Injeksi Air

40
5 BAB II DASAR TEORI 2.1 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, sehingga akan meningkatkan produksi minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk mempertahankan tekanan reservoir (pressure maintenance) Gambar 2.1 Mekanisme Waterflood (PT CPI. Waterflood Reservoir Management School, 2002)

Transcript of Injeksi Air

Page 1: Injeksi Air

5

BAB II

DASAR TEORI

2.1 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, sehingga akan meningkatkan produksi

minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk mempertahankan tekanan

reservoir (pressure maintenance)

Gambar 2.1 Mekanisme Waterflood (PT CPI. Waterflood Reservoir

Management School, 2002)

Page 2: Injeksi Air

6

2.2 Sejarah Perkembangan dan Aplikasi Waterflood

Penemuan 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

Page 3: Injeksi Air

7

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:

a. Mobilitas yang cukup rendah

b. Air mudah didapatkan

c. Pengadaan air cukup murah

d. Berat kolom air dalam sumur injeksi turut memberikan tekanan, sehingga

cukup banyak mengurangi tekanan injeksi yang perlu diberikan di

permukaan

e. Mudah tersebar ke daerah reservoir, sehingga efisiensi penyapuannya

cukup tinggi

Page 4: Injeksi Air

8

f. Memiliki efisiensi pendesakan yang sangat baik

Sementara itu kelemahan metode waterflood (EOR) antara lain:

a. Biaya yang mahal

b. Kompleksitas pemodelan proses EOR

c. Penentuan base line

d. Jika M > 1 pendesakan air akan berada di deapan minyak

Penginjeksian 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 2.2,

yang menunjukkan kedudukan partikel air yang membentuk batas air-

minyak sebelum breakthrough (a) dan sesudah breakthrough (b) pada

sumur produksi.

Gambar 2.2 Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus

(a) sebelum dan (b) sesudah Tembus Air Pada Sumur Produksi

Page 5: Injeksi Air

9

2.3 Perencanaan Waterflood

Perencanaan 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 produksi dari primary recovery.

2. Pemilihan waterflood plan yang potensial.

3. Perkiraan laju injeksi dan produksi.

4. Prediksi oil recovery untuk setiap perencanaan proyek waterflood.

5. Identifikasi variabel-variabel yang menyebabkan ketidaktepatan analisa

secara teknik.

Analisa 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.

2.4.1 Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi

Pada umumnya di pegang prinsip bahwa sumur-sumur yang sudah

ada sebelum injeksi di pergunakan secara maksimal pada waktu

berlangsungnya injeksi nanti. Jika masih di perlukan 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

Page 6: Injeksi Air

10

daripada daerah yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas juga

membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi

(breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.

2.4.2 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:

a. Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah

lateral maupun ke arah vertikal.

b. Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan, dan ukuran.

c. Sumur-sumur yang sudah ada (lokasi dan penyebaran).

d. Topografi.

e. 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 2.3). Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh

sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila

Page 7: Injeksi Air

11

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 2.3 Pola-pola Sumur Injeksi-Produksi

2.4.3 Penentuan Debit dan Tekanan Injeksi

Debit 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:

Page 8: Injeksi Air

12

a. Pola Direct Line Drive (d/a ≥ 1)

................... (Persamaan 2.1)

b. Pola staggered line drive (d/a ≥ 1)

................... (Persamaan 2.2)

c. Pola five spot (d/a=0.5)

............................... (Persamaan 2.3)

d. Pola seven pot

............................... (Persamaan 2.4)

Dimana :

i = laju injeksi, bbl/day

Kw = permeabilitas efektif terhadap air, mD

h = ketebalan, ft

∆P = perbedaan tekanan di dasar, psi

µw = viscositas air, cp

d = jarak antar sumur tidak sejenis, ft

a = jarak antar sumur sejenis, ft

rw = jari – jari efektif sumur, ft

Page 9: Injeksi Air

13

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:

.............................................. (Persamaan 2.5)

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 . i ............................................................................... (Persamaan 2.6)

Dengan diketahuinya laju injeksi pada setiap periode dari perilaku

water flood, maka diramalkan waktu injeksi dari setiap periode.

2.4 Faktor – Faktor Yang Mempengaruhi Waterflood

Fluida 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.

Page 10: Injeksi Air

14

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 dilakukan.

