EVALUASI PENANGGULANGAN HILANG LUMPUR PADA

PEMBORAN SUMUR “X” LAPANGAN “Y”

PROPOSAL SKRIPSI

Oleh :

ILHAM CAESAR PUTRA

113 070 130

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2012

EVALUASI PENANGGULANGAN HILANG LUMPUR PADA

PEMBORAN SUMUR “X” LAPANGAN “Y”

PROPOSAL SKRIPSI

Diajukan Guna Memenuhi Syarat Penulisan Skripsi

Untuk Meraih Gelar Sarjana Teknik di Jurusan Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”

Yogyakarta

Oleh :

ILHAM CAESAR PUTRA

113 070 130

Disetujui Untuk Program Studi Teknik Perminyakan,

Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”

Yogyakarta,

Oleh Dosen Pembimbing :

Pembimbing I Pembimbing II

Ir. P. Subiatmono, MT. Bambang Santosa Budi, ST, MT.

ii

I. JUDUL

EVALUASI WATERFLOODING SEBAGAI USAHA

PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK PADA RESERVOIR “X”

LAPANGAN “Y”

II. LATAR BELAKANG

Waterflooding merupakan salah satu metode produksi yang umum

digunakan pada proses secondary recovery karena selain bahan injeksi yang

tersedia dalam jumlah yang besar, waterflooding mempunyai efisiensi pendesakan

yang lebih besar jika dibandingkan dengan secondary recovery process yang lain

(immicible gas injection). Salah satu upaya yang dapat dilakukan untuk

meningkatkan faktor perolehan minyak adalah dengan membuat pola sumur

injeksi-produksi (pattern waterflooding) yang bertujuan untuk mendapatkan pola

penyapuan yang effisien.

Optimasi pattern waterflooding biasanya dilakukan setelah produksi minyak

yang dihasilkan sudah tidak optimal ditandai dengan besarnya water cut. Optimasi

pola pendesakan pada injeksi air dapat dilakukan dengan :

Pengaturan pola baru dari pola yang sudah ada (pattern re-alignment)

Penentuan metode penginjeksian air injeksi (injection strategy)

Perubahan perforasi dan acre-spacing

Perubahan sumur injeksi menjadi sumur produksi

III. PERMASALAHAN

Apakah metode pelaksanaan operasi injeksi waterflooding optimal

diterapkan untuk lapangan tersebut dengan kondisi reservoir yang ada untuk

meningkatkan perolehan produksi minyak ?

IV. MAKSUD DAN TUJUAN

Maksud penulisan ini adalah untuk mengetahui perkiraan perilaku reservoir

dengan dilakukannya injeksi waterflooding. Sehingga dapat diketahui kemampuan

dari injeksi waterflooding dalam pendesakan minyak. Tujuannya adalah

iii

memperkirakan perolehan minyak dari hasil pelaksanaan operasi injeksi

waterflooding.

V. TINJAUAN PUSTAKA

5.1. Injeksi Air (Waterflooding)

Waterflooding merupakan salah satu metoda pengurasan minyak tahap

lanjut yang banyak digunakan sebagai metoda pengurasan sisa cadangan minyak

yang masih tertinggal setelah proses produksi awal.

Alasan-alasan digunakannya waterflooding adalah sebagai berikut:

Mobilitas yang menguntungkan (cukup rendah)

Mudah diperoleh dan murah

Berat kolom air dalam sumur membantu menekan hal ini mengurangi

tekanan injeksi

Mudah tersebar ke dalam reservoir

Effisiensi pendesakannya baik

Penginjeksian yang dimaksudkan di sini merupakan penambahan energi ke

dalam reservoir melalui sumur-sumur injeksi. Air akan mendesak minyak

mengikuti jalur-jalur arus yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada

sumur-sumur produksi. Layak tidaknya suatu proyek waterflooding memerlukan

keterangan-keterangan mengenai:

Tahap pendahuluan : Perkiraan recovery menyeluruh

Tahap lanjutan : Perkiraan laju produksi terhadap waktu

5.2. Konsep Dasar Pendesakan Minyak oleh Air

Konsep pendesakan fluida reservoir berhubungan dengan karakteristik

batuan reservoir. Secara garis besar karakteristik batuan reservoir dapat

dikelompokkan menjadi dua macam, yaitu sifat dasar batuan itu sendiri, seperti

porositas, permeabilitas dan distribusi ukuran pori, serta sifat yang terbentuk

dengan adanya interaksi antara batuan dengan fluida, seperti wettabilitas, tekanan

kapiler, dan distribusi saturasi fluida.

iv

Gambar 5.1.Proses Pendesakan Minyak

Pada proses pendesakan minyak oleh air akan terdapat suatu zona transisi

diantara keduanya. Zona tersebut mempunyai perubahan saturasi dari minyak dan

air dengan jarak yang dipengaruhi oleh sifat fisik fluida dan batuan, tingkat

misibilitas antara fluida injeksi dan fluida yang diinjeksi. Zona transisi

mempunyai perubahan saturasi fluida dengan variasi 100% minyak sampai 100%

air.

