paper 4

JTM Vol. XVIII No. 1/2011

31

SCREENING OIL GRAVITY UNTUK PENGAPLIKASIAN STEAMFLOODING

Dimas Bagus Prasetia Yoga1, Taufan Marhaendrajana1 Sari Minyak berat adalah minyak bumi yang terdapat pada reservoir yang memiliki viskositas besar, kandungan residual karbon dan aspal didalamnya sehingga berat molekul akan menjadi besar. Minyak berat yang tidak dapat di produksikan berjumlah dua kali lebih besar dibandingkan dengan minyak bumi konvensional. Hingga saat ini, metode untuk memproduksikan minyak berat ini dengan cara mengurangi viskositas minyak berat sehingga dapat memudahkan minyak ini mengalir ke lubang sumur. Metode tersebut sering dinamakan dengan thermal enhanced oil recovery. Salah satu metode ini dikenal sebagai steamflooding. Steamflooding adalah metode untuk menurunkan viskositas minyak didalam reservoir dengan cara memberikan energi panas tambahan dengan menginjeksikan steam melalui sumur injeksi. Tujuan dari penelitian ini ialah mencoba untuk menentukan parameter-parameter dari sifat fluida dan batuan reservoir yang mempengaruhi keefektifan penggunaan metode steamflooding. Analisis ini dilakukan di awal seperti dalam tahap penetuan metode enhanced oil recovery. Analisis ini bergunan untuk pengembangan lapangan minyak berat karena proses ini membantu unutk menseleksi reservoir yang cocok penggunaan metode steamflooding dan dapat menambah faktor keekonomisan dari metode thermal-EOR. Hasil dari penelitian yang dilakukan didapatkan bahwa parameter reservoir seperti API minyak, saturasi conate water, tekanan kapiler dan steam quality akan mempengaruhi nilai recovery factor yang diperoleh dengan metode steam flooding. Kata kunci: minyak berat, steamflooding Abstract Heavy oil is hydrocarbon (oil) in the reservoir which has a large viscosity, content of residual carbon, asphalt and the molecular weight would be great. Amount of heavy oil which can not be produce is two times greater than conventional petroleum. Until now, methods to produce heavy oil is by reducing the viscosity of heavy oil to facilitate the oil flow to the wellbore. The method is often called a thermal enhanced oil recovery. One of method is known as steamflooding. Steamflooding is a method to reduce the viscosity of the oil in the reservoir by providing additional thermal energy by injecting steam through injection wells. The purpose of this research is to determine the parameters of the reservoir rock and fluid properties that affect the effectiveness of the steamflooding method. The analysis was conducted in early as in stage of enhanced oil recovery development. This analysis use for heavy oil field development because this process helps fatherly selecting a suitable reservoir for this method and increase the factor of economy of thermal-EOR. Results from research conducted found that parameters such as specific gravity oil (API), conate water saturation, capillary pressure and steam quality will affect the value of recovery factor obtained by steam flooding methods. Keywords : heavy oil, steamflooding 1) Program Studi Teknik Perminyakan- Institut Teknologi Bandung Jl. Ganesa No 10 Bandung, 40132, Tel: +62 22-2504955, Fax: +62 22-2504955, Email:

[email protected] I. PENDAHULUAN 1.1 Latarbelakang Penelitian Putra (2010) menjelaskan bahwa potensi besar minyak bumi berat yang tidak dapat di produksikan berjumlah dua kali lebih besar dibandingkan dengan minyak bumi konvensional. Hambatan utama dalam memproduksikan minyak berat adalah viskositas yang sangat besar sehingga minyak sangat sulit untuk mengalir. Oleh karena itu dibutuhkan energi panas tambahan di dalam sistem reservoir untuk mengurangi viskositas minyak tersebut. Sehingga nantinya akan mudah untuk mengalir ke lubang sumur dan diproduksikan. Terdapat berbagai macam metode enhanced oil recovery (EOR) yang dapat diaplikasikan pada minyak berat. Seiring dengan dibituhkannya energi panas, maka EOR ini akan

