EasyChair Preprint. Co2-Iwag Injection Simulation Experiment with Several Ratio and Cycle Time as an Effort to Increase Oil Recovery in Field Scale

EasyChair Preprint

№ 6460

Co2-Iwag Injection Simulation Experiment with

Several Ratio and Cycle Time as an Effort to

Increase Oil Recovery in Field Scale

Muhammad Bagir, Muhammad Taufiq Fathaddin, Usman Pasarai and Ruri Muharto

EasyChair preprints are intended for rapid dissemination of research results and are integrated with the rest of EasyChair.

PERCOBAAN SIMULASI INJEKSI CO

2

-IWAG DENGAN BEBERAPA RASIO DAN SIKLUS WAKTU

SEBAGAI UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK SKALA LAPANGAN

M. Bagir1_{, M T Fathadin}1_{, Usman Pasarai}2_{, Ruri Muharto}2 1_{Teknik Perminyakan Universitas Trisakti}

2_{Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, LEMIGAS} Bagirsegaf1@gmail.com

ABSTRAK

Secara alami produksi minyak akan mengalami penurunan sehingga dibutuhkan metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Tujuan EOR untuk meningkatkan produksi minyak (Recovery Factor) yang sebelumnya tidak dapat di produksikan. Metode EOR dibagi menjadi 5 yaitu Injeksi Tak Tercampur, Injeksi Tercampur, Injeksi Kimiawi, Injeksi Panas (Thermal), Microbial Enhanched Oil Recovery (MEOR). Penelitian ini membahas Injeksi EOR CO2. Mekanisme injeksi CO2 adalah mengembangkan minyak (oil swelling), mengurangi viskositas dan densitas, mengurangi tegangan antarmuka. Oleh karena itu perlu dilakukan penelitian mengenai Minimum Miscible Pressure (MMP) untuk menentukan dimana tekanan injeksi CO2 dapat bercampur ke dalam hidrokarbon reservoir begitu pula sebaliknya, apabila tidak mencapai tekanan tersebut maka menjadi injeksi tidak tercampur. . Karena tidak adanya hasil

laboratorium MMP maka peneliti menggunakan beberapa korelasi dari jurnal untuk memperoleh nilai MMP yang digunakan peneliti adalah Yuan, Glasso, Khazam, untuk memperkuat hasil, Maka hasil dari perhitungan MMP tidak boleh jauh berbeda. Hasil penelitian ini dari sekenario rasio injeksi menggunakan IWAG (Immiscible Water Alternating Gas) dengan beberapa percobaan dengan kondisi reservoir yang tipis dan batuan oil wet didapat metode IWAG lebih optimal dengan perolehan minyak meningkat 1.32% dengan siklus waktu injeksi 2 tahun. Sehingga perolehan minyak pada lapangan ‘X’ menjadi 4.75% dari cadangan minyak awal yang dapat di keluarkan. SEJARAH ARTIKEL Diterima Revisi Disetujui Terbit online KATA KUNCI  EOR  Recovery Factor  MMP  CO2 Immiscible  IWAG

1. PENDAHULUAN

Saat memproduksikan minyak bumi, oil recovery memiliki tiga fase: primary, secondary, dan tertiary. Primery recovery adalah memproduksikan minyak dengan menggunakan natural flow energi reservoir. Energinya dapat berasal dari ekspansi fluida, solution gas, water influx, gas cap, dan gravity drainage. Secondary recovery adalah produksi minyak dengen menginjeksikan fluida eksternal (air atau gas) yang digunakan untuk menjaga tekanan dan volumetric sweep efficiency. Tertiary recovery adalah produksi minyak setelah secondary recovery, yang diinjeksikan

adalah fluida spesial seperti fluida kimia, miscible gas, dan injeksi panas (Sheng 2013). Menurut (Dadan DSM Saputra 2018) Indonesia mempunyai banyak sekali lapangan mature yang mempunyai potensi minyak yang cukup baik, oleh karena itu setelah melalui proses Screening EOR yang paling cocok adalah CO2 ditambah source CO2 di Indonesia cukup banyak terutama di daerah Sumatra Selatan dan pulau Jawa.

Dalam praktiknya produksi akan terus turun karena lapangan yang sudah cukup tua sehingga harus dilakukan upaya agar produksi optimal. (Muslim dan permadi 2013). Salah satu cara untuk mengatasi masalah tersebut adalah melakukan injeksi CO2 yang merupakan peningkatan prolehan minyak tahap lanjut (Amanda dan Marheandrajana 2013). Fasilitas yang dibutuhkan untuk injeksi CO2 adalah injection plant ke sumur, separator,pompa injeksi dari 3 jenis ini yang perlu diperhatikan untuk menentukan keberhasilan injeksi CO2 (Wibowo 2013). Faktor yang mempengaruhi keberhasilan Injeksi CO2 yaitu Temperatur, Karakteristik Fluida Reservoir, Tekanan, dan Kemurnian CO2 untuk injeksi. (M.Abdurrahman, 2018). Menurut (Ahmad M 2012) untuk reservoir dengan heterogenitasnya rendah mempunyai peningkatan recovery factor yang besar dengan injeksi CO2 dengan tekanan yang rendah. (Duraid Al-Bayati 2018) menjelaskan dan mengutakna penjelasan sebelumnya mengenai peranan hetrogenitiy sangat penting dalam proses injeksi immiscible CO2 . Salah satu metode yang terbukti efektif dapat meningkatkan recovery minyak adalah pendesakan tercampur CO2. Dimana metode ini telah terbukti di Amerika Serikat dapat memberikan tingkat produksi harian tertinggi diantara semua metode EOR lainnya. Untuk pendesakan CO2 miscible sangat sulit dilakukan untuk kondisi minyak berat (Khazam M 2016). Di perkuat oleh penelitian (Aref Hashemi Fath 2013) untuk mencapai keadaan miscible sangat sulit untuk mencapai nilai MMP. (Alireza emadi 2012) juga menjelaskan injeksi CO2 sangat sukses apabila diaplikasikan dalam mendorong komponen hidrokarbon di dalam minyak ringan, akan tetapi untuk minyak berat CO2 hanya dapat sedikit larut dan menurunkan viskositas minyak

Dalam penelitian laboratorium (Siwei Kang 2013) menunjukan bahwa keberhasilan dalam immiscible flooding dengan jenis minyak berat dapat meningkatkan perolehan minyak sebesar 30%

Mekanisme lainnya ialah injeksi slug CO2. Injeksi slug disini ialah melakukan injeksi air karbonat yang merupakan campuran antara gas CO2 dan air injeksi Slug dapat dilakukan dengan dua mekanisme yaitu mekanisme Injeksi Slug CO2 diikat air, maupun injeksi slug CO2 dengan air yang dilakukan secara bergantian. Selain itu, terdapat mekanisme lain yang juga disebut water alternating gas, dimana pada mekanisme ini, injeksi CO2 dan air diinjeksikan secara bergantian pada beberapa siklus dengan gas yang terkompresi. Menurut hasil penelitian (Samintha 2016) ukuran slug merupakan salah satu factor penting yang perlu di pertimbangkan untuk memperoleh jumlah minyak yang optimal.

Metode WAG ( Water Alternating Gas) memanfaatkan tekanan pada injeksi air untuk dapat mengurangi terjadinya gas channeling dan dapat meningkatkan sweep efficiency. Injeksi ini dilakukan dengan menggunakan gas CO2 yang lebih banyak yang ditujukan untuk dapat meningkatkan perolehan minyak. Menurut (Bender, 2014) dalam penelitiannya rasio IWAG mempengaruhi perolehan minyak terutama immiscible lebih baik perolehannya apabila water lebih besar

Mobilitas rasio sangat penting dalam proses penyapuan apabila nilai mobility ratio kurang dari satu (M<1), maka tidak akan terjadi penjarian dan daerah yang dicapai oleh fluida pendorong sangat luas dengan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi. Tingkat Sweeping / penyapuan minyak di reservoir semakin besar maka akan meningkatkan Recovery Factor Menurut (R Husla 2019) dari penelitiannya dengan membandingan mobilitas setiap layer dari 0.812 ke 0.828 maka semakin mendekati nilai 1 semakin besar efisiensi penyapuannya.

1.1 TINJAUAN LAPANGAN

Penelitian ini berfokus pada perolehan yang diperoleh dari beberapa skenario rasio dan waktu siklus injeksi pada skala lapangan. Bidang “X” ditembus oleh 17 sumur dengan tekanan awal 2.000 psia dan tekanan gelembung 1.533 psia. Produksi hingga akhir tahun 2016 adalah 930 Mstb, estimasi cadangan 27.681 Mstb dan water cut 90%, sehingga sisa cadangan masih layak untuk dikaji lebih lanjut. Jenis Formasi Lapangan “X” adalah Talang Akar dengan jenis batuanpasir dan tingkat kebasahan batuan lapangan “X” adalah oil wet dengan API ± 24 derajat dan suhu cukup tinggi > 200 F. Berikut struktur atas, Porositas, Permeabilitas pada lapangan “X”.

