1. STUDI LABORATORIUM PENERAPAN
METODE HOT WATER FLOODING UNTUK
MENINGKATKAN FAKTOR PEROLEHAN
MINYAK PADA MODEL FISIK RESERVOIR
MINYAK BERAT
Oleh:
Rizky Novara (12206057)
Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA.
2. OUTLINE
• PENDAHULUAN
• TEORI DASAR
• ALAT & BAHAN
• PROSEDUR PERCOBAAN
• HASIL & PEMBAHASAN
• KESIMPULAN & SARAN
4. • Ketergantungan terhadap energi hidrokarbon
khususnya minyak sangat tinggi berakibat terus
meningkatnya kebutuhan minyak dunia
5. • Total cadangan minyak dunia mencapai 9-13
triliun barrel (Alboudwarej et.al., 2006) dan
70%nya merupakan heavy oil, extra heavy oil, oil
sand dan bitumen.
6. Jenis API Gravity
Specific Gravity
Crude Oil (oAPI)
Light 0.8702 >31.1
Medium 0.8702 – 0.92 22.3 – 31.1
Heavy >0.92 <22.3
Extra heavy >1 <10
Klasifikasi crude oil berdasarkan specific dan API gravity.
7. • Hot water flooding merupakan metode thermal
recovery yang paling sederhana, murah, dan
sudah lama dikenal untuk meningkatkan
perolehan pada reservoir minyak berat (heavy
oil reservoir).
8. TUJUAN
• Membuat model fisik reservoir minyak berat.
• Memahami proses pendesakan linear pada hot
water flooding dalam meningkatkan faktor
perolehan minyak berat.
• Menghitung perolehan minyak kumulatif setelah
dilakukan metode hot water flooding.
15. Persiapan Sampel Fluida
Pembuatan Model Fisik Reservoir (Sandpack)
Uji Kebocoran Model
Penjenuhan Sandpack dengan Brine
Pendesakan Brine dengan Minyak
Proses Perolehan Minyak
22. Sampel Fluida
• Sampel minyak Lapangan X
Densitas Minyak
Temperatur (oC)
(gr/cc)
26 0.9469
80 0.906
Temperatur (oC) Viskositas minyak (cp)
80 29
70 43
60 63
40 134
30 196
26 229
23. Oil Viscosity vs Temperature
1000
100
Oil Viscosity (cp)
10
1
15 25 35 45 55 65 75 85
T (oC)
24. • Sampel brine Lapangan X
Temperatur (oC) Densitas Brine (gr/cc) Viskositas Brine (cp)
26 1.10169 0.842
80 0.9768 0.342
25. No Parameter Analisis Satuan Hasil Analisa
1 TDS mg/l 8750
2 Kesadahan (CaCO3) mg/l 1243
3 Kalsium (Ca2+) mg/l 315.2
4 Magnesium (Mg2+) mg/l 110
5 Natrium (Na+) mg/l 2478
6 Kalium (K+) mg/l 29.9
7 Bikarbonat (HCO3-) mg/l 146.5
Hasil 8
AnalisaSulfatFormasi (Water Analysis) Lapangan X
Air (SO42-) mg/l 459
26. Sandpack
No. Parameter Nilai
1. Panjang 52 cm
2. Lebar 5 cm
3. Tebal 2.5 cm
4. Berat kering 4011 gr
5. Berat jenuh 4140 gr
6. Φ 17.31 %
7. PV 112.54 mL
8. Soi 51.54 %
29. Tahap Primary Production (Waterflooding)
• Volume injeksi 0.3 PV
• T sandpack = T injection water = 40oC
• Hasilnya:
▫ RF = 28.97%
▫ WC = 89.58%
▫ T production oil = 40oC
▫ Viskositas = 134cp
30. Tahap Hot Water Flooding #1
• Volume injeksi 0.3 PV
• T sandpack = 40oC
• T injection water = 60oC
• Hasilnya:
▫ Penambahan RF = 16.03%
▫ Penambahan WC = 2.86%
▫ T production oil = 45oC
▫ Viskositas = 110cp
31. Tahap Hot Water Flooding #2
• Volume injeksi 0.3 PV
• T sandpack = 40oC
• T injection water = 70oC
• Hasilnya:
▫ Penambahan RF = 16.21%
▫ Penambahan WC = 0.34%
▫ T production oil = 50oC
▫ Viskositas = 91.54cp
32. Oil Production Total RF Water Cut
No. Tahap
(mL) (%) (%)
1. WF 16.8 28.97 89.58
2. HWF #1 26.1 45 92.44
3. Hasil perolehan minyak dan water92.78
HWF #2 35.5 61.21 cut.
