25

Bab V Hasil Studi Dan Analisis

V.1 Uji Ketercampuran Injeksi Lean Gas

Untuk mekanisme pendesakan injeksi lean gas bisa merupakan suatu proses

pendesakan tak tercampur, atau proses pendesakan tercampur. Agar bisa mencapai

suatu kondisi tercampur maka dibutuhkan suatu tekanan minimum tertentu untuk

tercampur atau biasa disebut sebagai MMP. Dari segi teknik, nilai MMP biasanya

sangat besar, yang berarti cocok untuk reservoir dalam, hal ini terkait dengan

kedalaman reservoir, karena tekanan reservoir dibatasi oleh tekanan rekah.

Adapun MMP terbagi menjadi dua hal yaitu MCM dan FCM:

- MCM (multiple contact miscibility): Saat terjadinya pertukaran komponen antara

fasa cair dan gas selama pendesakan yang menyebabkan cairan dan gas menjadi

terlarut.

- FCM (first contact miscibility): Saat dimana semua campuran gas injeksi dan

fluida reservoir (minyak) membentuk satu fasa.

Komposisi injeksi lean gas yang akan dipakai adalah dengan melakukan kombinasi

komposisi antara C1 (gas metana) dan gas CO2.

Tabel V.1 Hasil uji ketercampuran Kons. C1 (%) Kons. CO2 (%) MCM (psi) FCM (psi)

95 5 9043 >9500 91 9 9075 >12000 90 10 11007 >12500 80 20 11092 >13500

Dari hasil pengujian tersebut, dapat diketahui bahwa dengan semakin rendahnya

konsentrasi ion C1 dan semakin tingginya konsentrasi CO2, maka akan dibutuhkan

tekanan yang semakin tinggi untuk dapat terjadinya ketercampuran antara minyak

dan lean gas. Hal tersebut sangat besar pengaruhnya disebabkan karena kandungan

gas CO2 yang tinggi dapat menyebabkan semakin tingginya tekanan pencampuran.

26

Dari hasil pengujian MCM dan FCM tersebut, maka dapat diketahui bahwa hasil

tekanan pencampuran yang didapatkan tersebut adalah sangat tinggi, dan melebihi

dari tekanan rekah reservoir sebesar 2100 psi yang diperoleh dari hasil Leak Off Test

(LOT). Berarti dapat disimpulkan bahwa proses injeksi lean gas pada reservoir ini

tidak dapat dilakukan secara tercampur, sehingga pada penelitian ini injeksi lean gas

yang dilakukan akan bersifat sebagai proses pendesakan tidak tercampur.

V.2 Uji Sensitivitas Model Reservoir

V.2.1 Uji Grid Blok

Dari hasil uji sensitivitas dengan jumlah grid blok arah i dan arah j masing-masing

sebanyak 10, 20, 25, dan 40. Ternyata didapatkan bahwa simulasi reservoir dengan

jumlah grid blok arah i dan j sebanyak 25 akan mendapatkan hasil yang lebih stabil.

Berikut ini adalah beberapa hasil uji sensitivitas grid blok, setelah dilakukan injeksi:

Tabel V.2 Hasil uji sensitivitas grid blok

Mulai Proyek Jul-7-2006 A. STL = 20 bpd Akhir Proyek RF (%) Running Time Grid 10 Jul-7-2013 35.82 2' Grid 20 Jul-7-2013 35.82 6' Grid 25 Jul-7-2013 35.82 15'

B. STL = 50 bpd Akhir Proyek RF (%) Running Time Grid 10 Jul-7-2013 50.25 2' Grid 20 Jul-7-2013 50.73 6' Grid 25 Jul-7-2013 50.82 15'

C. STL = 100 bpd Akhir Proyek RF (%) Running Time Grid 10 Dec-1-2007 35.84 0.5' Grid 20 Jul-7-2013 53.46 6' Grid 25 Jul-7-2013 53.28 15'

27

D. STL = 500 bpd Akhir Proyek RF (%) Running Time Grid 10 Feb-21-2007 36.96 0.5' Grid 20 Jul-7-2013 54.77 6' Grid 25 Jul-7-2013 54.71 15' Grid 40 Jul-7-2013 54.27 75'

