pengaruh kemiringan reservoir terhadap · pdf filemetoda produksi untuk memperoleh hidrokarbon...

PENGARUH KEMIRINGAN RESERVOIR TERHADAP FAKTOR PEROLEHAN MINYAK DENGAN WATERFLOOD

PADA FORMASI TIDAK TERKOMPAKSI (STUDI LABORATORIUM)

TUGAS AKHIR

Oleh: JUNIUS SIMBOLON

NIM 12204055

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010



TUGAS AKHIR

Oleh: JUNIUS SIMBOLON

NIM 12204055

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh: Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Tanggal……………………………..

(Dr. Ir. Leksono Mucharam, M.Sc.)

Junius Simbolon, 12204055, Sem 2 2009/2010 1



Junius Simbolon* Dr. Ir. Leksono Mucharam, M.Sc.**

Sari Sebagian besar lapangan tua yang telah lama diproduksi memiliki beberapa sumur yang ditinggalkan dan sumur yang masih ekonomis untuk diproduksikan. Sumur ini akan diproduksikan dengan injeksi air(waterflood). Pertimbangan sebelum melakukan injeksi waterflood adalah penentuan pola injeksi. Hal ini didasarkan pada sudut kemiringan sumur injeksi terhadap sumur produksi. Meskipun kemiringan ini sebenarnya ada secara alami di lapangan tetapi perlu dilakukan studi laboratorium untuk mengetahui kemiringan terbaik sumur injeksi waterflood agar diperoleh hasil produksi yang maksimal.

Paper ini akan menyajikan data tentang pengaruh kemiringan pada reservoir yang dimodelkan dalam dua dimensi (2D) terhadap faktor perolehan minyak dengan metoda injeksi waterflood. Studi laboratorium ini dilakukan pada formasi batuan pasir yang tidak terkompaksi. Kata kunci : Lapangan tua, sumur yang ditinggalkan, waterflood, kemiringan reservoir 2D, faktor perolehan, pola injeksi, formasi batu pasir tidak terkompaksi Abstract In most brownfields which has been produced for a long period time, there are many abandoned well and well which still economically to be produced. This well should be produced with waterflood injection method. There is a consideration before water flood injection, i.e. decide injection pattern. The Decision of injection pattern depends on the dip of injection well into producing well. Although the dip is naturally on the field but it is necessary to do laboratory study for finding the best reservoir dip into get the maximum recovery factor.

This paper will provide data about the effect of 2D reservoir dip into oil recovery factor by water flood injection method. The laboratory study is used for unconsolidated sandstone formation. Keyword: brownfield, abandonedwell, Water flood, 2D reservoir dip, recovery factor, injectiion factor, unconsolidated sandston formation *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung


I. PENDAHULUAN

Latar Belakang Sebagian besar lapangan minyak yang telah lama diproduksikan memiliki beberapa sumur yang ditinggalkan dan masih memiliki sumur yang berpotensi dan ekonomis untuk diproduksi. Oleh karena itu, sumur potensial ini tetap diproduksikan dengan injeksi waterflood dan sumur yang telah ditinggalkan dibuka kembali untuk dipakai sebagai sumur injeksi. Hal utama yang perlu dipertimbangkan pada kondisi ini adalah penentuan sumur injeksi yang akan dipakai dengan memperhatikan kemiringan sumur injeksi tersebut terhadap sumur produksi. Hal ini dipertimbangkan dalam menentukan pola injeksi waterflood. Lapangan tua telah memiliki banyak data terutama pemetaan geologi yang berisikan kemiringan beberapa sumur injeksi terhadap sumur produksi. Pada paper ini akan membandingkan hasil perolehan(recovery factor) injeksi waterflood pada kemiringan sumur injeksi yang horizontal, 45º dan vertikal terhadap sumur produksi. Tujuan Tujuan dari paper ini adalah Untuk menyediakan informasi tentang pengaruh kemiringan reservoir pada faktor perolehan minyak dari injeksi waterflood pada transparan sandpack 2D dan untuk menemukan metoda injeksi terbaik yang menghasilkan faktor perolehan minyak maksimum pada formasi batuan pasir tidak terkompaksi pada beberapa kemiringan. Teori dasar Istilah untuk perolehan minyak primer, sekunder, dan tersier (Enhanced) digunakan berdasarkan metoda produksi untuk memperoleh hidrokarbon atau waktu saat hidrokarbon tersebut diperoleh. Perolehan minyak primer menggambarkan produksi hidrokarbon dengan mekanisme pendorongan secara alami yang ada di reservoir tanpa adanya injeksi fluida seperti gas atau air. Secara umum, perolehan minyak primer ini merupakan suatu proses yang kurang efisien dan menghasilkan perolehan minyak yang kecil. Kurangnya tenaga pendorong yang cukup untuk memperoleh hidrokarbon, telah menginisiasi perlunya melengkapi tenaga alamiah dengan beberapa metoda pengangkatan buatan (artificial lift).

Perolehan minyak sekunder menunjukkan perolehan minyak tambahan dengan melakukan injeksi konvensional berupa injeksi air atau injeksi gas immiscible. Biasanya, pemilihan proses perolehan minyak sekunder mengikuti perolehan minyak primer. Waterflood adalah metoda umum dari perolehan minyak sekunder. Sebelum melakukan perolehan minyak sekunder perlu dipastikan bahwa perolehan minyak primer benar-benar tidak mampu lagi mendorong hidrokarbon. Perolehan minyak tersier (Enhanced Oil Recovery) adalah perolehan minyak setelah metoda perolehan minyak pimer dan sekunder dilakukan. Beberapa metoda perolehan minyak tersier dilakukan untuk mendorong saturasi minyak sisa (Residual Oil Saturation) yang tertinggal setelah melakukan metoda perolehan minyak primer dan sekunder. Faktor-faktor yang mempengaruhi Waterflood Thomas, Mahoney dan Winter (1989)

menemukan bahwa sebelum menentukan kandidat reservoir untuk dilakukan waterflooding, perlu diperhatikan beberapa karakteristik reservoir berikut ini:

• Geometri reservoir, • Properti Fluida, • Kedalaman reservoir, • Lithologi dan properti batuan, • Saturasi Fluida • Keseragaman reservoir, dan • Mekanisme pendorong reservoir yang

primer Waktu Optimum untuk melakukan Waterflood Prosedur umum penentuan waktu optimum untuk memulai waterflood adalah untuk menghitung:

• Prediksi perolehan minyak • Laju produksi fluida • Investasi keuangan • Persediaan dan kualitas air • Biaya perawatan air dan perlengkapan

pompa • Biaya pemeliharaan dan operasi

instalasi fasilitas air • Biaya pemboran sumur injeksi baru atau

mengubah sumur produksi yang ada menjadi sumur injeksi


Penentuan Pola waterflood Salah satu langkah awal merancang suatu proyek waterflooding adalah menentukan pola injeksi. Tujuannya adalah memilih pola yang terbaik yang memungkinkan contact maksimum antara fluida injeksi dengan sistem crude oil. Penentuan ini dapat dilakukan dengan :

1. Mengubah sumur produksi yang ada menjadi sumur injeksi

2. Membor sumur injeksi baru Sebelum menentukan polanya, perlu dipertimbangkan beberapa faktor berikut ini:

• Heterogenitas reservoir dan permeabilitas secara direksional

• Arah rekahan (fracture) formasi • Persediaan injeksi fluida • Lamanya waterflood yang diiinginkan

dan diantisipasi • Perolehan minyak maksimum • Jarak, produktivitas, dan injektivitas

sumur

Pada umumnya, penentuan pola injeksi yang sesuai bergantung pada jumlah dan lokasi sumur yang telah ada. Pada banyak kasus, sebagian besar sumur produksi diubah menjadi sumur injeksi. Efek dari kemiringan reservoir Paper ini akan membahas tentang pengaruh kemiringan reservoir terhadap faktor perolehan minyak. Untuk aliran dua fasa fluida pada suatu lapisan inklinasi dengan gravitasi melawan penyapuan, aliran fractional (f1) fluida pendesak adalah

)*

*(1

)sin***)*

*((1

22

12

2

2

1

kr

kr

gkrk

f

µµ

αρµµ

+

∆−= ...(1)

Melalui persamaan (1) ini, diperlihatkan bahwa proses desaturasi (recovery hidrokarbon dari) suatu media berpori, dengan mempertimbangkan ekonomi, aliran fluida pendesak pada arus produksi, adalah lebih besar ketika gravitasi berperan (bagian B pada gambar (1)) daripada yang tidak menggunakan gaya gravitasi.

Gambar 1: Aliran fluida f1 Tambahan pula bahwa jika zona transisi diabaikan (yaitu asumsikan fluida pendesak dan fluida didesak dipisahkan oleh suatu permukaan atau front tanpa ketebalan), pendesakan front menjadi tidak stabil untuk injeksi fluida dan kecepatan lebih tinggi daripada kecepatan kritikal:

...(2) Dimana:

)(*;_ 11 mMuu SSefektifPorositas −== φφφS1M dan S1m adalah batasan porositas fluida 1 pada medium berpori. Untuk kemiringan horizontal, kecepatan kritikal adalah 0. Injeksi air akan menyebabkan tongue pada dasar lapisan dan injeksi gas akan membentuk umbrella pada bagian atas lapisan. Fenomena ini akan menyebabkan breakthrough yang sangat cepat oleh fluida injeksi pada sumur produksi. Hal ini dapat dilihat pada gambar (2).

Gambar 2: Breakthrough pada kemiringan

horizontal Stabilitas Pendesakan Teori oleh Buckley-Leverett(1942) menyatakan bahwa front pendesak berlangsung pada cara yang seragam. Engelberg dan klikenberg (1951) meneliti dan menermukan teori bahwa pada banyak kasus yang disebut viscous finger berlangsung pada head front. Jika front mampu menyamai fingers maka front pendesakan dapat disebut stabil.


Gaya Kapiler dan gaya gravitasi memiliki peranan penting dalam stabilitas pendesakan. Gambar (3) menunjukkan pendesakan minyak dari bawah ke atas oleh air yang lebih berat yang mana termasuk fluida pembasah (wetting fluid). Gaya kapiler mempertahankan melebarnya finger dan gaya gravitasi mempertahankan pemisahan fasa secara vertikal. Efek kedua gaya ini dapat dipertimbangkan dalam menentukan laju pendesakan.

Gambar 3: Pengaruh gaya kapiler dan gravitasi

dalam stabilitas pendesakan Pendesakan pada lapisan yang miring Gambar (4) menampilkan lapisan non-horizontal dengan fluida pendesak dan fluida didesak dalam posisi setimbang (equilibrium) yang statik. Apabila densitas air (dw) > densitas minyak (do), fluida pendesak yang lebih berat akan berada dibagian bawah dan tegangan permukaan akan horizontal, ini berarti arahnya vertikal terhadap gravitasi. Ini yang disebut dengan pendesakan piston-like. Sebelum front hanya fluida didesak dengan mobilitas kro/uo mengalir dan dibelakangnya hanya front fluida pendesak dengan mobilitas kro/uw.

Gambar 4:

(a) Posisi awal Water Oil Contact (WOC) (b) dan (c) kemungkinan perubahan WOC ketika

pendesakan Distribusi saturasi Vertikal Pada pendesakan linier 1D oleh fluida wetting, tekanan kapiler mempengaruhi profil saturasi. Oleh karena itu, profil saturasi ini dapat diperkirakan dengan discontinuity, karena tidak signifikan. Bentuk nyata profil saturasi dapat dihitung dengan metoda numerik dengan mempertimbangkan tekanan kapiler. Tekanan kapiler berpengaruh penting dalam lapisan yang miring.

