Tr 08 All Metode.Eor

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 1 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR PETUNJUK PEMILIHAN TEKNIS METODE EOR 1. TUJUAN Memilih metode EOR secara teknis yang dapat digunakan untuk menaikkan tingkat pengurasan reservoir. Pilihan didasarkan kepada karakteristik minyak, batuan reservoir dan air formasi. 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Pemilihan metode EOR dilakukan dengan "table look up", sehingga cepat dapat diperoleh metode-metode EOR (dapat lebih dari satu metode) yang cocok dengan kondisi yang diberikan. 2.2. PERSYARATAN Metode ini baik digunakan pada reservoir yang mempunyai distribusi karakteristik batuan (misalnya porositas, permeabilitas) yang relatif seragam. Jadi, pada umumnya reservoir yang mempunyai sifat berikut ini: - banyak rekahan (fractures) - jumlah patahan kedap aliran yang banyak - sifat-sifat yang tidak berkesinambungan secara lateral (diskontinuitas) - tudung gas bukanlan calon yang baik untuk EOR. 3. LANGKAH KERJA 1. Siapkan data : a. Karakteristik minyak dan kemampuan alir - Gravity minyak, oAPI - Viskositas minyak (pada kondisi reservoir) (µ), cp - Transmisibilitas (kh/µ,) mD-ft/cp - Komposisi fluida reservoir Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 2 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR - Kedalaman (D), ft - Tebal (net pay) (h), ft - Temperatur (T), oF - Saturasi minyak (So), fraksi - Tekanan reservoir (P), psia - Jenis batuan b. Karakteristik air formasi - kegaraman (TDS), ppm 2. Gunakan Tabel 2 untuk memilih metode EOR yang cocok berdasarkan data yang telah disiapkan. Hasil pilihan dapat lebih dari satu jenis EOR. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 3 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 4. DAFTAR PUSTAKA 1. National Petroleum Council, “Enhanced Oil Recovery,” 1984. 2. Taber, J. J., Martin, F. D. dan Seright, R. S. : ”EOR Screening Criteria Revisited - Part 2 : Application and Impact of Oil Prices,” SPERE (August 1997), p. 199-205. 3. Siregar, S. :”Diktat Kuliah Pengenalan Enhanced Oil Recovery (EOR),” Jurusan Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung, 1995. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 4 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 5. DAFTAR SIMBOL D = kedalaman reservoir, ft h = tebal lapisan, ft k = permeabilitas, mD P = tekanan, psi So = saturasi minyak, fraksi T = temperatur, °F TDS = kegaraman (total dissolved solid), ppm Yunani : φ = porositas, fraksi µ = viskositas minyak, cp Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 5 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG Tabel l dibuat berdasarkan hasil pengkajian kurang lebih 2,500 reservoir yang sedang dan yang akan mengalami EOR. Cadangan minyak di tempat dari seluruh reservoir tersebut diperkirakan 325 milyar barrel. Kriteria pemilihan metode EOR yang memadai untuk suatu reservoir minyak didasarkan pada "Implemented Technology Case", yaitu teknologi yang sedang diterapkan pada saat ini atau paling tidak telah terbukti dapat dilaksanakan pada uji coba di lapangan minyak. Teknologi ini meliputi metode termal, injeksi kimia dan pendesakan tercampur. Apabila Tabel l ini digunakan, kemungkinan akan diperoleh bermacam-macam metode EOR yang dapat diterapkan kepada satu reservoir minyak. Untuk mendapatkan jawaban proses mana yang paling memadai (yang memberikan perolehan maksimum secara ekonomis), tentu saja harus dilakukan kajian lanjut berupa: kajian laboratorium, kajian menggunakan model matematik (Simulator) dan uji coba lapangan (Pilot testing). Faktor atau parameter yang paling berpengaruh didalam pemilihan metode EOR dapat dibagi dalam tiga kelompok, yaitu: 1. Karakteristik minyak : Gravity, Viskositas dan Transmisibilitas. 2. Karakteristik reservoir : Kedalaman, Tebal Lapisan, Temperatur, Porositas, Permeabilitas, Tekanan Reservoir, Saturasi Minyak dan Jenis Batuan. 3. Karakteristik air formasi : Kegaraman atau kadar padatan terlarut. Penggunaan Tabel 1 akan memberikan pilihan yang baik apabila digunakan pada reservoir yang memiliki distribusi karakteristik batuan yang seragam. Untuk reservoir yang mempunyai banyak rekahan, banyak patahan, bersifat tidak menerus secara lateral, atau mempunyai tudung gas, haruslah dikaji secara tersendiri pengaruh sifat-sifat tersebut di atas terhadap proses EOR itu sendiri. Kajian tersebut dapat berupa pengamatan laboratorium atau menggunakan model matematik (simulator). Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 6 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 6.2. INJEKSI NITROGEN DAN FLUE GAS Deskripsi Nitrogen dan flue gas adalah metode perolehan minyak yang menggunakan kedua gas non- hidrokarbon yang tidak mahal tersebut untuk memindahkan minyak ke dalam sistem yang tercampur (miscible) maupun tidak tercampur (immiscible), tergantung pada tekanan dan komposisi minyak. Karena harganya yang murah, volume yang besar dari gas-gas tersebut dapat diinjeksikan. Nitrogen dan flue gas juga dipertimbangkan untuk digunakan sebagai gas-gas penghalau (chase gases) dalam injeksi hidrokarbon-tercampur dan CO2. Mekanisme Injeksi nitrogen dan flue gas memperoleh minyak dengan : a) menguapkan komponen yang lebih ringan dari minyak mentah dan menciptakan suatu pencampuran bila tekanan cukup tinggi. b) menyediakan suatu mekanisme daya dorong gas dimana bagian yang signifikan dari volume reservoir terisi oleh gas-gas yang berbiaya rendah. c) mempercepat pengurasan karena gravitasi (gravity drainage) pada dipping reservoir (tercampur atau tidak tercampur). Batasan Kondisi pencampuran yang terbentuk hanya dapat dicapai dengan minyak ringan dan pada tekanan yang sangat tinggi; oleh sebab itu, diperlukan reservoir yang dalam. Diinginkan reservoir yang kemiringannya tidak terlalu curam untuk memungkinkan stabilisasi gravitasi dari pemindahan tersebut, dengan rasio mobilitas yang kurang ideal. Untuk peningkatan gravity drainage tercampur atau tidak tercampur, suatu dipping reservoir (reservoir miring) sangat penting untuk kesuksesan proyek. Permasalahan Viscous fingering menyebabkan efisiensi penyapuan vertikal dan horizontal sangat kecil. Gas- gas non-hidrokarbon harus dipisahkan dari gas-gas terproduksi yang komersial. Injeksi flue gas menyebabkan masalah korosi di masa lalu. Saat ini, nitrogen telah diinjeksikan dalam proyek- proyek besar yang sukses, yang dulunya menggunakan flue gas. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 7 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 6.3. INJEKSI HIDROKARBON-TERCAMPUR Deskripsi Injeksi hidrokarbon-tercampur terdiri dari penginjeksian hidrokarbon ringan ke dalam reservoir untuk membentuk suatu daerah pencampuran. Ada tiga metode berbeda yang telah digunakan. Yang pertama, metode kontak tercampur menggunakan sekitar 5% PV slug dari liquified petroleum gas (LPG), seperti propan, dilanjutkan dengan gas alam atau gas dan air. Metode kedua disebut daya dorong kondensat gas (enriched/condensing gasdrive), terdiri dari penginjeksian 10 – 20% PV slug dari gas alam yang diperkaya dengan etana sampai heksana (C2 sampai C6), dilanjutkan dengan lean gas (kering, sebagian besar metana) dan, ada kemungkinan, air. Komponen-komponen yang telah diperkaya ditransfer dari gas ke minyak. Metode ketiga dan yang paling umum disebut daya dorong gas bertekanan tinggi (vaporizing gasdrive), terdiri dari penginjeksian lean gas pada tekanan tinggi untuk menguapkan komponen C2 sampai C6 dari minyak mentah yang dipindahkan. Kombinasi dari mekanisme kondensasi/penguapan ini juga terjadi pada banyak kondisi reservoir meskipun kita biasanya berpikir bahwa satu proses lebih dominan. Mekanisme Injeksi hidrokarbon-tercampur memperoleh minyak dengan : a) membentuk pencampuran (pada daya dorong gas kondensasi dan penguapan). b) meningkatkan volume minyak (swelling). c) menurunkan viskositas minyak. d) pemindahan gas tak tercampur, terutama meningkatkan gravity drainage dengan kondisi reservoir yang tepat. Batasan Kedalaman minimum ditetapkan oleh tekanan yang diperlukan untuk menjaga pencampuran yang terbentuk. Tekanan yang diperlukan berkisar dari sekitar 1,200 psi untuk proses LPG, sampai 4,000 - 5,000 psi untuk daya dorong gas bertekanan tinggi, tergantung pada minyak-nya. Formasi dengan kemiringan yang tidak terlalu curam sangat diinginkan untuk memungkinkan beberapa stabilisasi gravitasi dari pemindahan, yang biasanya memiliki rasio mobilitas kurang ideal. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 8 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR Permasalahan Viscous fingering menyebabkan efisiensi penyapuan vertikal dan horisontal sangat kecil. Dibutuhkan hidrokarbon yang cukup berharga dalam jumlah besar. Larutan dapat terjebak dan tidak terambil pada metode LPG. 6.4. INJEKSI CO2 Deskripsi Injeksi CO2 dilakukan dengan menginjeksikan CO2 dalam jumlah besar (30% atau lebih dari PV hidrokarbon) ke dalam reservoir. Walaupun CO2 bukan kontak tercampur yang pertama dengan minyak mentah, CO2 mengekstrak komponen ringan sampai menengah dari minyak, dan jika tekanan cukup tinggi, membentuk pencampuran untuk memindahkan minyak mentah dari reservoir (MMP). Pemindahan tak tercampur kurang efektif, tetapi dapat memperoleh minyak lebih banyak daripada injeksi air. Pada kedalaman <1,800 ft, semua reservoir tidak memenuhi kriteria pemilihan teknis baik untuk metode injeksi tercampur maupun tak tercampur dengan CO2 superkritik. Mekanisme CO2 memperoleh minyak dengan : a) “Mengembangkan” (swelling) minyak mentah (CO2 sangat mudah terlarut dalam minyak bergravitasi tinggi). b) menurunkan viskositas minyak (jauh lebih efektif dibanding N2 atau CH4). c) menurunkan tegangan permukaan antara minyak dan fasa CO2/minyak pada daerah hampir- tercampur. d) membentuk pencampuran bila tekanan cukup tinggi. Batasan Diperlukan sumber CO2 yang baik. Permasalahan Korosi dapat menyebabkan masalah, terutama bila terjadi breakthrough awal CO2 pada sumur Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 9 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR produksi. Catatan : Seluruh reservoir minyak dengan gravity lebih besar dari 22 oAPI dapat memenuhi kualifikasi untuk pemindahan tak tercampur pada tekanan kurang dari MMP. Pada umumnya, perolehan minyak yang berkurang akan menjadi proporsional dengan perbedaan antara MMP dan tekanan injeksi yang dicapai. (Keputusan kriteria ini telah dipilih untuk menyediakan batas aman dari tepat 500 ft di atas kedalaman rekahan reservoir yang tipikal untuk tekanan pencampuran yang dibutuhkan (MMP), dan sekitar 300 psia di atas tekanan kritik CO2 untuk injeksi tak tercampur pada kedalaman yang dangkal. Temperatur reservoir diikutsertakan dan diasumsikan dari kedalaman). 6.5. INJEKSI MICELLAR/POLYMER, ASP DAN ALKALI Deskripsi Injeksi micellar/polymer klasik terdiri dari penginjeksian suatu slug yang mengandung air, surfaktan, polymer, elektrolit (garam), kadang suatu kosolven (alkohol), dan kemungkinan suatu hidrokarbon (minyak). Ukuran slug biasanya 5 – 15% PV untuk sistem surfaktan konsentrasi tinggi dan 15 - 50% PV untuk konsentrasi rendah. Slug surfaktan diikuti oleh air yang sudah dicampur dengan polymer. Konsentrasi polymer biasanya berkisar dari 500 sampai 2,000 mg/L, dan volume dari larutan polymer yang diinjeksikan bisa mencapai 50% PV atau lebih. Injeksi ASP mirip dengan injeksi polymer, kecuali sebagian besar surfaktan digantikan dengan alkali berbiaya rendah sehingga ukuran slug menjadi lebih besar dengan biaya keseluruhan lebih rendah dan polymer biasanya tergabung dalam slug yang lebih besar dan cair. Untuk injeksi alkali, sebagian besar air yang diinjeksikan telah di”treat” dengan suatu alkali agent dengan konsentrasi rendah dan surfaktan terbentuk di tempat dengan adanya interaksi dengan minyak dan batuan. Pada masa ini (Mei 1997) tidak ada kegiatan injeksi alkali yang aktif. Mekanisme Seluruh metode injeksi surfaktan dan alkali memperoleh minyak dengan : a) menurunkan tegangan permukaan antara minyak dan air. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 10 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR b) kelarutan minyak pada beberapa sistem micellar. c) emulsifikasi minyak dan air, terutama pada metode alkaline. d) perubahan kebasahan (pada metode alkaline). e) peningkatan mobilitas. Batasan Diinginkan suatu daerah penyapuan yang lebih dari 50% pada injeksi air. Lebih disukai formasi yang relatif homogen. Anhidrit, gipsum atau lempung dalam jumlah besar tidak diinginkan. Sistem yang tersedia menyediakan kelakuan yang optimum dari kondisi yang terbatas. Dengan surfaktan komersial yang tersedia, klorida air formasi adalah < 20,000 ppm dan ion divalen (Ca++ dan Mg++) < 500 ppm. Permasalahan Sistem yang rumit dan mahal. Kemungkinan terjadi pemisahan kromatografik bahan-bahan kimia dalam reservoir. Penyerapan surfaktan yang tinggi. Interaksi antara surfaktan dan polymer. Degradasi bahan-bahan kimia pada temperatur yang tinggi. 6.6. INJEKSI POLYMER Deskripsi Tujuan dari injeksi polymer adalah untuk menyediakan efisiensi penyapuan pemindahan dan volumetrik yang lebih baik selama injeksi air. Pada injeksi polymer, polymer tertentu dengan berat molekul yang tinggi (umumnya polyacrylamide atau xanthan) dilarutkan dalam air yang diinjeksikan untuk menurunkan mobilitas air. Digunakan konsentrasi polymer dari 250 sampai 2,000 mg/L; perlakuan ukuran yang layak membutuhkan 25 sampai 60% PV reservoir. Mekanisme Polymer memperbaiki perolehan dengan : a) meningkatkan viskositas air. b) menurunkan mobilitas air. c) kontak dengan volume yang lebih besar di reservoir. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 11 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR Batasan/Permasalahan Lihat Tabel 2. 6.7. PEMBAKARAN DI TEMPAT (IN-SITU COMBUSTION) Deskripsi Pembakaran di tempat atau injeksi api (fireflooding) melibatkan pembakaran dalam reservoir dan penginjeksian udara untuk memungkinkan terbakarnya sebagian minyak mentah. Teknik yang paling umum adalah pembakaran di depan (forward combustion) dimana reservoir di”bakar” pada sumur injeksi dan udara diinjeksikan untuk meneruskan pembakaran ke arah depan sumur. Salah satu variasi teknik ini adalah kombinasi dari forward combustion dan injeksi air (COFCAW). Teknik kedua adalah pembakaran terbalik (reverse combustion) dimana api dinyalakan di sumur yang pada akhirnya akan menjadi sumur produksi, dan udara yang diinjeksikan diubah arahnya ke sumur yang berdekatan; bagaimanapun, tidak ada daerah percobaan yang telah menyelesaikan reverse combustion ini. Mekanisme Pembakaran di tempat memperoleh minyak mentah dengan : a) aplikasi panas yang ditransfer menurun secara konduksi dan konveksi sehingga menurunkan viskositas minyak, b) hasil dari destilasi uap dan pemecahan thermal yang dibawa ke depan untuk bercampur dan meningkatkan minyak mentah, c) membakar “coke” yang dihasilkan dari minyak berat, d) tekanan disuplai ke reservoir dengan injeksi udara. Batasan Jika coke yang cukup tidak terendapkan dari minyak untuk dibakar, proses pembakaran tidak akan bertahan; hal ini mencegah aplikasi untuk minyak parafinik bergravitasi tinggi. Jika coke yang terendapkan terlalu banyak, peningkatan laju dari zona pembakaran akan menjadi lambat dan jumlah udara yang diperlukan untuk mempertahankan pembakaran akan menjadi besar. Saturasi dan porositas minyak harus tinggi untuk meminimalkan kehilangan panas ke batuan. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 12 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR Proses yang terjadi cenderung menyapu bagian atas dari reservoir sehingga efisiensi penyapuan untuk formasi yang tebal sangat kecil. Permasalahan Rasio mobilitas yang berlawanan. Breakthrough awal dari front pembakaran (dan campuran gas yang mengandung O2). Proses rumit yang memerlukan investasi besar dan sulit untuk dikontrol. Flue gas yang terproduksi dapat menimbulkan masalah lingkungan. Masalah operasional, seperti korosi berat yang terjadi karena air panas dengan pH rendah, emulsi minyak/air yang serius, produksi pasir yang meningkat, endapan karbon atau lilin, dan kegagalan pipa pada sumur produksi sebagai akibat dari temperatur yang sangat tinggi. 6.8. INJEKSI UAP Deskripsi Proses daya dorong uap atau injeksi uap melibatkan injeksi kontinu sekitar 80% kualitas uap untuk memindahkan minyak mentah menuju sumur produksi. Praktek yang biasa adalah untuk mendahulukan dan mengiringi daya dorong uap tersebut dengan stimulasi uap siklik dari sumur produksi (disebut huff ‘n’ puff). Mekanisme Uap memperoleh minyak mentah dengan : a) memanaskan minyak mentah dan mengurangi viskositasnya, b) menyediakan tekanan untuk mendorong minyak ke sumur produksi, c) destilasi uap, terutama pada minyak mentah yang ringan. Batasan Saturasi minyak harus cukup tinggi dan tebal zone minyak harus lebih dari 20 ft untuk meminimasi kehilangan panas ke formasi yang berdekatan. Minyak mentah yang lebih ringan dan kurang kental dapat diinjeksi dengan uap, tapi biasanya tidak bila reservoir bereaksi pada injeksi air yang umum. Injeksi uap terutama dapat diaplikasikan pada minyak kental dalam Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 13 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR batuan pasir yang luas dan memiliki permeabilitas tinggi atau pasir yang tidak terkonsolidasi. Karena terjadi kehilangan panas yang berlebihan di lubang sumur, reservoir yang diinjeksi uap harus sedangkal mungkin dan tekanan untuk laju injeksi secukupnya dapat dipertahankan. Injeksi uap pada umumnya tidak dilakukan pada reservoir karbonat. Karena sekitar 1/3 minyak tambahan yang diperoleh dikonsumsi untuk membentuk uap yang diperlukan, maka harga per barrel minyak tambahan ini sangat tinggi. Diinginkan suatu harga persentase yang rendah dari lempung yang sensitif terhadap air untuk proses injeksi yang baik. 6.9. INJEKSI MIKROBA Deskripsi Injeksi mikroba ke reservoir diharapakan dapat memproduksi asam dan surfaktan dari hasil fermentasi bakteri tersebut. Mikroba yang akan diinjeksikan ke reservoir telah diseleksi dan diuji laboratorium untuk memberikan hasil yang baik. Mekanisme Mikroba yang diinjeksikan diharapkan : a) Memproduksi asam ; asam ini diharapkan dapat melarutkan matriks batuan sehingga dapat menaikkan porositas dan permeabilitas batuan. b) Memproduksi gas ; produksi gas yang diharapkan adalah CO2 dari hasil fermentasi dan pengaruhnya dapat terjadi pada reservoir dengan skala yang luas. c) Memproduksi pelarut; produksi pelarut (ethanol, butanol, acetone, dan isopropanol) oleh mikroba bermanfaat selama proses MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) sebab senyawa tersebut bercampur (miscible) dengan minyak menurunkan viskositasnya dan memperbaiki mobilitas. d) Memproduksi surfaktan. e) Penyumbatan selektif (selective plugging) ; penelitian laboratorium pada sistem reservoir batuan pasir memperlihatkan bahwa microbial selective plugging secara teknis layak dan dapat membelokkan aliran dari permeabilitas yang tinggi ke rendah. Selective plugging juga dapat digunakan untuk memperbaiki waterflooding dengan membelokkan aliran dari permeabilitas yang tinggi ke daerah yang memiliki permeabilitas rendah. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 14 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR f) Memproduksi polimer ; polimer digunakan untuk mengurangi mobilitas fasa air dan dapat mengontrol dengan cara menaikkan viskositas fasa air. Batasan Ada beberapa batasan dimana metode MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) tidak efektif, bahkan pada keadaan yang paling baik. Terdapat juga beberapa kemungkinan kegagalan pada setiap penerapan enhanced oil recovery. Frekuensi keberhasilan mungkin lebih sedikit daripada prosedur industri yang rutin karena teknik EOR yang digunakan pada sumur-sumur yang berbeda hampir selalu dijalankan pada keadaaan yang berbeda pula. Beberapa masalah yang mungkin terjadi adalah seperti di bawah ini : a) Penyumbatan formasi. b) Kondisi geologi yang tidak tepat umumnya (banyak patahan). c) Sifat minyak mentah yang tidak tepat. d) Kontaminasi mikroorganisme lain yan merugikan. e) Tidak cukup nutrisi. f) Kegagalan sistem biologi. 