KRITKAL INVESTIGASI PERBAIKAN

i Universitas Islam Riau

KRITKAL INVESTIGASI PERBAIKAN

CONFORMANCE PROBLEM DI WATERFLOODING

DENGAN POLYMER GEL

TUGAS AKHIR

Diajukan guna melengkapi syarat dalam mencapai gelar Sarjana Teknik

Oleh

DEPI RAHMAWATI

NPM 143210074

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMNYAKAN

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS ISLAM RIAU

PEKANBARU

2019

ii Universitas Islam Riau

iii Universitas Islam Riau

KATA PENGANTAR

Rasa syukur disampaikan kepada Allah Subhanna wa Ta’ala karena atas

Rahmatdan limpahkan ilmu dari-Nya saya dapat menyelesaikan tugas akhir ini.

Penulisan tugas akhir ini merupakan salah satu syarat untuk memperoleh gelar

Sarjana Tenik Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau. Saya

menyadari bahwa banyak pihak yang telah membantu dan mendorong saya untuk

menyelesikan tugas akhir ini serta memperoleh ilmu pengetahuan selama

perkuliahan. Oleh karena itu saya ingin mengucapkan terima kasih kepada :

1. Dr. Eng. Muslim., MT selaku dosen pembimbing 1 , sekaligus Ketua Prodi

Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau yang telah memberikan masukan

dalam penyusunan tugas akhir ini, memberikan nasihat, penyemangat selama

menjalani perkuliahan di Teknik Perminyakan.

2. Hj. Fitrianti, ST.,MT selaku dosen pembimbing 2 yang telah menyediakan

waktu, tenaga dan pikiran untuk memberikan masukan dalam penyusunan

tugas akhir ini..

3. H. Dike F. Putra, S.T, M.Sc. MBA selaku pembimbing lapangan yang telah

membantu, memberikan masukan selama penyusun tugas akhir ini .

4. Kedua orang tua dan adik saya atas segala kasih sayang, dukungan moril

maupun materil yang selalu diberikan sampai penyelesaian Tugas Akhir ini.

5. Muhammad Khairianda yang telah memberi semangat dan membantu saya

dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini.

6. Teman- teman yang telah membantu saya dalam menyelesaikan tugas akhir

ini khusunya kelas petro 14A dan sahabat seperjuangan Tugas Akhir yaitu

Ardilla Anugrah, Mutiara Annisa, Yosa Lonika Ardira

Pekanbaru, Februari 2019

Penulis

iv Universitas Islam Riau

DAFTAR ISI

HALAMAN SAMPUL

HALAMAN PENGESAHAN ....................................... Error! Bookmark not defined.

PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR.......... Error! Bookmark not defined.

KATA PENGANTAR ................................................................................................ iii

DAFTAR ISI ............................................................................................................... iv

DAFTAR GAMBAR .................................................................................................. vi

DAFTAR TABEL........................................................................................................ x

DAFTAR SINGKATAN ............................................................................................ xi

ABSTRAK ................................................................................................................. xii

ABSTRACT ............................................................................................................... xiii

BAB I PENDAHULUAN ............................................................................................ 1

1.1. LATAR BELAKANG ............................................................................ 1

1.2. TUJUAN PENELITIAN ......................................................................... 2

1.3. BATASAN MASALAH ......................................................................... 2

1.4. METODOLOGI PENELITIAN .............................................................. 2

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ................................................................................. 5

2.1 INJEKSI AIR ( WATERFLOODING) ........................................................... 5

2.2 CONFORMANCE PROBLEM DI WATERFLOODING ................................ 9

2.2.1. Conformance Improvement Treatment ................................................. 14

2.2.2. Screening criteria .................................................................................. 18

BAB III GAMBARAN LAPANGAN ...................................................................... 19

3.1 SEJARAH LAPANGAN DR ....................................................................... 19

3.2 KARAKTERISTIK RESERVOIR DAN FLUIDA PROPERTIES

LAPANGAN DR ......................................................................................... 19

3.3 PEMBUATAN MODEL SIMULASi .......................................................... 21

3.4 INISIALISASI ............................................................................................. 22

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN................................................................... 23

v Universitas Islam Riau

4.1 INJEKSI AIR ( WATERFLOODING) ......................................................... 23

4.2 ANALISIS PENGARUH CROSSLINKER , POLYMER TERHADAP

PERFORMANCE WATERFLOODING ....................................................... 27

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN .................................................................... 58

5.1 KESIMPULAN ............................................................................................ 58

5.2 SARAN ........................................................................................................ 58

DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................ 59

vi Universitas Islam Riau

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Diagram Alir Penelitian ..................................................................... 4

Gambar 2.1 Mekanisme Waterflooding (IATMI, 2012) ....................................... 6

Gambar 2.2 Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus ............................................... 7

Gambar 2.3 Pola Injeksi Waterflooding ( Temizel et al., 2017) ............................ 9

Gambar 2.4 Thief Zone in Oil Reservoir (Pritchett, et al., 2003) ........................ 10

Gambar 2.5 Penyebab terjadinya produksi air (Chaudary, Kumar, & D, 2016) . 13

Gambar 2.6 Tabel Conformance problem yang bagus untuk di Treament dengan

Polymer Gel ..................................................................................... 17

Gambar 3.1 Permeabilitas Relative Vs Saturasi Air............................................ 20

Gambar 3.2 Model Konseptual 3D Lapangan DR .............................................. 22

Gambar 4.1 Laju Alir Minyak dan Water Cut Lapangan DR ............................. 23

Gambar 4.2 Oil Production Cumulative dan Oil Oil recovery factor Lapangan

DR .................................................................................................... 24

Gambar 4.3 Water cut pada skenario A ............................................................... 24

Gambar 4.4 Water Cut pada Skenario B ............................................................ 25

Gambar 4.5 Flood front pada skenario A ............................................................ 26

Gambar 4.6 Flood front pada Skenario B............................................................ 26

Gambar 4.7 Flood front pada skenario A setelah injeksi crosslinker, polymer .. 29

Gambar 4.8 Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)

....................................................................................................... 30

Gambar 4.9 Water cut Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker

10 ppm) ............................................................................................ 30


......................................................................................................... 31

Gambar 4.11 Water cut Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm,

Crosslinker 20 ppm) ........................................................................ 31

Gambar 4.12 Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm )

......................................................................................................... 32

vii Universitas Islam Riau


Crosslinker 30 ppm ) ..................................................................... 32

Gambar 4.14 Case 2 dari skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10

ppm) ............................................................................................... 34

Gambar 4.15 Water cut Case 2 dari skenario A ( Polymer 11000 ppm,

Crosslinker 10 ppm) ...................................................................... 34


ppm) ............................................................................................... 35


Crosslinker 20 ppm) ...................................................................... 35

Gambar 4.18 Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30

ppm ) .............................................................................................. 36


Crosslinker 30 ppm ) ..................................................................... 36


ppm) ............................................................................................... 38


Crosslinker 10 ppm) ...................................................................... 38


ppm) ............................................................................................... 39


Crossliner 20 ppm) ........................................................................ 39


ppm) ............................................................................................... 40


Crosslinker 30 ppm) ........................................................................ 40

Gambar 4.26 Flood front pada skenario B setelah injeksi crosslinker, polymer. 43

Gambar 4.27 Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10 ppm)

......................................................................................................... 43

Gambar 4.28 Water cut Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm,

Crosslinker 10 ppm) ...................................................................... 44

viii Universitas Islam Riau


....................................................................................................... 44


Crosslinker 20 ppm) ...................................................................... 45


....................................................................................................... 45


Crosslinker 30 ppm) ...................................................................... 46

Gambar 4.33 Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10

ppm) ............................................................................................... 47

Gambar 4 .34 Water cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm,

Crosslinker 10 ppm) ...................................................................... 48


ppm) ............................................................................................... 48


Crosslinker 20 ppm) ...................................................................... 49

Gambar 4 37 Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 30

ppm) ............................................................................................... 49

Gambar 4 38 Water cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm,

Crosslinker 30 ppm) ...................................................................... 50


ppm) ............................................................................................... 51


Crosslinker 10 ppm) ...................................................................... 52


ppm) ............................................................................................... 52


Crosslinker 20 ppm) ...................................................................... 53

Gambar 4 43 Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm, Crosslinker 30 ppm)

....................................................................................................................... 53

ix Universitas Islam Riau


Crosslinker 30 ppm) ...................................................................... 54

x Universitas Islam Riau

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1 Karakteristik fluida reservoir (Asset Development Plan Minas Field ) 19

Tabel 3.2 Batuan Reservoir .................................................................................. 19

Tabel 3 3 Distribusi Permeabilitas ....................................................................... 21

Tabel 3.4 Hasil inisialisasi simulasi ..................................................................... 22

Tabel 4.1 Skenario A Penginjeksian Polymer, Crosslinker ................................. 28

Tabel 4.2 Hasil case 1 dari skenario A ................................................................. 33

Tabel 4.3 Hasil Case 2 dari Skenario A .............................................................. 37

Tabel 4.4 Hasil Case 3 dari Skenario A ............................................................... 41

Tabel 4.5 Skenario B Penginjeksian Crosslinker, Polymer ................................. 42

Tabel 4.6 Hasil Case 1 Skenario B ....................................................................... 46



Tabel 4.9 Case 4 ................................................................................................... 56

Tabel 4.10 Hasil Perbandingan Case 3 dan Case 4 ............................................. 56

xi Universitas Islam Riau

DAFTAR SINGKATAN

EOR Enhanced Oil Recovery

IOR Improved Oil Recovery

WSO Water Shut Off

WOR Water Oil Ratio

RF Oil recovery factor

BBL Barrel

BOPD Barrel Oil Per Day

BPD Barrel Per Day

OOIP Original Oil In Place

CMG Computer Modelling Group

Ppm Pound per Million

xii Universitas Islam Riau

KRITIKAL INVESTIGASI PERBAIKAN CONFORMNACE PROBLEM DI

WATERFLOODING DENGAN POLYMER GEL

DEPI RAHMAWATI

143210074

ABSTRAK

Waterflooding merupakan metode yang terbukti untuk meningkatkan nilai

ultimate recovery dari reservoir minyak konvensional. Meskipun relatif sederhana

dan murah untuk dioperasikan, dinamika dan performa dari waterflooding

dikontrol oleh beberapa faktor yang kompleks. Karena kompleksitas ini sulit

untuk mengembangkn parameter normalisasi yang kuat, konsisten dan sederhana

untuk membandingkan kinerja dan recovery dari reservoir yang berbeda saat

dilakukan waterflooding. Proses injeksi air terbukti kurang efisien, akibat

terproduksinya air secara besar– besaran dan rendahnya perolehan minyak saat

breakthrough, maka injeksi polymer menjadi salah satu solusi yang fleksibel

untuk memperbaiki proses EOR tersebut. Injeksi polymer gel dapat meningkatkan

perolehan minyak cukup tinggi dibandingkan dengan injeksi air konvensional.

