ANALISIS PERFORMA INJEKTIVITAS PADA INJEKSI SUPERKRITIKAL CO2 UNTUK CARBON CAPTURE STORAGE (CCS) DENGAN MENGKONSIDERASIKAN EFEK JOULE-THOMSON: STUDI KASUS SUMUR X

• 主要作者: Hasan, Rafiyuddin
• 格式: Final Project
• 語言: Indonesia
• 主題: Pertambangan dan operasi berkaitan
• 在線閱讀: https://digilib.itb.ac.id/gdl/view/82023
• 機構: Institut Teknologi Bandung

Reservoir minyak dan gas yang terdeplesi telah menjadi fokus utama sebagai target dalam pertimbangan sekuestrasi CO2, termasuk Carbon Capture Storage (CCS). CO2 pada umumnya diinjeksikan ke dalam reservoir dalam keadaan superkritis untuk memungkinkan lebih banyak CO2 yang dapat disimpan di dalam reservoir. Namun, saat menginjeksi CO2 superkritis ke reservoir terdeplesi, dapat terjadi penurunan temperatur yang signifikan atau biasa disebut sebagai efek Joule-Thomson. Ketika efek Joule-Thomson terjadi dan menyebabkan temperatur di bawah 32°F, maka kerapuhan peralatan sumur dan pembekuan fluida pori dapat terjadi. Hal ini dapat mengakibatkan hilangnya integritas dan injektivitas sumur. Untuk mengatasi hal ini, penelitian ini akan menganalisis profil temperatur sepanjang kedalaman sumur dan menerapkan solusi analitis sederhana untuk menilai penurunan temperatur di sekitar radius lubang sumur. Solusi analitis ini diterapkan dengan mengasumsikan sifat termofisika yang knstan dan aliran keadaan tetap. Dengan menggunakan studi kasus konseptual, solusi ini akan dikembangkan untuk mengidentifikasi opsi yang paling efektif untuk memaksimalkan injekctivitas ke dalam reservoir selagi meminimalisasi penurunan suhu dan pembekuan fluida pori. Solusi analitis ini dapat diimplementasikan dalam perangkat lunak spreadsheet sederhana dan memungkinan evaluasi secara instan pada laju injeksi CO2 yang konstan. Menurut studi ini, efek Joule-Thomson tidak terjadi sepanjang kedalaman sumur, namun terjadi pada radius di sekitar lubang sumur. Dalam studi ini, dihasilkan bahwa derajat penurunan temperatur yang minimum sebesar -0.0023°F/ft terjadi ketika sekanrio injeksi dilakukan dengan tekanan injeksi 1100 psig dan laju injeksi CO2 sebesar 7.33 kg/s. Injeksi CO2 ke dalam reservoir dengan permeabilitas 5 mD menyebabkan pembekuan fluida pori. Namun, masalah ini dapat dihindari dengan menurunkan laju injeksi menjadi kurang dari 6 kg/s.