Vol. 1, No.1, 2017, p. 1-7

## Peningkatan Perolehan Minyak Dengan CO
2 Flooding Pada Lapangan “X” Lapisan “Y”
Edgie Yuda Kaesti 1 , Bambang Bintarto 1
1 Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral UPN “Veteran” Yogyakarta Jl. SWK 104 Condongcatur Yogyakarta 55285 Email : Edgie_yudha@gmail.com
Received 14 September 2016; Accepted 20 Januari 2017 Available online 30 April 2017

## ABSTRAK
Enhance  Oil  Recovery (EOR)  adalah  salah  satu  teknik  dalam  meningkatkan  jumlah  minyak  yang  dapat  di produksikan. Proses CO 2 -EOR adalah dengan  menginjeksi CO 2 pada lapisan produktif dengan tekanan dibawah tekanan  rekah  formasi.  Pada  EOR  ini  menggunakan  CO 2 karena  CO 2 mudah  larut  dalam  minyak  bumi  namun sulit larut pada air dan ketersediaan CO 2 pada lapangan migas sangat berlimpah. Pemilihan metode peningkatan perolehan dengan CO 2 Flooding pada Lapangan X menggunakan gas CO 2 dikarenakan: gas CO 2 tidak bereaksi dengan  air  atau  minyak  dan  ketersediaan  gas  CO 2 yang  cukup  besar  di  Lapangan  X.  Peningkatan  perolehan minyak pada lapisan “Y” dapat dilakukan dengan beberapa metode, antara lain dengan Water Flooding (Injeksi Air) dan CO 2 Flooding (Injeksi CO 2 ). Pada Lapangan X lapisan Y ini peningkatan perolehan minyak dilakukan dengan metode  CO 2 Flooding . Sumur-sumur yang digunakan sebagai sumur injeksi pada proses injeksi gas CO 2 adalah  sumur water  flooding dan  sumur suspended pada  lapisan  yang  sama. Recovery  factor menggunakan skenario  pengembangan  menggunakan  injeksi  gas  CO 2 akan  bertambah  sebesar  47,05%  dari recovery  factor pada base case sebesar 58,79% menjadi 86,84% (sama dengan 350 MSTBO). Kata Kunci: CO 2 Flooding , injeksi , produksi

## ABSTRACT
Enhanced Oil Recovery (EOR) is one of techniques to increasing the amount of oil production. Process of CO 2 - EOR  is  injecting  CO 2 in  productive  layers  with  pressure  injection  below  formation  fracture  pressure.  CO 2 is easily  dissolves  in  oil  but  difficult  to  dissolve  in  water  and  the  availability  of  CO 2 in  oil  and  gas  field  is  very abundant. Improving the flow of oil produce of the reservoir with CO 2 -EOR involves injecting CO 2 into an oil reservoir, often with intervening injections of water. Injecting CO 2 serves to decrease the viscosity of the oil and improve  recovery  efficiency  of  the  remaining  unproduced  oil,  thus  enabling  an  increased  amount  of  oil  to  be producing.  Using  CO 2 injection,  the  recovery  factor  (RF)  will  increase  47,05  %  ,  from  the  recovery  factor  at base case is 58,79% to 86,84% (equivalent with 350 MSTBO).
Keywords: CO 2 Flooding , injection, production

## I. PENDAHULUAN
Enhance  Oil  Recovery  (EOR)  adalah  salah  satu  teknik  dalam  meningkatkan  jumlah  minyak  yang  dapat  di produksikan. Proses CO 2 -EOR adalah dengan menginjeksi CO 2 pada lapisan produktif dengan tekanan dibawah tekanan  rekah  formasi.  Pada  EOR  ini  menggunakan  CO 2 karena  CO 2 mudah  larut  dalam  minyak  bumi  namun sulit larut pada air dan ketersediaan CO 2 pada lapangan migas sangat berlimpah. Sifat-sifat CO 2 , perubahan sifat kimia fisika yang disebabkan oleh adanya injeksi CO 2 adalah sebagai berikut :
1. Pengembangan volume minyak
- Adanya  CO 2 yang  larut  dalam  minyak  akan  menyebabkan  pengembangan  volume  minyak  ( swelling factor ).
- Swelling  Factor yaitu  :  Perbandingan  volume  minyak  yang  telah  dijenuhi  CO 2 dengan  volume  minyak awal sebelum dijenuhi CO 2 .
- Bila besarnya swelling  factor lebih dari satu, berarti menunjukkan adanya pengembangan.
2. Penurunan viskositas
- Adanya sejumlah CO 2 dalam minyak akan mengakibatkan penurunan voskositas minyak.
- Menurut Simon  dan  Gause menyatakan  bahwa  penurunan  viskositas  tersebut  dipengaruhi  oleh  tekanan dan viskositas minyak awal sebelum dijenuhi CO 2 .
3. Kenaikan densitas
- Terlarutnya sejumlah CO 2 dalam minyak menyebabkan kenaikan densitas.
- Hal  yang  menarik  ini  oleh Holm  dan  Josendal dimana  besarnya  kenaikan  densitas  dipengaruhi  oleh tekanan saturasinya.
4. Ekstraksi sebagian komponen minyak
- Sifat CO 2 yang terpenting adalah kemampuan untuk mengekstraksikan sebagian komponen minyak.
- Hasil  dari  penelitian Nelson  dan  Menzile menunjukkan  bahwa  pada  135 0 F  dan  pada  tekanan  2000  Psi minyak dengan gravity 35 0 API mengalami ekstraksi lebih besar dari 50 %.
Beberapa hal dalam proses EOR ketika minyak bumi terjenuhi oleh CO 2 , yaitu :
1. Penurunan  harga  viskositas  minyak  yang  dapat  menyebabkan  mobilitas  minyak  bumi  meningkat  dan menaikkan viskositas air.
2. Volume minyak  akan mengalami kenaikan dan penurunan harga densitas minyak.
Mekanisme  dasar  injeksi CO 2 adalah  bercampurnya CO 2 dengan  minyak  kemudian  membentuk  fluida  baru yang lebih mudah untuk didesak dibandingkan dengan kondisi minyak awal. Ada 4 jenis mekanisme pendesakan pada injeksi CO 2 : 1. Injeksi CO 2 secara menerus selama proses EOR. Menginjeksikan terus menerus gas CO 2 ke dalam reservoir maka  diharapkan  gas CO 2 ini  dapat  larut  dalam  minyak  dan  mengurangi  viskositasnya,  dapat  menaikkan densitas (sampai tahap tertentu, yang kemudian diikuti dengan penurunan densitas), dapat mengembangkan volume minyak, dan merefraksi sebagian minyak, sehingga minyak akan lebih banyak terdesak keluar dari media berpori.
2. Injeksi slug CO 2 dan diikuti oleh air. Menginjeksikan carbonat  water (percampuran antara air dengan gas CO 2 (reaksi CO 2 + H 2 O) sehingga  membentuk air  karbonat  yang digunakan  sebagai  injeksi dalam proyek CO 2 flooding) ke dalam reservoir. Tujuan utama adalah untuk terjadi percampuran yang lebih baik terhadap minyak  sehingga  akan  mengurangi  viskositas  dari  minyak  serta  mengembangkan  sebagian  volume minyaksehingga dengan demikian penyapuan akan lebih baik.
3. Injeksi  slug CO 2 dan air  secara bergantian. Membentuk  slug penghalang dari CO 2 yang  kemudian diikuti air  sebagai  fluida  pendorong.  Cara  pertama  sama  seperti  cara  kedua,  pembentukan  slug  ini  untuk  lebih dapat  mencampur  gas CO 2 ke  dalam  minyak,  kemudian  karena  adanya  air  yang  berfungsi  sebagai pendorong maka diharapkan efisiensi pendesakan akan lebih baik.
4. Injeksi CO 2 dan  air  secara  simultan.  Cara  yang  keempat  sebenarnya  sama  dengan  cara  yang  ketiga  tetapi disini  lebih  banyak  fluida  digunakan CO 2 untuk  lebih  melarutkan  minyak  setelah  proses  penyapuan terhadap  pendesakan  minyak,  maka  minyak  yang  telah  tersapu  dan  akan  diproduksikan  melalui  sumur produksi. Tingkat perolehan oil yang paling tinggi adalah pada mekanisme inkeksi gas CO 2 yang dilakukan secara  kontinyu,  sedangkan  untuk  injeksi CO 2 dan  air  secara  simultan  itu  baik  untuk  reservoir  yang homogen.
Pada tulisan ini membahas tentang CO 2 -EOR dilapangan minyak “X”yang terletak sekitar 30 Km Baratdaya kota  Cirebon  dalam  area  konsesi  Pertamina.  Lapangan  ini  ditemukan  pada  bulan  November  1969  oleh Pertamina.  Lapangan  “X”  lapisan  “Y”  mulai  diproduksikan  pada  bulan  Maret  1975  sampai  dengan  sekarang. Status sumur Lapisan “Y” Lapangan “X” terdiri dari 10 sumur aktif produksi minyak dan 2 sumur aktif produksi gas,  terdapat  juga  2  sumur  injeksi  aktif  dan  sebanyak  17  sumur suspended ,  sehingga  total  sumur  yang  berada
pada  Lapisan  “Y”  Lapangan  “X”  sebanyak  31  sumur.  Batuan  penyususn  Lapisan  “Y”  terdiri  dari Clastic Limestone , dengan mekanisme pendorong reservoirnya adalah solution gas drive . Tahapan-tahapan yang dilakukan sebelum injeksi CO 2 dilakukan yaitu:
 Repressurized , tahapan ini dilakukan untuk menstabilkan tekanan reservoir.
 Konversi sumur Suspended menjadi sumur injeksi.
 Pemboran sumur infill baik untuk injeksi ataupun produksi.
Perilaku  produksi  minyak  pada  skenario  Basecase  dan  repressurized  dapat  diperlihatkan  pada Gambar  1. Aplikasi  penerapan  injeksi  CO 2 di  Lapisan  “Y”  Lapangan  “X”  diawali  dengan  melakukan  pilot  projek,  yaitu dengan  menggunakan  pola normal  five  spot yang  terdiri  dari  4  sumur  injeksi  dan  1  sumur  monitor  produksi. Pemilihan  lokasi  pilot  didasarkan  pada  beberapa  hal  yaitu  dengan  melakukan  pertimbangan  distribusi  property yang terdiri dari porositas dan permeabilitas, distribusi saturasi minyak, distribusi saturasi air, kondisi sumur dan status sumur.

## II. METODOLOGI
Pada penelitian ini dilakukan analisa sebagai berikut : 1. Analisa  kelakuan  fasa  menggunakan  simulator  komersial WinProp dari CMG .  Data  dimasukan menggunakan  data  hasil  analisa  komposisi  fluida  reservoir  dan  data  PVT  hasil  pengukuran  secara eksperimen  di  laboratorium  terhadap  fluida  Reservoir  pada  lapisan  “Y”.  Dengan  metode  ini  akan mengetahui bahwa komposisi fluida pada lapisan “Y” cocok untuk skenario pengembangan dengan injeksi gas CO 2 . 2. Analisa  prediksi  produksi  pada  lapisan  “Y”  lapangan  “X”  dilakukan  dengan  melakukan  analisa performance produksi berdasarkan analisa DCA ( Decline Curve Analysis ). Metode Decline Curve analysis (DCA)  adalah  salah  satu  cara  untuk  mengetahui  perilaku  reservoir  dengan  menganalisa  penurunan  laju produksi.  Metode  ini  banyak  digunakan  dalam  memprediksi  produksi  minyak,  menentukan  cadangan minyak, dan relative lebih mudah bila dibandingkan dengan metode simulasi. Metode ini digunakan untuk mengetahui penurunan produksi lapisan per tahunnya dan juga cadangan yang terkandung didalam lapisan tersebut,  dengan  begitu  kita  akan  dapat  memutuskan  apakah  lapisan  tersebut  layak  untuk  dilakukan pengembangan.
3. Dan juga dengan  melakukan proses simulasi reservoir secara terintegrasi. Dengan simulasi reservoir akan didapatkan prediksi sebelum dan sesudah dilakukan scenario pengembangan.

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN PVT Analysis EYK-107
Hasil  regresi  akhir  analisa  kelakuan  fasa  (PVT)  untuk  percontoh  komposisi  komponen  fluida  sumur  EYK-107 ( Lapisan Y ) dengan menggunakan simulator WinProp dari CMG diperoleh tekanan saturasi ( bubble-point ) 424,7 psia pada suhu reservoir 201 o F.Komposisi komponen fluida hasil penyelarasan ( matching ) PVT diberikan pada Tabel 1 . Sedangkan data PVT Minyak hasil simulasi pada kondisi tekanan saturasi 424,7 psia dan suhu reservoir 201 o F untuk sumur EYK-107 ( Lapisan F ) terdapat pada Tabel 2 , setelah dilakukan penyelarasan terhadap data PVT laboratorium melalui regresi memperlihatkan bahwa viscositas minyak menurun pada tekanan bubble point menjadi 0,9 cp. Pada Gambar 2 memperlihatkan hasil simulasi diagram fasa P-T fluida reservoir sumur EYK- 107 (Lapisan “Y”) setelah penyelarasan data PVT melalui regresi, dimana kurva-kurva di dalam daerah dua-fasa ( phase boundary ) menunjukkan kurva-kurva isovol dalam persen (%). Dari diagram fasa P-T diperoleh masing- masing  suhu  kritik  (Tc)  =  814,30 o F,  tekanan  kritik  (Pc)  =  709,85  psia,  krikondenterm  (Tct)  =  847,11 o F,  dan krikondenbar (Pcb) = 744,43 psia. Hasil simulasi separator satu-tingkat ( single-stage ) terhadap percontoh fluida dari primary separator pada kondisi tekanan separator 41 psig (28,7 psia) dan suhu 86 o F diperoleh GOR 69,58 scf/stb, gravity minyak stock  tank 36,28 o API, gravity rata-rata total  gas di permukaan (udara = 1) 0,9315 dan fraksi-mol  C7+ = 85,40 %.  Klasifikasi reservoir dan  fluida reservoir berdasarkan rujukan dari McCain (1990): (GOR ≤ 2000 scf/STB, gravity minyak < 45 o API, fraksi-mol C7+ > 30%), maka dari diagram fasa (P-T) dimana Tres  <  Tc  (critical)  dan  Pres  1721  psia  >  Psat  (Pb)  memperlihatkan  ini  adalah  reservoir  minyak  tak-jenuh ( undersaturated )dan tipe black-oil .
Decline Curve Analysis (DCA)
Pada  Decline  Curve  Analysis  (DCA)  dilakukan  terhadap  sejarah  produksi  lapisan  “Y”  dengan  hasil:  Periode penurunan  produksi  per  tahun  pada  lapisan  “Y”  (di)  adalah  8,21%  pertahun,  laju  produksi  awal:  462  bbl/d (tanggal  3/26/1975),  laju  produksi  puncak:  2.552  bbl/d  (tanggal  1/5/1982),  laju  produksi  saat  ini:  462  bbl/d (Desember  2011),  dan  kumulatif  produksi  sebesar  9690,93  Mbbl, Remaining  reserve :  141,099  Mbbl,  dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) : 9832,03 Mbbl Dari  hasil  decline  rate  pada  lapisan  “Y”  dapat  diperlihatkan  pada Gambar  3 .  Hasil  analisa  DCA  dengan penurunan  produksi  yang  masih  rendah  sebesar  8,21%  pertahun  dan  cadangan  sebesar  141,09  Mbbl  maka scenario pengembangan dapat dilakukan

## Analisa menggunakan Simulasi Reservoir
Tahapan-tahapan yang dilakukan dalam simulasi reservoir dalam penginjeksian CO 2 pada tulisan ini : Pertama,  melakukan  prediksi  atau  peramalan  ( Forecast )  merupakan  tahap  akhir  dalam  melakukan  simulasi reservoir  setelah  proses production  history  macth selesai.  Tahap  ini  bertujuan  untuk  mengetahui  atau  melihat perilaku reservoir yang disimulasi pada masa yang akan datang. Dalam hal ini dilakukan production run sampai waktu  yang  dikehendaki. Hydrocarbon  Reserves  dan  Recovery  Factor dihitung  berdasarkan  data  hasil perhitungan hydrocarbon  in  place dibandingkan  dengan  total  produksi  minyak  (Np)  sampai  dengan  bulan Desember  2011.Berdasarkan  kumulatif  minyak  yang  didapat  sampai end  of  history  matching sebesar  0,3 MMSTB  dengan  asumsi  OOIP  daerah  pilot  sebesar  0,754  MMSTB  dihasilkan recovery  factor (RF)  39,79%, dengan mempertahankan metode pengembangan lapangan yang terakhir yaitu base case didapat 58,79 %.
Setelah prediksi dilakukan pilot terlebih dahulu untuk mengetahui efek reservoir terhadap penginjeksian CO 2 .  Pada  lapisan  ”Y”  menggunakan  pola normal  five  spot yang  terdiri  dari  sumur  EYK-176  sebagai  sumur produksi yang diinjeksi oleh 4 sumur disekitarnya yaitu sumur EYK-190, EYK-i8, EYK-i4 dan EYK-i1. Sumur EYK-i8, EYK-i4 dan EYK-i1. Lokasi dan peta pada skenario pilot ini diperlihatkan pada Gambar 4. Pada  tahap  terakhir  simulasi  reservoir,  dilakukan  mekanisme  injeksi  yaitu  dengan  injeksi  gas  CO 2 secara continuous, dengan volume gas CO 2 yang diinjeksikansebesar 1,2 PV ( Hidro Carbon Pore Volume ) dari luasan daerah pilot atau equivalen dengan 0,75 MMSTB. Laju produksi minyak yang dihasilkan setelah  injeksi CO 2 continous mendapatkan panambahan RF sebesar 47,05% atau ekuivalen dengan 350 MSTBO. Pada  penelitian  ini  menunjukan  hasil  bahwa  setelah  dilakukan Continuous CO 2 Flooding  maka  laju  minyak mengalami peningkatan yang tinggi dapat diperlihatkan pada Gambar 5 sampai Gambar 8 dan Tabel-3.

## IV. KESIMPULAN
1. Hasil simulasi separator satu-tingkat ( single-stage ) terhadap percontoh fluida dari primary separator pada kondisi tekanan separator 41 psig (28,7 psia) dan suhu 86 o F diperoleh GOR 69,58 scf/stb, gravity minyak stock  tank 36,28 o API, gravity rata-rata  total  gas  di  permukaan  (udara  =  1)  0.9315 dan  fraksi-mol  C7+  = 85,40 %. Klasifikasi reservoir dan fluida reservoir berdasarkan rujukan dari McCain (1990): (GOR ≤ 2000 scf/STB, gravity minyak < 45 o API, fraksi-mol C7+ > 30%), maka dari diagram fasa (P-T) dimana Tres < Tc  (critical)  dan  Pres  1721  psia  >  Psat  (Pb)  memperlihatkan  ini  adalah  reservoir  minyak  tak-jenuh ( undersaturated )dan tipe black-oil .
2. Dari  hasil  analisa  DCA  dengan  penurunan  produksi  yang  masih  rendah  sebesar  8,21%  pertahun  dan cadangan sebesar 141,09 Mbbl maka scenario pengembangan dapat dilakukan.
3. Dengan  injeksi  CO 2 secara Continous penambahan recovery  factor  (RF) sebesar  47,05%  atau  ekuivalen dengan 350 MSTBO.

## V. DAFTAR PUSTAKA
Advanced  Resources  International,  Inc.  4501  Fairfax  Drive,  Suite  910  Arlington,  VA  22203  USA  &  Melzer Consulting 415 W. Wall, Suite 816 Midland, TX 79710 USA, “ Optimization  of  CO2  Storage  in  CO2 Enhanced Oil Recovery Project” , November 30, 2010.
Dedy Kristanto, V. Dedi Cahyoko Aji, ”Teknik Reservoir Teori dan Aplikasi” , Januari, 2012. Richard G. Hughes, “ Evaluation and Enhancement of Carbon Dioxide Flooding Through Sweep Improvemet” , Final Technical Report Project Period, April 2010.
Saleem  Qadir  Tunio,  Abdul  Haque  Tunio,  Naveed  Ahmed  Ghirano,  and  Ziad  Mohamed  El  Adawy,
“ Comparison of Different Enhanced Oil Recovery Techniques for Better Oil Productivity”, International Journal of Applied Science and Technology, Vol. 1., No. 5, September 2011.

## Gambar 1.
Prediksi Perilaku Produksi Minyak untuk Basecase dan Repressurized.
Gambar4. Pola dan Lokasi Sumur
Lapisan Y Lapangan X Well :  JTB-107 (zone F) Date Samped :  February 15, 2012 Sep Res (last) Res (ori.) Black Oil 0 300 600 900 1200 1500 1800 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Temperature (deg F) P re s s u re ( p s ia ) Critical 2-Phase boundary
90.00 volume % 80.00 volume % 70.00 volume % 60.00 volume %
50.00 volume %

## Gambar 2.
Simulasi Diagram P-T Fluida Reservoir (Black- Oil) untuk Sumur EYK-107 (Lapisan “Y”)
Gambar 3. DCA Lapisan “Y” Lapangan X”
Gambar 6. Prediksi Laju Air Sumur Pilot EYK-176 untuk beberapa Skenario Injeksi CO 2
Gambar 5.
Prediksi Laju Minyak Sumur Pilot EYK-176 untuk beberapa Skenario Injeksi CO 2

## Gambar 8.
Prediksi Tekanan Sumur Pilot EYK-176 untuk beberapa Skenario Injeksi CO 2

## Tabel 1.
Penyelarasan PVT Terhadap Komposisi Komponen Fluida Reservoir Sumur EYK-107 (Lapisan ”Y”)
Gambar 7. Prediksi Komulatif Minyak Sumur EYK-176 untuk beberapa Skenario Injeksi CO 2
Tekanan (psia) Co (E-06 1/psia) Rs (scf/stb) Bo (bbl/stb) Bg (bbl/scf)  o (cp)  g (cp) Lab. Sim. Lab. Sim. Lab. Sim. Lab. Sim.
Lab. Sim. Lab. Sim. 5014.7 6.397  5.596 86.28 1.0534  1.0552 0.00064  1.10410  1.17800 0.03479 3514.7 6.906  6.723 86.28 1.0636  1.0649 0.00085  1.05640  1.09992 0.02318 1514,7 8.981 86,28 1.0790  1.0816 0.00195  0.99280  0.98241 0.01470 424,7 10.851  65.23  86,28 1.0894  1.0933 0.00751  0.95820  0.91021 0.01328 89,7 25.68  27.42 1.0746  1.0680  0.03666  0.03648  1.09660  0.99297  0.00940  0.01232 14,7 0 0 1.0631  1.0502 0.22409  1.17220  1.02125 0.00937 Tabel 2.
Data PVT Minyak Hasil Simulasi pada Tekanan Bubble-point 424,7 psia (410 psig) dan Suhu Reservoir 201 o F untuk Sumur EYK-107 (Lapisan Y)
NP RF Rec. Res Oil Add RF Incremental Cum. Oil Incremental RF (MMSTB) (%) (MMSTB) (%) (MMSTB) (%) 1 History Matching EYK-176 0.3 39.79 - - - - 2 Base Case EYK-176 0.44 58.79 0.14 19.01 - - 3 CO2 Flood Continuous EYK-176 0.65 86.84 0.35 47.05 0.21 28.04 4 CO2 Flood Slug (0.3 Gas - 0.9 Water) EYK-176 0.54 71.55 0.24 31.76 0.10 12.76 5 CO2 Flood Slug (0.4 Gas - 0.8 Water) EYK-176 0.55 73.07 0.25 33.28 0.11 14.27 6 CO2 Flood Slug (0.6 Gas - 0.6 Water) EYK-176 0.56 73.95 0.26 34.16 0.11 15.15
Case Skenario
Tabel 3. Hasil Prediksi Pilot ( Pilot Project ) Lapisan “Y” Lapangan “X”