Metode penambahan polymer gel untuk mencegah terproduksinya air

secara belebihan dengan melakukan variasi terhadap konsentrasi polymer,

crosslinker dan laju injeksi terhadap peningkatan produksi dan oil recovery factor.

Penelitian ini menggunakan asumsi reservoir heterogen tidak adanya patahan atau

kondisi geologi lainnya pada reservoir.

Berdasarkan hasil simulasi yang dilakukan pada problem waterflooding

skenario A basecase 1 yang dibuka 2 layer antara permeabilitas yang rendah dan

permeabilitas yang tinggi dan skenario B basecase 2 yang hanya dibuka pada

layer yang mempunyai permeabilitas rendah dibandingkan layer diatasnya. Dari

skenario A dan skenario B serta 4 case yang dilakukan pada conformance

problem di waterflooding menggunakan crosslinker ,polymer dengan parameter

yang dilihat yaitu konsentrasi crosslinker, konsentrasi polymer , laju injeksi , dan

Maximum Adsorption Capacity untuk menentukan nilai yang optimum. Maka

nilai yang diperoleh oil production cumulative sebesar 247.679 BBL , oil

recovery factor 18,47 % dan water cut 18,63 % yang paling optimum.

Kata Kunci: waterflooding, polymer, crosslinker, oil production cumulative,

water cut

xiii Universitas Islam Riau

CRITICAL INVESTIGATION IMPROVEMENT CONFORMANCE

PROBLEM IN WATERFLOODING BY POLYMER GEL

DEPI RAHMAWATI

143210074

ABSTRACT

Waterflooding is a proven method to increase the value of ultimate

recovery from conventional oil reservoirs. Although relatively simple and

inexpensive to operate, the dynamics and performance of waterflooding are

controlled by several complex factors. Because of this complexity it is difficult to

develop normalization parameters that are strong, consistent and simple to

compare performance and recovery from different reservoirs when waterflooding

is performed. The water injection process proved to be less efficient, due to the

large production of water and the low oil yield during the breakthrough, polymer

injection became one of the flexible solutions to improve the EOR process.

Injection of polymer gel can increase oil recovery quite high compared to

conventional water injection.

The method of adding polymer gel to prevent excessive water production

by varying the concentration of polymer, crosslinker and injection rate to increase

production and oil recovery factor. This study uses the assumption of a

heterogeneous reservoir with no faults or other geological conditions in the

reservoir.

Based on the results of simulations carried out on the problem of

waterflooding scenario A basecase 1 which is opened 2 layers between low

permeability and high permeability and scenario B basecase 2 which is only

opened in layers that have low permeability compared to the layer above. From

scenario A and scenario B and 4 cases carried out on the confomance problem in

waterflooding using crosslinkers, the polymer with the parameters seen is the

crosslinker concentration, polymer concentration, injection rate, and Maximum

Adsorption Capacity to determine the optimum value. Then the value obtained by

cumulative oil production is 247.679 bbl, oil recovery factor is 18,47% and water

cut is 18,63% which is the most optimum.

Keywords: waterflooding, polymer, crosslinker, cumulative oil production, water

cut

1 Universitas Islam Riau

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Peningkatan produksi yang dilakukan di berbagai lapangan, menyebabkan

penurunan tekanan reservoir yang pada akhirnya mengurangi produktivitas sumur.

Untuk mempertahankan penurunan tekanan tersebut, maka dilakukan secondary

recovery sehingga dapat pula meningkatkan perolehan minyak. Salah satu upaya

secondary recovery ialah dengan melakukan injeksi air (waterflooding). Injeksi

air terbukti dapat mempertahankan penurunan tekanan reservoir dan juga dapat

mendorong minyak hingga saturasi minyak residual (Sor) (Widyarso, Swadesi,

Wibowo, & Sudarmoyo, 2006).

Waterflooding merupakan metode yang terbukti untuk meningkatkan nilai

ultimate recovery dari reservoir minyak konvensional. Meskipun relatif sederhana

dan murah untuk dioperasikan, dinamika dan performa dari waterflooding

dikontrol oleh beberapa faktor yang kompleks. Karena kompleksitas ini sulit

untuk mengembangkn parameter normalisasi yang kuat, konsisten dan sederhana

untuk membandingkan kinerja dan recovery dari reservoir yang berbeda saat

dilakukan waterflooding (Tetegan, Lawal, & Tendo, 2015).

Di saat proses injeksi air terbukti kurang efisien, akibat terproduksinya air

secara besar– besaran dan rendahnya perolehan minyak saat breakthrough, maka

injeksi polymer menjadi salah satu solusi yang fleksibel untuk memperbaiki

proses EOR tersebut. Terproduksinya air dapat mengurangi produksi minyak

secara signifikan sehingga menurunkan oil recovery factor dari suatu lapangan

atau reservoir migas dan produksi air yang besar akan menyebabkan biaya

operasional suatu perusahanan migas akan menjadi besar untuk penanganan air

formasi tersebut (Chaudary, Kumar, & D, 2016) .

Gel polymer dianggap salah satu jenis yang paling umum diterapkan karena

biaya yang relatif rendah, kemudahan memompa, dan kemampuan untuk

menembus ke dalam reservoir. Perawatan dengan gel polymer umumnya disebut

2

Universitas Islam Riau

sebagai conformance improvement treatment (CIT) (Sydansk, Xiong, Al-

Dhafeeri, Schrader, & Seright, 2005) .

Perencanaan injeksi polymer perlu dilakukan untuk mendapatkan hasil yang

sempurna. Langkah awal adalah studi pendahuluan untuk pengolahan kinerja

reservoir dengan pemanfaatan model buatan ( simulasi reservoir). Dengan

dukungan keakuratan data-data reservoir dan diperoleh hasil simulasi yang

memberikan gambaran sebenarnya tentang keadaan reservoir sehingga dapat

mengoptimalkan pelaksanaan kinerja system reservoir tersebut.

1.2. Tujuan Penelitian

Adapun tujuan penelitian dari Tugas Akhir ini adalah:

1. Menentukan conformance problem yang ada di direct line waterflooding

2. Menganalisa parameter yang efektif terhadap performance waterflooding

menggunakan polymer, Crosslinker secara optimal.

1.3. Batasan Masalah

Agar penelitian ini tidak lebih terarah dan tidak menyimpang dari sasaran

yang akan dituju maka perlu dibuat batasan-batasan dari masalah yang akan

dibahas. Batasan-batasannya adalah :

1. Penelitian ini mulai dilakukan saat sumur berproduksi pada tahap

secondary recovery.

2. Analisa permasalahan waterflooding hanya berfokus dengan metode

conformance treatment menggunakan bahan kimia polymer.

3. Penelitian ini tidak membahas reaksi kimia dari polymer dan crosslinker.

4. Skenario penelitian dilakukan dengan beberapa konsentrasi polymer dan

crosslinker hingga mencapai nilai yang optimum.

1.4. Metodologi Penelitian

Dalam penyusunan tugas akhir ini, metodologi penelitian yang dilakukan

sebagai berikut:

3


1. Mengumpulkan referensi yang relevan dengan topik penelitian,

meliputi buku-buku, jurnal, dan report yang ada di lapangan.

2. Mengumpulkan data-data yang diperlukan untuk melakukan

penelitian.

3. Membuat model reservoir yang dibutuhkan dengan menginput data-

data yang telah dipersiapkan ke dalam software CMG.

4. Melakukan pembahasan untuk kemudian diambil kesimpulan.

4


DIAGRAM ALIR PENELITIAN

Gambar 1.1 Diagram Alir Penelitian

Persiapan Data

1. Data core batuan reservoir

2. Data pvt fluida reservoir

3. Data grid ( model reservoir)

Pembuatan

Model

Insialisasi dan Analisa Skenario

Hasil dan Pembahasan

Kesimpulan dan Saran

Selesai

Tidak

Ya

MULAI


BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

Para ahli meyakini bahwa air yang ada di permukaan bumi keluar dari

dalam bumi. Setelah kerak bumi tersusun menjadi keras, air mulai keluar dari

dalam bumi dalam bentuk uap bersama lava yang disemburkan oleh gunung-

gunung berapi dari dalam bumi ke permukaan bumi. Pendapat ini dibenarkan

dengan firman Allah Surat an-Nazi’at 30-31: Ia memancarkan daripadanya mata

airnya dan (menumbuhkan) tumbuh-tumbuhannya. Dan bumi sesudah itu

dihamparkan-Nya (Imamudin, 2012) .

2.1 Injeksi Air ( Waterflooding)

Waterflooding merupakan metode peningkatan recovery dan pressure

maintenance yang paling banyak digunakan di seluruh dunia. Hal ini dikarenakan

mudahnya implementasi teknologi , ketersediaan fuida injeksi , dan tingkat kinerja

yang masih baik dari kondisi geologi pada lingkungan sekitar. Waterflooding bisa

dipertimbangkan efektif jika dalam pola sumur produksi atau injeksi yang

potensial dan sweep efficiency yang mendekati pencapaian secara teknis

(Burdakov, Rukavishnikov, & Tuzovskiy, 2015)

Injeksi air secara umum digunakan untuk meningkatkan recovery minyak

bumi. Sampai saat ini peningkatan recovery minyak bumi dengan menggunakan

injeksi air adalah metode yang paling banyak digunakan pada lapangan minyak.

Ketika tekanan reservoir mengalami penurunan dan jumlah produksi minyak

terus berkurang, maka salah satu upaya yang dilakukan adalah dengan melakukan

injeksi air atau gas yang bertujuan untuk meningkatkan tekanan reservoir, selain

membuat sumur injeksi dapat juga melalui konversi dari sumur produksi menjadi

sumur injeksi (Silva et al, 2017).

Tahap awal yang dilakukan adalah penentuan kandidat sumur yang akan

dikonversi. Konversi sumur akan memberikan dampak yang baik dalam

peningkatan produksi seperti yang dikemukan oleh Kaichun et al (2017) pada

penelitiannya memperoleh pertambahan produksi kisaran 27-33 MMSTB.

6


Konversi dari sumur yang laju alir produksi sudah rendah menjadi sumur injeksi

dapat meningkatkan perolehan (oil recovery) yang cukup signifikan (Sayyafzadeh,

Pourafshary, & Rashidi, 2010).

Saat ini, waterflooding bertanggung jawab lebih dari 50% dari semua

recovery minyak minyak dunia. Biasanya pada saat metode ini mencapai batas

ekonomi, yang biasanya terjadi telah ditentukan water cut, kira-kira setengah

sampai dua-sepertiga dari original oil in place di lapangan (Brown et.al. 2003).

Mekanisme kerjanya adalah dengan menginjeksikan air ke dalam formasi

yang berfungsi untuk mendesak minyak menuju sumur produksi (produser)

sehingga akan meningkatkan produksi minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk

mempertahankan tekanan reservoir (pressure maintenance) ( IATMI, 2012).

