Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi
JTMGB
Volume 10 Nomor 1 April 2016
Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia
Society of Indonesian Petroleum Engineers
JTMGB Vol. 10 No. 1 Hal. 1-46 Jakarta
ISSN 0216-6410 Volume 10 Nomor 1 April 2016
Pemodelan Numerik Stress-Dependent Permeability pada Reservoir CBM untuk Mendapatkan Persamaan Korelasi Antara Rasio Perubahan Permeabilitas Sebagai Fungsi dari Tekanan Injeksi
Mukhammad Nuruddin, Doddy Abdassah dan Dedy Irawan ... 23 - 36
Sudjati Rachmat dan Berman Danyel ... 7 - 16
Analisa Penentuan Laju Alir Produksi yang Optimum untuk Memperlambat Water Coning di Lapisan Tipis
Bambang Yoedi Permadi dan Asep Hudiman ... 17 - 22
Pencampuran Gas CO2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan
Muslim dan A.K. Permadi ... 37 - 46
Pengaruh Koeisien Gesek Terhadap Beban Drag, Torsi dan Buckling pada Drilling With
Casing (DWC) di Pemboran Berarah Sumur 39-A6 dan 39-A8
Tommy Arjanggi dan Ted Pelawi ... 1 -6
DAFTAR ISI
37
Pencampuran Gas CO
2untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum:
Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat,
Cekungan Sumatera Selatan
CO
2Gas Blending to Lower the Minimum Miscibility Pressure:
A Case Study at AB-4 and AB-5 Layers of Air Benakat Formation,
South Sumatera Basin
Muslim1 dan A.K. Permadi2 [email protected];
1Universitas Islam Riau, Jl. Kaharuddin Nasution No. 113, Pekanbaru, Riau; 2Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10, Bandung 40132, Indonesia
Abstrak
Dua lapisan pada Formasi Air Benakat (FAB) telah berproduksi dengan metode primary recovery. Saat ini,
FAB masih menyisakan sejumlah minyak yang cukup signiikan. Injeksi gas CO2 merupakan salah satu alternatif
metode yang dapat diterapkan untuk mendapatkan minyak tersisa tersebut. Tekanan tercampur minimum (TTM)
pada kedua lapisan tersebut telah ditentukan melalui berbagai metode (Muslim dan Permadi, 2015). Namun, TTM yang berada jauh di atas tekanan reservoir menjadi permasalahan tersendiri dalam menerapkan injeksi CO2
pada kedua lapisan.
Studi ini bertujuan untuk mengkaji penurunan TTM dengan cara mencampurkan gas CO2 dengan gas lain.
Gas CO2 dicampurkan dengan beberapa jenis gas dengan perbandingan konsentrasi (persen mol) tertentu dan TTM
untuk masing-masing campuran kemudian ditentukan. Penentuan TTM dilakukan dengan menggunakan metode
simulasi persamaan keadaan. Sebagai bagian dari analisis, TTM untuk injeksi menggunakan lared gas juga dilakukan. Hasil studi menunjukkan bahwa TTM dapat diturunkan jika gas CO2 dicampur dengan salah satu dari
gas etana, propana, atau butana. Campuran gas CO2 dengan gas butana memberikan penurunan TTM terbesar.
Secara umum, semakin besar persentase gas butana yang dicampurkan, semakin rendah TTM terhitung. Walaupun TTM terendah, yang diperoleh dengan perbandingan campuran gas CO2: butana sebesar 40:60, masih berada di
atas tekanan reservoir saat ini, studi seperti ini sangat penting untuk dilakukan sebelum pelaksanaan injeksi dan hasilnya dapat dijadikan panduan dalam penerapan injeksi gas CO2 agar dicapai perolehan yang lebih baik.
Kata kunci:Tekanan tercampur minimum, CO2, simulasi numerik, persamaan keadaan, korelasi. Abstract
Two main production zones within Air Benakat Formation have long been produced with the primary
recovery method. At present, a signiicant amount of oil still remains in the formation. CO2 gas injection may be applied alternatively in order to recover the remaining oil. The minimum miscibility pressure (MMP) in both
layers has been determined previously using various methods (Muslim and Permadi, 2015). However, the MMP
that is still far above the current reservoir pressure results in problems for injecting CO2 into the layers.
This study is aimed to assess the possibility of lowering the MMP by blending the gas with some other gases. The CO2 gas is blended with several gases with several scenarios of mole percentage ratio and the MMP of the blended gas in each scenario is determined. The determination of MMP is conducted using equation of state
(EOS) simulation. As part of the analysis, the MMP for injecting lared gas is also performed.
The results of the present study show that the required MMP can be lowered if the CO2 is blended with
ethane, propane, or butane. The blend of CO2 and butane provides the largest MMP reduction. Generally, the
higher the percentage of the butane, the lower the calculated MMP. Although the lowest MMP obtained by the CO2:butane blend ratio of 40:60 is still above the current reservoir pressure, a kind of this study is crucial to be
conducted prior to the CO2 injection and would be an important guide for the CO2 injection applications in order
to obtain a better recovery.