5.2.1. Efisiensi Pendesakan

Efisiensi pendesakan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

hidrokarbon yang dapat didesak dari pori-pori dengan volume hidrokarbon total

dalam pori-pori tersebut.

Pada kasus pendesakan linier, contohnya media berpori berbentuk silinder

dan semua pori-pori di belakang front dapat diisi oleh fluida pendesaknya, maka

efisiensi volumetrik akan mencapai 100% dan hubungan umum yang

menunjukkan efisiensi pendesakan adalah sebagai berikut :

......................................................................................(5-1)

Pada saat dan sebelum breaktrough terjadi, efisiensi pendesakan

ditunjukkan oleh Persamaan :

...................................................................(5-2)

v

Harga Sor akan berkurang dan Ed akan bertambah dengan terus berlalunya

zona transisi melalui sumur produksi, sehingga setelah zona transisi ini berlalu

akan diperoleh harga Sor minimum yang merupakan harga saturasi minyak

irreducible dan efisiensi pendesakan mencapai harga maksimum, sesuai dengan

Persamaan :

....................................................................(5-3)

Persamaan yang digunakan untuk menghitung efisiensi pendesakan

dikembangkan pertama kali oleh Buckley-Leverret kemudian dikembangkan oleh

beberapa penulis lainnya.

Untuk pendesakan satu dimensi di dalam media berpori, fraksi aliran fluida

pendesak adalah :

...........................................(5-4)

............................................................................(5-5)

Fraksi aliran adalah fungsi dari saturasi sepanjang variasi permeabilitas

relatif. Plot antara fraksi aliran versus saturasi fluida pendesak disebut kurva

fraksi aliran (fractional flow curve), yang biasanya berbentuk kurva – S. Bentuk

dan posisi kurva tergantung dari kurva permeabilitas relatif, viskositas fluida,

densitas, sudut kemiringan dan hubungan saturasi-tekanan kapiler.

Kemajuan front pendesakan tak tercampur dapat ditentukan dengan

menghitung saturasi fluida pendesak sebagai fungsi waktu dan jarak dari slope

kurva fractional flow. Termasuk juga waktu breakthrough, yaitu pada saat fluida

pendesak tiba di ujung media berpori dan dan air injeksi ikut terproduksi ke

permukaan. Gambar 5.2. menggambarkan saturasi pada saat breakthrough,

sedangkan Gambar 5.3. menunjukkan profil saturasi air sebelum, pada saat dan

setelah breakthrough.

Saturasi fluida pendesak rata-rata sebelum breakthrough ditentukan dengan

material balance untuk media berpori, setelah breakthrough ditentukan dengan

vi

perluasan tangen terhadap kurva fractional flow pada satu titik yang

menghubungkan kondisi di ujung jalan keluar.

Efisiensi pendesakan minyak (ED), jika terdapat dua fluida di dalam proses

pendesakan tak tercampur (immiscible) seperti yang digambarkan di atas, dapat

dirumuskan sebagai berikut :

..................................................................................(5-6)

Gambar 5.2.Penentuan Saturasi Breakthrough

vii

Gambar 5.3.Profil Saturasi dalam Pendesakan Tak Tercampur Satu Dimensi

Berdasarkan Persamaan fraksi aliran, maka faktor yang mempengaruhi

pendesakan tak tercampur adalah :

1. Mobilitas rasio

Pada suku pertama dalam Persamaan (5-4), yang menunjukkan gaya

viscous merupakan faktor yang berpengaruh pada fraksi aliran. Pada harga

saturasi tertentu, fraksi aliran fluida pendesak akan mengecil pada

mobilitas rasio yang kecil. Akibatnya terjadi keterlambatan breakthrough

dan meningkatkan efisiensi pendesakan pada volume yang diinjeksikan.

Dengan kata lain, efisiensi pendesakan pada abondonment akan lebih

tinggi pada mobilitas rasio yang lebih kecil karena berkurangnya

producing cut dari fluida pendesak.

2. Gaya Gravitasional

Suku kedua dalam Persamaan (5-4), menyajikan perbandingan antara

gaya gravitasional dan gaya viscous. Hal ini dapat ditulis lagi sebagai

Bilangan Gravitasi (Ng), adalah :

...................................................................(5-7)

viii

..................................................................................(5-8)

Jika harga (Ng sin ) besar, gaya gravitasional akan berpengaruh terhadap

kurva fraksi aliran. Harga positif yang lebih tinggi dari Ng sin

menurunkan fraksi aliran fluida pendesak pada saturasinya.