Gambar 5: Pengaruh gaya gravitasi dan kapiler

pada pendesakan superkritikal Melalui beberapa teori diatas, dapat diketahui bahwa kemiringan reservoir memiliki peranan penting dalam relasi aliran fluida, gravity segregation dan faktor perolehan minyak. Dengan adanya efek kapiler dan gravity segregation berarti recovery factor minyak akan diperoleh maksimal pada reservoir yang vertikal atau miring. Alat dan Bahan Alat dan bahan yang digunakan pada percobaan ini adalah sebagai berikut:

1. Pompa Ruska 1000 cc 2. Surfactant 13A* 3. Ottawa sand 4. Pyrex glass 5. Input port dan screen 6. Shieve analysis apparatus 7. Picnometer 8. Aquadest 9. Polimer 10. Brine and Minyak X#60 11. Chamber ASP 12. Chamber injeksi 13. Neraca Electric(digital balance)


14. Kompresor 15. Bujur 16. Kipas angin 17. Toluen 18. Gelas kimia 1000 ml 19. Tabung ukur 20. Lem Fox 21. Vaseline

II. PROSEDUR PERCOBAAN

Langkah pertama adalah persiapan sandpack. Sandpack adalah pyrex glass yang telah diisi dengan pasir dan terisi padat dan kompak dengan bantuan alat shieve analysis. Awalnya input port diinstal dengan screen yang spesifikasinya 80 karena pasir yang akan dipakai berukuran mesh 100. Perlu diperhatikan agar tidak menutupi lubang port dan setelah di lem ditunggu beberapa jam (kurang lebih 2 jam) hingga lem mengering dan screen terinstall dengan lengket pada port. Penginstallan screen ini pada input port dengan bantuan lem Fox. Setelah screen terinstall pada port lalu port dilumasi dengan Vaseline sebelum dimasukkan pada pyrex glass agar mudah mengeluarkan port saat pyrex glass selesai digunakan. Pertama kali hanya perlu memasukkan input port karena akan memasukkan pasir melalui output port. Setelah pyrex glass telah selesai dipersiapkan maka berikutnya adalah menimbang berat pasir dalam wadah plastik sebelum dimasukkan ke dalam pyrex glass. Pengukuran berat pasir ini dilakukan dengan menggunakan Neraca Elektrik dan dilakukan tiga kali agar diperoleh hasil yang akurat. Berat pasir dalam plastik adalah perata-rataan ketiga hasil pengukuran tersebut. Sebelum mengukur dengan Neraca Elektrik perlu diperhatikan bahwa Neraca Elektrik perlu di-nol-kan terlebih dahulu dan ingat suhu ruangannya berarti kaca pada neraca elektrik jangan dibuka terlalu besar. Langkah selanjutnya adalah memasukkan pasir ke dalam pyrex glass dengan menggunakan sieve analysis apparatus. Sieve analysis dihidupkan pada tegangan listrik 110 Volt dan digunakan tanpa meshnya karena hanya akan dipakai untuk menggetarkan pyrex glass agar pasir masuk ke dalam pyrex glass dengan kompak dan padat dan diharapkan tidak banyak ruang kosong berarti tidak ada fracture pada pyrex glass. Pengisian pasir ke dalam pyrex glass ini berlangsung

sekitar 45 menit karena sebaiknya dilakukan secara perlahan. Apabila pyrex glass telah diisi pasir dengan padat maka ditutup dengan memasang output port pada bagian atasnya. Hal ini berarti sandpack telah siap. Langkah berikutnya adalah mengisi chamber minyak dan brine yang terhubung perlengkapan ASP (Alkalyne, Surfactant, dan Polimer) selanjutnya disebut chamber ASP hingga penuh. Pengisian ini dilakukan dengan menginjeksikan brine dan minyak melalui suatu chamber injeksi dengan bantuan alat kompresor dan memundurkan pompa Ruska 1000 cc. Volume pada chamber ASP ini 1 liter. Volume pada chamber injeksi sebesar 0,5 liter. Sehingga pengisian dilakukan dua kali. Pertama kali diisi adalah chamber ASP brine. Pengisian pertama ini dilakukan kurang lebih 30 menit. Pompa Ruska dimundurkan dengan laju maksimal dan dihentikan hingga pada kondisi 0. Apabila telah diisi chamber brine lalu chamber injeksi dibersihkan dengan toluene dan dikeringkan dengan kompresor. Kemudian chamber injeksi ini dibersihkan dengan tisu. Berikutnya chamber injeksi diisi dengan minyak. Lalu dihubungkan dengan chamber minyak ASP. Pengisian ini juga dilakukan sekitar 30 menit. Kemudian, sandpack dihubungkan dengan chamber brine ASP. Hal pertama yang akan dilakukan disebut dengan proses Water Saturation, artinya sandpack akan dijenuhkan dengan air. Prinsipnya brine dari chamber ASP akan di desak masuk ke dalam sandpack dengan bantuan alat Pompa Ruska dan tentu saja dengan laju injeksi yang lambat sesuai kondisi lapangan sekitar 0,273 cc/menit. Proses Water Saturation ini akan selesai jika telah di tampung dua atau tiga effluent brine pada output port sandpack.Hal ini berarti sandpack telah jenuh dengan brine. Prinsip utama yang harus diperhatikan dalam proses water saturation adalah sandpack diposisikan vertikal dan injeksi brine dari bawah (input port) dan effluentnya ditampung dibagian atas (output port). Water saturation ini biasanya dilakukan sekitar 5 jam jika tidak terjadi kebocoran atau kerusakan pompa Ruska. Hal lain yang perlu diperhatikan adalah langkah pertama sebelum menyambungkan selang dari chamber ASP ke sandpack seharusnya brine dari chamber ASP dikeluarkan pada selang dahulu agar dapat diasumsikan bahwa tidak ada saturasi gas yang masuk ke dalam sandpack.


