, 2017)

Merchant (2017) juga menyebutkan perbedaan utama di antara metodemetode tersebut tergantung kepada geologi reservoir dan konfigurasi pola sumur. Pada metode conventional CO2 floods, floods, contohnya seperti yang telah pernah diterapkan di Texas Barat yang pada dasarnya memiliki formasi datar, permeabilitas rendah, lapangan dikembangkan dengan jarak pola ( pattern spacing ) seperti pola 5- spot , pola 9- spot , atau pola chickenwire. chickenwire. Sementara pada teknik conventional WAG, digunakan skema operasi untuk mengontrol mobilitas dan respon aliran CO 2. Tujuan dari teknik ini adalah untuk meminimalisir jumlah CO2 yang harus digunakan. Menurut Verma (2015) tidak seluruh reservoir sesuai untuk penerapan CO2EOR. Karakteristik reservoir tersebut harus melewati proses screening untuk mengidentifikasi kandidat yang tepat berdasarkan beberapa kriteria, seperti geologi reservoir, tekanan tercampur minimum, berat jenis minyak, dan viskositas. Jarrel et al (2002) setelah melakukan screening terhadap reservoir Universitas Islam Riau

7

minyak untuk aplikasi CO 2-EOR, dilakukan pengembangan desain untuk efisiensi perolehan minyak yang optimal. EOR screening telah telah dipublikasikan oleh Taber et al (1987) untuk mengidentifikasi kandidat reservoir yang cocok untuk immiscible CO2 flooding . Tabel 2.1 Screening criteria immiscible CO2

Parameter

Nilai

Kedalaman, ft

>1800

Viskositas minyak, cp

<600

Gravity, ºAPI

>12

Saturasi minyak, %

>35

Sumber: Taber et al, 1987

Desain tersebut dibuat berdasarkan parameter-parameter seperti geologi reservoir, sifat fisik fluida dan batuan, relative timing untuk waterflooding dan konfigurasi pola sumur, salah satu dari metode CO2-EOR flood yang yang tepat dapat dipilih seperti pada gambar 2.2 (Verma, 2015). Gambar tersebut menunjukkan berbagai skema teknik injeksi CO2. Terlihat perbedaan pada masing-masing metode injeksi terletak pada durasi siklus antara gas CO2, air, dan penambahan jenis gas lainnya.

Gambar 2.2 Skema berbagai desain injeksi karbon dioksida pada reservoir (Verma, 2015)


8

2.2. PARAMETER DAN MEKANISME MEKANISME INJEKSI CO2-WAG

Injeksi WAG merupakan proses tertiary oil recovery yang telah berkembang sejak tahun 1950-an (Esmaiel et al ., ., 2005). Metode ini merupakan salah satu cara untuk mengatasi masalah gravity tonguing dan viscous fingering pada teknik injeksi CO2-EOR (Chathurangani & Halvorsen, 2015). Teknik WAG dipakai untuk

meningkatkan

mobility

flooding

system sehingga system

menghasilkan

displacement efficiency efficiency yang lebih baik serta meningkatkan efisiensi perolehan minyak (oil recovery) recovery) (Zekri, Nasr, & AlShobakyh, 2011). Menurut Christensen et al . (2001) injeksi WAG pada dasarnya diterapkan untuk meningkatkan penyapuan injeksi gas, yang utamanya menggunakan air untuk mengontrol mobilitas displacement dan dan untuk menstabilkan permukaan minyak. WAG dapat meningkatkan microscopic displacement efficiency selama efficiency selama periode injeksi gas dan meningkatkan sweep efficiency efficiency pada periode waterflooding (Anuar et al ., ., 2017; Christensen et al ., ., 2001). Pada metode WAG, gas dapat memobilisasi minyak dengan gas terlarut sementara air membantu pergerakan minyak menuju sumur produksi (Espie, 2005).

Gambar 2.3 Skema proses CO2-WAG (US Department of Energy, 2017)

Freistuhler et al . (2000); Soares (2008) secara umum injeksi i njeksi air dipilih untuk reservoir water-wet, water-wet, sementara injeksi gas cenderung dipilih untuk reservoir oilUniversitas Islam Riau

9

wet . Meskipun demikian, proses water alternating gas (WAG) memberikan hasil perolehan yang lebih baik dibanding penerapan injeksi gas atau injeksi air saja dengan cara memanfaatkan kemampuan gas dan air tersebut pada saat yang bersamaan (Zahoor, Derahman, & Yunan, 2011). Gambar 2.3 menampilkan skema proses water alternating gas gas (WAG). Proses injeksi WAG terdiri dari injeksi air dan gas secara simultan dalam beberapa siklus dengan tujuan meningkatkan sweep efficiency efficiency dari waterflood serta meminimalisir viscous fingering dan gas dan gas overriding melalui injeksi gas (Anuar et al ., ., 2017). 2017) . Parameter WAG terdiri dari slug size, size, rasio, dan cycle cycle (Touray, 2013). Johns, Bermudez, & Parakh (2003) juga berpendapat bahwa proses WAG akan menyebabkan terjadinya pencampuran antara fluida reservoir dengan fluida injeksi, yang bergantung pada total volume gas yang diinjeksikan ( slug ( slug volume), volume), rasio WAG, dan jumlah siklus gas atau frekuensi WAG. Siklus alami proses WAG dapat mengakibatkan peningkatan saturasi air selama setengah siklus injeksi air dan penurunan saturasi air selama setengah siklus injeksi gas. Proses yang mempengaruhi siklus imbibisi dan drainage ini drainage ini menyebabkan nilai saturasi oil sisa lebih rendah dibandingkan water flooding dan gas dan gas flooding (Esmaiel (Esmaiel et al ., ., 2005). Dalam sebuah penelitian, efisiensi tertiary oil recovery yang recovery yang dihasilkan dari injeksi WAG sangat signifikan, menyebabkan nilai akhir dari saturasi oil tersisa hanya sebesar 13% pore volume (PV) (Righi et al ., ., 2004). Christensen, et al (2012) proses WAG secara umum diklasifikasikan menjadi

miscible flooding

ketika tekanan lebih tinggi dari tekanan tercampur minimum, dan immiscible flooding ketika tekanan lebih rendah dibanding tekanan tercampur minimum (Jiang et al ., ., 2012). Penggunaan injeksi miscible miscible atau near-miscible water alternating gas gas (WAG) dapat dipertimbangkan apabila nilai produksi yang diperoleh menggunakan waterflood kecil dan terdapat persediaan solvent (Bhambri & Mohanty, 2005). Sementara itu, metode immiscible WAG immiscible WAG bertujuan untuk menstabilkan permukaan dan meningkatkan kontak dengan area reservoir yang belum tersapu (Touray, 2013). Immiscible 2013). Immiscible WAG WAG adalah proses injeksi WAG dimana gas yang diinjeksikan tidak bercampur (miscible ( miscible)) dengan residual oil di


10

dalam saluran pori (Anuar et al , 2017). 2017). Immiscible CO2 EOR dilakukan jika reservoir mengandung heavy oil atau tekanan reservoir tidak mampu melebihi MMP (Chathurangani & Halvorsen, 2015). Pada immiscible WAG, efek berupa oil swelling dan viscosity reduction reduction terjadi pada minyak di reservoir (Chathurangani & Halvorsen, 2015). Penerapan Penerapan immiscible WAG (IWAG) sukses dilakukan pada the giant statjford field pada pilot project di tahun 1997. Oleh sebab itu, proyeknya berlanjut hingga meliputi hampir seluruh lapangan (Skauge & Stensen, 2003). Studi yang dilakukan oleh Christensen, Stenby, & Skauge (2001) mengenai kilas balik penerapan WAG di lapangan dari total 59 pekerjaan yang menunjukkan bahwa 18% di antaranya dilakukan dengan metode immiscible, immiscible, seperti pada gambar 2.4 berikut ini.

iscible/immiscible pada metode WAG (dari total Gambar 2.4 Penerapan teknik miscible/immiscible pada 59 pekerjaan) (Christensen et al ., ., 2001) Dari studi tersebut, diidentifikasi penerapan WAG pada beberapa jenis formasi dengan gas injeksi dan mekanisme pendorong yang berbeda-beda. Persamaan yang ditemukan adalah beberapa proyek yang dilaporkan mengalami permasalahan channeling dan/atau penurunan injektivitas (Esmaiel et al ., ., 2005). Ulasan terhadap aplikasi proses WAG di lapangan yang dilakukan oleh Skauge &


11

Stensen (2003) menunjukkan bahwa volume injeksi relatif air terhadap gas meningkat pada stage akhir WAG, untuk mengatasi channeling dan gas breakthrough. 2.3. PENENTUAN RASIO CO2-WAG

Rasio WAG adalah perbandingan antara jumlah air yang diinjeksikan dengan jumlah solvent yang diinjeksikan, keduanya dinyatakan dalam satuan volume reservoir (Juanes & Blunt, 2006). Air yang terlalu banyak dapat menyebabkan efek negatif terhadap microscopic efficiency, efficiency, dan gas yang terlalu banyak dapat menyebabkan sweep menyebabkan sweep efficiency yang efficiency yang lemah (Touray, 2013). Metode water alternating gas gas (WAG) dapat diterapkan pada reservoir dengan viskositas minyak berkisar antara rentang nilai rendah hingga menengah. Hal yang utama disini adalah untuk menentukan rasio yang optimal antara air yang diinjeksikan dengan gas (Valeev & Shevelev, 2017). Rasio WAG memiliki pengaruh yang sangat signifikan dalam desain proses WAG. Rasio 1:1 umum dipakai dalam aplikasi di lapangan. Meskipun demikian, pada dasarnya rasio WAG sangat bergantung kepada wettabilitas reservoir dan ketersediaan gas yang akan diinjeksikan (Zahoor et al ., ., 2011). Claridge (1982) berdasarkan studi simulasi rasio WAG yang optimum tergantung kepada kurva waterblocking (saturasi minyak yang terperangkap vs saturasi air). Kurva ini dapat ditentukan secara eksperimental untuk suatu batuan reservoir. Dari kurva yang dipakai pada studi tersebut, nilai WAG yang optimum adalah 1:1 (Han, 2015).

., 2011) Gambar 2.5 Oil recovery pada beragam rasio WAG (Zekri et al ., Universitas Islam Riau

12

Studi yang pernah dilakukan oleh Zekri et al ., ., (2011) mengenai pengaruh dari rasio WAG pada CO2 flooding pada pada oil wet system dilakukan dengan uji coba enam skenario rasio : WAG 1:1, 2:1, 1:2, 3:1, 1:3 dan continues CO2 flooding , seperti pada gambar 2.5. Hasil yang mereka peroleh mengindikasikan bahwa perolehan minyak yang lebih tinggi dapat dicapai dengan menggunakan rasio WAG 1:1 atau 1:2 dibandingkan rasio lainnya. Sementara continues CO2 flooding memberikan hasil yang paling buruk diantara seluruh skenario tersebut. Hal ini mungkin saja disebabkan oleh rendahnya volumetric sweep efficiency efficiency sebagai akibat dari mobility ratio ratio yang tinggi pada sistem yang diteliti. Secara umum, meningkatkan rasio WAG dapat meningkatkan performa proses WAG dengan meningkatkan volumetric sweep volumetric sweep efficiency.


BAB III TINJAUAN LAPANGAN

3.1. LOKASI GEOGRAFIS LAPANGAN U

Lapangan U terletak di Kabupaten Sarolangun, Provinsi Jambi, yang berjarak kira-kira sejauh 2 km dari kota Sarolangun (Paramita & Santoso, 2011; Lee et al ., ., 2015). Lapangan U telah dioperasikan oleh PT. Bina Wahana Petrindo Meruap (BWP Meruap) dibawah persetujuan Technical Assistance Contract (TAC) dengan Pertamina sejak bulan Juli 1994 (Lee et al ., ., 2015). Lapangan U pertama kali dioperasikan oleh Huffco pada Januari 1974. Saat itu dilakukan pemboran sumur pertama dan berhasil memproduksi minyak, dilanjutkan dengan penambahan sumur-sumur lainnya. Pada tahun 1981, Huffco meninggalkan blok Meruap dengan alasan kerugian ekonomi. Selanjutnya pada bulan April 1984, British Petroleum (BP) menandatangani kontrak bagi hasil ( production production sharing contract ) blok merangin. Namun pada tahun 1985, BP akhirnya juga meninggalkan blok merangin akibat masalah kerugian ekonomi (Lee et al ., ., 2015). 3.2. GEOLOGI REGIONAL DAN DAN STRATIGRAFI STRATIGRAFI LAPANGAN LAPANGAN U

Gambar 3.1 Lokasi Cekungan Sumatera Selatan (De Coster, 1974)

13 Universitas Islam Riau

14

Berdasarkan posisi geologi, lokasi Lapangan U berada di bagian utara Cekungan Sumatera Selatan (Lee et al ., ., 2015). Cekungan ini berjajar dari arah barat laut-tenggara di antara Bukit Barisan menuju arah selatan-barat dan dari arah Selat Malaka dan Karimata dan Laut Jawa menuju timurlaut-timur (De Coster, 1974). Gambar 3.1 menunjukkan lokasi Cekungan Sumatera Selatan.

Gambar 3.2 Distribusi tinggian pada lingkungan lokasi Lapangan U (Prawoto et al . 2015)

Menurut Holis et al (2016) Cekungan Sumatera Selatan terbentuk sebagai cekungan pull-apart akibat kecenderungan putaran ke kanan NW-SE patahan strike-slip. strike-slip. Hal ini menyebabkan Cekungan Sumatera Selatan didominasi oleh pengembangan cekungan continental rift. rift. Bagian tengah dari Lapangan U merupakan daerah cekungan yang dikelilingi oleh tinggian. Tinggian tersebut antara lain Pegunungan Tigapuluh dan Tinggian Tamiang yang berada tidak jauh dari Lapangan U seperti pada gambar 3.2 (Prawoto et al . 2015). Cekungan ini memiliki empat orientasi paleo-struktural yaitu orientasi NESW, WNW-ESE, N-S dan NW-SE. Secara struktural, Cekungan Sumatera Selatan terbagi menjadi empat sub cekungan utama (Sub Cekungan Jambi, Sub Cekungan Palembang Utara, Sub-Cekungan Palembang Selatan, dan Sub Cekungan


15

Palembang Tengah). Lapangan U termasuk kedalam Sub Cekungan Jambi (Paramita & Santoso, 2011). Gambar 3.3 menunjukkan lokasi sub-cekungan pada Cekungan Sumatera Selatan.

Gambar 3.3 Peta Sub Cekungan Sumatera Selatan (Holis et al ., ., 2016)

Ryacudu (2005) dari urutan usia tua ke muda, susunan stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan tersusun atas batuan basement; jenis litologi crystalline (batuan crystalline (batuan beku dan metamorf) dan metasedimen. Kemudian, pada masa tertiary diikuti tertiary diikuti oleh proses sedimentasi, tersusun atas Formasi Lahat dan Formasi Lemat, Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, Formasi Muaraenim dan Formasi Kasai (Holis et al ., ., 2016). Susunan lithostratigrafi seluruh formasi ditunjukkan pada gambar 3.4. Reservoir minyak Lapangan U


16

merupakan susunan dari batupasir pada Formasi Air Benakat (Paramita & Santoso, 2011). Produksi minyak pada Cekungan Sumatera Selatan dimulai pada awal 1989 dari regressive sand Formasi Air Benakat yang didominasi oleh sandstone sandstone pada bagian atas, claystone dan claystone dan sandstone sandstone pada pada bagian tengah dan claystone di claystone di bagian bawah (Amier, 1991). Estimasi potensi hidrokarbon pada formasi ini mencapai 345 MMBO (Prawoto, Firmansyah, Nurdrajat, & Sunardi, 2015). Minyak yang terdapat di formasi air benakat terendapkan di dalam lingkungan laut (marine) dan tergolong kedalam jenis low hingga medium paraffin based oil dengan kualitas 45-54 ºAPI (Amier, 1991).