6.10. CONTOH SOAL 1. Dari suatu reservoir yang akan mengalami proses EOR, didapatkan data rata-rata sebagai berikut : Karakteristik fluida Gravity minyak = 18 oAPI Viskositas minyak = 15,000 cp kh/µ = 200 mD-ft/cp Karakteristik reservoir Kedalaman = 800 ft Tebal lapisan = 200 ft Temperatur = 110 oF Saturasi minyak = 45 % PV Permeabilitas = 2,500 mD Tekanan Reservoir = 1,000 psi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 15 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR Jenis batuan = batu pasir Karakteristik air formasi Kegaraman = 70,000 ppm Ciri yang menonjol dari reservoir ini adalah relatif dangkal, minyak berat dan kental. Dari Tabel 2 terlihat bahwa metode yang paling sesuai adalah Metode Termal - Injeksi Uap. 2. Dari suatu reservoir yang akan mengalami proses EOR, didapatkan data rata-rata sebagai berikut : Karakteristik fluida Gravity minyak = 22 oAPI Viskositas minyak = 2,500 cp Karakteristik reservoir Kedalaman = 2,950 ft Tebal lapisan = 100 ft Temperatur = 160 oF Porositas = 0.20 Permeabilitas = 100 mD Tekanan Reservoir = 1,800 psi So = 61 % PV Jenis batuan = batu pasir Karakteristik air formasi Kegaraman = 110,000 ppm Dari Tabel l terlihat bahwa metode EOR yang cocok dilakukan pada reservoir ini adalah Metode Termal – Pembakaran di tempat (In Situ Combustion). Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 16 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 3. Dari suatu reservoir yang akan mengalami proses EOR, didapatkan data rata-rata sebagai berikut : Karakteristik fluida Gravity minyak = 24 oAPI Viskositas minyak = 10 cp kh/µ = 300 mD-ft/cp Karakteristik reservoir Kedalaman = 2,500 ft Tebal lapisan = 50 ft Temperatur = 150 oF Permeabilitas = 60 mD Tekanan Reservoir = 2,000 psi So = 37 % PV Jenis batuan = batu pasir Karakteristik air formasi Kegaraman = 75,000 ppm Dari Tabel l terlihat bahwa metode EOR yang cocok dilakukan pada reservoir ini adalah Metode Injeksi Surfactant - Alkali. 4. Dari suatu reservoir yang akan mengalami proses EOR, didapatkan data rata-rata sebagai berikut : Karakteristik fluida Gravity minyak = 22 oAPI Viskositas minyak = 5 cp kh/µ = 450 mD-ft/cp Karakteristik reservoir Kedalaman = 2,100 ft Tebal lapisan = 75 ft Temperatur = 135 oF Permeabilitas = 30 mD Tekanan Reservoir = 1,950 psi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 17 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR So = 52 % PV Jenis batuan = karbonat Karakteristik air formasi Kegaraman = 65,000 ppm Dari Tabel l terlihat bahwa metode EOR yang cocok dilakukan pada reservoir ini adalah Injeksi Polimer dan Surfactant - Alkali. 5. Dari suatu reservoir yang akan mengalami proses EOR, didapatkan data rata-rata sebagai berikut : Karakteristik fluida Gravity minyak = 35 oAPI Viskositas minyak = 2 cp kh/µ = 2,000 mD-ft/cp Karakteristik reservoir Kedalaman = 6,000 ft Tebal lapisan = 100 ft Temperatur = 210 oF Porositas = 0.15 Permeabilitas = 40 mD Tekanan Reservoir = 2,600 psi So = 21 % PV Jenis batuan = karbonat Karakteristik air formasi Kegaraman = 110,000 ppm Dari Tabel l terlihat bahwa metode EOR yang cocok dilakukan pada reservoir ini adalah Metode Pendesakan Dapat Campur – Injeksi CO2. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01 JUDUL : METODE EOR Halaman : 18 / 18 SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 EOR 7. TABEL YANG DIGUNAKAN TABEL 1 KARAKTERISTIK INJEKSI CO2 Oil Gravity, oAPI Kedalaman harus lebih besar dari (ft) Untuk Injeksi CO2- >40 2,500 Tercampur 32 s/d 39.9 2,800 28 s/d 31.9 3,300 22 s/d 27.9 4,000 Injeksi tercampur gagal, <22 dianjurkan Injeksi tak tercampur Untuk Injeksi CO2-tak tercampur (perolehan 13 s/d 21.9 1,800 minyak lebih kecil) Seluruh reservoir gagal pada <13 kedalaman berapa pun Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 1 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air PERAMALAN KINERJA INJEKSI AIR 1. TUJUAN Meramalkan kinerja (performance) injeksi air (water-flood). 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Metode yang digunakan adalah Buckley-Leverett-Welge, Dykstra-Parson, dan Craig-Geffen- Morse digunakan dalam perkiraan kinerja proses injeksi air. 2.2. PERSYARATAN Ketiga metode ini berlaku untuk sistem linear yang horizontal. Reservoir yang diproduksikan melalui beberapa titik serap sebagai hasil proses injeksi air perlu diubah geometrinya menjadi satu atau lebih sistem linear. 3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE BUCKLEY - LEVERETT - WELGE 1. Bagilah reservoir atas beberapa sistem linear (lihat Gambar 1 sebagai contoh). 2. Siapkan data pendukung : - Luas sistem linear ( A ) - Tebal lapisan ( h ) - Porositas ( φ ) - Permeabilitas formasi ( k ) - Saturasi air konat ( S wc ) - Saturasi minyak residu ( Sor ) - Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( µ o ) - Viskositas air injeksi ( µ w ) - Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai ( Bo ) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 2 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air - Kurva permeabilitas relatif ( k ro dan k rw ) 3. Hitung fractional flow air ( f w ) dari persamaan : 1 fw = (1) µ k 1 + w . ro µ o k rw Siapkan tabel berisikan permeabilitas relatif ( k ro , k rw ) dan fractional flow ( f w ) sebagai fungsi dari air ( S w ). 4. Plot f w terhadap S w . 5. Tarik garis lurus dari S wc menyinggung kurva f w vs S w . Dari garis singgung ini diperoleh : a. Titik singgung antara garis tersebut dengan kurva memberikan S w = S wbt b. Titik potong antara garis. tersebut dengan garis f w = 1 menghasilkan saturasi air rata-rata sistem pedesakan pada saat breakthrough ( S wbt ) Catatan : Untuk S w dalam sistem yang lebih besar dari S wc , penarikan garis singgung diperlihatkan pada Gambar 2. 6. Perolehan minyak pada saat breakthrough dapat dihitung dengan persamaan :  S − S wi  N p = 7,758 A h φ  wbt    STB (2)  Bo  7. Kinerja proses injeksi air setelah breakthrough, yang dinyatakan dalam N p , WOR dan qo sebagai fungsi dari waktu, dapat dihitung mengikuti runtunan berikut ini : a. Siapkan format tabel yang mencerminkan runtunan perhitungan. Sw fw ∂f w Qi Sw ∂S w (1) (2) (3) (4) (5) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 3 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Catatan : S w merupakan saturasi pada titik serap/sumur produksi yang harganya dipilih lebih besar dari S wbt . b. f w ditentukan berdasarkan S w dengan meggunakan plot f w terhadap S w dari butir 4. ∂f w c. di hitung dari kemiringan garis singgung titik-titik pada kurva fractional flow yang ∂S w besarnya lebih besar dari S wbt (lihat Gambar 6 sebagai contoh). 1 d. Qi = (3) ∂f w ∂S w e. S w = S w + Qi (1 − f w ) (4)  S − S wi  f. N p = 7,758 Ahφ  w  B   (5)  o  g. qo = (1 − f w ) iw (6) Bo f w Bo h. WOR = (7) 1 − f w Bw i. Wi = 7,758 A h φ Qi (8) Wi j. t = (9) iw 8. Plot S w , N p , Wi dan WOR terhadap waktu (t) 9. Penentuan perolehan maksimum dari proses injeksi air dalam reservoir minyak yang memiliki distribusi harga permeabilitas dan mobilitas rasio (M) tidak sama dengan satu adalah sebagai berikut : a. Tentukan waktu injeksi air akan berakhir, berdasarkan patokan harga f w , misalnya pada saat water-cut = 98%, ( f w ) = 98%. Harga ini sebanding dengan WOR pada kondisi reservoir : fw WOR = = 49 (1 − f w ) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 4 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air b. Tentukan S w pada saat f w = 0.98. c. Tentukan harga Isi Minyak Awal di Tempat yang dikandung oleh 1 bbl volume pori-pori (PV) total : 1 − S wc (OIP )i = S wi = (10) Boi Boi d. Tentukan Isi Minyak di tempat saat f w = 0.98 yang dikandung oleh 1 bbl volume pori-pori (PV) total : So 1 − S w = (11) Bo Bo e. Sisa minyak di daerah yang tidak terdorong air injeksi : S oi 1 − S wc = (12) Bo Bo f. Tentukan Mobility Ratio : k rw µo M = = (13) µw k ro krw dibaca pada harga S wbt . kro adalah harga permeabilitas minyak di depan front pendesak pada S w = S wc . g. Tentukan V dari gambar distribusi permeabilitas (lihat Gambar 3 sebagai contoh) : k − kσ V = (14) k h. Tentukan efisiensi Pendesakan Volumetris (VSE) : 1−V 2 ) VSE = ( (15) M i. Sisa minyak pada saat f w = 0.98 per 1 bbl volume pori-pori total adalah : So S (OIP) a = VSE × + (1 − VSE ) × oi (16) Bo Boi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 5 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air j. Total Recovery : (OIP) i − (OIP ) a RE = (17) (OIP ) i k. Akhirnya perolehan maksimum akibat injeksi air adalah : (RE )ult = RE − RF (18) 3.2. METODE DYKSTRA - PARSONS 1. Siapkan data pendukung : - Luas sistem linear ( A ) - Tebal lapisan ( h ) - Porositas ( φ ) - Permeabilitas formasi (k) - Saturasi minyak residu ( Sor ) - Saturasi air konat ( S wc ) - Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( µ o ) - Viskositas air injeksi ( µ w ) - Distribusi permeabilitas - Recovery Factor primer (RF) - Faktor volume formasi awal ( Boi ) - Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai ( Bo ) - Kurva permeabilitas relatif ( k ro dan k rw ) 2. Tentukan V dari gambar distribusi permeabilitas (lihat Gambar 3 sebagai contoh). k − kσ V = (19) k 3. Tentukan M (sama dengan langkah 9-f Metode Buckley – Leverett - Welge) : k rw µo M = = (20) µw k ro Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 6 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air krw dibaca pada harga S wbt . kro adalah harga permeabilitas minyak di depan front pendesak pada S w = S wc . 4. Berdasarkan harga V dan M, gunakan Gambar 8, 9, 10 dan 11 untuk menentukan faktor perolehan (R) sebagai fungsi WOR : - Gambar 8 : R dihitung dari parameter : R (1 − S w ) - Gambar 9 : R dihitung dari parameter : R (1 − 0.72 S w ) - Gambar 10 : R dihitung dari parameter : R (1 − 0.52 S w ) - Gambar 11 : R dihitung dari parameter : R (1 − 0.40 S w ) 5. Buat Tabel WOR , R, dan N p , dimana : 7,758 A h φ ( S oi − S or ) Np = R (21) Bo 6. Menentukan perolehan maksimum a. Plot WOR terhadap (R – RF). b. Tentukan harga WOR pada saat proyek injeksi air akan dihentikan (misalnya pada saat f w = 0.98 dan WOR = 49). c. Dari plot di langkah 6-a, baca harga Perolehan Maksimum pada harga WOR = 49. 3.3. METODE CRAIG-GEFFEN-MORSE 1. Siapkan data pendukung : - Luas sistem ( A ) - Tebal lapisan ( h ) - Porositas ( φ ) - Permeabilitas formasi (k) - Saturasi air konat ( S wc ) - Saturasi gas awal ( S gi ) - Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( µo ) - Viskositas air injeksi ( µ w ) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 7 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air - Distribusi permeabilitas - Faktor volume formasi awal ( Boi ) - Faktor volume formasi pada saat Injeksi akan dimulai ( Bo ) - Kurva permeabilitas relatif ( k ro dan k rw ) 2. Hitung fractional flow air f w (sama dengan langkah 3 Metode Buckley – Leverett – Welge). 3. Plot f w terhadap S w ( S w merupakan saturasi pada titik serap/sumur produksi yang harganya dipilih lebih besar dari S wbt ). 4. Tarik garis lurus dari S w menyinggung kurva f w ( S w adalah titik perpotongan garis dengan ∂f w f w = 1). merupakan kemiringan garis tersebut untuk tiap harga S w . ∂S w ∂f w 5. Plot vs S w . ∂S w 6. Hitung M S dari persamaan :  k rw   µ    w  S wbt MS = (22)  k ro   µ    o  Swi 7. Hitung E Abt dari persamaan : 0.03170817 0.30222997 E Abt = 0.54602036 + + M − 0.00509693M S (23) MS e S 8. Hitung Volume Pori (VP) dari persamaan : VP = 7,758 A h φ (24) 9. Siapkan format tabel dengan selang perhitungan dua bagian, yaitu: Wibt sampai Wi100 dan Wi100 sampai (Wi)max. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 8 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Wi Wi EA Sw2 Np WOR t ∆Wi ∆E A Q* i fo2 S w5 (bbl) Wibt (fraksi) (fraksi) (bbl) (bbl/bbl) (hari) a. Hitung jumlah air yang dinjeksi pada saat breakthrough ( Wibt ) : Wibt = E A bt ( S wbt − S wi )VP (25) b. (Wi )max dapat dihitung dari pergerakan frontal dengan asumsi Qi 2 = Qi 5 pada WOR ' tertentu (misalnya 200), lalu pada f w tentukan S w 2 dan f sw 2 sehingga : (Wi) max = (Qi ) max V p (26) dimana (Qi )max = 1 f ( ' Sw2 ) c. Hitung Wi100 dengan menggunakan persamaan : Wi100 = Wibt e (1− E Abt ) / 0.274 (27) d. Tentukan ∆Wi : ( ∆Wi = Wi sekarang − Wibt ) (28) e. Tentukan EA : W  E A = E Abt + 0.633 log  i W   (29)  ibt  f. Tentukan ∆E A : ∆E A = E A sekarang − E A sebelumnya (30) g. Tentukan Qi* : Qi* untuk Wibt < Wi < Wi100 dihitung dengan persamaan : Qi* * = 1 + a1e − a1 [Ei(a 2 ) − Ei (a1 )] (31) Qibt dimana : Qibt = S wbt − S wi * Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 9 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air a1 = 3.65 Ebt W  a 2 = a1 + ln i W    bt  Ei(x) adalah fungsi Ei dari nilai yang bersangkutan. Qi* untuk Wi100 < Wi < Wimax dihitung dengan persamaan : Wi − Wi100 Qi* = Qi* + 100 (32) VP dimana : Qi* adalah harga Q* pada EA = 1 100 ' h. Tentukan f w : ' 1 fw = (33) Qi* i. Tentukan Sw2 (dari grafik langkah 5). j. Tentukan fw2 untuk Sw2 (dari grafik langkah 3). k. Tentukan fo2 : f o 2 = 1 − f w2 (34) l. Tentukan S w5 : S w5 = S w 2 + f o 2 Qi* (35) 10. Hitung jumlah pertambahan perolehan minyak : N n + N ps N n + [ f o 2 × (∆Wi − N n )] = (36) Bo Bo dimana : [ N n = ∆E A × (S wbt − S wi )×V p ] 11. Hitung jumlah kumulatif perolehan minyak (Np) : [(S wbt − S wi )× E Abt ] − S gi Nilai I : (37) Bo Nilai selanjutnya : N p sekarang + jumlah kumulatif perolehan minyak sebelumnya. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 10 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 12. WOR dihitung dengan menggunakan persamaan : (∆Wi − N n ) − f o 2 (∆Wi − N n ) WOR = (38) Nn 13. Lama waktu setelah injeksi (implementasi laju injeksi konstan) Wi t= (39) iw 14. Slope plot Np vs waktu merupakan laju produksi minyak setelah fill up. 15. Tentukan laju injeksi dasar (base) dengan persamaan (implementasi beda tekanan sumur injeksi dan sumur produksi dijaga konstan) : 3.541 k h ∆P i= (40)  d  µ  ln − 0.619   r   w  dimana : d = jarak dari sumur injeksi ke sumur produksi, ft (m), rw = jari-jari efektif lubang sumur, ft k = permeabilitas, darcy h = tebal lapisan, ft ∆P = kehilangan tekanan antara sumur injeksi dan produksi, lb/in2 µ = viskositas, cp 16. Tentukan volume air injeksi yang diinginkan pada batas harga Wibt < Wi < (Wi)max 17. Tentukan efisiensi penyapuan : a. Jika EA < EAbt , Mobility Ratio dihitung sama dengan langkah 6. b. Jika breakthrough telah tercapai, tentukan E A berdasarkan langkah 9-e. Baca S w5 dari tabulasi perhitungan dan baca Gambar 5 untuk menentukan (k rw )S w5 . Mobility Ratio dihitung sama dengan langkah 6 dengan substitusi harga (k rw )S w 5 . Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 11 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 18. Korelasi rasio laju injeksi pemindahan ke laju injeksi pada satuan rasio mobilitas disebut conductance ratio (Caudle dan Witte) yang ditentukan dengan persamaan : i γ = (41) ib 19. Akhirnya laju alir injeksi : i = γ × ib (42) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 12 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Craig Jr., F. F. : “The Reservoir Engineering Aspect of Waterf1ooding”, SPE-Monogram Series, SPE of AIME, Second Printing, 1971. 2. Donaldson, E. G., Chilingarian, G. V. dan Yen, T. F. : “Enhanced Oil Recovery I”, Elsevier, 1985. 3. Willhite, G. P. : “Waterflooding”, SPE Textbook series, SPE, 1986. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 13 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 5. DAFTAR SIMBOL A = luas, acre Boi = faktor volume formasi awal, RB/STB Bo = faktor volume formasi saat mulai injeksi, RB/STB EA = fraksi zona yang telah tersapu hingga saturasi air rata-rata S wbt E Abt = efisiensi daerah penyapuan pada saat breakthrough, fraksi fw = fractional flow air, fraksi h = tebal formasi, ft ib = laju injeksi dasar (base), bbl/hari iw = laju injeksi air, bbl/hari k = permeabilitas lapisan, md kro = permeabilitas relatif minyak, fraksi krw = permeabilitas relatif air, fraksi M = mobility ratio, tak berdimensi MS = mobility ratio dimana k rw dihitung pada saturasi air rata-rata di belakang front (yang ditentukan dari solusi frontal lanjut) Np = produksi minyak kumulatif sesudah breakthrough, STB N pbt = produksi minyak kumulatif saat breakthrough, STB Nn = pertambahan jumlah perolehan minyak dari zona penyapuan baru. N ps = pertambahan jumlah perolehan minyak dari zona penyapuan sebelumnya Qi* = jumlah volume pori yang kontak dengan air pada pola 5-titik, PV * Qibt = jumlah volume pori yang kontak dengan air saat breakthrough, PV RF = faktor perolehan primer, fraksi RE = faktor perolehan karena injeksi air Sor = Saturasi minyak residu, fraksi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 14 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Sw = saturasi air, fraksi Sw = saturasi air rata-rata, fraksi S w5 = saturasi air pada pola lima titik S wc = saturasi air konat, fraksi S wbt = saturasi rata-rata fasa pemindah pada breakthrough dalam injeksi linier seperti yang telah terhitung dari solusi frontal lanjut. S wi = saturasi minyak awal, fraksi t = waktu, hari V = permeability variation, tak berdimensi φ = porositas, fraksi µo = viskositas minyak pada kondisi reservoir, cp µw = viskositas air injeksi, cp Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 15 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS A. Metode Buckley – Leverett Metode yang dibicarakan disini hanya berlaku untuk pola pendesakan linier, sehingga pola injeksi-produksi di reservoir harus dibagi atas beberapa sistem linier. Batasan metode ini adalah : - Terjadi front pendesak, di mana minyak mengalir di depan front. Air dan minyak mengalir di belakang front. - Reservoir merupakan lapisan tunggal yang homogen dan luas bidang aliran (cross-sectional area) tetap. - Terjadi aliran linier yang mantap (steady state). Hukum Darcy berlaku dimana laju injeksi = laju produksi. - Tidak ada saturasi gas di belakang front pendesak. - Fractional flow fluida pendesak dan yang didesak setelah breakthrough (air injeksi mulai terproduksi, tercermin dari lompatan harga WOR) merupakan fungsi M (mobility ratio). Dengan anggapan bahwa tekanan kapiler diabaikan dan tidak ada efek gravitasi serta lapisan horizontal, maka persamaan fractional flow dapat dituliskan sebagai berikut : 1 fw =  k .µ  1 +  ro w   k .µ   rw o  B. Metode Dykstra – Parsons Batasan metode ini sama seperti metode Buckley – Leverett - Welge, tetapi dapat dikembangkan untuk sistem reservoir berlapis dengan anggapan tidak ada komunikasi antar lapisan. Berdasarkan harga permeability variation (V) dan mobility ratio (M), Dykstra - Parsons membuat hubungan antara WOR dan Recovery dari 40 contoh batuan inti dari California. Gambar-Gambar 6,7,8,9 menunjukkan harga WOR = 1.5, 25 dan 100 sebagai fungsi V dan M. Grafik ini dapat digunakan langsung untuk menentukan recovery dari injeksi air dengan anggapan bahwa ulah aliran fluida di reservoir mengikuti sifat-sifat batuan reservoir Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 16 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air California tersebut. C. Metode Craig - Geffen - Morse Evaluasi dilakukan pada saat breakthrough dimana efisiensi penyapuan tiap kumulatif volume air yang diinjeksikan diperkirakan dengan menggunakan korelasi empiris Craig et.al. Variasi WOR setelah breakthrough diperkirakan dengan membagi dua region, yaitu: daerah penyapuan yang baru dan setelahnya. Daerah penyapuan yang baru adalah daerah yang hanya tersapu oleh fluida pendesak. Daerah sebelum penyapuan adalah seluruh daerah penyapuan di reservoir dimana Sw > Swbt. Kinerja pada region ini mengasumsikan bahwa semua air yang terproduksi adalah berasal dari region sebelumnya, sementara minyak diproduksi dari daerah penyapuan baru dan sebelumnya. 6.2. CONTOH SOAL 6.2.1. Metode Buckley - Leverret - Welge 1. Diketahui : Luas ( A ) = (300 × 1,000) ft Tebal Lapisan ( h ) = 20 ft Permeabilitas rata-rata (k) = 100 mD Porositas ( φ ) = 0.15 Saturasi air konat ( S wc ) = 0.363 Viskositas minyak ( µo ) = 2.0 cp Viskositas air ( µ w ) = 1.0 cp Faktor Volume Formasi sekarang ( Bo ) = 1.00 RB/STB Saturasi minyak residu ( Sor ) = 0.205 Laju injeksi yang dilakukan = 338 bbl/hari Kurva permeabilitas relatif (lihat Gambar 4) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 17 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 2. Menentukan fraksi aliran air f w tiap harga S w Contoh untuk data S w = 0.440 1 fw = = 0.004 ,  0.605 1  1+  ×   0.001 2  Hasil perhitungan untuk data selanjutnya ditabelkan sebagai berikut : Tabulasi perhitungan Kurva Fractional Flow : S atu rasi A ir P erm eab ilitas R elatif F rak si aliran air (S w ) k rw k ro (fw ) 0 .3 6 3 0 .0 0 0 1 .0 0 0 0 .0 0 0 0 .3 8 0 0 .0 0 0 0 .9 0 2 0 .0 0 0 0 .4 0 0 0 .0 0 0 0 .7 9 5 0 .0 0 0 0 .4 2 0 0 .0 0 0 0 .6 9 6 0 .0 0 1 0 .4 4 0 0 .0 0 1 0 .6 0 5 0 .0 0 4 0 .4 6 0 0 .0 0 3 0 .5 2 2 0 .0 1 1 0 .4 8 0 0 .0 0 6 0 .4 4 5 0 .0 2 6 0 .5 0 0 0 .0 1 1 0 .3 7 7 0 .0 5 5 0 .5 2 0 0 .0 1 8 0 .3 1 5 0 .1 0 3 0 .5 4 0 0 .0 2 8 0 .2 5 9 0 .1 7 9 0 .5 6 0 0 .0 4 2 0 .2 1 0 0 .2 8 5 0 .5 8 0 0 .0 6 0 0 .1 6 8 0 .4 1 8 0 .6 0 0 0 .0 8 4 0 .1 3 1 0 .5 6 2 0 .6 2 0 0 .1 1 3 0 .0 9 9 0 .6 9 6 0 .6 4 0 0 .1 4 9 0 .0 7 3 0 .8 0 5 0 .6 6 0 0 .1 9 4 0 .0 5 1 0 .8 8 4 0 .6 8 0 0 .2 4 7 0 .0 3 4 0 .9 3 6 0 .7 0 0 0 .3 1 0 0 .0 2 1 0 .9 6 8 0 .7 2 0 0 .3 8 4 0 .0 1 1 0 .9 8 5 0 .7 4 0 0 .4 7 0 0 .0 0 5 0 .9 9 5 0 .7 6 0 0 .5 7 0 0 .0 0 2 0 .9 9 9 0 .7 9 5 0 .7 8 0 0 .0 0 0 1 .0 0 0 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 18 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 3. Plot f w terhadap S w (Gambar 3). Tarik garis lurus dari sumbu saturasi menyinggung kurva, untuk S wi = 0,363 dibaca S wbt = 0,665 dan saturasi saat fraksi air (fw) = 1 dibaca S wbt = 0,7 4. Plot grafik f w terhadap S w saat mulai breakthrough dan setelahnya (Gambar 4). Tarik garis lurus menyinggung kurva, titik singgung garis dengan kurva adalah harga S w dan titik potong garis dengan fw = 1 adalah saturasi air rata-rata S w . Contoh untuk S w = 0,670 → S w = 0.703 dan f w = 0.913 5. Perolehan minyak pada saat breakthrough adalah :  (300 )(20 )(1.000 )(0.15) cuft   0.7 − 0.363  N p = 7,758      = 54,016 STB  (5.615 cuft/bbl)  1  6. Kumulatif volume pori yang diinjeksikan : S wbt = 0.665 (dari Gambar 3) dan fwbt = 0.899 dan S wbt = 0.7 maka, Qibt = (0.7 − 0.665) = 0.347 (1 − 0.899) 7. Waktu penginjeksian untuk mencapai breakthrough, t : Volume pori-pori : Vp = (300)(20)(1.000)(0.15) cuft = 160,285 bbl (5.615 cuft/bbl) maka, t = (0.347 )(160,285) =164.3 hari (338) 8. Kumulatif produksi minyak, Np : Np = (160,285)(0.7 − 0.363) = 54,016 bbl 1 9. Laju produksi minyak pada titik serap, q o : qo = (1 − 0)(338) = 338 bbl/hari 1 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 19 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 10. Volume air tiap volume minyak yang terproduksi, WOR : 0.899 WOR = = 8.9 1 − 0.899 11. Tabulasi hasil hitungan selengkapnya sebagai berikut : Sw S wbt fw Qi Waktu, t Np qo WOR (fraksi PV) (hari) (STB) (bbl/hari) (bbl/STB) 0.363 0.536 0.000 0.173 82.0 27729 338.0 0.0 0.665 0.700 0.899 0.347 164.3 54016 34.1 8.9 0.670 0.703 0.913 0.379 179.9 54497 29.4 10.5 0.680 0.713 0.936 0.516 244.5 56100 21.6 14.6 0.690 0.721 0.953 0.660 312.8 57382 15.9 20.3 0.700 0.730 0.968 0.938 444.6 58825 10.8 30.3 0.710 0.736 0.977 1.130 536.1 59786 7.8 42.5 0.720 0.741 0.984 1.313 622.4 60588 5.4 61.5 0.730 0.750 0.990 2.000 948.4 62030 3.4 99.0 0.740 0.758 0.995 3.600 1707.2 63313 1.7 199.0 0.750 0.766 0.997 5.333 2529.2 64595 1.0 332.3 Perolehan maksimum akibat injeksi air adalah : 64,595 STB 6.2.2. Metode Craig - Geffen - Morse 1. Diketahui : Luas ( A ) = 10 acre Tebal Lapisan ( h ) = 20 ft Permeabilitas rata-rata (k) = 100 mD Porositas ( φ ) = 0.15 Saturasi air konat ( S wc ) = 0.363 Saturasi gas awal ( S gi ) = 0 Saturasi minyak residu ( Sor ) = 0.205 Viskositas minyak ( µo ) = 2.0 cp Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 20 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Viskositas air ( µ w ) = 1.0 cp Faktor Volume Formasi sekarang ( Bo ) = 1.0 RB/STB Laju injeksi (iw) = 338 bbl/hari Data permeabilitas relatif (Gambar 4.) 2. Tentukan fw (sama dengan langkah 3 Metode Buckley - Laverett - Welge). 3. Plot f w terhadap S w (sama dengan langkah 4 Metode Buckley - Laverett - Welge). 4. Tentukan S wbt dan S wbt ( sama dengan langkah 5 Metode Buckley - Laverett - Welge). 5. Mobilitas air untuk memindahkan minyak : 0.7 − 0.363 ( S wbt ) = 0.7, maka S wD = = 0.78 1 − 0.205 − 0.363 krw = 0.78 (0.78)3.72 = 0.31  0.31 1   1 2  = 0.62 M_ =  S   6. Efisiensi area penyapuan saat breakthrough ( E Abt ) : 0.03170817 0.30222997 E Abt = 0.54602036 + + − 0.00509693 (0.62) 0.62 e 0.62 = 0.76 7. Volume pori ( V p ) V p = (10 acre)(43,560 sq.ft acre)(20 ft )(1 bbl 5.615 cu.ft )(0.15) = 232,734 bbl 8. Volume air injeksi saat breakthrough ( Wibt ) : Wibt = (0.76)(0.7 − 0.363)(232,734) = 59,431 bbl 9. (Wi )max dari pergerakan frontal dengan asumsi Qi 5 = Qi 2 pada WOR = 200, pada f w 2 = 0.995, maka S w 2 = 0.74 dan f ' w 2 = 0.306, sehingga : (Qi )max = (1 f ' sw 2 ) = (1 0.306) = 3.27 (Wi )max = (Qi )max .Vpori = (3.27 )× (232,734) = 761,039 bbl Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 21 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air (1− E Abt ) 0.274 10. Wi100 = Wibt × e = 59,431× e (1−0.76 ) 0.274 = 144,265.78 bbl 11. Menghitung Qi* : a. Selang Wibt < Wi < Wi100 menggunakan persamaan : Qi* * = 1 + a1e − a1 [Ei (a 2 ) − Ei (a1 )] Qibt dimana : a1 = 3.65 E Abt = 3.65 × (0.76) = 2.774 a 2 = a1 + ln (Wi Wibt ) = 2.774 + ln (67,832 / 59,339) = 2.774 + 0.2517 = 3.0257 Wibt 59,339.96 Qibt = * = = 0.337 E Abt .V p (0.76 )(232,734 ) maka : ( ) Q * = 1 + 2.774e −2.774 [Ei(3.0257 ) − Ei(2.774 )] × 0.337 = 0.336 b. Selang Wi100 < Wi < Wimax menggunakan persamaan : Wi − Wi100 176,702.73 − 144,265.78 Qi* = Qi*100 + = 0.737 + = 1.015 Vpori 232,734 12. ∆Wi = 68,658 − 59,409 = 9,249 bbl 13. E A = 0.76 + 0.633 log (1.16 ) = 0.80 14. ∆E A = 0.80 − 0.76 = 0.04 ' 1 15. f w = = 2.584 0.387 16. S w 2 = 0.6711 (dari grafik langkah 5). 17. f w 2 = 0.9154 untuk S w 2 = 0.6711 (dari grafik langkah 3). 18. f o 2 = 1 − 0.9154 = 0.085 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 22 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 19. Pertambahan produksi minyak : Nn + N p 2,796 + [0.085 × (9,249 − 2,796)] = = 3,342 STB Bo 1 dimana : N n = [0.04 × (0.6650 − 0.363)× 232,734] = 2,796 bbl 20. Jumlah kumulatif perolehan minyak : Nilai I : [(0.6650 − 0.363)× 0.76] − 1 = 53,177 STB 1 Nilai selanjutnya : 3,342 + 53,177 = 56,519 STB 21. WOR dihitung dengan menggunakan persamaan : WOR = (9,249 − 2,796) − 0.085 (9,249 − 2,796) = 1.8 2,796 22. Tentukan waktu setelah injeksi (implementasi laju injeksi konstan) : 68,658 t= = 203 hari 338 23. Laju produksi minyak setelah fill up adalah slope plot Np vs waktu yaitu, 48.2 STB/hari Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 23 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 180000 160000 140000 yang diperoleh akibat injeksi, STB 120000 Kumulatif Minyak y = 48.176x + 60319 100000 80000 60000 40000 20000 0 0 500 1000 1500 2000 2500 Waktu setelah injeksi, hari 24. Jika volume air yang diinginkan untuk injeksi diketahui (implementasi beda tekanan konstan antara sumur produksi dan sumur injeksi ) sebesar 40,000 bbl dan 114,900 bbl, perhitungan laju injeksi sebagai berikut : a. Wi = 40,000 bbl Wi 40,000 EA = = = 0.51 ( V p S bt − S wi ) 232,734 × (0.7 − 0.363) E A < E Abt , maka mobilitas zona penyapuan adalah M s = 0.62 Dari Gambar 7, M s = 0.62 dan E A = 0.51 dibaca rasio konduktivitas γ = 0.84 . Tentukan laju injeksi dasar (base) : 3.541(0.1)(20 )(500 ) ib = = 284.7 bbl/hari   466.7   2 ln  − 0.699   0.5   Laju alir untuk injeksi : i = 284.7 × 0.84 = 239.1 bbl/hari Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 24 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air b. Wi = 114,900 bbl E A = 0.94 dari tabel tabulasi perhitungan. S w5 = 0.719 dan (k rw )S w5 = 0.376 . Tentukan mobilitas rasio : 0.376 1 M sw5 = = 0.752 12 Dari Gambar 7, M sw5 = 0.752 dan E A = 0.94 dibaca rasio konduktivitas γ = 0.80 . Laju alir air untuk injeksi : i = 284.7 × 0.80 = 227.7 bbl/hari Tabulasi hasil perhitungan Metode Craig-Geffen-Morse ∆W i Wi ∆E A S w2 S w5 WOR t W i (bbl) W ibt EA Qi* (fraksi) f o2 N p (bbl) (bbl/bbl) (hari) 59409 0 1.0 0.76 0.000 0.336 0.665 0.101 0.699 53177.05 1.1 176 68658 9249 1.2 0.80 0.040 0.387 0.671 0.085 0.704 56518.65 1.8 203 77906 18497 1.3 0.83 0.035 0.435 0.675 0.076 0.708 60178.28 4.1 230 87155 27746 1.5 0.86 0.031 0.482 0.678 0.068 0.711 64097.15 6.1 258 96403 36994 1.6 0.89 0.028 0.527 0.681 0.062 0.714 68229.75 8.0 285 105652 46243 1.8 0.91 0.025 0.571 0.684 0.056 0.717 72510.22 9.8 313 114900 55491 1.9 0.94 0.023 0.614 0.687 0.052 0.719 76906.93 11.6 340 124149 64740 2.1 0.96 0.021 0.656 0.690 0.047 0.721 81396.31 13.4 367 133397 73988 2.2 0.98 0.020 0.697 0.692 0.044 0.723 85999.49 15.1 395 142645 83236 2.4 1.00 0.018 0.737 0.694 0.042 0.724 90710.30 16.7 422 175138 115729 2.9 1.00 0.003 0.876 0.698 0.034 0.729 94880.56 26.8 518 207630 148221 3.5 1.00 0.000 1.016 0.705 0.028 0.733 99019.73 34.8 614 240123 180714 4.0 1.00 0.000 1.156 0.712 0.022 0.737 102974.48 44.7 710 272615 213206 4.6 1.00 0.000 1.295 0.719 0.017 0.741 106511.00 59.3 807 305107 245698 5.1 1.00 0.000 1.435 0.722 0.015 0.743 110076.07 67.9 903 337600 278191 5.7 1.00 0.000 1.574 0.725 0.013 0.745 113720.41 75.3 999 370092 310683 6.2 1.00 0.000 1.714 0.727 0.012 0.747 117421.06 83.0 1095 402584 343175 6.8 1.00 0.000 1.854 0.728 0.011 0.749 121162.36 90.7 1191 435077 375668 7.3 1.00 0.000 1.993 0.730 0.010 0.750 124934.15 98.6 1287 467569 408160 7.9 1.00 0.000 2.133 0.731 0.009 0.751 128729.44 106.5 1383 500061 440652 8.4 1.00 0.000 2.273 0.733 0.009 0.752 132540.56 114.6 1479 532554 473145 9.0 1.00 0.000 2.412 0.734 0.008 0.753 136362.79 122.8 1576 565046 505637 9.5 1.00 0.000 2.552 0.735 0.008 0.754 140188.75 131.2 1672 597538 538129 10.1 1.00 0.000 2.691 0.736 0.007 0.755 144015.50 139.6 1768 630031 570622 10.6 1.00 0.000 2.831 0.737 0.007 0.756 147837.36 148.3 1864 662523 603114 11.2 1.00 0.000 2.971 0.737 0.006 0.756 151650.98 157.1 1960 695015 635606 11.7 1.00 0.000 3.11 0.738 0.006 0.757 155454.91 166.1 2056 727508 668099 12.2 1.00 0.000 3.25 0.739 0.006 0.757 159245.08 175.3 2152 760000 700591 12.8 1.00 0.000 3.389 0.739 0.005 0.757 163020.66 184.6 2249 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 25 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 6.3. GAMBAR – GAMBAR YANG DIGUNAKAN Gambar 1. Contoh Linierisasi Pola Injeksi – Produksi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 26 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Gambar 2. Hubungan terhadap S w dan Penarikan Garis Singgung untuk sistem S wi 〉 S wc Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 27 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Gambar 3. Contoh Permeability Variation pada kertas grafik probabilitas Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 28 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Gambar 4. Kurva Permeabilitas Relatif Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 29 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air S w bt 1 .0 0 .9 fw b t 0 .8 0 .7 F ra k tio n a l F lo w , 0 .6 0 .5 0 .4 0 .3 0 .2 0 .1 S w bt 0 .0 0 .0 0 .1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1 .0 S a tu ra si A ir, S w Gambar 5. Kurva Fractional Flow Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 30 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 .0 0 0 .9 6 0 .9 2 F raktio na l F low , 0 .8 8 0 .8 4 0 .8 0 0.6 4 0 .68 0.72 0.76 S atu rasi A ir, S w Gambar 6. Kurva Fractional Flow setelah Breakthrough Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 31 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Gambar 7 Grafik Korelasi Conductance Ratio Pola 5 Titik Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02 Halaman : 32 / 35 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air Gambar 8. Permeability Variation vs Mobility Ratio untuk WOR = 1 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 1 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap PERAMALAN KINERJA INJEKSI UAP 1. TUJUAN Meramalkan produksi minyak yang akan diperoleh sejak diinjeksikan uap ke dalam suatu reservoir minyak. 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Peramalan Np terhadap waktu atau qo terhadap waktu dilakukan dengan metode analitis dari Marx – Langenheim, Jones, Farouq Ali, dan Miller – Leung. 2.2. PERSYARATAN Metode ini digunakan untuk reservoir minyak yang mempunyai distribusi karakteristik batuan dan fluida (porositas, permeabilitas, saturasi fluida) seragam dan menerus. 3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE MARX - LANGENHEIM 1. Siapkan data pendukung : - Kedalaman sampai puncak lapisan (Z) - Porositas (φ) - Permeabilitas (k) - Temperatur Reservoir (Tr) - Temperatur di Permukaan (Ts) - Viskositas minyak pada kondisi reservoir (µo) - Tekanan reservoir (Pres) - API gravity minyak (γo) - Ketebalan bersih (hp) - Ketebalan kotor (hg) - Saturasi minyak pada saat injeksi uap dilakukan (So) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 2 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap - Perolehan produksi primer (% IOIP) - Tekanan injeksi uap di permukaan (Pinj) - Luas reservoir yang akan diinjeksi (A) - Saturasi air awal (Swi) - Gradien geotermal (Gg) - Konduktivitas panas batuan di atas dan di bawah formasi (Kob) - Panas spesifik batuan formasi (Cf) - Panas spesifik air (Cw) - Panas spesifik minyak (Co) - Kerapatan jenis batuan formasi (ρf) - Kerapatan jenis air (ρw) - Kualitas uap di permukaan (X) - Kerapatan jenis minyak (ρo) - Difusivitas termal lapisan atas dan lapisan bawah (αD) - Faktor Volume Formasi minyak (Bo) - Saturasi gas (Sg) - Saturasi minyak residu setelah injeksi uap (Sor) 2. Sediakan "Steam Table" di dalam satuan Inggris (British - Unit). Dianjurkan menggunakan buku "Thermal Properties of Steam" karangan Keenam dan Keyes, John Wiley & Sons. 3. Tentukan laju injeksi (qsteam, B/D) dari persamaan berikut ini : q steam = 3.8 × 10 −6 khg ( Pinj − Pres ) (1) 4. Berdasarkan harga Pinj, tentukan harga entalpi dari cairan jenuh, uap jenuh (Hs), t.emperatur uap (Tsteam) dan entalpi dari Evaporated atau yang kurang (Hwv) dari "Steam Table". 5. Tentukan laju injeksi (qsteam, lb/hari) 350 q steam = q steam × (2) 24 6. Dengan diketahui harga qsteam dan Pinj tentukan kehilangan panas (Hloss) setelah 1 tahun untuk setiap kedalaman 100 ft dengan menggunakan Gambar 2. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 3 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 7. Tentukan entalpi di permukaan dari persamaan : H = (1 − X ) H w + XH s (3) 8. Tentukan panas yang hilang dari permukaan sampai kedalaman titik injeksi (Hloss, Btu/hr). Z H loss = q steam × H × H lossft × (4) 100 9. Hitung kualitas uap di dasar sumur injeksi : H loss Xi = X − (5) q steam H wv 10. Tentukan input panas di permukaan (Hs, BTU/hr) H s = H × q steam (6) 11. Hitung masukan panas ke dalam formasi : H o = H s − H loss (7) 12. Produksi kumulatif minyak ditentukan berdasarkan persamaan : As (t )hg φ ( S o − S or ) Np = (8) 5.615Bo dimana : H o Mhg α D  x2 2x  As (t ) = e erfcx + − 1 (9) − Tr )  π 2 4 K ob (Tsteam  M = (1 − φ ) ρ f C f + S wφρ w C w + S oφρ o C o (10) Jika tidak diketahui, So dapat ditentukan dari persamaan  N p Bo  S o = (1 − ) [1 − S wc ] (11)  N Boi  Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 4 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap  x2 2x  e erfcx + − 1 dibaca dari kolom 3 Tabel 1 dimana :  π  2 K ob t 0.5 x= (12) Mhg α D 3.2. Metode Jones 1. Siapkan data pendukung : - Kedalaman sampai puncak lapisan (Z) - Permeabilitas (k) - Temperatur di Permukaan (Ts) - Viskositas minyak pada kondisi reservoir (µo) - Tekanan reservoir (Pres) - API gravity minyak (γo) - Saturasi minyak pada saat injeksi uap dilakukan (So) - Perolehan produksi primer (% IOIP) - Tekanan injeksi uap di permukaan (Pinj) - Luas reservoir yang akan diinjeksi (A) (acres) - Saturasi air awal (Swi) - Gradien geotermal (Gg) - Konduktivitas panas batuan di atas dan di bawah formasi (Kob) - Panas spesifik batuan formasi (Cf) - Panas spesifik air (Cw) - Panas spesifik minyak (Co) - Kerapatan jenis batuan formasi (ρf) - Kerapatan jenis air (ρw) - Kualitas uap di permukaan (X) - Kerapatan Jenis minyak (ρo) - Difusivitas termal lapisan atas dan lapisan bawah (αD) - Faktor Volume Formasi minyak (Bo) - Saturasi gas (Sg) - Saturasi minyak awal (Soi) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 5 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap - Saturasi minyak residual (Sor) - Injeksi uap kumulatif (Vs,inj) - Porositas (φ) - Tekanan injeksi uap yang digunakan pada ekstension laju alir-tekanan (P1 dan P2) - Laju injeksi uap yang digunakan pada ekstension laju alir-tekanan (is1 dan is2) - Laju injeksi uap (is) dengan tambahan data yang perlu disesuaikan: - Temperatur reservoir (Tr) - Tebal bersih lapisan (hp) - Tebal kotor lapisan (hg) - Viskositas minyak pada kondisi awal reservoir (µoi) 2. Lakukan perhitungan seperti pada langkah 3.1-3 s/d 12. 3. Volume minyak yang terproduksi karena pendesakan dapat ditentukan dengan persamaan : 0. 5  N p S oi  VoD = 1 −  (13)  N ( S oi − S or )  dengan 0 ≤ VoD ≤ 1.0 4. Pori-pori awal yang terisi uap seperti air dihitung dengan persamaan : 2  5.62Vs ,inj  V pD =  (14)  43,560 Ah pφS g    dengan 0 ≤ VpD ≤ 1.0 dan VpD = 1.0 @ Sg = 0. 5. Ukuran zona uap tak berdimensi dihitung dengan persamaan : 2      As  AcD = 0.5  (15)    µ oi    A0.11 ln 100        dengan 0 ≤ AcD ≤ 1.0 dan AcD = 1.0 @ µo ≤ 100 cp. 6. Laju minyak yang terdesak dapat dihitung dengan persamaan : Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 6 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap N dn − N dn −1 q od = (16) ∆t dimana: N d = F 'os Vs , inj (17) ρ wC w h p F ' os = ∆S oφ (1 + hD ) E hs (18) M 1 hg M 1 = (1 − φ ) ρ R C R + φf s (1 − S or ) ρ s C s + φS or ρ o C o + φ ( 1 − f s )(1 − S or ) ρ w C w (19) dengan: ρR = 165 lbm/cuft CR = 0.20 Btu/lbm-oF Sor = 0.15 ρw = 62.4 lbm/cuft Cs ≅ Cw = 1.0 Btu/lbm-oF Co = 0.45 Btu/lbm-oF ρs ≅ 0 fs = kualitas uap di dasar lubang 1  tD  1  E hs = ( tD  t −t  e erfc t D + 2 t D / π − 1 − D cD π )   1 + FhD t − t − 3 tD + D cD 3 t −t e erfc t D − D cD 3 πt D      (20) 42,048K h t tD = 2 (21) hg M 1 K h = 1.04 − 1.30φ + 0.28K R (1 − S o ) (22) dimana: KR = 2.75 Btu/ft-hr-oF @ 125 oF t cD = 0.48 FhD 1.71 (23) f s h fg FhD = (24) C w ∆T h fg = 865 − 0.207 Ps (25) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 7 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap Perhitungan Ps ada 2 cara, yaitu: a. secara geometrik : Ps = P1e m (is −is1 ) (26) ln( P2 / P1 ) m= (27) (i s 2 − i s1 ) b. secara linier : Ps = P1 + m(i s −i s1 ) (28) P2 − P1 m= (29) i s 2 − i s1 erfc t D = (0.254829592 K − 0.284496736 K 2 + 1.421413741K 3 − 1.453152027 K 4 + 1.061405429 K 5 )e −t D (30) 1 K= (31) 1 + 0.3275911 t D 7. Laju produksi minyak dihitung dengan persamaan : q o = q od AcDVoDV pD (32) 8. Rasio kumulatif minyak yang terproduksi terhadap air setelah uap diinjeksikan dapat dihitung menggunakan persamaan : ∑ q ∆t t = 0 o Fos (33) Vs ,inj 3.3. Metode Farouq Ali 1. Siapkan data-data sama dengan subbab 3.1 dan 3.2. 