E. STL = 2000 bpd Akhir Proyek RF (%) Running Time Grid 10 May-10-2007 38.04 0.5' Grid 20 Jul-7-2013 54.70 6' Grid 25 Jul-7-2013 54.61 15' Grid 40 Jul-7-2013 54.25 75'

CMGBuilder01.irf

Oil Rate SC Producer Gas Rate SC Producer Water Rate SC Producer Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

Gas

Rat

e SC

(ft3

/day

)

Oil

Rec

over

y Fa

ctor

SC

TR

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20140

100

200

300

400

500

600

0.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

0

10

20

30

40

50

60

Gambar V.1 Plot STL 500 bpd vs. time

28

V.2.2 Sensitivitas Selang Perforasi Produksi dan Injeksi

Dilakukan pengujian titik perforasi produksi pada berbagai lapisan di reservoir, dan

didapatkan hasil RF sebagai berikut:

Tabel V.3 Hasil uji selang perforasi produksi Inj @ layer Prod @ layer RF (%)

1 dan 2 1 30.75 1 dan 2 2 30.64 1 dan 2 3 31.08 1 dan 2 4 31.40 1 dan 2 5 31.88

Dari hasil tersebut, ternyata diketahui bahwa selang perforasi produksi yang optimum

berada pada lapisan yang paling bawah yaitu lapisan 5, karena hal ini memungkinkan

untuk terambilnya minyak menjadi lebih banyak, tidak hanya pada lapisan atas saja,

namun mencakup di semua lapisan reservoir.

Sedangkan untuk pengujian selang perforasi injeksi pada berbagai lapisan di

reservoir, didapatkan hasil RF sebagai berikut:

Tabel V.4 Hasil uji selang perforasi injeksi Prod @ layer Inj @ layer RF (%)

5 1 31.23 5 2 31.54 5 3 31.66 5 4 31.85 5 5 32.09

Dari hasil tersebut, ternyata diketahui bahwa selang perforasi injeksi yang optimum

berada pada lapisan yang paling bawah yaitu lapisan 5, karena hal ini memungkinkan

lean gas untuk dapat mendesak minyak dengan area pendesakan yang lebih besar

mencakup dari lapisan minyak paling dalam di reservoir hingga mencapai ke lapisan

atas reservoir, disebabkan karena sifat gas yang memiliki viskositas yang rendah,

maka gas menjadi bersifat sangat ringan dan cenderung untuk berada diatas, sehingga

diharapkan akan semakin banyak minyak yang dapat diperoleh setelah dilakukannya

injeksi lean gas.

29

V.3 Uji Sensitivitas Parameter Produksi

Uji sensitivitas dilakukan dengan melakukan simulasi reservoir yang didasarkan pada

faktor-faktor apa saja yang akan mempengaruhi injeksi lean gas. Sehingga akan

diketahui bagaimana pengaruh faktor-faktor tersebut terhadap sensitivitas injeksi lean

gas untuk meningkatkan perolehan minyak.

V.3.1 Bottom Hole Pressure (BHP)

Semakin besar nilai BHP maka qoi akan semakin rendah, hal ini bisa dilihat dari hasil

simulasi berikut ini:

Tabel V.5 Laju produksi minyak (qo) berdasarkan hasil simulasi BHP, psi Qoi, Bpd

700 3175 800 2619 900 2369

1000 2120 1100 1871 1200 1622 1300 1373 1400 1124 1500 875 1600 625 1700 376 1800 127

Bila dilakukan perhitungan analitis dengan menggunakan Persamaan II.3, maka

didapatkan hasil perhitungan nilai indeks produktivitas (J) untuk reservoir X adalah

sebagai berikut:

k= 65 mD h= 25 ft B= 1,303 RB/STB µ= 0,4 cp re= 500 ft rw= 0,25 ft S= 0 J= 2,90 Bpd/psi

[ ]0.00708

ln( / )r

e w

kk hJB r r Sµ

=+

30

Dari data tersebut diatas, permeabilitas 65 mD, tebal reservoir 25 ft, faktor volume

formasi 1,303 RB/STB, viskositas minyak 0,4 cp, jari-jari pada batas reservoir 500 ft,

jari-jari sumur 0,25 ft dan tidak ada skin, maka dengan hasil perhitungan

menggunakan Persamaan II.3, dapat diketahui bahwa indeks produktivitas (J)

reservoir X adalah sebesar 2.90 bpd/psi.

Tabel V.6 Laju produksi minyak (qo) berdasarkan hasil perhitungan

BHP, psi J, bpd/psi Pe, psi Pwf, psi qo, bpd 700 2.90 1850 700 3340 800 2.90 1850 800 3049 900 2.90 1850 900 2759 1000 2.90 1850 1000 2469 1100 2.90 1850 1100 2178 1200 2.90 1850 1200 1888 1300 2.90 1850 1300 1597 1400 2.90 1850 1400 1307 1500 2.90 1850 1500 1016 1600 2.90 1850 1600 726 1700 2.90 1850 1700 436 1800 2.90 1850 1800 145

Selanjutnya berdasarkan hasil simulasi dapat diketahui hasil RF sebagai berikut:

Tabel V.7 Laju produksi minyak (qo) dan RF BHP, psi qoi, bpd qof, bpd RF, %

700 3175 21.37 25.76 800 2619 21.35 24.35 900 2369 22.99 22.75 1000 2120 20.05 21.05 1100 1871 18.52 19.26 1200 1622 17.17 18.28 1300 1373 12.17 15.11 1400 1124 12.01 10.57 1500 875 11.86 8.86 1600 625 15.44 5.68 1700 376 12.18 3.15 1800 127 11.06 0.83

Dengan semakin besarnya nilai BHP, maka didapatkan laju produksi yang semakin

kecil. Dengan laju produksi yang kecil maka menyebabkan jumlah minyak yang

diperoleh menjadi lebih sedikit dan juga jumlah total minyak yang akan diperoleh

31

akan dibatasi oleh laju produksi optimum. Sehingga nilai RF minyak untuk BHP

yang besar akan menjadi sangat kecil.

Kecenderungan perubahan nilai BHP terhadap RF dapat dilihat pada Gambar V.2

berikut ini:

BHP vs. RF

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0 500 1000 1500 2000

BHP (psi)

RF (%

)

BHP vs. RF

Gambar V.2 Plot BHP vs. RF

Oleh karena itu, dari Gambar V.2 tersebut dapat dilihat bahwa telah terjadi penurunan

nilai RF yang tidak terlalu besar, sampai dengan nilai BHP 1200 psi, sedangkan

untuk nilai BHP lebih dari 1200 psi, dianggap sudah tidak optimum lagi untuk

dilakukannya produksi minyak.

Untuk mendapatkan nilai recovery factor yang besar diperlukan nilai BHP yang kecil.

Namun bila digunakan nilai BHP yang kecil (antara 700 psi - 1100 psi), maka harus

dipertimbangkan hidrolika subsurface dan surface, agar minyak dari bawah

permukaan di dalam reservoir tetap masih bisa mengalir sampai ke permukaan,

walaupun tanpa membutuhkan bantuan pompa. Dan juga berapakah tekanan

minimum minyak saat di permukaan agar minyak masih bisa mengalir menuju

separator.

32

Gambar V.3 Plot BHP vs. WHP

Setelah dilakukan simulasi perhitungan kehilangan tekanan dari bawah permukaan

sampai ke permukaan dengan mempertimbangkan kedalaman sumur, maka akan

didapatkan nilai WHP (well head pressure).

wh wf f hP P P P= + ∆ − ∆

Persamaan tersebut digunakan untuk aliran horizontal atau mendaki, dimana ∆Ph

adalah kehilangan tekanan yang disebabkan karena berat fluida di dalam tubing.

Sedangkan ∆Pf adalah kehilangan tekanan disebabkan karena terjadinya gesekan

selama proses aliran fluida.

Dari nilai BHP tersebut, berdasarkan hasil simulasi kehilangan tekanan dari BHP

menuju WHP, maka didapatkan hasil BHP optimum yaitu antara 1000 psi - 1200 psi.

Karena dengan nilai BHP 1000 psi - 1200 psi, minyak dari dalam reservoir di bawah

33

permukaan masih bisa mengalir menuju ke permukaan tanpa diperlukan bantuan

pompa. Dan setelah minyak sampai di permukaan, tekanan minyak tersebut di

permukaan juga masih memungkinkan untuk minyak tersebut bisa mengalir sampai

ke separator.

Oleh sebab itu untuk bisa dilakukan produksi minyak secara optimum, maka

digunakan batasan BHP antara 1000 psi - 1200 psi.

Selanjutnya dilakukan produksi secara alami dengan batasan BHP 1000 psi, dan laju

alir produksi minimum sebesar 15 bpd.