Gambar 3.4 Stratigrafi Sub Cekungan Jambi (Holis et al ., ., 2016) 3.3. DESKRIPSI MODEL

Pada penelitian ini, dilakukan simulasi terhadap sebuah model reservoir black oil . Model yang dipakai merupakan model geometri linear homogen yang tersusun atas grid cartesian dengan jumlah blok grid 147 (7x7x3). Mengacu pada penelitian immiscible immiscible WAG oleh Ramachandran, Gyani, & Sur (2010) yang menggunakan model homogen dengan 3 lapisan dan menyatakan bahwa untuk


17

mendapatkan hasil yang optimum maka minimal setiap lapisan memiliki ketebalan 6.6 ft. Tabel 3.1 Karakteristik Formasi Lapangan U Parameter

Nilai

Tekanan Reservoir

1267 psi

Temperatur Reservoir

158.5 ºF

Tekanan Saturasi

993 psi

Kedalaman Sumur

3045 ft

Water Oil Contact (WOC) Contact (WOC)

3080 ft

Sumber : Muslim & Permadi, 2015

Pada penelitian ini, juga digunakan 3 lapisan dengan ketebalan 10 ft, dan setiap grid memiliki panjang dan lebar 95ft. Model yang dibuat mewakili reservoir seluas 442,225 ft 2, atau setara dengan 10.15 acre. Adapun karakteristik formasi pada Lapangan U yang dipakai dalam model tersebut ditampilkan pada tabel 3.1. 3.3.1. Sifat Fisik Fluida Reservoir

Jenis minyak yang terkandung dalam Lapangan U merupakan minyak ringan. Hal ini terlihat dari nilai ºAPI sebesar 40.5. Minyak ini memiliki viskositas 0.39 cp dan densitas minyak 0.8 gr/cc. Pada kondisi tekanan saturasi, jumlah gas yang terlarut di dalam minyak terdapat sebesar 361 SCF/STB. Sedangkan faktor volume formasi minyak senilai 1.16 bbl/STB juga diperoleh dalam kondisi pengukuran yang sama. Tabel 3.2 Komposisi molekul fluida reservoir Komponen

Mol, %

CO2

0.29

CH4

19.66

C2H6

3.07

N2

0.01

C3H8

3.33


18

Lanjutan Tabel 3.2 Komponen

Mol, %

IC4

1.32

NC4

2.02

IC5

1.56

NC5

1.15

NC6

1.63

C07-C09

34.554862

C10-C11

14.994047

C12-C14

10.211792

C15+

6.1992985

Sumber : Muslim & Permadi, 2015

Tabel 3.2 menampilkan komponen-komponen penyusun minyak Lapangan U. Pada tabel tersebut, terlihat bahwa C07-C09 merupakan komponen penyusun minyak terbesar dengan nilai sekitar 35%, metana (CH 4) terkandung sekitar 20%, dan C10-C15+ sebanyak 31%. Sedangkan komponen yang paling sedikit jumlahnya dalam minyak ini adalah nitrogen, nitrogen, yaitu hanya senilai 0.01% saja. 3.3.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Batuan reservoir pada Lapangan U merupakan jenis batupasir yang memiliki kompresibilitas senilai 5.00 E-06 1/psi. Saturasi minyak inisial batuan ini adalah 0.65. Karena model yang digunakan bersifat homogen, maka permeabilitas vertikal dan permeabilitas horizontal memiliki nilai yang sama, yaitu sebesar 112 md. Batuan pada lapangan ini memiliki porositas yang tergolong baik, yaitu 0.16. Gambar 3.5 merupakan plot antara permeabilitas relatif air (k rw rw) dan permeabilitas relatif minyak (k ro ro) terhadap saturasi air (sw) pada batuan reservoir di Lapangan Lapangan U.

Berdasarkan titik potong antara kedua plot tersebut, dapat

diketahui sistem wettabilitas batuan reservoir di Lapangan U. Nilai permeabilitas relatif minyak sebesar 0.88 diperoleh pada saat saturasi water connate connate 34%. Sementara itu, pada kondisi saturasi minyak tersisa (residual ( residual oil saturation) saturation) 32%,


19

diperoleh permeabilitas relatif air (krw) senilai 0.20. Titik perpotongan antara plot imbibisi dan drainage berada drainage berada pada nilai saturasi air (Sw) 0.69. Nilai sw yang lebih besar dari 0.5 menunjukkan bahwa bahwa reservoir ini memiliki sistem water wet . 0.9 0.8 ) f i t a 0.7 l e r 0.6 s a t i l i 0.5 b a e 0.4 m 0.3 r e p0.2 ( r k0.1 0 0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Sw (Saturasi Air) Krw vs Sw

Kro vs Sw

Gambar 3.5 Perbandingan saturasi air terhadap permeabilitas relatif (Naser, Bae, Permadi, & Gunadi, 2015)


BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1. MEKANISME INJEKSI CO2-WAG PADA LAPANGAN U

Investigasi mengenai rasio injeksi CO2-WAG optimum pada Lapangan U dilakukan menggunakan reservoir simulator Computer Modelling Group Group (CMG) versi 2015.10. Model reservoir homogen yang dipakai pada simulasi ini memiliki parameter-parameter teknis, geologis serta karakteristik batuan dan fluida reservoir tertentu. Secara umum, pengerjaan simulasi menggunakan software software ini melibatkan beberapa komponen CMG Software Software seperti pada gambar 4.1 berikut ini. Simulasi diawali dengan pemrosesan sejumlah dataset pada pada BUILDER. Datadata yang dibutuhkan meliputi struktur dan karakteristik batuan reservoir, manajemen sumur, serta data fluida yang dimodelkan menggunakan WINPROP. Melalui tahapan validasi pada compositional simulator GEM-CMG 2015.10, dataset akan dikonversi menjadi berkas output yang dapat ditampilkan dalam bentuk grafik dan 3D.

menggunakan software CMG 2015.10 Gambar 4.1 Tahapan simulasi menggunakan software


21

B asecase case 4.1.1. Deskripsi Model Reservoir Base Basecase Basecase dalam penelitian ini merupakan simulasi Lapangan U yang berproduksi pada tahap primer. Tahap primer adalah periode perolehan minyak pada saat minyak mengalir secara alami menuju sumur akibat energi ener gi alami seperti tekanan inisial dan water drive. drive. (Inaloo, Jafari, & Helalizadeh, 2014). Tabel 4.1 menampilkan hasil parameter reservoir yang diperoleh dari validasi data-data yang digunakan dalam simulasi model Lapangan U. Tabel 4.1 Parameter reservoir dalam model basecase Lapangan U Parameter

Nilai

Total Bulk Reservoir

13.3 E+06 ft 3

Total Pore Volume

2.1 E+06 ft 3

Total Hydrocarbon Pore Volume

1.4 E+06 ft 3

Original Oil in Place

200.8 E+03 bbl

Original Gas in Place

63.8 E+06 ft 3

Penelitian dilakukan dengan durasi simulasi basecase basecase selama 1000 hari. Pada penelitian ini juga ditetapkan constraint sebagai sebagai acuan penentuan waktu shut waktu shut in sumur yang mengacu pada studi-studi simulasi WAG sebelumnya. Nasir & Chong (2009) menetapkan constraint water cut sebesar 0.9 stb. Inaloo et al . (2014) menetapkan constraint WOR kurang dari 0.9524 dan GOR kurang dari 15 MSCF/STB. Oleh sebab itu, pada penelitian ini ditetapkan constraint ditetapkan constraint GOR GOR kurang dari 29 MSCF/STB dan produksi air kurang dari 1.5 stb. Analisis terhadap laju alir minyak di Lapangan U pada tahap primary recovery seperti pada gambar 4.2 menunjukkan bahwa kemampuan produksi sumur hanya bertahan kurang lebih selama sepuluh bulan pertama (273 hari). Dalam periode ini, sumur berproduksi dengan laju alir konstan sebesar 150 bpd. Kemudian laju alir tersebut terus mengalami penurunan yang sangat signifikan. Penurunan laju produksi pada Lapangan U terjadi akibat penurunan tekanan reservoir (Naser et al ., ., 2015).


