Download - Metode EOR - Pertamina

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 08.01

JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Petunjuk Pemilihan Teknis Metode

EOR

Halaman : 1 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

PETUNJUK PEMILIHAN TEKNIS METODE EOR

1. TUJUAN

Memilih metode EOR secara teknis yang dapat digunakan untuk menaikkan tingkat pengurasan

reservoir. Pilihan didasarkan kepada karakteristik minyak, batuan reservoir dan air formasi.

2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE

Pemilihan metode EOR dilakukan dengan "table look up", sehingga cepat dapat diperoleh

metode-metode EOR (dapat lebih dari satu metode) yang cocok dengan kondisi yang diberikan.

2.2. PERSYARATAN

Metode ini baik digunakan pada reservoir yang mempunyai distribusi karakteristik batuan

(misalnya porositas, permeabilitas) yang relatif seragam. Jadi, pada umumnya reservoir yang

mempunyai sifat berikut ini:

- banyak rekahan (fractures)

- jumlah patahan kedap aliran yang banyak

- sifat-sifat yang tidak berkesinambungan secara lateral (diskontinuitas)

- tudung gas

bukanlan calon yang baik untuk EOR.

3. LANGKAH KERJA 1. Siapkan data :

a. Karakteristik minyak dan kemampuan alir

- Gravity minyak, oAPI

- Viskositas minyak (pada kondisi reservoir) (), cp

- Transmisibilitas (kh/,) mD-ft/cp

- Komposisi fluida reservoir



EOR



- Kedalaman (D), ft

- Tebal (net pay) (h), ft

- Temperatur (T), oF

- Saturasi minyak (So), fraksi

- Tekanan reservoir (P), psia

- Jenis batuan

b. Karakteristik air formasi

- kegaraman (TDS), ppm

2. Gunakan Tabel 2 untuk memilih metode EOR yang cocok berdasarkan data yang telah disiapkan.

Hasil pilihan dapat lebih dari satu jenis EOR.



EOR



4. DAFTAR PUSTAKA

1. National Petroleum Council, Enhanced Oil Recovery, 1984.

2. Taber, J. J., Martin, F. D. dan Seright, R. S. : EOR Screening Criteria Revisited - Part 2 :

Application and Impact of Oil Prices, SPERE (August 1997), p. 199-205.

3. Siregar, S. :Diktat Kuliah Pengenalan Enhanced Oil Recovery (EOR), Jurusan Teknik

Perminyakan Institut Teknologi Bandung, 1995.



EOR



5. DAFTAR SIMBOL

D = kedalaman reservoir, ft

h = tebal lapisan, ft

k = permeabilitas, mD

P = tekanan, psi

So = saturasi minyak, fraksi

T = temperatur, F

TDS = kegaraman (total dissolved solid), ppm

Yunani :

= porositas, fraksi

= viskositas minyak, cp



EOR



6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG

Tabel l dibuat berdasarkan hasil pengkajian kurang lebih 2,500 reservoir yang sedang dan yang

akan mengalami EOR. Cadangan minyak di tempat dari seluruh reservoir tersebut diperkirakan

325 milyar barrel.

Kriteria pemilihan metode EOR yang memadai untuk suatu reservoir minyak didasarkan pada

"Implemented Technology Case", yaitu teknologi yang sedang diterapkan pada saat ini atau

paling tidak telah terbukti dapat dilaksanakan pada uji coba di lapangan minyak. Teknologi ini

meliputi metode termal, injeksi kimia dan pendesakan tercampur.

Apabila Tabel l ini digunakan, kemungkinan akan diperoleh bermacam-macam metode EOR

yang dapat diterapkan kepada satu reservoir minyak. Untuk mendapatkan jawaban proses mana

yang paling memadai (yang memberikan perolehan maksimum secara ekonomis), tentu saja

harus dilakukan kajian lanjut berupa: kajian laboratorium, kajian menggunakan model matematik

(Simulator) dan uji coba lapangan (Pilot testing).

Faktor atau parameter yang paling berpengaruh didalam pemilihan metode EOR dapat dibagi

dalam tiga kelompok, yaitu:

1. Karakteristik minyak : Gravity, Viskositas dan Transmisibilitas.

2. Karakteristik reservoir : Kedalaman, Tebal Lapisan, Temperatur, Porositas, Permeabilitas,

Tekanan Reservoir, Saturasi Minyak dan Jenis Batuan.

3. Karakteristik air formasi : Kegaraman atau kadar padatan terlarut.

Penggunaan Tabel 1 akan memberikan pilihan yang baik apabila digunakan pada reservoir yang

memiliki distribusi karakteristik batuan yang seragam. Untuk reservoir yang mempunyai banyak

rekahan, banyak patahan, bersifat tidak menerus secara lateral, atau mempunyai tudung gas,

haruslah dikaji secara tersendiri pengaruh sifat-sifat tersebut di atas terhadap proses EOR itu

sendiri. Kajian tersebut dapat berupa pengamatan laboratorium atau menggunakan model

matematik (simulator).



EOR



6.2. INJEKSI NITROGEN DAN FLUE GAS

Deskripsi

Nitrogen dan flue gas adalah metode perolehan minyak yang menggunakan kedua gas non-

hidrokarbon yang tidak mahal tersebut untuk memindahkan minyak ke dalam sistem yang

tercampur (miscible) maupun tidak tercampur (immiscible), tergantung pada tekanan dan

komposisi minyak. Karena harganya yang murah, volume yang besar dari gas-gas tersebut dapat

diinjeksikan. Nitrogen dan flue gas juga dipertimbangkan untuk digunakan sebagai gas-gas

penghalau (chase gases) dalam injeksi hidrokarbon-tercampur dan CO2.

Mekanisme

Injeksi nitrogen dan flue gas memperoleh minyak dengan :

a) menguapkan komponen yang lebih ringan dari minyak mentah dan menciptakan suatu

pencampuran bila tekanan cukup tinggi.

b) menyediakan suatu mekanisme daya dorong gas dimana bagian yang signifikan dari volume

reservoir terisi oleh gas-gas yang berbiaya rendah.

c) mempercepat pengurasan karena gravitasi (gravity drainage) pada dipping reservoir

(tercampur atau tidak tercampur).

Batasan

Kondisi pencampuran yang terbentuk hanya dapat dicapai dengan minyak ringan dan pada

tekanan yang sangat tinggi; oleh sebab itu, diperlukan reservoir yang dalam. Diinginkan

reservoir yang kemiringannya tidak terlalu curam untuk memungkinkan stabilisasi gravitasi dari

pemindahan tersebut, dengan rasio mobilitas yang kurang ideal. Untuk peningkatan gravity

drainage tercampur atau tidak tercampur, suatu dipping reservoir (reservoir miring) sangat

penting untuk kesuksesan proyek.

Permasalahan

Viscous fingering menyebabkan efisiensi penyapuan vertikal dan horizontal sangat kecil. Gas-

gas non-hidrokarbon harus dipisahkan dari gas-gas terproduksi yang komersial. Injeksi flue gas

menyebabkan masalah korosi di masa lalu. Saat ini, nitrogen telah diinjeksikan dalam proyek-

proyek besar yang sukses, yang dulunya menggunakan flue gas.



EOR



6.3. INJEKSI HIDROKARBON-TERCAMPUR

Deskripsi

Injeksi hidrokarbon-tercampur terdiri dari penginjeksian hidrokarbon ringan ke dalam reservoir

untuk membentuk suatu daerah pencampuran. Ada tiga metode berbeda yang telah digunakan.

Yang pertama, metode kontak tercampur menggunakan sekitar 5% PV slug dari liquified

petroleum gas (LPG), seperti propan, dilanjutkan dengan gas alam atau gas dan air. Metode

kedua disebut daya dorong kondensat gas (enriched/condensing gasdrive), terdiri dari

penginjeksian 10 20% PV slug dari gas alam yang diperkaya dengan etana sampai heksana (C2

sampai C6), dilanjutkan dengan lean gas (kering, sebagian besar metana) dan, ada kemungkinan,

air. Komponen-komponen yang telah diperkaya ditransfer dari gas ke minyak. Metode ketiga

dan yang paling umum disebut daya dorong gas bertekanan tinggi (vaporizing gasdrive), terdiri

dari penginjeksian lean gas pada tekanan tinggi untuk menguapkan komponen C2 sampai C6 dari

minyak mentah yang dipindahkan. Kombinasi dari mekanisme kondensasi/penguapan ini juga

terjadi pada banyak kondisi reservoir meskipun kita biasanya berpikir bahwa satu proses lebih

dominan.

Mekanisme

Injeksi hidrokarbon-tercampur memperoleh minyak dengan :

a) membentuk pencampuran (pada daya dorong gas kondensasi dan penguapan).

b) meningkatkan volume minyak (swelling).

c) menurunkan viskositas minyak.

d) pemindahan gas tak tercampur, terutama meningkatkan gravity drainage dengan kondisi

reservoir yang tepat.

Batasan

Kedalaman minimum ditetapkan oleh tekanan yang diperlukan untuk menjaga pencampuran

yang terbentuk. Tekanan yang diperlukan berkisar dari sekitar 1,200 psi untuk proses LPG,

sampai 4,000 - 5,000 psi untuk daya dorong gas bertekanan tinggi, tergantung pada minyak-nya.

Formasi dengan kemiringan yang tidak terlalu curam sangat diinginkan untuk memungkinkan

beberapa stabilisasi gravitasi dari pemindahan, yang biasanya memiliki rasio mobilitas kurang

ideal.



EOR



Permasalahan

Viscous fingering menyebabkan efisiensi penyapuan vertikal dan horisontal sangat kecil.

Dibutuhkan hidrokarbon yang cukup berharga dalam jumlah besar. Larutan dapat terjebak dan

tidak terambil pada metode LPG.