I. PENDAHULUAN
Salah satu faktor yang menyebabkan penurunan produksi minyak di Indonesia saat ini adalah umur lapangan yang sudah tua (mature
ields). Jika hal ini terus berlangsung tanpa ada usaha lain maka lapangan-lapangan yang sudah tua tersebut menjadi tidak ekonomis untuk terus diproduksikan. Berdasarkan data Tahun 2012, perkiraan jumlah minyak yang masih tersisa dari
original oil in place (OOIP) adalah sebesar 49,5 miliar barrel (SKKMigas, 2012). Sementara itu, upaya yang telah dan sedang dilakukan pada saat ini masih terbatas pada tahapan atau metode
primary recovery dan secondary recovery dan tingkat produksi sulit untuk dapat dinaikkan. Dalam keadaan demikian, metode enhanced oil recovery (EOR) dapat diterapkan untuk
meningkatkan produksi minyak dan cadangan
yang makin menipis pada saat ini.
Di antara metode EOR yang telah terbukti berhasil meningkatkan produksi minyak adalah injeksi uap (steamlood) dan injeksi
gas CO2. Metode injeksi uap telah terbukti
meningkatkan produksi minyak di Lapangan Duri (Lumbantobing et al., 2011). Metode ini
sangat tepat untuk lapangan yang dangkal serta jenis minyak berat. Metode injeksi gas CO2
sangat cocok digunakan untuk minyak ringan
hingga medium dan reservoir yang relatif dalam
agar tekanan tercampur minimum (TTM), yaitu
tekanan terendah yang diperlukan agar gas CO2
dapat bercampur dengan minyak di reservoir, yang diperlukan dapat dicapai. Di samping
keadaan reservoir, yang menjadi pertimbangan adalah sumber gas CO2 di sekitar daerah operasi.
Cekungan Sumatera Selatan memiliki beberapa
lapangan gas yang sebagian di antaranya mengandung gas CO2 yang cukup besar. Hingga saat ini gas CO2 hanya terbuang bersamaan dengan gas yang dibakar (lared) karena tidak memiliki nilai ekonomis untuk dijual. Padahal, gas CO2 dapat dimanfaatkan sebagai salah satu bahan untuk diinjeksikan ke dalam reservoir sebagai metode EOR yang telah terbukti berhasil meningkatkan produksi di beberapa lapangan minyak seperti telah dilaporkan oleh Kane (1979). Pemanfaatan gas CO2 dalam rangka meningkatkan produksi minyak sebagai metode EOR didasarkan pada kemampuan gas
CO2 untuk bertindak sebagai solvent. Di dalam
literatur disebutkan bahwa injeksi gas CO2 dapat meningkatkan perolehan minyak sebesar 5-20 %
(Lake, 1989).
Injeksi CO2 dapat diterapkan di Formasi
Air Benakat (FAB) yang terletak di Cekungan
Sumatera Selatan. Formasi ini terdiri dari beberapa lapisan yang dapat menjadi target penerapan
CO2 - EOR. Dua lapisan di antaranya, yang telah
berproduksi, adalah Lapisan AB-4 dan AB-5.
Beberapa faktor yang menjadi pertimbangan sehingga kedua lapisan ini dapat dijadikan target
EOR di antaranya adalah jumlah cadangan mula-mula (OOIP); untuk masing-masing lapisan
sebesar 6 MMSTB dan 25 MMSTB, kumulatif
produksi; untuk masing-masing lapisan sebesar 3,2
MMSTB dan 2,5 MMSTB atau sebesar 53% dan 10% dari OOIP, dan jenis minyak yang terkandung
dalam kedua lapisan tersebut; yaitu light oil. Sebelum injeksi CO2 dilakukan, terlebih dahulu dilakukan kajian sehingga target yang
sesuai rencana dan faktor perolehan minyak yang maksimal dapat dicapai. Salah satu hal pertama
yang dilakukan adalah penentuan TTM, yaitu tekanan minimum yang dibutuhkan agar gas CO2
dapat tercampur dengan minyak. Penentuan TTM
untuk kedua lapisan telah dilakukan oleh Muslim dan Permadi (2015) menggunakan empat metode, yaitu pengukuran di laboratorium (eksperimen
slimtube), simulasi numerik, simulasi persamaan keadaan, dan korelasi. Dengan diketahuinya tekanan minimum yang dibutuhkan serta kondisi tekanan reservoir terkini maka dapat dipilih mekanisme injeksi yang bisa dilakukan. Metode injeksi tersebut dapat berupa injeksi
tercampur (miscible) atau injeksi tidak tercampur
(immiscible) (Martin, 1992). Perbedaan keduanya terletak pada besaran tekanan yang diberikan pada saat injeksi. Jika tekanan yang diberikan berada di bawah TTM maka disebut injeksi tidak
tercampur dan sebaliknya.
