Bab IV Model dan Optimalisasi Produksi Dengan Injeksi Surfaktan dan Polimer
Pada bab ini akan dijelaskan tentang model yang telah dibuat oleh peneliti sebelumnya kemudian dari model tersebut akan dioptimalisasi pengembangan produksi pada Lapangan X dengan melihat peta penyebaran saturasi minyaknya yang masih diatas atau sama dengan 0.386 seperti terlihat pada Gambar IV.7 Dimana recovery factor yang diperoleh setelah injeksi air sebesar 26,18%.
IV.1 Model Dari studi yang dilakukan sebelumnya bahwa dengan menggunakan simulator ECLIPSE 100 telah dibuat suatu model sistem grid reservoir dari Lapangan X. Pemodelan reservoir Lapangan X dilakukan dengan menggunakan model Black Oil 3-D, 3-fasa dan dengan tipe grid sel cartesian corner point sesuai dengan karakteristik area yang distudi. Dimensi grid sel yang digunakan adalah 48 sel arah X dengan panjang tiap sel 100 m, 93 sel arah Y dengan panjang tiap sel 100 m dan 18 lapisan arah Z. Jumlah sel aktif yang digunakan mencapai 80532 sel seperti Gambar IV.1
Gambar IV.1 Model Reservoir Lapangan X 3 Dimensi dalam bentuk grid
52
Reservoir dianggap sebagai satu region, mengingat tidak terdapatnya perbedaan karakteristik yang signifikan. Tipe solusi yang digunakan adalah fully implicite. Dengan mengacu kepada record data produksi yang ada, maka simulasi dimulai pada 1 Januari 1961 dan berakhir pada 1 Juli 2005. Namun pada prediksi injeksi polimer dan surfaktan model akan diprediksi mulai dari akhir injeksi air hingga 1 juni 2015 dengan pola five spot seperti terlihat pada Gambar III.40 dan mengambil beberapa sumur yaitu ; T-001, T-003, T-004, T-005 dan T-006. yang dijadikan sumur injeksi adalah T-001.
Dari model geologi yang baru, Lapangan X di interpretasikan mempunyai 7 zona, yaitu zona F, E, D, Dc, B, dan A. Perbedaaanya dengan model geologi yang lama adalah tidak terdapatnya zona P. Untuk studi simulasi reservoir, zona-zona ini kembali didefinisikan sesuai dengan kebutuhan simulasi, dimana pada simulasi ini ada zona-zona dari model geologi yang dibagi menjadi beberapa lapisan.
Pembagian jumlah lapisan di reservoir menurut simulasi semua tertera di Tabel IV.1. Terlihat bahwa tiap zona terdiri dari jumlah lapisan yang berbeda-beda, hal ini didasarkan pada pertimbangan tebal tipisnya zona dan performancenya. Dari Tabel IV.1 diperoleh pembagian jumlah lapisan dari tiap zona menurut simulasi, dimana jumlah keseluruhan sebanyak 18 lapisan dengan ketebalan yang berbedabeda. Zona Dc, B memiliki ketebalan yang paling besar, zona A, C yang memiliki ketebalan paling kecil.
Tabel IV.1 Pembagian lapisan menurut simulasi No
Zona
Nama Layer
Jumlah Layer
Tebal per Layer (m)
1 2 3 4 5 6 7
F E Dc D C B A
1 2, 3 4 5, 6, 7, 8 9, 10, 11, 12 13, 14 15, 16, 17, 18
1 2 1 4 4 2 4
139,35 96,4 158,2 77,25 42,02 153,26 54,42
53
Tabel IV.2 Perbandingan hasil OOIP perlapisan di Lapangan X Zona F E D Dc C B A Total
Model Simulasi
Volumetrik
10.52 46.55 83.11 41.91 80.32 195 457.21
11.21 49.78 84.4 42.66 83.83 195.37 467.27
IV.2 History Matching Proses history matching juga telah dilakukan sebelumnya, dimana hasil dari proses ini dapat dilihat pada Gambar IV. 2 sampai IV.6 Dengan acuannya Liquid rate (LRAT), artinya dengan menetapkan bahwa laju produksi Liquid yang dihasilkan simulasi di buat sama dengan data pada lapangan, sedangkan laju produksi minyak, produksi air, produksi gas, tekanan diselaraskan (di-matching) dengan data lapangan yang sebenarnya. History matching yang dilihat adalah tekanan reservoir, laju produksi minyak, laju produksi liquid, water cut dan Gas Oil Ratio (GOR).
Gambar IV.2 History Matching Tekanan Reservoir
54
Gambar IV.3 History matching Produksi Minyak
Gambar IV.4 History matching Produksi Air
55
Gambar IV.5 History matching Produksi Gas
Gambar IV.6 History matching Water Cut Selanjutnya penyebaran saturasi minyak pada Gambar IV.7 hingga IV.16 diambil pada saat awal akan dilakukan injeksi surfaktan dan polimer di setiap zona, yaitu mulai januari 2007 dan diakhiri setelah setelah 10 tahun injeksi. Dengan mengambil salah satu injeksi surfaktan sebagai parameter buat forecasting lainnya. Dan untuk zona lainnya dipilih lapisan yang benar-benar dekat dengan perforasi sumur injeksi yaitu: sumur T-001, (Tabel IV.3).
Pada gambar
penyebaran saturasi dengan pola penyapuan menggunakan injeksi kimia terlihat lebih efisien dibandingkan hanya menggunakan cara alamiah ataupun injeksi air.
56
Gambar IV.7 Penyebaran Saturasi Minyak Zona F (Awal)
Gambar IV.8 Penyebaran Saturasi Minyak Zona F (Akhir)
Gambar IV.9 Penyebaran Saturasi Minyak Zona E (Awal)
57
Gambar IV.10 Penyebaran Saturasi Minyak Zona E (Akhir)
Gambar IV. 11 Penyebaran Saturasi Minyak Zona D (Awal)
Gambar IV.12 Penyebaran Saturasi Minyak Zona D (Akhir)
58
Gambar IV.13 Penyebaran Saturasi Minyak Zona B (Awal)
Gambar IV.14 Penyebaran Saturasi Minyak Zona B (Akhir)
Gambar IV. 15 Penyebaran Saturasi Minyak Zona A (Awal)
59
Gambar IV.16 Penyebaran Saturasi Minyak Zona A (Akhir)
Tabel IV.3 Pembagian Lapisan Yang Di perforasi Perzona No 1 2 3 4 5 6
Zona F E D Dc B A
Layer Perforasi 1 7, 8 14 15, 16, 17, 18
Akhir history matching dipilih 4 sumur produksi dan 1 sumur injeksi dengan pola five spot memiliki saturasi minyak residualnya masih dominan besar dan sumur injeksinya pernah dilakukan injeksi air (Tabel IV.4). Tabel IV.4 Tabulasi potensi pengembangan pilot area pada Lapangan X Sumur Produksi
Zona
Optimasi zona
Injeksi
Injeksi
produktif
Polimer
Surfaktan
T-001
T-001
T-003
A, B, E
A, B, D, F
T-004
A, B, E, F
A, B, D, F
T-005
A, B
A, B, D, F
T-006
A, B, D, E
A, B, D, F
60
IV.3 Skenario Produksi dengan Injeksi Air Injeksi air merupakan suatu cara untuk meningkatkan oil recovery yang termasuk kedalam injeksi tak tercampur. Skenario ini sebelumnya telah dilakukan pengubahan pola sumur injeksi. Agar lebih terpola dan pada saat penyapuan memberikan efisiensi yang lebih baik. Dari perubahan ini diperoleh produksi kumulatif sebesar 166.49 MMSTB dengan prediksi selama 20 tahun dan faktor perolehan sebesar 36.41%. Ternyata dari perolehan tersebut masih diperoleh saturasi minyak yang tertinggal relatif sebesar 0.389 ini juga karena kondisi reservoir yang dominan oil wet.
IV.4 Skenario Produksi dengan Injeksi Polimer Seperti telah dijelaskan pada bab II, bahwa injeksi polimer merupakan injeksi yang dapat meningkatkan kualitas air injeksi, yang nantinya akan menyebabkan efisiensi penyapuan bertambah dan oil recovery meningkat. Salah satu cara untuk meningkatkan kualitas injeksi air adalah dengan penambahan polimer sebelum diinjeksikan ke reservoir, sehingga mobilitas dari air akan menurun. Pada injeksi ini akan dilakukan uji sensitivitas dengan beberapa konsentrasi yang berbeda dan laju injeksi polimer pada waktu yang sama yaitu 10 tahun dan dilakukan setelah injeksi air. Lapangan ini menggunakan salinitas sebesar 4134 ppm.
Tabel IV.5 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi polimer. Cumulative Production (STB) Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water Flooding
745.469.56
2.691.339.0
2.637.014
2.401.050.3
544.876
Cons = 100 ppm
660.960.06
3.556.366.8
6.264.767.5
2.050.063.5
8.599.905
Cons = 500 ppm
654.694.25
3.575.717.8
6.278.275.5
2.050.087.5
8.569.462
Cons = 700 ppm
654.507.31
3.575.355.5
6.274.221.5
2.050.939.3
8.569.168
Cons = 1000 ppm
654.705.19
3.575.380.0
6.169.379.0
2.050.137.6
8.561.747
61
10,000,000 9,000,000
Cumulative production,stb
8,000,000 7,000,000 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000,000 0
200
400
600
800
1000
1200
Concentration,ppm
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Gambar IV.17 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi polimer.
Semakin besar konsentrasi polimer yang dibutuhkan maka produksi akan semakin meningkat namun pada konsentrasi 500 ppm sampai 1000 ppm produksi minyak malah mengalami penurunan jika dibandingkan dengan konsentrasi 100 ppm. Ini menunjukkan injeksi polimer akan optimum pada konsentrasi 100 ppm. Melihat dari hasil produksi kumulatif injeksi polimer dengan konsentrasi 500 ppm mengalami penurunan karena larutan polimer semakin kental sehingga minyak sulit
mencapai
breaktrought
ditambah
keadaan
reservoir
yang
tidak
memungkinkan misalnya dilihat dari permeabilitas yang dominan kecil.
Jika hanya melihat dari Gambar IV.17 tersebut tidak terlihat perubahan yang begitu jelas. Namun dari Tabel IV.5 terlihat bahwa sumur T-002 dan T-005 malah mengalami penurunan setelah dilakukannya injeksi polimer, dikarenakan pada lapisan tertentu disekitar sumur terdapat air yang dominan besar dan injeksi polimer tidak efisien dilakukan di sumur tersebut (Gambar IV.5), walaupun telah dilakukan dengan konsentrasi yang mencapai 1000 ppm. Konsentrasi yang tinggi laju produksinya lebih rendah dibandingkan dengan konsentrasi yang rendah laju produksi tinggi. Ini sesuai dengan persamaan Darcy yang dapat kita lihat pada Tabel IV.3.
62
Tabel IV.6 Laju alir produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi polimer. Production Rate Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water Flooding
26.921.455
2.852.633
29.431.39
51.671.169
42.478.681
Cons = 100 ppm
10.490.984
12.375.107
163.837.72
45.177.932
181.934.010
Cons = 500 ppm
10.770.609
13.108.462
154.202.80
46.24.7048
184.506.910
Cons = 700 ppm
10.425.480
12.550.684
162.704.91
45.404.568
181.657.670
Cons = 1000 ppm
10.229.298
12.803.503
163.029.21
45.891.423
181.068.590
Pada Tabel IV.7 dan IV.8 terlihat bahwa slug 4 bulan berpengaruh pada sumur T002, T-004, T-006 sedangkan sumur T-003 dan T-005 lebih naik sedikit pada slug 6 bulan jika dibandingkan pada slug 4 bulan. Tapi pada keadaan ini tetap injeksi air yang memiliki peranan yang tinggi, dengan terlihatnya injeksi pada keadaan tersebut lebih tinggi. Hal ini sama dengan yang dilakukan dengan sensitivitas berbeda pada injeksi polimer tapi dengan waktu yang semakin pendek akan membuat polimer melakukan penyapuan yang lebih baik jika dibandingkan dengan waktu yang lama.