CMGBuilder01- BHP1000- Constraint Qo=15Bpd.irf

Oil Rate SC Producer Gas Rate SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

Gas

Rat

e SC

(ft3

/day

)

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

Oil

Rec

over

y Fa

ctor

SC

TR

2006-8 2006-9 2006-10 2006-11 2006-12 2007-1 2007-2 2007-30

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0.00e+0

2.00e+5

4.00e+5

6.00e+5

8.00e+5

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0

5

10

15

20

25

Gambar V.4 Oil & gas rate vs. time

Dari hasil plot decline curve pada Gambar V.4 tersebut didapatkan hasil laju produksi

minyak awal (qoi) sebesar 2120 bpd, laju produksi gas awal (qgi) sebesar 707 Mscfd.

Lalu mulai terjadi kenaikan laju produksi gas sedikit demi sedikit dan juga bersamaan

34

dengan penurunan laju produksi minyak sedikit demi sedikit setelah tekanan sekitar

1400 psi, yaitu saat tercapainya tekanan bubble point minyak.

Selanjutnya akan jelas terlihat mulai terjadi puncak kenaikan laju produksi gas pada

saat tekanan reservoir sekitar 1200 psi, kenaikan laju produksi gas ini bersamaan

dengan penurunan laju produksi minyak. Hal ini juga ditandai dengan kenaikan GOR

yang sangat signifikan dan dapat dilihat pada Gambar V.5 berikut ini.

Producer CMGBuilder01- BHP1000- Constraint Qo=15Bpd.irf

Water Oil Ratio SC Producer Gas Oil Ratio SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Wat

er O

il R

atio

SC

Gas

Oil

Rat

io S

C (f

t3/b

bl)

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

2006-8 2006-9 2006-10 2006-11 2006-12 2007-1 2007-2 2007-30

5

10

15

20

25

0

500

1,000

1,500

2,000

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Gambar V.5 Plot WOR & GOR vs. time

Hal tersebut terjadi disebabkan karena mulai munculnya GOR liberated yang dapat

diketahui dari data analisis laboratorium diffrential liberation (lihat Lampiran A).

Pada kondisi tekanan bubble point, minyak mulai akan mengeluarkan gelembung-

gelembung gas, dimana gelembung gas tersebut akan bergerak lebih cepat

dibandingkan dengan minyak itu sendiri, karena sifat gas yang lebih ringan dari pada

minyak. Dari plot hasil RF maka akan terlihat nilai RF mulai mengalami perubahan

35

pola tingkat kenaikannya, cenderung mulai mengecil slopenya pada saat setelah

tercapainya tekanan bubble point tersebut.

Apalagi setelah munculnya GOR liberated, setelah itu jumlah gas yang terproduksi

akan meningkat semakin cepat dan akan menghambat produksi minyak ke

permukaan. Sehingga RF juga akan terlihat mengalami penurunan perolehan yang

jelas (plot RF cenderung datar) setelah munculnya GOR liberated. Maka didapatkan

hasil RF untuk BHP 1000 psi sebesar 21.20%.

Adapun untuk dapat melihat bagaimana proses saturasi minyak yang terjadi selama

produksi reservoir, dapat dilihat pada Gambar V.6 berikut ini. Gambar ini merupakan

plot hasil RF untuk BHP 1200 psi. Didapatkan hasil RF sebesar 17.74%.

Sebelum Injeksi:

CMGBuilder01- BHP1200- BI.irf

Oil Rate SC Producer Gas Rate SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

Gas

Rat

e SC

(ft3

/day

)

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

Oil

Rec

over

y Fa

ctor

SC

TR

2006-10 2007-1 2007-4 2007-70

200

400

600

800

1,000

0.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

Gambar V.6 Plot RF sebelum injeksi

36

CMGBuilder01- BHP1200- BI.irf

Gas Oil Ratio SC Producer Water Oil Ratio SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Gas

Oil

Rat

io S

C (f

t3/b

bl)

Wat

er O

il R

atio

SC

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

2006-10 2007-1 2007-4 2007-7300

400

500

600

700

800

900

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Gambar V.7 Plot GOR & WOR sebelum injeksi

Saturasi minyak, sebelum injeksi: Bulan ke-1

37

Bulan ke-3

Bulan ke-5

38

Bulan ke-7

Bulan ke-13

Gambar V.8 Saturasi minyak sebelum injeksi

39

Dari gambar saturasi minyak tersebut, diketahui bahwa saturasi minyak awal sebelum

produksi adalah sebesar 80%. Mengenai pergerakan saturasi minyak di reservoir,

dapat terlihat bahwa minyak bergerak menuju ke lapisan atas reservoir, lalu setelah

mencapai batas lapisan atas reservoir, barulah minyak tersebut akan mencari titik

perforasi produksi. Maka minyak yang terproduksi terlebih dahulu adalah minyak

yang berada pada lapisan atas reservoir.