Pada lapangan yang sudah tua, tekanan reservoir pada umumnya sudah mengalami
penurunan yang signiikan. Hal ini pula yang
terjadi pada FAB di mana tekanan reservoir saat ini adalah masing-masing 300 psi dan
350 psi pada Lapisan AB-4 dan Lapisan AB-5.
Tekanan tersebut sudah berada di bawah tekanan gelembung, yaitu masing-masing 600 psi dan 800
psi pada Lapisan AB-4 dan Lapisan AB-5. Oleh
39 Pencampuran Gas CO2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan
AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Muslim dan A.K. Permadi)
Gambar 1. Peralatan eksperimen slimtube (Muslim dan Permadi, 2015).
satu atau dua hal berikut: 1) melakukan injeksi air untuk menaikkan tekanan reservoir dan 2)
melakukan percampuran gas CO2 dengan gas
lain untuk menurunkan TTM yang dibutuhkan
(Metcalfe, 1980).
Studi ini mengkaji kemungkinan cara
menurunkan TTM yang dibutuhkan dengan
melakukan pencampuran gas CO2 dengan gas
lain, di antaranya etana, propana, dan butana. Selain ketiga jenis gas tersebut, dilakukan pula
pencampuran dengan gas metana dan nitrogen
sebagai bagian dari kajian. Injeksi dengan menggunakan gas yang diperoleh dari separator (lared gas) yang mengandung CO2 juga dilakukan untuk mengetahui TTM yang diperlukan. Harga perbandingan konsentrasi (persen mol) untuk
pencampuran gas CO2 dengan ke-lima jenis
gas tersebut adalah 40:60, 50:50, dan 60:40. Perbandingan persen mol terhadap gas CO2 ini harus dibatasi mengingat gas etana, propana, dan butana memiliki nilai ekonomi yang tinggi.
Studi ini bertujuan untuk menentukan TTM
dari injeksi campuran gas CO2 dengan gas lain
dan selanjutnya menentukan campuran gas dan perbandingan konsentrasi dalam campuran gas yang
memberikan TTM minimal. Studi ini merupakan bagian dari studi yang telah dilakukan sebelumnya (Muslim dan Permadi, 2015). Hasil dari studi ini dapat dijadikan rujukan untuk studi berikutnya
dalam menentukan campuran gas dan tekanan
injeksi yang diterapkan sesuai dengan kondisi reservoir pada saat itu serta dalam menentukan mekanisme injeksi yang dapat dilakukan.
II. METODE PENENTUAN TTM
Metode yang digunakan untuk
menentukan TTM dalam studi ini adalah simulasi persamaan keadaan. Sebagai pelengkap analisis, digunakan data hasil eksperimen menggunakan slimtube, simulasi numerik, dan korelasi yang telah dilaporkan sebelumnya untuk sampel
minyak dari FAB pada Lapisan AB-4 dan AB-5
(Muslim dan Permadi, 2015). Berikut adalah ringkasan tentang hasil-hasil tersebut.
II.1. Eksperimen Menggunakan Slimtube
Slimtube adalah sebuah pipa stainless steel
yang berdiameter kecil dengan panjang tertentu
dan di dalamnya berisi pasir kwarsa dengan
permeabilitas serta porositas yang homogen. Dimensi dan data slimtube yang digunakan untuk eksperimen telah dilaporkan sebelumnya dengan
setup peralatan seperti ditunjukkan pada Gambar 1.
Harga TTM hasil eksperimen slimtube
berdasarkan break over point pada temperatur yang digunakan telah dilaporkan sebelumnya, yaitu pada temperatur 150oF, miscibility gas CO
2 dengan
minyak terjadi di Lapisan AB-4 pada tekanan 1.680 psia dan terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan
1.700 psia. Sedangkan miscibility pada temperatur 158oF terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan 1.960
psia (Muslim dan Permadi, 2015).
II.2. Simulasi Numerik
Simulasi numerik dilakukan untuk
mendapatkan data MMP secara lebih cepat dan lebih eisien. Data yang dimasukkan ke dalam
model simulasi disesuaikan dengan data yang digunakan pada eksperimen. Simulator yang
digunakan adalah CMG/Gem Ver. 2013. Model
simulasi satu-dimensi untuk meniru keadaan
slimtube telah dilaporkan pada studi sebelumnya. Model tersebut mempunyai dimensi sebagai berikut: arah-i berukuran 20 x 2,04 ft, arah-j berukuran 0,013267 ft, dan ketebalan grid sebesar 0,013267 ft seperti ditunjukkan pada Gambar 2.
Hasil simulasi numerik untuk kondisi yang sama seperti dalam eksperimen slimtube
telah dilaporkan sebelumnya. Pada temperatur 140oF, miscibility terjadi di Lapisan AB-4 pada
tekanan 1.544 psia. Sedangkan pada temperatur 150oF, miscibility terjadi di Lapisan AB-4 pada
tekanan 1.672 psia dan terjadi di Lapisan AB-5
pada tekanan 1.670 psia. Miscibility dengan temperatur 158oF terjadi di Lapisan AB-5 pada
tekanan 1.920 psia (Muslim dan Permadi, 2015).
II.3. Korelasi
Dalam laporan studi sebelumnya (Muslim dan Permadi, 2015), sebanyak 7 (tujuh) korelasi telah digunakan untuk menghitung TTM dengan memasukkan data seperti temperatur reservoir dan API gravity minyak atau data seperti
temperatur reservoir dan komponen C2-C6 yang
terkandung di dalam minyak seperti dijelaskan oleh Ahmed (2007). Ketujuh korelasi yang digunakan tersebut adalah National Petroleum
Council (1976), Cronquist (1978), Yellig dan Metcalfe (1980), Johnson dan Pollin (1981),
Glasso (1985), Yuan, Johns dan Egwuenu (2005),
dan Petroleum Recovery Institute (Ahmed, 2007
dan Stalkup, 1984).
III. PENURUNAN TTM DENGAN CAMPURAN GAS
Seperti telah disebutkan di atas, tekanan
reservoir di FAB, khususnya di Lapisan AB-4
dan AB-5, saat ini telah berada di bawah tekanan gelembung. Dengan kondisi tekanan reservoir seperti di atas maka mekanisme injeksi yang
dapat dilakukan adalah injeksi tidak tercampur
(immiscible injection). Telah diketahui bahwa
injeksi tidak tercampur dapat menghasilkan
tambahan faktor perolehan sebesar 5-10%.
Sedangkan injeksi tercampur (miscible injection), dimana tekanan reservoir pada saat proses injeksi dilakukan berada di atas TTM, dapat menghasilkan tambahan faktor perolehan sebesar
10-20% (Lake, 1989).
Dalam melakukan kajian penurunan
TTM melalui pencampuran gas CO2 dengan
gas lain, digunakan temperatur yang sama dengan temperatur yang digunakan dalam studi sebelumnya, yaitu 140oF dan 150oF untuk
Lapisan AB-4 dan 150oF dan 158oF untuk
Lapisan AB-5. Gas CO2 yang digunakan dalam
studi sebelumnya mempunyai konsentrasi 100% sedangkan gas CO2 dalam studi ini dicampur dengan salah satu dari gas etana, propana, atau butana. Untuk kelengkapan analisis, gas CO2
juga dicampur dengan gas metana dan nitrogen
disamping juga dikaji injeksi menggunakan lared
gas. Studi injeksi gas metana untuk meningkatkan perolehan minyak telah dilakukan di tempat lain seperti dilaporkan oleh Harvey (1988). Sedangkan injeksi gas nitrogen telah dilakukan di
Lapangan Jay seperti dilaporkan oleh Lawrence
(2002). Gas yang ikut terproduksi bersama-sama dengan minyak dapat digunakan sebagai gas injeksi untuk meningkatkan perolehan minyak (Jaime, et al., 2009). Gas metana dan lared gas dapat berupa associated gas seperti dilaporkan
oleh Dehghani and Ehrlich (1999).
Literatur menunjukkan bahwa gas injeksi
yang telah terbukti berhasil menambah perolehan
minyak yang cukup signiikan adalah gas CO2.
Injeksi gas CO2 telah dilakukan di lapangan Maljamar dan telah menghasilkan perolehan minyak sebesar 10-17% (Pittaway, 1987). Gas
CO2 dapat diinjeksikan ke dalam reservoir
dengan konsentrasi 100% atau dicampur dengan gas lain. Pencampuran gas CO2 dengan gas lain
dapat menurunkan TTM yang diperlukan. Telah diketahui bahwa gas yang dapat digunakan untuk menurunkan TTM adalah gas etana, propana,
dan butana (Metcalfe, 1980). Di industri migas,
gas ini diproduksi dan diproses menjadi liquiied
natural gas (LNG) yang memiliki nilai ekonomi
yang cukup tinggi. Oleh karena itu, penggunaan gas ini sebagai gas pencampur CO2 akan sangat
terbatas.
Dalam percampuran gas CO2 dengan gas
lain dalam rangka mendapatkan TTM yang lebih
rendah, maka perlu dikaji jenis gas pencampur dan perbandingan gas pencampur dengan gas CO2. Percampuran tersebut ditujukan untuk
mendapatkan TTM yang serendah mungkin dengan mempertimbangkan faktor jumlah
gas pencampur. Berikut adalah hasil dari perhitungan TTM untuk pencampuran berbagai
jenis gas dengan gas CO2 dengan menggunakan tiga skenario konsentrasi (persen mol) dalam
campuran, yaitu 60%, 50%, dan 40% gas CO2.
TTM dihitung dengan metode simulasi persamaan keadaan atau equation of state (EOS) dalam
41
masukan di antaranya berupa komposisi minyak, komposisi gas injeksi, dan temperatur reservoir.
(1) Gas CO2
Gas yang diinjeksikan berupa gas CO2
murni (konsentrasi 100%). TTM pada Lapisan
AB-4 untuk temperatur 140oF diperoleh sebesar
1.650 psia dan untuk temperatur 150oF sebesar
1.750 psia. TTM pada Lapisan AB-5 untuk
temperatur 150oF diperoleh sebesar 1.780 psia
dan untuk temperatur 158oF sebesar 1.870 psia.
(2) Flared Gas
Komposisi lared gas yang digunakan dalam studi ini ditunjukkan pada Tabel 1. TTM
pada Lapisan AB-4 untuk temperatur 140oF
diperoleh sebesar 4.380 psia dan untuk temperatur 150oF sebesar 4.420 psia. TTM pada Lapisan
AB-5 untuk temperatur 150oF diperoleh sebesar
4.420 psia dan untuk temperatur 158oF sebesar
4.440 psia.
(3) Campuran Gas CO2 + Gas Metana
Hasil perhitungan TTM untuk campuran
gas CO2 + metana dengan tiga harga konsentrasi
(persen mol) dalam campuran, masing-masing
60%, 50%, dan 40% gas CO2, ditunjukkan pada Tabel 2. Terlihat bahwa peningkatan konsentrasi
gas metana dalam campuran akan meningkatkan TTM. Sebagai contoh campuran gas yang terdiri
dari 40% CO2 + 60% metana memberikan nilai
TTM untuk Lapisan AB-4 pada temperatur 140oF
sebesar 4.080 psia dan pada temperatur 150oF
sebesar 4.160 psia.
(4) Campuran Gas CO2 + Gas Nitrogen
Campuran gas ini menggunakan persen mol dalam campuran yang sama yaitu 60%,
50%, dan 40% gas CO2. Hasil perhitungan TTM yang ditunjukkan pada Tabel 3 memperlihatkan peningkatan konsentrasi gas nitrogen dalam
campuran akan meningkatkan TTM. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan perbandingan persen mol dalam campuran 40% CO2 + 60% nitrogen pada temperatur 140oF
adalah sebesar 7.250 psia dan pada temperatur 150oF sebesar 7.100 psia.
(5) Campuran Gas CO2 + Gas Etana
Campuran gas CO2 dan gas etana
menggunakan konsentrasi (persen mol) gas CO2
dalam campuran yang sama seperti pada campuran
gas CO2 dengan gas metana maupun campuran gas CO2 dengan gas nitrogen. Hasil perhitungan TTM diperlihatkan pada Tabel 4. Terlihat bahwa jika gas CO2 dicampur dengan gas etana maka
TTM akan lebih rendah. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan perbandingan persen mol dalam campuran 40% CO2 + 60% etana pada
temperatur 140oF adalah sebesar 1.510 psia dan
pada temperatur 150oF sebesar 1.600 psia.
(6) Campuran Gas CO2 + Gas Propana
Dengan skenario konsentrasi (persen mol) gas CO2 dalam campuran yang sama, campuran gas CO2 dengan gas propana diinjeksikan dan TTM diukur. Hasilnya ditunjukkan pada Tabel 5. Terlihat bahwa gas CO2 yang dicampur dengan gas propana akan menurunkan TTM. Sebagai
contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan komposisi campuran 40% CO2 + 60% propana
pada temperatur 140oF diperoleh sebesar 850
psia dan pada temperatur 150oF sebesar 880 psia.
(7) CO2 + Gas Butana
Injeksi campuran gas CO2 + gas butana
ternyata juga dapat menurunkan TTM. Penurunan
TTM campuran gas CO2 + gas butana bahkan
lebih besar dibandingkan dengan campuran
gas CO2 + gas etana dan campuran gas CO2 + gas propana. Hasil perhitungan TTM, dengan konsentrasi (persen mol) gas CO2 dalam campuran yang sama seperti sebelumnya, ditunjukkan pada
Tabel 6. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan
AB-4 dengan campuran 40% CO2+ 60% butana
pada temperatur 140oF adalah sebesar 560 psia
dan pada temperatur 150oF sebesar 605 psia.
IV. PEMBAHASAN
Studi ini mempunyai dua tujuan utama,
yaitu 1) menentukan TTM dari injeksi campuran
gas CO2 dengan gas lain dan 2) melakukan kajian
terhadap campuran gas CO2 dengan gas lain
sebagai upaya untuk menurunkan TTM. Hasilnya
berupa penetapan jenis gas pencampur dan persen
mol gas CO2 dalam campuran yang memberikan TTM minimal.