22

150

y a d / l b b100 , k a y n i M r i l 50 A u j a L 0 0

200

400

600

800

1000

Waktu, hari Gambar 4.2 Laju alir minyak pada sumur produksi Lapangan U

Total produksi minyak yang dihasilkan adalah sebesar 48750 bbl. Apabila dibandingkan dengan total cadangan yang mencapai 200.8 Mbbl, maka nilai oil recovery recovery pada tahap ini adalah 24.27%. Produksi kumulatif Lapangan U dapat diamati pada gambar 4.3. 60000 l b b , 50000 k a y n i 40000 M i s k u d30000 o r P 20000 f i t a l u m10000 u K 0

48750

0

200

400

600

800

1000

Waktu, hari Gambar 4.3 Kumulatif produksi Lapangan U


23

Sementara itu berdasarkan pengamatan terhadap gambar 4.4 mengenai penurunan saturasi minyak di Lapangan U, diketahui bahwa lapangan ini berproduksi dengan saturasi minyak inisial inisia l sebesar 0.65. Setelah melalui tahapan primary recovery, recovery, terdapat saturasi minyak residual sebesar 0.44. Artinya cadangan minyak yang tersisa masih banyak dan prospek untuk penerapan metode perolehan minyak tahap lanjut melalui metode enhanced oil recovery (EOR). recovery (EOR). 0.7 0.65

k a y 0.6 n i M i s a r u0.5 t a S

0.44

0.4 0

200

400

600

800

1000

Waktu, hari Gambar 4.4 Saturasi minyak pada Lapangan U

Rendahnya nilai perolehan minyak pada Lapangan U juga disebabkan oleh tipe mekanisme pendorong solution pendorong solution gas drive (Naser drive (Naser et al ., ., 2015). Ahmed (2006) menjelaskan bahwa solution gas drive drive merupakan mekanisme pendorong paling tidak efisien. Perolehan minyak dari reservoir dengan solution gas drive drive hanya menghasilkan recovery factor dengan rentang nilai 5%-30%. Pada gambar 4.5 terlihat bahwa penurunan tekanan reservoir pada Lapangan U terjadi dengan cepat, produksi kumulatif air sangat kecil, serta nilai GOR yang mula-mula sangat rendah namun meningkat dengan pesat pada waktu t ertentu. Ahmed (2006) menjelaskan bahwa pada reservoir jenis ini penurunan tekanan reservoir yang cepat disebabkan oleh tidak adanya fluida atau gas cap yang tersedia untuk menggantikan minyak dan gas yang telah terproduksi ke permukaan. Selain itu, selama periode produksi reservoir, nilai produksi air sangat


24

kecil atau bahkan tidak ada sama sekali. GOR meningkat cepat secara signifikan setelah penurunan tekanan reservoir hingga berada di bawah tekanan saturasi. Pada kondisi ini, gas melepaskan diri dari fasa minyak dan berubah menjadi gas bebas. Saat saturasi gas melebihi saturasi gas kritis, gas bebas akan bergerak menuju lubang bor sehingga GOR meningkat.

Gambar 4.5 Grafik tekanan, produksi air dan GOR terhadap waktu 4.1.2. Skenario Injeksi CO2-WAG pada Lapangan U

Pada penelitian ini digunakan pola sumur direct line. line. Sumur injeksi diletakkan pada grid block 1-1 dan sumur produksi pada grid block 7-7 seperti yang ditampilkan pada gambar 4.6. Perforasi kedua sumur tersebut dilakukan hingga lapisan ke-tiga. Rasio WAG merupakan perbandingan injected pore volume antara volume antara CO2 terhadap air untuk setiap siklus dalam kondisi aktual reservoir. Dalam penentuan ratio WAG, penting sekali untuk menjaga jumlah air dan gas yang diinjeksikan. Jumlah air terlalu banyak dapat menyebabkan terjadinya water tongue di tongue di dasar reservoir dan lemahnya macroscopic displacement . Selain itu, jumlah gas yang terlalu banyak juga dapat mengakibatkan terbentuknya gas tongue tongue di bagian puncak reservoir sehingga sweep efficiency efficiency menjadi lemah (Anuar et al ., ., 2017).


25

Penentuan skenario injeksi pada penelitian ini mengacu pada beberapa studi terdahulu. Pada penelitian ini dilakukan skenario injeksi dengan rasio yang umum digunakan. Esmaiel et al (2005) melakukan simulasi injeksi CO2-WAG menggunakan rasio 1:1. Zekri et al (2011) pada penelitian miscible CO2-WAG menggunakan rasio 1:1, 1:2 dan 2:1. Penelitian Nasir & Chong (2009) menggunakan skenario 1:1, 1:2 dan 1:3. Simulasi immiscible WAG immiscible WAG oleh Anuar et al (2017) (2017) menggunakan rasio 1:1, 2:1, 3:1.

Gambar 4.6 Pola sumur pada model simulasi di Lapangan U

Selain itu, pemilihan rasio juga dilakukan berdasarkan tujuan penelitian untuk mengamati pengaruh fluida air dan gas CO 2. Oleh sebab itu, dalam studi ini dilakukan tiga skenario injeksi CO2-WAG. Skenario Skenario 1 adalah injeksi injeksi CO2-WAG dengan perbandingan CO 2 dan dan air

1:1, skenario 2 dengan rasio 2:1, 2:1, serta

skenario 3 dengan rasio 1:2. Slug size size sebesar 0.6 PV digunakan pada ke-tiga skenario, dengan rasio injeksi yang berbeda Pemilihan periode waktu siklus injeksi pada penelitian ini juga mengacu pada penelitian sebelumnya. Studi CO2-WAG yang dilakukan oleh Esmaiel et al (2005) memilih periode selama 3 bulan untuk setiap fasa injeksi (gas CO 2 dan


26

air). Oleh sebab itu, maka satu siklus CO2-WAG berlangsung selama 6 bulan. Dengan pertimbangan terhadap penurunan laju alir pada basecase, maka injeksi CO2-WAG pada penelitian dimulai dari bulan ke-11 sampai bulan ke-33. Simulasi injeksi tersebut terdiri dari 4 siklus. Setiap siklus waktu terdiri dari dua bagian, bagian pertama adalah waktu injeksi gas, bagian kedua waktu wakt u injeksi air. Hal ini juga dilakukan berdasarkan penelitian sebelumnya oleh Mousavifar, Kharrat, Parchizadeh, & Mahdavi (2012). Detail jumlah fluida injeksi untuk untuk satu siklus ditampilkan pada tabel 4.2 berikut. Tabel 4.2 Jumlah fluida injeksi pada satu siklus WAG Skenario

Injeksi CO2, ft3

Injeksi Air, bbl

Basecase

-

-

Rasio 1:1

1747.82

311

Rasio 2:1

2330.4

207.3

Rasio 1:2

1165.026

414.7

Pengaturan proses WAG pada simulator dilakukan dengan pergantian jenis fluida injeksi untuk setiap siklus selama periode simulasi. Pada saat air diinjeksikan, maka injeksi gas shut-in, shut-in, sebaliknya pada saat injeksi gas berlangsung, maka injeksi air shut in in (Inaloo et al , 2014). Injeksi WAG pada penelitian ini diawali dengn injeksi CO2. Menurut Jahanbakhsh, Shahverdi, Fatemi, & Sohrabi (2018) yang melakukan peneitian labratorium menggunakan dua set core, core, diketahui bahwa immiscible WAG yang dimulai dengan injeksi gas akan memberikan oil recovery recovery lebih tinggi. Ilustrasi injeksi CO 2-WAG untuk masing-masing skenario dapat dilihat pada gambar 4.7


27

Gambar 4.7 Ilustrasi injeksi CO2-WAG pada Lapangan U 4.2. PENENTUAN

RASIO

INJEKSI

CO2-WAG

OPTIMUM

PADA

LAPANGAN U

Berdasarkan pengaruh dari beragam rasio injeksi CO 2-WAG terhadap perolehan minyak (oil (oil recovery factor ), ), dapat ditentukan nilai rasio yang optimum pada Lapangan U. Review terhadap 60 lapangan oleh Christensen, Stenby dan Skauge (2001), diketahui bahwa kebanyakan oil recovery yang recovery yang dapat ditingkatkan melalui proses WAG adalah sekitar 5% hingga 20%. Gambar 4.8 menampilkan hubungan antara oil recovery factor terhadap waktu dalam penelitian ini. Pada grafik tersebut, injeksi CO2-WAG dengan rasio 1:2 memberikan nilai RF paling tinggi daripada dua skenario lainnya. Artinya, nilai RF optimum pada Lapangan U diperoleh dengan rasio yang memiliki jumlah injeksi air lebih banyak dibanding CO2.

