Beranda AboutIATMI SM STT MIGAS BalikpapanDari Kami Untuk Negeri

PENGANTAR STUDI WATERFLOODJuni 7, 2012 by IATMI SM STT MIGAS Balikpapan Tinggalkan komentar 3.1. Pengertian Injeksi Air Pada lapangan yang sudah melewati batas primary recovery-nya, dilakukan optimasi produksi dengan cara yang lain salah satunya adalah injeksi air (water flooding). Mekanisme kerjanya adalah dengan menginjeksikan air ke dalam formasi yang berfungsi untuk mendesak minyak menuju sumur produksi (produser) sehingga akan meningkatkan produksi minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk mempertahankan tekanan reservoir (pressure maintenance), untuk lebih jelasnya lihat Gambar 3.1.

Gambar 3.1 : Mekanisme waterflood3.1.1. Sejarah Perkembangan Dan Aplikasi WaterfloodPenemuan minyak mentah oleh Edwin L. Drake di Titusville pada tahum 1859 menandai dimulainya era industri minyak bumi. Penggunaan minyak bumi yang semakin meluas membuat orang mulai berpikir untuk meningkatkan perolehan produksi minyak bumi. Maka pada awal 1880-an, J.F. Carll mengemukakan pendapatnya bahwa kemungkinan perolehan minyak dapat ditingkatkan melalui penginjeksian air dari suatu sumur injeksi untuk mendorong minyak ke sumur produksi adalah sangat besar.Eksperimen waterflood pertama tercatat dilakukan di lapangan Bradford, Pennsylvania pada tahun 1880-an. Dari eksperimen pertama ini, mulai terlihat bahwa program waterflood akan dapat meningkatkan produksi minyak. Maka pada awal 1890-an, dimulailah penerapan waterflood di lapangan-lapangan minyak di Amerika Serikat.Pada 1907, ditemukan metoda baru dalam pengaplikasian waterflood di Lapangan Bradford, Pennsylvania, yang disebut sebagai metoda lingkar (circular method), yang juga tercatat sebagai pengaplikasian flooding pattern pertama. Karena adanya regulasi pemerintah yang melarang penerapan waterflood di masa itu, proyek ini dilakukan secara sembunyi-sembunyi, sampai larangan itu dicabut pada 1921.Mulai tahun 1921, penerapan waterflood mulai meningkat. Pola pattern waterflood berubah dari circular method menjadi line method. Pada 1928, pola five spot ditemukan dan diterapkan secara meluas di lapangan-lapangan minyak. Selain tahun-tahun tersebut, operasi waterflood juga tercatat dilakukan di Oklahoma pada tahun 1931, di Kansas pada tahun 1935, dan di Texas pada tahun 1936.Dibandingkan dengan masa sekarang, penerapan waterflood pada masa dahulu boleh dibilang sangat sedikit. Salah satu faktor penyebabnya adalah karena pada zaman dahulu pemahaman tentang waterflood masih sangat sedikit. Selain itu, pada zaman dahulu produksi minyak cenderung berada diatas kebutuhan pasar.Signifikansi waterflood mulai terjadi pada akhir 1940-an, ketika sumur-sumur produksi mulai mencapai batasan ekonomis (economic limit)nya dan memaksa operator berpikir untuk meningkatkan producable reserves dari sumur-sumur produksi. Pada 1955, waterflood tercatat memberikan konstribusi produksi lebih dari 750000 BOPD dari total produksi 6600000 BOPD di Amerika Serikat. Dewasa ini, konstribusi waterflood mencapai lebih dari 50% dari total produksi minyak di Amerika Serikat.Injeksi air ini sangat banyak digunakan, alasannya antara lain: Mobilitas yang cukup rendah Air mudah didapatkan Pengadaan air cukup murah Berat kolom air dalam sumur injeksi turut memberikan tekanan, sehingga cukup banyak mengurangi tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan Mudah tersebar ke daerah reservoir, sehingga efisiensi penyapuannya cukup tinggi Memiliki efisiensi pendesakan yang sangat baikPenginjeksian air bertujuan untuk memberikan tambahan energi kedalam reservoir. Pada proses pendesakan, air akan mendesak minyak mengikuti jalur-jalur arus (stream line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.2, yang menunjukkan kedudukan partikel air yang membentuk batas air-minyak sebelum breakthrough (a) dan sesudah breakthrough (b) pada sumur produksi.

Gambar 3.2.Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus(a) sebelum dan (b) sesudah Tembus Air Pada Sumur Produksi3.1.2. Perencanaan WaterfloodPerencanaan waterflood didasarkan pada pertimbangan teknik dan keekonomisannya. Analisa ekonomis tergantung pada perkiraan hasil dari proses waterflood itu sendiri. Perkiraan ini bisa baik atau buruk tergantung pada kebutuhan khusus dari proyek atau keinginan pelaksana. Lima langkah utama dalam perencanaan waterflood adalah ;1. Evaluasi reservoir meliputi hasil hasil produksi dari primary recovery2. Pemilihan waterflood plan yang potensial3. Perkiraan laju injeksi dan produksi4. Prediksi oil recovery untuk setiap perencanaan proyek waterflood5. Identifikasi variabel-variabel yang menyebabkan ketidaktepatan analisa secara teknikAnalisa teknik produksi waterflood dilakukan dengan memperkirakan jumlah volume dan kecepetan fluida. Perkiraan diatas juga berguna untuk penyesuaian atau pemilihan peralatan serta sistem pemeliharaan ( treatment ) fluida.a. Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi Pada 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 memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Pada daerah yang sisa minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur produksi daripada daerah yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi (breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.b. Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi Salah satu cara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak adalah dengan membuat pola sumur injeksi-produksi, yang bertujuan untuk mendapatkan pola penyapuan yang seefisien mungkin. Tetapi kita harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang sudah ada sebelum injeksi harus dapat digunakan semaksimal mungkin pada waktu berlangsungnya injeksi nanti.Pertimbangan-pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada: 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 penyebaran). Topografi. Ekonomi.Pada operasi waterflood sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan, misalnya pola garis lurus, empat titik, lima titik, tujuh titik, dan sebagainya (seperti yang terlihat pada Gambar 3.3).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 tersendiri yang mana memberikan jalur arus berbeda-beda sehingga memberikan luas daerah penyapuan yang berbeda-beda.

