STUDI TEKNIK PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DENGAN METODE INJEKSI CO 2 MENGGUNAKAN UJI LABORATORIUM DAN SIMULASI RESERVOIR Oleh: Dita Amanda , Taufan Marhaendrajana2 Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung Gedung Basic Science Center B Lt.4, Jalan Ganesa Ganesa No 10 Bandun Bandung, g, 40132, 40132, Indone Indonesia sia (1) (2) e-mail :
[email protected],
[email protected] 1
Sari Penelitian ini bertujuan untuk melakukan studi komprehensif terhadap injeksi gas CO 2 untuk meningkatkan perolehan minyak dengan menggunakan uji laboratorium dan simulasi reservoir, sehingga dapat membantu proses pengambilan keputusan dan evaluasi penggunaan injeksi CO 2. Uji laboratorium dilakukan untuk menentukan TTM, melakukan investigasi perilaku fluida pendesak dan pengaruhnya terhadap faktor perolehan, serta mengamati pengaruh keberadaan brine di dalam core. core. Simulasi dilakukan dalam dua tahap yakni simulasi fluida reservoir dan simulasi reservoir. Simulasi fluida reservoir bertujuan untuk memodelkan perubahan kelakuan fluida di dalam reservoir dan simulasi reservoir dilakukan untuk memetakan hasil uji laboratorium pada skala lapangan. Hasil yang didapatkan dari penelitian ini adalah pengamatan komprehensif mengenai proses pendesakan minyak oleh gas CO 2 (swelling , pengurangan viskositas minyak, TTM, dan perbandingan metode uji laboratorium), laboratorium), perolehan perolehan minyak minyak dalam skala skala laboratorium laboratorium dan skala lapangan, serta serta perbandingan perolehan minyak skala lapangan dalam berbagai skenario injeksi. TTM yang didapat dari uji laboratorium dan simulasi fluida reservoir adalah 2225 psi. Faktor perolehan minyak dari uji core flow bernilai 6% lebih rendah daripada hasil uji sli slim tube ube akibat pengaruh heterogenitas pada core. core. Dalam mendesak minyak, CO 2 cenderung berinteraksi dan mengalirkan brine terlebih dahulu untuk kemudian mendapatkan kontak dengan minyak residual dalam pori pori dan mengalirkan mengalirkan minyak minyak ke titik titik produksi. produksi. Pendesakan Pendesakan tersier tersier di laboratori laboratorium um menghasilkan efisiensi sebesar 75.4-89% OOIP. Simulasi fluida reservoir menunjukan penurunan viskositas minyak akibat injeksi CO 2 yang tergantung pada tekanan dan fraksi mol CO 2 yang ditambahkan. Sementara fenomena swelling dan swelling dan peningkatan tekanan reservoir teramati cukup signifikan sebagai akibat penambahan gas CO 2 pada hidrokarbon. hidrokarbon. Pengembangan Pengembangan skenario pada simulasi reservoir menghasilkan menghasilkan efisiensi pendesakan pendesakan sebesar sebesar 57-61% OOIP. Skenario CGI CGI menghasilkan menghasilkan perolehan perolehan yang yang lebih tinggi dari dari extended waterflood sementara waterflood sementara profil penyapuan CO 2 dapat diperbaiki dengan skenario SWAG atau diberikan tambahan propana. Kata Kata kunci kunci : CO2, core flow , slim tube, tube, EOR, CGI, SWAG.
Abstract The objective objective of this this study is to investi investigate gate CO2 inject injection ion compre comprehens hensive ively ly to enhanc enhance e oil oil recovery so the application of CO 2 injection injection method in oil oil field could could be well understood. understood. For this purpose, laboratory experiment and simulation have been used. Study involves experiments in laboratory to determine MMP, to investigate CO 2 behaviour as injectant in relation to recovery factor, also to investigate investigate brine influence influence inside inside core and how it is affecting injection injection process. Simulation Simulation is performed in t wo different stages: fluid simulation an d reservoir simulation. Fluid simulation is used to model fluid properties behaviour while reservoir simulation is used to scale laboratory result when being applied in the field. This study resulting resulting some some key findings findings of CO2 displacement process (swelling effect, decrease in viscosity, MMP, and difference in results due to different method applied), recovery factor, factor, and the best scenario for field development. development. MMP to provide provide effective effective oil displacement displacement is compared compared using using two different different laboratory laboratory experiment experiment method (slim (slim tube and core core flow) and fluid fluid simulation. simulation. Both slim slim tube method method and core flow resulted in same number, 2225 psi, nevertheless core flow recovery factor is 6% lower than slim tube result. result. In displacement displacement process, process, CO2 tend to interact with brine prior prior to contact with residual oil. oil.