Karena interaksinya dengan fluida, sifat-sifat batuan reservoir ini

menjadi terbagi atas tiga kelompok, yaitu:

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 relatif.

Untuk 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.

Page 11: Injeksi Air

15

Sifat Fisik Batuan dan Fluida Reservoir sangat berpengaruh terhadap

waterflood 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 yng diinjeksikan dengan batuan

dan fluida formasi, sehingga dapat dipelajari kondisi efisiensi pendesakan

yang lebih efektif untuk mendesak minyak sebagai efisiensi pendesakan pada

skala mikroskopis.Sifat Fisik dan Fluida yang mempengaruhi waterflood

yaitu:

1. Porositas (ϕ)

Untuk reservoir minyak, porositas menggambarkan persentase dari

total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh fluida. Porositas diartikan

sebagai perbandingan antara volume pori terhadap volume total batuan,

lebih umum dinyatakan dalam fraksi dibandingkan dengan persentase.

Dapat dihitung dengan menggunakan rumus:

ϕ = Vp

Vb =

Vp

Vm+Vp =

Vb-Vm

Vb x 100% ......................................... (Persamaan 2.7)

Dimana :

ϕ = Porositas, %

Vp = Volume pori batuan, cc

Vb = Volum e bulk (total batuan), cc = Vp + Vm

Vm = Vol ume matriks, cc

Page 12: Injeksi Air

16

Gambar 2.4 Ilustrasi pori – pori batuan ( PT CPI. Waterfloo d

Reservoir Management School, 2002)

Porositas diartikan sebagai perbandingan volume pori dengan

volume total batuan, lebih umum dinyatakan dalam fraksi dibandingkan

dengan persentase. Porositas terbagi dua :

a. Porositas efektif

Merupakan perbandingan antara rongga pori yang saling

berhubungan dengan volume bulk (total) batuan

b. Porositas absolut

Merupakan perbandingan total volume pori dengan volume total

batuan. Porositas dari sebuah media permeabel merupakan fungsi yang

kuat dari variansi distribusi ukuran pori dan fungsi yang lemah dari

ukuran pori itu sendiri.

2. Permeabilitas (K)

Permeabilitas adalah kemampuan batuan dalam meluluskan melewatkan

fluida. Persamaan mum untuk menyatakan permeabilitas adalah

Persamaan Darcy.

Page 13: Injeksi Air

17

q = 𝑘 𝐴

𝜇 x

𝑑𝑝

𝐿 .................................................................... (Persamaan 2.8)

Dimana :

k = Permeabilitas, darcy

q = Laju alir, cc/detik

A = Lua s penampang, cm2

𝜇 = Viscositas, cp

dp

L = Gradien tekanan, atm/cm

Konsep permeabilitas dari persamaan Darcy yang dinyatakan untuk

aliran linear pada system horizontal, dapat dilihat pada gambar berikut ini.

Gambar 2.5 Skema Aliran Horizontal (Linier)

Sedangkan untuk aliran radial yaitu aliran yang umum dijumpai

pada sumur produksi minyak seperti yang terlihat pada gambar berikut.

Page 14: Injeksi Air

18

Gambar 2.6 Skema Reservoir Horizontal

Permeabilitas adalah kemampuan batuan dalam meluluskan

melewatkan fluida. Permeabilitas dibagi menjadi 3 yaitu:

a. Permeabilitas Efektif

Kemampuan batuan dalam mendistribusikan lebih dari satu fasa

fluida.

b. Permebilitas Relatif

Merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas absolut.

c. Permeabilitas Absolut

Kemampuan batuan dalam mendistribusikan hanya satu fasa

fluida.

3. Tekanan Kapiler (Pc )

Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai

perbedaan tekanan antara fluida yang bersifat membasahi batuan dengan

fluida yang bersifat tidak membasahi batuan, jika dalam batuan tersebut

Page 15: Injeksi Air

19

terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak saling bercampur dalam

kondisi statis.