Sedangkan untuk pergerakan saturasi gas sebelum dilakukan injeksi lean gas dapat

dilihat pada gambar berikut ini.

Saturasi gas, sebelum injeksi:

Bulan ke-1

40

Bulan ke-3

Bulan ke-5

41

Bulan ke-7

Bulan ke-8

42

Bulan ke-25

Gambar V.9 Saturasi gas sebelum injeksi

Dari gambar saturasi gas tersebut, diketahui bahwa saturasi gas awal sebelum

produksi adalah sangat kecil, bahkan hampir mendekati nol. Mengenai pergerakan

saturasi gas di reservoir, dapat terlihat bahwa gas yang semula tidak tampak, lalu

saturasi gas mulai terlihat pada lapisan atas reservoir sejak bulan ke-7 yaitu pada

bulan Januari 2007, hal ini dikarenakan pada masa itu tekanan reservoir sudah

mencapai tekanan bubble point, sehingga mulai muncul gelembung-gelembung gas

dari minyak. Dan gas yang terbentuk lama kelamaan akan semakin bertambah

banyak, setelah minyak dalam reservoir mencapai kondisi GOR liberated.

43

Setelah Injeksi:

Gambar V.10 Plot RF setelah injeksi

Gambar V.11 Plot GOR & WOR setelah injeksi

44

Saturasi minyak, setelah injeksi:

Bulan ke-1

Bulan ke-3

45

Bulan ke-5

Bulan ke-7

46

Bulan ke-8

Bulan ke-13

Gambar V.12 Saturasi minyak setelah injeksi

47

Dari gambar saturasi minyak setelah injeksi lean gas tersebut, nampak jelas terlihat

adanya perubahan saturasi minyak pada bulan ke-3, terjadi perubahan yang cepat

terhadap besarnya saturasi minyak pada lapisan atas reservoir, sehingga sampai pada

bulan ke-13 saturasi minyak pada lapisan atas reservoir telah hampir habis.

Sedangkan untuk pergerakan saturasi gas di dalam reservoir setelah dilakukan injeksi

lean gas dapat dilihat pada gambar berikut ini.

Saturasi gas, setelah injeksi:

Bulan ke-1

48

Bulan ke-3

Bulan ke-5

49

Bulan ke-7

Bulan ke-8

50

Bulan ke-13

Gambar V.13 Saturasi gas setelah injeksi

Hasil RF maksimum berdasarkan uji sensitivitas BHP.

Pada nilai BHP antara 1000 psi - 1200 psi, sebelum dilakukan injeksi lean gas, telah

didapatkan hasil bahwa perolehan minyak maksimum yaitu pada nilai BHP 1000 psi

yaitu sebesar 21.20% sedangkan pada BHP 1200 psi perolehan minyak hanya sebesar

17.74%.

Namun setelah dilakukan injeksi lean gas, ternyata didapatkan hasil bahwa

peningkatan perolehan minyak terbesar yaitu pada nilai BHP 1200 psi, bukan pada

BHP 1000 psi.

Hal ini terjadi karena, pada BHP 1000 psi saat sebelum injeksi, lebih banyak minyak

yang bisa diperoleh bila dibandingkan dengan perolehan minyak pada BHP 1200 psi,

maka akan mengakibatkan semakin banyak pula gas yang terproduksi, sehingga

dengan semakin banyaknya gas yang telah terproduksi tersebut maka minyak yang

tersisa di reservoir akan menjadi sedikit.

51

Injeksi lean gas merupakan injeksi gas yang sangat ringan yaitu 90% C1 (gas metana)

dengan maksud untuk mendesak minyak dengan cara meringankan minyak berat

yang ada di dalam reservoir.

Sehingga bila jumlah minyak yang tersisa di reservoir pada BHP 1000 psi sudah lebih

sedikit, bila dibandingkan dengan jumlah minyak pada BHP 1200 psi, maka setelah

dilakukan injeksi lean gas, efektivitas injeksi lean gas untuk mendesak minyak pada

BHP 1000 psi juga menjadi lebih sedikit, bila dibandingkan dengan efektivitas injeksi

lean gas untuk mendesak minyak pada BHP 1200 psi.

Sehingga menyebabkan kenaikan RF pada BHP 1000 psi akan lebih sedikit bila

dibandingkan dengan kenaikan RF pada BHP 1200 psi. Berikut ini adalah hasil RF

setelah injeksi pada BHP 1000 psi dan 1200 psi.

BHP=1000psi BHP=1200psi

RFsebelum injeksi = 21.20% RFsebelum injeksi =17.74%

RFsetelah injeksi = 28.09% RFsetelah injeksi = 26.56%

Penambahan RF = 6.89% Penambahan RF = 8.82%

Maka untuk kenaikan perolehan minyak terbesar yaitu untuk injeksi lean gas yang

dilakukan pada BHP 1200 psi.

Pada Gambar V.14 berikut ini dapat dilihat plot hasil injeksi lean gas pada

BHP 1200 psi, dengan RF sebesar 26.56%.

52

Plot hasil injeksi lean gas (90% C1 dan 10% C02), BHP 1200 psi

CMGBuilder01- BHP1200- AI - 23MScfpd - P=2000psi.irf

Oil Rate SC Producer Gas Rate SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

Gas

Rat

e SC

(ft3

/day

)

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

Oil

Rec

over

y Fa

ctor

SC

TR

2006-10 2007-1 2007-4 2007-7 2007-10 2008-10

200

400

600

800

1,000

0.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0

10

20

30

Gambar V.14 Plot RF vs. time

CMGBuilder01- BHP1200- AI - 23MScfpd - P=2000psi.irf

Gas Oil Ratio SC Producer Water Oil Ratio SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Gas

Oil

Rat

io S

C (f

t3/b

bl)

Wat

er O

il R

atio

SC

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

2006-10 2007-1 2007-4 2007-7 2007-10 2008-10

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0

10

20

30

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Gambar V.15 Plot GOR & WOR vs. time

53

V.3.2 Terhadap Kasus Injeksi Lean Gas

V.3.2.1 Skenario Komposisi Lean Gas

Model komposisi yang akan disimulasi dengan cara melakukan kombinasi antara C1

dan CO2. Dimana komposisi C1 yang akan dilakukan sensitivitasnya yaitu untuk

komposisi C1 80% - 95% dan sisanya adalah komposisi gas CO2.

Hasil RF untuk berbagai komposisi dan laju injeksi lean gas

BHP 1200 psi, awal proyek 7 Juli 2006, RF sebelum injeksi = 17.74%

Tabel V.8 Hasil RF berbagai komposisi dan laju injeksi lean gas

Komposisi Injeksi Lean Gas Komposisi Injeksi Lean Gas 20 MScfd 23 MScfd

C1 (%) RF (%) C1 (%) RF (%) 80 25.34 80 26.08 90 25.47 90 26.56 91 25.46 91 26.45 95 25.58 95 26.43

Komposisi Injeksi Lean Gas Komposisi Injeksi Lean Gas 26 MScfd 30 MScfd

C1 (%) RF (%) C1 (%) RF (%) 80 27.15 80 27.74 90 27.08 90 28.27 91 26.95 91 27.68 95 26.97 95 27.82

Dari hasil tersebut dapat diketahui bahwa injeksi lean gas optimum adalah untuk

komposisi 90% C1 dan 10% CO2. Untuk data hasil RF dengan komposisi lebih

bervariasi dapat dilihat pada Lampiran D.

Dari berbagai komposisi C1 tersebut antara 80% - 100%, maka hasil RF yang

didapatkan tidak terlalu berbeda jauh, sehingga untuk pemilihan komposisi lean gas

injeksi dapat juga disesuaikan dengan ketersediaan sumber lean gas yaitu C1 dan CO2

yang ada di lapangan.

