metode eor - pertamina
DESCRIPTION
Metode EORTRANSCRIPT
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 1 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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) (), cp
- Transmisibilitas (kh/,) mD-ft/cp
- Komposisi fluida reservoir
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 2 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- 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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 3 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 4 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 :
= porositas, fraksi
= viskositas minyak, cp
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 5 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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).
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 6 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 7 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 8 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 9 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 ditreat 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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 10 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 11 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 dibakar
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 12 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 13 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 14 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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/ = 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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 15 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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).
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 16 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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/ = 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/ = 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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 17 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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/ = 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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode
EOR
Halaman : 18 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
7. TABEL YANG DIGUNAKAN
TABEL 1
KARAKTERISTIK INJEKSI CO2
Oil Gravity, oAPI Kedalaman harus lebih
besar dari (ft)
Untuk Injeksi CO2-
Tercampur >40 2,500
32 s/d 39.9 2,800
28 s/d 31.9 3,300
22 s/d 27.9 4,000
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 1 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 ( )
- Permeabilitas formasi ( k )
- Saturasi air konat ( wcS )
- Saturasi minyak residu ( orS )
- Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( o )
- Viskositas air injeksi ( w )
- Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai ( oB )
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 2 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Kurva permeabilitas relatif ( rok dan rwk )
3. Hitung fractional flow air ( wf ) dari persamaan :
rw
ro
o
ww
kk
f.1
1
+= (1)
Siapkan tabel berisikan permeabilitas relatif ( rok , rwk ) dan fractional flow ( wf ) sebagai fungsi
dari air ( wS ).
4. Plot wf terhadap wS .
5. Tarik garis lurus dari wcS menyinggung kurva wf vs wS . Dari garis singgung ini diperoleh :
a. Titik singgung antara garis tersebut dengan kurva memberikan wS = wbtS
b. Titik potong antara garis. tersebut dengan garis wf = 1 menghasilkan saturasi air rata-rata
sistem pedesakan pada saat breakthrough ( wbtS )
Catatan :
Untuk wS dalam sistem yang lebih besar dari wcS , penarikan garis singgung diperlihatkan
pada Gambar 2.
6. Perolehan minyak pada saat breakthrough dapat dihitung dengan persamaan :
STB758,7
=
o
wiwbtp B
SShAN (2)
7. Kinerja proses injeksi air setelah breakthrough, yang dinyatakan dalam pN , WOR dan oq
sebagai fungsi dari waktu, dapat dihitung mengikuti runtunan berikut ini :
a. Siapkan format tabel yang mencerminkan runtunan perhitungan.
wS wf
ww
Sf
iQ wS
(1) (2) (3) (4) (5)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 3 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Catatan : wS merupakan saturasi pada titik serap/sumur produksi yang harganya dipilih
lebih besar dari wbtS .
b. wf ditentukan berdasarkan wS dengan meggunakan plot wf terhadap wS dari butir 4.
c. w
w
Sf
di hitung dari kemiringan garis singgung titik-titik pada kurva fractional flow yang
besarnya lebih besar dari wbtS (lihat Gambar 6 sebagai contoh).
d. ww
i SfQ
=
1 (3)
e. ( )wiww fQSS += 1 (4)
f.
=
o
wiwp B
SSAhN 758,7 (5)
g. ( )o
wwo B
ifq = 1 (6)
h. w
o
w
w
BB
ffWOR
=1
(7)
i. ii QhAW 758,7= (8)
j. w
i
iWt = (9)
8. Plot wS , pN , iW 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 wf , misalnya pada
saat water-cut = 98%, ( wf ) = 98%. Harga ini sebanding dengan WOR pada kondisi
reservoir :
49)1(=
=
w
w
ff
WOR
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 4 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
b. Tentukan wS pada saat wf = 0.98.
c. Tentukan harga Isi Minyak Awal di Tempat yang dikandung oleh 1 bbl volume pori-pori
(PV) total :
( )oi
wc
oi
wii B
SBSOIP == 1 (10)
d. Tentukan Isi Minyak di tempat saat wf = 0.98 yang dikandung oleh 1 bbl volume pori-pori
(PV) total :
o
w
o
o
BS
BS
=1
(11)
e. Sisa minyak di daerah yang tidak terdorong air injeksi :
o
wc
o
oi
BS
BS
=1
(12)
f. Tentukan Mobility Ratio :
ro
o
w
rw
kk
M
== (13)
rwk dibaca pada harga wbtS .
rok adalah harga permeabilitas minyak di depan front pendesak pada wS = wcS .