Tabel IV.7 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer. Cumulative Production (STB) Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water Flooding
745.469.56
2.691.339
2.637.014
2.401.050
544.876
Slug 4 bln
658.464.25
3.575.857.3
6.246.784
2.050.257
8.585.416
Slug 6 bln
634.694.25
3.557.717.8
6.078.275
2.050.087
8.569.462
63
1.00E+07 9.00E+06
Slug 4 bln
Slug 6 bln
Cumulative Production,STB
Water Flooding
8.00E+06 7.00E+06 6.00E+06 5.00E+06 4.00E+06 3.00E+06 2.00E+06 1.00E+06 0.00E+00 2
3
4 Well
5
6
Gambar IV.18 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer
Tabel IV.8 Laju produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer. Production Rate Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water Flooding
26.921455
2.852633
29.431391
51.671169
4.2478681
Slug 4 bln
10.442207
12.408876
163.68022
4.5267215
182.14008
Slug 6 bln
8.7706099
13.108462
154.2028
4.6247048
184.50691
Water Flooding
Slug 4 bln
2.00E+02 Slug 6 bln
Cumulative Production,STB
1.80E+02 1.60E+02 1.40E+02 1.20E+02 1.00E+02 8.00E+01 6.00E+01 4.00E+01 2.00E+01 0.00E+00
2
3
4 Well
5
6
Gambar IV.19 Laju alir produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer.
64
Sumur T-003 4.E+06 4.E+06
4.E+06 4.E+06
Produksi Komulatif, b
Produksi Komulatif,
4.E+06 4.E+06
3.E+06 3.E+06 3.E+06 3.E+06 3.E+06 3.E+06
Cons = 100 ppm Cons = 100 ppm Cons = 500 ppm
3.E+06
3.E+06
Cons = 500 ppm Cons = 700 ppm Cons = 700 ppm Cons = 1000 ppm
3.E+06
3.E+06 3.E+06
Cons = 1000 ppm
3.E+06 3.E+06
10-10-06 22-2-08 06-7-09 18-11-10 01-4-12 14-8-13 27-12-14 10-5-16 3.E+06 28-5-05 W aktu 28-5-05 10-10-06 22-2-08 06-7-09 18-11-10 01-4-12 14-8-13 27-12-14 10-5-16 Waktu
Gambar IV.20 Produksi kumulatif minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas pada injeksi polimer.
900 800 POLIMER=100
700
Laju produk
POLIMER=500
600
POLIMER=700
500
POLIMER=1000
400 300 200 100 0 14-1-04
10-10-06
06-7-09
01-4-12
27-12-14
22-9-17
waktu
Gambar IV.21 Laju alir Produksi minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas pada injeksi polimer.
65
700 600
Productio
500 400 300 200 100 0 28-5-05 10-10-06
22-2-08
water rate
06-7-09
18-11-10 01-4-12
14-8-13
water rateTime at water Injection
27-12-14 10-5-16
Oil rate
Gambar IV.22 Plot Laju alir produksi minyak dan air pada sumur T-002
1400
1200
Productionra
1000
800
600
400
200
0 28-5-05
10-10-06
22-2-08
06-7-09
Water Rate
18-11-10
Time
01-4-12
14-8-13
Water Rate in Water Injection
27-12-14
10-5-16
Oil Rate
Gambar IV.23 Laju alir produksi minyak dan air pada sumur T-003
Injeksi polimer yang telah ditunjukkan pada Gambar IV.17, menjelaskan bahwa injeksi polimer tidak efisien dilakukan. Ini dimungkinkan setelah dilakukannya injeksi air, saturasi minyak residual yang terperangkap didaerah penyempitan pori-pori tidak bisa tersapu atau terdesak seluruhnya oleh polimer (secara makroskopik).
