PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK
PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK
DENGAN INJEKSI MICELLAR-POLYMER
DENGAN INJEKSI MICELLAR-POLYMER
Eko Sumber Siswoyo Eko Sumber Siswoyo Mahasiswa Teknik Perminyakan Mahasiswa Teknik Perminyakan
UPN “Veteran” Yogyakarta UPN “Veteran” Yogyakarta
Hasil Evaluasi dari proses produksi konvensional tahap lanjut (terutama pada injeksi Hasil Evaluasi dari proses produksi konvensional tahap lanjut (terutama pada injeksi ai
air) r) memenununjnjukukkakan n babahwhwa a bebesasarnrnya ya gagaya ya kakapipileler r yayang ng teterjrjadadi i memengngakakibibatatkakan n titidadakk tersapunya fluida minyak secara merata. Gaya kapiler
tersapunya fluida minyak secara merata. Gaya kapiler terjadi karena adanya tegangan antarterjadi karena adanya tegangan antar muka (
muka (inter-facial tensioninter-facial tension, IFT) minyak – air yang timbul dari pengaruh gaya viscous yang, IFT) minyak – air yang timbul dari pengaruh gaya viscous yang men
menyebyebabkabkan an tertertintinggaggalnya lnya flufluida ida minminyayak k dibdibelaelakankang g zonzona a penpenyapyapuan uan air air injinjekseksi i ((by- by- passed oil
passed oil). Dengan injeksi Micellar-Polymer, diharapkan dapat menyapu dan mendorong). Dengan injeksi Micellar-Polymer, diharapkan dapat menyapu dan mendorong by by passed oil
passed oil dengan mengurangi tegangan antar muka antara minyak dengan dengan mengurangi tegangan antar muka antara minyak dengan air.air.
I. PENDAHULUAN I. PENDAHULUAN
Dal
Dalam am tahtahap ap proprodukduksi si priprimermer dan
dan produproduksi ksi sekunsekunder, der, minyminyak ak tidaktidak dapat sepenuh
dapat sepenuhnya nya dikuradikuras s habishabis. . HalHal ter
tersebsebut ut berberartarti, i, bahbahwa wa padpada a sasaatat pr
prososes es prprododukuksi si beberarakhkhirir, , mmasasihih terdapat sisa minyak yang tertinggal terdapat sisa minyak yang tertinggal di dalam reservoir. Hal ini disebabkan di dalam reservoir. Hal ini disebabkan karen
karena a tidak tidak semsempurnanpurnanya ya efisefisiensiiensi penyapuan reservoir dan terjebaknya penyapuan reservoir dan terjebaknya m
mininyyaak k ddaallaam m mmaattrrikiks s bbaattuuaann.. P
Peennjjeebbaakkaan n miinmnyyaak k tteerrsseebbuutt di
dipepengngararuhuhi i ololeh eh tetekakananan n kakapipileler,r, wettabilitas reservoir, serta sifat fisik wettabilitas reservoir, serta sifat fisik fluida dan batuan reservoir lainnya. fluida dan batuan reservoir lainnya.
Us
Usahaha a ununtutuk k memengngururas as sisisasa mi
minynyak ak yayang ng tetertrtininggggal al tetersrsebebutut,, d
diillaakkuukkaan n ddeennggaan n mmeettoodde e EEOORR ((Enhanced Oil Recovery Enhanced Oil Recovery ). Salah satu). Salah satu m
metetodode e EOEOR R yayang ng dadapapat t didipapakakaii adalah metode injeksi kimia. Metode adalah metode injeksi kimia. Metode injeksi zat kimia ini dapat mengatasi injeksi zat kimia ini dapat mengatasi masalah tersebut antara lain dengan masalah tersebut antara lain dengan cara-cara sebagai berikut :
cara-cara sebagai berikut : 1
1.. MMeenngguurraannggi i mmoobbiilliittaas s rarattioio a
annttaarra a aaiir r ddeennggaan n mmiinnyyaakk se
sehihingngga ga dadapapat t memeniningngkakatktkanan efisiensi penyapuan.
efisiensi penyapuan. 2
2.. MMeenniinnggkkaattkkaan n eeffiissiieennssii pende
pendesakasakan n dengadengan n mengmengurangiurangi g
gaayyaa--ggaayya a kakappiilleer r ddaann m
menenuururunknkaan n tetegagangngan an aantntaarr muka fluida.
muka fluida. 3.
3. MMemempeperbrbesesar ar popororossititaas s dadann per
permeameabilbilitaitas s batbatuan uan sehsehinginggaga da
dapapat t memengnghihilalangngkakan n adadananyaya tortuocity.
tortuocity. 4.
4. MeMeniningngkakatktkan an trtranansmsmisisibibililitityy batuan.
batuan.
5
5.. MMeemmeeccaahhkkaan n rrigigidide e bbaattuuaann seh
sehingingga ga flufluida ida dapdapat at memengangalirlir dengan mudah.
dengan mudah. D
Denengagan n aadadanynya a ininjejeksksi i zzaatt kim
kimia ia tertersebsebut, ut, berberartarti i akaakan n terterjadjadii perubahan pada sifat fisik fluida dan perubahan pada sifat fisik fluida dan batua
batuan n reserreservoir voir yang yang berpenberpengaruhgaruh ter
terhadhadap ap efiefisiesiensi nsi penpendesdesakaakan n dandan efisiensi penyapuan.