Gambar 2.1 Mekanisme Waterflooding (IATMI, 2012)

Waterflooding telah menjadi metode yang paling berhasil untuk memulihkan

minyak dari reservoir . Kunci suksesnya waterflooding meliputi:

1. Air adalah injeksi yang efisien untuk menggeser minyak ringan ke

medium gravity

2. Air relatif mudah dilakukan inject ke dalam formasi minyak,

3. Air tersedia dan yang paling penting murah,

7


4. Water Flooding banyak melibatkan menurunkan investasi modal dan biaya

operasi, yang mengarah ke ekonomi yang menguntungkan dibandingkan

dengan metode EOR.

Penginjeksian air bertujuan untuk memberikan tambahan energi kedalam

reservoir. Pada proses pendesakan, air akan mendesak minyak mengikuti jalur-

jalur arus (streamline) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur

produksi, seperti yang ditunjukkan pada gambar 2.2 yang menunjukkan

kedudukan partikel air yang membentuk batas air-minyak sebelum breakthrough

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

sumur produksi

sumur injeksi

AB

C

D

E

(a)

AB

D

E

(b)

Gambar 2.2 Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus

(a) sebelum dan (b) sesudah Tembus Air Pada Sumur Produksi (Taufik, 2015)

Secara umum Waterflooding terbagi menjadi dua fungsi, yaitu :

1. Injeksi air Secondary Recovery

Operasi perolehan minyak tahap kedua (secondary recovey) dilakukan

dengan maksud untuk memperoleh minyak sisa di reservoir yang tidak dapat

diambil dengan metode tahap pertama (primary recovery). Dalam operasi

perolehan tahap kedua ini, suatu fluida diinjeksikan ke dalam reservoir minyak

sisa tersebut bukan untuk mempertahankan energi reservoir, tetapi secara fisik

mendesak minyak sisa dari reservoir.

2. Injeksi air Pressure Maintenance

8


Berkurangnya produksi minyak dari suatu reservoir dapat diakibatkan oleh

makin menurunnya tekanan reservoir selama diproduksikan, sehingga tekanan

drawdown tidak mampu lagi memberikan laju produksi yang ekonomis dan

produksi terpaksa harus berhenti, walaupun sebenarnya jumlah cadangan minyak

yang tertinggal (remaining reserve) masih cukup besar.

Menurut Janahi, Buali, Nemmawi, & Saati, ( 2017) tujuan dilakukannya

waterflooding pilot project adalah :

1. Mengumpulkan data (injectivity, breakthrough timing, areal/vertical

sweep efficiency).

2. Evaluasi performa waterflooding (kenaikan respon minyak).

3. Memutuskan apakah proyek waterflooding akan dilanjutkan atau tidak.

4. Optimasi ukuran pola.

5. Tes dan optimalisasi injection rate.

Untuk memaksimalkan ultimate oil recovery (UOR) dan mengembalikan

modal dari proses waterflooding, engineer harus menentukan desain pola terbaik,

dan jarak antara sumur produksi dan sumur injeksi. Penentuan desain dan jarak

yang diputuskan berdasarkan pengaruh pada keuntungan ekonomi dan ultimate oil

recovery (UOR). Tidak seperti lapangan minyak onshore, jumlah maksimum

sumur pada lapangan offshore sangat terbatas dan penentuan pola tidak

dibutuhkan. Gambar dibawah ini menunjukan desain pola untuk sumur produksi

dan sumur injeksi. Gambar ini merupakan aplikasi yang paling baik pada onshore

oil recovery berdasarkan ukuran reservoir, informasi geologi yang tersedia, dan

faktor-faktor lainnya (Temizel, et al., 2017).

9


Gambar 2.3 Pola Injeksi Waterflooding ( Temizel et al., 2017)

Dalam skenario yang ideal pada efisiensi menyapuan di area injector,

didefinisikan sebagai fraksi volume yang ditempati oleh air yang di injeksikan

harus maksimal. Berbagai pola injeksi waterflooding telah diusulkan dan

dilaksanakan untuk mencapai efisiensi penyapuan yang tinggi, seperti five-spot,

direct atau staggered drive line, edge drive, dll. Pada banyak kasus air yang

diinjeksikan akan cepat terjadi finger pada daerah yang permeabelitasnya tinggi

dan terjadi breakthrough dengan cepat pada sumur produksi sebelum penyapuan

daerah yang cukup besar. Minyak yang tertinggal pada daerah yang kurang

permeabel akan sulit untuk diproduksikan ( Zhai, Wen, & Matringe, 2016)

2.2 Conformance Problem di Waterflooding

Jika reservoir memeiliki variasi dalam porositas dan permeabilitas , flood

front akan dpengaruhi oleh harga variasi ini. Fluida pendesak bergerak lebih cepat

dalam lapisan yang permeabilitas tinggi selanjutnya akan terjadi breakthrough

yang terlalu dini kedalam sumur produksi. Pada dasarnya, rasio mobiltas dan

luasnya heteroginitas yang tinggi akan menurunkan effisiensi penyapuan vertical (

vertical sweep efficiency) ( willhite , 1986).

10


Gambar 2.4 Conformance Problem (Putra D. , 2016)

Dalam proyek-proyek injeksi air, produksi air yang berlebih sering

dikaitkan dengan buruknya sweep efficiency. Sweep efficiency yang buruk dapat

menjadi hasil dari zona dengan permeabilitas yang tidak menguntungkan di

reservoir heterogen atau mobility ratio yang kurang baik dalam batuan yang

homogen. Secara khusus water breaktrhough dari injeksi air ke sumur produksi

minyak di zona paling permeabel yang signifikan sementara minyak yang tersisa

di reservoir atau dapat melewati mobilitas minyak yang rendah dengan proses

viscous fingering (Pritchett, et al., 2003).

Gambar 2.5 Thief Zone in Oil Reservoir (Pritchett, et al., 2003)

11


Conformance Problem dapat dibagi menjadi 6 kategori (Sydansk & Southwell,

2000):

1. Sweep Efficiency yang buruk atau produksi yang berlebihan dari fluida

penggerak akibat matriks-batuan (unfactured) yang relatif homogen yang

dihasilkan dari mobility control yang buruk di reservioir


penggerak akibat matriks-batuan di reservoir yang dihasilkan dari variasi

permeabilitas yang substansial dan heterogenitas


penggerak yang terjadi akibat naturally fracture di reservoir

4. Water atau gas coning

5. Produksi air atau gas yang berlebihan dari casing leaks

6. Produksi air atau gas yang berlebih dari aliran di belakang pipa

Vertical conformance problem yang mungkin merupakan masalah

conformance paling luas dan paling mudah diperbaiki dalam matrix-rock

(unfractured) reservoir biasanya diwujudkan dengan strata geologi yang berbeda

antara permeabilitas atasnya satu sama lain. Dalam matriks-rock (unfractured)

reservoir , areal conformance problem juga disebut sebagai “directional” tren

dari permeabilitas tinggi. Conformance problem tersebut dapat diatasi melalui

penerapan mobility control flood seperti polimer waterflood. Areal conformance

problem di matrix-rock reservoir minyak lebih efektif diperbaiki melalui strategi

keselarasan dengan well pattern (Sydansk & Southwell, 2000)

Jika strata geologi tidak dalam komunikasi fluida vertikal di seluruh reservoir ,

maka conformance problem ini dapat diperbaiki atau diatasi hanya dengan

mengurangi injektivitas ke dalam strata permeabilitas yang tinggi atau dengan

mengurangi produktivitas dari strata permeabilitas yang tinggi di sumur produksi.

Masalah ini sering dapat diatasi secara efektif dalam wellbore atau near-wellbore

dengan (Sorbie & Seright, 1992):

1. Mechanical packer systems

2. Tubing patches

https://petrowiki.org/Polymer_waterflooding

12


3. Sandpacks

4. Squeeze cementing

5. Near-wellbore polymer-gel treatments

6. Resins

Air mengalir ke lubang sumur produksi melalui jalur aliran terpisah dari

minyak (misalnya water conning atau fracture yang berasal dari sumur injeksi air

ke sumur produksi). Untuk jenis masalah produksi air, mengurangi produksi air

sering menyebabkan pressure drawdown yang lebih besar. Dengan demikian

mengurangi produksi air harus menjadi tujuan dari conformance improvement

flood dan water shut off treatment dengan menggunakan gel, foam, dan resin

(Seright, Lane, & Sydansk, 2001)

Air yang berlebihan akan meningkatkan risiko kerusakan formasi,

menghasilkan laju korosi yang lebih tinggi. Hal ini juga dapat membentuk hidrat

karena air dan gas tidak diproduksi dalam rasio yang tepat. Air yang berlebihan

yang diproduksi di sumur produksi biasanya hasil dari coning zone dalam batu

atau dari vertical fractures yang meluas ke bottom water drive (Portwood, 1999)

Produksi air yang terjadi secara besar – besaran merupakan masalah yang

sering terjadi pada lapangan minyak dengan tenaga dorong water drive (Canbolat

& Parlaktuna, 2012). Terproduksinya air dapat mengurangi produksi minyak

secara signifikan sehingga menurunkan oil recovery factor dari suatu lapangan

atau reservoir migas dan produksi air yang besar akan menyebabkan biaya

operasional suatu perusahanan migas akan menjadi besar untuk penanganan air

formasi tersebut (Chaudary, Kumar, & D, 2016) .

Produksi air berdampak pada ekonomi eksploitasi lapangan minyak di

sejumlah daerah seperti volume produksi, korosi, kualitas minyak mentah, proses

pembuangan, pemisahan dan pengukuran (Al-Shammari & Bora, 2016)

Untuk itu sangatlah penting untuk meminimalkan atau setidaknya

memperlambat terjadinya produksi air, karena dampak dari terproduksinya air

formasi bukan hanya peningkatan biaya dan penurunan oil recovery factor tetapi

juga permasalahan lingkungan, scale dan corrosion.Peningkatan gas atau produksi

air yang tidak diinginkan berasal dari beberapa sumber masalah dikemukakan

https://petrowiki.org/Placement_of_conformance_improvement_gels

https://petrowiki.org/Resin_treatment_for_conformance_improvement

13


oleh economides dimana sumber masalah ini dapat berasal dari casing, kebocoran

tubing atau casing, water coning, channel flow sebagai hasil dari kondisi semen di

belakang casing yang buruk, perubahan WOC dan lainnya (Egba, Ajiengka, &

Iledare, 2017).