Pengaruh dari mobilitas rasio dan gaya gravitasional terhadap fraksi aliran

dapat dilihat pada Gambar 5.4.

3. Tekanan Kapiler

Pada suku ketiga Persamaan (5-4), menunjukkan perbandingan gaya

kapiler dan gaya viscous. Gradien tekanan kapiler dalam arah aliran adalah

positif, karena gradien saturasi air dan turunan tekanan kapiler berkenaan

dengan saturasi air adalah negatif. Pengaruh ini akan lebih besar pada

gradien saturasi air yang lebih besar, seperti pada daerah didekat flood

front, seperti terlihat pada Gambar 5.5.

Gambar 5.4.Pengaruh Mobilitas Rasio dan Gaya Gravitasional

terhadap kurva Fractional Flow

ix

Gambar 5.5.Pengaruh Tekanan Kapiler

terhadap Profil Saturasi dalam Pendesakan Tak Tercampur 5.2.2. Efisiensi Penyapuan

Efisiensi penyapuan didefinisikan sebagai perbandingan antara luas daerah

hidrokarbon yang telah didesak di depan front dengan luas daerah hidrokarbon

seluruh reservoir atau dengan luas daerah hidrokarbon yang terdapat pada suatu

pola.

5.2.2.1. Efisiensi Penyapuan Areal

Efisiensi penyapuan areal didefinisikan sebagai perbandingan antara luasan

reservoir yang kontak dengan fluida pendesak terhadap luas areal total atau

fraksional dari reservoir yang tersapu oleh fluida injeksi.

Faktor Cakupan (Coverage Factor)

Pada pola sumur yang teratur, efisiensi tersebut dapat diperkirakan sebagai

fungsi dari bentuk pola, volume pori yang diinjeksikan dan perbandingan

mobilitas. Kegiatan perolehan minyak tahap lanjut tidak semuanya menggunakan

pola sumur teratur, sehingga efisiensi penyapuan areal akan menurun dengan

adanya coverage factor.

x

Coverage factor (faktor cakupan) adalah perbandingan sederhana antara

volume reservoir didalam pola sumur yang teratur dengan volume reservoir total,

seperti terlihat pada Gambar 5.6. Volume reservoir digunakan sebagai pengganti

areal untuk memasukkan variasi ketebalan lapisan.

Korelasi Efisiensi Penyapuan Areal

Untuk pola-pola sumur teratur di dalam reservoir yang homogen,

diperlukan korelasi efisiensi penyapuan areal. Korelasi ini dipersiapkan untuk

pengujian pendesakan dan dibantu dengan beberapa pertimbangan analitik.

Efisiensi penyapuan areal pada volume pori yang telah diinjeksi, akan

berkurang dengan naiknya perbandingan mobilitas. Perbandingan mobilitas akan

meningkat dengan naiknya volume yang telah diinjeksikan, sehingga harga akhir

untuk efisiensi penyapuan areal akan diambil pada harga volume pori yang telah

diinjeksikan dihubungkan dengan limiting cut yang ditentukan dalam produksi.

Gambar 5.6.Faktor Cakupan (Coverage Factor)

Harga efisiensi penyapuan yang ditentukan dari korelasi tidak dapat

menunjukkan beberapa anisotropi (variasi permeabilitas directional) atau

xi

heterogenitas. Untuk kasus dimana terdapat faktor tersebut, teknik simulasi

reservoir harus dipakai untuk mendapatkan peramalan efisiensi penyapuan areal

yang memberikan hasil yang lebih baik.

Pada kebanyakan korelasi penyapuan areal, perbandingan mobilitas

dihitung dengan memakai permeabilitas relatif end-point, biasanya dipakai

mobilitas rasio rata-rata, yang dirumuskan sebagai berikut :

…………………………………………………...(5-9)

Pengaruh Viscous Fingering

Front pendesakan yang tidak stabil akan menyebabkan fluida pendesak

tersembul di dalam lebar finger yang kecil melewati fluida terdesak. Sebagai

hasilnya fluida terdesak tertinggal di belakang front pendesakan. Keadaan seperti

ini terjadi akibat adanya proses pendesakan di dalam reservoir yang homogen dan

terlebih lagi pada heterogenitas reservoir. Viscous fingering berhubungan dengan

perbedaan viskositas antara fluida pendesak dengan fluida terdesak.

Model konseptual yang digunakan untuk menghitung pengaruh viscous

fingering adalah dengan memodifikasi Persamaan aliran fraksional, dengan

memasukkan transfer massa antara fluida-fluida di sepanjang finger,

memodifikasi viskositas fluida, dengan mempertimbangkan pencampuran fluida

dan mengkombinasikan pengaruh dispersi dengan fingering. Pengaruh viscous

fingering pada proses pendesakan menentukan efisiensi pendeskan. Pada kondisi

tersebut, efisiensi penyapuan vertikal dan areal tidak membutuhkan penyesuaian

terhadap pengaruh viscous fingering.

