mekanisme pendorong eor

8/11/2019 Mekanisme Pendorong EOR

http://slidepdf.com/reader/full/mekanisme-pendorong-eor 1/20



•Tegangan antarmuka

•Kebasahan atau sudut kontak

•ΔP atau ΔP/L

•Karakteristik perpindahan kromatografis surfactant pada sistem tertentu

Injeksi surfactant ini ditujukan untuk memproduksikan residual oil yang ditinggalkan oleh water drive,dimana minyak yang terjebak oleh tekanan kapiler, sehingga tidak dapat bergerak dapat dikeluarkan

dengan menginjeksikan larutan surfactant. Percampuran surfactant dengan minyak membentuk emulsi

yang akan mengurangi tekanan kapiler.

Setelah minyak dapat bergerak, maka diharapkan tidak ada lagi minyak yang tertinggal. Pada surfactant

flooding kita tidak perlu menginjeksikan surfactant seterusnya, melainkan diikuti dengan fluida pendesak

lainnya, yaitu air yang dicampur dengan polymer untuk meningkatkan efisiensi penya¬puan dan akhirnya

diinjeksikan air.

Untuk memperbaiki kondisi reservoir yang tidak diharapkan, seperti konsentrasi ion bervalensi dua,

salinitas air formasi yang sangat tinggi, serta absorbsi batuan reservoir terhadap larutan dan kondisi-

kondisi lain yang mungkin da¬pat menghambat proses surfaktan flooding, maka perlu ditambahkanbahan-bahan kimia yang lain seperti kosurfaktan (u¬mumnya alkohol) dan larutan NaCl. Disamping

kedua additive diatas, yang perlu diperha¬tikan dalam operasi surfaktan flooding adalah kualitas dan

kuantitas dari zat tersebut.

Pada dasarnya ada dua konsep yang telah dikembangkan dalam penggunaan surfactant untuk

meningkatkan perolehan minyak. Konsep pertama adalah larutan yang mengandung surfactant dengan

konsentrasi rendah diinjeksikan. Surfactant dilarutkan di dalam air atau minyak dan berada dalam jumlah

yang setimbang dengan gumpalan-gumpalan surfactant yang dikenal sebagai micelle. Sejumlah besar

fluida (sekitar 15 – 60% atau lebih) diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mengurangi tegangan

antarmuka antara minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan perolehan minyak.

Pada konsep kedua, larutan surfactant dengan konsentrasi yang lebih tinggi diinjeksikan ke dalam

reservoir dalam jumlah yang relatif kecil (3 – 20% PV). Dalam hal ini, micelles yang terbentuk bisa berupa

dispersi stabil air di dalam hidrokarbon atau hidrokarbon di dalam air.

Faktor-faktor yang mempengaruhi terbentuknya surfactant pada permukaan air/minyak antara lain :

Jenis asam organik yang terkandung

Komposisi kimiawi minyak mentah

Kadar wax, dan sebagainya

Penelitian yang mendalam mengenai faktor-faktor ini belum pernah dilakukan. Oleh karena itu, didalam

prakteknya, harus kasus perkasus perlu diteliti. Dengan melihat kenyataan bahwa penurunan tegangan

antarmuka yang drastis dapat memperbesar recovery, maka percobaan pemakaian surfactant yang

dimanufaktur kemudian banyak dilakukan. Dan juga jenis minyak buminya tidak lagi tergantung pada

berapa acid numbernya.

Dasar pertimbangan yang diguankan untuk memilih metoda pendesakan surfactant pada suatu reservoir,

yang diperoleh dari data empiris diantaranya meliputi

1. Sifat fisik fluida reservoir yang terdiri dari : gravity minyak, viskositas minyak, komposisi

dan kandugan kloridanya.



diikuti pendorongan air agar hemat bahan polimer. Slug yang biasa digunakan dari 5 - 15 % PV (Pore

Volume), diharapkan kemampuannya menghasilkan tambahan perolehan diatas perolehan jika

digunakan secondery recovery.

Variabel –var iabel yang mempengaruhi In jeksi Surfactant

Variabel-variabel yang mempengaruhi injeksi surfactant diantaranya adalah adsorbsi, konsentrasi slugsurfactant, clay, salinitas.

•Adsorbsi

Persoalan yang dijumpai pada injeksi surfactant adalah adsorbsi batuan reservoir terhadap larutan

surfactant. Adsorbsi batuan reservoir pada slug surfactant terjadi akibat gaya tarik-menarik antara

molekul-molekul surfactant dengan batuan reservoir dan besarnya gaya ini tergantung dari besarnya

afinitas batuan reservoir terhadap surfactant. Jika adsorbsi yang terjadi kuat sekali, maka surfactant yang

ada dalam slug surfactant menjadi menipis, akibatnya kemampuan untuk menurunkan tegangan

permukaan minyak-air semakin menurun.

