Keterangan gambar cover: Extreme-low-pressure compressor (wellhead compressor) untuk meningkatkan produktivitas sumur dan cadangan gas lapangan

Keterangan gambar cover: Extreme-low-pressure compressor (wellhead compressor) untuk meningkatkan produktivitas sumur dan cadangan gas lapangan mature, Sanga-Sanga assets

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi ISSN 0216-6410

JTMGB

Volume 4 Nomor 3 Desember 2013

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi adalah majalah ilmiah diterbitkan setiap kwartal yang menyajikan hasil penelitian dan kajian para professional yang tergabung dalam Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) dan sebagai media komunikasi anggota IATMI pada khususnya dan mensosialisasikan dunia industri minyak dan gas bumi kepada masyarakat luas pada umumnya. KEPUTUSAN KETUA UMUM IATMI PUSAT NO: 003/SK/IATMI/II/2013 Penanggung Jawab

:

Ir. Bambang Ismanto

Pemimpin Redaksi

:

Dr. Ir. Ratnayu Sitaresmi

Redaktur Pelaksana

:

Dr. Ir. Usman, M.Eng.

Peer Review

:

Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar (Enhanced Oil Recovery) Prof. Dr. Ir. Pudjo Sukarno (Integrated Production System) Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah (Teknik Reservoar) Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo (Teknik Produksi) Dr. Ir. Arsegianto (Ekonomi dan Regulasi Migas) Dr. Ir. Bambang Widarsono (Penilaian Formasi) Dr. Ir. Sudjati Rachmat (Well Stimulation and Hydraulic Fracturing) Dr. Ir. Sudarmoyo (Penilaian Formasi) Dr. Ir. Aris Buntoro (Teknik Pemboran)

Senior Editor

:

Ir. Andry Halim Ir. M. Taufik Fathaddin Ir. Junita Musu, M.Sc. Ir. Boni Swadesi Ir. Candra Sugama

Sekretaris

:

Ir. Bambang Pudjianto (IATMI)

Layout Design

:

Alief S. Syaifulloh, S.Kom. (Sekretariat IATMI)

Sirkulasi

:

Abdul Manan, A.Md. (Sekretariat IATMI)

Alamat Redaksi: Patra Office Tower Lt.1 R.1C Jln. Jendral Gatot Subroto Kav. 32-34 Jakarta 12950 – Indonesia. Tel/Fax: +62-21-5203057 website: http://www.iatmi.or.id email: [email protected] Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (ISSN 0216-6410) diterbitkan oleh Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia, Jakarta didukung oleh Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan ITB


JTMGB

Volume 4 Nomor 3 Desember 2013

DAFTAR ISI

Method of Slots and Gravels Size Selection for Sand Control Completion in the Depleted Reservoir of Young Tertiary Unconsolidated Sand in Northeast Seram Sudjati Rachmat, Nurdi Irianto ............................................................................................ 118 - 127 Kajian Eksperimen Metoda Injeksi Air Berkarbonasi untuk Peningkatan Produksi Minyak dan Pemanfaatan Emisi CO2 Septi Anggraeni, Mohamad Romli, Edward L. Tobing ...................................................... 128 - 137 Pengaruh Fluida Pemboran terhadap Permeabilitas Formasi Batubara Rachmi Kartini, Widradjat Aboekasan, Andang Kustamsi ............................................. 138 - 145 Seleksi Metoda Pengeboran dan Komplesi Gas Metana Batubara (GMB) yang Bisa Dikembangkan di Indonesia Rahmat Budiana, Darwin Tangkalalo, Budi Tamtomo ......................................................... 146 - 149 Simulasi Peningkatan Perolehan Gas Metan Batubara Mengguna kan Injeksi CO2 Gema Wahyudi Purnama, Budi Tamtomo ........................................................................... 150 - 155

KATA PENGANTAR JTMGB Edisi Desember 2013 Para Pembaca JTMGB yang budiman, Dengan kesibukan kita masing-masing tidak terasa waktu berlalu dengan cepat. Di penghujung tahun 2013, kami kembali bisa menjumpai para pembaca dengan aneka materi bacaan ilmiah yang tersaji dalam JTMGB Volume 4 Nomor 3 Edisi Desember 2013. Majalah ilmiah JTMGB Edisi Desember 2013 hadir dengan 5 (lima) tulisan membahas berbagai topik baik yang bersifat aplikatif maupun pengembangan teknologi. Di bidang produksi, Pembaca dapat memperoleh informasi mengenai metode mencegah migrasi pasir pada reservoar terkuras dalam artikel Metoda Seleksi Ukuran Lubang Bukaan dan Kerikil untuk Penyelesaian Pencegah Pasir pada Reservoir Terkuras, Formasi Pasir Lepas Tertier Muda di Seram Timurlaut - Telaah Pemahaman Dasar. Suatu pendekatan baru pemanfaatan CO2 untuk peningkatan perolehan minyak dan pada saat bersamaan membantu mengurangi emisi CO2 dibahas dalam tulisan Kajian Eksperimen Metoda Injeksi Air Berkarbonasi untuk Peningkatan Produksi Minyak dan Pemanfaatan Emisi CO2. Berbagai aspek mengenai pengembangan gas metana batubara diantaranya pemboran, komplesi, dan peningkatan perolehan gas metana batubara juga akan disajikan dalam edisi kali ini melalui paper: Pengaruh Fluida Pemboran terhadap Permeabilitas Formasi Batubara; Seleksi Metoda Pengeboran dan Komplesi Gas Metana Batubara yang Bisa Dikembangkan di Indonesia; dan Simulasi Peningkatan Perolehan Gas Metan Batubara Menggunakan Injeksi CO2. Selamat menikmati bacaan majalah ilmiah JTMGB edisi kali ini dan semoga dapat menambah dan melengkapi referensi para pembaca.. Selamat Tahun Baru 1.1.2014, semoga di tahun 2014, semuanya akan jauh lebih baik. (Bambang Ismanto)


Date of issue: 2013-12-28

The descriptors given are free terms. This abstract sheet may be reproduced without permission or charge. Sudjati Rachmat, Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10 Bandung Nurdi Irianto, Kalrez Petroleum (Seram) Ltd., Jakarta Method of Slots and Gravels Size Selection for Sand Control Completion in the Depleted Reservoir of Young Tertiary Unconsolidated Sand in Northeast Seram Metoda Seleksi Ukuran Lubang Bukaan dan Kerikil untuk Penyelesaian Pencegah Pasir pada Reservoir Terkuras, Formasi Pasir Lepas Tertier Muda di Seram Timurlaut JTMGB. Desember 2013, Vol. 4 No. 3, p 118 - 127

Fine migration or sanding tendencies is a regular occurrence in the wellbore problem during oil and gas production, instead of the well was early treated with sand control completion since initial production. Choosing the right sand control completion, especially sizing of screens or slots, perforation diameter, and gravels is basically parameter for successful retains formation sands potentialy migrates to the wellbore causing damage. Unfortunately incorrect selection of those slots opening and gravel size affects to production impairment and potential future damage like skin at completion. Although some modern sand control products are introduced by manufacturers, without proper determination, the sand control selection for well production completion is a potential failure. Methods for selection accurate size of those slots and gravel diameter were studied in the early century, over the principals of fine grains are retained in face of those slots or gravel pores impairs productivity and effective permeability after implementation. Since papers by Coberly, Schwartz, Saucier, and some authors introduced methods for selection based on their laboratory observations. Some products of sands control are released by manufacturer, even though modern supply is combination with some technics like gravel packed with resin and or kinds of tubular, for modern well production application. The basis of those classical papers of sand control is sieve

analysis for determining Particle Size Distribution (PSD) of object samples will be observed. Then some methods for selection of implementation after interpretation sieve analysis result, they introduced. This paper presents methods for selection of slots diameter (screens) and gravel sizes, in purposes for application retaining sand migration versus productivity or effective permeability after implementation. Ideal formation sands samples should be recovered for sieve analysis, but in current most common condition of wells are already produced so that the samples are not ideal. Then deviation result will exists due to not ideal sampling. Keywords : sand control, slot, screen, gravel, sieve analysis.

Septi Anggraeni, Mohamad Romli, Edward L. Tobing Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS Kajian Eksperimen Metoda Injeksi Air Berkarbonasi untuk Peningkatan Produksi Minyak dan Pemanfaatan emisi CO2 JTMGB. Desember 2013, Vol. 4 No. 3, p 128 - 137

Rachmi Kartini, Widradjat Aboekasan, Andang Kustamsi (Program Magister Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti) Pengaruh Fluida Pemboran Terhadap Permeabilitas Formasi Batubara The Effect of Drilling Fluid in Coal Seams Permeability JTMGB. Desember 2013, Vol. 4 No. 3, p 138 - 145

Produksi dan cadangan minyak Indonesia terus mengalami penurunan, oleh sebab itu diperlukan usaha-usaha untuk mengatasi masalah ini. Selain itu penggunaan energy fosil yang belum tergantikan oleh energy terbarukan menimbulkan kelebihan emisi gas yang mengakibatkan perubahan iklim. Oleh sebab itu pemerintah telah mengeluarkan Perpres Nomor 61 Tahun 2011 tentang Rencana Aksi Nasional Gas Rumah Kaca, untuk mengurangi emisi gas CO2. Salah satu metoda enhanced oil recovery (EOR) yang digunakan untuk menaikan produksi minyak dan menyimpan gas CO2 adalah dengan menginjeksikan air yang disaturasikan dengan gas CO2 kedalam reservoir minyak. Tujuan dari penelitian ini adalah melakukan investigasi metoda injeksi air berkarbon dengan melakukan eksperimen pendesakan fluida di laboratorium. Hasil dari eksperimen di laboratorium memperlihatkan metoda injeksi air berkarbon dapat menaikkan perolehan minyak dengan tekanan injeksi yang relatif lebih rendah dari metoda injeksi gas CO2 lainnya. Dengan demikian metoda ini diharapkan dapat menekan biaya dalam implementasi injeksi gas CO2 di lapangan. Kata kunci: injeksi air berkarbonasi, peningkatan perolehan minyak, uji laboratorium

Sifat fluida pemboran, seperti filtrat lumpur, filtrat completion fluid, dan filtrat semen dapat menurunkan permeabilitas batuan reservoir, sehingga kapasitas produksi berkurang. Penelitian dilakukan untuk mengukur pengaruh fluida pemboran terhadap permeabilitas batubara. Hasil percobaan mengindikasikan adanya ‘penyumbatan’ yang progresif terhadap core batu bara, yang ditunjukkan dengan terjadinya penurunan permeabilitas selama pengukuran berlangsung. SEM (Scanning Electron Microscope) digunakan untuk mengetahui bentuk, struktur dan tekstur maceral material carbon dan EDAX (Energy Dispersive X- ray ) digunakan untuk mengetahui komposisi / elemen dari batuan. Dari hasil pengukuran dengan kedua metoda tersebut ternyata terdapat mineral clay di dalam core batu bara, sehingga diperkirakan menjadi sebagai penyebab penurunan permeabilitas. Filtrate fluida pemboran sebelum dan sesudah diinjeksikan pada core batu bara, diukur dengan menggunakan ICP (inductively coupled plasma) spectrometer, yaitu alat untuk mendeteksi keberadaan unsur metal dan non metal pada cairan. Hasil pengukuran menunjukan, bahwa telah terjadi reaksi antara filtrate fluida pemboran dengan core batu bara. Hal ini juga merupakan salah satu penyebab hasil pengukuran permeabilitas core batu bara menurun, sebagai akibat dari telah terjadi penyumbatan pada core batu bara tersebut. Kata kunci : Gas Methan Batubara, Pemboran, Lumpur, Permeabilitas, Batubara

Rahmat Budiana, Darwin Tangkalalo, Budi Tamtomo (PT Pertamina Hulu Energi, Aset GMB Kalimantan) PHE Tower, 23rd Floor, Jl. Letjen. TB Simatupang Kav. 99, Jakarta Selatan 12520, Indonesia, 08118606212. Seleksi Metoda Pengeboran dan Komplesi Gas Metana Batubara (GMB) yang Bisa Dikembangkan di Indonesia Selection Best Drilling and Completion Methods for Coal Bed Methane Indonesia JTMGB. Desember 2013, Vol. 4 No. 3, p 146 - 149

Gema Wahyudi Purnama, Budi Tamtomo (PT. Pertamina Hulu Energi) Perkantoran Hijau Arkadia, Gedung D, Lt. 7, Jl TB. Simatupang Kav. 55, Jakarta 12520. (021) 2954 740 0. Simulasi Peningkatan Perolehan Gas Metan Batubara Menggunakan Injeksi CO2 The Simulation of Coalbed Methane Recovery Enhancement using CO2 Injection JTMGB. Desember 2013, Vol. 4 No. 3, p 150 - 155

Indonesia memiliki potensi Gas Metana Batubara (GMB) sebesar 453 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/TCF). Pemerintah berupaya untuk mengembangkan GMB sebagai salah satu energi alternatif. Saat ini sudah ada 54 WK GMB di Indonesia termasuk di dalamnya 14 WK GMB PHE. Karakteristik reservoir GMB berbeda dengan reservoir migas. Hal utama dalam operasional pengembangan GMB adalah pengeboran dengan biaya rendah (low cost drilling operation) serta penanggulangan air yang terproduksikan. Pengeboran memberikan peranan penting dalam pengambilan coring sampel batubara dan meningkatkan laju alir produksi gas GMB. Metoda pengeboran yang umum dilakukan adalah sumur vertikal, sumur deviasi dan sumur horizontal dan metoda komplesi yang umum dilakukan adalah open hole (barefoot dan slotted liner) dan cased hole (perforated casing). Masing-masing metoda tersebut ada kelebihan dan kekurangannya dan karena karakteristik batubara sebagai reservoir GMB itu heterogen maka satu metoda komplesi yang berhasil di suatu daerah belum tentu akan berhasil di daerah yang lain. Makalah ini disusun untuk memberikan gambaran metoda pengeboran dan komplesi industri GMB yang mungkin cocok untuk dikembangkan di Indonesia. Kata kunci : Gas Metana Batubara, pengeboran dengan biaya rendah, komplesi open hole, komplesi cased hole.

Kadar CO2 meningkat sangat signifikan di bumi, Hal ini mengakibatkan pemanasan global dan perubahan suhu yang ekstrim terjadi hampir di seluruh dunia, tidak terkecuali di Indonesia. Hal ini dapat direduksi dengan cara memanfaatkan CO2 tersebut untuk peningkatan perolehan Gas Metan Batubara (GMB). GMB merupakan jenis hidrokarbon non – konvensional.GMB memiliki sistem dual porosity, yang terbagi atas porositas matriks dan porositas cleat. Sifat2 reservoir GMB sangat bervariasi meskipun dalam satu coal seam. Hal ini mengakibatkan Recovery Factor (RF) antar sumur akan mengalami perbedaan. Pengurasan GMB yang maksimal dapat dilakukan dengan beberapa metoda. Tujuan dari studi ini adalah untuk meningkatkan perolehan GMB dengan cara menginjeksikan Karbon Dioksida (CO2) ke dalam lapisan GMB hingga mendapatkan nilai perolehan peningkatan maksimal.Data yang digunakan dalam studi ini adalah data sintetik. Peningkatan perolehan GMB dengan menginjeksikan CO2 ke dalam lapisan GMB mencapai hingga 75%.Hal ini memperlihatkan indikasi sukses apabila dibandingkan dengan pengaliran secara natural (naturally flow). Kata kunci : GMB, Peningkatan Perolehan GMB dan Injeksi CO2

Method of Slots and Gravels Size Selection for Sand Control Completion in the Depleted Reservoir of Young Tertiary Unconsolidated Sand in Northeast Seram Metoda Seleksi Ukuran Lubang Bukaan dan Kerikil untuk Penyelesaian Pencegah Pasir pada Reservoir Terkuras, Formasi Pasir Lepas Tertier Muda di Seram Timurlaut Sudjati Rachmat(1), Nurdi Irianto(2), (1)Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10 Bandung (2)Kalrez Petroleum (Seram) Ltd., Jakarta

Abstract Fine migration or sanding tendencies is a regular occurrence in the wellbore problem during oil and gas production, instead of the well was early treated with sand control completion since initial production. Choosing the right sand control completion, especially sizing of screens or slots, perforation diameter, and gravels is basically parameter for successful retains formation sands potentialy migrates to the wellbore causing damage. Unfortunately incorrect selection of those slots opening and gravel size affects to production impairment and potential future damage like skin at completion. Although some modern sand control products are introduced by manufacturers, without proper determination, the sand control selection for well production completion is a potential failure. Methods for selection accurate size of those slots and gravel diameter were studied in the early century, over the principals of fine grains are retained in face of those slots or gravel pores impairs productivity and effective permeability after implementation. Since papers by Coberly, Schwartz, Saucier, and some authors introduced methods for selection based on their laboratory observations. Some products of sands control are released by manufacturer, even though modern supply is combination with some technics like gravel packed with resin and or kinds of tubular, for modern well production application. The basis of those classical papers of sand control is sieve analysis for determining Particle Size Distribution (PSD) of object samples will be observed. Then some methods for selection of implementation after interpretation sieve analysis result, they introduced. This paper presents methods for selection of slots diameter (screens) and gravel sizes, in purposes for application retaining sand migration versus productivity or effective permeability after implementation. Ideal formation sands samples should be recovered for sieve analysis, but in current most common condition of wells are already produced so that the samples are not ideal. Then deviation result will exists due to not ideal sampling. Keywords : sand control, slot, screen, gravel, sieve analysis.

Abstrak Kecenderungan partikel dan pasir terproduksi sering sebagai permasalah pada sumur saat memproduksikan minyak dan gas, kecuali sejak awal mulai produksi sumur sudah dikomplesi untuk antisipasi pasir terproduksi. Memilih metoda komplesi yang tepat untuk problem pasiran berupa ukuran lubang saringan, diameter perforasi, dan ukuran kerikil adalah parameter dasar untuk kesuksesan mencegah pasir masuk ke lubang bor yang menyebabkan kerusakan. Sayangnya sering terjadi kesalahan dalam memilih ukuran bukaan lubang ataupun kerikil sehingga bertentangan dengan performa produksi dan menyebabkan kerusakan dikemudian seperti skin misalnya. Meskipun banyak produk pencegah pasir telah dikenalkan oleh beberapa merek, namun tanpa telaah yang baik seleksi pencegahan pasir untuk penyelesaian sumur produksi akan berpotensi salah penerapan.

118

119

JTMGB, Vol. 4 No. 3 Desember 2013: 118 - 127

Cara untuk seleksi ukuran bukaan lubang maupun ukuran kerikil telah dipelajari sejak awal abad ini, dengan maksud partikel pasir terproduksi biasa dapat tertahan dibalik lubang bukaan ataupun pori batuan; saat diterapkan kerikil dapat memperbaiki efektif permeabilitas dan produktifitas . Studi-studi telah dilakukan oleh Coberly, Schwartz, Saucier dan beberapa yang lainnya mengenalkan metoda-metoda seleksi tersebut berdasarkan observasi laboratorium mereka. Produk-produk telah dikeluarkan oleh pabrik seperti kemasan kerikil dengan resin dan pipa untuk aplikasi modern. Dasar dari studi-studi klasik tersebut adalah analisa statistik distribusi ukuran partikel hasil ayakan sample pasir formasi yang diteliti. Lalu dipilahlah ukuran dan cara implementasinya setelah hasil dari interpretasinya tersebut. Tulisan ini menyajikan metoda bagaimana menseleksi besar ukuran lubang bukaan dan ukuran kerikil, untuk maksud pencegahan migrasi pasir dibandingkan terhadap efektif permeabilitas dan produksi sumur setelah diaplikasikan. Sampel pasir formasi yang ideal harus yang diambil untuk analisa ayakan, tetapi kebanyalan sampel pasir tidak ideal karena diambil dari sumur yang telah berproduksi. Sehingga hasilnya terdeviasi dari kondisi yang ideal. Kata kunci : pencegah pasir, lubang, saringan, kerikil, analisa ayakan.

Introduction Handling the produced sand in the well bores of oil and gas fields were already studied for about a century. In facts sands or fines migrated from the reservoir due to unstable internal rocks forces packed the matrix and grains, those causes by initial unconsolidated matrix arrangement or causes by history of fluids are produced from the pores makes depleted internal pores pressure. Classical point of view preventing the sands produced in the well bore is by two techniques ; first by selecting screens or slotted liner with diameter of slot opening effectives prevents sand migrates, or secondly by choosing correct sizing of gravels completion opposites potential formation sand migration. Although some modification of gravel packing products is in the market, the base selection of gravel size is the same application for all. Modern products are by inserting kind of chemicals or resin modified with industrial tubular screens for packing. The basic selection for sizes of screens / slots or gravels is laboratory analysis called Particle Size Distribution (PSD) or Sieve Analysis of formation sands behind well completion or perforation. This laboratory analysis is diameter grain size measurement of dried loose formation sand samples, by passing those sand granules through a series of sieve screens mesh sizes under standard calibration of ASTM (E11-70). Two unit system presentation of this sieve analysis those are US standard and Tyler’s mesh, both slightly different shows in Appendix-A. From the sieve analysis, each particle sizes pass from and retain on the sieve screens, subject for measure the weight of samples retain on the screens particularly and plot on the semilog paper of percentile statistical cumulative distribution

curve, figure-1. In modern technic, the replacement of classical sieve analysis is by using Laser Light Scattering (LPSA).

Figure 1 Model cumulative distribution of Particle Size Distribution (PSD) and its percentile point interest

Figure 2 Model core plug sample of formation sand preparing for sieve analysis (after Ott21)

Formation sand samples are ideally taken from cores. But in the recent wells production, bailing sand from bottom hole or produce sand in the well head are allowed with consequences, bailed sand represent grains deviate to coarser and well head

Method of Slots and Gravels Size Selection for Sand Control Completion in the Depleted Reservoir of Young Tertiary Unconsolidated Sand in Northeast Seram Sudjati Rachmat, Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10 Bandung, Nurdi Irianto, Kalrez Petroleum (Seram) Ltd., Jakarta

produced sand sample represents finer granules. Sanding tendencies and mechanism of sands failure Sand production is factual in the well bore, and possible to predict sanding tendency from the sonic logging, where the calculation is in conjunction with petrophysical interpretation. Tixier32 introduces sonic compaction correction factor cp for calculation sanding tendency. He brings up number of cp less than 1.2 as consolidated sand without sanding tendency. As general understanding, total overburden pressure is addition between total vertical burial stress working on the rock and total pores pressure, at a point of depth.

While the condition of rocks is confined, the term total strength supported stable formation. When the condition is unconfined due to failure, such as perforation, fluid production and etc., unstable uniaxial strength makes sanding tendency. Working from Tixier32 also, indicates ration shear modulus to bulk compressibility ,

the number less than 0.8 x 1012 psi2 is the formation sand required to be control for sanding tendency. G is shear modulus and cb is bulk compressibility. Sand control; a review from previous papers Since Slichter28 suggested relation between ideal uniform well rounded spheres are packed in cubical packing is giving porosity 47.64 percent and if packing is set up as close hexagonal will giving porosity 25.95 percent. He did permeability calculation of smaller porosity hexagonal packing to cubical packing folds 7.5 times. Kozeny16, also calculated relation permeability with porosity defined as function from porosity 26 percent in hexagonal packing to 47 percent in cubical packing has 11.5 folds permeability increase. Similar experiment was proven by Coberly4, on the experiment with uniform spheres steel balls. Other Coberly’s experiment using sand bed faces to graded sands (grains), and cores faces to coarser gravel. Summary of Coberly’s experiment advices ;

120

1) To retain uniform sorting unconsolidated sands is required screen with slots diameter as size as diameter of 10 percentile (d10) of formation sand are analyzed for particle size distribution (PSD). 2) To retain most common sorting of sands is just required screen with slots diameter twice of 10 percentile PSD. 3) For non-uniform and poorly sorted sands, the slot size requirement is reach 3.5 times of 10 percentile PSD but unfortunately this size will giving unstable condition. 4) For single gravel pack size selection, to retain formation sands needs diameter of gravel 10 to 13 times of 10 percentile PSD. Schwartz27 suggest uniformity formulation of particle size distribution (PSD) samples,

where value of C less than 3 indicates PSD samples are well sorted uniform spheres geometry, C greater than 5 indicates PSD sample are non-uniform and poorly sorted. Schwartz studied also design for gravel packing prevents sand migration. He was taught two things for gravel selection and design. First is his observation ratio of size between selected gravel diameter (D) to the formation sand diameter (d) of the suitable design point of sieve analysis result. Suitable design point or critical point means the percentile of the sand sample sieve analyzed suitable for design selection regards to the uniformity and sorting of the sand samples was done sieve analysis. The second is velocity fluid entrance to well completion, or leaving from reservoir sand pores. He observed Gravel (D) – Sand (d) ratio is 4 or less, have stable packing but in evidence low D to d ratio impairs productivity. High ratio of Gravel (D) to Sand (d) of 10 to 13 has good permeability but potential sands migrate to the pores of gravel. Empirical good ratio of gravel (D) to sand (d) is 6 to 8, but don’t forget the design is depend on critical / design point what Schwartz observed. Schwartz27 summarized ; 1) Reservoir with uniform sand (d) (C 5) and fluid velocity entrance less than 0.05 ft/sec, use the design point d10 of sieve analysis. 2) For reservoir non uniform (C 5) and fluid velocity above 0.05 ft/sec, use design point d40. 3) For extremely non-uniform and poorly sorted reservoir sand, use design point d70. Saucier26 was doing experimental subject in gravel pack application related to the permeability preservation. Various combination of gravel (D) to sand (d) size ratio was applied, then observe fluid

121


productivity impairs to the permeability retentive. He monitors produced sands follows fluid production and note pressure drawdown for every combination diameter of gravel (D) and sand (d). From his prototype, identified the big ratio diameter of gravel (D) to sand (d) gives large permeability but follow the time cannot retain the sand and fluid production time. Sand migrates to the pores of gravel. He did laboratory examination using ten percentile and median design point. He denoted effective to initial permeability of gravel pack design. He suggested ratio diameter gravel (D53) to sand (d53) is slightly below 6 for optimum design and sand retention. Table-1 Saucier’s Experiment, Ratio G-S for Successful Sand on The Gravel

Unconsolidated sand reservoir in the Northeast Seram The two recommendations for sand management during oil wells completion in the Northeast Seram: first native inter granular sand reservoir is unconsolidated due to young burial history un-compacted yet of Post-Miocene age and shallow. The second is a long time oil production from the reservoir that makes depleted unstable pore pressure. Current facts, fine sands are observed follows oil production, and during new drilling extensively follow ditch cuttings. The reservoir is not more than 600 meters depth, mostly inter granular unconsolidated sand, and specific gravity of 23 – 35o API oil for more than 100 years. Field sampling and laboratory analysis for particle size distribution (PSD) / sieve analysis

Table-2 Saucier’s Experiment, Median Grain Size of G-S vs Pressure Drop

About 53 wells samples of produced sand were analyzed for particle size distribution (PSD) or sieve analysis. Sands are collected by bailing from bottom hole, and some are trapped surrounding well head during pumping. Before conducting sieves analysis, the samples should represent reservoir sand and not contaminated. Standard laboratory of PSD was applied such as drying, sieving, and measuring weight of retained sands sample for particular mesh size. Plot the sieve analiysis results on a semilog paper of cumulative distribution respectively to the particle size or mesh. For each well samples of sieve analysis results, denote the percentiles of d10, d20, d40, d50, d70, and d90 (a 10%, 20%, 40%, 50%, 70%, and 90% percentiles) of cumulative distribution, and read the mesh size represents grain diameter of percentiles respectively. For example, the sieve analysis result of bailed produce sand sample from well 94X-4 as follows. Table-3 Sieve analysis result of bailed produce sand sample from well 94X-4

Figure 3 Ratio D50-d50 vs effective permeability impairment, after Saucier26


122

Figure 5 Typical of 53 well produced sand samples cumulative distribution of sieve analysis result Figure 4 Cumulative distribution of sieve analysis result of bailed produced sand sample (d) from well 94X-4

A calculation to get mesh size grain diameter of d10 is 0.0265 inch, d40 = 0.0154 inch, and d50 = 0.0132 inch. Table-4 Point percentiles and grand size from sieve analysis of sands sample from well 94X-4

Designing screens / slots size and gravel size Using Coberly and Schwartz’s formulations to design screens or slots size for well completion of shallow unconsolidated depleted oil reservoir. From those 53 wells samples of produced sands respectively, then calculate and design for each required screen or slotted liner sizes. Design is regarding uniformity and sorting of sand samples were sieve analyzed. Appendix-B shows the screen or slots size suitable for application to those 53 wells, after calculation base on design point reference of each samples from wells. The common design points references are 1 x d10 and 2 x d10 for sizing available screens or slots. Example calculation screen / slot design ; Well 94X-4 ;

C < 3, grains are uniform and well sorted as Schwartz idea, than use d10 as design point. Coberly suggested for this sorting classification, apply 1 x d10 to design screens / slots opening size to retain sands migration. Graphic below shows about 53 wells have been sampled for sieve analysis of sands from production the wells of a depleted reservoir of Post-Miocene time at Northeast Seram . Some various shifted curves from the ideal due to sampling produced sands from current production wells.

Check the designed screens / slots size as available closest market product. Example calculation design gravel size, follow the steps below;

123


Obtains critical / design point as Shwartz suggested (d10, d40, d70) and Saucier suggested (d50) of the sieved sands sample, and selected as categorized by uniformity and sorting. Calculate fluids velocity entrance to the well completion or leaving the pores of sand face. Choose which design point will be selected as those two parameters, uniformity and fluids velocity. Selected design point of sieved sands (d) is multiplied by number ranges 5 to 6 for obtaining suitable gravel design point diameter (D). Through gravel design point (D), draw the line so that the uniformity and sorting number of gravel (Cgravel) less to equal 1.5, indicates gravel is uniform design. Determine gravel size percentile points ranges D10 to d100 through the drawn line, and then convert the designed gravel size to the nearest market available gravel size product. The market gravel size can reference to the Tyler’s standard size or US standard. The final is, determine screen size for available retaining that chosen gravel.

From the line is drawn through gravel design point, determine gravel percentile points D0 to D100, as designed Cgravel = D40/D90 less to 1.5, its assumed gravel is ideal uniform. Then choose available gravel market size closest to this designed gravel. Table-6 Gravel’s design point from interpretation and calculation with Schwartz and Saucier methods, for well 94X-4

Table-7 Available commercial gravel after interpretation and calculation with Schwartz and saucier methods, for well 94X-4

Well 94X-4 ; As calculated above, the uniformity C is 2.2, so d10 = 0.0265 inch is the design point as Schwartz method. Saucier method is using d53, thus the number for d53 = 0.0132 inch from the sieve analysis result. Well 94X-4 was perforated interval 231.6 -276.4 m (old well completed in June 1971) across two sand layers, with effective net reservoir thickness 25 m, and 4 shots per feet perforation with average diameter perforation 0.025 inch per shot. Initial rate is 25 bfpd, as a shallow well with TD 323 m. From the calculation, we have fluids velocity less than 0.05 ft/sc. Those number d10 and d50 are multiplying by number ranges 5 to 6 for suitable obtaining gravel design point, see figure-6 and observes the tables below. Figure 6 Interpretation & calculation gravel size with Schwartz and Saucier methods for well 94X-4

Conclusion

Table-5 Interpretation and calculation from sieve analysis result sand sample from well 94X-4

Figure out distinctive methods of sand samples acquisition from wells will specify the result of sieve analysis. The deviation of cumulative distribution from sieve analysis result will exist while non ideal samples were acquired, such as ; sands bailing from the bottom hole, or produce sands at surface and well head. But in practice a limited


application to acquire ideal sand samples from the well. The sorting calculation by Schwartz formula of C = d40/d70 will give small number and the sand sample are look mostly uniform. It is caused by only partial parts (size of grains) were available examined beside the ideal core sand samples. The papers of Schwartz27 and Saucier26 stipulated that the optimum gravel size designed is the proper diameter of gravel (D) is about five to six times of diameter of the formation sand (d), depend on which critical point (d10, d40, d50, or d70) is used as design point. Selection and design of gravel size to be implemented from studied data, the Schwartz’s methods for design reference (called formation critical / design points, d10, d40, and d70) cannot directly referred, due to insufficient samples were acquired. Second reference of fluid velocity is considered for choosing formation design points (d10, d40, and d70). Proper gravel size implementation is not just utilize for retaining formation sand behind perforation, but also possibility of effective permeability improvement. Nomenclatures = porosity = permeability = pressure drop = pore pressure = Uniformity = diameter of ; formation sand, screen or slots, gravel = Over burden stress = normal stress = shear modulus = bulk compressibility References Abass, H.H. et. al., 2002 “Sand Control: Sand Characterization, Failure Mechanisms, and Completions Methods”, SPE 77686, prepared for presentation at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas. Acock, Andrew, et. al., 1992 “Practical Approaches to Sand Management”, Oilfield Review, 2004. Carlson, Jon. et. al.,”Sand Control: Why and How?”, October. Coberly, C.J., Wagner, E.M., 1937 “Some Considerations in the Selection and Installation of Gravel Pack for Oil Wells”, Technical Publication No.

124

960, American Institute of Mining and Metallurgical Engineers, Los Angeles. Completion Technology for Unconsolidated Formations; Rev 2; June 1995. “Concrete and Mineral Aggregates”., 1968 ASTM, Philadelphia. Craft, B.C., Hawkins, M., 1990 “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 2nd edition, Prentice Hall, Inc. Dusseault, M.B., Zhang, L., 2004 “Sand Production Simulation in Heavy Oil Reservoirs”, SPE Reservoir Evaluation & Engineering. King, E.G., 2009 “ Course Presentation Handbook Sand Control Method”, George E. King Engineering. Griffin, T.J., 1991 “Extended Range Particle Size Distribution Using Laser Diffraction Technology: A New Perspective”, SCA Conference Paper Number 9126. Gumpertz, B., 1940 “Screening Effect of Gravel on Unconsolidated Sands”, Trans., AIME. Haliburton, “Stimulation and Sand Control Techniques for High Permeability Oil and GasWells”, Fracpac Completion Services, Haliburton Inc. Hasan, A.R., Kabir, C.S., 1985 “Determining Bottomhole Pressures in Pumping Wells”, SPE, U. of North Dakota, SPE, Schlumberger Technical Services Inc., . Hemeida, A.M., Al-Awad, M.N.J., “ Using Local Gravel to Control Sand Production in a Saudi Oil Field”, J. King Saud Univ., Vol 13, 2000, pp. 301-311. Hill, K.E., “Factor Affecting the Use of Gravel in Oil Wells”, Oil Weekly, May 26, 1941, pp.13-20. Kozeny, J., 1927 Wasserkraft und Wasserwirtschaft. Krumbein, W., Monk, G., 1943 “ Permeability as a Function of Size Parameters of Un consolidated Sand”, Trans., AIME, . Lee, John., 1982 “Well Testing”, SPE of AIME, Dallas, New York. Markestad, P. et. al., 1996 “Selection of Screen Slot Width to Prevent Plugging and Sand Production”, SPE 31087, prepared for presentation at the SPE Formation Damage Control Symposium, U.S.A. McCoy, J.N., Podio, A.L. and Huddleston, K.L., 1985 “Acoustic Static Bottomhole Pressures”, SPE 13810, . Ott, W.K., 2007 “Selection and Design Criteria for Sand Control Screens” SPE Distinguished Lecturer Series, Well Completion Technology, Houston – Texas. Ott, W.K., Woods, J.D., 2001 “Modern Sand-face Completion Practices Handbook”, World Oil, . PPPTMGB – “LEMIGAS”, 2006 “23.0°API Bula Crude Oil Kalrez Petroleum (SERAM) Ltd. ”,

125


Research Report, Laboratory Evaluation of Crude Oil Medium Analysis, Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”. Risnes, R., Bratli, R.K., Horsrud, P., 1982 “Sand Stresses Around a Wellbore”, SPE journal, Rogers, EB, Jr., 1971 “ Sand Control 2- Sizing Gravel Pack Line Slots in Oil and Gas Wells”, Oil & Gas pp.58-60. Sauciers, R.J., 1974 “Considerations in Gravel Pack Design”, Journal of Petroleum Technology, pp. 205-212. Schwartz, D.H., 1969 : Successful Sand Control Design for High Rate Oil and Water Wells”, J. Pet. Tech., pp.1193-1198. Sclihter, C.S., U.S. geol. Surv., 1897-1898, 19th Ann. Rept., pt.II., p.295. Sparlin, D.D., 1974 “Sand and Gravel - A Study of

Their Permeabilities”, SPE Paper 4772, SPE Symposium on Formation Damage Control, New Orleans, Louisiana, February 7-8. Sunan, G.O., 1975 “Sand Control Handbook”, Gulf Publishing Company, Houston. The W.S. Tyler Co., 1967 “Testing Sieves and Their Use”, The W.S. Tyler Co., Mentor, Ohio. Tixier 32, M.P., Loveless, G.W., and Anderson, R.A., 1975 “Estimation of Formation Strength from the Mechanical Properties Log”, JPT, March. Van Everdingen, A.F., 1953 “ The Skin Effect and Its Influence on the Productive Capacity of a Well”, Petroleum Transactions, AIME, Vol.198. Valley Perforating Co., “ Liner Handbook”, Valley Perforating Co. Williams, B.B., Elliot, L.S., and Weaver, R.H., 1972 “Productivity of Inside Casing Gravel Pack Completions”, J. Pet. Tech.


126

127


Kajian Eksperimen Metoda Injeksi Air Berkarbonasi untuk Peningkatan Produksi Minyak dan Pemanfaatan Emisi CO2 Septi Anggraeni, Mohamad Romli, Edward L. Tobing Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS, Jl. Ciledug Raya kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230. Email : [email protected]

Abstrak Produksi dan cadangan minyak Indonesia terus mengalami penurunan, oleh sebab itu diperlukan usahausaha untuk mengatasi masalah ini. Selain itu penggunaan energy fosil yang belum tergantikan oleh energy terbarukan menimbulkan kelebihan emisi gas yang mengakibatkan perubahan iklim. Oleh sebab itu pemerintah telah mengeluarkan Perpres Nomor 61 Tahun 2011 tentang Rencana Aksi Nasional Gas Rumah Kaca, untuk mengurangi emisi gas CO2. Salah satu metoda enhanced oil recovery (EOR) yang digunakan untuk menaikan produksi minyak dan menyimpan gas CO2 adalah dengan menginjeksikan air yang disaturasikan dengan gas CO2 kedalam reservoir minyak. Tujuan dari penelitian ini adalah melakukan investigasi metoda injeksi air berkarbon dengan melakukan eksperimen pendesakan fluida di laboratorium. Hasil dari eksperimen di laboratorium memperlihatkan metoda injeksi air berkarbon dapat menaikkan perolehan minyak dengan tekanan injeksi yang relatif lebih rendah dari metoda injeksi gas CO2 lainnya. Dengan demikian metoda ini diharapkan dapat menekan biaya dalam implementasi injeksi gas CO2 di lapangan. Kata kunci: injeksi air berkarbonasi, peningkatan perolehan minyak, uji laboratorium

Abstract Indonesia’s national oil reserves observes continuous decline, and therefore efforts have to be spent to face this problem. Apart from that fact the currently irreplaceable use of fossil fuel by renewable energy emits harmful gases that may affect global climate. As a legal basis for combating this potential problem, the government has issued the Perpres Nomor 61 Tahun 2011 presidential regulation regarding national plan for reducing the emission of green house gases, especially CO2. In petroleum industry it is acknowldged that CO2 can serve as a substance that may be used for enhanced oil recovery (EOR). In the light of reduction of CO2 emission this EOR method can also act as CO2 storage through mixing the gas with injection water. Accordingly, this study is aimed at investigating the feasibility and efficiency of carbonated water through core flow test in laboratory. Results show that carbonated water injecion yields higer oil recovery with lower injection pressure compared to other methods of CO2 injection. Consequently, this method may reduce cost needed for CO2 injection operation in the field. Key words: carbonated water injection, oil recovery improvement, laboratory test

128

129


I. Pendahuluan Saat ini minyak bumi masih menjadi sumber energi utama di Indonesia, walaupun Pemerintah berusaha untuk menggunakan energi-energi alternatip lain seperti: batubara, gas bumi, dan energi terbarukan seperti: matahari, air, angin. Akan tetapi tetap saja minyak bumi saat ini masih menjadi primadona untuk memenuhi kebutuhan energi di Indonesia. Akan tetapi produksi minyak Indonesia terus mengalami penurunan dalam 4 tahun terakhir ini, dan selalu dibawah target yang ditetapkan, pada saat ini produksi minyak adalah 830 ribu barel perhari dan ini masih dibawah target pemerintah Indonesia yang ditetapkan rata-rata pertahun adalah 900 ribu barel perhari (Pradnyana, 2014). Selain itu cadangan minyak terbukti Indonesia juga sudah mengalami penurunan hingga awal tahun 2013 menjadi : 4 milyard barrel (Pradnyana, 2014). Untuk itu harus dilakukan usaha-usaha untuk menaikan cadangan dan produksi minyak seperti melakukan eksplorasi untuk menemukan lapangan minyak baru. Sedangkan untuk meningkatkan produksi minyak di lapangan-lapangan tua digunakan metoda peningkatan pengurasan cadangan atau lebih dikenal dengan metoda Enhanced Oil Recovery (EOR). Saat ini konsumsi energi dunia masih didominasi oleh sumber energi fosil. Sumber energi fosil, berupa minyak bumi, gas dan batubara, secara alamiah jumlahnya terbatas. Namun penggunaannya, terutama di sektor transportasi masih belum dapat tergantikan oleh sumber energi lain, seperti energi terbarukan. Mengingat kecenderungan penggunaan energi fosil yang terbatas ini akan terus meningkat di masa-masa yang akan datang dan terkait dengan isu perubahan iklim. Kegiatan di sektor energi, baik kegiatan penyediaan maupun penggunaan energi, menghasilkan gas rumah kaca (GRK) yang menyebabkan perubahan iklim. Sejauh ini Pemerintah Indonesia telah mengeluarkan Peraturan Presiden Nomor 61 Tahun 2011 tentang Rencana Aksi Nasional Gas Rumah Kaca dalam rangka menindaklanjuti kesepakatan Bali Action Plan pada The Conferences of Parties (COP) ke-13 United Nations

Frameworks Convention on Climate Change (UNFCCC) dan hasil COP-15 di Copenhagen dan COP-16 di Cancun serta memenuhi komitmen Pemerintah Indonesia dalam pertemuan G-20 di Pittsburg untuk menurunkan emisi gas rumah kaca sebesar 26% dengan usaha sendiri dan mencapai 41% jika mendapat bantuan internasional pada tahun 2020 dari kondisi tanpa adanya rencana aksi (bussines as usual/BAU), maka perlu disusun langkah-langkah untuk menurunkan emisi Gas Rumah Kaca (Indonesia CCS Study Working Group, November 2009). Banyak cara yang tersedia untuk mereduksi emisi CO2 diantaranya, salah satunya adalah dengan menginjeksikan emisi CO2 kedalam depleted reservoir sehingga minyak yang tersisa didalam reservoir akan terproduksi kembali. Dimana hal ini merupakan salah satu metoda peningkatan pengurasan cadangan minyak yang telah dikenal dengan nama CO2 Flooding. Ada beberapa cara dalam penginjeksian CO2, yaitu : injeksi gas CO2 kontinyu, injeksi gas CO2 bergantian dengan air atau Water Alternate Gas (WAG), dan injeksi air berkarbonasi (Willhite, 1998 ). Gas CO2 apabila tersaturasi kedalam minyak, maka akan mengakibatkan volume minyak menjadi bertambah (swelling), akibatnya viskositas minyak menjadi berkurang. Holm dan Yosendal (Holm dkk, 1974) menerangkan bahwa gas CO2 efektif untuk menyapu minyak dalam media berpori karena: mengakibatkan volume minyak bertambah (swelling) sehingga mengurangi viskositas dan menaikkan densitas minyak. Dengan sifat-sifat ini maka injeksi gas CO2 didalam reservoir akan menaikkan perolehan minyak. Selain itu gas CO2 juga mempunyai sifat mudah terlarut dalam air dan mengurangi density air. Sehingga gas CO2 mengurangi beda densitas antara minyak dan air, akibatnya akan mengurangi efek gravity segregation. Penelitian tentang Injeksi air berkarbonasi sudah dimulai sejak tahun 1950-an. Implementasi di lapangan dalam bentuk pilot project juga sudah dilakukan, seperti Proyek K&S yang dilaksanakan di Bartlesfield, Oklahoma, US dan proyek Dome Unit, Bartlesfield, Oklahoma, US tahun 1965 (Dong dkk, 2011). Akan tetapi, akhir-akhir ini mulai banyak dilakukan

Kajian Eksperimen Metoda Injeksi Air Berkarbonasi untuk Peningkatan Produksi Minyak dan Pemanfaatan Emisi Co2 Septi Anggraeni, Mohamad Romli, Edward L. Tobing Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS,

penelitian tentang injeksi air berkarbon seiring dengan adanya issue pemanasan global, dimana metoda ini dapat memecahkan solusi pemanfaatan emisi CO2 yang berasal dari misalkan pembangkit listrik, pabrik pupuk, dll untuk ditangkap (Captured) kemudian diinjeksikan ke lapangan minyak yang sudah depleted untuk menaikkan recovery minyak. Walaupun sudah banyak dilakukan penelitian tentang metoda ini dilingkup internasional, belum ada satupun penelitian tentang metoda injeksi air berkarbon yang dilakukan di Indonesia dengan sampel fluida yang berasal dari Indonesia. Mengingat pentingnya usaha untuk meningkatkan produksi minyak dan pengurangan emisi gas CO2, maka dalam studi ini dilakukan investigasi tentang metoda injeksi air berkarbon, dengan metoda eksperimen pendesakan fluida di laboratorium. Dalam eksperimen pendesakan fluida sampel fluida di ambil dari sumur lapangan Jatibarang Pertamina, Cirebon. Sebelum eksperimen pendesakan fluida disiapkan air untuk injeksi dengan mesaturasikan gas CO2 kedalam air hingga jenuh. Kemudian air berkarbonasi tersebut diinjeksikan dengan tekanan injeksi 1500 psig kedalam sampel Clashach yang berisi fluida reservoir yaitu: air, minyak dan gas, hingga fluida tersebut terproduksikan. II. Metode Seperti disebutkan dalam alinea sebelumnya metoda yang digunakan dalam penelitian ini adalah eksperimen pendesakan fluida di laboratorium. Untuk menunjang eksperimen ini perlu juga diketahui mekanisme pendesakan fluida, serta sifat karakteristik fluida dan batuan II.1 Mekanisme Injeksi Air Berkarbonasi Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak dengan minyak pada kondisi awal reservoir. CO2 sebagai fluida pendesak akan mencapai keadaan tercampur dengan baik pada kondisi tertentu dengan sifat-sifat CO2 sebagai fluida pendesak akan mencapai keadaan tercampur dengan baik pada kondisi tertentu dengan sifat-

130

sifat CO2 sebagai fluida pendesak. Pada dasarnya mekanisme pendesakan minyak dengan injeksi gas CO2 disebabkan oleh faktorfaktor sebagai berikut (Willhite dkk, 1998) : 1. Pengembangan volume minyak. 2. Penurunan viskositas minyak. 3. Ekstraksi Sebagaian Komponen Minyak. Pada awalnya injeksi air berkarbon digunakan untuk memperbaiki perolehan minyak yang didapat dari injeksi air dengan menambahkan komponen gas CO2 kedalam air yang diinjeksikan. Air injeksi yang sudah dijenuhi oleh gas CO2 diin-jeksikan kedalam reservoir sebagai fluida pendorong minyak. CO2 berada didalam phasa air kemudian masuk kedalam phasa minyak. Transfer masa dari CO2 didalam air kedalam minyak terjadi berdasarkan fakta bahwa CO2 lebih mudah larut dalam minyak daripada dalam air pada temperatur dan tekanan yang sama. Dengan larutnya CO2 kedalam minyak akan membuat viskositas minyak menjadi berkurang, menjadikan ratio mobilitas antara minyak dan air menjadi lebih baik didaerah zone kontak, dan volume minyak membesar (swelling effect) sehingga menaikan relative permeability dari minyak. Dan mengakibatkan kenaikan perolehan minyak daripada dengan injeksi air (Riazi dkk, 2009) Didalam injeksi CO2 secara continuous, salah satu problemnya adalah sweep efficiency yang terkadang tidak begitu baik, yang disebabkan oleh viskositas CO2 yang tinggi. Dengan adanya factor air dalam injeksi air berkarbon akan mengurangi viskositas fluida injeksi, sehingga diharapkan memperbaiki sweep effisiensi. Dengan injeksi air berkarbon akan lebih banyak porsi CO2 yang tersimpan dalam reservoir. Injeksi air berkarbon tidak memerlukan gas CO2 yang sebesar injeksi CO2 secara kontinyu (Kechut dkk, 2011) II.2 Sifat-Sifat Gas CO2 Pada tekanan dan temperatur ruang CO2 yang berwujud gas, jika ditekan sampai diatas 300 psia pada temperature 0 deg.F akan berwujut fasa cair, CO2 akan berbentuk padatan (dry ice) jika temperature sangat rendah. Adapun sifat

