UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK MENGGUNAKAN METODE CHEMICAL FLOODING DI LAPANGAN LIMAU

Proceeding Simposium Nasional IATMI 25 - 28 Juli 2007, UPN “Veteran” Yogyakarta

_______________________________________________________________________________

UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK MENGGUNAKAN METODE CHEMICAL FLOODING DI LAPANGAN LIMAU Oleh :

Eko Bagus Wibowo - UPN ”Veteran” Yogyakarta Aris Buntoro - UPN ”Veteran” Yogyakarta M. Natsir - Unit Bisnis Pertamina EP Limau ABSTRAK Hidrokarbon yang diproduksi dari reservoir layer S/T Blok Q-22 dan layer X0 Seksi P pada tahap awal produksi, didominasi mekanisme pendorong air sangat kuat (strong water drive) dan sebagian telah dilakukan injeksi air. Hasil evaluasi cadangan setelah proses produksi tahap lanjut (terutama pada injeksi air) menunjukkan bahwa besarnya perkiraan kandungan minyak awal dihitung dengan metode volumetris (Original Oil in Place) reservoir layer S/T sebesar 32.296 MMSTB dan dengan Recovery Factor (RF) sebesar 28,43%, sehingga jumlah cadangan sisa sebesar 22,370 MMSTB. Sedangkan untuk layer X0, kandungan minyak awal (Original Oil in Place) sebesar 25,340 MMSTB dan dengan Recovery Factor (RF) sebesar 55,15% sehingga jumlah cadangan tersisa 11,13 MMSTB. Untuk meningkatkan perolehan minyak lebih tinggi, diperlukan teknik produksi tahap lanjut yang sesuai dan efektif menguras cadangan sisa. Reservoir layer S/T Blok Q-22 dan layer X0 Seksi P merupakan prospek untuk penerapan metode EOR menggunakan chemical flooding. Oleh karena itu dilakukan studi pendahuluan melalui uji laboratorium dan simulasi reservoir menggunakan software. Kajian R-Lift Test di laboratorium dilakukan perendaman menggunakan air formasi dan perendaman menggunakan Surfactant SS B8020. Sedangkan simulasi R-Lift Test menggunakan injeksi Surfactant dilaksanakan di 2 (dua) kandidat sumur, yaitu Sumur L5A-071 Lapisan T Blok Q-22 dan Sumur L5A-121 Lapisan X0 Seksi P. Adapun Untuk pengujian Soak Surfactant (R-Lift Test) menggunakan Surfactant SS B8020 dilakukan dalam 3 (tiga) skenario percobaan sebagai berikut : • Skenario II (Percobaan II) : NaCl 2 lb/mgl Surfactant SS B8020 konsentrasi 1000 ppm • Skenario III (Percobaan III) : NaCl 2 lb/mgl Surfactant SS B8020 konsentrasi 2000 ppm • Skenario IV (Percobaan IV) : NaCl 2 lb/mgl Surfactant SS B8020 konsentrasi 3000 ppm R-Lift Test menggunakan Surfactant SS B8020 sebagai fluida perendam mampu meningkatkan perolehan minyak antara 4 - 20 % dibandingkan dengan hasil perendaman menggunakan air formasi. Sedangkan Injeksi surfactant - polymer dengan konsentrasi 3000 ppm dan 1000 ppm masing-masing sebanyak 0,3 volume pori dan 0,2 volume pori menghasilkan peningkatan perolehan minyak sebanyak 12,89%. Hasil kajian ini dapat digunakan sebagai referensi untuk diterapkan di Lapangan Limau melalui mekanisme R-Lift Test maupun secara Pilot Project Full Scale. Keywords : R-Lift Test, Chemical Flooding, Surfactant, polymer PENDAHULUAN Seiring dengan bertambahnya masa produksi suatu lapangan, produktivitasnya semakin berkurang. Hal ini disebabkan bertambahnya jumlah minyak yang telah

diproduksikan dari reservoir, yang sangat berpengaruh terhadap berkurangnya energi reservoir alamiah yang diperlukan untuk mengalirkan minyak ke dalam sumur produksi (tekanan reservoir). Untuk dapat memproduksikan minyak setelah energi alamiah