Mekanisme terjadinya adsorbsi adalah sebagai berikut, surfactant yang dilarutkan dalam air yang

merupakan microemulsion diinjeksikan ke dalam reservoir. Slug surfactant akan mempengaruhi tegangan

permukaan minyak-air, sekaligus akan bersinggungan dengan permukaan butiran batuan. Pada saatterjadi persinggungan ini molekul-molekul surfactant akan ditarik oleh molekul-molekul batuan reservoir

dan diendapkan pada permukaan batuan secara kontinyu sampai mencapai titik jenuh. Akibatnya kualitas

surfactant menurun karena terjadi adsorbsi sehingga mengakibatkan fraksinasi, yaitu pemisahan

surfactant dengan berat ekivalen rendah didepan dibandingkan dengan berat ekivalen tinggi.

•Konsentrasi Slug Surfactant

Konsentrasi surfactant juga berpengaruh besar terhadap terjadinya adsorbsi batuan reservoir pada

surfactant. Makin pekat konsentrasi surfactant yang digunakan, maka akan semakin besar adsorbsi yang

diakibatkannya mencapai titik jenuh.

•Clay

Terdapatnya clay dalam reservoir harus diperhitungkan karena clay dapat menurunkan recovery minyak,

disebabkan oleh sifat clay yang suka air (Lyophile) menyebabkan adsorbsi yang terjadi besar sekali.Untuk reservoir dengan salinitas rendah, peranan clay ini sangat dominan.

•Salinitas

Salinitas air formasi berpengaruh terhadap penurunan tegangan permukaan minyak-air oleh surfactant.

Untuk konsentrasi garam-garam tertentu, NaCl akan menyebabkan penurunan tegangan permukaan

minyak-air tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah ikatan

ion yang sangat mudah terurai menjadi ion Na+ dan ion Cl-, begitu juga halnya dengan molekul-molekul

surfactant.Di dalam air ia akan mudah terurai menjadi ion RSO3- dan H+. Konsekuensinya bila pada

operasi injeksi surfactant terdapat garam NaCl, maka akan membentuk HCl dan RSO3Na, dimana HCl

dan RSO3Na buakan merupakan zat aktif permukaan dan tidak dapat menurunkan tegangan permukaan

minyak-air.

Selain mempengaruhi tegangan permukaan minyak-air, garam NaCl juga mengakibatkan fraksinasi

surfactant yang lebih besar, sampai batuan reservoir tersebut mencapai titik jenuh.

Mekanisme Injeksi Surfactant

Larutan surfactant yang merupakan microemulsion yang diinjeksikan ke dalam reservoir, mula-mula

bersinggungan dengan permukaan gelembung-gelembung minyak melalui film air yang tipis, yang

merupakan pembatas antara batuan reservoir dan gelembung-gelembung minyak. Surfactant memulai



perannya sebagai zat aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Pertama

sekali molekul-molekul surfactant yang mempunyai rumus kimia RSO3H akan terurai dalam air menjadi

ion-ion RSO3- dan H+. Ion-ion RSO3- akan bersinggungan dengan gelembung-gelembung minyak, ia

akan mempengaruhi ikatan antara molekul-molekul minyak dan juga mempengaruhi adhesion tension

antara gelembung-gelembung minyak dengan batuan reservoir, akibatnya ikatan antara gelembung-

gelembung minyak akan semakin besar dan adhesion tension semakin kecil sehingga terbentuk oil bankdidesak dan diproduksikan.

Pada operasi di lapangan, setelah slug surfactant diinjeksikan kemudian diikuti oleh larutan polimer. Hal

ini dilakukan untuk mencegah terjadinya fingering dan chanelling. Karena surfactant + kosurfactant

harganya cukup mahal, di satu pihak polymer melindungi bank ini sehingga tidak terjadi fingering

menerobos zone minyak dan di lain pihak melindungi surfactant bank dari terobosan air pendesak.

Agar slug surfactant efektivitasnya dalam mempengaruhi sifat kimia fisika sistem fluida di dalam batuan

reservoir dapat berjalan baik, maka hal-hal diatas harus diperhatikan. Misalnya mobilitas masing-masing

larutan harus dikontrol. Mobilitas slug surfactant harus lebih kecil dari mobilitas minyak dan air

didepannya. Pelaksanaan di lapangan untuk injeksi surfactant meliputi sistem perlakuan terhadap airinjeksi, sistem pencampuran slug surfactant dan sistem injeksi fluida.