2. Ketebalan zona uap dapat dihitung dengan persamaan : hst ≅ 0.5 AR h p (34) dimana : Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 8 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 1  (350)(144) µ st ist f st 2 AR =   (35)  (6.328)π ( ρ o − ρ st ) ρ st k st h p  2   ρ st = Ps 0.9588 / 363.9 (36) µ st = (0.2Ts + 82)10 −4 (37) 3. Perhitungan waktu kritik menggunakan persamaan berikut ini :  M s 2hp 2  tc =  t cD (38)  4 K h M ob    dimana: 1 e tcD erfc t cD = (39) f sdh Lvdh 1+ C w (Ts − TR ) dengan Lvdh = 94(705 − Ts ) 0.38 (40) 4. Volume pola injeksi dan volume zona uap pada saat breakthrough dihitung dengan persamaan : VB = 43,560 Ahg (41) VsBT = 43,560 AE A hst (42) 5. Pada suatu harga waktu t, volume zona uap dihitung dengan persamaan : 2 Qi hg M s F1 Vs (t ) = untuk t ≤ tc (43) 4k hob M ob [Ts − TR ] 2 Qi hg M s F2 Vs (t ) = untuk t > tc (44) 4k hob M ob [Ts − TR ] dimana : tD F1 = e t D erfc t D + 2 t D / π − 1 ≅ (45) 1 + 0.85 t D Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 9 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap t D − t cD (1 + f st Lv / c w (Ts − TR ) ) +  −1 F2 = F1 −   (46) π ((t D − t cD − 3) / 3)e t D erfc t D − (t D − t cD ) / 3 πt D    6. Harga konduktivitas termal dari cap rock dihitung menggunakan persamaan : K h = 1.04 + 1.3φ + 0.28 K R (1 − S o ) (47) dimana: KR = 2.75 Btu/ft-hr-oF pada 120 oF 7. Kapasitas panas rata-rata dari zona uap (Ms) dihitung dengan persamaan : M s = (1 − φ ) ρ R C R + φf s (1 − S or ) ρ s C s + φS or ρ o C o + φ ( 1 − f s )(1 − S or ) ρ w C w (48) dimana: ρR = 165 lbm/cuft CR = 0.20 Btu/lbm-oF Cs ≅ Cw = 1.0 Btu/lbm-oF Co = 0.45 Btu/lbm-oF 8. Kapasitas panas dari cap atau base rock adalah : Mob = ρRCR (49) t 9. Harga e cD erfc t cD pada persamaan (39) diperoleh dari : e tcD erfc t cD = 0.255 K − 0.284 K 2 + 1.421K 3 − 1.453K 4 + 1.061K 5 (50) dimana : 2  1   K −1  t cD =  (51)  0.3276      10. Jadi, langkah-langkah yang harus dilakukan untuk memperoleh harga tc adalah sebagai berikut : Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 10 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap t (i) Hitung nilai dari e cD erfc t cD pada persamaan (39). (ii) Selesaikan persamaan (50) untuk harga K. (iii) Tentukan tcD dari persamaan (51). (iv) Hitung tc dari persamaan (38). 11. Temperatur rata-rata dari formasi yang tidak tersapu dihitung dengan persamaan : Qi t − Vs (t )(Ts − TR ) M s Tavg = + TR (52) 2 M s [V B − Vs (t )] Persamaan ini hanya merupakan perkiraan dan digunakan untuk Tavg ≤ Ts. Jika Tavg > Ts, maka Tavg diset sama dengan Ts untuk seluruh waktu di masa depan. 12. Menggunakan harga Tavg yang sudah dihitung pada langkah (11), hitung viskositas minyak dan air sebagai berikut : µ o = ae b /(T + 460 ) (53) µ w = (1,776 − T ) /( 26.5T − 89) 13. Perhitungan krw dan kro adalah sebagai berikut : 2 k rw = −0.002167 S w + 0.024167 S w * * (54) 1.0808 0.13856 k ro = −0.9416 + * − (55) Sw *2 Sw dengan kro = 1 jika S w ≤ 0.2 . * 14. Ketika Vs > VsBT, terdapat pilihan untuk memproduksi uap pada interval yang telah diberikan atau menghentikan produksi. Farouq Ali menyarankan suatu perlakuan yang telah disederhanakan, yang memberikan Vs(t) setelah breakthrough pada semua waktu (t) : [ Vs (t ) = VsBT + Qi (t − t BT ) − 2 K h A(43,560) E A (Ts − TR )( t − t BT ) / πα ] (56) / M s (Ts − Tavg ) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 11 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 15. Dengan asumsi bahwa reservoir dan formasi yang berdekatan memiliki sifat-sifat termal yang sama, kehilangan panas di atas dan bawah daerah uap dihitung dengan persamaan : t − t BT Qi = 4 K h A(43,560)(Ts − TR ) (57) πα 16. Keseimbangan energi secara keseluruhan memberikan Qin – Qout = Qaccumulation atau t − t BT Qi t − 4 K h A(43,560)(Ts − TR ) = Vs M s (Ts − TR ) (58) πα 17. Penyelesaian persamaan (58) untuk memperoleh Vs t − t BT Qi t − 4 K h A(43,560)(Ts − TR ) Vs = πα (59) M s (Ts − TR ) karena Qi t BT = VsBT M s (Ts − TR ) (60) maka, diperoleh : Qi t = Qi (t − t BT ) + Qi t BT = Qi (t − t BT ) + VsBT M s (Ts − TR ) (61) 18. Substitusi persamaan (61) ke persamaan (59) menghasilkan : [ Vs (t ) = VsBT + Qi (t − t BT ) − 4 K h A(43,560)(Ts − TR ) (t − t BT ) / πα ] (62) / M s (Ts − TR ) 19. Dari langkah waktu ∆t [t(n) sampai t(n+1)], volume uap darimana minyak dan air dipindahkan karena ekspansi dan pemindahan fluida dapat dihitung dengan persamaan : ( n +1) ∆V s = V s − Vs (n) (63) 20. Laju pemindahan minyak, Qo, dihitung dengan persamaan : Qo = ∆V sφ ( S o − S orst ) (n) (64) 21. Laju pemindahan air, Qw, dihitung dengan persamaan : Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 12 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap [ Qw = ∆Vsφ S wn ) − (1 − S st − S orst ) ( ] (65) = ∆Vsφ ( S wn ) − 1 + S st + S orst ) ( 22. Persamaan material balance secara menyeluruh untuk zona minyak-air antara t(n) dan t(n+1) adalah sebagai berikut : Untuk minyak : [ ][ Qo − qo ∆t = V B − Vs( n +1) φ S o n +1) − S o n ) ( ( ] (66) Diasumsikan VB − Vs( n +1) = V B' , maka untuk air : [ Qw − q w ∆t = V B' φ S wn +1) − S w ( n ] [( ) ( = VB' φ 1 − S o n +1) − S g − 1 − S o n ) − S g ( ( )] (67) = V φ [S B ' ( n) o − S o n +1) ( ] 23. Dari persamaan (34) dan (35) kita mempunyai : = ( [ q o Qo − VB' φ S o n +1) − S o n ) ( ] [ q w Qw − V B' φ S o n ) − S o n +1) ( ( ] (68) 24. Dari persamaan aliran fraksional, kita dapat menulis qw 1 fw = = (69) qo + q w k µ 1 + ro w k rw µ o dan q o k ro µ w = =C (70) q w k rw µ o 25. Substitusi persamaan (38) ke dalam persamaan (36) dan penyelesaian untuk S o n +1) memberikan ( Qo − CQw S o n ) (1 + C ) + ( φVB' S o n +1) = ( (71) 1+ C Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 13 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 3.4. Metode Miller dan Leung 1. Data-data dan perhitungan yang dilakukan sama dengan yang dilakukan pada subbab 3.1 – 3.3 dengan beberapa modifikasi seperti yang akan dijabarkan pada langkah 2 dan seterusnya di bawah ini. 2. Laju injeksi uap optimum dapat dihitung menggunakan persamaan : Qi i st = (72) 5.6146 ρ w Lvdh ∆t 3. Untuk memperhitungkan kenyataan bahwa laju injeksi uap seharusnya didasarkan pada air dingin yang disuplai ke dalam generator uap, persamaan (72) menjadi : Qi ist = [ 5.6146 ρ w h fs + f sdh Lvdh − C w (TR − 32) ] (73) dimana jumlah panas yang diinjeksikan dihitung dengan menggunakan persamaan : t −τ Qi = 4 K h A(Ts − TR ) + Ahs M s (Ts − TR ) (74) πα Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 14 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Farouq Ali, S. M. : “Steam Injection Theories – A Unified Approach”, paper SPE 10746, dipresentasikan di California Regional Meeting of the SPE, San Francisco, March 24-26, 1982. 2. Marx, J. W. and Langenheim, R. H. : “Reservoir Heating by Hot Fluid Injection,” SPE Reprint Series No. 7, hal 150-153. 3. Satter, A. : “Heat Losses During Flow of Steam Down a Wellbore,” SPE Reprint Series No. 10, hal 55-61. 4. White, P. D. and Moss, J. T. : “Thermal Recovery Method,” Penn Well Publ. Co. Tulsa, Oklahoma. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 15 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 5. DAFTAR SIMBOL A = luas, Acres AcD = ukuran zona uap tak berdimensi Bo = faktor volume formasi minyak, STB/bbl Boi = faktor volume formasi minyak awal, STB/bbl Cf = panas spesifik batuan formasi, Btu/lb °F Ci = panas spesifik dari fasa i, Btu/lbm-oF Co = panas spesifik minyak, Btu/lb °F Cw = panas spesifik air, Btu/lb °F EA = efisiensi penyapuan areal EV = efisiensi penyapuan vertical fcp = kondensat uap yang terproduksi, fraksi fsdh = kualitas uap di dasar sumur, fraksi Gg = gradien geotermal, °F/ft H = entalpi, Btu/lb Hs = entalpi dari saturated vapor, Btu/lb Hw = entalpi dari saturated liquid, Btu/lb Hwv = entalpi dari Evaporated, Btu/lb hfs = entalpi dari uap tersaturasi pada temperatur uap, Btu/lbm hg = tebal kotor (net pay thickness), ft hn = tebal zona bersih, ft hp = tebal bersih (gross pay thickness), ft hs = tebal zona uap, ft ist = laju injeksi uap, cold water equivalent, BWPD k = permeabilitas, md kro = permeabilitas relatif minyak, fraksi krw = permeabilitas relatif air, fraksi Kh = konduktivitas panas dari cap rock dan base rock, Btu/ft-hr-oF Kob = konduktivitas panas batuan, Btu/hr-ft-°F Lvdh = panas laten dari uap, Btu/lb Mob = kapasitas panas dari cap rock dan base rock, Btu/ft3-oF Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 16 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap Ms = kapasitas panas zona uap, Btu/ft3-oF N = jumlah minyak awal di tempat (IOIP), STB Nd = jumlah kumulatif minyak yang dipindahkan, bbl Np = produksi minyak kumulatif, STB P = tekanan, psi Pinj = tekanan injeksi uap di permukaan, psi Pres = tekanan reservoir, psi qo = laju alir minyak, STB/D qoi = laju alir minyak sebelum diinjeksi uap, STB/D qw = laju produksi air, BWPD Qi = laju injeksi panas, Btu/hr Ql = kehilangan panas pada cap rock dan zona uap, Btu Qo = laju pemindahan minyak, BOPD Qw = laju pemindahan air, BWPD Sg = saturasi gas, fraksi So = saturasi minyak, fraksi Soc = saturasi minyak zona kondensat, fraksi Soi = saturasi minyak awal, fraksi Sor = saturasi minyak residual, fraksi Sorst = saturasi minyak residual injeksi uap, fraksi Sos = saturasi minyak zona uap, fraksi Sst = saturasi uap di zona uap, fraksi Sw = saturasi air, fraksi Sw* = (Sw-Swir)/(1-Swir-Sorw) Swc = saturasi air konat, fraksi Swir = saturasi air irreducible, fraksi T = waktu, jam tc = waktu kritik, jam tcD = waktu kritik tak berdimensi ∆t = penambahan waktu, jam tBT = waktu breakthrough uap, jam T1,2 = temperatur pada kondisi 1 dan 2, oF Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 17 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap Tr = TR = temperatur reservoir, °F Ts = temperatur permukaan, °F VB = volume bulk dari pola, ft3 VB’ = VB – Vs(n+1), ft3 VoD = produksi minyak yang terpindahkan, tak berdimensi VpD = ruang pori mula-mula yang terisi uap sebagai air, tak berdimensi Vs(t) = volume zona uap pada saat t, ft3 VsBT = volume zona uap pada saat breakthrough, ft3 X = kualitas uap, fraksi x = parameter Marx-Langenheim Z = kedalaman, ft Huruf Yunani αD = difusivitas termal overburden dan underburden, ft2/hr φ = porositas, fraksi π = konstanta (=3.14159) µo = viskositas minyak, cp γo = API gravity minyak, °API ρf = kerapatan jenis batuan reservoir, lb/Cu-ft ρo = kerapatan jenis minyak, lb/Cu-ft ρw = kerapatan jenis air, lb/Cu-ft Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 18 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 6. LAMPIRAN 6.1. Latar Belakang dan Rumus Metode peramalan ulah injeksi uap yang dikembangkan oleh Marx dan Langenheim merupakan metode yang sederhana dan praktis digunakan. Metode ini dikembangkan untuk proses injeksi uap pada reservoir yang ideal (homogen, isotropis dan mempunyai karakteristik batuan dan fluida yang seragam dan menerus). Gambar 1 memperlihatkan distribusi temperatur berjarak radial dari sumur injeksi (garis tegas) dan kemudian disederhanakan sebagai garis terputus-putus untuk mempermudah pengembangan persamaan matematis. Berdasarkan pola penyebaran panas seperti diperlihatkan pada Gambar l tersebut, produksi kumulatif minyak yang diperoleh adalah : As (t )hg φ ( S o − S or ) Np = (1) 5.615Bo dimana : H o Mhg α D  x2 2x  As (t ) = e erfcx + − 1 (2) − Tr )  π  2 4k ob (Tsteam M = (1 − φ ) ρ f C f + S wφρ w C w + S oφρ o C o (3) Harga fungsi erf di ruas kanan persamaan (2) dapat dilihat pada Tabel 1. Kehilangan panas dari permukaan sampai kedalaman titik injeksi dapat diperkirakan menggunakan Gambar 2. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 19 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 6.2. Contoh Soal Suatu reservoir dengan data di bawah ini merupakan calon untuk proyek injeksi uap. Perkirakanlah laju produksi dan produksi kumulatif minyak yang diperoleh selama 10 tanun projek ini berjalan. Kedalaman formasi (Z) = 700 ft Porositas (φ) = 0.35 Permeabilitas (k) = 7600 md Temperatur reservoir (Tr) = 80 oF Temperatur di permukaan (Ts) = 70 oF Viskositas minyak pada Tr (µo) = 4000 cp Tekanan reservoir = 140 psi API gravity minyak = 14 oAPI Tebal bersih (hp) = 70 ft Tebal kotor (hg) = 80 ft Saturasi minyak awal (Soi) = 0.60 Perolehan produksi primer = 0.13 Tekanan injeksi uap di permukaan (Pinj) = 400 psi Luas reservoir (A) = 60 acres Saturasi air awal (Swi) = 0.40 Gradien geothermal (Gg) = 0.011 Konduktivitas panas batuan di atas dan bawah Permukaan (kob) = 1.6 Btu/hr-ft Panas spesifik batuan formasi (Cf) = 0.3 BTU/lb oF Panas spesifik air (Cw) = 1.0 BTU/lb oF Panas spesifik minyak (Co) = 0.5 BTU/lb oF Kerapatan formasi (ρf) = 130 lb/ft3 Kerapatan jenis air (ρw) = 57 lb/ft3 Kerapatan jenis minyak (ρo) = 50 lb/ft3 Difusivitas termal overburden dan underburden (αD) = 0.04 ft2/hr Kualitas uap di permukaan (X) = 0.8 Faktor volume formasi minyak (Bo) = 1 STB/bbl Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 20 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap Saturasi gas (Sg) =0 Saturasi minyak tersisa setelah injeksi uap = 0.10 Penyelesaian : q steam = 3.8 × 10 −6 khg ( Pinj − Pres ) q steam = 3.8 × 10 −6 (7,600)(800)(400 − 140) = 601 B/D Dari steam table, pada Pinj = 400 psi didapat : Hw = 424 BTU/lb Hs = 1204.5 BTU/lb Hwv = 781 BTU/lb Tsteam = 444.59 oF Laju injeksi (lb/hr) : 350 q steam = q steam ( B / D) × 24 350 q steam = 601 × = 8,765lb / hr 24 Dari Gambar 1 : Dengan qsteam = 8,765 lb/hr dan Pinj = 400 psi diperoleh Hloss = 0.32 % dari panas input per 100 ft. Entalpi di permukaan : H = (1 − X ) H w + XH s H = (0.2)(424) + (0.8)(1,204.5) = 1,048.4 BTU / lb Panas yang hilang dari permukaan sampai kedalaman Z, Hloss (BTU/hr) = qsteam (lb/hr) × H × Hloss × (Z/100) = 8,765 × 1,048.4 × 0.0032 (700/100) = 205,838.6 BTU/hr Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 21 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap Kualitas uap pada titik injeksi di formasi : H loss Xi = X − q steam × H wv 205,838.6 X i = 0.8 − = 0.77 (8,765) × (781) H s = H × q steam (lb / hr ) H s = (1,048.4)(8,765) = 9,189,226 BTU / hr Input panas di formasi : H o = H s − H loss H o = 9,189,226 − 205,838.6 = 8,983,387 BTU / hr Saturasi minyak pada saat dimulainya injeksi uap :  N p Bo  S o = (1 − ) [1 − S wc ]  N Boi   1 S o = (1 − 0.13) [1 − 0.4] = 0.52  1 Tentukan harga M : M = (1 − φ ) ρ f C f + S wφρ w C w + S oφρ o C o M = (1 − 0.35)(130)(0.3) + (0.48)(0.35)(57)(1) + (0.52)(0.35)(50)(0.5) M = 39.5 Tentukan harga x : 2k ob t 0.5 x= Mhg α D 2(1.6)t 0.5 x= = 0.0051t 0.5 (39.5)(80) 0.04 Tentukan Np : As (t )hg φ ( S o − S or ) Np = 5.615Bo Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 22 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap As (t )(70)(0.35)(0.52 − 0.1) Np = = 1.84 As (t ) 5.615(1) H o Mhg α D  x2 2x  As (t ) = e erfcx + − 1 − Tr )  π  2 4k ob (Tsteam  2 2x  As (t )(1.84) = 304,146.3e x erfcx + − 1  π   2 2x  As (t ) = (1.84)(304,146.3) e x erfcx + − 1  π  Buat tabel seperti berikut ini : t  x2 2x  x e erfcx + π − 1 Np (STB) (tahun)   0.5 0.34 0.09157 51,245 1 0.48 0.16771 93,855 1.5 0.58 0.23133 129,459 2 0.68 0.30117 168,544 3 0.83 0.41549 232,520 4 0.95 0.51362 287,437 6 1.17 0.71003 397,354 8 1.35 0.91847 514,003 9 1.43 0.96611 540,663 10 1.51 1.01415 567,548 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 23 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap 6.3. GAMBAR DAN TABEL Gambar 1. Distribusi radial temperatur sebagai akibat injeksi uap (garis tegas) dan penyederhanaannya (garis putus-putus). Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 24 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap Gambar 2. Panas yang hilang sebagai fungsi laju injeksi uap dan tekanan injeksi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 25 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap TABEL 1 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03 Halaman : 26 / 28 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap TABEL 1 (SAMBUNGAN) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 1/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection PERAMALAN KINERJA CYCLIC STEAM INJECTION 1. PENDAHULUAN Cyclic steam injection merupakan salah satu yang dipertimbangkan dalam proses pengambilan minyak terutama pada reservoir yang mengandung minyak berat. Steam atau uap air diinjeksikan dengan laju alir dan steam quality yang ditentukan. Begitu sampai di dasar sumur kualitas dan temperatur dari steam tersebut akan berkurang karena adanya kehilangan panas. Setelah injeksi dilakukan selama periode yang diinginkan, sumur ditutup dan membiarkan steam menembus lebih jauh ke dalam reservoir dan memanasi fluida reservoir lebih lama. Periode ini disebut sebagai soaking period. Kemudian sumur diproduksikan sampai laju alir yang ekonomis, dan proses injeksi- soaking-produksi dapat diulang kembali. Untuk meramalkan kinerja cyclic steam injection ini selama produksi digunakan beberapa teknik yaitu thermal simulator, model analitik dan korelasi. Dalam bagian ini akan dibahas satu metode analitik untuk meramalkan kinerja dari cyclic steam injection. Metode ini diambil dari studi yang dilakukan oleh Gontijo dan Aziz.1 Sebagai tambahan referensi beberapa metode analitik lainnya diberikan oleh Jones,2 Gozde et al.,3 Rivas dan Boccardo,4 Buitrago dan Boccardo,5 Tamim dan Farouq Ali,6 dan Tamim dan Rahman.7 2. DESKRIPSI MODEL ANALITIK GONTJO DAN AZIZ Asumsi dan batasan yang digunakan adalah sebagai berikut: − pada kondisi awal, fluida di reservoir terdiri dari minyak dan air, − setelah periode injeksi steam menyebar di reservoir mengikuti bentuk kerucut terbalik, − tidak ada perpindahan panas dari steam ke reservoir selama proses injeksi, − minyak yang dimobilisasi oleh steam adalah lapisan tipis dibawah bidang kontak antara steam- minyak, − panas menyebar dari zona steam ke zona minyak dengan proses konduksi, Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 2/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection − begitu minyak diproduksi steam mengembang ke bagian bawah, − potensial yang menyebabkan pergerakan minyak adalah kombinasi dari pressure drop dan gaya gravitasi, − penurunan tekanan (pressure drawdown) ditentukan oleh tekanan steam sesuai dengan temperatur rata-rata di zona yang dipanaskan (heated zone). Berdasarkan asumsi tersebut maka persamaan yang digunakan untuk menghitung laju alir minyak adalah: k oφ∆S oα∆Φ q o = 1.87 R x (1) moν o [ln (R x / rw ) − 0.5] dimana, R x = Rh + ht2 2 (2) ∆S o = S oi − S ors (3) ( p s − p wf ) ht ∆Φ = 144 + ∆h (4) ρo Rx ∆h = ht − hst (5) dimana: hst = ketebalan zona steam, ft ht = ketebalan formasi, ft ko = permeabilitas efektif minyak, md mo = memiliki harga 3 – 4 ps = tekanan steam, psia p wf = tekanan alir dasar sumur, psia qo = laju alir minyak, bbl/hari Rh = jari-jari zona steam, ft rw = jari-jari sumur, ft Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 3/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection S oi = saturasi minyak awal, fraksi S ors = saturasi minyak sisa karena steam, fraksi φ = porositas, fraksi ρo = massa jenis minyak, lb/cuft νo = viskositas kinematik minyak, cs Tekanan steam dapat dihitung berdasarkan pendekatan berikut ini. 4.4543  T  ps =  s  (6) 115.95  dimana: Ts = temperatur steam, oF 2.1 Ketebalan Zona Steam Persamaan di bawah ini digunakan untuk menghitung ketebalan zona steam, yaitu: hst = 0.5ht ARD (7) dimana ARD adalah parameter tak berdimensi. (350)(144)q s µ st ARD = (8) 6.326π ( ρ o − ρ st )ht2 k st ρ st dimana: hst = ketebalan zona steam, ft k st = permeabilitas efektif steam, md qs = laju injeksi steam, bbl/hari µ st = viskositas steam, cp ρ st = massa jenis steam, lb/cuft Viskositas dan massa jenis steam dapat dihitung dengan korelasi di bawah ini. p s .9588 0 ρ st = (9) 363.9 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 4/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection µ st = 10 −4 (0.2Ts + 82) (10) 2.2 Radius Zona Steam Radius zona steam dihitung dengan persamaan 11. Vs Rh = (11) πhst Sedangkan volume zona steam diperkirakan menggunakan persamaan 12. (5.615)q s t inj ρ w Qi + H last Vst = (12) (ρc )t (Ts − TR ) dimana: Vs = volume zona steam, cuft Qi = jumlah panas yang diinjeksikan per satuan massa, Btu/lb H last = jumlah panas yang tersisa dari siklus sebelumnya, Btu Ts = temperatur steam, oF TR = temperatur reservoir awal, oF ρ w = temperatur reservoir awal, oF ( ρC) t = kapasitas panas volumetrik, Btu/cuft.oF Jumlah panas yang diinjeksikan per setiap satu massa steam adalah: Qi = C w (Ts − TR ) + Lvdh f sdh (13) Panas jenis dari air adalah hw (Ts ) − hw (TR ) Cw = (14) Ts − TR Enthalpi dapat dihitung menggunakan korelasi yang diberikan oleh Jones2 dan panas laten dihitung menggunakan korelasi yang diberikan oleh Farouq Ali.8 1.24 T  hw = 68 s  (15) 100  Lvdh = 94(705 − Ts ) 0.38 (16) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 5/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection Kapasitas panas