Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi

Transkripsi

1 Web Publishing ISSN Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB Volume 10 Nomor 1 April 2016 Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Society of Indonesian Petroleum Engineers JTMGB Vol. 10 No. 1 Hal Jakarta April 2016 ISSN

2 Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB ISSN Volume 10 Nomor 1 April 2016 DAFTAR ISI Pengaruh Koefisien Gesek Terhadap Beban Drag, Torsi dan Buckling pada Drilling With Casing (DWC) di Pemboran Berarah Sumur 39-A6 dan 39-A8 Tommy Arjanggi dan Ted Pelawi Komputasi untuk Optimisasi Keekonomian Perekahan Hidrolik Vertikal di Sumur Minyak Sudjati Rachmat dan Berman Danyel Analisa Penentuan Laju Alir Produksi yang Optimum untuk Memperlambat Water Coning di Lapisan Tipis Bambang Yoedi Permadi dan Asep Hudiman Pemodelan Numerik Stress-Dependent Permeability pada Reservoir CBM untuk Mendapatkan Persamaan Korelasi Antara Rasio Perubahan Permeabilitas Sebagai Fungsi dari Tekanan Injeksi Mukhammad Nuruddin, Doddy Abdassah dan Dedy Irawan Pencampuran Gas CO 2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan Muslim dan A.K. Permadi

3 Pencampuran Gas CO 2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan CO 2 Gas Blending to Lower the Minimum Miscibility Pressure: A Case Study at AB-4 and AB-5 Layers of Air Benakat Formation, South Sumatera Basin Muslim 1 dan A.K. Permadi 2 1 muslim@eng.uir.ac.id; 2 akp@tm.itb.ac.id 1 Universitas Islam Riau, Jl. Kaharuddin Nasution No. 113, Pekanbaru, Riau; 2 Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10, Bandung 40132, Indonesia Abstrak Dua lapisan pada Formasi Air Benakat (FAB) telah berproduksi dengan metode primary recovery. Saat ini, FAB masih menyisakan sejumlah minyak yang cukup signifikan. Injeksi gas CO 2 merupakan salah satu alternatif metode yang dapat diterapkan untuk mendapatkan minyak tersisa tersebut. Tekanan tercampur minimum (TTM) pada kedua lapisan tersebut telah ditentukan melalui berbagai metode (Muslim dan Permadi, 2015). Namun, TTM yang berada jauh di atas tekanan reservoir menjadi permasalahan tersendiri dalam menerapkan injeksi CO 2 pada kedua lapisan. Studi ini bertujuan untuk mengkaji penurunan TTM dengan cara mencampurkan gas CO 2 dengan gas lain. Gas CO 2 dicampurkan dengan beberapa jenis gas dengan perbandingan konsentrasi (persen mol) tertentu dan TTM untuk masing-masing campuran kemudian ditentukan. Penentuan TTM dilakukan dengan menggunakan metode simulasi persamaan keadaan. Sebagai bagian dari analisis, TTM untuk injeksi menggunakan flared gas juga dilakukan. Hasil studi menunjukkan bahwa TTM dapat diturunkan jika gas CO 2 dicampur dengan salah satu dari gas etana, propana, atau butana. Campuran gas CO 2 dengan gas butana memberikan penurunan TTM terbesar. Secara umum, semakin besar persentase gas butana yang dicampurkan, semakin rendah TTM terhitung. Walaupun TTM terendah, yang diperoleh dengan perbandingan campuran gas CO 2 : butana sebesar 40:60, masih berada di atas tekanan reservoir saat ini, studi seperti ini sangat penting untuk dilakukan sebelum pelaksanaan injeksi dan hasilnya dapat dijadikan panduan dalam penerapan injeksi gas CO 2 agar dicapai perolehan yang lebih baik. Kata kunci: Tekanan tercampur minimum, CO 2, simulasi numerik, persamaan keadaan, korelasi. Abstract Two main production zones within Air Benakat Formation have long been produced with the primary recovery method. At present, a significant amount of oil still remains in the formation. CO 2 gas injection may be applied alternatively in order to recover the remaining oil. The minimum miscibility pressure (MMP) in both layers has been determined previously using various methods (Muslim and Permadi, 2015). However, the MMP that is still far above the current reservoir pressure results in problems for injecting CO 2 into the layers. This study is aimed to assess the possibility of lowering the MMP by blending the gas with some other gases. The CO 2 gas is blended with several gases with several scenarios of mole percentage ratio and the MMP of the blended gas in each scenario is determined. The determination of MMP is conducted using equation of state (EOS) simulation. As part of the analysis, the MMP for injecting flared gas is also performed. The results of the present study show that the required MMP can be lowered if the CO 2 is blended with ethane, propane, or butane. The blend of CO 2 and butane provides the largest MMP reduction. Generally, the higher the percentage of the butane, the lower the calculated MMP. Although the lowest MMP obtained by the CO 2 :butane blend ratio of 40:60 is still above the current reservoir pressure, a kind of this study is crucial to be conducted prior to the CO 2 injection and would be an important guide for the CO 2 injection applications in order to obtain a better recovery. Keywords: Minimum miscibility pressure, CO 2, numerical simulation, equation of state, correlation. 37

4 38 JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: I. PENDAHULUAN Salah satu faktor yang menyebabkan penurunan produksi minyak di Indonesia saat ini adalah umur lapangan yang sudah tua (mature fields). Jika hal ini terus berlangsung tanpa ada usaha lain maka lapangan-lapangan yang sudah tua tersebut menjadi tidak ekonomis untuk terus diproduksikan. Berdasarkan data Tahun 2012, perkiraan jumlah minyak yang masih tersisa dari original oil in place (OOIP) adalah sebesar 49,5 miliar barrel (SKKMigas, 2012). Sementara itu, upaya yang telah dan sedang dilakukan pada saat ini masih terbatas pada tahapan atau metode primary recovery dan secondary recovery dan tingkat produksi sulit untuk dapat dinaikkan. Dalam keadaan demikian, metode enhanced oil recovery (EOR) dapat diterapkan untuk meningkatkan produksi minyak dan cadangan yang makin menipis pada saat ini. Di antara metode EOR yang telah terbukti berhasil meningkatkan produksi minyak adalah injeksi uap (steamflood) dan injeksi gas CO 2. Metode injeksi uap telah terbukti meningkatkan produksi minyak di Lapangan Duri (Lumbantobing et al., 2011). Metode ini sangat tepat untuk lapangan yang dangkal serta jenis minyak berat. Metode injeksi gas CO 2 sangat cocok digunakan untuk minyak ringan hingga medium dan reservoir yang relatif dalam agar tekanan tercampur minimum (TTM), yaitu tekanan terendah yang diperlukan agar gas CO 2 dapat bercampur dengan minyak di reservoir, yang diperlukan dapat dicapai. Di samping keadaan reservoir, yang menjadi pertimbangan adalah sumber gas CO 2 di sekitar daerah operasi. Cekungan Sumatera Selatan memiliki beberapa lapangan gas yang sebagian di antaranya mengandung gas CO 2 yang cukup besar. Hingga saat ini gas CO 2 hanya terbuang bersamaan dengan gas yang dibakar (flared) karena tidak memiliki nilai ekonomis untuk dijual. Padahal, gas CO 2 dapat dimanfaatkan sebagai salah satu bahan untuk diinjeksikan ke dalam reservoir sebagai metode EOR yang telah terbukti berhasil meningkatkan produksi di beberapa lapangan minyak seperti telah dilaporkan oleh Kane (1979). Pemanfaatan gas CO 2 dalam rangka meningkatkan produksi minyak sebagai metode EOR didasarkan pada kemampuan gas CO 2 untuk bertindak sebagai solvent. Di dalam literatur disebutkan bahwa injeksi gas CO 2 dapat meningkatkan perolehan minyak sebesar 5-20 % (Lake, 1989). Injeksi CO 2 dapat diterapkan di Formasi Air Benakat (FAB) yang terletak di Cekungan Sumatera Selatan. Formasi ini terdiri dari beberapa lapisan yang dapat menjadi target penerapan CO 2 - EOR. Dua lapisan di antaranya, yang telah berproduksi, adalah Lapisan AB-4 dan AB-5. Beberapa faktor yang menjadi pertimbangan sehingga kedua lapisan ini dapat dijadikan target EOR di antaranya adalah jumlah cadangan mulamula (OOIP); untuk masing-masing lapisan sebesar 6 MMSTB dan 25 MMSTB, kumulatif produksi; untuk masing-masing lapisan sebesar 3,2 MMSTB dan 2,5 MMSTB atau sebesar 53% dan 10% dari OOIP, dan jenis minyak yang terkandung dalam kedua lapisan tersebut; yaitu light oil. Sebelum injeksi CO 2 dilakukan, terlebih dahulu dilakukan kajian sehingga target yang sesuai rencana dan faktor perolehan minyak yang maksimal dapat dicapai. Salah satu hal pertama yang dilakukan adalah penentuan TTM, yaitu tekanan minimum yang dibutuhkan agar gas CO 2 dapat tercampur dengan minyak. Penentuan TTM untuk kedua lapisan telah dilakukan oleh Muslim dan Permadi (2015) menggunakan empat metode, yaitu pengukuran di laboratorium (eksperimen slimtube), simulasi numerik, simulasi persamaan keadaan, dan korelasi. Dengan diketahuinya tekanan minimum yang dibutuhkan serta kondisi tekanan reservoir terkini maka dapat dipilih mekanisme injeksi yang bisa dilakukan. Metode injeksi tersebut dapat berupa injeksi tercampur (miscible) atau injeksi tidak tercampur (immiscible) (Martin, 1992). Perbedaan keduanya terletak pada besaran tekanan yang diberikan pada saat injeksi. Jika tekanan yang diberikan berada di bawah TTM maka disebut injeksi tidak tercampur dan sebaliknya. Pada lapangan yang sudah tua, tekanan reservoir pada umumnya sudah mengalami penurunan yang signifikan. Hal ini pula yang terjadi pada FAB di mana tekanan reservoir saat ini adalah masing-masing 300 psi dan 350 psi pada Lapisan AB-4 dan Lapisan AB-5. Tekanan tersebut sudah berada di bawah tekanan gelembung, yaitu masing-masing 600 psi dan 800 psi pada Lapisan AB-4 dan Lapisan AB-5. Oleh karena itu, untuk menerapkan injeksi gas CO 2 pada kedua lapisan ini, dapat dilakukan salah

5 Pencampuran Gas CO 2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Muslim dan A.K. Permadi) 39 satu atau dua hal berikut: 1) melakukan injeksi air untuk menaikkan tekanan reservoir dan 2) melakukan percampuran gas CO 2 dengan gas lain untuk menurunkan TTM yang dibutuhkan (Metcalfe, 1980). Studi ini mengkaji kemungkinan cara menurunkan TTM yang dibutuhkan dengan melakukan pencampuran gas CO 2 dengan gas lain, di antaranya etana, propana, dan butana. Selain ketiga jenis gas tersebut, dilakukan pula pencampuran dengan gas metana dan nitrogen sebagai bagian dari kajian. Injeksi dengan menggunakan gas yang diperoleh dari separator (flared gas) yang mengandung CO 2 juga dilakukan untuk mengetahui TTM yang diperlukan. Harga perbandingan konsentrasi (persen mol) untuk pencampuran gas CO 2 dengan ke-lima jenis gas tersebut adalah 40:60, 50:50, dan 60:40. Perbandingan persen mol terhadap gas CO 2 ini harus dibatasi mengingat gas etana, propana, dan butana memiliki nilai ekonomi yang tinggi. Studi ini bertujuan untuk menentukan TTM dari injeksi campuran gas CO 2 dengan gas lain dan selanjutnya menentukan campuran gas dan perbandingan konsentrasi dalam campuran gas yang memberikan TTM minimal. Studi ini merupakan bagian dari studi yang telah dilakukan sebelumnya (Muslim dan Permadi, 2015). Hasil dari studi ini dapat dijadikan rujukan untuk studi berikutnya dalam menentukan campuran gas dan tekanan injeksi yang diterapkan sesuai dengan kondisi reservoir pada saat itu serta dalam menentukan mekanisme injeksi yang dapat dilakukan. II. METODE PENENTUAN TTM Metode yang digunakan untuk menentukan TTM dalam studi ini adalah simulasi persamaan keadaan. Sebagai pelengkap analisis, digunakan data hasil eksperimen menggunakan slimtube, simulasi numerik, dan korelasi yang telah dilaporkan sebelumnya untuk sampel minyak dari FAB pada Lapisan AB-4 dan AB-5 (Muslim dan Permadi, 2015). Berikut adalah ringkasan tentang hasil-hasil tersebut. permeabilitas serta porositas yang homogen. Dimensi dan data slimtube yang digunakan untuk eksperimen telah dilaporkan sebelumnya dengan setup peralatan seperti ditunjukkan pada Gambar 1. Gambar 1. Peralatan eksperimen slimtube (Muslim dan Permadi, 2015). Harga TTM hasil eksperimen slimtube berdasarkan break over point pada temperatur yang digunakan telah dilaporkan sebelumnya, yaitu pada temperatur 150 o F, miscibility gas CO 2 dengan minyak terjadi di Lapisan AB-4 pada tekanan psia dan terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan psia. Sedangkan miscibility pada temperatur 158 o F terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan psia (Muslim dan Permadi, 2015). II.2. Simulasi Numerik Simulasi numerik dilakukan untuk mendapatkan data MMP secara lebih cepat dan lebih efisien. Data yang dimasukkan ke dalam model simulasi disesuaikan dengan data yang digunakan pada eksperimen. Simulator yang digunakan adalah CMG/Gem Ver Model simulasi satu-dimensi untuk meniru keadaan slimtube telah dilaporkan pada studi sebelumnya. Model tersebut mempunyai dimensi sebagai berikut: arah-i berukuran 20 x 2,04 ft, arah-j berukuran 0, ft, dan ketebalan grid sebesar 0, ft seperti ditunjukkan pada Gambar 2. II.1. Eksperimen Menggunakan Slimtube Slimtube adalah sebuah pipa stainless steel yang berdiameter kecil dengan panjang tertentu dan di dalamnya berisi pasir kwarsa dengan Gambar 2. Model slimtube 1-D dalam simulasi numerik (Muslim dan Permadi, 2015).

6 40 JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: Hasil simulasi numerik untuk kondisi yang sama seperti dalam eksperimen slimtube telah dilaporkan sebelumnya. Pada temperatur 140 o F, miscibility terjadi di Lapisan AB-4 pada tekanan psia. Sedangkan pada temperatur 150 o F, miscibility terjadi di Lapisan AB-4 pada tekanan psia dan terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan psia. Miscibility dengan temperatur 158 o F terjadi di Lapisan AB-5 pada tekanan psia (Muslim dan Permadi, 2015). II.3. Korelasi Dalam laporan studi sebelumnya (Muslim dan Permadi, 2015), sebanyak 7 (tujuh) korelasi telah digunakan untuk menghitung TTM dengan memasukkan data seperti temperatur reservoir dan API gravity minyak atau data seperti temperatur reservoir dan komponen C2-C6 yang terkandung di dalam minyak seperti dijelaskan oleh Ahmed (2007). Ketujuh korelasi yang digunakan tersebut adalah National Petroleum Council (1976), Cronquist (1978), Yellig dan Metcalfe (1980), Johnson dan Pollin (1981), Glasso (1985), Yuan, Johns dan Egwuenu (2005), dan Petroleum Recovery Institute (Ahmed, 2007 dan Stalkup, 1984). III. PENURUNAN TTM DENGAN CAMPURAN GAS Seperti telah disebutkan di atas, tekanan reservoir di FAB, khususnya di Lapisan AB-4 dan AB-5, saat ini telah berada di bawah tekanan gelembung. Dengan kondisi tekanan reservoir seperti di atas maka mekanisme injeksi yang dapat dilakukan adalah injeksi tidak tercampur (immiscible injection). Telah diketahui bahwa injeksi tidak tercampur dapat menghasilkan tambahan faktor perolehan sebesar 5-10%. Sedangkan injeksi tercampur (miscible injection), dimana tekanan reservoir pada saat proses injeksi dilakukan berada di atas TTM, dapat menghasilkan tambahan faktor perolehan sebesar 10-20% (Lake, 1989). Dalam melakukan kajian penurunan TTM melalui pencampuran gas CO 2 dengan gas lain, digunakan temperatur yang sama dengan temperatur yang digunakan dalam studi sebelumnya, yaitu 140 o F dan 150 o F untuk Lapisan AB-4 dan 150 o F dan 158 o F untuk Lapisan AB-5. Gas CO 2 yang digunakan dalam studi sebelumnya mempunyai konsentrasi 100% sedangkan gas CO 2 dalam studi ini dicampur dengan salah satu dari gas etana, propana, atau butana. Untuk kelengkapan analisis, gas CO 2 juga dicampur dengan gas metana dan nitrogen disamping juga dikaji injeksi menggunakan flared gas. Studi injeksi gas metana untuk meningkatkan perolehan minyak telah dilakukan di tempat lain seperti dilaporkan oleh Harvey (1988). Sedangkan injeksi gas nitrogen telah dilakukan di Lapangan Jay seperti dilaporkan oleh Lawrence (2002). Gas yang ikut terproduksi bersama-sama dengan minyak dapat digunakan sebagai gas injeksi untuk meningkatkan perolehan minyak (Jaime, et al., 2009). Gas metana dan flared gas dapat berupa associated gas seperti dilaporkan oleh Dehghani and Ehrlich (1999). Literatur menunjukkan bahwa gas injeksi yang telah terbukti berhasil menambah perolehan minyak yang cukup signifikan adalah gas CO 2. Injeksi gas CO 2 telah dilakukan di lapangan Maljamar dan telah menghasilkan perolehan minyak sebesar 10-17% (Pittaway, 1987). Gas CO 2 dapat diinjeksikan ke dalam reservoir dengan konsentrasi 100% atau dicampur dengan gas lain. Pencampuran gas CO 2 dengan gas lain dapat menurunkan TTM yang diperlukan. Telah diketahui bahwa gas yang dapat digunakan untuk menurunkan TTM adalah gas etana, propana, dan butana (Metcalfe, 1980). Di industri migas, gas ini diproduksi dan diproses menjadi liquified natural gas (LNG) yang memiliki nilai ekonomi yang cukup tinggi. Oleh karena itu, penggunaan gas ini sebagai gas pencampur CO 2 akan sangat terbatas. Dalam percampuran gas CO 2 dengan gas lain dalam rangka mendapatkan TTM yang lebih rendah, maka perlu dikaji jenis gas pencampur dan perbandingan gas pencampur dengan gas CO 2. Percampuran tersebut ditujukan untuk mendapatkan TTM yang serendah mungkin dengan mempertimbangkan faktor jumlah gas pencampur. Berikut adalah hasil dari perhitungan TTM untuk pencampuran berbagai jenis gas dengan gas CO 2 dengan menggunakan tiga skenario konsentrasi (persen mol) dalam campuran, yaitu 60%, 50%, dan 40% gas CO 2. TTM dihitung dengan metode simulasi persamaan keadaan atau equation of state (EOS) dalam Winprop CMG Simulator Ver dengan data

7 Pencampuran Gas CO 2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Muslim dan A.K. Permadi) 41 masukan di antaranya berupa komposisi minyak, komposisi gas injeksi, dan temperatur reservoir. (1) Gas CO 2 Gas yang diinjeksikan berupa gas CO 2 murni (konsentrasi 100%). TTM pada Lapisan AB-4 untuk temperatur 140 o F diperoleh sebesar psia dan untuk temperatur 150 o F sebesar psia. TTM pada Lapisan AB-5 untuk temperatur 150 o F diperoleh sebesar psia dan untuk temperatur 158 o F sebesar psia. (2) Flared Gas Komposisi flared gas yang digunakan dalam studi ini ditunjukkan pada Tabel 1. TTM pada Lapisan AB-4 untuk temperatur 140 o F diperoleh sebesar psia dan untuk temperatur 150 o F sebesar psia. TTM pada Lapisan AB-5 untuk temperatur 150 o F diperoleh sebesar psia dan untuk temperatur 158 o F sebesar psia. (3) Campuran Gas CO 2 + Gas Metana Hasil perhitungan TTM untuk campuran gas CO 2 + metana dengan tiga harga konsentrasi (persen mol) dalam campuran, masing-masing 60%, 50%, dan 40% gas CO 2, ditunjukkan pada Tabel 2. Terlihat bahwa peningkatan konsentrasi gas metana dalam campuran akan meningkatkan TTM. Sebagai contoh campuran gas yang terdiri dari 40% CO % metana memberikan nilai TTM untuk Lapisan AB-4 pada temperatur 140 o F sebesar psia dan pada temperatur 150 o F sebesar psia. (4) Campuran Gas CO 2 + Gas Nitrogen Campuran gas ini menggunakan persen mol dalam campuran yang sama yaitu 60%, 50%, dan 40% gas CO 2. Hasil perhitungan TTM yang ditunjukkan pada Tabel 3 memperlihatkan peningkatan konsentrasi gas nitrogen dalam campuran akan meningkatkan TTM. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan perbandingan persen mol dalam campuran 40% CO % nitrogen pada temperatur 140 o F adalah sebesar psia dan pada temperatur 150 o F sebesar psia. (5) Campuran Gas CO 2 + Gas Etana Campuran gas CO 2 dan gas etana menggunakan konsentrasi (persen mol) gas CO 2 dalam campuran yang sama seperti pada campuran gas CO 2 dengan gas metana maupun campuran gas CO 2 dengan gas nitrogen. Hasil perhitungan TTM diperlihatkan pada Tabel 4. Terlihat bahwa jika gas CO 2 dicampur dengan gas etana maka TTM akan lebih rendah. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan perbandingan persen mol dalam campuran 40% CO % etana pada temperatur 140 o F adalah sebesar psia dan pada temperatur 150 o F sebesar psia. (6) Campuran Gas CO 2 + Gas Propana Dengan skenario konsentrasi (persen mol) gas CO 2 dalam campuran yang sama, campuran gas CO 2 dengan gas propana diinjeksikan dan TTM diukur. Hasilnya ditunjukkan pada Tabel 5. Terlihat bahwa gas CO 2 yang dicampur dengan gas propana akan menurunkan TTM. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan komposisi campuran 40% CO % propana pada temperatur 140 o F diperoleh sebesar 850 psia dan pada temperatur 150 o F sebesar 880 psia. (7) CO 2 + Gas Butana Injeksi campuran gas CO 2 + gas butana ternyata juga dapat menurunkan TTM. Penurunan TTM campuran gas CO 2 + gas butana bahkan lebih besar dibandingkan dengan campuran gas CO 2 + gas etana dan campuran gas CO 2 + gas propana. Hasil perhitungan TTM, dengan konsentrasi (persen mol) gas CO 2 dalam campuran yang sama seperti sebelumnya, ditunjukkan pada Tabel 6. Sebagai contoh, TTM pada Lapisan AB-4 dengan campuran 40% CO % butana pada temperatur 140 o F adalah sebesar 560 psia dan pada temperatur 150 o F sebesar 605 psia. IV. PEMBAHASAN Studi ini mempunyai dua tujuan utama, yaitu 1) menentukan TTM dari injeksi campuran gas CO 2 dengan gas lain dan 2) melakukan kajian terhadap campuran gas CO 2 dengan gas lain sebagai upaya untuk menurunkan TTM. Hasilnya berupa penetapan jenis gas pencampur dan persen

8 42 JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: mol gas CO 2 dalam campuran yang memberikan TTM minimal. Untuk menentukan TTM gas campuran digunakan simulasi persamaan keadaan melalui aplikasi Winprop CMG Simulator Versi Sebagai perbandingan dan acuan, digunakan TTM dari injeksi gas CO 2 dengan konsentrasi 100% yang telah ditentukan sebelumnya dengan menggunakan 3 (tiga) metode yaitu eksperimen slimtube, simulasi numerik, dan korelasi. Menurut Elsharkawy (1996), pengukuran TTM dengan menggunakan eksperimen slimtube telah menjadi acuan standar di industri. Sementara itu, melakukan eksperimen slimtube memerlukan biaya yang besar dan waktu yang panjang. Satu set eksperimen, yaitu untuk satu harga temperatur dan beberapa harga tekanan, memerlukan waktu antara 3 sampai 4 bulan. Dengan demikian, eksperimen yang harus dilakukan untuk dua lapisan dalam studi ini dengan dua harga temperatur yang berbeda memerlukan waktu eksperimen hampir 1 tahun. Karena alasan itu, pengukuran TTM pada Lapisan AB-4 dengan temperatur 140 o F tidak dapat dilakukan. Metode simulasi numerik dan korelasi digunakan untuk mendapatkan TTM secara lebih cepat dan relatif lebih murah. Dalam studi sebelumnya, ketiga metode telah digunakan untuk kedua lapisan di atas dan hasilnya telah dilaporkan (Muslim dan Permadi, 2015). Telah ditunjukkan bahwa kenaikan temperatur mengakibatkan kenaikan TTM. Hal yang sama telah pula dilaporkan sebelumnya oleh Holm and Josendal (1982 dan 1974). Untuk kasus Lapisan AB-5, kenaikan temperatur dari 150 o F menjadi 158 o F memberikan kenaikan TTM sebesar 260 psia atau setiap kenaikan 1 o F mengakibatkan kenaikan TTM sebesar 32.5 psia. Oleh karena itu, dengan naiknya temperatur, maka diperlukan tekanan injeksi yang lebih besar untuk mencapai miscibility. Tekanan reservoir baik pada Lapisan AB-4 maupun Lapisan AB-5 sudah sangat rendah dan berada di bawah tekanan gelembung. Seperti telah dilaporkan sebelumnya, TTM hasil eksperimen slimtube, yang telah dikonfirmasi oleh hasil simulasi numerik serta korelasi, menunjukkan bahwa tekanan yang dibutuhkan agar terjadi proses percampuran antara gas CO 2 dengan minyak di reservoir berada di atas tekanan gelembung. Terkait hal itu, tekanan yang dibutuhkan agar terjadi percampuran antara gas CO 2 dengan minyak dapat diturunkan jika dilakukan pencampuran gas CO 2 dengan gas lain. Jenis gas yang digunakan sebagai gas pencampur dalam studi ini adalah metana, nitrogen, etana, propana, dan butana. TTM untuk masing-masing campuran gas tersebut kemudian dihitung. Sebagai pembanding dihitung pula TTM jika flared gas dan CO 2 dengan konsentrasi 100% diinjeksikan. Dengan menggunakan persamaan keadaan, injeksi gas CO 2 menghasilkan nilai TTM lebih kecil. Hasil yang sama telah pula dilaporkan oleh Johnson and Pollin (1981). Pencampuran gas CO 2 dengan gas lain dilakukan dengan menggunakan tiga harga konsentrasi (persen mol) gas CO 2 yaitu 60%, 50%, dan 40%. Disamping gas CO 2 dengan konsentrasi 100% sulit didapatkan dan berharga lebih mahal, pencampuran dengan gas lain dapat menurunkan TTM. Namun, ternyata gas pencampur yang memberikan harga TTM lebih rendah dari gas CO 2 dengan konsentrasi 100% merupakan gas yang mempunyai nilai ekonomi tinggi seperti gas butana. Lebih lanjut, untuk menurunkan TTM menjadi lebih rendah lagi memerlukan konsentrasi gas pencampur yang lebih tinggi. Seperti telah disebutkan sebelumnya, jenis gas C2-C6 mempunyai nilai ekonomi tinggi sebagai LNG. Terlepas dari itu, campuran yang memberikan harga TTM paling rendah pada setiap temperatur dalam studi ini adalah campuran gas CO 2 + gas butana. Pada Lapisan AB-4 dengan temperatur 140 o F dengan campuran 40% gas CO 2 memberikan nilai TTM sebesar 560 psia dan pada temperatur 150 o F memberikan TTM sebesar 605 psia. Untuk Lapisan AB-5 dengan konsentrasi (persen mol) gas CO 2 yang sama pada temperatur 150 o F memberikan TTM sebesar 600 psia dan pada temperatur 158 o F memberikan TTM sebesar 640 psia. Dengan demikian, menambahkan sejumlah gas butana ke dalam gas CO 2 dapat menurunkan TTM lebih rendah dibandingkan dengan menambahkan gas lain. Selanjutnya, terlihat pula bahwa persen mol gas pencampur mempengaruhi besarnya penurunan TTM. Sebagai contoh, pada Lapisan AB-4 dengan temperatur 140 o F, campuran dengan konsentrasi 40% CO 2 dan 60% gas butana memberikan TTM sebesar 560 psia. Jika

9 Pencampuran Gas CO 2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Muslim dan A.K. Permadi) 43 konsentrasi gas butana dalam campuran dikurangi menjadi 40% maka TTM yang diperlukan menjadi 955 psia. Hal yang sama terjadi pada perubahan konsentrasi campuran yang sama pada Lapisan AB-5 dengan temperatur 150 o F di mana TTM naik dari 600 psia menjadi 900 psia. Studi ini menunjukkan dengan jelas bahwa pencampuran gas C2-C6 terhadap gas CO 2 dapat menurunkan TTM secara signifikan seperti juga telah ditunjukkan sebelumnya oleh Metcalfe (1980). Lebih lanjut, studi ini menunjukkan bahwa untuk gas pencampur yang berupa gas etana dan propana, maka diperlukan konsentrasi atau persen mol gas pencampur yang lebih besar agar TTM dapat diturunkan menjadi harga yang mendekati harga TTM yang dihasilkan dari gas pencampur butana. Sebagai contoh untuk menurunkan TTM menjadi harga sekitar 840 psia pada temperatur 140 o F, gas pencampur butana memerlukan konsentrasi 50% mol sedangkan gas pencampur propana memerlukan konsentrasi sekitar 60% mol seperti diperlihatkan oleh Tabel 5 dan 6. Studi ini juga menunjukkan pengaruh komposisi minyak terhadap besaran TTM. Telah ditunjukkan bahwa TTM pada Lapisan AB-4 dan AB-5 mempunyai harga yang berbeda karena komposisi minyak yang berbeda pada masing-masing lapisan. Komponen CH 4 dan N 2 yang terdapat di dalam minyak mempunyai pengaruh terhadap nilai TTM. Semakin besar konsentrasi kedua komponen tersebut di dalam minyak maka nilai TTM semakin tinggi. Hasil ini memberikan konfirmasi terhadap hasil studi sebelumnya yang salah satunya disampaikan oleh Cronguist (1978). Salah satu faktor pertimbangan dalam melakukan injeksi, termasuk injeksi gas CO 2, adalah tekanan rekah formasi. Dalam studi ini, hanya campuran gas CO 2 + gas propana dan gas CO 2 + gas butana yang menghasilkan TTM di bawah tekanan rekah formasi. Campuran gas CO 2 + gas etana memberikan TTM yang berada sedikit di bawah tekanan rekah formasi dan campuran gas CO 2 + gas metana dan gas CO 2 + gas nitrogen menghasilkan TTM yang berada di atas tekanan rekah formasi. Untuk Lapisan AB-4, campuran gas CO 2 + gas propana menghasilkan TTM antara 850 sampai 1100 psi sedangkan campuran CO 2 + gas butana memberikan TTM antara 560 sampai 1000 psi. Angka tersebut berada di bawah tekanan rekah formasi sebesar 1700 psi. Untuk Lapisan AB-5, campuran gas CO 2 + gas propana memberikan TTM antara 760 sampai 1175 psi dan campuran gas CO 2 + gas butana memberikan TTM sebesar 600 sampai 950 psi. TTM yang dihasilkan dari campuran tersebut berada di bawah tekanan rekah formasi sebesar 1900 psi. V. KESIMPULAN Kesimpulan utama dari studi ini dikaitkan dengan studi sebelumnya (Muslim dan Permadi, 2015) adalah sebagai berikut : 1. TTM hasil eksperimen slimtube untuk konsentrasi gas CO 2 100% (murni) jauh lebih tinggi dari tekanan reservoir baik pada Lapisan AB-4 maupun pada Lapisan AB TTM yang diperoleh dengan menggunakan metode simulasi numerik dan korelasi dapat digunakan untuk konfirmasi harga TTM hasil pengukuran melalui eksperimen slimtube. 3. Untuk menurunkan TTM, gas CO 2 dapat dicampur dengan gas lain. Dalam studi ini, gas pencampur yang memberikan TTM terendah adalah gas butana dengan campuran 40% CO % butana. 4. Gas pencampur metana, gas pencampur nitrogen, dan flared gas menghasilkan TTM yang sangat tinggi yang berada jauh di atas TTM untuk gas CO 2 100% (murni). 5. Untuk suatu harga temperatur, komposisi gas yang terkandung di dalam minyak seperti metana dan nitrogen yang berbeda memberikan nilai TTM yang berbeda pula. UCAPAN TERIMA KASIH Para penulis mengucapkan terima kasih dan menyampaikan penghargaan yang tinggi kepada EOR Laboratory, Department of Energy and Mineral Resources Engineering, Sejong University, Seoul, Korea atas pemakaian peralatan dan material eksperimen slimtube untuk keperluan studi ini.

10 44 JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: REFERENSI Ahmed, T., EOS and PVT Analysis. Gulf Publishing Co., Houston, TX. Cronguist, C., Carbon Dioxide Dynamic Miscibility with Light Reservoir Oils. Presented at US DOE Symposium, Tulsa, OK, Aug CMG, Gem User s Guide. Computer Modelling Group. CMG, Winprop User s Guide. Computer Modelling Group. Dehghani, K. dan Ehrlich, R., Utilization of Associated Produced Gas to Improve Oil Recovery. Paper SPE presented at the Middle East Oil Show and Conference, Bahrain, Feb Elsharkawy, A.M., Measuring CO2 MMP: Slimtube or Rising Bubble Method? Energy and Fuel, 10, 3. Harvey, A. H., A Comparison of Nitrogen and Methane Injection for Attic Oil Recovery. SPE 18603, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX. Holm, L.W. dan Josendal, V.A., Effect of Oil Composition on Miscible-Type Displacement by Carbon Dioxide. SPE Journal, 2, 1. Holm, L.W. dan Josendal, V.A Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide. Journal Petroleum Technology, 26, 12. Jarrell, P.M., Fox, C.E., Stein, M.H., dan Webb, S.L., Practical Aspects of CO2. Flooding. SPE Monograph Series, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX. Johnson, J.P. dan Pollin, J.S., Measurement and Correlation of CO2 Miscibility Pressures. Paper SPE 9790 presented at the SPE Symposium on EOR, Tulsa, OK, April 5-8. Lawrence, J. J., Maer, N. K., Stern, D., Corwin, L. W., dan Idol, W. K., Jay Nitrogen Tertiary Recovery Study: Managing a Mature Field. Paper SPE presented at the SPE ATCE, Abu Dhabi, Oct Lumbantobing, S., Natalia, S., dan Silalahi, H. S., Improving Oil Recovery and Injection Strategy in Shallow Reservoir (Rindu Reservoir) of Area 3,4 Duri Steam Flood. Paper SPE presented at the SPE APOGCE, Jakarta, Indonesia, Sept Martin, D. F., dan Taber, J. J., Carbon Dioxide Flooding. Journal of Petroleum Technology, 44, 04. Metcalfe, R.S., Effects of Impurities on MMP and MME Levels for CO2 and Rich Gas Displacements. Paper SPE 9230 presented at the SPE ATCE, Dallas, TX, Sept Moreno, J. E., Badawy, A., Kartoatmodjo, G. P., Al-Shuraiqi, H., Friedel, T., Zulkhifly, F., dan Tan, L. T., Flaring, Gas Injection and Reservoir Management Optimization: Preserving Reservoir Energy Maximizes Recovery and Prolong the Life of an Ageing Brown Field. Paper SPE presented at the SPE APOGCE, Jakarta, Indonesia, Aug Muslim dan Permadi, A. K., Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat-Cekungan Sumatera Selatan Berdasarkan Eksperimen, Simulasi, Persamaan Keadaan, dan Korelasi. Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi, 7 (1), Pittaway, K. R., Albright, J. C., Hoover, J. W., dan Moore, J. S., The Maljamar CO2 Pilot: Review and Results. Journal of Petroleum Technology, 39, 10. Kane, A. V., Performance Review of a Large- Scale CO2-WAG Enhanced Recovery Project, SACROC Unit Kelly-Snyder Field. Journal of Petroleum Technology, 31, 02. SKKMigas, Laporan Tahunan Tahun Stalkup Jr., F. I., Miscible Displacement. SPE Monograph Series, Second Printing, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX. Lake, L.W., Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall, NJ. Yellig, W.F. dan Metcalfe, R.S., Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressure. SPE Journal of Petroleum Technology, 32, 1.

11 Pencampuran Gas CO 2 untuk Menurunkan Tekanan Tercampur Minimum: Studi Kasus pada Lapisan AB-4 dan AB-5 Formasi Air Benakat, Cekungan Sumatera Selatan (Muslim dan A.K. Permadi) 45 LAMPIRAN Tabel 1. Komposisi gas separator. Tabel 2. Campuran gas CO 2 : metana. Tabel 3. Campuran gas CO 2 : nitrogen. Tabel 4. Campuran gas CO 2 : etana.

12 46 JTMGB, Vol. 10 No. 1 April 2016: Tabel 5. Campuran gas CO 2 : propana. Tabel 6. Campuran gas CO 2 : butane.

13 UCAPAN TERIMA KASIH Ucapan terima kasih kepada para Mitra Bestari yang telah mengevaluasi, mereview dan memberikan saran perbaikan tulisan-tulisan yang dimuat di majalah Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) edisi penerbitan Volume 10 Nomor 1, April Prof. Dr. Ir. Pudjo Sukarno 2. Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar 3. Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA. 4. Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo 5. Dr. Ing. Ir. Bonar Tua Halomon Marbun