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________ reservoir berkurang maka diperlukan tahap pengurasan minyak selanjutnya. Pada awal produksi suatu reservoir, umumnya produksi minyak dan gas bumi terjadi dengan bantuan energi alamiah (natural flow), yaitu produksi yang terjadi karena daya dorong tenaga alam atau dapat pula karena pengangkatan buatan (artificial lift) atau dengan bantuan pompa. Apabila masih banyak minyak di dalam reservoir yang belum terangkat ke permukaan maka sebelum produksi secara alamiah yang ekonomis berakhir atau bisa pada awal kehidupan suatu reservoir digunakan metode injeksi kimia (chemical flooding) untuk meningkatkan perolehan minyaknya, sebab injeksi kimia dapat meningkatkan efisiensi penyapuan dan efisiensi pendesakan sehingga perolehan minyaknya dapat, meningkat sekitar 60% dari jumlah cadangan yang ada di reservoir. Injeksi kimia adalah salah satu metode pengurasan minyak tahap lanjut dengan jalan menambahkan zat-zat kimia ke dalam reservoir dengan jalan injeksi. Penambahan zat-zat kimia ini bertujuan untuk merubah sifat fisik dari fluida reservoirnya, dengan keterangan memiliki sasaran untuk menurunkan tegangan antar muka, dikarenakan jika tegangan antar muka memiliki nilai yang besar maka mobilitas minyak di reservoir akan berkurang sehingga perolehan minyak pada Primary Recovery maupun Secondary Recovery akan berdampak pada laju produksi yang menurun. Injeksi kimia ini memiliki prospek yang baik pada reservoir-reservoir yang telah sukses dilakukan injeksi air (waterflooding), selain itu injeksi kimia ini memiliki nilai ekonomis yang tinggi. Disamping itu, ada beberapa faktor yang dapat mempengaruhi keberhasilan dari injeksi kimia ini seperti temperatur, jenis reservoir, dan permeabilitas. Pada umumnya injeksi kimia di klasifikasikan menjadi tiga jenis, yaitu Injeksi Alkaline, Injeksi Polymer, dan Injeksi Surfactant. Seiring dengan perkembangan penelitian ditemukan kombinasi antara Injeksi Polymer dengan Injeksi Surfactant yang lebih dikenal dengan Micellar-Polymer Flooding. Dalam hal ini micellar-polymer flooding memiliki tingkat perolehan yang lebih tinggi dibanding dengan ketiga jenis injeksi kimia yang lainnya.

DASAR TEORI Injeksi Zat Kimia Injeksi zat kimia adalah salah satu metode EOR (Enhanced Oil Recovery) dengan menginjeksikan zat kimia ke dalam reservoir, dengan tujuan utama untuk mengubah sifat fisik fluida dan batuan reservoir yang berpengaruh terhadap peningkatan efisiensi pendesakan dan penyapuan. Untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dapat dilakukan dengan mengurangi perbandingan mobilitas antara fluida injeksi dengan fluida reservoir, sedangkan untuk meningkatkan efisiensi pendesakan dapat dilakukan dengan mengurangi gaya kapiler. Di samping itu, injeksi zat kimia juga dapat memperbesar porositas dan permeabilitas batuan sehingga dapat menghilangkan adanya tortuocity, meningkatkan transmisibilitas, serta memecahkan rigide batuan Jenis Zat Kimia Surfaktan Injeksi surfactant digunakan untuk menurunkan tegangan antarmuka minyak-fluida injeksi supaya perolehan minyak meningkat. Jadi effisiensi injeksi meningkat sesuai dengan penurunan tegangan antarmuka (L.C Uren and E.H Fahmy). Ojeda et al (1954) mengidentifikasikan parameter-parameter penting yang menentukan kinerja injeksi surfactant, yaitu : 1. Geometri pori 2. Tegangan antarmuka 3. Kebasahan atau sudut kontak 4. DP atau DP/L 5. Karakteristikperpindahan kromatografis surfactant pada sistem tertentu Injeksi surfactant ini ditujukan untuk memproduksikan residual oil yang ditinggalkan oleh water drive, dimana minyak yang terjebak oleh tekanan kapiler, sehingga tidak dapat bergerak dapat dikeluarkan dengan menginjeksikan larutan surfactant. Percampuran surfactant dengan minyak membentuk emulsi yang akan mengurangi tekanan kapiler. Setelah minyak dapat bergerak, maka diharapkan tidak ada lagi minyak yang tertinggal. Screening Criteria Injeksi Surfaktan Kriteria seleksi untuk injeksi surfactant yang diharapkan dapat menghasilkan perolehan optimum adalah sebagai berikut :

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________ Oil Gravity (oAPI) Viskositas minyak (cp) Permeabilitas rata-rata (mD) Saturasi minyak sisa Salinitas air formasi (ppm) Jenis batuan Sandstone

> 25 < 30 < 250 > 20 < 200000

Surfaktan Yang Digunakan Surfactant SS B8020 (smart surfactant) larut dalam air injeksi (brine water) dan dapat langsung ditambahkan kedalam air injeksi (brine and/or formation water). Material Surfactant SS B8020 ditunjukkan pada Gambar 1, sedangkan spesifikasi material Surfactant SS B-8020 ditunjukkan pada Tabel 1. Hal-hal Yang Mempengaruhi Mekanisme Injeksi Surfaktan Adsorbsi Persoalan yang dijumpai pada injeksi surfactant adalah adsorbsi batuan reservoir terhadap larutan surfactant. Adsorbsi batuan reservoir pada slug surfactant terjadi akibat gaya tarik-menarik antara molekul-molekul surfactant dengan batuan reservoir dan besarnya gaya ini tergantung dari besarnya afinitas batuan reservoir terhadap surfactant. Jika adsorbsi yang terjadi kuat sekali, maka surfactant yang ada dalam slug surfactant menjadi menipis, akibatnya kemampuan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air semakin menurun. Mekanisme terjadinya adsorbsi adalah sebagai berikut, surfactant yang dilarutkan dalam air yang merupakan microemulsion diinjeksikan ke dalam reservoir. Slug surfactant akan mempengaruhi tegangan permukaan minyak-air, sekaligus akan bersinggungan dengan permukaan butiran batuan. Pada saat terjadi persinggungan ini molekul-molekul surfactant akan ditarik oleh molekul-molekul batuan reservoir dan diendapkan pada permukaan batuan secara kontinyu sampai mencapai titik jenuh. Akibatnya kualitas surfactant menurun karena terjadi adsorbsi sehingga mengakibatkan fraksinasi, yaitu pemisahan surfactant dengan berat ekivalen rendah didepan dibandingkan dengan berat ekivalen tinggi.

Konsentrasi Slug Surfactant Konsentrasi surfactant juga berpengaruh besar terhadap terjadinya adsorbsi batuan reservoir pada surfactant. Makin pekat konsentrasi surfactant yang digunakan, maka akan semakin besar adsorbsi yang diakibatkannya mencapai titik jenuh. Clay Terdapatnya clay dalam reservoir harus diperhitungkan karena clay dapat menurunkan recovery minyak, disebabkan oleh sifat clay yang suka air (Lyophile) menyebabkan adsorbsi yang terjadi besar sekali. Untuk reservoir dengan salinitas rendah, peranan clay ini sangat dominan. Salinitas Salinitas air formasi berpengaruh terhadap penurunan tegangan permukaan minyak-air oleh surfactant. Untuk konsentrasi garam-garam tertentu, NaCl akan menyebabkan penurunan tegangan permukaan minyak-air tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah ikatan ion yang sangat mudah terurai menjadi ion Na+ dan ion Cl-, begitu juga halnya dengan molekul-molekul surfactant.Di dalam air ia akan mudah terurai menjadi ion RSO3- dan H+. Konsekuensinya bila pada operasi injeksi surfactant terdapat garam NaCl, maka akan membentuk HCl dan RSO3Na, dimana HCl dan RSO3Na buakan merupakan zat aktif permukaan dan tidak dapat menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Selain mempengaruhi tegangan permukaan minyak-air, garam NaCl juga mengakibatkan fraksinasi surfactant yang lebih besar, sampai batuan reservoir tersebut mencapai titik jenuh. STUDI PENDAHULUAN Laboratorium Kajian R-Lift Test di laboratorium memberikan hasil perolehan minyak dari perendaman menggunakan air formasi (waterflooding - Percobaan I) didapat perolehan minyak sebesar 46 % dan meninggalkan jumlah minyak tersisa dalam batuan sand pack sebesar 54 %. Sementara perolehan minyak yang didapatkan dari perendaman menggunakan Surfactant SS B8020 untuk Percobaan II sampai Percobaan IV masing-masing adalah 50 %, 58