g. Tentukan V dari gambar distribusi permeabilitas (lihat Gambar 3 sebagai contoh) :
kkkV = (14)
h. Tentukan efisiensi Pendesakan Volumetris (VSE) :
MVVSE )1(
2= (15)
i. Sisa minyak pada saat wf = 0.98 per 1 bbl volume pori-pori total adalah :
oi
oi
o
oa B
SVSEBSVSEOIP += )1()( (16)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 5 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
j. Total Recovery :
i
ai
OIPOIPOIP
RE)(
)()( = (17)
k. Akhirnya perolehan maksimum akibat injeksi air adalah :
( ) RFRERE ult = (18)
3.2. METODE DYKSTRA - PARSONS
1. Siapkan data pendukung :
- Luas sistem linear ( A ) - Tebal lapisan ( h )
- Porositas ( )
- Permeabilitas formasi (k)
- Saturasi minyak residu ( orS )
- Saturasi air konat ( wcS )
- Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( o )
- Viskositas air injeksi ( w )
- Distribusi permeabilitas
- Recovery Factor primer (RF)
- Faktor volume formasi awal ( oiB )
- Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai ( oB )
- Kurva permeabilitas relatif ( rok dan rwk )
2. Tentukan V dari gambar distribusi permeabilitas (lihat Gambar 3 sebagai contoh).
kkk
V
= (19)
3. Tentukan M (sama dengan langkah 9-f Metode Buckley Leverett - Welge) :
ro
o
w
rw
kk
M
== (20)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 6 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
rwk dibaca pada harga wbtS .
rok adalah harga permeabilitas minyak di depan front pendesak pada wS = wcS .
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 wS )
- Gambar 9 : R dihitung dari parameter : R (1 0.72 wS )
- Gambar 10 : R dihitung dari parameter : R (1 0.52 wS )
- Gambar 11 : R dihitung dari parameter : R (1 0.40 wS )
5. Buat Tabel WOR , R, dan pN , dimana :
RB
SShAN
o
oroip
)(758,7 =
(21)
6. Menentukan perolehan maksimum
a. Plot WOR terhadap (R RF).
b. Tentukan harga WOR pada saat proyek injeksi air akan dihentikan (misalnya pada saat wf
= 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 ( )
- Permeabilitas formasi (k)
- Saturasi air konat ( wcS )
- Saturasi gas awal ( giS )
- Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( o )
- Viskositas air injeksi ( w )
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 7 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Distribusi permeabilitas
- Faktor volume formasi awal ( oiB )
- Faktor volume formasi pada saat Injeksi akan dimulai ( oB )
- Kurva permeabilitas relatif ( rok dan rwk )
2. Hitung fractional flow air wf (sama dengan langkah 3 Metode Buckley Leverett Welge).
3. Plot wf terhadap wS ( wS merupakan saturasi pada titik serap/sumur produksi yang harganya
dipilih lebih besar dari wbtS ).
4. Tarik garis lurus dari wS menyinggung kurva wf ( wS adalah titik perpotongan garis dengan
wf = 1). w
w
Sf
merupakan kemiringan garis tersebut untuk tiap harga wS .
5. Plot w
w
Sf
vs wS .
6. Hitung SM dari persamaan :
Swio
ro
wbtSw
rw
S k
k
M
=
(22)
7. Hitung AbtE dari persamaan :
SMS
Abt MeME
S00509693.030222997.003170817.054602036.0 ++= (23)
8. Hitung Volume Pori (VP) dari persamaan :
hAVP 758,7= (24)
9. Siapkan format tabel dengan selang perhitungan dua bagian, yaitu: Wibt sampai Wi100 dan
Wi100 sampai (Wi)max.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 8 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Wi
(bbl) iW
ibt
i
WW
EA
(fraksi) AE Q *i
Sw2 (fraksi)
fo2 5wS Np
(bbl)
WOR
(bbl/bbl)
t
(hari)
a. Hitung jumlah air yang dinjeksi pada saat breakthrough ( ibtW ) :
PwiwbtbtAibt VSSEW )( = (25)
b. ( )maxiW dapat dihitung dari pergerakan frontal dengan asumsi 52 ii QQ = pada WOR
tertentu (misalnya 200), lalu pada wf tentukan 2wS dan 2'swf sehingga :
pVQiWi maxmax )()( = (26)
dimana ( ) ( )2'max 1 wSi fQ = c. Hitung Wi100 dengan menggunakan persamaan :
274.0/)1(100
AbtEibti eWW
= (27)
d. Tentukan iW :
( )ibtii WWW = sekarang (28) e. Tentukan EA :
+=
ibt
iAbtA W
WEE log633.0 (29)
f. Tentukan AE :
sebelumnyasekarang AAA EEE = (30)
g. Tentukan *iQ : *iQ untuk Wibt < Wi < Wi100 dihitung dengan persamaan :
[ ])()(1 121**
1 aEiaEieaQQ a
ibt
i += (31)
dimana :
wiwbtibt SSQ =*
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 9 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
+=
=
bt
i
bt
WWaa
Ea
ln
65.3
12
1
Ei(x) adalah fungsi Ei dari nilai yang bersangkutan. *iQ untuk Wi100 < Wi < Wimax dihitung dengan persamaan :
P
iiii V
WWQQ 100*100
* += (32)
dimana :
*100iQ adalah harga *Q pada EA = 1
h. Tentukan 'wf :
*' 1
iw Q
f = (33)
i. Tentukan Sw2 (dari grafik langkah 5).
j. Tentukan fw2 untuk Sw2 (dari grafik langkah 3).
k. Tentukan fo2 :
22 1 wo ff = (34)
l. Tentukan 5wS :
*225 ioww QfSS += (35)
10. Hitung jumlah pertambahan perolehan minyak :
( )[ ]o
nion
o
psn
BNWfN
BNN +
=+ 2 (36)
dimana :
( )[ ]pwiwbtAn VSSEN =
11. Hitung jumlah kumulatif perolehan minyak (Np) :
Nilai I :( )[ ]
o
giAbtwiwbt
BSESS
(37)
Nilai selanjutnya : sekarangp
N + jumlah kumulatif perolehan minyak sebelumnya.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 10 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
12. WOR dihitung dengan menggunakan persamaan :
( ) ( )
n
nioni
NNWfNW
WOR
= 2 (38)
13. Lama waktu setelah injeksi (implementasi laju injeksi konstan)
w
i
iWt = (39)
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) :
=
619.0ln
541.3
wrd
Phki
(40)
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
= 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 AE berdasarkan langkah 9-e. Baca 5wS dari
tabulasi perhitungan dan baca Gambar 5 untuk menentukan ( )5wSrw
k . Mobility Ratio
dihitung sama dengan langkah 6 dengan substitusi harga ( )5wSrw
k .
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 11 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
18. Korelasi rasio laju injeksi pemindahan ke laju injeksi pada satuan rasio mobilitas disebut
conductance ratio (Caudle dan Witte) yang ditentukan dengan persamaan :
bii
= (41)
19. Akhirnya laju alir injeksi :
bii = (42)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 12 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 13 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
A = luas, acre
oiB = faktor volume formasi awal, RB/STB
oB = faktor volume formasi saat mulai injeksi, RB/STB
AE = fraksi zona yang telah tersapu hingga saturasi air rata-rata wbtS
AbtE = efisiensi daerah penyapuan pada saat breakthrough, fraksi
wf = fractional flow air, fraksi
h = tebal formasi, ft
bi = laju injeksi dasar (base), bbl/hari
wi = laju injeksi air, bbl/hari k = permeabilitas lapisan, md
rok = permeabilitas relatif minyak, fraksi
rwk = permeabilitas relatif air, fraksi
M = mobility ratio, tak berdimensi
SM = mobility ratio dimana rwk dihitung pada saturasi air rata-rata di belakang front
(yang ditentukan dari solusi frontal lanjut)
pN = produksi minyak kumulatif sesudah breakthrough, STB
pbtN = produksi minyak kumulatif saat breakthrough, STB
nN = pertambahan jumlah perolehan minyak dari zona penyapuan baru.
spN = pertambahan jumlah perolehan minyak dari zona penyapuan sebelumnya
*iQ = jumlah volume pori yang kontak dengan air pada pola 5-titik, PV *ibtQ = jumlah volume pori yang kontak dengan air saat breakthrough, PV
RF = faktor perolehan primer, fraksi RE = faktor perolehan karena injeksi air
orS = Saturasi minyak residu, fraksi
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 14 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
wS = saturasi air, fraksi
wS = saturasi air rata-rata, fraksi
5wS = saturasi air pada pola lima titik
wcS = saturasi air konat, fraksi
wbtS = saturasi rata-rata fasa pemindah pada breakthrough dalam injeksi linier seperti
yang telah terhitung dari solusi frontal lanjut.
wiS = saturasi minyak awal, fraksi
t = waktu, hari
V = permeability variation, tak berdimensi
= porositas, fraksi
o = viskositas minyak pada kondisi reservoir, cp
w = viskositas air injeksi, cp
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 15 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 :
+
=
orw
wrow
kk
f
..
1
1
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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 16 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 ( ) = 0.15
Saturasi air konat ( wcS ) = 0.363
Viskositas minyak ( o ) = 2.0 cp
Viskositas air ( w ) = 1.0 cp
Faktor Volume Formasi sekarang ( oB ) = 1.00 RB/STB
Saturasi minyak residu ( orS ) = 0.205
Laju injeksi yang dilakukan = 338 bbl/hari
Kurva permeabilitas relatif (lihat Gambar 4)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 17 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
2. Menentukan fraksi aliran air wf tiap harga wS
Contoh untuk data wS = 0.440
004.0
21
001.0605.01
1=
+
=wf ,
Hasil perhitungan untuk data selanjutnya ditabelkan sebagai berikut :
Tabulasi perhitungan Kurva Fractional Flow :
Saturasi A ir Fraksi aliran air (Sw ) krw kro (fw )0.363 0.000 1.000 0.0000.380 0.000 0.902 0.0000.400 0.000 0.795 0.0000.420 0.000 0.696 0.0010.440 0.001 0.605 0.0040.460 0.003 0.522 0.0110.480 0.006 0.445 0.0260.500 0.011 0.377 0.0550.520 0.018 0.315 0.1030.540 0.028 0.259 0.1790.560 0.042 0.210 0.2850.580 0.060 0.168 0.4180.600 0.084 0.131 0.5620.620 0.113 0.099 0.6960.640 0.149 0.073 0.8050.660 0.194 0.051 0.8840.680 0.247 0.034 0.9360.700 0.310 0.021 0.9680.720 0.384 0.011 0.9850.740 0.470 0.005 0.9950.760 0.570 0.002 0.9990.795 0.780 0.000 1.000
Perm eabilitas R elatif
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 18 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. Plot wf terhadap wS (Gambar 3).
Tarik garis lurus dari sumbu saturasi menyinggung kurva, untuk wiS = 0,363 dibaca
wbtS = 0,665 dan saturasi saat fraksi air (fw) = 1 dibaca wbtS = 0,7
4. Plot grafik wf terhadap wS saat mulai breakthrough dan setelahnya (Gambar 4). Tarik
garis lurus menyinggung kurva, titik singgung garis dengan kurva adalah harga wS dan
titik potong garis dengan fw = 1 adalah saturasi air rata-rata wS . Contoh untuk wS =
0,670 wS = 0.703 dan wf = 0.913
5. Perolehan minyak pada saat breakthrough adalah :
( )( )( )( )
( ) STB016,541363.07.0
cuft/bbl615.5cuft15.0000.120300758,7 =
=pN
6. Kumulatif volume pori yang diinjeksikan :
wbtS = 0.665 (dari Gambar 3) dan fwbt = 0.899 dan wbtS = 0.7
maka, ( )( ) 347.0899.01
665.07.0=
=ibtQ
7. Waktu penginjeksian untuk mencapai breakthrough, t :
Volume pori-pori :
( )( )( )( )
( ) bbl285,160cuft/bbl615.5cuft15.0000.120300
==pV
maka, ( )( )
( ) hari3.164338285,160347.0
==t
8. Kumulatif produksi minyak, Np :
( )( ) bbl016,54
1363.07.0285,160
=
=pN
9. Laju produksi minyak pada titik serap, oq :
( )( ) bbl/hari338
133801
=
=oq
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 19 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
10. Volume air tiap volume minyak yang terproduksi, WOR :
9.8899.01
899.0=
=WOR
11. Tabulasi hasil hitungan selengkapnya sebagai berikut :
wS wbtS wf iQ Waktu, t pN oq 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 ( ) = 0.15
Saturasi air konat ( wcS ) = 0.363
Saturasi gas awal ( giS ) = 0
Saturasi minyak residu ( orS ) = 0.205
Viskositas minyak ( o ) = 2.0 cp
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 20 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Viskositas air ( w ) = 1.0 cp
Faktor Volume Formasi sekarang ( oB ) = 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 wf terhadap wS (sama dengan langkah 4 Metode Buckley - Laverett - Welge).
4. Tentukan wbtS dan wbtS ( sama dengan langkah 5 Metode Buckley - Laverett - Welge).
5. Mobilitas air untuk memindahkan minyak :
( wbtS ) = 0.7, maka 78.0363.0205.01363.07.0
=
=wDS
krw = 0.78 (0.78)3.72 = 0.31
62.021
131.0_ =
=
SM
6. Efisiensi area penyapuan saat breakthrough ( AbtE ) :
76.0
)62.0(00509693.030222997.062.0
03170817.054602036.0 62.0
=
++=e
EAbt
7. Volume pori ( pV )
( )( )( )( )( )
bbl734,23215.0cu.ft615.5bbl1ft20acresq.ft560,43acre10
=
=pV
8. Volume air injeksi saat breakthrough ( ibtW ) :
( )( )( ) bbl431,59734,232363.07.076.0 ==ibtW
9. ( )maxiW dari pergerakan frontal dengan asumsi 5iQ = 2iQ pada WOR = 200, pada
2wf = 0.995, maka 2wS = 0.74 dan 2'wf = 0.306, sehingga :
( ) ( ) ( ) 27.3306.011 2'max === wsi fQ ( ) ( ) ( ) ( ) bbl039,761734,23227.3. porimaxmax === VQW ii
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 21 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
10. ( ) ( ) bbl78.265,144431,59 274.076.01274.01100 === eeWW AbtEibti
11. Menghitung *iQ :
a. Selang Wibt < Wi < Wi100 menggunakan persamaan :
( ) ( )[ ]121**
11 aEiaEieaQQ a
ibt
i +=
dimana :
( )
( )( ) 337.0734,23276.096.339,59
.