66
IV.5 Skenario produksi dengan injeksi surfaktan Sama seperti pada kasus injeksi polimer, tapi disini injeksi surfaktan tidak menurunkan mobilitas air tapi menurunkan tegangan antar muka dan mendesak minyak yang tidak terdesak hanya dengan menggunakan pendorong air. Injeksi surfaktan yang diprediksi pada penelitian ini menggunakan beberapa konsentrasi yang berbeda dan laju alir yang sama yaitu sebesar 2500 stb/day. Tabel IV.9 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi surfaktan. Cumulative Production (STB) Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water flooding
745.469.56
2,691,339.00
2,637,014.00
2,401,050.30
544,876.25
Cons = 10
770,673.25
3,742,177.80
7,898,370.50
2,382,896.50
8,934,168.00
Cons = 25
771,395.50
3,744,402.30
7,907,588.00
2,384,326.50
8,942,146.00
Cons = 50
771,298.38
3,744,484.00
7,908,893.50
2,383,995.50
8,942,288.00
Cons = 75
771,287.88
3,744,656.80
7,911,669.00
2,383,762.00
8,943,153.00
Cons = 100
771,658.25
3,745,474.30
7,923,531.50
2,384,817.80
8,949,529.00
Cons = 200
883,409.38
4,893,081.00
10,015,571.10
2,946,799.00
14,049,349.00
Cons = 300
885,182.80
4,893,366.20
10,003,378.10
2,946,713.00
14,048,260.00
Cons = 500
886,482.38
4,895,033.50
10,007,425.00
2,947,285.30
14,049,722.00
Cons = 1000
887,585.10
4,896,832.00
10,018,732.00
2,948,858.10
14,053,467.00
2.E+07
Kom ulatifProduction,S
1.E+07 1.E+07 1.E+07 8.E+06 6.E+06 4.E+06 2.E+06 0.E+00 0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Concentration (ppm) Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Gambar IV.24 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi
menggunakan
surfaktan.
67
beberapa
sensitivitas
injeksi
Pada injeksi surfaktan terlihat dari tabel IV.6 dan IV.7, bahwa sensitivitas injeksi optimum berada pada konsentrasi 200 ppm. Injeksi surfaktan baik dilakukan pada semua sumur produksi dibandingkan injeksi polimer saja, karena injeksi surfaktan dapat melepaskan minyak yang menempel dibatuan sehingga minyak dapat tersapu dengan baik.
Pada injeksi polimer sebelumnya, beberapa sumur tidak efisien diinjeksikan larutan polimer karena minyak berada pada penyempitan pori-pori batuan yang bekerja tekanan kapiler. Sehingga dibutuhkan surfaktan yang akan melepaskan minyak tersebut dengan membentuk fasa kontinu yang disebut oil bank.
Tabel IV.10 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi surfaktan. Cumulative Production (STB) Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water Flooding
745,469.56
2,691,339.00
2,637,014.00
2,401,050.30
544,876.25
Slug 2 bln
632,102.81
3,291,223.50
6,068,783.50
2,021,874.40
6,570,339.00
Slug 3 bln
632,386.06
3,291,166.80
6,098,584.50
2,022,185.00
6,570,985.50
Slug 6 bln
771,298.38
3,744,484.00
7,908,893.50
2,383,995.50
8,942,288.00
2
3
1.E+07 9.E+06 Komulatif product
8.E+06 7.E+06 6.E+06 5.E+06 4.E+06 3.E+06 2.E+06 1.E+06 0.E+00
Water Flooding
Well Slug 2 bln
4
5 Slug 3 bln
6 Slug 6 bln
Gambar IV.25 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi surfaktan.
68
IV.6 Skenario Produksi dengan Injeksi Surfaktan-Polymer Pada skenario ini dilakukan dengan menginjeksikan surfaktan dan diikuti dengan injeksi polimer dalam kondisi laju alir yang tetap yaitu sebesar 2500 stb/day. Tapi pada kasus ini injeksi polimer sensitivitas konsentrasinya tetap yaitu sebesar 10 lb/stb, karena dari skenario awal injeksi polimer konsentrasi tersebut sudah memperlihatkan oil recovery yang tinggi. Namun surfaktan dilakukan dengan beberapa konsentrasi yang berbeda.