54

V.3.2.2 Skenario Laju Injeksi Lean Gas

Laju injeksi lean gas yang akan dipakai menggunakan satuan Mscfd, sedangkan

kumulatif gas injeksi yang dihitung mengacu pada pore volume (PV) yaitu

perbandingan antara jumlah gas yang akan diinjeksikan dengan jumlah minyak yang

ada di dalam reservoir. Simulasi reservoir dilakukan dengan beberapa skenario laju

injeksi lean gas yang berbeda yaitu 20, 23, 26 dan 30 Mscfd. Sehingga akan

diketahui pada laju injeksi lean gas berapa dapat tercapai kondisi recovery factor

yang optimum.

Untuk mengetahui laju injeksi lean gas yang optimum, maka perlu dilakukan

simulasi lebih lanjut untuk membandingkan antara RF yang dihasilkan dan jumlah

lean gas yang diinjeksikan, maka didapatkan hasil sebagai berikut:

Tabel V.9 Hasil RF berbagai laju injeksi lean gas

Komposisi C1 90%, CO2 10% RFbi = 17.74 % Qgi (Mscfd) Cum. Gi (MMscf) RF (%) RF incr. (%) Eff. (%)

15 16.88 23.67 5.93 35.11 18 10.42 24.58 6.84 65.62 19 11.23 25.26 7.52 66.99 20 11.61 25.47 7.73 66.55 23 13.41 26.56 8.82 65.77 26 15.39 27.08 9.34 60.68 30 18.40 28.27 10.53 57.23

Dari beberapa hasil simulasi laju injeksi lean gas tersebut, ternyata untuk model

reservoir dalam penelitian ini, laju injeksi lean gas optimum adalah sebesar

19 Mscfd. Hasil RF setelah injeksi yaitu 25.26%, dengan kenaikan RF sebesar 7.52%.

55

Berikut ini pada Gambar V.16, dapat dilihat plot hasil RF dengan laju injeksi lean gas

sebesar 19 Mscfd.

Oil Rate SC Producer Gas Rate SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

Gas

Rat

e SC

(ft3

/day

)

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

Oil

Rec

over

y Fa

ctor

SC

TR

2006-10 2007-1 2007-4 2007-7 2007-10 2008-10

200

400

600

800

1,000

0.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0

10

20

30

Gambar V.16 Plot RF vs. time

Cumulative Gas SC Injector Gas Rate SC Injector Gas Rate SC Producer Cumulative Gas SC Producer

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

Gas

Rat

e SC

(ft3

/day

)

2006-10 2007-1 2007-4 2007-7 2007-10 2008-10.00e+0

5.00e+6

1.00e+7

1.50e+7

2.00e+7

0.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

Gambar V.17 Plot kumulatif gas injeksi vs. time

56

Gas Oil Ratio SC Producer Water Oil Ratio SC Producer Ave Pres POVO SCTR FIELD Oil Recovery Factor SCTR FIELD

Time (Date)

Gas

Oil

Rat

io S

C (f

t3/b

bl)

Wat

er O

il R

atio

SC

Ave

Pre

s PO

VO S

CTR

(psi

)

2006-10 2007-1 2007-4 2007-7 2007-10 2008-10

500

1,000

1,500

2,000

0

10

20

30

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Gambar V.18 Plot GOR & WOR vs. time

Dari serangkaian proses studi stimulasi injeksi lean gas yang telah dilakukan, maka

didapatkan hasil-hasil sebagai berikut:

1. Berdasarkan hasil uji ketercampuran, proses pendesakan injeksi lean gas pada

reservoir ini adalah pendesakan tak tercampur (immiscible displacement).

2. Grid blok optimum yang digunakan pada model reservoir ini yaitu dengan

menggunakan ukuran grid blok 25 arah i x 25 arah j.

3. Selang perforasi produksi dan injeksi yang optimum, terletak pada lapisan

paling dalam dari reservoir yaitu pada lapisan kelima sumur produksi maupun

sumur injeksi.

4. BHP optimum sebelum injeksi yaitu antara 1000 psi - 1200 psi.

5. Setelah dilakukan injeksi lean gas, didapatkan BHP optimum yaitu 1200 psi.

6. Komposisi injeksi lean gas optimum yaitu 90% C1 dan 10% CO2.

7. Laju injeksi lean gas yang optimum yaitu 19 Mscfd.

8. Recovery factor optimum setelah injeksi yaitu 25.26%.

9. Kenaikan recovery factor optimum setelah dilakukan injeksi lean gas adalah

sebesar 7.52%.