EasyChair Preprint№ 6460
Co2-Iwag Injection Simulation Experiment withSeveral Ratio and Cycle Time as an Effort toIncrease Oil Recovery in Field Scale
Muhammad Bagir, Muhammad Taufiq Fathaddin,Usman Pasarai and Ruri Muharto
EasyChair preprints are intended for rapiddissemination of research results and areintegrated with the rest of EasyChair.
August 29, 2021
PERCOBAAN SIMULASI INJEKSI CO2-IWAG DENGAN BEBERAPA RASIO DAN SIKLUS WAKTU
SEBAGAI UPAYA PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK SKALA LAPANGAN
M. Bagir1, M T Fathadin1, Usman Pasarai2, Ruri Muharto2
1Teknik Perminyakan Universitas Trisakti 2Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, LEMIGAS [email protected]
ABSTRAK Secara alami produksi minyak akan mengalami penurunan sehingga dibutuhkan
metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Tujuan EOR untuk meningkatkan produksi
minyak (Recovery Factor) yang sebelumnya tidak dapat di produksikan. Metode EOR
dibagi menjadi 5 yaitu Injeksi Tak Tercampur, Injeksi Tercampur, Injeksi Kimiawi,
Injeksi Panas (Thermal), Microbial Enhanched Oil Recovery (MEOR). Penelitian ini
membahas Injeksi EOR CO2. Mekanisme injeksi CO2 adalah mengembangkan minyak
(oil swelling), mengurangi viskositas dan densitas, mengurangi tegangan antarmuka.
Oleh karena itu perlu dilakukan penelitian mengenai Minimum Miscible Pressure
(MMP) untuk menentukan dimana tekanan injeksi CO2 dapat bercampur ke dalam
hidrokarbon reservoir begitu pula sebaliknya, apabila tidak mencapai tekanan
tersebut maka menjadi injeksi tidak tercampur. . Karena tidak adanya hasil
laboratorium MMP maka peneliti menggunakan beberapa korelasi dari jurnal untuk
memperoleh nilai MMP yang digunakan peneliti adalah Yuan, Glasso, Khazam, untuk
memperkuat hasil, Maka hasil dari perhitungan MMP tidak boleh jauh berbeda. Hasil
penelitian ini dari sekenario rasio injeksi menggunakan IWAG (Immiscible Water
Alternating Gas) dengan beberapa percobaan dengan kondisi reservoir yang tipis
dan batuan oil wet didapat metode IWAG lebih optimal dengan perolehan minyak
meningkat 1.32% dengan siklus waktu injeksi 2 tahun. Sehingga perolehan minyak
pada lapangan ‘X’ menjadi 4.75% dari cadangan minyak awal yang dapat di
keluarkan.
SEJARAH ARTIKEL Diterima Revisi Disetujui Terbit online
KATA KUNCI EOR
Recovery Factor
MMP
CO2 Immiscible
IWAG
1. PENDAHULUAN
Saat memproduksikan minyak bumi, oil recovery memiliki tiga fase: primary, secondary,
dan tertiary. Primery recovery adalah memproduksikan minyak dengan menggunakan natural
flow energi reservoir. Energinya dapat berasal dari ekspansi fluida, solution gas, water influx, gas
cap, dan gravity drainage. Secondary recovery adalah produksi minyak dengen menginjeksikan
fluida eksternal (air atau gas) yang digunakan untuk menjaga tekanan dan volumetric sweep
efficiency. Tertiary recovery adalah produksi minyak setelah secondary recovery, yang diinjeksikan
adalah fluida spesial seperti fluida kimia, miscible gas, dan injeksi panas (Sheng 2013). Menurut
(Dadan DSM Saputra 2018) Indonesia mempunyai banyak sekali lapangan mature yang
mempunyai potensi minyak yang cukup baik, oleh karena itu setelah melalui proses Screening
EOR yang paling cocok adalah CO2 ditambah source CO2 di Indonesia cukup banyak terutama di
daerah Sumatra Selatan dan pulau Jawa.
Dalam praktiknya produksi akan terus turun karena lapangan yang sudah cukup tua
sehingga harus dilakukan upaya agar produksi optimal. (Muslim dan permadi 2013). Salah satu
cara untuk mengatasi masalah tersebut adalah melakukan injeksi CO2 yang merupakan
peningkatan prolehan minyak tahap lanjut (Amanda dan Marheandrajana 2013). Fasilitas yang
dibutuhkan untuk injeksi CO2 adalah injection plant ke sumur, separator,pompa injeksi dari 3 jenis
ini yang perlu diperhatikan untuk menentukan keberhasilan injeksi CO2 (Wibowo 2013). Faktor
yang mempengaruhi keberhasilan Injeksi CO2 yaitu Temperatur, Karakteristik Fluida Reservoir,
Tekanan, dan Kemurnian CO2 untuk injeksi. (M.Abdurrahman, 2018). Menurut (Ahmad M 2012)
untuk reservoir dengan heterogenitasnya rendah mempunyai peningkatan recovery factor yang
besar dengan injeksi CO2 dengan tekanan yang rendah. (Duraid Al-Bayati 2018) menjelaskan dan
mengutakna penjelasan sebelumnya mengenai peranan hetrogenitiy sangat penting dalam
proses injeksi immiscible CO2 . Salah satu metode yang terbukti efektif dapat meningkatkan
recovery minyak adalah pendesakan tercampur CO2. Dimana metode ini telah terbukti di Amerika
Serikat dapat memberikan tingkat produksi harian tertinggi diantara semua metode EOR lainnya.
Untuk pendesakan CO2 miscible sangat sulit dilakukan untuk kondisi minyak berat (Khazam M
2016). Di perkuat oleh penelitian (Aref Hashemi Fath 2013) untuk mencapai keadaan miscible
sangat sulit untuk mencapai nilai MMP. (Alireza emadi 2012) juga menjelaskan injeksi CO2 sangat
sukses apabila diaplikasikan dalam mendorong komponen hidrokarbon di dalam minyak ringan,
akan tetapi untuk minyak berat CO2 hanya dapat sedikit larut dan menurunkan viskositas minyak
Dalam penelitian laboratorium (Siwei Kang 2013) menunjukan bahwa keberhasilan dalam
immiscible flooding dengan jenis minyak berat dapat meningkatkan perolehan minyak sebesar
30%
Mekanisme lainnya ialah injeksi slug CO2. Injeksi slug disini ialah melakukan injeksi air
karbonat yang merupakan campuran antara gas CO2 dan air injeksi Slug dapat dilakukan dengan
dua mekanisme yaitu mekanisme Injeksi Slug CO2 diikat air, maupun injeksi slug CO2 dengan air
yang dilakukan secara bergantian. Selain itu, terdapat mekanisme lain yang juga disebut water
alternating gas, dimana pada mekanisme ini, injeksi CO2 dan air diinjeksikan secara bergantian
pada beberapa siklus dengan gas yang terkompresi. Menurut hasil penelitian (Samintha 2016)
ukuran slug merupakan salah satu factor penting yang perlu di pertimbangkan untuk memperoleh
jumlah minyak yang optimal.
Metode WAG ( Water Alternating Gas) memanfaatkan tekanan pada injeksi air untuk
dapat mengurangi terjadinya gas channeling dan dapat meningkatkan sweep efficiency. Injeksi ini
dilakukan dengan menggunakan gas CO2 yang lebih banyak yang ditujukan untuk dapat
meningkatkan perolehan minyak. Menurut (Bender, 2014) dalam penelitiannya rasio IWAG
mempengaruhi perolehan minyak terutama immiscible lebih baik perolehannya apabila water
lebih besar
Mobilitas rasio sangat penting dalam proses penyapuan apabila nilai mobility ratio kurang
dari satu (M<1), maka tidak akan terjadi penjarian dan daerah yang dicapai oleh fluida pendorong
sangat luas dengan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi. Tingkat Sweeping / penyapuan minyak
di reservoir semakin besar maka akan meningkatkan Recovery Factor Menurut (R Husla 2019) dari
penelitiannya dengan membandingan mobilitas setiap layer dari 0.812 ke 0.828 maka semakin
mendekati nilai 1 semakin besar efisiensi penyapuannya.
1.1 TINJAUAN LAPANGAN
Penelitian ini berfokus pada perolehan yang diperoleh dari beberapa skenario rasio dan
waktu siklus injeksi pada skala lapangan. Bidang “X” ditembus oleh 17 sumur dengan tekanan
awal 2.000 psia dan tekanan gelembung 1.533 psia. Produksi hingga akhir tahun 2016 adalah 930
Mstb, estimasi cadangan 27.681 Mstb dan water cut 90%, sehingga sisa cadangan masih layak
untuk dikaji lebih lanjut. Jenis Formasi Lapangan “X” adalah Talang Akar dengan jenis batuanpasir
dan tingkat kebasahan batuan lapangan “X” adalah oil wet dengan API ± 24 derajat dan suhu
cukup tinggi > 200 F. Berikut struktur atas, Porositas, Permeabilitas pada lapangan “X”.
2.1 Gambar Top struktur lapangan X
2.2 Gambar Porositas lapangan X
2.3 Gambar Permeabilitas lapangan X
Saturasi pada Lapangan “X” masih cukup baik, hal ini dapat dilihat dari cadangan yang
tersisa. Maka perlu dilakukan penyapuan yang baik pada lapangan “X” ini dengan ketebalan
yang tipis. Kebasahan batuan juga memiliki peran penting dalam penyapuan yang optimal. Oleh
karena itu, di bawah ini adalah permeabilitas relatif untuk menentukan keterbasahan batuan di
lapangan “X”
Gambar 2.4 Kurva permabilitas relatif
(Richard Wheaton 2016) menjelaskan bahwa apabila persilangan <0.5 maka masuk kategori oil
wet, sebaliknya apabila persilangan >0.5 maka masuk kategori water wet.
2. METODOLOGI PENELITIAN
Langkah-langkah pengerjaan dalam penelitian yaitu melakukan studi dari junal-jurnal
yang berhubungan dengan topik. Studi penelitian ini sebagai upaya peningkatan recovery factor
menggunakan Simulator Eclipse Pada Lapangan” X”. Sebelum menggunakan simulator eclipse,
PVT harus dimatchingkan agar fluida dapat disesuaikan atau disimulasikan dengan lapangan “X”
berikut adalah flowchart metodologi pengerjaan
3.1 Gambar Flowchart penelitian
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
Sw
kro krw
Mulai
Pengumpulan data PVT, Model, SCAL, Produksi, Porositas, Permeabilitas dan sebagainya
input dan proses simulasi ( Model batuan, Fluida, Produksi, Komplesi Sumur, Matching PVT)
inisialiasi
History matching
Matching ?
Membuat Skenario
Uji sensivititas ukuran slug dan Rasio IWAG
Kesimpulan dan rekomendasi
Ya
Tidak
Alur metodenya pertama pengumpulan data setelah itu proses inputing dan prosesing hasil dari
model di sesuaikan dengan model static atau inisialisasi setelah itu melakukan history matching
laju alir setelah itu pembuatan scenario dengan variasi ukuran slug dan rasio IWAG (Immiscible
Water Alternating Gas)
3. HASIL DAN DISKUSI
Dalam perolehan sampel hidrokarbon yang akan digunakan di lapangan X yang di ambil dari
lapisan TAF (Talang Akar Formation) sebagai berikut
4.1 Tabel Komposisi Hidrokarbon
Dikarenakan tidak ada hasil laboratorium CO2 maka peneliti menggunakan beberapa korelasi dari
jurnal seperti Yuan, Glasso, Khazam dari jurnal tersebut didapat perhitungan untuk mendapatkan
nilai MMP, dari hasil perhitungan peneliti di dapat nilai MMP sebagai berikut
4.2 Tabel Nilai MMP dari beberapa Teori
Teori Nilai MMP
Yuan 4,899 Psia
Glasso 4,875 Psia
Khazam 4,787 Psia
Setelah MMP di dapat maka diketahui batasan minimum CO2 untuk menjadi Miscible dengan
minyak. Dikarenakan tekanan inisialnya hanya 2,000 psia maka untuk menjadi miscible tidak
tercapai sehigga menjadi injeksi Immiscible. Ukuran slug juga penting dalam perolehan minyak,
tabel berikut adalah ukuran slug yang digunakan peneliti.
4.3 Tabel Ukuran Slug injeksi IWAG
3.1 Gambar Lokasi injektor
Dari gambar tersebut dijelaskan bahwa sumur 111 dan 201 di konversi menjadi sumur injector
dan 3 tambahan sumur produksi. Dengan sekenario IWAG dengan beberapa rasio 1:1, 2:1, 3:1,
4:1, 2:2, 2:3, 2:4, 3:2, 3:3 dengan durasi injeksi per 6 bulan, 1 tahun dan 2 tahun. Didapatkan hasil
sebagai berikut.
4.5 Tabel Hasil simulasi IWAG
203
111
Dari tabel ini diketahui bahwa perolehan minyak yang paling optimal adalah pada rasio 4:1 dan
siklus waktu injeksi 2 tahun dengan peningkatan perolehan minyak sebesar 1.32%, sehingga
perolehan minyak yang didapat menjadi 4.75% dari OIP.
4.4 Gambar Laju alir Siklus waktu 6 bulan injeksi
4.5 Gambar Laju alir Siklus waktu 1 tahun injeksi
Oil rate Pressure Water inj. Gas Inj.
4.6 Gambar Laju alir Siklus waktu 2 tahun injeksi
Hasil perbandingan injeksi CO2 dan IWAG
4.7 Gambar Hasil perbandingan base case, CO2, IWAG
Dari penelitian ini dari karakteristik lapangan kebasahannya batuan adalah oil wet dan tenaga
dorong solution gas drive, Disimpulkan bahwa Peranan kebasahaan batuan sangat penting
dalam perolehan minyak sehingga harus disesuaikan dengan kriteria yang cocok dengan
Base case IWAG
kebasahaannya, akan tetapi dari studi ini hanya melakukan percobaan mengenai perolehan
minyak dengan kondisi kebasahaan batuan dan jenis pendesakannya adalah immiscible.
4. KESIMPULAN
Kesimpulan dari penelitian di lapangan X mendapatkan ukuran slug yang paling optimal adalah 1
PV sehingga semakin besar slug size semakin besar perolehan minyak untuk immiscible. Dari rasio
IWAG di dapat 4:1 dengan siklus waktu 2 tahun adalah yang paling optimal, Dengan kondisi
batuan oilwet dan tenaga dorongnya solution gas drive di dapat recovery factor 4.75%. sehingga
perolehan minyak lapangan “X” meningkat sebesar 1.32%
5. UCAPAN TERIMA KASIH
Terima kasih kepada LEMIGAS yang telah memberikan kesempatan untuk membantu
terlaksananya penelitian ini.
6. DAFTAR PUSTAKA
Amanda, D., dan Marhaendrajana, T. 2013. Studi Teknik Peningkatan Perolehan Minyak Dengan
Metode Injeksi CO2 Menggunakan Uji Laboratorium dan Simulasi Reservoir. Jurnal
Teknologi Minyak dan Gas Bumi IATMI, 4
Aref Hashemi Fath, Abdol-Rasoul Pouranfard 2013. Evaluation of Miscible and immiscible CO2
Injection in one of the Iranian oil Field, Islamic Azad University, Egyptian Journal of
Petroleum 23, 255-270
Dadan DSM Saputra, Sugihardjo, dan Edward ML Tobing 2018. Studi Kelayakan Untuk
Implementasi Injeksi CO2 Skala Pilot Di Lapangan Minyak A, Sumatra Selatan, Lemigas, ISSN
2089-3396
Khazam M, Arebi T, Mahmoudi T, And Froja M 2016. A New Simple CO2 Minimum Miscible
Pressure Correlation, University of Tripoli, Libya, Oil Gas Res Vol 2:3
Muslim, W.Bae, A.K Permadi, Suranto, Bambang Gunadi, D.D saputrea, R Widyaningsih 2013.
Opportunities and Challenges of CO2 Flooding in Indonesia, Sejong university, ITB, and
Sejong University, Jakarta, Indonesia, SPE 165847
R. Husla S.Prakoso dan M T Fathaddin 2019. analysis the influence of heterogeneity reservoir on
RM field, Petroleum Engineering, Universitas Trisakti, Jakarta , Indonesia, Journal of physics
1402(2019) 022055.
Samintha, M., Perera, A., Gamage, R. P., Rathnaweera, T. D., Ranathunga, A. S., Koay, A., dan Choi,
X. 2016. A Review of CO2- Enhanced Oil Recovery with a Simulated Sensitivity Analysis.
Energies, 9, 481
Serdar Bender & Mustafa Yilmaz 2014. Full-Field Simulation and Optimization Study of Mature
IWAG Injection in Heavy oil Carbonate Reservoir, Turkish Petroleum Corporation, SPE
169117-MS
Sheng, J.J. 2013. Enhanced Oil Recovery: Field Case Studies.Elsevier. p.63-82
Wibowo, Yulius Deddy Hermawan 2013. Simulasi Model Jaringan dan Fasilitas Permukaan Injeksi
CO2 Sistem Terpusat pada Lapisan F Lapangan J, Program Studi Teknik Perminyakan
Fakultas Teknologi Mineral, UPN Yogyakarta, ISSN 1693-4393
Siwei Kang, Changhong Gao,Shude Zhang 2013. Scientific Research and Field Apllication of CO2
Immiscible Flooding in Heavy Oil Recovery,Kuala Lumpur, Malaysia, SPE 165210
M. Abdurrahman, A. Permadi, F. Hidayat. 2018. Pengaruh Parameter Operasional Injeksi CO2
Terhadap Peningkatan Perolehan : Studi Kasus Lapangan M. Jurnal Teknologi Minyak dan
Gas Bumi. Vol.16. No.2.
Duraid Al-Bayati, Ali Saeedi, Matthew Myers Cameron White, Quan Xie 2018. An Experimental
Investigation of Immiscible-CO2-Flooding Efficiency in Sandstone Reservoir: Influence of
Permeability Heterogeneity, Copenhagen, SPE 190876
Ahmad M. Shehata, Ahmad H. El-Banbi and Helmy Sayyouh 2012. Guidelines to Optimize CO2 EOR
in Heterogeneous Reservoir,Cairo university, Egypt, SPE 151871
Alireza Emadi, Mehran, Mahmoud Jamiolahmady and, Shaun Ireland 2012. Visualization of Oil
Recovery by CO2-Foam Injection ; effect of oil Viscosity and gas type, USA, SPE 152996.
Richard Wheaton 2016. Fundamentals of Applied Reservoir Engineering, Basic Rock and Fluid
Properties, Chapter 2. p. 5-57