0257.32517.0774.2)339,59/832,67(ln774.2ln
774.2)76.0(65.365.3
*
12
1
===
=+=+=+====
pAbt
ibtibt
ibti
Abt
VEWQ
WWaaEa
maka :
( ) ( )[ ]( ) 336.0337.0774.20257.3774.21 774.2* =+= EiEieQ
b. Selang Wi100 < Wi < Wimax menggunakan persamaan :
015.1734,232
78.265,14473.702,176737.0pori
100*100
* =
+=
+=V
WWQQ iiii
12. bbl249,9409,59658,68 == iW
13. ( ) 800161log633.0760 ...EA =+= 14. 040760800 ...EA ==
15. 584238701' .
.f w ==
16. 2wS = 0.6711 (dari grafik langkah 5).
17. 2wf = 0.9154 untuk 2wS = 0.6711 (dari grafik langkah 3).
18. 08509154012 ..fo ==
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 22 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
19. Pertambahan produksi minyak :
( )[ ] STB 342,3
1796,2249,90850796,2
=+
=+ .B
NN
o
pn
dimana :
( )[ ] bbl 796,2734,232363066500040 == ...Nn
20. Jumlah kumulatif perolehan minyak :
Nilai I : ( )[ ] STB 177,53
11760363066500=
...
Nilai selanjutnya : 3,342 + 53,177 = 56,519 STB
21. WOR dihitung dengan menggunakan persamaan :
( ) ( ) 81
796,2796,2249,90850796,2249,9 . .WOR ==
22. Tentukan waktu setelah injeksi (implementasi laju injeksi konstan) :
hari 203338
658,68==t
23. Laju produksi minyak setelah fill up adalah slope plot Np vs waktu yaitu, 48.2 STB/hari
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 23 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
y = 48.176x + 60319
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
0 500 1000 1500 2000 2500
Waktu setelah injeksi, hari
Kum
ulat
if M
inya
k ya
ng d
iper
oleh
aki
bat i
njek
si, S
TB
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. iW = 40,000 bbl
( ) ( ) 51.0363.07.0734,232000,40
=
=
=
SSVW
Ewibtp
iA
AbtA EE < , maka mobilitas zona penyapuan adalah 62.0=sM
Dari Gambar 7, 62.0=sM dan 51.0=AE dibaca rasio konduktivitas 84.0= .
Tentukan laju injeksi dasar (base) :
( )( )( ) bbl/hari7.284
699.05.07.466ln2
500201.0541.3=
=bi
Laju alir untuk injeksi :
bbl/hari1.23984.07.284 ==i
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 24 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
b. iW = 114,900 bbl
94.0=AE dari tabel tabulasi perhitungan. 719.05 =wS dan ( ) 376.05 =wSrwk .
Tentukan mobilitas rasio :
752.021
1376.05 ==swM
Dari Gambar 7, 752.05=swM dan 94.0=AE dibaca rasio konduktivitas
80.0= .
Laju alir air untuk injeksi :
bbl/hari7.22780.07.284 ==i
Tabulasi hasil perhitungan Metode Craig-Geffen-Morse
WOR t
(bbl/bbl) (hari)59409 0 1.0 0.76 0.000 0.336 0.665 0.101 0.699 53177.05 1.1 17668658 9249 1.2 0.80 0.040 0.387 0.671 0.085 0.704 56518.65 1.8 20377906 18497 1.3 0.83 0.035 0.435 0.675 0.076 0.708 60178.28 4.1 23087155 27746 1.5 0.86 0.031 0.482 0.678 0.068 0.711 64097.15 6.1 25896403 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 313114900 55491 1.9 0.94 0.023 0.614 0.687 0.052 0.719 76906.93 11.6 340124149 64740 2.1 0.96 0.021 0.656 0.690 0.047 0.721 81396.31 13.4 367133397 73988 2.2 0.98 0.020 0.697 0.692 0.044 0.723 85999.49 15.1 395142645 83236 2.4 1.00 0.018 0.737 0.694 0.042 0.724 90710.30 16.7 422175138 115729 2.9 1.00 0.003 0.876 0.698 0.034 0.729 94880.56 26.8 518207630 148221 3.5 1.00 0.000 1.016 0.705 0.028 0.733 99019.73 34.8 614240123 180714 4.0 1.00 0.000 1.156 0.712 0.022 0.737 102974.48 44.7 710272615 213206 4.6 1.00 0.000 1.295 0.719 0.017 0.741 106511.00 59.3 807305107 245698 5.1 1.00 0.000 1.435 0.722 0.015 0.743 110076.07 67.9 903337600 278191 5.7 1.00 0.000 1.574 0.725 0.013 0.745 113720.41 75.3 999370092 310683 6.2 1.00 0.000 1.714 0.727 0.012 0.747 117421.06 83.0 1095402584 343175 6.8 1.00 0.000 1.854 0.728 0.011 0.749 121162.36 90.7 1191435077 375668 7.3 1.00 0.000 1.993 0.730 0.010 0.750 124934.15 98.6 1287467569 408160 7.9 1.00 0.000 2.133 0.731 0.009 0.751 128729.44 106.5 1383500061 440652 8.4 1.00 0.000 2.273 0.733 0.009 0.752 132540.56 114.6 1479532554 473145 9.0 1.00 0.000 2.412 0.734 0.008 0.753 136362.79 122.8 1576565046 505637 9.5 1.00 0.000 2.552 0.735 0.008 0.754 140188.75 131.2 1672597538 538129 10.1 1.00 0.000 2.691 0.736 0.007 0.755 144015.50 139.6 1768630031 570622 10.6 1.00 0.000 2.831 0.737 0.007 0.756 147837.36 148.3 1864662523 603114 11.2 1.00 0.000 2.971 0.737 0.006 0.756 151650.98 157.1 1960695015 635606 11.7 1.00 0.000 3.11 0.738 0.006 0.757 155454.91 166.1 2056727508 668099 12.2 1.00 0.000 3.25 0.739 0.006 0.757 159245.08 175.3 2152760000 700591 12.8 1.00 0.000 3.389 0.739 0.005 0.757 163020.66 184.6 2249
N p (bbl)E A Q i*
S w2 (fraksi) f o2W i (bbl)
iWibt
i
WW AE 5wS
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 25 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.3. GAMBAR GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Contoh Linierisasi Pola Injeksi Produksi
