ANALISIS SENSITIVITAS LAJU ALIRAN MASSA INJEKSI FLUIDA CO? TERHADAP TEKANAN RESERVOIR, PRODUKSI GAS ALAM, DAN DISTRIBUSI FRAKSI MASSA CO? PADA IMPLEMENTASI CO?-ENHANCED GAS RECOVERY DI LAPANGAN GAS ARUN

Enggar Pangestu, Dr. Ir. Khasani, S.T., M.Eng., IPM., ASEAN Eng.

2025 | Skripsi | TEKNIK MESIN

Reservoir gas Arun merupakan salah satu reservoir gas alam dengan cadangan gas alam terbesar di dunia yang pernah ditemukan. Sejak dimulainya produksi gas alam pertama kali di lapangan gas Arun pada tahun 1977, tekanan reservoir terus menurun menjadi hanya sebesar 2,87 MPa pada akhir produksi di tahun 2015 dari tekanan mula-mula sebesar 47 MPa. Penurunan tekanan tersebut menyebabkan produksi gas alam secara konvensional tidak dapat lagi dilakukan meskipun masih terdapat kandungan gas alam di dalam reservoir. Salah satu upaya pemulihan kembali produksi gas alam di reservoir gas Arun adalah dengan menerapkan CO?-Enhanced Gas Recovery (CO2-EGR). CO?-EGR dilakukan dengan cara menginjeksikan gas CO? ke dalam reservoir melalui sumur injeksi untuk menaikkan kembali tekanan reservoir sehingga gas alam (CH?) dapat diproduksi kembali melalui sumur produksi. Penelitian ini berfokus pada penyelidikan terkait pengaruh nilai laju injeksi massa CO? terhadap tekanan reservoir, laju produksi gas alam, dan distribusi fraksi massa CO?  di dalam reservoir selama implementasi CO? -EGR. Penelitian dilakukan melalui pengujian terhadap tiga nilai laju aliran massa injeksi CO? sebesar 4,32 kg/s, 5,40 kg/s, dan 6,48 kg/s. Hasil penelitian melalui simulasi reservoir menggunakan Comsol Multiphysics menunjukkan bahwa untuk setiap nilai laju aliran massa injeksi CO? tersebut secara berurutan diperoleh peningkatan tekanan reservoir menjadi 3,42 MPa, 3,53 MPa, dan 3,80 MPa dari tekanan awal sebesar 2,87 MPa; perolehan laju produksi maksimal CH? sebesar masing-masing 12,28 kg/s, 13,01 kg/s, dan 14,19 kg/s; serta peningkatan fraksi massa CO? di reservoir menjadi sebesar 6,8%, 7,4%, dan 8,2?ri fraksi massa awal sebesar 5?lam jangka waktu 24 bulan. 

Arun gas reservoir is one of the largest natural gas reservoirs ever discovered in the world. Since natural gas production first began at the Arun gas field in 1977, reservoir pressure has continuously declined from its initial pressure of 47 MPa to only 2.87 MPa at the end of production in 2015. This pressure decline rendered conventional natural gas production no longer feasible, even though natural gas remained in the reservoir. One recovery effort to restore natural gas production in the Arun gas reservoir is the implementation of CO?-Enhanced Gas Recovery (CO?-EGR). CO?-EGR is carried out by injecting CO? gas into the reservoir through injection wells to increase reservoir pressure, enabling natural gas (CH?) to be produced again through production wells. This study focuses on investigating the effect of different CO? mass injection rates on reservoir pressure, natural gas production rate, and CO? mass fraction distribution within the reservoir during CO?-EGR implementation. The research was conducted by testing three CO? mass injection flow rates of 4.32 kg/s, 5.40 kg/s, and 6.48 kg/s. The results of reservoir simulations using Comsol Multiphysics show that for each CO? mass injection flow rate, reservoir pressure increased to 3.42 MPa, 3.53 MPa, and 3.80 MPa respectively from the initial pressure of 2.87 MPa; the maximum CH? production rates obtained were 12.28 kg/s, 13.01 kg/s, and 14.19 kg/s, respectively; and the CO? mass fraction in the reservoir increased to 6.8%, 7.4%, and 8.2% from the initial value of 5% over a period of 24 months. 

Kata Kunci : CO?-EGR, reservoir gas, lapangan gas Arun, simulasi reservoir, Comsol Multiphysics