Untuk menentukan TTM gas campuran
digunakan simulasi persamaan keadaan melalui
aplikasi Winprop CMG Simulator Versi 2013. Sebagai perbandingan dan acuan, digunakan
TTM dari injeksi gas CO2 dengan konsentrasi 100% yang telah ditentukan sebelumnya dengan menggunakan 3 (tiga) metode yaitu eksperimen
slimtube, simulasi numerik, dan korelasi. Menurut Elsharkawy (1996), pengukuran TTM dengan menggunakan eksperimen slimtube telah
menjadi acuan standar di industri. Sementara itu,
melakukan eksperimen slimtube memerlukan biaya yang besar dan waktu yang panjang. Satu set eksperimen, yaitu untuk satu harga temperatur dan beberapa harga tekanan, memerlukan waktu antara 3 sampai 4 bulan. Dengan demikian, eksperimen yang harus dilakukan untuk dua lapisan dalam studi ini dengan dua harga temperatur yang berbeda memerlukan waktu eksperimen hampir 1 tahun. Karena alasan itu,
pengukuran TTM pada Lapisan AB-4 dengan
temperatur 140oF tidak dapat dilakukan. Metode
simulasi numerik dan korelasi digunakan untuk
mendapatkan TTM secara lebih cepat dan relatif
lebih murah.
Dalam studi sebelumnya, ketiga metode telah digunakan untuk kedua lapisan di atas dan hasilnya telah dilaporkan (Muslim dan Permadi, 2015). Telah ditunjukkan bahwa kenaikan temperatur mengakibatkan kenaikan TTM. Hal yang sama telah pula dilaporkan sebelumnya oleh Holm and Josendal (1982 dan 1974). Untuk
kasus Lapisan AB-5, kenaikan temperatur dari
150oF menjadi 158oF memberikan kenaikan
TTM sebesar 260 psia atau setiap kenaikan 1oF
mengakibatkan kenaikan TTM sebesar 32.5 psia. Oleh karena itu, dengan naiknya temperatur, maka diperlukan tekanan injeksi yang lebih besar
untuk mencapai miscibility.
Tekanan reservoir baik pada Lapisan AB-4 maupun Lapisan AB-5 sudah sangat
rendah dan berada di bawah tekanan gelembung. Seperti telah dilaporkan sebelumnya, TTM hasil eksperimen slimtube, yang telah dikonirmasi
oleh hasil simulasi numerik serta korelasi, menunjukkan bahwa tekanan yang dibutuhkan
agar terjadi proses percampuran antara gas CO2 dengan minyak di reservoir berada di atas
tekanan gelembung. Terkait hal itu, tekanan
yang dibutuhkan agar terjadi percampuran antara
gas CO2 dengan minyak dapat diturunkan jika
dilakukan pencampuran gas CO2 dengan gas lain.
Jenis gas yang digunakan sebagai gas
pencampur dalam studi ini adalah metana,
nitrogen, etana, propana, dan butana. TTM untuk
masing-masing campuran gas tersebut kemudian
dihitung. Sebagai pembanding dihitung pula TTM jika lared gas dan CO2 dengan konsentrasi 100% diinjeksikan. Dengan menggunakan persamaan keadaan, injeksi gas CO2 menghasilkan nilai
TTM lebih kecil. Hasil yang sama telah pula
dilaporkan oleh Johnson and Pollin (1981).
Pencampuran gas CO2 dengan gas lain
dilakukan dengan menggunakan tiga harga konsentrasi (persen mol) gas CO2 yaitu 60%, 50%, dan 40%. Disamping gas CO2 dengan konsentrasi 100% sulit didapatkan dan berharga
lebih mahal, pencampuran dengan gas lain
dapat menurunkan TTM. Namun, ternyata gas
pencampur yang memberikan harga TTM lebih
rendah dari gas CO2 dengan konsentrasi 100% merupakan gas yang mempunyai nilai ekonomi
tinggi seperti gas butana. Lebih lanjut, untuk
menurunkan TTM menjadi lebih rendah lagi
memerlukan konsentrasi gas pencampur yang
lebih tinggi.
Seperti telah disebutkan sebelumnya,
jenis gas C2-C6 mempunyai nilai ekonomi tinggi sebagai LNG. Terlepas dari itu, campuran
yang memberikan harga TTM paling rendah pada setiap temperatur dalam studi ini adalah
campuran gas CO2 + gas butana. Pada Lapisan
AB-4 dengan temperatur 140oF dengan campuran
40% gas CO2 memberikan nilai TTM sebesar 560 psia dan pada temperatur 150oF memberikan
TTM sebesar 605 psia. Untuk Lapisan AB-5
dengan konsentrasi (persen mol) gas CO2 yang sama pada temperatur 150oF memberikan TTM
sebesar 600 psia dan pada temperatur 158oF
memberikan TTM sebesar 640 psia. Dengan demikian, menambahkan sejumlah gas butana ke dalam gas CO2 dapat menurunkan TTM lebih rendah dibandingkan dengan menambahkan gas lain.