efisiensi penyapuan. Met
Metode ode injeinjeksksi i zat zat kimkimia ia yayangng dib
dibahaahas s padpada a pappaper er kalkali i ini ini adaadalahlah injeksi
injeksi micellar-polymer micellar-polymer , , sseerriinngg d
diisseebbuut t jjuugga a dedennggaan n iinnjjeekkssii surfaktan-polimer atau injeksi emulsi surfaktan-polimer atau injeksi emulsi mikro
mikro
II. DASAR TEORI II. DASAR TEORI
2.1. Konsep Pendesakan 2.1. Konsep Pendesakan
Sua
Suatu tu flufluida ida yanyang g terterdapdapat at didi dalam reservoir apabila didesak oleh dalam reservoir apabila didesak oleh flu
fluida ida lailainnynnya, a, mamaka ka akaakan n terterdapdapatat s
suuaattu u zzoonna a ttrraannssiissi i aattaau u zzoonnaa campuran. Zona tersebut
campuran. Zona tersebut mempunyaimempunyai p
peerruubbaahahan n ssaattuurraassi i ddaarri i ffluluiiddaa pendesak dan fluida yang didesaknya pendesak dan fluida yang didesaknya de
dengngaan n jajararak k yayang ng ccukukup up jjelelasas,, seperti yang terlihat pada
seperti yang terlihat pada Gambar 1Gambar 1.. Zona transisi
Zona transisi akan akan mempmempunyaiunyai pe
perurubabahahan n sasatuturarasi si flfluiuida da dedengnganan variasi 100% fluida pendesak sampai variasi 100% fluida pendesak sampai 10
100% 0% flfluiuida da yayang ng dididedesasak. k. BaBagigianan re
resserervovoir ir yyanang g ddiiiissi i ooleleh h flfluiuiddaa pendesak terus bertambah besar dan pendesak terus bertambah besar dan m
miinnyyaak k yyaanng g tteerrddeessaak k tteerruuss ber
berkurkurangang, , karkarena ena sesebagbagian ian mumulailai terproduksi dari sumur produksinya. terproduksi dari sumur produksinya. 2.1.1. Pendesakan Tak Tercampur 2.1.1. Pendesakan Tak Tercampur
P
Penendedessaakakan n ttaak k tetercrcamampupurr ((immimmiciicible ble disdisplaplacemcement ent ) ) aaddaallaahh p
menginjeksikan fluida yang mempunyai sifat tidak mencampur dengan fluida reservoir3).
Apabila fluida pendesak bersifat tidak membasahi, maka akan terbentuk suatu bidang antar permukaan, antara fluida yang membasahi dan fluida yang bersifat tidak membasahi. Fluida injeksi harus melalui bidang antar muka tersebut supaya dapat masuk ke reservoir, untuk itu diperlukan suatu gradien tekanan pendesakan (displacement pressure). Pada lubang pori-pori yang
kecil saja gradien tekanan yang diperlukan sangat besar, terutama pada lubang bor. Dengan demikian, pada umumnya injeksi fluida yang bersifat tidak membasahi akan lebih efisien jika digunakan pada daerah yang mempunyai lubang pori-pori yang besar.
Apabila fluida pendesak bersifat membasahi, maka gradien tekanan pendesakan tidak mutlak diperlukan. Proses pendesakan akan terus berlangsung selama fluida yang didesak masih terus mengalir hingga dicapai suatu keadaan dimana fluida yang didesak akan merupakan fasa tidak kontinyu dan mempunyai harga permeabilitas efektif mendekati harga nol yang sudah dapat mengalir lagi.
Proses pendesakan oleh fluida membasahi lebih efisien jika dibandingkan dengan pendesakan oleh fluida yang tidak membasahi. Hal ini terjadi karena adanya efek kapiler, gradien saturasi di belakang front , zona transisi yang sempit dan saturasi fluida yang diinjeksi lebih sempit.
Apabila fluida pendesak lebih viscous daripada fluida yang didesak (seperti air mendesak gas atau minyak ringan) dan perbedaan porositas yang terdapat pada batuan reservoir tidak begitu banyak, maka bidang front akan lebih jelas nampak. Jadi semua fluida yang didesak, baik gas ataupun minyak akan mengalir di depan front sedangkan di belakang front hanya terdapat saturasi sisa dari fluida-fluida yang didesak tersebut.
Apabila air yang merupakan fluida pendesak kurang viscous jika dibandingkan dengan fluida yang didesak (misalnya minyak yang sangat berat) atau terdapatnya suatu
perbedaan porositas yang sangat besar pada reservoir tersebut, maka zona transisinya akan semakin besar dan bidang front antara fluida pendesak dengan fluida yang didesak tidak tampak dengan jelas. Di samping itu suatu penerobosan fluida pendesak lebih mungkin terjadi, sehingga akan meninggalkan residu fluida yang didesak oleh minyak. Ilustrasi mengenai proses geometri aliran, dapat dilihat pada Gambar 2.
Asumsi – asumsi yang digunakan dalam persamaan fraksi aliran adalah 3):
1. Aliran mantap (steady state), 2. Sistem pendesakan dari dua
fluida yang tidak larut satu sama lain (immiscible),
3. Fluida tidak dapat dimampatkan, dan
4. Aliran terjadi pada media berpori yang homogen.
Persamaan yang digunakan untuk meng-hitung efisiensi pendesakan dikembangkan pertama kali oleh Buckley-Leverret.
Untuk pendesakan satu dimensi di dalam media berpori, fraksi aliran fluida pendesak adalah :
M) ν(1 P λ M) ν(1 Δρgsinα λ M 1 M f 1 1 1 c + ∇ + + − + = ... (2-1) 1 r2 2 r1 2 1 μ k μ k λ λ M = = ... ... (2-2)
Fraksi aliran fluida yang didesak dapat dihitung dari persamaan fraksi aliran fluida pendesak, sebagai berikut : 2 1 1 1 μ μ μ f + = ... ... (2-3) 1 2 1 f f = − ... ... (2-4) Fraksi aliran adalah fungsi dari saturasi sepanjang variasi permeabilitas relatif. Plot antara fraksi aliran versus saturasi fluida pendesak disebut kurva fraksi aliran (fractional flow curve), yang biasanya bebrbentuk kurva – S. Bentuk sebenarnya dari kurva ini dan posisinya tergantung dari kurva
permeabilitas relatif, viskositas fluida, densitas, sudut kemiringan dan hubungan saturasi-tekanan kapiler.
Kemajuan front pendesakan tak tercampur dapat ditentukan dengan menghitung saturasi fluida pendesak sebagai fungsi waktu dan jarak dari slope kurva fractional flow. Termasuk juga waktu breakthrough pada saat
fluida pendesak tiba di ujung media berpori dan kemudian terproduksi water cut . Saturasi fluida pendesak rata-rata sebelum breakthrough ditentukan dengan material balance untuk media berpori, setelah brekthrough ditentukan dengan perluasan tangen terhadap kurva fractional flow pada satu titik yang menghubungkan kondisi di ujung jalan keluar.
