EOR (Enhanced Oil Recovery)

31
Injeksi Air (Water Flooding) 1. Mekanisme Pendesakan Proses penginjeksian air (water flooding) dari permukaan bumi ke dalam reservoir minyak adalah didasarkan pada suatu kenyataan bahwa air aquifer berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi, disamping berperan sebagai media pendesak. Sedangkan pertimbangan dilakukan water flooding adalah bahwa sebagian besar batuan reservoir bersifat water wet (sifat kebasahan), sehingga fasa air lebih banyak ditangkap oleh batuan akibatnya minyak akan terdesak dan bergerak ketempat lain (permukaan sumur). Untuk reservoir minyak yang mempunyai viskositas lebih 200 cp akan sulit dilakukan proses injeksi air karena akan terjadi fingering yang hubungannya dengan mobilitas. Begitu pula dengan reservoir yang heterogen akan cenderung fingering (Gambar 4.1.), maka perlu ditambah polimer untuk mengurangi masuknya air pada zona-zona yang permeable. Untuk reservoir strong water drive percuma dilakukan injeksi air, lebih baik jika dilakukan pada reservoir depletion drive. Injeksi air merupakan salah satu metode EOR yang paling banyak dilakukan sampai saat ini. Pemakaian injeksi air sebagai metode untuk menaikkan perolehan minyak dimulai pada tahun 1880 setelah John F.Carll menyimpulkan bahwa air tanah dari lapisan yang lebih dangkal dapat membantu produksi minyak. Tujuan untuk dilakukannya injeksi air adalah untuk mengimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir. 2. Screening Criteria Pertimbangan lain dilakukan injeksi air adalah : a. Saturasi minyak sisa (Sor) cukup besar b. Recoverynya 30% _ 40% dari original oil in place (OOIP) c. Air murah dan mudah diperoleh d. Mudah menyebar ke seluruh reservoir dan kolom air memberikan tekanan yang cukup besar dan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi. e. Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga cukup banyak mengurangi besarnya tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan, jika dibandingkan dengan injeksi gas, dari segi berat air sangat menolong. f. Efisiensi pendesakan air juga cukup baik, sehingga harga Sor sesudah injeksi air = 30% cukup mudah didapat. 3. Gambar Skematis Mekanisme

description

Eor adalah metode perolehan minyak tahap lanjut berfungsi untuk meningkatkan perolehan minyak di suatu lapangan minyak

Transcript of EOR (Enhanced Oil Recovery)

Injeksi Air (Water Flooding)1. Mekanisme PendesakanProses penginjeksian air (water flooding) dari permukaan bumi ke dalam reservoir minyak adalah didasarkan pada suatu kenyataan bahwa air aquifer berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi, disamping berperan sebagai media pendesak. Sedangkan pertimbangan dilakukan water flooding adalah bahwa sebagian besar batuan reservoir bersifat water wet (sifat kebasahan), sehingga fasa air lebih banyak ditangkap oleh batuan akibatnya minyak akan terdesak dan bergerak ketempat lain (permukaan sumur). Untuk reservoir minyak yang mempunyai viskositas lebih 200 cp akan sulit dilakukan proses injeksi air karena akan terjadi fingering yang hubungannya dengan mobilitas. Begitu pula dengan reservoir yang heterogen akan cenderung fingering (Gambar 4.1.), maka perlu ditambah polimer untuk mengurangi masuknya air pada zona-zona yang permeable. Untuk reservoir strong water drive percuma dilakukan injeksi air, lebih baik jika dilakukan pada reservoir depletion drive. Injeksi air merupakan salah satu metode EOR yang paling banyak dilakukan sampai saat ini. Pemakaian injeksi air sebagai metode untuk menaikkan perolehan minyak dimulai pada tahun 1880 setelah John F.Carll menyimpulkan bahwa air tanah dari lapisan yang lebih dangkal dapat membantu produksi minyak. Tujuan untuk dilakukannya injeksi air adalah untuk mengimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir.2. Screening CriteriaPertimbangan lain dilakukan injeksi air adalah :a. Saturasi minyak sisa (Sor) cukup besarb. Recoverynya 30% _ 40% dari original oil in place (OOIP)c. Air murah dan mudah diperolehd. Mudah menyebar ke seluruh reservoir dan kolom air memberikan tekanan yang cukup besar dan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi.e. Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga cukup banyak mengurangi besarnya tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan, jika dibandingkan dengan injeksi gas, dari segi berat air sangat menolong.f. Efisiensi pendesakan air juga cukup baik, sehingga harga Sor sesudah injeksi air = 30% cukup mudah didapat.3. Gambar Skematis Mekanisme

Injeksi Gas (Gas Flooding)1. Mekanisme PendesajanProses injeksi gas immiscible pada prinsipnya sama dengan proses injeksi air (water flooding). Usaha ini terutama ditujukan untuk meningkatkan energi dorong dalam reservoir, yaitu dengan melakukan penginjeksian fluida gas melalui sumur-sumur injeksi, sedang minyaknya diproduksikan pada sumur-sumur produksi dengan pola geometri tertentu. Dengan proses tersebut diharapkan minyak yang masih tertinggal di rongga pori-pori batuan akan mampu didesak ke permukaan.Gas yang diinjeksikan biasanya merupakan gas hidrokarbon. Injeksi gas dilakukan jika terdapat sumber gas dalam jumlah yang sangat besar dan cukup dekat dengannya,termasuk gas dari hasil produksi lapangan itu sendiri. Injeksi gas dapat diterapkan untuk mempertahankan tekanan (pressure maintenance), atau juga dapat mengambil minyak yang tersembunyi di bagian atas reservoir yang terhalang oleh patahan atau bongkah garam (salt dome) yang sering disebut dengan attic oilt. Penggunaan gas sebagai fluida pendesak yang tidak bercampur sudah berlangsung cukup lama, tetapi akhir-akhir ini sudah tidak begitu digunakan lagi karena pendesakannya tidak effisien, dan kini peranannya diganti oleh air.Beberapa alasan yang mendasari tidak efisiennya gas sebagai fluida pendesak, antara lain:a. Gas biasanya bersifat tidak membasahi terhadap batuan reservoir, oleh karena itu gas akan bergerak melalui rongga pori-pori yang lebih besar dan bergerak lebih cepat (by-pass) dari minyak. Bila saturasi gas telah ada sebelumnya, maka gas tersebut akan menempati rongga-rongga pori yang lebih besar, sehingga gas yang diinjeksikan akan mendesak lebih banyak gas daripada minyak.b. Fluida gas mempunyai viskositas yang relatif jauh lebih kecil dari minyak, sehingga gas cenderung melewati minyak bukan mendesaknya.c. Karena gas merupakan fluida yang tidak membasahi (non wetting) dan menempati rongga pori-pori yang lebih besar dimana aliran paling mudah terjadi, maka hal ini lebih lanjut akan mengakibatkan kenaikan yang cepat sekali pada permeabilitas relatif gas dan sebaliknya akan menurunkan secara drastis harga permeabiltas relatif minyak. Dengan bertambah besarnya permeabilitas relatif gas, maka akan besar pula mobilitasnya dan ini menyebabkan semakin buruknya problem channeling,sehingga akan didapatkan harga saturasi minyak residual (Sor) yang- cukup besar pada akhir proses pendesakan gas. Salah satu faktor dari geometri reservoir yang dapat mempengaruhi operasi injeksi gas adalah kemiringan lapisan reservoir. Dengan harga kemiringan () lapisan yang cukup besar, kemungkinan terjadinya efek gravity segregation juga semakin besar. Keuntungan yang didapat dengan timbulnya efek gravity segregation ini adalah meningkatkan efisiensi pendesakan. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada persamaan fraksi aliran di bawah ini :

Berdasarkan Persamaan (4-1) terlihat bahwa efek gravity segregation akan mencapai harga maksimum jika :a. Harga permeabilitas minyak besar.b. Viscositas minyak rendah, sedangkan rapat massanya besar.c. Penampang aliran (A) besar.d. Mempunyai kemiringan lapisan yang besar.e. Kecepatan penginjeksian rendah.Dengan.adanya efek gravity segregation ini, maka harga fraksi aliran yang didapat akan semakin kecil, sehingga Sg akan bertambah. Dengan demikian akan memperbesar recovery minyak sampai gas breaktrough injeksi tercapai.

Injeksi Gas CO21. Mekanisme PendesakanInjeksi gas CO2 atau sering juga disebut sebagai injeksi gas CO2 tercampur yaitu dengan menginjeksikan sejumlah gas CO2 ke dalam reservoir dengan melalui sumur injeksi sehingga dapat diperoleh minyak yang tertinggal. Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak dari pada minyak reservoir awal. Proses pelaksanaannya sama seperti pada proses EOR lainnya, yaitu dengan menginjeksikan sejumlah gas CO2 yang telah direncanakan melalui sumur-sumur injeksi yang telah ada, kemudian minyak yang keluar diproduksikan melalui sumur produksi (Gambar 4.15). Ada empat jenis mekanisme pendesakan injeksi CO2.Dalam pelaksanaan ini, gas CO2 yang diinjeksikan, dapat dilakukan dengan beberapa cara sebagai berikut:Injeksi CO2 secara kontinyu selama proyek berlangsung.Injeksi Carbonate Water (Injeksi slug CO2 diikuti air).Adanya slug CO2 oleh cairan yang diikuti dengan air (Injeksi slug CO2 dan air secara bergantian).Adanya slug CO2 oleh cairan yang diikuti injeksi air dan CO2 (Injeksi CO2 dan air secara simultan).Untuk cara yang pertama, gas yang dibawa dengan menginjeksikan terus menerus gas CO2 ke dalam reservoir maka diharapkan gas CO2 ini dapat melarut dalam minyak dan mengurangi viskositasnya, dapat menaikkan densitas (sampai tahap tertentu, yang kemudian diikuti dengan penurunan densitas), dapat mengembangkan volume minyak dan merefraksi sebagian minyak, sehingga minyak akan lebih banyak terdesak keluar dari media berpori.Untuk cara yang kedua, yaitu dengan menginjeksikan carbonat water ke dalam reservoir. Sebenarnya carbonat water adalah percampuran antara air dengan gas CO2 (reaksi CO2 + H20) sehingga membentuk air karbonat yang digunakan sebagai injeksi dalam proyek CO2 flooding. Tujuan utama adalah untuk terjadi percampuran yang lebih baik terhadap minyak sehingga akanmengurangi viskositas dari minyak serta mengembangkan sebagian volume minyak sehingga dengan demikian penyapuan akan lebih baik.Pada cara yang ketiga, yaitu membentuk slug penghalang dari CO2 yang kemudian diikuti air sebagai fluida pendorong. Sama seperti cara pertama dan kedua, pembentukan slug ini untuk lebih dapat mencampur gas CO2 ke dalam minyak, kemudian karena adanya air yang berfungsi sebagai pendorong, maka diharapkan efisiensi pendesakan akan lebih baik.Untuk cara yang keempat sebenarnya sama dengan cara yang ketiga tetapi disini lebih banyak fluida digunakan CO2 untuk lebih melarutkan minyak setelah proses penyapuan terhadap pendesakan minyak, maka minyak yang telah tersapu dan akan diproduksikan melalui sumur produksi.2. Gambar Skematis Mekanisme Pendesakan

3. Screening Criteria

4. Sifat-sifat CO2Perubahan sifat kimia fisika yang disebabkan oleh adanya injeksi CO2 adalah:a. Pengembangan volume minyakb. Penurunan viscositasc. Kenaikan densitasd. Ekstraksi sebagian komponen minyak4. Kelebihan dan KekuranganAda beberapa alasan (kelebihan utama), sehingga dilakukan injeksi CO2 yaitu :a. Injeksi CO2 mengembangkan minyak dan menurunkan viskositas.b. Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan, dan pemindahan kromatologi.c. Injeksi CO2 bertindak sebagai solution gas drive sekalipun fluida tidak bercampur sempurna.d. Permukaan fluida campur (miscible front) jika rusak akan memperbaiki diri.e. CO2 akan bercampur dengan minyak yang telah berubah menjadi fraksi C2-C6.f. CO2 mudah larut di air menyebabkan air mengembang dan bersifat agak asam.g. Miscibility dapat dicapai pada tekanan diatas 1500 psi pada beberapa reservoir.h. CO2 merupakan zat yang tidak berbahaya, gas yang tidak mudah meledak dan tidak menimbulkan problem lingkungan jika hilang ke atmosfir dalam jumlah yang relatif kecil.i. CO2 dapat diperoleh dari gas buangan atau dari reservoir yang mengandung CO2.Sedangkan beberapa kekurangan injeksi CO2 adalah seabagai berikut :a. Kelarutan CO2 di air dapat menaikkan volume yang diperlukan selama bercampur dengan minyak.b. Viskositas yang rendah dari setiap gas CO2 bebas pada tekanan reservoir yang rendah akan menyebabkan penembusan yang lebih awal pada sumur produksi sehingga mengurangi effisiensi penyapuan.c. Setelah fluida tercampur terbentuk, viskositas minyak lebih rendah dari pada minyak reservoir sehingga menyebabkan fingering dan penembusan yang belum waktunya. Untuk mengurangi fingering maka diperlukan injeksi slug water.d. CO2 dengan air akan membentuk asam karbonik yang sangat korosif.e. Injeksi alternatif slug CO2 dan air memerlukan sistem injeksi ganda dan hal ini akan menambah biaya dan kerumitan sistem.f. Diperlukan injeksi dalam jumlah yang besar (5 10 MCF gas untuk memproduksi satu STB minyak).g. Sumber CO2 biasanya tidak diperoleh ditempat yang berdekatan dengan proyek injeksi CO2 sehingga memerlukan pemipaan dalam jarak yang panjang.

Injeksi Gas Kering Pada Tekanan Tinggi1. Mekanisme PendesakanPada tekanan tinggi, ketercampuran pendorong gas dapat dicapai dengan gas hidrokarbon kering (lean hydrocarbon), fuel gas, dan nitrogen.Injeksi gas kering biasanya memerlukan daerah injeksi yang luas (1000 acre). Reservoir yang cocok untuk injeksi ini adalah karbonat dan sandstone dengan tingkat stratifikasi yang tinggi dan kurang heterogen. Injeksi gas yang menguapkan berbeda dengan injeksi gas yang mengembun maupun dengan injeksi tercampur pada kontak pertama (first contact miscible flood).Pada injeksi gas yang menguapkan, gas produksi dapat ditekan sampai tekanan tercampur dan diinjeksikan kembali untuk mempertahankan pendesakan tercampur. Mobility ratio pada injeksi gas yang menguapkan secara keseluruhan rendah.Pada dua metode terakhir, sejumlah kecil dinding pelarut tersebut dipertahankan untuk pendesakan yang efektif. Injeksi yang menguapkan bukanlah proses pendesakan fluida.Perbedaan penting lainnya antara ketiga metode tersebut adalah bahwa pada injeksi gas yang menguapkan, gas produksi dapat ditekan sampai tekanan tercampur dan diinjeksikan kembali untuk mempertahankan pendesakan tercampur. Dalam injeksi gas yang mengembun dan injeksi tercampur pada kontak pertama, produksi pelarut menurunkan penyapuan tercampur.Gas Hidrokarbon murni banyak yang digunakan karena pada saat ini murah dan tersedia dalam jumlah yang cukup. Mobility ratio pada injeksi gas yang menguapkan secara keseluruhan lebih rendah dibandingkan dengan injeksi gas yang mengembun atau injeksi tercampur pada kontak pertama.Banyak injeksi yang menguapkan dilakukan pada reservoir tipis atau yang memiliki tebal 10 ft. Penyapuan vertikal dapat diperbaiki melalui penyebaran melintang (transverse dispersion) dengan mempertimbangkan volume yang besar dari gas terlarut yang diinjeksikan.Tekanan tercampur dengan gas alam, gas buangan, atau nitrogen biasanya cukup tinggi sehingga membatasi pemakaian metode daya dorong gas yang menguapkan pada reservoir dengan kedalaman kira-kira 5000 ft atau lebih.2. Screening Criteria

3. Sifat-sifat Gas KeringFaktor-faktor yang menjadi sifat-sifat untuk gas-gas Hidrokarbon, nitrogen, dan campuran N2 & CO2:a. Kompressibilitas untuk gas-gas alam & N2b. Viscositas untuk gas hidrokarbon & N24. Kelebihan dan KekuranganKelebihan dari injeksi gas kering pada tekanan tinggi adalah:a. Efisiensi pendesakan mendekati 100%.b. Lebih ekspansif daripada propana atau gas yang diperkaya.c. Tidak ada masalah yang terjadi pada ukuran slug sehubungan dengan injeksi secara kontinyu.d. Gas dapat diinjeksikan kembali.Kekurangan dari injeksi gas kering pada tekanan tinggi adalah:a. Proses ini terbatas, sebab reservoir minyak harus kaya komponen C2-C4b. Proses ini memerlukan tekanan injeksi yang besarc. Biaya yang diperlukan untuk gas alam mahal, gas-gas pengganti memerlukan tekanan yang lebih besar.Injeksi Gas yang Diperkaya1. Mekanisme PendoronganInjeksi gas diperkaya (enrich gas drive) adalah suatu usaha peningkatan recovery minyak sisa dalam pori-pori batuan reservoir, dengan menginjeksikan gas alam kering (relatif lebih banyak methana) yang telah diperkaya oleh komponen intermediate (propana, butana, dll). Tipe pendesakan ini disebut condensing gas drive.Pencampuran ThermodinamikaSelama injeksi gas ke dalam reservoir minyak, sepanjang fluida reservoir tidak berbeda secara keseluruhan komposisinya, maka perlahan-lahan akan terjadi pencampuran antara dua fluida tersebut sehingga komponen akan menjadi lebih serupa. Kemudian fasa gas dan minyak hanya sebentar dipisahkan oleh bidang antar muka dan selanjutnya terjadi pencampuran. Di bawah ini diberikan beberapa parameter yang penting untuk menentukan kelarutan gas dalam minyak:1. Pengaruh TekananKelarutan gas berharga tetap pada tekanan di atas tekanan gelembung minyak, karena pada tekanan tersebut tidak ada gas terbebaskan pada saat minyak menuju ke sumur produksi, sehingga seluruh fluida reservoir berbentuk cairan. Bila tekanan reservoir turun, dan mencapai tekanan di bawah tekanan gelembung, maka gas mulai terbebaskan dan hanya sebagian gas saja yang masih tertinggal (larut) di dalam cairan2. Pengaruh SuhuKelarutan gas dalam minyak berkurang dengan naiknya suhu.3. Pengaruh Komposisi GasKelarutan gas dalam minyak berkurang dengan konsentrasi penyusun dengan berat molekul yang rendah dalam gas itu. Karena berat jenis gas ditentukan oleh berat molekul tiap penyusun gas, maka harus ada hubungan antara berat jenis gas dengan kelarutan. Pada suhu dan tekanan tertentu kelarutan gas dalam minyak berkurang dengan berkurangnya berat jenis gas.4. Pengaruh Komposisi MinyakBerat jenis zat cair yang rendah menunjukkan konsentrasi zat cair hidrokarbon dengan berat molekul rendah. Seperti diketahui bahwa berat jenis turun dengan naiknya oAPI. Oleh sebab itu, pengaruh komposisi minyak terhadap kelarutan gas dalam minyak, akan naik dengan naiknya berat jenis API minyak2. Gambar Skematis Mekanisme Injeksi