Selanjutnya, terlihat pula bahwa persen
mol gas pencampur mempengaruhi besarnya penurunan TTM. Sebagai contoh, pada Lapisan
AB-4 dengan temperatur 140oF, campuran
43
konsentrasi gas butana dalam campuran dikurangi
menjadi 40% maka TTM yang diperlukan menjadi 955 psia. Hal yang sama terjadi pada
perubahan konsentrasi campuran yang sama pada Lapisan AB-5 dengan temperatur 150oF di mana
TTM naik dari 600 psia menjadi 900 psia. Studi ini menunjukkan dengan jelas
bahwa pencampuran gas C2-C6 terhadap gas CO2
dapat menurunkan TTM secara signiikan seperti juga telah ditunjukkan sebelumnya oleh Metcalfe (1980). Lebih lanjut, studi ini menunjukkan bahwa untuk gas pencampur yang berupa gas
etana dan propana, maka diperlukan konsentrasi
atau persen mol gas pencampur yang lebih besar
agar TTM dapat diturunkan menjadi harga yang mendekati harga TTM yang dihasilkan dari
gas pencampur butana. Sebagai contoh untuk
menurunkan TTM menjadi harga sekitar 840 psia pada temperatur 140oF, gas pencampur butana
memerlukan konsentrasi 50% mol sedangkan
gas pencampur propana memerlukan konsentrasi
sekitar 60% mol seperti diperlihatkan oleh Tabel 5 dan 6.
Studi ini juga menunjukkan pengaruh komposisi minyak terhadap besaran TTM.
Telah ditunjukkan bahwa TTM pada Lapisan
AB-4 dan AB-5 mempunyai harga yang berbeda karena komposisi minyak yang berbeda pada
masing-masing lapisan. Komponen CH4 dan
N2 yang terdapat di dalam minyak mempunyai pengaruh terhadap nilai TTM. Semakin besar konsentrasi kedua komponen tersebut di dalam minyak maka nilai TTM semakin tinggi. Hasil
ini memberikan konirmasi terhadap hasil studi
sebelumnya yang salah satunya disampaikan
oleh Cronguist (1978).
Salah satu faktor pertimbangan dalam melakukan injeksi, termasuk injeksi gas CO2, adalah tekanan rekah formasi. Dalam studi ini,
hanya campuran gas CO2 + gas propana dan
gas CO2 + gas butana yang menghasilkan TTM
di bawah tekanan rekah formasi. Campuran gas CO2 + gas etana memberikan TTM yang berada
sedikit di bawah tekanan rekah formasi dan
campuran gas CO2 + gas metana dan gas CO2 +
gas nitrogen menghasilkan TTM yang berada di atas tekanan rekah formasi.
Untuk Lapisan AB-4, campuran gas CO2 + gas propana menghasilkan TTM antara
850 sampai 1100 psi sedangkan campuran CO2
+ gas butana memberikan TTM antara 560
sampai 1000 psi. Angka tersebut berada di bawah tekanan rekah formasi sebesar 1700 psi. Untuk
Lapisan AB-5, campuran gas CO2 + gas propana
memberikan TTM antara 760 sampai 1175 psi
dan campuran gas CO2 + gas butana memberikan
TTM sebesar 600 sampai 950 psi. TTM yang
dihasilkan dari campuran tersebut berada di
bawah tekanan rekah formasi sebesar 1900 psi.
V. KESIMPULAN
Kesimpulan utama dari studi ini dikaitkan dengan studi sebelumnya (Muslim dan Permadi, 2015) adalah sebagai berikut :
1. TTM hasil eksperimen slimtube
untuk konsentrasi gas CO2 100% (murni) jauh lebih tinggi dari tekanan
reservoir baik pada Lapisan AB-4 maupun pada Lapisan AB-5.
2. TTM yang diperoleh dengan
menggunakan metode simulasi numerik dan korelasi dapat digunakan
untuk konirmasi harga TTM hasil
pengukuran melalui eksperimen
slimtube.
3. Untuk menurunkan TTM, gas CO2
dapat dicampur dengan gas lain. Dalam studi ini, gas pencampur yang
memberikan TTM terendah adalah
gas butana dengan campuran 40% CO2 + 60% butana.
4. Gas pencampur metana, gas
pencampur nitrogen, dan lared gas
menghasilkan TTM yang sangat tinggi yang berada jauh di atas TTM untuk gas CO2 100% (murni).
5. Untuk suatu harga temperatur, komposisi gas yang terkandung di dalam minyak seperti metana dan nitrogen yang berbeda memberikan nilai TTM yang berbeda pula.
UCAPAN TERIMA KASIH
Para penulis mengucapkan terima
kasih dan menyampaikan penghargaan yang tinggi kepada EOR Laboratory, Department of Energy and Mineral Resources Engineering, Sejong University, Seoul, Korea atas pemakaian peralatan dan material eksperimen slimtube untuk keperluan studi ini.
REFERENSI
Ahmed, T., 2007. EOS and PVT Analysis. Gulf
Publishing Co., Houston, TX.
Cronguist, C., 1978. Carbon Dioxide Dynamic Miscibility with Light Reservoir Oils. Presented
at US DOE Symposium, Tulsa, OK, Aug. 28-30.
CMG, 2013. Gem User’s Guide. Computer Middle East Oil Show and Conference, Bahrain,
Feb. 20-23.
Elsharkawy, A.M., 1996. Measuring CO2 MMP:
Slimtube or Rising Bubble Method? Energy and Fuel, 10, 3.
Harvey, A. H., 1988. A Comparison of Nitrogen and Methane Injection for Attic Oil Recovery. SPE 18603, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX.
Holm, L.W. dan Josendal, V.A., 1982. Effect of Oil Composition on Miscible-Type Displacement by Carbon Dioxide. SPE Journal, 2, 1.
Holm, L.W. dan Josendal, V.A. 1974. Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide. Journal Petroleum Technology, 26, 12.
Jarrell, P.M., Fox, C.E., Stein, M.H., dan Webb, S.L., 2002. Practical Aspects of CO2. Flooding. SPE Monograph Series, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX.
Johnson, J.P. dan Pollin, J.S., 1981.
Measure-ment and Correlation of CO2 Miscibility
Pressures. Paper SPE 9790 presented at the SPE Symposium on EOR, Tulsa, OK, April 5-8.
Lawrence, J. J., Maer, N. K., Stern, D., Corwin, L.
W., dan Idol, W. K., 2002. Jay Nitrogen Tertiary
Recovery Study: Managing a Mature Field. Paper SPE 78527 presented at the SPE ATCE, Abu Dhabi, Oct. 13-16.
Lumbantobing, S., Natalia, S., dan Silalahi, H. S., 2011. Improving Oil Recovery and Injection
Strategy in Shallow Reservoir (Rindu Reservoir) of Area 3,4 Duri Steam Flood. Paper SPE
147706 presented at the SPE APOGCE, Jakarta,
Indonesia, Sept. 20-22.
Martin, D. F., dan Taber, J. J., 1992. Carbon Dioxide Flooding. Journal of Petroleum Technology, 44,
04.
Metcalfe, R.S., 1980. Effects of Impurities on MMP and MME Levels for CO2 and Rich Gas Displacements. Paper SPE 9230 presented at the SPE ATCE, Dallas, TX, Sept. 21-24.
Moreno, J. E., Badawy, A., Kartoatmodjo, G. P.,
Al-Shuraiqi, H., Friedel, T., Zulkhily, F., dan Tan, L. T., 2009. Flaring, Gas Injection and Reservoir Management Optimization: Preserving Reservoir Energy Maximizes Recovery and Prolong the Life of an Ageing
Brown Field. Paper SPE 122339 presented at
the SPE APOGCE, Jakarta, Indonesia, Aug. 4-6.
Muslim dan Permadi, A. K., 2015. Penentuan
Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat-Cekungan
Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi. Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi, 7 (1), 53-62.
Pittaway, K. R., Albright, J. C., Hoover, J. W., dan Moore, J. S., 1987. The Maljamar CO2 Pilot:
Review and Results. Journal of Petroleum
Technology, 39, 10.
Kane, A. V., 1979. Performance Review of a Large-Scale CO2-WAG Enhanced Recovery Project, SACROC Unit Kelly-Snyder Field. Journal of Petroleum Technology, 31, 02.
SKKMigas, 2012. Laporan Tahunan Tahun 2012. Stalkup Jr., F. I., 1984. Miscible Displacement. SPE
Monograph Series, Second Printing, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX.
Lake, L.W., 1989. Enhanced Oil Recovery. Prentice
Hall, NJ.
Yellig, W.F. dan Metcalfe, R.S., 1980. Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressure. SPE Journal of Petroleum Technology,
45
LAMPIRAN
Tabel 1. Komposisi gas separator.
Tabel 2. Campuran gas CO2 : metana.
Tabel 3. Campuran gas CO2 : nitrogen.
Tabel 4. Campuran gas CO2 : etana.
Tabel 5. Campuran gas CO2 : propana.
UCAPAN TERIMA KASIH
Ucapan terima kasih kepada para Mitra Bestari yang telah mengevaluasi, mereview dan
memberikan saran perbaikan tulisan-tulisan yang dimuat di majalah Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) edisi penerbitan Volume 10 Nomor 1, April 2016.
1. Prof. Dr. Ir. Pudjo Sukarno 2. Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar 3. Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA. 4. Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo
