Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air
Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Studi Laboratorium, Simulasi, Equation of
State dan Korelasi)
1
Muslim1, Permadi, A.K *2
Sejong University, Seoul, Korea Selatan
2
Institut Teknologi Bandung
*Corresponding Author: Permadi, A.K
Institut Teknologi Bandung, [email protected]
Abstrak
Penurunan produksi minyak bumi pada umumnya disebabkan lapangan yang sudah tua
(mature). Namun demikian, tahapan produksi yang dominan dilakukan adalah primary dan
secondary recovery. Penerapan kedua metode tersebut masih meninggalkan jumlah minyak
yang signifikan di dalam reservoir. Kondisi ini terbukti dengan jumlah minyak yang tertinggal
di lapisan AB-4 dan AB-5 yaitu sebesar 47 % dan 90% untuk masing-masing lapisan.
Berdasarkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam kedua lapisan tersebut, berpotensi
menambah cadangan dan meningkatkan produksi. Dua metode EOR sudah terbukti
diimplementasikan adalah steam flood dan injeksi gas Karbon Dioksida (CO2). Metode injeksi
CO2 dipilih berdasarkan jenis minyak yang terkandung dilapisan ini adalah light oil.
Penelitian ini bertujuan menentukan Minimum Miscible Pressure (MMP). Yaitu
tekanan minimum yang dibutuhkan sehingga gas dapat tercampur dengan crude oil pada
kondisi reservoir. Penelitian dilakukan dengan beberapa metode seperti eksperimen
dilaboratorium, simulasi (1-D), equation of state (EOS), dan korelasi. Hasil eksperimen
menjadi baseline dalam penentuan MMP dan hasil dari metode lainnya digunakan sebagai data
pendukung untuk memperkuat keyakinan terhadap hasil eksperimen. Dari beberapa metode
yang digunakan, simulasi menghasilkan penyimpangan terkecil yaitu sebesar 0.48 % - 2.04 %.
Kondisi dan properties reservoir adalah tidak pasti (uncertainty). Sehingga hasil dari ketiga
metode dengan range tertentu dapat digunakan sebagai acuan dalam menentukan Minimum
Miscible Pressure yang akan terjadi direservoir.
Kata Kunci: Minimum Miscible Pressure, CO2, Slimtube, EOS, dan Korelasi.
1
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Abstract
The oil production decline commonly due to the mature field. However, the dominant
production phase involves primary and secondary recovery. Implementation its methods are
leaving the large oil volume in the reservoir. This condition was demonstrated by the large
number of oil remaining in the layer AB-4 and AB-5 47%, 90% respectively.
Based on remaining oil volume in these layers, potential to improve reserve and oil
production. Two EOR methods proved like steam flood and gas injection (CO2). The CO2
injection selected in these layers based on crude oil categories (light oil).
The objective of this research is providing minimum miscible pressure (MMP). It
means, the minimum pressure at which a crude oil will be miscible with gas at reservoir
condition. This research uses several methods, such as: experiments in the laboratory,
simulation, equation of state, and correlations. In this study, the experimental result as baseline
for providing MMP. Other methods as validation the experimental result. The simulations yield
closer result with the experimental by deviation from 0.48% to 2.04%. Based on various
methods applied, the results relatively are different. It’s caused by uncertainty the reservoir
condition and properties. However, entirely the methods are valuable as references for
determining MMP at reservoir condition.
Keywords: Minimum Miscible Pressure, CO2, Slimtube, EOS, and Correlations.
I. Pendahuluan
Kebutuhan minyak bumi semakin meningkat sebagai sumber energi. Sisi lainnya,
produksi minyak bumi mengalami penurunan sejak 1997 hingga saat ini (Skkmigas, 2012).
Beberapa faktor menyebabkan turunnya produksi dan paling utama adalah kondisi lapangan
yang sudah tua / mature field (Skkmigas, 2012). Sebagian besar produksi lapangan minyak
telah mencapai puncaknya (peak) dan setelah fase ini produksi mengalami penurunan secara
ilmiah. Peningkatkan produksi minyak bumi dapat dilakukan dengan beberapa cara, antara lain
bersifat jangka pendek seperti melakukan stimulasi, workover, ataupun melakukan
penggantian ukuran pompa, dll. Beberapa cara diatas dapat meningkatkan laju produksi dalam
jangka pendek, namun tidak dapat menambah jumlah cadangan. Usaha yang dilakukan untuk
meningkatkan produksi jangka panjang dan menambah cadangan adalah dengan melakukan
secondary recovery ataupun enhanced oil recovery (EOR) (Lake, 1989). Metode EOR terbukti
memberikan hasil yang signifikan adalah steam flood dan injeksi gas Karbon Dioksida (CO2).
2
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Lapisan AB-4 dan AB-5 terletak di Cekungan Sumatera Selatan memiliki jenis light
crude oil. Jumlah Original Oil in Place (OOIP) sebesar 6 MMSTB dan 25 MMSTB untuk
masing-masing lapisan. Kumulatif produksi sebesar 3.2 MMSTB dari lapisan AB-4 (53%) dan
2.5 MMSTB AB-5 (10%). Berdasarkan data yang ada, peluang meningkatkan produksi sangat
besar. Metode EOR yang dipilih adalah injeksi gas Karbon Dioksida (CO2). Pertimbangan
menggunakan metode ini antara lain jenis minyak yang terkandung, kedalaman reservoir, dan
sumber CO2 dari lapangan sekitar. Berdasarkan literatur dan pengalaman beberapa lapangan
yang telah melakukan injeksi gas CO2 memberikan peningkatan oil recovery sebesar 5-20 %
(Lake, 1989).
Sebelum dilakukan penginjeksian gas Karbon Dioksida (CO2) pada lapisan AB-4 dan
AB-5 perlu diketahui data awal yaitu Minimum Miscible Pressure (MMP). Data tersebut
menentukan besarnya tekanan minimum diperlukan sehingga gas yang diinjeksikan tercampur
dengan minyak bumi pada kondisi reservoir. Oil recovery menjadi lebih maksimal jika injeksi
dilakukan diatas tekanan MMP. Metode yang diterapkan untuk menentukan MMP antara lain,
eksperimen dilaboratorium menggunakan slimtube, simulasi (1-D), equation of state, dan
korelasi.
Penelitian ini bertujuan menentukan minimum miscible pressure menggunakan
beberapa metode diatas. Metode eksperimen dari slimtube menjadi acuan dalam penelitian ini.
Metode lainnya digunakan sebagai validasi untuk memperkuat keyakinan terhadap hasil
eksperimen. Hasil penelitian ini diharapkan menjadi acuan dalam mendesain injeksi gas CO2.
Mekanisme injeksi dapat dilakukan dengan injeksi tercampur (miscible) atau injeksi tidak
tercampur (immiscible), sesuai dengan kondisi tekanan reservoir terkini.
II. Metode
Penelitian dilakukan dengan berbagai metode, antara lain: eksperimen menggunakan
slimtube, simulasi 1-D menggunakan software Computer Modelling Group (CMG/Gem,
2013), Equation of State (EOS) menggunakan Winprop, dan korelasi. Contoh minyak yang
digunakan berasal dari formasi Air Benakat lapisan AB-4 dan AB-5. Komposisi minyak setiap
lapisan dapat dilihat pada tabel 1 dan 2. Properties crude oil dan reservoir dapat dilihat pada
tabel 3. Temperatur yang digunakan adalah 140 oF dan 150 oF pada lapisan AB-4. 150 oF dan
158 oF pada lapisan AB-5. Gas CO2 yang digunakan dengan tingkat kemurnian 99.99 %.
3
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
II.1 Eksperimen (Slimtube)
Slimtube adalah sebuah pipa stainless stell berdiameter kecil dengan panjang tertentu.
Didalamnya berisikan pasir kwarsa dengan memiliki permeabilitas serta porositas yang
nilainya sudah diketahui. Data slimtube yang digunakan untuk eksperimen dapat dilihat pada
tabel 4 dan gambar 1.
Eksperimen dimulai dengan menginjeksikan minyak (crude oil) ke dalam slimtube
sejumlah 184 ml atau 2 pore volume (PV). Jumlah ini ditentukan berdasarkan volume pori pada
slimtube dan volume pori nya sebesar 92 ml. Minyak diinjeksikan sejumlah 2 PV dengan
asumsi dapat menjenuhi slimtube 100 %. Isco Pump D260 digunakan mengatur laju alir gas
dan sample minyak sesuai dengan rate yang diinginkan. Total volume gas diinjeksikan ke
dalam slimtube sebesar 1.2 PV dengan laju alir gas diinjeksikan adalah konstan sebesar 0.2
cc/menit. Gas CO2 yang digunakan dengan tingkat kemurniannya sebesar 99.99 %. Pengaturan
tekanan di dalam slimtube menggunakan Back Pressure Regulator (BPR) dengan kapasitas
5,000 psia. Tekanan injeksi diberikan dari 1,000 psia – 2,500 psia dan setiap volume minyak
yang diproduksikan pada setiap tekanan dikumpulkan. Volume minyak yang terkumpul pada
setiap tekanan di konversikan menjadi recovery factor. Selanjutnya recovery factor di plot
terhadap tekanan menjadi sebuah grafik. Minimum miscible pressure ditentukan berdasarkan
grafik tersebut dengan melihat break over point yang terjadi.
II.2 Simulasi 1-D
Simulasi dilakukan sebagai salah satu metode untuk memvalidasikan hasil ekperimen.
Simulator yang digunakan adalah Computer Modelling Group (CMG/Gem, 2013), model
slimtube (1-D) dengan ukuran sebagai berikut: I direction = 20 x 2.04 ft, J direction = 0.013267
ft dan grid thickness = 0.013267 ft, seperti tertera pada gambar 2. Data yang diinput dalam
model harus sesuai dengan data-data saat eksperimen. Data tersebut antara lain: porositas,
permeabilitas, komposisi minyak, properti minyak, temperatur reservoir, dan tekanan yang
diberikan.
II.3 Equation of State (EOS)
Skema lainnya yang diusulkan untuk memperediksi minimum miscible pressure adalah
Equation of State / EOS atau persamaan keadaan (Ahmed, 2007). Persamaan keadaan yang
digunakan adalah Peng-Robinson equation (1978). Viscosity model yang digunakan adalah
korelasi Jossi-Stiel-Thodos dengan Aqueous phase salinity (NaCL Concentration = 0). Crude
oil composition sebagai Primary komponen dan gas CO2 sebagai secondary komponen.
4
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Metode EOS yang digunakan merupakan tool yang ada dalam CMG software yaitu Winprop
(CMG/Winprop, 2013). Beberapa tahapan pengerjaan yang dilakukan sebagai berikut: input
data komposisi minyak, tekanan dan temperatur reservoir sesuai dengan data lapangan atau
data dilaboratorium, dan komposisi gas injeksi yang digunakan serta persentasenya (99.99%).
Set pressure step 500 psia dengan jumlah pressure step adalah 4 dan maksimum pressure
sebesar 2,000 psia. Output software adalah besarnya minimum miscible pressure yang terjadi
berdasarkan komposisi crude oil dan temperatur yang ditentukan.
II.4 Korelasi
Beberapa korelasi digunakan untuk menentukan minimum miscible pressure (MMP).
Sebagai contoh, beberapa korelasi memerlukan input data seperti temperatur reservoir dan API
gravity crude oil. Sedangkan korelasi lainnya memerlukan data yang lebih lengkap seperti
temperatur reservoir, komponen C2-C6, komponen Ch4, dan N2 yang terkandung di dalam crude
oil (Ahmed, 2007). Studi ini menggunakan beberapa korelasi antara lain: National Petroleum
Council (1976), Cronquist (1978), Yellig dan Metcalfe (1980), Johnson dan Pollin (1981),
Glaso (1985), Yuan, Johns dan Egwuenu (2005), dan Petroleum Recovery Institute (Ahmed,
2007 dan Stalkup, 1984).
III. Hasil
III.1 Eksperimen Slimtube
Hasil eksperimen slimtube memberikan nilai Minimum Miscible Pressure (MMP) pada
temperatur yang ditetapkan. Minimum miscible pressure ditentukan berdasarkan break over
point (BOP) seperti pada gambar 3-5. Berdasarkan gambar 3 miscible terjadi dilapisan AB-4
dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,680 psia. Pada gambar 4 miscible terjadi dilapisan
AB-5 dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,700 psia. Sedangkan gambar 5 menunjukan
bahwa miscible terjadi di lapisan AB-5 dengan temperatur 158 oF pada tekanan 1,960 psia.
III.2 Simulasi
Hasil simulasi digunakan untuk menentukan minimum miscible pressure seperti dapat
dilihat gambar 6-9. Gambar 6 dapat menunjukan miscible terjadi pada lapisan AB-4 dengan
temperatur 140 oF pada tekanan 1,544 psia. Gambar 7 menunjukan miscible terjadi pada lapisan
AB-4 dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,672 psia. Gambar 8 menunjukan miscible
terjadi pada lapisan AB-5 dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,670 psia. Gambar 9
5
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
menunjukan miscible terjadi pada lapisan AB-5 dengan temperatur 158 oF pada tekanan 1,900
psia.
III.3 Equation of State (EOS)
Hasil output Winprop menentukan minimum miscible pressure berdasarkan equation of
state untuk masing-masing lapisan (AB-4 dan AB-5) dapat dilihat pada gambar gambar 10-25.
Gambar tersebut menjelaskan tentang terniary diagram dan menunjukan tahapan sehingga
miscible terjadi pada lapisan AB-4 dengan temperatur 140 oF. Minimum miscible pressure
terjadi pada tekanan sebesar 1,650 psia.
Gambar 14-17 menjelaskan terniary diagram dan menunjukan tahapan sehingga miscible
terjadi pada lapisan AB-4 dengan temperatur 150 oF. Minimum miscible pressure terjadi pada
tekanan sebesar 1,750 psia. Gambar 18-21 menunjukan proses minimum miscible pressure
yang terjadi pada lapisan AB-5 dengan temperatur 150 oF dan 158 oF. Proses minimum miscible
yang terjadi pada temperatur 150 oF pada tekanan sebesar 1,780 psia. Gambar 22-25
menunjukan terniary diagram tentang proses minimum miscible pressure pada temperatur 158
o
F. Minimum miscible pressure terjadi pada tekanan sebesar 1,880 psia
III.4 Korelasi
Hasil penentuan minimum miscible pressure (MMP) berdasarkan metode korelasi pada
lapisan AB-4 dan AB-5 dengan temperatur yang telah ditetapkan dapat dilihat pada tabel 5 dan
6.
IV. Pembahasan
Studi ini untuk menentukan minimum miscible pressure yang diperlukan agar CO2 dan
minyak tercampur pada kondisi reservoir, sehingga memberikan oil recovery yang maksimal
(Jarrell dkk, 2002). Beberapa metode digunakan dalam studi ini antara lain: pengukuran
dilaboratorium menggunakan slimtube (Yellig dkk, 1980), simulasi (1-D), Equation of State
(EOS) dan korelasi. Hasil masing-masing metode dapat dilihat pada tabel 7.
Berdasarkan literatur hasil slimtube menjadi acuan menentukan minimum miscible
pressure di dalam dunia industri (Elsharkawy, 1996). Eksperimen untuk menentukan minimum
miscible pressure dilakukan pada kedua lapisan (AB-4 dan AB-5) dengan range temperatur
reservoir tertentu. Hasil penelitian menunjukan kenaikan temperatur memberikan nilai
minimum miscible pressure (MMP) yang lebih tinggi. Oleh karena itu diperlukan tekanan yang
lebih besar untuk mencapai miscible. Hal ini sesuai dengan hasil yang diperoleh oleh peneliti
6
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
sebelumnya (Holm and Josendal, 1982 dan 1974). Menggunakan metode slimtube, MMP pada
lapisan AB-5 dengan temperatur 150 oF MMP sebesar 1,700 psia dan pada temperatur158 oF
MMP sebesar 1,960 psia. Kenaikan temperatur sekitar 8 oF memberikan kenaikan MMP
sebesar 260 psia. Hal ini menunjukan semakin tinggi kenaikan temperatur akan menaikan
tekanan dibutuhkan terjadinya miscibile. Pada lapisan AB-4 dengan temperatur 140 oF tidak
dilakukan pengukuran disebabkan keterbatasan waktu eksperimen. Satu set eksperimen (1
temperatur dengan beberapa tekanan) waktu yang diperlukan sekitar 3-4 bulan, sehingga untuk
3 temperatur eksperimen dibutuhkan waktu hampir 1 tahun.
Dari plot grafik antara tekanan dan recovery factor, hasil eksperimen tidak memberikan
grafik yang halus (smooth) seperti ditunjukan gambar 3-5 dan ini merupakan salah satu
kelemahan dari eksperimen, hal tersebut terjadi disebabkan beberapa faktor, antara lain:
keakuratan peralatan, kesalahan operator atau tidak akuratnya saat melakukan eksperimen
(human error). Walaupun demikian dari trend yang ada, hasil eksperimen dapat digunakan
untuk menentukan MMP.
Simulasi 1-D dilakukan untuk menentukan MMP, hasil ini memberikan perbedaan
yang kecil terhadap hasil eksperimen. Penyimpangan sebesar 0.48 % pada temperatur 150 F
untuk lapisan AB-4. Sedangkan untuk lapisan AB-5 pada temperatur 150 oF dan 158 oF
penyimpangan sebesar 1.76 % dan 2.04 % untuk masing-masing temperatur. Hasil simulasi
menghasilkan grafik yang relativ sama dengan grafik eksperimen seperti pada gambar 6-9.
Simulasi melakukan proses/pekerjaan tampa ada kesalahan atau memberikan hasil sangat
akurat jika input data yang diberikan sesuai dengan yang di gunakan saat eksperimen.
Persentase penyimpangan hasil simulasi dan eksperimen tentunya memberikan sedikit
perbedaan yang disebabkan beberapa faktor diatas.
Penentuan MMP berdasarkan equation of state menggunakan tool yang ada di CMG
yaitu winprop dan proses miscible dapat dilihat dari gambar 10-25. Dengan melakukan injeksi
gas sebagian komponen minyak diekstrak oleh CO2 dan ini dinamakan vaporizing mechanism.
Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa dengan diinjeksikan CO2 tekanan reservoir
meningkat hingga pada tekanan tertentu terjadinya miscible. Dimana fasa gas dan fasa minyak
menjadi satu fasa. Hal ini dapat dilihat pada gambar 13, 17, 21, dan 25. Gambar tersebut
menunjukan zona atau area 2 fasa sudah tidak terbentuk saat miscible sudah terjadi. Selisih
atau penyimpangan menggunakan EOS terhadap hasil eksperimen sebesar 4.17 % untuk
lapisan AB-4 dengan temperatur 150 oF. Sedangkan pada lapisan AB-5 penyimpangan terjadi
sebesar 4.71 % (150 oF) dan 4.59 % (158 oF). Penyimpangan hasil EOS terhadap eksperimen
disebabkan proses yang terjadi dalam penentuan MMP, di mana winprop menggunakan
7
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
persamaan tertentu menentukan MMP berdasarkan input data yang diberikan. Sedangkan hasil
eksperimen memungkinkan terjadinya kekeliruan atau gangguan selama melakukan
pengukuran. Dimana hal-hal tersebut menimbulkan perbedaan hasil dengan metode lainnya.
Beberapa korelasi digunakan untuk menentukan MMP dan hasilnya dapat di lihat pada
tabel 5 dan 6 untuk setiap lapisan dengan temperatur yang berbeda. Pada lapisan AB-4 dengan
temperatur 140 oF MMP minimumnya sebesar 1,206 psia menggunakan metode Cronquist dan
maksimumnya sebesar 4,013 psia dengan metode Glaso. Sedangkan pada temperatur 150 oF
MMP minimumnya sebesar 1,274 psia (Cronquist) dan maksimumnya sebesar 4,231 psia
(Glaso). Lapisan AB-5 pada temperatur 150 oF MMP minimumnya sebesar 1,129 psia (Yuan
dkk) dan maksimumnya sebesar 4,352 psia (Glaso). Sedangkan pada temperatur 158 oF MMP
minimumnya sebesar 1,204 psia (Yuan dkk) dan maksimumnya sebesar 4,517 psia (Glaso).
Berdasarkan metode korelasi, yang mendekati hasil eksperimen untuk kedua lapisan adalah
metode Yellig-Metcalfe. Lapisan AB-4 MMP sebesar 1,871 psia pada temperatur 150 oF
dengan penyimpangan sebesar 11.4%. Lapisan AB-5 MMP sebesar 1,883 psia pada temperatur
150 oF dengan penyimpangan sebesar 10.76 %. Sedangkan pada temperatur 158 oF MMP
sebesar 1,981 psia dengan penyimpangan 1.07 %. Setiap persamaan memberikan hasil yang
berbeda, disebabkan asumsi setiap persamaan yang tidak sama. Setiap persamaan mempunyai
kelemahan ataupun kelebihan pada kondisi tertentu, sehingga persamaan dapat digunakan
tergantung ketersedian data yang dimiliki.
V. Kesimpulan
Hasil studi yang telah dilakukan memberikan beberapa kesimpulan sebagai berikut:
Hasil eksperimen merupakan rujukan utama dalam menentukan minimum miscible
pressure untuk kedua lapisan.
Kenaikan temperatur menyebabkan naiknya tekanan yang dibutuhkan agar terjadinya
miscible antara CO2 dengan crude oil pada kondisi reservoir.
Metode yang menghasilkan MMP mendekati hasil eksperimen berdasarkan urutan adalah
metode simulasi, diikuti metode equation of state dan metode korelasi.
Menggunakan beberapa metode dalam menentukan minimum miscible pressure
memberikan keuntungan tersendiri, walaupun membutuhkan waktu lama dan biaya yang
besar. Namun, hasil yang diperoleh memberikan range tertentu untuk nilai MMP dari setiap
metode yang digunakan. Hal ini disebabkan nilai MMP yang sebenarnya terjadi di reservoir
tidak dapat ditentukan secara pasti.
8
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Daftar Pustaka:
Ahmed, T., 2007. Equation of State and PVT Analysis. Gulf Publishing Company, Houston,
Texas.
CMG (Software). Gem User’s Guide. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta,
Canada 2013.
CMG (Software). Winprop User’s Guide. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta,
Canada 2013.
Elsharkawy, A.M., 1996. Measuring CO2 MMP: Slimtube or Rising Bubble Method?.
Energy and Fuel (March. 1996) 10, 2.
Holm, L.W., dan Josendal, V.A., 1982. Effect of Oil Composition on Miscible-Type
Displacement by Carbon Dioxide. Society of Petroleum Engineers Journal (Feb. 1982) 22,
01.
Holm, L.W., dan Josendal, V.A., 1974. Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide.
Journal Petroleum Technology (Dec. 1974) 26, 12.
Jarrell, P.M., Fox, C., Stein, M., dan Webb, S., 2002. Practical Aspects of CO2. Flooding.
SPE Monograph Series Hendry L Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum
Engineering of AIME, New York, Dallas.
Lake, L.W., 1989. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall, New Jersey.
Skkmigas, 2012. Laporan Tahunan 2012.
Stalkup Jr, dan Fred I., 1984. Miscible Displacement. SPE Monograph Series (Second
Printing) Hendry L Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineering of
AIME, New York, Dallas.
9
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Yellig, W.F., dan Metcalfe, R.S., 1980. Determination and Prediction of CO2 Minimum
Miscibility Pressure. Journal of Petroleum Technology (Jan. 1980) 32, 01.
10
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Tabel 1. Komposisi crude oil lapisan AB-4
Komponen
Simbol
Persen Mol
Hidrogen Sulfida
H2S
0.00
Karbon Dioksida
CO2
0.06
Nitrogen
N2
0.39
Metana
C1
13.88
Etana
C2
1.75
Propana
C3
4.05
Iso-Butana
i-C4
1.65
n-Butana
n-C4
3.06
Iso-Pentana
i-C5
1.67
n-Pentana
n-C5
1.57
Heksana
C6
2.70
Heptana Plus
C7+
69.22
100.00
Karakteristik Heptana Plus:
Specific Gravity @ 60/60 F
Berat Molekul
0.8460
135.85
Tabel 2. Komposisi crude oil lapisan AB-5
Komponen
Simbol
Persen Mol
Hidrogen Sulfida
H2S
0.00
Karbon Dioksida
CO2
0.12
Nitrogen
N2
0.65
Metana
C1
18.50
Etana
C2
1.79
Propana
C3
1.87
Iso-Butana
i-C4
0.84
n-Butana
n-C4
1.37
Iso-Pentana
i-C5
1.64
n-Pentana
n-C5
0.99
Heksana
C6
2.58
Heptana Plus
C7+
69.65
100.00
Karakteristik Heptana Plus:
Specific Gravity @ 60/60 F
Berat Molekul
Persen Berat
0.00
0.03
0.10
2.10
0.50
1.68
0.90
1.68
1.13
1.07
2.19
88.62
100.00
Persen Berat
0.00
0.05
0.17
2.71
0.59
0.75
0.45
0.73
1.08
0.65
2.03
90.89
100.00
0.8308
142.73
11
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Tabel 3. Crude oil dan data reservoir
Karakteristik AB-4
AB-5
API Gravity
42.8
41.38
Tr, F
145
156
Pr, psi
853
1,134
Pb, psi
853
1,116
Viskositas, cp
0.44
0.21
Tabel 4. Data Slimtube
Karakteristik
Panjang, cm
Diamater Dalam, cm
Jenis pasir
Porositas, %
Permeabilitas, mD
Value
1,242
0.45
Hama 8
38.8
700
Tabel 5. MMP Lapisan AB-4 dengan beberapa Korelasi pada 140 0F dan 150 0F
No. Korelasi
MMP (psia) pada 140 oF MMP (psia) pada 150 oF
1
Cronquist
1,206
1,274
2
Yellig - Metcalfe
1,759
1,871
3
Glaso
4,013
4,231
4
Yuan et al
1,358
1,477
5
Petroleum Recovery Institute
1,864
2,031
6
Johnson and Pollin
1,379
1,474
7
National Petroleum Council
1,400
1,400
Tabel 6. MMP Lapisan AB-5 dengan beberapa Korelasi pada 150 0F dan 158 0F
No.
1
2
3
4
5
6
7
Korelasi
Cronquist
Yellig - Metcalfe
Glaso
Yuan, et al
Petroleum Recovery Institute
Johnson and Pollin
National Petroleum Council
MMP (psia) pada 150 oF
1,366
1,883
4,352
1,129
2,050
1,512
1,550
MMP (psia) pada 158 oF
1,431
1,981
4,517
1,203
2,209
1,512
1,550
12
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Tabel 7. Perbandingan MMP dengan berbagai metode
Minimum Miscible Pressure, Psia
Lapisan Temperatur, oF
Slimtube Simulasi EOS
Korelasi
140
150
150
158
AB-4
AB-5
N/A
1,680
1,700
1,960
1,544
1,672
1,670
1,920
1,650
1,750
1,780
1,870
1,206 - 4,013
1,274 – 4,231
1,129 – 4,352
1,203 – 4,517
10
20
30
40
50
1,070
File: By CO2 100% @ 1014-1920 @ Tr 158 F.dat
Us er: m us lim
Date: 2/17/2014
1,070
20
Scale: 1:103.557059
Y/X: 1.00:1
Axis Units : ft
1,070
20
0
30
Gambar 1. Slimtube (Laboratorium Sejong Univ)
1,070
10
1,070
10
1,070
1,070
0
0
1,070
Well-Injection
Well-Producer
1,070
1,070
1,070
-10
-10
0.00
10.00
0.00
0
10
20
30
2.00
40
20.00 feet
4.00 m eters
50
Gambar 2. Model simulasi slimtube 1-D
Gambar 3. MMP Lapisan AB-4 @ 150 oF
13
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Gambar 4. MMP Lapisan AB-5 @ 150 oF
Gambar 5. MMP Lapisan AB-5 @ 158 oF
Gambar 6. MMP Lapisan AB-4 @ 140 oF
Gambar 7. MMP Lapisan AB-4 @ 150 oF
Gambar 8. MMP Lapisan AB-5 @ 150 oF
Gambar 9. MMP Lapisan AB-5 @ 158 oF
Gambar 10. Pressure 500 psia @ 140 oF
Gambar 11. Pressure 1,000 psia @ 140 oF
14
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Gambar 12. Pressure 1,500 psia @ 140 oF
Gambar 13. Pressure 2,000 psia @ 140 oF
Gambar 14. Pressure 500 psia @ 150 oF
Gambar 15. Pressure 1,000 psia @ 150 oF
Gambar 16. Pressure 1,500 psia @ 150 oF
Gambar 17. Pressure 2,000 psia @ 150 oF
Gambar 18. Pressure 500 psia @ 150 oF
Gambar 19. Pressure 1,000 psia @ 150 oF
15
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Gambar 20. Pressure 1,500 psia @ 150 oF
Gambar 22. Pressure 500 psia @ 158 oF
Gambar 24. Pressure 1,500 psia @ 158 oF
Gambar 21. Pressure 2,000 psia @ 150 oF
Gambar 23. Pressure 1,000 psia @ 158 oF
Gambar 25. Pressure 2,000 psia @ 158 oF
16
Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air
Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Studi Laboratorium, Simulasi, Equation of
State dan Korelasi)
1
Muslim1, Permadi, A.K *2
Sejong University, Seoul, Korea Selatan
2
Institut Teknologi Bandung
*Corresponding Author: Permadi, A.K
Institut Teknologi Bandung, [email protected]
Abstrak
Penurunan produksi minyak bumi pada umumnya disebabkan lapangan yang sudah tua
(mature). Namun demikian, tahapan produksi yang dominan dilakukan adalah primary dan
secondary recovery. Penerapan kedua metode tersebut masih meninggalkan jumlah minyak
yang signifikan di dalam reservoir. Kondisi ini terbukti dengan jumlah minyak yang tertinggal
di lapisan AB-4 dan AB-5 yaitu sebesar 47 % dan 90% untuk masing-masing lapisan.
Berdasarkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam kedua lapisan tersebut, berpotensi
menambah cadangan dan meningkatkan produksi. Dua metode EOR sudah terbukti
diimplementasikan adalah steam flood dan injeksi gas Karbon Dioksida (CO2). Metode injeksi
CO2 dipilih berdasarkan jenis minyak yang terkandung dilapisan ini adalah light oil.
Penelitian ini bertujuan menentukan Minimum Miscible Pressure (MMP). Yaitu
tekanan minimum yang dibutuhkan sehingga gas dapat tercampur dengan crude oil pada
kondisi reservoir. Penelitian dilakukan dengan beberapa metode seperti eksperimen
dilaboratorium, simulasi (1-D), equation of state (EOS), dan korelasi. Hasil eksperimen
menjadi baseline dalam penentuan MMP dan hasil dari metode lainnya digunakan sebagai data
pendukung untuk memperkuat keyakinan terhadap hasil eksperimen. Dari beberapa metode
yang digunakan, simulasi menghasilkan penyimpangan terkecil yaitu sebesar 0.48 % - 2.04 %.
Kondisi dan properties reservoir adalah tidak pasti (uncertainty). Sehingga hasil dari ketiga
metode dengan range tertentu dapat digunakan sebagai acuan dalam menentukan Minimum
Miscible Pressure yang akan terjadi direservoir.
Kata Kunci: Minimum Miscible Pressure, CO2, Slimtube, EOS, dan Korelasi.
1
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Abstract
The oil production decline commonly due to the mature field. However, the dominant
production phase involves primary and secondary recovery. Implementation its methods are
leaving the large oil volume in the reservoir. This condition was demonstrated by the large
number of oil remaining in the layer AB-4 and AB-5 47%, 90% respectively.
Based on remaining oil volume in these layers, potential to improve reserve and oil
production. Two EOR methods proved like steam flood and gas injection (CO2). The CO2
injection selected in these layers based on crude oil categories (light oil).
The objective of this research is providing minimum miscible pressure (MMP). It
means, the minimum pressure at which a crude oil will be miscible with gas at reservoir
condition. This research uses several methods, such as: experiments in the laboratory,
simulation, equation of state, and correlations. In this study, the experimental result as baseline
for providing MMP. Other methods as validation the experimental result. The simulations yield
closer result with the experimental by deviation from 0.48% to 2.04%. Based on various
methods applied, the results relatively are different. It’s caused by uncertainty the reservoir
condition and properties. However, entirely the methods are valuable as references for
determining MMP at reservoir condition.
Keywords: Minimum Miscible Pressure, CO2, Slimtube, EOS, and Correlations.
I. Pendahuluan
Kebutuhan minyak bumi semakin meningkat sebagai sumber energi. Sisi lainnya,
produksi minyak bumi mengalami penurunan sejak 1997 hingga saat ini (Skkmigas, 2012).
Beberapa faktor menyebabkan turunnya produksi dan paling utama adalah kondisi lapangan
yang sudah tua / mature field (Skkmigas, 2012). Sebagian besar produksi lapangan minyak
telah mencapai puncaknya (peak) dan setelah fase ini produksi mengalami penurunan secara
ilmiah. Peningkatkan produksi minyak bumi dapat dilakukan dengan beberapa cara, antara lain
bersifat jangka pendek seperti melakukan stimulasi, workover, ataupun melakukan
penggantian ukuran pompa, dll. Beberapa cara diatas dapat meningkatkan laju produksi dalam
jangka pendek, namun tidak dapat menambah jumlah cadangan. Usaha yang dilakukan untuk
meningkatkan produksi jangka panjang dan menambah cadangan adalah dengan melakukan
secondary recovery ataupun enhanced oil recovery (EOR) (Lake, 1989). Metode EOR terbukti
memberikan hasil yang signifikan adalah steam flood dan injeksi gas Karbon Dioksida (CO2).
2
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Lapisan AB-4 dan AB-5 terletak di Cekungan Sumatera Selatan memiliki jenis light
crude oil. Jumlah Original Oil in Place (OOIP) sebesar 6 MMSTB dan 25 MMSTB untuk
masing-masing lapisan. Kumulatif produksi sebesar 3.2 MMSTB dari lapisan AB-4 (53%) dan
2.5 MMSTB AB-5 (10%). Berdasarkan data yang ada, peluang meningkatkan produksi sangat
besar. Metode EOR yang dipilih adalah injeksi gas Karbon Dioksida (CO2). Pertimbangan
menggunakan metode ini antara lain jenis minyak yang terkandung, kedalaman reservoir, dan
sumber CO2 dari lapangan sekitar. Berdasarkan literatur dan pengalaman beberapa lapangan
yang telah melakukan injeksi gas CO2 memberikan peningkatan oil recovery sebesar 5-20 %
(Lake, 1989).
Sebelum dilakukan penginjeksian gas Karbon Dioksida (CO2) pada lapisan AB-4 dan
AB-5 perlu diketahui data awal yaitu Minimum Miscible Pressure (MMP). Data tersebut
menentukan besarnya tekanan minimum diperlukan sehingga gas yang diinjeksikan tercampur
dengan minyak bumi pada kondisi reservoir. Oil recovery menjadi lebih maksimal jika injeksi
dilakukan diatas tekanan MMP. Metode yang diterapkan untuk menentukan MMP antara lain,
eksperimen dilaboratorium menggunakan slimtube, simulasi (1-D), equation of state, dan
korelasi.
Penelitian ini bertujuan menentukan minimum miscible pressure menggunakan
beberapa metode diatas. Metode eksperimen dari slimtube menjadi acuan dalam penelitian ini.
Metode lainnya digunakan sebagai validasi untuk memperkuat keyakinan terhadap hasil
eksperimen. Hasil penelitian ini diharapkan menjadi acuan dalam mendesain injeksi gas CO2.
Mekanisme injeksi dapat dilakukan dengan injeksi tercampur (miscible) atau injeksi tidak
tercampur (immiscible), sesuai dengan kondisi tekanan reservoir terkini.
II. Metode
Penelitian dilakukan dengan berbagai metode, antara lain: eksperimen menggunakan
slimtube, simulasi 1-D menggunakan software Computer Modelling Group (CMG/Gem,
2013), Equation of State (EOS) menggunakan Winprop, dan korelasi. Contoh minyak yang
digunakan berasal dari formasi Air Benakat lapisan AB-4 dan AB-5. Komposisi minyak setiap
lapisan dapat dilihat pada tabel 1 dan 2. Properties crude oil dan reservoir dapat dilihat pada
tabel 3. Temperatur yang digunakan adalah 140 oF dan 150 oF pada lapisan AB-4. 150 oF dan
158 oF pada lapisan AB-5. Gas CO2 yang digunakan dengan tingkat kemurnian 99.99 %.
3
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
II.1 Eksperimen (Slimtube)
Slimtube adalah sebuah pipa stainless stell berdiameter kecil dengan panjang tertentu.
Didalamnya berisikan pasir kwarsa dengan memiliki permeabilitas serta porositas yang
nilainya sudah diketahui. Data slimtube yang digunakan untuk eksperimen dapat dilihat pada
tabel 4 dan gambar 1.
Eksperimen dimulai dengan menginjeksikan minyak (crude oil) ke dalam slimtube
sejumlah 184 ml atau 2 pore volume (PV). Jumlah ini ditentukan berdasarkan volume pori pada
slimtube dan volume pori nya sebesar 92 ml. Minyak diinjeksikan sejumlah 2 PV dengan
asumsi dapat menjenuhi slimtube 100 %. Isco Pump D260 digunakan mengatur laju alir gas
dan sample minyak sesuai dengan rate yang diinginkan. Total volume gas diinjeksikan ke
dalam slimtube sebesar 1.2 PV dengan laju alir gas diinjeksikan adalah konstan sebesar 0.2
cc/menit. Gas CO2 yang digunakan dengan tingkat kemurniannya sebesar 99.99 %. Pengaturan
tekanan di dalam slimtube menggunakan Back Pressure Regulator (BPR) dengan kapasitas
5,000 psia. Tekanan injeksi diberikan dari 1,000 psia – 2,500 psia dan setiap volume minyak
yang diproduksikan pada setiap tekanan dikumpulkan. Volume minyak yang terkumpul pada
setiap tekanan di konversikan menjadi recovery factor. Selanjutnya recovery factor di plot
terhadap tekanan menjadi sebuah grafik. Minimum miscible pressure ditentukan berdasarkan
grafik tersebut dengan melihat break over point yang terjadi.
II.2 Simulasi 1-D
Simulasi dilakukan sebagai salah satu metode untuk memvalidasikan hasil ekperimen.
Simulator yang digunakan adalah Computer Modelling Group (CMG/Gem, 2013), model
slimtube (1-D) dengan ukuran sebagai berikut: I direction = 20 x 2.04 ft, J direction = 0.013267
ft dan grid thickness = 0.013267 ft, seperti tertera pada gambar 2. Data yang diinput dalam
model harus sesuai dengan data-data saat eksperimen. Data tersebut antara lain: porositas,
permeabilitas, komposisi minyak, properti minyak, temperatur reservoir, dan tekanan yang
diberikan.
II.3 Equation of State (EOS)
Skema lainnya yang diusulkan untuk memperediksi minimum miscible pressure adalah
Equation of State / EOS atau persamaan keadaan (Ahmed, 2007). Persamaan keadaan yang
digunakan adalah Peng-Robinson equation (1978). Viscosity model yang digunakan adalah
korelasi Jossi-Stiel-Thodos dengan Aqueous phase salinity (NaCL Concentration = 0). Crude
oil composition sebagai Primary komponen dan gas CO2 sebagai secondary komponen.
4
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Metode EOS yang digunakan merupakan tool yang ada dalam CMG software yaitu Winprop
(CMG/Winprop, 2013). Beberapa tahapan pengerjaan yang dilakukan sebagai berikut: input
data komposisi minyak, tekanan dan temperatur reservoir sesuai dengan data lapangan atau
data dilaboratorium, dan komposisi gas injeksi yang digunakan serta persentasenya (99.99%).
Set pressure step 500 psia dengan jumlah pressure step adalah 4 dan maksimum pressure
sebesar 2,000 psia. Output software adalah besarnya minimum miscible pressure yang terjadi
berdasarkan komposisi crude oil dan temperatur yang ditentukan.
II.4 Korelasi
Beberapa korelasi digunakan untuk menentukan minimum miscible pressure (MMP).
Sebagai contoh, beberapa korelasi memerlukan input data seperti temperatur reservoir dan API
gravity crude oil. Sedangkan korelasi lainnya memerlukan data yang lebih lengkap seperti
temperatur reservoir, komponen C2-C6, komponen Ch4, dan N2 yang terkandung di dalam crude
oil (Ahmed, 2007). Studi ini menggunakan beberapa korelasi antara lain: National Petroleum
Council (1976), Cronquist (1978), Yellig dan Metcalfe (1980), Johnson dan Pollin (1981),
Glaso (1985), Yuan, Johns dan Egwuenu (2005), dan Petroleum Recovery Institute (Ahmed,
2007 dan Stalkup, 1984).
III. Hasil
III.1 Eksperimen Slimtube
Hasil eksperimen slimtube memberikan nilai Minimum Miscible Pressure (MMP) pada
temperatur yang ditetapkan. Minimum miscible pressure ditentukan berdasarkan break over
point (BOP) seperti pada gambar 3-5. Berdasarkan gambar 3 miscible terjadi dilapisan AB-4
dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,680 psia. Pada gambar 4 miscible terjadi dilapisan
AB-5 dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,700 psia. Sedangkan gambar 5 menunjukan
bahwa miscible terjadi di lapisan AB-5 dengan temperatur 158 oF pada tekanan 1,960 psia.
III.2 Simulasi
Hasil simulasi digunakan untuk menentukan minimum miscible pressure seperti dapat
dilihat gambar 6-9. Gambar 6 dapat menunjukan miscible terjadi pada lapisan AB-4 dengan
temperatur 140 oF pada tekanan 1,544 psia. Gambar 7 menunjukan miscible terjadi pada lapisan
AB-4 dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,672 psia. Gambar 8 menunjukan miscible
terjadi pada lapisan AB-5 dengan temperatur 150 oF pada tekanan 1,670 psia. Gambar 9
5
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
menunjukan miscible terjadi pada lapisan AB-5 dengan temperatur 158 oF pada tekanan 1,900
psia.
III.3 Equation of State (EOS)
Hasil output Winprop menentukan minimum miscible pressure berdasarkan equation of
state untuk masing-masing lapisan (AB-4 dan AB-5) dapat dilihat pada gambar gambar 10-25.
Gambar tersebut menjelaskan tentang terniary diagram dan menunjukan tahapan sehingga
miscible terjadi pada lapisan AB-4 dengan temperatur 140 oF. Minimum miscible pressure
terjadi pada tekanan sebesar 1,650 psia.
Gambar 14-17 menjelaskan terniary diagram dan menunjukan tahapan sehingga miscible
terjadi pada lapisan AB-4 dengan temperatur 150 oF. Minimum miscible pressure terjadi pada
tekanan sebesar 1,750 psia. Gambar 18-21 menunjukan proses minimum miscible pressure
yang terjadi pada lapisan AB-5 dengan temperatur 150 oF dan 158 oF. Proses minimum miscible
yang terjadi pada temperatur 150 oF pada tekanan sebesar 1,780 psia. Gambar 22-25
menunjukan terniary diagram tentang proses minimum miscible pressure pada temperatur 158
o
F. Minimum miscible pressure terjadi pada tekanan sebesar 1,880 psia
III.4 Korelasi
Hasil penentuan minimum miscible pressure (MMP) berdasarkan metode korelasi pada
lapisan AB-4 dan AB-5 dengan temperatur yang telah ditetapkan dapat dilihat pada tabel 5 dan
6.
IV. Pembahasan
Studi ini untuk menentukan minimum miscible pressure yang diperlukan agar CO2 dan
minyak tercampur pada kondisi reservoir, sehingga memberikan oil recovery yang maksimal
(Jarrell dkk, 2002). Beberapa metode digunakan dalam studi ini antara lain: pengukuran
dilaboratorium menggunakan slimtube (Yellig dkk, 1980), simulasi (1-D), Equation of State
(EOS) dan korelasi. Hasil masing-masing metode dapat dilihat pada tabel 7.
Berdasarkan literatur hasil slimtube menjadi acuan menentukan minimum miscible
pressure di dalam dunia industri (Elsharkawy, 1996). Eksperimen untuk menentukan minimum
miscible pressure dilakukan pada kedua lapisan (AB-4 dan AB-5) dengan range temperatur
reservoir tertentu. Hasil penelitian menunjukan kenaikan temperatur memberikan nilai
minimum miscible pressure (MMP) yang lebih tinggi. Oleh karena itu diperlukan tekanan yang
lebih besar untuk mencapai miscible. Hal ini sesuai dengan hasil yang diperoleh oleh peneliti
6
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
sebelumnya (Holm and Josendal, 1982 dan 1974). Menggunakan metode slimtube, MMP pada
lapisan AB-5 dengan temperatur 150 oF MMP sebesar 1,700 psia dan pada temperatur158 oF
MMP sebesar 1,960 psia. Kenaikan temperatur sekitar 8 oF memberikan kenaikan MMP
sebesar 260 psia. Hal ini menunjukan semakin tinggi kenaikan temperatur akan menaikan
tekanan dibutuhkan terjadinya miscibile. Pada lapisan AB-4 dengan temperatur 140 oF tidak
dilakukan pengukuran disebabkan keterbatasan waktu eksperimen. Satu set eksperimen (1
temperatur dengan beberapa tekanan) waktu yang diperlukan sekitar 3-4 bulan, sehingga untuk
3 temperatur eksperimen dibutuhkan waktu hampir 1 tahun.
Dari plot grafik antara tekanan dan recovery factor, hasil eksperimen tidak memberikan
grafik yang halus (smooth) seperti ditunjukan gambar 3-5 dan ini merupakan salah satu
kelemahan dari eksperimen, hal tersebut terjadi disebabkan beberapa faktor, antara lain:
keakuratan peralatan, kesalahan operator atau tidak akuratnya saat melakukan eksperimen
(human error). Walaupun demikian dari trend yang ada, hasil eksperimen dapat digunakan
untuk menentukan MMP.
Simulasi 1-D dilakukan untuk menentukan MMP, hasil ini memberikan perbedaan
yang kecil terhadap hasil eksperimen. Penyimpangan sebesar 0.48 % pada temperatur 150 F
untuk lapisan AB-4. Sedangkan untuk lapisan AB-5 pada temperatur 150 oF dan 158 oF
penyimpangan sebesar 1.76 % dan 2.04 % untuk masing-masing temperatur. Hasil simulasi
menghasilkan grafik yang relativ sama dengan grafik eksperimen seperti pada gambar 6-9.
Simulasi melakukan proses/pekerjaan tampa ada kesalahan atau memberikan hasil sangat
akurat jika input data yang diberikan sesuai dengan yang di gunakan saat eksperimen.
Persentase penyimpangan hasil simulasi dan eksperimen tentunya memberikan sedikit
perbedaan yang disebabkan beberapa faktor diatas.
Penentuan MMP berdasarkan equation of state menggunakan tool yang ada di CMG
yaitu winprop dan proses miscible dapat dilihat dari gambar 10-25. Dengan melakukan injeksi
gas sebagian komponen minyak diekstrak oleh CO2 dan ini dinamakan vaporizing mechanism.
Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa dengan diinjeksikan CO2 tekanan reservoir
meningkat hingga pada tekanan tertentu terjadinya miscible. Dimana fasa gas dan fasa minyak
menjadi satu fasa. Hal ini dapat dilihat pada gambar 13, 17, 21, dan 25. Gambar tersebut
menunjukan zona atau area 2 fasa sudah tidak terbentuk saat miscible sudah terjadi. Selisih
atau penyimpangan menggunakan EOS terhadap hasil eksperimen sebesar 4.17 % untuk
lapisan AB-4 dengan temperatur 150 oF. Sedangkan pada lapisan AB-5 penyimpangan terjadi
sebesar 4.71 % (150 oF) dan 4.59 % (158 oF). Penyimpangan hasil EOS terhadap eksperimen
disebabkan proses yang terjadi dalam penentuan MMP, di mana winprop menggunakan
7
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
persamaan tertentu menentukan MMP berdasarkan input data yang diberikan. Sedangkan hasil
eksperimen memungkinkan terjadinya kekeliruan atau gangguan selama melakukan
pengukuran. Dimana hal-hal tersebut menimbulkan perbedaan hasil dengan metode lainnya.
Beberapa korelasi digunakan untuk menentukan MMP dan hasilnya dapat di lihat pada
tabel 5 dan 6 untuk setiap lapisan dengan temperatur yang berbeda. Pada lapisan AB-4 dengan
temperatur 140 oF MMP minimumnya sebesar 1,206 psia menggunakan metode Cronquist dan
maksimumnya sebesar 4,013 psia dengan metode Glaso. Sedangkan pada temperatur 150 oF
MMP minimumnya sebesar 1,274 psia (Cronquist) dan maksimumnya sebesar 4,231 psia
(Glaso). Lapisan AB-5 pada temperatur 150 oF MMP minimumnya sebesar 1,129 psia (Yuan
dkk) dan maksimumnya sebesar 4,352 psia (Glaso). Sedangkan pada temperatur 158 oF MMP
minimumnya sebesar 1,204 psia (Yuan dkk) dan maksimumnya sebesar 4,517 psia (Glaso).
Berdasarkan metode korelasi, yang mendekati hasil eksperimen untuk kedua lapisan adalah
metode Yellig-Metcalfe. Lapisan AB-4 MMP sebesar 1,871 psia pada temperatur 150 oF
dengan penyimpangan sebesar 11.4%. Lapisan AB-5 MMP sebesar 1,883 psia pada temperatur
150 oF dengan penyimpangan sebesar 10.76 %. Sedangkan pada temperatur 158 oF MMP
sebesar 1,981 psia dengan penyimpangan 1.07 %. Setiap persamaan memberikan hasil yang
berbeda, disebabkan asumsi setiap persamaan yang tidak sama. Setiap persamaan mempunyai
kelemahan ataupun kelebihan pada kondisi tertentu, sehingga persamaan dapat digunakan
tergantung ketersedian data yang dimiliki.
V. Kesimpulan
Hasil studi yang telah dilakukan memberikan beberapa kesimpulan sebagai berikut:
Hasil eksperimen merupakan rujukan utama dalam menentukan minimum miscible
pressure untuk kedua lapisan.
Kenaikan temperatur menyebabkan naiknya tekanan yang dibutuhkan agar terjadinya
miscible antara CO2 dengan crude oil pada kondisi reservoir.
Metode yang menghasilkan MMP mendekati hasil eksperimen berdasarkan urutan adalah
metode simulasi, diikuti metode equation of state dan metode korelasi.
Menggunakan beberapa metode dalam menentukan minimum miscible pressure
memberikan keuntungan tersendiri, walaupun membutuhkan waktu lama dan biaya yang
besar. Namun, hasil yang diperoleh memberikan range tertentu untuk nilai MMP dari setiap
metode yang digunakan. Hal ini disebabkan nilai MMP yang sebenarnya terjadi di reservoir
tidak dapat ditentukan secara pasti.
8
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Daftar Pustaka:
Ahmed, T., 2007. Equation of State and PVT Analysis. Gulf Publishing Company, Houston,
Texas.
CMG (Software). Gem User’s Guide. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta,
Canada 2013.
CMG (Software). Winprop User’s Guide. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta,
Canada 2013.
Elsharkawy, A.M., 1996. Measuring CO2 MMP: Slimtube or Rising Bubble Method?.
Energy and Fuel (March. 1996) 10, 2.
Holm, L.W., dan Josendal, V.A., 1982. Effect of Oil Composition on Miscible-Type
Displacement by Carbon Dioxide. Society of Petroleum Engineers Journal (Feb. 1982) 22,
01.
Holm, L.W., dan Josendal, V.A., 1974. Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide.
Journal Petroleum Technology (Dec. 1974) 26, 12.
Jarrell, P.M., Fox, C., Stein, M., dan Webb, S., 2002. Practical Aspects of CO2. Flooding.
SPE Monograph Series Hendry L Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum
Engineering of AIME, New York, Dallas.
Lake, L.W., 1989. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall, New Jersey.
Skkmigas, 2012. Laporan Tahunan 2012.
Stalkup Jr, dan Fred I., 1984. Miscible Displacement. SPE Monograph Series (Second
Printing) Hendry L Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineering of
AIME, New York, Dallas.
9
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Yellig, W.F., dan Metcalfe, R.S., 1980. Determination and Prediction of CO2 Minimum
Miscibility Pressure. Journal of Petroleum Technology (Jan. 1980) 32, 01.
10
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Tabel 1. Komposisi crude oil lapisan AB-4
Komponen
Simbol
Persen Mol
Hidrogen Sulfida
H2S
0.00
Karbon Dioksida
CO2
0.06
Nitrogen
N2
0.39
Metana
C1
13.88
Etana
C2
1.75
Propana
C3
4.05
Iso-Butana
i-C4
1.65
n-Butana
n-C4
3.06
Iso-Pentana
i-C5
1.67
n-Pentana
n-C5
1.57
Heksana
C6
2.70
Heptana Plus
C7+
69.22
100.00
Karakteristik Heptana Plus:
Specific Gravity @ 60/60 F
Berat Molekul
0.8460
135.85
Tabel 2. Komposisi crude oil lapisan AB-5
Komponen
Simbol
Persen Mol
Hidrogen Sulfida
H2S
0.00
Karbon Dioksida
CO2
0.12
Nitrogen
N2
0.65
Metana
C1
18.50
Etana
C2
1.79
Propana
C3
1.87
Iso-Butana
i-C4
0.84
n-Butana
n-C4
1.37
Iso-Pentana
i-C5
1.64
n-Pentana
n-C5
0.99
Heksana
C6
2.58
Heptana Plus
C7+
69.65
100.00
Karakteristik Heptana Plus:
Specific Gravity @ 60/60 F
Berat Molekul
Persen Berat
0.00
0.03
0.10
2.10
0.50
1.68
0.90
1.68
1.13
1.07
2.19
88.62
100.00
Persen Berat
0.00
0.05
0.17
2.71
0.59
0.75
0.45
0.73
1.08
0.65
2.03
90.89
100.00
0.8308
142.73
11
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Tabel 3. Crude oil dan data reservoir
Karakteristik AB-4
AB-5
API Gravity
42.8
41.38
Tr, F
145
156
Pr, psi
853
1,134
Pb, psi
853
1,116
Viskositas, cp
0.44
0.21
Tabel 4. Data Slimtube
Karakteristik
Panjang, cm
Diamater Dalam, cm
Jenis pasir
Porositas, %
Permeabilitas, mD
Value
1,242
0.45
Hama 8
38.8
700
Tabel 5. MMP Lapisan AB-4 dengan beberapa Korelasi pada 140 0F dan 150 0F
No. Korelasi
MMP (psia) pada 140 oF MMP (psia) pada 150 oF
1
Cronquist
1,206
1,274
2
Yellig - Metcalfe
1,759
1,871
3
Glaso
4,013
4,231
4
Yuan et al
1,358
1,477
5
Petroleum Recovery Institute
1,864
2,031
6
Johnson and Pollin
1,379
1,474
7
National Petroleum Council
1,400
1,400
Tabel 6. MMP Lapisan AB-5 dengan beberapa Korelasi pada 150 0F dan 158 0F
No.
1
2
3
4
5
6
7
Korelasi
Cronquist
Yellig - Metcalfe
Glaso
Yuan, et al
Petroleum Recovery Institute
Johnson and Pollin
National Petroleum Council
MMP (psia) pada 150 oF
1,366
1,883
4,352
1,129
2,050
1,512
1,550
MMP (psia) pada 158 oF
1,431
1,981
4,517
1,203
2,209
1,512
1,550
12
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Tabel 7. Perbandingan MMP dengan berbagai metode
Minimum Miscible Pressure, Psia
Lapisan Temperatur, oF
Slimtube Simulasi EOS
Korelasi
140
150
150
158
AB-4
AB-5
N/A
1,680
1,700
1,960
1,544
1,672
1,670
1,920
1,650
1,750
1,780
1,870
1,206 - 4,013
1,274 – 4,231
1,129 – 4,352
1,203 – 4,517
10
20
30
40
50
1,070
File: By CO2 100% @ 1014-1920 @ Tr 158 F.dat
Us er: m us lim
Date: 2/17/2014
1,070
20
Scale: 1:103.557059
Y/X: 1.00:1
Axis Units : ft
1,070
20
0
30
Gambar 1. Slimtube (Laboratorium Sejong Univ)
1,070
10
1,070
10
1,070
1,070
0
0
1,070
Well-Injection
Well-Producer
1,070
1,070
1,070
-10
-10
0.00
10.00
0.00
0
10
20
30
2.00
40
20.00 feet
4.00 m eters
50
Gambar 2. Model simulasi slimtube 1-D
Gambar 3. MMP Lapisan AB-4 @ 150 oF
13
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Gambar 4. MMP Lapisan AB-5 @ 150 oF
Gambar 5. MMP Lapisan AB-5 @ 158 oF
Gambar 6. MMP Lapisan AB-4 @ 140 oF
Gambar 7. MMP Lapisan AB-4 @ 150 oF
Gambar 8. MMP Lapisan AB-5 @ 150 oF
Gambar 9. MMP Lapisan AB-5 @ 158 oF
Gambar 10. Pressure 500 psia @ 140 oF
Gambar 11. Pressure 1,000 psia @ 140 oF
14
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Gambar 12. Pressure 1,500 psia @ 140 oF
Gambar 13. Pressure 2,000 psia @ 140 oF
Gambar 14. Pressure 500 psia @ 150 oF
Gambar 15. Pressure 1,000 psia @ 150 oF
Gambar 16. Pressure 1,500 psia @ 150 oF
Gambar 17. Pressure 2,000 psia @ 150 oF
Gambar 18. Pressure 500 psia @ 150 oF
Gambar 19. Pressure 1,000 psia @ 150 oF
15
Dipresentasikan di SIMRES IATMI XIII, 02-04 Desember di Jakarta | Muslim, A.K Permadi
Gambar 20. Pressure 1,500 psia @ 150 oF
Gambar 22. Pressure 500 psia @ 158 oF
Gambar 24. Pressure 1,500 psia @ 158 oF
Gambar 21. Pressure 2,000 psia @ 150 oF
Gambar 23. Pressure 1,000 psia @ 158 oF
Gambar 25. Pressure 2,000 psia @ 158 oF
16