Perbedaan antara dua kondisi tersebut digambarkan pada Gambar 5.7. Jika

pengaruh viscous fingering dimasukkan dalam efisiensi pendesakan, maka

volume yang tersapu sama dengan daerah terinvasi (invaded region). Jika efisiensi

pendesakan tidak memasukkan pengaruh tersebut, maka volume penyapuan hanya

merupakan daerah yang terkena kontak dengan fluida pendesak.

xii

Gambar 5.7.Perbedaan antara Invaded Region dan Contacted Region

5.2.2.3. Efisiensi Invasi

Efisiensi invasi adalah perbandingan antara volume hidrokarbon dalam

pori-pori yang telah didesak oleh fluida atau front terhadap volume hidrokarbon

yang masih tertinggal di belakang front. Pada efisiensi penyapuan, seolah-olah

dianggap bahwa yang sedang mengalami proses pendesakan mempunyai sifat

merata (uniform) ke arah vertikal. Pada keadaan yang sebenarnya, dalam reservoir

jarang terjadi hal seperti itu. Oleh karena itu, supaya pengaruh aliran ke arah

vertikal turut diperhitungkan, maka harus diketahui efisiensi invasi.

Pengaruh perubahan sifat batuan ke arah vertikal dinyatakan dengan adanya

perlapisan dalam reservoir yang sifat batuannya berbeda terutama

permeabilitasnya. Pengaruh perlapisan terhadap bidang front atau zona transisi

adalah bidang front akan bergerak lebih cepat pada daerah dengan permeabilitas

yang tinggi, sehingga breakthrough air akan lebih dahulu terjadi pada lapisan

yang lebih permeabel. Pengaruh perlapisan terhadap penentuan efisiensi invasi

ditunjukkan pada Gambar 5.8.

xiii

Gambar 5.8.Pengaruh Perlapisan dan Komunikasi

antar lapisan terhadap Pendesakan fluida

5.2.3. Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi

Umumnya dipegang prinsip bahwa sumur-sumur yang sudah ada sebelum

injeksi dipergunakan secara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti.

Jika masih diperlukan sumur-sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. Untuk

memilik lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Di

daerah yang sisa minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur

produksi dari pada daerah yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas

juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi

(breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.

5.2.3.1. Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi

Untuk meningkatkan faktor perolehan minyak salah satu caranya adalah

dengan mendapatkan efisiensi yang sebaik-baiknya dengan membuat pola sumur

injeksi-produksi. Tetapi kita harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang

sudah ada sebelumnya injeksi harus dapat digunakan semaksimal mungkin pada

waktu berlangsungnya injeksi nanti.

Pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada:

xiv

Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral

maupun ke arah vertikal.

Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan dan ukuran

Sumur-sumur yang sudah ada (lokasi dan penyebarannya)

Topografis

Ekonomi

Pada operasi waterflooding sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya

dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan. Pola sumur dimana sumur

produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal.

Sedangkan bila sebaliknya yaitu sumur-sumur produksi mengelilingi sumur

injeksi disebut dengan pola inverted. Masing-masing pola mempunyai sistem

jaringan sendiri yang mana akan memberikan jalur arus berbeda-beda sehingga

memberikan luas daerah penyapuan yang berbeda-beda. Di antara pola-pola yang

paling umum digunakan.

Direct line drive : sumur injeksi dan produksi membentuk garis dan saling

berlawanan. Dua hal penting untuk diperhatikan dalam sistem ini adalah jarak

antara sumur-sumur sejenis (a) dan jarak antara sumur-sumur tak sejenis (b).

Staggered line drive : sumur-sumur yang membentuk garis tertentu dimana

sumur injeksi dan produksinya saling berlawanan dengan jarak yang sama

panjang, umumnya adalah a/2, yang ditarik secara lateral dengan ukuran

tertentu.

Four spot : Terdiri dari tiga jenis sumur injeksi yang membentuk segitiga dan

sumur produksi terletak di tengah-tengahnya.

Five spot : Pola yang paling dikenal dalam waterflooding dimana sumur

injeksi membentuk segi empat dengan sumur produksi terletak di tengah-

tengahnya.

Seven spot : Sumur-sumur injeksi ditempatkan pada sudut-sudut dari bentuk

hexagonal dan sumur produksinya terletak di tengah-tengahnya.

xv

5.2.3.2. Penentuan Debit Injeksi dan Tekanan

Debit injeksi yang akan ditentukan di sini adalah untuk sumur-sumur

dengan pola tertutup dengan anggapan bahwa mobility ratio (R) sama dengan

satu. Besarnya debit injeksi sangat tergantung pada perbedaan tekanan injeksi di

dasar sumur dan tekanan reservoirnya.