1
Hence, brine produced mostly in early stage of displacement followed by oil production. Tertiary recovery experiments in laboratory resulting increase in recovery until 75.4-89% OOIP. Fluid simulation showing decrease in oil viscosity as function of injection pressure and mol fraction of CO2 added in oil. Swelling and increase in reservoir pressure is measured significantly as CO2 being added consequently. Scenario development using reservoir simulation resulting recovery factor of 57-61% OOIP. CGI scenario gives higher recovery than those of extended waterflood yet with poor displacement profile. Profile can be improved using SWAG scenario or by adding propane to gas injectant. Keyword: CO2 , core flow, slim tube, EOR, CGI, SWAG.
perolehan minyak dan optimisasi injeksi gas CO 2 ke depannya.
I. Pendahuluan Metode peningkatan perolehan minyak (Enhanced Oil Recovery) maupun gas dengan menggunakan injeksi gas telah menjadi salah satu praktek umum di dunia semenjak tahun 1970-an. Salah satu gas yang sering digunakan untuk meningkatkan perolehan adalah gas CO 2. Injeksi CO 2 merupakan metode peningkatan perolehan minyak kedua yang paling banyak dipergunakan di Amerika Serikat setelah steam flood karena efek peningkatan perolehan yang signifikan. Injeksi Gas CO 2 dapat dilakukan pada dua kondisi yakni tercampur dan tidak tercampur. Pada kondisi injeksi di atas tekanan tercampur akan didapat harga perolehan minyak yang optimal, sementara jika gas CO 2 diinjeksikan pada kondisi di bawah tekanan tercampur maka akan menyebabkan immiscibility atau keadaan tidak tercampur. Pada kondisi tidak tercampur harga perolehan minyak yang didapat akan lebih rendah dibandingkan kondisi tercampur. Sebelum metode peningkatan perolehan minyak diterapkan maka harus dilakukan kajian yang mendalam untuk mengetahui apakah injeksi CO 2 laik digunakan. Kajian yang harus dilakukan mencakup studi laboratorium untuk menentukan tekanan tercampur minimum dan mengetahui interaksi antara CO2 dan minyak, serta simulasi reservoir untuk memprediksi perolehan minyak yang didapat dari hasil injeksi. Di Indonesia, kebanyakan studi yang dilakukan adalah studi simulasi pada tekanan tidak tercampur sebagai pendesakan sekunder. Studi mengenai injeksi CO 2 sebagai metode pendesakan tersier dalam keadaan tercampur, studi efek saturasi air yang tinggi di reservoir terhadap performansi CO2, serta analisis hasil laboratorium ke dalam skala lapangan perlu dilakukan untuk mendapatkan gambaran interaksi batuan-fluida terhadap peningkatan
proses
II. Metode Data untuk melakukan analisis didapatkan dengan melakukan uji laboratorium dan simulasi. II.1. Uji Laboratorium Uji yang dilakukan di laboratorium dan metode yang digunakan untuk mendapatkannya adalah sebagai berikut: 1. Data Fisik Fluida Minyak yang dipergunakan pada semua eksperimen adalah minyak mentah permukaan (dead oil ) tanpa saturasi air terlarut mula-mula. Data API dan viskositas minyak mentah didapatkan dari data penelitian terdahulu. Sementara data densitas didapatkan dari pengukuran menggunakan picnometer dan data komposisi minyak didapatkan dari laboratorium Lemigas. Sementara gas CO 2 yang digunakan adalah gas CO2 murni (99.9%) Tabel 1. Properti Fisik Fluida o
Fluida
Minyak (API 39.1) Air Formasi
P = 14.7 psi, T = 60 F Densitas (gr/cc) Viskositas (cP) 0.8378 2.61396 0.998 1.3
Gambar 1. Komposisi Minyak Uji 2. Karakterisasi Core Percobaan dilakukan dengan menggunakan dua alat bantu yaitu slim tube dan core. Tidak seperti slim tube dimana nilai porositas dan 2