Pc = Pnw – Pw.................................................................. (Persamaan 2.10)

Dimana :

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2

Pnw = tekanan pada permukaan fluida non-pembasah, dyne/cm2

Pw = tekanan pada fluida pembasah, dyne/cm2

Tekanan kapiler dipengaruhi oleh ukuran dari rongga pori,

besarnya sudut kontak antara fasa yang membasahi dengan sifat

pembasahan batuan, serta tegangan permukaan dari fasa fluida. Karena

rongga pori didalam batuan reservoir berukuran sangat kecil sehingga

untuk mendesak atau melewati suatu fasa fluida tertentu dalam pori batuan

diperlukan suatu daya (tekanan) untuk mengurangi besarnya tekanan

kapiler pori batuan. Tekanan tersebut adalah tekanan kapiler minimum

yang dapat memaksakan fluida yang tidak membasahi masuk ke dalam

rongga pori batuan. Untuk proses sistem aliran fluidanya dapat

diklasifikasikan menjadi sistem imbibisi dan sistem drainage.

a. Imbibisi

Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa

pembasah (air) meningkat sedangkan saturasi fasa non-pembasah

(minyak) menurun. Mobilitas fasa pembasah meningkat seiring dengan

meningkatnya saturasi fasa pembasah. Contohnya pada proses

Page 16: Injeksi Air

20

pendesakan reservoir minyak dimana batuan reservoir sebagai water

wet.

b. Drainag

Drainage adalah proses kebalikan dari imbisisi, dimana saturasi

fasa pembasah menurun dan saturasi fasa non-pembasah akan

meningkat.

Gambar 2.7 Hubungan Saturasi dengan Tekanan Kapiler (L.P.

Dake. Fun damentals of Reservoir Engineering, 1978)

Perbedaan yang terjadi pada sudut kontak diantara kedua proses

aliran diatas disebut dengan gejala Histerisis.

4. Saturasi Fluida

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

pori-pori batuan yang terisi fluida formasi terhadap total volume pori- pori

batuan atau jumlah dari kejenuhan fluida dalam batuan reservoir persatuan

voolume pori. Pada konsep teknik reser voir, ukuran jumlah fluida yang

terkandung dalam batuan adalah konsep dasar untuk memperkirakan

Page 17: Injeksi Air

21

perhitungan yang dilakukan. Oleh karena didalam reservoir terdapat tiga

jenis fluida, maka saturasi juga dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw),

saturasi minyak (So), sa turasi gas (Sg), dimana :

Sw = 𝑊𝑎𝑡𝑒𝑟 , 𝑐𝑐

𝑝𝑜𝑟𝑒𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚 ,𝑐𝑐 ............................................................. (Persamaan 2.11)

So = 𝑂𝑖𝑙 , 𝑐𝑐

𝑝𝑜𝑟𝑒𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 , 𝑐𝑐 ......................................................... (Persamaan 2.12)

Sg = 𝑔𝑎𝑠 , 𝑐𝑐

𝑝𝑜𝑟𝑒𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 , 𝑐𝑐 ......................................................... (Persamaan 2.13)

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

Sw + So + Sg = 1 (100%) .................................................. (Persamaan 2.14)

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir :

a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan ( besar, Sw menge cil).

b. Ketinggian fl uida diatas free water level.

c. Adanya perbedaan tekanan kapiler (Pc besar, Sw kecil).

Pada kenyataannya, fluida reservoir tidak dapat diproduksikan

seluruhnya karen a adanya saturasi minimum fluida ya ng tidak dapat

diproduksikan lagi atau disebut dengan “irreducible saturation”. Dan

untuk dapat memproduksikan saturasi fluida yang tertinggal ini adalah

dengan teknik peningkatan perolehan minyak tahap tertiary (EOR).

Page 18: Injeksi Air

22

Gambar berikut memperlihatkan hubungan antara saturasi dengan

permeabilitas effektif untuk sistim minyak-air.

Gambar 2.8 Hubungan antara saturasi dengan permeabilitas

effecyive untuk sistim min yak-air (Bernard Zemel. Tracer in Oil Field,

1995)

Ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian juga

Kw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu, sehingga

dapat dikatakan untuk Sw yang kecil akan mengurangi laju aliran

minyak karena Ko nya yang kecil dengan pula untuk air

Ko akan turun menjadi nol dimana masih ada saturasi minyak dalam

batuan ( titik C ) atau disebut Residual Oil Saturation demikian juga

untuk air yaitu Swr

Page 19: Injeksi Air

23

Harga Ko dan Kw selalu lebih kecil dari harga K kecuali pada titilk A

dan B

Harga Kro dan Krw berkisar anatar 0 sampai dengan 1

Gambar 2.9 Hubungan antara saturasi dengan permeabilitas

relative untuk sistim min yak-air (Bernard Zemel. Tracer in Oil Field,

1995)

Page 20: Injeksi Air

24

5. Viskositas ( µ )

Viskositas fluida menunjukkan ukuran keengganan su atu fluida

untuk mengalir, sehingga menggambarkan kondisi aliran fluida. Biasanya

dinyatakan dalam satuan centipoise (cp).