Dari persamaan Darcy terlihat bahwa debit injeksi dan tekanan injeksi

mempunyai keterkaitan. Masalah sekarang adalah besaran mana yang harus

ditentukan lebih dahulu, karena keduanya merupakan besaran yang dapat diatur

dalam operasi injeksi air. Untuk mencapai keuntungan ekonomis yang maksimal

biasanya diinginkan debit injeksi yang maksimal, namun ada pembatasan-

pembatasan yang harus diperhatikan. Metode untuk memperkirakan debit injeksi

yang terbaik dengan menggunakan pola five-spot seperti yang ditunjukkan pada

gambar sebagai berikut :

Gambar 5.9Divisi dari sebuah segment jaringan sumur five-spot

kedalam sektor aliran radial.

5.2.3.3. Penentuan Perilaku Injeksi Berpola

Percobaan model fisik berskala kecil menghasilkan beberapa grafik

performance dalam bentuk Es (Effisiensi penyapuan) terhadap Vid (Volume yang

diinjeksikan, tak berdimensi) atau fw (Fraksi laju aliran dari fluida pendesak,

misalnya air) terhadap M (Perbandingan mobilitas air terhadap minyak). Model

fisik ini menggambarkan reservoir dan aliran sebagai berikut :

xvi

Tebal tipis dibandingkan dengan ukuran reservoir adalah kecil, sehingga

persoalan dapat dianggap 2 dimensi.

Tidak ada pengaruh gravitasi atau kemiringan reservoir adalah kecil (<100)

Reservoir besifat homogen.

Pendesakan torak dan aliran mantap berlaku pada proses injeksi.

Hasil percobaan diperoleh dari perekeman luas daerah yang telah didesak

dan dinyatakan dalam hubungan Es terhadap bermacam-macam harga fw dan V id :

injeksi.

Es = ....................................................(5-10)

Vid = …………………..(5-11)

Vd = Vb (1 – Swc – Sor)…………………………………………(5-12)

5.2.4. Sistem Pengolahan Air Injeksi

Hal pertama yang harus diperhatikan dalam merencnakan konstruksi sistem

pengolahan air adalah ruang yang dibutuhkan atau ruang yang tersedia dan jarak

antara sumber air primer dan titik injeksi. Kemudian setelah itu diputuskan

kemungkinan-kemungkinan daripada sistem pengolahan yang akan digunakan.

5.2.4.1. Sistem Perbaikan Air Tertutup (Closed Water Treating Systems)

Pada sistem pengolahan air tertutup ini pabrik atau sistem didesign

sedemikian rupa sehingga tidak terjadi kontak antara air dengan udara. Ini untuk

menghindari reaksi reduksi-oksidasi dimana pengendapan dapat terbentuk dan

pemecahan oksigen atmosfer dalam air.

5.2.4.2. Sistem Perbaikan Air Terbuka (Open Water Treating Systems)

Sistem ini dipakai apabila air yang tersedia mempunyai saturasi yang tinggi

atau saturasi rendah dengan karbonat dan membutuhkan kestabilan. Dalam sistem

xvii

ini, peralatan yang digunakan lebih banyak dibandingkan dengan sistem tertutup,

karena fluida injeksi bersinggungan langsung dengan udara. Untuk mencegah

timbulnya masalah baru yang dapat menghambat pelaksanaan proyek ini, maka

dipasang sejumlah peralatan pebersih air. Peralatan yang digunakan, antara lain:

1. Aeration, berfungsi untuk membebaskan gas yang terlarut.

2. Chemical Treatment, befungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang

dapat mengakibatkan korosi, swelling dan scale.

3. Sedimentasi, befungsi untuk mengendapkan padatan yang tersuspensi dalam

air.

4. Filtration, berfungsi sebagai penyaring partikel-partikel yang tersuspensi di

dalam air, dengan ukuran yang lebih kecil.

5. Clear Water Storage, yaitu tanki pengumpul air yang siap diinjeksikan dan

benar-benar telah bersih.

5.2.4.3. Sistem Perbaikan Air Setengah Tertutup

Sistem ini merupakan gabungan antara sistem terbuka dan sistem tertutup.

Dalam hal ini, terdapat dua proses yaitu:

1. Pengolahan air, seperti pada sistem terbuka mulai dari supplay well sampai

clear water storage.

2. Dari clear water storage dipompakan ke vacum aeration untuk

menghilangkan gas yang masih terlarut sebelum diinjeksi ke dalam sumur.