permeabilitas telah tersedia, core memerlukan prosedur khusus untuk menentukan kedua nilai tersebut. Nilai volume pori (PV) core dapat diaproksimasi dengan mencatat posisi awal dan akhir pompa selama menginjeksikan brine ke dalam core hingga mencapai tekanan operasi. Volume pori merupakan volume tercatat dikurangi dengan volume pada pipapipa evakuasi (dead volume). Porositas dihitung dengan menggunakan nilai pore volume yang telah didapatkan sebelumnya. Persamaan porositas yang digunakan adalah sebagai berikut:
ϕ=
ketiga dilakukan pada daerah di atas titik tercampur. Pada setiap percobaan dilakukan pengamatan jumlah minyak dan gas yang terproduksi sebagai akibat pendesakan gas CO 2. Hasil perolehan dari kedua metode kemudian diperbandingkan untuk mendapatkan nilai MMP dan melihat perbedaan hasil antara kedua metode uji. 4. Uji Penyapuan Tersier Eksperimen dilakukan dengan menggunakan core flow . Fluida dan gas injeksi dipompakan menggunakan pompa Ruska pada laju injeksi yang diinginkan dan tekanan tertentu. Core kemudian dikunci dan dipanaskan pada temperatur uji. Hasil perolehan ditempatkan di dalam tabung uji yang dilengkapi dengan skala. Core disaturasi oleh brine kemudian didesak dengan minyak untuk mensimulasikan kondisi inisial. Simulasi pendesakan sekunder dilakukan dengan menginjeksikan brine dan injeksi tersier dilakukan dengan menginjeksikan gas CO 2.
(1)
Permeabilitas dihitung dengan menggunakan hukum Darcy. Untuk merencanakan tekanan percobaan yang akan digunakan, terlebih dahulu dilakukan perhitungan dengan menggunakan korelasi dari Yellig Metcalfe dan persamaan PRI (Petroleum Research Institute), kedua korelasi ini diambil karena penitikberatan pada temperatur dan bukan komposisi minyak. Tabel 2. Perhitungan korelasi Metode
II.2. Simulasi Fluida Reservoir Simulasi fluida dilakukan untuk memodelkan kelakuan fluida yang digunakan pada uji laboratorium. Simulasi yang dilakukan antara lain adalah pemodelan kelakuan fasa, tuning equation of state, uji perubahan viskositas terhadap tekanan dan komposisi CO 2, uji perubahan densitas terhadap tekanan dan komposisi CO 2, uji volume minyak sebelum dan setelah injeksi CO 2, dan pemodelan slim tube menggunakan simulasi reservoir untuk mencocokan hasil uji laboratorium dan hasil simulasi.
TTM menggunakan T (oF)
MMP (psia)
Yellig Metcalfe
158
1981.1
PRI
158
2202.3
Dari kedua korelasi tersebut didapatkan perkiraan tekanan tercampur minimum sehingga dapat ditentukan titik-titik lainnya untuk mensimulasikan keadaaan tidak tercampur dan tercampur.
II.3. Simulasi Reservoir Simulasi reservoir dilakukan untuk memetakan properti uji laboratorium ke dalam skala lapangan. Dengan catatan skenario yang digunakan pada simulasi reservoir tidak sama dengan yang dilakukan pada uji laboratorium.
3. Penentuan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) Eksperimen dilakukan dengan menggunakan peralatan slim tube dan core flow yang dimiliki Laboratorium EOR di Teknik Perminyakan ITB. Kedua peralatan bekerja pada temperatur o reservoir (158 F). Minyak contoh dan gas CO 2 dipompakan dengan pompa Ruska pada laju injeksi tertentu hingga mencapai tekanan operasi kemudian dikunci. Hasil perolehan ditempatkan pada tabung yang memiliki skala. Percobaan dan pengamatan dilakukan pada tiga titik tekanan yang berbeda, percobaan pertama dilakukan di daerah dimana fluida pendesak (CO2) tidak tercampur dengan fluida contoh minyak di dalam slim tube dan core flow . Percobaan kedua dilakukan pada daerah sekitar daerah tercampur dan percobaan
1. Batasan Simulasi Masa pengamatan faktor perolehan dan kumulatif produksi minyak adalah 30 tahun semenjak gas CO 2 diinjeksikan. Tujuan utama dari simulasi adalah analisis skenario yang memberikan faktor perolehan terbaik. Analisis dan optimasi dilakukan tanpa mempertimbangkan masalah keekonomian.
3
2. Asumsi Simulasi Gas CO2 tersedia sebanyak 795 MSCF/d yang merupakan angka rata-rata sumber CO2 yang ada di Indonesia saat ini. Gas CO2 yang diproduksi akan diinjeksikan kembali ke dalam sumur (Lemigas, 2006). Gas CO2 yang digunakan berada dalam keaadaan murni (100%) Rasio kv/kh = 0.1 Rasio SWAG yang digunakan adalah 2:1 (Nasir dan Chong, 2009). Gradien rekah formasi adalah 0.7 psi/ft. Model reservoir yang digunakan adalah seperempat 5-spots dengan ilustrasi ada Gambar 2 dan Tabel 3.
tahun ini, injeksi air dihentikan dan CO 2 mulai diinjeksikan.
Skenario 2 Simultaneous Water Alternating Gas (SWAG) SWAG dilakukan dengan menginjeksikan gas CO2 dan air pada saat yang bersamaan sehingga menghasilkan air karbonasi untuk menyapu minyak residual. Gas CO 2 diinjeksikan pada tiga laju yang berbeda, yakni 50 MSCF/D, 100 MSCF/D dan 250 MSCF/D. Laju injeksi air merupakan fungsi dari laju injeksi gas dengan persamaan sebagai berikut (Nasir & Chong, 2009) :
=
×
×
(2) Pengaruh Penambahan Propana Terhadap Efisiensi Injeksi CO 2 Selain air, perbaikan mobilitas CO 2 juga dapat dilakukan dengan menambahkan propana pada gas injeksi. Penambahan propana di dalam solvent sebanyak 1% mol dan kandungan CO2 sebesar 99 % mol. 4. Analisis Ketidakpastian Analisis ketidakpastian dilakukan untuk memperoleh gambaran dampak recovery factor pada perubahan parameter. Perubahan parameter yang dilakukan pada penelitian ini adalah parameter fluida, yakni pengaruh injeksi CO 2 pada fluida rekombinan (live oil ) dan dead oil dengan API berbeda.
Gambar 2. Ilustrasi Lapangan Pada Simulasi Reservoir. Tabel 3. Data Input yang Digunakan Pada Simulasi Reservoir Parameter Porositas (fract.)
Perbandingan dengan Pendesakan Menggunakan Live Oil Untuk mengetahui performansi pendesakan pada live oil digunakan minyak dengan kandungan gas terlarut pada nilai API di atas dan di bawah API sampel minyak lab (39.1). Live Oil yang digunakan adalah sampel minyak pada lapangan Y (API 37) dan Z (API 49).
Nilai 0.3568
Permeabilitas Kv (mD) Viskositas Air (cP) Densitas Air (lb/ft3 ) Kedalaman (ft)
240 1.3 62.3 4500
T ekanan Reservoir (psi) Ketebalan (ft) Temperatur ( oF)
3500 60 158
Perbandingan dengan Dead Oil Berbagai API Untuk melihat pengaruh pendesakan menggunakan gas CO 2 pada minyak yang lebih berat (API lebih kecil) tetapi masih berada dalam jangkauan penggunaan CO 2, o yakni di atas 22 API. Minyak yang digunakan adalah dead oil dari lapangan W dan X dengan nilai API masing – masing 29 dan 31.
3. Analisis Sensitivitas Skenario 1 Continuous Gas Injection (CGI) CGI dilakukan dengan menginjeksikan CO 2 ke dalam sumur injeksi dengan laju injeksi yang berbeda-beda. Batasan tekanan injeksi adalah 2300 psi untuk memastikan pendesakan yang terjadi adalah pendesakan tercampur dan sumur produksi diberi batasan water cut sebesar 0.833. Injeksi CO 2 dilakukan ketika laju produksi minyak dengan menggunakan waterflooding sudah mengalami penurunan (decline rate) yakni pada tahun 2021. Pada
4
III. Hasil III.1. Pengujian Minimum
Tekanan
Tercampur
Slim Tube Profil produksi kumulatif ditunjukkan pada Gambar 3, yakni mencapai kumulatif tertinggi sebelum gas mencapai ujung slim tube dan keluar pada tabung produksi. Ketika breakthrough terjadi maka proses penyapuan dengan metode injeksi gas menjadi tidak efektif lagi. Gas akan keluar menuju tabung produksi tanpa menyapu residual oil di dalam slim tube.
Gambar 6. Profil Produksi Minyak Flooding Pada Berbagai Tekanan Uji.
Core
Penentuan TTM Nilai tekanan tercampur minimum diperoleh dari perpotongan dua kemiringan pada plot kurva RF terhadap tekanan operasi atau dapat juga diperoleh dari menarik garis 95% RF hingga berpotongan dengan plot kurva. Hasil uji slim tube dan core flow pada tiga tekanan uji disajikan pada Tabel 4 sementara perpotongan kurva RF terjadi pada 2225 psi seperti yang ditunjukkan pada Gambar 7.
Gambar 3. Profil Produksi Kumulatif Slim Tube Pada Tekanan 2000 psi.
Tabel 4. Hasil Uji Slim Tube (ST) dan Core Flow (CF)
Gambar 4. Produksi Kumulatif Slim Tube Pada Berbagai Tekanan Uji. Core Flow Hasil uji dengan menggunakan core ditunjukkan pada Gambar 5. Breakthrough tampak lebih dini terjadi pada core flow dibandingkan dengan slim tube.
Gambar 7. Penentuan TTM Uji Penyapuan Tersier Hasil pengukuran permeabilitas dan porositas disajikan pada Tabel 5. Sementara hasil waterflooding dan CO2 flooding masingmasing seperti pada Gambar 8 dan Gambar 10. Sementara perbandingan produksi kumulatif pada berbagai tekanan uji digambarkan pada Gambar 9 dan Gambar 11.
Gambar 5. Profil Produksi Kumulatif Core Flow Pada Tekanan 2000 psi.
5
Tabel 5. Hasil Pengukuran Properti Core Tekanan (psi)
Vp (ml)
Vb (ml)
K (mD)
1000
264.15
608.89
240.05
ϕ (%) 43.38
2000
228.10
608.89
240
37.46
3000
226.88
608.89
240
37.26
Gambar 10. Produksi Kumulatif CO2 Flood
Gambar 8. Waterflood .
Profil
Produksi
Kumulatif
Gambar 11. Profil Produksi Kumulatif Minyak Pada Berbagai Tekanan Uji. Berbeda dengan profil produksi pada waterflooding dimana minyak terdesak secara langsung oleh air dan diproduksikan (mencapai titik produksi) pada awal pendesakan air, pada pendesakan dengan CO2 terlihat brine lebih dahulu terproduksi hingga PV injeksi tertentu, kemudian minyak mulai terproduksi hingga gas mencapai titik produksi (breakthrough). Produksi kumulatif pada tekanan 2000 psi jauh lebih besar dibandingkan dengan kedua tekanan operasi lainnya, yakni 8.66% di atas faktor perolehan pada tekanan 1000 psi dan 4.85% di atas faktor perolehan pada tekanan 2000 psi. Tekanan 2000 psi adalah tekanan yang mendekati TTM (2225 psi), terlihat bahwa harga faktor perolehan paling besar di sekitar nilai TTM, kemudian menurun dengan bertambahnya dan berkurangnya tekanan injeksi.
Gambar 9. Profil Produksi Kumulatif Waterflood Pada Berbagai Tekanan Uji. Tabel 6. Profil Saturasi dan Faktor Perolehan Waterflooding . Tekanan (psi)
So
Sorw
RF after WF, % OOIP
1000
0.6404
0.2196
64.46
2000
0.8073
0.2893
67.78
3000
0.8381
0.2468
74.23
Dari hasil profil saturasi waterflooding pada Tabel 6, saturasi minyak tersisa dalam core adalah sekitar 0.2. Nilai Sorw cenderung sama walaupun nilai permeabilitas,porositas, dan tekanan inisial core berbeda, atau dengan kata lain dapat dikatakan bahwa sebelum pendesakan tersier dilakukan keadaaan inisial core adalah identik satu sama lain.
Tabel 7. Profil Saturasi dan Faktor Perolehan CO2 Flooding .
6
Tekanan (psi)
Sorw
Sorm
Swf
RF %OOIP
URF % OOIP
1000
0.2196
0.1439
0.3218
11.02
75.48
2000
0.2893
0.1315
0.2365
19.68
87.46
3000
0.2468
0.1234
0.1619
14.85
89.08
Gambar 12. Ultimate Recovery Factor hasil Core Flooding .
Gambar 14. Perubahan Densitas Minyak
Simulasi Fluida Reservoir Fluida digabungkan dan persamaan keadaaan (EoS) dituning dengan menggunakan data API (39.1). Fluida hasil regresi diuji ketercampuran dan menghasilkan nilai TTM yang sama yakni 2225 psi dengan menggunakan persamaan Peng dan Robinson.
3. Swelling Pada Gambar 15 terlihat kenaikan swelling factor seiring dengan kenaikan tekanan saturasi dan mol injeksi CO 2. Swelling factor pada keadaan inisial adalah 1. Sebagai akibat dari penambahan gas CO 2, hidrokarbon terekstraksi dan mengembang sehingga volume liquid menjadi lebih besar dari keadaan inisial dan swelling factor berharga lebih besar dari 1. Pengembangan volume hidrokarbon juga berdampak pada meningkatnya tekanan saturasi.
1. Viskositas Minyak yang digunakan untuk eksperimen laboratorium disimulasikan pada tekanan o reservoir (158 F) untuk memperlihatkan efek penurunan viskositas. Eksperimen juga disimulasikan pada berbagai tekanan untuk memperlihatkan efek tekanan injeksi pada penurunan viskositas.
Gambar 15. Swelling Minyak 4. Pemodelan Slim Tube Hasil simulasi dan hasil uji laboratorium menunjuk pada nilai TTM yang sama yakni 2225 psi seperti pada gambar 16 (95% faktor perolehan). Matching juga dilakukan dengan hasil core flow pada Gambar 17. Matching menghasilkan nilai yang sesuai dengan sedikit over prediksi pada tekanan 3000 psi yang dimungkinkan karena sedikit perbedaan bentuk core yang digunakan.
Gambar 13. Perubahan Viskositas Minyak Efek penambahan CO2 berpengaruh signifikan terhadap penurunan viskositas hingga sekitar 50 % mol. Setelah 50% mol, viskositas minyak cenderung datar bahkan sedikit naik terutama pada tekanan di atas 2000 psi seiring dengan penambahan mol CO 2. Kenaikan hingga 5% dari nilai viskositas pad injeksi 50% mol CO 2 terjadi ketika 80% mol CO 2 diinjeksikan. 2. Densitas Densitas minyak akibat penambahan CO 2 berbanding terbalik dengan penurunan viskositas minyak. Densitas minyak cenderung naik walaupun kenaikannya tidak signifikan, yakni hanya sekitar 0.5 – 3%.
7
Berdasarkan kurva produksi kumulatif pada Gambar 18, laju injeksi gas yang dipilih sebagai base case adalah 300 MSCF/D. Laju ini dipilih karena nilainya masih jauh dari asumsi ketersediaan CO2 per hari yakni 795 MSCF/D, serta karena laju ini menghasilkan faktor perolehan yang paling tinggi yakni sebesar 57.144% OOIP. Produksi gas CO 2 pada sumur produksi akan diinjeksikan kembali ke dalam reservoir setelah melalui proses pemisahan CO 2 dan N2. Skenario base case mampu memberikan tambahan produksi kumulatif hingga 224.1 MSTB dibandingkan apabila skenario waterflood diteruskan hingga akhir masa kontrak. Penambahan faktor perolehan akibat skenario CGI didapatkan hingga 9.5% dari perolehan sekunder dan tambahan 7% dibandingkan dengan extended waterflood .
Gambar 16. Perbandingan Hasil Simulasi Slim Tube dan Laboratorium.
2. Skenario 2 SWAG Pada Gambar 19 produksi kumulatif minyak terlihat dipengaruhi oleh laju injeksi air ke dalam sumur. Pada laju injeksi gas 250 MSCF/D, breakthrough terjadi sekitar tahun 2031, yaitu 10 tahun setelah gas CO 2 mulai diinjeksikan. Sementara pada laju injeksi gas 100 MSCF/D, breakthrough terjadi pada sekitar tahun 2042 atau 21 tahun setelah injeksi gas CO 2 .
Gambar 17. Perbandingan Hasil Simulasi Core Flow dan Laboratorium. Simulasi Reservoir 1. Skenario 1 CGI Gambar 18 merupakan kurva perbandingan kumulatif produksi yang menunjukkan bahwa peningkatan kumulatif produksi berbanding lurus dengan laju injeksi gas CO 2 hingga laju optimum tertentu. Dalam Gambar 18, keadaan optimum terjadi pada laju 300 MSCF/d. Ketika laju diperbesar dari nilai optimum, gas CO 2 tidak sepenuhnya terlarut di dalam minyak residual. Gas yang tidak terlarut kemudian membuat aliran langsung ke titik produksi yang berdampak breakhrough terjadi lebih cepat.
