Injeksi Air (Secondary Recovery)

BAB IV

BAB IV

INJEKSI AIR PADA SECONDARY RECOVERY

Operasi perolehan minyak tahap kedua (secondary recovey) dilakukan dengan maksud untuk memperoleh minyak sisa di reservoir yang tidak dapat diambil dengan metode tahap pertama (primary recovery). Dalam operasi perolehan tahap kedua ini, suatu fluida diinjeksikan ke dalam reservoir minyak sisa tersebut bukan untuk mempertahankan energi reservoir, tetapi secara fisik mendesak minyak sisa dari reservoir. Waterflooding (injeksi air) merupakan salah satu dari metode perolehan tahap kedua yang banyak digunakan dalam industri perminyakan, karena water flooding mempunyai banyak keuntungan daripada metode perolehan tahap kedua yang lainnya (gas flooding), diantaranya yaitu :

air tersedia dalam jumlah yang melimpah,

air relatif mudah diinjeksikan,

air mampu menyebar melalui formasi bearing minyak, dan

air lebih efisien dalam mendesak minyak.

Dalam sejarahnya, water flood pertama kali terjadi sebagai suatu hasil dari injeksi air yang tidak disengaja pada daerah Pithole City Pensylvania di tahun 1865. Pada tahun 1880, John F. Carll menyimpulkan bahwa air tanah dari lapisan yang lebih dangkal mampu mendorong minyak dari reservoir dan memberi manfaat dalam membantu peningkatan produksi minyak. Pada saat itu air dirasakan sebagai fungsi utama dari injeksi air dalam mempertahankan tekanan reservoir yang memberikan sumur-sumur itu mempunyai umur produktif yang lebih panjang.

Pada awalnya metode waterflooding ini dilakukan dengan menginjeksikan air ke dalam sumur tunggal; saat zone yang terinvasi air meningkat dan sumur-sumur yang berdekatan dimana air tidak menjangkaunya dijadikan sumur penginjeksi untuk memperluas daerah invasi air. Ini dikenal sebagai circle flooding. Teknik ini kemudian diperbaiki oleh Forest Oil Corp. dengan mengubah beberapa sumur produksi menjadi sumur injeksi air dan membentuk suatu pola line drive.

4.1. Pengertian Waterflooding

Pada banyak reservoir minyak, tekanan reservoir akan berkurang selama produksi berlangsung. Penurunan tekanan reservoir di bawah tekanan jenuh (bubble point) dari hidrokarbon mengakibatkan keluarnya gas (komponen hidrokarbon yang ringan) dari dalam minyak. Gelembung gas akan membentuk fasa yang bersinambungan dan mengalir ke arah sumur-sumur produksi, bila saturasinya melampaui harga saturasi equilibrium. Terproduksinya gas ini akan mengurangi energi yang tersedia secara alami untuk memproduksikan minyak, sehingga jumlah minyak yang dapat diproduksikan (recovery) secara alami dapat berkurang pula. Secara umum dapat dikatakan bahwa penurunan tekanan yang tidak terkontrol memberikan kontribusi terhadap pengurangan recovery.

Penurunan tekanan reservoir dapat diperlambat secara alami bila penyerapan reservoir oleh sumur-sumur produksi diimbangi oleh perembesan air ke dalam reservoir dari aquifer. Air ini berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi, disamping berperan sebagai media pendesak. Mekanik produksi minyak yang mengandalkan tenaga pengembangan dari gas yang keluar dari larutan (depletion drive). Kenyataan ini mendorong orang untuk melakukan proses penginjeksian air (waterflooding) dari permukaan bumi ke dalam reservoir minyak.

Waterflooding merupakan metode perolehan tahap kedua dimana air diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mendapatkan tambahan perolehan minyak yang bergerak dari reservoir minyak menuju ke sumur produksi setelah reservoir tersebut mendekati batas ekonomis produktif melalui perolehan tahap pertama.