Langkah berikutnya disebut dengan proses Oil Saturation. Hal ini berarti menginjeksikan minyak ke dalam sandpack dengan bantuan alat Pompa Ruska 1000 cc. Hal pertama yang harus dilakukan adalah membersihkan selang dari chamber ASP dan mengubah input port menjadi output port dan output port menjadi input port karena injeksi Oil Saturation akan berlangsung dari atas ke bawah dengan posisi sandpack tetap vertikal. Selang dibersihkan dengan toluene dan dikeringkan dengan kompressor, maka selang dihubungkan kembali dengan chamber minyak ASP dan minyak dikeluarkan dahulu melalui selang sebelum dihubungkan ke dalam sandpack.Hal ini untuk memperkuat asumsi bahwa tidak ada saturasi gas yang masuk ke dalam sandpack. Proses Oil Saturation ini biasanya dilakukan sekitar 6 jam jika tidak terjadi kebocoran atau kerusakan pompa Ruska. Proses ini akan dianggap selesai apabila effluent yang di tampung tidak terdapa air lagi atau secara teknis jika telah ditampung minimal tiga tabung ukur yang berisikan hanya minyak saja. Langkah terakhir yang akan dilakukan disebut dengan proses Waterflood. Proses 2D ini akan dilakukan pada kemiringan 0º (Horizontal), 45º dan 90º (Vertikal). Awalnya selang dibersihkan dahulu dengan toluene, lalu dikeringkan dengan kompresor dan kemudian dihubungkan ke chamber brine ASP. Sandpack akan diposisikan horizontal awalnya. Brine dikeluarkan dahulu sepanjang selang dengan rate pompa Ruska maksimal lalu dihubungkan dengan sandpack dan rate pompa Ruska diubah normal 0,273 cc/menit. Proses Waterflood ini biasanya dilakukan sekitar 6 jam jika tidak terjadi kebocoran pada sandpack atau kerusakan pada pompa Ruska. Proses ini akan dianggap selesai jika telah ditampung minimal tiga tabung effluent yang hanya berisi air. Langkah berikutnya adalah mengeluarkan pasir dari sandpack, lalu membersihkan sandpack dan mengeringkan pyrexglass ke dalam oven. Apabila pyrexglass telah kering, lalu persiapkan kembali dan diisi pasir dengan prosedur yang sama seperti di atas kemudian dilakukan proses water saturation lalu proses oil saturation dan terakhir proses waterflood. Proses waterflood yang kedua masih dilakukan dengan posisi sandpack horizontal kemudian sandpack dipersiapkan kembali dan akan dilakukan berikutnya dengan posisi sandpack 45 derajat

dengan menggunakan bantuan busur dan hal ini dilakukan dua kali dan yang terakhir akan dilakukan dengan posisi sandpack vertikal sebanyak dua kali dan injeksi pada saat waterflood dilakukan dari bawah sandpack sedangkan bagian atas sandpack untuk menampung effluent. Secara ringkas, tahapan-tahapan dalam studi laboratorium ini adalah:

Hal-hal yang harus diperhatikan dalam percobaan ini adalah:

1. Sandpack 1 dan 2 untuk proses waterflood dengan posisi horizontal, sandpack 3 dan 4 untuk proses waterflood dengan posisi 45º, dan sandpack 5 dan 6 untuk proses waterflood dengan posisi vertikal

2. Setiap pertemuan dua buah selang harus digunakan seal tip agar lebih erat dan selang tidak mudah aus.

3. Pompa Ruska berprinsip mendorong fluida (Brine atau minyak) pada chamber ASP dengan menggunakan Raksa yang ada dalam tabung Pompa Ruska. Jika pompa dihidupkan dan ternyata fluida chamber tidak terdorong keluar, maka pompa Ruska perlu divakumkan dahulu dengan pompa vakum lalu injeksikan udara melalui bantuan alat kompressor dan tabung injeksi ke dalam chamber ASP sehingga Raksa yang ada dalam chamber ASP kembali ke dalam tabung Pompa Ruska.

4. Chamber ASP ini memiliki filter yang seyogianya menghindari udara masuk ke dalam pompa Ruska

5. Seyogianya Pompa Ruska memiliki indikator tekanan yang amat berperan penting mengetahui proses injeksi tetapi

Persiapan

SandPack

Water

Saturation

Oil

Saturation

Waterflood

0º dua kali

Waterflood

45º dua kali

Waterflood

90º dua kali


indikator tekanan pada laboratorium telah rusak.

6. Pompa Ruska memiliki posisi piston baik itu yang linear dan radial yang dalam prakteknya setiap 10 menit harus dicatat nilainya agar mengetahui kelancaran proses injeksi yang dilakukan.

7. Pompa Ruska bisa dijalankan dengan laju tertentu. Penentuan laju pompa Ruska sesuai tabel berikut:

NO CC/menit A 1 0,218 2 0,273 3 0,328 4 0,437 5 0,547 6 0,656 7 0,765

B 1 0,875 2 1,094 3 1,312 4 1,750 5 2,187 6 2,525 7 3,062

C 1 3,5 2 4,375 3 5,250 4 7 5 8,75 6 10,5 7 12,25

D 1 14 2 17,5 3 21 4 28 5 35 6 42 7 49

Contoh: Untuk laju injeksi dengan laju 0,273 cc/menit maka perlu diatur susunan panel pertama(bagian bawah) pada A dan panel kedua(bagian atas) pada nomor 2.

III. DATA DAN ANALISIS Asumsi awal percobaan ini adalah dengan menganggap tidak adanya saturasi gas di dalam sandpack dan laju injeksi tetap dilakukan pada 0,273 cc/menit. Laju ini merupakan penskalaan dari laju injeksi yang biasa dilakukan.

Tabel 1 Data properti fluida No Sampel Densitas

(gr/cc) pada suhu = 26º C

Viskositas (cp) pada suhu = 26º C

1 Brine X#60 1,006 0,828 2 Minyak

X#60 0,792 1,107

Hal pertama yang perlu diketahui adalah berat pasir yang dalam pyrexglass. Berat ini diperoleh dari pengurangan berat pasir dalam wadah plastik sebelum memasukkan pasir ke dalam pyrexglass terhadap berat pasir dalam wadah plastik setelah memasukkan pasir ke dalam pyrexglass dengan bantuan alat shieve analysis apparatus. Tabel 2 Berat pasir dalam pyrexglass

Sand Pack

Berat Pasir

sebelum memasu

kkan pasir

(gram)

Berat Pasir setelah

memasukkan pasir (gram)

Berat Pasir dalam

pyrexglass

(gram) 1 287,06 20,47 266,59 2 1020,12 754,68 265,44 3 456,8 190,94 265,86 4 594,61 326,67 267,94 5 529,8 263,34 266,46 6 442,09 176,2 265,89

Hal kedua yang dapat dihitung adalah densitas pasir dihitung dengan menggunakan alat Picnometer. Semua Pasir ini jenisnya Ottawa sand dan diperoleh dari satu sumber maka dapat diasumsikan bahwa densitas pasir untuk keenam sandpack yang akan digunakan adalah sama. Adapun perhitungan densitas pasir dengan menggunakan Picnometer (10 mL pada 20 ºC) adalah Data:

• Suhu ruangan = 28 ºC • Berat Picno kosong = 16,73 gr • Berat Picno + toluene = 25,29 gr • Berat Picno + Pasir = 23,31 gr • Berat Picno + Pasir + Toluene

= 29,64 gr • Berat Picno + aquadest = 27,1 gr • Densitas aquadest pada 28 ºC

= 0,99631 gr/cc Pehitungan:


• Volume picno pada 28 ºC adalah = ((Berat pasir + aquadest) – (Berat Picno kosong)) / (Densitas aquadest pada 28 ºC) = ((27,1 gr) – (16,73 gr)) / (0,99631 gr/cc) = 10,4084 ml

• Densitas toluene adalah

= ((berat picno + toluene) - (Berat picno kosong)) / (Volume Picno pada 28 ºC) = ((25,29 gr) - (16,73 gr)) / (10,4084 ml) = 0,8224 gr/cc

• Berat Pasir + toluene adalah

= (Berat picno + pasir+ toluene) - (berat picno kosong) = (29,64 gr) – (16,73 gr) = 12,91 gram

• Berat Pasir adalah

= (Berat Picno + pasir) – (Berat Picno kosong) = (23,31 gr) – (16,73gr) = 6,58 gram

• Berat toluene adalah

= (Berat pasir + toluene) - (berat picno kosong) = (12,91 gr) – (6,58 gr) = 6,33 gram

• Volume toluene adalah

= (Berat toluene) / (densitas toluene) = (6,33 gr) / (0,8224 gr/cc) = 7,6969 ml

• Volume pasir adalah

= Volume Picno – Volume Toluene = 10,4084 ml – 7,6969 ml = 2,7115 ml

• Densitas Pasir adalah

= Berat Pasir / Volume Pasir = (6,58 gr) / (2,7115 ml) = 2,4227 gr/cc Setelah diketahui berat pasir dalam pyrexglass dan densitas pasir maka dapat diketahui volume pasir dalam pyrexglass: Volume Pasir = (berat pasir) / (densitas pasir). Contoh: Volume Pasir pada sandpack 1 = (266,59 gr) / (2,4227 gr/cc) = 110,0384 ml Dengan cara yang sama, dapat dihitung volume pasir tiap sandpack sehingga diperoleh hasil sebagai berikut: Tabel 3 Volume Pasir tiap sandpack

Sandpack Volume Pasir (ml) 1 110,0384 2 109,3936 3 109,5637 4 110,4138 5 109,8039 6 109,569

Data berikutnya adalah mengukur dimensi dari pyrexglass dengan menggunakan alat jangka sorong. Hasil pengukuran adalah: Panjang pyrexglass = 30,5 cm Diameter dalam(ID) pyrexglass = 2,7 cm Data berikutnya adalah volume bulk pyrexglass. Karena bentuk pyrexglass berbentuk silinder, maka rumus untuk menghitung Volume Bulk pyrexglass adalah = (1/4) (22/7) (IDpyrexglass)

2 (Lpyrexglass) = (1/4) (22/7) (0,7 cm)2 (30,5 cm) = 174,6996 cm3 = 174,6996 ml Selanjutnya, menghitung PoreVolume (PV) tiap sandpack dengan cara mengurangi antara volume bulk pyrexglass terhadap volume pasir dalam sandpack. Contoh perhitungan pada sandpack 1: Pore Volume adalah = Volume Bulk – Volume Pasir = 174,6996 ml – 110,0384 ml = 64,6612 ml Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung pore volume tiap sandpack sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut: Tabel 4 PoreVolume tiap sandpack

Sandpack Pore Volume (ml) 1 64,6612 2 65,3161 3 65,1359 4 64,2859 5 64,8958 6 65,1306

Langkah berikutnya adalah menghitung porositas tiap sandpack, yaitu: = 100% * (PVsandpack) / (Volume Bulk). Contoh perhitungan pada sandpack 1 adalah = 100%* (64,6612 ml) / (174,6996 ml) = 37,1164% Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung porositas tiap sandpack sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut: Tabel 5 Porositas tiap sandpack

Sandpack Porositas (%)