Gambar 19. Profil Produksi SWAG Penundaan breakthroug h menghasilkan penambahan kumulatif produksi sebesar 7% dan peningkatan faktor perolehan sebesar 4% pada tahun 2050. Untuk skenario SWAG pada reservoir ini, maka laju injeksi 100 MSCF/D adalah laju yang paling optimum untuk mendapatkan recovery factor maksimum. 3. Perbandingan Skenario 1 dan 2 Perbandingan dilakukan antara base case pada skenario CGI dan konfigurasi paling optimum pada skenario 2. Kasus extended
Gambar 18. Profil Produksi CGI 8
waterflood disertakan sebagai pembanding relatif. Hasil perbandingan digambarkan pada Gambar 20.
case dengan penambahan faktor perolehan sebesar 17% terhadap faktor perolehan sekunder. Efisiensi penyapuan yang lebih baik salah satunya disebabkan karena kadar gas terlarut di dalam live oil hasil proses rekombinasi.
Gambar 20.Perbandingan CGI dan SWAG SWAG menghasilkan faktor perolehan yang lebih baik dibandingkan CGI dan extended waterflood . Kenaikkan produksi kumulatif skenario SWAG bahkan hingga 20% bila dibandingkan dengan waterflooding dan 6% terhadap CGI. Penambahan air dalam jumlah terbatas yang dilakukan dengan metode SWAG mampu memperbaiki profil penyapuan CO2 sehingga breakthrough terjadi lebih lambat.
Gambar 22.
4. Pengaruh Penambahan Propana Hasil penambahan propana (C 3H8) terhadap kumulatif produksi ditunjukkan pada Gambar 21. Penambahan propana memperbaiki profil produksi kumulatif CGI dengan tambahan kumulatif produksi minyak sebesar 3.7% dan tambahan faktor perolehan sebesar 2.14%.
6. Perbandingan dengan Dead Oil Berbagai API Gambar 23 menunjukkan kurva produksi kumulatif dari beberapa sampel minyak dengan API yang berbeda-beda. Gambar menunjukkan performansi CO 2 yang menurun dalam menyapu minyak residual dengan semakin banyaknya komponen berat di dalam minyak. Kemampuan CO2 untuk menurunkan viskositas dan fenomena swelling pada minyak berat dengan menggunakan skenario cenderung tidak efektif dibandingkan dengan kinerja pada minyak ringan.
Profil Produksi Live Oil
Skenario injeksi CO 2 (base case) tidak dapat diterapkan pada sampel live oil Z dengan API 49. Sampel Z memiliki kandungan hidrokarbon ringan yang cukup banyak (light oil ), sehingga gas injeksi langsung diproduksikan bersamasama dengan produksi gas reservoir. Terlihat tidak terjadi peningkatan produksi minyak setelah tahun injeksi gas CO 2.
Gambar 21. Perbandingan profil produksi dengan penambahan propana 5. Perbandingan dengan Pendesakan Menggunakan Live Oil Gambar 22. memperlihatkan profil yang hampir sama antara sampel Y (API 37) dan base case (API 39.1). Penyapuan yang lebih baik terlihat pada sampel Y dibandingkan base
Gambar 23.
Profil Produksi Berbagai API
Meski tidak sebaik performansi base case, injeksi CO 2 masih memberikan peningkatan 9
faktor perolehan yang cukup signifikan yakni 12.34% pada sampel X terhadap faktor perolehan sekunder, dan 6.34% pada sampel W.
Calisgan, H., & Akin, S. (2008). Near Critical Gas Condensate Relative Permeability of Carbonates. The Open Petroleum Engineering Journal , 30-41. Campbell, B. T., & Orr, F. M. (1985). Flow Visualization for CO2/Crude Oil Displacements. SPE Journal of Petroleum Technology , 25 (5), 665678. Chang, R. (1994). Chemistry 5th Ed. Mc Graw Hill. Elsharkawy, A. M., Poettman, F. H., & Christiansen, R. L. (1992). Measuring Minimum Miscibility Pressure : Slim Tube or RisingBubble Method? SPE . Green, D. W., & Willhite, G. P. (1998). Enhanced Oil Recovery. SPE. Holm, L. W., & Josendal, V. A. (1974). Mechanisms of Oil Displacement by Carbon Dioxide. Journal of Petroleum Technology , 1427-1438. Holt, T., Jensen, J., & Lindeberg, E. (1995). Underground Storage of CO2 in Aquifers and Oil Reservoir. Energy Conversion and Management. Klins, M. A. (1953). Carbon Dioxide Flooding : Basic Mechanism and Project Design. Boston: IHRDC. Kulkarni, M. M. (2003). Immiscible and Miscible Gas-Oil Displacement In Porous Media. Lousiana: The Craft and Hawkins Department of Petroleum Engineering. Lemigas. (2006). CO2 Sequestration Potential for EOR in Indonesia. Jakarta. Marhaendrajana, T., Gunadi, B., & Suarsana, p. (2005). Potensi Peningkatan Perolehan Minyak Lapangan Jatibarang Dengan CO2 Flooding. Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi , 1. Martin, F., & Taber, J. (1983). Carbon Dioxide Flooding. Journal of Petroleum Technology , 396-400. Mungan, N. (1965). Permeability Reduction Through Changes in pH and Salinity. SPE , 1449-1453. Nasir, F. M., & Chong, Y. Y. (2009). The Effect of Different Carbon Dioxide Injection Modes on Oil Recovery. International Journals of Engineering and Sciences , 9 (10), 66-72. Negahban, S., & J, K. V. (1992). Development and Validation of Equation-of-State Fluid Descriptions for CO2/ Reservoir-Oil System. SPE Reservoir Engineering , 363-368.
IV. Kesimpulan Berdasarkan seluruh hasil penelitian yang dilakukan, ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut : Uji slim tube pada TTM (2225 psi) dan o temperatur reservoir (158 F) menghasilkan efisiensi perolehan minyak sebesar 95%. Uji core flow dapat dilakukan untuk mendapatkan nilai TTM dengan perolehan maksimum sebesar 88.4% pada tekanan 2225 psi. Dengan model kelakuan fasa yang representatif, TTM dapat disimulasikan dengan simulator komposional dan mendapatkan hasil yang serupa dengan uji slim tube. Hasil simulasi pendesakan tersier di laboratorium (core flood ) menunjukan variasi peningkatan faktor perolehan sebesar 11-19% akibat injeksi CO 2. Berdasarkan hasil simulasi pendesakan tersier di laboratorium, injeksi CO 2 laik untuk dilakukan. Uji pendesakan tersier di laboratorium menghasilkan efisiensi perolehan minyak dari 75.4% hingga 89% OOIP dan turun menjadi 57% hingga 61% OOIP pada simulasi reservoir. Skenario CGI dengan laju injeksi gas sebesar 300MSCF/D pada tekanan 2300 psi dianggap sebagai base case karena memberikan faktor perolehan minyak yang paling tinggi (57.14% OOIP) dengan waktu breakthrough yang relatif lambat (12 tahun setelah injeksi). Mekanisme SWAG ditawarkan sebagai alternatif teknik untuk memperbaiki mobilitas CO 2 dan mengeliminasi kerumitan operasi WAG. SWAG menghasilkan kumulatif produksi minyak yang lebih baik dibandingkan dengan CGI dan extended waterflood , yakni sebesar 20% dibandingkan waterflooding dan 6% terhadap CGI pada tahun 2050.
V. Daftar Pustaka Bondor, P. (1992). Applications of Carbon Dioxide in Enhanced Oil Recovery (Vol. 33). Energy Conversion and Management. Bui, H. L. (2006). Near-Miscible CO2 Application to Improve Oil Recovery. Kansas.
10
Scheuerman, R. F., & Bergersen, B. M. (1990). Injection Water Salinity, Formation Pretreatment, and Well operations Fluid Selection Guidelines. Journal of Petroleum Technology , 836 - 845. Stalkup. (1984). Miscible Displacement : SPE Monograph Vol 8. AIME. Tham, B. K., Raif, M. B., Saaid, I. M., & Abllah, E. (2011). The Effects of kv/kh on Gas Assisted Gravity Drainage Process. International Journal of Engineering & Technology , 11 (3), 153-185. Tjahjono, W., & Mardisewojo, P. (1994). Pengaruh Komposisi Minyak, Temperatur, dan Berat Molekul Pada Tekanan Tercampur Minimum (TTM) CO2 Dalam Proses Enhanced Oil Recovery (EOR). Jurnal Teknologi Mineral , I (3), 33-57.
11
