V. HASIL DAN PEMBAHASAN

Transkripsi

1 102 V. HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1. Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penangkapan CO Hasil Analisis Komposisi Gas Ikutan Lapangan XT Hasil identifikasi terhadap potensi produksi gas ikutan di lapangan XT, menunjukkan potensi sebesar 11 MMscfd setiap tahun yang dihasilkan dari industri migas, dan hasil analisis laboratorium menunjukkan bahwa gas ikutan tersebut memiliki komposisi CO 2, dan CH 4 yang cukup tinggi dengan konsentrasi masing-masing sebesar 39,73% dan 50,14%. Kedua senyawa ini merupakan bagian dari gas rumah kaca (GRK), sehingga sangat penting untuk dikendalikan dan ditangkap sebelum terlepas ke atmosfir. Hasil analisis menunjukkan pula kandungan hidrokarbon lainnya, seperti ditunjukkan pada Tabel 25. Tabel 25 Komposisi gas ikutan* No. Composition Feed Gas (%) 1. Karbon Dioksida (CO 2 ) 39,73 2. Metana (CH 4 ) 50,14 3. Etana (C 2 H 6 ) 3,69 4. Propana (C 3 H 8 ) 2,44 5. iso-butana (C 4 H 8 ) 0,45 6. normal-butana (C 4 H 9 ) 0,73 7. iso-pentana (C 5 H 10 ) 0,21 8. normal-pentana / 2-Metil-Butana (C 5 H 11 ) 0,19 9. normal-heksana (C 6 H 13 ) 0, Nitrogen (N 2 ) 1,94 *Laboratorium PT. XS.

2 103 Hasil estimasi potensi emisi GRK tersebut di atas, menunjukkan bahwa jumlah emisi CO 2, CH 4, N 2 O dan GRK total yang dapat dilepaskan ke atmosfir dari lapangan XT masing-masing sebesar ,5 ton CO 2 /tahun, 211,1 ton CH 4 /tahun, 6,51142 x 10-7 ton N 2 O/tahun, dan GRK total sebesar ,79 ton CO 2 ekuivalen/tahun. Hasil estimasi GRK seperti ditunjukkan pada Lampiran A1. Hal ini sesuai dengan hasil analisis Indriani (2005), dan Shires dan Loughran (2004), bahwa perbandingan dari gas yang terlepas hingga menjadi gas ikutan, dapat berpotensi menjadi emisi gas rumah kaca, disebabkan dampak dari gas ikutan seperti CH 4 terhadap pemanasan global adalah 21 kali lebih besar daripada dampak emisi gas CO 2 dari hasil pembakaran migas. Emisi CO 2 dari hasil pembakaran berdasarkan standar estimasi adalah sebesar 98% dari efisiensi pembakaran yang dikonversikan dari komposisi CO 2 dalam gas ikutan. Berdasarkan hasil estimasi tersebut di atas, maka sangat penting untuk segera melakukan usaha pengendalian dan penangkapan gas CO 2 pada proses pengolahan migas, terutama pada saat proses removal gas CO 2 di dalam unit amin. Hal ini bertujuan untuk mencegah terlepasnya emisi GRK khususnya gas CO 2 ke atmosfir yang berasal dari proses pengolahan migas di lapangan XT Hasil Identifikasi Diagram Alir Proses Unit Amin Hasil identifikasi terhadap diagram alir proses removal gas CO 2 dalam unit amin pada stasiun pengumpul migas di lapangan XT, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 26, menunjukkan bahwa input proses removal gas CO 2 berasal dari gas ikutan dialirkan masuk melalui bawah kolom absorber dan pelarut dalam campuran air dialirkan masuk melalui puncak kolom absorber. Mengenai output proses removal gas CO 2, diketahui berupa gas murni keluar melalui puncak kolom absorber dan gas CO 2 yang keluar melalui puncak kolom stripper. Hal ini sesuai dengan hasil pengamatan Rangkuti (2009), dan Hartanto et al. (2009), bahwa umpan gas ikutan dengan konsentrasi CO 2 tertentu dikontakkan dengan pelarut alkanolamin pada sebuah absorber. Gas yang keluar dari absorber (sweet gas) memiliki konsentrasi CO 2 yang rendah, sedangkan alkanolamin yang keluar dari absorber memiliki konsentrasi CO 2 yang tinggi (rich amine).

3 104 Hasil identifikasi tersebut diperkuat dengan hasil identifikasi Ali (2007), dan Erik (2007), yang menjelaskan bahwa gas ikutan masuk ke dalam absorber melalui stream feed dan larutan amin dan air (H 2 O) masuk ke dalam absorber melalui stream make up. Stream sweet merupakan keluaran dari gas murni dari gas asam, dan stream CO 2 merupakan output dari gas CO 2. Heat exchanger berfungsi untuk memanaskan fluida dari absorber dan cooler untuk mendinginkan fluida dari stripper, sementara mixer berfungsi sebagai tempat pencampuran antara fluida recycle dari stripper dan tambahan make up. Menurut Ali (2007), pemisahan gas CO 2 dengan menggunakan amin membutuhkan peralatan tambahan, yaitu condenser di dalam absorber sebagai tempat pendinginan gas yang dapat keluar melalui stream sweet, pump 1 sebagai pompa fluida rich amine dari absorber. Khusus untuk stripper menggunakan reboiler sebagai alat pemanas lean amine yang keluar melalui stream 5 menuju heat exchanger, dan pump 2 sebagai pompa fluida lean amine dari stripper. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui diagram alir simulasi proses removal gas CO 2 dengan menggunakan Aspen Plus. Hal ini menunjukkan bahwa diagram alir dalam simulasi ini sudah sesuai dengan diagram alir proses removal gas CO 2 dalam proses unit amin di lapangan XT Hasil Identifikasi Jenis Alat dan Model Operasi Unit Amin Hasil identifikasi terhadap jenis peralatan yang digunakan dalam proses removal gas CO 2 dalam proses unit amin di lapangan XT seperti yang ditunjukkan pada Tabel 6. Peralatan utama yang digunakan, adalah kolom absorber, dan stripper. Peralatan pendukung yang dapat digunakan dalam proses removal CO 2 adalah heat exchanger, cooler, mixer, absorber pump, dan stripper pump. Hal ini sesuai dengan hasil identifikasi Ali (2007), dan Erik (2007), yang menunjukkan bahwa pada tahap awal sebelum melakukan proses simulasi dengan menggunakan program Aspen Plus. Identifikasi terhadap jenis alat (block) dan model operasi dari setiap peralatan (unit operation model) atau UOM penting untuk dilaksanakan dalam proses removal gas CO 2. Hal ini bertujuan untuk menyesuaikan proses kerja setiap alat dengan model operasi simulasi.

4 105 Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa model operasi yang digunakan sudah dapat mewakili kondisi proses removal gas CO 2 dalam proses unit amin di lapangan XT. Absorber menggunakan model operasi radfrac, stripper dengan model radfrac, heat exchanger dengan model heatx, cooler dengan model heater, mixer dengan model mixer, absorption pump dengan model pump, dan stripper pump dengan model operasi pump Hasil Identifikasi Komposisi Campuran Amin dan Air Komposisi campuran antara larutan amin dan air (%wt) yang digunakan dalam larutan make up dalam simulasi proses removal gas CO 2 ini, yaitu: a. MEA : H 2 O = 20% : 80%, b. DEA : H 2 O = 30% : 70%, c. DIPA : H 2 O = 40% : 60%, d. MDEA : H 2 O = 40% : 60%. Penggunaan komposisi campuran antara larutan amin dan air tersebut di atas mengacu pada hasil identifikasi Maddox (1982), Arnold dan Stewart (1999), Gijlswijk et al. (2006), Kidnay dan Parrish (2006), dan Ali (2007). Modifikasi tersebut sering digunakan dalam proses removal gas CO 2 baik itu dalam kondisi proses di industri migas, maupun dalam kondisi simulasi proses dengan menggunakan program simulasi. Hal ini menjadi dasar dari penentuan komposisi campuran dalam simulasi proses ini, seperti ditunjukkan pada Tabel 7, yaitu dengan menggunakan komposisi campuran MEA dalam air sekitar 15-30%wt, DEA 25-35%wt, DIPA sekitar 30-50%wt, dan MDEA 30-50%wt. Hasil identifikasi tersebut di atas sudah sesuai dengan komposisi campuran larutan amin dan air yang saat ini digunakan oleh industri migas PT. XS dalam proses removal gas CO 2 dalam unit amin di lapangan XT. Komposisi campuran MDEA dan air yang digunakan sekitar 30-50%wt. Berdasarkan hasil identifikasi terhadap komposisi campuran pelarut tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa larutan amin dalam campuran air yang digunakan dalam simulasi proses removal gas CO 2 sudah sesuai dengan kondisi nyata di lapangan, sehingga komposisi larutan make up dapat digunakan dalam proses removal gas CO 2.

5 Rancangan Proses Removal Gas CO 2 Simulasi proses penangkapan gas CO 2 dalam penelitian ini mengacu pada rancangan proses removal gas CO 2 yang berasal dari gas ikutan yang masuk pada stasiun pengumpul migas, dengan konsentrasi CO 2 sebesar 39,73% seperti ditunjukkan pada Tabel 25. Aliran gas ikutan yang masuk melalui feed stream pada bagian bawah kolom absorber diseragamkan pada semua kondisi simulasi proses, yaitu temperatur 40 o C dan tekanan 1,1 bar, dengan total flow CO 2 sebesar kmol/hr. Aliran masuk larutan amin MEA, DIPA, DEA dan MDEA, yang masuk melalui make up stream pada bagian atas kolom absorber, berlangsung pada kondisi simulasi proses dengan temperatur 40 o C dan tekanan 1,1 bar, dengan total flow larutan amin dalam air sebesar kmol/hr. Hal ini sesuai dengan hasil identifikasi Ali (2007), bahwa setelah mengetahui kondisi dan komposisi gas ikutan, peralatan unit amin dan komposisi amin, maka data primer dan sekunder selanjutnya dapat disimulasikan dengan program simulasi Aspen Plus. Program ini bekerja dalam proses yang praktis dengan data termodinamik yang steady-state dan sesuai dengan kondisi operasi yang nyata. Program ini dapat pula digunakan dalam berbagai riset, rancangbangun, dan simulasi proses yang stabil dengan bentuk model yang lebih efektif. Variasi jumlah stage dalam penelitian ini telah digunakan oleh Aliabad dan Mirzaei (2009), Bimark et al. (2008), dan Erik (2007), yang bertujuan untuk mengetahui perbedaan proses removal gas CO 2 oleh larutan amin MEA, DIPA, DEA dan MDEA, pada variasi jumlah stage 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, dan 17 di dalam absorber. Stripper yang digunakan dalam simulasi ini menggunakan jumlah stage 6, bertujuan untuk memudahkan pengamatan terhadap proses absorpsi di dalam kolom absorber dan untuk mengetahui perbedaan tingkat efisiensi removal gas CO 2 pada kolom stripper. Hal ini sesuai dengan hasil simulasi oleh Erik (2007), yang telah menetapkan batasan jumlah stage di dalam kolom stripper berada pada jumlah 6. Berdasarkan hasil modifikasi jumlah stage tersebut di atas, maka dapat diketahui metode dasar yang dapat digunakan dalam model simulasi, adalah gas processing with metric units, dalam fase vapor-liquid, dengan menggunakan

6

7

8 109 Tabel 26 Tingkat efisiensi removal gas CO 2 Jumlah Tingkat Efisiensi (%) Stage MEA DEA DIPA MDEA 7 74,80 79,50 86,39 79, ,87 82,66 87,99 79, ,95 85,83 89,59 79, ,53 89,03 90,97 80, ,97 91,66 92,16 84, ,64 93,67 93,19 85, ,23 95,33 94,08 86, ,63 96,70 94,85 88, ,03 97,83 95,52 89, ,09 98,77 96,09 90, ,17 99,54 96,59 91,93 Keuntungan dan kelebihan dalam pemilihan dan penggunaan DEA sebagai absorbent dalam proses removal CO 2 adalah harga dasar relatif dari DEA yang sama dengan MEA, yaitu sebesar 0,5 dan lebih murah jika dibandingkan dengan harga dasar relatif dari DIPA 0,95 dan MDEA 1,0, seperti ditunjukkan pada Lampiran A6. Kelebihan dari DEA jika dibandingkan dengan MEA adalah lebih tahan terhadap degradasi, karena hanya sedikit membentuk garam yang stabil ketika bereaksi dengan CO 2 dan tidak korosif selama proses berlangsung, sehingga tidak banyak mengakibatkan kehilangan material proses dan terbentuknya hasil reaksi yang dapat menyebabkan kerusakan terhadap peralatan. Kelebihan lainnya dari DEA adalah lebih ekonomis, karena memiliki laju sirkulasi, tekanan uap dan panas reaksi yang lebih rendah jika dibandingkan dengan MEA, sehingga lebih mudah diregenerasi dari proses unit amin dan dapat digunakan kembali sebagai larutan make up untuk menggantikan material proses yang hilang, khususnya gas CO 2. Hal inilah yang menyebabkan DEA lebih sedikit dalam mengkonsumsi energi sistem dan bahan baku proses, sehingga lebih murah dan ekonomis jika dibandingkan dengan sistem amin lainnya.

9 110 a. Pembahasan Proses Removal Gas CO 2 dengan DEA Hasil simulasi proses removal gas CO 2 oleh larutan DEA yang paling efisien adalah pada rancangan proses dengan jumlah stage 17 dalam kolom absorber yang dapat mencapai efisiensi sebesar 99,54%. Jumlah massa CO 2 yang dapat dikembalikan ke dalam proses, yaitu kmol/jam dari CO 2 input gas ikutan kmol/jam. Jumlah kelebihan material selama proses removal gas CO 2 berlangsung, yaitu sebesar 173 kmol/jam dari total material input kmol/jam, seperti ditunjukkan pada Lampiran A4. Hasil simulasi proses removal gas CO 2 dengan larutan DEA sebagai absorbent menunjukkan tingkat efisiensi removal gas CO 2 yang semakin besar secara signifikan, sesuai dengan peningkatan jumlah stage, yaitu dari stage 7 hingga 17 pada kolom absorber, seperti ditunjukkan pada Gambar 29. Kelebihan dari DEA adalah memiliki kemampuan penyerapan CO 2 yang lebih efisien pada jumlah stage yang semakin besar di dalam kolom absorber. Hal ini disebabkan oleh laju sirkulasi, tekanan uap dan panas reaksi yang lebih rendah, jika dibandingkan dengan larutan amin lainnya, khususnya MEA. Hal ini didasarkan atas hasil identifikasi Arnold dan Stewart (1999), dan Kidnay dan Parrish (2006), yang menyatakan bahwa laju sirkulasi dari larutan DEA lebih sedikit dibandingkan sistem MEA. Tekanan uapnya yang hanya 1/30 kali MEA, membuat resiko kehilangan amin ini hanya ¼ - ½ lb/mscf, dan panas yang dibutuhkan untuk meregenerasi DEA sebesar Btu/lb atau 25% dari MEA. Berdasarkan laju sirkulasi, tekanan uap dan panas reaksi yang lebih rendah dari larutan DEA, maka reclaimer tidak diperlukan dalam sistem DEA, karena larutan amin tersebut bisa diregenasi kembali. Kondisi serupa dihasilkan Aliabad dan Mirzaei (2009), yang menunjukkan adanya perbedaan kemampuan efisiensi removal gas CO 2 antara larutan DEA dan MDEA, yaitu pada jumlah stage yang kecil, tingkat efisiensi DEA lebih rendah jika dibandingkan dengan MDEA, namun pada jumlah stage yang semakin besar, tingkat efisiensi DEA lebih tinggi jika dibandingkan dengan MDEA. Hasil simulasi Aliabad dan Mirzaei (2009) menunjukkan pula bahwa temperatur maksimum untuk MDEA adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan DEA. Hal

10 111 ini disebabkan reaksi absorpsi dari MDEA berlangsung dalam keadaan reaksi eksotermal dan hanya memiliki panas reaksi yang kecil. Perbandingan antara profil komposisi tekanan uap CO 2 dan H 2 S di dalam absorber menunjukkan pula bahwa absorpsi CO 2 untuk MDEA lebih kecil jika dibandingkan dengan DEA. Tingkat efisiensi proses removal gas CO 2 yang tinggi oleh DEA, disebabkan larutan amin tersebut tidak membentuk garam stabil selama proses berlangsung, akan tetapi justru terjadi kelebihan material proses yang cukup besar pada jumlah stage 17 dalam absorber. Hal ini disebabkan DEA tidak terlalu reaktif terhadap gas CO 2 jika dibandingkan dengan larutan amin MEA, sehingga menyebabkan terjadinya kelebihan material selama proses berlangsung. Kondisi tersebut di atas sesuai dengan hasil identifikasi Maddox (1982), Arnold dan Stewart (1999), dan Kidnay dan Parrish (2006), yang menyatakan bahwa berat molekul (BM) DEA adalah 105, dibandingkan dengan 61 untuk MEA. Hal ini menunjukkan bahwa untuk memisahkan jumlah gas CO 2 yang sama dengan MEA, dibutuhkan DEA sebesar 1,7 lb sementara MEA cukup 1 lb. Jumlah volume DEA yang bisa dilarutkan ke dalam air lebih besar, yaitu hingga 35% karena tidak korosif, jika dibandingkan dengan MEA cukup 20%. Beban berat untuk sistem DEA sekitar 0,65 per mol, lebih besar jika dibandingkan dengan 0,4 per mol dari MEA. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka dibutuhkan tambahan volume yang baru dari larutan DEA dan air yang lebih besar selama proses removal gas CO 2 berlangsung. Hal ini dimaksudkan untuk lebih banyak menangkap gas CO 2 di dalam kolom absorber, sekaligus bertujuan untuk mengurangi beban berat yang lebih besar dari DEA selama proses berlangsung. Hal tersebut diperkuat oleh hasil pengamatan Arnold dan Stewart (1999), yang menyatakan bahwa waktu tinggal atau kontak yang kurang dari 2 detik di absorber tray menyebabkan larutan DEA tidak terlalu bereaksi dengan gas CO 2, sehingga CO 2 dapat terbawa ke pembuangan gas murni. Faktor inilah yang menyebabkan terjadinya kelebihan material DEA selama proses berlangsung. Menurut Aliabadi et al. (2009), perbandingan tingkat absorpsi CO 2 antara campuran MDEA 34% : DEA 11%, jika dibandingkan dengan campuran MDEA 34% : MEA 11% pada variasi jumlah stage 1 hingga 20 di dalam absorber,

11

12

13

14 115 Hasil simulasi proses removal gas CO 2 dengan larutan DIPA sebagai absorbent menunjukkan tingkat efisiensi removal gas CO 2 yang semakin besar secara signifikan, sesuai dengan peningkatan jumlah stage dari 7 hingga 17 pada kolom absorber, seperti ditunjukkan pada Gambar 29. Tingkat efisiensi removal gas CO 2 oleh DIPA pada jumlah stage 17 menunjukkan nilai yang hampir sama dengan MEA, dan jumlah material yang hilang selama proses berlangsung lebih kecil. Hal ini disebabkan oleh karena DIPA tidak korosif, membutuhkan panas lebih sedikit untuk meregenerasinya, dan mampu memisahkan CO 2 walaupun pada tekanan rendah. Faktor inilah yang menyebabkan DIPA memiliki tingkat efisiensi yang semakin besar sesuai dengan peningkatan jumlah stage absorber. Hal tersebut diperkuat Arnold dan Stewart (1999), yang menyatakan bahwa DIPA memiliki beberapa kelebihan, yaitu tidak korosif dan membutuhkan panas lebih sedikit untuk meregenerasinya, sehingga dalam proses removal gas CO 2 cenderung lebih efektif dan jumlah material yang hilang lebih kecil selama proses berlangsung. Kemampuan DIPA untuk memisahkan gas CO 2 sama baiknya meskipun pada tekanan rendah. Produk sampingan DIPA saat bereaksi dengan gas CO 2 adalah 3-(2-hydroxypropyl) 5-methyl oxazolidone, yang harus dikeluarkan dari stripper karena tidak memiliki sifat menyerap gas asam. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka dalam sistem DIPA perlu ditambahkan reclaimer pada kolom stripper, untuk menangkap kelebihan material terutama garam oxazolidone. Hal ini bertujuan agar proses removal CO 2 oleh DIPA di dalam kolom stripper dapat berlangsung lebih baik dan lebih efisien. Menurut Camacho et al. (2005), larutan DIPA (NH-(CH 2 -CHOH-CH 3 ) 2 ) adalah alkanolamin sekunder, yang memiliki dua grup fungsi, yaitu (-NH) dan (- OH), yang dapat bereaksi dengan CO 2, dengan reaksi kimia sebagai berikut: (-NH) + CO 2 -NCOO - H + (carbamic acid derivative) (-OH) + CO 2 -OCOO - H + (carbonic acid derivative) Menurut Camacho et al. (2005), karakteristik dasar dari absorbent jika berada dalam larutan dan bentuk reaksinya, adalah sebagai berikut:

15

16

17 118 Hasil simulasi proses removal gas CO 2 dengan larutan MEA sebagai absorbent menunjukkan tingkat efisiensi removal gas CO 2 yang semakin besar secara signifikan, sesuai dengan peningkatan jumlah stage, yaitu dari stage 7 hingga 17 pada kolom absorber, seperti ditunjukkan pada Gambar 29. Tingkat efisiensi proses removal CO 2 oleh MEA menunjukkan nilai yang lebih kecil dari DEA, dan jumlah kelebihan material selama proses berlangsung cukup besar. Hal ini disebabkan MEA sangat reaktif dengan CO 2, dan menghasilkan garam yang stabil terhadap panas dan tidak bisa diregenerasi lagi, sehingga membutuhkan larutan MEA yang lebih banyak untuk bereaksi dengan gas CO 2 selama proses berlangsung. Faktor inilah yang menyebabkan MEA memiliki tingkat efisiensi yang lebih kecil jika dibandingkan dengan DEA. Hal tersebut di atas diperkuat oleh hasil identifikasi Maddox (1982), Arnold dan Stewart (1999), dan Kidnay dan Parrish (2006), yang menunjukkan bahwa reaksi MEA dengan CO 2 pada temperatur diatas 245 o F dapat menghasilkan oxazolidone-2, yaitu sebuah garam yang stabil terhadap panas, dan dapat menghilangkan MEA dari proses. Reaksi dengan CO 2 dan H 2 S dibalikkan dalam stripper dengan pemanasan rich MEA pada temperatur 245 o F dan tekanan 10 psig. Gas asam meningkat dalam penguapan dan dipindahkan dari puncak kolom. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka dalam sistem MEA dapat terjadi kelebihan material selama proses removal gas CO 2 berlangsung untuk mengganti MEA yang hilang. Hal ini disebabkan oleh garam MEA yang stabil dan tidak bisa diambil lagi, sehingga di dalam sistem MEA sering dipasang tambahan reclaimer untuk mengambil garam ini sebagai produk degradasi, agar tidak mengurangi volume material proses di dalam stripper. Resiko kehilangan gas juga terjadi akibat tekanan uap MEA yang tinggi, sehingga dipasang tambahan separator di keluaran gas murni untuk mengurangi kehilangan MEA. Pendapat serupa ditunjukkan oleh Erik (2007), bahwa tingkat removal gas CO 2 meningkat dan pemakaian panas berkurang dengan meningkatnya tinggi kolom. Hasil simulasi perubahan tinggi kolom dan variasi stage efisiensi menunjukkan perubahan hasil simulasi terjadi dengan lebih dari 12 stage di dalam absorber. Proses removal gas CO 2 dengan larutan MEA dalam kondisi nyata perlu

18

19

20 121 massa CO 2 yang dapat dikembalikan ke dalam proses, yaitu sebesar kmol/jam dari CO 2 input gas ikutan sebesar kmol/jam. Jumlah kelebihan material selama proses removal gas CO 2 berlangsung, yaitu sebesar kmol/jam dari total material input sebesar kmol/jam, seperti ditunjukkan pada Lampiran A5. Hasil simulasi proses removal gas CO 2 dengan larutan MDEA sebagai absorbent menunjukkan tingkat efisiensi removal gas CO 2 yang semakin besar secara signifikan, sesuai dengan peningkatan jumlah stage, yaitu dari stage 7 hingga 17 pada kolom absorber, seperti ditunjukkan pada Gambar 29. Tingkat efisiensi proses removal CO 2 oleh MDEA menunjukkan nilai yang lebih besar jika dibandingkan dengan MEA pada jumlah stage 7 hingga 9, dan lebih rendah pada jumlah stage 10 hingga 17, dengan jumlah kelebihan material yang cukup besar selama proses berlangsung. Hal ini disebabkan oleh karena MDEA tidak terlalu reaktif dan banyak kehilangan CO 2 di dalam absorber, sehingga membutuhkan tambahan MDEA dan H 2 O pada jumlah stage yang lebih besar. Kondisi tersebut sesuai dengan pendapat Newman (1985), yang menyatakan bahwa MDEA tidak selektif terhadap gas CO 2 dan lebih selektif terhadap gas H 2 S. Hal ini menyebabkan waktu kontak reaksi antara larutan MDEA dan gas CO 2 relatif sedikit atau bahkan tidak membentuk garam stabil, sehingga pada rasio gas CO 2 yang besar, hampir dua per tiga gas CO 2 tersebut justru tidak tertangkap di absorber dan masuk ke dalam keluaran gas murni (sweet gas). Ketidakmampuan ini diakibatkan oleh larutan MDEA tidak memiliki atom hidrogen (H + ) yang dapat menangkap nitrogen (N 2 ) atau amin tersier dan tidak bisa bereaksi langsung dengan gas CO 2 untuk membentuk garam karbamat. Pendapat serupa dinyatakan oleh Kidnay dan Parrish (2006), yang menyatakan bahwa MDEA lebih selektif memisahkan H 2 S dan lebih banyak kehilangan CO 2. Kehilangan CO 2 terjadi disebabkan oleh proses hidrolisa dari H 2 S lebih cepat dibandingkan terhadap CO 2, dan reaksi pembentukan formasi karbamat tidak terjadi dengan amin tersier. Waktu kontak yang pendek di dalam absorber merupakan konsekuensi yang harus digunakan untuk memperoleh kemampuan penyaringan. MDEA memiliki tekanan uap yang rendah, dan dengan

21 122 demikian dapat digunakan pada konsentrasi lebih dari 60% berat dalam air, tanpa kehilangan tekanan uap. Pendapat tersebut diperkuat oleh Aliabad dan Mirzaei (2009), yang menyatakan bahwa semakin sedikit CO 2 dapat diserap oleh MDEA karena larutan MDEA lebih sering digunakan untuk menseleksi perpindahan gas H 2 S dari aliran gas yang mengandung gas asam, seperti gas CO 2 dan H 2 S. Identifikasi tersebut di atas diperkuat oleh hasil analisis Al-Shawi (2006), yang menyatakan bahwa larutan amin tersier seperti MDEA tidak memiliki proton bebas atau sebuah atom hidrogen (H + ) yang dapat digunakan untuk menangkap atom nitrogen (N 2 ) di dalam kolom absorber. Hal ini menyebabkan reaksi dengan gas CO 2 hanya dapat terjadi sesudah gas CO 2 tersebut tercampur ke dalam larutan air (H 2 O) untuk membentuk ion bikarbonat. Proses awal reaksi inilah yang kemudian mendasari reaksi antara MDEA dengan gas CO 2 selama proses berlangsung, seperti ditunjukkan pada mekanisme reaksi berikut ini : Ion bikarbonat dapat terurai di dalam air (H 2 O) akibat pengaruh panas reaksi menjadi ion karbonat dan hidrogen, seperti ditunjukkan pada reaksi berikut: Ion karbonat kemudian dapat bereaksi dengan CO 2 formasi bikarbonat, seperti ditunjukkan pada reaksi berikut : untuk membentuk Formasi bikarbonat terbentuk sehingga MDEA dapat bereaksi dengan CO 2 dan H 2 O membentuk MDEAH + di dalam absorber, dengan reaksi berikut:

22

23 124 disebabkan MDEA memiliki tekanan uap dan panas reaksi yang lebih rendah, tahan terhadap degradasi dan tidak korosif. Hal inilah yang menyebabkan MDEA pada tahap awal proses bereaksi dengan CO 2 dalam waktu yang lebih cepat. Kondisi tersebut sesuai dengan hasil identifikasi Newman (1985), yang menunjukkan bahwa MDEA memiliki tekanan uap dan panas reaksi yang lebih rendah serta tahan terhadap degradasi dan sedikit masalah dengan korosivitas. Pendapat tersebut diperkuat oleh hasil penelitian Veawab et al. (2002), yang menyatakan bahwa sistem MDEA dapat menyediakan kapasitas absorpsi yang sempurna, efisiensi energi yang besar dan korosivitas yang rendah dalam perbandingan dengan alkanolamin tunggal. Pendapat serupa diperkuat oleh hasil identifikasi Bimark et al. (2008), dan Loo et al. (2006), yang menunjukkan bahwa reaksi antara CO 2 dengan MDEA terjadi di dalam curah cairan di dalam absorber dan proses penyerapan CO 2 oleh MDEA dikendalikan hanya oleh difusi secara fisik gas CO 2 di dalam film cairan (film liquid). Kondisi tersebut lebih diperkuat oleh hasil analisis Aliabad dan Mirzaei (2009), yang menunjukkan perbedaan tingkat efisiensi removal gas CO 2 antara larutan DEA dan MDEA. Pada tahap awal proses kemampuan efisiensi removal oleh DEA lebih rendah jika dibandingkan dengan MDEA, namun pada tahap akhir proses removal kemampuan efisiensi DEA lebih tinggi atau meningkat jika dibandingkan dengan MDEA. Hal ini sesuai dengan bertambahnya jumlah stage di dalam kolom absorber. Berdasarkan hasil pembahasan tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa penggunaan MDEA dalam proses removal gas CO 2, menunjukkan tingkat efisiensi yang lebih kecil jika dibandingkan dengan MEA pada jumlah stage yang lebih besar. Hal ini disebabkan oleh reaksi antara gas CO 2 dengan larutan amin MDEA terjadi di dalam curah cairan di dalam kolom absorber, sehingga proses penyerapan CO 2 hanya dikendalikan oleh difusi secara fisik gas CO 2 di dalam film cairan. Faktor inilah yang menyebakan tingkat efisiensi larutan MDEA justru lebih tinggi pada jumlah stage yang kecil di awal proses removal, dan menjadi lebih rendah pada jumlah stage yang lebih besar di dalam kolom absorber, jika dibandingkan dengan MEA.

24 Validasi Proses Removal Gas CO 2 Hasil simulasi proses removal gas CO 2 dalam penelitian ini menunjukkan bahwa dengan jumlah stage pada kolom absorber yang semakin besar, maka kemampuan efisiensi larutan MEA dalam proses removal CO 2 akan semakin bertambah pula. Hal ini dapat mengakibatkan rancangan proses pengendalian dan penangkapan gas CO 2 dalam unit amin dapat berjalan dengan baik. Hal ini sesuai dengan hasil pengamatan Erik (2007), dan Aliabad dan Mirzaei (2009), yang menyatakan bahwa tingkat efisiensi removal gas CO 2 dapat meningkat dan pemakaian panas berkurang dengan meningkatnya tinggi kolom dan jumlah stage di dalam absorber. Kondisi simulasi proses tersebut di atas dapat menjadi acuan dalam proses validasi struktur model, sehingga simulasi proses removal CO 2 dalam penelitian ini sudah sesuai dengan kondisi aktual di dalam proses unit amin. Hal ini sesuai dengan pendapat Eriyatno (2003), bahwa validasi model adalah usaha untuk menyimpulkan apakah model sistem di atas merupakan perwakilan yang sah dari realitas yang dikaji, sehingga dapat dihasilkan kesimpulan yang meyakinkan. Validasi adalah suatu proses iteratif yang berupa pengujian berturut-turut sebagai proses penyempurnaan model komputer. Hal ini sesuai pula dengan hasil analisis Sushil (1993), bahwa uji kesesuaian struktur dapat dilakukan untuk menguji apakah struktur model yang dibangun tidak berlawanan dengan pengetahuan yang ada tentang struktur dari sistem nyata, dan apakah struktur utama dari sistem yang nyata telah dimodelkan. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka struktur model dinamis yang dibangun dalam penelitian ini adalah valid secara teoritis. Hal ini menyebabkan model yang dibangun dapat mewakili kondisi nyata yang terjadi dalam proses removal gas CO 2 di dalam unit amin pada lapangan XT. Proses validasi selanjutnya adalah menguji output model simulasi proses removal gas CO 2 terhadap ouput yang nyata dari proses unit amin, dengan menggunakan perhitungan statistik pada kedua pola simulasi dan aktual. Hal ini bertujuan untuk membandingkan kesesuaian kinerja antara hasil simulasi proses removal gas CO 2 dengan kinerja proses unit amin.

25 126 Hal ini sesuai dengan hasil analisis Handoko (2005), yang menunjukkan bahwa validasi kinerja atau output model adalah aspek pelengkap, yang bertujuan untuk memperoleh keyakinan terhadap kinerja model apakah sudah sesuai dengan kinerja sistem nyata, sehingga memenuhi syarat sebagai model ilmiah yang sesuai dengan fakta. Validasi kinerja dilakukan dengan membandingkan data hasil keluaran model yang dibangun dengan data empiris, untuk melihat kesesuaian perilaku kinerja model dengan data empiris. Metode untuk memeriksa konsistensi keluaran model terhadap data aktual dapat dilakukan dengan uji statistik dan perbandingan secara visual (grafik) keluaran model dengan data aktual. Hasil pengujian dengan absolute mean error (AME) menunjukkan penyimpangan sebesar -1,27% dari data aktual, seperti ditunjukkan pada Tabel 27. Tabel 27 Data validasi efisiensi removal CO 2 dengan MEA Stage Nilai Aktual Nilai Simulasi 7 78,50 74, ,50 75, ,50 76, ,00 80, ,00 92, ,60 93,64 Total 501,10 494,75 Rerata 83,56 82,46 SD 7,85 61,93 SD Sampel 9,42 74,31 AME -1,27% Keterangan : SD = standar deviasi Metode pengujian statistik tersebut di atas sesuai dengan hasil analisis dan pengujian dari Barlas (1996), dan Muhammadi et al. (2001), yang menyatakan bahwa uji statistik yang dapat digunakan dalam pengujian validasi perilaku model. Pengujian yang dapat digunakan adalah metode absolute mean error (AME)

26

27

28 129 volume yang maksimal, dengan titik kritis temperatur 88 o F dan tekanan psi. Tekanan standar lainnya dalam penyaluran gas CO 2 adalah psi. Tekanan compressor digunakan untuk mengalirkan gas CO 2 melalui jalur perpipaan sepanjang kurang lebih 20 km dari stasiun pengumpul menuju ke lapangan dan sumur EOR potensial sebagai tempat penginjeksian, dengan laju alir sebesar 4.824,628 kmol/jam CO 2, tekanan 113 bar dan temperatur 48,89 o C. Sebelum diinjeksikan masuk ke dalam sumur EOR, dilakukan pengukuran pendahuluan terhadap kondisi reservoir, sehingga tekanan injeksi gas CO 2 sudah sesuai dengan tekanan dan temperatur reservoir. Hal ini sesuai dengan hasil simulasi Robertson (2007), yang menunjukkan bahwa siklus compressor 4-stage dapat disimulasikan dengan Aspen Tech, dengan menggunakan perbandingan tipe kompresi standar industri 3,25. Pada inlet compressor mengalir masuk 8,9 juta ft 3 /hr CO 2 dengan tekanan 14,7 psi dan temperatur 77 F. Gas CO 2 tersebut selanjutnya dikompresikan menjadi 0,0317 juta ft 3 /hr, dengan menggunakan tekanan sebesar 1,640 psi dan temperatur 120 F. Hal tersebut diperkuat oleh hasil identifikasi ICCSSWG (2009), bahwa gas CO 2 dapat dimampatkan untuk penyaluran dengan tekanan lebih dari 7,4 MPa (74 bar), yang merupakan tekanan titik-kritis, hingga mencapai densitas lebih dari 700 kg/m3 dan temperatur lebih dari 31.1 o C, sehingga CO 2 berada dalam kondisi superkritis. Sistim penyaluran CO 2 melalui jalur pipa dapat dilihat pada sistem Dakota Gasification, yang memiliki 3 compressor sentrifugal secara paralel, digunakan untuk menyalurkan CO 2 ke lapangan minyak di Weyburn. Compressor yang digunakan masing-masing memiliki tekanan sebesar 15 MW dan kapasitas penyaluran sekitar 16 Mt CO 2 /tahun. Tekanan CO 2 yang digunakan dari sekitar 0,05 MPa di atas ambien yang berasal dari unit penangkapan CO 2, hingga mencapai 18,5 MPa agar dapat diinjeksikan lewat jalur perpipaan. Berdasarkan hasil simulasi proses penyaluran gas CO 2 tersebut di atas, maka dapat disimpulkan bahwa CO 2 yang berasal dari unit amin dapat disalurkan melalui jalur perpipaan dengan menggunakan tekanan dari 4 tahap compressor. Gas CO 2 tersebut selanjutnya dapat digunakan dalam proses injeksi CO 2 ke dalam formasi geologi pada sumur EOR potensial di lokasi penelitian.

29 Kesimpulan Hasil Rancangan Proses Penangkapan CO 2 Hasil identifikasi terhadap potensi cadangan gas ikutan di lapangan XT kompleks sampai tahun 2015 menunjukkan kapasitas cadangan lebih dari 11 MMscfd per tahun. Hasil analisis laboratorium dari PT. XS pada tahun 2009 terhadap komposisi gas ikutan yang berasal dari lapangan XT diketahui mengandung gas CO 2 39,73%, CH 4 50,14% dan beberapa hidrokarbon lainnya. Hasil perhitungan potensi jumlah emisi CO 2, CH 4, N 2 O dan GRK total yang dapat dilepaskan ke atmosfir dari lapangan XT, dapat diketahui masingmasing sebesar ,5 ton CO 2 /tahun, 211,1 ton CH 4 /tahun, 6,51142 x 10-7 ton N 2 O/tahun, dan GRK total sebesar ,79 ton CO 2 ekuivalen/tahun. Berdasarkan potensi emisi GRK yang sangat besar tersebut, maka sangat penting untuk segera dilakukan usaha pengendalian pada proses pengolahan migas, terutama pada saat proses penangkapan di unit amin, agar dapat mencegah terlepasnya emisi CO 2 dan GRK dari lapangan XT ke lingkungan atmosfir. Hasil rancangan proses penangkapan CO 2 menunjukkan bahwa pada jumlah stage 17 di dalam kolom absorber dengan larutan DEA 30%wt sebagai absorbent merupakan rancangan proses yang paling efisien dengan tingkat efisiensi removal CO 2 sebesar 99,54%. Rancangan proses ini sangat efisien dalam menurunkan konsentrasi gas CO 2, yaitu dari konsentrasi sebesar 39,73%, dengan laju alir sebesar kmol/jam pada input absorber, dapat berkurang hingga menjadi 17,49%, dengan laju alir sebesar kmol/jam pada output stripper. Berdasarkan hasil rancangan proses tersebut di atas, maka dapat dilakukan perhitungan jumlah massa CO 2 dengan menghitung faktor density gas sebesar 22,4 liter atau 22,4 Nm 3 /kmol terhadap berat molekul CO 2. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa jumlah massa CO 2 yang masuk ke dalam proses removal gas CO 2 pada proses unit amin, adalah 66 ton CO 2 /jam atau ton CO 2 /hari atau ton CO 2 /tahun. Jumlah massa CO 2 yang bisa ditangkap dan dimanfaatkan dari proses removal gas CO 2 pada unit amin adalah kg CO 2 /jam atau 278 ton CO 2 /hari atau ton CO 2 /tahun. Gas CO 2 yang ditangkap dan dimanfaatkan selanjutnya dapat digunakan pada rancangan proses penyimpanan CO 2 ke dalam formasi geologi pada sumur EOR potensial.

30 Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penyimpanan CO Hasil Identifikasi Lapangan Minyak Bumi dan Gas Alam Hasil identifikasi terhadap profil lapangan migas di Kab. Indramayu dan Majalengka hingga tahun 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 9 dan 10, menunjukkan sebaran lapangan minyak bumi sebanyak 20 lapangan. Lapangan Jatibarang merupakan lapangan yang paling produktif, dan beberapa lapangan lainnya sudah berhenti berproduksi, yaitu Cemara Selatan Blok Turun, Sindang Blok Turun, Sindang Sari, Sukatani dan Tanjung Sari. Khusus untuk gas alam, menunjukkan sebaran lapangan sebanyak 20 lapangan, dengan Jatibarang sebagai lapangan yang paling produktif, dan beberapa lapangan yang sudah berhenti berproduksi, yaitu Malendong, Sindang Sari, Sukatani dan Tanjung Sari. Pemilihan lapangan migas ini sesuai dengan hasil identifikasi DPE-LPPM (2003), yang memberikan batasan dalam penyaringan kriteria lapangan migas. Lapangan tidak ekonomis atau tidak produktif didasarkan pada kategori laju produksi yang kecil dan sisa cadangan yang sudah sedikit, yaitu: a. Laju produksi minyak < 3 barrel per hari, atau < barrel per tahun. b. Sisa cadangan minyak lapangan < 1 juta barrel. Hasil identifikasi DPE-LPPM (2003) tersebut di atas dapat memberikan klasifikasi bahwa suatu lapangan dapat bernilai marjinal atau tidak, baru bisa ditentukan setelah analisis keekonomian dilakukan, namun demikian nilai ekonomi suatu lapangan dapat ditentukan secara kasar berdasarkan penilaian terhadap laju produksi dan sisa cadangannya. Laju produksi dan sisa cadangannya yang semakin besar, dapat menjadikan nilai ekonomi lapangan tersebut semakin besar pula, dan sebaliknya jika laju produksi dan sisa cadangannya semakin sedikit, maka lapangan tersebut dapat dinilai sebagai lapangan marjinal. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat pula diketahui profil cadangan migas yang telah terambil, produksi per tahun, produksi kumulatif dan sisa cadangan dari lapangan minyak bumi dan gas alam. Berdasarkan batasan kriteria dan klasifikasi tersebut di atas, maka pada tahap awal diharapkan dapat terpilih lapangan minyak bumi dan gas alam di Kabupaten Indramayu dan Majalengka yang sesuai dan potensial dalam penerapan metode EOR.

31 Hasil Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif Hasil identifikasi terhadap sebaran sumur per lapangan di Kab. Indramayu dan Majalengka hingga tahun 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 11. Hasil identifikasi menunjukkan jumlah sebaran sumur minyak bumi dan gas alam yang produktif sebanyak 191 sumur dan sumur tidak produktif sebanyak 219, serta jenis fluida yang terkandung di dalam lapangan minyak bumi dan gas alam. Pemilihan sumur ini sesuai dengan hasil identifikasi DPE-LPPM (2003), yang memberikan metode penyaringan dan klasifikasi sumur tidak ekonomis atau tidak produktif agar dapat diaktifkan kembali dan bernilai ekonomi, yaitu: a. Sumur-sumur yang teridentifikasi tidak semuanya merupakan sumur produktif. Diantara sumur yang teridentifikasi diperoleh beberapa kasus seperti status sumur adalah dry well, yaitu sumur hanya menembus zona air sehingga tidak diperoleh minyak pada saat diproduksi kembali. b. Sumur produktif yang ditutup sementara (idle) tidak semuanya bernilai ekonomis karena faktor water cut yang tinggi. Sumur jenis ini diharapkan adalah sumur yang ditutup sementara, namun beberapa sumur ditutup karena sudah memproduksi 100% sehingga tidak masuk dalam kriteria. Hal ini diperkuat oleh pendapat Gunadi et al. (2005), bahwa kebanyakan dari lapangan minyak yang dikelola PT. Pertamina masih diperlakukan sebagai lapangan tua, dan minyak yang dihasilkan hanya dari tahap perolehan awal. Perolehan minyak yang lebih baik dari lapangan tua dapat diperoleh jika memiliki proyek jangka panjang, salah satunya dengan metode EOR. Beberapa kriteria penyaringan untuk memilih metode yang bisa diterapkan pada lapangan tertentu, yaitu berdasarkan ketersediaan minyak, karakteristik reservoir, sumber CO 2 dan prakiraan cadangan yang dapat dipulihkan. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat pula diketahui perkiraan sisa cadangan minyak bumi dan gas alam hingga tahun Luas sebaran sumur per lapangan, jenis formasi dan kedalaman formasi geologi setiap sumur tidak produktif pada masing-masing lapangan migas dapat pula diketahui. Berdasarkan kriteria tersebut di atas, maka diharapkan dapat terpilih sumur tidak produktif yang berpotensi menguntungkan untuk dimanfaatkan kembali.

32 Hasil Identifikasi Kandidat Lapangan EOR Hasil identifikasi terhadap sebaran sumur tidak produktif di Kab. Indramayu dan Majalengka seperti ditunjukkan pada Tabel 12. Hasil indentifikasi menunjukkan 8 lapangan migas dan 102 sumur tidak produktif, yang dapat dikategorikan sebagai kandidat lapangan dan sumur EOR, yaitu Cemara Selatan Blok Turun, Gantar, Kandanghaur Barat, Pasir Catang, Sindang Sari, Sukatani, Waled Utara, Tugu Barat Bagian Barat, dan Jatibarang. Kandidat lapangan EOR tersebut selanjutnya disaring menjadi 4 kandidat lapangan EOR yang sesuai dengan kriteria karakteristik EOR, yaitu lapangan XC, XG, XT, dan XJ. Pemilihan keempat lapangan ini sesuai dengan hasil identifikasi DPE- LPPM (2003), yang memberikan batasan dalam kriteria penyaringan berdasarkan pada karakteristik laju produksi dan sisa cadangan migas, yaitu: a. Lapangan XC dipilih karena mempunyai laju produksi dan sisa cadangan migas dalam kategori sedang (tidak rendah dan tidak pula tinggi). b. Lapangan XG dipilih karena mempunyai laju produksi dan sisa cadangan migas yang cukup tinggi. c. Lapangan XT dipilih karena memiliki laju produksi dan sisa cadangan migas yang rendah atau tinggal sedikit. d. Lapangan XJ dipilih karena memiliki laju produksi dan sisa cadangan migas yang sangat besar dan saat ini memiliki beberapa sumur migas yang sudah tidak aktif berproduksi atau tidak ekonomis. Hal ini diperkuat dengan hasil identifikasi Syahrial dan Bioletty (2007), bahwa tahap awal dalam penyaringan dan pemilihan setiap reservoir seharusnya memenuhi beberapa persyaratan untuk memastikan penyimpanan CO 2 yang aman dan optimal dengan menggunakan metode penyimpanan EOR. Kriteria tersebut adalah cadangan reservoir lebih dari 5 MMstb, kedalaman lebih dari ft atau 762 m, BJ API gravity fluida lebih dari 35 API, tekanan reservoir lebih dari psi dan tekanan rekah formasi kurang dari 0,8 psi. Berdasarkan batasan kriteria karakteristik tersebut di atas, maka diharapkan dapat terpilih lapangan dan sumur migas tidak ekonomis atau tidak produktif yang dapat memenuhi syarat kriteria sebagai lapangan dan sumur EOR potensial.

33 Hasil Identifikasi Sumur EOR Potensial Hasil identifikasi terhadap 4 kandidat lapangan EOR, yaitu lapangan XC, XG, XT, dan XJ dapat diperoleh 97 sumur tidak produktif yang potensial sebagai sumur EOR, dengan sebaran terbanyak di lapangan XJ 87 sumur, di lapangan XC 2 sumur, di lapangan XG 4 sumur, dan di lapangan XT 4 sumur. Berdasarkan hasil penyaringat kriteria terhadap 97 sumur tersebut, selanjutnya dapat diperoleh 5 sumur EOR potensial, seperti ditunjukkan pada Tabel 13. Pemilihan kelima sumur ini sesuai dengan hasil identifikasi Green dan Willhite (1998), yang menunjukkan bahwa langkah pertama dalam memilih reservoir untuk injeksi dan penyimpanan CO 2 adalah mengidentifikasi karateristik geologi, batuan dan fluida reservoir. Parameter yang digunakan antara lain adalah temperatur, tekanan, gravity, viscosity, porosity, dan permeability. Hal ini sesuai dengan pendapat Marhaendrajana et al. (2004), bahwa dengan tidak adanya data core yang merepresentasikan reservoir yang menjadi target dalam suatu penelitian, dapat diatasi dengan melakukan analisis yang terintegrasi terhadap data log, well test dan produksi. Analisis ini dapat berkontribusi penting dalam proses deskripsi dan karakterisasi suatu reservoir. Pendapat serupa dinyatakan oleh Aprilian (2001), yang menyatakan bahwa dalam rekonstruksi pengendapan batuan karbonat, pertama adalah menganalisis sifat fisik batuan (petrophysical analysis), seperti porositas, permeabilitas horizontal dan vertikal, densitas batuan, kurva tekanan kapiler, dan lain-lain. Kedua, melakukan analisis petrographic yang dapat memberikan data lebih detail lagi mengenai jaringan pori, tekstur, komposisi kimia, mineral, dan lain-lain untuk dapat memperkirakan proses-proses diagenesis yang terjadi. Hasil-hasil ini dapat diintegrasikan dengan hasil interpretasi data seismik, data logging, PVT, dan data sumuran lainnya seperti tekanan, dan produktivitas, dan selanjutnya membuat model geologi, reservoir, dan akhirnya dapat menentukan skenario produksi. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa tidak semua sumur tidak produktif termasuk dalam sumur EOR potensial. Dengan batasan nilai karakteristik geologi, batuan dan fluida reservoir tersebut di atas, maka dapat terpilih sumur tidak produktif yang paling potensial dalam EOR.

34 Hasil Identifikasi Karakteristik Sumur EOR Potensial Hasil identifikasi terhadap sebaran sumur tidak produktif pada 4 kandidat lapangan EOR, seperti ditunjukkan pada Tabel 14 dan 15, menunjukkan 5 sumur EOR yang sesuai dengan karakteristik geologi, batuan dan fluida reservoir sebagai sumur EOR, yaitu sumur XC-4, XG-1, XG-11, XT-27, dan XJ-140. Hasil identifikasi terhadap tekanan dan temperatur reservoir dari kelima sumur EOR potensial menunjukkan variasi nilai tekanan psi dan temperatur o C. Pengetahuan terhadap nilai tekanan dan temperatur reservoir sangat penting dalam tahap awal penyaringan dan pemilihan sumur EOR potensial, disebabkan dengan temperatur reservoir yang rendah memerlukan tekanan injeksi yang rendah pula, sehingga dengan kondisi demikian, maka proses pengembangan volume minyak dapat lebih besar diperoleh dengan injeksi CO 2. Pemilihan tekanan dan temperatur ini sesuai dengan pendapat Holm dan Josendal (1974), bahwa pada suatu tekanan tertentu pengembangan volume minyak cenderung menurun oleh karena naiknya temperatur reservoir. Pendapat serupa ditunjukkan oleh Tissot dan Welte (1984), bahwa nilai temperatur reservoir pada saat proses injeksi CO 2 sebaiknya pada o C, dan nilai tekanan reservoir pada Mpa. Hal yang sama ditunjukkan oleh Green dan Willhite (1998), yang membatasi temperatur reservoir pada o C, dan tekanan reservoir > TTM dan < tekanan rekah formasi. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa sumur XJ-140 memiliki nilai tekanan dan temperatur reservoir paling rendah, diikuti oleh sumur XG-1, sehingga kedua sumur tersebut bisa dikategorikan sebagai sumur EOR paling potensial dalam proses injeksi CO 2. Hasil identifikasi selanjutnya dilakukan terhadap BJ fluida reservoir dari kelima sumur EOR, yang menunjukkan variasi nilai BJ API gravity dari 29,9 hingga 48,85 API. Pengetahuan terhadap nilai BJ sangat penting dalam mengidentifikasi karakteristik fluida di dalam reservoir, disebabkan dengan nilai BJ API yang lebih tinggi dapat menyebabkan BM hidrokarbon di dalam fluida reservoir menjadi semakin kecil, sehingga tekanan dan temperatur yang dibutuhkan dalam proses injeksi CO 2 ke dalam reservoir menjadi lebih rendah.

35 136 Pemilihan BJ API gravity ini sesuai dengan pendapat Holm dan Josendal (1974), bahwa dengan nilai BJ API gravity yang tinggi maka berat molekul (BM) C + 5 menjadi makin kecil, sehingga tekanan tercampur minimum (TTM) antara CO 2 dan minyak menjadi lebih rendah. Hasil yang serupa ditunjukkan oleh Green dan Willhite (1998), yang menyatakan bahwa nilai BJ API gravity untuk immiscible CO 2 flooding berada pada batasan API, dan untuk miscible CO 2 flooding berada pada batasan API. Menurut Syahrial dan Bioletty (2007), nilai BJ API berada pada batasan > 35 API. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa sumur XG-1 memiliki nilai BJ API gravity fluida yang paling tinggi, diikuti oleh sumur XG-11, dan XG-140. Berdasarkan kondisi tersebut maka dapat diketahui bahwa dengan tekanan minimum dalam reservoir dari ketiga sumur tersebut dapat memudahkan dalam proses pencampuran CO 2 ke dalam fluida minyak reservoir. Hasil identifikasi selanjutnya dilakukan terhadap nilai viskositas fluida reservoir dari kelima sumur yang menunjukkan nilai viskositas antara 0,88-3,455 cp. Identifikasi terhadap nilai viskositas fluida reservoir penting untuk diketahui, disebabkan dengan nilai viskositas minyak yang lebih kecil, dapat mengakibatkan tekanan dan temperatur yang dibutuhkan dalam proses penyapuan CO 2 terhadap fluida reservoir menjadi lebih kecil. Berdasarkan kondisi tersebut di atas maka proses pencampuran antara CO 2 dan fluida minyak dapat berlangsung lebih baik di dalam reservoir. Pemilihan nilai viskositas ini sesuai dengan pendapat Simon dan Graue (1965), yang menyatakan bahwa nilai viskositas minyak yang rendah dapat mengakibatkan efisiensi penyapuan CO 2 terhadap minyak di dalam reservoir menjadi lebih baik. Pendapat tersebut diperkuat oleh hasil identfikasi Green dan Willhite (1998), yang menunjukkan bahwa nilai viskositas minyak agar dapat tercampur dengan CO 2 sebaiknya berada pada batasan nilai lebih besar dari 10 Cp. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa sumur XG-1 memiliki nilai viskositas yang paling rendah, diikuti oleh sumur XJ Berdasakan hal tersebut maka nilai viskositasi dari kedua sumur sangat sesuai dalam proses penyapuan dan pencampuran CO 2 ke dalam fluida reservoir.

36 137 Hasil identifikasi selanjutnya dilakukan terhadap nilai porositas batuan dari kelima sumur yang menunjukkan nilai 0,14-0,28. Pengetahuan terhadap nilai porositas batuan penting untuk diketahui, disebabkan nilai porositas yang besar, menandakan kandungan fluida dalam batuan reservoir semakin besar pula. Pemilihan porositas ini sesuai dengan pendapat Holm (1959), bahwa efisiensi recovery minyak dapat semakin besar pada batuan pasir dengan nilai porositas pada butiran yang seragam. Hal ini diperkuat oleh Tissot dan Welte (1984), bahwa batasan nilai porositas berada pada kisaran antara 5-30%, dan pada umumnya yang sering digunakan berada pada batasan nilai 15%. Menurut Green dan Willhite (1998), nilai porositas sebaiknya tidak kritis. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa sumur XT-27 memiliki nilai porositas batuan yang paling tinggi, diikuti oleh sumur XG-1. Berdasarkan hal tersebut, maka dapat diketahui bahwa kedua sumur tersebut memiliki kandungan fluida yang besar di dalam pori batuan reservoir. Hasil identifikasi selanjutnya dilakukan terhadap nilai permeabilitas batuan dari kelima sumur yang menunjukkan nilai 3,181-41,07. Pengetahuan terhadap nilai permeabilitas batuan reservoir penting untuk diketahui, disebabkan semakin besar nilai permeabilitas, maka CO 2 semakin mudah mendesak fluida dalam batuan, sehingga proses injeksi CO 2 ke dalam reservoir menjadi lebih baik. Pemilihan permeabilitas ini sesuai dengan pendapat Walker dan Dunlop (1965), bahwa kelarutan CO 2 dalam air formasi dapat menyebabkan penurunan derajat keasaman (ph) air formasi dari nilai ph 7 menjadi ph 3,3, sehingga CO 2 dapat melarutkan batuan karbonat di dalam reservoir, dan mengakibatkan permeabilitas batuan bertambah. Hal tersebut diperkuat oleh pendapat Tissot dan Welte (1984), yang menyatakan bahwa batasan nilai permeabilitas berada pada nilai lebih besar dari 10 md, dan lebih diperjelas oleh Green dan Willhite (1998), bahwa nilai permeabilitas batuan diberi batasan nilai lebih besar dari 5mD. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa sumur XJ-140 memiliki nilai permeabilitas yang paling tinggi, diikuti oleh sumur XG-1. Berdasarkan kondisi tersebut maka dapat diketahui bahwa kedua sumur tersebut memiliki batuan yang mampu menerima injeksi CO 2 dengan baik.

37 Hasil Identifikasi Potensi Cadangan Migas Sumur EOR Hasil identifikasi terhadap laju produksi dan sisa cadangan migas terhadap kelima sumur EOR potensial hingga tahun 2004 seperti ditunjukkan pada Tabel 17. Hasil identifikasi menunjukkan bahwa sumur XT-27 memiliki sisa cadangan minyak paling kecil, yaitu 167 Mstb, dan sumur XJ-140 memiliki sisa cadangan minyak paling besar, yaitu Mstb. Hal ini menandakan bahwa telah terjadi penurunan laju produksi yang semakin tinggi, dan sisa cadangan migas yang semakin menipis. Berdasarkan kondisi tersebut maka penting untuk segera dilakukan langkah penginjeksian gas CO 2 pada kelima sumur EOR potensial, agar dapat mengembalikan produksi minyak bumi dan gas alam dari setiap sumur. Hal ini sesuai dengan pendapat Marhaendrajana et al. (2005), yang menyatakan bahwa water coning dan gas coning merupakan masalah yang perlu diantisipasi dan diatasi pada suatu reservoir minyak yang diproduksikan dari reservoir yang memiliki gas cap, water drive atau keduanya. Lapangan yang diproduksikan dari lapisan reservoir karbonat, dapat memiliki gas cap dan bottom-water drive, oleh karena reservoir karbonat dapat memiliki permeabilitas vertikal yang cukup besar, water coning dan terutama gas coning dapat terjadi lebih awal. Hal ini dapat membuat perolehan minyak bumi menjadi lebih rendah karena adanya mobilitas water dan terutama gas yang jauh lebih tinggi dari fluida minyak di dalam reservoir. Hal tersebut diperkuat oleh pendapat Syahrial dan Bioletty (2007), yang menyatakan bahwa metode slim-tube dapat digunakan untuk memprakirakan potensi perolehan minyak hasil injeksi gas CO 2 pada setiap sumur. Metode slimtube bertujuan untuk mengetahui interaksi antara fluida di dalam reservoir dengan gas CO 2 agar bisa meningkatkan pertambahan perolehan minyak. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa sumur XJ-140 dan lapangan XJ adalah sumur dan lapangan yang paling potensial dalam penerapan proses injeksi gas CO 2 ke dalam reservoir dengan metode EOR. Hal ini disebabkan sumur dan lapangan XJ masih memiliki sisa cadangan minyak bumi yang cukup besar, sehingga sangat memungkinkan untuk dilakukan usaha pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR di lapangan XJ.

38 Hasil Identifikasi Tekanan Reservoir dan Rekah Formasi Hasil identifikasi terhadap tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi dari kelima sumur EOR seperti ditunjukkan pada Tabel 16. Hasil identifikasi menunjukkan bahwa sumur XG-1 memiliki tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi paling rendah, diikuti oleh sumur XJ-140. Hal ini menandakan bahwa kedua sumur tersebut sudah memenuhi syarat dalam proses injeksi CO 2, disebabkan nilai tekanan reservoir diatas tekanan rekah formasinya, dan kedalaman reservoir sudah memenuhi syarat sebagai tempat penginjeksian CO 2. Tekanan rekah formasi dari kedua sumur dibawah 0,8 psi/ft dan tekanan reservoir diatas psi. Nilai tersebut merupakan nilai yang paling ideal dalam penerapan metode EOR-miscible CO 2 flooding pada sumur EOR potensial. Khusus untuk kedalaman reservoir pada kedua sumur menunjukkan nilai lebih dari meter. Hal ini sesuai dengan pendapat Syahrial dan Bioletty (2007), bahwa kedalaman suatu reservoir dapat mempengaruhi nilai tekanan dan temperatur yang dibutuhkan dalam proses injeksi CO 2 ke dalam suatu reservoir. Kedalaman reservoir dapat berpengaruh terhadap metode injeksi CO 2. Kedalaman kecil maka tekanan injeksi yang dikenakan terhadap reservoir juga kecil, karena dibatasi oleh tekanan rekah formasi. Tekanan minimum tercampurnya gas CO 2 ke dalam fluida reservoir dapat dicapai dengan batasan nilai tekanan yang sama untuk masingmasing reservoir EOR potensial, yaitu sebesar psi dan tekanan rekah formasi dengan asumsi yang optimum sebesar 0,8 psi/ft. Hal tersebut diperkuat oleh hasil identifikasi Green dan Willhite (1998), yang menyatakan bahwa tingkat kedalaman reservoir yang paling ideal adalah dibatasi hingga kedalaman lebih dari ft atau 762 m. Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa nilai kedalaman reservoir, tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi dari sumur XG-1 dan XJ-140 sudah memenuhi syarat dalam tahap awal penyaringan dan pemilihan sumur injeksi gas CO 2. Karakteristik geologi, batuan dan fluida reservoir dari kedua sumur tersebut di atas juga sudah memenuhi syarat sebagai sumur EOR. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka proses injeksi CO 2 ke dalam sumur XG-1 dan XG-140 sudah dapat dilakukan dengan baik.

39 Perhitungan Tekanan Tercampur Minimum Korelasi Hasil identifikasi terhadap nilai temperatur reservoir dari sumur XG-1 dan XJ-140 menunjukkan bahwa nilai temperatur reservoir yang paling rendah adalah sumur XJ-140, yaitu 197 o F, jika dibandingkan dengan temperatur sumur XG-1, yaitu 211 o F. Berdasarkan kriteria temperatur reservoir tersebut, maka sumur XJ- 140 selanjutnya dapat terpilih sebagai sumur EOR yang paling potensial jika dibandingkan dengan sumur XG-1. Hal ini disebabkan dengan nilai temperatur reservoir yang rendah sudah dapat memungkinkan dan memudahkan dalam proses injeksi dan tercampurnya CO 2 ke dalam fluida minyak reservoir. Faktor kedalaman, tekanan, dan cadangan minyak dalam sumur XJ-140 juga sangat sesuai untuk penerapan metode EOR, seperti ditunjukkan pada Tabel 28. Tabel 28 Karakteristik sumur EOR (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005) No. Parameter XJ-140 XG-1 Syarat EOR ( ) 1. Depth (ft) 3.756, ,467 > feet 2. Temperature ( o F) o C 3. Pressure (psi) < > psi 4. Gradien Pressure (psi) < 0,6 0,662 < 0,8 psi 5. Permeability (md) 41,07 21,55 > 5mD 6. Porosity (%) 0,14 0,2 0,05-0,3 7. BJ 60 o F API Gravity (API) 38,3 48,85 > 35 API 8. Viscosity (cp) 1,057 0,88 < 10 Cp 9. Cadangan Minyak (MMstb) > 5 Mstb Berdasarkan hasil identifikasi tersebut di atas, maka data input yang dipergunakan dalam perhitungan korelasi Yellig dan Metcalfe adalah data input temperatur reservoir dari sumur XJ-140, yaitu sebesar 197 o C. Nilai korelasi Yellig-Metcalfe dapat diketahui berdasarkan persamaan berikut: TTM pure = 1833, , T + 0, T 2 - (103949,93/T)

40

41