Tabel IV.11 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Cumulative Production (STB) Sensitivity
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water Flooding
745469.5
2691339
2637014
2401050
544876
Cons = 10 ppm
811685.4
3669171
7243660
2576812
6945700
Cons = 25 ppm
810725.0
3669268
7220380
2576230
6937369
Cons = 50 ppm
805996.9
3671192
7130387
2575479
6959182
Cons = 75 ppm
803695.4
3670785
7036230
2572783
6904033
Cons = 100 ppm
807031.7
3669840
7028088
2570650
6850402
100
125
8.E+03
Komulatif Production, S
7.E+03 6.E+03 5.E+03 4.E+03 3.E+03 2.E+03 1.E+03 0.E+00 0
25
50
75
Concentration (ppm) Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Gambar IV.26 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi surfaktan-polimer.
69
Pada kombinasi keduanya diperoleh yang paling baik dilakukan pada konsentrasi 10 ppm karena injeksi surfaktan telah melakukan adsorbsi terhadap batuan di reservoir sehingga minyak bisa tersapu. Injeksi polimer membantu penyapuan tersebut secara makroskopik dengan melakukan pendesakan dan penyapuan.
5.E+06 5.E+06 4.E+06
Cumulative Production
4.E+06 3.E+06 3.E+06 2.E+06 2.E+06 1.E+06 5.E+05 0.E+00 07/01/22 08/06/22 09/11/22 11/04/22 12/09/22 14/02/22 Time, Day Cons = 10 Cons = 75
Cons = 25 Cons = 100
Cons = 50 Water flooding
Gambar IV.27 Produksi kumulatif minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya.
Tabel IV.12 Laju alir produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Sensitivity Water Flooding Cons = 10 ppm Cons = 25 ppm Cons = 50 ppm Cons = 75 ppm Cons = 100 ppm
Well T-002 26.921455 32.73792 33.01301 33.81497 33.76896 34.07982
Well T-003 2.852633 61.95678 62.25991 63.00065 63.79125 64.12719
70
Production Rate Well T-004 Well T-005 29.431391 51.671169 547.4264 91.0124 548.466 91.08751 547.8674 90.83203 553.7919 90.07663 561.3342 89.38702
Well T-006 4.2478681 636.3586 633.0919 643.1263 630.9843 618.6636
3500
Production Rate, ST
3000 2500 2000 1500 1000 500 0 07/01/22
08/04/22
Water Flooding
09/07/22
Cons = 10
10/10/22
12/01/22
Time,Day
Cons = 25
13/04/22
Cons = 50
14/07/22
Cons = 75
Cons = 100
Gambar IV.28 Laju alir produksi minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Pada gambar terlihat dengan konsentrasi surfaktan yang semakin tinggi, maka akan menghasilkan produksi yang semakin besar. Tapi pada konsentrasi tertentu misalnya; polimer 100 ppm dan surfaktan 500 ppm, menunjukkan simulasi tidak berjalan atau dengan merubah konsentrasi polimer
menjadi 500 ppm dan
surfaktan hanya 50 ppm, ini juga menunjukkan run pada simulasi tidak berjalan. Sehingga, jika mengikuti design sebelumnya pada polimer hanya bisa dilakukan pada konsentrasi 100 ppm. Begitu juga dengan surfaktan hanya pada batas 100 ppm.
Tabel IV.13. Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan konsentrasi surfaktan 100 ppm dan polimer 100 ppm Production Kumulatif (STB) Sensitivitas
Well T-002
Well T-003
Well T-004
Well T-005
Well T-006
Water flooding
745,469.56
2,691,339.00
2,637,014.00
2,401.050.30
544,876.25
Slug 4 bln
817,619.69
3,665,022.30
7,296,997.00
2,578,031.50
6,959,534.50
Slug 6 bln
807,031.69
3,669,840.30
7,028,087.50
2,570,650.00
6,850,402.00
Slug 8 bln
809,953.40
3,673,035.00
7,154,057.00
2,573,988.00
8,886,251.00
71
1.E+07 9.E+06
Slug 4 bln
Slug 6 bln
Slug 8 bln
Cumulative Production,STB
Water Flooding
8.E+06 7.E+06 6.E+06 5.E+06 4.E+06 3.E+06 2.E+06 1.E+06 0.E+00 2
3
Well
4
5
6
Gambar IV.29. Plot produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan konsentrasi surfaktan 100 ppm dan polimer 100 ppm
72
