STRATEGI MENGATASI KEHETEROGENITASAN DENGAN INJEKSI SURFAKTAN PADA POLA FIVE SPOT UNTUK MENINGKATKAN FAKTOR PEROLEHAN MINYAK
TUGAS AKHIR
Oleh: ZUL FADLI NIM 12205053
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010
STRATEGI MENGATASI KEHETEROGENITASAN DENGAN INJEKSI SURFAKTAN PADA POLA FIVE SPOT UNTUK MENINGKATKAN FAKTOR PEROLEHAN MINYAK
TUGAS AKHIR
Oleh: ZUL FADLI NIM 12205053
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Disetujui oleh: Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal.......................................
______________________________ (Dr. Ir. Leksono Mucharam)
Strategi Mengatasi Keheterogenitasan Dengan Injeksi Surfaktan Pada Pola Five Spot Untuk Meningkatkan Faktor Perolehan Minyak Zul Fadli* Dr.Ir.Leksono Mucharam**
Sari Keheterogenitasan suatu reservoir merupakan hal yang biasa kita temui dalam dunia perminyakan. Pada dasarnya heterogenitas dapat mempengaruhi jumlah perolehan minyak yang bisa kita ambil. Semakin tinggi tingkat keheterogenan reservoir maka semakin kecil faktor perolehan minyaknya. Pada studi ini dilakukan penilitian untuk meningkatkan perolehan minyak pada reservoir heterogen dengan melakukan penginjeksian surfaktant atau surface active agent. Injeksi surfaktan atau surface active agent merupakan salah satu metode Enhance Oil Recovery (EOR) yang bekerja dengan cara menurunkan tegangan antar muka antara fasa minyak dan fasa air atau biasa di sebut dengan Interfacial tension. Ada beberapa pertimbangan yang harus diperhatikan dalam melakukan injeksi surfaktan. Dengan perencanaan yang baik diharapkan penerapan metode injeksi surfaktan menghasilkan perolehan minyak yang maksimal dengan biaya yang ekonomis. Dalam studi ini digunakan simulator komersial (Eclipse) untuk melihat faktor perolehan terhadap studi sensitivitas pada sistem reservoir. Beberapa parameter yang divariasikan antara lain konsentrasi surfaktan, laju sumur injeksi, dan laju sumur produksi. Kata kunci : heterogenitas, konsentrasi surfaktan, laju injeksi, perolehan minyak.
Abstract Reservoir heterogenity is commonly found in the petroleum world. Basically, heterogeneity will affect the oil recovery we gain in surface. The more heterogenic reservoir we have, the lesser oil recovery factor we get. In this study, research has been made to discover the way to increase the oil recovery factor by injecting surfactant as surface active agent. The injection of surfactant as surface active agent is one of the Enhanced Oil Recovery Method which works by decreasing the interfacial tension between oil and water phase face. Many considerations need to be made in injecting the surfactant itself. By a better planning, the application of Surfactant Injection Method is expected to gain not only a better result in increasing oil recovery but also to be an efficient method economically. In this study, a commercial simulator, Eclipse, is used to see the relation between recovery factor and sensitivity in the reservoir system. Several varieties of parameters are used to see the relation, such as surfactant concentration, injection rate, and production well rate. Keywords : heterogenity, surfaktan concentration, injection rate, oil recovery,
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung
Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Page 1
I. PENDAHULUAN Latar belakang Setelah minyak bumi ditemukan di Pennsylvania pada tahun 1859, maka kegiatan produksi minyak semakin giat dilakukan. Dan sampai saat ini minyak masih merupakan sumber energi utama dunia. Permasalahan yang timbul kemudian adalah produksi sumur-sumur minyak yang ada semakin menurun karena jumlah minyak yang bisa di produksikan semakin sedikit. Masalah keheterogenitasan juga merupakan persoalan utama dalam memproduksikan minyak, karena semakin tinggi tingkat keheterogenitasan reservoir maka semakin kecil faktor perolehan minyak nya. Oleh karena itu usaha untuk meningkatkan perolehan minyak terus dilakukan. Namun dalam usaha untuk meningkatkan perolehan minyak tersebut diperlukan teknik dan sistem yang tepat untuk mendapatkan perolehan yang sebesar-besarnya dan seekonomis mungkin. Salah satu usaha untuk meningkatkan perolehan minyak adalah dengan melakukan injeksi surfaktant atau surfaktant flooding. Injeksi surfaktant dilakukan bertujuan untuk mengurangi tegangan antar muka atau interfacial tension antara fasa minyak dengan fasa air. Injeksi surfaktant atau surfaktan flooding merupakan jenis tertiary recovery, yang artinya sebelum dilakukan injeksi surfaktan kita lakukan terlebih dahulu injeksi air atau waterflood, dan saturasi minyak yang tertinggal oleh injeksi air akan kita kurangi dengan injeksi surfaktan atau dengan kata lain menaikkan recovery faktor. Recovery factor merupakan perbandingan antara produksi minyak maksimum terhadap volume minyak awal reservoir, besaran ini akan sangat di pengaruhi oleh tenaga pendorong reservoir. Parameter penting yang harus diketahui untuk menentukan recovery factor adalah saturasi sisa minyak di reservoir (remaining oil) Keberhasilan injeksi surfaktan di pengaruhi berbagai faktor, seperti luas reservoir, ketebelan reservoir, kemiringan reservoir, volume minyak yang tertinggal di reservoir, viskositas minyak dan surfaktan, laju injeksi, konsentrasi surfaktan, properti fluida, properti batuan dan faktor-faktor teknis yang lain. Pada studi kali ini akan dilihat pengaruh injeksi surfaktan dengan bantuan simulator komersial eclipse pada reservoir heterogen. Pada suatu reservoir berlapis, heterogenitas suatu reservoir memegang peranan penting dalam peningkatan perolehan minyak. Pada kenyataannya dilapangan, heterogenitas suatu reservoir dapat terjadi pada arah vertical maupun horizontal. Adanya fenomena ini disebabkan oleh proses sedimentasi batuan yang berubah-ubah dalam skala waktu geologi yang Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
berbeda pula, sehingga dapat ditemui bahwa harga permeabilitas reservoir di suatu titik berbeda dengan permeabilitas di titik lainnya. Di dalam simulasi ini akan dilakukan uji sensitifitas konsentrasi surfaktant, laju injeksi, dan laju di sumur produksi untuk mengetahui perbedaan perolehan minyak yang di hasilkan serta mencari solusi permasalahan keheterogenitasan dalam penginjeksian surfaktan. Dengan bantuan simulator ini kita bisa melakukan strategi—strategi yang tepat untuk melihat skenario terbaik (menghasilkan nilai recovery factor yang paling besar dan paling ekonomis). Untuk studi ini digunakan model sendiri dan data-data yang digunakan bukan berasal dari data lapangan tertentu. Model reservoir pada simulasi ini dibuat dengan pola injeksi 5 spot, dengan 4 sumur produksi yang berada di setiap sudut dan 1 sumur injeksi yang berada di tengah model reservoir. Tujuan Tujuan dari tugas akhir ini adalah untuk melihat pengaruh dari keheterogenitasan, konsentrasi surfaktan dan laju injeksi dalam menentukan skenario terbaik dalam peningkatan perolehan minyak. II. TEORI DASAR Surfaktan atau surface active agent merupakan zat kimia yang digunakan untuk peningkatan perolehan minyak. Injeksi surfaktan dilakukan dengan tujuan : a) menurunkan tegangan antar muka antara fasa minyak dengan fasa air b) meningkatkan water wettability batuan c) melarutkan minyak d) mengemulsi minyak dan air Tegangan antar muka (interfacial tension) adalah tekanan per satuan jarak (panjang) yang dibutuhkan untuk membentuk permukaan baruantar fluida. Tegangan antar muka yang rendah antar minyak dan air akan menurunkan tekanan kapiler sehingga air dapat menggantikan atau mendesak minyak yang tertinggal dalam pori-pori. Wettability atau sifat kebasahan batuan terhadap fluida di dalam reservoir merupakan parameter yang mengontrol penyebaran minyak dan air dan juga pergerakannya melalui pori-pori batuan selama pendesakan. Jika reservoir bersifat water-wet maka fasa air akan melekat pada batuan dan cenderung untuk sulit bergerak. Dan sebaliknya jika suatu reservoir bersifat oil-wet maka minyak akan cenderung susah bergerak karena lebih membasahi batuan. Walupun demikian, pengertian kebasahan (wettability) pada media berpori tidak sesederhana itu karena penentuan sifat ini cukup sulit terutama ketika menganalisa tentang sifat surfaktan yang mengubah Page 2
sifat kebasahan batuan terhadap fluida di reservoir. Surfaktan akan berinteraksi dengan material reservoir untuk mengubah sifat kebasahannya. Hal ini sangat tergantung pada komposisi permukaan pori,struktur pori serta karakteristik surfaktan tersebut. Pengubahan sifat kebasahan fluida ini oleh surfaktan bertujuan untuk memperbaiki aliran dan distribusi fluida di reservoir, yang selanjutnya akan mempermudah pendesakan. Faktor-faktor yang mempengaruhi interaksi antara surfaktan dan permukaan padatan reservoir yang akan merubah kebasahan fluida antara lain : a) struktur surfaktan b) konsentrasi surfaktan c) kinetik (pergerakan surfaktan) d) komposisi permukaan pori e) faktor lain seperti stabilitas surfaktan, Electrolytes dan pH, temperatur, struktur pori, dan struktur reservoir. III. MODEL RESERVOIR Model reservoir yang dibuat adalah model yang dibuat dengan type grid Cartesian dan type geometri block centred. Luas dari model reservoir ini adalah 45 acre (1960200 ft2).. Model reservoir dibuat dengan pola injeksi five spot, yaitu empat sumur produksi yang berada di setiap sudut reservoir dan satu sumur injeksi yang berada di tengah-tengah reservoir. Jarak antara setiap sumur produksi yang berdekatan adalah 1400 ft ( 430m), dan jarak antara sumur injeksi dengan sumur produksi adalah 989 ft ( 300m) Untuk lebih jelas mengenai model reservoir dapat dilihat pada gambar model reservoir 3 dimensi (3D) (gambar.1) dan tabel 1. Model 3D reservoir dibangun dengan menggunakan software komersial eclipse. Data-data yang digunakan sebagai input untuk simulator yaitu data PVT dan SCAL contoh data PVT yang dimasukkan yaitu seperti spesifik gravity minyak (SG), viskositas air, viskositas minyak, compressibiltas air, compressibilitas minyak, formation volume faktor minyak, formation volume faktor air, densitas air pada kondisi permukaan dan data properti fluida lainnya. Contoh data SCAL yang dimasukkan seperti data saturasi minyak dan air, data saturasi konsentrasi surfaktan dan interfacial tension dan data lainnya yang digunakan untuk keperluan menjalankan simulasi. Untuk lebih lengkapnya mengenai data PVT dan SCAL dapat dilihat pada lampiran. Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Gambar 1. Model reservoir 3D Tabel 1. Model reservoir Model Reservoir Jumlah cell x 40 Jumlah cell y 40 Jumlah cell z 5 Horizontal (1 grid), ft 35 vertical,(1 grid), ft 10 Luas, acre 45 Ketebalan, ft 50 IOIP, stb 2.6 x 10-6 Porositas , fraksi 0.15, 0.2, 0.25, 0.3 Permeabilitas horizontal 25, 200, 500, 1000 (kh), mD Permeabilitas 7.5, 60, 150, 300 vertikal,(kv) mD IV. ANALISA DAN PEMBAHASAN Studi heterogenitas Seperti yang telah di jelaskan pada bagian sari bahwa semakin heterogen reservoir maka semakin kecil faktor perolehan minyak, seperti yang terlihat pada grafik dibawah.
Gambar 2 kurva FOPT masing-masing reservoir Page 3
Dari gambar.2 terlihat ada tiga kurva yaitu : a) Kurva hijau (homogen), merupakan kurva reservoir homogen dengan permeabilitas horizontal sebesar 200 mD, dan permeabilitas vertikal sebesar 60 mD. b) Kurva merah (heterogen 1) merupakan kurva reservoir heterogen dengan permeabilitas horizontal mulai dari 25 mD, 100 mD, 200 mD, dan 500 mD. Serta permeabilitas vertikal 7.5 mD, 30 mD, 60 mD, dan 150 mD. c) Kurva biru (heterogen 2) merupakan kurva reservoir dengan nilai keheterogenitasan paling tinggi. Permeabilitas horizontal mulai dari 25 mD, 200 mD, 500 mD, dan 1000 mD. Permeabilitas vertikal sebesar 7.5 mD, 60 mD, 150 mD, dan 300 mD. Gambar di bawah menunjukkan masing-masing RF pada setiap jenis reservoir.
RF untuk masing-masing rservoir 0.5 0.45 RF, dimensionless
0.4
keheterogenitasan reservoir maka semakin kecil recovery faktornya. Tabel 2. RF masing-masing reservoir Reservoir RF (%) SD homogen 0.449 0 Heterogen 1 0.427 180 Heterogen 2 0.419 369.7 . Dari ketiga model reservoir diatas akan digunakan satu model saja untuk melihat pengaruh heterogenitas terhadap faktor perolehan, yaitu reservoir model heterogen 2 atau reservoir yang tingkat keheterogenitasan paling tinggi, yang nantinya akan di lakukan uji sensitivitas terhadap konsentrasi surfaktan, dan laju injeksi. Waterflood (injeksi air) Pertama kali sebelum dilakukan injeksi surfaktan terlebih dahulu dilakukan waterflooding (injeksi air) unutk melihat seberapa besar faktor perolehan minyak yang didapatkan, dan nantinya akan dibandingkan dengan faktor perolehan yang di dapatkan jika dilakukan injeksi surfaktan. Profil produksi dari waterflooding dapat dilihat pada gambar di bawah.
0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0
2000
4000
6000
8000
time, days homogen
heterogen 1
heterogen 2 Gambar 3. RF untuk masing-masing reservoir Dari gambar diatas terlihat perbedaan Recovery faktor yang di peroleh antara masing-masing reservoir. Terbukti bahwa semakin tinggi tingkat Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Gambar 4. Profil produksi waterflood Dari gambar diatas terlihat tiga kurva yang menggambarkan masing-masing laju alir total (FOPT) kurva warna hijau, laju alir produksi (FOPR) kurva warna merah, dan watercut (FWCT) kurva warna biru. Reservoir ini diproduksikan selama jangka waktu 20 tahun dengan alasan economic limit,karena watercut nya sudah diatas 98%. Simulasi dimulai dari tanggal 1 januari 2009 sampai dengan Page 4
Sensitivitas surfaktan Dalam pemilihan konsentrasi surfaktan yang akan digunakan maka di lakukan sensitivitas terhadap beberapa konsentrasi, mulai dari 5 lb/stb, 10 lb/stb, 20 lb/stb, 30 lb/stb, 50 lb/stb, dan 100 lb/stb. Penginjeksian surfaktan dilakukan pada rate konstan sebesar 1000 stb/day. Hasil simulasi injeksi surfaktan pada berbagai konsentrasi dapat dilihat pada gambar dan tabel di bawah.
konsentrasi 30 lb/stb untuk injeksi,karena berkaitan dengan masalah keekonomian. Semakin tinggi konsentrasi surfaktan yang di gunakan maka akan semakin besar biaya operasi. Batas konsentrasi surfaktan untuk merubah interfacial tension antara minyak dan air dapat dilihat pada gambar berikut
interfacial tension, dyne/cm
tanggal 16 januari 2009. Volume minyak yang diperoleh dengan waterflooding yaitu 1090105.stb, dengan faktor perolehan sebesar 0.408 (40,8 %). yang nantinya akan kita gunakan sebagai pembanding pada berbagai skenario yang akan dilakukan dalam injeksi surfaktan.
10 1 0.1 0.01 0.001 0
FOPT konsentrasi surfaktan
2
4
6
8
konsentrasi surfaktan, lb/stb
1150000 1100000
Gambar 6. Interfacial tension terhadap konsentrasi surfaktan
1050000 1000000 FOPT,stb
950000 900000 850000 800000 750000 700000 650000 600000 0 time, days 5000 50 lb/stb 30 lb/stb
10000 10 lb/stb waterflood
Gambar 5. Pemilihan konsentrasi surfaktan Gambar diatas menunjukkan faktor perolehan minyak pada berbagai konsentrasi surfaktan. Terlihat bahwa pada konsentrasi 30 lb/stb dan 50 lb/stb tidak terlihat perbedaan signifikan kenaikan total perolehan minyak, ini disebabkan karena surfaktan memiliki konsentrasi maksimum untuk merubah interfacial tension antara minyak dan air. Oleh karena itu dalam studi ini untuk seterusnya digunakan surfakan dengan Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Skenario Setelah melakukan sensitivitas terhadap konsentrasi surfaktan selanjutnya kita melakukan skenario terbaik untuk memperoleh recovery faktor yang paling besar. Penginjeksian surfaktan ini dilakukan pada rate konstan sebesar 1000 stb/day dan konsentrasi surfaktan sebesar 30 lb/stb. Dan dilakukan pada reservoir heterogen dengan permeabilitas horizontal (25 mD, 200 mD, 500 mD, dan 1000 mD), serta permeabilitas vertikal (7.5 mD, 60 mD, 150 mD, dan 300 mD). Adapun skenario-skenario yang dilakukan adalah sebagai berikut : Skenario I : Sumur Status rate Injeksi Buka 1000 stb /day Produksi 1 Buka 1000 stb /day Produksi 2 Buka 1000 stb /day Produksi 3 Buka 1000 stb /day Produksi 4 Buka 1000 stb /day Membuka semua sumur produksi dengan kontrol Liquid rate sebesar 1000 stb/day sampai akhir simulasi. Dan rate injeksi konstan pada 1000 stb/day. Skenario II : Sumur Status rate Injeksi Buka 1000 stb /day Produksi 1 Buka 1000 stb /day Produksi 2 Tutup tgl 18 jan 2023 Produksi 3 Tutup tgl 9 jan 2019 Produksi 4 Tutup tgl 25 jan 2016 Page 5
Membuka semua sumur produksi di awal dengan kontrol liquid rate sebesar 1000 stb/day, pada saat proses produksi berlangsung mulai menutup sumur produksi seperti pada tabel diatas. Alasan penutupan sumur dilakukan dengan harapan bahwa laju minyak yang mengarah pada sumur yang permeabilitas paling kecil akan naik. Tanggal penutupan sumur dibuat berdasarkan nilai watercut pada masingmasing sumur produksi. Permeabilitas paling besar berada pada sumur P4,dan permeabilitas terkecil berada pada sumur P1. Skenario III: Sumur Status rate Injeksi Buka 1000 stb /day Produksi 1 Buka 1000 stb /day Produksi 2 Buka 500 stb /day Produksi 3 Buka 350 stb /day Produksi 4 Buka 200 stb /day Membuka semua sumur produksi dengan kontrol liquid rate yang berbeda-beda. Dan rate sumur injeksi konstan sebesar 1000 stb/day.
Skenario VI dilakukan dengan mengganti kontrol liquid rate pada masing-masing sumur produksi. Dan rate sumur injeksi konstan sebesar 1000 stb/day. Dari semua skenario yang telah kita lakukan perhitungannya dengan menggunakan simulator maka nantinya kita akan memilih skenario terbaik. Hasil dari berbagai skenario yang dilakukan akan dilihat faktor perolehan minyak (recovery faktor) yang paling besar. RF pada masing-masing skenario dapat dilihat pada tabel dan gambar berikut : Tabel 3. RF untuk masing-masing skenario Skenario RF waterflood 0.408 Skenario I 0.419 Skenario II 0.376 Skenario III 0.501 Skenario IV 0.547 Skenario V 0.519 Skenario VI 0.523
Skenario IV: Sumur Status rate Injeksi Buka 1000 stb /day Produksi 1 Buka 1000 stb /day Produksi 2 Buka 750 stb /day Produksi 3 Buka 750 stb /day Produksi 4 Buka 500 stb /day Seperti skenario III, akan tetapi kontrol liquid rate pada masing-masing sumur produksi diganti. Dan rate sumur injeksi konstan sebesar 1000 stb/day
Skenario VI: Sumur Injeksi Produksi 1 Produksi 2 Produksi 3 Produksi 4
Status Buka Buka Buka Buka Buka
rate 1000 stb /day 1000 stb /day 750 stb /day 500 stb /day 500 stb /day
0.6 0.5 0.4 RF
Skenario V: Sumur Status rate Injeksi Buka 1000 stb /day Produksi 1 Buka 1000 stb /day Produksi 2 Buka 1000 stb /day Produksi 3 Buka 750 stb /day Produksi 4 Buka 750 stb /day Skenario V di lakukan dengan mengganti kontrol liquid rate pada masing-masing sumur produksi. Dan rate sumur injeksi konstan sebesar 1000 stb/day.
RF untuk semua skenario
0.3 0.2 0.1 time 0 0
2000
4000
6000
8000
skenario 1
skenario 2
skenario 3
skenario 4
skenario 5
skenario 6
Gambar 6. RF untuk masing-masing skenario
Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Page 6
Dari tabel dan grafik yang di peroleh, kita bisa menentukan skenario terbaik dari beberapa skenario yang kita lakukan adalah skenario IV, karena memberikan nilai faktor perolehan paling besar di bandingkan dengan skenario-skenario yang lain. Sesuai dengan hukum darcy bahwa laju alir produksi berbanding lurus dengan permeabilitas,
q
2 kh ( Pe ln re
Pw) rw
oleh karena itu pada studi ini dilakukan kontrol laju alir produksi berdasarkan permeabilitas.dimana permeabilitas yang paling kecil di kontrol dengan laju alir yang paling besar, dan permeabilitas yang paling besar di kontrol dengan laju alir yang paling kecil. Kontrol laju alir ini dilakukan dengan tujuan supaya penyapuan dapat tersebar merata ke seluruh bagian reservoir dan laju alir di setiap sumur produksi menjadi optimum. Karena pada umumnya minyak akan cenderung lebih mudah mengalir ke permeabilitas yang lebih besar. V. KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan 1. Semakin heterogen suatu reservoir maka semakin kecil nilai recovery faktor nya. 2. Semakin tinggi konsentrasi surfaktan bukan berarti semakin besar recovery faktor, karena surfaktan memiliki batasan untuk merubah interfacial tension minyak dan air. 3. Kontrol laju injeksi dan produksi merupakan parameter penting untuk mendapatkan RF yang besar.
,centipoise = viskositas minyak L,meter A, m2
P, psi re,cm rw,cm IOIP, stb SG FOPT, stb FOPR, stb/day FWCT,fraksi
= panjang reservoir = Luas reservoir = perbedaan tekanan = jari-jari pengurasan sumur = jari-jari sumur = Initial Oil in Place = Spesifik Gravity = Field Oil Production Total = Field Oil Production Rate = Field Watercut
VII. DAFTAR PUSTAKA 1. Siregar, S.: ―Teknik Peningkatan Perolehan‖. Teknik Perminyakan ITB. Bandung. 2000 2. Van Poollen, H. K.: “Fundamental of Enhanced Oil Recovery‖, PennWell Publishing Co, Tulsa, Oklahoma, 1980. 3. Craft, B,C and M,F Hawkins :. ―Applied Perroleum Reservoir Engineering‖, Louisiana state university 4. Maryuswan, A P. : ―Injeksi Surfaktan – Polimer pada Lapisan Sand X Lapangan Minas PT. Chevron‖. Tugas Akhir. Program Studi Teknik Perminyakan ITB. 2006.
Saran Perlu dilakukan analisa keekonomian untuk setiap skenario, karena penentuan skenario terbaik terbatas pada penentuan recovery faktor terbesar. perlu dilakukan sensitivitas pada data PVT dan SCAL. VI. DAFTAR SIMBOL Φ, fraksi Kv, milidarcy Kh, milidarcy RF Q, stb/day
= porositas, fraksi = permeabilitas vertikal = permeabilitas horizontal = Recovery faktor = laju alir
Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Page 7
VIII. LAMPIRAN DATA PVT Water PVT properties P ref 100 psi Water FVF @ P ref 1 rb/stb Cw 6.00E-05 /psi Water viscosity @ Pref 0.5 cp Water viscobility 8.1E-7 /psi
DATA SCAL Water/oil saturation function
Sw 0.2 0.22 0.2925 0.365 0.4375 0.51 0.5825 0.655 0.7275 0.8
Fluid densitas pada kondisi permukaan Oil density 52.68566 lb/ft3 Water density 62.42809 lb/ft3 Gas density 0.05 lb/ft3
surfaktan solution viscosity function
Krw 0 0 0.066 0.1516 0.2466 0.3482 0.4551 0.5665 0.6816 0.78
Kro 0.9 0.7343 0.3296 0.1307 0.0438 0.0115 0.002 0.0002 0 0
0.4
water/oil saturation function
0.3
1
0.2
0.8
0.1
0.6
kr
Vw, cp
0.5
0.4
0 0
2
4 Cs, lb/stb
6
8
0.2 0 0
sw krw
0.5
1 kro
Interfacial tension vs surfaktan concentration 0.0002
IFT
0.00015 0.0001 0.00005 0 0
2
4
6
8
Cs, lb/stb
Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Page 8
Model reservoir.
Permeabilitas vertikal untuk lapisan permeabilitas horizontal 25 mD adalah 7,5 mD. Permeabilitas vertikal untuk lapisan permeabilitas horizontal 200 mD adalah 60 mD. Permeabilitas vertikal untuk lapisan permeabilitas horizontal 500 mD adalah 150 mD. Permeabilitas vertikal untuk lapisan permeabilitas horizontal 1000 mD adalah 300 mD.
Zul Fadli - 12205053 (Semester II 2009/2010)
Page 9
