e. Identifikasi Rancangan Proses Removal Gas CO
2
Tahap selanjutnya adalah identifikasi rancangan proses removal gas CO
2
dengan Aspen Plus. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil simulasi Aliabad dan Mirzaei 2009, Bimark et al. 2008, dan Erik 2007, pada variasi jumlah
stage dalam absorber dan stripper, seperti ditunjukkan pada Tabel 8.
Tabel 8 Variasi jumlah stage Erik 2007
Kolom Absorber
Stripper Number of Stage
7 - 12 0 - 20
6 0 - 25
Aliabad dan Mirzaei 2009, Erik 2007, Bimark et al. 2008. Spesifikasi proses dan kondisi operasi yang digunakan dalam proses
simulasi ini disesuaikan dengan hasil simulasi Erik 2007, yaitu sebagai berikut: Inlet gas temperature
= 40 ºC Inlet gas pressure
= 1,1 bar Inlet gas flow
= 85.000 kmolhr CO
2
in inlet gas = 39,73 fraksi mol
Lean amine temperature = 40 ºC
Lean amine pressure = 1,1 bar
Lean amine rate = 120.000 kmolhr
MEA content in lean amine = 20 mole flow
DEA content in lean amine = 30 mole flow
DIPA content in lean amine = 40 mole flow
MDEA content in lean amine = 40 mole flow
Number of stages in absorber = 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17.
Reflux ratio in absorber = 0,5
Rich amine pump pressure = 2 bar
Heat exchanger temperature = 100 ºC
Number of stages in stripper = 6
Reflux ratio in stripper = 0,3
Lean amine pump pressure = 2 bar
3.7.2. Tahapan Rancangan Proses Penyimpanan CO
2
a. Identifikasi Kriteria Sumur dan Lapangan EOR Potensial
Tahap awal sebelum proses simulasi adalah identifikasi terhadap kriteria yang dapat digunakan dalam pemilihan sumur dan lapangan EOR potensial.
Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Syahrial dan Bioletty 2007, yang menunjukkan bahwa setiap reservoir seharusnya memenuhi
beberapa persyaratan untuk memastikan penyimpanan CO
2
yang aman dan optimal dengan menggunakan metode penyimpanan EOR. Beberapa persyaratan
tersebut diantaranya adalah sebagai berikut: a. Berdasarkan cadangan reservoir 5 MMstb.
b. Kedalaman 2.500 ft atau 762 m. c. Berat jenis BJ API gravity fluida 35 API.
d. Tekanan reservoir 1.800 psi. e. Tekanan rekah formasi 0,8 psi.
Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi DPE- LPPM 2003, yang menunjukkan cara penentuan kriteria untuk sumur-sumur
tidak produktif berdasarkan pada : a.
Laju produksi minyak 3 barrel per hari, atau 10.000 barrel per tahun. b.
Sisa cadangan minyak lapangan 1 juta barrel. Proses identifikasi oleh DPE-LPPM 2003, berdasarkan pada klasifikasi
bahwa sebuah lapangan bernilai marjinal atau bukan, baru bisa ditentukan setelah analisis keekonomian dilakukan, namun demikian nilai ekonomi suatu lapangan
dapat ditentukan dari laju produksi dan sisa cadangannya. Laju produksi dan sisa cadangannya yang semakin besar, dapat menjadikan nilai ekonomi lapangan
tersebut semakin besar pula, dan sebaliknya jika laju produksi dan sisa cadangannya semakin sedikit, maka lapangan tersebut adalah lapangan marjinal.
Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi Green dan Willhite 1998, yang menunjukkan penentuan kriteria dalam penyaringan
reservoir untuk memilih lokasi dapat didasari oleh data yang sesuai, pengujian
laboratorium dan simulasi reservoir. Data yang sesuai dan karakterisktik lokasi yang baik penting untuk model yang realistis. Tiga langkah penting dalam
memilih reservoir
untuk menentukan kecocokan reservoir
yang dapat mempertemukan kebutuhan untuk injeksi CO
2
dan penyimpanan, yaitu: 1. Sebelum penyaringan reservoir dan minyak pada kandidat lapangan, petunjuk
dasar yang perlu diikuti adalah sebagai berikut: Kedalaman : 2.500 feet 762 meter.
Komposisi minyak : C
5
- C
12
yang tinggi. Viskositas minyak : 10 cP.
Temperatur reservoir : sekitar 28 - 120
o
C. Tekanan reservoir TTM dan tekanan rekah Pf.
Laju saturasi minyak : 20 pore volume. Ketebalan formasi tidak kritis.
Nilai porositas tidak kritis. Nilai permeabilitas 5mD.
Jenis formasi : batuan pasir atau karbonat. 2. Penyaringan terhadap apakah aliran CO
2
tercampur miscible atau tidak tercampur immiscible sangat dibutuhkan. Injeksi fluida yang tidak tercampur
harus sering mencukupi gravitasi minyak yang tinggi ke menengah oil gravity 12 - 25 API. Aliran tercampur besar yang diinginkan dapat dipakai untuk
menjelaskan viskositas minyak yang rendah oil gravity 25 - 48 API. 3. Langkah selanjutnya adalah memperkirakan nilai tekanan tercampur minimum
TTM pada setiap reservoir dengan menggunakan beberapa korelasi standar industri. Dalam mengerjakan hal ini, dua jenis korelasi Yellig-Metcalfe dan
Holm-Josendal sering digunakan untuk memperkirakan dasar TTM pada temperatur reservoir. TTM sangat tergantung pada komposisi dan gravitasi
minyak, temperatur reservoir dan kemurnian purity CO
2
.
b. Identifikasi Lapangan Migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka