Analisis Numerik Pengaruh Konsentrasi Gas CO2 Terhadap Karakteristik Aliran Fluida Dalam Sumur Panas Bumi

Muhammad Nurhuda, Dr. Eng. Khasani, ST., M.Eng.

2009 | Skripsi | S1 TEKNIK MESIN

Konsentrasi yang tinggi dari gas CO2 yang larut di dalam fluida sumur panas bumi merupakan salah satu penyebab utama terjadinya pengendapan scale dalam sumur panas bumi dengan tipe scale yang terbentuk adalah calcite (CaCO3). Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi. Pengendapan Scale (calcite) biasanya terdapat pada permukaan sumur dan di sekitar flashing point pada sumur panas bumi tipe Hot-water dominated. Untuk menghindari masalah tersebut, suatu alat yang disebut scale inhibitor diinjeksikan melalui pipa yang merentang ke sumur panas bumi di titik sebelum terjadinya flashing point. Oleh karena itu sangat penting untuk mengestimasi dimana letak dari flashing point untuk mengetahui dimana scale inhibitor harus diinjeksikan. Untuk melakukan hal tersebut, dibutuhkan alat-alat yang relatif mahal dan cenderung tidak efektif karena sulit dalam melakukan pengukurannya. Namun, permasalahan tersebut dapat diatasi dengan menggunakan suatu metode yaitu simulasi sumur panas bumi secara numerik yang diaplikasikan ke dalam sebuah program komputer yang dinamakan WBCtest. Parameter seperti konsentrasi CO2 akan berpengaruh terhadap profil tekanan dan temperatur di dalam suatu sumur panas bumi. Semakin rendah konsentrasi CO2, penurunan tekanan dan temperatur di dalam sumur panas bumi akan semakin besar. Selain itu, untuk konsentrasi gas CO2 tertentu, temperatur dasar sumur yang lebih rendah akan memberikan titik flashing yang lebih dangkal di dalam wellbore. Pengendapan calcite di dalam wellbore harus dipertimbangkan di dalam analisis karakteristik sumur panas bumi karena pengendapan calcite mengarah pada terjadinya penyusutan diameter wellbore, sebagai konsekuensinya terajdi pengurangan tekanan di dalam wellbore yang pada akhirnya akan mengurangi kapasitas uap air yang dihasilkan.

High concentrations of dissolved CO2 in geothermal well fluids are a primary cause of scale deposition—specifically calcite (CaCO3)—within geothermal wells. Such scale deposits negatively impact production rates. Calcite scaling typically occurs near the wellhead and around the flashing point in hot-water dominated geothermal wells. To mitigate this issue, a scale inhibitor is injected via a pipeline extending into the well at a point upstream of the flashing point. Consequently, accurately estimating the location of the flashing point is crucial for determining the correct injection depth. However, direct measurement methods for this purpose are relatively expensive and often ineffective due to operational difficulties. These challenges can be overcome through numerical geothermal well simulation using a computer program known as WBCtest. Parameters such as CO2 concentration influence the pressure and temperature profiles within a geothermal well; lower CO2 concentrations result in greater pressure and temperature drops. Furthermore, at a given CO2 concentration, a lower bottom-hole temperature shifts the flashing point to a shallower depth within the wellbore. Calcite deposition must be factored into geothermal well characteristic analyses, as it reduces the wellbore diameter; this constriction leads to a pressure drop within the wellbore, ultimately diminishing the well's steam production capacity.

Kata Kunci : simulasi numerik, scale inhibitor, flashing point.