Pencampuran Gas CO2 untuk menurunkan tek
Web Publishing
ISSN 2088-7590
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
April 2016
ISSN 2088-7590
Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi
ISSN 0216-6410
JTMGB
Volume 10 Nomor 1 April 2016
DAFTAR ISI
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
Komputasi untuk Optimisasi Keekonomian Perekahan Hidrolik Vertikal di Sumur Minyak
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
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
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
Pencampuran Gas CO2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum:
Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat,
Cekungan Sumatera Selatan
CO2 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.
Keywords: Minimum miscibility pressure, CO2, numerical simulation, equation of state, correlation.
37
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
38
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 mulamula (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
karena itu, untuk menerapkan injeksi gas CO2
pada kedua lapisan ini, dapat dilakukan salah
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)
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.
39
permeabilitas serta porositas yang homogen.
Dimensi dan data slimtube yang digunakan untuk
eksperimen telah dilaporkan sebelumnya dengan
setup peralatan seperti ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Peralatan eksperimen slimtube (Muslim dan
Permadi, 2015).
Harga TTM hasil eksperimen slimtube
berdasarkan break over point pada temperatur yang
digunakan telah dilaporkan sebelumnya, yaitu pada
temperatur 150oF, miscibility gas CO2 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.
II.1. Eksperimen Menggunakan Slimtube
Slimtube adalah sebuah pipa stainless steel
yang berdiameter kecil dengan panjang tertentu Gambar 2. Model slimtube 1-D dalam simulasi numerik
dan di dalamnya berisi pasir kwarsa dengan (Muslim dan Permadi, 2015).
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
40
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
Winprop CMG Simulator Ver. 2013 dengan data
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)
41
masukan di antaranya berupa komposisi minyak, (5) Campuran Gas CO2 + Gas Etana
komposisi gas injeksi, dan temperatur reservoir.
Campuran gas CO2 dan gas etana
menggunakan konsentrasi (persen mol) gas CO2
(1) Gas CO2
dalam campuran yang sama seperti pada campuran
Gas yang diinjeksikan berupa gas CO2 gas CO2 dengan gas metana maupun campuran
murni (konsentrasi 100%). TTM pada Lapisan gas CO2 dengan gas nitrogen. Hasil perhitungan
AB-4 untuk temperatur 140oF diperoleh sebesar TTM diperlihatkan pada Tabel 4. Terlihat bahwa
1.650 psia dan untuk temperatur 150oF sebesar jika gas CO2 dicampur dengan gas etana maka
1.750 psia. TTM pada Lapisan AB-5 untuk TTM akan lebih rendah. Sebagai contoh, TTM
temperatur 150oF diperoleh sebesar 1.780 psia pada Lapisan AB-4 dengan perbandingan persen
mol dalam campuran 40% CO2 + 60% etana pada
dan untuk temperatur 158oF sebesar 1.870 psia.
temperatur 140oF adalah sebesar 1.510 psia dan
pada temperatur 150oF sebesar 1.600 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.
(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
(3) Campuran Gas CO2 + Gas Metana
pada temperatur 140oF diperoleh sebesar 850
Hasil perhitungan TTM untuk campuran psia dan pada temperatur 150oF sebesar 880 psia.
gas CO2 + metana dengan tiga harga konsentrasi
(persen mol) dalam campuran, masing-masing (7) CO2 + Gas Butana
60%, 50%, dan 40% gas CO2, ditunjukkan pada
Injeksi campuran gas CO2 + gas butana
Tabel 2. Terlihat bahwa peningkatan konsentrasi
gas metana dalam campuran akan meningkatkan ternyata juga dapat menurunkan TTM. Penurunan
TTM. Sebagai contoh campuran gas yang terdiri TTM campuran gas CO2 + gas butana bahkan
dari 40% CO2 + 60% metana memberikan nilai lebih besar dibandingkan dengan campuran
TTM untuk Lapisan AB-4 pada temperatur 140oF gas CO2 + gas etana dan campuran gas CO2 +
sebesar 4.080 psia dan pada temperatur 150oF gas propana. Hasil perhitungan TTM, dengan
konsentrasi (persen mol) gas CO2 dalam campuran
sebesar 4.160 psia.
yang sama seperti sebelumnya, ditunjukkan pada
Tabel 6. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan
(4) Campuran Gas CO2 + Gas Nitrogen
AB-4 dengan campuran 40% CO2+ 60% butana
Campuran gas ini menggunakan persen pada temperatur 140oF adalah sebesar 560 psia
mol dalam campuran yang sama yaitu 60%, dan pada temperatur 150oF sebesar 605 psia.
50%, dan 40% gas CO2. Hasil perhitungan TTM
yang ditunjukkan pada Tabel 3 memperlihatkan IV. PEMBAHASAN
peningkatan konsentrasi gas nitrogen dalam
Studi ini mempunyai dua tujuan utama,
campuran akan meningkatkan TTM. Sebagai
contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan yaitu 1) menentukan TTM dari injeksi campuran
perbandingan persen mol dalam campuran 40% gas CO2 dengan gas lain dan 2) melakukan kajian
CO2 + 60% nitrogen pada temperatur 140oF terhadap campuran gas CO2 dengan gas lain
adalah sebesar 7.250 psia dan pada temperatur sebagai upaya untuk menurunkan TTM. Hasilnya
berupa penetapan jenis gas pencampur dan persen
150oF sebesar 7.100 psia.
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
42
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
dengan konsentrasi 40% CO2 dan 60% gas
butana memberikan TTM sebesar 560 psia. Jika
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)
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
43
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.
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
44
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
Modelling Group.
CMG, 2013. Winprop User’s Guide. Computer
Modelling Group.
Dehghani, K. dan Ehrlich, R., 1999. Utilization
of Associated Produced Gas to Improve Oil
Recovery. Paper SPE 53338 presented at the
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. Measurement 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 LargeScale 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,
32, 1.
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)
LAMPIRAN
Tabel 1. Komposisi gas separator.
Tabel 2. Campuran gas CO2 : metana.
Tabel 3. Campuran gas CO2 : nitrogen.
Tabel 4. Campuran gas CO2 : etana.
45
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
46
Tabel 5. Campuran gas CO2 : propana.
Tabel 6. Campuran gas CO2 : butane.
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.
2.
3.
4.
5.
Prof. Dr. Ir. Pudjo Sukarno
Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar
Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA.
Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo
Dr. Ing. Ir. Bonar Tua Halomon Marbun
ISSN 2088-7590
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
April 2016
ISSN 2088-7590
Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi
ISSN 0216-6410
JTMGB
Volume 10 Nomor 1 April 2016
DAFTAR ISI
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
Komputasi untuk Optimisasi Keekonomian Perekahan Hidrolik Vertikal di Sumur Minyak
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
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
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
Pencampuran Gas CO2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum:
Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat,
Cekungan Sumatera Selatan
CO2 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.
Keywords: Minimum miscibility pressure, CO2, numerical simulation, equation of state, correlation.
37
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
38
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 mulamula (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
karena itu, untuk menerapkan injeksi gas CO2
pada kedua lapisan ini, dapat dilakukan salah
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)
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.
39
permeabilitas serta porositas yang homogen.
Dimensi dan data slimtube yang digunakan untuk
eksperimen telah dilaporkan sebelumnya dengan
setup peralatan seperti ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Peralatan eksperimen slimtube (Muslim dan
Permadi, 2015).
Harga TTM hasil eksperimen slimtube
berdasarkan break over point pada temperatur yang
digunakan telah dilaporkan sebelumnya, yaitu pada
temperatur 150oF, miscibility gas CO2 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.
II.1. Eksperimen Menggunakan Slimtube
Slimtube adalah sebuah pipa stainless steel
yang berdiameter kecil dengan panjang tertentu Gambar 2. Model slimtube 1-D dalam simulasi numerik
dan di dalamnya berisi pasir kwarsa dengan (Muslim dan Permadi, 2015).
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
40
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
Winprop CMG Simulator Ver. 2013 dengan data
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)
41
masukan di antaranya berupa komposisi minyak, (5) Campuran Gas CO2 + Gas Etana
komposisi gas injeksi, dan temperatur reservoir.
Campuran gas CO2 dan gas etana
menggunakan konsentrasi (persen mol) gas CO2
(1) Gas CO2
dalam campuran yang sama seperti pada campuran
Gas yang diinjeksikan berupa gas CO2 gas CO2 dengan gas metana maupun campuran
murni (konsentrasi 100%). TTM pada Lapisan gas CO2 dengan gas nitrogen. Hasil perhitungan
AB-4 untuk temperatur 140oF diperoleh sebesar TTM diperlihatkan pada Tabel 4. Terlihat bahwa
1.650 psia dan untuk temperatur 150oF sebesar jika gas CO2 dicampur dengan gas etana maka
1.750 psia. TTM pada Lapisan AB-5 untuk TTM akan lebih rendah. Sebagai contoh, TTM
temperatur 150oF diperoleh sebesar 1.780 psia pada Lapisan AB-4 dengan perbandingan persen
mol dalam campuran 40% CO2 + 60% etana pada
dan untuk temperatur 158oF sebesar 1.870 psia.
temperatur 140oF adalah sebesar 1.510 psia dan
pada temperatur 150oF sebesar 1.600 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.
(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
(3) Campuran Gas CO2 + Gas Metana
pada temperatur 140oF diperoleh sebesar 850
Hasil perhitungan TTM untuk campuran psia dan pada temperatur 150oF sebesar 880 psia.
gas CO2 + metana dengan tiga harga konsentrasi
(persen mol) dalam campuran, masing-masing (7) CO2 + Gas Butana
60%, 50%, dan 40% gas CO2, ditunjukkan pada
Injeksi campuran gas CO2 + gas butana
Tabel 2. Terlihat bahwa peningkatan konsentrasi
gas metana dalam campuran akan meningkatkan ternyata juga dapat menurunkan TTM. Penurunan
TTM. Sebagai contoh campuran gas yang terdiri TTM campuran gas CO2 + gas butana bahkan
dari 40% CO2 + 60% metana memberikan nilai lebih besar dibandingkan dengan campuran
TTM untuk Lapisan AB-4 pada temperatur 140oF gas CO2 + gas etana dan campuran gas CO2 +
sebesar 4.080 psia dan pada temperatur 150oF gas propana. Hasil perhitungan TTM, dengan
konsentrasi (persen mol) gas CO2 dalam campuran
sebesar 4.160 psia.
yang sama seperti sebelumnya, ditunjukkan pada
Tabel 6. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan
(4) Campuran Gas CO2 + Gas Nitrogen
AB-4 dengan campuran 40% CO2+ 60% butana
Campuran gas ini menggunakan persen pada temperatur 140oF adalah sebesar 560 psia
mol dalam campuran yang sama yaitu 60%, dan pada temperatur 150oF sebesar 605 psia.
50%, dan 40% gas CO2. Hasil perhitungan TTM
yang ditunjukkan pada Tabel 3 memperlihatkan IV. PEMBAHASAN
peningkatan konsentrasi gas nitrogen dalam
Studi ini mempunyai dua tujuan utama,
campuran akan meningkatkan TTM. Sebagai
contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan yaitu 1) menentukan TTM dari injeksi campuran
perbandingan persen mol dalam campuran 40% gas CO2 dengan gas lain dan 2) melakukan kajian
CO2 + 60% nitrogen pada temperatur 140oF terhadap campuran gas CO2 dengan gas lain
adalah sebesar 7.250 psia dan pada temperatur sebagai upaya untuk menurunkan TTM. Hasilnya
berupa penetapan jenis gas pencampur dan persen
150oF sebesar 7.100 psia.
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
42
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
dengan konsentrasi 40% CO2 dan 60% gas
butana memberikan TTM sebesar 560 psia. Jika
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)
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
43
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.
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
44
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
Modelling Group.
CMG, 2013. Winprop User’s Guide. Computer
Modelling Group.
Dehghani, K. dan Ehrlich, R., 1999. Utilization
of Associated Produced Gas to Improve Oil
Recovery. Paper SPE 53338 presented at the
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. Measurement 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 LargeScale 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,
32, 1.
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)
LAMPIRAN
Tabel 1. Komposisi gas separator.
Tabel 2. Campuran gas CO2 : metana.
Tabel 3. Campuran gas CO2 : nitrogen.
Tabel 4. Campuran gas CO2 : etana.
45
JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: 37-46
46
Tabel 5. Campuran gas CO2 : propana.
Tabel 6. Campuran gas CO2 : butane.
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.
2.
3.
4.
5.
Prof. Dr. Ir. Pudjo Sukarno
Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar
Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA.
Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo
Dr. Ing. Ir. Bonar Tua Halomon Marbun