Sistem ini umumnya merupakan injeksi fluida yang bebas oksigen. Dari

uraian di atas maka dapat disimpulkan bahwa untuk suatu pemilihan metoda

waterflooding harus memenuhi data/kondisi dari karakteristik suatu reservoir yang

bersangkutan.

5.2.5. Perkiraan Perolehan Minyak

Dalam melakukan perhitungan perkiraan perolehan minyak ini terdapat dua

periode yaitu:

1. Periode sebelum breakthrough (tembus air)

2. Periode sesudah breakthrough

xviii

Pendesakan yang dilakukan menggunakan prinsip incompresible, sehingga

minyak yang dihasilkan sama dengan jumlah air yang diinjeksikan.

5.1.5.1. Periode Sebelum Breakthrough

Persamaan yang dapat digunakan untuk menentukan posisi Sw adalah:

Xsw = …………………………………………………..(5-

13)

Pada saat breakthrough X-nya menjadi L, sehingga persamaan (5-13) menjadi:

L = ……………………………………………………..(5-

14)

…………………………………………….(5-

15)

Dimana :

Swe = Sw pada saat ini ditepi titik sumur produksi

Wid = Air yang diinjeksikan dalam jumlah volume pori tanpa dimensi

(1 PV = L.A. )

Jadi perolehan minyak pada saat breakthrough adalah:

SwBT – Swe = WiDBT = NpDBT …………………………………………...(5-16)

Dimana:

SwBT = Saturasi air pada saat breakthrough (dicari secara grafis)

Swc = Saturasi water connate

WiDBT = Jumlah air yang diinjeksikan pada saat breakthrough, tanpa

dimensi

NpDBT = Kumulatip produksi minyak pada saat breakthrough

xix

5.1.5.2. Periode Sesudah Breakthrough

Pada saat breakthrough, Swf = SwBT ; fw meloncat dari fw = 0 ke fwBT = fw| Swf,

maka sesudah breakthrough Sw-nya lama kelamaan akan mendekati (1-Sor).

Perhitungan recovery pada saat ini lebih sulit, maka digunakan persamaan welge.

Persamaan Welge dipakai dimana front sudah lebih dahulu sampai pada sumur

produksi. Maka persamaan yang digunakan sebagai berikut:

Sw - Swe + (1 – fwe) ………………………………………….(5-17)

Dengan memakai persamaan (5-16) maka persamaan (5-17) dapat ditulis

sebagai berikut:

Sw + Swe + (1 = fwe) WiD ……………………………………………….(5-18)

Dan apabila masing-masing ruas dikurangi Swe, maka menghasilkan persamaan

recovery minyak sebagai berikut:

NpD = Sw = (Swe = Swe) + (1 = fwe) WiD ………………………………..(5-19)

Kedua persamaan recovery yaitu persamaan (5-13) dan (5-15) dapat dipakai

dalam prakteknya dengan cara sebagai berikut:

a. Buat kurva fw, yaitu dengan persamaan

Untuk kondisi lapisan horisontal :

fw = ……………………………………………………(5-20)

Untuk lapisan miring :

xx

fw = ……………………………………….(5-

21)

b. Tarik garis tangensial terhadap kurva terebut dari titik Sw = Swe, fw = 0

Titik tangensial tersebut merupakan koordinat Sw = Swf dimana Swf = SwBT dan

fw = fw Sw = fwBT dan ekstrapolasi garis tersebut ke fw =1, sehingga memberikan

Sw = SwBT (saturasi rata-rata di belakang front pada saat breakthrough).

c. Ambil Swe sebagai variabel bebas, biasanya diambil harga Swe dengan

pertambahan 5% di atas SwBt, untuk Swe > SwBT mempunyai koordinat Sw = Swe,

fw = fwe. Untuk setiap harga Swe baru harga=harga Sw yang bersangkutan

ditentukan secara grafis (dengan menarik titik tangensial hingga fw = 1) dan

recovery minyak dihitung dari NpD = Sw - Swe.

Selain cara grafis tersebut di atas, maka persamaan (5-18) dapat juga

dipakai langsung untuk menghitung recovery dengan menentukan few dan WiD dari

kurva fraksi aliran untuk setiap harga Swe yang dipilih. Dan secara tidak langsung

recovery ini berhubungan dengan waktu injeksi yaitu:

tBT (waktu sampai breakthrough) = WiD / iwd ………………………...(5-22)

Dimana:

iwd = rate penginjeksian air.

VI. METODOLOGI

Metodologi penelitian tugas akhir meliputi yaitu :

1. Mengumpulkan dan mengidentifikasi data-data

Metode Buckley Laverret

- Kondisi saat fill up

Data geologi : luas reservoir,ketebalan,jarak injektor ke

producer, jarak antar injektor ,Vp,sudut kemiringan formasi

(αd),kedalaman

xxi

Data reservoir:

Ф,ko,kw,swi,sgi,µo,µw,Bo,Pc,Soi,ρ,kro,krw,OIP,Ф

Data produksi : qo,qw, qt,iw,∆t

- Tahap injeksi air dari fill up sampai breaktrough

Data geologi : vp,luas area,ketebalan,kedalaman

Data reservoir : SwBT,swi,Bo,OIP,Ф

Data produksi : Np,Wif,WiBT,Iw,RECBT,qo,qw

- Tahap injeksi air setelah terjadinya breaktrough

Data geologi : vp,luas area,ketebalan,kedalaman

Data reservoir : Sw,Soi,Sgrs,Bo,OIP,Bw,Ф

Data produksi : Iw,Wi, Np,Qo,Qw,WOR

Metode Stiles

- Tahap penentuan Vertical coverage

Data geologi :thickness,A (luas area),panjang reservoir

(L),kedalaman

Data reservoir : µo,µw,ko,kw,kro,krw,Bw,Bo,pressure,Ф

Data Produksi : qo,qw

- Pada perhitungan WOR dan Water cut

Data geologi : panjang reservoir,luas area,ketebalan,kedalaman

Data reservoir : kro,krw,Bw,Bo,∆p,µo,µw,Ф

Data Produksi : qo,qw,iw

- Pada perhitungan laju produksi minyak dan air

Data reservoir :Bo,Bw

Data Produksi :qo,qw,WCR,iw,qor,qwr

- Pada perhitungan cumulative oil recovery

Data geologi : vp

Data reservoir :Sor,Soi, Ф

Data Produksi :Np,EA,Cv

Metode Craig-geffen-Morse

- Pada tahap awal sampai interference

Data geologi : thickness,re,rw,kedalaman

xxii

Data reservoir :Ф,Sgi,Swbt,Swc,kro,krw,k,∆p,µo,µw

Data Produksi: Wi,iw,∆t

- Pada tahap interference sampai fillup

Data geologi : Vp,thickness,kedalaman,rw

Data reservoir :Sgi,kro, ∆p, µo,µw,krw,Swbt,Swc,Ф

Data Produksi :EA,Wi,iw, ∆t

- Pada tahap fillup sampai breakthrough

Data geologi : vp,kedalaman,thickness

Data reservoir :Swbt,swc, Ф,Bo,OIP

Data Produksi :iw,EA,qo,qw,Np,Wi

- Pada tahap setelah breakthrough

Data geologi : Vp,kedalaman,thickness

Data reservoir :Bo,Bw,Swc,Swbt,Ф

Data Produksi :EA,Wi,Wibt,EABT,Np,WOR

2. Memilih metode waterflooding berdasarkan tingkat heterogenitasnya dengan

menghitung harga CPV. Apabila harga CPV > 0,5 reservoir dikatakan

heterogen dan apabila harga CPV < 0.5 reservoir dikatakan homogen.

Berdasarkan asumsi – asumsi metode waterflooding Buckley Laverret, Stiles

dan Dykstra-Parson dapat dikelompokkan sebagai berikut :

a. Reservoir homogen lebih sesuai waterflooding menggunakan metode

Buckley Laverret dan Craig-geffen-Morse

b. Reservoir heterogen lebih sesuai waterflooding menggunakan metode

Stiles dan Dykstra-Parson

3. Memperkirakan kinerja waterflooding dengan

metode yang sesuai untuk lapangan “Y”

a. Buckley Laverret

Proses perkiraan waterflood dengan metode ini secara garis besar dibagi

menjadi tiga tahap :

1. Fill up

2. Fill up sampai breakthrough

3. Breakthrough sampai watered out

xxiii

b. Stiles

Proses perkiraan waterflooding dengan metode ini secara garis besar

dibagi menjadi empat tahap yaitu:

1. Vertical coverage

2. Water Cut dan WOR

3. Laju Produksi Minyak dan Air

4. Kumulatif Perolehan Minyak

c. Dykstra-Parson

d. Craig-geffen-morse

1. tahap awal sampai interference

2. tahap interference sampai fillup

3. Fill up sampai breakthrough

4. tahap setelah Breakthrough

4. Pengamatan pelaksanaan operasi waterflooding

secara actual di lapangan “Y”

5. Evaluasi performance waterflooding dilakukan

dengan langkah membandingkan antara hasil dari performance waterflooding

secara perencanaan dengan performance waterflooding actual dilapangan.

VII. TIME SHEET

NoDISKRIPSI

MINGGU

I II III IV V VI VII VIII

1 Pengumpulan Data i. ii. iii. iv. v. vi. vii. viii.

2 Peninjauan Lapangan ix. x. xi. xii. xiii. xiv. xv. xvi.

3Analisa pelaksanaan

waterflooding

xvii. xviii. xix. xx. xxi. xxii. xxiii. xxiv.