Hal ini dapat dilakukan pada waktu yang berbeda-beda sampai producing cut (yang sama dengan harga f 1 pada ujung jalan keluar)
tercapai batas yang telah ditentukan. Efisiensi pendesakan minyak (ED), jika terdapat dua fluida di dalam
proses pendesakan tak tercampur (immiscible) seperti yang digambarkan di atas, dapat dirumuskan sebagai berikut :
o o D B S B S 1 E α α − = ... ... (2-5)
Berdasarkan persamaan fraksi aliran, maka faktor yang memperngaruhi pendesakan taktercampur adalah :
1. Mobilitas rasio
Pada suku pertama dalam persamaan, yang menunjukkan gaya viscous merupakan faktor yang berpengaruh pada fraksi aliran. Pada harga saturasi tertentu, fraksi aliran fluida pendesak lebih kecil pada mobilitas rasio yang kecil. Akibatnya terjadi keterlambatan breakthrough dan meningkatkan efisiensi pendesakan pada volume yang diinjeksikan. Dengan kata lain, efisiensi pendesakan pada abandonment akan lebih tinggi pada mobilitas rasio yang lebih kecil karena berkurangnya producing cut dari fluida pendesak.
2. Gaya Gravitasional
Suku kedua menyajikan perbandingan antara gaya gravitasional dan gaya viscous. Hal ini dapat ditulis lagi sebagai Bilangan Gravitasi (Ng), untuk kasus ini tekanan kapiler dapat diabaikan, adalah :
[
− α]
+ = 1 N sin 1 M M f 1 g ... ... (2-6) u Δρg λ Ng = 2 ... ... (2-7)Jika harga (Ng sin α ) berarti,
gaya gravitasional akan cukup berpengaruh kuat terhadap kurva fraksi aliran. Harga positif yang lebih tinggi dari Ng sin α menurunkan
fraksi aliran fluida pendesak pada saturasinya. Jadi pengaruh gaya gravitasional positif sama dengan pengaruh mobilitas rasio yang kecil. Gambar 3 menunjukkan pengaruh mobilitas rasio dan gaya gravitasional terhadap efisiensi pendesakan.
3. Tekanan Kapiler
Pada suku ketiga persamaan fraksi aliran, menunjukkan perbandingan gaya kapiler dan gaya viscous. Gradien tekanan tekanan kapiler dalam arah aliran adalah positif, karena gradien saturasi air dan turunan tekanan kapiler berkenaan dengan saturasi air adalah negatif. Oleh karena itu pengaruh tekanan kapiler adalah untuk menaikkan aliran fraksional fluida pendesak pada saturasi air yang diberikan.
Pengaruh ini lebih nyata pada saturasi air yang lebih luas, seperti didekat flood front . Akibatnya, jika tekanan kapiler cukup, maka saturasi front akan menyebar di atas jarak tertentu. Gambar 4 menunjukkan pengaruh tekanan kapiler terhadap profil saturasi dalam pendesakan tak tercampur.
2.1.2. Distribusi Saturasi saat Pendesakan
Pada saat injeksi fluida mulai dilaksanakan melalui suatu sumur injeksi, maka fluida injeksi tersebut akan mengisi pori-pori yang semula
ditempati oleh fluida yang didesaknya. Fluida yang didesak tersebut akan berusaha menuju sumur produksi dengan mendesak fluida yang terdesak didepannya.
Pada zona transisi akan terdapat suatu perkembangan saturasi, dari saturasi fluida pendesak di belakang dan saturasi fluida yang didesak di bagian depannya. Perubahan saturasi ini tidak dialami oleh bagian reservoir yang tidak tersapu oleh fluida pendesak. Apabila fluida yang dapat didorong yang terdapat di muka front lebih dari satu seperti minyak dan gas, maka distribusi saturasi yang berada di depan front akan lebih kompleks jika dibandingkan dengan hanya satu fluida saja.
Contohnya adalah proses pendesakan air pada reservoir solution gas drive. Minyak dan gas yang ada dalam reservoir, keduanya dapat bergerak. Gas umumnya mempunyai viskositas yang lebih kecil dan mobilitas yang lebih besar dari minyak, sehingga gas akan lebih cepat bergerak meninggalkan minyak. Perbedaan mobilitas ini membentuk zona tertentu didepan front yang mempunyai saturasi minyak yang lebih besar. Zona ini disebut zona “oil bank ”.
Dalam zona transisi fluida pendesak dan fluida yang didesak, saturasi dan fraksi aliran fluida pendesak akan bertambah besar ke arah sumur injeksi, kemudian saturasi dan fraksi aliran fluida yang didesak akan bertambah besar ke arah sumur produksi. Pada beberapa proses injeksi, fluida yang diinjeksikan akan mengisi semua ruangan pori-pori di daerah reservoir yang tersapu. Ada juga kemungkinan bahwa fluida yang diinjeksikan tidak dapat mengisi semua pori-porinya, karena pori-pori tersebut ditempati oleh minyak, air atau gas yang merupakan suatu saturasi residu. 2.2. Cadangan Minyak Sisa
Cadangan minyak sisa merupakan cadangan minyak yang belum dapat terproduksi pada tahap produksi primer, karena cadangan minyak sisa tersebut terjebak dalam matrik batuan 5). Penjebakan minyak
ini disebabkan oleh adanya
gaya-gaya kapiler dan tidak sempurnanya efisiensi penyapuan dan pendesakan.
Cadangan minyak sisa dapat dibedakan menjadi dua 5), yaitu :
1. Unrecovered mobile oil , yaitu cadangan minyak sisa karena berkurangnya kemampuan reservoir untuk mengangkatnya keatas, berkaitan dengan penurunan tekanan dan temperatur reservoir. Cadangan ini dapat diproduksi dengan proses konvensional, yaitu dengan memperbaiki ataupun menambah kinerja tekanan reservoir, misalnya dengan menggunakan metode Artificial Lift, seperti Electric Submersible Pump dan Gas Lift, ataupun dengan metode injeksi air (water flood ).
2. Immobile oil , merupakan cadangan minyak yang tersisa dari produksi primer dan sekunder. Minyak ini hanya dapat diproduksi dengan metode produksi tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery, EOR)
Tahap produksi primer hanya dapat memproduksi 1/3 dari OOIP, dimana 2/3 dari OOIP tidak dapat diproduksi dengan teknologi konvensional. Penerapan teknologi EOR diharapkan dapat memproduksi sekitar 20% - 30% dari cadangan minyak sisa tersebut, seperti yang terlihat pada Gambar 5.