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________ % dan 66 %. Penggunaan Surfactant SS B8020 sebagai fluida perendam mampu meningkatkan perolehan minyak antara 4 - 20 % dibandingkan dengan hasil perendaman menggunakan air formasi. Selanjutnya penggunaan Surfactant SS B8020 sebagai fluida perendam (soaking fluid) kompetibel dengan batuan dan fluida reservoir di Lapangan Limau. Skenario I (Percobaan I) adalah melakukan perendaman menggunakan air formasi. Hasil lengkap dari percobaan I untuk setiap waktu pengukuran selama 96 jam atau 4 (empat) hari (periode pencatatan setiap 2 jam) dan perolehan minyak serta jumlah minyak yang tersisa disajikan pada Tabel 2, sedangkan gambaran perolehan minyak yang didapat ditunjukkan pada Gambar 2. Hasil selengkapnya dari pelaksanaan Percobaan II sampai dengan Percobaan IV ditunjukkan pada Tabel 3, sedangkan gambaran perolehan minyak yang didapat ditunjukkan pada Gambar 3. Selanjutnya perbandingan hasil perolehan minyak yang didapat antara perendaman menggunakan air formasi dan surrfactant SS B8020 untuk setiap konsentrasi ditunjukkan pada Gambar 4. Simulasi Reservoir Hasil inisialisasi OOIP volumetrik dengan simulasi telah dilakukan dengan baik, hal ini terlihat dari sedikitnya perbedaan (< 1 %) dari kedua OOIP tersebut. Simulasi R-Lift Test menggunakan injeksi Surfactant dilaksanakan di 2 (dua) kandidat sumur, yaitu Sumur L5A-071 Lapisan T Blok Q-22 dan Sumur L5A-121 Lapisan X0 Seksi P. Adapun Untuk pengujian Soak Surfactant (R-Lift Test) menggunakan Surfactant SS B8020 dilakukan dalam 3 (tiga) skenario percobaan sebagai berikut : • • •

Skenario II (Percobaan II) : NaCl 2 lb/mgl Surfactant SS B8020 konsentrasi 1000 ppm Skenario III (Percobaan III) : NaCl 2 lb/mgl Surfactant SS B8020 konsentrasi 2000 ppm Skenario IV (Percobaan IV) : NaCl 2 lb/mgl Surfactant SS B8020 konsentrasi 3000 ppm

Hasil selengkapnya dari pelaksanaan Simulasi R-Lift Test menggunakan injeksi Surfactant yaitu Sumur L5A-071 Lapisan T Blok Q-22 ditunjukkan pada Gambar 5 dan Sumur L5A-121 Lapisan X0 Seksi P ditunjukkan pada Gambar 6 .

Implementasi Lapangan Tahapan pelaksanaan R-lift Test di lapangan adalah penginjeksian surfactant ke dalam sumur, penutupan sumur (shut-in/soaking period) dan monitoring produksi, dimana larutan surfactant SS B8020 yang diinjeksikan mempunyai konsentrasi 0,2% wt dengan volume yang diinjeksikan sebesar 14.005,60 bbls, hal ini dimaksudkan supaya radius pengurasan optimal untuk single well procedure. Selanjutnya keberhasilan penginjeksian Surfactant SS B8020 dilihat dari beberapa kriteria, yaitu adanya kenaikan produksi pada sumur yang dilakukan injeksi SS B8020, penurunan water cut sebesar 2 - 5 % dilihat dari produksi terakhir atau water cut rata-rata sebelum sumur diinjeksikan surfactant SS B8020 dan kenaikan produksi dan penurunan water cut pada sumur-sumur sekitarnya. Untuk menunjang rencana pengembangan lapangan tersebut, fasilitas permukaan yang ada saat ini (existing surface facilities) yang terdiri dari produksi minyak, pengolahan air yang mencakup keperluan air injeksi masih mampu untuk digunakan menampung produksi minyak dari setiap skenario yang dibuat dan masih layak untuk digunakan. Demikian juga untuk fasilitas pemisahan minyak dan air, fasilitas produksi yang ada saat ini di SP V Lapangan Limau masih dapat dipergunakan. KESIMPULAN 1. R-Lift Test menggunakan Surfactant SS B8020 sebagai fluida perendam mampu meningkatkan perolehan minyak antara 4 20 % dibandingkan dengan hasil perendaman menggunakan air formasi. 2. Keberhasilan penginjeksian Surfactant SS B8020 dilihat dari beberapa kriteria, yaitu : • Adanya kenaikan produksi pada sumur yang dilakukan injeksi SS B8020. • Penurunan water cut sebesar 2 - 5 % dilihat dari produksi terakhir atau water cut rata-rata sebelum sumur diinjeksikan surfactant SS B8020. • Kenaikan produksi dan penurunan water cut pada sumur-sumur sekitarnya. 3. Simulasi R-Lift Test menggunakan injeksi Surfactant dilaksanakan di 2 (dua) kandidat sumur, yaitu Sumur L5A-071 Lapisan T Blok Q-22 dan Sumur L5A-121 Lapisan

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________ X0 Seksi P menunjukkan kenaikan laju produksi minyak. SARAN 1.

2.

3.

Dalam melakukan analisa di laboratorium, agar diperoleh hasil peningkatan minyak yang lebih baik perlu dilakukan penelitian yang lebih lanjut. Perlu dilakukan variasi konsentrasi surfactant dan polymer dalam kajian laboratorium dan simulasi reservoir agar didapatkan komposisi yang lebih optimal dalam upaya untuk meningkatkan perolehan minyaknya. Hasil kajian ini dapat digunakan sebagai referensi untuk diterapkan di Lapangan Limau baik melalui mekanisme R-Lift Test maupun secara Pilot Project Full Scale.

UCAPAN TERIMA KASIH Penulis mengucapkan terima kasih kepada Jurusan Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta atas dukungan yang diberikan untuk mempresentasikan paper ini. Juga JOB Pertamina – SeaUnion Energy (Limau) Ltd. atas kesempatan yang telah diberikan untuk melakukan studi dan evaluasi. M. Natsir yang telah banyak membantu dalam pengumpulan dan pengolahan data.

DAFTAR PUSTAKA 1. Crichlow, H.B., “Modern Reservoir Engineering – A Simulation Approach”, University Of Oklahoma, 1977. 2. Mian, M. A., “Petroleum Engineering Handbook For The Practicing Engineering”, PennWell Books, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma. 3. P.H. Suseno, Zakaria, Nizar Mujahidin, Eddy A. Subroto; “Contribution of Lahat Formation as Hidrocarbon Source Rock in South Palembang Area, South Sumatra, Indonesia”, Procciding IPA 21st Annual Convention, Jakarta, 1992. 4. Pulunggono, Agus Haryo S, Christine G. Kusuma, “Pre Tertiery Fault Systems As a Framework of the South Sumatra Basin; a Study of Sar – Map”; Proceeding IPA – 21st Annual Convention, Jakarta,1992. 5. Reading H.G., 1986, “Sedimentary Environtment and Facies”, Blackwell Scientific Publications,1995. 6. Satter, Abdus & Thakur, Ganesh., ”Integrated Petroleum Reservoir Management”, PennWell Books, 1994. 7. ……………., “Long Range Plan For EOR Limau Contract Extension”, JOB Pertamina – SeaUnion Energy (Limau) Ltd., Agustus 1999.