Gambar 3.3. Pola-pola Sumur Injeksi-Produksic. Penentuan Debit dan Tekanan InjeksiDebit injeksi yang akan ditentukan di sini adalah untuk sumur-sumur dengan pola tertutup dengan anggapan bahwa mobility ratio (M) sama dengan satu. Besarnya debit injeksi tergantung pada perbedaan tekanan injeksi di dasar sumur dan tekanan reservoirnya.Bentuk persamaan dikembangkan dari persamaan Darcy sesuai dengan pola sumur injeksi-produksi,sebagai berikut :

Persamaan yang disebutkan diatas adalah laju injeksi dari fluida yang mempunyai mobilitas yang sama (M=1) karena reservoir minyak terisi oleh cairan saja.Untuk menentukan laju injeksi sampai dengan terjadinya interferensi digunakan persamaan:

Untuk mencapai keuntungan ekonomis yang maksimal, biasanya diinginkan debit injeksi yang maksimal, namun ada batasan yang harus diperhatikan. Batas bawah debit injeksi adalah debit yang menghasilkan produksi minyak yang merupakan batas ekonomisnya. Batas atas debit injeksi adalah debit yang berhubungan dengan tekanan injeksi yang mulai menyebabkan terjadi rekahan di reservoir.Analisa berikutnya adalah injeksi air dari interface sampai dengan fill-up. Besarnya laju injeksi pada perioda ini dinyatakan dengan persamaan :iwf = t x i . (3-6)Dengan diketahuinya laju injeksi pada setiap periode dari perilaku water flood, maka diramalkan waktu injeksi dari setiap periode.3.2. Konsep Interaksi Batuan dan FluidaFluida dua fasa atau lebih dikatakan immiscible (tidak bercampur) pada tekanan atau temperatur tertentu jika terbentuk suatu lapisan kasat mata antar fasa setelah fasa- fasa fluida tersebut dicampurkan satu sama lain sampai mencapai kesetimbangan kimia. Kehadiran fasa-fasa immiscible ini di reservoir akan mengubah kemampuan batuan dalam menyalurkan fluida. Fasa-fasa immiscible di reservoir seperti : minyak-air, minyak-gas, air-gas, atau air-minyak-gas.Pada waterflood dalam skala mikro, efesiensi pendesakan dipengaruhi oleh faktor interaksi fluida dan media yang di tempatinya.. Karena di reservoir terdapat lebih dari satu fasa, maka secara alamiah telah terjadi interaksi antara batuan dan fluida di reservoir yang sekaligus mempengaruhi pendesakan fluida. Karena itulah, pemahaman tentang sifat-sifat dasar batuan reservoir perlu dilakukanKarena interaksinya dengan fluida, sifat-sifat batuan reservoir ini menjadi terbagi atas dua kelompok :1. Sifat absolut dari batuan itu sendiri, antara lain porositas, permeabilitas, dan distribusi ukuran pori.2. Sifat batuan reservoir akibat interaksi batuan dengan fluida reservoir yang bersifat statis, antara lain tekanan kapiler, wettability, dan contact angle.3. Sifat batuan reservoir akibat interaksi batuan dengan fluida reservoir yang bersifat dinamis, diantaranya mobilitas, dan permeabilitas relatifUntuk itu, konsep dasar sifat-sifat batuan dan fluida reservoir telah menjadi bahan pertimbangan penting dalam studi waterflood karena dalam proses injeksi air akan terjadi kontak antara fluida yang diinjeksikan dengan batuan dan fluida formasi, sehingga dapat dipelajari kondisi efisiensi pendesakan yang lebih efektif untuk mendesak minyak sebagai efisiensi pendesakan pada skala mikroskopis.Adapun sifat-sifat itu antara lain :3.2.1. Porositas Porositas diartikan sebagai perbandingan volume pori dengan volume total batuan, lebih umum dinyatakan dalam fraksi dibandingkan dengan persentase. Porositas terbagi dua :1. Porositas efektifMerupakan perbandingan antara rongga pori yang saling berhubungan dengan volume bulk (total) batuan1. Porositas absolutMerupakan perbandingan total volume pori dengan volume total batuanPorositas dari sebuah media permeabel merupakan fungsi yang kuat dari variansi distribusi ukuran pori dan fungsi yang lemah dari ukuran pori itu sendiri.3.2.2.PermeabilitasBisa diartikan sebagai kemampuan batuan dalam menyalurkan fluida, terbagi atas tiga :1. Permeabilitas absolutMerupakan kemampuan batuan dalam mendistribusikan semua fasa fluida yang dikandungnya2. Permeabilitas efektifDidefinisikan sebagai kemampuan batuan dalam mendistribusikan salah satu fasa fluida jika batuan tersebut mengandung lebih dari satu fasa fluida3. Permebilitas relatifMerupakan rasio antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut, merupakan sifat fisik batuan yang sangat urgen dalam proses EOR. Atau perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akan terdapat permeabilitas relatif air (Krw), permeabilitas relatif minyak (Kro), permeabilitas relatif gas (Krg), dimana persamaannya adalah :

dimana Kw, Ko, Kg berturut-turut adalah permeabilitas relatif air, minyak, dan gas.Permeabilitas relatif dipengaruhi variable-variabel seperti sejarah saturasi dan kebasahan batuan. Karakteristik dari permeabilitas relatif ditunjukkan pada gambar 3.10.Gambar 3.4. Karakteristik Permeabilitas RelatifPada Gambar 3.4 menunjukkan pengaruh sejarah saturasi terhadap permeabilitas relatif. Itu dicatat bahwa arah aliran tidak berpengaruh pada perilaku aliran untuk fasa pembasah. Bagaimanapun, suatu perbedaan penting ada antara kurva drainage dan imbibition untuk tahap fasa non-pembasah. Untuk sistim water-wet, kita dapat memilih data imbibisi, sedangkan, data drainage diperlukan untuk mengoreksi prediksi dari reservoir oil-wet.Sedangkan pengaruh wettability sangat penting untuk diketahui, hal ini dapat dilihat pada sistim water-wet dan oil-wet. Ada beberapa perbedaan antara kurva oil-wet dan kurva water-wet dimana :1. Saturasi air pada permeabilitas minyak dan air adalah jumlah (titik persimpangan kurva) yang akan lebih besar dari 50 % untuk sistim water-wet dan lebih kecil dari 50 % untuk sistim oil-wet.2. Saturasi air connate untuk sistim water-wet lebih besar dari 20 % dan untuk sistim oil-wet lebih kecil dari 15 %.3. Permeabilitas realtif untuk air pada saturasi air maksimum (residual oil saturation) akan lebih kecil dari 0.3 untuk sistim water-wet tetapi akan lebih besar dari 0.5 untuk sistim oil-wet.Gambar 3.5. Pengaruh Sejarah Saturasi Terhadap Permeabilitas Relatif

Gambar 3.6. Pengaruh Kebasahan Terhadap Permeabilitas RelatifUntuk nilai permeabilitas yang tinggi { (ko)Swir > 100 md}, penemuan ini tidak mungkin benar. Sebagai contoh, Batuan water-wet dengan pori-pori besar kadang-kadang memperlihatkan kejenuhan air tak bergerak kurang dari 10 hingga 15 persen. Meskipun demikian, pada Gambar 3.5. menunjukkan pentingnya kurva permeabilitas relatif yang dapat mengindikasikan tingkat kebasahan suatu reservoir untuk permeabilitas ke level rendah (ko)Swir < 100 md.Rumus tes permeabilitas relatif air-minyak untuk contoh batuan core sering disebut sebagai end point karena merupakan refleksi dari Swir, Sor, (ko)Swir dan (kw)Sor. Hasil tes ini sedikit lebih mahal dari tes permeabilitas realtif normal, tapi tes ini dapat menyediakan informasi dari karakteristik- karakteristik reservoirBerbeda dengan porositas, permeabilitas lebih dipengaruhi oleh ukuran pori batuan dibandingkan dengan distribusi butiran batuan tersebut.3.3. Pengawasan Waterflood(Reservoir Susveillance)Kunci kesuksesan sebuah proyek waterflood terlelak pada perencanaan dan pelaksanaan program pengawasan serta monitoring pada sumur. Program ini disesuaikan dengan lapangan atau proyek yang bersangkutan, sebab masing-masing proyek waterflood mempunyai karakter yang beragam. Hal yang penting untuk diperhatikan pada program monitoring well khususnya system waterflood terdapat pada Gambar 3.7. Sebelumnya proyek waterflood hanya terfokus pada hasil produksi dan injeksi saja. Dewasa ini dengan pengetahuan manajemen reservoir modern, telah menjadi praktek industri untuk menjadikan sumur, fasilitas, water system dan kondisi pengoperasian menjadi program surveillance secara comprehensive.Gambar 3.7.Waterflood Injection SystemManagemen reservoir yang baik terdiri dari reservoir, well dan surface facilities sebagai komponen dari satu kesatuan system. Telah diakui bahwa karakteristik reservoir, fluida dan bentuk alirannya akan mempengaruhi operasi sumur dan proses produksi fluida di permukaan. Pelaksanaan program surveillance yang komprehensif dapat dilihat pada tabel berikut :Tabel 3.1. Pelaksanaan Program Surveillance

Saat ini, pelaksanaan surveillance tidak hanya difokuskan pada kinerja reservoir, namun melibatkan sumur-sumur, fasilitas dan sistem air. Informasi tentang sejarah kinerja waterflood pada suatu lapangan lebih detail dapat diperoleh, memberikan suatu penilaian terhadap behavior waterflood yang tengah berjalan. Informasi ini mencakup : Deskripsi reservoir yang akurat dan lebih detail Kinerja reservoir, estimasi efisien penyapuan dan recovery minyak untuk tiap stage (at various stage of depletion) Sumur injeksi dan sumur produksi, beserta laju alir, tekanan, dan profil fluida Treatment dan kualitas air Performansi fasilitas dan perawatan Perbandingan performasi actual dan teoritis untuk memonitor behavior dan efektfitas waterflood Diagnosa terhadap permasalahan yang ada/potensial, dan solusinya.5 jenis data yang sangat penting dalam Surveillance dan monitoring :1. Data reservoir Litologi, pengendapan, patahan, WOC/GOC, bentuk perangkap, jenis drive Pemetaan bentuk unit aliran Data petrofisik (nilai rata-rata k, h, f) Kompresibilitas (rock, gas, oil dan water) Tipe rekahan1. Data statik Pressure (RFT, Psi static, built up/fall off, step rate test) Saturasi (resistivity, core, simulasi saturasi) Volume produksi1. Sifat batuan dan fluida PVT data (psi, volume, Rs, Viskositas, temperature) Permeabilitas relative (Kro, Krg, Krw sebagai fungsi dari saturasi) Sorw, Sorg (titik akhir dari proses pendesakan)1. Data injeksi/produksi sumur Kecepatan produksi dan injeksi Fluid entry/exit (PLT Logging) Pwf Productivity dan injectivity index Kekuatan semen1. Facilities/operating condition Kualitas air Injection facilities operation Production facilities operation Monitoring equipment operation3.4. Efisiensi Pendesakan Minyak Effisiensi pendesakan minyak diantaranya :3.4.1.Areal Sweep EfficiencyPada pelaksanaan waterflood, air diinjeksikan dari beberapa sumur injeksi dan produksi akan terjadi dari sumur yang berbeda. Ini akan menyebabkan terbentuknya distribusi tekanan dan streamlines di daeah antara sumur injeksi dengan sumur produksi. Dua faktor ini akan menentukan seberapa besar kontak waterflood dengan daerah antara tersebut. Besar daerah reservoir yang mengalami kontak dengan air ini yang disebut dengan Areal sweep efficiency. Gambar 3.8.(a) Areal Sweep effisiensi, (b) Vertical Sweep effisiensi Secara rumus, Areal sweep efficiency didefinisikan sebagai :3.4.2. Mobility Efficiency Efisiensi mobilitas merupakan efisiensi yang dipengaruhi oleh nilai saturasi minyak tersisa dan sifat pembasahan batuan. Didefinisikan sebagai fraksi minyak pada awal proses yang dapat diambil pada 100 % area vertikal.Persamaan efisiensi mobilitas adalah sebagai berikut :