volumetrik dihitung dengan persamaan berikut 17. ( ρC ) t = (1 − φ ) M o + φ [(1 − S wi ) M o + S wi M w ] (17) dimana: C w = kapasitas panas air, BTU/lb.oF f sdh = kualitas steam, fraksi hw (T) = enthalpi air, Btu/lb Lvdh = panas laten, Btu/lb M o = kapasitas panas volumetrik minyak, Btu/cuft.oF M w = kapasitas panas volumetrik air, Btu/cuft.oF 2.3 Panas Tersisa di Reservoir Sebelum siklus pertama dimulai, jumlah panas di reservoir dianggap nol. Setelah dilakukan siklus injeksi panas di reservoir dihitung berdasarkan persamaan H last = Vs ( ρC ) t (Tavg − TR ) (18) Temperatur rata-rata selama dihitung dengan persamaan Boberg dan Lantz.9 [ Tavg = TR + (Ts − TR ) f HD fVD (1 − f pD ) − f pD ] (19) Boberg dan Lantz menganggap bahwa volume zona steam berbentuk silinder sementar metode Gontijo ini menganggap bahwa volume zona steam berbentuk kerucut yang terbalik, maka persamaan 19 merupakan persamaan pendekatan. fHD, fVD, dan fpD adalah parameter-parameter tidak berdimensi dan didefinisikan oleh: 1 f HD = (20) 1 + 5t DH α (t − t inj ) t DH = 2 (21) Rh Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 6/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection 1 fVD = (22) 1 + 5t DH 4α (t − t inj ) t DV = (23) ht2 dimana: t = waktu, hari t inj = periode injeksi, hari α = difusifitas termal reservoir, ft2/hari Sedangkan parameter tak berdimensi yang terakhir pada persamaan 19 menggambarkan energi yang terambil bersama-sama dengan fluida yang diproduksikan dan didefinisikan oleh persamaan t 1 2Qmax ∫ f pD = Q p dt (24) 0 dimana Qmax adalah panas maksimum yang dapat diberikan ke dalam reservoir dan dihitung di akhir periode soaking dengan persamaan t soak Qmax = H inj + H last − πRh K R (Ts − TR ) 2 (25) πα Jumlah panas yang diinjeksikan, Hinj, dihitung dengan persamaan H inj = 350Qi q s t inj (26) dimana: H inj = jumlah panas yang diinjeksikan, Btu K R = konduktivitas termal reservoir, Btu/ft.hari.oF Qmax = panas maksimum yang dapat diberikan ke dalam reservoir, Btu Q p = laju pengambilan panas oleh fluida yang diproduksi, Btu/hari t soak = periode soaking, hari Laju pengambilan panas oleh fluida yang diproduksi diberikan oleh persamaan ( Q p = 5.615(qo M o + q w M w ) Tavg − TR ) (27) Kapasitas panas volumetrik minyak dan air dihitung dengan persamaan Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 7/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection M o = (3.065 + 0.00355T ) ρ o (28) M w = Cw ρ w (29) Sedangkan massa jenis minyak dan air pada temperatur tertentu dapat dihitung dengan persamaan ρ o = ρ ostd − 0.0214(T − Tstd ) (30)  705 − Tstd  ρ w = ρ wstd − 11ln   (31)  705 − T  dimana: Tstd = temperatur pada kondisi standard, oF ρ ostd = massa jenis minyak pada temperatur standard, lbm/cuft ρ wstd = massa jenis air pada temperatur standard, lbm/cuft 2.4 Viskositas dan Saturasi Hubungan viskositas minyak dan tempertur perlu didapatkan dari hasil PVT sedangkan pengaruh temperatur terhadap viskositas air dapat didekati dengan persamaan −1.14  T  µ w = 0.66 (32) 100   Setelah periode soaking dan sebelum produksi dimulai, fluida disekitar sumur yang mobile dianggap hanyalah air: S w = 1 − S orw (33) Setelah sumur diproduksikan, saturasi minyak dianggap bertambah dan saturasi air diberikan oleh Wp S w = S w − ( S w − S wi ) (34) WIP dimana Wp adalah produksi kumulatif air selama siklus (bbl) dan WIP adalah jumlah air yang mobile pada saat awal siklus. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 8/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection 3. LANGKAH-LANGKAH PERHITUNGAN KINERJA CYCLIC STEAM Prosedur perhitungan dilakukan menurut urutan seperti berikut ini: − masukkan data input reservoir dan data operasi (lama siklus—injeksi-soaking-produksi, laju injeksi, dan kualitas steam). − hitung sifat-sifat fluida, ketebalan zona steam, radius zona steam, volume zona steam, temperatur serta saturasi pada permulaan siklus produksi. − hitung porduksi minyak dan air pada setiap time-step, hitung volume produksi dan bandingkan dengan initial-fluid-in-place. Kemudian hitung temperatur rata-rata setiap time step. − pada akhir siklus produksi, hitung jumlah air dan panas yang tersisa di reservoir. − jika siklus injeksi-soaking-produksi lebih dari sekali maka ulangi langkah 3 dan selanjutnya. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.04 JUDUL : METODE EOR Halaman : 9/9 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Cyclic Steam Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Injection 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Gontijo, J.E. and Aziz, K.:”A Simple Analytical Model for Simulating Heavy Oil Recovery by Cyclic Steam in Pressure-Depleted Reservoirs”, SPE 13037; Proceeding of The 59th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, September 15-19, 1984. 2. Jones, J.:”Cyclic Steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure Depleted, Gravity Drainage Reservoirs”, SPE 6544; Proceeding of The 1977 California Regional Meeting of SPE AIME, Bakersfield, California, April 13-15, 1977. 3. Gozde, S., Chhina, H.S., and Best, D.A.:”An Analytical Cyclic Steam Stimulation Model for Heavy Oil Reservoirs”, SPE 18807; Proceeding of The SPE California Regional Meeting, Bakersfield, California, April 5-7, 1989. 4. Rivas, O.R. and Boccardo, G.:”Transient Analytical Modeling of Cyclic Steam Injection”, SPE 27060; Proceeding of The Latin American Caribean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, April 27-29, 1994. 5. Buitrago, S. and Boccardo, G.:”Model for Predicting the Production Rate of Wells under Cyclic Steam Injection Process”, SPE 39029; Proceeding of The Latin American Caribean Petroleum Engineering Conference and Exhibition, Rio de Janeiro, Brasil, 30 August – 3 September, 1997. 6. Tamim, M. and Farouq Ali, S.M.:”Optimization of Cyclic Steam Stimulation Using an Analytical Model”, SPE 39553; Proceeding and of The 1998 SPE India Oil and Gas Conference and Exhibition, New Delhi, India, 17-19 February, 1998. 7. Tamim, M. and Rahman, M.:”Analytical Modelling of Cyclic Steam Stimulation Using Pseudo- Relative Permeability Function”, SPE 53690; Proceeding of The 1999 SPE Latin American and Caribean Petroleum Engineering Conference, Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999. 8. Farouq Ali, S.M.:”Steam Injection Theories – A Unified Approach”, SPE 10746; Proceeding of The California Regional Meeting of the SPE, San Francisco, March 24-26, 1982. 9. Boberg, T.C. and Lantz, R.B.:”Calculation of the Production Rate of a Thermally Stimulated Well”, JPT (Dec. 1966) 1613-1623. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 1 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer PERAMALAN KINERJA INJEKSI POLIMER 1. TUJUAN Meramalkan kinerja (performance) injeksi polimer (polymer-flood). 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Metode grafis yang didasarkan pada metode Buckley Leverett digunakan dalam perkiraan kinerja proses injeksi polimer. 2.2. PERSYARATAN Metode ini berlaku untuk sistim linear yang horizontal. Reservoir yang diproduksikan melalui beberapa titik serap sebagai hasil proses injeksi air perlu dirubah geometrinya menjadi satu atau lebih sistim linear. 3. LANGKAH KERJA 1. Bagilah reservoir atas beberapa sistim linear (lihat Gambar 1 sebagai contoh). 2. Siapkan data pendukung : - Luas sistem linear (A) - Tebal lapisan (h) - Porositas ( φ ) - Permeabilitas formasi (k) - Saturasi air konat (Swc) - Viskositas minyak pada kondisi reservoir (µo) - Viskositas air injeksi (µw) - Distribusi permeabilitas - Recovery Factor primer (RF) - Faktor volume formasi awal (Boi) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 2 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer - Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai (Bo) - Kurva permeabilitas relatif (kro dan krw sebelum dan sesudah penambahan polimer) - Tingkat adsorpsi polimer oleh batuan (b) 3. Hitung fractional flow air sebelum (fwb) dan sesudah penambahan polimer (fwa) dengan persamaan : 1 fw = (1) µ k 1 + w . ro µ o k rw Siapkan tabel berisikan fractional flow (fwa dan fwb), sebagai fungsi dari saturasi air (Sw). 4. Plot fwa dan fwb terhadap Sw seperti ditunjukkan oleh Gambar 2. 5. Tarik garis lurus dari titik –b pada sumbu Sw menyinggung kurva fwa. Dari garis singgung ini diperoleh : a. Titik singgung antara garis tersebut dengan kurva fwb memberikan Sw = Sa dan fw = fa. b. Titik potong antara garis tersebut dengan garis fw = 1 menghasilkan saturasi air rata-rata sistim pedesakan pada saat polymer bank break-through ( S wbta ). c. Titik potong antara garis tersebut dengan kurva fwa memberikan Sw = Sb dan fw = fb. 6. Tarik garis lurus melalui titik (Swc,fwc) dan (Sb,fb). Perpotongan garis ini dengan garis fw = 1 menghasilkan saturasi air rata-rata sistim pedesakan pada saat connate water bank break-through ( S wbtb ). 7. Jumlah larutan polimer yang diinjeksi dan perolehan minyak pada saat connate water bank breakthrough dapat dihitung dengan persamaan: S b − S wi Qi = , PV (2) fb S wbtb − S wi Np = ( ) , PV (3) Bo 8. Jumlah larutan polimer yang diinjeksi dan perolehan minyak pada saat polymer bank breakthrough dapat dihitung dengan persamaan: Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 3 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer Sa + b Qi = , PV (4) fa S wbta − S wi Np = ( ) , PV (5) Bo 9. Kinerja proses injeksi air setelah polimer break through, yang dinyatakan dalam Np, WOR dan Wi sebagai fungsi dari waktu, dapat dihitung mengikuti runtunan berikut ini. a. Siapkan format tabel yang mencerminkan runtunan perhitungan. Sw* fw dfw/dsw Qi Sw Catatan : Sw* merupakan saturasi pada titik serap yang harganya dipilih lebih besar dari Swbta. b. fw ditentukan berdasarkan Sw* dengan menggunakan plot fwa terhadap Sw. df w c. dihitung dari kemiringan garis singgung titik-titik pada kurva fractional dS w flow fwa yang besarnya lebih besar dari Swbt. (lihat Gambar 3 sebagai contoh) 1 d. Qi = , PV (6) df w / dS w e. S w = S w * +Qi (1 − f w ) (7) S w − S wi f. Np = 7758 Ahφ ( ) (8) Bo f w Bo g. WOR = (9) (1 − f w ) Bw h. Wi = 7758 AhφQi (10) 7758 AhφWi i. t= (11) iw 10. Plot Np, Wi dan WOR terhadap waktu (t). Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 4 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Willhite, G. P. : “Waterf1ooding”. SPE-Textbook Series, SPE of AIME, Vol. 3, 1986. 2. Patton, J.T., Coats, K.H. and Colegrove, G.T.:”Prediction of Polymer Flood Performance”, JPT (March 1971), halaman 72-84. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 5 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer 5. DAFTAR SIMBOL A = luas, Acres Boi = faktor volume formasi awal, RB/STB Bo = faktor volume formasi saat mulai injeksi, RB/STB b = tingkat adsorpsi polimer, Csmax/C0 C = konsentrasi polimer, gm/cc C0 = konsentrasi polimer dalam larutan polimer yang diinjeksikan, gm/cc pori batuan. Cs = konsentrasi polimer yang teradsorpsi, gm/cc pori batuan. Csmax = konsentrasi polimer maksimum yang teradsorpsi, gm/cc pori batuan. fw = fractional flow air, fraksi h = tebal formasi, ft iw = laju injeksi air, bbl/hari k = permeabilitas lapisan, md kro = permeabilitas relatif minyak, fraksi krw = permeabilitas relatif air, fraksi M = mobility ratio, tak berdimensi Np = produksi minyak kumulatif, STB Sw = saturasi air, fraksi Sw = saturasi air rata-rata, fraksi S wbt = saturasi air pada saat breakthrough, fraksi Swi = saturasi minyak awal, fraksi Swc = saturasi air konat, fraksi t = waktu, hari u = kecepatan total volumetrik, cu ft/sq ft-D Wi = kumulatif injeksi air, bbl WOR = perbandingan minyak air, tak berdimensi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 6 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer 6. LAMPIRAN 6.1. Latar Belakang dan Rumus Model matematik untuk pendesakan secara linear oleh larutan polimer terdiri dari dua persamaan kesetimbangan massa air dan polimer, yaitu: ∂f ∂S −u =φ w (12) ∂x ∂t ∂ ( fC )  ∂ ( S wC ) ∂Cs  −u = φ + (13) ∂x  ∂t ∂t   Anggapan yang digunakan pada persamaan 12 dan 13 adalah sebagai berikut: - Dispersi dianggap kecil. - Kompresibilitas fluida dan batuan diabaikan. - Proses pendesakan terjadi pada temperatur yang konstan. - Adsorpsi terjadi secara instan saat terjadinya pendesakan minyak di reservoir. - Air konnat terdesak secara sempurna tanpa adanya percampuran dengan larutan polimer yang diinjeksikan. - Viskositas larutan polimer merupakan fungsi dari konsentrasi polimer. Pengaruh shear terhadap viskositas diabaikan. - Viskositas larutan polimer merupakan fungsi dari konsentrasi polimer. Pengaruh shear terhadap viskositas diabaikan. - Pengaruh tekanan kapiler diabaikan. Gambar 4 menunjukkan saturasi air dalam sistem linear selama pendesakan oleh larutan polimer. Profil saturasi air menunjukkan dua lokasi yang diskontinyu pada xD1 dan xD2. Titik xD1 bergerak dengan kecepatan ∂xD1 fa = (14) ∂Qi Sa + b Harga fa dan Sa ditunjukkan oleh Gambar 3. Connate water bank terbentuk di depan larutan polimer. Connate water bank bergerak dengan kecepatan Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 7 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer ∂xD 2 fb = (15) ∂Qi Sb − S wi Saturasi air yang lebih besar dari Sa bergerak dengan kecepatan ∂xD  ∂f   =  (16) ∂Qi  S ∂S w  S w w Dimana derivative df/dS diambil dari kurva fw larutan polimer. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 8 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer 6.2. GAMBAR-GAMBAR YANG DIGUNAKAN Gambar 1. Contoh linearisasi pola injeksi aliran Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 9 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer S wbtb S wbta 1 0.9 (S a ,f a ) 0.8 0.7 (S b ,f b ) 0.6 fw 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 Sw Gambar 2. Hubungan fw terhadap Sw tanpa dan dengan polimer Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 10 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer S wbta 1 fw 0.9 (S a ,f a ) 0.8 0.7 0.6 fw 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 Sw* 0 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 Sw Gambar 3. Menentukan saturasi air rata-rata sistem setelah breakthrough Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.05 Halaman : 11 / 11 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Polimer Sw ZONA POLYMER Swi CONNATE WATER BANK xD = x/L Gambar 4. Profil saturasi air saat injeksi larutan polimer pada sistem linear Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 1 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 METODE EOR DENGAN INJEKSI CO2 1. TUJUAN Meramalkan kinerja (performance) injeksi CO2 (CO2 - flood) dan membuat desain injeksi CO2. 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak dengan menentukan banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pencampuran CO2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO2 yang akan diinjeksikan ke reservoir yang didorong oleh gas N2, menentukan tekanan injeksi (di permukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan formasi. 2.2. PERSYARATAN Metode ini berlaku untuk sistim injeksi CO2 dan air secara simultan, injeksi slug CO2 dan air secara bergantian, dan injeksi CO2 dengan pendorong gas N2. 3. LANGKAH KERJA 3.1. PROSEDUR PERHITUNGAN JUMLAH AIR YANG DIBUTUHKAN UNTUK MENAIKKAN TEKANAN RESERVOIR 1. Tentukan harga MMP (Minimum Miscibility Pressure) dari percobaan. 2. Siapkan data pendukung : - Faktor volume formasi minyak awal (Boi) - Faktor volume formasi minyak pada saat injeksi akan dimulai (Bo) - Faktor volume formasi gas awal (Bgi) - Faktor volume formasi gas pada saat injeksi akan dimulai (Bg) - Perbandingan kelarutan gas dalam minyak awal (Rsi) - Perbandingan kelarutan gas dalam minyak pada saat injeksi akan dilakukan (Rs) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 2 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 - Produksi kumulatif minyak (Np) - Recovery Factor primer (RF) - Produksi kumulatif air (Wp) - Laju alir produksi minyak saat injeksi akan dimulai (qo) - Laju alir produksi air saat injeksi akan dimulai (qw) - Perbandingan gas dan minyak (GOR) 3. Hitung jumlah fluida yang telah diproduksi (Fp) : F p = V g − V gs + W p bbl (1) dimana : V g = NBoi − (N − N p )Bo bbl (2) Vg 1 V gs = × bbl (3) Bg (Rsi − Rs ) / (Boi − Bo ) 4. Hitung jumlah fluida yang akan terproduksi selama proses menaikkan tekanan reservoir (qf) : ( ) q f = q o Bo + q o GOR − Rs B g + q w bbl/hari (4) 5. Hitung waktu yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir : Fp t pressurization = hari (5) qi − q f 6. Jumlah air yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pendesakan CO2 dapat berlangsung adalah : W = F p + (q f × t pressurization ) bbl (6) 3.2. PERHITUNGAN JUMLAH CO2 YANG DIBUTUHKAN UNTUK INJEKSI 1. Asumsi yang digunakan adalah breakthrough time CO2 pada penyapuan CO2 di mixing zone. 2. Siapkan data pendukung : - Area (A) - Tebal zona minyak (h) - Porositas ( φ ) - Efisiensi penyapuan (Ea) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 3 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 - Efisiensi penyapuan secara vertikal (Ev) - Saturasi minyak residual di zona penyapuan CO2 (Sor) - Laju injeksi (qi) 3. Hitung waktu yang dibutuhkan front CO2 bergerak disepanjang reservoir (tCO2) : ( t CO 2 = 6.7 × 10 8 ) AhφE Eq (1 − S ) detik a v or (7) i 4. Hitung panjang daerah difusi CO2 (X) : X = 3.625 (Dc −o + Dn−c ) × t CO 2 .cm (8) dimana : Dc-o = Koefisien difusi CO2 dengan minyak ≈ 3.5 × 10-5 cm2/s Dn-c = Koefisien difusi N2 dengan CO2 ≈ 65 × 10-5 cm2/s 5. Hitung volume CO2 di zona difusi (Vd): AφX (7758) Vd = bbl (9) 2 6. Jumlah CO2 yang dibutuhkan untuk melakukan pendesakan minyak adalah : VCO 2 = Vd + Vs bbl (10) dimana : Vs = Volume CO2 dibelakang front, umumnya 5 – 10% dari PV (Pore Volume) 3.3. PERHITUNGAN TEKANAN INJEKSI CO2 1. Siapkan data pendukung : - Temperatur reservoir (Tr) - Temperatur permukaan (Ts) - SG CO2 - Faktor deviasi CO2 - Kedalaman reservoir (D) - Inside diameter tubing (d) - Measured depth (MD) - Kekasaran tubing (n) - Viskositas CO2 (µCO2) 2. Perhitungan tekanan statik yang dibutuhkan untuk menginjeksikan CO2 (Pts) adalah : Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 4 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2  0.01875SG (D ) Pws = Pts exp   psia (11)  TZ  3. Perhitungan tekanan injeksi tubing CO2 (Ptf) adalah : 25(SG )q 2TZf (MD )[exp(S ) − 1] Pwf = Ptf exp(S ) + 2 2 psia (4) Sd 5 dimana : 0.0375(SG )(TVD ) S= TZ 1  n 21.25  = 1.14 − 2 log +   d N 0.9  f  e  20011(SG )q Ne = µ co2 d Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 5 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Carcoana, A. : “Applied Enhanced Oil Recovery”. Prentice Hall, Englewood Cliff, New Jersey, 1992. 2. Siregar, S. : ”Diktat Kuliah Pengenalan EOR,” Jurusan Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung, 1995. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 6 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 5. DAFTAR SIMBOL A = area, Acres Boi = faktor volume formasi minyak awal, RB/STB Bo = faktor volume formasi minyak saat mulai injeksi, RB/STB Bgi = faktor volume formasi gas awal, cf/scf Bo = faktor volume formasi gas saat mulai injeksi, cf/scf Bo = faktor volume formasi minyak rata-rata, RB/STB Boi + Bo = 2 Bg = faktor volume formasi gas rata-rata, cf/scf B gi + B g = 2 D = kedalaman reservoir, ft d = inside diameter tubing, inchi Dc-o = Koefisien difusi CO2 dengan minyak ≈ 3.5 × 10-5 cm2/s Dn-c = Koefisien difusi N2 dengan CO2 ≈ 65 × 10-5 cm2/s Ea = efisiensi areal penyapuan, tak bersatuan Ea = efisiensi penyapuan vertikal, tak bersatuan Fp = jumlah fluida yang telah diproduksi, bbl F = faktor gesekan, tak berdimensi GOR = perbandingan gas minyak, scf/stb h = tebal formasi, ft MD = measured depth, ft N = jumlah volume minyak di tempat (IOIP), bbl Np = produksi minyak kumulatif, STB Ptf = tekanan injeksi CO2 di tubing, psia Ptf = tekanan statis injeksi CO2, psia Pws = tekanan statis dasar sumur, psia Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia qf = laju alir air yang diinjeksikan untuk menaikkan tekanan, bbl/hari Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 7 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 qi = laju injeksi, bbl/hari qo = laju alir minyak, bbl/hari qw = laju alir air, bbl/hari RF = recovery factor, persen Rsi = Perbandingan kelarutan gas dalam minyak awal, scf/bbl Rs = Perbandingan kelarutan gas dalam minyak, scf/bbl Sor = saturasi minyak residual, fraksi t = waktu yang digunakan CO2 yang bergerak di reservoir, detik µco2 = viskositas CO2, cp Vd = volume CO2 pada zona difusi, bbl Vs = volume CO2 dibelakang front, bbl Vg = volume minyak yang tersisa di pori batuan, bbl Vgs = volume yang ditempati gas akibat kenaikan tekanan, bbl Wp = kumulatif produksi air, bbl W = jumlah air yang dinjeksikan untuk menaikkan tekanan, bbl X = panjang zona diffusi CO2, ft Z = faktor deviasi gas, tak bersatuan Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 8 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 6. LAMPIRAN 6.1. Latar Belakang dan Rumus CO2 termasuk zat tiga fasa (gas, cair, dan padat). Jika tekanan diturunkan sampai di bawah tekanan saturasi akan berbentuk sebagai gas; berbentuk cairan pada tekanan di atas 300 psia jika temperatur 0oF atau di bawahnya; sedangkan berbentuk padatan (sebagai dry ice) jika temperatur sangat rendah (lihat gambar 1). CO2 tidak berwarna, tidak berbau, tidak bercampur dengan fluida lain (inert), dan merupakan gas yang tidak dapat terbakar (noncombustible gas). CO2 memiliki berat molekul 44.01 g/mol, tekanan kritis 1073 psia, volume kritis 0.0237 cuft/lb, densitas (0oF, 300 psia) 8.5 lb/gal, volume spesifik (14.7 psia, 60oF) 8.569 cuft/lb, dan panas spesifik (liquid) pada 300 psia 0.5 Btu/lb-oF. CO2 mudah larut dalam minyak bumi namun sulit larut pada air. Karena itu beberapa hal yang penting dan berguna dalam proses EOR ketika minyak bumi terjenuhi oleh CO2 adalah : 1. Menurunkan viskositas minyak dan menaikkan viskositas air (Gambar 2). 2. Menaikkan volume minyak (swelling) dan menurunkan densitas minyak (Gambar 3 dan Gambar 4). 3. Memberikan efek pengasaman pada reservoir karbonat. 4. Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan, dan pemindahan kromatografi, sehingga dapat bertindak sebagai solution gas drive (gambar 6). Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak daripada minyak pada kondisi awal di reservoir. Ada 4 jenis mekanisme pendesakan injeksi CO2 : 1. Injeksi CO2 secara kontinyu selama proses EOR. 2. Injeksi slug CO2, diikuti air. 3. Injeksi slug CO2 dan air secara bergantian. 4. Injeksi CO2 dan air secara simultan. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 9 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Injeksi CO2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan yang terbaik di antara keempat metode tersebut (oil recovery-nya sekitar 50%). Disusul kemudian injeksi slug CO2 dan air secara bergantian. Injeksi langsung CO2 dan injeksi slug CO2 diikuti sama buruknya dalam kemampuan mengambil minyak (sekitar 25%). Agar tercapai pencampuran antara CO2 dengan minyak, maka tekanan di reservoir harus melebihi MMP (Minimum Miscibility Pressure), harga MMP dapat diperoleh dari hasil percobaan di laboratorium atau korelasi. Metode penentuan MMP antara lain : 1. Percobaan keseimbangan gaya berat (gravity-stable), percobaan ini dilakukan dengan menginjeksikan CO2 dari atas ke bawah dengan laju yang kecil pada core atau kolom batuan yang telah dijenuhi oleh minyak. Kemudian di plot antara kenaikan tekanan seiring dengan perolehan minyak (Gambar 5). 2. Percobaan menggunakan slim tube, percobaan ini menggunakan slim tube yang telah dijenuhi oleh minyak, kemudian diinjeksikan CO2 dengan laju yang kecil. Plot antara tekanan injeksi dengan perolehan minyak dapat memberikan harga MMP (lihat Gambar 7). 3. Pengamatan langsung pada pori batuan, percobaan ini cukup sulit karena membutuhkan kecakapan dan pengalaman dari sang pengamat. Metode ini dilakukan dengan mengamati perubahan warna ketika batuan di injeksikan CO2 pada berbagai harga tekanan. 4. Korelasi, metode ini dikembangkan oleh Holm-Josenthal (1974) lalu disempurnakan oleh Mungan (1981). Korelasi ini bergantung pada komposisi pentane dan fraksi berat, serta temperatur reservoir. (lihat Gambar 8). Sumber CO2 alami adalah yang terbaik, baik dari sumur yang memproduksi gas CO2 yang relatif murni atau dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang mengandung banyak CO2 sebagai kontaminan. Sumber yang lain adalah kumpulan gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal-fired). Alternatif lain adalah gas yang dilepaskan dari pabrik amoniak. Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak adalah menentukan banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 10 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 pencampuran CO2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO2 yang akan diinjeksikan ke reservoir yang didorong oleh gas N2, menentukan tekanan injeksi (di permukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan formasi. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 11 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 6.2. Contoh Soal 6.2.1. Perhitungan jumlah air yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga terjadi pencampuran CO2 Suatu reservoir memiliki tekanan awal = 2143 psia setelah diproduksi selama beberapa tahun tekanan reservoir turun hingga 1143 psia. Sementara MMP dari hasil percobaan sebesar 2114 psia, hitung banyaknya air yang harus diinjeksikan agar tekanan bisa melebihi MMP ? (laju alir air yang tersedia sebesar 12,580 bbl/hari) Data Reservoir : Boi = 1.53 bbl/STB Bo = 1.33 bbl/STB (@ P = 1143 psia) Bgi = 0.010 cf/scf Bg = 0.014 cf/scf (@ P = 1143 psia) Rsi = 778 scf/bbl Rs = 522 scf/bbl (@ P = 1143 psia) Data Produksi : Np = 2.516 × 106 bbl ER = 15% OOIP Wp = 14 × 104 bbl qo = 1352 STB/hari GOR = 200 STB/bbl qw = 126 bbl/hari Penyelesaian : Hitung jumlah fluida yang telah diproduksi (Fp) : F p = V g − V gs + W p bbl (1) dimana : V g = NBoi − (N − N p )Bo bbl (2)  2.516 × 10 6    2.516 × 10 6   Vg =   bbl × 1.53 −    bbl − 2.516 × 10 6 bbl  × 1.33 0.15  0.15        V g = 6.7 × 10 6 bbl Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 12 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Vg 1 V gs = × bbl (3) Bg (Rsi − Rs ) / (Boi − Bo ) 6.7 × 10 6 bbl 5.615scf / bbl V gs = × = 2.1 × 10 6 bbl 0.014 (778 − 522)scf / bbl (1.53 − 1.33) F p = 6.7 × 10 6 − 2.1 × 10 6 + 14 × 10 4 = 4.74 × 10 6 bbl Hitung jumlah fluida yang akan terproduksi selama proses menaikkan tekanan reservoir (qf) : ( ) q f = q o Bo + q o GOR − Rs B g + q w bbl/hari (4)  650  q f = (1352 × 1.43) + 1352 200 − 0.011 + 126  5.615  q f = 3312 bbl/hari Hitung waktu yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir : Fp t pressurization = hari (5) qi − q f 4.74 × 10 6 t pressurization = = 511 hari 12580 − 3312 Jumlah air yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pendesakan CO2 dapat berlangsung adalah : W = F p + (q f × t pressurization ) bbl (6) W = 4.74 × 10 6 + (3312 × 511) = 6.433 × 10 6 bbl 6.2.2. Perhitungan CO2 yang dibutuhkan untuk injeksi Hitung jumlah total CO2 yang dibutuhkan untuk injeksi ke reservoir pinnacle reef yang membutuhkan pendesakan vertikal, kebawah dan stabilasi secara gravity, dan injeksi CO2 didorong dengan nitrogen (N2) ? Data : Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 13 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 A = 40 acre h = 300 ft φ = 0.09 Ea = 0.1 Ev = 0.8 Sor = 0.05 Pore Volume (@ swept zone) qi = 4000 bbl/hari Penyelesaian : Hitung waktu yang dibutuhkan front CO2 bergerak disepanjang reservoir (tCO2) : ( t CO 2 = 6.7 × 10 8 ) AhφE Eq (1 − S ) detik a v or (7) i ( t CO 2 = 6.7 × 10 8 ) 40 × 300 × 0.09 × 1× 0.8(1 − 0.05) 4000 t CO 2 = 137.49 × 10 6 detik Hitung panjang daerah difusi CO2 (X) : X = 3.625 (Dc −o + Dn−c ) × t CO 2 .cm (8) ( ) X = 3.625 3.5 × 10 −5 + 65 × 10 −5 × 137.49 × 10 6 = 1337cm ≈ 43.9 ft dimana : Dc-o = Koefisien difusi CO2 dengan minyak ≈ 3.5 × 10-5 cm2/s Dn-c = Koefisien difusi N2 dengan CO2 ≈ 65 × 10-5 cm2/s Hitung volume CO2 di zona difusi (Vd): AφX (7758) Vd = bbl (9) 2 40 × 0.09 × 43.9(7758) Vd = = 613,037bbl (7.37% PV ) 2 Jumlah CO2 yang dibutuhkan untuk melakukan pendesakan minyak adalah : VCO 2 = Vd + Vs bbl (10) VCO 2 = 613,037 + (0.075 × 40 × 300 × 0.09 × 7758) = 1.24 × 10 6 bbl dimana : Vs = 7.5 % PV Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 14 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 6.2.3. Perhitungan tekanan injeksi CO2 A. Perhitungan tekanan statis CO2 di kepala sumur Hitung tekanan statis CO2 di kepala sumur dimana tekanan statis di bawah sumur untuk pencampuran (MMP) adalah 2114 psia ? Data : TR = 170 oF Ts = 70 oF SGCO2 = 1.529 (udara = 1) ZCO2 = 0.56 D = 4264 ft Penyelesaian : Perhitungan tekanan statik yang dibutuhkan untuk menginjeksikan CO2 (Pts) adalah :  0.01875SG (D ) Pws = Pts exp   psia (11)  TZ   (0.01875)(1.529)(4264) 2114 = Pts exp    (170 + 410)(0.56)  Pts = 1451 psia Jadi tekanan yang dibutuhan untuk menginjeksikan kolom gas CO2 dalam kondisi P dan T diatas adalah : 2114 – 1451 = 663 psia B. Perhitungan tekanan injeksi tubing CO2 Hitung tekanan injeksi tubing CO2 dimana tekanan injeksi di bawah sumur adalah 2300 psia, laju injeksi CO2 sebesar 1 MMscf/hari tiap sumur ? Data : d = 2.441 inchi MD=TVD = 4264 ft n = 5 × 10-4 inchi µco2 = 0.05 cp SGCO2 = 1.529 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 15 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 ZCO2 = 0.56 TR = 170 oF Penyelesaian : 25(SG )q 2TZf (MD )[exp(S ) − 1] Pwf = Ptf exp(S ) + 2 2 psia (4) Sd 5 dimana : 0.0375(SG )(TVD ) S= TZ 0.0375(1.529 )(4264) S= = 0.7527 (170 + 410)(0.56) 20011(SG )q Ne = µ co2 d 20011(1.529 )1 Ne = = 250,691 0.05(2.441) 1  n 21.25  = 1.14 − 2 log + 0.9  f  d Ne  1  5 × 10 −4 21.25  = 1.14 − 2 log  2.441 + (250,691)0.9   f   f = 0.01379 25(SG )q 2TZf (MD )[exp(S ) − 1] Pwf = Ptf exp(S ) + 2 2 Sd 5 (2300)2 = Ptf 2 2.1227 + 25(1.529)1 (170 + 410)0.56(0.01379)(4264)[2.1227 − 1] 2 0.7527(2.441) 5 Ptf = 1577 psia dengan harga Ptf = 1577 psia, laju alir CO2 = 1 MMscf/hari dan SGCO2 = 1.529, dan mengetahui kehilangan tekanan di flow line dan choke maka kebutuhan HP kompresor untuk menginjeksikan CO2 dapat diperkirakan. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 16 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN Gambar 1. Diagram Fasa CO2 Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 17 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Gambar 2. Penurunan viskositas versus tekanan saturasi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 18 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Gambar 3. Volume minyak relatif versus tekanan pada 144 oF Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 19 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Gambar 4. Faktor pengembangan pada minyak Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 20 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Gambar 5. Penentuan MMP dari hasil percobaan gravity-stable Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 21 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Gambar 6. diagram pseudotenary proses penguapan secara gas drive oleh CO2 Gambar 7. Hasil percobaan penentuan MMP dengan menggunakan slim tube Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.06 Halaman : 22 / 22 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Metode EOR Dengan Injeksi CO2 Gambar 8. Penentuan MMP dengan menggunakan korelasi (Holm dan Josendal, 1974, dan Mungan, 1981) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 1 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood MONITORING KINERJA WATERFLOOD 1. TUJUAN Memperoleh kesuksesan dalam operasi waterflood dengan melakukan monitoring (pengawasan) terhadap sumur injeksi dan sumur produksi menggunakan data-data di bawah ini yang dapat diperoleh dari uji sumur produksi/injeksi : 1. permeabilitas formasi 2. kontinuitas antar sumur (interwell continuity), seperti : patahan, rekahan, barriers, dan lain-lain 3. profil tekanan antar sumur dari data tekanan sumur 4. evaluasi dari kerusakan formasi 5. integritas lubang sumur (kebocoran casing/tubing) 6. sifat-sifat fluida 7. evaluasi post-treatment 8. data untuk mengevaluasi efisiensi pembanjiran (flood efficiency) 2. SUMUR INJEKSI Kinerja sumur injeksi harus dioptimalkan agar kinerja waterflood dapat dimaksimalkan. Beberapa pertimbangan yang diperlukan adalah menyetel tekanan dan laju alir sumur injeksi. Pengawasan sumur injeksi meliputi analisa laju alir dan tekanan menggunakan teknik plotting pengawasan. Log injeksi dan cased hole digunakan untuk menyediakan informasi mengenai kinerja dan kondisi mekanis sumur. Skema dari sistemasi analisis sumur injeksi ditunjukkan pada Gambar 1. Flow chart tersebut tidak dapat diasumsikan telah mewakili seluruh proyek waterflood karena setiap lapangan memiliki persyaratan yang spesifik dan unik untuk pengujian dan analisisnya, untuk memastikan produksi yang optimal. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 2 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 3 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Survei tentang integritas mekanik dari setiap sumur harus sudah dilakukan sebelum mengubah sumur menjadi sumur injeksi. Tingkat pelayanan dari seluruh komponen kepala sumur, tubing dan casing harus dievaluasi untuk memastikan bahwa sumur memenuhi syarat untuk melaksanakan waterflood. Masalah fill, junk, korosi dan scale harus diidentifikasikan. Ada kemungkinan diperlukan workover atau dilakukan pekerjaan pemeliharaan dalam rangka perbaikan pada beberapa sumur sebelum dilakukan flooding. Rekomplesi, plugbacks, deepenings, reperforasi, squeeze cementing dan clean-outs perlu diselesaikan. Sejarah stimulasi dari setiap sumur harus direview. Potensi untuk dilakukannya stimulasi di masa mendatang harus dipertimbangkan. Jika kapasitas injeksi membutuhkan fill-up saturasi gas dan pelaksanaan proses pemindahan dipertanyakan, maka ada kemungkinan dibutuhkan stimulasi. Jika stimulasi perekahan hidraulik direkomendasikan, desain panjang dan arah rekahan harus mempertimbangkan ukuran pola (well spacing), geometri dan arah. Stratifikasi vertikal dari reservoir mengakibatkan perlunya kontrol terhadap perpanjangan vertikal dari rekahan dan memastikan bahwa fluida injeksi hanya memasuki formasi yang menjadi target. 2.1. PERTIMBANGAN OPERASIONAL Pertanyaan pertama yang muncul saat akan dilakukan injeksi air di sumur adalah berapa laju dan tekanan injeksi yang harus dilakukan. Sekilas, mudah saja untuk mengasumsikan bahwa laju injeksi yang paling besar merupakan yang terbaik karena semakin tinggi laju injeksi mengacu pada semakin cepat terjadi fill-up dan lebih besar throughput. Sesungguhnya, untuk melakukan injeksi pada laju maksimum, tekanan maksimum yang tersedia dari pompa injeksi dapat digunakan. Tetapi tidak selalu mungkin atau bijaksana untuk melakukan hal tersebut. Beberapa pertimbangan harus dilakukan dalam memutuskan bagaimana mengoperasikan proses injeksi dari waterflood. Ada keyakinan yang telah diketahui secara luas bahwa adanya rekahan akan menurunkan daerah penyapuan secara universal karena terbentuknya channels dengan konduktivitas tinggi antara injektor dan produsen. Juga diyakini bahwa injeksi yang dilakukan di atas harga tekanan daerah formasi akan menurunkan efisiensi penyapuan vertikal karena fluida injeksi dapat masuk ke dalam formasi yang tidak seharusnya. Pada kondisi tertentu asumsi ini benar, tetapi tidak selalu menjadi alternatif terbaik untuk beroperasi pada tekanan injeksi yang terdesak oleh tekanan daerah formasi. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 4 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Sumur injeksi air yang telah direkahkan secara hidraulik memungkinkan air diinjeksikan pada laju yang lebih tinggi yang mengacu pada peningkatan jari-jari lubang bor efektif (rw) atau melewati kerusakan lubang sumur. Jika diketahui arah dominan dari rekahan, mungkin dapat ditunjukkan bahwa adanya rekahan dapat memperbaiki, daripada menurunkan, efisiensi penyapuan. Jika arah dominan dari rekahan mengindikasikan bahwa rekahan hidraulik yang terjadi di sumur injeksi akan menyebar ke arah sumur produksi dan panjang rekahan akan melebihi sekitar 1/3 jarak antar sumur, maka efisiensi daerah penyapuan akan menurun. Terlepas dari arah rekahan, proyek dengan well spacing yang lebih kecil dapat menurun karena perekahan sumur injeksi. Laju injeksi harus disesuaikan untuk menyesuaikan dengan kapasitas sumur produksi. Laju injeksi air steady state diberikan oleh persamaan kk rw h( Piwf − Pe ) iw = (1)  r   141.2 Bw µ w ln e   + S    rw   Laju injeksi air dapat dikontrol dengan tekanan rekah formasi dan permeabilitas relatif air. Jika tekanan reservoir meningkat, tekanan daerah formasi akan cenderung meningkat. Ketika saturasi air di sekitar sumur injeksi meningkat, permeabilitas relatif air akan cenderung meningkat. Kinerja sifat dinamik alami dari sumur injeksi inilah yang membuat pengawasan secara kontinyu dari parameter kinerja sumur sangat penting. Tekanan daerah formasi dapat ditentukan dengan melakukan uji step-rate. Saat menentukan parameter operasi dari sumur injeksi air biasanya paling baik menentukan tekanan kepala sumur injeksi maksimum. Ada kemungkinan tidak bijaksana untuk menentukan laju alir kecuali rekahan hidraulik yang ada tidak dipertimbangkan. Dengan berlangsungnya injeksi, suatu sumur dapat dan akan membentuk kerusakan formasi karena partikel materi yang terlarut dalam air akan tersaring oleh sand face. Tekanan injeksi dasar sumur yang semakin tinggi akan diperlukan untuk mempertahankan laju injeksi yang sudah ditentukan. Suatu ketika tekanan injeksi dasar sumur akan melebihi tekanan daerah formasi dan sumur akan rekah. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 5 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 2.2. KUALITAS AIR Idealnya, air injeksi tidak boleh menyebabkan kehilangan injektivitas selama “masa hidup” pembanjiran.1) Air injeksi tidak boleh menyebabkan korosi pada sistem injeksi. Masalah yang berhubungan dengan menangani dan menginjeksikan sejumlah besar air dapat dikontrol dengan membuat suatu spesifikasi untuk kualitas air injeksi. Beberapa masalah yang dapat ditimbulkan oleh rendahnya kualitas air, antara lain2) : a. Tersumbatnya formasi karena padatan terlarut. b. Kerusakan formasi karena ketidakcocokan formasi dengan air injeksi. c. Korosi dan scaling dari benda-benda tubular, bejana dan peralatan lainnya. Masalah di atas biasanya saling terkait dan tidak berdiri sendiri. Sebagai contoh, terbentuknya endapan besi biasanya merupakan akibat dari korosi pada tubular dan suatu ketika akan menghancurkan sistem injeksi. Sebagai hasil dari proses korosi, partikel endapan besi akan meluruh, masuk ke dalam air injeksi dan menyumbat pada sand face. Pencemar dalam air injeksi dapat hadir pada sumber air, terbentuk karena sistem injeksi atau ditambahkan pada sistem injeksi. Kualitas air injeksi yang rendah dapat menimbulkan efek yang mengganggu pada reservoir. Penyumbatan akan menurunkan laju injeksi dan efisiensi penyapuan yang pada akhirnya akan menyebabkan kehilangan pada pendapatan. Pengeluaran operasional akan meningkat sejalan dengan meningkatnya aktivitas workover dan perbaikan sistem. 2.2.1. Sensitivitas Formasi Banyak reservoir batuan pasir mengandung clay yang akan mengembang jika kontak dengan air bersih atau air dengan kadar garam rendah. Formasi karbonat tidak secara tipikal mengandung clay dan tidak rentan terhadap masalah tersebut. Formasi harus dievaluasi untuk melihat kecocokannya dengan air injeksi sebelum memulai proyek injeksi apapun. 2.2.2. Padatan Terlarut Ukuran, distribusi dan komposisi dari padatan terlarut merupakan faktor utama dalam kontrol kualitas air injeksi. 2.2.3. Korosi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 6 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Dalam sebagian besar situasi, sifat korosif air dikontrol dengan kehadiran gas terlarut. Gas yang paling umum menyebabkan sifat korosi air adalah karbon dioksida (CO2), hidrogen sulfida (H2S) dan oksigen (O2). Karbon dioksida hadir pada konsentrasi yang berbeda-beda pada hampir seluruh air permukaan. Air dengan pH rendah (bersifat asam) bisa memiliki konsentrasi CO2 yang tinggi. Hidrogen sulfida dapat timbul secara alami atau sebagai hasil dari aktivitas bakteri. Oksigen hadir pada seluruh air permukaan dan pada beberapa air dari reservoir dangkal. Pada sistem logam baja, oksigen harus dipisahkan secara mekanis atau dengan proses kimiawi. Sebagian besar pencegah korosi kimiawi tidak dapat mencegah korosi dengan media oksigen. Bahkan sejumlah kecil oksigen dapat mempercepat laju korosi. Jika oksigen dan bakteri dipisahkan dari air, korosi biasanya dapat dikontrol dengan pencegah korosi kimiawi. 2.2.4. Endapan (Scale) Endapan formasi dapat membatasi aliran dalam tubular, menjadi media dari korosi yang parah dan menyumbat formasi. Endapan karbonat atau sulfat dari air biasanya dapat dikontrol dengan proses kimiawi. Endapan besi biasanya merupakan tanda dari kehadiran masalah kontrol korosi. Lapisan endapan dapat terbentuk saat dua atau lebih air yang tidak cocok bercampur. Pencampuran air dapat terjadi di sumur sumber air dimana dua atau lebih formasi terbuka, dalam tubular dan fasilitas dimana air dari sumber yang berbeda tercampur dan pada sumur produksi dimana air sumber dan air konat dapat bercampur setelah breakthrough. 2.2.5. Bakteri Bakteri pada sistem injeksi dapat menyebabkan penyumbatan biomass pada formasi dan masalah korosi. Bakteri memberikan kontribusi pada korosi dengan membentuk hidrogen sulfida sebagai produk metabolik, menghasilkan asam organik, menghasilkan enzim yang menjadi media proses korosi elektrokimia dan mengoksidasi serta mengendapkan besi terlarut. Sebagai hasil langsung dari proses metabolik ini, biomass bakteri terproduksi. Biasanya bakteri membentuk koloni pada material padat. Saat koloni meningkat ukurannya, sebagian koloni lepas ke dalam aliran injeksi dan terpompa ke dasar lubang. Jawaban terbaik untuk masalah bakteri adalah pencegahan. Eliminasi daerah yang Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 7 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood menggenang dan berkecepatan rendah dimana organisme dapat melekat pada substrat dapat membantu proses kontrol. Pengawasan yang hati-hati pada aktivitas biologis dan penanggulangan sejak dini juga penting dalam operasi yang berhasil. 2.2.6. Minyak Kehadiran minyak yang terdispersi dan teremulsi dalam air akan menurunkan kualitas air juga. Masuknya minyak mentah adalah hal yang tipikal pada air formasi yang terproduksi. Minyak bukanlah padatan terlarut, tetapi dapat berperan pada pengendapan di saringan. 2.2.7. Filtrasi Proses filtrasi biasanya digunakan untuk memisahkan padatan terlarut dari air injeksi. Yang biasanya digunakan adalah : a. Disposable cartridge filters; paling baik digunakan pada volume rendah dengan konsentrasi padatan terlarut yang rendah (< 50 mg/l). b. Sand filters; digunakan pada konsentrasi padatan terlarut yang rendah (< 50 mg/l). Juga disebut rapid sand filters dan cocok untuk laju yang lebih tinggi. c. Diatomaceous earth filters; cocok untuk diaplikasikan pada air dengan padatan terlarut > 50 mg/l. Pemakaian sand filter dan diatomaceous earth filter lebih baik digunakan dengan disposable cartridge filter karena kedua filter yang disebutkan terdahulu rentan terhadap laju yang melebihi batasan dan proses backwash yang tidak tepat. 2.2.8. Pengawasan dan Kontrol Pencegahan dan deteksi sejak dini merupakan hal terpenting dalam pemeliharaan air injeksi berkualitas tinggi. Data berikut ini harus disurvei dan dianalisa secara sistematis : a. komposisi air b. padatan terlarut c. sifat korosif d. bacterial titer e. kandungan minyak f. parameter sistem (tekanan dan temperatur) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 8 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 2.3. PENGUKURAN DATA a. Tekanan Sumur-sumur injeksi air merupakan sumber utama untuk memperoleh data tekanan reservoir. Pada sumur injeksi air yang beroperasi dengan kolom penuh terisi air dalam lubang sumur akan menghilangkan kerumitan aliran multifasa. Efek wellbore storage dapat diminimumkan dan perhitungan kehilangan tekanan yang disebabkan oleh gesekan dalam tubular disederhanakan menjadi korelasi satu fasa. Tekanan dasar sumur menjadi fungsi dari tekanan kepala sumur, gradien hidrostatik, kedalaman dan gesekan. Gesekan dalam tubular adalah fungsi dari ukuran tubing dan laju alir. Sumur injeksi air juga memungkinkan untuk mengambil data dari kepala sumur, yang akan digunakan pada uji dan analisa transien tekanan. b. Laju alir Data laju alir injeksi biasanya dapat diperoleh dari peralatan metering yang dipasang pada sumur. Biasanya peralatan ini dapat diandalkan untuk merekam volume kumulatif yang dapat digunakan untuk memperoleh data laju alir (volume per satuan waktu). Jika diperlukan laju alir secepatnya dapat digunakan flowmeter turbine. Kalibrasi peralatan yang digunakan untuk mengumpulkan data uji selalu direkomendasikan. 2.4. INDEKS INJEKTIVITAS a. Teori Plot kartesian dari indeks injektivitas (I) sebagai fungsi dari waktu adalah alat yang berguna untuk mengevaluasi kondisi dari sumur injeksi. Indeks injektivitas didefinisikan oleh persamaan : iw kwh I= = (2) ( Piwf − Pe )  r   141.2 Bw µ w ln e  + S      rw   Penurunan rasio ini terhadap waktu menunjukkan masalah pada sumur injeksi. Sumber masalah yang paling besar adalah peningkatan pada faktor skin (S). Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 9 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood b. Indeks Injektivitas Spesifik Indeks injektivitas spesifik adalah cara yang mudah untuk membandingkan kinerja injeksi dari sumur yang berbeda yang berada pada formasi yang sama. Indeks ini menghilangkan efek dari variasi pada ketebalan bersih interval komplesi sumur. Metode perbandingan ini memungkinkan evaluasi kinerja dengan membandingkan faktor seperti permeabilitas, skin dan radius lubang sumur efektif pada kerangka sumur konstan yang dirujuk. iw Is = (3) h( Piwf − Pe ) Contoh plot skematis indeks injektivitas dapat dilihat pada Gambar 2. Sumur A mempertahankan indeks injektivitas yang relatif konstan. Sumur B mengalami decline pada pertengahan periode waktu yang digambarkan. Decline tersebut bisa merupakan indikasi adanya kerusakan (damage) pada formasi. Plot ini hanya contoh dan perbandingan langsung pada plot ini akan memberikan hasil yang tidak valid. Gambar 2. Plot Skematik Indeks Injektivitas Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 10 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 2.5. HALL PLOT Plot ini merupakan teknik yang berguna untuk mengevaluasi kondisi dari sumur injeksi.3,4) Hall plot merupakan metoda penggunaan data injeksi terhadap waktu untuk "menghaluskan" efek dari laju alir dan tekanan yang bervariasi serta kelakuan transien dari tekanan dalam sistem aliran radial yang mempersulit sebagian besar teknik uji sumur. Untuk menggunakan teknik Hall ini dibuat plot kartesian dari ∑ (P iwh ∆t ) sebagai fungsi injeksi air kumulatif (Wi). Hubungan keduanya harus linier. Penyimpangan yang terjadi merupakan kunci untuk diagnostik. Kemiringan garis lurus tersebut didefinisikan sebagai :  r   141.2 Bw µ w ln e  + S    m=   rw   kwh Bila kondisi sumur berubah, maka kemiringan Hall plot akan berubah juga. Pada awal masa penyapuan, Hall plot akan menunjukkan bentuk yang melengkung ke atas. Hal ini disebabkan oleh ekspansi re dan kenaikan Pe. Efek ini semakin kecil dengan bertambah besarnya re. Jika sumur distimulasi kemiringan Hall akan berkurang. Gambar 3 adalah contoh skematik dari Hall plot yang digunakan untuk mendemonstrasikan beberapa kondisi yang dapat didiagnosa dengan teknik ini. Bagian kurva yang berlabel A adalah bentuk melengkung ke atas yang muncul pada masa awal injeksi. Selama periode waktu ini, polanya menjadi terisi fluida, re meluas dan Pe meningkat. Pada titik B, proses fill-up selesai dan re serta Pe konstan. Jalur ke titik C menunjukkan Hall plot untuk sumur yang mengalami beberapa kerusakan formasi. Jalur ke titik D menunjukkan sumur dengan skin, rw dan kh konstan. Jalur ke titik E dan F menunjukkan Hall plot untuk sumur yang distimulasi dengan perekahan, pengasaman, dan lain-lain. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 11 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Gambar 3. Hall Plot Skematik 2.6. UJI FALL-OFF TEKANAN Uji Fall-off tekanan pada sumur injeksi air biasanya dilakukan untuk mengakses tekanan reservoir interwell, sifat-sifat formasi dan skin sumur.5,6) Data-data mendasar yang diperlukan untuk analisa adalah : 1. Porositas, φ (fraksi) 2. Saturasi air konat, Swc (fraksi) 3. Saturasi minyak residual, Sor (fraksi) 4. Viskositas fluida yang diinjeksikan pada kondisi reservoir, µw (cp) 5. Faktor volume formasi dari fluida yang diinjeksi, Bw (bbl/STB) 6. Ketebalan bersih interval, h (ft) 7. Kompresibilitas total sistem, ct (psi-1) 8. Densitas fluida yang diinjeksi, ρw (lb/gal) 9. Diameter dalam tubing injeksi, d (in) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 12 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 10. Densitas perforasi, diameter dan kedalaman efektif dari penetrasi Jika level fluida yang jatuh setelah shut-in merupakan masalah, akan tidak mungkin untuk membuat analisa yang masuk akal untuk pengujian. Ada beberapa pilihan untuk memecahkan masalah ini. Level fluida yang jatuh ada kemungkinan dapat disurvei menggunakan alat perekam akustik (Echometer). Level fluida sebagai fungsi dari waktu shut-in dapat direkam. Ketika level fluida jatuh, kepala sumur bisa berada pada kondisi vakum (tekanan absolut kurang dari tekanan atmosfer atau gauge kurang dari nol). Ada kemungkinan perlu mengukur tekanan di dasar sumur dan pada kasus level fluida jatuh dengan cepat, ada kemungkinan perlu menutup sumur di dasar lubang. Uji Fall-off tekanan ini merupakan cerminan dari uji build-up tekanan dan menggunakan teknik penyelesaian yang sama. Untuk memperoleh penyelesaian yang tepat untuk sifat-sifat reservoir, perlu dipilih periode aliran transien yang berhubungan dengan saturasi fluida yang diasumsikan pada data masukan. 2.7. UJI STEP-RATE Uji step-rate (Step Rate Test - SRT) adalah metoda yang diterima secara umum untuk menentukan tekanan bagian formasi pada sumur injeksi.7,8) Tekanan bagian formasi (Formation Parting Pressure - FPP) adalah tekanan yang akan menciptakan rekahan baru pada batuan yang belum rekah atau menambah panjang rekahan yang sudah ada. Pada kasus tertentu, injeksi di atas FPP dapat menimbulkan perolehan waterflood yang lebih rendah mengacu pada efisiensi daerah penyapuan yang menurun (Ea). Injeksi di bawah FPP dapat mengurangi laju throughput dan menyebabkan laju produksi turun. Untuk memulai prosedur pengujian sumur injeksi harus ditutup atau distabilkan pada laju injeksi konstan (iw). Jika sumur ditutup, waktu penutupan harus cukup lama untuk memungkinkan tekanan statik dasar sumur (Piws) untuk menurunkan tekanan statik reservoir. Ada 2 metoda untuk menganalisa data SRT. Metoda pertama relatif langsung dan merupakan teknik grafis yang didasarkan pada asumsi yang disederhanakan. Pendekatan terhadap FPP dapat dibuat dari metoda ini. Teknik kedua adalah analisa yang lebih teliti, yang didasarkan pada prinsip superposisi (analisa multi-rate). Pendekatan terhadap FPP, permeabilitas-ketinggian (kh) dan skin dapat dihitung jika data reservoir yang dibutuhkan dapat disediakan. Perlu dilakukan pengawasan dan pencatatan yang kontinyu terhadap data tekanan vs Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 13 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood periode waktu untuk setiap langkah laju alir. Minimum harus ada data tekanan yang dicatat pada awal dan akhir setiap langkah laju alir. Karena ada masalah yang kompleks dalam penggabungan data pada uji multi-rate, maka prosedur uji step-rate yang lebih mudah, yang digabungkan dengan uji tekanan fall-off, menjadi pilihan yang lebih ekonomis. FPP tidak boleh dianggap konstan selama masa injeksi suatu sumur karena FPP cenderung meningkat bila tekanan rata-rata pori-pori meningkat (setiap 1 psi peningkatan tekanan reservoir, FPP naik 0.5 - 0.75 psi). Uji step-rate harus diulang setiap ada perubahan tekanan reservoir dan kondisi operasi yang diberikan. Sumur yang distimulasi dengan rekahan yang sudah ada tidak mungkin dianalisa dengan teknik dan asumsi di atas, yaitu bahwa aliran adalah radial. Pemeriksaan terhadap data menggunakan modifikasi teknik superposisi multi-rate yang persamaannya disubstitusi dengan aliran linier mungkin cocok untuk kondisi ini. 2.8. LOG INJEKSI Pengawasan (monitoring) sumur injeksi akan membutuhkan data yang dikumpulkan dengan logging. Data log injeksi dan log cased hole dapat digunakan untuk menyelesaikan masalah kinerja sumur yang spesifik. Data log produksi dan cased hole dapat dikumpulkan di bawah kondisi dinamik (injeksi) atau statik (shut-in). Log injeksi dan cased hole dapat membantu untuk menentukan dan mendefinisikan parameter berikut : 1. Integritas mekanik dari sumur. 2. Pergerakan yang ganjil dari fluida injeksi antara interval-interval. 3. Efisiensi injeksi dari komplesi sumur. 4. Desain dan evaluasi dari treatment stimulasi. 5. Tinjauan menyeluruh tentang bagaimana sumur injeksi harus diatur. Log injeksi biasanya dijalankan bersama dengan peralatan penempat casing collar atau tubing collar untuk menyediakan kontrol kedalaman yang akurat dalam sumur. a. Flowmeter (Spinners) Ada 2 macam jenis flowmeter yang biasa digunakan untuk logging sumur injeksi, yaitu : 1. Continuous spinner adalah centralized spinner velocimeter. Ini adalah peralatan impeller yang mengukur profil injeksi secara kontinyu vs kedalaman terukur. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 14 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 2. Fullbore spinner adalah collapsible blade velocimeter. Diameter impeller dapat dipilih agar cocok dengan laju injeksi dan diameter pipa yang diminta. Spinner flowmeter dapat digunakan untuk mengetahui di mana terjadi kebocoran tubing dan casing dan menentukan profil injeksi ke dalam interval yang diperforasi. b. Instrumen Temperatur Instrumen temperatur adalah peralatan wireline yang digantungkan dalam lubang bor yang mentransmisikan atau mencatat temperatur sumur. Survei temperatur lubang bor dapat digunakan untuk : 1. Mengetahui di mana terjadi kebocoran tubing atau casing. 2. Mengetahui di mana channel aliran di belakang pipa. 3. Mengidentifikasi zona-zona dimana terjadi produksi atau injeksi. 4. Mengidentifikasi interval-interval yang dipengaruhi oleh treatment stimulasi. Gambar 4 dan 5 adalah 2 contoh yang sudah disederhanakan dari profil sumur injeksi. Log direkam dengan continuous flowmeter dan thermometer. c. Survei Pemindai Radioaktif (Radioactive Tracer Surveys) Log ini dijalankan untuk mendeteksi kebocoran tubing-casing atau suatu channel di belakang pipa dan untuk menentukan profil injeksi dari zona perforasi tunggal atau antara kumpulan beberapa perforasi di zona yang berlainan dalam reservoir. Masalah mekanik yang paling umum adalah adanya channel di belakang casing karena ikatan yang kurang kuat antara pipa dengan formasi oleh semen. Untuk menentukan profil injeksi meggunakan pemindai radioaktif, suatu tembakan dari material pemindai dilepaskan ke dalam aliran total di atas perforasi. Sebelumnya, dijalankan base log untuk merekam radiasi yang sudah ada sebelum tembakan dilepaskan. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 15 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Gambar 4. Skematik Survei Temperatur dan Spinner dari Injeksi Air ke Dalam Zona Tunggal Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 16 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Gambar 5. Skematik Survei Temperatur dan Spinner dari Injeksi Air ke Dalam Dua Zona d. Log Suara (Noise Logs) Peralatan ini merekam amplitudo dari frekuensi suara audio vs kedalaman terukur. Log ini dapat digunakan untuk mendeteksi kebocoran, aliran di belakang pipa dan kontribusi kotor dari zona perforasi. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 17 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood e. Log Cased Hole Lainnya Log evaluasi casing seperti log caliper dan peralatan magnetik dan sonik yang bervariasi dapat digunakan untuk mengevaluasi kondisi casing dalam sumur. Informasi ini dapat digunakan untuk menentukan kondisi dan pelayanan casing dan mengidentifikasi kemungkinan adanya kebocoran dan kegagalan integritas sumur lainnya. Log evaluasi semen dapat digunakan untuk mengevaluasi integritas casing terhadap ikatan semen formasi. Log ikatan semen (cement bond log) dan peralatan evaluasi semen lainnya dapat digunakan untuk mengidentifikasi kemungkinan adanya channel di belakang pipa antara zona yang tidak diisolasikan. 2.9. PEMINDAI INTERWELL (INTERWELL TRACERS) Pemindai digunakan untuk menentukan asal dari air yang terproduksi, untuk mengidentifikasikan dan menghitung permeabilitas berdasarkan arahnya, untuk menghitung efisiensi penyapuan dan mendefinisikan penghalang permeabilitas. Beberapa hal yang harus dipertimbangkan saat memilih pemindai adalah : 1. Keamanan - Material pemindai harus diperlakukan dengan hati-hati agar personil dan lingkungan tidak terkontaminasi, terutama untuk pemindai radioaktif. 2. Non-adsorbent dan Chemical Inert - Pemindai tidak boleh "melapisi" formasi. Pemindai tidak boleh bereaksi dengan formasi, minyak atau air formasi. 3. Kestabilan - Pemindai tidak boleh mengubah fasa atau karakter pada kondisi reservoir. Terutama kritis untuk garam dan alkohol. 4. Kelarutan - Agar efektif, pemindai tidak boleh larut dalam minyak dan harus 100% larut dalam air. 5. Kemampuan untuk Dideteksi - Pemindai harus dapat dideteksi pada level konsentrasi yang aman. a. Klasifikasi Pemindai Lapangan Minyak Sebagian besar pemindai ini dapat diklasifikasikan menjadi 4 kategori utama, yaitu : 1. Water Soluble Alcohols : (Metanol, Etanol dan Isopropanol) Pemindai ini relatif aman dan tidak berbahaya bagi lingkungan. Masalah terbesarnya adalah pemindai ini kadang bercampur dengan minyak atau membentuk lapisan dalam formasi. 2. Garam : (Amonium, Sodium dan Potasium) Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 18 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Pemindai ini relatif aman dan tidak mahal, tetapi kadang terabaikan. Penting untuk dilakukan uji kecocokan dengan air formasi sebelum pemompaan. Salah satu pemindai terbaik untuk penentuan efisiensi penyapuan jika didesain dengan benar. 3. Fluorescent Dyes (Pencelup Fluorescent) : (Banyak macamnya) Pemindai awal yang cukup dengan "mencelup" sehingga memungkinkan operator "melihat" sumur mana yang memproduksi fluida yang diinjeksikan. Perlu diperiksa terhadap timbulnya lapisan atau membentuk filter pada formasi jika material tidak terlarut seluruhnya. 4. Pemindai Radioaktif : (Tritiated Water, Kobalt, Sodium, Nikel dan Stronsium) Pemindai yang paling banyak digunakan karena dapat dideteksi pada konsentrasi yang rendah. Pemindai, injeksi pemindai dan analisa air yang terproduksi mahal, maka jika mungkin, gunakan pemindai selain pemindai ini. 2.10. UJI INTERFERENCE Uji ini dapat membantu para teknisi dalam pendeskripsian reservoir, mengidentifikasi kecenderungan arah permeabilitas, memperkirakan jarak ke muka pembanjiran (flood front) dan mengindikasikan daerah minyak yang tidak tersapu. 2.11. DAFTAR KONTROL KUALITAS Daftar kontrol kualitas yang disarankan telah dibuat untuk mengkonversi sumur produksi ke pelayanan injeksi. Tentu saja daftar ini tidak mewakili secara keseluruhan. Banyak hal-hal yang disarankan tidak cocok untuk setiap situasi, tetapi kewaspadaan mengenai masalah yang terjadi di daerah lain bisa berguna dalam memastikan pelayanan sumur injeksi yang dapat diandalkan selama "masa hidup" waterflood. ! Memastikan ijin peraturan telah disimpan dan disetujui oleh agen pemerintah yang bersangkutan. ! Memastikan surat pemilihan rekanan pemilik telah disebar dan disetujui. ! Memastikan bahwa perintah daerah injeksi telah selesai dan disimpan. ! Mengevaluasi kualitas air injeksi untuk kecocokan dengan formasi, kandungan padatan terlarut dan kontaminasi bakteri. ! Mengevaluasi kondisi tubing dan casing. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 19 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood ! Memastikan tingkat dan spesifikasi peralatan kepala sumur, tubing dan casing sudah tepat untuk mengajukan pelayanan injeksi. ! Membandingkan catatan perforasi sumur dengan log sumur untuk memastikan formasi yang benar telah terbuka. ! Tag fill dan bail atau clean-outs sesuai dengan yang diperlukan untuk membuka zona yang akan diinjeksi. ! Menarik peralatan permukaan yang tidak sesuai untuk pelayanan injeksi. ! Menspesifikasi dan memasang peralatan metering air yang tepat untuk pelayanan yang diharapkan. ! Menspesifikasi dan memasang peralatan filtrasi untuk memastikan air yang diinjeksi masuk ke dalam spesifikasi. ! Menspesifikasi dan memasang peralatan untuk pengolahan air injeksi dengan penghalang korosi, penghalang scale dan biocide yang diperlukan. ! Menghubungkan aliran injeksi sumur dengan header atau pompa injeksi. ! Mengikuti persyaratan peraturan pengujian dan pengawasan sumur. ! Menyelesaikan pengujian step-rate untuk menentukan tekanan injeksi yang sesuai. ! Menyetel program monitoring sumur yang sistematis untuk memastikan sumur yang sedang dalam proses injeksi terus beroperasi pada efisiensi terbaik yang mungkin. 3. ANALISA SUMUR PRODUKSI Kinerja sumur produksi harus dioptimalkan agar nilai suatu proses waterflood bisa dimaksimalkan. Teknik pengawasan sumur produksi meliputi analisa laju alir dan rasio melalui kegunaan teknik plotting pengawasan. Log produksi dan cased hole digunakan untuk menyediakan data kinerja sumur. Uji transien tekanan dan data tekanan aliran juga menyediakan infomasi tentang kinerja sumur dalam sistem reservoir. Contoh skema tentang sistemasi analisa sumur produksi diberikan pada Gambar 6. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 20 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Gambar 6. Sistemasi Pengawasan Sumur Produksi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 21 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood Pada awal proses waterflood, interval komplesi harus diperiksa untuk memastikan seluruh lapisan yang dapat "dibanjiri" terbuka. Daftar yang berisi data komplesi sumur dari file sumur, log, uji, catatan stimulasi, peta struktur, peta kontak fluida dan cross-sections dapat membantu pencapaian kerja ini. Sebuah check-list, yang mirip dengan yang telah diajukan sebelumnya untuk konversi sumur ke pelayanan injeksi, dapat berguna untuk kontrol kualitas dalam pemeliharaan sumur produksi. Survei tentang integritas mekanik masing-masing sumur harus dilakukan. Tingkat pelayanan dari seluruh komponen kepala sumur, tubing dan casing harus dievaluasi untuk memastikan bahwa sumur memenuhi tingkat pelayanan yang diharapkan selama proses waterflood. Masalah fill, junk, korosi dan scale harus diidentifikasi. Ada kemungkinan perlu dilakukan workover atau pemeliharaan remedial pada beberapa sumur sebelum memulai pembanjiran. Rekomplesi, plugbacks, deepenings, reperforasi, squeeze cementing dan clean-outs harus diselesaikan. Kondisi dan tingkat pelayanan dari seluruh peralatan pengangkatan buatan harus diperiksa dan didokumentasikan. Peralatan harus memenuhi tingkat sampai kapasitas yang diharapkan selama proses pembanjiran. Kondisi dan kapasitas peralatan produksi permukaan harus memenuhi persyaratan operasi yang diharapkan karena kinerja sumur produksi akan berubah mengacu pada respon waterflood. Sejarah stimulasi untuk tiap sumur harus direview. Potensi untuk dilakukan stimulasi di masa mendatang harus dipertimbangkan. Di bawah kondisi produksi primer semi-depleted, stimulasi mungkin tidak ekonomis. Di bawah kondisi reservoir yang diharapkan setelah fill-up, stimulasi mungkin akan sangat menguntungkan. Jika stimulasi perekahan hidraulik direkomendasikan, desain panjang dan arah rekahan harus mempertimbangkan ukuran pola (well spacing), geometri dan arah. Akibat stratifikasi vertikal reservoir, mungkin diperlukan adanya kontrol terhadap perpanjangan vertikal dari rekahan. a. Laju Alir Pengukuran dan analisa data laju produksi harus merupakan suatu rutinitas. Pengumpulan data laju alir minyak, air dan gas yang akurat diperlukan untuk memastikan pengawasan waterflood yang tepat waktu dan efisien. Kcenderungan yang tidak lazim, yang diidentifikasi oleh rutinitas dan analisa sistematik dari data laju produksi, seringkali merupakan tanda pertama tentang potensi timbulnya masalah. Kumpulan grafik laju alir-waktu dan rasio-waktu yang lengkap merupakan dasar dari usaha pengawasan sumur produksi. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 22 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood b. Rasio Gas-Minyak (Rp) Di awal proses fill-up, rasio produksi gas-minyak yang naik dengan tajam bisa diamati sebagai gas bebas yang pindah ke sumur produksi. Saat proses waterflood mengalami kemajuan sampai fill-up, rasio produksi gas-minyak harus membentuk penurunan pada rasio campuran gas- minyak reservoir. Pada dan setelah fill-up, rasio produksi gas-minyak harus sama dengan rasio campuran gas-minyak reservoir. Penyimpangan apapun dari kecenderungan ini harus diwaspadai. Meningkatnya rasio produksi gas-minyak menandakan penurunan pada tekanan reservoir, mengikuti produksi di bawah tekanan gelembung dan kegagalan dalam mencapai proses penyapuan dalam reservoir. Jika volume injeksi reservoir tidak memindahkan voidage, tekanan akan turun dan rasio produksi gas-minyak akan meningkat. c. Rasio Air-Minyak (Fwo) Kinerja produksi air adalah indikator kunci kinerja waterflood. Data rasio air-minyak dapat digunakan untuk meramalkan kinerja waterflood di masa mendatang dan dapat diekstrapolasikan menjadi limit ekonomik. Metoda yang diajukan oleh Ershaghi dan Omoregie mengasumsikan bahwa perolehan dikontrol oleh kurva aliran fraksional yang didasarkan pada hubungan linier antara log (kro/krw) dan saturasi air. Metoda lainnya adalah menggunakan log (WOR) vs laju alir minyak yang konvensional, terutama pada water cut yang rendah. Kedua metoda cukup valid pada water cut lebih dari 50%. Breakthrough air yang prematur merupakan pertanda adanya potensi efisiensi penyapuan yang rendah. Kenaikan dan penurunan water cut yang cepat harus dijadikan pertanda awal untuk dilakukannya pemeriksaan terhadap kondisi sumur produksi. Kinerja produksi air yang tidak diharapkan mungkin merupakan indikasi kesalahan dalam interpretasi parameter yang mengontrol kinerja reservoir. d. Tekanan Pada sumur produksi biasanya lebih sulit untuk memperoleh data tekanan reservoir yang berguna hanya dari pengukuran tekanan permukaan. Interpretasi dari data tekanan permukaan untuk menentukan tekanan dasar sumur akan sulit karena adanya sistem fluida 3 fasa dalam sumur. Pada laju yang sangat rendah, sumur dengan rasio gas-minyak yang rendah, kerumitan di atas menjadi sangat penting. Telah dibuat sistem yang memungkinkan pencatatan secara simultan dari tekanan kepala sumur dan level fluida dengan teknik pengukuran akustik. Ketika data ini dianalisa, Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 23 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood ada kemungkinan untuk menghitung tekanan statik dan tekanan alir dasar sumur di beberapa sumur produksi. Keandalan metoda ini memerlukan pengetahuan tentang gradien fluida (densitas) dan karakteristik segregasi fluida dalam sumur. Dari data permukaan ini bisa dibuat analisa transien tekanan yang berguna (pada beberapa situasi). Pada laju alir yang lebih tinggi, gas cut yang tinggi atau water cut yang tinggi dari sumur yang mengalir, membuat penentuan tekanan dasar sumur yang akurat dari data permukaan menjadi tidak mungkin. Komponen hidrostatik dan friksi pada rezim aliran 3 fasa yang kompleks sangat sulit untuk dianalisa dengan pasti. Tidak mungkin dilakukan analisa transien tekanan dengan data ini karena data yang digunakan dalam analisa transien tekanan harus dicatat terhadap kedalaman. 3.1. ANALISA TRANSIEN TEKANAN Prosedur uji transien tekanan biasanya dilakukan pada sumur produksi dalam proses waterflood untuk mengakses karakteristik formasi dari sumur tertentu yang sedang diuji. Uji buil-up dan draw-down tekanan dilakukan untuk menentukan permeabilitas-ketinggian (kh) sumur dan faktor skin. Tekanan rata-rata daerah pengurasan untuk sumur juga dapat diperkirakan. a. Data Yang Diperlukan Data-data yang diperlukan untuk analisa data tekanan build-up atau draw-down adalah : 1. φ, porositas (fraksi) 2. Sw, saturasi air (fraksi) 3. So, saturasi minyak (fraksi) 4. Sg, saturasi gas (fraksi) 5. µo, viskositas minyak pada kondisi reservoir (cp) 6. µw, viskositas air pada kondisi reservoir (cp) 7. µg, viskositas gas pada kondisi reservoir (cp) 8. Bo, faktor volume formasi minyak (bbl/STB) 9. Bw, faktor volume formasi air (bbl/STB) 10. Bg, faktor volume formasi gas (scf/STB) 11. h, ketebalan bersih interval (ft) 12. ct, kompresibilitas total sistem (psi-1) 13. Densitas perforasi, diameter dan kedalaman efektif penetrasi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 24 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 3.2. LOG PRODUKSI Pengawasan sumur produksi terkadang membutuhkan data yang dikumpulkan melalui logging. Data log produksi dan cased hole dapat digunakan untuk menyelesaikan masalah kinerja sumur yang spesifik dan menjawab pertanyaan tentang kinerja waterflood secara keseluruhan. Data tersebut dapat dikumpulkan di bawah kondisi dinamik (mengalir) atau statik (shut-in). Log produksi dan cased hole dapat membantu dalam penentuan dan pendefinisian parameter berikut ini : 1. Integritas mekanik dari sumur. 2. Pegerakan fluida yang tidak lazim di antara interval. 3. Efisiensi dari komplesi sumur. 4. Desain dan evaluasi treatment stimulasi. 5. Tinjauan menyeluruh tentang bagaimana seharusnya mengatur reservoir. Resolusi dari pertanyaan mengenai kinerja sumur dan reservoir biasanya memerlukan data dari lebih satu alat. Data-data tersebut dikombinasikan dalam analisis untuk menyediakan diagnosis yang akurat dari kondisi sumur produksi. Peralatan logging produksi biasanya dijalankan bersamaan dengan peralatan penempat casing collar atau tubing collar untuk menyediakan kontrol kedalaman yang akurat dalam sumur. a. Flowmeters (Spinners) Ada 3 tipe flowmeters yang biasanya digunakan, yaitu : 1. Continuous spinner adalah centralized spinner velocimeter. Merupakan peralatan impeller yang mengukur profil aliran yang kontinyu vs kedalaman terukur. Alat ini harus di- centralized dan dikalibrasi terhadap keadaan di dasar lubang dengan benar agar hasilnya berguna dan akurat. Alat ini mungkin tidak berfungsi pada tubing (casing) berdiameter besar dan/atau pada sumur dengan laju alir rendah dimana kecepatan fluida berada di bawah batas respon alat. 2. Inflatable atau Expandable Diverting Flowmeter (IDT) juga merupakan velocimeter tipe impeller. Alat ini harus distop dan diset pada kedalaman yang bervariasi untuk mencatat Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 25 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood data kecepatan fluida. Alat ini tidak menyediakan profil kecepatan fluida yang kontinyu. Alat ini paling baik digunakan pada aplikasi laju alir yang rendah. 3. Fullbore spinner adalah collapsible blade velocimeter. Diameter impeller dapat dipilih untuk menyesuaikan dengan persyaratan laju alir dan diameter pipa. Seperti continuous flowmeter, alat ini menyediakan profil kecepatan fluida yang kontinyu vs kedalaman terukur. Alat ini memiliki resolusi yang lebih tinggi dan batas respon yang lebih rendah daripada continuous flowmeter. Analisa rezim aliran 3 fasa biasanya memerlukan pengetahuan tentang densitas atau gradien fluida, gas slippage dan water hold-up. Spinner flowmeter dapat digunakan untuk mendeteksi kebocoran pada tubing dan casing dan untuk menentukan dari logika kasar, profil aliran dari interval yang diperforasi. b. Peralatan Temperatur Survei temperatur lubang bor dapat digunakan untuk : 1. Mengetahui di mana terjadi kebocoran tubing atau casing. 2. Mengetahui di mana terjadi channel aliran di belakang pipa. 3. Mengidentifikasikan zona-zona dimana terjadi produksi atau injeksi. 4. Mengidentifikasikan interval yang dipengaruhi oleh treatment stimulasi. 5. Mengidentifikasikan zona dengan gas cut yang tinggi. c. Gradiomanometer Alat ini merekam profil yang kontinyu dari gradien tekanan vs kedalaman. Pada sumur produksi, alat ini paling berguna untuk mendefinisikan titik masuk dari zona dengan water cut dan gas cut yang tinggi. Data alat ini biasanya dikombinasikan dengan data flowmeter dan water hold-up untuk menentukan profil aliran 3 fasa. d. Densimeter Digunakan untuk mencatat densitas fluida vs kedalaman terukur. Alat ini paling berguna untuk membedakan fasa gas dengan cairan. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 26 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood e. Water-cuts Meters Alat ini berguna untuk membedakan hidrokarbon dengan air dalam sistem aliran 3 fasa. Alat logging produksi ini juga disebut capacitance meters atau water hold-up meters (HUM). f. Pemindai Radioaktif (Radioactive Tracers) Substansi pemindai radioaktif diinjeksikan dan kemudian dideteksi dalam sumur produksi. Peralatan gamma ray dan spectral gamma ray dapat digunakan untuk menentukan interval pemindai produksi dan kecepatan aliran fluida. g. Log Suara (Noise Log) Alat ini mencatat amplitudo dari frekuensi suara audio vs kedalaman terukur. Log ini dapat digunakan untuk mengetahui di mana terjadi kebocoran, aliran di belakang pipa dan kontribusi kotor dari zona yang diperforasi. h. Log Pulsed Neutron (Pulsed Neutron Log) Log ini mencatat laju dari kerusakan neutron termal yang diikuti dengan emisi dari neutron berenergi tinggi. Laju tersebut dapat digunakan pada beberapa aplikasi untuk menentukan saturasi minyak dan air. Log ini juga dapat digunakan untuk menentukan : 1. Pergerakan kontak air-minyak. 2. Lokasi zona yang tersapu air. 3. Perubahan pada saturasi fluida akibat channeling di belakang pipa. i. Log Karbon-Oksigen Log ini mengukur gamma ray yang diemisikan oleh neutron activated carbon dan molekul oksigen dalam fluida di dekat lubang bor. Dapat diandalkan sebagai indikator saturasi minyak. Tidak terpengaruh oleh kegaraman air atau kandungan clay. Terpengaruh oleh kalsium karbonat. j. Log Cased Hole Lainnya Log evaluasi casing seperti log caliper dan peralatan magnetik dan sonik yang bervariasi dapat digunakan untuk mengevaluasi kondisi casing dalam sumur. Informasi ini dapat digunakan untuk menentukan kondisi dan tingkat pelayanan casing dan mengidentifikasi kemungkinan terjadinya kebocoran dan kegagalan integritas sumur lainnya. Log evaluasi Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 27 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood semen dapat digunakan untuk mengevaluasi integritas casing terhadap ikatan semen formasi. Log ikatan semen (CBL) dan peralatan evaluasi semen lainnya dapat digunakan untuk mengidentifikasi kemungkinan terjadinya channel di belakang pipa antara zona-zona yang tidak terisolasi. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 28 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood TABEL 1 DEFINISI DAN ANALISIS MASALAH YANG BERHUBUNGAN DENGAN LAJU PRODUKSI FLUIDA YANG RENDAH Masalah Kemungkinan Penyebabnya Definisi dan Analisis 1. Tekanan dasar sumur dengan Peralatan pengangkatan buatan Dynamometer. aliran tinggi. yang tidak sesuai atau tidak Sonolog. efisien. Survei tekanan aliran. Review desain pengangkatan buatan. 2. Kapasitas aliran yang rendah. Ketebalan bersih dan kontak Review evaluasi formasi dari fluida yang tidak terdefinisi core, log open-hole, DST, dll. dengan benar. Review data komplesi. Komplesi dan/atau stimulasi Log produksi. yang rusak. Uji transien tekanan untuk skin, kh, dll. Tersumbatnya perforasi karena Analisis kualitas air. scale, proppent, fill, fines, korosi, Analisis kecocokan air. parafin atau aspaltin. Analisis Parafin/Aspaltin. Tag fill. Permeabilitas formasi yang Uji transien tekanan. rendah. 3. Tekanan reservoir yang Fill-up tidak tercapai. Analisis sumur injeksi. rendah. Perhitungan pemindahan fill-up dan voidage. Diskontinuitas ketebalan. Studi kontinuitas ketebalan. Uji interferensi. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 29 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood TABEL 2 DEFINISI DAN ANALISIS MASALAH YANG BERHUBUNGAN DENGAN LAJU PRODUKSI GAS ATAU AIR YANG TINGGI Masalah Kemungkinan Penyebabnya Definisi dan Analisis 1. Channel air atau gas. Profil injeksi yang buruk. Analisis kualitas air. Tekanan ekstensi rekahan yang Analisis kecocokan air. berlebih pada injektor. Uji injeksi step-rate. Coning Review data komplesi dan stimulasi. Kegagalan semen. Log produksi. Log evaluasi semen. Uji interferensi. 2. Kebocoran casing. Korosi internal atau eksternal. Review data komplesi. Analisis air. Casing yang buruk. Log inspeksi casing. Casing yang rusak. Log produksi (temperatur, spinner, suara). Geologi untuk formasi plastis. 3. Breakthrough air prematur. Profil injeksi yang buruk. Analisis sumur injeksi. Tekanan ekstensi rekahan yang Uji injeksi step-rate. berlebih pada injektor. Geometri pola yang salah. Studi kontinuitas ketebalan. Studi arah permeabilitas. Stratifikasi reservoir atau zona Uji interferensi dan log produksi. "pencuri". Heterogenitas areal. Evaluasi geologi dan geofisika. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 30 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 3.3. TEKNIK ANALISA GRAFIS Pencocokan secara empiris dari data produksi sebagai fungsi dari beberapa faktor seperti waktu adalah metoda yang umum digunakan untuk memperkirakan cadangan yang masih ada dalam reservoir minyak. Ekstrapolasi dari kurva penurunan (decline curve) empirik manapun ke dalam kondisi di masa mendatang dibuat berdasarkan asumsi bahwa seluruh faktor yang mempengaruhi produksi dari suatu sumur atau sekumpulan sumur akan terus memiliki efek kumulatif yang identik di masa mendatang. Untuk keterangan yang lebih lengkap mengenai decline curve dapat dilihat pada TR 03.04. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 31 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Patton, C. C. : "Water Quality Control and Its Importance in Waterflooding Operations", JPT (Sep. 1988), 1123 - 1126. 2. Hensel, W. M. Jr., Sullivan, R. L., Stallings, R. H. : "Understanding and Solving Injection Well Problems", Petroleum Engineering International (May 1981), 155 - 170. 3. Hall, M. N. : "How to Analyze Waterflood Injection Well Performance", World Oil (Oct. 1963), 128 - 129. 4. DeMarco, M. : "Simplified Method Pinpoints Injection Well Problems", World Oil (Apr. 1969), 92 - 100. 5. Abbaszadeh, M., Kamal, M. : "Pressure Transient Testing of Water Injection Wells", SPE Reservoir Engineering (Feb. 1989), 115 - 121. 6. Kamal, M. : "The Use of Pressure Transients to Describe Reservoir Heterogenity", JPT (Aug. 1979), 1060 - 1070. 7. Felsenthal, M. : "Step-rate Tests Determine Safe Injection Pressures in Floods", Oil and Gas J. (Oct. 1974), 49 - 54. 8. Singh, P. K., Agarwal, R. G., dan Krase, L. D. : "Systematic Design and Analysis of Step-rate Tests to Determine Formation Parting Pressure", Paper SPE 16798, 1987. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.07 Halaman : 32 / 32 JUDUL : METODE EOR Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Monitoring Kinerja Waterflood 5. DAFTAR SIMBOL Bw = faktor volume formasi air, bbl/STB h = ketebalan formasi, ft I = indeks injektivitas, bbl/psi Is = indeks injektivitas spesifik, bbl/hari/psi-ft iw = laju injeksi, bbl/hari k = permeabilitas absolut, mD krw = permeabilitas relatif air, tidak berdimensi kw = permeabilitas air, mD m = kemiringan garis, psi-hari/bbl Pe = tekanan pada jari-jari eksternal daerah pengurasan, psia Piwf = tekanan injeksi dasar sumur, psia re = jari-jari eksternal daerah pengurasan, ft rw = jari-jari lubang bor, ft S = faktor skin, tidak berdimensi µw = viskositas air, cp Manajemen Produksi Hulu

Tr 08 All Metode.Eor

0 comments

Notes on slide 1

1 Favorite