Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Injeksi CO2 Melalui Model Simulasi Slim Tube EOR

Edward ML Tobing

Sari


Injeksi CO2 ke dalam reservoir minyak dikenal sebagai salah satu metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang telah terbukti dan cukup efektif menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. CO2 dan minyak akan tercampur bila tekanan injeksi CO2 mencapai tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk mengetahui TTM tersebut dapat diperoleh dari uji laboratorium dengan menginjeksikan CO2 pada alat slim tube. Pada penelitian ini dilakukan uji laboratorium slim tube dengan menginjeksikan 100% Mol CO2 dan MMP yang diperoleh 2400 psig. Kendala untuk dapat mencapai TTM tersebut adalah tekanan reservoir rendah karena minyak yang diproduksikan sudah lama dan pada umumnya tekanan rekah formasi lebih rendah dari TTM. Untuk menyiasati hal tersebut, fluida injeksi CO2 dicampur dengan gas bumi untuk dapat menurunkan TTM. Kemudian dikembangkan model simulasi numerik injeksi CO2 pada slim tube dengan menggunakan data uji slim tube di laboratorium. TTM yang diperoleh dari model simulasi numerik slim tube adalah 2385 psig. Dengan model simulasi numerik slim tube tersebut kemudian dilakukan injeksi pada berbagai komposisi campuran CO2 dan gas bumi untuk mengetahui seberapa besar penurunan MMP. Untuk campuran fluida injeksi 60% Mol CO2 dan 40% mol gas bumi MMP diperoleh 2100 psig, sehingga dapat menurunkan MMP sebesar 285 psig dibandingkan dengan menginjeksikan 100% Mol CO2.

Kata Kunci


tekanan minimum tercampur (TTM), slim tube, injeksi CO2

Teks Lengkap:

PDF

Referensi


Amro, M., Freese, C., Finck, M., Jaeger, P. “Effect of CO2-miscibility in EOR”, SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Manama, Bahrain,

SPE-172705-MS, 2015.

Cheng, A. “Computer Slim Tube Model for Yates to Determine MMP for an Injection Fluid of CO2 and NGL”, Kinder Morgan Report Research, 2009.

Ekundayo, J. M., Ghedan, S.G. ”Minimum Miscibility Pressure Meassurement with Slim Tube Apparatus- How Unique is the Value”, SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UEA, SPE 165966, 2013.

Gunda, D., Ampomah, W., Grigg, R. and Balch, R. ”Reservoir Fluid haracterization for Miscible Enhanced Oil Recovey”, Carbon Management

Technology Conference, Sugarland, Texas, USA, CMTC-44176-MS, 2015.

Kanatbayev, M., Meisingset, K.K. and Uleberg, K. “Comparison of MMP Estimation Methods with Proposed Workflow”, SPE Bergen One Day

Seminar, Norway, SPE-173827-MS, 2015.

Lindeloff, N., Mogensen, K., Pedersen, K.S. and Tybjerg, P. “Investigation of Miscibility Behavior of CO2 rich Hydrocarbon System-With Application

for Gas Injection EOR”, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orlens, Lousiana, USA, SPE 166270, 2013.

Menouar, H. “Discussion on Carbon Dioxide Minimum Miscibility Pressure Estimation: An Experimental Investigation”, SPE Western Regional & AAPG

Pasific Section Meeting, Monterey California, USA, SPE 165351, 2013.

Rommerskirchen, R., Nijssen, P., Bilgili, H. and Sottmann, T. “Reducing the Miscibility Pressure in Gas Injection Oil Recovery Processes”, International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UEA, SPE-183389-MS, 2016.

User Guide WinProp, “Building, Running and Analyzing Different Types of Fluid Models“, Computer Modeling Group Ltd, Calgary, Canada, 2015.

User Guide GEM, “CO2 EOR Miscible Tutorial” Computer Modeling Group Ltd, Calgary, Canada, 2015.

Zhang, K., Seetahal, S and Alexander, D., “Correlation for CO2 Minimum Miscibility Pressure in Tight Oil Reservoir”, SPE Trinidad and Tobogo Section Energy Resources Conference, Port, Spain. SPE-180857-MS, 2016.




DOI: https://doi.org/10.29017/LPMGB.56.1.1581