Kajian III strategi pengelolaan migas hasil EOR
V. HASIL DAN PEMBAHASAN
5.2. Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penyimpanan CO2 1. Hasil Identifikasi Lapangan Minyak Bumi dan Gas Alam
5.2.11. Rancangan Proses Penyimpanan CO2
Hasil identifikasi sebelumnya menunjukkan bahwa pertambahan perolehan minyak dari lapangan XJ dan volume CO2 yang dapat disimpan ke dalam reservoir lapangan XJ dapat diprakirakan dengan menggunakan metode rule of thumb. Langkah selanjutnya adalah membuat permodelan simulasireservoiryang diperlukan untuk memprakirakan kenaikan perolehan minyak dan volume CO2
yang dapat disimpan di dalamreservoirlapangan XJ.
Menurut Syahrial dan Bioletty (2007), bahwa tahapan-tahapan yang dilakukan dalam memprakirakan kenaikan perolehan minyak dan volume CO2
yang bisa disimpan pada reservoir-reservoir yang telah dipilih adalah dengan menggunakan pemodelan simulasi reservoir, yaitu membuat model geologi pada reservoiryang terpilih, menggunakan metodenumerical compositional simulation dan selanjutnya model simulasi divalidasi dengan sejarah produksi.
Hal tersebut diperkuat oleh hasil analisis Marhaendrajanaet al.(2004) dan Gunadiet al. (2005), yang menyatakan bahwa simulator reservoir compositional dapat digunakan untuk menentukan pertambahan perolehan minyak dari injeksi CO2, baik dengan proses pendesakan tak tercampur, maupun proses pendesakan tercampur. Skema injeksi meliputi injeksi secara continuous, slug dan water alternating gas (WAG). Data fluida, core, log, well test, dan produksi diintegrasikan untuk membuat model dan karakterisasireservoir, kemudian model reservoir tersebut divalidasi dengan datahistory matching produksi (minyak, air, dan gas), dan tekananreservoir.
Menurut DPE-LPPM (2003), bahwa metode-metode volumetrik, material balance, decline curve analysis dan simulator numerik dengan model black oil dan simulator numerik dengan model komposisional dan metode EOR, dapat digunakan untuk menganalisis kelakuan lapangan migas pada masa yang akan datang dan dapat memperkirakan produksi migas dan cadangannya.
Menurut Syahrial dan Bioletty (2007), sebelum melakukan simulasi reservoir tahap awal yang harus dilakukan adalah pemilihan dan penentuan reservoir yang mempunyai potensi untuk dapat diterapkannya teknologi injeksi CO2, yaitu pertama, berdasarkan cadangan minyak resevoir. Kedua, berdasarkan
pada karakteristik fluida. Ketiga berdasarkan pada penentuan nilai tekanan tercampur minimum (TTM) pada masing-masingreservoir dengan menggunakan korelasi standar, dan memprakirakan potensi perolehan minyak hasil injeksi CO2 dan volume CO2 yang dapat disimpan dengan menggunakan metode rule of thumb. Tahap kedua adalah pengukuran laboratorium, bertujuan untuk mengetahui interaksi antara fluidareservoirdengan CO2dan melihat sejauh mana injeksi CO2 bisa meningkatkan pertambahan perolehan minyak. Selain itu, ada beberapa pengukuran yang harus dilakukan terhadap percontoh batuan dan fluida reservoir yang berasal dari reservoir-reservoir yang telah dipilih berdasarkan hasil penyaringan, diantaranya yang biasa dilakukan adalah porositas, permeabilitas relatif, TTM, uji kelarutan CO2, analisis komposisi fluidareservoir, dan uji pertambahan perolehan minyak terhadap percontoh batuan. Hasil pengukuran laboratorium tersebut selanjutnya digunakan untuk permodelan simulasi numerik injeksi CO2.
Berdasarkan hasil identifikasi yang dilakukan oleh Rahman (2005), maka dapat diketahui bahwa data cadangan minyak awal (OOIP) lapangan XJ adalah sebesar 53,252 MMstb. Data-data hasil identifikasi terhadap model geologi dan geofisika lapangan XJ dapat ditunjukkan pada bagian metode penelitian, khususnya pada sub metode identifikasi data sekunder. Data input untuk proses simulasi injeksi CO2dapat ditunjukkan pada Gambar 27, 28 dan Lampiran B.
Permodelan simulasireservoiryang digunakan dalam penelitian ini adalah menggunakan model simulasireservoir black oil single porosity 3 fasa 3 dimensi dengan tipe grid orthogonal corner point yang berdimensi 25 x 35 x 4 dengan jumlah grid sebesar 3.500 buah. Gas CO2 yang diinjeksikan ke dalam reservoir merupakan gas yang berasal dari hasil rancangan proses penangkapan gas CO2, dengan menggunakan 8 sumur injeksi, yaitu XJ-48, XJ-49, XJ-52, XJ-78, XJ-133, XJ-169, XJ-182 dan XJ-206, dan 2 sumur produksi, yaitu XJ-140 dan XJ-50. Skenario pengembangan lapangan XJ dengan injeksi gas CO2 dapat dilakukan dengan menginjeksikan gas CO2melalui sumur injeksi ke dalam zona gas.
Hal ini sesuai dengan hasil simulasi reservoir yang dilakukan Rahman (2005), bahwa simulator CMG dapat digunakan untuk memodelkan lapisan F
pada lapangan XJ dengan menggunakan modelblack oil,single porosity3D 3 fasa dengan tipe gridorthogonal corner pointyang berdimensi 65 x 80 x 3.
Hasil simulasireservoirsebelumnya di lapangan XJ menunjukkan adanya variasi dalam perolehan minyak dengan menggunakan model simulasi reservoir dalam usaha pengembangan lapangan XJ. Menurut Marhaendrajana et. al(2004), bahwa dengan injeksi gas CO2 dapat menghasilkan perolehan minyak dari lapangan XJ sebesar 41,8% (21,1% incremental to existing or 5,6% incremental to waterflood), dan menurut Gunadiet. al (2005), bahwa dengan injeksi gas CO2 dapat menghasilkan perolehan minyak sebesar 45,82% (24,62% incremental to existing ultimate primary recovery,or9,13%incremental to waterflood).
Hasil rancangan proses penyimpanan CO2 dalam penelitian ini dengan menggunakan simulasi reservoir dengan cara injeksi CO2 menunjukkan dapat memberikan kumulatif produksi minyak bumi dari lapangan XJ sebesar 5,075 MMstb. Proyek pengembangan lapangan XJ dengan metode EOR dapat berlangsung selama 20 tahun, yaitu dari tahun 2011 hingga 2030, dengan faktor rekoveri sebesar 9,53%. Faktor rekoveri dapat dihitung berdasarkan rumus:
Oil production (MMstb)
Recovery factor = x 100%
Cadangan minyak awal (MMstb)
Berdasarkan hasil simulasi rancangan proses penyimpanan CO2tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa lapangan XJ layak untuk dikembangkan dengan proyek EOR selama 20 tahun, dari tahun 2011 hingga 2030. Jumlah kumulatif produksi minyak bumi hasil EOR yang dihasilkan sebesar 5,075 MMstb dengan faktor rekoveri 9,53%. Perolehan minyak 5,075 MMstb tersebut diperoleh dengan menginjeksikan total volume CO2 38,1 MMscfd selama 20 tahun, sehingga total CO2yang dapat disimpan secara permanen ke dalam reservoir2,055 Mton. Hasil simulasi tersebut sudah sesuai dengan hasil prakiraan sebelumnya dengan menggunakan metoderule of thumb, yaitu dengan kisaran pertambahan perolehan minyak 6,39 MMstb, dan faktor rekoveri 12%. Khusus untuk gas CO2yang dapat disimpan ke dalamreservoirdi lapangan XJ adalah 2,59 Mton.