perbandingan injeksi gas co2 vs injeksi air untuk mendapatkan perolehan minyak yang maksimum studi...

7/25/2019 Perbandingan Injeksi Gas CO2 vs Injeksi Air Untuk Mendapatkan Perolehan Minyak Yang Maksimum Studi Simulasi

1/8

DI TERBITKAN DI JURNAL PATRA AKADEMIKA / AKAMIGAS

PALEMBANG (ISSN 2089-5925) EDISI 8DESEMBER 2013MUSLIM

Perbandingan Injeksi Gas CO2vs Injeksi Air untuk Mendapatkan PerolehanMinyak yang Maksimum (Studi Simulasi)

MuslimDepartment of Energy and Mineral Resources Engineering, Sejong University, Seoul

Abstrak

Meningkatnya kebutuhan akan minyak bumi harus di imbangi dengan produksi ataupun penemuan-penemuan lapangan baru. Namun demikian produksi minyak Indonesia masih berasal dari lapangan-lapangan yang sudah mencapai peak produksi sehingga saat ini produksi sudah mengalami penurunan. Saat

ini produksi minyak bumi masih dalam tahap primary dan secondary recovery, sehingga perlu dilakukanupaya untuk menambah cadangan ataupun meningkat produksi dengan cara EOR.

Studi ini memberikan gambaran tentang EOR dan khususnya dengan injeksi gas CO2. Beberapa lapanganminyak sudah memberikan hasil yang positif dengan menginjeksikan CO2 dan hingg saat ini terusdilakukan penelitian untuk dapat di terapkan secara lebih luas. Untuk mendapatkan hasil yang lebih cepatdan range yang lebih besar maka digunakan simulasi (CMG) dengan menggunakan riil data dari formasi

Air Benakat di cekungan Sumatera Selatan. Injeksi yang dilakukan menggunakan injeksi gas secara terusmenerus dengan komposisi 100% CO2 dengan volume injeksi 2 PV, 4 PV, 6 PV, 8 PV dan 10 PV. Sebagaipembanding maka dilakukan injeksi air dengan laju injeksi 800 bbl/day dan 1,000 bbl/day.

Dari hasil simulasi yang telah dilakukan dengan masa injeksi selama 20 tahun dengan masing-masing tipeinjeksi, laju alir produksi minyak sangat significan di awal injeksi dan akan mengalami penurunan setelahtercapainya breakthrough di sumur produksi. Hasil injeksi air memberikan faktor perolehan masing-masingsebesar 28.55 % dan 29.1 %. Sementara faktor perolehan dari injeksi gas untuk masing-masing pore volumesebesar 26.49 % (2 PV), 28.81 % (4 PV), 30.18 % (6 PV), 31.33 % (8 PV), dan 32.36 % (10 PV).

Kata Kunci: CO2-EOR, Pore Volume, Simulasi

Pendahuluan

Meningkatnya kebutuhan energi di tanah air tentunya harus di imbangi dengan supply energi itu sendiri,

saat ini energi dalam negeri masih di dominasi oleh energi fosil seperti minyak bumi, gas bumi, dan batu

bara. Indonesia telah memproduksikan minyak bumi sejak zaman belanda [1]dan hingga saat ini lapangan

yang telah memproduksikan minyak bumi sudah berada dalam fase mature field dan telah mengalami

penurunan sejak tahun 1997. Jika tidak di tangani dengan tepat dan tidak adanya penambahan cadangan

baru maka produksi minyak bumi akan terus mengalami penurunan [2]. Sementara, fase produksi minyak

bumi masih dalam tahap primary dan secondary recovery, masih terdapat sisa minyak sebesar 49.5 Milyar

barrel oil atau Original Oil in Place (OOIP) [2]. Besarnya jumlah minyak yang masih tertinggal tersebut

harus diproduksilan melalui produksi tahap lanjut atau di sebut EOR.

Produksi minyak bumi melalui tahapan EOR sudah dilakukan di lapangan minyak Duri dan mampun

mengangkat 80% cadangan minyak menggunakan injeksi uap dan cara ini telah meningkat produksi minyak


2/8



dari lapangan tersebut dengan sangat significan[3]. Selain itu beberapa upaya telah dilakukan dalam skala

kecil beberapa perusahaan melakukan injeksi kimiadan injeksi gas [3]. Beberapa lapangan dan khususnya

di Amerika (US) dan Canada telah sukses dalam melakukan injeksi gas CO2untuk meningkatkan perolehan

minyak [4], hingga saat ini penelitian dan studi terus di lakukan untuk meningkatkan kinerja CO2agar dapat

dilakukan lebih masif di beberapa lapangan yang telah memenuhi kriteria yang di inginkan [5].

Injeksi air adalah salah satu metoda yang umum dilakukan untuk mempertahankan tekanan maupun untuk

meningkatkan produksi, kelemahan dari metoda ini adalah hanya mendorong minyak yang terdapat pada

bagian bawah dari suatu lapisan dan tidak dapat mendorong minyak yang masih terjebak di bagian atas

lapisan setelah injeksi berlangsung [6]. Gas injeksi adalah salah satu metoda untuk meningkatkan produksi

minyak dari sebagian minyak yang masih tertinggal ataupun terjebak setelah injeksi air. Gas CO2adalah

salah satu gas yang umum di gunakan dan telah banyak berhasil dalam meningkatkan perolehan minyak,

gas injeksi dapat di injeksikan baik secara tercampur maupun tidak tercampur [7]. Beberapa teknik yang

dapat di lakukan dalam injeksi gas, Antara lain dengan injeksi yang terus menerus (CGI) ataupun injeksi

secara bergantian (WAG), simultaneous water alternating gas (SWAG), tapered water alternating gas

(TWAG). Dalam studi ini metoda yang di lakukan adalah menggunakan injeksi gas secara terus menerus

(CGI) di formasi Air Benakat (Cekungan Sumatera Selatan) dengan pertimbangan bahwa menggunakan

metoda ini akan memberikan hasil produksi yang lebih besar di awal-awal injeksi [8].

Studi Literatur

Lapangan minyak pada umumnya akan mengalami penurunan produksi setelah mencapai masa puncaknya,

ada beberapa usaha yang dapat dilakukan untuk mempertahankan ataupun meningkatkan laju produksi jika

secondary recovery tidak lagi efektif [9]. Namun demikian cara-cara diatas adalah untuk meningkatkan

produksi dalam jangka pendek dan untuk jangka panjang adalah dengan melakukan secondary maupun

tersiary recover. Injeksi gas, khususnya injeksi CO2merupakan jenis EOR yang sangat prospek untuk saat

ini dilakukan selain dari injeksi steam. Injeksi gas CO2 menempati nomor urut ke-2 di dunia dalam

keberhasilannya meningkatkan produksi minyak setelah injeksi steam. Injeksi ini sangat sukses di lakukan

di beberapa lapangan minyak di seluruh dunia seperti di Amerika Sarikat, Canada, Turki dan lapangan

lainnya [10]. Di Amerika (Permian Basin) telah memberikan kontribusi terhadap produksi minyak dari

injeksi CO2sebesar 282 Mbbl/Ray [11].

EOR di Indonesia telah dilakukan di lapangan Duri dengan melakukan injeksi steam, hasilnya memberikan

hasil yang sangat significant dan terbukti hingga saat ini terus memberikan kontribusi yang besar terhadap

produksi nasional. Beberapa penelitian telah dilakukan untuk mendapatkan jenis EOR yang cocok di

lapangan minyak di Indonesia. Jenis EOR yang dapat diterapkan pada setiap lapangan sangat tergantung

dari beberapa faktor seperti jenis minyak, kedalaman reservoir, jenis batuan reservoir [9]. Injeksi uap telah


3/8



sukses di terapkan di Indonesia dan injeksi gas pernah di terapkan di lapangan Handil [12], namun terhenti

yang disebabkan gas digunakan untuk keperluan lainnya. Beberapa studi telah dilakukan oleh Lemigas dan

Institute Teknologi Bandung untuk injeksi gas CO2di beberapa lapangan di Indonesia [13,14]. Injeksi Kimia

telah di terapkan di lapangan Tanjung dan memberikan hasil yang memuaskan dan akan terus di lakukan

hingga saat ini [15]. Cekungan Sumatera Selatan salah satu daerah penghasil minyak dan gas terbesar di

Indonesia, dengan banyaknya jumlah gas yang dihasilkan dari beberapa lapangan yang ada seperi Conoco

Philips, Petrochina dll yang memiliki sumber gas CO2dengan kadar tertentu dan tentunya hal ini dapat

dipergunakan untuk injeksi gas di lapangan minyak sekitar.

Metodologi

Studi simulasi di lakukan untuk memprediksi hasil yang lebih cepat dan range data yang cukup luas, cara

ini adalah lebih cepat di bandingkan dengan melakukan percobaan di laboratorium yang memerlukan waktu

serta besarnya biaya yang di perlukan. Simulator yang digunakan dalam simulasi ini adalah CMG (Gem

dan Winprop) versi 2011.

Dalam melakukan simulasi di perlukan beberapa data, seperti data komposisi crude oil (tabel 1),data rock

dan fluid properties (tabel 2),peta struktur (gambar 1). Untuk data PVT dan solubility terlebih dahulu di

generate menggunakan Winprop sebelum digunakan di Gem.

Model geologi yang digunakan adalah peta formasi Air Benakat dengan total grid 9,384 (68 x 46 x 3)

dengan ukuran masingmasing grid 230 x 260 x 120 ft. Jumlah sumur aktiv sebanyak 18 yang terdiri dari

17 sumur produksi dan 1 sumur injeksi (M-26).

Beberapa scenario akan di lakukan dalam injeksi CO2(100%) ini dalam waktu 20 tahun, antara lain injeksi

water flood dengan laju injeksi 800 bbl/day dan 1,000 bbl/day, injeksi CO2 sebanyak 2 PV (336 Mcf/day),

4 PV (673 Mcf/day), 6 PV (1 MMcf/day), 8 PV (1.3 MMcf/day) dan 10 PV (1.6 MMcf/day). Pengaturan

tekanan dasar sumur di sumur produksi sebesar 150 psi dan laju alir sebesar 250 bfpd. Pengaturan tekanan

di dasar sumur injeksi maksimum sebesar 2,000 psi.

Tabel 1. Komposisi minyak

Komposisi N2 CO2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

%, Mol 0.65 0.12 18.5 1.79 1.87 0.84 1.37 1.64 0.99 2.58 69.65

Tabel 2. Rock dan Fluid Properties

No Properties Value

1 API 41.38

2 Viscositas, cp 0.21

3 Saturasi Minyak, % 43

4 Jenis Formasi Sandstone

5 Permeabilitas Rata-rata, mD 36.33

6 Temperatur, F 156


4/8



7 Ketebalan Reservoir, ft 87.23

8 Kedalaman Reservoir, ft 3,120

9 Tekanan Reservoir Awal. psi 1,134

10 Tekanan Reservoir sekarang, psi 672

11 Tekanan Gelembung, psi 1116

12 Porositas Rata-rata, % 14

13 Saturasi Air Rata-rata, % 57

14 OOIP, Mstb 25,200

15 Cadangan, Mstb 2,948

16 Kumulatif Produksi, Mstb 2,537

Gambar 1. Peta Struktur Formasi Air Benakat

Hasil dan Pembahasan

Hasil

Beberapa scenario telah dilakukan untuk mendapatkan hasil yang maksimum, sebagai baseline sebelum gas

CO2di injeksikan terlebih dahulu di lakukan injeksi air dengan laju injeksi 800 bbl/day dan 1,000 bbl/day.

Laju produksi yang di atur pada setiap sumur produksi sebesar 250 bfpd dan tekanan dasar sumur sebesar

150 psi. Berdasarkan laju injeksi air sebesar 800 bbl/day menghasilkan recovery faktor sebesar 28.55 %dan laju injeksi sebesar 1,000 bbl/day menghasilkan recovery faktor sebesar 29.1 % seperti di tunjukan

pada gambar 2. Besarnya produksi minyak dari injeksi air tersebut dapat di lihat pada gambar 3, dimana

pada awal injeksi produksi mencapai puncaknya dengan laju minyak sebesar 5,000 bbl/day dan dan pada

tahun ke-5 sampai tahun 20 produksi stabil rata-rata pada kisaran 400 bbl/day.


5/8



Gambar 2. Oil Recovery (water flood) vs waktu Gambar 3. Produksi minyak vs waktu

Injeksi gas CO2dilakukan sebagai salah satu usaha pada saat minyak masih terjebak di reservoir setelah

injeksi air, dalam studi ini injeksi gas di injeksi dari awal agar dapat dibandingkan dengan injeksi air.

Berdasarkan hasil simulasi yang telah di lakukan, dengan jumlah pore volume injeksi gas yang berbeda

memberikan hasil recovery faktor seperti pada gambar 4. Dari gambar 4dapat dilihat recovery faktor

menggunakan injeksi gas CO226.49 % (2 PV), 28.81 % (4 PV), 30.18 % (6 PV), 31.33 % (8 PV), dan 32.36

% (10 PV). Hasil produksi minyak dari injeksi gas CO2mencapai puncaknya sebesar 5,000 bbl di awal

injeksi untuk setiap pore volumenya dan akan akan mengalami penurunan setiap tahunnya dengan rata-rata

produksi perhari dari 3001,000 bbl/day pada tahun ke-5 hingga menjadi 300 700 bbl/day di tahun ke-

10, serta menjadi 200300 bbl/day di tahun ke-15 dan terakhir menjadi 200 bbl/day pada tahun ke-20

seperti pada gambar 5.

Gambar 4.Oil Recovery (Gas flood) vs Time Gambar 5. Produksi minyak (gas flood)vs waktu


6/8



Penanganan air dan gas yang terproduksi di permukaan akan sangat tergantung dari jumlah masing-masing

fluida injeksi, penangan air produksi relative lebih mudah dan murah jika dibandingkan dengan penanganan

gas yang terproduksi, khususnya gas CO2. Jumlah air yang terproduksi ke permukaan terhadap jumlah

minyak yang di produksikan di jabarkan dalam istilah water cut (%) dan gas yang terproduksi terhadap

minyak yang terproduksi di permukaan dalam unit gas oil ratio. Ratio perbandingan antara air yang

terproduksi terhadap minyak (water cut) di permukaan pada saat injeksi air 800 bb/day meningkat setiap

tahunnya dan menjadi sebesar 57.4 % dan pada saat 1,000 bbl/day sebesar 68.81 % diakhir injeksi (gambar

6). Sementara pada saat injeksi gas berlangsung akan menghasilkan gas oil ratio sebesar 1,388 ft3 (2 PV),

2,960 ft3 (4 PV), 4,486 ft3 (6 PV), 6,391 ft3 (8 PV), dan 8,432 (40 PV) di akhir injeksi (gambar 7).

Gambar 6. Water cut vs waktu Gambar 7. GOR vs waktu

Pembahasan

Berdasarkan perolehan minyak menggunakan injeksi air antara 800 bb/day dan 1,000 bbl/day tidak terlalu

significant perbedaannya, sebesar 0.55 % sementara water cut yang di hasilkan dengan rata-rata 63 %

diakhir injeksi. Laju alir minyak sangat significant di awal injeksi disebabkan tekanan tekanan reservoir

yang di hasilkan masih tinggi serta belum terjadinya breakthrough di sumur produksi. Setelah terjadinya

breakthrough di sumur produksi maka tekanan reservoir akan mengalami penurunan sehingga produksi

minyak akan mengalami penurunan sejak breakthrough hingga di akhir masa injeksi.

Hasil perolehan minyak dari injeksi gas dibandingkan injeksi air akan memperoleh perolehan yang sama

pada saat injeksi dilakukan diatas 2 PV yaitu 4 PV dan pada saat 6 PV, 8 PV dan 10 PV memberikan faktor

perolehan yang lebih besar. Produksi minyak di awal injeksi gas mengalami peningkatan yang sangat

significant dan hampir sama dengan injeksi air yaitu 5,000 bbl/day, hal ini di sebabkan meningkatnya


7/8



tekanan di awal injeksi dan setelah gas breakthrough di sumur produksi maka produksi minyak akan

mengalami penurunan, hal ini dapat di lihat dengan meningkatnya gas oil ratio setelah tahun ke-5 dan hal

ini menandakan sudah terjadinya breakthrough di sumur produksi. Turunnya produksi minyak

menggunakan injeksi gas CO2lebih cepat dibandingkan injeksi air, hal ini disebabkan viscosity dan density

gas lebih kecil dibandingkan dengan air sehingga kecendrungan untuk terjadinya breakthrough akan lebih

cepat disumur produksi. Untuk mendapatkan faktor perolehan dan mempertahan laju produksi minyak yang

di inginkan perlu dilakukan penambahan sumur injeksi dengan pattern tertentu agar memberikan hasil yang

lebih maksimal, dengan 1 sumur injeksi hanya memberikan efek terhadap beberapa sumur yang terdekat.

Sedangkan untuk sumur produksi yang jauh dari sumur injeksi memberikan produksi minyak yang lebih

kecil karena hanya gas yang akan mengalir ke sumur produksi dengan mendorong sedikit minyak ke sumur

produksi.

Berdasarkan hasil injeksi gas CO2yang dilakukan secara terus menerus dan dibandingkan dengan injeksi

air, perolehan minyak dari injeksi gas akan diperoleh lebih besar dengan selisih perolehan sebesar 1-2 %

dan perolehan akan lebih besar jika pore volume injeksi nya di tingkatkan. Injeksi gas menggunakan CO 2

dapat di lakukan dengan berbagai pertimbangan, antara lain harus memiliki sumber gas yang cukup serta

tidak jauh dari lokasi lapangan minyak. Selain hal tersebut injeksi sebaiknya di lakukan setelah dilakukan

injeksi air dan berdasarkan rule of thum jika injeksi air telah sukses meningkatkan perolehan maka injeksi

gas sangat potensial untuk dilakukan. Pertimbangan terakhir adalah dalam rangka untuk mengurangai emisi

rumah kaca yang salah satu kontribusi terbesarnya dari gas CO2. Injeksi gas dilakukan dimana Sor dari

injeksi air masih besar dan minyak yang terjebak tidak dapat di sapu oleh injeksi air terutama di bagian atas

lapisan. Dalam studi ini lebih menggambarkan bahwa injeksi gas dapat dilakukan sebagai secondary

recovery maupun tersiery recovery. Sehingga dari hasil studi simulasi ini dapat menjadi informasi awal

injeksi gas memberikan perolehan minyak yang significant.

Kesimpulan

Setelah dilakukan simulasi dengan menggunakan beberapa scenario injeksi air dan injeksi gas CO 2, dapat

di simpulkan sebagai berikut:

1. Injeksi air dan gas CO2memberikan produksi minyak yang significan di awal injeksi dan produksiakan turun pada saat terjadinya breakthrough di sumur produksi. Hal ini di indikasikan dengan

meningkatnya water cut dan gas oil ratio secara drastis di sumur produksi.

2. Injeksi gas CO2akan memberikan kontribusi produksi minyak yang setara dengan injeksi air pada

saat jumlah gas yang di injeksikan sebesar 2 pore volume (PV). Diatas 2 PV akan memberikan

hasil perolehan yang lebih besar.


8/8



3. Perlu dilakukan penambahan sumur, untuk injeksi gas CO2dengan pola pattern agar mendapatkan

hasil yang lebih maksimal, dengan hanya 1 sumur injeksi yang ada saat ini menghasilkan faktor

perolehan sebesar 12 % di bandingkan injeksi air.

Daftar Pustaka

[1] Koesoemadinata, R.P.1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi Indonesia.

[2] Priyono, R. 2011 Laporan Tahunan Bpmigas. Jakarta (2011)

[3] Bulletin SKK Migas, No 14 Volume I. SKK Migas, Jakarta, Indonesia (Maret 2014)

[4] Gill, T.E. 1982. Ten Years of Handling CO2 for Sacroc Unit. Paper SPE 11162 presented in NewOrldand, LA, 26-29 September.

[5] Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S. EOR Screening Criteria Revisited-Part 2: Applications andImpact of Oil Price. SPE Reservoir Engineering 1997, Page 199-205. SPE 39234-PA.

[6] Holm, L.W. and OBrien, L.J. 1986. Factor to Consider When Design of CO2 Flood. Paper SPE 14105Presented in Beijing, China 17-20 March.

[7] Holm, L.W., and Josendal, V.A. Mechanisms of Oil Displacement by Carbon Dioxide. JPT, Desember1974, Page 1427-1438. SPE 4736-PA.

[8] Jarrel, M.P., et.all. 2002. Practical Aspects of CO2 Flooding. SPE Monograph Volume 22. Hendry L.Doherty Series.

[9] Meyer A Robert. In Encyclopedia of Physical Science and Technology 3rd Edition. Vol 18. Academia

Press 2001. Bringham University.

[10] Alvarado Vladimir and Manrique Eduardo. 2010. Enhanced Oil Recovey: An Update Review.

Energies, Vol (3): page 1529-1575.

[11] Kuuskraa, V.A. 2013. The Growing CO2 EOR Oil Recovery and CO2 Utilization Prize. Presented atCO2 Annual Conference in Midland, Texas, 10 December.

[12] Hadiaman, Farid and Sianturi, Julfree. et al. 2011. Case History: Lesson Learnt from Enhance OilRecovery Screening Method in Handil Field. Paper SPE 144914 Presented at SPE APOGCE

Conference, Jakarta, Indonesia, 20-22 Sept.

[13] Abdassah, D. Siregar, S. and Kristanto, D. 2000. The Potential of Carbon Dioxide Gas Injection

Application in Improving Oil Recovey. Paper SPE 64730 Presented at International oil and gasConference, Beijing, China, 7-10 Nov.

[14] Brioletty Letty, Siregar, S and Tobing, M.L. 2005. Peningkatan Perolehan Minyak dengan Injeksi Gas

CO2 dan Surfactant Secara Serempak. Proceeding Simposium IATMI, Bandung, Indonesia, 16-18November.

[15]http://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung

diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtl .(Accessed 01 May 2014).
http://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung%20diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtlhttp://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung%20diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtlhttp://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung%20diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtlhttp://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung%20diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtlhttp://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung%20diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtlhttp://www.esdm.go.id/berita/migas/40-migas/6388-terapkan-eor-produksi-lapangan-tanjung%20diharapkan-meningkat-empat-kali-lipat.hmtl

perbandingan injeksi gas co2 vs injeksi air untuk mendapatkan perolehan minyak yang maksimum studi...

Documents