3. Screening Criteria

4. Sifat-sifat Gas yang Diperkayaa. Kompressibilitas untuk gas-gas alam & N2b. Viscositas untuk gas hidrokarbon & N25. Kelebihana. Sangat baik untuk seluruh minyak sisab. Percampuran dapat dilakukan kembali jika terjadi kehilangan di reservoir.c. Mengembangkan percampuran pada tekanan yang relatif rendah.d. Ukuran slug yang besar memperkecil problem-problem yang akan terjadi dalam perencanaan slug.6. Kekurangana. Gravity override terjadi pada formasi yang tipisb. Harga gas mahalc. Penjarian viskositas mempengaruhi disipasi slugInjeksi Gas Inert1. Mekanisme PendesakanPada suatu lapangan dimana dilakukan injeksi gas inert selain fasilitas produksi yang biasa ada seperti block station, maka diperlukan instalasi khusus yang mengolah gas yang akan diinjeksikan, kemudian kompressor dan pompa untuk menginjeksikan gas ke dalam reservoir. Instalasi untuk memisahkan gas inert dari gas alam yang dihasilkan sumur produksi akan dipasang jika diperlukan.Pada proses Flue Gas, sebagai bahan dasar adalah gas alam yang dimasukkan kedalam ketel uap (boiler), dari sini gas yang dihasilkan dialirkan melalui Nox reaktor ntuk membatasi kadar Nox di dalam gas, kemudian gas dimasukkan kedalam water scrubber untuk membersihkan uap air dari gas yang selanjutnya gas dikirim ke alat pengering (dryers), maka dari sini dihasilkan flue gas yang dengan kompressor siap diinjeksikan ke dalam sumur injeksi.Pada proses Gas Engine Exhaust, gas yang dipakai adalah gas yang dihasilkan dari gas sisa pembakaran mesin. Sebagai bahan dasar sama dengan pada proses flue gas yaitu udara dan gas alam, yang dengan perbandingan tertentu dipakai sebagai bahan bakar mesin. Gas hasil sisa pembakaran ini sebelum diinjeksikan ke dalam sumur juga dilewatkan melalui Nox,Water Separator, dan Dryers. Setelah itu gas engine exhaust ini siap diinjeksikan dengan kompressor ke dalam sumur injeksi.Pada proses Cryogenic N2, yang dimaksud adalah untuk memproduksikan nitrogen murni, yang dipisahkan dari udara. Prosesnya, udara dengan kompresor disalurkan melalui separator air, kemudian dengan melalui head exchange terlebih dahulu dimasukkan ke dalam kolom distilasi dimana gas N2 yang sangat ringan ini akan dihasilkan dari puncak kolom distilasi, yang selanjutnya siap diinjeksikan dengan kompresor nitrogen2. Screening Criteria

3. Sifat-sifat Gas InertGas yang tidak reaktif (inert gas) seperti N2 murni atau campuran yang didominasi N2 dapat dijadikan alternatif pengganti gas alam. Hasil dari beberapa percobaan mengindikasikan bahwa N2 tidak cocok sebagai bahan pendesak tercampur (miscible displacement agent), sebab memerlukan tekanan yang tinggi untuk dapat bercampur. Akan tetapi N2 dan minyak dapat bercampur pada suatu kondisi tertentu melalui proses penggandaan kontak.4. Kelebihana. hasil pembakaran gas alam akan diperoleh gas hasil pembakaran atau gas inert sebanyak 5 sampai 10 kali volume gas alam yang dibakar.b. Jika tudung gas ada, injeksi gas ini akan mencegah terjadinya perembesan minyak ke dalam zona tudung gas. Gas inert akan lebih suka tinggal sebagai residu pada saat abandonment dari pada gas alam. c. Injeksi gas akan menghasilkan perolehan lebih banyak jika dibandingkan dengan pendesakan air, pada reservoir dengan permeabilitas yang kecil. d. Realisasi penyediaan gas alam kemungkinan tidak akan stabil karena harga dan persediaan gas alam dimasa datang akan dikontrol oleh pemerintah. Peraturan seperti ini mungkin membatasi atau melarang injeksi dengan gas alam.5. Kekurangana. Korosi dalam operasi yang memakai boiler dan atau gas sisa pembakaran untuk pendesakan minyak secara tercampurb. Adanya breakthrough (tembus gas) dari gas nitrogen yang diinjeksikan pada sumur-sumur produksi merupakan masalah yang serius dan juga masalah dalam hal pembiayaan.

Injeksi Alkaline1. Mekanisme PendesakanInjeksi alkaline merupakan proses yang sederhana dan relatif tidak mahal dalam pelaksanaannya, tetapi memiliki mekanisme pendesakan yang kompleks. Beberapa mekanisme yang ada, yaitu penurunan tegangan antarmuka, emulsifikasi, perubahan kebasahan, dan penghancuran rigid interfacial film. Akibat dari mekanisme-mekanisme tersebut secara makroskopis adalah adanya perbaikan areal dan volumetric sweep efficiency, yaitu dengan perubahan mobilitas ratio atau perubahan permeabilitas minyak-air. Secara mikroskopis adalah merubah minyak yang tidak dapat bergerak (immobile) dalam media berpori menjadi dapat bergerak (mobile), yaitu dengan emulsifikasi dan penurunan tegangan permukaan.Emulsifikasi. Konsentrasi NaOH, pH dan salinitas yang optimum serta konsentrasi asam pada minyak di reservoir yang mencukupi akan menyebabkan terjadinya emulsifikasi di formasi. Hasil penelitian laboratorium menunjukkan bahwa dengan menginjeksikan emulsi minyak dalam air (water in oil emulsion) hasilnya akan lebih baik dibanding injeksi dengan air. Penurunan Tegangan Antarmuka. Bila viskositas dan kecepatan konstan, maka untuk menaikkan bilangan kapiler dilakukan dengan menurunkan tegangan antarmuka sampai ribuan kali atau lebih. Perubahan Kebasahan. Perubahan kebasahan dimaksudkan untuk mengurangi atau menghilangkan tekanan kapiler. Terdapat dua kemungkinan perubahan kebasahan, yaitu water wet menjadi oil wet dan oil wet menjadi water wet. Pada water wet menjadi oil wet, terjadi:a) Konsentrasi zat perubah kebasahan naik, maka batuan water wet berubah menjadi oil wet b) Zat perubah kebasahan bereaksi dengan organic acid dan menurunkan tegangan antarmukac) Konsentrasi zat perubah kebasahan turun sehingga batuan berubah lagi menjadi water wetd) Minyak akan lepas dari batuan dan mengalir bersama dengan air injeksi Sedangkan pada perubahan oil wet menjadi water wet terjadi penurunan tegangan antarmuka yang menjadikan batuan berubah menjadi water wetPerubahan Rigid Interfacial Tension. Film ini akan hancur dan masuk ke dalam minyak, tetapi prosesnya sangat lambat. Bila film ini masuk ke dalam ruang pori yang kecil, maka ia akan melipat membentuk simpul-simpul yang mengakibatkan minyak tidak dapat keluar dari media berpori. Padatan film dengan injeksi alkaline akan pecah atau larut terbawa gerakan minyak sisa. 2. Screening CriteriaInjeksi alkalin atau kaustik merupakan suatu proses dimana pH air injeksi dikontrol pada kisaran harga 12-13 untuk memperbaiki perolehan minyak. Beberapa sifat batuan dapat mempengaruhi terhadap injeksi alkalin. Ion divalen dalam air di reservoir, jika jumlahnya cukup banyak dapat mendesak slug alkalin karen mengendapnya hidroksida-hidroksida yang tidak dapat larut.Gypsum dan anhydrit jika jumlahnya melebihi dibandingkan dengan jumlahnya yang ada di dalam tracer akan menyebabkan mengendapnya Ca(OH)2 dan membuat slug NaOH menjadi tidak efektif. Clay dengan kapasitas pertukaran ion yang tinggi dapat menghasilkan slug NaOH dengan menukar hidrogen dari sodium. Limestone dan dolomit bersifat tidak reaktif dan reaksi dengan komponen silika di dalam batu pasir sangat lambat dan tidak lengkap, sedangkan reseistivitas alkalin dengan batuan reservoir dapat ditentukan di laboratorium.Dari pengalaman di lapangan, penggunaan kosurfaktan ini, ternyata dapat meningkatkan recovery minyak sampai 20%. Hal ini disebabkan karena selain ikut mendesak, surfaktan juga turut melarutkan minyak.Zat tambahan lain yang sering dipakai adalah larutan elektrolit NaCl yang digunakan sebagai preflush, untuk menggerakkan air formasi yang tidak cocok dengan komposisi slug surfaktan.Pemilihan bahan dilakukan berdasarkan pH tertinggi, sebab pH yang tinggi akan mengakibatkan penurunan tegangan permukaan minyak. Bahan kimia yang menghasilkan pH tinggi pada konsentrasi yang rendah adalah NaOH. Hasil pengamatan laboratorium menunjukkan bahwa kondisi optimum pada injeksi alkaline dicapai dengan konsentrasi NaOH 0,1 % berat dan ukuran slugnya sekitar 15% volume pori. Bahan kimia injeksi ini paling murah dibandingkan dengan bahan untuk injeksi kimia lainnya.API< 30API

Viskositas< 200cp

Salinitas< 20000ppm

Minimum Saturasi Minyak-

Kedalaman< 8000ft

Jenis FormasiSandstone

Permeabilitas Rata-rata20mD

Temperatur< 200F

WettabilitasPref. WW

3. Parameter yang MempengaruhiKonsentrasi NaOH. Tegangan antar muka akan minimum pada range pH dan konsentrasi NaOHtertentu. Agar didapat emulsi minyak dalam air pada proses emulsifikasi di formasi, konsentrasi NaOH harus cukup, karena konsentrasi NaOH yang berlebihan akan menyebabkan emulsifikasi yang sebaliknya (air dan minyak) atau tidak terjadi emulsi sama sekali.Karakteristik Reservoir. Hal-hal yang perlu diperhatikan sehubungan dengan pengaruh karakteristik reservoir ini adalah :1. Struktur dan Geologi ReservoirHal-hal yang perlu dihindari adalah :Reservoir dengan sesar dan rekahan yang memungkinkan terjadinya distribusi minyak yang tidak merata.Ketebalan total reservoir yang jauh lebih besar dari ketebalan minyak.Luas zona minyak yang kecil atau zona minyak yang tipis di atas aquifer yang tebal.Reservoir dengan tingkat perlapisan yang tinggi.Heterogenitas batuan yang tinggi dan perkembangan porositas serta permeabilitas yang rendah.2. Kedalaman dan TemperaturDari hasil pengukuran di laboratorium didapatkan bahwa dengan semakin dalam dan semakin tinggi temperatur reservoir, maka konsumsi alkalinnya akan semakin besar.Luas Permukaan. Minyak yang tersisa setelah injeksi alkalin pada matrik oil-wet adalah berbentuk film. Ketebalan film ini tergantung pada kualitas pendesakan emulsinya, minyak yang tersisa akan lebih besar bila luas permukaan batuan semakin besar. Dengan demikian injeksi alkalin akan tidak efektif pada batuan yang mempunyai luas permukaan yang besar seperti batu lempung dan silt.Komposisi Fluida Reservoir. Kandungan kimia pada fluida reservoir dan injeksi air hangat sangat berpengaruh mekanisme dalam injeksi alkalin.4. Kelebihana. Dapat menurunkan tegangan permukaanb. Terjadi perubahan wettabilitas.c. Meningkatkan sweep efficiency dan emulsifikasi.d. Meningkatkan mobilitas dan permeabilitas minyak.e. Biaya paling murah dibandingkan dengan injeksi kimia lainnya.5. Kekurangana. Tidak cocok untukreservoir dengan kondisi P &T yang tinggi, salinitas yang rendah, SG yang rendah, dan viskositas minyak yang rendah.b. Tidak cocok untuk reservoir dengan heterogenitas batuan yang besar.c. Membentuk film pada matriks batuan oil wet.

Injeksi Polymer1. Mekanisme PendesakanInjeksi polimer pada dasarnya merupakan injeksi air yang disempurnakan. Penambahan polimer ke dalam air injeksi dimaksudkan untuk memperbaiki sifat fluida pendesak, dengan harapan perolehan minyaknya akan lebih besar. Injeksi polimer dapat meningkatkan perolehan minyak yang cukup tinggi dibandingkan dengan injeksi air konvensional. Jika minyak reservoir lebih sukar bergerak dibandingkan dengan air pendesak, maka air cenderung menerobos minyak, hal ini akan menyebabkan air cepat terproduksi, sehingga effisiensi pendesakan dan recovery minyak rendah. Penambahan sejumlah polimer ke dalam air, akan meningkatkan viskositas air sebagai fluida pendesak, sehingga mobilitas air sendiri menjadi lebih kecil dari semula dengan demikian mekanisme pendesakan menjadi lebih efektif. Polimer ini berfungsi untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan invasi, sehingga Sor yang terakumulasi dalam media pori yang lebih kecil akan dapat lebih tersapu dan terdesak. 2. Screening CriteriaAPI< 25API

Viskositas< 100cp

Salinitas< 20000ppm

Kedalaman< 8000ft

Jenis FormasiSandstone atau Carbonat

Permeabilitas Rata-rata20mD

Temperatur< 200F

WettabilitasPref. WW

3. Kelebihana. Meningkatkan viskositas fluida pendesak sehingga menurunkan mobilitas air.b. Meningkatkan sweep efficiency dan emulsifikasi.c. Pengaplikasiannya lebih sederhana.d. Biaya operasional relatif murah.e. Meningkatkan recovery.4. Kekurangana. Salinitas dan keasaman reservoit yang tinggi akan merusak ikatan kimia polymer.b. Mekanisme pendesakannya sangat kompleks.5. Gambar Skematis Mekanisme Pendesakan polymer

Injeksi Surfactant1. Mekanisme PendesakanLarutan surfactant yang merupakan microemulsion yang diinjeksikan ke dalam reservoir. Injeksi surfactant ini ditujukan untuk memproduksikan residual oil yang ditinggalkan oleh water drive, dimana minyak yang terjebak oleh tekanan kapiler, sehingga tidak dapat bergerak dapat dikeluarkan dengan menginjeksikan larutan surfaktan. Percampuran surfactant dengan minyak membentuk emulsi yang akan mengurangi tekanan kapiler. Setelah minyak dapat bergerak, maka diharapkan tidak ada lagi minyak yang tertinggal. Pada surfaktan flooding kita tidak perlu menginjeksikan surfaktan seterusnya, melainkan diikuti dengan fluida pendesak lainnya, yaitu air yang dicampur dengan polymer untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan akhirnya diinjeksikan air.Mula-mula bersinggungan dengan permukaan gelembung-gelembung minyak melalui film air yang tipis, yang merupakan pembatas antara batuan reservoir dan gelembung-gelembung minyak. Surfactant memulai perannya sebagai zat aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Molekul-molekul surfactant yang mempunyai rumus kimia RSO3H akan terurai dalam air menjadi ion-ion RSO3- dan H+. Slug surfactant setelah diinjeksikan kemudian diikuti oleh larutan polimer. Ion-ion RSO3- akan bersinggungan dengan gelembung-gelembung minyak. Ia akan mempengaruhi ikatan antara molekul-molekul minyak dan juga mempengaruhi adhesion tension antara gelembung-gelembung minyak dengan batuan reservoir. Akibatnya ikatan antara gelembung-gelembung minyak akan semakin besar dan adhesion tension semakin kecil, sehingga terbentuk oil bank yang kemudian didesak dan diproduksikan. Hal ini dilakukan untuk mencegah terjadinya fingering dan chanelling. Surfactant + cosurfactant harganya cukup mahal. Di satu pihak polymer melindungi bank ini sehingga tidak terjadi fingering menerobos zone minyak dan di lain pihak melindungi surfactant bank dari terobosan air pendesak.Agar efektivitas slug surfactant dalam mempengaruhi sifat kimia fisika sistem fluida di dalam batuan reservoir dapat berjalan baik, maka hal-hal diatas harus diperhatikan. Misalnya mobilitas masing-masing larutan harus dikontrol. Mobilitas slug surfactant harus lebih kecil dari mobilitas minyak dan air di depannya. 2. Screening CriteriaUntuk memperbaiki kondisi reservoir yang tidak diharapkan, seperti konsentrasi ion bervalensi dua, salinitas air formasi yang sangat tinggi, serta absorbsi batuan reservoir terhadap larutan dan kondisi-kondisi lain yang mungkin dapat menghambat proses surfaktan flooding, maka perlu ditambahkan bahanbahan kimia yang lain seperti cosurfaktan (umumnya alkohol) dan larutan NaCl.Selain kedua additive di atas, yang perlu diperhatikan dalam operasi surfaktan flooding adalah kualitas dan kuantitas dari zat tersebut. Pada dasarnya ada dua konsep yang telah dikembangkan dalam penggunaan surfactant untuk meningkatkan perolehan minyak.Konsep pertama adalah larutan yang mengandung surfactant dengan konsentrasi rendah diinjeksikan. Surfactant dilarutkan di dalam air atau minyak dan berada dalam jumlah yang setimbang dengan gumpalan-gumpalan surfactant yang dikenal sebagai micelle. Sejumlah besar fluida (sekitar 15 60% atau lebih) diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mengurangi tegangan antarmuka antara minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan perolehan minyak.Pada konsep kedua, larutan surfactant dengan konsentrasi yang lebih tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir dalam jumlah yang relatif kecil (3 20% PV). Dalam hal ini, micelles yang terbentuk bisa berupa dispersi stabil air di dalam hidrokarbon atau hidrokarbon di dalam air.API< 25API

Viskositas< 100cp

Salinitas< 20000ppm

Kedalaman< 8000ft

Jenis FormasiSandstone

Permeabilitas Rata-rata20mD

Temperatur< 200F

WettabilitasWW or OW

3. Parameter yang Mempengaruhi Injeksi SurfactantAdsorbsi. Persoalan yang dijumpai pada injeksi surfactant adalah adsorbsi batuan reservoir terhadap larutan surfactant. Adsorbsi batuan reservoir pada slug surfactant terjadi akibat gaya tarik-menarik antara molekul-molekul surfactant dengan batuan reservoir dan besarnya gaya ini tergantung dari besarnya afinitas batuan reservoir terhadap surfactant. Jika adsorbsi yang terjadi kuat sekali, maka surfactant yang ada dalam slug surfactant menjadi menipis, akibatnya kemampuan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air semakin menurun. Konsentrasi Slug Surfactant. Konsentrasi surfactant juga berpengaruh besar terhadap terjadinya adsorbsi batuan reservoir pada surfactant. Konsentrasi surfactant yang digunakan makin pekat, maka akan semakin besar adsorbsi yang diakibatkannya mencapai titik jenuh.Clay. Clay yang terdapat dalam reservoir harus diperhitungkan karena clay dapat menurunkan recovery minyak, disebabkan oleh sifat clay yang suka air (Lyophile) menyebabkan adsorbsi yang terjadi besar sekali. Salinitas. Salinitas air formasi berpengaruh terhadap penurunan tegangan permukaan minyak-air oleh surfactant. NaCl untuk konsentrasi garam-garam tertentu akan menyebabkan penurunan tegangan permukaan minyak-air tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah ikatan ion yang sangat mudah terurai menjadi ion Na+ dan ion Cl-, begitu juga halnya dengan molekul-molekul surfactant. Surfactant di dalam air akan mudah terurai menjadi ion RSO3- dan H+. Konsekuensinya bila pada operasi injeksi surfactant terdapat garam NaCl, maka akan membentuk HCl dan RSO3Na, dimana HCl dan RSO3Na bukan merupakan zat aktif permukaan dan tidak dapat menurunkan tegangan permukaan minyak-air. 4. Kelebihana. Meningkatkan efisiensi pendesakan.b. Menurunkan tegangan antar muka.c. Menurunkan tekanan kapiler.d. Dapat diaplikasikan bersama dengan polymer.5. Kekurangana. Biaya operasional relatif mahal.b. Terjadi degradasi ikatan kimia pada temperatur reservoir yang tinggi.6. Gambar Skema Mekanisme Pencampuran Injeksi

7. Gambar Skema Mekanisme Pendesakan

Injeksi Air Panas1. Mekanisme PendesakanAir yang diinjeksikan dalam reservoir dipanaskan terlebih dahulu sampai temperatur air lebih tinggi dari temperatur reservoir mula-mula dan lebih rendah dari temperatur penguapan air. Air panas di dalam reservoir akan mengalir secara kontinyu ke lapisan yang lebih dingin kemudian secara berangsur-angsur akan terjadi kehilangan panas sehingga akhirnya temperatur mendingin sampai tercapai temperatur reservoir mula-mula pada daerah yang terpanasi.Zona yang terpanasi dan bagian atau bank air yang mendingin akan segera terakumulasi setelah injeksi air panas dimulai. Bank air yang mendingin secara kontinyu akan terbentuk di depan zona yang terpanasi, tetapi dengan laju yang lebih lambat. Distribusi temperatur dalam zone yang terpanasi tergantung kepada kehilangan panas di cap rock dan base rock, tetapi kecepatan leading edge tidak bergantung pada kehilangan panas. Kecepatan ini berbanding lurus dengan flux air dan tergantung pada kapasitas panas air dan batuan. Hubungan kecepatan dengan kapasitas panas menurut Dietz adalah sebagai berikut :

Keterangan :cm= kapasitas panas spesific material matrix, kcal/kg.C.Co= kapasitas panas spesific minyak, kcal/kg.C.cw= kapasitas panas spesific air, kcal/kg.C.Sor = saturasi minyak tersisa, fraksi.Vt= kecepatan front temperatur T, m/hari.Vtr= kecepatan front tracer, m/hari.m= densitas material matrix, kg/m3.o= densitas minyak, kg/m3 .w= densitas air, kg/m3.= porositas, fraksi. Mula-mula minyak akan didesak oleh air dingin sebelum front panas sampai. Air panas akan mendingin lebih cepat dalam jari-jari yang kecil (small fingers), sehingga panas berjalan lambat dalam reservoir.Akibat dari hot water drive lebih buruk daripada cold water drive sebab hot water kurang viscous dibandingkan dengan cold water. Tetapi hakikatnya masih mendorong minyak dingin. Berangsur-angsur kemudian kehilangan panas dari hot water channels akan menambah temperatur reservoir dengan cara konduksi. Hal ini akan mengurangi viscositas minyak dan meningkatkan efek water drive.Temperatur yang lebih tinggi dalam hot water channels akan mengurangi oil/water viscosity ratio. Hal tersebut mengakibatkan pendesakan lebih efektif dan saturasi minyak yang tersisa lebih rendah pada bagian yang tersapu dari lapisan minyak. Penambahan keuntungan dari injeksi air panas biasanya terjadi setelah breakthrough air dingin pada sumur produksi, dan kenaikkan recovery minyak biasanya disertai dengan tingginya WOR (Water Oil Ratio).2. Screening CriteriaAPI>10API

Viskositas100-1000cp

KomposisiTidak kritis

Kedalaman400-1000ft

Jenis FormasiSandstone atau limestone

Permeabilitas Rata-rata20mD

Saturasi Minyak>40%PV

TemperaturTidak kritis

TekananTidak kritis

3. Kelebihana. Proses pendesakan panas sangat simpel dan dapat berfungsi sebagai water flood.b. Design dan operasinya sebagian besar dapat menggunakan fasilitas water flood.c. Efisiensi pendesakan lebih baik dari water flood conventional.4. Kekurangana. Air mempunyai kapasitas panas yang rendah dibanding steam.b. Perlu adanya treatment khusus untuk mengontrol korosi, problem scale, swelling, dan emulsi.c. Pada sand yang tipis, sejumlah panas akan hilang pada overburden dan underburden. Hal ini akan menjadi kritis apabila formasi underburdendan overburden berupa shale.d. Kehilangan panas cukup besar pada rate injeksi rendah dan formasi sand yang tipis.Injeksi Uap1. Mekanisme PendesakanProses pelaksanaan injeksi uap hampir sama dengan injeksi air. Uap diinjeksikan secara terus-menerus melalui sumur injeksi dan minyak yang didesak akan diproduksikan melalui sumur produksi yang berdekatan. Ada dua macam injeksi uap yang dapat dilakukan yaitu:Stimulasi uap (steam soak). Pada proses ini terdapat tiga tahap kejadian. Tahap pertama, sejumlah uap kualitas tinggi diinjeksikan ke dalam sumur dengan rate injeksi yang besar.Tahap kedua, sumur ditutup beberapa minggu agar uap dapat memanaskan minyak yang ada disekeliling lubang sumur agar menjadi encer (viskositas rendah).Pada tahap ketiga, sumur dibuka dan diproduksikan sampai laju produksi menurun, dan pada seat ini uap diinjeksikan kembali untuk mengulangi proses tersebut. Pada steam soak sumur injeksi dan produksi adalah sama, sehingga pada saat produksi lapisan di sekitar sumur menjadi bersih dan permeabilitasnya dapat meningkat. Metoda ini dapat berlangsung dengan baik pada reservoir yang dangkal.Pendesakan Uap. Pada proses ini uap diinjeksikan untuk memanaskan dan mendesak minyak berat ke sumur produksi. Pada saat uap mengalir ke dalam batuan yang mengandung minyak, uap berubah menjadi air panas karena temperatur turun akibat pelepasan panas dari uap ke batuan dan fluida teservoir. Uap tidak hanya menyebabkan viskositas minyak turun dengan kenaikan temperatur, tetapi juga menyebabkan pendesakan minyak.Kehilangan panas pada injeksi uap terjadi sejak uap keluar dari generator hingga uap tersebut mencapai reservoir. Kandungan panas uap sebagian akan hilang dipermukaan, dalam sumur injeksi serta di lapisan cap rock dan base rock yang berhubungan dengan pengembangan zone uap.Kehilangan Panas di Permukaan. Fluida panas meninggalkan generator mengalir melalui stream line di permukaan menuju ke well head. Keadaan ini akan menyebabkan terjadi kehilangan sebagian panas yang disebabkan karena adanya perbedaan temperatur fluida di sekelilingnya. Kehilangan panas yang terjadi dapat diperkecil dengan memberi isolasi pada stream line. Kehilangan panas di permukaan disebabkan oleh perpindahan panas konduksi melalui pipa dan isolasinya, sedangkan pada bagian dalam dan luar pipa disebabkan oleh konveksi.

Keterangan:

Kins= konduktivitas thermal isolasi, BTU/jam-ft-0F. l = panjang pipa,ft. Ti = temperatur dalam pipa, 0F.To = temperatur di luar pipa, 0F.ro = jari-jari luar pipa, in.ri = jari-jari dalam dari isolasi, in.ho = koefisien kombinasi untuk konveksi dan radiasi, BTU/jam-ft2-0F.

Kehilangan panas di sumur injeksi. Laju kehilangan panas di sumur injeksi ini jumlahnya lebih besar dibandingkan di streamline. Hal ini disebabkan karena adanya perpindahan panas dari fluida panas ke formasi di sekitar lubang sumur. Pengurangan kehilangan panas dalam proyek injeksi uap yang lebih besar di lubang sumur, maka digunakan tubing berisolasi. Hal ini dimaksudkan untuk mengurangi pengaruh panas terhadap casing yang sudah disemen.

Keterangan:

Qwb = laju kehilangan panas di dasar sumur, BTU/jam. rto = jari-jari luar tubing, ft.to = koefisien overall heat transfer, BTU/jam-ft2-F.Kh = konduktivitas panas formasi, BTU/jam-ft-F. f(t) = fungsi konduksi panas transient, tak berdimensi.Tst = temperatur uap, F.b = temperatur geothermal permukaan, F.L = panjang tubing, ft.a = gradient geathermal, F/ft.

Kehilangan Panas di Reservoir. Kehilangan panas ke cap rock den base rock dapat dinyatakan sebagai fraksi dari total injeksi panas

Keterangan :

tD = tak berdimensi.= diffusivitas panas, ft2/hari,t= waktu, hari.h= ketebalan formasi, ft.

2. Screening CriteriaAPI10-34API

Viskositas 15000cp

KomposisiTidak kritis

Kedalaman 3000ft

Jenis FormasiSandstone atau carbonate

Permeabilitas Rata-rata 250mD

Porositas 20%

Temperatur 700F

Tekanan 1500psia

3. Kelebihana. Uap mempunyai kandungan panas yang lebih besar dari pada air, ehingga efisiensi pendesakan lebih efektif.b. Recovery lebih besar dibandingkan dengan injeksi air panas untuk jumlah input energi yang sama.c. Di dalam formasi akan berbentuk zone steam dan zone air panas, dimana masing-masing zone ini akan mempunyai peranan terhadap proses pendesakan minyak ke sumur produksi.d. Efisiensi pendesakan sampai 60 % OOIP.4. Kekurangana. Terjadinya kehilangan panas di seluruh transmisi, sehingga perlu pemasangan isolasi pada pipa.b. Spasi sumur harus rapat, karena adanya panas yang hilang dalam formasi.c. Terjadinya problem korosi, scale maupun emulsi.d. Karena adanya perbedaan gravitasi, formasi pada bagian atas akan tersaturasi steam, sehingga efisiensi pendesakan pada formasi bagian atas sangat baik. Oleh karena itu secara keseluruhan efisiensie. Pendesakan vertikalnya kurang baik.f. Kecenderungan terjadinya angket oil sangat besar, tergantung pada faktor heterogenitas batuan.5. Gambar Skematik Mekanisme Pendesakan Proses Stimulasi UapProses Pendesakan Uap

Injeksi In Situ Combustion1. Mekanisme PendesakanIn-situ combustion adalah proses pembakaran sebagian minyak dalam reservoir untuk mendapatkan panas, dimana pembakaran dalam reservoir dapat berlangsung bila terdapat cukup oksigen (O2) yang diinjeksikan dari permukaan.Suatu pembakaran diawali dengan penyalaan dan panas yang dihasilkan akan merambat secara konduksi. Tersedianya oksigen yang cukup, crude oil sekitarnya akan ikut terbakar setelah temperatur nyalanya tercapai. Minyak akan lebih mudah bergerak dengan naiknya temperatur sehingga sebagian minyak terdesak akan menjauhi zone pembakaran. Dalam injeksi pada in-situ combustion dapat dibagi tiga tahapan, yaitu : Tahap Sebelum Penyalaan. Tahap ini bertujuan untuk menaikkan harga saturasi gas di reservoir sampai mencapai harga saturasi kritis (Sgc), di bawah harga ini gas tidak dapat bergerak), yaitu dengan menginjeksikan gas ke dalam reservoir. Apabila saturasi gas reservoir kecil (Sg = Sgc, maka Krg = 0), maka gas akan sulit mengalir dan akan menghalangi pencampuran oksigen dengan bahan bakar. Bila keadaan ini berlarut-larut, maka pembakaran dapat padam, dan kasus ini dekenal dengan sebutan liquid blocking.Tahap Penyalaan. Metode penyalaan menjadi dua, yaitu penyalaan spontan dan penyalaan buatan. Dalam penyalaan spontan, reaksi antara oksigen dengan crude oil dan panas hasil pembakaran (oksidasi) akan mencapai temperatur nyala dari crude oil.Untuk penyalaan buatan membutuhkan bantuan untuk mencapai temperatur nyala. Penyalaan ini membutuhkan electrical meter, downhole burner, hot fluid injection dan chemical. spontan dan penyalaan buatan. Dalam penyalaan spontan akan terjadi nyala apabila temperatur formasi telah mencapai temperatur nyala.Tahap Lanjutan Pembakaran. Tiga faktor utama yang menentukan perambatan pembakaran, yaitu : bahan bakar, oksigen, dan temperatur. Campuran bahan bakar dengan oksigen akan terbakar pada temperatur tertentu.2. Jenis-jenis In-Situ CombustionBerdasarkan perambatan pembakaran ini In-Situ Combustion dibagi dalam forward combustion dan reverse combustion.Forward Combustion. Jenis combustion ini arah pergerakan muka pembakaran searah dengan arah pergerakan udara injeksi. Muka pembakaran bergerak dari sumur injeksi ke sumur produksi pada forward combustion.Udara yang diinjeksikan dapat ditambah air, artinya udara injeksi bukan udara kering. Berdasarkan kadar air terhadap udara injeksi forward combustion, maka forward combustion digolongkan ke dalam: a. Dry combustion, b. Wet combustion dan c. Combination of forward combustion and water flood (partially quenched combustion atau pemadaman sebagian pembakaran).Reverse Combustion. Arah pergerakkan muka pembakaran pada jenis ini berlawanan dengan arah pergerakkan udara injeksi. Penyalaan terjadi di sekitar sumur produksi, bergerak merambat ke arah sumur injeksi. Udara yang diinjeksikan melalui sumur injeksi membentuk cerobong-cerobong udara ke arah sumur produksi, sehingga pembakaran dapat berlangsung di dekat sumur produksi dengan sumber O2 berasal dari sumur injeksi.Minyak produksi reserve combustion dilihat dari pergerakan muka pembakaran berbeda dengan minyak produksi forward combustion3. Screening CriteriaAPI< 40API

Viskositas 1000cp

KomposisiKomponen aspal dapat membantu deposisi coke

Kedalaman< 500ft

Jenis FormasiSandstone dengan porositas tinggi

Permeabilitas Rata-rata> 100mD

Saturasi40-50%PV

Temperatur> 150F

Net Pay>10ft

4. Kelebihana. Kecuali untuk minyak yang memberikan coke dalam jumlah kurang dari 1 lb/cuft dan ketebalan reservoir 10 ft atau kurang, pemanasan reservoir dengan menggunakan injeksi uap lebih murah dibandingkan forward combustion.b. Untuk ketebalan, tekanan dan laju injeksi panas yang tertentu, salah satu proses mungkin dapat lebih murah tergantung pada konsumsi bahan bakar dan kedalaman reserevoir. Namun jika harga bahan bakar meningkat, biaya pemanasan dengan menggunakan injeksi uap menjadi lebih besar.c. Endapan coke yang semakin meningkat dapat membuat injeksi uap lebih menguntungkan.d. Kehilangan panas di lubang sumur yang bertambah karena bertambahnya kedalaman akan membuat forward combustion lebih menguntungkan.e. Jika jarak yang harus dipanasi dalam reservoir bertambah, pemanasan dengan menggunakan combustion lebih menguntungkan.f. Jika ketebalan pasir berkurang dan tekanan bertambah, combustion lebih menguntungkan dibandingkan injeksi uap.g. Jika laju injeksi berkurang, biaya injeksi uap menjadi relatif lebih menguntungkan dibandingkan dengan udara.5. Kekurangana. In-situ combustion memiliki kecenderungan hanya menyapu minyak bagian atas daerah minyak sehingga penyapuan vertikal pada formasi yang sangat tebal biasanya buruk. b. Kebanyakan panas yang dihasilkan dari in-situ combustion tidak digunakan dalam pemanasan minyak, sebaliknya digunakan untuk memanaskan lapisan oil-bearing, interbedded shale dan tudung serta dasar batuan. c. Minyak yang kental dan berat cocok untuk in-situ combustion sebab memberikan bahan bakar yang diperlukan. Tetapi perbandingan udara terhadap minyak yang dibutuhkan tinggi, sementara harga jual pada umumnya lebih rendah dibandingkan dengan minyak ringan.d. Instalasi in-situ combustion memerlukan biaya investasi yang besar, tetapi instalasi permukaan mengkonsumsi bahan bakar lebih sedikit dibandingkan peralatan air panas atau generator uap. 6. Gambar Skematik Pendesakan

Injeksi Mikroba1. Mekanisme Pendesakan2. Screening Criteria