Viskositas seperti halnya sifat-sifat fisik fluida lainnya dipengaruhi

oleh tekanan dan tempera tur. Secara umum makin tinggi oAPI suatu

minyak, maka makin rendah harga viskositasnya. Jika temperatur

meningkaat menyebabkan penurunan viskosit as. Penurunan tekanan juga

menyebabkan penurunan viskositas, karena pangaruhnya adalah menekan

cairan. Hubungan antara viskositas minyak direservoir dengan fungsi

tekanan pada tem peratur konstan ditunjukkan pada gambar berikut.

Gambar 2.9 H ubungan antara viskositas minyak direservoir

dengan fungsi tekanan pada temperatur konstan (L.P. Dake.

Fundamentals of Reservoir Engineering, 1978)

Viscositas absolut diperoleh dari hasil kali antara viscositas

kinematik dengan densitas.

µ = γ . 𝜌.............................................................................. (Persamaan 2.15)

Page 21: Injeksi Air

25

Dimana :

µ = viscositas absolut, centipoise

γ = viscositas kinematik, centipoise

ρ = densitas, gr/cm3

6. Kompressibilitas Batuan (Cf)

Dalam keadaan statik, gaya yang bekerja didalam pori – pori dan

butiran berada dalam keadaan setimbang. Gaya – gaya tersebut adalah

gaya overburden dan tekanan formasi akan berkurang sehingga

keseimbangan akan terganggu yang mengakibatkan penyusutan volume

pori – pori. Koefisien penyusutan inilah yang disebut sebagai

kompresibilitas batuan.

Cf = 1

Vp x

dVp

dP .................................................................. (Persamaan 2.16)

Dimana :

Cf = faktor kompresibilitas batuan, psi-1

Vp = volume pori, cc

P = tekanan formasi, psi

7. Sifat Pembasahan Batuan (Wettability)

Suatu cairan akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara batuan

dan partikel cairan lebih besar daripada gaya kohesi antara partikel cairan

itu sendiri.

Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan permukaan setiap fasa

didalam batuan sehingga wettabilitas berhubungan dengan sifat interaksi

Page 22: Injeksi Air

26

(gaya tarik menarik) antara batuan dengan fluidanya. Sifat pembasahan

batuan (wettability) merupakan kecenderungan dari suatu fluida untuk

menyebar atau melekat kepermukaan batuan.

Sudut kontak (θ) merupakan sudut yang dibentuk antara permukaan

fasa fluida yang lebih berat terhadap permukaan butiran. Besarnya sud ut

kontak fluida berkisar antara 0 sampai 180o, seperti terlihat pada gambar.

Gambar 2.10 Sistem wettability air dan minyak

Untuk sistem pendesakannya pada batuan reservoir dibedakan atas

pendesakan minyak oleh air (water wet reservoir) dan pendesakan air oleh

minyak (oil wet reservoir).

a. Batuan Reservoir Water Wet (Air Mendesak Minyak)

Batuan rese rvoir pada umumnya water wet dimana air akan

membasahi permukaan batuan, d imana kondisinya adalah sebagai

berikut :

Page 23: Injeksi Air

27

σsw ≥σso , Aτ : > Gaya0 adhesi bernilai positif ;

0o ≤θ≤ o90 :Apabila θ = 0o, maka batuannya d ianggap

sebagai “Strongly Water Wet”

Gambar 2.11 Water wet

b. Batuan Reservoir Oil Wet (Minyak Mendesak Air)

Disebut sebagai oil wet apabila fasa minyak membasahi permukaan

batuan, dengan kondisinya sebagai berikut :

Gambar 2.12 Oil Wet

σso ≥σsw , Aτ < 0 : Gaya adhesi bernilai negatif

90o ≤θ≤ 180o : Apabila θ = 180o, maka batuannya dianggap

sebagai “Strongly Oil Wet”.

Page 24: Injeksi Air

28

Untuk sistem pendesakan pada batuan seperti terlihat pad a gambar.

Gambar 2.13 Pendesakan fluida pada batuan ( PT CPI. Waterflood

Reservoir Management School, 2002)

2.5 Efisiensi Pendesakan Minyak

Effisiensi pendesakan minyak diantaranya :

2.6.1 Areal Sweep Efficiency

Pada pelak sanaan waterflood, air diinjeksikan dari beberapa sumur

injeksi dan produksi akan terjadi dari sumur yang berbeda. Ini akaan

menyebabkan terbentuknya distribu si tekanan dan streamlines di daeah antara

sumur injeksi dengan sumur produksi. Dua faktor ini akan menentukan

seberapa besar kontak waterflood dengan da erah antara tersebut. Besar

daerah reservoir yang mengalami kontak dengan air ini yang disebut dengan

Areal sweep efficiency.

Page 25: Injeksi Air

29

Gambar 2.14 (a) Areal Sweep effisiensi, (b) Vertical Sweep

effisiensi ( PT CPI. Wate rflood Reservoir Management School, 2002)

Secara rumus, Areal sweep efficiency didefinisikan sebagai :

EA = 𝐿𝑢𝑎𝑠 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑀𝑒𝑛𝑔𝑎𝑙𝑎𝑚𝑖 𝐾𝑜𝑛𝑡𝑎𝑘 𝑑𝑒𝑛𝑔𝑎𝑛 𝐴𝑖𝑟

𝑂𝑖𝑙 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑒 (𝑝𝑎𝑡𝑡𝑒𝑟𝑛) ................... (Persamaan 2.17)

Faktor-Faktor Yang Mempengaruhi Areal Sweep Efficiency dianta

ranya :

1. Cross-Flooding

2. Permeabilitas Direksional

3. Variasi permeabilitas

4. Kemiringan Formasi

5. Off-Patter n Wells

6. End-to-End Flooding

7. Rekahan Horizontal

2.6.2 Vertical Swee p Efficiency

Bervariasinya nilai permeabilitas pada arah vertikal dari reservoir

menyebabkan fluida injeksi akan bergerak dengan bentuk fr ont yang tidak

beraturan. Semakin sedikit daerah berpermeabilitas bagus, semakin lambat

Page 26: Injeksi Air

30

pergerakan fluida inj eksi.

Ukuran keti dakseragaman invasi air adalah vertical sweep

efficiency (Gambar 2.14), 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 :

EI = 𝐿

𝐴 .................................................................................. (Persamaan 2.18)

Dimana :

L = Luas Bidang Tegak Lurus yang Mengalami Kontak dengan Air

A= Bidang tegak lurus yang tertutup oleh Waterfront

Ada beberapa hal yang mempengaruhi vertical sweep efficiency,

ini :

1. Mobility Ratio

Term 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.

Page 27: Injeksi Air

31

2. Gaya Gravitasi

Karena 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, Ph / Pv .

Sehingga laju alir yang lebih besar akan menghasilkan vertical sweep

efficiency yang lebih baik pula.

3. Gaya kapiler

Penelitian membuktikan bahwa volume hanya menurun sedikit

walaupun laju alir injeksi dinaikkan sampai sepuluh kali lipat.

4. Crossflow antar lapisan

5. Laju alir

Perhatikan semua properties yang mempengaruhi vertical sweep

efficiency diatas. Ke seluruhannya dipengaruhi oleh laju alir.

2.6.3 Volumetric S weep Efficiency

Volumetric 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 dir umuskan

dalam persamaan berikut :

Page 28: Injeksi Air

32

Evol = Earea . Evert...........................................................................................(Persamaan 2.19)

Faktor-faktor yang mempengaruhi volumetric sweep efficiency

sama dengan faktor-faktor yang mempengaruhi vertical sweep efficiency.

2.6.4 Displacement Efficiency

Displacement Efficiency didefinisikan sebagai jumlah total minyak

yang berhasil didesak dibagi dengan total Oil in Place yang ada di daerah

sapuan tersebut,

Gambar 2.15 Effisiensi Displacement ( PT CPI. Waterflood

Reservoir Management School, 2002)

Berdasarkan pengertian tersebut, Displacement Efficiency dapat

dirumuskan dengan persamaan :

ED = 𝑜𝑖𝑙 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑒𝑑 𝑏𝑦 𝑤𝑎𝑡𝑒𝑟

𝑂𝐼𝑃 𝑖𝑛 𝑡ℎ𝑒 𝑟𝑒𝑔𝑖𝑜𝑛 𝑠𝑤𝑒𝑝𝑡 𝑏𝑦 𝑤𝑎𝑡𝑒𝑟........................................................(Persamaan 2.20)