1 37,1164 2 37,3876 3 37,2845 4 36,7979 5 37,147 6 37,2815

Berikutnya adalah hasil pengamatan dilakukan setiap 10 menit baik itu posisi piston, dan effluent. Contoh data pengamatan hanya pada sandpack 1 untuk menghitung Volume minyak di dalam sandpack, inisial saturasi minyak, irreducible saturasi air, pore volume injeksi, saturasi minyak, saturasi minyak residual dan recovery factor proses waterflood. Contoh data ini akan dilampirkan dalam lampiran A. Adapun prinsip hukum kekekalan yang dipakai dalam percobaan ini adalah hukum kekekalan Volume, sehingga “Volume air yang tertampung dalam tabung pada saat proses Oil Saturation adalah volume minyak di dalam sandpack.” Langkah selanjutnya adalah menghitung pore volume injection sandpack 1 baik pada saat proses Oil saturation dan proses waterflood. Sebelum menghitung Pore Volume injeksi, perlu ditabelkankan dahulu jumlah air, minyak dan total fluida yang ditampung tiap effluent dan dalam tiap proses. Contoh perhitungan pada label OS 1: Pore volume injeksi = (jumlah air+minyak) / (PVsandpack) = (13.3 ml) / (64,6612) = 0,205 Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung Pore Volume tiap label sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut: Tabel 6 Pore Volume Injeksi

label ∑air (ml)

∑ oil

(ml) ∑

(total) PV injek

si

OS 0 0 0 0 0

OS 1 13,3 0 13,3 0,205

OS 2 28,3 0 28,3 0,436

OS 3 35,8 7,4 43,2 0,666

OS 4 36,4 20,5 56,9 0,877

OS 5 37,3 34,4 71,7 1,106

OS 6 38,05 48,15 86,2 1,329

OS 7 38,75 61,55 100,3 1,547

OS 8 39,5 75,5 115 1,773

OS 9 40 88 128 1,974

OS 10 40,5 99,6 140,1 2,161

OS 11 40,7 109,3 150 2,313

OS 12 40,9 118,7 159,6 2,461

OS 13 41 127, 85 168,85 2,604

OS 14 41,1 138, 95 180,05 2,777 OS 15 41,1 145,35 186,45 2,875

WF 1 0 11,4 11,4 0,176

WF 2 0,5 21,3 21,35 0,329 WF 3 10,1 21,3 30,95 0,477

WF 4 20 21,3 40,85 0,63 Langkah berikutnya adalah menghitung Saturation Oil (So) pada proses Oil saturation. Contoh Perhitungan pada label OS1: Saturation Oil(%) = 100% * (∑air) / PVsandpack = 100% * (13,3) / 64,6612 = 20,5114 % Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung Saturation Oil (So) tiap label sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut: Tabel 7 So pada proses Oil saturation sandpack 1

label ∑air (ml)

∑ oil

(ml)

∑ (total) (ml)

So (%)

OS 0 0 0 0 0

OS 1 13,3 0 13,3 20,

5114

OS 2 28,3 0 28,3 43,

6445

OS 3 35,8 7,4 43,2 55,

2111

OS 4 36,4 20,5 56,9 56,

1364

OS 5 37,3 34,4 71,7 57,

5244

OS 6 38,05 48,15 86,2 58,

6811

OS 7 38,75 61,55 100,3 59,

7606

OS 8 39,5 75,5 115 60,

9173

OS 9 40 88 128 61,

6884

OS 10 40,5 99,6 140,1 62,

4595

OS 11 40,7 109,3 150 62,

7679

OS 12 40,9 118,7 159,6 63,


0764

OS 13 41 127, 85 168,85

63, 2306

OS 14 41,1 138, 95 180,05

63, 3848

OS 15 41,1 145,3

5 186,45 63,

3848 Melalui tabel 7 diatas dapat dilihat bahwa jumlah air dalam effluent oil saturation adalah 41,1 ml. Ini berarti Volume minyak inisial(Voi) adalah 41,1 ml sesuai hukum kekekalan volume. Melalui tabel 7 diatas, diketahui bahwa Saturation Oil Initial (Soi) adalah 63,385%. Selanjutnya menghitung Sor (saturation oil residual) pada proses waterflood. (Memakai total air yang tertampung dalam effluent pada proses oil saturation, yaitu 41,1 ml) Contoh perhitungan pada label WF 1 : = 100% * (41,1- ∑minyak) / PVsandpack = 100% * (41,1 ml – 11,4 ml) / 64,6612 = 45,80365 % Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung Saturation Oil Residual (Sor) tiap label sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut: Tabel 8 Sor pada proses waterflood sandpack 1

label ∑air (ml)

∑ oil

(ml)

∑ total (ml)

Sor (%)

WF 1 0 11,4 11,4 45,

8036

WF 2 0,5 21,3 21,35 30,

5357

WF 3 10,1 21,3 30,95 30,

5357

WF 4 20 21,3 40,85 30,

5357 Jika Saturation Oil telah diketahui maka dapat dihitung Saturation water (Sw) pada proses Oil Saturation pada sandpack 1. Contoh Perhitungan pada label OS1: = 100% - So = 100% - 20,5114% = 79,4886% Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung Saturation Water (Sw) tiap label Oil Saturation diatas sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut:

Tabel 9 Sw pada sandpack 1 So

(%) Sw (%)

0 100

20,5114 79,4886

43,6445 56,3554

55,2111 44,7888

56,1364 43,8635

57,5244 42,4755

58,6811 41,3189

59,7606 40,2393 60,9173 39,0826

61,6884 38,3115

62,4595 37,5404

62,7679 37,2320

63,0764 36,9236

63,2306 36,7693

63,3848 36,6151

63,3848 36,6151 Melalui tabel 9 diketahui bahwa saturation water irreducible (Swirr) adalah 36,615% dan saturation oil initial (Soi) adalah 63,385%. Perhitungan terakhir adalah menghitung recovery factor pada proses waterflood. Contoh perhitungan pada label WF 1 pada sandpack 1: RF(%) = 100% * (∑minyak) / 41,1 = 100%* (11,4) / 41,1 = 27,73723% Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk menghitung Recovery Factor (RF) tiap label sehingga diperoleh hasil seperti tabel berikut: Tabel 10 RF pada proses waterflood sandpack 1

label RFWF (%)