Bermacam–macam hal yang dapat menyebabkan terjadinya produksi air

secara tidak wajar seperti masuk air formasi pada zona air yang terbuka, casing ,

tubing atau packer leaks, channeling dari sumur injector dan coning atau cusping,

hal tersebut digambarkan pada gambar 2.6

Gambar 2.6 Penyebab terjadinya produksi air (Chaudary, Kumar, & D, 2016)

Beberapa metode untuk mengatasi permasalahan terproduksinya air

formasi secara tidak wajar bisa dilakukan seperti pemboran sumur horizontal

untuk mencegah water coning atau cusping, secara mechanical seperti memasang

packer dan bridge plug untuk mencegah aliran air dari samping casing dan 7

kebocoran casing, melakukan pattern flow control untuk mencegah air akibat

channeling dari sumur injektor, atau dengan cara menggunakan bahan kimia

seperti injeksi polymer, gel, foam, emulsi dan resins ( El-karsani, Hussein, & Al-

Muntasheri, 2014).

14


Selain itu, tinggimya water cut yang disebabkan oleh terbentuknya water

channeling didekat lubang sumur atau terbentuknya rekahan panjang yang tidak

diinginkan juga menjadi penyebab terproduksinya air secara berlebihan. Pada

reservoir dengan kondisi water cut yang tinggi, dapat menyebabkan beberapa

dampak buruk bagi tahapan-tahapan produksi. Fasilitas penanganan liquid, erosi

tubing pipeline, kerusakan sand control, konsumsi energi dalam jumlah yang

besar adalah beberapa masalah yang diakibatkan oleh tingginya water cut

(Widiatmo, et al., 2017).

2.2.1. Conformance Improvement Treatment

Suksesnya conformance improvement treatment tergantung pada benar

atau tidaknya menilai sifat dari conformance problem itu. Ada dua perbedaan

utama yang harus dilakukan dalam rangka untuk mengidentifikasi treatment

yang tepat (Sydansk & Southwell, 2000):

1. Membedakan antara conformance problem areal dan vertikal

2. Jalur aliran permeabilitas tinggi dari conformance problem adalah jalur

aliran permeabilitas tinggi melalui unfractured matrix-rock atau

merupakan high permeability anomali, seperti fracture

Ada metode mekanis dan kimia untuk menangani produksi air yang

berlebihan. Metode mekanik meliputi penerapan alat penyelesaian tertentu,

penggantian casing, atau pemisahan air yang dihasilkan dengan

menggunakan hidrosiklon . Metode kimia termasuk silikat, resin , semen,

dan gel polymer ( El-karsani, Hussein, & Al-Muntasheri, 2014).

Gel polymer juga dapat diterapkan dalam sumur injeksi untuk

meningkatkan sweep efficiency reservoir. Hal ini diperlukan ketika air

melewati minyak ketika air diinjeksikan mengalir melalui zona permeabilitas

tinggi atau fractures. Deep treatment system juga dapat digunakan untuk

perbaikan sweep efficiency reservoir. Dalam sistem ini, microgels tersuspensi

dalam air dan kemudian diinjeksikan ke dalam reservoir, di mana mereka

mengebang di hadapan water deep di dalam reservoir (Chang, et al., 2004).

15


Waktu gelasi juga merupakan faktor penting. Dalam matriks treatment,

itu harus cukup lama sehingga gel dapat menembus ke dalam reservoir untuk

memastikan penempatan dalam batuan. Berbagai faktor mempengaruhi

waktu gelasi, seperti suhu, salinitas air pencampuran, konsentrasi polymer,

crosslinker, dan nilai pH dari cairan campuran (Uddin, et al., 2003).

Penambahan larutan polymer gel pada proses treatment conformance

problem bertujuan untuk menurunkan permeabilitas relatif air tanpa

menurunkan permeabilitas relatif minyak sehingga diperoleh nilai resistance

factor yang akan menyebabkan terjadinya penurunan atau terhambatnya

produksi air formasi tanpa menurunkan produksi minyak pada suatu

reservoir (Frigrina, Kasmungin, & Mardiana, 2017).

Di antara metode kimia, gel polymer dianggap salah satu jenis yang

paling umum diterapkan karena biaya yang relatif rendah, kemudahan

memompa, dan kemampuan untuk menembus ke dalam reservoir. Perawatan

dengan gel polymer umumnya disebut sebagai conformance improvement

treatment (CIT) (Sydansk, Xiong, Al-Dhafeeri, Schrader, & Seright, 2005) .

Teknologi ini menggunakan campuran polymer, crosslinker, dan air.

Campuran ini viskositas yang relatif rendah (sekitar 20 cp) diinjeksikan ke

dalam reservoir. Kemudian, dengan waktu dan suhu, membentuk penghalang

untuk menghambat produksi air. Namun, perawatan ini tidak membedakan

zona minyak dan gas. Dengan demikian, sangat penting bahwa sumber air

diidentifikasi dengan benar sebelum memilih metode pengobatan (Sydansk

& Seright, 2007).

Gel umumnya terbuat dari polymer dan crosslinker. Sistem pembentukan

gel dibagi menjadi dua kelompok utama sesuai dengan bahan kimia yang di

polymerisasi selama proses berlangsung, yaitu gel polymer dan silikat gel

(Vytautas Ussaitis, 2011).

Crosslinker merupakan suatu zat kimia yang berfungsi untuk mengikat

polymer dan mempercepat proses terjadinya gel polymer (Jadidoleslami,

2015).

Mekanisme dari crosslinker, polymer yaitu (Putra D. , 2016):

16


1. Permeability Reduction

2. Penghambat aliran fluida (Blocking agent ) yang digunakan sebagai

water/ gas shut-off

Sifat gel tergantung pada komposisi kimia gel, termasuk konsentrasi

polymer dan tingkat crosslingking . Treatment gel dapat diterapkan dengan

menggunakan berbagai jenis gel yang memiliki bahan kimia yang berbeda

komposisi dan ukuran partikel..

Untuk proses treatment polymer gel , konsentrasi gel yang terendah

mengalir paling jauh dari sumur bor untuk menahan tekanan diferensial

yang lebih rendah. Pada tahap akhir, konsentrasi gel yang tinggi

diinjeksikan untuk memberikan kekuatan, untuk menahan penurunan

tekanan dekat lubang sumur. Dari analisis data, kebanyakan sumur injeski

polymer lebih dari tiga langkah dengan meningkatkan konsentrasi. Beberapa

sumur minyak digunakan Reducing agent , retasder atau silica (Lialo,

2014).

Polymer menjadikan perbandingan mobilitas menjadi rendah karena

meningkatnya viskositas efektif air sehingga mendorong fluida. Beberapa

panduan yang digunakan untuk memilih reservoir yang akan dilakukan

injeksi polymer antara lain (Widyarso, Swadesi, Wibowo, & Sudarmoyo,

2006):

1. Perbandingan mobilitas antara 5 sampai 40 dan/atau terdapat variasi

distribusi permeabilitas yang cukup besar.

2. Memiliki permeabilitas dan viskositas minyak tinggi.

3. Temperatur reservoir kurang dari 100 – 200 °F.

4. Saturasi minyak bergerak harus cukup tinggi.

5. Reservoir dengan daya dorong air yang produksi awalnya kecil atau

tidak ada sama sekali.

Untuk menginjeksikan gel ke dalam lapisan permeabilitas tinggi (thief

zone) dan berikutnya water flow dialihkan ke dalam lapisan permeabilitas

17


yang rendah, konsentrasi rendah yang dipilih masing-masing 1000 ppm

dan 20 ppm untuk polymer dan crosslinker (Khamees, Flori, & Wei,

2017).

Gambar 2.7 Tabel Conformance problem yang bagus untuk di Treament

dengan Polymer Gel

https://petrowiki.org/File:Vol5_Page_1207_Image_0002.png

18


2.2.2. Screening criteria


BAB III

GAMBARAN LAPANGAN

3.1 Sejarah Lapangan DR

Lapangan DR terletak dipulau Sumatra yang dioperasikan oleh PT.CPI.

Lapangan Lapangan DR memiliki OOIP 8,7 miliar barrel pada recovery 50 % dan

memiliki water cut mencapai 97 %. Lapangan DR awalnya dikembangkan pada

jarak 214 acre. Produksi awal didukung oleh aquifer besar yang ditambah dengan

injeksi air perifer dimulai pada tahun 1970 di sisi barat, dan kemudian diperluas

ke pinggiran penuh pada akhir tahun 1970-an. Sumur pengembangan dibor

dengan jarak 71 acre pada tahun 1970-an dan 1980-an, dan sejumlah terbatas dari

24 acre sumur dibor pada akhir 1980-an.

3.2 Karakteristik Reservoir dan Fluida Properties Lapangan DR

Berdasarkan karakteristik reservoir dan fluida di lapangan DR yang

mempunyai densitas minyak sebesar 36 API dan pada table 3.1, 3.2 merupakan

data yang di dapatkan dari Asset Development Plan Minas Field.

Tabel 3.1 Karakteristik fluida reservoir

Properties Value

Viscosity Minyak 3.3 Centipoise

Viscosity Air 0.3 Centipoise

Densitas Air 60.54

Densitas Minyak 36 API

Initial Reservoir Pressue 930 psia

Temperature 200 F

Sumber: (Asset Development Plan Minas Field )

20


Tabel 3.2 Batuan Reservoir

Properties Value

Permeabilitas Vertikal 500 mD – 5000 mD

Porositas 0.22

Sumber: (Asset Development Plan Minas Field )

Penggunaan simulasi akan memberikan gambaran kondisi reservoir

dengan keadaan yang sesunguhnya. Berdasakan simulasi yang dilakukan dapat

diketahui rock type reservoir berdasarkan grafik hubungan antara krw versus Sw,

dan krow versus Sw. Nilai krow akan turun jika Sw bertambah dari nol, demikian

juga krw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari 1. Sehingga dapat

dikatakan untuk Sw yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena nilai

krow kecil. Saturasi air pada permeabilitas minyak dan air adalah jumlah (titik

persimpangan kurva) yang akan lebih besar dari 50% untuk sistem water wet dan

lebih kecil dari 50% untuk sistem oil wet.

Gambar 3.1 Permeabilitas Relative Vs Saturasi Air

Gambar 3.1 menunjukkan bahwa sistem batuan bersifat water wet,

dikarenakan titik persimpangan kurva antara saturasi air dan permeabilitas relatif

21


minyak lebih besar dari 50% yaitu pada angka 68%. Pada kondisi batuan bersifat

water wet, secara keseluruhan minyak akan banyak mengalir pada channel block

dari pada air, karena permeabilitas relatif air yang reandah. Sedangkan kondisi

minyak pada sistem oil wet mempunyai kemampuan alir yang lebih kecil hal ini

dikarenakan minyak menempel pada dinding batuan, kondisi ini disebabkan

distribusi air yang kecil dan permeabilitas relatif yang besar.

3.3 Pembuatan Model Simulasi

Untuk menganalisa tujuan dari menentukan conformance problem yang ada

di direct line waterflooding maka dibuat model dengan beberapa layer yang

mempunyai permeability yang berbeda. Direct line merupakan pola pendesakan

yang mempunyai kecepatan aliran dalam satu arah pada setiap tempat dan

gambaran pendesakan dalam 1-dimensi (linier) ( Alida & Juliansyah, 2016).