Keterangan:
WF: waterflooding; HWF: hot water flooding
34. KESIMPULAN
• Model fisik reservoir (sandpack) telah dibuat
dan dapat digunakan untuk mensimulasikan
proses pendesakan linear injeksi hot water
flooding. Sandpack tersebut berdimensi
52x5x2.5cm dengan porositas sebesar
17.31%, saturasi awal minyak sebesar 51.54%
dan IOIP sebesar 58mL.
35. • Peningkatan produksi yang terjadi merupakan
implikasi dari meningkatnya mobilitas minyak
akibat viskositas minyak berkurang karena
meningkatnya temperatur reservoir. Hal ini
terlihat dari meningkatnya temperatur minyak
yang terproduksi sebesar 45oC dan 50oC.
36. • Metode hot water flooding yang diterapkan
mampu meningkatkan RF sebesar 16.03% dan
16.21% sedangkan peningkatan WC hanya
sebesar 2.86% dan 0.34% masing-masing di
akhir proses hot water flooding pertama dan
kedua.
37. • Total RF setelah dilakukannya metode hot water
flooding pada sandpack mencapai 61.21%.
38. SARAN DAN REKOMENDASI
• Diperlukan studi lebih lanjut untuk menganalisa
perambatan temperatur yang terjadi selama
injeksi berlangsung
• Diperlukan pengembangan eksperimen untuk
pola injeksi-produksi 5 titik.
• Diperlukan studi simulasi reservoir untuk
melihat performa produksi dalam skala
lapangan.
Gambardiatasmemperlihatkanminyakdenganviskositas yang rendahbentukpendesakan yang terjadiakanlebihmendekatipiston-likedisplacement. Pada reservoir minyakdenganviskositas yang tinggipenurunansaturasiminyakpadadisplacementfrontsangatkecilsehinggakecenderungan air untukmendahuluiminyaksemakainbesar. Hal inidisebabkankarenaminyakdenganviskositas yang tinggimempunyairesistansialiran yang lebihbesardibandingkan air.
Peningkatanperolehanminyakberat yang terjadipadametodehotwaterfloodingdisebabkanolehduafaktor: (1) meningkatnyamobilitasminyakseiringdenganberkurangnyaviskositasminyakserta (2) berkurangnyajumlahresidualoilkarenakenaikantemperatur. PadaGambar 3 diperlihatkansecaraskematisfaktor-faktor yang berkontribusidalampendesakanhotwaterflooding.Gambardiatassecarakualitatifmenjelasakanmekanisme yang mempengaruhieffisiensipendesakanberdasarkanpadabesarnyadensitasminyak.Kenaikantemperaturjugaberpengaruhterhadapperubahanpadateganganpermukaan(surface tension) minyaksertateganganantarmuka(interfacial tension) minyak-air. Perubahantersebutmemicuberubahnyawettabilitybatuanditandaidariberubahnyatekanancapilerdanpermeabilitasrelatifbatuan. Studi yang telahadamenunjukkankecenderunganbatuanuntuklebihwater-wetseiringdenganmeningkatnyatemperatur. Mekanismetersebutakanmeningkatkanefisiensipendesakanoleh air panas.
Fluida yang digunakandalamstudiinimerupakansampelminyakmentahdanbrine yang diperolehdariLapangan X.Densitassampelfluidadiukurmenggunakanpicnometer,yaitudenganmengukurselisihmassakosongpicnometerdenganmassapicnometer yang terisifluida.ViskositasminyakdiukurmenggunakanFann VG ViscometersedangkanviskositasbrinediukurmenggunakanOstwald Viscometer.