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

Page 29: Injeksi Air

33

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 desaturasi

Terjadi 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 pendesakan

Saturasi 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 :

ED max = 𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟

𝑆𝑜𝑖 =

(1− 𝑆𝑤 𝑐 )−𝑆𝑜𝑟

1− 𝑆𝑤𝑐

................................ (Persamaan 2.21)

Sedangkan nilai displacement efficiency pada saat breakthrough

adalah :

ED bt = 𝑆𝑤𝑏𝑡 − 𝑆𝑤 𝑐

1− 𝑆𝑤 𝑐...................................................... (Persamaan 2.22)

Dimana :

ED max = Displacement Efficiency maksimum

Soi = Saturasi Oil Initial

Page 30: Injeksi Air

34

Swc = Saturasi Water Conat

ED bt = Displacement Efficiency saat Breakthrough

Swbt = Saturasi Water saat Breakthrough

2.6 Persamaan Fraksi Aliran

Persamaan fraksi aliran merupakan persamaan dasar pada proses

pendorongan fluida di dalam media berpori, digunakan untuk menghitung

efisiensi pendesakan dikembangkan pertama kali oleh Bukley-Laverret.

Fraksi aliran merupakan fungsi dari saturasi se panjang variasi

permeabilitas relative. Plot antara fraksi aliran versus saturasi fluida pendesak

disebut Kurva Fraksi aliran (Fractional Flow Curve) yang biasanya berbentuk

kurva S. bentuk dan posisi kurva akan dipengaruhi oleh kurva relative

permeabilitas, viskositas fluida, densitas, sudut kemiringan dan hubungan

antara tekanan kapiler-saturasi.

Gambar 2.16 Kurva Plot Aliran Fraksional (L.P. Dake. Fundamentals of

Reservoir Engineering, 1978)

Page 31: Injeksi Air

35

Majunya front pendesakan tak bercampur dapat dit entukan dengan

menghitung saturasi fluida pendesak sebagai fungsi waktu dan jarak dari

slope kurva fractional flow.

Termasuk juga pada saat terjadinya breakthrough yaitu pada saat fluida

pendesak tiba di uju ng media berpori dan air injeksi yang ikut terproduksi ke

permukaan.

Penurunan persamaan fraksi aliran menggunakan asumsi :

1. Kondisi aliran dengan distribusi saturasi yang merata di seluruh lapisan

2. Permeabilitas yang merata sebagai fungsi saturasi

3. Pendesakan satu dimesional linear

Gambar 2.17 Kurva Pengaruh Tekanan Kapiler Fractional Flow

(L.P. Dake. Fun damentals of Reservoir Engineering, 1978)

Dibelakang front, ke naikan Sw berangsur-angsur dari Swf sampai (1-

Sor) . Pada daerah ini dianggap dpc dSw dan dS/dL kecil dpc L, dapat di

abaikan dalam persamaan fractional flow. Dengan asumsi tekanan

kapiler diabaikan dan pergerakan aliran sejajar dengan garis

Page 32: Injeksi Air

36

horizontal ( sudut kemiringan = 0 ), maka persamaan diatas dis

ederhanakan menjadi :

𝑓𝑤 = 1

1+ 𝜇𝑤𝜇𝑜

.𝑘𝑜𝑘𝑤

...................................................... (Persamaan 2.24)

Dimana :

𝑓𝑤 = fractional flow

𝜇𝑤 = viscositas water

𝜇𝑜 = viscositas oil

𝑘𝑜 = permeabilitas oil

𝑘𝑤 = permeabilitas water

Dengan adanya nilai permeabilitas relatif air (krw) dan min yak (kro),

maka persamaan dapat diny atakan dengan :

𝑓𝑤 = 1

1+ 𝜇𝑤𝜇𝑜

.𝑘𝑟𝑜𝑘𝑟𝑤

..................................................... (Persamaan 2.25)

Dikarenakan krw dan kro merupakan fungsi dari saturasi air, maka

dengan sendirinya fw juga fungsi dari saturasi air. Saat saturasi air naik, maka

permeabilitas relatif air akan naik, sedangkan permeabilitas relatif minyak

akan turun, maka nilai frak si aliran air akan naik.

