| Keterangan |
: Abstrak
Penggunaan injeksi gas sebagai metode peningkatan perolehan minyak dianggap cukup sulit diaplikasikan pada kasus minyak berat dan berviskositas tinggi. Perbedaan nilai densitas yang besar antara gas dan minyak berat mengakibatkan terjadinya segregasi gravitasi fasa gas, dan viskositas minyak yang tinggi membentuk ketidakstabilan kemampuan alir yang lebih besar sehingga rasio mobilitas fluida menjadi buruk. Hal ini meningkatkan kemungkinan terjadinya penerobosan gas yang dini, sehingga mengurangi efektifitas perolehan minyak. Penggunaan surfaktan berbusa telah diusulkan untuk memperbaiki rasio mobilitas yang buruk antara fasa gas dan fasa fluida, sehingga penerobosan gas dapat tertunda dan efisiensi penyapuan volumetrik meningkat.
FAWAG (Foam Assisted Water Alternating Gas) telah diketahui sebagai salah satu metode injeksi foam, dimana gas dan surfaktan diinjeksikan pada slug yang terpisah dari sumur yang sama. FAWAG lazim digunakan sebagai metode injeksi foam karena mampu meningkatkan injektivitas dan mengurangi resiko korosi serta resiko yang berkaitan dengan kompabilitas material. Studi ini menggunakan CMG STARS untuk mensimulasikan pengunaan FAWAG pada skala lapangan. Model foam local-equilibrium pada CMG STARS menggunakan fungsi FM, yang merepresentasikan efek foam terhadap mobilitas gas sebagai modifikasi terhadap permeabilitas relatif gas.
Pada studi ini dilakukan analisis sensitivitas terhadap parameter teknis FAWAG, yang meliputi kualitas foam, durasi injeksi slug, kasus tapered slug, laju injeksi surfaktan dan CO2, serta kelayakannya pada berbagai permeabilitas reservoir. Pada studi ini juga dilakukan analisis pengaruh FAWAG dalam meningkatkan perolehan minyak dan performa produksi dibandingkan dengan metode EOR lainnya, seperti: injeksi air, injeksi CO2, dan WAG (Water Alternating Gas). Hasil studi menunjukkan bahwa dengan faktor perolehan minyak 38.29%, penerapan FAWAG secara signifikan meningkatkan perolehan minyak; peningkatan faktor perolehan lebih dari 10% terhadap metode lainnya. Hasil studi ini juga menunjukkan bahwa FAWAG efektif untuk reservoir dengan permeabilitas tinggi; untuk reservoir dengan permeabilitas lebih rendah dari 600 mD, FAWAG tidak dapat secara signifikan meningkatkan perolehan minyak dibandingkan dengan metode WAG.
Abstract
The use of gas injection as an oil recovery method is challenging for heavy and high viscosity oil case. The great difference between gas and heavy oil density allows the occurrence of gravity segregation of the gas phase, and the high oil viscosity creates a greater viscous instability which results poor mobility ratio of the fluids. This increase the possibility of an early gas breakthrough, hence decreasing the effectivity of oil recovery. According to preceding studies, foaming surfactant has been used to improve the inherent poor mobility ratio of gas phase and liquid phase, therefore delaying the gas breakthrough and improving the volumetric sweep efficiency.
FAWAG (Foam Assisted Water Alternating Gas) has been known as one of the foam injection methods, in which the gas and surfactant solutions are injected in separate slugs from a single well. FAWAG has been favored as a foam injection method due to the improvement in injectivity and the reduced risk of corrosion and material compatibility related risks. This study used CMG STARS to simulate the field scale application of FAWAG. The local-equilibrium (\"foam interpolation\") foam model in CMG STARS introduced a function FM, in which the effect of foam on gas mobility is represented as a modification of gas relative permeability.
This study conducted sensitivity analysis on technical parameters of FAWAG, concerning the modeled foam quality, the duration of slug injections and tapered slug cases, and the surfactant and CO2 injection rates, as well as its feasibility on different reservoir permeabilities. This study also analyzed the impact of FAWAG in improving oil recovery and production performance in comparison to other EOR methods: water flooding, CO2 flooding, and WAG (Water Alternating Gas). The results proved that with oil recovery factor of 38.29%, the application of FAWAG significantly improved oil recovery; more than 10% gain of recovery factor in comparison to the former methods. The results also showed that FAWAG is only effective when applied on reservoir with high permeability; as for reservoir with permeability lower than 600 mD, FAWAG is not able to significantly improve oil recovery compared to WAG. |