Prosedurpembuatan model fisik reservoir dalamstudiiniadalah:Pasirkuarsadicuciterlebihdahulu. Keringkanpasirkuarsatersebutdibawahsinarmataharikemudianmasukkankedalam oven selamasatuhari.Saringpasirkuarsa yang telahdikeringkanmenggunakanSieve Analysis Apparatusdenganwadahukuranbutirsesuai yang kitainginkan, yaitupasirdenganukuran mesh 35 – 40 denganukuranbutir 0.4 – 0.5 mm.Saringjuga semen agar semen yang bergumpaldapatterpisahkan.Pencetakansandpackdimulaidenganmembuatadonanpasirdan semen ditambahsedikit air, dengankomposisi 80% pasirdan 20% semen.Setelahadonandiaduk rata, kemudiandimasukkankedalamcetakan yang terbuatdarifiberglass yang berdimensi 52cm x 5cm x 2.5cm.Setelahsandpackselesaidicetakkemudian tubing berukuran ID 0.3cm dipasangpadaujung-ujungsandpacksebagaimainwellyaitusumurinjeksidanproduksi (sumur 1 dansumur 3) dengankedalaman tubing adalah 1cm, sedangkankedalamanopenholeadalah 0.5cm. Selainitusatu tubing tambahandipasangdibagiantengahsandpacksebagaiback-upwelluntukmembantuprosessaturasiminyaknantinya.Thermometer jugadipasangkanpadasandpack. Nantinya thermometer tersebutdigunakansebagaipengukurperambatanpanasselamapercobaanberlangsung.Kemudiansandpackdidiamkanselamatigahari agar mengeringdankuat.Setelahsandpackkering, kemudiandimasukkandalam oven selamaenam jam sehinggasisa air yang terdapatdalamsandpackmenguap.Sandpack yang keringkemudiandilapisilemdenganketebalan 1cm sehinggasandpackbenar-benarterisolasidarilingkunganluar. Cara melapisisandpackdenganleminimenggunakanteknikpengecoran, yaitudenganmemasukkansandpackkedalamadonanlemepoxy yang telahdisiapkanpadacetakanfiberglass.Komposisiresindanhardener yang digunakanyaitu 1:1.Sebelumdapatdigunakan, model dibiarkanmengeringselama 24 jam,untukmemastikanlapisanepoxytelahkeringsempurna.Setelahkering, dipasangvalvepada tubing-tubing tersebutuntukmempermudahinletdanoutletportpadasaatdirangkaidenganpompavakumataupompainjeksi.Model tersebutkemudianditimbangberatkeringnyadansiapdigunakan.
Prosedurpenjenuhansandpackdenganbrineadalahsebagaiberikut:Model divakumsekaligusdijenuhidengankondisiupward direction, yaitumainwelldiposisikandalamsatugaris vertical denganposisisumur 1 adadibagianbawah. Sumur 3 dihubungkankepompavakum, sedangkansumur 1 dihubungkankechambermultifungsi. Ruangpori yang kondisinyatelahtervakumakantergantikanolehbrine yang dialirkandarichambermultifungsimelaluisumur 1. Dengankondisiupward directiondapatdiasumsikanbahwagayagravitasiakanmenyebabkan air mengisipori-poribagianbawahterlebihdahulu.Setelah volume brine yang tervakummencapaisedikitnya lima pore volume (PV) (untukmemastikansaturasi gas = 0) kedua valve ditutup.Padatahapselanjutnya, penjenuhandilakukanmenginjeksikanbrinedarisumur 1 dandikeluarkandariback-upwell (sumur 2) dansumur 3. Prosespenjenuhandilakukanhinggasandpackbenar-benartersaturasiolehbrine.Model kemudianditimbangberatjenuhnya.
Setelahsandpacktersaturasisepenuhnyaolehbrinetahapselanjutnyaadalahpendesakanpendesakanbrinedenganminyak, yaitu:Prosespendesakandenganminyakdilakukandengankondisidownward direction, karenadensitasminyaklebihrendahdibandingkandengandensitas air makadiasumsikanminyakakanmengisipori-poribagianatasterlebihdahulu.Model diposisikansehinggamainwelladadalamsatugaris vertical denganposisisumur 1 adadibagianatas, kemudiandirangkaidengansistemRUSKA Constant Rate Pump.Karenasampelminyak yang akandiinjeksikankedalamsandpacktergolongheavy oil makadilakukanpemanasanterlebihdahulu agar minyaktersebutlebihencerdanlebihmudahuntukdiinjeksikanataudipompakan.Prosesinjeksiminyakdarisumur 1 tidaklangsungdikeluarkankesumur 3, namundikeluarkanmelaluiback-up well (sumur 2) terlebihdahuluuntukmemaksimalkanprosespenjenuhanminyak agar saturasiminyaklebihmeratadiseluruhbagiansandpack.
Prosesperolehanminyakdarisandpackpadadasarnyamerupakansuatuprosespendesakansuatu volume fluida. Olehkarenaitu, ketikasuatuminyakminyakdiproduksikanmaka volume tersebutakandigantikanolehfluida lain. Dalamprosespendesakantersebutdibutuhkanenergi yang cukupsehinggaminyakdapatterproduksi. SetelahdilakukanpendesakandenganminyakdannilaiSoidanSwidiketahui, kemudiandilakukanprosesperolehan(recovery)dengancaramemproduksikanminyakdaridalamsandpack. Padastudiinidilakukanprosesrecoverydenganduatahap: primary productiondanthermalrecoveryyaituhot water flooding. Secararinciprosedurprosestersebutantara lain:Sandpackdiposisikansecara horizontal sehinggaposisitubingnyamenghadapkeatas. Prosesproduksinantinyadilakukandalamtigatahap yang akandijelaskanpadabagianpembahasan.Sumur 1 difungsikansebagaisumurinjeksidandihubungkankechamberinjeksi yang berisibrineatauartificial brine. Sumur 3 difungsikansebagaisumurproduksidandihubungkanketabungpengukur.Tahapprimary productiondilakukandenganmenginjeksikanbrine(waterflooding)kedalamsandpack. BrinediinjeksikanmenggunakanRUSKA Constant Rate Pumpmelaluisumur 1 dandiproduksimelaluisumur 3. Temperatursandpackdanchamberproduksidikondisikansebesar 40oC.Untuktahaphot water flooding, prosedurpercobaandilakukansepertipada No.4, dengantemperatursandpackdikondisikantetap 40oC sementarachamberinjeksidipanasihingga 60oC dan 70oC.
Prosesperolehanminyakdarisandpackpadadasarnyamerupakansuatuprosespendesakansuatu volume fluida. Olehkarenaitu, ketikasuatuminyakminyakdiproduksikanmaka volume tersebutakandigantikanolehfluida lain. Dalamprosespendesakantersebutdibutuhkanenergi yang cukupsehinggaminyakdapatterproduksi. Padatahapprimary production,brinediinjeksikansebanyak 0.3 PV menggunakanRUSKA Constant Rate Pump. Sandpackdanchamberinjeksidikondisikanpadasuhu 40oC. Hal inidilakukan agar minyaktidakterlalukentalsehinggalebihmudahuntukmengalir. Recoveryfactor yang diperolehpadatahapinisebesar 28.97% danwatercut 89.58%. Minyak yang terproduksibersuhu 40oC denganviskositassebesar 134cp. Proseswaterfloodingdihentikansaatwatercutmeningkattajam. Peningkatanwatercutsecaratajammengindikasikantelahterjadiwaterbreakthrough. Proseswaterbreakthrough yang cepatdisebabkanolehrendahnyasweepefficiencykarenapengaruhmobilityratioantara air danminyak.
Tahap hot waterfloodingdilakukandalamduatahap. Proses yang pertamadilakukandengancaramenginjeksikan 0.3 PV air panas(brine)dengantemperatur 60oC kedalamsandpack yang bersuhu 40oC. Padatahapini, minyak yang terproduksibersuhu 45oC denganviskositasturunmenjadi 110cp. Penambahanrecoveryfactorpadatahapinisebesar 16.03% sehingga total RFadalah 45% sementarawatercutmencapai 92.44%.
Untukproseshotwaterflooding yang kedua, temperaturbrine yang diinjeksikansebesar 70oC sementaratemperatursandpackdijagatetap 40oC. Temperaturminyak yang terproduksisebesar 50oC denganviskositassebesar 91.54cp. Total RFtahapinimencapai 61.21% denganpenambahanfaktorperolehansebesar 16.21% sedangkanwatercutmencapai 92.78%. HasilpercobaanselengkapnyadiperlihatkanpadaTabel 8 danGambar 7.
Model fisik reservoir (sandpack)telahdibuatdandapatdigunakanuntukmensimulasikanprosespendesakan linear injeksihotwater flooding. Sandpacktersebutberdimensi 52x5x2.5cm denganporositassebesar 17.31%, saturasiawalminyaksebesar 51.54% dan IOIP sebesar 58mL.
Diperlukanstudilebihlanjutuntukmenganalisaperambatantemperatur yang terjadiselamainjeksiberlangsungterutamapadapolainjeksi-produksi 5 titik. Selainitu, diperlukanstudisimulasi reservoir untukmelihatperformaproduksidalamskalalapangan.