Tabel 3 3 Distribusi Permeabilitas

Layer Permeability

Layer 1 500 mD

Layer 2 4125 mD

tygLayer 3 3500 mD

Layer 4 2500 mD

Layer 5 2000 mD

Layer 6 5000 mD

Layer 7 3000 mD

Layer 8 1000 mD

Layer 9 500 mD

22


Gambar 3.2 Model Konseptual 3D Lapangan DR

Reservoir pada lapangan GF dapat dikategorikan sebagai reservoir

heterogen, dengan nilai permeabilitas yang berkisar antara 500mD hingga 5000

mD dan nilai porositas 22% dengan nilai tekanan Reservoir 930 psia dan

temperatur Reservoir sebesar 200 F.

3.4 Inisialisasi

Injeksi waterflooding pada tugas akhir ini dilakukan dengan

menginjeksikan air sebanyak 250 barrel setiap hari selama 1097 hari injeksi.

Untuk tekanan injeksi diatur ada tekanan 1500 psi agar tidak melebihi tekanan

rekah yang diasumsikan tekanan rekah berada pada nilai 1799 psi. Setelah

dilakukannya run simulasi, didapatkan hasil insialisasi model lapangan DR seperti

tertera pada tabel 3.3

Tabel 3.4 Hasil inisialisasi simulasi

No Parameter Nilai Satuan

1 Formation Pore Volume 9.9061 x BBL

2 Original Oil In Place 1.41063 x 106

BBL

3 Gross Formation Volume 4.5000 x BBL

4 Aqueous Phase Volume 1.9812 x BBL


BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Injeksi Air ( Waterflooding)

Injeksi air ( Waterflooding ) merupakan proses perolehan minyak tahap kedua

(secondary recovey) yang dilakukan dengan maksud untuk memperoleh minyak

sisa di reservoir yang tidak dapat diambil dengan metode tahap pertama (primary

recovery) . Basecase dalam penelitian ini merupakan simulasi Lapangan DR yang

berproduksi pada tahap secondary recovery.

Reservoir yang memiliki sifat heterogen, dengan karakteristik batuan yang

cukup bagus. Basecase dalam penelitian ini merupakan metode tahap kedua yaitu

Waterflooding. Skema yang dilakukan untuk melihat kenaikan produksi selama 4

tahun. Dengan oil rate pada sumur produksi menunjukan laju alir maksimum

sebesar 200 BPD pada awal pembukaannya hingga tahun 2019 pada bulan

Februari, setelah itu terjadi penurunan yang signfikan hingga tahun 2021 dengan

laju produksi mencapai 73,15 BPD. Sebaliknya water cut naik sebesar 63 %

sejak bulan Februari 2019 sampai tahun 2021 .

Sekenario awal reservoir ini akan diproduksikan sampai tanggal 29 Juli

2021 dengan produksi kumulatif sebesar 145.536 BBL. Berdasarkan hasil

simulasi didapatkan nilai oil recovery factor sebesar 10,36 %.

Gambar 4.1 Laju Alir Minyak dan Water Cut Lapangan DR

0

10

20

30

40

50

60

70

2 9 / 0 7 / 2 0 1 8 2 9 / 0 7 / 2 0 1 9 2 9 / 0 7 / 2 0 2 0 2 9 / 0 7 / 2 0 2 1

0

50

100

150

200

250

Oil Prod Rate SCTR Water Cut SCTR - %

24


Gambar 4.2 Oil Production Cumulative dan Oil Oil recovery factor Lapangan

DR

Untuk menentukan conformance problem yang ada di waterflooding maka

dilakukan run base case sebanyak 2 kali sebagai pembanding. Run pertama

dengan membuka 2 layer yaitu layer yang mempunyai permeabilitas 500 mD dan

layer yang mempunyai permeabilitas 5000 mD. Dengan membuka 2 layer pada

run base case skenario A dengan membuka layer yang mempunyai permeabiltas

500 mD dan 5000 mD , maka hasil yang didapat nilai water cut naik sejak tanggal

22 Februari 2019 hingga 2021 dengan nilai 63 %. Run skenario A dapat dilihat

pada gambar 4.3.

Gambar 4.3 Water cut pada skenario A

0

10

20

30

40

50

60

70

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wat

er C

ut

%

Skenario A

Water Cut

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

0

2

4

6

8

10

12

Oil Recovery Factor SCTR Oil Prod Cum SCTR

25


Sebaliknya untuk run skenario B hanya membuka layer yang mempunyai

permeabilitas 500 mD. Dengan demikian hasil yang didapatkan untuk run

skenario B yaitu water cut naik sejak tanggal 9 September 2019 hingga tahun

2021 dengan nilai 27%. Berikut adalah gambar 4.4 yang menunjuka hasil run

skenario B :

Gambar 4.4 Water Cut pada Skenario B

Dari hasil run 2 skenario yang dilakukan, pada skenario A terjadi kenaikan water

cut yang lebih cepat dari skenario B. Karena pada skenario A lapisan atau layer

yang dibuka yaitu layer yang permeablitas rendah dan layer yang mempunyai

permeabilitas tinggi, sehingga terjadi ketidak sesuaian ( conformance problem)

pada waterflooding di formasi. Berikut adalah gambar 4.5 yang menunjukan pada

skenario A.

0

5

10

15

20

25

30

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wat

er C

ut

%

Skenario B

Water Cut SCTR - %

1

2

3

4

5

6

7

9

8

26


Gambar 4.5 Flood front pada skenario A

Pada gambar 4.5 dan gambar 4.6 terlihat bahwa pada gambar 4.5 skenario A

fluida pendesak bergerak lebih cepat dan terjadi ketidaksesuaian (conformance

problem) di formasi dikarenakan reservoir yang memeiliki nilai permeabilitas

yang berbeda untuk setiap lapisan. Sedangkan pada gambar 4.6 menunjukan flood

front pada skenario B. Dimana fluida pendesak tidak bergerak lebih cepat

dikarenakan lapisan di reservoir yang dibuka yaitu lapisan yang mempunyai nilai

permeabilitas rendah yaitu 500 mD. Sehingga tidak ada perbedaan atau variasi

nilai permeabilitas.

Gambar 4.6 Flood front pada Skenario B

Jika reservoir memeiliki variasi dalam porositas dan permeabilitas , flood

front akan dpengaruhi oleh harga variasi . Fluida pendesak bergerak lebih cepat

dalam lapisan yang permeabilitas tinggi selanjutnya akan terjadi breakthrough

yang terlalu dini kedalam sumur produksi. Pada dasarnya, rasio mobiltas dan

luasnya heteroginitas yang tinggi akan menurunkan effisiensi penyapuan vertical (

vertical sweep efficiency) ( willhite , 1986).

1

2

3

4

6

5

7

8

9

27


4.2 Analisis Pengaruh Crosslinker , Polymer terhadap Performance

Waterflooding

Berdasarkan laju injeksi diketahui bahwa reservoir yang menjadi model dalam

penelitian ini hanya dapat berpoduksi minyak sampai tanggal 21 Februari 2019

dengan secondary recovery, dengan menghasilkan water cut yang sangat

signifikan hingga 63 % untuk skenario A dan untuk skenario B reservoir yang

menjadi model dalam penelitian ini hanya dapat berpoduksi minyak sampai

tanggal 9 September 2019 dengan secondary recovery, dengan water cut 27 %

karena terjadi conformance problem. Untuk itu, diperlukan treatment untuk

menangani permasalahan tersebut.

Penambahan larutan polymer gel pada proses treatment conformance problem

bertujuan untuk menurunkan permeabilitas relatif air tanpa menurunkan

permeabilitas relatif minyak sehingga diperoleh nilai resistance factor yang akan

menyebabkan terjadinya penurunan atau terhambatnya produksi air formasi tanpa

menurunkan produksi minyak pada suatu reservoir (Frigrina, Kasmungin, &

Mardiana, 2017).

Di antara metode kimia, gel polymer dianggap salah satu jenis yang paling

umum diterapkan karena biaya yang relatif rendah, kemudahan memompa, dan

kemampuan untuk menembus ke dalam reservoir. Perawatan dengan gel polymer

umumnya disebut sebagai conformance improvement treatment (CIT)

Metode penambahan larutan gel polymer dianggap relatif mudah karena hanya

dengan mencampur polymer pada konsentrasi tertentu ditambah crosslinker dan

air atau brine. Dalam hal ini polymer , crosslinker diinjeksikan untuk menurunkan

mobilitas air sebagai fluida pendesak dengan cara menaikan viskositasnya.

Sehingga efek penambahan polymer, crosslinker akan sangat terasa perbedaannya

dalam meningkatkan laju alir minyak. Konsentasi polymer yang digunakan pada

penelitian ini adalah 7000 ppm,11000 ppm, 15000 ppm, sedangkan untuk

crosslinker konsentrasi yang digunakan yaitu 10 ppm, 20 ppm dan 30 ppm.

Pada penelitian ini digunakan polymer dengan molecular weight (MW) 10.000

lb/mole, densitas 62.43 dan viskositas 0.3 cP, sedangkan untuk Crosslinker

dengan molecular weight (MW) 206 lb/mole, densitas 62.43 dan

28


viskositas 0.3 cP (Khamees, Flori, & Wei, 2017) . Maximum Adsorption Capacity

( ADMAXT) 0.0276E-4 lbmole/ft3 ( SHI, 2018).

Maximum Adsorption Capacity ( ADMAXT) adalah jumlah maksimum gel

adsorpsi yang dapat disimpan oleh masing-masing grid di reservoir. Sifat dari

Maximum Adsorption Capacity (ADMAXT) , residual resisten factor, volume

pori dipengaruhi oleh heteroginitas reservoir ( SHI, 2018).

Untuk sekenario peginjeksian, peneliti menginjeksikan air maupun polymer

di zona permeabilitas yang tinggi dan yang rendah . Dimana pada saat

penginjeksian untuk sumur injeksi yang dimulai tanggal 29 Juli 2018 dengan

awal penginjeksan waterflooding setelah itu terjadi penuruan produksi minyak

pada tanggal 21 Februari 2019 dan dilakukannya penginjeksian polymer,

crosslinker selama 1 bulan hingga tanggal 21 Maret 2019 untuk skenario A dan

untuk skenario B penginjeksian polymer, crosslinker dimulai tanggal 9 September

2019 hingga 9 Oktober 2019. Ada beberapa skenario dalam penelitian ini. Dimana

skenario A dan skenario B sama dengan skenario yang digunakan untuk

menentukan conformance problem di waterflooding, yaitu untuk skenario A layer

yang dibuka layer yang mempunyai permeabilitas 5000 mD dan layer yang

mempnyai permeabilitas 500 mD, sedagkan untuk skenario B layer yang dibuka

yaitu layer yang mempunyai permeabilitas 500 mD saja. Pada tabel 4.1

penjabaran dari skenario A penelitian ini.

Tabel 4.1 Skenario A Penginjeksian Polymer, Crosslinker

Case Polymer Crosslinker Rate Maximum Adsorption

Capacity (ADMAXT)

Case 1

dari

Skenario

A

7000 ppm

10 ppm 200 BPD,

250 BPD 0.0276E-4 lbmole/ft3

20 ppm 200 BPD,


30 ppm 200 BPD,


Case 2 11000 ppm 10 ppm 200 BPD, 0.0276E-4 lbmole/ft3

29


dari

Skenario

A

250 BPD

20 ppm 200 BPD,


30 ppm 200 BPD,


Case 3

dari

Skenario

A

15000 ppm

10 ppm 200 BPD,


20 ppm 200 BPD,


30 ppm 200 BpD,

250 BpD 0.0276E-4 lbmole/ft3

Gambar 4.7 Flood front pada skenario A setelah injeksi crosslinker, polymer

Dari beberapa skenario yang dilakukan akan diambil nilai yang paling optimum

terhadap kenaikan produksi , nilai oil recovery factor dan menurunkan nilai water

cut. Setelah dilakukan run simulasi pada masing-masing skenario maka

didapatkan hasil sebagai berikut :

1

2

3

4

5

6

7

8

9

30



Gambar 4.9 Water cut Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker

10 ppm)

Dari hasil case 1 skenario A dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker

10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4

lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 203.195 BBL, oil

recovery factor 15.16 %, water cut 17 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date

Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10

ppm)

Oil Prod Cum Rate 200 Oil Prod Cum Rate 250

Oil Recovery Factor Rate 200 Oil Recovery Factor Rate 250

0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date

Water CutCase dari Skenario A(Polymer 7000 ppm ,

Crosslinker 10 ppm)

Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate 250 (%)

31


rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 201.347 BBL, oil recovery factor

15.02 %, water cut 16,31 %



Crosslinker 20 ppm)




0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 20 ppm)


32


recovery factor 15.16 %, water cut 17% untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk

rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 201.347 BBL, oil recovery factor

15.02 %, water cut 16,31 %.

Gambar 4.12 Case 1 dari Skenario A ( Polymer 7000 ppm, Crosslinker 30 ppm )


Crosslinker 30 ppm )

Dari hasil case 1 skenario A dengan konsentrasi polymer 7000 ppm,

crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 30 ppm)


33


0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar

203.195 BBL, oil recovery factor 15,16 %, water cut 17 % untuk rate 200 BPD,

sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 201.347 BBL,

oil recovery factor 15.02 %, water cut 16,31 %

Dari hasil skenario A pada case 1 dengan polymer 7000 ppm , crosslinker

10 ppm, 20 ppm, 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption

Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3 didapatkan nilai sebagai berikut :

Tabel 4.2 Hasil case 1 dari skenario A

Case Rate Oil production

cumulative

Oil

recovery

factor

Water Cut

Case 1 ( Polymer

7000 ppm,

Crosslinker 10 ppm,

Maximum

Adsorption Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200

BPD 203.195 BBL 15,16 % 17 %

250

BPD 201.347 BBL 15,02 % 16,31 %

Case 1 ( Polymer

7000 ppm,

Crosslinker 20 ppm ,

Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-4

lbmole/ft3)

200

BPD 203.195 BBL 15,16 % 17 %

250

BPD 201.347 BBL 15,02 % 16,31 %

Case 1 ( Polymer

7000 ppm,

Crosslinker 30 ppm,

Maximum

Adsorption Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200

BPD 203.195 BBL 15,16 % 17 %

250

BPD 201.347 BBL 15,02 % 16,31 %

Berikut adalah hasil run dari case 2 skenario A :

34



ppm)


Crosslinker 10 ppm)

Selanjutnya untuk hasil dari case 2 skenario A dengan konsentrasi polymer 11000

ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption

Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production cumulative

sebesar 203.214 BBL, oil recovery factor 15.16 %, water cut 16,99% untuk rate

200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar

246.341 BBL, oil recovery factor 18,37 %, water cut 19,55%.

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date

Case 2 dari Skenario A (Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10

ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date

Water Cut Case 2 dari Skenario A ( Polymer 11000 ppm,

Crosslinker 10 ppm)

Water Cut Rate 200 (%) Water Cut Rate (%)

35



ppm)


Crosslinker 20 ppm)

Hasil case 2 skenario A dengan konsentrasi polymer 11000 ppm,



203.214 BBL, oil recovery factor 15.16%, water cut 16,99 % untuk rate 200

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 20 ppm)


36


BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.342

BBL, oil recovery factor 18,37 %, water cut 19,55 %.

Sedangkan untuk hasil dari case 2 skenario A dengan konsentrasi polymer

11000 ppm, crosslinker 30 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum

Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil production

cumulative sebesar 203.214 BBL, oil recovery factor 15,16 %, water cut 16,99 %

untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative

sebesar 246.341 BBL, oil recovery factor 18,37 %, water cut 19,55 %.


ppm )


Crosslinker 30 ppm )

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 30 ppm)


37


Berikut adalah tabel 4.3 hasil case 2 dari skanario A :

Tabel 4.3 Hasil Case 2 dari Skenario A


cumulative

Oil recovery

factor Water Cut

Case 2 ( Polymer

11000 ppm,

Crosslinker 10

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200 BPD 203.214 BBL 15,16 % 16,99 %

250 BPD 246.341 BBL 18,37 % 19,55 %

Case 2 ( Polymer

11000 ppm,

Crosslinker 20

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200 BPD 203.214 BBL 15,16 % 16,99 %

250 BPD 246.341 BBL 18,37 % 19,55 %

Case 2 ( Polymer

11000 ppm,

Crosslinker 30

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200 BPD 203.214 BBL 15,16 % 16,99 %

250 BPD 246.341 BBL 18,37 % 19,55 %

Selanjutnya hasil case 3 skenario A dengan konsentrasi polymer 15000 ppm,



203.224 BBL, oil recovery factor 15.16 % untuk rate 200 BPD, water cut 16,99

%, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.359


38



ppm)


Crosslinker 10 ppm)




recovery factor 15,16 %, water cut 16,99 % untuk rate 200 BPD, sedangkan

untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.359 BBL, oil recovery

factor 18,38 %, 19,54 %.

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date

Water Cut Case 3 dari Skenario (Polymer 15000 ppm ,

Crosslinker 10 ppm)


39



ppm)


Crossliner 20 ppm)

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 20 ppm)


40



ppm)


Crosslinker 30 ppm)

Hasil case 3 skenario A dengan konsentrasi polymer 15000 ppm, crosslinker 30

ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4


recovery factor 15,16 % , water cut 16,99 %untuk rate 200 BPD, sedangkan

untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 246.359 BBL, oil recovery

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



0

5

10

15

20

25

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 30 ppm)


41


factor 18,38 %, water cut 19,54 %. Berikut adalah tabel 4.4 hasil dai run simulasi

case 3 skenario A:

Tabel 4.4 Hasil Case 3 dari Skenario A


cumulative

Oil recovery

factor

Water cut

Case 3 ( Polymer

15000 ppm,

Crosslinker 10

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200

BPD 203.224 BBL 15,16 % 16,99 %

250

BPD 246.359 BBL 18,38 % 19,54 %

Case 3 ( Polymer

15000 ppm,

Crosslinker 20

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200

BPD 203.224 BBL 15,16 % 16,99 %

250

BPD 246.359 BBL 18,38 % 19,54 %

Case 3 ( Polymer

15000 ppm,

Crosslinker 30

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200

BPD 203.224 BBL 15,16 % 16,99 %

250

BPD 246.359 BBL 18,38 % 19,54 %

Selanjutnya adalah penjabaran dari skenario B, dimana pada skenario B layer

yang mempunyai permeabilitas rendah atau yang mempunyai nilai 500 mD yang

hanya dibuka yaitu layer 1 serta layer 9 dan untuk polymer diinjeksikan pada

layer 1, berikut yaitu tabel dari skenario B sebagai berikut :

42


Tabel 4.5 Skenario B Penginjeksian Crosslinker, Polymer


Capacity

Case 1

dari

Skenario

B

7000 ppm

10 ppm 200 BPD,


20 ppm 200 BPD,


30 ppm 200 BPD,


Case 2

dari

Skenario

B

11000 ppm

10 ppm 200 BPD,


20 ppm 200 BPD,


30 ppm 200 BPD,


Case 3

dari

Skenario

B

15000 ppm

10 ppm 200 BPD,


20 ppm 200 BPD,


30 ppm 200 BPD,


Untuk skenario B parameter yang dilihat sama seperti pada skenario A ,

dimana ada perubahan flood front setelah injeksi crosslnker, polymer pada

skenario B. Polymer yang diinjeksikan di skenario B ini memblock air pada

daerah atau layer 1 .

43


Gambar 4.26 Flood front pada skenario B setelah injeksi crosslinker, polymer

Berikut adalah hasil setelah dilakukan run simulasi pada masing-masing

skenario maka didapatkan hasil sebagai berikut:


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50000

100000

150000

200000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date

Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm, Crosslinker 10

ppm)



1

2

3

4

5

6

7

8

9

44



Crosslinker 10 ppm)

Hasil case 1 skenario B dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker 10

ppm , rate 200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4


recovery factor 12,85 % , water cut 7,3 %untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk

rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 186,229 BBL, oil recovery factor

13,89 %, water cut 6,4 %


0

1

2

3

4

5

6

7

8

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wa

ter

Cu

t

Date

Water Cut Case 1 dari Skenario B (Polymer 7000 ppm ,

Crosslinker 10 ppm)

Water Cut Rate 200 % Water Cut Rate 250 %

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50000

100000

150000

200000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



45


Gambar 4.30Water cut Case 1 dari Skenario B ( Polymer 7000 ppm,

Crosslinker 20 ppm)

Untuk hasil case 1 skenario B dengan konsentrasi polymer 7000 ppm, crosslinker



recovery factor 12,85 % , water cut 7,3 %untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk

rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 186,229 BBL, oil recovery factor

13,89 %, water cut 6,4 %


0

1

2

3

4

5

6

7

8

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wa

ter

Cu

t

Date


Crosslinker 20 ppm)


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50000

100000

150000

200000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



46



Crosslinker 30 ppm)

Selanjutnya untuk hasil case 1 skenario B dengan konsentrasi polymer 7000 ppm,



172.265 BBL, oil recovery factor 12,85 % , water cut 7,3 %untuk rate 200 BPD,

sedangkan untuk rate 250 BPD oil production cumulative sebesar 186,229 BBL,

oil recovery factor 13,89 %, water cut 6,4%. Berikut adalah tabel 4.6 hasl case 1

skenario B :

Tabel 4.6 Hasil Case 1 Skenario B


cumulative

Oil

recovery

factor

Water Cut

Case 1 ( Polymer

7000 ppm,

Crosslinker 10

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200 BPD 172.265 BBL 12.85 % 7,3 %

250 BPD 186.229 BBL 13,89 % 6,4 %

0

1

2

3

4

5

6

7

8

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wa

ter

Cu

t

Date


Crosslinker 30 ppm)


47


Case 1 ( Polymer

7000 ppm,

Crosslinker 20 ppm

, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200 BPD 172.265 BBL 12.85 % 7,3 %

250 BPD 186.229 BBL 13,89 % 6,4 %

Case 1 ( Polymer

7000 ppm,

Crosslinker 30

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

172.265

BBL 12.85 % 7,3 %

172.265

BBL

186.229

BBL 13,89 % 6,4 %

186.229

BBL

Setelah dilakukan run simulasi pada case 1 skenario B selanjutnya dilakukan run

simulasi untuk case 2 skenario B. Berikut hasil case 2 skenario B dengan

konsentrasi polymer 11000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate 200 BPD , 250 BPD

dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3. Didapatkan hasil oil

production cumulative sebesar 172.143 BBL, oil recovery factor 12,84 % , water

cut 7,2 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250 BPD oil production

cumulative sebesar 206.202 BBL, oil recovery factor 15,38 %, water cut 7 %


ppm)

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ovry

Fact

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date

Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm, Crosslinker 10

ppm)



48


Gambar 4 .34 Water cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm,

Crosslinker 10 ppm)

Berikut hasil case 2 skenario B dengan konsentrasi polymer 11000 ppm,



172.143 BBL, oil recovery factor 13,84 % , water cut 7,2 % untuk rate 200 BPD,


oil recovery factor 15,38 %, water cut 7 %.


ppm)

0

2

4

6

8

10

12

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date

Water Cut Case 2 dari Skenario B ( Polymer 11000 ppm,

Crosslinker 10 ppm)


0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ovry

Fact

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



49



Crosslinker 20 ppm)

Berikut hasil case 2 skenario B dengan konsentrasi polymer 11000 ppm,



172.143 BBL, oil recovery factor 12,84 % , water cut 7,2 % untuk rate 200 BPD,


oil recovery factor 15,38 %, water cut 7 %.


ppm)

0

2

4

6

8

10

12

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 20 ppm)


0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ovry

Fact

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm)



50



Crosslinker 30 ppm)

Setelah dilakukan run simulasi untuk case 2 skenario B, berikut adalah tabel 4.7

hasil dari case skenario B:



cumulative

Oil recovery

factor Water Cut

Case 2 ( Polymer

11000 ppm,

Crosslinker 10

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200 BPD 172.143 BBL 12,84 % 7,2 %

250 BPD 206.202 BBL 15,38 % 7 %

Case 2 ( Polymer

11000 ppm,

Crosslinker 20

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

200 BPD 172.143 BBL 12,84 % 7,2 %

250 BPD 206.202 BBL 15,38 % 7 %

Case 2 ( Polymer

11000 ppm, 200 BPD 172.143 BBL 12,84 % 7,2 %

0

2

4

6

8

10

12

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 30 ppm)


51


Crosslinker 30

ppm, Maximum

Adsorption y

Capacity

0.0276E-4

lbmole/ft3)

250 BPD 206.202 BBL 15,38 % 7 %

Selanjutnya run simulasi untuk case 3 dari skenario B. Dimana hasil case

3 skenario B dengan konsentrasi polymer 15000 ppm, crosslinker 10 ppm , rate

200 BPD , 250 BPD dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4 lbmole/ft3.

Didapatkan hasil oil production cumulative sebesar 186.400 BBL, oil recovery

factor 13.90 % , water cut 7,01 % untuk rate 200 BPD, sedangkan untuk rate 250

BPD oil production cumulative sebesar 206.203 BBL, oil recovery factor 15,38

%, water cut 6,8 %.


ppm)

0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm



52



Crosslinker 10 ppm)

Selanjutnya hasil case 3 skenario B dengan konsentrasi polymer 15000 ppm,



186.400 BBL, oil recovery factor 13,90 % , water cut 7,01 % untuk rate 200




ppm)

0

2

4

6

8

10

12

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date

Water Cut Case 3 dari Skenario B ( Polymer 15000 ppm ,

Crosslinker 10 ppm


0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm



53



Crosslinker 20 ppm)

Selanjutnya hasil case 3 skenario B dengan konsentrasi polymer 15000 ppm,



186.400 BBL, oil recovery factor 13.90 % , water cut 7,01 % untuk rate 200




ppm)

0

2

4

6

8

10

12

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 20 ppm


0

5

10

15

20

0

50000

100000

150000

200000

250000

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Oil

Rec

ove

ry F

act

or

Oil

Pro

du

ctio

n C

um

Date


ppm



54



Crosslinker 30 ppm)

Dari hasil run simulasi pada case 3 skenario B, berikut adalah hasil dari case 3

skenario B :



cumulative

Oil

recovery

factor

Water cut

Case 3 ( Polymer

15000 ppm,

Crosslinker 10

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200 BPD 186.400 BBL 13,90 % 7,01 %

250 BPD 206.203 BBL 15,38 % 6,8 %

Case 3 ( Polymer

15000 ppm,

Crosslinker 20

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

200 BPD 186.400 BBL 13,90 % 7,01 %

250 BPD 206.203 BBL 15,38 % 6,8 %

Case 3 ( Polymer

15000 ppm, 200 BPD 186.400 BBL 13,90 % 7,01 %

0

2

4

6

8

10

12

29/07/2018 29/07/2019 29/07/2020 29/07/2021

Wate

r C

ut

Date


Crosslinker 30 ppm


55


Crosslinker 30

ppm, Maximum

Adsorption

Capacity 0.0276E-

4 lbmole/ft3)

250 BPD 206.203 BBL 15,38 % 6,8 %

Kenaikan konsentrasi polymer akan menghasilkan gel yang lebih pekat. Gel

optimum yang digunakan adalah larutan dengan konsentrasi polymer dan salinitas

yang tinggi, karena akan menghasilkan densitas, viskositas, shear rate yang

tinggi. Semakin tinggi konsentrasi polymer akan menyebabkan resistance factor

dan permeability reduction meningkat sehingga akan menurunkan permeabilitas

air pada proses WSO. Penambahan larutan polymer gel pada proses water shut-off

bertujuan untuk menurunkan permeabilitas relatif air tanpa menurunkan

permeabilitas relatif minyak sehingga diperoleh nilai resistance factor yang akan

menyebabkan terjadinya penurunan atau terhambatnya produksi air formasi tanpa

menurunkan produksi minyak pada suatu reservoir (Frigrina, Kasmungin, &

Mardiana, 2017) .

Dari hasil skenario A dan skenario B serta 3 case untuk setiap skenario

maka yang merupakan nilai optimum dari hasil tersebut yaitu hasil dari case 3

skenario A rate 250 dengan oil production cumulative sebesar 246.359 BBL, oil

recovery factor 18,38 %, water cut 19,54 %. Karena pada case 3 skenario A untuk

nilai setiap konsentrasi crosslinker, konsentrasi polymer hasilnya sama , peneliti

membuat skenario perubahan pada nilai Maximum Adsorption C Capacity untuk

melihat perbandingan pada nilai Maximum Adsorption Capacity yang tinggi dan

nilai Maximum Adsorption Capacity yang rendah. Dimana pada skenario

perubahan nilai Maximum Adsorption Capacity peneliti mengambil nilai optimum

dari case 3 skenario A dengan rate 250 BPD, konsentrasi polymer 15000,

konsentrasi crosslinker 10 ppm dan Maximum Adsorption Capacity 0.0276E-4

lbmole/ft3 untuk melihat nilai yang palng optimum dari semua case. Peneliti

hanya membuat perubahan pada nilai Maximum Adsorption Capacity pada case 4

yaitu dengan nilai 7.6176E-12 lbmole/ft3.

Semakin kecil nilai Maximum Adsorption Capacity maka semakin besar

penetrasi perbedaan antara lapisan permeabilitas tinggi dan permeabilitas rendah.

56


Maximum Adsorption Capacity akan mengurangi permeabilitas air tanpa

mengurangi permeabilitas minyak. Maka nilai Maximum Adsorption Capacity

yang rendah akan berpengaruh terhadap kenaikan produksi ( SHI, 2018).. Berikut

adalah skenario case 4 dengan merubah nilai Maximum Adsorption Capacity

pada hasil yang optimum case 3 :

Tabel 4.9 Case 4


Capacity

Case 4 15000 ppm 10 ppm 250 BPD 7.6176E-12 lbmole/ft3

Memilih perbandingan pada nilai maximum adsorption capacity untuk

menganalisa ke optimalan pada polymer, crosslinker semakin kecil nilai

maximum adsorption capacity maka akan semakin bagus bagi injeksi polymer ,

crosslinker.

Dari skenario diatas maka didapatkan nilai sebagai berikut :

Tabel 4.10 Hasil Perbandingan Case 3 dan Case 4


cumulative

Oil

recovery

factor

Water Cut

Case 3 pada skenario

A ( Polymer 15000

ppm, Crosslinker 10

ppm, Maximum

Adsorption Capacity

0.0276E-4 lbmole/ft3)

250 BPD 246.359 BBL 18,38 % 19,54 %

Case 4 ( Polymer

15000 ppm,

Crosslinker 10 ppm,

Maximum Adsorption

Capacity 7.6176E-12

lbmole/ft3)

250 BPD

247.679 BBL

18,47 % 18,63 %

Dari hasil skenario perbandingan case 3 dan case 4, pada case 3

didapatkan nilai oil production cumulative sebesar 246.359 BBL dan oil recovery

57


factor 18,38 %, water cut 19,54 % sedangkan pada case 4 nilai oil production

cumulative sebesar 247.679 BBL , oil recovery factor 18,47 % dan water cut

18,63 % . Jadi nilai yang paling optimum dari case 1 sampai case 4 yaitu case 4

dengan nilai oil production cumulative sebesar 247.679 BBL , oil recovery factor

18,47 % dan water cut 18,63 %


BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Berdasarkan penelitian dan pembahasan yang telah dilakukan, maka

kesimpulan yang diperoleh dari penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Problem waterflooding basecase 1 yang dibuka 2 layer antara

permeabilitas yang rendah dan permeabilitas yang signifikan dan basecase

2 yang hanya dibuka pada layer yang mempunyai permeabilitas rendah

dibandingkan layer diatasnya.

2. Dari skenario A dan skenario B serta 4 case yang dilakukan pada

conformance problem di waterflooding menggunakan crosslinker ,polymer

dengan parameter yang dilihat yaitu konsentrasi crosslinker, konsentrasi

polymer , laju injeksi , dan Maximum Adsorption Capacity untuk

menentukan nilai yang optimum. Maka nilai yang diperoleh oil

production cumulative sebesar 247.679 BBL , oil recovery factor 18,47 %

dan water cut 18,63 % yang paling optimum.