6.4. INJEKSI CO2

Deskripsi

Injeksi CO2 dilakukan dengan menginjeksikan CO2 dalam jumlah besar (30% atau lebih dari PV

hidrokarbon) ke dalam reservoir. Walaupun CO2 bukan kontak tercampur yang pertama dengan

minyak mentah, CO2 mengekstrak komponen ringan sampai menengah dari minyak, dan jika

tekanan cukup tinggi, membentuk pencampuran untuk memindahkan minyak mentah dari

reservoir (MMP). Pemindahan tak tercampur kurang efektif, tetapi dapat memperoleh minyak

lebih banyak daripada injeksi air. Pada kedalaman



EOR



produksi.

Catatan : Seluruh reservoir minyak dengan gravity lebih besar dari 22 oAPI dapat memenuhi

kualifikasi untuk pemindahan tak tercampur pada tekanan kurang dari MMP. Pada umumnya,

perolehan minyak yang berkurang akan menjadi proporsional dengan perbedaan antara MMP

dan tekanan injeksi yang dicapai. (Keputusan kriteria ini telah dipilih untuk menyediakan batas

aman dari tepat 500 ft di atas kedalaman rekahan reservoir yang tipikal untuk tekanan

pencampuran yang dibutuhkan (MMP), dan sekitar 300 psia di atas tekanan kritik CO2 untuk

injeksi tak tercampur pada kedalaman yang dangkal. Temperatur reservoir diikutsertakan dan

diasumsikan dari kedalaman).

6.5. INJEKSI MICELLAR/POLYMER, ASP DAN ALKALI

Deskripsi

Injeksi micellar/polymer klasik terdiri dari penginjeksian suatu slug yang mengandung air,

surfaktan, polymer, elektrolit (garam), kadang suatu kosolven (alkohol), dan kemungkinan suatu

hidrokarbon (minyak). Ukuran slug biasanya 5 15% PV untuk sistem surfaktan konsentrasi

tinggi dan 15 - 50% PV untuk konsentrasi rendah. Slug surfaktan diikuti oleh air yang sudah

dicampur dengan polymer. Konsentrasi polymer biasanya berkisar dari 500 sampai 2,000 mg/L,

dan volume dari larutan polymer yang diinjeksikan bisa mencapai 50% PV atau lebih.

Injeksi ASP mirip dengan injeksi polymer, kecuali sebagian besar surfaktan digantikan dengan

alkali berbiaya rendah sehingga ukuran slug menjadi lebih besar dengan biaya keseluruhan lebih

rendah dan polymer biasanya tergabung dalam slug yang lebih besar dan cair. Untuk injeksi

alkali, sebagian besar air yang diinjeksikan telah ditreat dengan suatu alkali agent dengan

konsentrasi rendah dan surfaktan terbentuk di tempat dengan adanya interaksi dengan minyak

dan batuan. Pada masa ini (Mei 1997) tidak ada kegiatan injeksi alkali yang aktif.

Mekanisme

Seluruh metode injeksi surfaktan dan alkali memperoleh minyak dengan :

a) menurunkan tegangan permukaan antara minyak dan air.



EOR



b) kelarutan minyak pada beberapa sistem micellar.

c) emulsifikasi minyak dan air, terutama pada metode alkaline.

d) perubahan kebasahan (pada metode alkaline).

e) peningkatan mobilitas.

Batasan

Diinginkan suatu daerah penyapuan yang lebih dari 50% pada injeksi air. Lebih disukai formasi

yang relatif homogen. Anhidrit, gipsum atau lempung dalam jumlah besar tidak diinginkan.

Sistem yang tersedia menyediakan kelakuan yang optimum dari kondisi yang terbatas. Dengan

surfaktan komersial yang tersedia, klorida air formasi adalah < 20,000 ppm dan ion divalen (Ca++

dan Mg++) < 500 ppm.

Permasalahan

Sistem yang rumit dan mahal. Kemungkinan terjadi pemisahan kromatografik bahan-bahan

kimia dalam reservoir. Penyerapan surfaktan yang tinggi. Interaksi antara surfaktan dan polymer.

Degradasi bahan-bahan kimia pada temperatur yang tinggi.

6.6. INJEKSI POLYMER

Deskripsi

Tujuan dari injeksi polymer adalah untuk menyediakan efisiensi penyapuan pemindahan dan

volumetrik yang lebih baik selama injeksi air. Pada injeksi polymer, polymer tertentu dengan

berat molekul yang tinggi (umumnya polyacrylamide atau xanthan) dilarutkan dalam air yang

diinjeksikan untuk menurunkan mobilitas air. Digunakan konsentrasi polymer dari 250 sampai

2,000 mg/L; perlakuan ukuran yang layak membutuhkan 25 sampai 60% PV reservoir.

Mekanisme

Polymer memperbaiki perolehan dengan :

a) meningkatkan viskositas air.

b) menurunkan mobilitas air.

c) kontak dengan volume yang lebih besar di reservoir.



EOR



Batasan/Permasalahan

Lihat Tabel 2.

6.7. PEMBAKARAN DI TEMPAT (IN-SITU COMBUSTION)

Deskripsi

Pembakaran di tempat atau injeksi api (fireflooding) melibatkan pembakaran dalam reservoir dan

penginjeksian udara untuk memungkinkan terbakarnya sebagian minyak mentah. Teknik yang

paling umum adalah pembakaran di depan (forward combustion) dimana reservoir dibakar

pada sumur injeksi dan udara diinjeksikan untuk meneruskan pembakaran ke arah depan sumur.

Salah satu variasi teknik ini adalah kombinasi dari forward combustion dan injeksi air

(COFCAW). Teknik kedua adalah pembakaran terbalik (reverse combustion) dimana api

dinyalakan di sumur yang pada akhirnya akan menjadi sumur produksi, dan udara yang

diinjeksikan diubah arahnya ke sumur yang berdekatan; bagaimanapun, tidak ada daerah

percobaan yang telah menyelesaikan reverse combustion ini.

Mekanisme

Pembakaran di tempat memperoleh minyak mentah dengan :

a) aplikasi panas yang ditransfer menurun secara konduksi dan konveksi sehingga menurunkan

viskositas minyak,

b) hasil dari destilasi uap dan pemecahan thermal yang dibawa ke depan untuk bercampur dan

meningkatkan minyak mentah,

c) membakar coke yang dihasilkan dari minyak berat,

d) tekanan disuplai ke reservoir dengan injeksi udara.

Batasan

Jika coke yang cukup tidak terendapkan dari minyak untuk dibakar, proses pembakaran tidak

akan bertahan; hal ini mencegah aplikasi untuk minyak parafinik bergravitasi tinggi. Jika coke

yang terendapkan terlalu banyak, peningkatan laju dari zona pembakaran akan menjadi lambat

dan jumlah udara yang diperlukan untuk mempertahankan pembakaran akan menjadi besar.

Saturasi dan porositas minyak harus tinggi untuk meminimalkan kehilangan panas ke batuan.



EOR



Proses yang terjadi cenderung menyapu bagian atas dari reservoir sehingga efisiensi penyapuan

untuk formasi yang tebal sangat kecil.

Permasalahan

Rasio mobilitas yang berlawanan. Breakthrough awal dari front pembakaran (dan campuran gas

yang mengandung O2). Proses rumit yang memerlukan investasi besar dan sulit untuk dikontrol.

Flue gas yang terproduksi dapat menimbulkan masalah lingkungan. Masalah operasional, seperti

korosi berat yang terjadi karena air panas dengan pH rendah, emulsi minyak/air yang serius,

produksi pasir yang meningkat, endapan karbon atau lilin, dan kegagalan pipa pada sumur

produksi sebagai akibat dari temperatur yang sangat tinggi.

6.8. INJEKSI UAP

Deskripsi

Proses daya dorong uap atau injeksi uap melibatkan injeksi kontinu sekitar 80% kualitas uap

untuk memindahkan minyak mentah menuju sumur produksi. Praktek yang biasa adalah untuk

mendahulukan dan mengiringi daya dorong uap tersebut dengan stimulasi uap siklik dari sumur

produksi (disebut huff n puff).

Mekanisme

Uap memperoleh minyak mentah dengan :

a) memanaskan minyak mentah dan mengurangi viskositasnya,

b) menyediakan tekanan untuk mendorong minyak ke sumur produksi,

c) destilasi uap, terutama pada minyak mentah yang ringan.

Batasan

Saturasi minyak harus cukup tinggi dan tebal zone minyak harus lebih dari 20 ft untuk

meminimasi kehilangan panas ke formasi yang berdekatan. Minyak mentah yang lebih ringan

dan kurang kental dapat diinjeksi dengan uap, tapi biasanya tidak bila reservoir bereaksi pada

injeksi air yang umum. Injeksi uap terutama dapat diaplikasikan pada minyak kental dalam



EOR



batuan pasir yang luas dan memiliki permeabilitas tinggi atau pasir yang tidak terkonsolidasi.

Karena terjadi kehilangan panas yang berlebihan di lubang sumur, reservoir yang diinjeksi uap

harus sedangkal mungkin dan tekanan untuk laju injeksi secukupnya dapat dipertahankan.

Injeksi uap pada umumnya tidak dilakukan pada reservoir karbonat. Karena sekitar 1/3 minyak

tambahan yang diperoleh dikonsumsi untuk membentuk uap yang diperlukan, maka harga per

barrel minyak tambahan ini sangat tinggi. Diinginkan suatu harga persentase yang rendah dari

lempung yang sensitif terhadap air untuk proses injeksi yang baik.

6.9. INJEKSI MIKROBA

Deskripsi

Injeksi mikroba ke reservoir diharapakan dapat memproduksi asam dan surfaktan dari hasil

fermentasi bakteri tersebut. Mikroba yang akan diinjeksikan ke reservoir telah diseleksi dan diuji

laboratorium untuk memberikan hasil yang baik.

Mekanisme

Mikroba yang diinjeksikan diharapkan :

a) Memproduksi asam ; asam ini diharapkan dapat melarutkan matriks batuan sehingga dapat

menaikkan porositas dan permeabilitas batuan.

b) Memproduksi gas ; produksi gas yang diharapkan adalah CO2 dari hasil fermentasi dan

pengaruhnya dapat terjadi pada reservoir dengan skala yang luas.

c) Memproduksi pelarut; produksi pelarut (ethanol, butanol, acetone, dan isopropanol) oleh

mikroba bermanfaat selama proses MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) sebab

senyawa tersebut bercampur (miscible) dengan minyak menurunkan viskositasnya dan

memperbaiki mobilitas.

d) Memproduksi surfaktan.

e) Penyumbatan selektif (selective plugging) ; penelitian laboratorium pada sistem reservoir

batuan pasir memperlihatkan bahwa microbial selective plugging secara teknis layak dan

dapat membelokkan aliran dari permeabilitas yang tinggi ke rendah. Selective plugging juga

dapat digunakan untuk memperbaiki waterflooding dengan membelokkan aliran dari

permeabilitas yang tinggi ke daerah yang memiliki permeabilitas rendah.



EOR



f) Memproduksi polimer ; polimer digunakan untuk mengurangi mobilitas fasa air dan dapat

mengontrol dengan cara menaikkan viskositas fasa air.

Batasan

Ada beberapa batasan dimana metode MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) tidak efektif,

bahkan pada keadaan yang paling baik. Terdapat juga beberapa kemungkinan kegagalan pada

setiap penerapan enhanced oil recovery. Frekuensi keberhasilan mungkin lebih sedikit daripada

prosedur industri yang rutin karena teknik EOR yang digunakan pada sumur-sumur yang

berbeda hampir selalu dijalankan pada keadaaan yang berbeda pula. Beberapa masalah yang

mungkin terjadi adalah seperti di bawah ini :

a) Penyumbatan formasi.

b) Kondisi geologi yang tidak tepat umumnya (banyak patahan).

c) Sifat minyak mentah yang tidak tepat.

d) Kontaminasi mikroorganisme lain yan merugikan.

e) Tidak cukup nutrisi.

f) Kegagalan sistem biologi.

6.10. CONTOH SOAL

1. Dari suatu reservoir yang akan mengalami proses EOR, didapatkan data rata-rata sebagai

berikut :

Karakteristik fluida

Gravity minyak = 18 oAPI

Viskositas minyak = 15,000 cp

kh/ = 200 mD-ft/cp

Karakteristik reservoir

Kedalaman = 800 ft

Tebal lapisan = 200 ft

Temperatur = 110 oF

Saturasi minyak = 45 % PV

Permeabilitas = 2,500 mD

Tekanan Reservoir = 1,000 psi



EOR



Jenis batuan = batu pasir

Karakteristik air formasi

Kegaraman = 70,000 ppm

Ciri yang menonjol dari reservoir ini adalah relatif dangkal, minyak berat dan kental. Dari

Tabel 2 terlihat bahwa metode yang paling sesuai adalah Metode Termal - Injeksi Uap.


berikut :



Viskositas minyak = 2,500 cp


Kedalaman = 2,950 ft


Temperatur = 160 oF

Porositas = 0.20

Permeabilitas = 100 mD


So = 61 % PV




Dari Tabel l terlihat bahwa metode EOR yang cocok dilakukan pada reservoir ini adalah

Metode Termal Pembakaran di tempat (In Situ Combustion).



EOR




berikut :



Viskositas minyak = 10 cp

kh/ = 300 mD-ft/cp




Temperatur = 150 oF



So = 37 % PV





Metode Injeksi Surfactant - Alkali.


berikut :




kh/ = 450 mD-ft/cp




Temperatur = 135 oF





EOR



So = 52 % PV

Jenis batuan = karbonat




Injeksi Polimer dan Surfactant - Alkali.


berikut :




kh/ = 2,000 mD-ft/cp




Temperatur = 210 oF

Porositas = 0.15



So = 21 % PV

Jenis batuan = karbonat




Metode Pendesakan Dapat Campur Injeksi CO2.



EOR



7. TABEL YANG DIGUNAKAN

TABEL 1

KARAKTERISTIK INJEKSI CO2

Oil Gravity, oAPI Kedalaman harus lebih

besar dari (ft)

Untuk Injeksi CO2-

Tercampur >40 2,500

32 s/d 39.9 2,800

28 s/d 31.9 3,300

22 s/d 27.9 4,000


JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Air



PERAMALAN KINERJA INJEKSI AIR

1. TUJUAN

Meramalkan kinerja (performance) injeksi air (water-flood).


Metode yang digunakan adalah Buckley-Leverett-Welge, Dykstra-Parson, dan Craig-Geffen-

Morse digunakan dalam perkiraan kinerja proses injeksi air.

2.2. PERSYARATAN

Ketiga metode ini berlaku untuk sistem linear yang horizontal. Reservoir yang diproduksikan

melalui beberapa titik serap sebagai hasil proses injeksi air perlu diubah geometrinya menjadi satu

atau lebih sistem linear.

3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE BUCKLEY - LEVERETT - WELGE

1. Bagilah reservoir atas beberapa sistem linear (lihat Gambar 1 sebagai contoh).

2. Siapkan data pendukung :

- Luas sistem linear ( A ) - Tebal lapisan ( h )

- Porositas ( )

- Permeabilitas formasi ( k )

- Saturasi air konat ( wcS )

- Saturasi minyak residu ( orS )

- Viskositas minyak pada kondisi reservoir ( o )

- Viskositas air injeksi ( w )

- Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai ( oB )





- Kurva permeabilitas relatif ( rok dan rwk )

3. Hitung fractional flow air ( wf ) dari persamaan :

rw

ro

o

ww

kk

f.1

1

+= (1)

Siapkan tabel berisikan permeabilitas relatif ( rok , rwk ) dan fractional flow ( wf ) sebagai fungsi

dari air ( wS ).

4. Plot wf terhadap wS .

5. Tarik garis lurus dari wcS menyinggung kurva wf vs wS . Dari garis singgung ini diperoleh :

a. Titik singgung antara garis tersebut dengan kurva memberikan wS = wbtS

b. Titik potong antara garis. tersebut dengan garis wf = 1 menghasilkan saturasi air rata-rata

sistem pedesakan pada saat breakthrough ( wbtS )

Catatan :

Untuk wS dalam sistem yang lebih besar dari wcS , penarikan garis singgung diperlihatkan

pada Gambar 2.

6. Perolehan minyak pada saat breakthrough dapat dihitung dengan persamaan :

STB758,7

=

o

wiwbtp B

SShAN (2)

7. Kinerja proses injeksi air setelah breakthrough, yang dinyatakan dalam pN , WOR dan oq

sebagai fungsi dari waktu, dapat dihitung mengikuti runtunan berikut ini :

a. Siapkan format tabel yang mencerminkan runtunan perhitungan.

wS wf

ww

Sf

iQ wS

(1) (2) (3) (4) (5)





Catatan : wS merupakan saturasi pada titik serap/sumur produksi yang harganya dipilih

lebih besar dari wbtS .

b. wf ditentukan berdasarkan wS dengan meggunakan plot wf terhadap wS dari butir 4.

c. w

w

Sf

di hitung dari kemiringan garis singgung titik-titik pada kurva fractional flow yang

besarnya lebih besar dari wbtS (lihat Gambar 6 sebagai contoh).

d. ww

i SfQ

=

1 (3)

e. ( )wiww fQSS += 1 (4)

f.

=

o

wiwp B

SSAhN 758,7 (5)

g. ( )o

wwo B

ifq = 1 (6)

h. w

o

w

w

BB

ffWOR

=1

(7)

i. ii QhAW 758,7= (8)

j. w

i

iWt = (9)

8. Plot wS , pN , iW dan WOR terhadap waktu (t)

9. Penentuan perolehan maksimum dari proses injeksi air dalam reservoir minyak yang memiliki

distribusi harga permeabilitas dan mobilitas rasio (M) tidak sama dengan satu adalah sebagai

berikut :

a. Tentukan waktu injeksi air akan berakhir, berdasarkan patokan harga wf , misalnya pada

saat water-cut = 98%, ( wf ) = 98%. Harga ini sebanding dengan WOR pada kondisi

reservoir :

49)1(=

=

w

w

ff

WOR





b. Tentukan wS pada saat wf = 0.98.

c. Tentukan harga Isi Minyak Awal di Tempat yang dikandung oleh 1 bbl volume pori-pori

(PV) total :

( )oi

wc

oi

wii B

SBSOIP == 1 (10)

d. Tentukan Isi Minyak di tempat saat wf = 0.98 yang dikandung oleh 1 bbl volume pori-pori

(PV) total :

o

w

o

o

BS

BS

=1

(11)

e. Sisa minyak di daerah yang tidak terdorong air injeksi :

o

wc

o

oi

BS

BS

=1

(12)

f. Tentukan Mobility Ratio :

ro

o

w

rw

kk

M

== (13)

rwk dibaca pada harga wbtS .

rok adalah harga permeabilitas minyak di depan front pendesak pada wS = wcS .

g. Tentukan V dari gambar distribusi permeabilitas (lihat Gambar 3 sebagai contoh) :

kkkV = (14)

h. Tentukan efisiensi Pendesakan Volumetris (VSE) :

MVVSE )1(

2= (15)

i. Sisa minyak pada saat wf = 0.98 per 1 bbl volume pori-pori total adalah :

oi

oi

o

oa B

SVSEBSVSEOIP += )1()( (16)





j. Total Recovery :

i

ai

OIPOIPOIP

RE)(

)()( = (17)

k. Akhirnya perolehan maksimum akibat injeksi air adalah :

( ) RFRERE ult = (18)

3.2. METODE DYKSTRA - PARSONS


- Luas sistem linear ( A ) - Tebal lapisan ( h )

- Porositas ( )

- Permeabilitas formasi (k)

- Saturasi minyak residu ( orS )




- Distribusi permeabilitas

- Recovery Factor primer (RF)

- Faktor volume formasi awal ( oiB )

- Faktor volume formasi pada saat injeksi akan dimulai ( oB )


2. Tentukan V dari gambar distribusi permeabilitas (lihat Gambar 3 sebagai contoh).

kkk

V

= (19)

3. Tentukan M (sama dengan langkah 9-f Metode Buckley Leverett - Welge) :

ro

o

w

rw

kk

M

== (20)





rwk dibaca pada harga wbtS .

rok adalah harga permeabilitas minyak di depan front pendesak pada wS = wcS .

4. Berdasarkan harga V dan M, gunakan Gambar 8, 9, 10 dan 11 untuk menentukan faktor

perolehan (R) sebagai fungsi WOR :

- Gambar 8 : R dihitung dari parameter : R (1 wS )

- Gambar 9 : R dihitung dari parameter : R (1 0.72 wS )



5. Buat Tabel WOR , R, dan pN , dimana :

RB

SShAN

o

oroip

)(758,7 =

(21)

6. Menentukan perolehan maksimum

a. Plot WOR terhadap (R RF).

b. Tentukan harga WOR pada saat proyek injeksi air akan dihentikan (misalnya pada saat wf

= 0.98 dan WOR = 49).

c. Dari plot di langkah 6-a, baca harga Perolehan Maksimum pada harga WOR = 49.

3.3. METODE CRAIG-GEFFEN-MORSE


- Luas sistem ( A ) - Tebal lapisan ( h )

- Porositas ( )

- Permeabilitas formasi (k)


- Saturasi gas awal ( giS )







- Distribusi permeabilitas

- Faktor volume formasi awal ( oiB )

- Faktor volume formasi pada saat Injeksi akan dimulai ( oB )


2. Hitung fractional flow air wf (sama dengan langkah 3 Metode Buckley Leverett Welge).

3. Plot wf terhadap wS ( wS merupakan saturasi pada titik serap/sumur produksi yang harganya

dipilih lebih besar dari wbtS ).

4. Tarik garis lurus dari wS menyinggung kurva wf ( wS adalah titik perpotongan garis dengan

wf = 1). w

w

Sf

merupakan kemiringan garis tersebut untuk tiap harga wS .

5. Plot w

w

Sf

vs wS .

6. Hitung SM dari persamaan :

Swio

ro

wbtSw

rw

S k

k

M

=

(22)

7. Hitung AbtE dari persamaan :

SMS

Abt MeME

S00509693.030222997.003170817.054602036.0 ++= (23)

8. Hitung Volume Pori (VP) dari persamaan :

hAVP 758,7= (24)

9. Siapkan format tabel dengan selang perhitungan dua bagian, yaitu: Wibt sampai Wi100 dan

Wi100 sampai (Wi)max.





Wi

(bbl) iW

ibt

i

WW

EA

(fraksi) AE Q *i

Sw2 (fraksi)

fo2 5wS Np

(bbl)

WOR

(bbl/bbl)

t

(hari)

a. Hitung jumlah air yang dinjeksi pada saat breakthrough ( ibtW ) :

PwiwbtbtAibt VSSEW )( = (25)

b. ( )maxiW dapat dihitung dari pergerakan frontal dengan asumsi 52 ii QQ = pada WOR

tertentu (misalnya 200), lalu pada wf tentukan 2wS dan 2'swf sehingga :

pVQiWi maxmax )()( = (26)

dimana ( ) ( )2'max 1 wSi fQ = c. Hitung Wi100 dengan menggunakan persamaan :

274.0/)1(100

AbtEibti eWW

= (27)

d. Tentukan iW :

( )ibtii WWW = sekarang (28) e. Tentukan EA :

+=

ibt

iAbtA W

WEE log633.0 (29)

f. Tentukan AE :

sebelumnyasekarang AAA EEE = (30)

g. Tentukan *iQ : *iQ untuk Wibt < Wi < Wi100 dihitung dengan persamaan :

[ ])()(1 121**

1 aEiaEieaQQ a

ibt

i += (31)

dimana :

wiwbtibt SSQ =*





+=

=

bt

i

bt

WWaa

Ea

ln

65.3

12

1

Ei(x) adalah fungsi Ei dari nilai yang bersangkutan. *iQ untuk Wi100 < Wi < Wimax dihitung dengan persamaan :

P

iiii V

WWQQ 100*100

* += (32)

dimana :

*100iQ adalah harga *Q pada EA = 1

h. Tentukan 'wf :

*' 1

iw Q

f = (33)

i. Tentukan Sw2 (dari grafik langkah 5).

j. Tentukan fw2 untuk Sw2 (dari grafik langkah 3).

k. Tentukan fo2 :

22 1 wo ff = (34)

l. Tentukan 5wS :

*225 ioww QfSS += (35)

10. Hitung jumlah pertambahan perolehan minyak :

( )[ ]o

nion

o

psn

BNWfN

BNN +

=+ 2 (36)

dimana :

( )[ ]pwiwbtAn VSSEN =

11. Hitung jumlah kumulatif perolehan minyak (Np) :

Nilai I :( )[ ]

o

giAbtwiwbt

BSESS

(37)

Nilai selanjutnya : sekarangp

N + jumlah kumulatif perolehan minyak sebelumnya.





12. WOR dihitung dengan menggunakan persamaan :

( ) ( )

n

nioni

NNWfNW

WOR

= 2 (38)

13. Lama waktu setelah injeksi (implementasi laju injeksi konstan)

w

i

iWt = (39)

14. Slope plot Np vs waktu merupakan laju produksi minyak setelah fill up.

15. Tentukan laju injeksi dasar (base) dengan persamaan (implementasi beda tekanan sumur

injeksi dan sumur produksi dijaga konstan) :

=

619.0ln

541.3

wrd

Phki

(40)

dimana :

d = jarak dari sumur injeksi ke sumur produksi, ft (m),

rw = jari-jari efektif lubang sumur, ft

k = permeabilitas, darcy

h = tebal lapisan, ft

P = kehilangan tekanan antara sumur injeksi dan produksi, lb/in2

= viskositas, cp

16. Tentukan volume air injeksi yang diinginkan pada batas harga Wibt < Wi < (Wi)max

17. Tentukan efisiensi penyapuan :

a. Jika EA < EAbt , Mobility Ratio dihitung sama dengan langkah 6.

b. Jika breakthrough telah tercapai, tentukan AE berdasarkan langkah 9-e. Baca 5wS dari

tabulasi perhitungan dan baca Gambar 5 untuk menentukan ( )5wSrw

k . Mobility Ratio

dihitung sama dengan langkah 6 dengan substitusi harga ( )5wSrw

k .





18. Korelasi rasio laju injeksi pemindahan ke laju injeksi pada satuan rasio mobilitas disebut

conductance ratio (Caudle dan Witte) yang ditentukan dengan persamaan :

bii

= (41)

19. Akhirnya laju alir injeksi :

bii = (42)





4. DAFTAR PUSTAKA

1. Craig Jr., F. F. : The Reservoir Engineering Aspect of Waterf1ooding, SPE-Monogram Series,

SPE of AIME, Second Printing, 1971.

2. Donaldson, E. G., Chilingarian, G. V. dan Yen, T. F. : Enhanced Oil Recovery I, Elsevier,

1985.

3. Willhite, G. P. : Waterflooding, SPE Textbook series, SPE, 1986.





5. DAFTAR SIMBOL

A = luas, acre

oiB = faktor volume formasi awal, RB/STB

oB = faktor volume formasi saat mulai injeksi, RB/STB

AE = fraksi zona yang telah tersapu hingga saturasi air rata-rata wbtS

AbtE = efisiensi daerah penyapuan pada saat breakthrough, fraksi

wf = fractional flow air, fraksi

h = tebal formasi, ft

bi = laju injeksi dasar (base), bbl/hari

wi = laju injeksi air, bbl/hari k = permeabilitas lapisan, md

rok = permeabilitas relatif minyak, fraksi

rwk = permeabilitas relatif air, fraksi

M = mobility ratio, tak berdimensi

SM = mobility ratio dimana rwk dihitung pada saturasi air rata-rata di belakang front

(yang ditentukan dari solusi frontal lanjut)

pN = produksi minyak kumulatif sesudah breakthrough, STB

pbtN = produksi minyak kumulatif saat breakthrough, STB

nN = pertambahan jumlah perolehan minyak dari zona penyapuan baru.

spN = pertambahan jumlah perolehan minyak dari zona penyapuan sebelumnya

*iQ = jumlah volume pori yang kontak dengan air pada pola 5-titik, PV *ibtQ = jumlah volume pori yang kontak dengan air saat breakthrough, PV

RF = faktor perolehan primer, fraksi RE = faktor perolehan karena injeksi air

orS = Saturasi minyak residu, fraksi





wS = saturasi air, fraksi

wS = saturasi air rata-rata, fraksi

5wS = saturasi air pada pola lima titik

wcS = saturasi air konat, fraksi

wbtS = saturasi rata-rata fasa pemindah pada breakthrough dalam injeksi linier seperti

yang telah terhitung dari solusi frontal lanjut.

wiS = saturasi minyak awal, fraksi

t = waktu, hari

V = permeability variation, tak berdimensi

= porositas, fraksi

o = viskositas minyak pada kondisi reservoir, cp

w = viskositas air injeksi, cp





6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS

A. Metode Buckley Leverett

Metode yang dibicarakan disini hanya berlaku untuk pola pendesakan linier, sehingga pola

injeksi-produksi di reservoir harus dibagi atas beberapa sistem linier. Batasan metode ini

adalah :

- Terjadi front pendesak, di mana minyak mengalir di depan front. Air dan minyak mengalir

di belakang front.

- Reservoir merupakan lapisan tunggal yang homogen dan luas bidang aliran (cross-sectional

area) tetap.

- Terjadi aliran linier yang mantap (steady state). Hukum Darcy berlaku dimana laju injeksi

= laju produksi.

- Tidak ada saturasi gas di belakang front pendesak.

- Fractional flow fluida pendesak dan yang didesak setelah breakthrough (air injeksi mulai

terproduksi, tercermin dari lompatan harga WOR) merupakan fungsi M (mobility ratio).

Dengan anggapan bahwa tekanan kapiler diabaikan dan tidak ada efek gravitasi serta

lapisan horizontal, maka persamaan fractional flow dapat dituliskan sebagai berikut :

+

=

orw

wrow

kk

f

..

1

1

B. Metode Dykstra Parsons

Batasan metode ini sama seperti metode Buckley Leverett - Welge, tetapi dapat

dikembangkan untuk sistem reservoir berlapis dengan anggapan tidak ada komunikasi antar

lapisan.

Berdasarkan harga permeability variation (V) dan mobility ratio (M), Dykstra - Parsons

membuat hubungan antara WOR dan Recovery dari 40 contoh batuan inti dari California.

Gambar-Gambar 6,7,8,9 menunjukkan harga WOR = 1.5, 25 dan 100 sebagai fungsi V dan M.

Grafik ini dapat digunakan langsung untuk menentukan recovery dari injeksi air dengan

anggapan bahwa ulah aliran fluida di reservoir mengikuti sifat-sifat batuan reservoir





California tersebut.

C. Metode Craig - Geffen - Morse

Evaluasi dilakukan pada saat breakthrough dimana efisiensi penyapuan tiap kumulatif volume

air yang diinjeksikan diperkirakan dengan menggunakan korelasi empiris Craig et.al.

Variasi WOR setelah breakthrough diperkirakan dengan membagi dua region, yaitu: daerah

penyapuan yang baru dan setelahnya. Daerah penyapuan yang baru adalah daerah yang hanya

tersapu oleh fluida pendesak. Daerah sebelum penyapuan adalah seluruh daerah penyapuan di

reservoir dimana Sw > Swbt. Kinerja pada region ini mengasumsikan bahwa semua air yang

terproduksi adalah berasal dari region sebelumnya, sementara minyak diproduksi dari daerah

penyapuan baru dan sebelumnya.

6.2. CONTOH SOAL

6.2.1. Metode Buckley - Leverret - Welge

1. Diketahui :

Luas ( A ) = (300 1,000) ft Tebal Lapisan ( h ) = 20 ft Permeabilitas rata-rata (k) = 100 mD

Porositas ( ) = 0.15

Saturasi air konat ( wcS ) = 0.363

Viskositas minyak ( o ) = 2.0 cp

Viskositas air ( w ) = 1.0 cp

Faktor Volume Formasi sekarang ( oB ) = 1.00 RB/STB

Saturasi minyak residu ( orS ) = 0.205

Laju injeksi yang dilakukan = 338 bbl/hari

Kurva permeabilitas relatif (lihat Gambar 4)





2. Menentukan fraksi aliran air wf tiap harga wS

Contoh untuk data wS = 0.440

004.0

21

001.0605.01

1=

+

=wf ,

Hasil perhitungan untuk data selanjutnya ditabelkan sebagai berikut :

Tabulasi perhitungan Kurva Fractional Flow :

Saturasi A ir Fraksi aliran air (Sw ) krw kro (fw )0.363 0.000 1.000 0.0000.380 0.000 0.902 0.0000.400 0.000 0.795 0.0000.420 0.000 0.696 0.0010.440 0.001 0.605 0.0040.460 0.003 0.522 0.0110.480 0.006 0.445 0.0260.500 0.011 0.377 0.0550.520 0.018 0.315 0.1030.540 0.028 0.259 0.1790.560 0.042 0.210 0.2850.580 0.060 0.168 0.4180.600 0.084 0.131 0.5620.620 0.113 0.099 0.6960.640 0.149 0.073 0.8050.660 0.194 0.051 0.8840.680 0.247 0.034 0.9360.700 0.310 0.021 0.9680.720 0.384 0.011 0.9850.740 0.470 0.005 0.9950.760 0.570 0.002 0.9990.795 0.780 0.000 1.000

Perm eabilitas R elatif





3. Plot wf terhadap wS (Gambar 3).

Tarik garis lurus dari sumbu saturasi menyinggung kurva, untuk wiS = 0,363 dibaca

wbtS = 0,665 dan saturasi saat fraksi air (fw) = 1 dibaca wbtS = 0,7

4. Plot grafik wf terhadap wS saat mulai breakthrough dan setelahnya (Gambar 4). Tarik

garis lurus menyinggung kurva, titik singgung garis dengan kurva adalah harga wS dan

titik potong garis dengan fw = 1 adalah saturasi air rata-rata wS . Contoh untuk wS =

0,670 wS = 0.703 dan wf = 0.913

5. Perolehan minyak pada saat breakthrough adalah :

( )( )( )( )

( ) STB016,541363.07.0

cuft/bbl615.5cuft15.0000.120300758,7 =

=pN

6. Kumulatif volume pori yang diinjeksikan :

wbtS = 0.665 (dari Gambar 3) dan fwbt = 0.899 dan wbtS = 0.7

maka, ( )( ) 347.0899.01

665.07.0=

=ibtQ

7. Waktu penginjeksian untuk mencapai breakthrough, t :

Volume pori-pori :

( )( )( )( )

( ) bbl285,160cuft/bbl615.5cuft15.0000.120300

==pV

maka, ( )( )

( ) hari3.164338285,160347.0

==t

8. Kumulatif produksi minyak, Np :

( )( ) bbl016,54

1363.07.0285,160

=

=pN

9. Laju produksi minyak pada titik serap, oq :

( )( ) bbl/hari338

133801

=

=oq





10. Volume air tiap volume minyak yang terproduksi, WOR :

9.8899.01

899.0=

=WOR

11. Tabulasi hasil hitungan selengkapnya sebagai berikut :

wS wbtS wf iQ Waktu, t pN oq WOR (fraksi PV) (hari) (STB) (bbl/hari) (bbl/STB) 0.363 0.536 0.000 0.173 82.0 27729 338.0 0.0 0.665 0.700 0.899 0.347 164.3 54016 34.1 8.9 0.670 0.703 0.913 0.379 179.9 54497 29.4 10.5 0.680 0.713 0.936 0.516 244.5 56100 21.6 14.6 0.690 0.721 0.953 0.660 312.8 57382 15.9 20.3 0.700 0.730 0.968 0.938 444.6 58825 10.8 30.3 0.710 0.736 0.977 1.130 536.1 59786 7.8 42.5 0.720 0.741 0.984 1.313 622.4 60588 5.4 61.5 0.730 0.750 0.990 2.000 948.4 62030 3.4 99.0 0.740 0.758 0.995 3.600 1707.2 63313 1.7 199.0 0.750 0.766 0.997 5.333 2529.2 64595 1.0 332.3

Perolehan maksimum akibat injeksi air adalah : 64,595 STB

6.2.2. Metode Craig - Geffen - Morse

1. Diketahui :

Luas ( A ) = 10 acre Tebal Lapisan ( h ) = 20 ft Permeabilitas rata-rata (k) = 100 mD

Porositas ( ) = 0.15

Saturasi air konat ( wcS ) = 0.363

Saturasi gas awal ( giS ) = 0

Saturasi minyak residu ( orS ) = 0.205

Viskositas minyak ( o ) = 2.0 cp





Viskositas air ( w ) = 1.0 cp

Faktor Volume Formasi sekarang ( oB ) = 1.0 RB/STB

Laju injeksi (iw) = 338 bbl/hari

Data permeabilitas relatif (Gambar 4.)

2. Tentukan fw (sama dengan langkah 3 Metode Buckley - Laverett - Welge).

3. Plot wf terhadap wS (sama dengan langkah 4 Metode Buckley - Laverett - Welge).

4. Tentukan wbtS dan wbtS ( sama dengan langkah 5 Metode Buckley - Laverett - Welge).

5. Mobilitas air untuk memindahkan minyak :

( wbtS ) = 0.7, maka 78.0363.0205.01363.07.0

=

=wDS

krw = 0.78 (0.78)3.72 = 0.31

62.021

131.0_ =

=

SM

6. Efisiensi area penyapuan saat breakthrough ( AbtE ) :

76.0

)62.0(00509693.030222997.062.0

03170817.054602036.0 62.0

=

++=e

EAbt

7. Volume pori ( pV )

( )( )( )( )( )

bbl734,23215.0cu.ft615.5bbl1ft20acresq.ft560,43acre10

=

=pV

8. Volume air injeksi saat breakthrough ( ibtW ) :

( )( )( ) bbl431,59734,232363.07.076.0 ==ibtW

9. ( )maxiW dari pergerakan frontal dengan asumsi 5iQ = 2iQ pada WOR = 200, pada

2wf = 0.995, maka 2wS = 0.74 dan 2'wf = 0.306, sehingga :

( ) ( ) ( ) 27.3306.011 2'max === wsi fQ ( ) ( ) ( ) ( ) bbl039,761734,23227.3. porimaxmax === VQW ii





10. ( ) ( ) bbl78.265,144431,59 274.076.01274.01100 === eeWW AbtEibti

11. Menghitung *iQ :

a. Selang Wibt < Wi < Wi100 menggunakan persamaan :

( ) ( )[ ]121**

11 aEiaEieaQQ a

ibt

i +=

dimana :

( )

( )( ) 337.0734,23276.096.339,59

.

0257.32517.0774.2)339,59/832,67(ln774.2ln

774.2)76.0(65.365.3

*

12

1

===

=+=+=+====

pAbt

ibtibt

ibti

Abt

VEWQ

WWaaEa

maka :

( ) ( )[ ]( ) 336.0337.0774.20257.3774.21 774.2* =+= EiEieQ

b. Selang Wi100 < Wi < Wimax menggunakan persamaan :

015.1734,232

78.265,14473.702,176737.0pori

100*100

* =

+=

+=V

WWQQ iiii

12. bbl249,9409,59658,68 == iW

13. ( ) 800161log633.0760 ...EA =+= 14. 040760800 ...EA ==

15. 584238701' .

.f w ==

16. 2wS = 0.6711 (dari grafik langkah 5).

17. 2wf = 0.9154 untuk 2wS = 0.6711 (dari grafik langkah 3).

18. 08509154012 ..fo ==





19. Pertambahan produksi minyak :

( )[ ] STB 342,3

1796,2249,90850796,2

=+

=+ .B

NN

o

pn

dimana :

( )[ ] bbl 796,2734,232363066500040 == ...Nn

20. Jumlah kumulatif perolehan minyak :

Nilai I : ( )[ ] STB 177,53

11760363066500=

...

Nilai selanjutnya : 3,342 + 53,177 = 56,519 STB

21. WOR dihitung dengan menggunakan persamaan :

( ) ( ) 81

796,2796,2249,90850796,2249,9 . .WOR ==

22. Tentukan waktu setelah injeksi (implementasi laju injeksi konstan) :

hari 203338

658,68==t

23. Laju produksi minyak setelah fill up adalah slope plot Np vs waktu yaitu, 48.2 STB/hari





y = 48.176x + 60319

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

0 500 1000 1500 2000 2500

Waktu setelah injeksi, hari

Kum

ulat

if M

inya

k ya

ng d

iper

oleh

aki

bat i

njek

si, S

TB

24. Jika volume air yang diinginkan untuk injeksi diketahui (implementasi beda tekanan

konstan antara sumur produksi dan sumur injeksi ) sebesar 40,000 bbl dan 114,900 bbl,

perhitungan laju injeksi sebagai berikut :

a. iW = 40,000 bbl

( ) ( ) 51.0363.07.0734,232000,40

=

=

=

SSVW

Ewibtp

iA

AbtA EE < , maka mobilitas zona penyapuan adalah 62.0=sM

Dari Gambar 7, 62.0=sM dan 51.0=AE dibaca rasio konduktivitas 84.0= .

Tentukan laju injeksi dasar (base) :

( )( )( ) bbl/hari7.284

699.05.07.466ln2

500201.0541.3=

=bi

Laju alir untuk injeksi :

bbl/hari1.23984.07.284 ==i





b. iW = 114,900 bbl

94.0=AE dari tabel tabulasi perhitungan. 719.05 =wS dan ( ) 376.05 =wSrwk .

Tentukan mobilitas rasio :

752.021

1376.05 ==swM

Dari Gambar 7, 752.05=swM dan 94.0=AE dibaca rasio konduktivitas

80.0= .

Laju alir air untuk injeksi :

bbl/hari7.22780.07.284 ==i

Tabulasi hasil perhitungan Metode Craig-Geffen-Morse

WOR t

(bbl/bbl) (hari)59409 0 1.0 0.76 0.000 0.336 0.665 0.101 0.699 53177.05 1.1 17668658 9249 1.2 0.80 0.040 0.387 0.671 0.085 0.704 56518.65 1.8 20377906 18497 1.3 0.83 0.035 0.435 0.675 0.076 0.708 60178.28 4.1 23087155 27746 1.5 0.86 0.031 0.482 0.678 0.068 0.711 64097.15 6.1 25896403 36994 1.6 0.89 0.028 0.527 0.681 0.062 0.714 68229.75 8.0 285

105652 46243 1.8 0.91 0.025 0.571 0.684 0.056 0.717 72510.22 9.8 313114900 55491 1.9 0.94 0.023 0.614 0.687 0.052 0.719 76906.93 11.6 340124149 64740 2.1 0.96 0.021 0.656 0.690 0.047 0.721 81396.31 13.4 367133397 73988 2.2 0.98 0.020 0.697 0.692 0.044 0.723 85999.49 15.1 395142645 83236 2.4 1.00 0.018 0.737 0.694 0.042 0.724 90710.30 16.7 422175138 115729 2.9 1.00 0.003 0.876 0.698 0.034 0.729 94880.56 26.8 518207630 148221 3.5 1.00 0.000 1.016 0.705 0.028 0.733 99019.73 34.8 614240123 180714 4.0 1.00 0.000 1.156 0.712 0.022 0.737 102974.48 44.7 710272615 213206 4.6 1.00 0.000 1.295 0.719 0.017 0.741 106511.00 59.3 807305107 245698 5.1 1.00 0.000 1.435 0.722 0.015 0.743 110076.07 67.9 903337600 278191 5.7 1.00 0.000 1.574 0.725 0.013 0.745 113720.41 75.3 999370092 310683 6.2 1.00 0.000 1.714 0.727 0.012 0.747 117421.06 83.0 1095402584 343175 6.8 1.00 0.000 1.854 0.728 0.011 0.749 121162.36 90.7 1191435077 375668 7.3 1.00 0.000 1.993 0.730 0.010 0.750 124934.15 98.6 1287467569 408160 7.9 1.00 0.000 2.133 0.731 0.009 0.751 128729.44 106.5 1383500061 440652 8.4 1.00 0.000 2.273 0.733 0.009 0.752 132540.56 114.6 1479532554 473145 9.0 1.00 0.000 2.412 0.734 0.008 0.753 136362.79 122.8 1576565046 505637 9.5 1.00 0.000 2.552 0.735 0.008 0.754 140188.75 131.2 1672597538 538129 10.1 1.00 0.000 2.691 0.736 0.007 0.755 144015.50 139.6 1768630031 570622 10.6 1.00 0.000 2.831 0.737 0.007 0.756 147837.36 148.3 1864662523 603114 11.2 1.00 0.000 2.971 0.737 0.006 0.756 151650.98 157.1 1960695015 635606 11.7 1.00 0.000 3.11 0.738 0.006 0.757 155454.91 166.1 2056727508 668099 12.2 1.00 0.000 3.25 0.739 0.006 0.757 159245.08 175.3 2152760000 700591 12.8 1.00 0.000 3.389 0.739 0.005 0.757 163020.66 184.6 2249

N p (bbl)E A Q i*

S w2 (fraksi) f o2W i (bbl)

iWibt

i

WW AE 5wS





6.3. GAMBAR GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Contoh Linierisasi Pola Injeksi Produksi





Gambar 2. Hubungan terhadap wS dan Penarikan Garis Singgung untuk sistem wcwi SS





Gambar 3. Contoh Permeability Variation pada kertas grafik probabilitas





Gambar 4. Kurva Permeabilitas Relatif





F

rak

tion

al F

low

,

0 .0

0 .1

0 .2

0 .3

0 .4

0 .5

0 .6

0 .7

0 .8

0 .9

1 .0

0 .0 0 .1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1 .0

S a tu rasi A ir, S w

S w b t

fw bt

S w b t

Gambar 5. Kurva Fractional Flow





Fra

ktio

nal F

low

,

0 .80

0.84

0.88

0.92

0.96

1.00

0.64 0.68 0.72 0.76

Saturasi A ir, Sw

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Gambar 6. Kurva Fractional Flow setelah Breakthrough





Gambar 7 Grafik Korelasi Conductance Ratio Pola 5 Titik





Gambar 8. Permeability Variation vs Mobility Ratio untuk WOR = 1

TEKNIK RESERVOIR NO : TR.08.03

JUDUL : METODE EOR SUB JUDUL : Peramalan Kinerja Injeksi Uap



PERAMALAN KINERJA INJEKSI UAP

1. TUJUAN Meramalkan produksi minyak yang akan diperoleh sejak diinjeksikan uap ke dalam suatu reservoir

minyak.


Peramalan Np terhadap waktu atau qo terhadap waktu dilakukan dengan metode analitis dari

Marx Langenheim, Jones, Farouq Ali, dan Miller Leung.

2.2. PERSYARATAN

Metode ini digunakan untuk reservoir minyak yang mempunyai distribusi karakteristik batuan

dan fluida (porositas, permeabilitas, saturasi fluida) seragam dan menerus.

3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE MARX - LANGENHEIM


- Kedalaman sampai puncak lapisan (Z)

- Porositas ()

- Permeabilitas (k)

- Temperatur Reservoir (Tr)

- Temperatur di Permukaan (Ts)

- Viskositas minyak pada kondisi reservoir (o)

- Tekanan reservoir (Pres)

- API gravity minyak (o)

- Ketebalan bersih (hp)

- Ketebalan kotor (hg)

- Saturasi minyak pada saat injeksi uap dilakukan (So)





- Perolehan produksi primer (% IOIP)

- Tekanan injeksi uap di permukaan (Pinj)

- Luas reservoir yang akan diinjeksi (A)

- Saturasi air awal (Swi)

- Gradien geotermal (Gg)

- Konduktivitas panas batuan di atas dan di bawah formasi (Kob)

- Panas spesifik batuan formasi (Cf)

- Panas spesifik air (Cw)

- Panas spesifik minyak (Co)

- Kerapatan jenis batuan formasi (f)

- Kerapatan jenis air (w)

- Kualitas uap di permukaan (X)

- Kerapatan jenis minyak (o)

- Difusivitas termal lapisan atas dan lapisan bawah (D)

- Faktor Volume Formasi minyak (Bo)

- Saturasi gas (Sg)

- Saturasi minyak residu setelah injeksi uap (Sor)

2. Sediakan "Steam Table" di dalam satuan Inggris (British - Unit). Dianjurkan menggunakan

buku "Thermal Properties of Steam" karangan Keenam dan Keyes, John Wiley & Sons.

3. Tentukan laju injeksi (qsteam, B/D) dari persamaan berikut ini :

)(108.3 6 resinjgsteam PPkhq = (1)

4. Berdasarkan harga Pinj, tentukan harga entalpi dari cairan jenuh, uap jenuh (Hs), t.emperatur uap

(Tsteam) dan entalpi dari Evaporated atau yang kurang (Hwv) dari "Steam Table".

5. Tentukan laju injeksi (qsteam, lb/hari)

24350

= steamsteam qq (2)

6. Dengan diketahui harga qsteam dan Pinj tentukan kehilangan panas (Hloss) setelah 1 tahun untuk

setiap kedalaman 100 ft dengan menggunakan Gambar 2.





7. Tentukan entalpi di permukaan dari persamaan :

sw XHHXH += )1( (3)

8. Tentukan panas yang hilang dari permukaan sampai kedalaman titik injeksi (Hloss, Btu/hr).

100ZHHqH lossftsteamloss = (4)

9. Hitung kualitas uap di dasar sumur injeksi :

wvsteam

lossi Hq

HXX = (5)

10. Tentukan input panas di permukaan (Hs, BTU/hr)

steams qHH = (6)

11. Hitung masukan panas ke dalam formasi :

lossso HHH = (7)

12. Produksi kumulatif minyak ditentukan berdasarkan persamaan :

o

orogsp B

SShtAN

615.5)()(

=

(8)

dimana :

+

= 12

)(4)(

2

2

xerfcxeTTK

MhHtA x

rsteamob

Dgos (9)

ooowwwff CSCSCM ++= )1( (10)

Jika tidak diketahui, So dapat ditentukan dari persamaan

[ ]wcoi

opo SB

BN

NS

= 1)1( (11)





+ 12

2

xerfcxe x dibaca dari kolom 3 Tabel 1 dimana :

Dg

ob

MhtKx

5.02= (12)

3.2. Metode Jones


- Kedalaman sampai puncak lapisan (Z)

- Permeabilitas (k)

- Temperatur di Permukaan (Ts)

- Viskositas minyak pada kondisi reservoir (o)

- Tekanan reservoir (Pres)

- API gravity minyak (o)

- Saturasi minyak pada saat injeksi uap dilakukan (So)

- Perolehan produksi primer (% IOIP)

- Tekanan injeksi uap di permukaan (Pinj)

- Luas reservoir yang akan diinjeksi (A) (acres)

- Saturasi air awal (Swi)

- Gradien geotermal (Gg)

- Konduktivitas panas batuan di atas dan di bawah formasi (Kob)

- Panas spesifik batuan formasi (Cf)

- Panas spesifik air (Cw)

- Panas spesifik minyak (Co)

- Kerapatan jenis batuan formasi (f)

- Kerapatan jenis air (w)

- Kualitas uap di permukaan (X)

- Kerapatan Jenis minyak (o)

- Difusivitas termal lapisan atas dan lapisan bawah (D)

- Faktor Volume Formasi minyak (Bo)

- Saturasi gas (Sg)

- Saturasi minyak awal (Soi)





- Saturasi minyak residual (Sor)

- Injeksi uap kumulatif (Vs,inj)

- Porositas ()

- Tekanan injeksi uap yang digunakan pada ekstension laju alir-tekanan (P1 dan P2)

- Laju injeksi uap yang digunakan pada ekstension laju alir-tekanan (is1 dan is2)

- Laju injeksi uap (is)

dengan tambahan data yang perlu disesuaikan:

- Temperatur reservoir (Tr)

- Tebal bersih lapisan (hp)

- Tebal kotor lapisan (hg)

- Viskositas minyak pada kondisi awal reservoir (oi)

2. Lakukan perhitungan seperti pada langkah 3.1-3 s/d 12.

3. Volume minyak yang terproduksi karena pendesakan dapat ditentukan dengan persamaan : 5.0

)(1

=oroi

oipoD SSN

SNV (13)

dengan 0 VoD 1.0

4. Pori-pori awal yang terisi uap seperti air dihitung dengan persamaan : 2

,

560,4362.5

=

gp

injspD SAh

VV

(14)

dengan 0 VpD 1.0 dan VpD = 1.0 @ Sg = 0.

5. Ukuran zona uap tak berdimensi dihitung dengan persamaan : 2

5.0

100ln11.0

=oi

scD

A

AA

(15)

dengan 0 AcD 1.0 dan AcD = 1.0 @ o 100 cp.

6. Laju minyak yang terdesak dapat dihitung dengan persamaan :





tNN

q dndnod

= 1 (16)

dimana:

injsosd VFN ,'= (17)

hsDog

pwwos EhSh

hM

CF )1('1

+=

(18)

wworsooorssorsRR CSfCSCSfCM )1)(1()1()1(1 +++= (19)

dengan:

R = 165 lbm/cuft

CR = 0.20 Btu/lbm-oF

Sor = 0.15

w = 62.4 lbm/cuft

Cs Cw = 1.0 Btu/lbm-oF

Co = 0.45 Btu/lbm-oF

s 0

fs = kualitas uap di dasar lubang

( )

+

+

+=D

cDDD

tcDD

hD

cDDDD

t

Dhs t

ttterfce

ttF

tttterfce

tE DD

333

111/21

(20)

1

2

048,42Mh

tKt

g

hD = (21)

)1(28.030.104.1 oRh SKK += (22)

dimana: KR = 2.75 Btu/ft-hr-oF @ 125 oF

71.148.0 hDcD Ft = (23)

TC

hfF

w

fgshD

= (24)

sfg Ph 207.0865 = (25)





Perhitungan Ps ada 2 cara, yaitu:

a. secara geometrik :

)(1 1ssiim

s ePP= (26)

)()/ln(

12

12

ss iiPPm

= (27)

b. secara linier :

)( 11 sss iimPP += (28)

12

12

ss iiPPm

= (29)

Dt

D

eK

KKKKterfc+

+=

)061405429.1

453152027.1421413741.1284496736.0254829592.0(5

432

(30)

Dt

K3275911.01

1+

= (31)

7. Laju produksi minyak dihitung dengan persamaan :

pDoDcDodo VVAqq = (32)

8. Rasio kumulatif minyak yang terproduksi terhadap air setelah uap diinjeksikan dapat dihitung

menggunakan persamaan :

injs

to

os Vtq

F,

0 = (33)

3.3. Metode Farouq Ali

1. Siapkan data-data sama dengan subbab 3.1 dan 3.2.

2. Ketebalan zona uap dapat dihitung dengan persamaan :

pRst hAh 5.0 (34)

dimana :





21

2)()328.6()144)(350(

=

pstststo

stststR hk

fiA

(35)

9.363/9588.0sst P= (36)

410)822.0( += sst T (37)

3. Perhitungan waktu kritik menggunakan persamaan berikut ini :

cDobh

psc tMK

hMt

=

4

22

(38)

dimana:

)(1

1

Rsw

vdhsdhcD

t

TTCLf

terfce cD

+

= (39)

dengan

38.0)705(94 svdh TL = (40)

4. Volume pola injeksi dan volume zona uap pada saat breakthrough dihitung dengan persamaan :

gB AhV 560,43= (41)

stAsBT hAEV 560,43= (42)

5. Pada suatu harga waktu t, volume zona uap dihitung dengan persamaan :

[ ]Rsobhobsgi

s TTMkFMhQ

tV

=4

)( 12

untuk t tc (43)

[ ]Rsobhobsgi

s TTMkFMhQ

tV

=4

)( 22

untuk t > tc (44)

dimana :

D

DDD

t

tttterfceF D85.01

1/21+

+= (45)





( )( )

++=

DcDDDt

cDD

RswvstcDD

tttterfcett

TTcLfttFFD 3/)(3/)3(

)(/1 112 (46)

6. Harga konduktivitas termal dari cap rock dihitung menggunakan persamaan :

)1(28.03.104.1 oRh SKK ++= (47)

dimana:

KR = 2.75 Btu/ft-hr-oF pada 120 oF

7. Kapasitas panas rata-rata dari zona uap (Ms) dihitung dengan persamaan :

wworsooorssorsRRs CSfCSCSfCM )1)(1()1()1( +++= (48)

dimana:

R = 165 lbm/cuft

CR = 0.20 Btu/lbm-oF

Cs Cw = 1.0 Btu/lbm-oF

Co = 0.45 Btu/lbm-oF

8. Kapasitas panas dari cap atau base rock adalah :

Mob = RCR (49)

9. Harga cDt terfce cD pada persamaan (39) diperoleh dari :

5432 061.1453.1421.1284.0255.0 KKKKKterfce cDtcD ++= (50)

dimana :

2

3276.0

11

= KtcD (51)

10. Jadi, langkah-langkah yang harus dilakukan untuk memperoleh harga tc adalah sebagai berikut :





(i) Hitung nilai dari cDt terfce cD pada persamaan (39).

(ii) Selesaikan persamaan (50) untuk harga K.

(iii) Tentukan tcD dari persamaan (51).

(iv) Hitung tc dari persamaan (38).

11. Temperatur rata-rata dari formasi yang tidak tersapu dihitung dengan persamaan :

[ ] RsBssRssi

avg TtVVMMTTtVtQ

T +

=)(2))((

(52)

Persamaan ini hanya merupakan perkiraan dan digunakan untuk Tavg Ts. Jika Tavg > Ts, maka

Tavg diset sama dengan Ts untuk seluruh waktu di masa depan.

12. Menggunakan harga Tavg yang sudah dihitung pada langkah (11), hitung viskositas minyak dan

air sebagai berikut :

)895.26/()776,1(

)460/(

== +

TTae

w

Tbo

(53)

13. Perhitungan krw dan kro adalah sebagai berikut :

2** 024167.0002167.0 wwrw SSk += (54)

2**13856.00808.19416.0

wwro

SSk += (55)

dengan kro = 1 jika 2.0* wS .

14. Ketika Vs > VsBT, terdapat pilihan untuk memproduksi uap pada interval yang telah diberikan

atau menghentikan produksi. Farouq Ali menyarankan suatu perlakuan yang telah

disederhanakan, yang memberikan Vs(t) setelah breakthrough pada semua waktu (t) :

[ ])(/

/))(()560,43(2)()(

avgss

BTRsAhBTisBTs

TTMttTTEAKttQVtV

+= (56)





15. Dengan asumsi bahwa reservoir dan formasi yang berdekatan memiliki sifat-sifat termal yang

sama, kehilangan panas di atas dan bawah daerah uap dihitung dengan persamaan :

BTRshi

ttTTAKQ = ))(560,43(4 (57)

16. Keseimbangan energi secara keseluruhan memberikan Qin Qout = Qaccumulation atau

)())(560,43(4 RsssBTRshi TTMVttTTAKtQ =

(58)

17. Penyelesaian persamaan (58) untuk memperoleh Vs

)(

))(560,43(4

Rss

BTRshi

s TTM

ttTTAKtQV

= (59)

karena

)( RsssBTBTi TTMVtQ = (60)

maka, diperoleh :

)()()( RsssBTBTiBTiBTii TTMVttQtQttQtQ +=+= (61)

18. Substitusi persamaan (61) ke persamaan (59) menghasilkan :

[ ]

)(//)())(560,43(4)()(

Rss

BTRshBTisBTs

TTMttTTAKttQVtV

+= (62)

19. Dari langkah waktu t [t(n) sampai t(n+1)], volume uap darimana minyak dan air dipindahkan

karena ekspansi dan pemindahan fluida dapat dihitung dengan persamaan :

)()1( nsn

ss VVV =+ (63)

20. Laju pemindahan minyak, Qo, dihitung dengan persamaan :

)( )( orstn

oso SSVQ = (64)

21. Laju pemindahan air, Qw, dihitung dengan persamaan :





[ ]

)1(

)1()(

)(

orststn

ws

orststn

wsw

SSSVSSSVQ

++=

=

(65)

22. Persamaan material balance secara menyeluruh untuk zona minyak-air antara t(n) dan t(n+1)

adalah sebagai berikut :

Untuk minyak :

[ ] [ ])()1()1( nononsBoo SSVVtqQ = ++ (66) Diasumsikan ')1( B

nsB VVV =

+ , maka untuk air :

[ ]( ) ( )[ ][ ])1()('

)()1('

)1('

11+

+

+

=

=

=

no

noB

gn

ogn

oB

nw

nwBww

SSV

SSSSVSSVtqQ

(67)

23. Dari persamaan (34) dan (35) kita mempunyai :

[ ][ ])1()('

)()1('

+

+

= no

noBw

no

noBo

w

o

SSVQSSVQ

qq

(68)

24. Dari persamaan aliran fraksional, kita dapat menulis

orw

wrowo

ww

kkqq

qf

+=

+=

1

1 (69)

dan

Ckk

qq

orw

wro

w

o ==

(70)

25. Substitusi persamaan (38) ke dalam persamaan (36) dan penyelesaian untuk )1( +noS memberikan

( )

CVCQQ

CSS B

wono

no +

++

=+1

1 ')(

)1( (71)





3.4. Metode Miller dan Leung

1. Data-data dan perhitungan yang dilakukan sama dengan yang dilakukan pada subbab 3.1 3.3

dengan beberapa modifikasi seperti yang akan dijabarkan pada langkah 2 dan seterusnya di

bawah ini.

2. Laju injeksi uap optimum dapat dihitung menggunakan persamaan :

tL

Qi

vdhw

ist =

6146.5 (72)

3. Untuk memperhitungkan kenyataan bahwa laju injeksi uap seharusnya didasarkan pada air

dingin yang disuplai ke dalam generator uap, persamaan (72) menjadi :

[ ])32(6146.5 += Rwvdhsdhfswi

st TCLfhQi

(73)

dimana jumlah panas yang diinjeksikan dihitung dengan menggunakan persamaan :

)()(4 RsssRshi TTMAhtTTAKQ +=

(74)





4. DAFTAR PUSTAKA

1. Farouq Ali, S. M. : Steam Injection Theories A Unified Approach, paper SPE 10746,

dipresentasikan di California Regional Meeting of the SPE, San Francisco, March 24-26, 1982.

2. Marx, J. W. and Langenheim, R. H. : Reservoir Heating by Hot Fluid Injection, SPE Reprint

Series No. 7, hal 150-153.

3. Satter, A. : Heat Losses During Flow of Steam Down a Wellbore, SPE Reprint Series No. 10,

hal 55-61.

4. White, P. D. and Moss, J. T. : Thermal Recovery Method, Penn Well Publ. Co. Tulsa,

Oklahoma.





5. DAFTAR SIMBOL

A = luas, Acres

AcD = ukuran zona uap tak berdimensi

Bo = faktor volume formasi minyak, STB/bbl

Boi = faktor volume formasi minyak awal, STB/bbl

Cf = panas spesifik batuan formasi, Btu/lb F

Ci = panas spesifik dari fasa i, Btu/lbm-oF

Co = panas spesifik minyak, Btu/lb F

Cw = panas spesifik air, Btu/lb F

EA = efisiensi penyapuan areal

EV = efisiensi penyapuan vertical

fcp = kondensat uap yang terproduksi, fraksi

fsdh = kualitas uap di dasar sumur, fraksi

Gg = gradien geotermal, F/ft

H = entalpi, Btu/lb

Hs = entalpi dari saturated vapor, Btu/lb

Hw = entalpi dari saturated liquid, Btu/lb

Hwv = entalpi dari Evaporated, Btu/lb

hfs = entalpi dari uap tersaturasi pada temperatur uap, Btu/lbm

hg = tebal kotor (net pay thickness), ft

hn = tebal zona bersih, ft

hp = tebal bersih (gross pay thickness), ft

hs = tebal zona uap, ft

ist = laju injeksi uap, cold water equivalent, BWPD

k = permeabilitas, md

kro = permeabilitas relatif minyak, fraksi

krw = permeabilitas relatif air, fraksi

Kh = konduktivitas panas dari cap rock dan base rock, Btu/ft-hr-oF

Kob = konduktivitas panas batuan, Btu/hr-ft-F

Lvdh = panas laten dari uap, Btu/lb

Mob = kapasitas panas dari cap rock dan base rock, Btu/ft3-oF





Ms = kapasitas panas zona uap, Btu/ft3-oF

N = jumlah minyak awal di tempat (IOIP), STB

Nd = jumlah kumulatif minyak yang dipindahkan, bbl

Np = produksi minyak kumulatif, STB

P = tekanan, psi

Pinj = tekanan injeksi uap di permukaan, psi

Pres = tekanan reservoir, psi

qo = laju alir minyak, STB/D

qoi = laju alir minyak sebelum diinjeksi uap, STB/D

qw = laju produksi air, BWPD

Qi = laju injeksi panas, Btu/hr

Ql = kehilangan panas pada cap rock dan zona uap, Btu

Qo = laju pemindahan minyak, BOPD

Qw = laju pemindahan air, BWPD

Sg = saturasi gas, fraksi

So = saturasi minyak, fraksi

Soc = saturasi minyak zona kondensat, fraksi

Soi = saturasi minyak awal, fraksi

Sor = saturasi minyak residual, fraksi

Sorst = saturasi minyak residual injeksi uap, fraksi

Sos = saturasi minyak zona uap, fraksi

Sst = saturasi uap di zona uap, fraksi

Sw = saturasi air, fraksi

Sw* = (Sw-Swir)/(1-Swir-Sorw)

Swc = saturasi air konat, fraksi

Swir = saturasi air irreducible, fraksi

T = waktu, jam

tc = waktu kritik, jam

tcD = waktu kritik tak berdimensi

t = penambahan waktu, jam

tBT = waktu breakthrough uap, jam

T1,2 = temperatur pada kondisi 1 dan 2, oF





Tr = TR = temperatur reservoir, F

Ts = temperatur permukaan, F

VB = volume bulk dari pola, ft3

VB = VB Vs(n+1), ft3

VoD = produksi minyak yang terpindahkan, tak berdimensi

VpD = ruang pori mula-mula yang terisi uap sebagai air, tak berdimensi

Vs(t) = volume zona uap pada saat t, ft3

VsBT = volume zona uap pada saat breakthrough, ft3

X = kualitas uap, fraksi

x = parameter Marx-Langenheim

Z = kedalaman, ft

Huruf Yunani

D = difusivitas termal overburden dan underburden, ft2/hr

= porositas, fraksi

= konstanta (=3.14159)

o = viskositas minyak, cp

o = API gravity minyak, API

f = kerapatan jenis batuan reservoir, lb/Cu-ft

o = kerapatan jenis minyak, lb/Cu-ft

w = kerapatan jenis air, lb/Cu-ft





6. LAMPIRAN 6.1. Latar Belakang dan Rumus

Metode peramalan ulah injeksi uap yang dikembangkan oleh Marx dan Langenheim merupakan

metode yang sederhana dan praktis digunakan. Metode ini dikembangkan untuk proses injeksi uap

pada reservoir yang ideal (homogen, isotropis dan mempunyai karakteristik batuan dan fluida yang

seragam dan menerus).

Gambar 1 memperlihatkan distribusi temperatur berjarak radial dari sumur injeksi (garis tegas) dan

kemudian disederhanakan sebagai garis terputus-putus untuk mempermudah pengembangan

persamaan matematis.

Berdasarkan pola penyebaran panas seperti diperlihatkan pada Gambar l tersebut, produksi

kumulatif minyak yang diperoleh adalah :

o

orogsp B

SShtAN

615.5)()(

=

(1)

dimana :

+

= 12

)(4)(

2

2

xerfcxeTTk

MhHtA x

rsteamob

Dgos (2)

ooowwwff CSCSCM ++= )1( (3)

Harga fungsi erf di ruas kanan persamaan (2) dapat dilihat pada Tabel 1. Kehilangan panas dari

permukaan sampai kedalaman titik injeksi dapat diperkirakan menggunakan Gambar 2.