Sistem Injeksi Fluida

Injeksi fluida ke dalam reservoir dengan melalui beberapa sumur umumnya dilakukan dengan memakai

sistem manifold. Karena biasanya digunakan pompa positive displacement untuk menginjeksikan fluida di

dalam reservoir, laju aliran volumetris total dapat dikontrol, untuk melihat program injeksi secara

keseluruhan.

Tanpa alat pengontrol aliran pada masing-masing sumur, aliran relatif ditentukan dengan mengukur daya

tahan aliran dalam aliran masing-masing sumur injeksi. Untuk mengimbangi injeksi yang tak terkontrol,

dibutuhkan beberapa jenis kontrol aliran pada masing-masing sumur.

Jika fluida yang diinjeksikan adalah atau slug tercampur (miscible slug), throttling valve sederhana cukup

untuk mengukur aliran. Jika sejumlah sumur mendapat fluida dari satu pompa dalam jumlah yang besar,

alat-alat pengontrol dapat menjadi tidak stabil karena seluruh sistem saling berhubungan. Perubahan

sedikit saja pada perawatan throttling pada sumur menyebabkan perubahan aliran di sebuah sumur yang

lainnya, karena laju alir total tetap konstan. Namun sistem ini tetap dapat bekerja jika cukup

memonitoring terhadap laju injeksi pada masing-masing sumur.

Performance Reservoir Setelah Injeksi Surfactant

Performance reservoir setelah injeksi surfactant pada dasarnya tidak sama antara satu reservoir dengan

reservoir lainnya, tergantung pada karakteristik reservoir tersebut yang lebih sesuai atau tepat untuk

pelaksanaan injeksi surfactant. Namun dari data-data yang diperoleh dari keberhasilan injeksi surfactant

pada sumur-sumur produksi yang telah dilakukan, dapat diambil performance reservoir setelah injeksi

surfactant.

Perolehan minyak yang dapat diharapkan dari injeksi surfactant adalah sekitar 82% dari OOIP, atau

bahkan lebih jika dilkakukan injeksi surfactant di laboratorium dengan memakai model batupasir. Namun

keseluruhan dari injeksi surfactant dapat dihasilkan perolehan minyak yang lebih besar daripada injeksi



air konvensional. Sedangkan perolehan minyak tambahan adalah sekitar 15% dari residual oil reserves.

Untuk reservoir dengan kandungan minyak kental atau reservoir minyak berat, perolehan yang mungkin

didapat adalah sekitar 30%. Selain itu, reservoir dengan solution gas drive perolehan yang dapat

diharapkan lebih kecil, yaitu sekitar 15% dan untuk reservoir dengan water drive, injeksi gas atau gravity

drainage sekitar 10%.

Laju produksi minyak selama injeksi surfactant meningkat. Perolehan minyak bertambah jika ukuran

buffer mobilitas semakin besar. Perolehan minyak maksimum dengan injeksi surfactant terjadi pada

harga salinitas (kadar garam) yang optimal.

3.1. Pengertian Injeksi Air

Pada lapangan yang sudah melewati batas primary recovery-nya, dilakukan optimasi

produksi dengan cara yang lain salah satunya adalah injeksi air (water flooding). Mekanisme

kerjanya adalah dengan menginjeksikan air ke dalam formasi yang berfungsi untuk

mendesak minyak menuju sumur produksi (produser) sehingga akan meningkatkan

produksi minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk mempertahankan tekanan reservoir

( pressure maintenance), untuk lebih jelasnya lihat Gambar 3.1.

Gambar 3.1 : Mekanisme waterflood

3.1.1. Sejarah Perkembangan Dan Aplikasi Waterflood Penemuan minyak mentah oleh Edwin L. Drake di Titusville pada tahum 1859 menandai

dimulainya era industri minyak bumi. Penggunaan minyak bumi yang semakin meluas

membuat orang mulai berpikir untuk meningkatkan perolehan produksi minyak bumi. Maka

pada awal 1880-an, J.F. Carll mengemukakan pendapatnya bahwa kemungkinan perolehan

http://iatmismmigas.files.wordpress.com/2012/06/12.png



minyak dapat ditingkatkan melalui penginjeksian air dari suatu sumur injeksi untuk

mendorong minyak ke sumur produksi adalah sangat besar.

Eksperimen waterflood pertama tercatat dilakukan di lapangan Bradford, Pennsylvania

pada tahun 1880-an. Dari eksperimen pertama ini, mulai terlihat bahwa program waterflood

akan dapat meningkatkan produksi minyak. Maka pada awal 1890-an, dimulailah

penerapan waterflood di lapangan-lapangan minyak di Amerika Serikat.