Penginjeksian air yang dimaksudkan disini merupakan penambahan energi kedalam reservoir melalui sumur-sumur tertentu, yaitu sumur injeksi. Air ini akan mendesak minyak mengikuti jalur-jalur arus (stream line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi. Pada suatu saat partikel air yang bergerak dari sumur injeksi ini akan sampai pada sumur produksi, pada saat mana air mulai terproduksi.

Gambar 4.1.

Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus Sebelum dan Sesudah

Tembus Air Pada Sumur Produksi 13)

Gambar 4.1. menunjukkan kedudukan partikel air A, B, C, D, dan E yang bergerak pada waktu yang bersamaan di sekeliling lubang sumur, melalui jalur arus 1, 2, 3, 4, dan 5. Jalur-jalur ini merupakan seperempat bagian dari pola injeksi-produksi lima titik (five spot). Gambar itu memperlihatkan pula kedudukan partikel air yang membentuk batas air-minyak sebelum (a) dan sesudah (b) tembus air (water breakthrough) pada sumur produksi. Fraksi air yang turut terproduksi ini makin lama makin besar, sehingga suatu saat produksi sumur tidak ekonomis lagi.

Sekarang timbul pertanyaan, berapa besar volume minyak yang telah diproduksikan dengan bantuan injeksi air sampai dengan lain produksi yang tidak bernilai ekonomis. Atau dengan perkataan lain pertanyaan ini menyangkut berapa besar recovery minyak dalam tahap produksi sekunder itu (proses injeksi air merupakan tahap produksi sekunder yang proses pelaksanaannya mengikuti tahap produksi primer). Pertanyaan ini sebenarnya memerlukan jawaban sebelum keputusan untuk melaksanakan proses penginjeksian air diambil.

Sebelum dilakukan proses waterflooding maka diperlukan studi pendahuluan yang meliputi :

Perolehan data-data

Sifat fisik batuan reservoir.

Permeabilitas rata-rata dalam berbagai luasan reservoir.

Data porositas dalam berbagai luasan reservoir.

Heterogenitas reservoir mengenai perubahan permeabilitas dalam setiap ketebalan.

Sifat fluida reservoir.

Meliputi : gravitasi, faktor volume formasi, dan viscositas sebagai fungsi saturasi fluida.

Distribusi saturasi air.

Distribusi saturasi air sebelum dan sesudah injeksi.

Model geologi.

Diperlukan pengetahuan tentang model geologi yang dapat diterapkannya waterflooding dengan tepat, pengetahuan meliputi stratigrafi dan struktur.

Sejarah produksi dan tekanan.

Identifikasi mengenai mekanisme pendorong selama masa produksi awal seperti; water drive, gas cap drive, solution gas drive. Perkiraan minyak yang tersisa setelah produksi awal serta distribusi tekanan dalam reservoir.

Air untuk injeksi.

Air untuk injeksi harus mempunyai syarat-syarat :

Tersedia dalam jumlah yang cukup sepanjang masa injeksi

Tidak mengandung padatan-padatan yang tidak dapat larut.

Secara kimiawi stabil dan tidak mudah bereaksi dengan elemen-elemen yang terdapat dalam sistem injeksi dan reservoir.

Simulasi reservoir.

Sebelum waterflooding diterapkan terlebih dahulu dibuat simulasinya berdasarkan data-data diatas. Simulasi dapat dibuat dalam sistem 1 dimensi, 2 dimensi, dan 2 dimensi dengan teknik numerik.

Laboratorium.

Diadakan penelitian laboratorium untuk mencari kecocokan antara proses waterflooding dengan sifat batuan dan fluidanya.

Pilot Project.

Mencoba mengaplikasikan ke dalam permasalahan di lapangan. Ada dua jenis pola injeksi yang umum digunakan, yaitu pola five-spot dan single-injection. Kedua pola ini dapat memaksimalkan jumlah migrasi minyak.

Monitoring.

Melihat dan mengevaluasi hasil yang diperoleh dari lapangan. Di evaluasi apakah tidak terjadi aliran minyak yang keluar dari pilot area.

Resimulasi.

Hasil yang diperoleh dari lapangan dibandingkan dengan simulasi reservoir yang dibuat, lalu diadakan penyesuaian antara kondisi lapangan dengan simulasi reservoirnya.

Evalusi ekonomi.

Meliputi: Perkiraan biaya yang dibutuhkan, perhitungan-perhitungan dan presentasi.

Sedangkan penilaian layak tidaknya suatu proyek waterflooding memerlukan keterangan-keterangan mengenai :

Tahap pendahuluan: perkiraan recovery menyeluruh.

Tahap lanjutan

: perkiraan laju produksi terhadap waktu.

Perkiraan recovery menyeluruh ini diperlukan untuk memperoleh gambaran kasar apakah proses injeksi air layak dilaksanakan. Persamaan empiris yang dapat digunakan adalah :

Guthrie Greenberger

ER = 0,2719 log K + 0,25569 Sw + 0,1355 log (o 1,538 ( - 0,0003488 h + 0,11403 (4-1)

A P I

(4-2)

dimana :

Sw: saturasi air, fraksi

K: permeabilitas, mD

(: porositas, fraksi

h: tebal formasi

(o: viscositas minyak, cp

(w: viscositas air, cp

Bo: faktor volume formasi minyak, (STB/BBL)

Pi: tekanan reservoir mula-mula, psia

Pa: tekanan reservoir pada saat ditinggalkan, psia

Secara volumetris dapat pula ditentukan jumlah minyak yang dapat dihasilkan oleh penginjeksian air yaitu berdasarkan persamaan:

(4-3)

dimana :

Npf : kumulatif produksi minyak, STB

Vsw: gross swept volume, acre-ft

Sop: saturasi minyak pada saat dimulai injeksi, fraksi

Sor: saturasi minyak pada saat akhir injeksi, fraksi

Bop: faktor volume formasi minyak pada awal injeksi,

BBL/STB

Bor: faktor volume formasi minyak pada akhir injeksi, BBL/STB

Et: effisiensi total penginjeksian, fraksi.

Gross swept volume, Vsw merupakan volume minyak yang dipengaruhi oleh letak dari sumur injeksi-produksi yang harganya belum tentu sama dengan volume reservoir keseluruhannya. Faktor efisiensi, Et dipengaruhi sifat homogenitas reservoir (variasi harga permeabilitas dalam arah vertikal) dan pola susunan sumur injeksi-produksi.

4.2. Perencanaan Waterflooding

Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi

Pada umumnya dipegang prinsip bahwa sumur-sumur yang sudah ada sebelum injeksi dipergunakan secara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Jika masih diperlukan sumur-sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. Untuk memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Di daerah yang sisa minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur produksi daripada daerah yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi (breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.

Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi

Untuk meningkatkan faktor perolehan minyak salah satu caranya adalah dengan efisiensi yang sebaik-baiknya dengan membuat satu caranya adalah dengan mendapatkan efisiensi yang sebaik-baiknya dengan membuat pola sumur injeksi-produksi.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:

Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral maupun ke arah vertikal.

Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan, dan ukuran.

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

Topografi.

Ekonomi.

Pada operasi waterflooding sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan, misalnya pola tiga titik,lima titik, tujuh titik, dan sebagainya. Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila 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. Diantara pola-pola yang paling umum digunakan :

Direct line drive

: sumur injeksi dan produksi membentuk garis tertentu dan saling berlawanan. Dua hal penting untuk diperhatikan dalam sistem ini adalah jarak antara sumur-sumur sejenis (a) dan jarak antara sumur-sumur tak sejenis (b)

Staggered line drive : sumur-sumur yang membentuk garis tertentu dimana sumur injeksi dan produksinya saling berlawanan dengan jarak yang sama panjang, umumnya adalah a/2 yang ditarik secara lateral dengan ukuran tertentu.

Gambar 4.2.

Pola-Pola sumur Injeksi-Produksi 10)

Four spot

: terdiri dari tiga jenis sumur injeksi yang membentuk segitiga dan sumur produksi terletak ditengah-tengahnya.

Five spot

: Pola yang paling dikenal dalam waterflooding dimana sumur injeksi membentuk segi empat dengan sumur produksi terletak ditengah-tengahnya.

Seven spot

: sumur-sumur injeksi ditempatkan pada sudut-sudut dari bentuk hexagonal dan sumur produksinya terletak ditengah-tengahnya.

Penentuan Debit Injeksi dan Tekanan

Debit injeksi yang akan ditentukan di sini adalah untuk sumur-sumur dengan pola tertutup dengan anggapan bahwa mobility ratio (R) sama dengan satu. Besarnya debit injeksi sangat 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 :

Pola direct line drive (d/a (1),

(4-4)

Pola staggered line drive (d/a (1),

(4-5)

Pola five spot (d/a = 0,5),

(4-6)

Pola seven spot,

(4-7)

dimana :

i: laju injeksi,bbl/day

kw: permeabilitas efektif terhadap air, mD

h: ketebalan, ft

(P: perbedaan tekanan di dasar, psi

(w: viscositas air,cp

d: jarak antara sumur tidak sejenis, ft

a: jarak antara sumur sejenis

rw: jari-jari efektif sumur, ft

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:

(4-8)

dimana :

re: radius terluar oil bank, ft

r: radius terluar dari front pendesakan air, ft

Dari persamaan darcy terlihat bahwa debit injeksi dan tekanan injeksi mempunyai keterkaitan. Masalah sekarang adalah besaran mana yang harus ditentukan lebih dahulu, karena keduanya merupakan besaran yang dapat diatur dalam operasi injeksi air. Untuk mencapai keuntungan ekonomis yang maksimal biasanya diinginkan debit injeksi yang maksimal, namun ada pembatasan-pembatasan 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. Metode untuk memperkirakan debit injeksi yang terbaik dengan menggunakan pola five spot seperti yang ditunjukan pada gambar berikut ini.

Gambar 4.3.

Divisi dari Sebuah Segment Jaringan Sumur Five-Spot

Kedalam Sektor Aliran Radial 22)

Gambar 4.4.

Conductance Ratio Untuk Five Spot Pattern 13)

Analisa berikutnya adalah injeksi air dari interface sampai dengan fill-up. Besarnya laju injeksi pada perioda ini dinyatakan dengan persamaan:

iwf = ( x I (4-9)

dimana :

iwf: laju injeksi air selama fill up, bbl/day

i : laju injeksi fluida dengan M = 1, bbl/day

: conductance ratio yang ditentukan dari grafik

Gambar 4.4. memperlihatkan salah satu contoh grafik conductance ratio untuk pola five spot. Dengan diketahuinya laju injeksi pada setiap periode dari perilaku water flood, maka diramalkan waktu injeksi dari setiap periode.

Penentuan Performance Injeksi Berpola

Percobaan model fisik berskala kecil menghasilkan beberapa grafik performance dalam bentuk hubungan Es (effisiensi penyapuan) terhadap Vid (volume yang diinjeksikan, tak berdimensi), atau fw (fraksi laju aliran dari fluida pendesak, misalnya air) terhadap M (perbandingan mobilitas air terhadap minyak). Model fisik ini menggambarkan reservoir dan aliran sebagai berikut :

Tebal lapisan dibandingkan dengan ukuran reservoir adalah kecil, sehingga persoalan dapat dianggap 2 dimensi.

Tidak ada pengaruh gravitasi atau kemiringan reservoir adalah kecil ( Sgc). Gas bebas pada saat saturasi mencapai Sg ( Sgc masih belum dapat mengalir, sehingga injeksi air tidak dapat mendesak gas ke arah sumur-sumur produksi melainkan tertinggal di belakang front atau larut kembali dalam minyak.

4.2.4.1. Penentuan Performance Bila 0(Sg(Sgc

Besaran-besaran ukuran performance yang digunakan adalah :

Np= produksi minyak kumulatif

Wp= produksi air kumulatif

Wi= injeksi air kumulatif

WOR= perbandingan laju produksi air terhadap laju produksi minyak

Gambar 4.6.