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 26 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2. Hubungan terhadap wS dan Penarikan Garis Singgung untuk sistem wcwi SS
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 27 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3. Contoh Permeability Variation pada kertas grafik probabilitas
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 28 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 4. Kurva Permeabilitas Relatif
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 29 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
F
rak
tion
al F
low
,
0 .0
0 .1
0 .2
0 .3
0 .4
0 .5
0 .6
0 .7
0 .8
0 .9
1 .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 rasi A ir, S w
S w b t
fw bt
S w b t
Gambar 5. Kurva Fractional Flow
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 30 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Fra
ktio
nal F
low
,
0 .80
0.84
0.88
0.92
0.96
1.00
0.64 0.68 0.72 0.76
Saturasi A ir, Sw
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Gambar 6. Kurva Fractional Flow setelah Breakthrough
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 31 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 7 Grafik Korelasi Conductance Ratio Pola 5 Titik
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 32 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 8. Permeability Variation vs Mobility Ratio untuk WOR = 1
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 33 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 9. Permeability Variation vs Mobility Ratio untuk WOR = 5
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 34 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 10. Permeability Variation vs Mobility Ratio untuk WOR = 25
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.02
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air
Halaman : 35 / 35 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 11. Permeability Variation vs Mobility Ratio untuk WOR = 100
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 1 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 ()
- Permeabilitas (k)
- Temperatur Reservoir (Tr)
- Temperatur di Permukaan (Ts)
- Viskositas minyak pada kondisi reservoir (o)
- Tekanan reservoir (Pres)
- API gravity minyak (o)
- Ketebalan bersih (hp)
- Ketebalan kotor (hg)
- Saturasi minyak pada saat injeksi uap dilakukan (So)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 2 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- 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 (f)
- Kerapatan jenis air (w)
- Kualitas uap di permukaan (X)
- Kerapatan jenis minyak (o)
- Difusivitas termal lapisan atas dan lapisan bawah (D)
- 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 :
)(108.3 6 resinjgsteam PPkhq = (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)
24350
= steamsteam qq (2)
6. Dengan diketahui harga qsteam dan Pinj tentukan kehilangan panas (Hloss) setelah 1 tahun untuk
setiap kedalaman 100 ft dengan menggunakan Gambar 2.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 3 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
7. Tentukan entalpi di permukaan dari persamaan :
sw XHHXH += )1( (3)
8. Tentukan panas yang hilang dari permukaan sampai kedalaman titik injeksi (Hloss, Btu/hr).
100ZHHqH lossftsteamloss = (4)
9. Hitung kualitas uap di dasar sumur injeksi :
wvsteam
lossi Hq
HXX = (5)
10. Tentukan input panas di permukaan (Hs, BTU/hr)
steams qHH = (6)
11. Hitung masukan panas ke dalam formasi :
lossso HHH = (7)
12. Produksi kumulatif minyak ditentukan berdasarkan persamaan :
o
orogsp B
SShtAN
615.5)()(
=
(8)
dimana :
+
= 12
)(4)(
2
2
xerfcxeTTK
MhHtA x
rsteamob
Dgos (9)
ooowwwff CSCSCM ++= )1( (10)
Jika tidak diketahui, So dapat ditentukan dari persamaan
[ ]wcoi
opo SB
BN
NS
= 1)1( (11)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 4 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
+ 12
2
xerfcxe x dibaca dari kolom 3 Tabel 1 dimana :
Dg
ob
MhtKx
5.02= (12)
3.2. Metode Jones
1. Siapkan data pendukung :
- Kedalaman sampai puncak lapisan (Z)
- Permeabilitas (k)
- Temperatur di Permukaan (Ts)
- Viskositas minyak pada kondisi reservoir (o)
- Tekanan reservoir (Pres)
- API gravity minyak (o)
- 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 (f)
- Kerapatan jenis air (w)
- Kualitas uap di permukaan (X)
- Kerapatan Jenis minyak (o)
- Difusivitas termal lapisan atas dan lapisan bawah (D)
- Faktor Volume Formasi minyak (Bo)
- Saturasi gas (Sg)
- Saturasi minyak awal (Soi)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 5 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
- Saturasi minyak residual (Sor)
- Injeksi uap kumulatif (Vs,inj)
- Porositas ()
- 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 (oi)