Menurut Nasir & Chong Chong (2009) semakin tinggi peningkatan rasio air,

semakin besar peningkatan RF. Hal ini juga serupa dengan hasil penelitian penelitian sebelumnya yang juga memiliki kesamaan beberapa parameter reservoir dengan Lapangan U. Hasil penelitian injeksi CO 2-WAG oleh Zekri et al (2008) memperoleh rasio yang paling optimum adalah 1:2. Penelitian selanjutnya oleh Zekri et al ., ., (2011) pada sistem reservoir water-wet menyatakan 1:2 sebagai rasio yang optimum. Pada studinya juga dijelaskan bahwa perolehan minyak pada Universitas Islam Riau

28

sistem water-wet hanya membutuhkan injeksi slug size size kecil. Pernyataan ini sesuai dengan hasil penelitian ini bahwa optimasi oil recovery recovery yang besar dapat diperoleh dengan slug size size sebesar 0.6 PV. Penelitian Anuar et al (2017) yang melakukan simulasi immiscible WAG immiscible WAG pada sistem water wet memiliki memiliki kesamaan hasil bahwa rasio 1:1 memberikan RF 45% OOIP. Mereka tidak melakukan simulasi pada rasio dengan jumlah injeksi air lebih banyak. Pada penelitiannya, rasio 1:1 adalah yang paling optimum diantara rasio 2:1 dan 3:1. 70 60 % , r 50 o t

60.21

c a F40 y r e v30 o c e R20 l i O

43.79 25.76 24.27

10 0 0

91

182 273 364 455 546 637 728 819 910 1,001 Waktu, hari

batas siklus

basecase

rasio 2:1

rasio 1:2

rasio 1:1

Recovery pada berbagai skenario injeksi CO 2-WAG Gambar 4.8 Waktu vs Oil Recovery pada Penjelasan lainnya juga diberikan oleh Mousavifar et al (2012) yang melakukan studi injeksi CO 2-WAG dengan karakteristik fluida reservoir mirip dengan Lapangan U meliputi µ o (0.65cp), ρo (45 lbm/ft3), GOR (700 ft3/scf), ºAPI (39) dan B o (1.34 bbl/stb). Mereka menyatakan bahwa pada model reservoir ini, jumlah gas yang diinjeksikan dalam satu siklus harus lebih sedikit daripada jumlah air.


29

Tabel 4.3 Additional oil recovery factor Skenario

Oil Oi l Re R ecove coverr y Fa F acto ctor , %

Ad A dditiona itionall Oil RF , %

Basecase

24.27%

-

Rasio 1:1

43.79

19.52

Rasio 2:1

25.76

1.49

Rasio 1:2

60.21

35.94

Tabel 4.3 menunjukkan additional oil recovery factor setiap setiap skenario. Dari tabel diketahui bahwa peningkatan RF terbesar yang diberikan oleh skenario 3 (rasio 1:2) mencapai 35.94 %, diikuti oleh rasio 1:1 dengan penambahan RF yang cukup baik, yaitu sebesar 20.25%. Nilai RF terendah di antara tiga skenario tersebut merupakan injeksi CO2-WAG dengan rasio 2:1 yang hanya memberikan penambahan senilai s enilai 2.15%. Artinya, injeksi gas yang dengan den gan jumlah yang lebih le bih banyak menghasilkan RF lebih kecil. kecil. Menurut Anuar et al (2017), (2017), permasalahan yang dapat terjadi akibat terlalu banyak gas yang diinjeksikan adalah viscous fingering . Mobilitas rasio fasa pendorong mungkin bernilai lebih besar dari 1 dan mengakibatkan lemahnya macroscopic sweep efficiency. efficiency. Perolehan recovery factor yang yang lebih kecil dengan rasio gas lebih besar juga disebabkan oleh improvement sweep efficiency oleh efficiency oleh air dan displacement efficiency oleh efficiency oleh gas gas slug berukuran berukuran sama. Hal ini terjadi karena adanya gas adanya gas tongue yang tongue yang berkembang dibagian atas reservoir sehingga terjadi early gas breakthrough, breakthrough, karena gas memiliki mobilitas yang sangat tinggi didalam media berpori. 4.3. ANALISIS PENGARUH RASIO

CO2-WAG

FLUIDA INJEKSI

TERHADAP

PADA BERBAGAI

PRODUKSI

MINYAK

DI

LAPANGAN U

Melalui fluid characterization software software (WINPROP) pada simulasi ini, dapat diketahui nilai minimum miscible pressure pressure (MMP) pada model reservoir yang digunakan, yaitu sebesar 1750 psi pada temperatur reservoir 158.5 ºF. Pada penelitian ini, distribusi tekanan reservoir selama periode injeksi tidak melebihi


30

nilai MMP, sehingga injeksi CO2-WAG pada penelitian ini termasuk ke dalam kategori immiscible flooding. Pengaruh dari berbagai rasio injeksi CO 2-WAG terhadap laju produksi minyak di Lapangan U ditunjukkan pada gambar 4.9. Laju produksi tertinggi dicapai dengan rasio 1:2. Pada skenario ini, peningkatan laju alir minyak mulai terjadi pada akhir siklus kedua. Sementara itu, pada rasio 1:1 peningkatan laju produksi terjadi pada siklus ke-tiga. Sedangkan rasio 2:1 baru menunjukkan peningkatan laju alir pada saat memasuki siklus ke-empat. 400 ) y a350 d / l b300 b ( k 250 a y n i m200 i s k150 u d100 o r p u 50 j a L 0 0

91

182 273 364 455 546 637 728 819 910 1001 Waktu (hari)

batas siklus

basecase

rasio 1:1

rasio 1:2

rasio 2:1

Gambar 4.9 Pengaruh rasio injeksi CO2-WAG terhadap laju produksi minyak

Pada sistem water wet , diawal siklus WAG air akan membentuk lapisan ( film) film) di sekeliling butiran batupasir sementara minyak mengisi sisa ruang pori (Anuar et al ., ., 2017). Anderson (1987) selama fase injeksi air pada sistem waterwet , air akan melapisi dinding pori sementara minyak bergerak dengan mudah karena lemahnya gaya adhesive adhesive atau bahkan tidak ada antara minyak dan permukaan batuan (Zahoor, Derahman dan dan Yunan, 2011). Oleh sebab itu, injeksi fasa air pada sistem water-wet jauh lebih efisien dalam meningkatkan oil recovery. recovery. Pada pertengahan flooding , saturasi minyak menurun dan minyak akan muncul sebagian sebagai tetesan-tetesan secara terus


31

menerus di saluran pori lainnya. Pada akhir flooding , saat minyak sudah tersisa sebagai sow, minyak tersaturasi dalam bentuk tetesan terputus-putus yang telah terisolasi dan terperangkap oleh fluida pendorong (Anuar et al ., ., 2017). Hal ini semakin jelas menunjukkan bahwa volume displacement efficiency pada Lapangan U lebih dipengaruhi oleh air dibanding efek CO 2 flooding . Menurut Touray (2013) fungsi air pada immiscible WAG WAG injection injection membantu mengontrol mobilitas gas dan membantu meningkatkan sweep efficiency. efficiency. Hal ini terjadi karena apabila yang diinjeksikan hanya fasa gas, maka yang meningkat hanyalah microscopic sweep efficiency. efficiency. Anuar et al (2017) juga menjelaskan bahwa penggunaan injeksi gas dapat meningkatkan displacement efficiency, namun dalam kondisi tertentu. Proses ini biasanya memberikan sweep efficiency yang lebih lemah karena membutuhkan volume injeksi yang lebih banyak. Selain itu pada penelitian ini nilai CO 2 utilization juga utilization juga tergolong kecil, secara berurutan dari rasio 1:1, 2:1 dan 1:2 adalah 0.05 MSCF/STB, 0.1 MSCF/STB dan 0.02 MSCF/STB. 1 0.9 0.8 p c , k0.7 a y0.6 n i M0.5 s a t i s 0.4 o k s 0.3 i V0.2