Grafik Efisiensi Penyapuan Untuk pola Lima Titik 10)

Perhitungan dimulai dengan menentukan harga-harga :

Perbandingan mobilitas

(4-13)

VD = volume pori-pori yang dapat didesak oleh air (displaceble pore volume)

= Vb . ( (1 Swc Sg Sor) (4-14)

Dari grafik-grafik (seperti pada gambar 4.6.) dapat ditentukan hubungan Es vs Vid (=Vi/VD) atau Es vs fw untuk harga M yang bersangkutan.

I.Vid

Es

II.Es

fw

(

( *

(

( *

(

(

(

(-

(

(

(

(

(

(

(

(* = tembus air

dst

dst

dst

dst

Di buat gambarnya

pada kertas milimeter

Dari hubungan Vid vs Es seperti di atas dapat dihitung :

(fo)res =

(fw)res = 1 (fo)res

= tan (, dimana ( adalah sudut kemiringan dari grafik Es vs Vidatau (

Dari harga (fw)res dapat dihitung :

(4-15)

(4-16)

Selanjutnya ditentukan :

(4-17)

(4-18)

(4-19)

Hasil yang diperoleh dari perhitungan di atas memberi kemungkinan untuk menghitung harga-harga :

(4-20)

(4-21)

= tan (, dimana tan ( adalah sudut kemiringan dari grafik

Np vs (Wp + Np)

Gambar 4.7.

Grafik Hubungan Np vs (Wp + Np) 13)

Bila digunakan hubungan Es vs fw maka perhitungan performance dilakukan sebagai berikut :

Setelah menentukan M dan Vd, maka dibuatlah grafik Es vs fw. Kemudian dihitung ;

(4-22)

Harga integral sama dengan luas grafik vs Es

Dari sini diperoleh harga-harga Es vs ViD

(4-23)

4.2.4.2. Penentuan Performance Bila Sg>Sgc

Gas bebas yang dapat mengalir akan bergerak mendahului minyak bila didesak oleh air. Mobilitas gas jauh lebih besar dari mobilitas minyak, sehingga gas akan mendahului minyak, tetapi tidak semua gas akan terdorong oleh minyak. Sebagian akan tertinggal sebagai reidual gas atau terlarut kembali dalam minyak. Bila di buat penampang aliran dari sumur injeksi hingga sumur produksi akan terlihat tiga zona, yaitu air, minyak, dan gas seperti dapat dilihat pada gambar 4.8.

Gambar 4.8

Zona Minyak dan Gas 21)

Dari mulai terbentuknya hingga oil bank mencapai sumur produksi minyak tetap diproduksikan seperti sebelum di injeksi dimulai (kecuali bila sumur-sumur produksi ditutup) dengan harga GOR yang tinggi. Laju produksi minyak akan bertambah setelah oil bank mencapai sumur produksi (oil breakthrough) disertai dengan berkurangnya harga GOR. Perkiraan performance dilakukan berdasarkan data Es vs fw (ViD vs Es) dengan memperhatikan jumlah air yang telah di injeksi (Wif) hingga oil bank breakthrough.

Penentuan performance berikaut ini di peroleh dari metode yang sama seperti untuk lapisan tunggal dimana 0(Sg(Sgc disertai dengan anggapan bahwa :

Oil bank diusahakan bertemu pada sumur produksi yang dikelilingi oleh sumur injeksi, hal ini telah dicapai oleh sistem injeksi berpola.

Oil telah mengisi seluruh bagian reservoir kecuali daerah yang diisi oleh air pada saat oil bank mencapai sumur produksi. Oil bank breakthrough terjadi bersamaan di semua unit dari injeksi berpola.

Selama pengisian pori-pori yang telah ditinggalkan oleh gas dengan minyak hingga oil bank breakthrough tercapai (fill-up) sumur tetap memproduksi minyak (qo) seperti sebelum injeksi dimulai.

Pada saat oil bank breakthrough terjadi maka volume air dan situasi minyak adalah sebagai berikut :

Situasi minyak pada oil bank :

So = (1 Swc Sgr) (4-24)

Dan displaceable porosity :

(D = ( (1 Swc Sgr Sor) (4-25)

Jumlah air yang telah diinjeksi, Wif, mengisi ruangan yang telah ditinggalkan oleh :

Gas bebas yang mengalir keluar sebanyak :

Vb ( (Sg Sgr)

Reservoir void sebagai akibat minyak terproduksi sebesar qo selama fill-up ((t) :

Wif = Vb ( (Sg Sgr) + (void rate) ((t)

dimana :

((t) =

iw = laju injeksi

void rate = qo . Bo

Sehingga :

(4-26)

atau :

(4-27)

Sampai dengan fill-up :

Minyak yang diproduksikan :

(4-28)

Untuk Wi ( Wif atau ViD ( ViDf

Setelah fill-up :

Produksi minyak kumulatif :

(4-29)

(4-30)

Untuk Wi ( WifVolume air yang telah diinjeksikan sejak operasi dimulai :

(4-31)

Produksi air kumulatif :

Wp = volume air yang diinjeksikan sesudah fill-up

= volume air yang menggantikan minyak sesudah fill-up.

=

= (4-32)

Perbandingan air minyak / Water Oil Ratio (BAM/WOR) di permukaan :

(4-33)

Secara tabulasi perhitungan performance disusun sebagai berikut :

ViDEsEs - ViDfViD - EsWINpWp(WOR)s

4.2.5. Sistem Pengolahan Air Injeksi

Air yang diinjeksikan ke dalam reservoir seringkali menimbulkan beberapa persoalan, seperti korosi baik pada peralatan di permukaan ataupun di bawah permukaan, scale, swelling, padatan tersuspensi, gas yang terlarut ; yang kesemuanya itu bisa mengurangi efficiency pendorongan minyak oleh air.

Apabila air yang diinjeksikan berasal dari sumber lain jika bukan dari formasi yang akan diinjeksi, maka haruslah diperiksa terlebih dahulu sifat campuran kedua air tersebut. Apakah campuran itu tidak menimbulkan endapan-endapan kimia seperti barium sulfat, calcium sulfat, calcium carbonat, sulfida besi dan oksida besi yang diakibatkan unsur-unsur dari zat-zat tersebut dalam air injeksi. Jika hal ini terjadi, maka pori-pori formasi akan tersumbat dan injeksi air akan macet atau kurang lancar. Begitu pula akibat banyaknya oksigen dalam air injeksi bisa menimbulkan tumbuhnya bakteri dalam pori-pori formasi, sehingga hal serupa dapat terjadi. Pada pokoknya campuran tersebut selain tidak boleh menimbulkan endapan, dan tidak boleh merusak formasi, misalnya kalau dalam formasi kapur tidak boleh menyebabkan larutnya formasi tersebut, juga kalau dalam formasi clay tidak boleh menimbulkan swelling. Sehingga dikatakan bahwa sifat campuran kedua air biasa disebut compatibility. Dua macam air lebih dikatakan compatibility-nya baik apabila campuran tersebut tidak menyebabkan reaksi apa-apa.

Untuk mencegah problem-problem ditimbulkan seperti diatas, maka dapat digunakan treatment yang berupa ;

Aeration,

Adalah pemecahan air menjadi partikel-peartikel halus ke dalam suatu ruangan. Proses ini dimaksudkan untuk pengoksidasian besi dan mangan yang terdapat di dalam air, sehingga hasil oksidasinya dapat tersaring. Aeration juga digunakan untuk menghilangkan karbondioksida dan hidrogen sulfida dari dalam air. Aeration, sudah tentu menyebabkan penambahan kadar oksigen dalam air, dan ini bisa menjadikan air lebih korosif. Akan tetapi metode ini terutama dipakai untuk air yang mengandung besi, mangan, karbondioksida dan hidrogen sulfida.

Penambahan zat kimia (chemical treatment)

Chemical treatment ini berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang dapat menghilangkan korosi, scale, swelling. Jadi di sini penambahan zat kimia yang dipergunakan untuk weater treatment pemilihannya bergantung kepada persoalan yang dihadapi. Misalnya, garam-garam alkali digunakan untuk menaikkan pH dan menghilangkan karbondioksida ; chlor seringkali dipakai untuk mengontrol algae, dan sebagainya.