2. Lakukan perhitungan seperti pada langkah 3.1-3 s/d 12.
3. Volume minyak yang terproduksi karena pendesakan dapat ditentukan dengan persamaan : 5.0
)(1
=oroi
oipoD SSN
SNV (13)
dengan 0 VoD 1.0
4. Pori-pori awal yang terisi uap seperti air dihitung dengan persamaan : 2
,
560,4362.5
=
gp
injspD SAh
VV
(14)
dengan 0 VpD 1.0 dan VpD = 1.0 @ Sg = 0.
5. Ukuran zona uap tak berdimensi dihitung dengan persamaan : 2
5.0
100ln11.0
=oi
scD
A
AA
(15)
dengan 0 AcD 1.0 dan AcD = 1.0 @ o 100 cp.
6. Laju minyak yang terdesak dapat dihitung dengan persamaan :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 6 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
tNN
q dndnod
= 1 (16)
dimana:
injsosd VFN ,'= (17)
hsDog
pwwos EhSh
hM
CF )1('1
+=
(18)
wworsooorssorsRR CSfCSCSfCM )1)(1()1()1(1 +++= (19)
dengan:
R = 165 lbm/cuft
CR = 0.20 Btu/lbm-oF
Sor = 0.15
w = 62.4 lbm/cuft
Cs Cw = 1.0 Btu/lbm-oF
Co = 0.45 Btu/lbm-oF
s 0
fs = kualitas uap di dasar lubang
( )
+
+
+=D
cDDD
tcDD
hD
cDDDD
t
Dhs t
ttterfce
ttF
tttterfce
tE DD
333
111/21
(20)
1
2
048,42Mh
tKt
g
hD = (21)
)1(28.030.104.1 oRh SKK += (22)
dimana: KR = 2.75 Btu/ft-hr-oF @ 125 oF
71.148.0 hDcD Ft = (23)
TC
hfF
w
fgshD
= (24)
sfg Ph 207.0865 = (25)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 7 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Perhitungan Ps ada 2 cara, yaitu:
a. secara geometrik :
)(1 1ssiim
s ePP= (26)
)()/ln(
12
12
ss iiPPm
= (27)
b. secara linier :
)( 11 sss iimPP += (28)
12
12
ss iiPPm
= (29)
Dt
D
eK
KKKKterfc+
+=
)061405429.1
453152027.1421413741.1284496736.0254829592.0(5
432
(30)
Dt
K3275911.01
1+
= (31)
7. Laju produksi minyak dihitung dengan persamaan :
pDoDcDodo VVAqq = (32)
8. Rasio kumulatif minyak yang terproduksi terhadap air setelah uap diinjeksikan dapat dihitung
menggunakan persamaan :
injs
to
os Vtq
F,
0 = (33)
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 :
pRst hAh 5.0 (34)
dimana :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 8 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
21
2)()328.6()144)(350(
=
pstststo
stststR hk
fiA
(35)
9.363/9588.0sst P= (36)
410)822.0( += sst T (37)
3. Perhitungan waktu kritik menggunakan persamaan berikut ini :
cDobh
psc tMK
hMt
=
4
22
(38)
dimana:
)(1
1
Rsw
vdhsdhcD
t
TTCLf
terfce cD
+
= (39)
dengan
38.0)705(94 svdh TL = (40)
4. Volume pola injeksi dan volume zona uap pada saat breakthrough dihitung dengan persamaan :
gB AhV 560,43= (41)
stAsBT hAEV 560,43= (42)
5. Pada suatu harga waktu t, volume zona uap dihitung dengan persamaan :
[ ]Rsobhobsgi
s TTMkFMhQ
tV
=4
)( 12
untuk t tc (43)
[ ]Rsobhobsgi
s TTMkFMhQ
tV
=4
)( 22
untuk t > tc (44)
dimana :
D
DDD
t
tttterfceF D85.01
1/21+
+= (45)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 9 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
( )( )
++=
DcDDDt
cDD
RswvstcDD
tttterfcett
TTcLfttFFD 3/)(3/)3(
)(/1 112 (46)
6. Harga konduktivitas termal dari cap rock dihitung menggunakan persamaan :
)1(28.03.104.1 oRh SKK ++= (47)
dimana:
KR = 2.75 Btu/ft-hr-oF pada 120 oF
7. Kapasitas panas rata-rata dari zona uap (Ms) dihitung dengan persamaan :
wworsooorssorsRRs CSfCSCSfCM )1)(1()1()1( +++= (48)
dimana:
R = 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 = RCR (49)
9. Harga cDt terfce cD pada persamaan (39) diperoleh dari :
5432 061.1453.1421.1284.0255.0 KKKKKterfce cDtcD ++= (50)
dimana :
2
3276.0
11
= KtcD (51)
10. Jadi, langkah-langkah yang harus dilakukan untuk memperoleh harga tc adalah sebagai berikut :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 10 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
(i) Hitung nilai dari cDt terfce 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 :
[ ] RsBssRssi
avg TtVVMMTTtVtQ
T +
=)(2))((
(52)
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 :
)895.26/()776,1(
)460/(
== +
TTae
w
Tbo
(53)
13. Perhitungan krw dan kro adalah sebagai berikut :
2** 024167.0002167.0 wwrw SSk += (54)
2**13856.00808.19416.0
wwro
SSk += (55)
dengan kro = 1 jika 2.0* wS .