diaplikasikan untuk menghasilkan energi panas di dalam sistem reservoir dan nantinya akan mengurangi viskositas minyak berat. Sampai saat ini, metode Thermal Enhanced Oil Recovery yang umum digunakan ialah: 1. Huff and Puff 2. Steamflooding 3. In Situ Combustion 4. Electromagnetic Heating Injeksi steam sebagai salah satu thermal enhanced oil rcovery sudah sangat banyak ditemui pengaplikasiannya. Hingga saat ini, Proyek terbesar dari metode steamflooding ini terdapat di California, Canada, Indonesia dan Venezuela yang diaplikasikan dengan sumur injeksi dan produksi secara vertikal. Tetapi dengan berkembangnya waktu, penggunaan sumur injeksi dan produksi secara horizontal juga mulai dikembangkan, seperti metode Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD).

Dimas Bagus Prasetia Yoga, Taufan Marhaendrajana

32

Metode ini banyak diaplikasikan di Canada. Metode ini mampu menambahkan recovery factor minyak sebesar 20% jika dilakukan dengan proses siklus dan mampu menambahkan sebesar 50% jika diaplikasikan dengan injeksi steam secara terus menerus (untuk jarak sumur yang kecil). Metode steamflooding masih banyak diaplikasikan untuk memproduksikan minyak berat karena masih ekonomis dan mudah untuk diterapkan diantara metode yang lain walaupun injeksi steam terbatas pada kondisi tertentu. Metode steamflooding memberikan penghantar panas secara efektif karena dari metode ini panas akan dihantarkan tidak melalui peristiwa konduksi saja yaitu batuan formasi, tetapi terdapat peristiwa penghantar panas secara konveksi yaitu uap air. Jadi sampai saat ini, panas yang akan dihasilkan dari injeksi steam ini akan menghasilkan distribusi yang lebih merata dibandingkan dengan metode yang lain. Davie, et al. (1995) menjelaskan bahwa metode steamflooding memiliki keuntungan dalam penggunan sebagai salah satu metode thermal enhanced oil recovery. Terdapat 4 mekanisme pendesakan minyak yang dihasilkan, yaitu: pendesakan secara mekanik oleh air yang terkondensasi, viskositas minyak akan berkurang, minyak akan mengalami swelling dan distiliasi minyak pada zona steam. Chandra dan Mamora (2005) menjelaskan bahwa terdapat tahapan-tahapan yang dilakukan dalam pengembangan proyek steamflooding pada suatu reservoir, yaitu: (1) Screening reservoir; (2) Tes pilot; (3) Implementasi skala lapangan; (4) Manajemen reservoir. Oleh karena itu, penelitian ini fokus pada tahap pengembangan utama, yaitu screening reservoir. Dalam penelitian ini ingin diketahui yang menjadi pembatas dalam penggunaan metode ini serta karakteristik fluida dan batuan reservoirnya. Hal tersebut yang melatarbelakangi penelitian ini. Dalam penelitian ini ingin diketahui lebih lanjut tentang karakterisasi reservoir seperti apa yang cocok digunakan metode steamflooding. Penelitian ini juga melihat efek perolehan minyak jika terdapat sensitivitas terhadap parameter fluida dan batuan reservoir. 1.2 Tujuan Penelitian Dalam penelitian ini, tujuan yang ingin dicapai

ialah bagaimana menentukan karakteristik reservoir yang cocok untuk diaplikasikan Thermal Enhanced Oil Recovery dengan menggunakan simulator CMG STARS. Penelitian ini dapat digunakan sebagai referensi nantinya bagi para akademisi ataupun para profesional dalam menganalisis reservoir dengan minyak berat. Dengan adanya analisis ini, diharapkan kita dapat melakukan screening reservoir minyak berat, khususnya melakukan klasifikasi API minyak berdasarkan kenaikan recovery factor dan parameter lain yang berpengaruh terhadap pengaplikasian metode steamflooding. Hasil penelitian ini juga sangat membantu dalam analisis simulasi dan profil steam sewaktu diinjeksikan kedalam reservoir. Sehingga diharapkan adanya penelitian ini mampu menyelesaikan masalah-masalah tentang injeksi steam di industri minyak dan gas. 1.3 Pengaruh Temperatur Terhadap Fluida Reservoir dan Batuan Reservoir Pada umumnya suatu minyak bumi diklasifikasikan menjadi minyak berat jika memiliki specific gravity tinggi (nilai API kurang dari 20), viskositas tinggi hingga mencapai 100.000 cp, tingginya kandungan residual karbon, aspal yang menyebabkan berat molekul menjadi tinggi. Semakin rendah API minyak, maka semakin tinggi viskositasnya yang menyebabkan sulitnya fluida untuk mengalir. Viskositas merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir. Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan viskositas dengan temperatur dapat dilihat pada Gambar 1. Ramey, et al. (1975) menjelaskan tentang efek temperatur terhadap sifat fisik batuan, yaitu permeabilitas.

Screening Oil Gravity untuk Pengaplikasian Steamflooding

33

Gambar 1. Profil viskositas dan temperatur

(Weinbradt, et al., 1975) Pada tulisan tersebut dijelaskan tentang penelitian yang dilakukan untuk menjelaskan proses tersebut. Penelitian menggunakan sebuah alat yang didesain untuk mengukur permeabilitas relatif sebuah core kecil yang bersifat konsolidasi. Percobaan dengan menggunakan peristiwa imbibisi (peristiwa pendesakan fluida yang membasahi) sampel core batu pasir dalam keadaan temperatur ruang dan saat 1750F. Hasil peningkatan temperatur terhadap sampel core adalah sebagai berikut : 1. Kenaikan irreducible water saturation. 2. Penurunan residual oil saturation. 3. Permeabilitas relatif terhadapi air (flood

out) meningkat. 4. Permeabilitas relatif terhadap minyak

meningkat. 5. Rasio permebilitas, kw/ko, menurun. 6. Permeabilitas absolut menurun. 7. Panas akan mengiduksi secara mekanikal

dibandingkan dengan tekanan kapiler antara batuan dan fluida.

1.4 Metodologi Pengerjaan Dalam pengerjaan penelitian, langkah-langkah pengerjaan yang dilakukan adalah sebagai berikut: 1. Membaca literature-literature yang

bersangkutan seperti paper, diktat, text book mengenai steamflooding. Juga diperlukan untuk membaca literatur yang menyangkut tentang sifat-sifat fluida yang dipengaruhi oleh temperatur.

2. Mempelajari penggunaan simulator untuk melakukan pemodelan dan simulasi. Simulator yang digunakan adalah CMG STARS.

3. Melakukan simulasi dengan simulator CMG STARS dengan melakukan sensitivias beberapa parameter fisik batuan reservoir

dan fluida reservoir dengan waktu simulasi 20 tahun.

4. Membuat model geologi dengan gridcartesian dengan ukuran 10x10x4 (400 cells). Tipe porositas yang digunakan adalah single. Penulis membuat parameter batuan pada model reservoir ini dengan model sintetis dan data diambil dari paper.

5. Sensitivitas pertama ialah Specific Gravity atau API minyak. Interval sensitivitas API minyak dimulai dari 8 hingga 40.

6. Sensitivitas kedua ialah saturasi air conate. Parameter ini berkaitan dengan sifat kebasahan batuan reservoir.

7. Sensitivitas ketiga ialah tekanan kapiler. Parameter ini berkaitan dengan sifat fisik batuan reservoir.

8. Sensitivitas keempat ialah steam quality. Sensitivitas ini berkaitan dengan energi panas yang dibawa oleh steam ketika diinjeksikan ke dalam sistem reservoir.