Untuk nilai Boi konstan, maka persamaan (3.12) diatas menjadi :

dimanaEM = efisiensi mobilitasSoi = saturasi minyak awalSorp = saturasi minyak residual/immobile oil3.4.3.Vertical Sweep EfficienciesBervariasinya nilai permeabilitas pada arah vertikal dari reservoir menyebabkan fluida injeksi akan bergerak dengan bentuk front yang tidak beraturan. Semakin sedikit daerah berpermeabilitas bagus, semakin lambat pergerakan fluida injeksi.Ukuran ketidakseragaman invasi air adalah vertical sweep efficiency (Gambar 3.8), yang juga sering disebut sebagai invasion efficiency. Vertical sweep efficiency ini bisa didefinisikan sebagai bidang tegak lurus yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan keseluruhan bidang tegak lurus di darah belakang front. Secara sederhana, vertical sweep efficiency ini menyatakn seberapa banyak bagian tegak lurus (vertikal) reservoir yang dapat dijangkau oleh air injeksi.Persamaan untuk vertical sweep efficiency adalah :

Ada beberapa hal yang mempengaruhi vertical sweep efficiency, ini :1. Mobility RatioTerm injektivitas relatif ini adalah perbandingan indeks injekstivitas pada sembarang waktu dengan injektivitas pada saat dimulainya waterflood. Pada M = 1, injekstivitas relatif cenderung konstan. Pada M < 1, terlihat bahwa injektivitas menurun seiring menaiknya radius flood front. Sedangkan untuk M > 1, injektivitas relatif meningkat seiring naiknya radius flood front.1. Gaya GravitasiKarena air merupakan fluida dengan densitas yang tinggi, maka ia cenderung untuk bergerak di bagian bawah reservoir. Efek ini disebut dengan gravity segregation dari fluida injeksi, merupakan akibat dari perbedaan densitas air dan minyak.Terlihat bahwa baik untuk sistem linear maupun untuk sistem five spot, derajat dari gravity segeragation ini tergantung dari perbandingan antara gaya viscous dengan gaya gravitasi, . Sehingga laju alir yang lebih besar akan menghasilkan vertical sweep efficiency yang lebih baik pula.1. Gaya kapilerPenelitian membuktikan bahwa volume hanya menurun sedikit walaupun laju alir injeksi dinaikkan sampai sepuluh kali lipat.1. M Crossflow antar lapisan2. Laju alirPerhatikan semua properties yang mempengaruhi vertical sweep efficiency diatas. Keseluruhannya dipengaruhi oleh laju alir3.4.4.Volumetric sweep efficiencyVolumetric sweep efficiency ini merupakan ukuran pendesakan tiga dimensi. Definisi volumetric sweep efficiency adalah perbandingan antara total volume pori yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan total volume pori area injeksi. Volumetric sweep efficiency dirumuskan dalam persamaan berikut :

Faktor-faktor yang mempengaruhi volumetric sweep efficiency sama dengan faktor-faktor yang mempengaruhi vertical sweep efficiency.3.4.5. Displacement Efficiency Displacement Efficiency didefinisikan sebagai jumlah total minyak yang berhasil didesak dibagi dengan total Oil in Place yang ada di daerah sapuan tersebut. Berdasarkan pengertian tersebut, Displacement Efficiency dapat dirumuskan dengan persamaan :

Efisiensi pendesakan ini merupakan efisiensi pendesakan tak bercampur dalam skala makroskopik yang digunakan untuk menggambarkan efisiensi pendesakan volume spesifik minyak oleh injeksi air pada batuan reservoir, sehingga dapat ditentukan seberapa efektifnya fluida pendesak menggerakkan minyak pada saat fluida pendesak telah membentuk kontak dengan minyak. Efisiensi pendesakan fluida reservoir dapat dilihat pada dua konsep berikut :1. Konsep desaturasiTerjadi perubahan saturasi fluida dibelakang front seharga satu dikurangi saturasi residual fluida yang didesak, sehingga terdapat dua fasa yang mengalir yaitu minyak dan air. Sedangkan di depan front hanya minyak yang mengalir.2. Konsep pendesakanSaturasi fluida pendesak pada front sama dengan satu dikurangi saturasi residual fluida itu sendiri. Dianggap minyak telah habis didesak sehingga yang dibelakang front hanya fluida pendesak yang mengalir. Displacement Efficiency mempunyai nilai maksimum, yang dirumuskan sebagai berikut :

Sedangkan nilai displacement efficiency pada saat breakthrough adalah :

Gambar 3.9. Effisiensi DisplacementUcapan Terimakasih kepada :REFKI JULIASTY 003210200 Universitas Islam Riau, Fakultas Teknik:)About these ads Share this: Twitter Facebook Sukai ini:Suka Memuat...TerkaitCategories: PRODUCTION, RESERVOIR | Permalink.