0.595

0.524

0.521 0.519 0.516

0.390

0.1 0 0

91

182

273

364

455

546

637

728

819

910

Waktu, hari

batas siklus

basecase

rasio 1:1

rasio 2:1

rasio 1:2

Gambar 4.10 Pengaruh rasio injeksi CO 2-WAG terhadap viskositas minyak

Righi et al (2004) (2004) mengatakan bahwa efisiensi perolehan minyak dari proses WAG dapat disebabkan oleh salah satu atau lebih faktor berikut: peningkatan


32

volumetric sweep, penurunan viskositas minyak, efek oil swelling, penurunan interfacial tension (IFT), penurunan residual oil saturation (sor). Pengaruh CO 2 dalam menurunkan viskositas minyak pada penelitian ini tidak terlalu besar. Hal ini disebakan oleh viskositas minyak inisial tergolong rendah, yakni hanya sebesar 0.39 cp. Menurut Chathurangani & Halvorsen (2015) CO 2 yang terlarut didalam minyak dapat menurunkan viskositas minyak. Namun, penurunan viskositas secara keseluruhan tergantung dari viskositas inisial minyak tersebut. Penurunan viskositas minyak akan lebih besar apabila viskositas minyak inisial juga tinggi. Gambar 4.10 menunjukkan perubahan viskositas minyak pada setiap skenari o. Pada basecase, basecase, viskositas minyak mengalami peningkatan dari 0.39 cp menjadi 0.521 cp. Peningkatan viskositas minyak terjadi pada saat tekanan reservoir berada di bawah tekanan bubble point . Hal ini menyebabkan gas terlepas dari kelarutannya dengan minyak (Ahmed, 2006). Sementara itu, viskositas minyak pada tiga skenario CO2-WAG pada mulanya mengalami peningkatan hingga 0.524 cp, kemudian mengalami penurunan saat memasuki akhir siklus pertama. Penurunan viskositas terbesar dari kondisi tertinggi diperoleh pada skenario dengan rasio 2:1, yaitu menurun dari 0.524 cp menjadi 0.516 cp. Rasio ini merupakan injeksi WAG dengan jumlah CO 2 lebih banyak.. Injeksi dengan dengan rasio 1:1 mengalami penurunan viskositas dari 0.524 cp menjadi 0.519 cp. Nilai ini lebih sedikit dibandingkan penurunan viskositas yang diberikan oleh rasio 2:1. Artinya dalam jumlah yang lebih banyak, peran gas CO 2 dalam menurunkan viskositas pada lapangan ini juga lebih besar. Sementara itu, pada skenario injeksi 1:2 peningkatan viskositas kembali terjadi pada akhir siklus ke-tiga dan akhir siklus ke-empat. Viskositas pada mulanya menurun akibat solubility akibat solubility gas CO2 dengan minyak. Kemudian pada akhir siklus ketiga, terjadi peningkatan tekanan seperti pada grafik 4.8, sehingga mencapai tekanan bubble-point . Pada kondisi ini, gas CO 2 terlepas dari minyak sehingga viskositas meningkat. Keadaan yang sama juga terjadi pada siklus keempat, sehingga viskositas minyak kembali meningkat.


33

1400

i s 1200 p , 1000 r i o v r 800 e s e R 600 n a n a 400 k e T 200 0 0

91

182 273 364 455 546 637 728 819 910 Waktu, hari

batas siklus

basecase

rasio 2:1

rasio 1:2

rasio 1:1

Gambar 4.11 Pengaruh rasio injeksi CO 2-WAG terhadap tekanan reservoir

Kelebihan IWAG adalah memberikan pressure support yang lebih baik, menurunkan biaya penanganan produksi air dan peningkatan laju produksi (Anuar et al ., ., 2017). Pengaruh dari injeksi air dalam injeksi CO 2-WAG pada penelitian ini memberikan efek pressure maintenance yang baik. Pada gambar 4.11 dapat dilihat pada ketiga skenario dimana peningkatan tekanan terjadi pada akhir siklus injeksi, yaitu pada saat dilakukan injeksi air. Besarnya peningkatan tekanan yang terjadi sebanding dengan jumlah air yang diinjeksikan. Semakin banyak jumlah air dalam perbandingan CO 2-WAG, semakin tinggi peningkatan tekanan reservoir. Grafik 4.12 menampilkan pengaruh masing-masing rasio injeksi CO 2-WAG terhadap penurunan penurunan saturasi minyak minyak rata-rata pada Lapangan Lapangan U. Injeksi dengan rasio 1:2 mengalami penurunan saturasi minyak yang paling cepat di antara skenario lainnya. Selain itu, nilai penurunan saturasi yang dihasilkan juga paling banyak. Artinya, pada lapangan ini semakin banyak jumlah air yang diinjeksikan maka semakin cepat terjadinya penurunan saturasi minyak serta semakin besar penurunan nilai saturasi.


34

0.7

0.65

0.6

k a0.5 y n i M0.4 i s a r 0.3 u t a S0.2

0.442 0.435 0.33 0.23

0.1 0.0 0

91

182 273 364 455 546 637 728 819 910 Waktu, hari

batas siklus

basecase

rasio 2:1

rasio 1:2

rasio 1:1

Gambar 4.12 Penurunan saturasi minyak rata-rata

Gambar 4.13 menampilkan penyebaran saturasi minyak pada Lapangan U setelah injeksi CO2-WAG pada masing-masing skenario. Rasio 1:2 memberikan efek penyapuan yang paling baik di antara skenario lainnya. Penyebaran warna pada setiap grid menggambarkan nilai saturasi yang berbeda. Warna merah merupakan nilai tertinggi dan warna biru tua merupakan nilai terendah. Penyebaran warna pada rasio 1:2 terlihat didominasi oleh warna biru. Sedangkan rasio 2:1 masih didominasi oleh warna merah, artinya masih banyak area yang memiliki saturasi minyak yang tinggi. Menurut Righi et al (2004) (2004) penurunan S or terjadi terjadi akibat aliran tiga fasa dan pengaruh dari fenomena histeresis. histeresi s. Pada sistem water wet , gas yang terperangkap selama siklus imbibisi dapat menyebabkan mobilisasi minyak pada saturasi oil yang rendah dan dapat menyebabkan penurunan yang efektif pada saturasi oil residual 3 fasa. Penelitian Jahanbakhsh et al (2018) (2018) yang melakukan immiscible WAG pada sistem water wet dengan dengan Soi 0.733 dan 0.692 yang diawali dengan gas, menurunkan saturasi hingga s or 0.075 dan 0.191 selama 1.5 siklus.


35

B asecase asecase

Rasio 1:1

Rasio 2:1

Rasio 1:2

Keterangan :

Gambar 4.13 Penyebaran saturasi minyak pada tiap rasio injeksi CO2-WAG


BAB V KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. KESIMPULAN

Berdasarkan penelitian mengenai penentuan rasio CO2-WAG yang telah dilakukan, dapat disimpulkan bahwa: 1. Rasio antara gas dan air pada injeksi CO 2-WAG yang optimum adalah 1:2 dengan additional oil recovery factor sebesar 35.94% 2. Pengaruh rasio injeksi CO 2-WAG terhadap produktivitas Lapangan U adalah semakin besar jumlah injeksi air dalam perbandingan CO 2-WAG, semakin tinggi additional oil recovery factor

5.2. SARAN

Ada beberapa hal yang disarankan untuk penelitian selanjutnya, yaitu sebagai berikut: 1. Penelitian selanjutnya dapat melakukan simulasi injeksi CO 2-WAG setelah proses waterflood 2. Penelitian selanjutnya dapat mempertimbangkan variabel lain seperti variasi slug slug size dan pola sumur agar dapat mengetahui pengaruhnya terhadap optimasi oil recovery factor 3. Penelitian selanjutnya hendaknya menggunakan ukuran grid yang lebih kecil (fine grid) untuk memperoleh hasil yang lebih presisi


