desain co2 flooding untuk perbaikan produksi sumur depleted

“Desain CO2 Flooding Untuk Perbaikan Produksi Sumur Depleted”

Enhance oil recovery adalah setiap usaha yang ditujukan untuk

mendapatkan minyak yang tersisa dari suatu reservoir, kadang usaha ini

diterapkan pada lapangan dengan minyak berkharakteristik berat, serta

lapangan dengan masalah tersendiri dimana metode pengangkatan

umum tidak lagi dianggap ekonomis misalnya minyak berparafin tinggi,

atau reservoir dengan natural lift berupa gas cap, segregate.

Umumnya metode pengangkatan tersier ini menggunakan fluida injeksi

yang untuk mendorong sisa minyak yang berada pada titik terluar dari jari

jari alir sumur menuju sumur produksi, fluida yang diinjeksikan sendiri

terbagi atas.

Gas

Thermal steam

Microbacteria

Surface active agent

Insitu combustion

Sebelum proses EOR dilakukan biasanya dilakukan uji pada beberapa

sumur injeksi terhadap sumur produksi (pilot project) yang kemudian

menjadi acuan apakah suatu reservoir layak atau tidak untuk proses in,i

serta pemilihan fluida injeksi.

Pilot project sendiri akan mengambil data mengenai:

Jumlah minyak yang ada dalam reservoir (biasanya menggunakan

Perhitungan material balance, decline curve)

Jumlah minyak yang telah terproduksikan (menggunakan IPR, PBU

test)

Porositas efektif batuan secara horizontal maupun vertical (Isostasi

geologi dianggap tidak ada karena tiap reservoir memiliki karakter

berbeda)

Prepared by capunk as a title for final assignmentPlease do not copy

Saturasi fluida reservoir (dari sampel Coring maupun Logging)

Permeabilitas batuan (dari sampel Coring maupun Logging)

Heterogenity reservoir

Kemudian data tersebut akan dipakai untuk menentuan

1. Pola sumur injeksi terhadap sumur produksi

2. Jenis fluida yang dipakai (berkaitan dengan efficiensi alir fluida dalam

batuan)

3. Tekanan yang dilakukan pada sumur injeksi

Desain CO2 Flooding

Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak terbagi atas

beberapa langkah:

1. Dengan menentukan jumlah air yang digunakan untuk menaikkan

tekanan reservoir sehingga proses pencampuran CO2 dengan

minyak dapat berlangsung.

2. Menentukan kebutuhan CO2 yang akan diinjeksikan ke reservoir

yang didorong oleh gas N2

3. Menentukan tekanan injeksi (di permukaan) CO2 ke reservoir yang

tidak melebihi tekanan formasi.

Desain ini hanya digunakan untuk EOR:

Stimulant Injection CO2 and water system.

Intermittent injection CO2 and water slug.

CO2 injection with N2 gas booster.

A. Perhitungan Jumlah Air Untuk Menaikkan Tekanan Reservoir

Tentukan harga MMP (Minimum Miscibility Pressure) dari percobaan.

Data pendukung:

Faktor volume formasi minyak awal (Boi)


Faktor volume formasi minyak pada saat injeksi dimulai (Bo)

Faktor volume formasi gas awal (Bgi)

Faktor volume formasi gas pada saat injeksi dimulai (Bg)

Perbandingan kelarutan gas dalam minyak awal (Rsi)

Perbandingan kelarutan gas dalam minyak pada saat (Rs)

Produksi kumulatif minyak (Np)

Recovery Factor primer (RF)

Produksi kumulatif air (Wp)

Laju alir produksi minyak saat injeksi dimulai (qo)

Laju alir produksi air saat injeksi dimulai (qw)

Perbandingan gas dan minyak (GOR)

1. Hitung jumlah fluida yang telah diproduksi (Fp) :

F p=V g−V gs+W p

Dengan:

V g=NBoi−(N−N p )Bo

V gs=V g

Bg

.1

(R si−R s )/ (BOi−Bo )2. Hitung jumlah fluida terproduksi selama proses menaikkan tekanan

reservoir (qf) :

q f=qoBo+qo (GOR−Rs ) Bg+qw

3. Hitung waktu untuk menaikkan tekanan reservoir :

t pressurization=F p

q i−q f

4. Jumlah air untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga

pendesakan CO2 adalah:

W=Fp+(q f .t pressurization)

B. Perhitungan Jumlah CO2 Untuk Injeksi


Asumsi breakthrough time CO2 pada CO2 sweep di mixing zone.

Siapkan data pendukung :

Area (A)

Tebal zona minyak (h)

Porositas (φ )

Efisiensi penyapuan (Ea)

Efisiensi penyapuan secara vertikal (Ev)

Saturasi minyak residual di zona sweep CO2 (Sor)

Laju injeksi (qi)

1. Hitung waktu untuk front CO2 bergerak pada reservoir (tCO2) :

tCO2=(6.7 .108)A hΦEa Ev(1−S¿)

q1

2. Hitung panjang daerah difusi CO2 (X)

X=3.625√(Dc−0+Dn−c) . tCO2Dc-o = Koefisien difusi CO2 dengan minyak ≈ 3.5 × 10-5 cm2/s

Dn-c = Koefisien difusi N2 dengan CO2 ≈ 65 × 10-5 cm2/s

3. Hitung volume CO2 di zona difusi (Vd):

V d=AΦX (7758)

2

4. Jumlah CO2 yang dibutuhkan untuk pendesakan minyak adalah:

V CO2=V d+V s

dengan:

Vs = Volume CO2 dibelakang front, umumnya 5 – 10% dari PV

(Pore Volume)

C. Perhitungan Tekanan Injeksi CO2

Data pendukung:

Temperatur reservoir (Tr)

Temperatur permukaan (Ts)

SG CO2

Faktor deviasi CO2


Kedalaman reservoir (D)

Inside diameter tubing (d)

Measured depth (MD)

Kekasaran tubing (n)

Viskositas CO2 (μCO2)

1. Perhitungan tekanan statik untuk injeksikan CO2 (Pts):

Pws=Ptsexp [0.01875 SG (D )TZ ]

2. Perhitungan tekanan injeksi tubing CO2 (Ptf) adalah :

Pwf2=Ptf

2 exp (S )+25(SG )q2TZf (MD )[exp (S )−1]

Sd5

Dengan:

S=0.0375 (SG )(TVD)

TZ

1√ f

=1.14−2 log( nd + 21.25N e

0.9 )N e=

20011 (SG )qµCO2

d

Hasil akhir dari perencanaan EOR CO2 ini adalah, didapatkannya

perencanaan sumur injeksi yang sesuai untuk lapangan tertentu.


desain co2 flooding untuk perbaikan produksi sumur depleted

Documents