9. Dilakukan proses simulasi dengan menggunakan input data dari paper yang memiliki profil minyak berat. Dari hasil simulasi tersebut, diperoleh profil laju alir lapangan maupun sumur produksi. Penulis dapat menganalisis recovery factor yang dihasilkan dari berbagai sensitivitas parameter yang ditentukan.

10. Dalam simulator CMG STARS, dilakukan analisis hasil sensitivitas dengan melihat profil aliran maupun profil saturasi pendesakan steam.

11. Disimpulkan bagaimana hasil analisis atau hasil simulasi dan dicocokkan dengan teori yang ada.

II. DATA DAN MODEL RESERVOIR 2.1 Input Data Reservoir Tabel 1 dan 2 menunjukkan properti-properti umum yang digunakan dalam simulasi dengan menggunakan simulator CMG STARS. Data-data dibawah ini diperoleh dari paper yang berkaitan dengan heavy oil. Tabel 1. Data properti reservoir (Mamora dan

Sandoval, 2005)

Gravity minyak API 11 Top formasi Ft 1900 Tekanan awal @ 1900 ft psia 845 Temperatur awal F 127 Ketebalan bersih minyak Ft 115 Gas-oil ratio awal SCF/STB 78 Saturasi minyak awal % 55 Saturasi air awal % 45 Permeabilitas md 6922 Porositas % 34.5 Vviscositas minyak @ 275 psia cp 3000


34

Tabel 2. Data properti batuan dan fluida reservoir (Mamora dan Sandoval, 2005)

Kompresibilitas efektif formasi, 1/psi

9,00E-05

Kapasitas panas batuan, Btu/cft-F 35,02 Konduktivitas panas batuan, Btu/ft-day-F

1

Konduktivitas panas fase air, Btu/ft-day-F

0,36

Konduktivitas panas fase minyak, Btu/ft-day-F

1,2

Konduktivitas panas fase gas, Btu/ft-day-F

0,0833

Porositas, % 34,5 Permeabilitas horizontal, md 6922 Permeabilitas vertical, md 692,2

Untuk data properti batuan, penulis melakukan normalisasi data batuan pasir dengan sifat intermediete wet didalam menu CMG STARS. Hasil normalisasi ditunjukkan pada Tabel 3 dan Gambar 2.

Tabel 3. Data permebilitas relatif terhadap saturasi air

Sw Krw Kro 0,45 0 0,4 0,47 0,000056 0,361 0,5 0,000552 0,30625 0,55 0,00312 0,225 0,6 0,00861 0,15625 0,65 0,01768 0,1 0,7 0,03088 0,05625 0,75 0,04871 0,025 0,77 0,05724 0,016 0,8 0,07162 0,00625 0,82 0,08229 0,00225 0,85 0,1 0

Gambar 2. Kurva permeabilitas relatif 2.2 Deskripsi Reservoir Penulis membuat model sintetis reservoir dengan setiap parameter diasumsikan homogen. Tipe grid yang digunakan dalam model reservoir ini adalah cartesian

ditunjukkan pada Gambar 3. Pembuatan model reservoir beserta fluida didalamnya menggunakan data paper yang telah terbukti menjadi proyek utama di lapangan San Ardo, California. Top reservoir pada kedalaman 1945 ft. Minyak tersaturasi merata di setiap grid sebesar 55%. Model ini juga diasumsikan tidak ada aquifer di samping atau di bawah zona minyak. Pada kondisi awal, tidak ada saturasi gas. Gas tidak terdapat di sistem reservoir ini dikarenakan tekanan reservoir diatas tekanan gelembung minyak. Tekanan gelembung minyak sebesar 100 psi. Ketebalan minyak pada model reservoir ini sebesar 15 ft untuk setiap layer.

Gambar 3. Model reservoir dan penempatan

sumur (10x10x4 = 400 cells) 2.3 Simulasi Reservoir Penulis menggunakan simulator numerik komersial yang umum digunakan dalam memodelkan fluida maupun geologi reservoir dalam penelitian ini. Simulator tersebut adalah CMG (Computer Modeling Group). 2.3.1 Simulator Numerik Simulator yang digunakan dalam pemodelan ini adalah STARS (Steam and Additive Reservoir Simulator) yang dikembangkan oleh CMG. STARS mempunyai karakteristik fully implicit, multiphase, multicomponent, finite diference thermal simulator. Aliran antarblok dihitung dengan cara menghitung setiap mobilitas dan enthalpi dalam setiap single-point pada grid cartesian, radial, dll. 2.3.2 Sistem Gridding Pada Gambar 2 menunjukkan bahwa tipe grid yang digunakan dalam model geologi adalah cartesian. Konfigurasi sumur yang digunakan pada tiap sumur adalah sumur vertikal. Terdapat dua sumur produksi dan satu sumur injeksi. Desain komplesi sumur produksi dan injeksi berbeda. Kedua jenis sumur ini meruapakan sumur vertikal. Perbedaan kedua


35

jenis sumur ini terletak pada zona perforasi saja. Perforasi sumur injeksi hanya dilakukan pada layer paling bawah, yaitu 4. Sedangkan pada kedua sumur produksi, perforasi dilakukan di setiap layer yang ditembus oleh sumur. Konfigurasi pada penelitian ini menggunakan model ¼ 5-spot. Sumur vertikal injeksi terletak pada grid 10 10 1 hingga 10 10 4 dan perforasi hanya pada layer paling bawah, yaitu pada layer ke-4. Sumur vertikal produksi berada pada grid 1 1 1 hingga 1 1 4 dan setiap layer dilakukan perforasi. 2.3.3 Kondisi Awal dan Pembatas Data reservoir pada model sesuai dengan data input parameter yang dijelaskan diatas. Asumsi utama yang digunakan pada model ini adalah homogen. Permeabilitas pada arah-x dan arah-y. Permeabilitas vertikal diasumsikan bernilai setengah dari nilai permebilitas x dan y. Kondisi awal saturasi minyak sebesar 55% di setiap grid reservoir. Saturasi gas saat kondisi awal bernilai nol. Pada saat melakukan simulasi, temperatur dan tekanan awal reservoir bernilai 127 0F dan 875 psi. Untuk sumur injeksi, maksimum tekanan bawah sumur sebesar 1000 psi dan maksimum injeksi air sebesar 300 bbl/hari. Sedangkan batasan untuk sumur produksi, minimum tekanan bawah sumur sebesar 17 psi, maksisum surface liquid rate sebesar 1000 bbl/hari dan maksimum injeksi steam sebesar 10 bbl/hari. Temperatur fluida injeksi untuk semua simulasi sebesar 450 0F, sedangkan untuk steam quality sebesar 70%. Tetapi pada paper ini juga akan dilakukan sensitivitas terhadap steam quality. Asumsi yang digunakan saat menginjeksi steam adalah tidak ada heat loss selama dari permukaan hingga ke reservoir. III. HASIL SIMULASI DAN ANALISIS SENSITIVITAS Hasil simulasi pada kelima sensitivitas akan menghasilkan analisis yang digunakan untuk pemilihan karakterisitk reservoir yang cocok untuk digunakan steamflooding. 3.1 Kasus 1 : API Minyak Kasus sensitivitas pada kasus pertama ini adalah API minyak. Penulis ingin membuktikan bahwa dengan nilai API minyak berapa yang mempunyai kenaikan recovery factor secara signifikan jika diaplikasikan steamflooding. Penulis melakukan simulasi dengan hanya mengganti satu parameter, yaitu API minyak. Kemudian setiap API minyak dilakukan dua kondisi yang berbeda, yaitu tanpa menggunakan injeksi steam dan dengan menggunakan injeksi steam. Dari setiap API minyak tersebut, akan dilihat pengaruh

kenaikan recovery factor yang kemudian dapat disajikan dalam Gambar 4. Simulasi dilakukan dimulai dari interval 8 hingga 40 API minyak dengan waktu produksi 20 tahun.

