Perubahan Sifat-Sifat Fluida Reservoir pada Injeksi CO2

Sugihardjo Sugihardjo, Hadi Purnomo

Sari


Injeksi gas CO2 ke dalam reservoir minyak merupakan EOR proven technology untuk menaikkan perolehan minyak. Sifat dasar dari gas CO2 adalah mampu tercampur dengan minyak, sehingga dapat mengubah sifat-sifat minyak. Perubahan sifat-sifat minyak pada injeksi CO2 dapat diamati di laboratorium. Analisis telah dilakukan dengan percontoh minyak diambil dari suatu reservoar undersaturated, dengan oAPI gravity 41.06, dan tekanan saturasinya 835 psig. TTM (tekanan terbaur minimal) fluida ini sebesar 2150 psig. Perubahan sifat-sifat fluida diamati dengan menginjeksikan CO2 secara bertahap. Komposisi CO2 injeksi berkisar antara 26,56 sampai dengan 55,96 persen mol. Sifat-sifat fluida yang diamati meliputi: tekanan saturasi, pengembangan minyak, kelarutan CO2, densitas, viskositas, dan komposisi fluida. Tekanan saturasi naik dari 835 psig menjadi 1850 psig. Faktor pengembangan minyak berkisar 1.10 sampai 1.41. Densitas minyak naik antara 14 sampai 45% pada tekanan saturasinya. Sedangkan harga viskositas minyak turun antara 51 sampai 76% pada tekanan saturasinya dibandingkan dengan harga viskositas mula-mula. Kelarutan CO2 akan naik dengan naiknya tekanan injeksi.


Kata Kunci


Injeksi CO2; kelarutan CO2; factor pengembangan minyak; viskositas minyak kaya CO2

Teks Lengkap:

PDF (English)

Referensi


Christiansen, R.L., and Haines, H.K., Rapid Measurement of Minimum Miscibility Pressure with the Rising Bubble Apparatus, SPE of AIME, November 1987, p. 523-527.

Elsharkawy, A.M., and Christiansen, R.L., Measuring Minimum Miscibility Pressure : Slimtube or Rising Bubble Apparatus ?, SPE of AIME, April 1992, p. 107-116.

Fong, W.S., Sandler, S.I., Emanuel, A.S., A Simple Predictive Calculation for the Viscosity of Liquid Phase Reservoir Fluids With High Accuracy for CO2 Mixtures, SPE 26645.

Holm, L.W, and Josendal, V.A., Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide SPE of AIME, Dec 1974, p. 257.

Johnson, P.J., and Pollin, J.S., Measurement and Correlation of CO2 Miscibility Pressure, Second Joint Symposium EOR, April 1981, p. 269-282.

Lansangan, R.M., Smith, J.L., Kovarik, F.S., An improved Viscosity Correlation for CO2/Reservoir Oil Systems, SPE/DOE 20209

Lohrenz, J., Bray, B.G., Clark, C.R., Calculating Visosities of Reservoir Fluids From Their Compositions, Journal of Petroleum Technology, October 1964, p 1171- 1176.

Metcalfe, R.S., Effect of Impurities on Minimum Miscibility Pressure and Minimum Enrichment Levels for CO2 and Rich Gas Displacements, SPE of AIME, 1985, p. 76-82.

National Petroleum Council., Enhanced Oil Recovery - An Analysis of the Potential for EOR from Known Fields in the USA1976-2000, Washington, Dec. 1976.

Silva, M.K, and Orr, F.M., Effect of Oil Composition on Minimum Miscibility Pressure - Part 1 : Solubility of Hydrocarbons in Dense CO2, SPE Res Eng., Nov. 1987, p. 468-478.

Simon, R., Graue, D.J., Generalized Correlation for Predicting Solubility, Swelling and Viscosity Behavior of CO2-Crude oil Systems, Journal of Petroleum Technology, January 1965, p 102- 106.

Thomas F.B., Holowach, N., Zhou, X.L., Bennion, D.B., Bennion, D.W., Miscible Or Near Miscible Gas Injection Which is Better? SPE/DOE 27811

Thomas, F.B., Bennion, D.B., Zhou, X.L., Erian, A., Enhanced Oil Recovery By Gas Injection: Proposed Screening Criteria Petroleum Society of CIM, CIM #96-119.

Yellig, W., and Metcalfe, R., Determination and Prediction of the CO2 Minimum Miscible Pressure, JPT, January 1980, p. 160-168. ?




DOI: https://doi.org/10.29017/LPMGB.43.1.122