UJI SENSITIVITAS VOLUME SLUG PADA INJEKSI ALKALI MELALUI MODEL SIMULASI CORE FLOODING EOR

Edward ML Tobing

Sari


Penerapan salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) yaitu menginjeksikan alkali ke dalam reservoir dengan tujuan agar dapat meningkatkan produksi dari lapangan minyak tua. Fungsi alkali adalah untuk menurunkan tegangan antar muka dan mengubah sifat kebasahan batuan dari oil wet menjadi water wet. Tulisan ini membahas tentang pengembangan model simulasi coreflooding injeksi alkali dengan menggunakan data percobaan di laboratorium, dan validasi dari model simulasi tersebut dilakukan dengan cara menyelaraskan terhadap hasil uji coreflooding. Percobaan coreflooding alkali dilakukan pada core standar batu pasir Bentheimer sampai tahap produksi tersier dalam kondisi reservoir, yang dibagi dalam 5(lima) segmen slug: (1). Slug Alkali dengan konsentrasi NaOH 0.005 fraksi mol sebanyak 0.25 Pore Volume. (2). Slug Polimer spike dengan konsentrasi polimer 4.0x10-6 fraksi mol sebanyak 0.25 PV. (3). Slug Decreasing polimer-1 dengan konsentrasi polimer 3.2x10-6 fraksi mol sebanyak 0.25 PV. (4). Slug Decreasing polimer-2 dengan konsentrasi polimer 2.56x10-6 fraksi mol sebanyak 0.25 PV. (5). Slug air sebanyak 2.0 PV. Dari hasil uji core flooding tersebut menunjukkan perolehan minyak sebesar 68.75% original in place dari saturasi minyak tersisa setelah injeksi air. Analisis uji sensitivitas dilakukan dengan mengkombinasikan secara bertahap volume slug alkalin, slug polimer-spike, slug decreasing-polimer-1, slug decreasing-polimer-2 dan slug  air untuk memperkirakan adanya perubahan perolehan minyak dengan serangkaian ‘run’ model simulasi. Berdasarkan hasil uji sensitivitas tersebut, maka perolehan minyak maksimum didapat  sebesar 81.41% original in place dari saturasi minyak tersisa untuk kasus volume slug: alkali 0.15PV, polimer-spike 0.30PV, “decreasing polimer-1” sebanyak 0.30PV, “decreasing-polimer-2” sebanyak 0.25PV dan slug air 1.5PV. Atau bertambah 12.65 % original in place dari saturasi minyak tersisa dibandingkan hasil uji coreflooding.

Kata Kunci


injeksi alkali, ukuran slug, model simulasi core flooding

Teks Lengkap:

PDF

Referensi


Xiao, R., Teletzke, G.F., Lin, M.W. and Glotzbach., 2017, “A Novel Mechanism of Alkaline Flooding to Improve Sweep Efficiency for Viscous Oil”, SPE Annual Technical Conference and Exhibition in San Antonio, Texas, SPE-187366-MS.

Tutorial “Chemical EOR Simulation Course Using Builder, 2015, STARS & CMOST, V.2015.15, Computer Modeling Group Ltd, Calgary, Canada.

Claridge, E.L., 1977, “A Method for Designing Graded Viscosity Banks”, SPE AIME 52nd Annual Fall Technical Conference and Exhibition in Denver, SPE 6848.

Aladasani, A., and Bai, B., 2010, ”Recent Development and Updated Screening Criteria of Enhanced Oil Recovery Techniques”, SPE 130726, pp:1-24.

Tobing, E.ML., 2016, “Simulasi Percobaan Coreflooding Injeksi Surfaktan Polimer Pada Batuan Reservoir”, Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi, Vol 50, Nomor 1.

Moreno, J.E., Flew, S., Gurpinar, O., Liu, Y. and Gossuin, J., 2018, “Effective Use of Laboratory Measurement on EOR Planning, SPE Offshore Technology Conference in Houston, Texas, OTC-29057-MS.

Xie, D., Hou, J., Doda, A. and Trivedi, J.J., 2014, ”Organic Alkali for Heavy Oil Chemical EOR Improves the Performance Over Inorganic Alkali”, SPE Internanational Heavy Oil Conference and Exhibition, Mangaf, Kuwait, SPE-172895-MS.

Mamonov, A., Khan, M.A.I., Puntervold, T. and Strand, S., 2018, “Optimized Alkalinity for EOR Purposes in Sandstone Reservoir”, SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition in Brisbane, Australia, SPE-192015-MS.

Samuel, A.J.T., Eyzaguirre, G.L.F., 2017, “Improvement in EOR Screening, Laboratory Flood Test and Model Description to Effectively Fast Track EOR Projects”, SPE International Petroleum Exhibition & Conference in Abu Dhabi, SPE-188926-MS.

Guo, H., 2017, “How to Select Polymer Molecular Weight and Consentration to Avoid Bloking in Polymer Flooding?”, SPE Symposium Production Enhancement and Cost Optimisation in Kuala Lumpur, Malaysia, SPE-189255-MS.

Swiecinski, F., Reed, P., Andrews, W., 2016, “The Thermal Stability of Polyacrylamides in EOR Applications”, SPE Improved Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma, SPE-179558-MS.

Han, M., Fuseni, A., Zahrani,B., Wang, J., 2014, “Laboratory Study on Polymers for Chemical Flooding”, SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia in Muscat, Oman, SPE-169724-MS.

Hartono, A.D., Hakiki, F., Syhab, Z., 2017, “Revisiting EOR Project in Indonesia through Integrated Study: EOR Screening, Predictive Model, and Optimisation”, SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition in Jakarta, Indonesia, SPE-186884-MS.