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________ TABEL 1. SPESIFIKASI SURFACTANT SS B8020 Deskripsi Appearance Aktif, total pH (5% dalam air) Specific Gravity, 200C Viscositas, 200C Dispersibility (5% dalam air) Flash Point (PPCC)

Properti Surfactant SS B8020 Liquid cerah sampai slight hazy kuning muda 50% 5–8 1,037 < 200 cp Soluble > 90 0C

TABEL 2. HASIL PERENDAMAN MENGGUNAKAN AIR FORMASI Waktu (Jam)

Air Formasi (ml)

Perolehan Minyak (%)

Jumlah Minyak Tersisa (%)

Waktu (Jam)

Air Formasi (ml)

Perolehan Minyak (%)

Jumlah Minyak Tersisa (%)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48

0 1 2 3 3.3 3.7 4 4.1 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.3 4.3 4.4 4.4 4.4 4.5 4.5 4.5 4.6 4.6

0 10 20 30 33 37 40 41 41 41 42 42 42 43 43 43 43 44 44 44 45 45 45 46 46

0 90 80 70 67 63 60 59 59 59 58 58 58 57 57 57 57 56 56 56 55 55 55 54 54

50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96

4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6

46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46

54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________ TABEL 3. HASIL PERCOBAAN PERENDAMAN MENGGUNAKAN SURFACTANT SS B8020 Waktu (Jam) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96

Percobaan II NaCl = 2 lb/mgl SS B8020 = 1000 ppm 0 2 3 3.8 3.8 3.8 4.1 4.1 4.1 4.1 4.3 4.3 4.3 4.3 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Perolehan Minyak (ml) Percobaan III NaCl = 2 lb/mgl SS B8020 = 2000 ppm 0 3 4 4.5 5 5 5 5 5 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8

Percobaan IV NaCl = 2 lb/mgl SS B8020 = 3000 ppm 0 3.2 4.1 4.6 5.2 5.7 6 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________

GAMBAR 1. MATERIAL SURFACTANT SS B8020

10

Perolehan Minyak (ml)

9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Waktu Perendaman (Jam)

GAMBAR 2. HASIL PEROLEHAN MINYAK PERENDAMAN MENGGUNAKAN AIR FORMASI

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________

10


9 8 7 6 5 4 3

SS B8020 = 1000 ppm SS B8020 = 2000 ppm SS B8020 = 3000 ppm

2 1 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


GAMBAR 3. HASIL PEROLEHAN MINYAK R-Lift UNTUK SETIAP KONSENTRASI SURFACTANT SS B8020

10


9 8 7 6 5 4 Air Formasi Surfactant SS B8020 Kons. 1000 ppm Surfactant SS B8020 Kons. 2000 ppm Surfactant SS B8020 Kons. 3000 ppm

3 2 1 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


GAMBAR 4. PERBANDINGAN HASIL PEROLEHAN MINYAK PERENDAMAN MENGGUNAKAN AIR FORMASI DAN SURFACTANT SS B8020

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35


_______________________________________________________________________________

10.0 Basecase Injeksi Surfactane

Oil Rate SC (m3/day)

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0 2006-4

2006-7

2006-10

2007-1 2007-4 Time (Date)

2007-7

2007-10

2008-1

2008-4

GAMBAR 5. HASIL PREDIKSI LAJU PRODUKSI MINYAK SUMUR L5A-071 LAPISAN T BLOK Q-22 LAPANGAN LIMAU

L5A_121 80 Basecase Injeksi Surfaktan

Oil Rate SC (bbl/day)

60

40

20

0 2006-7

2007-1

2007-7

2008-1 Time (Date)

2008-7

2009-1

GAMBAR 6. HASIL PREDIKSI LAJU PRODUKSI MINYAK SUMUR L5A-121 LAPISAN X0 SEKSI P LAPANGAN LIMAU

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-35

UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK MENGGUNAKAN METODE CHEMICAL FLOODING DI LAPANGAN LIMAU

Recommend Documents