4 Evaluasi Perolehan Minyak xxv. xxvi.xxvii.xxviii.xxix. xxx. xxxi. xxxii.

5 Laporan & Presentasi xxxiii.xxxiv.xxxv.xxxvi.xxxvii.xxxviii.xxxix. xl.

xxiv

VII. KESIMPULAN SEMENTARA

1. Proses waterflooding perolehannya tergantung pada efisiensi

pendesakan, efisiensi penyapuan dan efisiensi invasi.

2. Efektifitas dari efisiensi pendesakan, efisiensi penyapuan, efesiensi

invasi dipengaruhi oleh heterogenitas reservoir seperti ketidakseragaman

permeabilitas, porositas, saturasi, tekanan kapiler dan wetabilitas batuan.

3. Pada proses pendesakan air hal yang perlu diperhatikan adalah

wetabilitas batuan, air sebagai fluida pendesak akan dapat mendesak

minyak dan cenderung mengisi ruang pori-pori batuan yang kecil,

sehingga efisiensi pendesakan semakin baik.

IX. RENCANA DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

KATA PENGANTAR

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB

I. PENDAHULUAN

II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “Y’’

Letak Geografis Lapangan “Y’’Geologi Lapangan “Y’’

Stratigrafi Stratigrafi Regional Stratigrafi Lapangan “Y’’Struktur Geologi Struktur Regional Struktur Lapangan “Y’’

Karakterisitik Reservoir Karakteristik Batuan ReservoirKarakteristik Fluida Reservoir

Sejarah Produksi Lapangan “Y’’

xxv

III. TEORI DASAR WATER FLOODING

Kriteria Karakteristik Reservoir3.2. Faktor Yang Mempengaruhi Operasi Waterflooding

GeometriReservoir dan Jenis ReservoirSifat Fisik Batuan dan Sifat Fisik FluidaLaju InjeksiSifat-sifar Air Injeksi

3.3. Pola Sumur Injeksi Produksi3.3.1. Pola Tak Teratur3.3.2. Pola Teratur

3.4. Perbandingan Mobilitas3.5. Pendesakan Minyak Oleh Air

3.5.1. Konsep Pendesakan Fluida3.5.2. Pergerakan Flood Front

3.6. Perkiraan Perilaku Waterflooding menggunakan metode Buckley-Leverett

3.6.1. Asumsi-asumsi dalam Metode Buckley-Leverett3.6.2. Perhitungan Permeabilitas Rata-rata3.6.3. Prediksi Performance Waterflooding

IV. EVALUASI PELAKSANAAN WATERFLOODING PADA LAPANGAN “Y”

Data Reservoir Lapangan “Y”Langkah-langkah Perhitungan Tiap Kolom Tabel Perkiraan Perilaku

Waterflooding Menggunakan Metode Buckley-Leverett4.2.1. Tahap Perhitungan Pergerakan Front Fluida Injeksi4.2.2. Tahap Peramalan Injeksi Air Dengan Metode Buckley-Leverett

4.2.2.1. Tahap Peramalan Injeksi Air Saat Fill up4.2.2.2. Tahap Peramalan Injeksi Air Dari Fill up Sampai

Breakthrough4.2.2.3. Tahap Peramalan Injeksi Air Setelah Terjadinya

Breakthrough4.3. Ringkasan Hasil Perhitungan Prediksi4.4. Evaluasi Pelaksaan Waterflooding

V. PEMBAHASAN

VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

xxvi

X. RENCANA DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx J.W., Bass D.M. Jr. and Whitting R.L. “Petroleum Reservoir

Engineering : Physical Properties “, First Edition, Mc. Graw-Hill

Book Company, New York, 1960.

2. Craft, Jr., ”Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentince Hall Inc,

Englewood Cliffs, New Jersey, 1959.

3. Craig, F.F., The Reservoir Engineering Aspect of Water Flooding, Henry L.

Doherty Memorial Fund of AIME, SPE of AIME, New York, 1971.

4. Charles R Smith., GW. Tracy and R.L. Farrar, Applied Reservoir

Enggineering, Oil and Gas Consultant International, Inc. 4554 South

Havard, Tulsa, Oklahoma 74135, 1992.

5. Dake, L.P., Fundamental of Reservoir Engineering, Elsevier Scientific

Publishing Company, Amsterdam, 1970.

6. Green, D.W., and Willhite, G.P., Enhanched Oil Recovery, Henry L.

Doherty Memorial Fund of AIME, SPE Richardson,Texas, 1998.

7. Kristanto, D., Injeksi Air (Waterflooding), Jurusan Teknik Perminyakan,

Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional

“Veteran” Yogyakarta, 1998.

8. McKay, V., “Petroleum Canadian Institute”, Penn well Publishing Co.,

Tulsa, 1973.

xxvii