Author: IATMI SM STT MIGAS BalikpapanUntuk mereka yang ingin mewujudkan mimpinya. Salam IATMITinggalkan Balasan Top of Form

Surel (wajib) (Alamat takkan pernah dipublikasikan) Nama (wajib)

Situs web

Notify me of new comments via email.Bottom of FormPost navigation Previous PostNext Post Top of FormCari: Bottom of FormPos-pos Terakhir Pindah Artificial Lift Guest Lecture Work Abroad, Why Not? PETROCLASS part 2 STRUKTURAL PENGURUS IATMI SM STT MIGAS PERIODE 2012-2013 Arsip Januari 2013 Desember 2012 November 2012 Juni 2012 Januari 2012 Desember 2011 November 2011Kategori DRILLING GEOLOGI IATMI KARIR PRODUCTION RESERVOIR Uncategorized Meta Mendaftar Masuk log RSS Entri RSS Komentar WordPress.comBuat situs web atau blog gratis di WordPress.com. | The Yoko Theme.Puncak Ikuti Follow IATMI SM STT MIGAS BalikpapanTop of FormGet every new post delivered to your Inbox.Bottom of FormDitenagai oleh WordPress.com%d bloggers like this:

All About OILGAS-TRAINING Selamat datang di Oilgas_Training, disini anda akan menemukan layanan Training untuk bidang Petroleum Engineering. Semuanya kami tampilkan lengkap : Syllabus, Instruktur (not publish yet), Course Content, Discription, dan Audience. Apabila anda menghendaki seri pelatihan dimaksud, dapat menghubungi via email : subagyaagus@yahoo.co.idFMTI

Have your training needs, please click here

Jumat, September 14, 2012BASIC ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) DASAR-DASAR ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)http://zulfikariseorengineer.blogspot.com/2011/04/dasar-dasar-enhanced-oil-recovery-eor.html Lapangan hidrokarbon setelah sekian lama diproduksikan akan mengalami penurunan produksi karena force/tenaga untuk mengeluarkan fluida ke dalam sumur sudah semakin berkurang. Berkurangnya tenaga pendorong bisa terlihat dengan dipasangnya pompa atau gas lift pada sumur sembur alam (natural flow) yang tidak dapat mengalir dengan sendirinya. Begitupun sumur pompa atau gas lift yang lambat laun akan menjadi kering. Untuk menambah pengurasan lapangan dan drive force, dikembangkan teknik-teknik yang kemudian disebut dengan Enhanced Oil Recovery (EOR) atau Improved Oil Recovery (IOR). Selanjutnya akan dibahas jenis-jenis teknik EOR.

I. INJEKSI AIR (WATER FLOOD)Injeksi air merupakan salah satu metoda EOR yang paling banyak dilakukan sampai saat ini. Biasanya injeksi air digolongkan ke dalam injeksi tak tercampur.Alasan-alasan sering digunakannya injeksi air ialah:- Mobilitas yang cukup rendah- Air cukup mudah diperoleh- Pengadaan air cukup murah- Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga cukup banyak mengurangi besarnya tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan; jika dibandingkan dengan injeksi gas, dari segi ini berat air sangat menolong.- Air biasanya mudah tersebar ke seantero reservoir, sehingga menghasilkan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi.- Effisiensi pendesakan air juga cukup baik. sehingga harga Sor sesudah injeksi air = 30% cukup mudah didapat.

Gambar Pattren Water Flooding

Pemakaian injeksi air sebagai meloda untuk menaikan peralehan minyak dimulai pada tahun 1880 setelah John F. Carll menyimpulkan bahwa air tanah dari lapisan yang lebih dangkal dapat membantu produksi minyak. Secara tidak sengaja, hal telah terjadi sebelum di Pennsylvania opada tahun 1865. Tujuan Injeksi airadalah mengimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir.

II. INJEKSI AIR DITAMBAH ZAT-ZAT KIMIA TERTENTUSetelah injeksi air telah maksimum diaplikasikan, terdapat beberapa cara untuk menambah efisiensi injeksi dengan cara menambahkan zat-zat kimia tertentu kedalam air injeksi yang akan diinjeksikan.1. SurfactantSurfactant berfungsi untuk menurunkan tegangan pcrmukaan, tekanan kapiler campuran polimer, alkohol, sulfonate), menaikkan efesiensi pendesakan dalam skala pori, mikropis.2. PolymerPolymer berfungsi untuk memperbaiki perbandingan mobilitas minyak-air. Untuk menaikkan efesiensi pengurasan secara luas, makrokopis. Sering dipakai berselang-seling dengan surfactant. Injeksi Polymer efektif untuk reservoir dengan viskositas minyak tinggi (sampai 200 cp).Jenis-jenis polimer yang paling sering dipakai:- polycrylamide- polysaccharide Gambar Sumur Injeksi Surfactant

III. INJEKSI TERMALInjeksi termal dilakukan dengan menginjeksikan fluida panas yang temperatur jauh lebih besar jika dibandingkan temperatur fluida reservoir. Injeksi Termal berfungsi menurunkan viskositas minyak atau membuat minyak berubah ke fasa uap, juga mendorong minyak ke sumur-sumur produksi.Jenis-jenis Injeksi termal antara lain:1. Stimulasi uap (steam soak, huff and puff)Yang diinjeksikan biasanya campuran uap dan air panas dengan komposisi yang berbcda-beda.

Gambar Thermal Oil Recovery

2. Pembakaran di tempat (In-situ Combustion)Menginjeksikan udara dan membakar sebagaian minyak ini akan menurunkan viskositas, mengubah sebagian minyak menjadi uap dan mendorong dengan pendesakan gabungan uap, air panas dan gas.3. Injeksi air panas.

IV. INJEKSI GAS CO2CO2 mudah larut dalam minyak bumi namun sulit larut pada air. Karena itu beberapa hal yang penting dan berguna dalam proses EOR ketika minyak bumi terjenuhi oleh CO2 adalah :1. Menurunkan viskositas minyak dan menaikkan viskositas air.2. Menaikkan volume minyak (swelling) dan menurunkan densitas minyak3. Memberikan efek pengasaman pada reservoir karbonat.4. Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan, dan pemindahan kromatografi, sehingga dapat bertindak sebagai solution gas drive.Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak daripada minyak pada kondisi awal di reservoir.Ada 4 jenis mekanisme pendesakan injeksi CO2 :1. Injeksi CO2 secara kontinyu selama proses EOR.2. Injeksi slug CO2, diikuti air.3. Injeksi slug CO2 dan air secara bergantian.4. Injeksi CO2 dan air secara simultan.

Gambar Injeksi CO2

Injeksi CO2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan yang terbaik di antara keempat metode tersebut (oil recovery-nya sekitar 50%). Disusul kemudian injeksi slug CO2 dan air secara bergantian. Injeksi langsung CO2 dan injeksi slug CO2 diikuti sama buruknya dalam kemampuan mengambil minyak sekitar 25%). Agar tercapai pencampuran antara CO2 dengan minyak, maka tekanan di reservoirharus melebihi MMP (Minimum Miscibility Pressure), harga MMP dapat diperoleh dari hasil percobaan di laboratorium atau korelasi. Sumber CO2 alami adalah yang terbaik, baik dari sumur yang memproduksi gas CO2 yang relatif murni atau dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang mengandung banyak CO2 sebagai kontaminan. Sumber yang lain adalah kumpulan gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal-fired). Alternatif lain adalah gas yang dilepaskan dari pabrik amoniak. Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak adalah menentukan banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pencampuran CO2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO2 yang akan diinjeksikan ke reservoir yang didorong oleh gas N2, menentukan tekanan injeksi (dipermukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan formasi.

V. PEMILIHAN METODA EORDari beberapa metoda EOR yang ada, harus ditentukan metoda mana yang paling tepat yang sesuai dengan karakteristik reservoir. Besaran-bcsaran berikut yang harus diperhatikan dalam pemilihan metoda EOR:- Kebasahan (Wettability) batuan- Sifat-sifat batuan reservoir (petrofisik), seperti permeabilitas, porositas- Jenis batuan (satu pasir, carbonatc dan lain-lain).- Jenis minyak (viskositas).- Tekanan temperatur reservoir, surfactant & polimer: T < 250F- Kegaraman air formasi.- Saturasi minyak yang tersisa yang dapat bergerak- Cadangan- Kemiringan reservoir- Ekonomi

DONGKRAK PRODUKSI MINYAK MELALUI EOR PROJECThttp://zulfikariseorengineer.blogspot.com/2011/05/dongkrak-produksi-minyak-melalui-eor.html

Pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Pertamina sektor hulu di dalam negeri diserahkan kepada salah satu anak perusahaannya, yaitu Pertamina EP (PEP). Eks WK Pertamina ini cukup luas, 140.000 km2 yang terdiri atas 214 lapangan di mana 80 persennya merupakan lapangan tua (mature field atau brown field). Tingkat penurunan produksi alamiah atau decline-nya rata-rata 5-15 persen per tahun. PEP saat ini sedang mempersiapkan program Enhanced Oil Recovery (EOR). Seberapa jauh kebutuhan program EOR bagi pengelolaan lapangan tua?

Ketika Pertamina secara korporat manargetkan tingkat produksi minyak pada tahun 2014 sebesar 225 ribu barel per hari (sekarang 150 ribu barel per hari), upaya menaikkan produksi dilakukan PEP, Pertamina Hulu Energi (PHE), PEP Randugunting, dan PEP Cepu. Selain anak perusahaan operasional sektor hulu juga ada binis panasbumi, yaitu Pertamina Geothermal Energy dan anak perusahaan bisnis gas, Pertamina Gas (lihat Boks: Skuadron Anak Perusahaan Hulu).

ARTI PENTING "EOR"Salah satu metode dari EOR itu adalah menginjeksikan air (water flooding) ke dalam pori-pori reservoir di bawah permukaan agar produksi naik atau persentase decline-nya tidak terlalu cepat. Itulah langkah PEP melalui EOR Project.

Memahami EOR dan arti pentingnya, akan sulit kalau tidak memahami terlebih dulu periode-periode produksi. Coba, deh, kita buka penjelasan dari Ketua Umum Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) Kuswo Wahyono dalam Buku Pintar Migas Indonesia. Menurutnya metode optimal untuk produksi minyak dan gas adalah melalui:1. Secara alamiah (natural), dengan tenaga dari reservoir itu sendiri;2. Secara buatan (artificial lift), misalnya dengan pompa ataupun gas lift;3. Dengan penambahan energi dari luar, yaitu injeksi air atau gas, dengan menggunakan metode penyerapan tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery). Misalnya injeksi panas, kimiawi, CO2, dan sebagainya.EOR juga ada yang mengartikan sebagai produksi tahap lanjut. Sedangkan menurut Kuswo Wahyono EOR dilakukan untuk tertiary. Dan tahap secondary recovery adalah untuk menjaga kestabilan dan atau menambah tenaga reservoir secara langsung, yaitu dengan menginjeksikan air atau gas pada suatu sumur, untuk kemudian memproduksikannya dari sumur lainnya.

Kondisi lapangan yang dikelola PEP, seperti diungkapkan para pembicara pada Workshop EOR 2008 Pertamina EP, 19 November 2008 lalu di Hotel The Ritz Carlton, Jakarta, sudah berada pada akhir primary recovery. "Sebagian besar reservoir pada lapangan minyak PEP sudah berada pada akhir periode primary recovery. Sulitnya menaikkan produksi dari lapangan-lapangan tua ini sangat berhubungan erat dengan siklus produksi yang sudah seharusnya masuk ke dalam periode secondary recovery," beber Manajer EOR Tanjung John Hisar Simamora, salah seorang pembicara pada workshop tersebut.

EOR SEBAGAI JAWABANLangkah melakukan EOR adalah hal lumrah pada tahapan produksi secondary recovery dan tertiary recovery. Sedangkan pada tahapan awal, yaitu primary recovery cukup dilakukan melalui conventional oil recovery. Belum mesti dengan EOR. Saat ini kondisi lahan-lahan minyak Pertamina, sebagian besar reservoirnya, sudah berada pada tahap akhir primary recovery. Sementara sisa cadangan masih cukup signifikan sehingga perlu aplikasi teknologi EOR.

GM EOR M. Bunyamin menjelaskan dengan kondisi lapangan Pertamina sekarang, tidak mungkin hanya mengandalkan eksplorasi saja. Bunyamin memberikan contoh lapangan Tambun yang memproduksi 20 ribu BOPD.

"Dengan kondisi ini Tambun merupakan andalan, kita selalu ngebor dan ngebor untuk meningkatkan produksi, begitu kita ngebor tetap hasilnya 20 ribu BOPD. Padahal kalau kita lihat dari kondisi decline-nya tanpa mempertimbangkan blok baru, hanya eksisting, trend-nya naik atau turun? Turunnya normal atau tidak?" tuturnya.

Decline lapangan Tambun sekarang (2004 - 2008) sekitar 20 persen. "Sekarang produksi terus menurun hingga 20 persen. Tetapi kalau sejak awal sudah ada pressure maintenance atau water flooding, decline nya itu sekitar 12 persen. Kesadaran melakukan EOR ini terlambat," tegas Bunyamin.

Pertamina EP pada 1 September 2008 telah membentuk Project Management Team EOR (PMT EOR), yang bertujuan meningkatkan produksi melalui proses secondary recovery dengan injeksi air dan proses tertiary recovery dengan injeksi kimia. Peningkatan produksi ini diharapkan dapat menunjang ambisi Pertamina menjadi produser nomor satu dan menurunkan angka impor minyak untuk kebutuhan dalam negeri.

STRATEGI PERTAMINA EPSesuai dengan tujuan didirikannya PEP, anak perusahaan sektor hulu ini memang bertugas menggarap eks WK Pertamina. Sehingga kalaupun ada WK lain dalam negeri di luar WK-WK itu akan menjadi domain anak perusahaan sektor hulu yang lain, Pertamina Hulu Energi (PHE).

Seperti diketahui PHE selain menggarap lahan-lahan eksplorasi dan produksi di luar negeri juga memegang ladang-ladang kerjasama dengan perusahaan lain atau Joint Operating Body Production Sharing Contract (JOB PSC). Juga dalam bentuk Pertamina Participating Interest (PPI).

Untuk mencapai target korporat, PEP berusaha melakukan strategi peningkatan produksi. Dalam rangka peningkatan produksi ini Presiden Direktur PEP Tri Siwindono menyebutkan PEP mempersiapkan empat langkah, yaitu eksplorasi dengan mengembangkan konsep-konsep baru; mengaktifkan sumur-sumur yang suspended yang dulu diabaikan karena dinilai tidak ekonomis; program EOR; dan memasikmalkan produksi.

Apa yang disiapkan PEP dengan tiga langkah itu adalah sematamata mencakup pemaksimalan lapangan-lapangan tua, juga mencari kemungkinan ditemukannya cadangan baru.

Tri Siwindono menjelaskan untuk eksplorasi pun PEP selektif. Walaupun ada sejumlah WK yang belum tergarap maksimal, tetapi PEP tidak akan mencari di cekungan yang remote. Ada tiga syarat dalam rangka eksplorasi PEP saat ini.

Syarat pertama, menurut Tri Siwindono, adalah quick yield, yaitu jenis eksplorasi yang dilakukan dekat dengan lapangan eksisting sehingga begitu dapat langsung dapat duit. Yang kedua adalah market driven mengeksplorasi di mana market terbuka di situ. Dan ketiga, PEP harus mencari big fish, yaitu eksplorasi mencari di mana cadangan besar, meskipun remote. "Inilah tiga cara di mana eksplorasi akan terkonsentrasi di situ," katanya.

Adapun mengenai lapangan yang suspended, yang ditangguhkan penggarapannya pada masa lalu, menurut Presiden Direktur PEP pihaknya mau tidak mau harus mengaktifkannya lagi. Jenis lapangan migas suspended adalah lapangan-lapangan migas yang saat itu tidak memungkinkan untuk diproduksikan karena tidak ekonomis.

"Potensinya banyak. Di Cepu banyak sekali lapanganlapangan tua yang ditinggalkan. Yang dilakukan oleh KUD-KUD (Koperasi Unit Desa) itu hanya mengangkat minyaknya saja, tidak menggunakan teknologi," ujar Tri Siwindono.

Langkah PEP di lahan-lahan tua yang suspended?

"Kita akan kembali ke sana menggunakan teknologi yang baru untuk mempercepat dan memperbesar produksi di sana. Tidak hanya di Cepu saja. Juga di Sumatera Selatan, dan di seluruh lapangan yang ada di wilayah kerja kita," ujarnya.

Langkah ketiga, sebagai strategi untuk menaikkan produksi minyak, PEP melakukan EOR Project. "EOR sangat dibutuhkan. Untuk"primary recovery sudah mencapai 90 persen. Padahal cadangan yang bisa terambil itu cukup banyak, lebih dari 5 milliar barel. Potensi ini bisa diambiil di secondary atau tertiary recovery. Jadi EOR mau tidak mau harus dimulai dari sekarang," jelasnya mengenai alasan PEP mengapa harus ada proyek EOR di sejumlah lapangan.Diposkan oleh Agus Subagya di 11:15:00 PM Tidak ada komentar:Poskan Komentar Posting Lebih Baru Posting Lama Beranda Langganan: Poskan Komentar (Atom) Outbound di Jogja

Looking for Outbound Training

Selamat DatangAssalamu'alaikum Wr. WbSyukur Alhamdulillah kami panjatkan kehadirat Allah SWT yang telah menyatukan kita didalam ikatan tali silaturahmi ini, semoga majlis ini senantiasa memberikan manfaat untuk kita bersama.Tak lupa kami mohon maaf atas segala kesalahan dan kekurangan, tutur saran ke arah perbaikan sangat kami harapkan.Wassalamu'alaikum Wr. Wb

Total Tayangan LamanTraining Paling Diminati : DAFTAR PERUSAHAAN MINYAK DAN TAMBANG BATU BARA DI INDONESIA LENGKAPAlas Watu Utama, PT. Wisma BSG, 9th Floor,Jl. Abdul Muis No. 40,Jakarta Pusat 10160,Indonesia DKI Jakarta Fax.(021) 3841980,Fax.(021) 35... Nama dan Alamat Perusahaan Ekplorasi Minyak dan GasNama dan Alamat Perusahaan Ekplorasi Minyak dan Gas, Indonesia 1. Total E&P Indonesie [Balikpapan Branch] Jl. Yos Sudarso,Balikpapan 76... Akuntansi Minyak dan Gas Bumihttp://hepiprayudi.wordpress.com/2009/07/08/psak-29-akuntansi-minyak-dan-gas-bumi/ PSAK 29: Akuntansi Minyak danGasBumi PENDAHULU... BASIC ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) DASAR-DASAR ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) http://zulfikariseorengineer.blogspot.com/2011/04/dasar-dasar-enhanced-oil-recovery-eor.html ... INHOUSE TRAINING OPERATOR PEMBORAN : Operator Lantai Bor (OLB) - Floorman atau Rotary Helper, Operator Menara Bor (OMB) - Derrickman , Juru Bor (JB) - DrillerPROPOSAL INHOUSE TRAINING OPERATOR PEMBORAN 1. Operator Lantai Bor (OLB), 2. Operator Menara Bor (OMB) 3. Juru B... KERUSAKAN FORMASI SUMURKERUSAKAN FORMASI SUMUR http://zulfikariseorengineer.blogspot.com/p/production.html Kontak antara formasi dengan fluida lain ... INFO KARIR DI PERUSAHAAN MINYAKMungkin bagi anda yang tertarik ingin bekerja di perusahaan tambang ataupun migas, disini saya hanya ingin berbagi beberapa diantaranya. dan... Low Density Additives Pada Fuida PemboranLow Density Additives Pada Drilling Fluid http://zulfikariseorengineer.blogspot.com/2011/04/low-density-additives-pada-drilling.html ... INTRODUCTION TO COMPRESSED NATURAL GAS (CNG)INTRODUCTION TO COMPRESSED NATURAL GAS (CNG) Gas alam terkompresi (Compressed natural gas, CNG) adalah alternatif bahan bakar sela... E S P ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP : DESIGN, OPERATION AND TROUBLESHOOTINGE S P ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP : DESIGN, OPERATION AND TROUBLESHOOTING Electrical Submergible Pump (ESP) merupakan salah satu tekni...

Arsip Blog 2014 (35) Agustus (3) Juli (4) Juni (3) Mei (3) April (19) Februari (3) 2013 (27) Oktober (1) September (3) Mei (5) Maret (2) Februari (1) Januari (15) 2012 (23) September (22) DAFTAR PERUSAHAAN MINYAK DAN TAMBANG BATU BARA DI... Low Density Additives Pada Fuida Pemboran DASAR-DASAR PERHITUNGAN CADANGAN MINYAK (Initial O... FORMATION EVALUATION For Oilgas Production System COILED TUBING Blow Out Preventer ( Oilgas BOP production system)... INTRODUCTION TO DRILLING FLUID TECHNOLOGY SIMULASI RESERVOIR UNTUK PERANCANGAN CHEMICAL INJE... SCALE SQUEEZE TREATMENT Lost Circulation in Practice Komposisi scale pada lapangan minyak PERAMALAN PRODUKSI MINYAK/GAS DENGAN MENGGUNAKAN D... BASIC OIL GAS PRODUCTION SYSTEM BASIC RESERVOIR ENGINEERING ARTIFICIAL LIFT TECHNOLOGY PETROLEUM PRODUCTION SYSTEM COAL BED METHANE (CBM) BASIC ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) WELL SERVICE and WELL WORK KERUSAKAN FORMASI SUMUR UNDERBALANCED DRILLING Chemical Flooding (Chemical Injection - EOR) Agustus (1) 2010 (15) Maret (14) Februari (1) 2009 (9) Oktober (1) Juni (8)

Mengenai Saya

Agus Subagya Profesional Training and Meeting Organizer with kinship and friendship conceptWe are ready to assist and cooperate with various companies, agencies, and other professional institutions in organizing the training activities, meetings, seminars, workshops, conventions, etc.Trust us all meetings, MICE, seminar, and training requirements. We will prepare all your event planning needs, which include: hotel, professional trainer, accreditation forms, hospitality and registration desk, field and laboratory practice location, Jogja city tour guide service, transportation, souvenirs, etc. according to your needs.Confidence Guarantee Cooperation in the field of training is a major force from us, because it is supported by: The team of professional and experienced organizers, trainers and instructors are competent, Innovation and Sustainable Development Program, as well as service to the clients who put forward the concept of kinship and friendship.Services : we offer event organizers: public training, inhouse training, international certification, professional certification, outbound training, achievement motivation training, religious training, company gathering, outing games, focus group discussion. etc.Cooperation includes areas: Mechanical, Electrical, Industrial, Civil, Architech, Chemical, Petroleum, Mining, Geothermal, Geophysics, Geology, Safety, Environment, Farming, Food Industry, General Management, Finance, Sales and Marketing, Human Resources, Administration, Organization Development, Comunity Development, Computer and information technology, and special purpose (mice and customice).Lihat profil lengkapku

Google+Pengikut

Materi Petroleum Engineering Yang Paling Anda Minati ?

Template Ethereal. Diberdayakan oleh Blogger.