5.2 Saran

Berdasarkan kesimpulan yang telah dijabarkan saran yang dapat diberikan

kepada peneliti berikutnya adalah dapat melanjutkan penelitian dengan

mengunakan bahan kimia high tech dan lebih ekonomis, contohnya Supra

Molecular Self Assembly.

59


DAFTAR PUSTAKA

Alida, R., & Juliansyah, O. (2016, Juli 1). ANALISA KINERJA INJEKSI AIR

DENGAN METODE VOIDAGE REPLACEMENT RATIO DI PT.

PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD RAMBA, 7.

Al-Azmi, N. H., Aladwani, F. A., & Kasaraneni, P. R. (2017, October).

WaterControl Management Utilizing Downhole Water Sink Technology :

Application of a reservoir in the midle East. Society of Petroleum

Engineers 187662-MS.

Alhuthali, A., Oyerinde, A., & Gupta, A. D. (2006). Optimal Waterflood

Management Using Rate Control. SPE 102478, 539. doi:10.2118/102478-

MS

Al-Shammari, H., & Bora, A. (2016, November). Integrated Water Management

Challenges. International Petroleum Technology Conference, 18936-MS.

doi:IPTC-18936-MS

Anisimov, L. (2009). The Use of Tracers for Reservoir Characterization. SPE-

118862-MS.

Asadollahi, M. (2012). Waterflooding Optimization for. Trondheim: Norwegian

University of Science and Technology (NTNU).

Bakkejord, D. R., & Knutsen, H. R. (2009). Utilize Visualized Streamline-Derived

Sensitivities in History Matching. Trondheim: Norwegian University of

Technology and Science.

Bale, A., Fossen, H., Berg, E., & Kui, T. W. (2008). Comprehensive Mini-Frac

Testing in the Gullfaks Field as a Tool for characterisation of Reservoir

Structure and Rock Mechanics. IPTC-11968-MS. doi:10.2523/IPTC-

11968-MS

Bailey, B., Crabtree, M., Tyrie, J., Elphick, J., Kuchuk, F., Romano, C., &

Roodhart, L. (2000). Water Control.

Burdakov, D. A., Rukavishnikov, A. P., & Tuzovskiy, M. A. (2015, October).

East Siberian Field Waterflood Management. Society of Petroleum

Engineers, 176569-MS.

60


Canbolat, S., & Parlaktuna, M. (2012, November 11-14). Well Selection Criteria

for Water Shut-Off Polymer Gel Injection in Carbonates. Society of

Petroleum Engineers, SPE 158059.

Chang, H. L., Sui, X., Xiao, L., Liu, H., Guo, Z., Yao, Y., . . . Mack, J. C. (2004).

Successful Field Pilot of In-Depth Colloidal Dispersion Gel (CDG)

Technology in Daqing Oil Field. Society of Petroleum Engineers, 89460.

Chaudary, P., Kumar, S., & D, S. R. (2016, April- June). Polymer and its Role in

EOR and Water. Journal of Basic and Applied Engineering Research,

3(8).

Cheng, H., Shook, G. M., Taimur, M., Dwarakanath, V., Smith, B. R.,

Muhhamad, S., . . . Putra, K. A. (2011). Interwell Tracer Tests to Optimize

Operating Conditions for a Surfactant Field Trial: Design, Evaluation and

Implications. SPE-144899-MS. doi:10.2118/144899-MS

Du, Y., & Guan, L. (2005). Interwell Tracer Tests: Lessons Learnted from Past

Field Studies. SPE 93140, 1. doi:10.2118/93140-MS

Egba, N. A., Ajiengka, J. A., & Iledare, O. O. (2017, July-August 31-2).

Economic Optimazation of Water and Gas Shut-off Treatment in Oil

Wells. Society of Petroleum Engineers, SPE-189134-MS.

El-karsani, K., Hussein, I. A., & Al-Muntasheri, G. (2014, February). Polymer

Systems for Water Shutoff and Profile. Researchgate 163100-PA.

Eide, K. E., Catterall, J., Ismayilov, O., Nadarzy, J., & Kjøsnes, V. A. (2011).

Improved Oil Recovery with Water Injection. Trondheim: Norwegian

University of Science and Technology.

Frigrina, L., Kasmungin, S., & Mardiana, D. A. (2017). Studi Polimer Gel dengan

Crosslinker mengenai pengaruh variasi konsentrasi polimer, salinitas,

suhu terhadap gelation time dan resitance factor pada proses water shut

off. Jakarta: Seminar Nasional Cendekiawan.

Gupta, A. D., & King, M. J. (2007). Streamline Simulation ; Theory and Practice.

Texas: society of petroleum engineers.

61


Huseby, O., Hartvig, S. K., Jevanord, K., Viig, S. O., & Dugstad, O. (2014). High

Quality Flow Information from Tracer Data. SPE-169183-MS.

doi:10.2118/169183-MS

Imamudin, M. (2012). Peranan air dalam perspektif Al-Quran. El-Hayah, Vol.3.

Janahi, A. A., Buali, Y., Nemmawi, N., & Saati, f. A. (2017, March 6-9). Nahr

Umr Classical Waterflood: From Pattern Pilot to Peripheral Waterflood,

Bahrain. Society of Petroleum Engineers, 183683-MS.

Joseph, A., & Ajienka, J. A. (2010, July - August 31-7). A Riview of Water Shutoff

Treatment Stategies in Oil Fileds, SPE 136969.

Karmakar, G. P., & Chakraborty, C. (2006). Improved Oil Recovery Using

Polymeric Gelants: A Review. Indian Journal of Chemical Technology,,

Vol.13.pp.162-.

Khamees, T., Flori, R. E., & Wei, M. (2017, April 23). Simulation Study of In-

Depth Gel Treatment in Heterogeeous Reservoir with Sensitivity Analyses.

doi:SPE-185716-MS

Langdalen, H. (2014). Cyclic Water Injection. Trondheim: Norwegian University

of Science and Technology.

Lialo, J. (2014). Gel treatment Field Application Survey for Water Shut off in

Production Wells.

Muskat, M., & Wyckoff, R. D. (1946). The Flow of Homogenous Fluids Through

Porous Media (1ST ed.). Houston: MC GRAW-HILL BOOK

COMPANY.

Mohammed, M. A. (2008). Investigation of polymer adsorption on rock surface of

high saline reservoirs. Society of Petroleum Engineers, 120807.

Perez, D., Salicioni, F., & Ucan, S. (2014). Cyclic Water Injection in San Jorge

Gulf Basin, Argentina. SPE-169403-MS. doi:10.2118/169403-MS

Portwood, J. T. (1999, March 28-31). Lessons Learned from Over 300 Producing

Well Water Shut-off Gel Treatments, SPE 52127. doi:10.2118/52127-MS

Pritchett, J., Frampton, H., Brinkman, J., Cheung, S., Morgan, J., Chang, K. T., . .

. Goodgame, J. (2003). Field Application of a new In-Depth Waterflood

Conformance Improvement Tool. doi:SPE-84897

62


Putra, D. (2016). Profil Modification- Near Wellbore Treatment.

Putra, D. F. (2007). CO2 Injection in an Oil Reservoir with Gas Cap

(Compositonal Simulation Case at Gulfaks Field Norway). Trondheim:

NORWEGIAN UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY,.

Sayyafzadeh, M., Pourafshary, P., & Rashidi, F. (2010, June 8-10). Increasing

Ultimate Oil Recovery by Infill Drilling and Converting Weak Production

Wells to Injection Wells Using Streamline Simulation, SPE 132125.

doi:10.2118/132125-MS

Seright, R. S., Lane, R. H., & Sydansk, R. D. (2001). A Strategy of Attacking

Excess water production. SPE-70067-MS.

Shchipanov, A., Surguchev, L. M., & Jakobsen, S. R. (2008). Improved Oil

Recovery by Cyclic Injection and Production. SPE-116873-MS.

doi:10.2118/116873-MS

SHI, K. (2018). NUMERICAL SIMULATION STUDY OF FACTORS

AFFECTING PRODUCTION WELL GEL TREATMENT USING

LINEAR MODELS WITH CROSSFLOW. Scholars' Mine.

Sorbie, K. S., & Seright, R. S. (1992). Gel Placement in Heterogeneous System

with crossflow . SPE-24192-MS.

Sydansk, R. D., & Seright, R. S. (2007). When and Where Relative Permeability

Modification Water-Shutoff Treatments Can Be Successfully Applied.

SPE Prod & Oper 22 (2): 236–247.

Sydansk, R. D., & Southwell, G. P. (2000). More than 12 years of experience with

a successfull conformance controll polymer gel technology. Society of

Petroleum Engineers , 66558-PA.

Sydansk, R. D., Xiong, Y., Al-Dhafeeri, A. M., Schrader, R. J., & Seright, R. S.

(2005). Characterization of Partially Formed Polymer Gels for Application

to Fractured Production Wells for Water-Shutoff Purposes. SPE Prod &

Fac 20 (3):240-249.

Temizel, C., Nabizadeh, M., Kadkhodaei, N., Ranjith, R., Suhag, A., Balaji, K., &

Dhannoon, D. (2017, May 9-10). Data-Driven Optimization of

63


Injection/Production in Waterflood Operations, SPE-187468-MS.

doi:10.2118/187468-MS

Tetegan, G., Lawal, K. A., & Tendo, F. (2015, August 4-4). A simple aggregate

parameter for comparing waterflood reservoir, 178355-MS. doi:SPE-

178355-MS

Uddin, S., Dolan, J. D., Chona, R. A., Gazi, N. H., Monteiro, K., Al-Rubaiyea, J.

A., & Al-Sharqawi, A. (2003). Lessons Learned from the First Openhole

Horizontal Well Water Shutoff Job Using Two New Polymer Systems - A

Case History from Wafra Ratawi Field. Society of Petroleum Engineers.

Widiatmo, R., Gunawan, H., Afi, F. N., Waskito, L. B., Nugroho, P., & Sunarta, J.

(2017, October 17-19). Integrated Waterflood Connectivity Analysis in

Compartmentalised Reservoir of Windri area, Asri Basin, Indonesia.

doi:SPE-186373-MS

Widyarso, A., Swadesi, B., Wibowo, W. A., & Sudarmoyo. (2006, November 15-

17). STUDI LABORATORIUM PENGARUH INJEKSI POLIMER

DENGAN BERBAGAI, 2006-TS-20.

willhite , G. P. (1986). Waterflooding. Kansas: Texbook series , SPE.

Zhai, X., Wen, T., & Matringe, S. (2016, October). Production Optimization in

Waterfloods with a New Approach of Inter-Well Connectivity Modeling.

doi:SPE-182450-MS

KRITKAL INVESTIGASI PERBAIKAN

Documents

Transcript of KRITKAL INVESTIGASI PERBAIKAN