WF 1 27,7372 WF 2 51,8248

WF 3 51,8248

WF 4 51,8248 Dengan cara yang sama, diperoleh hasil percobaan pada tabel berikut ini: Tabel 11 Data sandpack 1 dan 2

Parameter Nilai Satuan Sand

pack 1 Sand

pack 2 Voi 41,1 41,5 ml


Soi 63,385 63,357 % Swirr 36,615 36,463 %

Tabel 12 Data sandpack 3 dan 4


pack 3 Sand

pack 4 Voi 48 37,75 ml Soi 60,226 58,722 %

Swirr 39,774 41,278 % Tabel 13 Data sandpack 5 dan 6


pack 5 Sand

pack 6 Voi 37,45 33,6 ml Soi 57,708 51,589 %

Swirr 42,292 48,411 % Dengan menggabungkan nilai PV injeksi dan Recovery Factor antara sandpack yang horizontal(sandpack 1 dan 2), 45º(sandpack 3 dan 4) dan vertikal(sandpack 5 dan 6) dapat ditabelkan sebagai berikut: Tabel 14 Pore volume injeksi dan recovery factor horizontal

PV injeksi RF waterflood (%) 0 0

0,1758 27,7372 0,3292 51,8248 0,4773 51,8248 0,6299 51,8248 0,8299 51,8248 1,0299 51,8248

1,2 51,8248 0 0

0,1668 26,2650 0,3214 50,6024 0,4883 53,2530 0,6506 55,1807 0,8067 56,8674 0,9721 57,3493 1,1121 57,3493

1,2 57,3493 Tabel 15 Pore Volume injeksi dan recovery factor 45º


0,1882 31,2500 0,2986 45,8333 0,4843 52,0833

0,6700 52,7083 0,7961 52,8125 0,9222 53,1250 1,0966 56,3333

1,2 59,3541 0 0

0,1609 27,4172 0,3336 56,8211 0,4938 62,6490 0,6611 62,6490 0,8228 63,4437 0,9644 63,4437 1,1339 63,4437

1,2 63,4437 Tabel 16 Pore Volume injeksi dan Recovery Factor vertikal


0,1417 24,5660 0,2804 48,5981 0,4345 55,8077 0,6163 57,9439 0,7673 58,8785 0,9329 59,6795 1,0516 61,6795 1,0516 64,6795

1,2 64,6795 0 0

0,1566 30,3571 0,3132 60,7142 0,4844 70,6845 0,6417 71,1309 0,7861 71,4285 0,9411 71,7261 1,0978 71,7857 1,2436 71,7857 1,4756 71,7857

Adapun grafik gabungan keseluruhan hasil percobaan ini akan dilampirkan dalam lampiran B. Sesuai dengan tabel 14, dapat dilihat bahwa Recovery Factor waterflood pada kemiringan horizontal adalah 51,8248% dan 57,3494. Berdasarkan tabel 15, dapat dilihat bahwa Recovery Factor waterflood pada kemiringan 45º adalah 59,3542% dan 63,4437%. Sesuai dengan tabel 16, dapat dilihat bahwa recovery factor waterflood pada kemiringan vertikal adalah 64,6796% dan 71,7857%.


Hal ini membuktikan teori bahwa recovery factor waterflood pada kemiringan reservoir yang vertikal lebih tinggi daripada pada reservoir yang horizontal. Nilai recovery factor waterflood ini amat tinggi karena sifat reservoir yang homogen serta nilai permeabilitas dan porositasnya tinggi. IV. KESIMPULAN DAN SARAN

Kesimpulan Kesimpulan yang dapat diambil dari pengolahan data dan hasil analisis adalah sebagai berikut:

1. Perolehan minyak tertinggi diperoleh dari kemiringan reservoir vertikal dengan rata-rata recovery factor sebesar 68,2326% kemudian pada kemiringan 45º dengan rata-rata recovery factor sebesar 61.3989% dan yang terkecil pada kemiringan horizontal dengan rata-rata recovery factor sebesar 54,5871%.

2. Kemiringan reservoir melibatkan gaya gravitasi dan kapiler sehingga pada kemiringan vertikal dan 45º memiliki peranan penting dalam meningkatkan faktor perolehan minyak.

3. Dengan adanya efek kapiler dan gravity segregation berarti recovery factor minyak akan diperoleh maksimal pada reservoir yang vertikal dan miring

4. Nilai recovery factor rata-rata waterflood pada batu pasir tidak terkompaksi adalah 61,4062%.

Saran

1. Perlu dilakukan penelitian tentang pengaruh laju injeksi pendesakan dengan waterflood terhadap perolehan minyak

2. Peralatan pompa Ruska perlu di servis karena telah beberapa kali bocor dan pompa indikatornya telah rusak

V. DAFTAR SIMBOL ID = Diameter Dalam RF = Faktor Perolehan WS = Proses Saturasi air OS = Proses Saturasi Minyak WF = Proses WaterFlood PV = Pore Volume k = Permeabiitas f = front fluida pendesak