131


phisik dan kimia dari CO2 dapat dilihat dalam tabel 1 berikut ini. Sifat atau karakter yang sangat penting Tabel 1 Sifat Phisik dan Kimia Gas CO2 (Tim Pelaksana kegiatan DIPA PPPTMGB “Lemigas”, 2008)

untuk dibahas didalam penelitian ini adalah kelarutan CO2 didalam air dan percampuran CO2 dengan minyak yang terjadi pada tekanan tercampur minimum (minimum miscible pressure, MMP). II.3 Kelarutan Gas CO2 di Dalam Air Gas CO2 mempunyai sifat mudah larut didalam air, tidak seperti air dengan hidrokarbon yang tidak mudah dilarutkan. Sedangkan dengan minyak gas CO2 lebih mudah lagi terlarut. Dalam hal ini kelarutan CO2 didalam air sangat lah besar dibandingkan hydrocarbon dengan air. Sifat ini sangatlah penting diperhatikan dalam proses injeksi CO2 dengan air yang berfungsi sebagai pengkontrol factor mobilitas. Kelarutan gas CO2 didalam air adalah fungsi temperatur, tekanan, dan salinitas air. Pada umumnya kelarutan CO2 didalam air bertambah dengan naik-nya tekanan dan turunnya temperatur. Sedangkan kenaikan salinitas air akan mengakibatkan turunnya kelarutan CO2 didalam air. Penurunan kelarutan CO2 didalam brine ini terjadi berkorelasi langsung dengan prosentase berat partikel yang terkandung dalam brine atau air (Chang dkk, 1998). II.4 Tekanan Tercampur Minimum Tekanan tercampur minimum (minimum miscible pressure; MMP) gas CO2 terhadap minyak adalah harga tekanan yang paling rendah dimana proses pencampuran CO2 dengan minyak telah berlangsung. Harga tekanan tercampur

minimum CO2 tersebut didapat dari hasil percobaan di laboratorium menggunakan peralatan Slim Tube. Yellig dan Metcalfe (Yellig dkk, Jan 1980) menggunakan dua parameter dalam percobaan menggunakan Slim Tube, yaitu temperatur dan komposisi minyak. Hasil percobaan menunjukkan bahwa 1.2 volume pori (1.2 PV) untuk CO2 yang diinjeksikan sudah dapat menjamin percampuran antara CO2 dan minyak. Pencampuran yang terjadi ditandai dengan adanya perubahan warna fluida yang keluar secara berangsur-angsur dari warna gelap menjadi warna terang sejalan dengan penambahan tekanan pendesakan. Pencampuran secara sempurna terjadi apabila warna sudah tidak berubah lagi dan menjadi kuning terang. Hasil percobaan yang didapat adalah berupa kurva korelasi antara tekanan pendesakan dan perolehan minyak (oil recovery). Harga tekanan tercampur minimum CO2 ditunjukan dari perpotongan (intersection) garis saat percampuran belum terjadi dengan garis saat percampuran telah terjadi. Yellig dan Metcalfe (Yellig dkk, Jan 1980) juga menyimpulkan bahwa temperatur mempunyai pengaruh yang besar terhadap harga tekanan tercampur minimum CO2. Perubahan tersebut berkisar 15 psi/°F pada rentang temperatur 95-192°F. Analisis Holm dan Josendal (Holm dkk, Mei 1980) yang menggunakan metoda yang sama dengan Yellig dan Metcalfe menggunakan minyak yang mempunyai berat molekul C5+ yang berbeda-beda. Hasil percobaannya berupa korelasi antara temperature terhadap tekanan tercampur minimum CO2 sebagai fungsi dari berat molekul C5+. Holm dan Josendal juga menyatakan bahwa korelasi Yellig dan Metcalfe hanya dapat digunakan untuk minyak yang mempunyai berat molekul C5+ dibawah 180 sedangkan untuk minyak dengan C5+ diatas 200, korelasi tersebut sudah tidak dapat digunakan lagi. Dari korelasi tersebut juga dapat ditarik kesimpulan bahwa pada harga temperatur tetap dengan makin besarnya berat molekul C5+ maka tekanan tercampur minimum CO2 juga akan makin besar. Demikian pula untuk temperatur yang makin tinggi, tekanan tercampur minimum CO2 akan semakin besar baik untuk setiap berat molekul C5+ maupun untuk berat molekul C5+ yang semakin besar.


II.5 Eksperimen Sebelum dilakukan test pendesakan fluida dengan injeksi air berkarbonasi pertama-tama dilakukan Pengambilan sampel pada Lapangan Jatibarang Sumur X milik PT Pertamina. Tujuan kegiatan ini adalah untuk memperoleh percontoh (minyak, gas dan air formasi) yang dianggap paling mewakili terhadap performa sumur X. Sampel diambil pada interval kedalaman: 4183.3-4189.8 feet; 4196.4-4203.0 feet; 4225.9-4235.8 feet; 3845.3-3858.5 feet; 3861.7-3868.3. Selain itu juga dikumpulkan data penunjang lainnya seperti, tekanan awal reservoir: 1752.6 psig, tekanan reservoir sekarang adalah: 546 psig, dan temperatur reservoir: 192 deg.F. Setelah itu dari sampel tersebut dilakukan test untuk mengetahui sifat-sifat fluida antara lain: salinitas air formasi, viskositas minyak, sifat minyak untuk bertambah volumenya (swelling) jika tersaturasi gas CO2, tekanan tercampur minimum. Sedangkan test pendesakan fluida dilakukan dengan prosedur sebagai berikut (Dong dkk, 2011) dan (Kechut dkk, 2011) pada sampel clashach yang merupakan sampel batupasir homogen dipotong dalam bentuk silender dengan dimensi panjang : 30 cm dan diameter: 3.749 cm, sehingga didapatkan bulk volume: 331.30 cm3. Kemudian sampel dibersihkan dan dikeringkan dengan oven, kemudian disaturasikan dengan 100% air formasi. Setelah itu sampel dimasukan kedalam core holder pada unit flooding seperti pada gambar-1.

Peralatan diatur pada kondisi temperatur reservoir yaitu pada: 192 deg.F. Setelah itu live oil dipompa masuk kedalam sampel, hingga sampel berisikan minyak dan air awal (Swi). Kemudian water diinjeksikan dengan rate : 20 cc/jam dan tekanan injeksi : 1500 psig hingga tidak ada minyak yang keluar. Jumlah minyak yang dipro-duksikan dicatat dan saturasi minyak yang tertinggal dihitung. Diambil sampel kedua karena homogen maka sampel ini mempunyai sifat petrofisik yang sama dengan sampel pertama. Dilakukan proses yang sama seperti pada sampel pertama yaitu sampel dibersihkan dan dikeringkan. Kemudian sampel disaturasi dengan 100% air formasi, kemudian dimasukan pada core holder pada flooding unit yang diatur pada kondisi reservoir kemudian dimasukkan minyak hingga air tidak keluar lagi. Setelah itu pada kondisi saturasi air awal (Swi) diinjeksikan air berkarbonasi dengan kecepatan alir : 20 cc/jam dan tekanan injeksi : 1500 psig, hingga tidak ada lagi minyak yang keluar. Minyak yang terproduksi diukur volumenya dan kemudian saturasi minyak yang tertinggal dihitung. III Hasil Dari hasil test laboratorium diketahui sifat-sifat karakteristik fluida reservoir antara lain, minyak memiliki spesifik gravity : 39,19 API. Sedangkan air fomasi memiliki salinitas: 27.805,9 mg/liter total NaCL. Pada eksperimen selanjutnya digunakan brine atau air formasi buatan yang memiliki salinitas yang sama dengan air formasi. Sedangkan sifat minyak jika disaturasi dengan gas CO2 menunjukkan penambahan volume (swelling) sebagai berikut : Tabel 2 Hasil Pengukuran Swelling Test

Gambar 1. Skema Peralatan Flooding System (Kechut dkk, 2011)

132

*) Pada kondisi reservoir **) Rasio volume pada tekanan saturasi

133


Penentuan Tekanan Tercampur Minimum dengan Slim Tube dilakukan pada beberapa tekanan yaitu sekitar: 1450 psig, 2660 psig, 2950 psig, dan 3665 psig. Ringkasan hasil percobaan disajikan pada Tabel 3 dan Gambar 2. Dari grafik dapat dilihat bahwa harga TTM tercapai pada tekanan 2800 psig. Tabel 3. Hasil test tekanan tercampur minimum

GB 1.2 PV

: Gas Break Through : Pada Injeksi 1.2 Pore Volume

Gambar 2 Grafik hasil test tekanan tercampur minimum

Test Pendesakan Fluida dengan Injeksi Berkarbonasi secara Secondary Mode, pertama-tama dilakukan test pendesakan fluida dengan injeksi air. Test Pendesakan Fluida dengan Injeksi Air dilakukan pada sampel #1 dari batuan Clashack. Mula-mula sampel dibersihkan dari fluida yang terkandung didalamnya kemudian dikeringkan dalam oven. Setelah itu ditimbang dan didapatkan berat kering: 727.29 gram. Sampel kemudian disaturasi dengan brine yang telah disiapkan hingga 100%, sampel kemudian ditimbang diperoleh berat basah sebesar: 782,19 gram. Berdasarkan data ini didapatkan harga Pore Volume: 54,53 cc, dengan demikian didapatkan harga porositas: 16,46%. Sampel yang sudah disaturasi dengan brine kemudian dimasukkan dalam flooding unit yang diatur dalam kondisi reservoir yaitu pada

temperature: 192 der.F dan tekanan: 1700 psi. Setelah itu “live oil” yang berasal dari sumur di lapangan Jatibarang diinjeksikan dengan kecepatan alir: 5 cc/menit, brine yang terkandung didalam sampel keluar dan ditampung didalam tabung serta diukur volumenya didapatkan harga: 38 cc, diasumsikan sama dengan volume minyak yang terkandung didalam sampel, sehingga didapatkan harga Saturasi Minyak awal (Soi): 69,27%. Sedangkan air yang terkandung didalam sampel adalah sebesar: 16.86 cc, dengan demikian harga Saturasi air awal (Swc): 30,73%. Pada percobaan ini juga diukur kecepatan alir minyak yang terproduksi didapatkan harga: 0,067 cc/detik, kemudian Permeabilitas air diukur dengan menggunakan persamaan Darcy didapatkan harga: 690 mD. Kemudian dimulai injeksi air, hingga tidak ada minyak yang terproduksi. Minyak yang terproduksi ditampung didalam tabung untuk diukur volumenya. Jumlah minyak yang diproduksikan tercatat sebesar: 15,50 cc, atau setara dengan RF: 40,79 %. Adapun minyak yang tersisa dalam sampel sebesar: 22,50 cc, dengan demikian saturasi minyak sisa (Sor) adalah: 41,26 %. Gambar 4. menunjukkan grafik dari ulah injeksi air dan perolehan minyak yang didapatkan. Minyak yang terproduksi diukur kecepatan alir produksinya dan dengan persamaan Darcy diukur permeabilitasnya, didapatkan harga: 265 mD.

Gambar 4. Hasil test pendesakan fluida dengan injeksi air berkarbon


Proses selanjutnya dilakukan injeksi air berkarbonasi. Untuk melakukan proses ini dilakukan tahap persiapan yaitu diambil sampel #2 Clashack. Batuan Clashack sehingga sampel #2 mempunyai sifat batuan yang sama dengan sampel #1. Mengikuti proses yang sama dengan injeksi air, sampel dipotong dalam bentuk silinder dengan dimensi panjang : 30 cm dan diameter: 3,76 cm, sehingga didapatkan bulk volume: 333,24 cm3. Mula-mula sampel dibersihkan dari fluida yang terkandung didalamnya kemudian dikeringkan dalam oven. Setelah itu ditimbang dan didapatkan berat kering: 730,77 gram. Sampel kemudian disaturasi dengan brine yang telah disiapkan hingga 100%, sampel kemudian ditimbang diperoleh berat basah sebesar: 787,38 gram. Berdasarkan data ini didapatkan harga Pore Volume: 56,23 cc, dengan demikian didapatkan harga porositas: 16.87%. Selanjutnya adalah sampel yang sudah disaturasi dengan brine kemudian dimasukkan dalam flooding unit yang diatur dalam kondisi reservoir yaitu pada temperatur: 192 der.F dan tekanan: 1700 psi. Setelah itu “live oil” yang berasal dari sumur di lapangan Jatibarang diinjeksikan kedalam sampel, brine yang terkandung didalam sampel keluar dan ditampung didalam tabung serta diukur volumenya didapatkan harga: 35,03 cc, diasumsikan sama dengan volume minyak yang terkandung didalam sampel, sehingga didapatkan harga Saturasi Minyak awal (Soi): 62,30%. Sedangkan air yang terkandung didalam sampel adalah sebesar: 21,20 cc, dengan demikian harga Saturasi air awal (Swc): 37,70%. Pada percobaan ini juga diukur kecepatan alir minyak yang terproduksi didapatkan harga: 0,067 cc/detik, kemudian Permeabilitas air diukur dengan menggunakan persamaan Darcy didapatkan harga: 656 mD. Tahap selanjutnya adalah tahap injeksi air berkarbon, sampel diinjeksi air berkarbon dengan tekanan injeksi sebesar: 1500 psig, hingga tidak ada minyak yang terproduksi. Minyak yang terproduksi ditampung didalam tabung untuk diukur volume-nya. Jumlah minyak yang diproduksikan tercatat sebesar: 16,30 cc, atau setara dengan RF: 46,53%. Adapun minyak yang tersisa dalam sampel sebesar: 18,73 cc,

134

dengan demikian saturasi minyak sisa (Sor) adalah: 33,31%. Minyak yang terproduksi diukur kecepatan alir produksinya dan dengan persamaan Darcy diukur permeabilitas minyak, didapatkan harga: 284 mD. Gambar 3 menunjukkan grafik dari ulah injeksi air dan perolehan minyak yang didapatkan. Sedangkan ringkasan hasil test pendesakan fluida dapat dilihat pada Tabel 4. Ketika tekanan injeksi dinaikkan menjadi 1700 psig, terjadi kerusakan pada pompa injeksi. Sehingga percobaan tidak dapat dilanjutkan. Tabel 4

Sebagai data pembanding, berdasarkan hasil penelitian sebelumnya untuk metoda injeksi CO2 secara kontinyu dan injeksi gas CO2 bergantian dengan air (WAG) didapatkan hasil seperti pada Tabel 5 berikut ini, Tabel 5 Hasil test pendesakan fluida dengan metoda injeksi CO2 secara kontinyu dan WAG

IV Diskusi Berdasarkan data karakteristik sumur didapatkan bahwa reservoir telah mengalami penurunan tekanan yang sangat banyak yaitu dari tekanan semula yaitu: 1752.6 psig menjadi hanya: 546 psig untuk kondisi sekarang. Padahal untuk operasi injeksi CO2 membutuhkan tekanan yang tinggi. Oleh sebab itu supaya memenuhi syarat untuk operasi injeksi CO2 maka direncanakan untuk menaikan tekanan reservoir sehingga mendekati tekanan semula yaitu: 1752,6 psig. Adapun cara yang digunakan adalah den-

135


gan menginjeksikan air pada aquifer sehingga tekanan reservoir menjadi naik. Dari percobaan tekanan tercampur minimum didapatkan harga: 2800 psig, dengan demikian untuk lapangan Jatibarang ini apabila akan dilakukan injeksi CO2 hasil maksimal akan diperoleh jika tekanan injeksi sekitar tekanan tercampur minimum. Dimana terlihat pada injeksi gas CO2 secara kontinyu penambahan recovery sebesar : 12,6 % baru terjadi pada tekanan injeksi 1900 psig. Dengan injeksi air berkarbonasi pada tekanan injeksi 1500 psig sudah terjadi penambahan recovery sebesar: 6%. Problem yang terjadi pada penelitian ini ketika mau dicoba pada tekanan injeksi yang lebih tinggi, pompa sudah tidak mampu lagi. Dibandingkan dengan metoda injeksi gas CO2 secara kontinyu terlihat bahwa adanya air pada metoda injeksi air berkarbon yang bersifat mengkontrol mobilitas dari gas CO2. Sedangkan pada metoda injeksi gas CO2 secara kontinyu, gas CO2 mempunyai viskositas yang tinggi, sedangkan proses swelling dari gas CO2 belum banyak berpengaruh pada viskositas minyak, sehingga gas CO2 belum dapat menyapu secara optimal. Pada metoda injeksi air berkarbon adanya gas CO2 didalam air menyebabkan mobilitas fluida pendorong menjadi tidak terlalu tinggi, adanya gas CO2 juga berfungsi mengurangi viskositas minyak, sehingga dalam tekanan injeksi yang rendah sudah terjadi penambahan perolehan minyak. Walaupun demikian pada tekanan injeksi yang lebih tinggi diestimasikan tidak terdapat perolehan minyak yang sebesar dengan metoda injeksi gas CO2 secara kontinyu. Didalam melakukan studi ini ditemukan kendala-kendala yang sifatnya non teknis, oleh sebab itu untuk melengkapi penelitian ini, rekomendasi untuk penelitian selanjutnya adalah: - Melakukan eksperimen pendesakan fluida dengan injeksi air berkarbon untuk tekanan injeksi yang lebih tinggi seperti: 2000 psia. - Perlu dibuat simulasi model eksperimen pendesakan fluida dengan injeksi air berkarbon untuk melakukan uji sensitivitas misalnya pengaruh tekanan injeksi, rate, viskositas fluida terhadap hasil perolehan minyak. Juga bisa diketahui banyaknya gas CO2

yang bisa disimpan, yang dikarenakan kendala peralatan tidak bisa diukur dalam eksperimen ini. Dari simulasi model skala laboratorium bisa dilakukan scale up untuk simulasi pendesakan fluida skala lapangan. V Kesimpulan Dari penelitian ini dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut: - Produksi Minyak Indonesia terus mengalami penurunan, sedangkan penemuan lapangan baru tidak terlalu banyak. Sehingga diperlukan penerapan teknologi EOR terhadap lapangan lapangan tua yang jumlahnya banyak sekali untuk meningkatkan perolehan minyak. - Penggunaan Energi Fosil mengakibatkan peningkatan emisi gas CO2 diatmosfir yang mengakibatkan perubahan iklim karena efek rumah kaca. Beberapa negara termasuk Indonesia menanda tangani protokol Kyoto yang berkomitmen untuk mengurangi emisi gas CO2. - Injeksi gas CO2 menjadi suatu teknologi yang berfungsi untuk menyimpan emisi gas CO2 di reservoir sekaligus meningkatkan perolehan minyak. - Hasil dari test pendesakan fluida dengan injeksi air berkarbonasi pada tekanan injeksi 1500 psig didapatkan perolehan minyak (RF) sebesar: 46,53%, lebih tinggi sebesar: 5,74% daripada perolehan minyak dengan injeksi air (RF:40,79%). Adapun saturasi minyak sisa berkurang dari 41,26% dengan injeksi air menjadi: 33,31% dengan injeksi air berkarbon. - Hasil test pendesakan fluida dengan injeksi gas CO 2 secara kontinyu maupun WAG, pada tekanan injeksi: 1500 psig belum menampakan hasil penambahan perolehan minyak. Penambahan perolehan minyak baru terjadi pada tekanan injeksi yang tinggi pada tekanan injeksi: 1900 psig, yaitu sebesar: 12,60%. Penambahan perolehan minyak mencapai maksimum pada tekanan injeksi : 3000 psig, yang melebihi tekanan tercampur minimum, dimana perolehan minyak yang diperoleh: 55,28% - Diestimasikan pada tekanan injeksi yang


-

tinggi perolehan minyak pada injeksi air berkarbonasi tidak setinggi perolehan minyak pada injeksi gas CO2 secara kontinyu. Dapat disimpulkan bahwa salah satu keunggulan dari metoda injeksi air berkarbon adalah tidak memerlukan tekanan injeksi setinggi injeksi gas CO2 secara kontinyu atau berselingan air dengan gas CO2 (WAG). Dimana untuk mencapai tekanan injeksi yang tinggi memerlukan biaya yang lebih tinggi dan bisa menimbulkan keretakan pada formasi batuan.

VI. Ucapan Terima Kasih Penulis mengucapkan terima kasih pada pihak-pihak yang telah membantu terlaksananya penelitian ini yaitu: ibu Sunting dan ibu Nurkamelia dari laboratorium PVT, ibu Rosidelly dan bapak alm.Heru Atmoko dari laboratorium Core serta ibu Letty Brioletti dari laboratorium EOR. VII. Daftar Pustaka Chang, Y.B., Coats, B.K., Nolen,J.S.,” 1998 A Compositional Model for CO2 Floods Including CO2 Solubility in Water”, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, April, Dong,Y., Dindoruk,B., Ishizawa, C., Lewis,E., Kubicek,T., 2011”An Experimental Investigation of Carbonated Water Flooding”, SPE 145380, Holm,L.W., Josendal, V.A., 1974 “Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxide”, JPT, hal 1427- 36. Indonesia CCS Studi Working Group., 2009 “Understanding Carbon Capture and Storage Potential in Indonesia”, Report, Holm,L.W, and Josendal,V.A., 1980 ”Discussion of Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressures”, JPT 870-71 Kechut,NI., Sohrabi, M.,Jamiolahmady,M., 2011 ”Experimental and Numerical Evaluation of Carbonated Water Injection (CWI) for Improved Oil Recovery and CO2 Storage, SPE143005. Pradnyana,G., 2014 “RI Masih Punya Potensi

136

Cadangan Minyak Baru 43.7 M Barel”, SKK Migas-Detik Finance. Riazi,M., Sohrabi,M., Jamiolahmady,M., Irland,S., and Brown,C., 2009 ”Oil Recovery Improvement Using CO 2 Enriched Water Injection”, SPE 121170, Proceeding of the 2009 SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, Amsterdam, the Netherland, 8-11. Riazi,M., Sohrabi,M., Jamiolahmady,M., Irland,S., and Brown,C,. 2008 ”Carbonated Water Injection (CWI) Studies”, 29th Annual Workshop & Symposium, IEA Collaborative Project on Enhanched Oil Recovery, . Tim Pelaksana Kegiatan DIPA 2008, “ Penelitian Kajian Laboratorium dan Studi Pemodelan Simulasi Injeksi CO2 Pada Depleted Reservoir Untuk Meningkatkan Perolehan Minyak”, Laporan Kegiatan DIPA 2008, PPPTMGB Lemigas, 2008 Willhite, PG., Green, DW., 2003 ”Enhanched Oil Recovery”, SPE Text Book Seriesvol.6. Yellig,W.F. and Metcalfe,R.S., 1980 “Determination and Prediction of CO 2 Minimum Miscibility Pressures”, JPT 160-68.

137


Pengaruh Fluida Pemboran Terhadap Permeabilitas Formasi Batubara The Effect of Drilling Fluid in Coal Seams Permeability Rachmi Kartini, Widradjat Aboekasan, Andang Kustamsi (Program Magister Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti) Jln Ciledug Raya Kav 109, Jakarta 12230 Telp : 7393448

Abstrak Sifat fluida pemboran, seperti filtrat lumpur, filtrat completion fluid, dan filtrat semen dapat menurunkan permeabilitas batuan reservoir, sehingga kapasitas produksi berkurang. Penelitian dilakukan untuk mengukur pengaruh fluida pemboran terhadap permeabilitas batubara. Hasil percobaan mengindikasikan adanya ‘penyumbatan’ yang progresif terhadap core batu bara, yang ditunjukkan dengan terjadinya penurunan permeabilitas selama pengukuran berlangsung. SEM (Scanning Electron Microscope) digunakan untuk mengetahui bentuk, struktur dan tekstur maceral material carbon dan EDAX (Energy Dispersive X- ray) digunakan untuk mengetahui komposisi /elemen dari batuan. Dari hasil pengukuran dengan kedua metoda tersebut ternyata terdapat mineral clay di dalam core batu bara, sehingga diperkirakan menjadi sebagai penyebab penurunan permeabilitas. Filtrate fluida pemboran sebelum dan sesudah diinjeksikan pada core batu bara, diukur dengan menggunakan ICP (inductively coupled plasma) spectrometer, yaitu alat untuk mendeteksi keberadaan unsur metal dan non metal pada cairan. Hasil pengukuran menunjukan, bahwa telah terjadi reaksi antara filtrate fluida pemboran dengan core batu bara. Hal ini juga merupakan salah satu penyebab hasil pengukuran permeabilitas core batu bara menurun, sebagai akibat dari telah terjadi penyumbatan pada core batu bara tersebut. Kata kunci : Gas Methan Batubara, Pemboran, Lumpur, Permeabilitas, Batubara

Abstract CBM is an alternative energy that has been widely exploited in many countries, but in Indonesia it can be said is just beginning. Based on the experience of drilling a pilot project in Indonesia and the problems that still face in other countries that have plenty exploitation of CBM, CBM drilling is facing wellbore stability and formation damage problems. Drilling fluid, such as mud, completion fluid and cement filtrate often reduce coal permeability and at the end reducing production capacity. This research was conducted to investigate the effect of drilling fluids on coal permeability. The experimental results assert the blockage as indicated by the decrease in permeability during the measurement takes place. These are caused by fine particles migration and the reaction between the core and drilling fluid. As seen in the data SEM and EDAX, more or less coal cores containing clay that when mixed with drilling fluid would cause them to swell, and resulting the diminution of the permeability of the coal. From the ICP after data drilling fluid is injected, it was clear that there are addition of elements to the core. The additional the elements had caused blockage of pores covering the hole and result in reduced permeability. From the SEM photos of cores after drilling fluid is injected, can also been seen a maceral change. Most of the maceral covered by drilling fluid particularly completion fluid, where crystallization take place and plugging the pore throat. Keywords : CBM, Drilling, Mud, Permeability, Coal

138

139

JTMGB, Vol. 4 No. 3 Desember 2013 : 138 - 145

Pendahuluan Fluida pemboran merupakan salah satu faktor penting dalam proses pemboran, karena sangat berpengaruh terhadap keselamatan, efisiensi, kecepatan pemboran, serta biaya pemboran. Fluida pemboran juga mempunyai dampak terhadap kapasitas produksi, karena akibat pemakaian fluida pemboran yang kurang tepat dapat mengakibatkan turunnya permeabilitas. Penggunaan fluida pemboran yang tepat dan benar merupakan langkah awal kesuksesan pemboran di sumur-sumur CBM. Pada penelitian ini dilakukan efek fluida pemboran yaitu lumpur pemboran, fluida komplesi dan filtrat semen terhadap permeabilitas core batubara. Untuk fluida komplesi, material yang digunakan adalah KCl dan NaCl, sedangkan untuk filtrate semen digunakan semen Portland. Metodologi Pengujian dilakukan pada tekanan upstream 400 psi dan 1000 psi sedangkan downstream pada tekanan atmosfir. Pengujian efek lumpur, fluida komplesi dan filtrate semen pada permeabilitas. Selain itu, dilakukan juga pengujian terhadap komposisi fluida pemboran, dan uji kandungan unsurunsur kimia core. Pengujian dilakukan terhadap fluida baik sebelum dilewatkan melalui core maupun setelah melewati core. Demikian pula halnya dengan pengujian terhadap unsur core dilakukan sebelum core dilewati fluida dan sesudahnya. Pengujian pada fluida digunakan alat ICP (inductively coupled plasma), dan untuk mengetahui kondisi maceral serta unsur-unsur core batubara digunakan alat SEM (Scanning Electron Microscope) dan EDAX (Energy Dispersive X- ray). Pengukuran dan pengujian ini dilakukan guna mengetahui perubahan-perubahan yang terjadi pada core dan pada fluida. Informasi ini membantu menjelaskan fenomena penurunan permeabilitas core yang diuji akibat adanya penyumbatan.

hal tersebut, maka dalam penelitian ini, hasil pengukuran terhadap masing-masing fluida tidak dapat dibandingkan. Secara skematik konfigurasi peralatan pengujian diperlihatkan pada Gambar 1.

Gambar 1. Skema alat permeability test

Langkah pertama dalam pengujian permeabilitas adalah pemilihan sample core yang dapat dipakai untuk pengujian. Kemudian disiapkan yaitu filtrat lumpur pemboran, filtrat fluida komplesi, dan filtrat semen. Pengujian dilakukan dengan menggunakan cell yang ditempatkan di dalam oven yang dipanaskan hingga temperatur 50oC, mensimulasikan kondisi reservoir. Selanjutnya fluida diinjeksikan dengan tekanan konstan yaitu 400 psi dan 1000 psi. Selama pengukuran berlangsung berat dari cairan yang keluar dimonitor pada selang waktu satu detik. Dengan menggunakan data specific gravity, berat fluida yang dimonitor dikonversikan menjadi laju alir yang kemudian digunakan untuk menghitung permeabilitas. Dari pengukuran ini diperoleh data permeabilitas sebagai fungsi waktu Pembahasan Dari seluruh pengukuran diperoleh data permeabilitas yang cenderung menurun. Hal tersebut merupakan indikasi adanya penyumbatan atau formation damage. Adapun laju penurunan bervariasi bergantung pada sifat fisika core dan fluida yang diinjeksikan. Plot hasil pengujian diperlihatkan pada Gambar 2. sd. Gambar 9.

Pengujian Permeabilitas Pengujian dilakukan pada core batubara yang didapat dari sumur CBM, di Sumatera Selatan. Keterbatasan core yang tersedia menjadi kendala untuk memperoleh core dengan orientasi yang seragam. Permeabilitas dari batubara sangat dipengaruhi oleh arah dari ‘cleat system’, sehingga orientasi dari pengambilan core akan berpengaruh pada hasil pengukuran permeabilitas yang dilakukan. Mengingat

Gambar 2. Permeabilitas pada tekanan 400 psi injeksi filtrat lumpur

Pengaruh Fluida Pemboran Terhadap Permeabilitas Formasi Batubara The Effect of Drilling Fluid in Coal Seams Permeability Rachmi Kartini, Widradjat Aboekasan, Andang Kustamsi (Program Magister Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti)

140

Gambar 3. Permeabilitas pada tekanan 1000 psi injeksi filtrat lumpur

Gambar 7. Permeabilitas pada tekanan 400 psi injeksi fluida komplesi (NaCl)

Gambar 4. Permeabilitas pada tekanan 400 psi injeksi fluida komplesi (KCl)

Gambar 8. Permeabilitas pada tekanan 400 psi injeksi filtrat semen

Gambar 5. Permeabilitas pada tekanan 1000 psi injeksi fluida komplesi (KCl)

Gambar 9. Permeabilitas pada tekanan 1000 psi injeksi filtrat semen

Filtrat Lumpur Pemboran

Gambar 6. Permeabilitas pada tekanan 400 psi injeksi fluida komplesi (NaCl)

Filtrat lumpur pemboran diperoleh dari lumpur dengan komposisi sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 1. Pada Gambar 2 dan 3 diperlihatkan hasil pengukuran permeabilitas pada tekanan Upstream 400 psi dan 1000 psi. Penurunan permeabilitas terlihat secara jelas pada kedua pengukuran. Data dari ICP (Tabel 1) menunjukkan telah terjadi peningkatan kandungan Aluminium pada filtrat lumpur pemboran. Sedangkan dari hasil EDAX (Gambar 12 dan 13), kandungan Al dari core menurun. Unsur Aluminium

141


ini merupakan salah satu penyusun utama mineral ‘clay’. Dapat disimpulkan bahwa injeksi filtrat telah mengakibatkan terjadinya pergerakan clay di dalam batubara. Sebagian clay terbawa keluar oleh filtrat. Akibat pergerakan clay ini, sebagian membentuk sumbatan pada rekahan batubara, yang akhirnya menjadi penghambat aliran yang diindikasikan oleh turunnya laju alir.

Gambar 13. Data EDAX core batubara setelah diinjeksi filtrat lumpur

Filtrat Fluida Komplesi KCl Hasil pengukuran permeabilitas diperlihatkan pada Gambar 4 dan 5. Dari data ICP terlihat bahwa Kalium menurun secara drastis dari 2270 ppm ke 610 ppm (Tabel 6). Besar kemungkinan penyumbatan disebabkan oleh kristal garam yang terakumulasi pada rekahan core. Hal ini didukung oleh data EDAX (Gambar 16 dan 17) yang menunjukkan adanya kenaikan Kalium.

Gambar 12. Data EDAX core batubara sebelum diinjeksi filtrat lumpur


142

Gambar 16. Data edax core batubara sebelum diinjeksi filtrat fluida komplesi KCl

Gambar 17. Data EDAX core batubara setelah diinjeksi filtrat fluida komplesi KCl

Filtrat Fluida Komplesi NaCl Hasil pengukuran permeabilitas diperlihatkan pada Gambar 6 dan 7. Keduanya memberikan nilai permeabilitas yang sangat kecil. Pada tekanan 400 psi trend penurunan permeabilitas masih terlihat akan tetapi pada tekanan 1000 psi, penurunan permeabilitas tidak terlihat dengan jelas. Dari data hasil uji ICP terlihat bahwa konsentrasi unsur Calsium dan Kalium meningkat (lihat Table 7), sedangkan dari data EDAX (Gambar 20 dan Gambar 21) bahwa terdapat unsur Aluminium dan Silika yang merupakan unsur pembentuk mineral clay. Mekanisme penyumbatan mirip dengan apa yang terjadi pada filtrat lumpur pemboran yaitu pergerakan partikel clay hingga terakumulasi dan membentuk penyumbatan. Selain itu dari SEM dan EDAX terlihat unsur Natrium dan Chlorida yang tinggi, kemungkinan juga menyumbang terjadinya penyumbatan.

Gambar 20. Data EDAX core batubara sebelum diinjeksi filtrat fluida komplesi NaCl

Gambar 21. Data EDAX core batubara setelah diinjeksi filtrat fluida komplesi NaCl

143


Filtrat Semen Pada tekanan 400 psi, laju penurunan permeabilitas relatif lebih terlihat dibandingkan dengan pada tekanan 1000 psi. Namun mengingat perbedaan nilai permeabilitas awal yang cukup besar, kemungkinan perbedaan laju penurunan tersebut banyak dipengaruhi oleh sifat fisik dari core. Data ICP fitrat semen memperlihatkan penurunan konsentrasi Calsium (Tabel 8). Sedangkan Data EDAX memperlihatkan peningkatan komponen Calsium pada core (Gambar 24 dan 25) hal ini merupakan penyebab penyumbatan yang terjadi yaitu berupa partikel halus yang masih tersisa pada filtrat. Disayangkan komponen Silica yang merupakan salah unsur utama pembentuk semen tidak dapat terukur melalui alat yang digunakan.

Gambar 25. Data EDAX core batubara sesudah diinjeksi filtrat semen

Kesimpulan • Perconto filtrat fluida pemboran yang diuji dalam penelitian berpotensi menurunkan permeabilitas. • Setiap jenis filtrat memiliki mekanisme penyumbatan yang berbeda. • Perlu dipelajari lebih mendalam, dampak fluida pemboran terhadap permeabilitas batubara, agar dapat dihasilkan formula yang lebih tepat. • Formula yang dipakai dalam penelitian ini dapat dijadikan baseline untuk mencari formulasi fluida pemboran yang lebih tepat. DAFTAR PUSTAKA

Gambar 24. Data EDAX core batubara sebelum diinjeksi filtrat semen

Gas Research Institute.,1996 “A Guide a Coalbed Methane Reservor Engineering” Chicago, Illinois, USA, GRI 94/0397 Kelafant, JR, Wicks, DE, and Kuuskraa VA., 1988 “A geological assessment of natural gas from coal seams in the northern appalachian coal basin topical report, contract # 5084-2141066, GRI 88/0039 CBM, Lemigas 2011 Willy., 2007 Faruk Civan Porous media transport phenomena Rudi Rogers, Dkk COALBED METHANE, Haliburton Mohammed Khodja, Malika Khodja-Sakir, Jean Paul Canselier, Nathalie, Cohaut, Faiza bergaya. Drilling Fluid Technology : Perfor mance and Enviromental Consideration. Schechter, R.S., 1992” oil well stimulation “ Prentice Hall Inc , New Jersey Drilling data handbook. Institut Francaise du petrole publications, seven ed API 13B1, water base mud, 2010 Multiseam wellcompletion technology implication


for powder river basin CBM production. US dept of energy, Sept 2003 Kamalmorad, Ray Mireault, Lisa Dean “Reservoir engineering for geologist CBM fundamental” fifth edition, H.C.H Darley, George R Gray ”Compositio and properties of drilling and completion fluids“ CBM Primer. New Source of Natural Gas enviromental implication. Feb 2004. API Specification for Material and Testing for Well Cement,” API Spec 10A” Edition 2010. Nelson, E. B., 1990 ” Well Cementing”, Schlum berger Educational Service, Houston, Texas. G.M.S. Lucas,E.M. Moura, A.R. 2011 de Andrade, Baker Hughes Inc.; R.B.Z.L, Unicamp, “Understanding Unconventional Gas Reservoir Damages”, OTC 22341, Brazil. Jihua, C., Sui, G., 2011 “Rheological Behaviors of Bio-degradable Drilling Fluids in Horizontal Drilling of Unconsolidated Coal Seams”, China University of Geosciences, Jiangcheng Faculty.

144

K.Barr., 2009 “A Guideline to Optimize Drilling Fluids for Coalbed Methane Reservoirs”, SPE 123175, Colorado. Len V. Baltoiu, Brent K. Warren, Thanos A. Natras, “State Of The Art in Coalbed Methane Drilling Fluids”, SPE-101231. S, Ramaswamy., 2007 “Selection of Best Driling, Completion and Stimulation Methodsfor Coalbed Methane” Master Thesis, Texas A&M University. Zeilinger, S., Dupriest, F., Turton, R., Butler,H., Wang, H., 2010 “Utilizing Engineered Particle Drilling Fluid to Overcome Coal Drilling Challenges”, SPE 128712, Lousiana Schechter. R.S., 1992 “Oil well stimulation, “Prentice Hall Inc, New Jersey. Let Zhang, Nag Aziz, Tiny Ren, Jam Nem UK, Zhong Wei Wang “ Permeability testing of coal under different triaxral condition”.

145


Seleksi Metoda Pengeboran dan Komplesi Gas Metana Batubara (GMB) yang Bisa Dikembangkan di Indonesia Selection Best Drilling and Completion Methods for Coal Bed Methane Indonesia Rahmat Budiana, Darwin Tangkalalo, Budi Tamtomo (PT Pertamina Hulu Energi, Aset GMB Kalimantan) PHE Tower, 23rd Floor, Jl. Letjen. TB Simatupang Kav. 99, Jakarta Selatan 12520, Indonesia, 08118606212. Abstrak Indonesia memiliki potensi Gas Metana Batubara (GMB) sebesar 453 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/TCF). Pemerintah berupaya untuk mengembangkan GMB sebagai salah satu energi alternatif. Saat ini sudah ada 54 WK GMB di Indonesia termasuk di dalamnya 14 WK GMB PHE. Karakteristik reservoir GMB berbeda dengan reservoir migas. Hal utama dalam operasional pengembangan GMB adalah pengeboran dengan biaya rendah (low cost drilling operation) serta penanggulangan air yang terproduksikan. Pengeboran memberikan peranan penting dalam pengambilan coring sampel batubara dan meningkatkan laju alir produksi gas GMB. Metoda pengeboran yang umum dilakukan adalah sumur vertikal, sumur deviasi dan sumur horizontal dan metoda komplesi yang umum dilakukan adalah open hole (barefoot dan slotted liner) dan cased hole (perforated casing). Masing-masing metoda tersebut ada kelebihan dan kekurangannya dan karena karakteristik batubara sebagai reservoir GMB itu heterogen maka satu metoda komplesi yang berhasil di suatu daerah belum tentu akan berhasil di daerah yang lain. Makalah ini disusun untuk memberikan gambaran metoda pengeboran dan komplesi industri GMB yang mungkin cocok untuk dikembangkan di Indonesia. Kata kunci : Gas Metana Batubara, pengeboran dengan biaya rendah, komplesi open hole, komplesi cased hole.

Abstract One of the unconventional energy play that currently consider have big opportunity to growth in the next future in Indonesia is coal bed methane (CBM), nonetheless because Indonesia has a great CBM resource potential, which to date is estimated around 453 TCF. Up until now there are 54 CBM blocks in Indonesia and 14 from 54 CBM Blocks are belong to Pertamina Hulu Energi (PHE). The main CBM operational issue are how to do low cost drilling operation and how to handle dewatering process. The important roles of drilling in CBM operation are taking coring sample and increase CBM production rate. The general drilling methods are vertical well, deviation well and horizontal well and the general completion methods are open hole (barefoot and slotted liner) and cased hole (perforated casing). Every single method has advantages and disadvantages. Coal bed methane reservoir characteristics are different from conventional oil and gas. These are heterogeneous reservoirs differ from vertical and lateral extent can affect the election of the CBM drilling and completion method. One CBM completion which is successful in one area has the possibility failure in another area. This paper are developed to give the general description and suitable CBM drilling and completion in Indonesia. Keywords : Coal Bed Methane, low cost drilling operation, open hole completion, cased hole completion.

146

147


Pendahuluan Di tengah menurunnya produksi migas konvensional, Pemerintah berupaya untuk meningkatkan kekuatan energy nasional dengan mengembangkan energy unkonvensional sebagai salah satu energy alternatif. Potensi energy alternative yang terdapat dalam Coalbed Methane (GMB) Indonesia sebesar 453 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/TCF) (MIGAS/ ARI/ADB, 2003) diharapkan bisa menjadi tulang punggung energy nasional masa depan. Saat ini sudah ada 54 WK GMB di Indonesia termasuk di dalamnya 14 WK GMB PHE yang tersebar di Cekungan Kutai, Cekungan Barito dan Cekungan Sumatera Selatan (Gambar 1).

(perforated casing) untuk target single seam maupun multi seam (Gambar 2).

Gambar 2: Metoda pengeboran dan komplesi gas metana batubara (Ramaswamy, Sunil, 2007)

Gambar 1: Peta potensi sumberdaya GMB di Indonesia (ARI/MIGAS/ADB, 2003)

Komitmen Pasti 3 Tahun Kontrak Pertama yang umum tercantum dalam kontrak PSC GMB adalah studi G&G, pengeboran core hole, pengeboran eksplorasi, dewatering dan tes produksi. Sumur core hole adalah lubang bor yang dibuat untuk pengambilan core (Batuan inti) dilakukan sampai kedalaman tertentu dengan maksud untuk untuk melakukan kajian terhadap beberapa parameter batuan dan/atau batubara. Sumur eksplorasi adalah suatu sumur yang dibor dengan maksud untuk melakukan uji potensi dari akumulasi GMB pada kondisi geologi tertentu baik secara struktur maupun kelakuan tekanan (Dirjen Migas, 2010). Pengeboran memberikan peranan penting dalam pengambilan coring sampel batubara dan meningkatkan laju alir produksi gas GMB. Metoda pengeboran yang umum dilakukan adalah sumur vertikal, sumur deviasi dan sumur horizontal dan metoda komplesi yang umum dilakukan adalah open hole (barefoot dan slotted liner) dan cased hole

Gambar 4: Metoda pengeboran dan komplesi gas metana batubara

Metoda Pengeboran dan Komplesi Metoda Pengeboran Metoda dan desain pengeboran untuk pengembangan GMB memiliki dua tujuan utama, yaitu mencegah formation damage dan mempertahankan well control. (Logan, Terry L., 1993). Faktor yang perlu diperhatikan pada saat merencanakan metoda pengeboran GMB yang akan digunakan adalah: data hasil pengeboran yang diinginkan, permasalahan pengeboran yang mungkin timbul (formation damage, lost circulation, overpressure, gas/water flow), stabilitas lubang bor, penggunaan sumur (corehole atau produksi), dan yang utama efektif dan efisiensi penggunaan anggaran untuk memperoleh pengeboran dengan biaya

Seleksi Metoda Pengeboran dan Komplesi Gas Metana Batubara (GMB) yang Bisa Dikembangkan di Indonesia Selection Best Drilling and Completion Methods for Coal Bed Methane Indonesia Rahmat Budiana, Darwin Tangkalalo, Budi Tamtomo (PT Pertamina Hulu Energi, Aset GMB Kalimantan)

rendah (low cost drilling operation) dengan melupakan aspek HSE sesuai ketentuan yang berlaku. Metoda pengeboran yang umum dilakukan adalah sumur vertikal, sumur deviasi dan sumur horizontal Metoda Komplesi Batubara yang merupakan target tidak homogen dan dalam satu area yang sama akan memiliki karakteristik reservoar dan geologi yang berbeda. Karakteristik reservoar seperti permeabilitas, tekanan formasi, saturasi gas, saturasi air, gas content, compressive strength dan karakteristik geologi seperti coal rank, ketebalan individual batubara dan Net Coal Thickness, penyebaran lapisan batubara secara lateral, struktur, kedalaman lapisan batubara, jumlah dan distribusi vertikal lapisan batubara, jarak reservoar batubara dengan aquifer atau fracture barrier akan mempengaruhi penentuan metodan drilling dan komplesi yang digunakan. Metoda komplesi yang umum dilakukan adalah open hole (barefoot dan slotted liner) dan cased hole (perforated casing) untuk target single seam maupun multi seam (Gambar 3).

Gambar 3: Metoda komplesi gas metana batubara (After Kamel, 2012)

Biaya pengeboran dan komplesi sumur dengan kedalaman 762 – 914 meter di San Juan Basin sekitar USD 361,000 – USD 444,000 ((Logan, Terry L., 1993). GMB di Indonesia Gas Metana Batubara di Indonesia saat ini masih dalam tahap eksplorasi. Tantangan dalam pengembangan GMB berupa aspek teknis (permeabilitas kecil) dan non teknis (perijinan & tumpang tindih lahan, sosial masyarakat/ganti rugi). Target utama batubara untuk pengembangan GMB di Indonesia berumur Miosen, antara lain

148

batubara dari Formasi Baikpapan di Cekungan Kutai, batubara dari Formasi Warukin di Cekungan Barito, dan batubara dari Formasi Muara Enim di Cekungan Sumatera Selatan. Dibeberapa tempat terdapat juga batubara yang berumur Eosen yang bisa dijadikan sebagai target pengembangan GMB. Secara umum karakteristik batubara di Kalimantan (Formasi Balikpapan dan Formasi Warukin) relatif tipis-tipis dengan jumlah lapisan batubara yang banyak berselang-seling dengan lapisan batupasir dan batulempung. Sedangkan karakteristik batubara di Sumatera (Formasi Muara Enim) relatif tebal dengan jumlah lapisan batubara yang banyak berselangseling dengan lapisan batupasir dan batu lempung. Kedalaman target batubara di Sumatera dan Kalimantan relatif sama dari 250 -1250 meter. Hasil pengukuran permeabilitas di Kalimantan untuk batubara berumur Miosen yang kecil (0,1 – 22 mD) menjadi salah satu faktor dalam menentukan metoda pengeboran dan komplesi yang akan digunakan di Indonesia. (Budiana, Rahmat, Tamtomo, Budi, 2012) Status per Juni 2012 telah diselesaikan pengeboran sebanyak 12 sumur dari 146 sumur yang telah disetujui di WP&B 12. (Hendriana, Asep, 2012). Penyebab utama tidak tercapainya target pengeboran adalah permasalahan di perijinan & tumpang tindih lahan, sosial masyarakat/ganti rugi dan ketidaktersediaan alat dan jasa pendukung pengeboran. Dibeberapa tempat, lokasi WK GMB yang overlap dengan WK Batubara menjadi penyebab tingginya ganti rugi lahan dan persiapan lokasi. Saat ini biaya ganti rugi lahan dan persiapan lokasi sekitar USD 250,000 – 350,000 per sumur atau setara 25 – 30% dari biaya total pengeboran. Tingginya biaya ganti rugi lahan dan persiapan yang hampir setara dengan biaya pengeboran satu sumur di San Juan Basin serta perlunya area luas untuk lokasi pengeboran dan lokasi penampungan air terproduksikan menuntut penggunaan lahan yang tepat guna. Salah satu usulan untuk mengatasi masalah lahan adalah adanya penggunaan lahan yang sama untuk pola 3 atau 5 pilot well untuk lokasi dengan biaya pembebasan lahan dan persiapan lokasi di atas 35% dari total biaya pengeboran. Pengeboran dengan biaya rendah (low cost drilling operation) serta penanggulangan air yang terproduksikan merupakan faktor utama agar industri GMB Indonesia bisa ekonomis.

149


KESIMPULAN Metoda pengeboran yang umum dilakukan adalah sumur vertikal, sumur deviasi dan sumur horizontal. Metoda pengeboran yang umum dilakukan adalah sumur vertikal, sumur deviasi dan sumur horizontal. Batubara yang merupakan target reservoar memeiliki karakteristik tidak homogen dan dalam satu area yang sama akan memiliki karakteristik reservoar dan geologi yang berbeda akan menentukan metoda pengeboran dan komplesi yang akan digunakan. Dari status per Juni 2012 telah diselesaikan pengeboran sebanyak 12 sumur dari 146 sumur yang telah disetujui di WP&B 12. (Hendriana, Asep, 2012) dengan aspek non teknis ((perijinan & tumpang tindih lahan, sosial masyarakat/ganti rugi) sebagai faktor utama keterlambatan dan tingginya biaya pengeboran maka faktor non teknis perlu dimasukkan sebagai salah satu variabel menentukan metoda drilling dan komplesi di Indonesia. Salah satu usulan untuk mengatasi masalah lahan adalah adanya penggunaan lahan yang sama untuk pola 3 atau 5 pilot well untuk lokasi dengan biaya pembebasan lahan dan persiapan lokasi di atas 35% dari total biaya pengeboran. Masih perlunya kajian lebih lanjut terkait area radius kurasan untuk setiap sumur GMB. ACKNOWLEDGEMENT Penulis mengucapkan terimakasih kepada Bapak Salis Aprilian selaku Direktur Utama PT. Pertamina Hulu Energi dan Bapak Eddy Purnomo selaku Direktur Operasi PT. Pertamina Hulu Energi yang telah memberikan kesempatan kepada penulis untuk menyelesaikan makalah professional untuk IATMI ini. DAFTAR PUSTAKA Budiana, Rahmat, Tamtomo, Budi., 2012. Permeability As The Key Factor In The Development of Coal Bed Methane Indonesia, PIT HAGI, Palembang, Fiqih, Fikri M., Tamtomo, Budi., 1992 Problem Dalam Sertifikasi Cadangan Coal Bed Methane, Proceedings PIT IAGI, Semarang, 2009. GRI, A Guide to Coal Bed Methane Operations. Hendriana, Asep, dkk., 2012 A Recent Development on 42 GMB PSC – Case Management Study,

Proceedings PIT HAGI, Palembang. Kuuskraa, V.A., Brandenburg, C.F., 1989 Coalbed Methane Sparks a New Energy Industry : Oil & Gas Journal, v. 87, no. 41 (October 9), p. 49-53, 56, . Logan, Terry L., 1993 Drilling Techniques for Coal Bed Methane, AAPG Studies in Geology #38, Lamarre, R. A., Pope, J., 2007 Critical Gas Content Technology Provides GMB Reservoir Data. Available at http://www.welldog. com/JPT%20 2007-11 Critical%20gas%20 Content.pdf, . Mares, T.E., Moore, T.A., Moore, C.R., 2008 Uncertainty of Gas Saturation Estimates in Subbituminous Coal Seam. International Journal of Coal Geology 77: 320-327. Moore, T.A., Mares, T.E., Moore, C.R., 2009 Assesing Uncertainty of Coalbed Methane Resources. 33rd Annual Convention & Exhibition, Indonesia Petroleum Association. Nuccio, V. F., 2002 Coalbed Methane: Potential and Concern, USGS Fact Sheet FS-123-00, 2000. Nuccio, V.F., Coalbed Methane-What Is It? Where Is It? And Why All the Fuss?: USGS. Palmer, Ian D., Lambert, Steve W.E., Spitler, Jeff L., 1993 Coal Bed Methane Well Completions and Stimulations, AAPG Studies in Geology #38. Dirjen Migas, Pedoman Pengusahaan Gas Metana Batubara, 2010. Ramaswamy, Sunil., 2007 Selection Best Drilling, Completion and Stimulation Methods for Coal Bed Methane Reservoir, Master Thesis Texas A&M University. Steven, S.C., Sani, K., 2001 Coalbed Methane Potential of Indonesia: Preliminary Evaluation of a New Natural Gas Source. 28th Annual Convention & Exhibition, Indonesia Petroleum Association. Tangkalalo, Darwin, Tantoro, Eko R., 2012 Pertamina Drilling Technology Workshop US Department of Energy, Multi Seam Well Completion Technology Implications for Powder River Basin Coal Bed Methane Production, September, 2003.

Simulasi Peningkatan Perolehan Gas Metan Batubara Menggunakan Injeksi CO2 The Simulation of Coalbed Methane Recovery Enhancement Using CO2 Injection Gema Wahyudi Purnama, Budi Tamtomo (PT. Pertamina Hulu Energi) PERKANTORAN HIJAU ARKADIA, GEDUNG D, LT. 7, JL TB. SIMATUPANG KAV. 55, JAKARTA 12520. (021) 2954 7400. Abstrak Kadar CO2 meningkat sangat signifikan di bumi, Hal ini mengakibatkan pemanasan global dan perubahan suhu yang ekstrim terjadi hampir di seluruh dunia, tidak terkecuali di Indonesia. Hal ini dapat direduksi dengan cara memanfaatkan CO2 tersebut untuk peningkatan perolehan Gas Metan Batubara (GMB). GMB merupakan jenis hidrokarbon non – konvensional.GMB memiliki sistem dual porosity, yang terbagi atas porositas matriks dan porositas cleat. Sifat2 reservoir GMB sangat bervariasi meskipun dalam satu coal seam. Hal ini mengakibatkan Recovery Factor (RF) antar sumur akan mengalami perbedaan. Pengurasan GMB yang maksimal dapat dilakukan dengan beberapa metoda. Tujuan dari studi ini adalah untuk meningkatkan perolehan GMB dengan cara menginjeksikan Karbon Dioksida (CO2) ke dalam lapisan GMB hingga mendapatkan nilai perolehan peningkatan maksimal.Data yang digunakan dalam studi ini adalah data sintetik. Peningkatan perolehan GMB dengan menginjeksikan CO2 ke dalam lapisan GMB mencapai hingga 75%.Hal ini memperlihatkan indikasi sukses apabila dibandingkan dengan pengaliran secara natural (naturally flow). Kata kunci : GMB, Peningkatan Perolehan GMB dan Injeksi CO2

Abstract The production of carbon dioxide (CO2) is increasing in the world significantly. It can significant contribution to global warming. The impact of increased CO2 production has also affected Indonesia, and other places. It will be difficult to control and reduce CO2 volume, because they are going to grow as economics evolve as now. Meanwhile, the problems are being solved by some experts gradually and continuously. Coalbed Methane (CBM) belongs to the unconventional hydrocarbon group. The reservoir has a dual porosity systems, consisting matrix and cleat. (In the beginning, Methane (CH4) are patch with large numbers in a matrix. The formation pressures have to derive then CH4 will desorb from matrix. They are several fluid are going to come from reservoir, include water (H2O), CO2, CH4 and Nitrogen (N2). Almost of H2O and CH4 are come more compared with the others.. One way to decrease CO2 amount is to utilize it for for increasing the Recovery Factor of CBM gas production. The research purpose is to study the Enhancement of CBM Recovery by CO2 injection. (The natural character of CO2 are more favored then CH4 that adhere in coalseam matrix its self.) We used synthetic data from King and Ertekin paper, which are similar with characteristic and property of coalseam data in Indonesia. Dynamic model based on synthetic combined with real data as input was run in reservoir simulation. Recovery factor of CH4 rise more than 75 % compared with naturally flow from single well. The result of analysis form this paper work can be a cornerstone in the application of Enhancement CBM Recovery using CO2 injection. Keywords : CBM, Enhancement Coalbed Methane Recovery and CO2

150

151


Pendahuluan Kadar CO2 meningkat sangat signifikan di bumi, hal ini mengakibatkan pemanasan global dan perubahan suhu yang ekstrim. Permasalahan tersebut merupakan ancaman terhadap kehidupan makhluk hidup. Salah satu cara untuk mengurangi peningkatan CO2 adalah dengan pemanfaatan injeksi ke dalam lapisan GMB untuk meningkatkan perolehan gas metan hingga mencapai hasil produksi maksimal. Indonesia memiliki potensi GMB yang cukup besar, hal ini didukung dengan beberapa data pengeboran migas konvensional yang memperlihatkan indikasi gas di dalam GMB. Respon tersebut terlihat pada gas kicks dan blow outs pada saat terjadi aktivitas pengeboran di lapisan batubara yang merupakan hal positif sebagai indikasi terdapatnya gas di dalam GMB.Tidak kurang dari 450 Tcf prospek GMB di Indonesia dengan penyebaran di tujuh basin daratan (onshore). Tantangan besar tersebut merupakan potensi yang harus kita jawab bersama untuk meningkatkan produksi nasional, pemanfaatan energi baru secara proporsional (mempertimbangkan aspek ramah lingkungan dan penghematan), dan penambahan pendapatan untuk sektor energi pada umumnya dan Indonesia pada khususnya.

Figure 1 –Porositas GMB

Prospek yang cukup besar ini hendaknya dapat dikembangkan dengan teknologi tepat guna, dengan memadukan semangat efektivitas dan efisiensi. Perencanaan yang matang akan medatangkan hasil optimal dengan cara memperhatikan dan mempraktekan kaidah-kaidah keilmuan dalam pengembangan

GMB di Indonesia. Terdapat perbedaan pengelolaan GMB terhadap konvensional migas. Hal ini merupakan tantangan untuk di jawab bagi pelaku di sektor industri GMB dengan mengedepankan nilai tinggi dan profesinalitas. GMB merupakan jenis hidrokarbon non – konvensional, gas metan yang terproduksikan berasal dari lapisan batubara yang berada di dalam permukaan (subsurface) yang berkisar antara 300 – 1000 meter. GMB memiliki sistem dual porosity, terbagi atas porositas matriks (micro porosity) dan porositas cleat / butt(macro porosity / fracture).Di dalam sistem tersebut memiliki saturasi fluida yang berbeda antara porositas matriks dengan porositas cleat.Porositas matriks memiliki saturasi Metana (CH4) lebih tinggi dibandingkan terhadap saturasi di dalam porositas cleat.Metan dapat ditemukan menempel dipermukaan matriks batubara dalam jumlah yang cukup besar. Kondisi berbeda terjadi di dalam cleat yang memiliki saturasi metanlebih sedikit dibandingkan dengan kondisi pada porositas matriks dan didominasi dengan air (H2O) (saturasi air hingga mencapai 98%), serta sedikit kandungan karbon dioksida (± 1 – 2 %). Properti reservoir GMB sangat bervariasi dan cukup sulit untuk memprediksi penyebarannya. Prediksi klasifikasi akan berimbas kepada pembagian bagus atau tidaknya dari jenis batubara. Properti tersebut sangat erat kaitannya dengan Adsorption Isotherm, Gas Content, dan Permeabilitas di dalam sistem GMB.Hal ini mengakibatkan penempatan sumur produksi dalam suatu lapangan GMB satu dengan yang lain kurang optimal, sehingga RF tidak maksimal dan produksi tidak sesuai dengan harapan. Dan pada akhirnya, penempatan sumur tersebut bukan berdasarkan dari properti reservoir yang bagus akan tetapi perkiraan jarak antar sumur (well space) sesuai dengan bentuk (pattern) tertentu (jarak antar sumur satu dengan yang lain sama).Terkait dengan pemanfaatan sumur yang sudah ada tersebut, dapat dilakukan dengan injeksi menggunakan beberapa fluida, salah satunya adalah karbondioksida dari sumur injeksi dan monitor hasil dari sumur produksi guna menaikkan nilai dari peningkatan perolehan dari GMB. Penelitian awal menunjukkan bahwa gas masuk ke dalam kondisi terserap ke dalam batubara maka untuk tekanan reservoir tertentu lebih banyak gas akan dapat dimasukkan ke dalam lapisan batubara dibandingkan dengan reservoir batu pasir. Produksi

Simulasi Peningkatan Perolehan Gas Metan Batubara Menggunakan Injeksi CO2 The Simulation of Coalbed Methane Recovery Enhancement using CO2 Injection Gema Wahyudi Purnama, Budi Tamtomo (PT. Pertamina Hulu Energi)

gas dikontrol oleh 3 tingkat proses, desorpsi gas dari matrix batubara, difusi melalui cleat dan aliran melewati rekahan. Banyak reservoir batubara tersaturasi oleh air yang menyebabkan gas berada dalam kondisi terarsobsi. Mekanisme yang terjadi di dalam GMB, yaitu: 1. Desorption 2. Difusivitas 3. Hukum Darcy Pada awalnya metan menempel di permukaan porositas matriks dalam jumlah besar. Pada saat diproduksikan fluida di dalam sistem GMB, air yang tersaturasi di dalam porositas cleat berangsur- angsur berkurangdan terproduksikan (proses dewatering di dalam sistem GMB) seiring dengan menurunnya tekanan. Hal ini mengakibatkan metan yang menempel di permukaan porositas matriks berkembang dan perlahan-lahan mengalir dari porositas matriks menuju ke porositas cleat. Sesaat setelah metan mengisi porositas cleat, maka akan terjadi aliran dari porositas cleat tersebut menuju ke dalam sumur hingga diproduksikan ke permukaan (kepala sumur). Di dalam tulisan ini, penulis mengkaji tentang peningkatan perolehan dengan menggunakan metoda injeksi karbondioksida ke dalam lapisan GMB. Metoda ini dapat meningkatkan perolehan metan GMB. Metoda ini diharapkan dapat memecahkan permasalahan tentang heterogenitas properti GMB yang berujung pada penempatan sumur produksi kurang optimal.Dengan memanfaatkan existing sumur, metoda injeksi CO2 dapat dengan mudah dilakukan untuk meningkatkan perolehan metan GMB secara maksimal. Data yang digunakan dalam studi ini adalah sintetik mengacu pada tulisan dari King and Ertekin. Data sintetik tersebut memiliki karakter fisik dan properti dalam tanah (subsurface) mendekati kondisi beberapa GMB di Indonesia.Berdasarkan pendekatan – pendekatan tersebut, diharapkan studi ini dapat berkontribusi untuk perkembangan GMB di dunia pada umumnya dan di Indonesia pada khususnya.Data Permeabilitas Relatif yang digunakan adalah data sintetik yang mengacu kepada tulisan Reznik at al. Terdapat dua metode yang dilakukan untuk mengestimasi kandungan gas pada batubara. Metode pertama didasarkan pada kapasitas penyerapan suatu kelas batubara.Adsorption isotherms dibuat dengan memperhitungkan kelas dari batubara dan tekanan.Isotherm ini digambar ulang oleh Kim sete-

152

lah dikoreksi untuk temperatur, abu, kandungan uap, dan kedalaman burial dihubungkan dengan tekanan.Menurut Kim gas dapat secara maksimal diserap apabila kandungan abu dan uap yang dimiliki oleh batubara sebesar 10 persen.Tidak semua gas yang berada pada lapisan batubara dapat terserap oleh batubara.Terdapat jumlah gas yang muncul sebagai gas bebas pada rekahan alami yang tidak dapat diperkirakan oleh adsorption isotherms.Metode kedua dikemukakan oleh Diamond dan Levine yang disebut sebagai metode langsung.Metode ini mengukur volume gas pada suatu sampel batubara. Sebuah sampel diletakkan pada kontainer yang ditutup, dan gas yang keluar dari sampel diukur.Gas yang keluar pada waktu sampel diambil hingga diletakkan pada kontainer yang tertutup dapat diukur dan disebut sebagai gas yang hilang. Setelah proses desorpsi selesai sampel tersebut dihancurkan, dan gas yang diabaikan diukur dan disebut sebagai residual gas. Maka terdapat tiga tingkatan pengukuran yaitu pada lost gas, desorbed gas, dan residual gas.Adapun mekanisme yang mengontrol produksi adalah hubungan kandungan gas dengan sorption isotherm.Sorption isotherm adalah hubungan antar tekanan pada suatu jumlah batubara untuk menahan gas pada temperatur konstan.Kandungan gas adalah ukuran aktual gas yang terkandung dalam sejumlah batubara. Reservoir batubara dikatakan undersaturated jika kandungan aktual gas lebih kecil dari nilai isotherm pada tekanan reservoir. Pengukuran akurat pada kandungan gas dan isotherm diperlukan untuk memperkirakan profil produksi suatu sumur. Metoda Data sintetik Data yang digunakan dalam studi ini adalah sintetik mengacu pada tulisan dari King and Ertekin. Data – data masukan tersebut secara garis besar adalah sebagai berikut,ketebalan satu lapisan batubara adalah sekitar 3 (tiga) meter (contoh lapisan tipis batubara).Pengurusan area untuk satu sumur adalah 18 acre.Tekanan awal lapisan batubara adalah 500 psia.Temperatur batubara adalah 70 °F.Nilai porositas dan permeabilitas di dalam cleatberturut – turut adalah sebesar 1% dan 3 mD.Air tersaturasi 100% di dalam cleat. Perbandingan antara air di dalam formasi sebelum terproduksikan dengan setelahnya dipermukaan adalah 1.Data sintetik tersebut

153


memiliki karakter fisik dan properti dalam tanah (subsurface) mendekati kondisi beberapa GMB di Indonesia. Parameter – parameter data tersebut mencerminkan lapisan batubara yang tipis dengan kisaran nilai properti medium ke tidak bagus.Berdasarkan pendekatan – pendekatan tersebut di atas, diharapkan studi ini dapat mencerminkan kondisi wilayah GMB yang kurang ideal akan tetapi dapat dikembangkan dengan kajian tertentu. TABEL 1– DATA SINTETIK

Permeabilitas Relatif Data Permeabilitas Relatif yang digunakan adalah data sintetik yang mengacu kepada tulisan Reznik at al. Pengukuran batuan inti di dalam laboratorium, dilakukan menggunakan sampel dengan jumlah yang banyak dan beberapa ukuran tertentu sesuai dengan kebutuhan. Pengambilan data dilakukan berdasarkan prosedur pengukuran langsung perme-

abilitas relatif menggunakan gas yang diinjeksikan ke dalam batuan inti. Hasil dari percobaan pengukuran tersebut didapatkan beberapa kurva lengkungan yang bervariasi. Pada saat dilakukan analisa, dilakukan perbandingan antara hasil yang satu dengan yang lainnya, hal ini bertujuan untuk membandingkan batuan inti dengan hasil yang sesuai dengan realita dan tidak.Absis horizontal adalah cerminan dari saturasi air disertai dengan vertikal untuk cerminan dari saturasi gas.Pada sekitar tahun 1970an Reznik at al. melakukan pengukuran permeabilitas relative dalam kondisi steady-state, dengan menggunakan penambahan dan pengurangan saturasi air. Hal ini dilakukan bertujuan untuk melihat dan merekam permeabilitas relatifterhadap air. Perhitungan nilai permeabilitas dari gas menggunakan metoda Corey. Kandungan gas terukur termasuk gas yang terbuang merupakan gas bebas yang terperangkap pada rekahan alami lapisan batubara.Adsorption isotherms tidak dapat menentukan kandungan gas bebas karena proses ini dilakukan pada sampel batuan yang dihancurkan. Permeabilitas relatif merupakan parameter utama untuk meneliti kelakuan reservoir batubara. Dapat kita lihat bersama kurva kelengkungan dari pengukuran permeabilitas relatif yang dilakukan di laboratorium menggunakan persamaan matematika yang kemudian di-matching-kan sesuai dengan performa (keadaan) lapangan.Rekahan alami dan cleat merupakan permeabilitas dan porositas primer yang dimiliki oleh reservoir batubara. Aliran dua fasa yaitu gas dan air, yang biasanya muncul selama produksi, mengakibatkan pengukuran permeabilitas kurang akurat. Permeabilitas dapat diperkirakan dengan melakukan tes hidrologi pada sumur karena pada umumnya lapisan batubara merupakan aquifer. Slug test menjadi metode standard untuk mengukur permeabilitas dengan biaya yang efektif. Tes sumur GMB pada awalnya didasarkan pada aliran satu fasa dan tes hidrologi. Akhir-akhir ini perhatian akan tes sumur dengan menggunakan dua aliran dan interpretasi untuk sumur GMB reservoir rekah alami. Kamal dan Six menunjukkan bahwa ketika fungsi pseudo pressure diterapkan untuk menghitung desorption, test multiphase dapat diinterpretasi dengan akurat. Simulasi Simulasi dilakukan dari tahun 2012 hingga tahun 2019. Hal ini dilakukan untuk melihat tujuh tahun

Simulasi Peningkatan Perolehan Gas Metan Batubara Menggunakan Injeksi CO2 The Simulation of Coalbed Methane Recovery Enhancement using CO2 Injection Gema Wahyudi Purnama, Budi Tamtomo (PT. Pertamina Hulu Energi)

dari profil produksi (fluida dari GMB).Penulis mencoba simulasikan perbedaan antara satu sumur produksi dengan satu sumur produksi dengan injeksi karbondioksida.Pemanfaatan karbondioksida diinjeksikan ke dalam lapisan GMB bertujuan untuk menggantikan metana dipermukaan matriks sehingga RF akan meningkat. Peningkatan RF tersebut akan mengoptimalkan produksi. Di dalam simulasi diskenariokan dengan bentuk five spot.Satu sumur produksi dan dikelilingi oleh empat sumur injeksi. Sumur injeksi tersebut dilakukan injeksi karbondioksida pada saat porses dewatering (enam bulan setelah air terproduksikan).Sumur produksi menghasilkan air, metana, dan karbondioksida dalam jumlah tertentu.

154

ke dalam bentuk kondisi sistem GMB di Indonesia. Simulasi menggunakan satu sumur menghasilkan gas metana dan air dari reservoir GMB berturutturut sebesar 0,07 scf/daydan 2,5bbl/day. Nilai porositas dan permeabilitas sangat kecil dan mencerminkan beberapa lapangan GMB di Indonesia, berturutturut 1% dan 3 mD. Sedangkan produksi satu sumur dengan memanfaatkan injeksi karbondioksida adalah sekitar 0,2 scf/daygas metandan 3 bbl/dayair. Volume karbondioksida yang diinjeksikan ke dalam reservoir GMB per sumur adalah 0,025 scf/day.Hal ini memperlihatkan hasil kenaikan perolehan yang cukup signifikan. Dari gambar injeksi sumur menggunakan karbondioksida terlihat bahwa karbondioksida mengganti metana di dalam lapisan GMB, sehingga produksi metana meningkat. Sedangkan produksi karbondioksida dari sumur produksi sangat sedikit, dalam hal ini diassumikan tidak ada (0,001 scf/day). Diharapkan ke depan, riset ini menggunakan model yang lebih mendekati kenyataan sesungguhnya dan dapat merepresentasikan kondisi GMB di Indonesia lebih baik.

Figure 2 –Produksi satu sumur GMB

Hasil Produksi gas metan dari dalam reservoir GMB dapat dilakukan dengan melalui proses dewatering. Saturasi air di dalam cleat adalah 100%. Pada saat air terproduksikan, tekanan di dalam reservoir GMB akan berangsur – angsur turun, sehingga mengakibatkan konsentrasi air di dalam cleat juga akan turun dan metana yang menempel dipermukaan matriks mulai berkembang. Tahap selanjutnya adalah difusi gas terjadi di dalam reservoir GMB. Setelah berada di dalam cleat, gas metan akan mengalir mengikuti hukum Darcy dan dapat terproduksikan. Sebagian besar fluida terproduksikan adalah gas metan dan air. Terdapat produksi karbondioksida, akan tetapi tidak terlalu menjadi substansi karena hanya sedikit dan diassumsikan tidak ada. Data yang digunakan adalah data sintetik mengau kepada tulisan King and Ertekin dan Reznik at al., terdapat beberapa update data sehingga dikondisikan

Figure 3 –Produksi satu sumur GMB dengan Injeksi CO2 (Five Spot)

Banyak hal yang dapat dilakukan untuk menaikkan perolehan dari gas metan dari reservoir GMB. Diantaranya adalah: 1. Memodelkan rekah alam dari GMB dengan presisi. 2. S t u d i l ab o rat o ri u m i n j ek s i C O 2 l e b i h menyeluruh. 3. Tes skala Pilot injeksi CO2 . 4. Studi sensitivitas terkait dengan menaikkan perolehan gas GMB.

155


Figure 4 –Produksi satu sumur GMB dengan Injeksi CO2 (Five Spot)

Kesimpulan 1. Berdasarkan dari hasil simulasi menggunakan data sintetik, injeksi karbondioksida ke dalam GMB dapat menaikkan RF dari gas metana hingga 75% (tujuh puluh lima persen). Saran 1. Perlu dilakukan studi injeksi karbondioksida lebih lanjut untukskala laboratorium. 2. Perlu dilakukan Studi Sensitivitas. 3. Perlu dilakukan tes skala Pilot. Daftar Pustaka F. GU, R.J. Chalaturnyk., 2005 “Sensitivity Study of Coalbed Methane Production with Reservoir and Geomechanic Coupling Simulation,” paper SPE PETSOC-05-10-02-P. Greg E. Deddy and Craig T. Rightmare.: ”Relationship of Methane of Coal Rank and Depth: Theoretical vs. Observed,” Paper SPE/DOE 10800. Harpalani, S. and Zhao, X., 1989 An Investigation of the Effect of Gas Desorption on Coal Permeability; paper 8923, presented at the Coalbed Methane Symposium, Tuscaloosa, AL, April 17-20. Methane of Coal Rank and Depth: Theoretical vs. Observed,” Paper SPE/DOE 10800. Kevin Meane, and Lincolin Paterson., 1996 ”Relative Permeability in Coal,” Paper SPE

36986 presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia, 26-31. Koeing, R.A. and Stubbs, P.B., 1986 ”Interference Testing of a Coalbed Methane Reservoir,” paper SPE 15225 presented at the SPE Unconventional Gas Technology Symposium held in Louisvulle, KY, May 18-21. R. A. Scharau D. G. Hill and R. A. Mc Bane., 1994 ”Coalbed Methane – A Decade of Success,” Paper SPE 28581 presented at the 69th Annual Technical Conference & Exhibition, New Orleans, LA, September, 25-28, . Roadifier, R.D., Moore, T.R., Raterman, K.T., Farnan, R.A., and Crabtree, B.J., 2003 Coalbed Methane Parametric Study: What’s Really Important to Production and When?; paper SPE 84425, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, CO. Scott H. Stevens and Hadiyanto., 2004 “Coalbed Methane Indicator and Basin Evaluation”, Paper SPE 88630, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia.

Ucapan Terima Kasih Ucapan terima kasih kepada para Mitra Bestari yang telah mengevaluasi, mereview dan memberikan saran perbaikan tulisan-tulisan yang dimuat di majalah Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) edisi penerbitan Volume 4 Nomor 3 Desember 2013. 1. 2. 3. 4. 5.

Prof. Dr. Ir. Pudjo Sukarno Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar Dr. Ir. Sudjati Rachmat Dr. Ir. Trijana Kartoatmodjo Dr. Ir. Bambang Widarsono

INDEKS A artificial neural network 13,14, 16, 19 adaptive neuro fuzzy inference system 13, 14, 16, 19 analisis proximate 35 artificial lift 49

I Injeksi Air 50 IPR 94, 95, 96, 97, 98, 99, 100, 101, 102, 103, 105 Injeksi air berkarbonasi 129, 130, 132, 134, 135, 136 Injeksi CO2 149

B back propagation 13, 14, 16, 19 bottom-water drive mechanism reservoir 91 batubara 138

K Kelistrikan 50 Keekonomian 66 komplesi open hole 144 komplesi cased hole 145

C core flow 1, 2, 3, 5, 6, 8, 11 CGI 1, 2, 4, 9, 10, 11 CBM 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 44, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55 critical flow rate 87, 88, 89, 91 carbonated water injection 136 CMB 138, 139, 140, 150 coal 138, 143, 144 D dewatering 49, 50, 54 design 49, 50, 52, 53, 54, 56 desain eksperimental 67, 68, 72, 74, 77, 78, 79 drilling 138, 143 E EOR 1, 2, 3, 11, 12 Experimental Design 25, 26, 27, 29 electricity 49, 51 Electric submersible pump 111, 119 F fuzzy mathematical 13, 14, 17, 18, 19, 22 Fasilitas Permukaan 49, 50 Frictional pressure drop 95, 97, 100, 102 Future IPR 95, 96, 97, 100, 101, 102 G Genetic Algorithm 25, 26, 28, 30 GMB 35, 49, 50 Gas oil ratio 111 Gas Mentana Batubara 137, 144 GMB 149 Gravel 118 H hydraulic fracturing performance 13, 14, 17, 18, 19 Horizontal well 95, 96, 102, 103

L log analysis models 35 Lucia 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64 Lumpu 138 Laboratory test 128 M model modification 35 model log analisis 35 modifikasi model 35 metering 49, 52 N Net present value 111 O Optimasi Produksi 25, 28 Operational Problem 49, 52 One phase 94 P Plan of Development 25, 26 Production Optimization 26, 30 produksi 49, 50 production 49, 50, 51, 52, 53, 54 Pengurasan 49, 50 pengukuran 50 Permasalahan operasi 50 pengangkatan bantuan 50 perancangan 50 pore type 58, 59, 60, 61, 63, 64 pore throat size 59, 61, 63, 64, perforation length 88, 91 Pemboran, 138 Permeabilitas, 16 Peningkatan Perolehan GMB 150 pengeboran dengan biaya rendah 145 peningkatan perolehan minyak 128

R rock type 58, 63, 64, 65 S slim tube 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 11 SWAG 1, 2, 4, 5, 9, 10, 11 surface facilities 49 simulasi produksi 66 Sand Control 118 Slot 118 screen 118 sieve analysis 118 U uji laboratorium, 128 W Winland 58, 59, 60, 61, 63, 64 water coning 87, 88, 90, 91

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI PEDOMAN PENULISAN DAFTAR PUSTAKA

Acuan. Acuan ditulis dan disusun menurut abjad. Beberapa contoh penulisan sumber acuan: Jurnal Hurst, W., 1934. Unsteady Flow of Fluids in Oil Reservoirs. Physics (Jan. 1934) 5, 20. Buku Abramowitz, M and Stegun, I.A., 1972. Handbook of Mathematical Functions. Dover Publications, Inc., New York. Bab dalam Buku Costa, J.E., 1984. Physical geomorphology of debris flow. Di dalam: Costa, J.E. & Fleischer, P.J. (eds), Developments and Applications of Geomorphology, Springer-Verlag, Berlin, h.268-317. Abstrak Barberi, F., Bigioggero, B., Boriani, A., Cavallini, A., Cioni, R., Eva, C., Gelmini, R., Giorgetti, F., Iaccarino, S., Innocenti, F., Marinelli, G., Scotti, A., Slejko, D., Sudradjat, A., dan Villa, A., 1983. Magmatic evolution and structural meaning of the island of Sumbawa, Indonesia-Tambora volcano, island of Sumbawa, Indonesia. Abstract 18th IUGG I, Symposium 01, h.48-49. Peta Simandjuntak, T.O., Surono, Gafoer, S., dan Amin, T.C., 1991. Geologi Lembar Muarabungo, Sumatera. Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, Bandung. Prosiding Marhaendrajana, T. and Blasingame, T.A., 1997. Rigorous and Semi-Rigorous Approaches for the Evaluation of Average Reservoir Pressure from Pressure Transient Tests. paper SPE 38725 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Oct. 5–8. Skripsi / Tesis / Disertasi Marhaendrajana, T., 2000. Modeling and Analysis of Flow Behavior in Single and Multiwell Bound ed Reservoir. PhD dissertation, Texas A&M University, College Station, TX. Informasi dari Internet Cantrell, C., 2006. Sri Lankan’s tsunami drive blossom: Local man’s effort keeps on giving. Http:// www.boston.com/news/local/articles/2006/01/26/sri_lankans_tsunami_drive_blossoms/[26Jan 2006] Software ECLIPSE 100 (software), GeoQuest Reservoir Technologies, Abbingdon, UK, 1997. Naskah sedapat mungkin dilengkapi dengan gambar/peta/grafik/foto. Pemuatan gambar/peta/grafik/foto selalu dinyatakan sebagai gambar dan file image yang bersangkutan agar dilampirkan secara terpisah dalam format image (*.jpg) dengan ukuran minimal A4 dan minimal resolusi 300 dpi, Corel Draw (*,cdr), atau Autocad (*,dwg). Gambar dan tabel diletakkan di bagian akhir naskah masing-masing pada halaman terpisah. Gambar dan tabel dari publikasi sebelumnya dapat dicantumkan bila mendapat persetujuan dari penulisnya. PENGIRIMAN Penulis diminta mengirimkan satu eksemplar naskah asli beserta dokumennya (file) di dalam compact disk (CD) yang harus disiapkan dengan program Microsoft Word. Pada CD dituliskan nama penulis dan nama dokumen. Naskah akan dikembalikan untuk diperbaiki jika persyaratan ini tidak dipenuhi. Naskah agar dikirimkan kepada: Redaksi Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi d.a. Patra Office Tower Lt. 1 Ruang 1C Jln. Jend. Gatot Subroto Kav. 32-34 Jakarta 12950 – Indonesia Pengiriman naskah harus disertai dengan surat resmi dari penulis penanggung jawab/korespondensi (corresponding author) yang harus berisikan dengan jelas nama penulis korespondensi, alamat lengkap untuk surat-menyurat, nomor telepon dan faks, serta alamat e-mail dan telepon genggam jika memiliki. Penulis korespondensi bertanggung jawab atas isi naskah dan legalitas pengiriman naskah yang bersangkutan. Naskah juga sudah harus diketahui dan disetujui oleh salah satu penulis dan atau seluruh anggota penulis dengan pernyataan secara tertulis.

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI PEDOMAN PENULISAN

ISI DAN KRITERIA UMUM Naskah makalah ilmiah (selanjutnya disebut ”Naskah”) untuk publikasi di Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) dapat berupa artikel hasil penelitian atau artikel ulas balik / tinjauan (review) tentang minyak dan gas bumi, baik sains maupun terapan. Naskah belum pernah dipublikasikan atau tidak sedang diajukan pada majalah / jurnal lain. Naskah ditulis dalam bahasa Indonesia atau bahasa Inggris sesuai kaidah masing-masing bahasa yang digunakan. Naskah harus selalu dilengkapi dengan Abstrak dalam Bahasa Indonesia dan Abstract dalam Bahasa Inggris. Naskah yang isi dan formatnya tidak sesuai dengan pedoman penulisan JTMGB akan dikembalikan ke penulis oleh redaksi untuk diperbaiki. FORMAT Umum. Seluruh bagian dari naskah termasuk judul abstrak, judul tabel dan gambar, catatan kaki, dan daftar acuan diketik satu setengah spasi pada electronic-file dan print-out dalam kertas HVS ukuran A4. Pengetikan dilakukan dengan menggunakan huruf (font) Times New Roman berukuran 12 point. Setiap halaman diberi nomor secara berurutan termasuk halaman gambar dan tabel. Hasil penelitian atau ulas balik/tinjauan ditulis minimum 5 halaman dan maksimum sebanyak 15 halaman, di luar gambar dan tabel. Selanjutnya susunan naskah dibuat sebagai berikut: Judul. Pada halaman judul tuliskan judul, nama setiap penulis, nama dan alamat institusi masing-masing penulis, dan catatan kaki, yang berisikan terhadap siapa korespondensi harus ditujukan termasuk nomor telepon dan faks serta alamat e-mail jika ada. Abstrak. Abstrak / abstract ditulis dalam dua bahasa yaitu bahasa Indonesia dan bahasa Inggris. Abstrak berisi ringkasan pokok bahasan lengkap dari keseluruhan naskah tanpa harus memberikan keterangan terlalu terperinci dari setiap bab. Abstrak tulisan bahasa Indonesia paling banyak terdiri dari 250 kata, sedangkan tulisan dengan bahasa Inggris maksimal 200 kata. Kata kunci / keywords ditulis di bawah abstrak / abstract dan terdiri atas tiga hingga lima kata. Pendahuluan. Bab ini harus memberikan latar belakang yang mencukupi sehingga pembaca dapat memahami dan dapat mengevaluasi hasil yang dicapai dari penelitian yang dilaksanakan tanpa harus membaca sendiri publikasi-publikasi sebelumnya, yang berhubungan dengan topik yang bersangkutan. Permasalahan. Bab ini menjelaskan permasalahan yang akan dilakukan penelitian ataupun kajian. Metodologi. Berisi materi yang membahas metodologi yang dipergunakan dalam menyelesaikan permasalahan melalui penelitan atau kajian. Hasil dan Analisis. Hanya berisi hasil-hasil penelitian baik yang disajikan dengan tulisan, tabel, maupun gambar. Hindarkan penggunaan grafik secara berlebihan bila dapat disajikan dengan tulisan secara singkat. Batasi penggunaan foto, sajikan yang benar-benar mewakili hasil penemuan. Beri nomor gambar dan tabel secara berurutan. Semua gambar dan tabel yang disajikan harus diacu dalam tulisan. Pembahasan atau Diskusi. Berisi interpretasi dari hasil penelitian yang diperoleh dan pembahasan yang dikaitkan dengan hasil-hasil yang pernah dilaporkan. Kesimpulan dan Saran. Berisi kesimpulan dan saran dari isi yang dikandung dalam tulisan. Kesimpulan atau saran tidak boleh diberi penomoran. Ucapan Terima Kasih. Bila diperlukan dapat digunakan untuk menyebutkan sumber dana penelitian dan untuk memberikan penghargaan kepada beberapa institusi atau orang yang membantu dalam pelaksanaan penelitian dan atau penulisan laporan.

Keterangan gambar cover: Extreme-low-pressure compressor (wellhead compressor) untuk meningkatkan produktivitas sumur dan cadangan gas lapangan

Recommend Documents