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) :
[ ])(/
/))(()560,43(2)()(
avgss
BTRsAhBTisBTs
TTMttTTEAKttQVtV
+= (56)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 11 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 :
BTRshi
ttTTAKQ = ))(560,43(4 (57)
16. Keseimbangan energi secara keseluruhan memberikan Qin Qout = Qaccumulation atau
)())(560,43(4 RsssBTRshi TTMVttTTAKtQ =
(58)
17. Penyelesaian persamaan (58) untuk memperoleh Vs
)(
))(560,43(4
Rss
BTRshi
s TTM
ttTTAKtQV
= (59)
karena
)( RsssBTBTi TTMVtQ = (60)
maka, diperoleh :
)()()( RsssBTBTiBTiBTii TTMVttQtQttQtQ +=+= (61)
18. Substitusi persamaan (61) ke persamaan (59) menghasilkan :
[ ]
)(//)())(560,43(4)()(
Rss
BTRshBTisBTs
TTMttTTAKttQVtV
+= (62)
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 :
)()1( nsn
ss VVV =+ (63)
20. Laju pemindahan minyak, Qo, dihitung dengan persamaan :
)( )( orstn
oso SSVQ = (64)
21. Laju pemindahan air, Qw, dihitung dengan persamaan :
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 12 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
[ ]
)1(
)1()(
)(
orststn
ws
orststn
wsw
SSSVSSSVQ
++=
=
(65)
22. Persamaan material balance secara menyeluruh untuk zona minyak-air antara t(n) dan t(n+1)
adalah sebagai berikut :
Untuk minyak :
[ ] [ ])()1()1( nononsBoo SSVVtqQ = ++ (66) Diasumsikan ')1( B
nsB VVV =
+ , maka untuk air :
[ ]( ) ( )[ ][ ])1()('
)()1('
)1('
11+
+
+
=
=
=
no
noB
gn
ogn
oB
nw
nwBww
SSV
SSSSVSSVtqQ
(67)
23. Dari persamaan (34) dan (35) kita mempunyai :
[ ][ ])1()('
)()1('
+
+
= no
noBw
no
noBo
w
o
SSVQSSVQ
qq
(68)
24. Dari persamaan aliran fraksional, kita dapat menulis
orw
wrowo
ww
kkqq
qf
+=
+=
1
1 (69)
dan
Ckk
qq
orw
wro
w
o ==
(70)
25. Substitusi persamaan (38) ke dalam persamaan (36) dan penyelesaian untuk )1( +noS memberikan
( )
CVCQQ
CSS B
wono
no +
++
=+1
1 ')(
)1( (71)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 13 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 :
tL
Qi
vdhw
ist =
6146.5 (72)
3. Untuk memperhitungkan kenyataan bahwa laju injeksi uap seharusnya didasarkan pada air
dingin yang disuplai ke dalam generator uap, persamaan (72) menjadi :
[ ])32(6146.5 += Rwvdhsdhfswi
st TCLfhQi
(73)
dimana jumlah panas yang diinjeksikan dihitung dengan menggunakan persamaan :
)()(4 RsssRshi TTMAhtTTAKQ +=
(74)
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 14 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 15 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 16 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 17 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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
D = difusivitas termal overburden dan underburden, ft2/hr
= porositas, fraksi
= konstanta (=3.14159)
o = viskositas minyak, cp
o = API gravity minyak, API
f = kerapatan jenis batuan reservoir, lb/Cu-ft
o = kerapatan jenis minyak, lb/Cu-ft
w = kerapatan jenis air, lb/Cu-ft
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap
Halaman : 18 / 28 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
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 :
o
orogsp B
SShtAN
615.5)()(
=
(1)
dimana :
+
= 12
)(4)(
2
2
xerfcxeTTk
MhHtA x
rsteamob
Dgos (2)
ooowwwff CSCSCM ++= )1( (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.
-
TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03
JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap