METODE EOR DENGAN INJEKSI CO2

Keyword: injeksi CO2 dan air simultan, injeksi slug CO2 dan air, injeksi CO2 dengan gas N2.

TUJUAN
Meramalkan kinerja (performance) injeksi CO2 (CO2 - flood) dan membuat desain injeksi CO2.
METODE DAN PERSYARATAN
METODE
Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak dengan menentukan banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pencampuran CO2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO2 yang akan diinjeksikan ke reservoir yang didorong oleh gas N2, menentukan tekanan injeksi (di permukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan formasi.
PERSYARATAN
Metode ini berlaku untuk sistem injeksi CO2 dan air secara simultan, injeksi slug CO2 dan air secara bergantian, dan injeksi CO2 dengan pendorong gas N2.


LANGKAH KERJA
PROSEDUR PERHITUNGAN JUMLAH AIR YANG DIBUTUHKAN UNTUK MENAIKKAN TEKANAN RESERVOIR
Tentukan harga MMP (Minimum Miscibility Pressure) dari percobaan.
Siapkan data pendukung :
- Faktor volume formasi minyak awal (Boi)
- Faktor volume formasi minyak pada saat injeksi akan dimulai (Bo)
- Faktor volume formasi gas awal (Bgi)
- Faktor volume formasi gas pada saat injeksi akan dimulai (Bg)
- Perbandingan kelarutan gas dalam minyak awal (Rsi)
- Perbandingan kelarutan gas dalam minyak pada saat injeksi akan dilakukan (Rs)
- Produksi kumulatif minyak (Np)
- Recovery Factor primer (RF)
- Produksi kumulatif air (Wp)
- Laju alir produksi minyak saat injeksi akan dimulai (qo)
- Laju alir produksi air saat injeksi akan dimulai (qw)
- Perbandingan gas dan minyak (GOR)

Hitung jumlah fluida yang telah diproduksi (Fp) :
Persamaan 1

Dimana:
Persamaan 2

Persamaan 3

Hitung jumlah fluida yang akan terproduksi selama proses menaikkan tekanan reservoir (qf) :
Persamaan 4

Hitung waktu yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir :
Persamaan 5

Jumlah air yang dibutuhkan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pendesakan CO2 dapat berlangsung adalah :
Persamaan 6

PERHITUNGAN JUMLAH CO2 YANG DIBUTUHKAN UNTUK INJEKSI
Asumsi yang digunakan adalah breakthrough time CO2 pada penyapuan CO2 di mixing zone. Siapkan data pendukung :
- Area (A)
- Tebal zona minyak (h)
- Porositas (φ )
- Efisiensi penyapuan (Ea)
- Efisiensi penyapuan secara vertikal (Ev)
- Saturasi minyak residual di zona penyapuan CO2 (Sor)
- Laju injeksi (qi)

Hitung waktu yang dibutuhkan front CO2 bergerak disepanjang reservoir (tCO2) :
Persamaan 7

Persamaan 8

Dc-o = Koefisien difusi CO2 dengan minyak ≈ 3.5 × 10-5 cm2/s
Dn-c = Koefisien difusi N2 dengan CO2 ≈ 65 × 10-5 cm2/s

Hitung volume CO2 di zona difusi (Vd):
Persamaan 9

Jumlah CO2 yang dibutuhkan untuk melakukan pendesakan minyak adalah :
Persamaan 10

dimana :
Vs = Volume CO2 dibelakang front, umumnya 5 – 10% dari PV (Pore Volume)

PERHITUNGAN TEKANAN INJEKSI CO2
Siapkan data pendukung :
- Temperatur reservoir (Tr)
- Temperatur permukaan (Ts)
- SG CO2
- Faktor deviasi CO2
- Kedalaman reservoir (D)
- Inside diameter tubing (d)
- Measured depth (MD)
- Kekasaran tubing (n)
- Viskositas CO2 (μCO2)
Perhitungan tekanan statik yang dibutuhkan untuk menginjeksikan CO2 (Pts) adalah :
Persamaan 11

Perhitungan tekanan injeksi tubing CO2 (Ptf) adalah :
persamaan 12

Dimana:

Persamaan 13

Persamaan 14

Persamaan 15

Enhance Oil Recovery

Enhance oil recovery adalah setiap usaha yang ditujukan untuk mendapatkan minyak yang tersisa dari suatu reservoir, kadang usaha ini diterapkan pada lapangan dengan minyak berkharakteristik berat, serta lapangan dengan masalah tersendiri dimana metode pengangkatan umum tidak lagi dianggap ekonomis misalnya minyak berparafin tinggi, atau reservoir dengan natural lift berupa gas cap, segregate


umumnya metode pengangkatan tersier ini menggunakan fluida injeksi yang berguna untuk mendorong sisa minyak yang berada pada titik terluar dari jari jari alir sumur menuju sumur produksi, fluida yang diinjeksikan sendiri terbagi atas
- Gas
- Thermal steam
- Microbacteria
- Surface active agent
- Insitu combustion

sebelum proses EOR dilakukan biasanya dilakukan uji pada beberapa sumur injeksi terhadap sumur produksi (pilot project) ini yang kemudian menjadi acuan suatu reservoir layak atau tidak terhadap proses ini serta pemilihan fluida injeksi
pilot project sendiri akan mengambil data mengenai
- Jumlah minyak yang ada dalam reservoir (biasanya menggunakan Perhitungan material balance, decline curve)
- Jumlah minyak yang telah terproduksikan (menggunakan IPR, PBU test)
- Porositas efektif batuan secara horizontal maupun vertical (Isostasi dianggap tidak ada karena tiap reservoir memiliki karakter berbeda)
- Saturasi fluida reservoir (dari sampel Coring maupun Logging)
- Permeabilitas batuan (dari sampel Coring maupun Logging)

kemudian data tersebut akan dipakai untuk menentuan
* Pola sumur injeksi terhadap sumur produksi
* Jenis fluida yang dipakai (berkaitan dengan efficiensi fluida dalam batuan)
* Tekanan yang dilakukan pada sumur injeksi

karena kompleksnya ilmu yang diterapkan pada metode ini beberapa perusahaan migas menganggap bahwa metode ini kurang ekonomis, akan tetapi bila dikaji lebih lanjut dapat diketahui bahwa metode ini merupakan jawaban akan suatu kebutuhan yang mendesak terhadap sumber energi, sebab umumnya suatu reservoir akan ditinggalkan apabila sudah tidak lagi mampu direcover menggunakan secondary recovery