Potensi Peningkatan Perolehan Minyak Lapangan Jatibarang Dengan CO2 Flooding

Transkripsi

1 Potensi Peningkatan Perolehan Minyak Lapangan Jatibarang Dengan CO2 Flooding Taufan Marhaendrajana; Institut Teknologi Bandung Bambang Gunadi; PT. PERTAMINA. PERSERO, dan Putu Suarsana; PT. PERTAMINA.PERSERO SARI CO 2 flooding dikenal sebagai sebuah metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang efektif dengan menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di reservoir melalui beberapa mekanisme seperti: oil swelling, viscosity reduction, crude vaporization dan miscible displacement. Beberapa hal yang sering menjadi pertanyaan dalam melakukan CO 2 flooding ini adalah tentang ketersediaan gas CO 2, tingkat keheterogenan reservoir, dan besarnya tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk lapangan Jatibarang, gas CO 2 tidak merupakan masalah karena tersedia reservoir gas dengan kandungan CO 2 baik di lapangan Jatibarang sendiri maupun lapangan lain yang berdekatan. Sementara dua hal lainnya merupakan parameter yang termasuk akan dikaji dalam paper ini. Perolehan minyak secara primer dari reservoir yang menjadi perhatian dari pekerjaan ini (Blok III/Zona F) hanya sebesar 16.2%, sementara tekanan reservoir telah turun menjadi 500 psia. Analisa dari data produksi menunjukkan bahwa mekanisme pendorong dari reservoir ini adalah kombinasi antara solution gas drive dan weak water drive. Dengan mempertimbangkan kondisi tersebut, usaha peningkatan perolehan minyak dengan waterflooding dan/atau EOR perlu dievaluasi kelayakannya dan kemungkinan pengembangannya. Lapangan Jatibarang merupakan salah satu dari beberapa kandidat yang dipilih melalui proses screening. Compatibility test telah dilakukan menggunakan fluida dari Blok III/Zona F, dan datanya tersedia baik untuk fluida kondisi awal dan fluida kondisi sekarang. Perubahan komposisi dan sifat fluida terhadap waktu dibandingkan dan dianalisa menggunakan pemodelan Equation of State (EOS). Model EOS dan interaksi antar komponen penyusun fluida yang tepat ditentukan dengan melakukan regresi dan kalibrasi (tuning) parameter-parameter EOS. Model fluida dipilih yang paling mendekati hasil uji PVT yang dilakukan di laboratorium. Tekanan reservoir yang rendah merupakan tantangan tersendiri untuk melakukan CO 2 flooding, karena tekanan reservoir berada jauh dibawah tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk mengevaluasi metode CO 2 flooding yang tepat untuk lapangan ini, simulator reservoir compositional digunakan dalam studi ini. Evaluasi CO 2 flooding yang dilakukan mempertimbangkan juga penggunaan CO 2 murni dan beberapa kombinasi campuran CO 2 - Propane. Simulasi juga dilakukan untuk kondisi pendesakan tercampur dan pendesakan tak tercampur. Hasil dari studi ini menunjukkan bahwa secara teknis kombinasi antara waterflooding dan injeksi CO2-Propane pada waktu yang bersamaan dapat meningkatkan perolehan minyak menjadi 58.6%. Sedangkan injeksi CO2 tanpa waterflooding meningkatkan perolehan minyak menjadi 41.8%.

2 PENDAHULUAN Lapangan Jatibarang berada pada cekungan Jawa Barat bagian utara. Lapangan ini terletak di sebelah barat daya kota Cirebon, Jawa Barat (Gambar 1). Block III/Zone F pada lapangan Jatibarang terdiri dari 28 sumur. Pada saat studi ini dilakukan, 6 sumur berproduksi dan 22 sumur tidak aktif. Kedalaman rata-rata reservoir adalah 1140 m SS (3740 ft SS). Peta top struktur dari servoir ini ditunjukkan oleh Gambar 2. Sebagian besar aplikasi dan pilot test injeksi CO2 dilakukan untuk pendorongan yang miscible. Namun jika kondisi miscibility ini tidak dapat dicapai secara teknis, CO2 masih dapat larut dalam minyak yang menyebabkan minyak mengembang dan viskositasnya turun.. Khatib et. al (1981), setelah melakukan evaluasi kasus-kasus lapangan yang melakukan injeksi CO2 secara immiscible, menyatakan bahwa penerapan injeksi CO2 sangat menarik untuk minyak berat (heavy oil), tetapi mungkin juga diterapkan untuk beberapa reservoir dangkal yang mengandung minyak ringan, dimana tekanan yang diperlukan untuk tercapainya kondisi miscibility tidak dapat tercapai. Catatan keberhasilan dari injeksi CO2 dengan pendesakan tak tercampur dalam meningkatkan perolehan minyak dilaporkan oleh Kantar et al. (1985), Spivak and Chima (1984), Attanuci et al. (1993), Mangalsingh (1996), dan Singh et al. (2004). Disamping memberikan tambahan energi ke dalam reservoir, empat (4) mekanisme berikut dipercaya berpengaruh terhadap meningkatnya perolehan minyak oleh injeksi CO2, yaitu: (i) menurunkan viskositas, (ii) membuat minyak mengembang (oil expansion/swelling), (iii) menurunkan tegangan permukaan, dan (iv) memberikan tenaga dorong solution gas drive (blowdown recovery). Tiga faktor yang pertama menyebabkan peningkatan mobilitas minyak yang memberikan kontribusi atas peningkatan perolehan minyak. Sedangkan blowdown recovery terjadi apabila CO2 yang terlarut dalam minyak terbebaskan pada saat tekanan reservoir berkurang di bawah tekanan saturasi. Kejadian ini serupa dengan solution gas drive. Hasil-hasil dari pekerjaan terdahulu tersebut memberikan motivasi untuk melakukan menghitung potensi yang dimiliki oleh lapangan Jatibarang Blok III/Zona F apabila dilakukan injeksi CO2. Tujuan dalam paper ini adalah untuk melakukan evaluasi kelayakan injeksi CO2 secara full scale di lapangan Jatibarang Blok III/Zona F ditinjau dari aspek reservoir dengan menggunakan simulator reservoir compositional. Injeksi CO2 dengan pendesakan tak tercampur dan pendesakan tercampur dilakukan dalam paper ini. Khususnya untuk pendesakan tercampur, kenyataan berikut menjadi pertimbangan dalam pelaksanaannya. Yang pertama, tekanan reservoir (500 psia) jauh lebih kecil dari tekanan tercampur minimum (TTM) CO2 murni dengan fluida reservoir yang ditentukan di laboratorium ( psia atau 2575 psig). Yang kedua, tekanan rekah formasi lebih kecil dari TTM. Oleh karena itu, hampir dipastikan bahwa TTM tidak akan tercapai selama proses injeksi CO2 murni ke reservoir. Untuk menyiasati hal tersebut campuran gas CO2-Propane digunakan sebagai fluida injeksi untuk melihat pengaruh proses pendesakan tercampur terhadap perolehan minyak lapangan Jatibarang Blok III/Zona F ini. METODOLOGI Di dalam paper ini simulator reservoir compositional digunakan untuk menentukan pertambahan peroleh minyak dari injeksi CO2 baik dengan proses pendesakan tak tercampur

3 maupun proses pendesakan tercampur. Skema injeksi yang dilakukan meliputi injeksi secara continuous, slug dan water alternating gas (WAG). Data fluida, core, log, well test, dan produksi diintegrasikan untuk membuat model dan karakterisasi reservoir. Kemudian model reservoir ini divalidasi dengan melakukan history matching produksi (minyak, air dan gas) dan tekanan reservoir. Pemodelan fluida dilakukan dengan melakukan fine tuning EOS dengan dua contoh fluida yang diperoleh dari sumur JTB-140 (diambil pada tahun 1983) dan dari sumur JTB-137 (diambil pada tahun 2003). Dua contoh fluida ini dianggap mewakili kondisi pada saat awal dan kondisi sekarang. Begitu model EOS diperoleh dan dipilih, TTM dari berbagai kombinasi campuran CO2 dan komponen ringan hidrokarbon (methane, ethane and propane) dengan fluida reservoir dihitung. Prediksi produksi minyak akibat CO2 flooding dihitung dengan menggunakan beberapa scenario seperti berikut; (i) CO2 continuous flooding, (ii) CO2 slug flooding, and (iii) CO2 WAG flooding. Waterflooding juga dilakukan sebagai bahan perbandingan. Berbagai kombinasi campuran CO2 digunakan dalam simulasi. Ini meliputi gas CO2 murni, gas CO2 dari reservoir lain, dan campuran CO2-Propane. HASIL STUDI Karakterisasi Reservoir Tidak adanya data core yang merepresentasikan reservoir yang menjadi target studi ini diatasi dengan melakukan analisis yang terintegrasi terhadap data log, well test dan produksi. Analisis ini memberikan kontribusi yang penting dalam proses deskripsi dan karakterisasi reservoir Blok III/Zona F ini. Hubungan antara permeabilitas dan porositas sebagai salah satu hasil dari analisis yang terintegrasi tersebut ditunjukkan oleh Gambar 3. Nilai rata-rata dari porositas, permeabilitas, dan saturasi air secara berturut-turut adalah 16%, 65 md, and 40%. Peta porositas, saturasi air dan permeabilitas diperlihatkan oleh Gambar 4-6. Profil komposisi fluida reservoir diberikan oleh Gambar 7. Pada gambar ini diperlihatkan komposisi dari empat (4) contoh fluida yang diambil dari sumur JTB-057, JTB-140, JTB 161, dan JTB-137. Contoh fluida tersebut diambil pada tanggal 15 April 1983, 16 April 1983, 1 Oktober 1986 dan 1 Ockober Terlihat bahwa komponen ringan berkurang pada contoh fluida yang paling baru. Pengamatan ini konsisten dengan kenyataan bahwa semakin hari tekanan reservoir berkurang dan begitu tekanan reservoir berada di bawah tekanan gelembung maka gas akan terbebaskan dari larutan minyak. Gas ini (yang mengandung lebih banyak komponen ringan) mengalir ke lubang sumur jauh lebih cepat dari minyak (yang mengandung lebih banyak komponen berat). Oleh karena ini proporsi komponen ringan terhadap komponen berat dari fluida reservoir makin lama makin kecil. Model EOS dipilih dan di-fine tuning menggunakan contoh fluida dari JTB-140 and JTB-137. Proses ini dilakukan untuk mendapatkan model yang akurat dan yang dapat memodelkan perubahan komposisi yang terjadi selama proses produksi. Validasi Model Reservoir Model reservoir divalidasi dengan melakukan history matching data produksi dan tekanan reservoir. Hasil history matching ini diperlihatkan dalam Gambar 8 sampai 11. Produksi minyak mulai turun pada pertengahan tahun 1982, dan ini disebabkan oleh berkurangnya energi dari reservoir yang dibuktikan oleh turunnya tekanan reservoir. Produksi minyak mulai relative stabil

4 setelah tahun 1990 dan tekanan reservoir bertahan pada harga 500 psia. Hal ini mungkin disebabkan oleh adanya aquifer terbatas. Hasil dari model simulasi cocok dengan data produksi minyak/air dan data tekanan reservoir. Sementara produksi gas dari model simulasi relative lebih rendah dari data produksi terutama setelah tahun Salah satu sebab adalah adanya kesulitan dalah alokasi produksi gas dari sumur-sumur yang produksi dari beberapa zona secara commingle. Kinerja Produksi Karena CO2 Flooding Prediksi menggunakan mekanisme yang sudah ada menghasilkan faktor perolehan minyak sebesar 20.7%. Dari beberapa scenario water flooding, faktor perolehan minyak maksimum adalah sebesar 36.2% (perolehan tambahan sebesar 15.5%). Continuous flooding menggunakan CO2 murni dan CO2 source tidak terlalu memberikan hasil yang baik dan hanya menghasilkan perolehan minyak berturut-turut sebesar 25.1% dan 26.3%. Hal ini disebabkan karena TTM tidak tercapai dan pendesakan CO2 secara continues tidak memberikan sweep efficiency yang baik. Sementara itu penggunaan campuran CO2- Propane pada continuous flooding ini memberikan perolehan minyak yang lebih baik, yaitu 37%. Hal ini karena TTM CO2-Propane dengan fluida reservoir lebih rendah sehingga kondisi reservoir pada saat injeksi mendekati kondisi tercampur. Hasil dari beberapa skenario untuk continuous CO2 flooding diberikan pada Gambar 12. Simulasi menggunakan skenario injeksi WAG dan slug memberilan perolehan minyak yang bagus, yaitu sebesar 41%. Namun demikian, aplikasi injeksi slug di lapangan mungkin lebih mudah daripada injeksi WAG. Slug sebesar 25% dianggap sebagai kondisi yang optimum dan teramati dalam studi ini bahwa penambahan ukuran slug di atas 25% tidak menambah perolehan minyak dari reservoir ini. Hasil dari bemacam scenario menggunakan Slug CO2 flooding and CO2 WAG flooding ditunjukkan oleh Gambar 13 dan Gambar 14. Kombinasi antara injeksi CO2 dari bagian atas dan injeksi air dari bagian bawah memberikan perolehan minyak yang sangat baik terutama menggunakan fluida injeksi campuran CO2-Propane. Perolehan minyak dengan cara ini mencapai 58.6%. Kinerja produksi dengan menggunakan scenario injeksi ini diperlihatkan dalam Gambar 15. KESIMPULAN 1. Studi ini menunjukkan bahwa CO2 flooding menghasilkan perolehan minyak yang besar pada lapangan Jatibarang Blok III/Zona F ini. Mekanisme CO2 flooding yang paling baik secara teknik reservoir adalah kombinasi antara injeksi air dan injeksi campuran CO2- propane secara kontinyu yang menghasilkan perolehan minyak sebesar 58.6% (37.9% incremental to existing atau 21.8% incremental to waterflood). Bagaimanapun, jika karana alas an keekonomian propane tidak direkomendasikan sebagai fluida injeksi, maka injeksi slug CO2 source adalah kandidate yang baik. Injeksi dengan cara ini menghasilkan perolehan minyak 41.8% (21.1% incremental to existing or 5.6% incremental to waterflood). 2. Implementasi dari hasil studi ini masih memerlukan evaluasi fasilitas permukaan dan studi keekonomian, selain studi lebih jauh mengenai pola injeksi yang optimum.

5 ACKNOWLEDGMENT Ucapan terimakasih disampaikan paa PERTAMINA DOH JAWA BAGIAN BARAT dan PERTAMINA JASTEK atas ijin yang diberikan dalam mempublikasikan data dari Blok III/Zona F lapangan Jatibarang. Terimakasih juga disampaikan pada Institut Teknologi Bandung yang telah memberikan fasilitas komputasi selama studi ini. DAFTAR PUSTAKA Khatib, A.K., Earlougher, R.C. and Kantar, K.: CO2 Injection As An Immiscible Application For Enhanced Recovery in Heavy Oil Reservoir, Paper SPE 9928; Proceeding of The California Regional Meeting, Bakersfield, California, Mar 25-26, Kantar, K., Karaoguz, D., Issever, K. and Varana, L.: Design Concepts of Heavy-Oil Recovery Process by an Immiscible CO2 Application, JPT (February 1985) p Spivak, A. and Chima, C.M.: Mechanisms of Immiscible CO2 Injection in Heavy Oil Reservoirs, Wilmington Field, CA, Paper SPE 12667; Proceeding of The California Regional Meeting, Long Beach, CA, April 11-13, Spivak, A., Garrison, W.H. and Nguyen, J.P.: Review of an Immiscible CO2 Project, Tar Zone, Fault Block V, Wilmington Field, California, SPERE (May 1990) p Attanucci, V., Aslesen, K.S. and Wright, C.A.: WAG Process Optimization in the Rangely CO2 Miscible Flood, Paper SPE 26622; Proceeding of The 68 th Annual Technical Conference and Exhibition of The Society of Petroleum Engineers, Houston, TX, 3-6 October Mangalsingh, D.: A Laboratory Investigation of The Carbon Dioxide Immiscible Process, Paper SPE 36134; Proceeding of The 4 th Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Port of Spain, Trinidad & Tobago, April Singh, L., Lorna, J. and Singhal, A.K.: Lessons From Trinidad s CO2 Immiscible Pilot Projects , Paper SPE 89364; Proceeding of The SPE/DOE Fourteenth Symposium in Improved Oil Recovery, Tulsa, OK, April 2004.

6 Gambar 1 Lokasi lapangan Jatibarang. Gambar 2 Peta top struktur dari Block III/Zone F lapangan Jatibarang.

7 Gambar 3 Hubungan antara permeabilitas dan porositas. Gambar 4 Peta porositas.

8 Gambar 5 Peta saturasi air. Gambar 6 Peta permeabilitas.

9 Gambar 7 Komposisi fluida reservoir. Gambar 8 History matching produksi minyak.

10 Gambar 9 History matching produksi air. Gambar 10 History matching produksi gas.

11 Gambar 11 History matching tekanan reservoir. Gambar 12 Ringkasan kinerja produksi karena CO2 continuous flooding.

12 Gambar 13 Ringkasan kinerja produksi karena CO2 slug flooding. Gambar 14 Ringkasan kinerja produksi karena CO2 WAG flooding.

13 Gambar 15 Ringkasan kinerja produksi karena kombinasi CO2 injection dan water injection.