Page 33: Injeksi Air

37

2.7 Pendesakan Frontal

Konsep ini dikembangkan oleh Buckley-Leverett tahun 1941 dengan

menerapkan hukum aliran fluida Darcy, sehingga diperoleh teori aliran

frontal advanced. Dalam penerapan teori frontal advance Buckley-Leverett

dibutuhkan karakterisitik permeabilitas relatif minyak-air, dan viskositas

fliuda.

Aliran fraksional untuk dip horizontal menggunakan persamaan

seperti persamaan 2.24. Kurva aliran fraksional pada Gambar 2.17 tersebut

kemudian didiferensialkan yaitu dfw /dSw, dan diplot terhadap saturasi air pada

Gambar 2.18.

Gambar 2.18 Plot dfw/dSw

Kemudian ditentukan performansi pada saat breakthrough, dengan

persamaan sebagai berikut :

𝑄𝑖 = 1

(𝑑𝑓𝑤𝑑𝑠𝑤

)𝑠𝑤𝑛

.................................................................... (Persamaan 2.26)

Page 34: Injeksi Air

38

dimana :

Qi = Kumulatif injeksi air, fraks volum pori

dfw = diferensial fraksional flow

dSw = diferensial saturasi air

Dan distribusi saturasi saat injeksi :

L =𝑤𝑖

𝐴𝛷. (

𝑑𝑓𝑤

𝑑𝑆𝑤) ..................................................................... (Persamaan 2.27)

dimana :

L = jarak linier sistem

Wi = kumul atif injeksi

A = luas area

Dari persamaan ini dapat diketahui pada saat injeksi mencapai

sejumlah volume air Wi, jarak dari saturasi telah bergerak dipengaruhi oleh

nilai Wi dan diferensial aliran fra ksional dan diferensial saturasi.

Sedangkan untuk konsep aliran pada pendesa kan frontal dapat dilihat pada

profil saturasinya seperti gambar berikut

Page 35: Injeksi Air

39

Gambar 2.19 Profil Saturasi Pada Pendesakan

Frontal (L .P. Dake. Fun damentals of Reservoir Engineering,

1978)

Buckley – Lever ett mengemukakan persamaan dasar untuk

menggambarkan pendesakan tidak tercampur satu dimensi pada konsep

pendesakan frontal. Konservasi massa air melalui elemen volume A dx

dapat dilihat sebagai berikut

Gambar 2.20 Debit Massa Melewati Volume dx (L.P. Dake.

Fundamentals of Reservoir Engineering, 1978)

Page 36: Injeksi Air

40

A. Perilaku Pada Saat Water Breakthrough

Pada saat breakthrough, air telah bergerak disepanjang blok

reservoir dimana pada saat ini x = L, yaitu panjang dari blok reservoir.

Saturasi pada front Swf = Swbt telah mencapai sumur produksi,

demikian juga dengan watercut yang meningkat dengan cepat dari nol

hingga fw = fw | swf.

Integrasi persamaan untuk waktu total t sejak injeksi didapat :

X = 𝑊𝑖

𝐴𝛷(

𝑑𝑓𝑤

𝑑𝑆𝑤)................................................................. (Persamaan 2.28)

Dimana f menyatakan kondisi pada flood front.

Total Minyak yang didesak sampai pada sat breakthrough

adalah sebesar Wibt. Dengan demikian harga saturasi air rata-rata pada

saat brea kthrough adalah dari saturasi air connate dan peningkatan

harga saturasi air yang disebabkan oleh waterflood, maka dapat

dituliskan dalam bentuk persamaan :

𝑆𝑤𝑏𝑡 = Swc + 𝑊𝑖

𝐴𝜑........................................................... (Persamaan 2.29)

Sehingga,

𝑆𝑤𝑏𝑡 – Swc = (1

𝑑𝑓𝑤

𝑑𝑆𝑤

) = 𝑆𝑤𝑓 𝑆𝑤𝑐

𝑓𝑤𝑓 ...................................... (Persamaan 2.30)

Page 37: Injeksi Air

41

B. Perilaku Setelah terjadinya Water Breakthrough

Breakthrough terjadi saat air yang dinjeksikan telah iku t

terproduksi di sumur produksi. Set elah breakthrough terjadi, maka

kurva aliran fraksional-nya ditunjukkan pada Gambar 2.21.

Gambar 2.21 Kurva Fraksi Aliran Setelah Water Breakthroun gh (L.P.

Dake. Fun damentals of Reservoir Engineering, 1978)

2.8 Pendesakan Torak

Pendesakan yang menyerupai torak merupakan ha l khusus dari

pendesakan frontal. Perbandingan bentuk grafik hubungan antara saturasi

fluida pendesak dengan jar ak dari sumur injeksi untuk pendesakan frontal

secara umum dan untuk pendesakan torak ditunjukkan pada Gambar 2.22

berikut.

Page 38: Injeksi Air

42

Gambar 2.22 Konse p Pendesakan Torak (L.P. Dake. Fundamentals of

Reservoir Engineering, 1978)

Pendesakan torak merupakan proses pendesakan minyak oleh air

dengan menganggap minyak tersapu oleh air, dengan kata lain minyak da pat

dikuras habis oleh pendorongan air . Jadi, didepan maupun dibelakang front ha

nya terdapat satu fasa fluida yang men galir. Pendesakan torak terjadi bila

mobility rasio (M) 1.

2.9 Konsep Perbandingan Mobilitas

Mobilitas merupakan suatu ukuran kemampuan fluida untuk

berpindah atau mengalir di dalam media berpori pada gradient tekanan

tertentu. Dapat juga didefinisikan sebagai perbandingan antara permeabilitas

efektif fluida tersebut terhadap viskositas pada kondisi reservoir.

𝜆𝑓 = 𝐾𝑓

𝜇𝑓........................................................................... (Persamaan 2.31)

Harga mobilitas fluida akan berbeda-beda tergantung tempat dan

waktu pelaksanaan injeksi fluidanya karena mobilitas merupakan fungsi dari

sifat batuan dan fluida yang harganya bervariasi terhadap saturasi, tekanan

Page 39: Injeksi Air

43

dan temperatur.

Konsep perbandingan mobilitas didasarkan pada perbandingan

mobilitas fluida terdesak (minyak) dengan mobilitas fluida pendesak (air)

yang dinyatakan dengan persamaan berikut :

𝑀𝑜,𝑤 = 𝜆𝑤

𝜆𝑜 =

𝐾𝑟𝑤

𝐾𝑟𝑜𝑥

𝜇𝑜

𝜇𝑤 .................................................... (Persamaan 2.32)

Dengan asumsi-asumsi yang digunakan adalah :

Pendesakannya seperti pendesakan piston (piston like displacement),

yaitu penurunan tajam saturasi fluida yang didesak dari saturasi awal

sampai dengan saturasi residual setelah dilalui bidang front.

Pada daerah yang belum tersapu oleh fluida pendesak hanya satu saja

terdapat aliran fluidanya yaitu fluida yang dapat didesak, sedangkan pada

daerah yang tersapu juga terdapat aliran satu macam fluida pendesak.

Batuan reservoir homogen (reservoir homogen isotropis) diseluruh

ketebalannya, sehingga viskositas, permeabilitas effektif, mobilitas fluida

pendesak dan yang didesak dianggap sama (konstan) selama proses

pendesakan berlangsung.

Menurut hukum Darcy, terdapat faktor yang mempengaruhi

kecepatan fluida pada suatu gradient tekanan, sehingga terdapat perbedaan

yang harus diperhatikan antara konsep rasio mobilitas untuk aliran

fraksional dengan konsep rasio mobilitas pada hukum Darcy, antara lain :

1. Untuk aliran fraksional, rasio permeabilitas diberikan untuk suatu kondisi

saturasi tertentu di titik tertentu pada reservoir.

2. Pada persamaan rasio mobilitas, permeabilitas air adalah permeabilitas

Page 40: Injeksi Air

44

pada bagian reservoir yang kontak dengan air, sedangkan permeabilitas

minyak adalah permeabilitas pada oil bank, dua tempat yang terpisah di

reservoir.

Rasio mobilitas berpengaruh terhadap efisiensi pendesakan minyak,

dimana pada rasio yang tinggi, maka efisiensi pendesakan minyak

menjadi lebih kecil.

2.10 Jenis – jenis Additive Waterflood

Setelah 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. Surfactant

Surfactant berfungsi untuk menurunkan tegangan pcrmukaan,

tekanan kapiler campuran polimer, alkohol, sulfonate), menaikkan

efesiensi pendesakan dalam skala pori, mikropis.

2. Polymer

Polymer 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:

a. Polycrylamide

b. polysaccharide