2.1 Gambar Top struktur lapangan X 2.2 Gambar Porositas lapangan X

2.3 Gambar Permeabilitas lapangan X

Saturasi pada Lapangan “X” masih cukup baik, hal ini dapat dilihat dari cadangan yang tersisa. Maka perlu dilakukan penyapuan yang baik pada lapangan “X” ini dengan ketebalan yang tipis. Kebasahan batuan juga memiliki peran penting dalam penyapuan yang optimal. Oleh karena itu, di bawah ini adalah permeabilitas relatif untuk menentukan keterbasahan batuan di lapangan “X”

Gambar 2.4 Kurva permabilitas relatif

(Richard Wheaton 2016) menjelaskan bahwa apabila persilangan <0.5 maka masuk kategori oil wet, sebaliknya apabila persilangan >0.5 maka masuk kategori water wet.

2. METODOLOGI PENELITIAN

Langkah-langkah pengerjaan dalam penelitian yaitu melakukan studi dari junal-jurnal yang berhubungan dengan topik. Studi penelitian ini sebagai upaya peningkatan recovery factor menggunakan Simulator Eclipse Pada Lapangan” X”. Sebelum menggunakan simulator eclipse, PVT harus dimatchingkan agar fluida dapat disesuaikan atau disimulasikan dengan lapangan “X” berikut adalah flowchart metodologi pengerjaan

3.1 Gambar Flowchart penelitian

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

Sw

kro krw

Mulai

Pengumpulan data PVT, Model, SCAL, Produksi,

Porositas, Permeabilitas dan sebagainya

input dan proses simulasi ( Model batuan, Fluida, Produksi,

Komplesi Sumur, Matching PVT)

inisialiasi

History matching

Matching ?

Membuat Skenario

Uji sensivititas ukuran slug dan Rasio IWAG

Kesimpulan dan rekomendasi

Ya Tidak

Alur metodenya pertama pengumpulan data setelah itu proses inputing dan prosesing hasil dari model di sesuaikan dengan model static atau inisialisasi setelah itu melakukan history matching laju alir setelah itu pembuatan scenario dengan variasi ukuran slug dan rasio IWAG (Immiscible

Water Alternating Gas)

3. HASIL DAN DISKUSI

Dalam perolehan sampel hidrokarbon yang akan digunakan di lapangan X yang di ambil dari lapisan TAF (Talang Akar Formation) sebagai berikut

4.1 Tabel Komposisi Hidrokarbon

Dikarenakan tidak ada hasil laboratorium CO2 maka peneliti menggunakan beberapa korelasi dari

jurnal seperti Yuan, Glasso, Khazam dari jurnal tersebut didapat perhitungan untuk mendapatkan nilai MMP, dari hasil perhitungan peneliti di dapat nilai MMP sebagai berikut

4.2 Tabel Nilai MMP dari beberapa Teori

Teori Nilai MMP

Yuan 4,899 Psia

Glasso 4,875 Psia

Khazam 4,787 Psia

Setelah MMP di dapat maka diketahui batasan minimum CO2 untuk menjadi Miscible dengan

minyak. Dikarenakan tekanan inisialnya hanya 2,000 psia maka untuk menjadi miscible tidak tercapai sehigga menjadi injeksi Immiscible. Ukuran slug juga penting dalam perolehan minyak, tabel berikut adalah ukuran slug yang digunakan peneliti.

4.3 Tabel Ukuran Slug injeksi IWAG

3.1 Gambar Lokasi injektor

Dari gambar tersebut dijelaskan bahwa sumur 111 dan 201 di konversi menjadi sumur injector dan 3 tambahan sumur produksi. Dengan sekenario IWAG dengan beberapa rasio 1:1, 2:1, 3:1, 4:1, 2:2, 2:3, 2:4, 3:2, 3:3 dengan durasi injeksi per 6 bulan, 1 tahun dan 2 tahun. Didapatkan hasil sebagai berikut.

4.5 Tabel Hasil simulasi IWAG 203

Dari tabel ini diketahui bahwa perolehan minyak yang paling optimal adalah pada rasio 4:1 dan siklus waktu injeksi 2 tahun dengan peningkatan perolehan minyak sebesar 1.32%, sehingga perolehan minyak yang didapat menjadi 4.75% dari OIP.

4.4 Gambar Laju alir Siklus waktu 6 bulan injeksi

4.5 Gambar Laju alir Siklus waktu 1 tahun injeksi

4.6 Gambar Laju alir Siklus waktu 2 tahun injeksi Hasil perbandingan injeksi CO2 dan IWAG

4.7 Gambar Hasil perbandingan base case, CO2, IWAG

Dari penelitian ini dari karakteristik lapangan kebasahannya batuan adalah oil wet dan tenaga dorong solution gas drive, Disimpulkan bahwa Peranan kebasahaan batuan sangat penting dalam perolehan minyak sehingga harus disesuaikan dengan kriteria yang cocok dengan

kebasahaannya, akan tetapi dari studi ini hanya melakukan percobaan mengenai perolehan minyak dengan kondisi kebasahaan batuan dan jenis pendesakannya adalah immiscible.