Settling atau pengendapan

Dimaksudkan untuk mengendapkan padatan-padatan yang tersuspensi dalam air. Sehingga dapat memisahkan benda padat yang halus seperti lumpur, clay, sand, dan silt dari air. Tempat-tempat yang biasa dipakai untuk pengendapan ini adalah oil skimmer tank atau skimming pit.

1. Algae treatment

Algae treatment ini dilakukan dengan menambahkan zat-zat kimia seperti chlor, hypochlorite, tembaga sulfate dan phenol ke dalam air. Caranya adalah zat-zat tersebut diinjeksikan ke dalam air sebagai gas dalam jumlah yang kecil, tetapi kontinu.

2. Penyaringan (filtering)

Penyaringan ini berfungsi sebagai penyaring dari partikel-partikel yang tersuspensi dalam air, dengan ukuran yang lebih kecil. Dalam prakteknya dilakukan setelah treatment terhadap zat-zat yang berbentuk endapan.

De-aeration

Yaitu proses pemecahan air menjadi partikel-partikel di dalam suatu ruang hampa, sehingga oksigen bersatu dengan udara, kemudian dikeluarkan oleh vacum pump.

Dalam prakteknya pengolahan-pengolahan tersebut diklasifikasikan dalam tiga sistem, yaitu sistem terbuka, sistem setengah tertutup, dan sistem tertutup (dalam garis besarnya seperti pada pressure maintenance).

Perhitungan Perolehan Minyak

Perhitungan untuk meramalkan perolehan minyak dari pendesakan fluida tidak tercampur terutama air telah dikembangkan oleh banyak ahli, baik secara analitis maupun empiris. Pada bagian ini akan dibicarakan perolehan minyak berdasarkan pendesakan linier yang dikembangkan oleh Buckley dan Leverett pada pendesakan injeksi berpola.

4.3.1. Pendesakan Linier

Pendesakan linier adalah pendesakan yang mempunyai kecepatan hanya dalam satu arah pada setiap saat dan setiap tempat. Dalam prakteknya dapat terjadi pada pendesakan berpola direct line drive yang jarak antara sumur sejenis jauh lebih kecil daripada jarak antara sumur tidak sejenis.

Secara umum, suatu pendesakan akan mempunyai batas yang merupakan front terdepan fluida pendesak. Pada bidang front ini saturasi fluida pendesak melonjak naik, kemudian di belakang front saturasi fluida pendesak naik secara berangsur-angsur sampai mencapai saturasi maksimalnya, yaitu seharga (1 Sor fluda yang didesak)

Persamaan Fraksi Aliran

Gambar 4.9.

Geometri Aliran 7)

Anggapan/asumsi yang digunakan :

Aliran mantap (steady state).

Sistem pendesakan dari dua macam fluida yang tidak larut satu sama lain (immiscible).

Fluida yang tidak dapat dimampatkan (incompressible).

Aliran terjadi pada media berpori-pori yang homogen.

Persamaan yang digunakan untuk menghitung efisiensi pendesakan dikembangkan pertama kali oleh Buckley-Leverret, yang mendasarkan pada persamaan Darcy :

(4-34)

dimana :

s= sumbu yang searah dengan aliran

= sudut kemiringan

= massa jenis

k= permeabilitas

P= tekanan

V= laju aliran

Untuk aliran horisontal, persamaan (4-34) berubah menjadi :

(4-35)

Jika dua macam fluida yang mengalir, misalkan air dan minyak, maka persamaan aliran untuk masing-masing fasa menjadi :

(4-36)

(4-37)

Dengan pengaturan selanjutnya gabungan dari persamaan (4-36) dan (4-37) menjadi :

(4-38)

Jika qt = qo + qw (4-39)

Maka persamaan (4-38) menjadi :

(4-40)

Dengan jalan membagi persamaan (4-40) dengan dan mendefinisikan fraksi aliran fw = , maka :

(4-41)

atau bila dinyatakan dalam satuan :

k= mDPc= psi

(= cps= ft

A= ft3(= gr/cc

(4-42)

Data tekanan kapiler umumnya dinyatakan sebagai fungsi dari (Sw) gradien tekanan kapiler

dapat dinyatakan dalam hubungan :

(4-43)

dimana harga diperoleh dari grafik tekanan kapiler. Akan tetapi

sulit diperoleh, atau tidak diketahui sama sekali. Berdasarkan hal itu untuk segi praktisnya maka harga diabaikan. Jadi persamaan fraksi aliran menjadi :

(4-44)

Persamaan ini akan lebih sederhana bila aliran terjadi dalam arah horisontal, ( = 0.

(4-45)

Bila pendesakan minyak terjadi pada temperatur konstant dengan harga viscositas minyak dan air tertentu, maka persamaan (4-45) hanya merupakan fungsi langsung dari saturasi. Persamaan fraksi aliran jika di plot dalam kertas milimeter akan menghasilkan kurva seperti ditunjukkan pada gambar 4.10. dengan saturasi antara Swc dan 1 - Sor dimana fraksi aliran bertambah dari nol sampai satu.

Gambar 4.10.

Kurva Fraksi Aliran Sebagai Fungsi dari Saturasi Air 7)

Metoda Pendesakan Kemajuan Front

Dalam th 1942 Buckley-Leverett menyajikan apa yang disebut sebagai persamaan dasar untuk menggambarkan pendesakan immiscible satu dimensi. Persamaan Buckley-Leverret tersebut adalah :

(4-46)

Untuk laju injeksi air yang konstan (iw = qi) kecepatan bidang dengan Sw pada Sw yang bersangkutan. Sedangkan letak atau posisi dengan Sw yang berbeda-beda pada waktu tertentu dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

(4-47)

dimana :

Wi = injeksi air kumulatip (dengan anggapan Wi = 0, untuk t = 0)

Secara matematis terdapat kesukaran hubungan antara kurva fraksi aliran (Gambar 4.10.) dengan persamaan (4-47). Adanya titik belok di dalam kurva fraksi aliran menyebabkan dfw vs Sw akan mempunyai suatu titik maksimum yang ditunjukkan oleh gambar 4.11a. Penggunaan persamaan (4-48) untuk memplot distribusi pada waktu tertentu akan menghasilkan kurva garis lurus pada gambar 4.11b.

Gambar 4.11.

Penurunan Saturasi dari Suatu Kurva Fraksi Aliran

Distribusi Saturasi Dalam Jarak Pendesakan 7)

Profil saturasi seperti gambar di atas secara fisik tidak mungkin, karena tidak mungkin ada beberapa harga saturasi pada satu titik di reservoir. Untuk menggambarkan profil saturasi yang tepat maka ditarik garis vertikal lurus sehingga luas A sama dengan B. Garis ini merupakan gambaran saturasi di front Swf

Welge (1952) mengajukan pendekatan lain untuk menentukan Swf. Cara yang dilakukan adalah mengintegrasikan distribusi saturasi dari titik injeksi ke front, selanjutnya dapat diperoleh saturasi air rata-rata di belakang front (sw), seperti ditunjukan pada gambar 4.12.

(4-48)

atau :

(4-49)

Untuk memenuhi persamaan tersebut, haruslah dibuat garis singgung terhadap kurva fraksi aliran dari titik (Sw = Swf ; fw = 0) ke titik (Sw = Swf ;fw (Swf) dan ekstrapolasi garis singgung tersebut akan memotong garis fw = 1 di titik (Sw = Sw ; fw = 1). Untuk lebih jelasnya dapat kita lihat gambar 4.12.

Gambar 4.12.

Garis Singgung terhadap Kurva Fraksi Aliran dari Sw = Swc 7)

Dengan demikian di dalam menentukan Swf, fw(Sw dan Sw diperlukan plot kurva fraksi aliran, yaitu dengan menggunakan persamaan (4-44) atau (4-48) untuk interval saturasi Swc < Sw