Gambar 4. Plot antara kenaikan recovery

factor dengan API minyak Pada hasil simulasi yang telah ditunjukkan pada kurva diatas, kenaikan recovery factor sangat signifikan sangat API minyak saat nilai API kurang dari 25. Terdapat dua gradien yang berbeda, nilai gradien membesar saat kurang dari 25 API. Jika kita melihat semakin berat minyak yang disimulasikan akan membuat penambahan recovery factor menjadi semakin besar dan akhirnya semakin kecil nilai API minyak, maka penambahan recovery factornya akan tetap. Hal ini terjadi karena pada minyak ringan tidak perlu adanya energi panas tambahan yang dibutuhkan minyak untuk dapat mengalir. Sedangkan jika minyak berat diproduksikan tanpa digunakan injeksi steam, maka recovery factor yang didapat sangat kecil sekali karena viskositas dari minyak berat ini sangat besar sehingga membuat minyak sulit untuk mengalir. Profil viskositas terhadap temperatur dapat dilihat pada Gambar 5. Pada profil tersebut diperlihatkan bahwa semakin naik temperatur makan perubahan viskositas akan menurun secara drastis. Oleh karena itu, ketika minyak berat akan mengahsilkan recovery factor yang besar jika ditambahkan energi panas di sistem reservoir.

Gambar 5. Profil viskositas terhadap

temperatur

Pada kasus ini, dapat disimpulkan bahwa metode steamflooding akan lebih efektif terasa


36

pada peningkatan recovery factor pada saat API kurang dari 25. Semakin berat minyak didalam reservoir, maka semakin besar peningkatan recovery factor yg didapat jika menggunakan injeksi steam. Pada kondisi reservoir seperti ini cocok untuk dipertimbangkan penerapan metode steamflooding. 3.2 Kasus 2 : Saturasi Connate Water Pada kasus ini dilakukan sensitivitas terhadap saturasi connate water. Penambahan saturasi air conate akan mempengaruhi recovery factor, hal ini dikarenakan perubahan permeabilitas realtif terhadap minyak yang semakin mengecil yang menyebabkan laju alir minyak akan menurun.. Hal ini yang menyebabkan penurunan kumulatif minyak saat kenaikan saturasi air conate. Profil laju alir minyak kumulatif dapat dilihat pada Gambar 6.

Gambar 6. Laju alir minyak kumulatif pada

berbagai kondisi swc terhadap waktu Laju alir minyak semakin mengecil dengan peningkatan saturasi air conate. Hal ini terjadi diperkirakan karena penurunan permeabilitas relatif terhadap minyak pada saat kondisi saturasi air conate meningkat.

Hasil simulasi senstivitas saturasi air conate ditunjukkan pada Gambar 7.

Gambar 7. Plot recovery factor terhadap

saturasi connate air Hasil tabulasi tentang penurunan OOIP dengan meningkatnya jumlah minyak yang didapat dapat dilihat pada bagian lampiran. 3.3 Kasus 3 : Tekanan Kapiler Tekanan kapiler pada kasus ini dijadikan sebagai sensitivitas untuk mengetahui recovery factor optimum yang dapat diperoleh. Pada kasus ini, nilai tekanan kapiler akan ditingkatkan dan dilihat pengaruhnya terhadap recovery factor. Data tekanan kapiler diperoleh berdasarkan data yang umum ditemui dilapangan. Maksimum tekanan kapiler bernilai 30 dyne. Setelah melakukan simulasi, hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa semakin besar tekanan kapiler, hal yang terjadi adalah semakin kecil recovery factor yang diperoleh. Hal ini disebabkan karena semakin besar tekanan kapiler, tekanan yang dibutuhkan oleh minyak untuk mengalir semakin besar. Pada kurva tekanan kapiler dan saturasi air (Gambar 8) dapat dilihat bahwa semakin besar tekanan kapiler maka threshold pressure yang dibutuhkan juga semakin besar.

Gambar 8. Plot antara tekanan kapiler dan saturasi air – sensitivitas tekanan kapiler


37

Peningkatan tekanan kapiler juga menyebabkan kenaikan saturasi air conate. Semakin besar air conate maka semakin kecil laju alir minyak. OOIP semakin mengecil dengan bertambahnya saturasi air conate. Penurunan laju alir minyak lebih besar daripada penurunan OOIP, oleh karena itu recovery factor akan mengecil saat tekanan kapiler atau saturasi air conate meningkat. Hasil simulasi dengan tiga buah tekanan kapiler yang berbeda ditunjukkan pada Tabel 4.

Tabel 4. Hasil tabulasi sensitivitas tekanan kapiler dan recovery factor

Sw Pc 1 Pc 2 Pc 3 0,45 30 30 30 0,47 21 21 21 0,5 15 16,5 20 0,55 11 14,2 17,7 0,6 8,7 12,8 16,3 0,65 7,4 11,5 15 0,7 6,6 10,4 13,9 0,75 5,8 9 12,5 0,77 5,1 8 11,5 0,8 4,5 7 10,5 0,82 3,6 6 9,5 0,85 0,4 0,4 0,4 RF 52,24 51,74 51,72

Gambar 9 menunjukkan adalah profil laju alir minyak pada saat sensitivitas tekanan kapiler. Hal ini yang menunjukkan bahwa semakin besar tekanan kapiler, maka dibutuhkan tekanan yang besar untuk menghasilkan laju alir yang sama.

Gambar 9. Plot antara laju alir minyak pada

berbagai tekanan kapiler

Kasus 4 : Steam Quality Steam quality adalah energi panas yang dibawa berupa perbandingan antara steam dan cairanketika diinjeksikan kedalam reservoir. Steam quality ini juga penting dalam pengaplikasian steamflooding karena energi

panas yang dibawa oleh steam akan menentukan seberapa besar penambahan panas yang terjadi di dalam reservoir. Pada hasil simulasi dibwah ini, steam quality optimum dicapai saat 80% karena penambahan steam quality menjadi 90% saja tidak menambah kenaikan recovery factor yang signifikan. Pada kondisi lapangan, recovery factor mencapai 80% sangat besar dan jarang dicapai. Tetapi perlu diingat bahwa semakin besarnya steam quality berarti biaya untuk membuat uap panas akan semakin besar. Tetapi pada penelitian ini belum difokuskan pada hal tersebut. Kasus sensitivitas ini dilakukan pada minyak berat dengan 8 API. Model geologi menggunakan tipe grid yang sama, yaitu cartesian, dengan jumlah cells sebanyak 400. Gambar 9 menunjukkan hasil simulasi dari sensitivitas steam quality.

Gambar 10. Plot antara steam quality dengan

recovery factor Pada hasil diatas menunjukkan bahwa peningkatan steam quality akan meningkatkan recovery factor dilihat dari kurva laju alir kumulatif lapangan seperti pada Gambar 11.

Gambar 11. Plot laju alir kumulatif minyak

dengan sensitivitas steam quality Proses simulasi dari pengembangan steamflooding memerlukan ukuran grid yang lebih kecil dan membutuhkan waktu CPU yang

0

50

100

Reco

very

Fact

or (%

) SQ 2

SQ 4

SQ 5

SQ 6

SQ 7

SQ 8


38

banyak. Hal ini disebabkan karena persamaan energi yang harus diselesaikan secara simultan dengan persamaan material balance, persamaan transportasi dan persamaan keadaan. Pada Gambar 11 terlihat perbedaan profil pada saat steam quality bernilai 70% dan saaat steam quality bernilai 50%. Pada saat steam quality lebih dari 70%, profil laju aliran mengalami peningkatan kumulatif produksi pada saat akhir tahun 1987. Hal ini dikarenakan pada saat SQ 70%, panas yang terjadi di reservoir lebih panas sehingga viskositas pada saat ini jauh berkurang dan memungkinkan minyak yang awalnya berat dapat terproduksi. Sehingga terjadi lekukan pada profil aliran kumulatif maupun alir minyak pada Gambar 13. Perbedaaan nilai viskositas pada saat akhir tahun 1987 dapat dilihat pada Gambar 12 dan 13. (a)

(b)

Gambar 12. Profil viskositas (1988), (a) SQ 70% (b) 50%)

Gambar 13. Plot laju alir minyak, laju alir air dan kumulatif minyak pada 2 (dua) kondisi

steam quality 70% dan 50% Profil steam pada metode steamflooding ini memiliki sifat gravity override (profil pendesakan steam dapat dilihat pada perubahan saturasi minyak pada lampiran)

dikarenakan steam mempunyai densitas yang ringan sehingga steam akan lebih mudah mendesak pada bagian atas reservoir. Oleh sebab itu, minyak pada bagian atas reservoir akan cepat terpanaskan dan mudah mengalir ke sumur produksi. Bagian atas yang telah kosong oleh minyak ini akan tergantikan oleh steam dan pada akhirnya steam akan terus menerus melewati bagian atas reservoir ini dan ikut terproduksi. Sehingga penambahan produksi minyak tidak sebesar seperti sebelum tercapai breakthrough. Gambar 13 menunjukkan efek penurunan viskositas pada saat steam quality 70% dan 50%. Pada Gambar 12 dapat dilihat profil gravity override pada injeksi steam. IV. KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan yang bisa didapat dalam penelitian ini ialah sebagai berikut: 1. Hasil senstivitas untuk menentukan kriteria

API minyak yang efektif dilakukan pengaplikasian steamflooding adalah minyak dengan API kurang dari 25.

2. Efek saturasi air conate berpengaruh terhadap faktor perolehan minyak dengan mengunakan steamflooding. Semakin besar saturasi air conate dapat mengurangi permeabilitas relatif terhadap minyak yang mengakibatkan penurunan laju alir minyak. Oleh karena itu recovery factor akan menurun dengan bertambahnya sautasi air conate. Hal ini juga berlaku pada parameter tekanan kapiler. Tekanan kapiler semakin besar maka saturasi air conate akan meningkat.

3. Steam Quality yang optimum dalam perolehan minyak pada kondisi lapangan sebesar 80% dilihat dari penambahan recovery factor setelahnya yang tidak signifikan.

DAFTAR PUSTAKA 1. Chandra, S., Mamora, D.D., 2005.

Improved Steamflood Analytical Model. 2. Davies, I.G., Silberberg, I.H., Caudle,

B.H., 1995. A Method of Predicting Oil Recovery in a Five-Spot Steamflood, Journal of Petroleum Technology.

3. Mamora, D.D., and Sandoval, J.E., 2005. Investigation of a Smart Steamflood Pattern To Enhance Production From San Ardo Field, California.

4. Putra, R.N., 2010. Analisis Pengaruh Brine dan Nanoferrofliuids Terhadap Faktor Perolehan Pada Heavy Oil Melalui Pemanasan Induksi Elektromagnetik.

5. Weinbradt, R.M., Ramey, JR,H.J., Casse, F.J., 1975. The Effect of Temperature on Relative and Absolute Permeability of Sandstones.

paper 4

Documents