µ = viskositas fluida α = kemiringan reservoir ρ = densitas fluida g = gaya gravitasi v = kecepatan aliran fluida Φ = porositas fluida S = Saturasi L = Panjang pyrexglass V = Volume subscript 1 = fluida pendesak(air) 2 = fluida didesak(minyak) c = kritikal m = batas saturasi terkecil M = batas saturasi terbesar o = Minyak r = relatif/residual irr = irreducible i = kondisi awal µ = efektif w = air VI. UCAPAN TERIMA KASIH Penulis megucapkan syukur kepada Tuhan Yesus Kristus, segalanya mungkin di dalam Dia. Halleluyah! Kepada kedua orang tua(Jabalung Simbolon dan Tiaman Purba), kakak(Tetty Suryani Simbolon) dan adik(Megawati Simbolon, Erwin Manahan Simbolon, Desi Apriani Simbolon, Budiman Simbolon), Tante R.Purba, Pendeta GPdI Sihombing dan Jemaat GPdI. Penulis mengucapkan terima kasih untuk setiap perhatian dan juga doa yang diberikan. Penulis mengucapkan terima kasih kepada Dr. Ir. Leksono Mucharam, sebagai pembimbing tugas akhir yang telah meluangkan waktu, tenaga, dan pikiran dalam membantu penulis menyelesaikan permasalahan-permasalahan yang dihadapi dalam penyelesaian tugas akhir ini. Terima kasih kepada teman-teman penulis di kos Ciumbuleuit Sukandi8, TM’04(Antonius Dwiyanto,dkk), PATRA, UKSU, tim SURFACTANT OGRINDO ITB,dan abang David Maurich,MT atas diskusi, bantuan, dan dukungan selama ini. Dan semua pihak yang telah membantu selama penulis menyelesaikan tugas akhir ini.


VII. DAFTAR PUSTAKA

1. Amix, J.W.: Petroleum Reservoir Engineering,,McGraw Hill Book Company, New York, 1960.

2. Craft, B.C. & M.F. Hawkins: Applied Petroleum Reservoir Engineering, Printice-Hall, Inc, New Jersey, 1991

3. Ahmed, tarek. Profesional Publishing, 2001, page 857.


LAMPIRAN A Tabel A.1 Data pengamatan proses water saturation pada sandpack 1

Eflluent

Piston Position(cc)

Vair (ml) Linear Radial

496 304 0

500 164 0

504 8 0

504 244 0

508 76 0

508 296 0

512 124 0

512 356 3,4

516 188 5,5

520 24 9,8

(1 ) 520 248 12,7

524 88 0

524 364 0,9

528 160 2,7

528 388 4,9

532 212 7,9

536 48 9,9

(2 ) 536 296 11,2

540 112 0

540 344 0

544 172 0

548 12 0

548 248 0

552 76 0

552 316 0

556 168 0

556 372 0

560 220 0

564 40 0

564 276 0,7

568 120 2,5

568 340 3,9

(3) 572 176 7,7 Diperoleh tiga effluent yang berisikan air semua sehingga dapat diasumsikan bahwa sandpack telah jenuh dengan brine.

Tabel A.2 Data pengamatan proses oil saturation pada sandpack 1

Effluent

Piston Position (cc) Vair

(cc) Vminyak

(cc) Linear Radial

1 580 8 0 0

580 124 13,3 0

2 580 328 15 0

3 584 80 6,6 3,4

584 220 6,9 8,5

4 588 40 0,5 13,9

5 588 280 0,4 9,5

592 108 0,9 16

6 592 348 0,5 9,9

596 200 0,7 16,3

7 600 16 0,2 8

600 236 0,5 14,4

8 604 108 0,4 7,5

604 304 0,5 12,8

608 160 0,65 16,3

9 608 384 0,3 6,8

612 256 0,5 13,3

10 616 36 0,1 4,3

616 248 0,2 8,8

620 104 0,4 12,7

11 620 324 0,1 6,6

624 180 0,1 9,9

12 624 388 0,1 2,8

628 236 0,1 6,8

632 52 0,1 9,7

13 632 292 0,05 3,3

636 124 0,05 5,9

636 364 0,05 9,3

14 640 184 0,06 2,6

644 4 0,06 5,1

644 256 0,06 7,9

648 92 0,06 11,2

15 648 276 0 2,4

652 20 0 3,8

652 280 0 6 Tabel A.3 Data pengamatan proses waterflood pada sandpack 1

Effluent

Piston Position (cc) Vair

(cc) Vminyak

(cc) Linear Radial


1 848 100 0 0

848 364 0 4,5

852 236 0 11,3

2 856 12 0 1,9

856 244 0 4

860 76 0 5,9

860 308 0 8

864 136 0,2 9,8

3 864 368 2 0

868 204 4,1 0 872 48 6,1 0

872 276 7,9 0

876 96 9,5 0

4 876 332 1,5 0

880 148 3,2 0

880 396 4,8 0

884 240 6,5 0

888 72 8,1 0

888 296 9,8 0 Tabel A.4 Hasil effluent proses oil saturation pada sandpack 1

label

Volume air (cc)

Volume minyak

(cc)

Volume total (cc)

OS 1 13,3 0 13,3

OS 2 15 0 15

OS 3 7,5 7,4 14,9

OS 4 0,6 13,1 13,7

OS 5 0,9 13,9 14,8 OS 6 0,75 13,75 14,5

OS 7 0,7 13,4 14,1

OS 8 0,75 13,95 14,7

OS 9 0,5 12,5 13

OS 10 0,5 11,6 12,1

OS 11 0,2 9,7 9,9 OS 12 0,2 9,4 9,6

OS 13 0,1 9,15 9.25

OS 14 0,1 11,1 11,2

OS 15 0 6,4 6,4

SUM 41,1 145,35 158,15 Tabel A.5 Hasil effluent proses waterflood pada sandpack 1

label

Volume air (cc)

Volume minyak

(cc)

Volume total (cc)

WF 1 0 11,4 11,4

WF 2 0,5 9,9 9,95

WF 3 9,6 0 9,6

WF 4 9,9 0 9,9

SUM 20 21,3 40,85


LAMPIRAN B

Grafik B.1 Hasil percobaan tentang efek kemiringan reservoir terhadap recovery factor waterflood

Efek reservoir dip pada RF waterflood

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

PV injected

RF

wat

erfl

ood

(%)

DIP=0o

R2

= 0.9712

DIP=45o

R2

=0.9363

DIP=90o

R2

= 0.9316

pengaruh kemiringan reservoir terhadap · pdf filemetoda produksi untuk memperoleh hidrokarbon...

Documents