Identifikasi Rancangan Proses Removal Gas CO Identifikasi Kriteria Sumur dan Lapangan EOR Potensial

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