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

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.</jats:p

Simulasi Percobaan Coreflooding Injeksi Surfaktan Polimer Pada Batuan Reservoir

Dalam beberapa tahun belakangan ini injeksi surfaktan-polimer banyak diterapkan untuk dapat meningkatkan produksi lapangan minyak tua, karena mempunyai efek sinergis dari penurunan tegangan antar muka dan kontrol mobilitas dengan efek samping yang minimal. Tulisan ini membahas tentang pengembangan model simulasi injeksi surfaktan-polimer dengan menggunakan data percobaan di laboratorium, dan validasi dari model simulasi tersebut dilakukan dengan cara menyelaraskan terhadap hasil uji corefl ooding. Percobaan corefl ooding surfaktan-polimer dilakukan pada core batupasir dalam kondisi reservoar. Injeksi surfaktanpolimer dilakukan sampai tahap produksi tersier dengan konsentrasi surfaktan 1.067x10-3 fraksi mol, polimer 1.393x10-7 fraksi mol, anion klorida air injeksi 5.08x10-3 fraksi mol, dan slug injeksi surfaktan-polimer sebanyak 0.207 pore volume. Dari hasil uji core fl ooding menunjukkan perolehan minyak sebesar 57.09% original in place dari saturasi minyak tersisa setelah injeksi air, untuk formulasi surfaktan-polimer yang diselidiki. Analisis sensitivitas dilakukan dengan mengkombinasikan penambahan maupun pengurangan dari konsentrasi surfaktan, polimer, dan anion klorida air formasi, serta ukuran slug injeksi surfaktan-polimer untuk memperkirakan adanya penambahan perolehan dengan serangkaian ‘run’ model simulator. Berdasarkan hasil uji sensitivitas tersebut, maka perolehan minyak maksimum yang didapat adalah sebesar 87.28% original in place dari saturasi minyak tersisa untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25% serta pengurangan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10%, dan ukuran slug injeksi surfaktan-polimer 0.3 pore volume.</jats:p

PENENTUAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM INJEKSI CO2 MELALUI MODEL SIMULASI SLIM TUBE EOR

Injeksi CO2 ke dalam reservoir minyak dikenal sebagai salah satu metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang telah terbukti dan cukup efektif menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. CO2 dan minyak akan tercampur bila tekanan injeksi CO2 mencapai tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk mengetahui TTM tersebut dapat diperoleh dari uji laboratorium dengan menginjeksikan CO2 pada alat slim tube. Pada penelitian ini dilakukan uji laboratorium slim tube dengan menginjeksikan 100% Mol CO2 dan MMP yang diperoleh 2400 psig. Kendala untuk dapat mencapai TTM tersebut adalah tekanan reservoir rendah karena minyak yang diproduksikan sudah lama dan pada umumnya tekanan rekah formasi lebih rendah dari TTM. Untuk menyiasati hal tersebut, fluida injeksi CO2 dicampur dengan gas bumi untuk dapat menurunkan TTM. Kemudian dikembangkan model simulasi numerik injeksi CO2 pada slim tube dengan menggunakan data uji slim tube di laboratorium. TTM yang diperoleh dari model simulasi numerik slim tube adalah 2385 psig. Dengan model simulasi numerik slim tube tersebut kemudian dilakukan injeksi pada berbagai komposisi campuran CO2 dan gas bumi untuk mengetahui seberapa besar penurunan MMP. Untuk campuran fluida injeksi 60% Mol CO2 dan 40% mol gas bumi MMP diperoleh 2100 psig, sehingga dapat menurunkan MMP sebesar 285 psig dibandingkan dengan menginjeksikan 100% Mol CO2 .</jats:p

Injeksi Surfaktan Polimer dengan Pola Quartered Five Spot pada Reservoir Minyak

Hasil screening metoda Enhanced Oil Recovery (EOR) pada reservoir minyak “Q” menunjukkanbahwa metoda EOR yang cocok diterapkan adalah injeksi kimia surfaktan-polimer. Uji terhadapair formasi, minyak, surfaktan dan polimer, serta penentuan campuran surfaktan-polimer untukinjeksi pada reservoir tersebut telah dilakukan. Campuran konsentrasi optimum yang diperolehterdiri atas 0.005% berat surfaktan dan 0.05% berat polimer. Pemodelan simulasi injeksi surfaktanpolimerke dalam reservoir minyak dengan pola quartered five spot telah dilakukan menggunakansimulator injeksi kimia tiga dimensi UTCHEM. Model tersebut digunakan untuk mengetahuipengaruh injeksi surfaktan-polimer tersebut terhadap peningkatan perolehan minyak. Denganmenggunakan konsentrasi surfaktan-polimer tersebut di atas, yang kemudian dinyatakan sebagaibase case dengan rancangan urutan injeksi terdiri atas 0.65 PV air formasi yang dilanjutkan dengan0.4 PV Surfaktan-Polimer dan kembali dilakukan injeksi 1.45 PV air formasi, dan menghasilkankumulatif perolehan minyak sebesar 79.52% OOIP. Berdasarkan model base case tersebut,selanjutnya dilakukan uji sensitivitas perolehan minyak terhadap parameter volume kumulatifinjeksi air dan surfaktan-polimer, konsentrasi surfaktan dan polimer. Dari hasil uji sensitivitas,kemudian dipilih dari ketiga parameter tersebut yang optimum dan menghasilkan kumulatifperolehan minyak sebesar 85.1% OOIP.</jats:p

STUDY OF ENHANCED OIL RECOVERY WITH ALKALINE SURFACTANT POLYMER INJECTION METHOD BY USING LABORATORY TEST

One effort to improve oil recovery in oil reservoirs after primary and secondary recovery period is to apply the method of Enhanced Oil Recovery (EOR). Screening of EOR on the characteristics of the reservoir rock and Àuid 'N' indicates that the suitable method is the injection of alkali surfactant polymer (ASP). This paper presents the results of laboratory tests to increase the oil recovery in the reservoir 'N' with ASP injection. The purpose of the laboratory testing was to determine the additional oil recovery by injecting a solution of ASP in the reservoir rock 'N'. Based on the results of compatibility, interfacial tension, rheology, thermal stability, filtration and static adsorption test on an ASP Àuid injection, the optimum concentration of each of the injection Àuid is obtained. Referring to the optimum concentration of the ASP, then the core Àooding test design based on a predetermined Àuid injection. The main result of the Àooding test cores showed an increase in oil recovery as much as 21.84% OOIP. When the results of the laboratory test was applied to the field scale by injecting Àuid into the reservoir ASP 'N', then the estimated potential increase in oil production as much as 11.457 million bbl.</jats:p

Pemodelan Sekuestrasi Gas CO2 pada Saline Aquifer dengan Mekanisme Perubahan Fase dan Alterasi Mineral

Salah satu teknologi yang dapat diterapkan untuk mengatasi terbuangnya emisi gas CO2 keatmosfir bumi dari industri yang menggunakan bahan bakar fosil adalah Carbon Capture andStorage (CCS). Dengan teknologi ini emisi gas CO2 dapat dipisahkan, disalurkan dan kemudiandiinjeksikan ke tempat penyimpanan (sekuestrasi) di formasi geologi, atau dalam rangka penerapanEnhanced Oil Recovery (EOR) untuk meningkatkan produksi dari reservoir minyak pada tahaptersier. Emisi gas CO2 tersebut dapat juga disimpan pada depleted reservoir gas, lapisan batubaraatau saline aquifer (reservoir air bersalinitas tinggi). Sebagai tempat penyimpanan gas CO2,saline aquifer dianggap cukup aman karena dengan berjalannya waktu, maka gas CO2 yang larutdalam air garam akan mengalami proses mineralisasi dan pengendapan. Di dalam reservoir salineaquifer, mekanisme penyimpanan gas CO2 terdiri atas tiga tahap yaitu pada tahap pertama, gasCO2 akan disimpan sebagai gas atau fluida supercritical pada reservoir yang mempunyai lapisantidak permeabel sebagai lapisan penutup (cap rock). Pada tahap kedua, gas CO2 akan larut kedalam air yang mengakibatkan perubahan sifat kebasaan air dan memengaruhi kelarutan mineralyang terkandung dalam batuan. Dan tahap ketiga, gas CO2 akan berinteraksi dengan mineralyang terkandung dalam batuan dan menghasilkan mineral baru yang dapat menyimpan gas CO2.Pemodelan simulasi sekuestrasi gas CO2 pada saline aquifer berbentuk radial satu dimensi telahdilakukan dengan menggunakan simulator ToughReact yang dapat merepresentasikan mekanismepenyimpanan gas CO2 tersebut diatas dan memperkirakan kapasitas atau kemampuan reservoirmenyimpan gas CO2. Selain itu dapat diketahui penyebaran distribusi saturasi gas CO2, perubahanpH yang mengakibatkan proses geokimia antara gas CO2 dengan mineral dalam batuan pasir sertamineral yang terbentuk dari proses geokimia, dan perubahan porositas akibat perubahan mineral.Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa potensi gas CO2 yang dapat tersekuestrasi secara permanenpada saline aquifer untuk laju alir injeksi sebesar 90 kg/detik, 140 kg/detik dan 190 kg/detik selama10 tahun masing masing sebesar 28.4 juta ton, 44.2 juta ton, dan 60.0 juta ton CO2.</jats:p

EFFECT OF OPTIMUM SALINITY?ON MICROEMULSION FORMATION TO ATTAIN ULTRALOW INTERFACIAL TENSION FOR CHEMICAL FLOODING APPLICATION

Microemulsion formation in surfactant solution has a major influence on the success of chemical injection techniques, and is one of the enhanced oil recovery methods. Its transparent and translucent homogenous mixtures of oil and water in the presence of surfactant have an ability to displace the remaining oil in the reservoir by reducing interfacial tension between oil and water. In this study, the effect of surfactant solution salinity on the formation of microemulsion and its mechanism to reduce the interfacial tension between water and oil from X oil field in Central Sumatera were carried out through compatibility observation, phase behaviour test and interfacial tension measurements in a laboratory. The results showed that microemulsion formation depends on the salinity of aqueous phase associated with different surfactant solubility by altering the polar area of surfactant. The optimum salinity was obtained with the addition of 0.65% Na2CO3 in which microemulsion was formed and the solubilization ratio of oil and water were equally high. At this condition the ultralow interfacial tension was around 10-3 dyne/cm and enabled improved oil recovery in mature oil fields after waterflooding</jats:p

Preliminary Carbon Untilization And Storage Screening Of Oil Fields In South Sumatra Basin

Carbon utilization in oil fi elds as EOR project has becomes main issue nowdays. Therefore preliminary CO2-EOR screening has been done for the oil fi elds laid on South Sumatra Basin, where CO2 emission arise from a number different sources of activities in South Sumatra area. Around 103 oil fi elds and consisting 581 reservoirs have been analysis to select which of those fi elds fulfi ll CO2 injection criteria. The criteria applied of the selection are based on EOR Screening Criteria Revisited papers introducing by J.J Taber at. All. 1977. The results of the screening are categorized as miscible, immiscible and failed for CO2 injection. Afterward, CO2 storage and incremental oil recovery due to CO2 injection were calculated using equation normally used in the oil industries. The incremental oil recovery due to CO2-EOR has been assumed as high as 12% of OOIP at miscible process and only 5% for immiscible displacement. The calculation of CO2 storage is based on the ultimate primary recovery for each fi eld in addition of the additional recovery due to CO2-EOR. Both primary and tertiary recovery have been used as the basic of calculating the CO2 storage. The results of the screening whether reservoir categories in immiscible, miscible injection and failed to fulfi ll EOR-CO2 injection criteria can be summarized as follow: 18 fi elds immiscible, 77 miscible, and 7 failed. Total incremental oil recovery estimate from CO2-EOR is approximately 480.5 MMSTB. While the total CO2 storages estimate are about 70 MMton for voidage replacement due to production at ultimate recovery and 22 MMton at EOR-recovery, so the total CO2 storage is approximately 92 MMton.</jats:p

MICROEMULSION FLOODING MECHANISM FOR OPTIMUM OIL RECOVERY ON CHEMICAL INJECTION

The formation of microemulsion in the injection of surfactant at chemical flooding is crucial for the effectiveness of injection. Microemulsion can be obtained either by mixing the surfactant and oil at the surface or injecting surfactant into the reservoir to form in situ microemulsion. Its translucent homogeneous mixtures of oil and water in the presence of surfactant is believed to displace the remaining oil in the reservoir. Previously, we showed the effect of microemulsion-based surfactant formulation to reduce the interfacial tension (IFT) of oil and water to the ultralow level that suffi cient enough to overcome the capillary pressure in the pore throat and mobilize the residual oil. However, the effectiveness of microemulsion flooding to enhance the oil recovery in the targeted representative core has not been investigated.In this article, the performance of microemulsion-based surfactant formulation to improve the oil recovery in the reservoir condition was investigated in the laboratory scale through the core flooding experiment. Microemulsion-based formulation consist of 2% surfactant A and 0.85% of alkaline sodium carbonate (Na2CO3) were prepared by mixing with synthetic soften brine (SSB) in the presence of various concentration of polymer for improving the mobility control. The viscosity of surfactant-polymer in the presence of alkaline (ASP) and polymer drive that used for chemical injection slug were measured. The tertiary oil recovery experiment was carried out using core flooding apparatus to study the ability of microemulsion-based formulation to recover the oil production. The results showed that polymer at 2200 ppm in the ASP mixtures can generate 12.16 cP solution which is twice higher than the oil viscosity to prevent the fi ngering occurrence. Whereas single polymer drive at 1300 ppm was able to produce 15.15 cP polymer solution due to the absence of alkaline. Core flooding experiment result with design injection of 0.15 PV ASP followed by 1.5 PV polymer showed that the additional oil recovery after waterflood can be obtained as high as 93.41% of remaining oil saturation after waterflood (Sor), or 57.71% of initial oil saturation (Soi). Those results conclude that the microemulsion-based surfactant flooding is the most effective mechanism to achieve the optimum oil recovery in the targeted reservoir.</jats:p