2.3. Mobilitas Fluida
Mobilitas fluida adalah suatu ukuran yang menunjukkan kemudahan suatu fluida untuk mengalir melalui media berpori dengan suatu gradien tekanan tertentu.
Mobilitas Fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara permeabilitas efektif fluida tersebut terhadap viskositasnya pada kondisi reservoir, sesuai dengan persamaan
4) : f f f
K
µ
=
λ
... ... (2-8)(Subscript f menunjukkan fluida-fluida
tertentu, seperti minyak, air dan gas.)
Mobilitas merupakan fungsi dari sifat-sifat fluida batuannya, harganya bervariasi sesuai dengan saturasi,
tekanan dan temperaturnya. Mobilitas fluida akan berbeda-beda tergantung pada tempat fluida itu berada dan waktu pelaksanaan injeksi fluidanya. Mobilitas fluida kadang-kadang tidak beraneka ragam harganya untuk suatu reservoir pada saat proses pendesakan berlangsung, tetapi bila terjadi perubahan biasanya dicari harga rata-ratanya sehingga dapat digunakan untuk perhitungan.
Mobilitas rasio didefinisikan sebagai perbandingan mobilitas minyak dengan mobilitas fluida pendesak. Mobilitas rasio air terhadap minyak dinyatakan sebagai : w o ro rw o w o w, μ μ x k k M = λ λ = ... ... (2-7)
Persamaan diatas menggunakan asumsi-asumsi :
1. Pendesakannya seperti pendesakan piston ( piston like displacement ), yaitu saturasi fluida yang didesak berkurang dengan tajam dari saturasi awal sampai dengan ke saturasi residunya setelah dilalui bidang front.
2. Pada daerah yang belum tersapu oleh fluida pendesak hanya terdapat satu aliran fluida saja yaitu fluida yang didesak, sedangkan pada daerah yang tersapu juga terdapat aliran satu macam fluida yaitu fluida yang merupakan fluida pendesak.
3. Seluruh batuan reservoir mempunyai spesifik permeabilitas yang sama (reservoir homogen isotropik)
4. Viskositas, permeabilitas efektif, mobilitas fluida pendesak dan fluida yang didesak dianggap tetap selama pendesakan berlangsung.
5. Apabila proses
pendesakannya oleh fluida yang tercampur, maka permeabilitas efektif fluida pendesak dan fluida yang didesak adalah sama. Dengan demikian mobilitas rasionya dapat disederhanakan menjadi perbandingan visko-sitasnya saja.
2.4. Efisiensi Pendesakan
Efisiensi pendesakan adalah perbandingan antara volume hidrokarbon yang dapat didesak dari pori-pori dengan volume hidrokarbon total dalam pori-pori tersebut3).
Dalam kenyataannya, efisiensi pendesakan merupakan fraksi minyak atau gas yang dapat didesak setelah dilalui oleh front dan zona transisinya.
Pada kasus pendesakan linier, contohnya media berpori berbentuk silinder seperti Gambar 2, kemudian semua pori-pori di belakang front dapat diisi oleh fluida pendesaknya, maka efisiensi volumetrik akan mencapai 100% dan hubungan umum yang menunjukkan efisiensi pendesakan adalah sebagai berikut :
oi or oi d
S
S
S
E
= − ... ... (2-9)Dalam kenyataan, harga Sordan
Ed akan konstan sampai pada bidang
front mencapai titik produksinya. Pada saat dan sebelum breaktrough terjadi, efisiensi pendesakan ditunjukkan oleh persamaan :
oi BT or oi BT d S ) (S S ) (E = − ... ... (2-10)
Harga Sor akan berkurang dan
Ed akan bertambah dengan terus
berlalunya zona transisi melalui sumur produksi, sehingga setelah zona transisi ini berlalu akan diperoleh harga Sor minimum yang
merupakan harga saturasi minyak irreducible dan efisiensi pendesakan mencapai harga maksimum, sesuai dengan persamaan : oi min or oi max d S ) (S S ) (E = − ... ... (2-11) 2.5. Efisiensi Penyapuan Efisiensi penyapuan didefinisikan sebagai perbandingan antara luas daerah hidrokarbon yang telah didesak di depan front dengan luas daerah hidrokarbon seluruh reservoir atau dengan luas daerah
hidrokarbon yang terdapat pada suatu pola.
2.5.1. Efisiensi Penyapuan Areal
Efisiensi penyapuan areal didefinisikan sebagai perbandingan antara luasan reservoir yang kontak dengan fluida pendesak terhadap luas areal total atau fraksional dari reservoir yang tersapu oleh fluida injeksi. Pada pola sumur yang terbatasi, efisiensi tersebut dapat diperkirakan sebagai fungsi dari bentuk pola, volume pori yang diinjeksikan dan perbandingan mobilitas. Kegiatan perolehan minyak tahap lanjut tidak semuanya menggunakan pola sumur terbatasi, sehingga efisiensi penyapuan areal akan lebih rendah dari coverage factor .
a. Faktor Cakupan (coverage factor ) Coverage factor (faktor cakupan) adalah perbandingan sederhana antara volume reservoir pada sumur dengan pola yang teratur, dengan volume reservoir total, seperti terlihat pada Gambar 6. Volume reservoir digunakan sebagai pengganti areal untuk memasukkan variasi ketebalan lapisan.
b. Korelasi Efisiensi Penyapuan Areal Untuk sumur dengan pola yang teratur pada reservoir yang homogen, diperlukan korelasi efisiensi penyapuan areal. Korelasi ini dipersiapkan untuk pengujian pendesakan dan dibantu dengan beberapa pertimbangan analitik. Efisiensi penyapuan areal pada volume pori yang telah diinjeksi, akan berkurang dengan naiknya perbandingan mobilitas. Perbandingan mobilitas akan meningkat dengan naiknya volume yang telah diinjeksikan, sehingga harga akhir untuk efisiensi penyapuan areal akan diambil pada harga volume pori yang telah diinjeksikan dihubungkan dengan limiting cut yang ditentukan dalam produksi.
Hal yang perlu dicatat adalah daerah harga efisiensi penyapuan yang ditentukan dari korelasi tidak dapat menunjukkan beberapa anisotropi (directional permeability
variation) atau hetero-genitas tertentu.
