Dasar-dasar Enhanced Oil Recovery _eor

5/16/2018 Dasar-dasar Enhanced Oil Recovery _eor - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/dasar-dasar-enhanced-oil-recovery-eor 1/11

BAB VII

DASAR-DASAR ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)

Lapangan hidrokarbon setelah sekian lama diproduksikan akan mengalami penurunan

produksi karena force/tenaga untuk mengeluarkan fluida ke dalam sumur sudah semakin

berkurang. Berkurangnya tenaga pendorong bisa terlihat dengan dipasangnya pompa atau

gas lift pada sumur sembur alam (natural flow) yang tidak dapat mengalir dengan

sendirinya. Begitupun sumur pompa atau gas lift yang lambat laun akan menjadi kering.

Untuk menambah pengurasan lapangan dan drive force, dikembangkan teknik-teknik

yang kemudian disebut dengan Enhanced Oil Recovery (EOR) atau Improved Oil

Recovery (IOR). Selanjutnya akan dibahas jenis-jenis teknik EOR.

I. INJEKSI AIR (WATERFLOOD)

Injeksi air merupakan salah satu metoda EOR yang paling banyak dilakukan sampai

saat ini. Biasanya injeksi air digolongkan ke dalam injeksi tak tercampur.

Alasan-alasan sering digunakannya injeksi air ialah:

- Mobilitas yang cukup rendah

- Air cukup mudah diperoleh

- Pengadaan air cukup murah

- Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga

cukup banyak mengurangi besarnya tekanan injeksi yangperlu diberikan di permukaan; jika dibandingkan dengan in-

jeksi gas, dari segi ini berat air sangat menolong.

- Air biasanya mudah tersebar ke seantero reservoir, sehingga

menghasilkan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi.



- Effisiensi pendesakan air juga cukup baik. sehingga harga

Sor sesudah injeksi air = 30% cukup mudah didapat.

Pemakaian injeksi air sebagai meloda untuk menaikan peralehan minyak dimulai

pada tahun 1880 setelah John F. Carll menyimpulkan bahwa air tanah dari lapisanyang lebih dangkal dapat membantu produksi minyak. Secara tidak sengaja, hal

tersebut telah terjadi sebelum di Pennsylvania opada tahun 1865. Tujuan Injeksi air

adalah mengimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke

dalam reservoir.

Gambar 48 – Jenis Kegiatan EOR.



RESERVOIR

Injection Well Production Well

FLUIDA atau

FLUIDA + BAHAN

KIMIA atau GAS

MINYAK

RESERVOIR


FLUIDA atau

FLUIDA + BAHAN

KIMIA atau GAS

MINYAK

RESERVOIR


FLUIDA atau

FLUIDA + BAHAN

KIMIA atau GAS

MINYAK

Gambar 49 – Perjalanan Fluida Injeksi.

SUMUR INJEKSI

SUMUR PRODUKSI

RESERVOIR

SUMUR INJEKSI

SUMUR PRODUKSI

RESERVOIR

Gambar 50 – Contoh Spacing Sumur Produksi dan Injeksi.



II. INJEKSI AIR DITAMBAH ZAT-ZAT KIMIA TERTENTU

Setelah injeksi air telah maksimum diaplikasikan, terdapat beberapa cara untuk

menambah efisiensi injeksi dengan cara menambahkan zat-zat kimia tertentu

kedalam air injeksi yang akan diinjeksikan.

1. Surfactant

Surfactant berfungsi untuk menurunkan tegangan pcrmukaan, tekanan kapiler

(campuran polimer, alkohol, sulfonate), menaikkan efesiensi pendesakan dalam

skala pori, mikropis.

2. Polymer

Polymer berfungsi untuk memperbaiki perbandingan mobilitas minyak-air.

Untuk menaikkan efesiensi pengurasan secara luas, makrokopis. Sering dipakai

berselang-seling dengan surfactant. Injeksi Polymer efektif untuk reservoir

dengan viskositas minyak tinggi (sampai 200 cp).

Jenis-jenis polimer yang paling sering dipakai:

- polycrylamide

- polysaccharide

Gambar 51 – Injeksi Polymer-Surfactant.



III. INJEKSI TERMAL

Injeksi termal dilakukan dengan menginjeksikan fluida panas yang temperatur jauh

lebih besar jika dibandingkan temperatur fluida reservoir. Injeksi Termal berfungsi

menurunkan viskositas minyak atau membuat minyak berubah ke fasa uap, jugamendorong minyak ke sumur-sumur produksi.

Jenis-jenis Injeksi termal antara lain:

1. Stimulasi uap (steam soak, huff and puff)

Yang diinjeksikan biasanya campuran uap dan air panas dengan komposisi yang

berbcda-beda.

2. Pembakaran di tempat (In-situ Combustion)

Menginjeksikan udara dan membakar sebagaian minyak ini akan menurunkan

viskositas, mengubah sebagian minyak menjadi uap dan mendorong dengan

pendesakan gabungan uap, air panas dan gas.

3. Injeksi air panas.

IV. INJEKSI GAS CO2

CO2 mudah larut dalam minyak bumi namun sulit larut pada air. Karena itu

beberapa hal yang penting dan berguna dalam proses EOR ketika minyak bumi

terjenuhi oleh CO2 adalah :

1. Menurunkan viskositas minyak dan menaikkan viskositas air.

2. Menaikkan volume minyak (swelling) dan menurunkan densitas minyak

3. Memberikan efek pengasaman pada reservoir karbonat.

4. Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan, dan

pemindahan kromatografi, sehingga dapat bertindak sebagai solution gas drive

Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan

membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak daripada minyak pada kondisi

awal di reservoir.



Ada 4 jenis mekanisme pendesakan injeksi CO2 :

1. Injeksi CO2 secara kontinyu selama proses EOR.

2. Injeksi slug CO2, diikuti air.

3. Injeksi slug CO2 dan air secara bergantian.

4. Injeksi CO2 dan air secara simultan.

Injeksi CO2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan

yang terbaik di antara keempat metode tersebut (oil recovery-nya sekitar 50%).

Disusul kemudian injeksi slug CO2 dan air secara bergantian. Injeksi langsung CO2

dan injeksi slug CO2 diikuti sama buruknya dalam kemampuan mengambil minyak

(sekitar 25%).

Agar tercapai pencampuran antara CO2 dengan minyak, maka tekanan di reservoir

harus melebihi MMP (Minimum Miscibility Pressure), harga MMP dapat diperoleh

dari hasil percobaan di laboratorium atau korelasi.

Sumber CO2 alami adalah yang terbaik, baik dari sumur yang memproduksi gas

CO2 yang relatif murni atau dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang

mengandung banyak CO2 sebagai kontaminan. Sumber yang lain adalah kumpulan

gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal-fired). Alternatif lain adalah gasyang dilepaskan dari pabrik amoniak.

Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak adalah menentukan

banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses

pencampuran CO2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO2

yang akan diinjeksikan ke reservoir yang didorong oleh gas N2, menentukan

tekanan injeksi (dipermukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan

formasi.

V. PEMILIHAN METODA EOR

Dari beberapa metoda EOR yang ada, harus ditentukan metoda mana yang paling

tepat yang sesuai dengan karakteristik reservoir.



Besaran-bcsaran berikut yang harus diperhatikan dalam pemilihan metoda EOR:

- Kebasahan (Wettability) batuan

- Sifat-sifat batuan reservoir (petrofisik), seperti permeabilitas, porositas

- Jenis batuan (satu pasir, carbonatc dan lain-lain).

- Jenis minyak (viskositas).

- Tekanan temperatur reservoir, surfactant & polimer: T < 250°F

- Kegaraman air formasi.

- Saturasi minyak yang tersisa yang dapat bergerak

- Cadangan

- Kemiringan reservoir

- Ekonomi

Gambar-gambar dibawah dapat dijadikan panduan untuk memilih teknik EOR yang

tepat.



Gambar 51 – Rangkuman Screening Metoda EOR.



Gambar 52 –Screening Metoda EOR Berdasarkan Viskositas

Gambar 53 –Screening Metoda EOR Berdasarkan Kedalaman Reservoir



Gambar 54 – Screening Metoda EOR Berdasarkan Permeabilitas

DAFTAR PUSTAKA



1. Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L. ; “Petroleum Reservoir Engineering

Physical Properties”, Mc Graw Hill Books Company, New Tork, Toronto,

London, 1960.

2. Clark, N.J. ;”Element of Petroleum Reservoir”, Revision Edition, American Institute

of Mining, Metalurgical and Petroleum engineering, Inc., Dallas-Texas, 1969.

3. Cole W., Frank. “Reservoir Engineering Manual”, Second Edition, Gulf Publishing

Co. Houston, Texas, USA, 1983.

4. Craft, B.C., Hawkins, M.F. ; “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Englewood

Cliffs, Prentice Hall, Inc., New Jersey, 1959.

5. Frick, Thomas C, Taylor, R. William, ; “Petroleum Production Handbook”,

McGrawhill Book Company, Inc., New York, Toronto, London,1982.

6. Koesoemadinata, R.P. ; “Geologi Minyak dan Gas Bumi”, Jilid 1 dan 2, ITB,

Bandung, 1980.

7. Lee, Jhon, ;”Gas Reservoir Engineering”, Society of Petroleum Engineers, New

York, Dallas, 1981.

8. Mc Cain, William D. Jr. ; “The Properties Of Petroleum Fluids”, Penn Well

Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1979.

9. Nind, T.E.W. ; “Principle Of Oil Well Production”, Mc Graw Hill Book Company,Inc., New York, 1981.

10. PettiJohn ; “Sedimentary Rock”, The John Hopkins University, Oxford and IBH

Publishing Company, Calcuta, New Delhi, Second Edition, 1957.

11. Pudjo Sukarno, DR. Ir. ; “Handout Teknik Produksi”, Institut Teknologi Bandung,

Bandung.

12. Sudjati Rahmat, DR. Ir. ; “Handout Kursus Basic Exploration drilling production”,

MCP, Bandung.

Dasar-dasar Enhanced Oil Recovery _eor

Documents

Transcript of Dasar-dasar Enhanced Oil Recovery _eor