DAFTAR PUSTAKA

Ahmed, T. (2006). Reservoir Engineering Handbook (Third Edit). Oxford, UK: Elsevier. Amier, R. I. (1991). Coals, source rocks and hydrocarbons in the South Palembang sub-basin, south Sumatra, Indonesia . University of Wollongong. Retrieved from http://ro.uow.edu.au/theses/2828/ Amin, M. E., Zekri, A. Y., Almehaideb, R., & Al-Attar, H. H. (2012). Optimization of CO 2 WAG Processes in Carbonate Reservoirs-An Experimental Approach. Abu Approach. Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition, Exhibition, (1), 1 – 12. 12. https://doi.org/10.2118/16 https://doi.org/10.2118/161782-MS 1782-MS Anuar, N. A. B. M., Yunan, M. H., Sagala, F., & Katende, A. (2017). The Effect of WAG Ratio and Oil Density on Oil Recovery by Immiscible Water Alternating Gas Flooding, 4(5), 80 – 90. 90. Bhambri, P., & Mohanty, K. K. (2005). Streamline Simulation of Four-Phase WAG Processes. SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Dallas, Texas, U.S.A., 9 – 12 12 October 2005., 2005. , 1 – 13. 13. Brown, J. S., Al Kobaisi, M. S., & Kazemi, H. (2013). Compositional Phase Trapping in CO2 WAG Simulation. SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference and Exhibition , Exhibition, 2(Rychel 2012). https://doi.org/10.2118/165983-MS Chathurangani, L. B. J., & Halvorsen, B. M. (2015). Near Well Simulation of CO2 Injection for Enhanced Oil Recovery (EOR). In Proceedings In Proceedings of the 56th SIMS, October 07-09 2015, Linkoping, Sweden (pp. 309 – 318). 318). https://doi.org/10.3384/ecp15119309 Christensen, J. R., Stenby, E. H., & Skauge, A. (2001). Review of WAG Field Experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering , 4(2), 97 – 106. 106. https://doi.org/10.2118/71203-PA De Coster, G. L. (1974). The Geology of the Central and South Sumatra Basins. Proceedings Indonesian Petroleum Association, Third Annual Convention, June 1974, 1974, 77 – 110. 110. Esmaiel, T. E. H., Fallah, S., & Van Kruijsdijk, C. P. J. W. (2005). Determination of WAG ratios and slug sizes under uncertainty in a smart wells environment. SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, MEOS, Proceedings. Proceedings. Espie, a. a. (2005). A New Dawn for CO2 EOR. IPTC 10935 - International Petroleum Technology Conference, Conference, 1 – 5. 5. https://doi.org/10.2523/10 https://doi.org/10.2523/10935-MS 935-MS Han, L. (2015). Optimum Water-Alternating-Gas ( CO 2 -WAG ) Injection in The 37 Universitas Islam Riau

38

Bakken Formation. University Formation. University of Regina. Hewson, C. W., & Leeuwenburgh, O. (2017). CO 2 Water-Alternating-Gas Flooding Optimization of the Chigwell Viking I Pool in the Western Canadian Sedimentary Basin. SPE-182597-MS - SPE Reservoir Simulation Conference - Montgomery, TX, USA, 20 – 22 22 February 2017 , 2. https://doi.org/10.2118/182597-MS Holis, Z., Prayogi, A., Purwaman, I., Damayanti, S., Nugroho, D., & Kamaluddin, M. K. (2016). The Petrophysic Role of Low Resistivity Pay Zone of Talang Akar Formation , South Sumatera Basin , Indonesia. SPE-182448-MS - SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition Held in Perth, Australia, 25-27 October 2016. Iskandar, U.P., Usman., & Sofyan. Sofyan. S (2013). Ranking of Indonesia Indonesia sedimentary basin and storage capacity estimates for geological storage Inaloo, M. B., Jafari, F., & Helalizadeh, A. (2014). Comparison of water flooding, gas injection and WAG injection scenarios performance in a five spot pattern. World Applied Sciences Journal , 31(1), 31(1), 96 – 103. 103. https://doi.org/10.5829/idosi.wasj.2014.31.01.1881 Jahanbakhsh, A., Shahverdi, H., Fatemi, S. M., & Sohrabi, M. (2018). Gas / oil IFT , three-phase relative permeability and performance of WaterAlternating-Gas ( WAG ) injections at laboratory laborator y scale, 1. Jiang, H., Nuryaningsih, L., & Adidharma, H. (2012). The Study of Timing of Cyclic Injections in Miscible CO2 WAG. SPE Western Regional Meeting Bakersfield, California, USA, 19 – 23 23 March 2012. Johns, R. T., Bermudez, L., & Parakh, H. (2003). WAG Optimization for Gas Floods Above the MME. Proceedings of SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Exhibition . https://doi.org/10.2523/84 https://doi.org/10.2523/84366-MS 366-MS Juanes, R., & Blunt, M. (2006). Impact of Viscous Fingering on the Prediction of Optimum WAG Ratio. SPE Journal , 12(4), 12(4), p 486-495. https://doi.org/10.2118/99721-PA Lee, J. Y., Permadi, A. K., Kim, H., Huh, D., Park, J. M., Lee, W., … Lee, K. buk. (2015). Overview Overview of CO2-EOR Operation Plan in Meruap Field, Field, 1 – 1 – 6. 6. Merchant, D. (2017). Enhanced Oil Recovery Recover y – The The History of CO2 Conventional WAG Injection techniques developed from Lab in the 1950’s to 2017. Carbon Management Technology Conference - Houston, Texas, USA, 17 – 19 – 19 July 2017 . https://doi.org/10.7122/50286 https://doi.org/10.7122/502866-MS 6-MS Mousavifar, M. A., Kharrat, R., Parchizadeh, A., & Mahdavi, S. (2012). Comparison between EOR methods ( Gas Injec- tion , Water injection and WAG Processes ) in One of Iranian Fractured Oil Reservoirs. International Journal of Scientific & Engineering Research, Research, 3(4), 3 – 7. 7.


39

Muslim, Bae, W., Permadi, A. K., Suranto, Gunadi, B., Saputra, D. D., … Gunadi, T. A. (2013). Opportunities and Challenges of CO 2 Flooding in Indonesia. SPE 165847 . Muslim, & Permadi, A. K. (2015). Determination of Minimum Miscibility Pressure at AB-4 and AB-5 Lapisans of Air, (September). Muslim, & Permadi, A. K. (2016). Pencampuran Gas CO2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan. In Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi Bumi (Vol. 10, pp. 37 – 46). 46). JTMG. https://doi.org/ISSN 2088-7590 Muslim, Permadi, A. K., & Bae, W. S. (2015). An improved method for estimating minimum miscibility pressure through condensation-extraction process under swelling swell ing tests. Journal tests. Journal of Petroleum Science and Engineering , 131, 131, 165 – 171. 171. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2 https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.04.033 015.04.033 Naser, M. A., Bae, W., Permadi, A. K., & Gunadi, T. A. (2015). A Success Story in a Plan of Development Study Increasing Recovery of Sandstone Reservoir by Water Injection in Indon ...., (August). Nasir, F. M., & Chong, Y. Y. (2009). The Effect of Different Carbon Dioxide Injection Modes on Oil Recovery, (10). Paramita, D., & Santoso, R. (2011). Sequence Stratigraphy and Facies Distribution Analyses to Define Reservoir Lateral Distribution in Meruap Field, Jambi. In Proceedings In Proceedings Indonesian Petroleum Association, Thirty Fifth Annual Convention and and Exhibition, May 2011 2011 . Permana, A. K., & Panggabean, H. (2011). Cleat Characteristics in Tertiary Coal of The Muaraenim Formation, Bangko Area, South Sumatera Basin: Implications for Coalbed Gas Potential, 21(5), 21(5), 265 – 274. 274. Prawoto, A. A., Firmansyah, Y., Nurdrajat, & Sunardi, E. (2015). Potensi Hidrokarbon Formasi Air Benakat, Lapangan “CA”, Cekungan Sumatera Selatan, 13(April). 13(April). Ramachandran, K. P., Gyani, O. N., & Sur, S. (2010). Immiscible Hydrocarbon WAG: Laboratory to Field. SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Exhibition, (January), 20 – 22. 22. https://doi.org/10.2118/128 https://doi.org/10.2118/128848-MS 848-MS Righi, E. F., Royo, J., Gentil, P., Castelo, R., Del Monte, A., & Bosco, S. (2004). Experimental study of tertiary immiscible WAG injection. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery 17-21 April, Tulsa, Oklahoma . https://doi.org/10.2118/89360-MS Skauge, A., & Stensen, J. A. (2003). Review of WAG Field Experience. 1st International Conference and Exhibition - Modern Challenges in Oil Recovery, 19-23 May, Russia, Moscow, Gubkin University Abstract , 4(2), 97 – 106. 106. https://doi.org/10.2118/71 https://doi.org/10.2118/71203-PA 203-PA


40

Taber, J.J., Martin, F.D., Seright, R.S. 1997. EOR Screening revisted-Part 2: Applications and impact of oil prices. SPE Res Eng 12 (3): 199-206. SPE 39234-PA. http://dx.doi.org/10.2118/39234-PA http://dx.doi.org/10.2118/39234-PA Touray, S. (2013). Effect of Water Alternating Gas Injection on Ultimate Oil Recovery. Recovery. Dalhousie University. US Department of Energy. (2017). Enhanced Oil Recovery | Department of Energy. US Department of Energy . Energy. Retrieved from https://www.energy.gov/fe/science-innovation/oil-gas-research/enhanced-oilrecovery Valeev, A., & Shevelev, A. (2017). Design of WAG parameters. SPE Russian Petroleum Technology Conference - Moscow, Russia, 16-18 October 2017. This. This. Retrieved from https://www-onepetroorg.libezp.lib.lsu.edu/download/conference-paper/SPE-187843MS?id=conference-paper%2FSPE-187843-MS Verma, M. K. (2015). Fundamentals of Carbon Dioxide-Enhanced Oil Recovery (CO 2 -EOR) — A Supporting Document of the Assessment Methodology for Hydrocarbon Recovery Using CO 2 -EOR Associated with Carbon Sequestration. Sequestration. U.S. Geological Survey Open-File Report . Virginia: USGS science for a changing world. https://doi.org/https://dx.doi.org/10.3133/ofr20151071. Zahoor, M. K., Derahman, M. N., & Yunan, M. H. (2011). Wag Process Design – an Updated Review. Brazilian Review. Brazilian Journal of Petroleum and Gas, Gas , 5(2), 109 – 121. 121. https://doi.org/10.5419/bjpg2011-0012 Zekri, A. Y., Nasr, M. S., & AlShobakyh, A. (2011). Evaluation of Oil Recovery by Water Alternating Gas (WAG) Injection - Oil-Wet & Water-Wet Systems. SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Conference , (2008), 1 – 8. 8. https://doi.org/10.2118/143438-MS


LAMPIRAN

Perhitungan slug size Lampiran I Perhitungan slug

  0.6 PV = 0.6 x total total     = 0.6 x 373898 373898 bbl bbl = 223,9 223,920 20 bbl bbl Lampiran II Perhitungan luas area model reservoir 95 ft

665 ft

Luas area model reservoir = (jumlah grid x panjang tiap grid) grid) = (7  95 ft ) = (665 (665 ft) ft) = 442,2 442,225 25 ft  

1 43560

acre

= 10.15 10.15 acre acre

Lampiran III Perhitungan CO 2 utilization

1. Rasio 1:1

=

        


639.7 

=

13,214 

= 0.05   ⁄

2. Rasio 2:1

=

         852.9 

=

6,579 

= 0.1  ⁄

3. Rasio 1:2

=

         426.4 

=

22,034 

= 0.02   ⁄

Lampiran IV Perhitungan laju injeksi fluida (air dan gas CO 2)

1. Menghitung laju total fluida yang diinjeksikan untuk satu siklus (180 hari) = =

   .   k ,  

= 55,980 bbl/180 days

2. Menghitung laju injeksi air dan CO 2 pada setiap skenario a. Rasio 1:1 

Penentuan jumlah fluida injeksi untuk setengah siklus (90 hari)


= =

       , /  

=27,9 27,990 90   ⁄90  



Penentuan laju alir harian CO 2 dan air 

Laju alir harian CO 2 = Fluida setengah siklus/90 =

, ,    ⁄  

=  ⁄  5.62  

/day = 1747.82  /d



Laju alir harian air = Fluida setengah siklus/90 =

, ,    ⁄  

=  ⁄

Rasio 1:1 = 1747.82 ft 3/day (CO2) : 311 bbl/day (air)

b. Rasio 2:1 

Penentuan jumlah masing-masing fluida injeksi untuk setengah siklus (90 hari)


= =

       ,  

=18,660 

Rasio 2:1 = 2 x 18,660 bbl/90 day (CO2):18,660 bbl/90day (air) = 37320 bbl/90day bbl/90 day (CO2):18,660 bbl/90day (air)





, ,    ⁄  

= 414.7  ⁄  5.62   = 2330.4   /day




, ,    ⁄  

= 207.3  ⁄

Rasio 2:1 = 2330.4 ft 3/day (CO2):207.3 bbl/day (air)


c. Rasio 1:2 

Penentuan jumlah masing-masing fluida injeksi untuk setengah siklus (90 hari)

= =

       ,  

=18,660 

Rasio 1:2 = 18,660 bbl/90day bbl/90 day (CO2):2 x 18,660 bbl/90day (air) = 18,660 bbl/90day bbl/90 day (CO2):37,320 bbl/90day (air)





, ,    ⁄  

= 207.3 7.3  ⁄  5.62 3 = 1165.026 3




, ,    ⁄  


=414.7 ⁄

Rasio 1:2 = 1165.026 ft 3/day (CO2):414.7 bbl/day (air)

Lampiran V Permeabilitas relatif dan saturasi air Lapangan U

Sw

k rw rw

k ro ro

0.35

0

0.85

0.39

0.002

0.75

0.43

0.009

0.65

0.46

0.02

0.56

0.50

0.03

0.48

0.54

0.05

0.40

0.58

0.08

0.33

0.61

0.11

0.27

0.65

0.14

0.21

0.69

0.17

0.16

0.73

0.22

0.12

0.76

0.26

0.08

0.80

0.31

0.05

0.84

0.36

0.03

0.88

0.42

0.01

0.91

0.48

0.003

0.95

0.55

0


factor pada basecase basecase Lampiran VI Laju produksi, tekanan, dan recovery factor pada

R ecove coverr y F acto ctor (%)

1272

Laju Alir (bbl/day) 0

1

1248

150

0.08

9

1053

150.00

0.68

27

835

150.00

2.04

80

789

150.00

6.01

194

685

150.00

14.52

218

607

150.00

16.29

234

545

150.00

17.45

262

408

149.99

19.55

273

342

149.99

20.39

281

289

149.99

20.99

289

230

149.98

21.61

308

168

94.03

22.42

362

98

31.84

23.44

410

79

18.20

23.77

433

73

14.08

23.89

450

69

11.28

23.97

455

68

10.33

24.00

486

65

8.56

24.05

500

64

7.88

24.08

552

59

5.38

24.16

572

58

4.40

24.19

581

57

3.97

24.21

595

56

3.29

24.23

636

55

2.93

24.24

638

55

2.91

24.24

737

54

2.03

24.25

Waktu (hari)

Tekanan (psi)

0

0.00


783

53

1.61

24.25

787

53

1.58

24.26

791

53

1.55

24.26

804

53

1.43

24.26

813

53

1.35

24.26

817

53

1.31

24.26

818

53

1.31

24.26

820

53

1.29

24.26

821

53

1.28

24.26

855

52

0.98

24.26

890

52

0.66

24.27

900

52

0.58

24.27

908

52

0.50

24.27

910

52

0.48

24.27

912

52

0.47

24.27

913

52

0.46

24.27

914

52

0.45

24.27

917

52

0.43

24.27

918

52

0.42

24.27

923

51

0.37

24.27

938

51

0.24

24.27

942

51

0.22

24.27

967

51

0.14

24.27

978

51

0.11

24.27

996

51

0.04

24.27

1000

51

0.03 0. 03

24.27


PENENTUAN RASIO CO2 WATER ALTERNATING GAS (CO2-WAG) OPTIMUM PADA LAPANGAN ‘U’.docx

Recommend Documents