Pencampuran Gas CO2 untuk menurunkan tek

13 

Loading.... (view fulltext now)

Loading....

Loading....

Loading....

Loading....

Teks penuh

(1)

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

(2)

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

(3)

37

Pencampuran Gas CO

2

untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum:

Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat,

Cekungan Sumatera Selatan

CO

2

Gas 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 1muslim@eng.uir.ac.id;

2akp@tm.itb.ac.id

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.

(4)

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

(5)

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.

(6)

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

(7)

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

(8)

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

(9)

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.

(10)

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,

(11)

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.

(12)

Tabel 5. Campuran gas CO2 : propana.

(13)

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

Figur

Gambar 1. Peralatan eksperimen slimtube (Muslim dan Permadi, 2015).
Gambar 1 Peralatan eksperimen slimtube Muslim dan Permadi 2015 . View in document p.5
Gambar 2. Model slimtube 1-D dalam simulasi numerik (Muslim dan Permadi, 2015).
Gambar 2 Model slimtube 1 D dalam simulasi numerik Muslim dan Permadi 2015 . View in document p.5
Tabel 4. Campuran gas CO2 : etana.
Tabel 4 Campuran gas CO2 etana . View in document p.11
Tabel 1. Komposisi gas separator.
Tabel 1 Komposisi gas separator . View in document p.11
Tabel 2. Campuran gas CO2 : metana.
Tabel 2 Campuran gas CO2 metana . View in document p.11
Tabel 3. Campuran gas CO2 : nitrogen.
Tabel 3 Campuran gas CO2 nitrogen . View in document p.11
Tabel 5. Campuran gas CO2 : propana.
Tabel 5 Campuran gas CO2 propana . View in document p.12
Tabel 6. Campuran gas CO2 : butane.
Tabel 6 Campuran gas CO2 butane . View in document p.12

Referensi

Memperbarui...