Pada kebanyakan korelasi penyapuan areal, perbandingan mobilitas dihitung dengan memakai permeabilitas relatif end-point, yang akan menghasilkan mobilitas rasio rata-rata. Mobilitas rasio didefinisikan sebagai perban-dingan antara mobilitas total fluida dibelakang front pendesakan dengan di depan front pendesakan, dirumuskan dengan persamaan :
a r2 r1 b r2 r1 ) λ (λ ) λ (λ M + + = ... ... (2-12)
Subskrip b dan a berturut-turut menunjukkan kondisi pada saturasi rata-rata di belakang front dan saturasi awal didepan front.
c. Pengaruh Viscous Fingering
Front pendesakan yang tidak stabil akan menyebabkan fluida pendesak tersembul di dalam lebar finger yang kecil melewati fluida terdesak. Sebagai hasilnya fluida terdesak tertinggal di belakang front pendesakan. Keadaan seperti ini terjadi di dalam reservoir yang homogen dan terlebih lagi pada heterogenitas reservoir. Viscous fingering berhubungan langsung dengan perbedaan viskositas antara fluida pendesak dengan fluida terdesak.
Keberadaan viscous fingering pada proses pendesakan akan berpengaruh pada penentuan efisiensi pendesakan. Jika pengaruh viscous fingering tidak memasukkan pada perhitungan efisiensi pendesakan, dan diketahui pengaruh tersebut ada, maka harus dilakukan beberapa koreksi pada penentuan efisiensi penyapuan vertikal dan areal.
Jika pengaruh viscous fingering dimasukkan dalam perhitungan efisiensi pendesakan, maka volume yang tersapu sama dengan daerah terinvasi (invaded region). Sedangkan jika tidak, maka volume penyapuan hanya merupakan daerah yang terkena kontak dengan fluida pendesak (contacted region). Perbedaan antara invaded
dan contacted region terdapat pada Gambar 7.
2.5.2. Efisiensi Penyapuan Vertikal Efisiensi penyapuan vertikal didefinisikan sebagai fraksi dari bagian vertikal pada reservoir yang tersapu oleh fluida injeksi. Efisiensi penyapuan vertikal dipengaruhi oleh gravitasi dan hetero-genitas lapisan reservoir. Pengaruh gravitasi disebabkan oleh perbedaan densitas antara fluida pendesak dengan fluida terdesak. Jadi pengaruh gravitasi dapat terjadi di semua reservoir (homogen dan heterogen). Gas akan mendahului minyak lewat bagian atas (over-rides) dan air akan mendahului minyak pada bagian bawah (under-runs), karena itu terjadi breakthrough lebih awal di bagian atas dan bawah reservoir. Secara teori, stabilitas front pendesakan dan sudut ke arah mana menghadap (terhadap arah aliran) berhubungan dengan laju penginjeksian, mobilitas fluida dan perbedaan densitas.
Jika reservoir menunjukkan variasi permeabilitas dan porositas terhadap kedalaman, heterogenitas lapisan, flood front akan terpengaruh oleh variasi tersebut. Fluida pendesak akan bergerak lebih cepat dilapisan dengan permeabilitas yang tinggi dan breakthrough terjadi lebih awal dalam sumur produksi.
2.6. Efisiensi Invasi
Efisiensi invasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume hidrokarbon dalam pori-pori yang telah didesak oleh fluida atau front terhadap volume hidrokarbon yang masih tertinggal di belakang front. Pada efisiensi penyapuan, seolah-olah dianggap bahwa yang sedang mengalami proses pendesakan mempunyai sifat merata (uniform) ke arah vertikal. Pada keadaan yang sebenarnya, dalam reservoir jarang terjadi hal seperti itu. Oleh karena itu, supaya pengaruh aliran ke arah vertikal turut diperhitungkan, maka harus diketahui efisiensi invasi.
Pengaruh perubahan sifat batuan ke arah vertikal dinyatakan dengan adanya perlapisan dalam reservoir yang sifat batuannya berbeda terutama permeabilitasnya. Pengaruh perlapisan terhadap bidang
front atau zona transisi adalah bidang front akan bergerak lebih cepat pada daerah dengan permeabilitas yang tinggi, sehingga breakthrough air akan lebih dahulu terjadi pada lapisan yang lebih permeabel.
III. INJEKSI ZAT KIMIA
Injeksi zat kimia adalah salah satu metode EOR (Enhanced Oil Recovery ) dengan meng-injeksikan zat kimia ke dalam reservoir, dengan tujuan utama untuk mengubah sifat fisik fluida dan batuan reservoir yang berpengaruh terhadap peningkatan efisiensi pendesakan dan penyapuan. Untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dapat dilakukan dengan mengurangi perbandingan mobilitas antara fluida injeksi dengan fluida reservoir, sedangkan untuk meningkatkan efisiensi pendesakan dapat dilakukan dengan mengurangi gaya kapiler. Di samping itu, injeksi zat kimia juga dapat memperbesar porositas dan permeabilitas batuan sehingga dapat menghilangkan adanya tortuocity , meningkatkan transmisibilitas, serta memecahkan rigide batuan
3.1. Jenis Zat Kimia 3.1.1. Surfaktan
Tipikal monomer surfaktan kutub nonpolar (lypophile moiety ) dan kutub polar (hydrophile moiety ), atau disebut juga amphiphile.
Struktur kimia monomer surfaktan secara umum dilambangkan dengan ‘tadpole’, dimana ekornya adalah kutub nonpolar dan kepalanya sebagai kutub polar, seperti terlihat pada Gambar 8.
Jenis-jenis Surfactant yang biasa digunakan dalam injeksi zat kimia adalah sodium dodecyl sulfate dan sulfonate, seperti terlihat pada Gambar 9 dan Gambar 10.
Berdasarkan pada jenis kutubnya, surfactant dapat dibedakan menjadi 4 jenis, yaitu
Jenis Contoh Anionics Sulfonates, Sulfa-tes, Carboxyla-tes, Phosphates. Cationics Quaternary am-monium organics, Pyridinum, Imida-zolinium,
Piperidi-nium.
Nonionics
Alkyl-, Alkyl- acyl- Acyl-, Acylamin-do-, Aminepoly-glycol.
Amphoterics
Aminocarboxylie Acids
3.1.2. Polimer
Jenis-jenis polimer yang dapat digunakan dalam proses injeksi polimer antara lain adalah xanthan gum, hydrolized polyacrylamide (HPAM), polimer gabungan (copolymer ) antara monomer asam akrilik (acrylic acid ) dengan acrylamide, gabungan polimer antara acrylamide dengan acrylamide 2-metil propana sulfonat (AM/AMPS), hydroxyethylcellulose (HEC), carboxymethyl-hydroxyethylcellulose (CMHEC), polyacrylamide (PAM), polyacrylic acid , glucan, dextran polyacrylic oxide (PEO), dan polyvinyl alcohol. Dari semua jenis tersbut, jenis polimer yang banyak digunakan dalam aplikasi lapangan adalah xanthan gum, hydrolized polyacrylamide dan copolymer
acrylic acid-acrylamide.
Secara garis besar, jenis polimer yang beredar di pasaran dapat digolongkan menjadi dua jenis, yaitu polyacrylamide dan polysacharide.
1. Polyacrylamide
Molekul polyacrylamide adalah rangkaian molekul yang sangat panjang dari unit molekul acrylamide. Struktur kimia unit acrylamide dan polimer polyacrylamide dapat dilihat pada
Gambar 11.
Berat molekul dari polyacrylamide antara 1 sampai 10 juta dan bersifat tahan terhadap serangan bakteri. Polyacrylamide mudah terkena kerusakan mekanik karena rantainya yang sangat panjang sehingga mudah putus, pecah. Polyacrylamide lebih sensitif terhadap salinitas tetapi lebih tahan terhadap serangan bakteri. Pada penambahannya untuk menaikkan viskositas, polyacrylamide merubah permeabilitas batuan reservoir, dan ini juga menurunkan mobilitas air injeksi.
Jika permeabilitas batuan reservoir rendah, maka polimer dengan konsentrasi rendah dapat digunakan untuk memperoleh kestabilan mobilitas yang sama 4).
2. Polysacharide
Polysacharide terbentuk dari proses fermentasi pada bakteri (biopolimer). Jenis polysacharide yang digunakan dalam proses injeksi adalah xanthan gum, yang merupakan kotoran extracellular yang terbentuk pada permukaan sel mikroba. Xanthan Gum dihasilkan dari aktivitas bakteri xanthomonas campsentris pada media karbohidrat, dengan tambahan protein dan zat anorganik dari nitrogen.
Pemanasan dilakukan untuk mematikan bakteri xanthomonas campsentris, dan setelah itu polimer diendapkan dari kaldu dengan penambahan alkohol tertentu. Berat molekul ± 5 juta dan memiliki kerentanan yang relatif lebih besar terhadap bakteri jika di bandingkan dengan polyacrylamide.
Xanthan Gum tidak sensitif terhadap salinitas dan tahan terhadap kerusakan mekanik, sehingga lebih mudah
menanganinya dalam
hubungannya dengan peralatan di lapangan.
Kelemahan dari Xanthan Gum adalah menyebabkan adanya penyumbatan formasi dan lemah terhadap serangan bakteri. Problem pernyumbatan formasi dapat diperbaiki dengan filtrasi atau proses penambahan dan bactericides dapat untuk mencegah degradasi oleh bakteri. Temperatur yang cocok untuk
Xanthan Gum adalah 160 °F 4).
Struktur kimia dari polysacharide dapat dilihat pada Gambar 12. 3.2. Mekanisme Injeksi
3.2.1. Proses Injeksi Micellar Surfactan Pencampuran antara surfaktan dengan minyak akan membentuk emulsi yang akan mengurangi tekanan kapiler. Pada injeksi micellar-polymer kita tidak perlu menginjeksikan zat kimia secara menerus, tetapi diikuti dengan fluida
pendorong lainnya, yaitu air untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan air pendorong. Skema injeksi surfaktan (micellar ) – polimer standar dapat dilihat pada Gambar 13.
Secara garis besar, injeksi micellar – polimer terdiri dari
•
Chase water , digunakan sebagai tenaga pendorong fluida injeksi dari sumur injeksi ke sumur produksi.•
Polimer slug , penggunaan polimer dalam injeksi surfactan berfungsi sebagai mobility buffer, yaitu sebagai pengontrol mobilitas surfaktan dalam rangka effisiensi penyapuan dan melindungi surfaktan dari fluida pendorong. Mobility buffer biasanya berupa campuran dari 250 – 2500 gr/cm3polymer, 0 - 1% alkohol, stabilizers dan biocide, dimana volumenya berkisar antara 1 – 100% dari volume pori injersi (Vpf ).
•
Micellar (Surfactan) Solution , berupa surfactan dan tambahan oil recovering agent yang berupa alkohol (0-5%), cosurfactan (0-5%), minyak, dan polimer. Volume larutan berkisar antara 5 – 20% Vpf .•
Preflush , merupakan larutanpembuka yang berupa air garam (Na+, Ca2+) yang berfungsi untuk
menurunkan salinitas air formasi, sehingga memungkinkan terjadinya percampuran antara air formasi dengan surfaktan yang diinjeksikan. Volume dari preflush berkisar antara 0 – 100% Vpf .
Larutan surfaktan yang diinjeksikan ke dalam reservoir akan bersinggungan dengan permukaaan gelembung minyak, surfaktan bekerja sebagai zat aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air.
Molekul surfaktan (R . SO3H)
terurai menjadi RSO3-3 dan H-2, ion
RSO-3 akan bersinggungan dengan
permukaan gelembung minyak dan membentuk ikatan yang semakin kuat, gaya adhesi kecil sehingga terbentuk oil bank untuk didorong dan diproduksikan.
Slug polimer yang diinjeksikan diantara slug fresh water adalah untuk mengurangi kontak langsung dengan air reservoir yang
mengandung garam. Air garam menurunkan viskositas polimer.
Jadi injeksi polimer tidak menurunkan saturasi minyak sisa, tetapi memperbaiki perolehan minyak yang lebih dari injeksi air dengan menaikkan volume reservoir yang berhubungan.
3.2.2. Hal-hal yang mempengaruhi Mekanisme Pendesakan
Didasarkan pada sifat dan karakteristik reservoir, serta sifat fluida injeksi, terdapat hal-hal yang akan berpengaruh terhadap mekanisme pendesakan pada injeksi micellar-polymer .
Hal-hal tersebut antara lain adalah : 1. Adsorbsi batuan reservoir
Adsorbsi batuan reservoir cenderung mengadsorbsi surfaktan dengan berat ekivalen yang tinggi (500 atau lebih). Hal ini menyebabkan adanya friknisasi, semakin jauh dari titik injeksi berat ekivalent semakin kecil. Jenis friksinasi ini yang menyebabkan recovery minyak semakin kecil, karena fungsi petroleum sulfonat menjadi kurang aktif.
Adsorbsi batuan reservoir disebabkan karena gaya tarik-menarik antara molekul surfaktan dengan batuan reservoir. Besarnya gaya ini tergantung dari afinitas batuan reservoir terhadap surfaktan.
2. Clay
Sifat clay yang suka air akan menyebabkan adsorbsi yang terjadi besar sekali. Untuk reservoir yang mempunyai salinitas rendah, peranan clay sangat dominan. 3. Salinitas
Salinitas formasi berpengaruh terhadap penurunan tegangan permukaan minyak-air. Pada konsentrasi NaCl tertentu akan mengakibatkan penurunan tegangan permukaan minyak-air menjadi tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah ion yang sangat mudah terurai menjadi Na++ dan Cl- , demikian
juga dengan molekul surfaktan dalam air akan terurai menjadi R . SO3-3 dan H+.
Konsekuensinya, bila dalam surfaktan flooding terdapat garam NaCl, maka akan membentuk HCl dan R . SO3 Na, dimana keduanya
bukan merupakan zat permukaan dan tidak dapat menurunkan tegangan permukaan minyak-air. 4. Konsentrasi slug surfaktan
Konsentrasi surfaktan akan mempengaruhi adsorbsi. Semakin pekat konsentrasi surfaktan, maka akan semakin besar adsorbsi yang dihasilkan hingga mencapai titik jenuh dimana batuan reservoir
tidak lagi mengadsorbsi surfaktan. 5. Kelakuan Polimer
Polyacrylamide dan polysacharide dikelom-pokkan dalam fluida non-newtonian karena kelakuan alirannya terlalu kompleks yang tidak dapat dicirikan oleh satu parameter yaitu viskocitas. Perbandingan shear rate dan shear stress tidak konstan. Karakteristik mobilitas pengontrol dapat ditentukan dengan mengukur viskositas dan faktor screening. 6. Adsorpsi Polimer
Adsorpsi polimer tergantung dari jenis polimer dan batuan permukaan. Adsorpsi akan naik sejalan dengan naiknya salinitas. 7. Polimer Retention
Retensi polimer dibawah kondisi reservoir akan selalu lebih rendah dari harga yang terukur di laboratorium.
8. Volume pori yang tidak dapat dimasuki
Polimer mengalir melalui media berpori dengan kecepatan yang berbeda dengan air, karena
adsorpsi dan volume pori yang tidak dapat dimasuki. Adsorpsi cenderung membentuk ujung slug polimer bergerak dengan kecepatan lebih rendah dari water bank . Volume pori yang tidak dapat dimasuki cenderung membuat slug polimer bergerak dengan kecepatan lebih rendah dari water bank .
3.3. Kriteria Teknis dan Batasan
Proses screening pada injeksi micellar-polymer meliputi pemilihan unuk kriteria sifat dan karakteristik reservoir, baik batuan maupun fluida reservoir. Hal-hal yang dipertimbangkan pada proses screening untuk pelaksanaan injeksi micellar-polymer, antara lain adalah mobilitas rasio, temperatur reservoir, saturasi mobile oil, permeabilitas reservoir, serta jenis dan kedalaman reservoir 2).
a. Mobilitas Rasio
Reservoir yang memiliki mobilitas rasio minyak-air dengan kategori sangat tinggi (diatas 50) ataupun sangat rendah (kurang dari 1) merupakan kriteria yang harus dihindari dalam pelaksanaan injeksi micellar-polymer . Dari uji coba dihasilkan hahwa injeksi micellar-polymer mempunyai kinerja yang optimal pada reservoir dengan mobilitas rasio minyak-air pada kisaran harga 1 sampai 42. Indikasi lain yang dapat dijadikan patokan untuk kriteria mobilitas rasio adalah viscositas minyak. Viskositas minyak pada reservoir yang dianjurkan untuk injeksi micellar-polymer adalah antara 5 – 125 cp (maksimum pada harga 200).
b. Temperatur Reservoir.
Screening pada temperatur reservoir didasarkan pada penurunan performance kinerja polimer yang berhubungan dengan temperatur. Seabagai catatan, polyacrylamide akan mengalami penurunan pada temperatur diatas 250 oF, sedangkan xanthan gum
pada temperatur diatas 175 oF.
Reservoir yang dianjurkan untuk pelaksanaan injeksi micellar- polymer adalah reservoir dengan harga saturasi mobile oil diatas 15 % PV.
d. Permeabilitas Reservoir.
Berdasarkan pada rendahnya mobilitas zat kimia injeksi (terutama polimer), jika dibandingkan dengan air injeksi ataupun air formasi, maka injeksi micellar-polymer tidak akan effektif jika diterapkan pada reservoir yang
memiliki permeabilitas rendah. Besarnya permeabilitas reservoir yang dianjurkan untuk injeksi micellar-polymer adalah diatas 20 mD (angka minimum pada 10 mD). e. Jenis Reservoir.
Sebagian besar injeksi micellar-polymer dilaksanakan pada formasi batu pasir, walaupun tidak
menutup kemungkinan
pelaksanaannya pada formasi karbonat, walaupun dengan memperhatikan batasan yang berkaitan dengan heterogenitas reservoir, dan besarnya kandungan kalsium dan magnesium karbonat. Satu hal yang harus dihindari adalah reservoir yang mempunyai rekah yang besar.
f. Kedalaman Reservoir.
Kedalaman reservoir yang terlalu dangkal tidak efektif untuk pelaksanaan injeksi micellar-polymer, demikian juga dengan reservoir yang terlalu dalam. Batasan pada reservoir yang dangkal berkaitan dengan tekanan injeksi yang akan digunakan. Hal ini juga akan berhubungan dengan permeabilitas reservoir. Sedangkan pada reservoir yang dalam cenderung memiliki temperatur reservoir salinitas air formasi yang tinggi.
Sedangkan batasan-batasan pada injeksi micellar-polymer, meliputi : a. Sifat formasi yang relatif
homogen
b. Tingginya kandungan anhidrit, gipsum dan lempung dalam formasi
c. Surfaktan yang ada saat ini, terbatas pada kondisi dimana
kadar Cl (dalam air formasi) 20000 ppm dan kadar ion Ca++ dan Mg++
500 ppm.
IV. CONTOH APLIKASI LAPANGAN Aplikasi lapangan yang akan dibahas pada kesempatan ini adalah pada Loudon Pilot Field, United States, tahun 1988.
Loudon field digunakan sebagai lapangan uji coba injeksi micellar- polymer dengan menggunakan pola
five spot (4 sumur injeksi dan 1 sumur produksi ditengah, dengan jarak masing-masing 0,68-acre).
4.1. Karakteristik Reservoir Karaktersitik batuan : Lapisan Ketebalan Rata-rata Kedalaman Permeabilitas Rata-rata Porositas Var. Permeabilitas (Dykstra-Parson) : Missisipi Chester (batupasir) : 13-ft : 1550-ft : 150 mD : 19 % : 0,42 Karaktersitik fluida : Saturasi minyak sisa (setelah injeksi air) Viskositas Salinitas air formasi : 25,5 % : 5-cp @ 78o F : 104.000 ppm@TDS
4.2. Desain Fluida Injeksi
Fluida injeksi dirancang untuk dapat optimal dan effektif pada reservoir dengan kadar salinitas air formasi yang tinggi (yang perlu diperhatikan adalah perlunya pre-flush dan larutan tidak mengandung petroleum sulfonate surfactant )
Desain pokok dari fluida injeksi yang digunakan pada Loudon Field adalah sebagai berikut :
Micellar-Polimer Slug - 40 % Volume pori (Vpf ) - Viskositas 28-cp - Terdiri dari campuran 2,3 wt surfaktan (selain petroleum sulfonate) dengan air garam yang mengandung biopolimer dengan
konsentrasi 1000 ppm. -Polimer Slug (sebagai buffer ) - Viskositas 38-cp - Berupa air garam
yang mengandung biopolimer dengan konsentrasi 1000 ppm. Tambaha n - Oxigen Scavenger - Larutan Asam, dan - Well Tracers
4.3. Hasil Uji Coba
Hasil dari proses injeksi, mulai terlihat setelah 25 % Vpf terproduksi,
yang ditandai dengan peningkatan oil cut . Oil cut maksimum pada angka 0,26 tercapai pada saat 70 % Vpf
terproduksi (Gambar 14). Setelah produksi mencapai 225 % Vpf ,
tercatat bahwa 60 % dari OOIP telah terproduksi.
Pada interpretasi log induksi menunjukkan bahwa lapisan bagian bawah memiliki effisiensi penyapuan yang lebih besar jika dibandingkan dengan bagian atas.
Sedangkan dari penelitian fluida produksi diperoleh data adanya penurunan viscositas polimer yang sangat besar serta pengurangan konsentrasi bakteri biopolimer.
Pada akhir proses tercatat bahwa 60 % dari fluida injeksi ikut terproduksi ke permukaan.
V. KESIMPULAN
1. Injeksi micellar-polymer merupakan penyem-urnaan dari injeksi air, terutama yang berkaitan dengan effisiensi penyapuan dan peningkatan mobilitas.
2. Injeksi micellar-polymer dapat meningkatkan perolehan minyak dengan jalan
a. menurunkan tegangan permukaan antara minyak-air,
b. membentuk emulsi
minyak, dan
c. memperbaiki mobilitas. 3. Masalah yangs sering dihadapi
dalam pelaksanaan injeksi micellar-polymer antara lain adalah :
• proses yang mahal dan sukar,
• masalah adsorpsi,
• interaksi antara surfaktan dan polimer, serta
• degradasi kimiawi pada temperatur yang tinggi.
4. Injeksi micellar-polymer akan efektif pada reservoir jenis batu pasir dengan komposisi fluida minyak yang menengah-ringan, dan tidak efektif pada reservoir yang memiliki temperatur serta salinitas air formasi yang tinggi.
TATA NAMA SIMBOL DAN SATUAN M = mobilitas rasio,
λ 1 = mobilitas fluida pendesak,
m2/Pa s
λ 2 = mobilitas fluida yang didesak,
m2/Pa s
∆ ρ = perbedaan densitas, kg/m3
ν = kecepatan superficial (permukaan), m/s
g = kecepatan gravitasi, m/s2
α = sudut kemiringan, derajat ∇Pc = gradien tekanan kapiler
kr1 = permeabilitas relatif fluida
pendesak,
kr2 = permeabilitas relatif fluida
yang didesak
µ 1 = viskositas fluida pendesak, Pa
s
µ 2 = viskositas fluida yang didesak,
Pa s
o
S = saturasi minyak rata-rata
α
S = saturasi minyak awal rata-rata
Bo = faktor volume formasi minyak,
RB/STB
Bα = faktor volume formasi minyak
awal, RB/STB
Ed = efisiensi pendesakan, fraksi
Soi = saturasi minyak mula, fraksi
DAFTAR PUSTAKA
1. Carcoana, Aurel, “Applied Enhanched Oil Recovery”, Englewood Cliffs, Prentice Hall, New Jersey, 1992. 2. Chang, H.L., “Polymer Flooding
Technology : Yesterday, Today and Tomorrow”, SPE
7043, Central Expwy, Dallas, Texas, 1978.
3. Dedy K., “Pengantar Metode Produksi Tahap Lanjut”,
Jurusan Teknik
Perminyakan, UPN “Veteran” Yogyakarta, Yogyakarta, 1994.
4. Lake, W.L., “Enhanched Oil Recovery”, Englewood Cliffs, Prentice Hall, New Jersey, 1989.
5. Pinczewski, W.V. , “Enhanced Oil Recovery ”, University of New South Wales Sydney, 1994.
6. Van Pollen, H.K., and Associates Inc., “Fundamental of Enhanched Oil Recovery”, PennWell Books Co., Tulsa, Oklahoma, 1980.