Pada 1907, ditemukan metoda baru dalam pengaplikasian waterflood di Lapangan

Bradford, Pennsylvania, yang disebut sebagai “metoda lingkar (circular method)”, yang juga

tercatat sebagai pengaplikasian flooding pattern pertama. Karena adanya regulasi pemerintah

yang melarang penerapan waterflood di masa itu, proyek ini dilakukan secara sembunyi-

sembunyi, sampai larangan itu dicabut pada 1921.

Mulai tahun 1921, penerapan waterflood mulai meningkat. Pola pattern waterflood berubah

dari circular method menjadi line method . Pada 1928, pola five spot ditemukan dan diterapkan

secara meluas di lapangan-lapangan minyak. Selain tahun-tahun tersebut, operasi

waterflood juga tercatat dilakukan di Oklahoma pada tahun 1931, di Kansas pada tahun

1935, dan di Texas pada tahun 1936.

Dibandingkan dengan masa sekarang, penerapan waterflood pada masa dahulu boleh

dibilang sangat sedikit. Salah satu faktor penyebabnya adalah karena pada zaman dahulu

pemahaman tentang waterflood masih sangat sedikit. Selain itu, pada zaman dahulu

produksi minyak cenderung berada diatas kebutuhan pasar.

Signifikansi waterflood mulai terjadi pada akhir 1940-an, ketika sumur-sumur produksi mulaimencapai batasan ekonomis (economic limit )nya dan memaksa operator berpikir untuk

meningkatkan producable reserves dari sumur-sumur produksi. Pada 1955, waterflood tercatat

memberikan konstribusi produksi lebih dari 750000 BOPD dari total produksi 6600000

BOPD di Amerika Serikat. Dewasa ini, konstribusi waterflood mencapai lebih dari 50% dari

total produksi minyak di Amerika Serikat.

Injeksi air ini sangat banyak digunakan, alasannya antara lain:

Mobilitas yang cukup rendah

Air mudah didapatkan

Pengadaan air cukup murah

Berat kolom air dalam sumur injeksi turut memberikan tekanan, sehingga cukup banyak mengurangi

tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan

Mudah tersebar ke daerah reservoir, sehingga efisiensi penyapuannya cukup tinggi

Memiliki efisiensi pendesakan yang sangat baik



Penginjeksian air bertujuan untuk memberikan tambahan energi kedalam reservoir. Pada

proses pendesakan, air akan mendesak minyak mengikuti jalur-jalur arus ( stream line) yang

dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi, seperti yang ditunjukkan

pada Gambar 3.2, yang menunjukkan kedudukan partikel air yang membentuk batas air-

minyak sebelum breakthrough (a) dan sesudah breakthrough (b) pada sumur produksi.

Gambar 3.2.

Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus

(a) sebelum dan (b) sesudah Tembus Air Pada Sumur Produksi

3.1.2. Perencanaan Waterflood

Perencanaan waterflood didasarkan pada pertimbangan teknik dan keekonomisannya.

Analisa ekonomis tergantung pada perkiraan hasil dari proses waterflood itu sendiri.

Perkiraan ini bisa baik atau buruk tergantung pada kebutuhan khusus dari proyek atau

keinginan pelaksana. Lima langkah utama dalam perencanaan waterflood adalah ;

1. Evaluasi reservoir meliputi hasil hasil produksi dari primary recovery

2. Pemilihan waterflood plan yang potensial

3. Perkiraan laju injeksi dan produksi

4. Prediksi oil recovery untuk setiap perencanaan proyek waterflood

5. Identifikasi variabel-variabel yang menyebabkan ketidaktepatan analisa secara teknik

Analisa teknik produksi waterflood dilakukan dengan memperkirakan jumlah volume dan

kecepetan fluida. Perkiraan diatas juga berguna untuk penyesuaian atau pemilihan

peralatan serta sistem pemeliharaan ( treatment ) fluida.

a. Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi

Pada umumnya dipegang prinsip bahwa sumur-sumur yang sudah ada sebelum injeksi

dipergunakan secara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Jika masih

diperlukan sumur-sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. Untuk memilih lokasi

sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Pada daerah yang sisa

minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur produksi daripada daerah




yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah

aliran supaya penembusan fluida injeksi (breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.

b. Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi

Salah satu cara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak adalah dengan membuat pola

sumur injeksi-produksi, yang bertujuan untuk mendapatkan pola penyapuan yang seefisien

mungkin. Tetapi kita harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang sudah ada sebelum

injeksi harus dapat digunakan semaksimal mungkin pada waktu berlangsungnya injeksi

nanti.

Pertimbangan-pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung

pada:

Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral maupun ke arahvertikal.

Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan, dan ukuran.

Sumur-sumur yang sudah ada (lokasi dan penyebaran).

Topografi.

Ekonomi.

Pada operasi waterflood sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu

pola tertentu yang beraturan, misalnya pola garis lurus, empat titik, lima titik, tujuh titik, dan

sebagainya (seperti yang terlihat pada Gambar 3.3).

Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola

normal . Sedangkan bila sebaliknya yaitu sumur-sumur produksi mengelilingi sumur injeksi

disebut dengan pola inverted . Masing-masing pola mempunyai sistem jaringan tersendiri

yang mana memberikan jalur arus berbeda-beda sehingga memberikan luas daerah

penyapuan yang berbeda-beda.




Gambar 3.3. Pola-pola Sumur Injeksi-Produksi

c. Penentuan Debit dan Tekanan Injeksi

Debit injeksi yang akan ditentukan di sini adalah untuk sumur-sumur dengan pola tertutup

dengan anggapan bahwa mobility ratio (M) sama dengan satu. Besarnya debit injeksi

tergantung pada perbedaan tekanan injeksi di dasar sumur dan tekanan reservoirnya.

Bentuk persamaan dikembangkan dari persamaan Darcy sesuai dengan pola sumur injeksi-

produksi,sebagai berikut :

Persamaan yang disebutkan diatas adalah laju injeksi dari fluida yang mempunyai mobilitas

yang sama (M=1) karena reservoir minyak terisi oleh cairan saja.

Untuk menentukan laju injeksi sampai dengan terjadinya interferensi digunakan persamaan:







Untuk mencapai keuntungan ekonomis yang maksimal, biasanya diinginkan debit injeksi

yang maksimal, namun ada batasan yang harus diperhatikan. Batas bawah debit injeksi

adalah debit yang menghasilkan produksi minyak yang merupakan batas ekonomisnya.

Batas atas debit injeksi adalah debit yang berhubungan dengan tekanan injeksi yang mulai

menyebabkan terjadi rekahan di reservoir.

Analisa berikutnya adalah injeksi air dari interface sampai dengan fill-up. Besarnya laju

injeksi pada perioda ini dinyatakan dengan persamaan :

iwf = t x i …………………………………………………………………………. (3-6)

Dengan diketahuinya laju injeksi pada setiap periode dari perilaku water flood, maka

diramalkan waktu injeksi dari setiap periode.

3.2. Konsep Interaksi Batuan dan Fluida

Fluida dua fasa atau lebih dikatakan immiscible (tidak bercampur) pada tekanan atau

temperatur tertentu jika terbentuk suatu lapisan kasat mata antar fasa setelah fasa- fasa

fluida tersebut dicampurkan satu sama lain sampai mencapai kesetimbangan kimia.

Kehadiran fasa-fasa immiscible ini di reservoir akan mengubah kemampuan batuan dalam

menyalurkan fluida. Fasa-fasa immiscible di reservoir seperti : minyak-air, minyak-gas, air-

gas, atau air-minyak-gas.

Pada waterflood dalam skala mikro, efesiensi pendesakan dipengaruhi oleh faktor interaksi

fluida dan media yang di tempatinya.. Karena di reservoir terdapat lebih dari satu fasa,

maka secara alamiah telah terjadi interaksi antara batuan dan fluida di reservoir yang

sekaligus mempengaruhi pendesakan fluida. Karena itulah, pemahaman tentang sifat-sifatdasar batuan reservoir perlu dilakukan

Karena interaksinya dengan fluida, sifat-sifat batuan reservoir ini menjadi terbagi atas dua

kelompok :

1. Sifat absolut dari batuan itu sendiri, antara lain porositas, permeabilitas, dan distribusi ukuran pori.

2. Sifat batuan reservoir akibat interaksi batuan dengan fluida reservoir yang bersifat statis, antara lain

tekanan kapiler, wettability, dan contact angle.

3. Sifat batuan reservoir akibat interaksi batuan dengan fluida reservoir yang bersifat dinamis,diantaranya mobilitas, dan permeabilitas relatif

Untuk itu, konsep dasar sifat-sifat batuan dan fluida reservoir telah menjadi bahanpertimbangan penting dalam studi waterflood karena dalam proses injeksi air akan terjadi

kontak antara fluida yang diinjeksikan dengan batuan dan fluida formasi, sehingga dapat

dipelajari kondisi efisiensi pendesakan yang lebih efektif untuk mendesak minyak sebagai

efisiensi pendesakan pada skala mikroskopis.

Adapun sifat-sifat itu antara lain :



3.2.1. Porositas

Porositas diartikan sebagai perbandingan volume pori dengan volume total batuan, lebih

umum dinyatakan dalam fraksi dibandingkan dengan persentase. Porositas terbagi dua :

1. Porositas efektif

Merupakan perbandingan antara rongga pori yang saling berhubungan dengan volume bulk

(total) batuan

1. Porositas absolut

Merupakan perbandingan total volume pori dengan volume total batuan

Porositas dari sebuah media permeabel merupakan fungsi yang kuat dari variansi distribusi

ukuran pori dan fungsi yang lemah dari ukuran pori itu sendiri.

3.2.2.Permeabilitas

Bisa diartikan sebagai kemampuan batuan dalam menyalurkan fluida, terbagi atas tiga :1. Permeabilitas absolut

Merupakan kemampuan batuan dalam mendistribusikan semua fasa fluida yang

dikandungnya

2. Permeabilitas efektif

Didefinisikan sebagai kemampuan batuan dalam mendistribusikan salah satu fasa fluida

jika batuan tersebut mengandung lebih dari satu fasa fluida

3. Permebilitas relatif

Merupakan rasio antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut, merupakan

sifat fisik batuan yang sangat urgen dalam proses EOR. Atau perbandingan antara

permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam

reservoir akan terdapat permeabilitas relatif air (Krw), permeabilitas relatif minyak (Kro),

permeabilitas relatif gas (Krg), dimana persamaannya adalah :







dimana Kw, Ko, Kg berturut-turut adalah permeabilitas relatif air, minyak, dan gas.

Permeabilitas relatif dipengaruhi variable-variabel seperti sejarah saturasi dan kebasahan

batuan. Karakteristik dari permeabilitas relatif ditunjukkan pada gambar 3.10.

Gambar 3.4. Karakteristik Permeabilitas Relatif

Pada Gambar 3.4 menunjukkan pengaruh sejarah saturasi terhadap permeabilitas relatif.

Itu dicatat bahwa arah aliran tidak berpengaruh pada perilaku aliran untuk fasa pembasah.

Bagaimanapun, suatu perbedaan penting ada antara kurva drainage dan imbibition untuk

tahap fasa non-pembasah. Untuk sistim water-wet, kita dapat memilih data imbibisi,

sedangkan, data drainage diperlukan untuk mengoreksi prediksi dari reservoir oil-wet.

Sedangkan pengaruh wettability sangat penting untuk diketahui, hal ini dapat dilihat pada

sistim water-wet dan oil-wet. Ada beberapa perbedaan antara kurva oil-wet dan kurva

water-wet dimana :

1. Saturasi air pada permeabilitas minyak dan air adalah jumlah (titik persimpangan kurva) yang akan

lebih besar dari 50 % untuk sistim water-wet dan lebih kecil dari 50 % untuk sistim oil-wet.

2. Saturasi air connate untuk sistim water-wet lebih besar dari 20 % dan untuk sistim oil-wet lebih kecildari 15 %.

3. Permeabilitas realtif untuk air pada saturasi air maksimum (residual oil saturation) akan lebih kecil

dari 0.3 untuk sistim water-wet tetapi akan lebih besar dari 0.5 untuk sistim oil-wet.

Gambar 3.5. Pengaruh Sejarah Saturasi

Terhadap Permeabilitas Relatif







Gambar 3.6. Pengaruh Kebasahan Terhadap Permeabilitas Relatif

Untuk nilai permeabilitas yang tinggi { (ko)Swir > 100 md}, penemuan ini tidak

mungkin benar. Sebagai contoh, Batuan water-wet dengan pori-pori besar kadang-kadang

memperlihatkan kejenuhan air tak bergerak kurang dari 10 hingga 15 persen. Meskipun

demikian, pada Gambar 3.5. menunjukkan pentingnya kurva permeabilitas relatif yang

dapat mengindikasikan tingkat kebasahan suatu reservoir untuk permeabilitas ke level

rendah (ko)Swir < 100 md.

Rumus tes permeabilitas relatif air-minyak untuk contoh batuan core sering disebut

sebagai “end point”karena merupakan refleksi dari Swir , Sor , (ko)Swir dan (kw)Sor . Hasil tes ini

sedikit lebih mahal dari tes permeabilitas realtif normal, tapi tes ini dapat menyediakan

informasi dari karakteristik- karakteristik reservoir

Berbeda dengan porositas, permeabilitas lebih dipengaruhi oleh ukuran pori batuan

dibandingkan dengan distribusi butiran batuan tersebut.

3.3. Pengawasan Waterflood

(Reservoir Susveillance)

Kunci kesuksesan sebuah proyek waterflood terlelak pada perencanaan dan pelaksanaan

program pengawasan serta monitoring pada sumur. Program ini disesuaikan dengan

lapangan atau proyek yang bersangkutan, sebab masing-masing proyek waterflood

mempunyai karakter yang beragam. Hal yang penting untuk diperhatikan pada program

monitoring well khususnya system waterflood terdapat pada Gambar 3.7. Sebelumnya

proyek waterflood hanya terfokus pada hasil produksi dan injeksi saja. Dewasa ini dengan

pengetahuan manajemen reservoir modern, telah menjadi praktek industri untuk




menjadikan sumur, fasilitas, water system dan kondisi pengoperasian menjadi program

surveillance secara comprehensive.

Gambar 3.7.Waterfloo d Inject ion

System

Managemen reservoir yang baik terdiri dari reservoir, well dan surface facilities sebagai

komponen dari satu kesatuan system. Telah diakui bahwa karakteristik reservoir, fluida dan

bentuk alirannya akan mempengaruhi operasi sumur dan proses produksi fluida di

permukaan. Pelaksanaan program surveillance yang komprehensif dapat dilihat pada tabel

berikut :

Tabel 3.1. Pelaksanaan Program Surveillance

Saat ini, pelaksanaan surveillance tidak hanya difokuskan pada kinerja reservoir, namun

melibatkan sumur-sumur, fasilitas dan sistem air. Informasi tentang sejarah kinerja







waterflood pada suatu lapangan lebih detail dapat diperoleh, memberikan suatu penilaian

terhadap behavior waterflood yang tengah berjalan. Informasi ini mencakup :

¨ Deskripsi reservoir yang akurat dan lebih detail

¨ Kinerja reservoir, estimasi efisien penyapuan dan recovery minyak untuk tiap stage (at

various stage of depletion)

¨ Sumur injeksi dan sumur produksi, beserta laju alir, tekanan, dan profil fluida

¨ Treatment dan kualitas air

¨ Performansi fasilitas dan perawatan

¨ Perbandingan performasi actual dan teoritis untuk memonitor behavior dan efektfitas

waterflood

¨ Diagnosa terhadap permasalahan yang ada/potensial, dan solusinya.

5 jenis data yang sangat penting dalam Surveillance dan monitoring :

1. Data reservoir

Litologi, pengendapan, patahan, WOC/GOC, bentuk perangkap, jenis drive

Pemetaan bentuk unit aliran

Data petrofisik (nilai rata-rata k, h, f)

Kompresibilitas (rock, gas, oil dan water)

Tipe rekahan

1. Data statik

Pressure (RFT, Psi static, built up/fall off, step rate test)

Saturasi (resistivity, core, simulasi saturasi)

Volume produksi

1. Sifat batuan dan fluida

PVT data (psi, volume, Rs, Viskositas, temperature)

Permeabilitas relative (Kro, Krg, Krw sebagai fungsi dari saturasi)

Sorw, Sorg (titik akhir dari proses pendesakan)

1. Data injeksi/produksi sumur

Kecepatan produksi dan injeksi

Fluid entry/exit (PLT Logging)

Pwf

Productivity dan injectivity index

Kekuatan semen

1. Facilities/operating condition

Kualitas air

Injection facilities operation

Production facilities operation



Monitoring equipment operation

3.4. Efisiensi Pendesakan Minyak

Effisiensi pendesakan minyak diantaranya :

3.4.1.Areal Sweep Efficiency

Pada pelaksanaan waterflood, air diinjeksikan dari beberapa sumur injeksi dan produksi

akan terjadi dari sumur yang berbeda. Ini akan menyebabkan terbentuknya distribusi

tekanan dan streamlines di daeah antara sumur injeksi dengan sumur produksi. Dua faktor ini

akan menentukan seberapa besar kontak waterflood dengan daerah antara tersebut. Besar

daerah reservoir yang mengalami kontak dengan air ini yang disebut dengan Areal sweep

efficiency.

Gambar 3.8.

(a) Areal Sweep effisiensi, (b) Vertical Sweep effisiensi

Secara rumus, Areal sweep efficiency didefinisikan sebagai :

3.4.2. Mobility Efficiency

Efisiensi mobilitas merupakan efisiensi yang dipengaruhi oleh nilai saturasi minyak

tersisa dan sifat pembasahan batuan. Didefinisikan sebagai fraksi minyak pada awal proses

yang dapat diambil pada 100 % area vertikal.

Persamaan efisiensi mobilitas adalah sebagai berikut :

Untuk nilai Boi konstan, maka persamaan (3.12) diatas menjadi :

dimana

EM = efisiensi mobilitas



















Soi = saturasi minyak awal

Sorp = saturasi minyak residual/immobile oil

3.4.3.Vertical Sweep Efficiencies

Bervariasinya nilai permeabilitas pada arah vertikal dari reservoir menyebabkan fluida

injeksi akan bergerak dengan bentuk front yang tidak beraturan. Semakin sedikit daerah

berpermeabilitas bagus, semakin lambat pergerakan fluida injeksi.

Ukuran ketidakseragaman invasi air adalah vertical sweep efficiency (Gambar 3.8), yang juga

sering disebut sebagai invasion efficiency. Vertical sweep efficiency ini bisa didefinisikan sebagai

bidang tegak lurus yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan keseluruhan

bidang tegak lurus di darah belakang front. Secara sederhana, vertical sweep efficiency ini

menyatakn seberapa banyak bagian tegak lurus (vertikal) reservoir yang dapat dijangkau

oleh air injeksi.

Persamaan untuk vertical sweep efficiency adalah :

Ada beberapa hal yang mempengaruhi vertical sweep efficiency, ini :

1. Mobility Ratio

Term injektivitas relatif ini adalah perbandingan indeks injekstivitas pada sembarang waktu

dengan injektivitas pada saat dimulainya waterflood . Pada M = 1, injekstivitas relatif

cenderung konstan. Pada M < 1, terlihat bahwa injektivitas menurun seiring menaiknya

radius flood front . Sedangkan untuk M > 1, injektivitas relatif meningkat seiring naiknyaradius flood front .

1. Gaya Gravitasi

Karena air merupakan fluida dengan densitas yang tinggi, maka ia cenderung untuk

bergerak di bagian bawah reservoir. Efek ini disebut dengan gravity segregation dari fluida

injeksi, merupakan akibat dari perbedaan densitas air dan minyak.

Terlihat bahwa baik untuk sistem linear maupun untuk sistem five spot, derajat dari gravity

segeragationini tergantung dari perbandingan antara gaya viscous dengan gaya gravitasi,

. Sehingga laju alir yang lebih besar akan menghasilkan vertical sweep efficiency yanglebih baik pula.

1. Gaya kapiler

Penelitian membuktikan bahwa volume hanya menurun sedikit walaupun laju alir injeksi

dinaikkan sampai sepuluh kali lipat.

1. Crossflow antar lapisan







2. Laju alir

Perhatikan semua properties yang mempengaruhi vertical sweep efficiency diatas.

Keseluruhannya dipengaruhi oleh laju alir

3.4.4.Volumetric sweep efficiency

Volumetric sweep efficiency ini merupakan ukuran pendesakan tiga dimensi. Definisi volumetric

sweep efficiency adalah perbandingan antara total volume pori yang mengalami kontak

dengan air injeksi dibagi dengan total volume pori area injeksi. Volumetric sweep

efficiency dirumuskan dalam persamaan berikut :

Faktor-faktor yang mempengaruhi volumetric sweep efficiency sama dengan faktor-faktor

yang mempengaruhi vertical sweep efficiency.

3.4.5. Displacement Efficiency

Displacement Efficiency didefinisikan sebagai jumlah total minyak yang berhasil didesak

dibagi dengan total Oil in Place yang ada di daerah sapuan tersebut. Berdasarkan pengertian

tersebut, Displacement Efficiency dapat dirumuskan dengan persamaan :

Efisiensi pendesakan ini merupakan efisiensi pendesakan tak bercampur dalam skala

makroskopik yang digunakan untuk menggambarkan efisiensi pendesakan volume spesifik

minyak oleh injeksi air pada batuan reservoir, sehingga dapat ditentukan seberapa

efektifnya fluida pendesak menggerakkan minyak pada saat fluida pendesak telah

membentuk kontak dengan minyak.

Efisiensi pendesakan fluida reservoir dapat dilihat pada dua konsep berikut :

1. Konsep desaturasi

Terjadi perubahan saturasi fluida dibelakang front seharga satu dikurangi saturasi residual

fluida yang didesak, sehingga terdapat dua fasa yang mengalir yaitu minyak dan air.

Sedangkan di depan front hanya minyak yang mengalir.

2. Konsep pendesakan

Saturasi fluida pendesak pada front sama dengan satu dikurangi saturasi residual fluida itu

sendiri. Dianggap minyak telah habis didesak sehingga yang dibelakang front hanya fluida

pendesak yang mengalir.

Displacement Efficiency mempunyai nilai maksimum, yang dirumuskan sebagai berikut :







Sedangkan nilai displacement efficiency pada saat breakthrough adalah :

Gambar 3.9. Effisiensi Displacement





mekanisme pendorong eor

Documents