4. KESIMPULAN

Kesimpulan dari penelitian di lapangan X mendapatkan ukuran slug yang paling optimal adalah 1 PV sehingga semakin besar slug size semakin besar perolehan minyak untuk immiscible. Dari rasio IWAG di dapat 4:1 dengan siklus waktu 2 tahun adalah yang paling optimal, Dengan kondisi batuan oilwet dan tenaga dorongnya solution gas drive di dapat recovery factor 4.75%. sehingga perolehan minyak lapangan “X” meningkat sebesar 1.32%

5. UCAPAN TERIMA KASIH

Terima kasih kepada LEMIGAS yang telah memberikan kesempatan untuk membantu terlaksananya penelitian ini.

6. DAFTAR PUSTAKA

Amanda, D., dan Marhaendrajana, T. 2013. Studi Teknik Peningkatan Perolehan Minyak Dengan Metode Injeksi CO2 Menggunakan Uji Laboratorium dan Simulasi Reservoir. Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi IATMI, 4

Aref Hashemi Fath, Abdol-Rasoul Pouranfard 2013. Evaluation of Miscible and immiscible CO2 Injection in one of the Iranian oil Field, Islamic Azad University, Egyptian Journal of Petroleum 23, 255-270

Dadan DSM Saputra, Sugihardjo, dan Edward ML Tobing 2018. Studi Kelayakan Untuk Implementasi Injeksi CO2 Skala Pilot Di Lapangan Minyak A, Sumatra Selatan, Lemigas, ISSN 2089-3396

Khazam M, Arebi T, Mahmoudi T, And Froja M 2016. A New Simple CO2 Minimum Miscible Pressure Correlation, University of Tripoli, Libya, Oil Gas Res Vol 2:3

Muslim, W.Bae, A.K Permadi, Suranto, Bambang Gunadi, D.D saputrea, R Widyaningsih 2013. Opportunities and Challenges of CO2 Flooding in Indonesia, Sejong university, ITB, and Sejong University, Jakarta, Indonesia, SPE 165847

R. Husla S.Prakoso dan M T Fathaddin 2019. analysis the influence of heterogeneity reservoir on RM field, Petroleum Engineering, Universitas Trisakti, Jakarta , Indonesia, Journal of physics 1402(2019) 022055.

Samintha, M., Perera, A., Gamage, R. P., Rathnaweera, T. D., Ranathunga, A. S., Koay, A., dan Choi, X. 2016. A Review of CO2- Enhanced Oil Recovery with a Simulated Sensitivity Analysis. Energies, 9, 481

Serdar Bender & Mustafa Yilmaz 2014. Full-Field Simulation and Optimization Study of Mature IWAG Injection in Heavy oil Carbonate Reservoir, Turkish Petroleum Corporation, SPE 169117-MS

Sheng, J.J. 2013. Enhanced Oil Recovery: Field Case Studies.Elsevier. p.63-82

Wibowo, Yulius Deddy Hermawan 2013. Simulasi Model Jaringan dan Fasilitas Permukaan Injeksi CO2 Sistem Terpusat pada Lapisan F Lapangan J, Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral, UPN Yogyakarta, ISSN 1693-4393

Siwei Kang, Changhong Gao,Shude Zhang 2013. Scientific Research and Field Apllication of CO2 Immiscible Flooding in Heavy Oil Recovery,Kuala Lumpur, Malaysia, SPE 165210

M. Abdurrahman, A. Permadi, F. Hidayat. 2018. Pengaruh Parameter Operasional Injeksi CO2 Terhadap Peningkatan Perolehan : Studi Kasus Lapangan M. Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi. Vol.16. No.2.

Duraid Al-Bayati, Ali Saeedi, Matthew Myers Cameron White, Quan Xie 2018. An Experimental Investigation of Immiscible-CO2-Flooding Efficiency in Sandstone Reservoir: Influence of Permeability Heterogeneity, Copenhagen, SPE 190876

Ahmad M. Shehata, Ahmad H. El-Banbi and Helmy Sayyouh 2012. Guidelines to Optimize CO2 EOR in Heterogeneous Reservoir,Cairo university, Egypt, SPE 151871

Alireza Emadi, Mehran, Mahmoud Jamiolahmady and, Shaun Ireland 2012. Visualization of Oil Recovery by CO2-Foam Injection ; effect of oil Viscosity and gas type, USA, SPE 152996. Richard Wheaton 2016. Fundamentals of Applied Reservoir Engineering, Basic Rock and Fluid