Bab II Tinjauan Pustaka
II.1 Enhanced Oil Recovery (EOR)
Enhanced oil recovery (EOR) adalah metode yang digunakan untuk memperoleh lebih banyak minyak setelah menurunnya proses produksi primer (secara alami) yaitu menggunakan energi alami yang berasal dari reservoir itu sendiri (natural reservoir drive) (Hyne, 1991).
Enhanced oil recovery adalah perolehan minyak dengan cara menginjeksikan bahan-bahan yang berasal dari luar reservoir (Lake, 1989).
II.2 Pengertian Lean Gas
Lean gas adalah suatu gas alam yang mengandung sedikit condensate atau hidrokarbon cair. Lean gas memiliki 0.1 - 0.3 gal gas alam cair per Mcf. Lean gas mengandung 2.5 gal etana dan C2
+
per Mcf pada 60ºF (Hyne, 1991).
Lean gas adalah dry gas yaitu senyawa hidrokarbon yang mengandung sebagian besar (sekitar 90%) komponen ringan C1 atau lean gas bisa juga memiliki arti sebagai gas yang mengandung campuran dari komponen C1 sekitar 60% dan sisanya sekitar 30% gas C2 - C6 yang biasa disebut sebagai enriched gas (Hirakawa, 1985).
II.3 Injeksi Lean Gas
Suatu injeksi lean gas tak tercampur (immiscible) bertujuan untuk menjaga tekanan reservoir dan memperlambat terjadinya kondensasi retrograde. Injeksi lean gas bersifat siklus (cycle-production injection), dimana gas yang diinjeksikan merupakan gas hasil produksi yang kemudian akan dikembalikan ke dalam reservoir melalui sumur injeksi (Craft - Hawkins, 1991).
Pendesakan minyak tercampur (miscible) adalah pendesakan minyak dengan fluida dimana akan bercampur secara keseluruhan tanpa adanya interfasa, semua campuran akan bercampur menjadi satu fasa (Carcoana, 1992).
Injeksi lean gas lebih mudah diaplikasikan untuk reservoir dengan permeabilitas yang kecil, karena sifat gas yang memiliki viskositas yang cukup rendah dibandingkan dengan viskositas air. Selain itu juga, biasanya injeksi gas membutuhkan jumlah sumur injeksi yang lebih sedikit dibandingkan dengan injeksi air (Hirakawa, 1985).
Injeksi lean gas pada tekanan tinggi (miscible) biasanya cocok untuk reservoir sandstone dan karbonat. Secara teknis viskositas kurang dari 1 cp lebih disukai. Batas bawah tekanan untuk mencapai ketercampuran adalah 3500 psi. Oleh sebab itu, metode ini terbatas pada reservoir dalam, kira-kira lebih dari 5000 ft (Septoratno, 2005).
Pola Injeksi five spot injection, merupakan pola yang sering digunakan, dan sangat cocok diaplikasikan untuk model reservoir homogen (Willhite, 1986).
II.4 Faktor-faktor yang Mempengaruhi Efektivitas EOR
Ada beberapa faktor yang mempengaruhi efektivitas EOR, dapat dilihat dari kondisi reservoir dan kondisi fluida. Apakah fluida injeksi sesuai dengan batuan dan fluida reservoir, dan apakah fluida injeksi tersedia dalam jumlah yang cukup selama masa produksi (Septoratno, 2005).
Untuk kondisi reservoir, ada lima hal yang mempengaruhi efektivitas EOR, yaitu: 1. Kedalaman
Kedalaman reservoir merupakan faktor yang penting dalam menentukan keberhasilan suatu metode EOR baik dari segi teknik maupun ekonomi. Dari segi teknik, jika kedalaman kecil, tekanan injeksi yang dapat dikenakan terhadap reservoir juga kecil, karena tekanan dibatasi oleh tekanan rekah formasinya. Dari segi ekonomi, jika
kedalaman kecil/ pendek, maka biaya yang dikeluarkan, misalnya biaya untuk pemboran sumur injeksi, akan semakin kecil, demikian pula jika dilakukan injeksi gas maka biaya kompresor akan semakin kecil pula.
2. Kemiringan Lapisan
Faktor kemiringan lapisan mempunyai arti yang penting jika perbedaan rapat massa antara fluida yang didesak cukup besar, misalnya pada injeksi gas. Jika kecepatan pendesakan besar sekali, pengaruh kemiringan lapisan tidaklah terlalu besar. Dalam hal kecepatan pendesakan tidak terlalu besar, jika fluida pendesaknya air, maka air cenderung untuk maju lebih cepat di bagian bawah. Jika fluida pendesaknya gas, maka gas cenderung menyusul di bagian atas.
3. Tingkat Homogenitas
Reservoir Heterogenity atau keheterogenan reservoir adalah salah satu faktor yang mempengaruhi kinerja injeksi yang sulit diperkirakan secara kuantitatif. Keheterogenan reservoir dapat berupa keheterogenan dari porositas, permeabilitas, distribusi ukuran pori, wettability, irreducibale water saturation dan sifat-sifat fisik fluida.
4. Sifat-sifat Petrofisik
a. Porositas
Porositas yang semakin besar akan menghasilkan cadangan sisa yang semakin besar pula, hal ini membuat prospek EOR lebih baik.
b. Permeabilitas
Permeabilitas yang besar biasanya lebih menguntungkan bagi diterapkannya suatu metode EOR, tetapi jika harga permeabilitas diatas suatu ambang tertentu, mungkin penerapan metode EOR tidak ekonomis lagi, karena sebagian besar minyak sudah diproduksikan pada produksi alamiah sebelumnya.
c. Sifat Kebasahan Batuan (Wettability)
Didefinisikan sebagai kecenderungan dari suatu fluida untuk melekat atau membasahi permukaan batuan dibandingkan dengan jenis fluida lain yang tidak dapat membasahi.
d. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang timbul antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut. Secara matematis tekanan kapiler didefinisikan sebagai tekanan non-wetting phase dikurangi dengan tekanan wetting phase.
e. Permeabilitas Relatif
Permeabilitas relatif didefinisikan sebagai rasio dari permeabilitas efektif dibandingkan dengan suatu permeabilitas basis. Permeabilitas relatif ini dapat pula diartikan sebagai suatu parameter yang menunjukkan kemampuan media berpori untuk mengalirkan satu jenis fluida jika dalam media berpori tersebut terdapat satu atau lebih fluida.
f. Geometri Reservoir.
Geometri reservoir mencakup masalah struktur dan stratigrafi reservoir. Struktur dan stratigrafi reservoir mempunyai pengaruh yang cukup besar dalam menentukan dan memilih pola injeksi yang akan dipergunakan.
5. Mekanisme Pendorong
Peranan mekanisme pendorong dapat penting sekali, misalnya jika suatu reservoir mempunyai pendorong air yang sangat kuat (strong water drive), maka penerapan injeksi air atau injeksi kimiawi tidak memberikan dampak yang berarti.
Untuk kondisi fluida, ada tiga hal yang mempengaruhi efektivitas injeksi, yaitu: 6. Cadangan Minyak Sisa (remaining reserve)
Cadangan minyak tersisa suatu reservoir mempunyai hubungan langsung dengan nilai ekonomis penerapan suatu metode injeksi padanya. Makin besar cadangan minyak tersisa, maka makin besar kemungkinan berhasil suatu proyek injeksi.
7. Saturasi Minyak Tersisa
Besarnya saturasi minyak tersisa menentukan mudah atau tidaknya pendesakan atau pengurasan yang dilakukan oleh fluida injeksi nantinya. Makin kecil harga saturasi minyak tersisa, makin kecil kemungkinan untuk memperoleh keuntungan dari metode EOR yang dilakukan.
8. Rasio Mobilitas (Mobility Ratio)
Salah satu karakteristik fluida yang cukup dominan pengaruhnya dalam proses injeksi air adalah viskositas fluida pendesak yaitu viskositas air dan fluida yang didesak yaitu minyak. Viskositas adalah sifat keengganaan fluida untuk mengalir pada suatu media.
Sifat fasa gas dan liquid merupakan fungsi dari tekanan, temperatur dan komposisi dan diasumsikan tekanan dan temperatur konstan untuk kondisi diagram ternary (Hirakawa, 1985).
II.5 Uji Ketercampuran Injeksi Lean Gas
Mekanisme pendesakan injeksi lean gas bisa merupakan suatu proses pendesakan tak tercampur atau bisa juga merupakan suatu proses pendesakan tercampur. Agar bisa mencapai suatu kondisi tercampur maka dibutuhkan suatu tekanan minimum tertentu untuk tercampur atau biasa disebut MMP (minimum miscible pressure). Dari segi teknik, nilai MMP biasanya sangat besar, yang berarti cocok untuk reservoir yang dalam, hal ini terkait dengan kedalaman reservoir, karena tekanan reservoir dibatasi oleh tekanan rekah (Carcoana, 1992).
Menurut (Willhite, 1986) pada pendesakan tak tercampur (immiscible displacement), efisiensi penyapuan volumetric (EV) diasumsikan sebagai hasil perkalian dari efisiensi area penyapuan (EA) dan efisiensi penyapuan vertical (EI).
Ev =E EA I
Untuk reservoir homogen, nilai EV sekitar lebih dari 0,7 sedangkan besarnya EA dan EI sangat dipengaruhi oleh nilai mobility ratio (M).
Pada pendesakan tercampur, ketercampuran dari gas dan minyak dapat digambarkan pada diagram ternary yang berbentuk segitiga sama sisi (Carcoana, 1992).
Setiap sudut pada segitiga sama sisi menunjukkan satu komponen yang berjumlah 100%, dan setiap sisi saling berhubungan sampai mencapai 0% pada sudut yang berada dihadapannya.
II.6 Uji Sensitivitas
Uji sensitivitas dilakukan untuk mengevaluasi kisaran perubahan kelakuan reservoir untuk berbagai nilai reservoir yang utama atau parameter-parameter operasi. Uji sensitivitas dapat membantu untuk mengidentifikasi parameter-parameter kritis, menentukan kemungkinan kisaran perubahan kelakuan reservoir, dan dapat juga untuk membantu dalam perancangan program untuk mengumpulkan lebih banyak data atau untuk memonitor aspek-aspek penting dalam kinerja reservoir (Mattax, 1990).
II.7 Parameter Produksi
Untuk mengatur produksi dan laju injeksi, dapat diperhatikan beberapa hal berikut: 1. Membandingkan GOR, WOR, dan minimum BHP.
2. Uji kapasitas produksi dan injeksi dibandingkan laju sumur maksimum. 3. Jika gas dihasilkan dari sumur gas, perlu dilakukan pengecekan produksi gas
Jika kebutuhan melebihi kapasitas yang tersedia, maka tutup sumur WOR tinggi dan BHP rendah untuk mengurangi kebutuhan gas secara tepat.
Tipe logis untuk pengecekan sumur di lapangan: 1. Menghitung laju produksi minyak
2. Jika kapasitas produksi minyak lebih sedikit daripada target produksi minyak 3. Jika laju produksi minyak lebih besar daripada target produksi minyak, maka
mengurangi laju produksi dari sumur yang tertinggi atau mengurangi semua laju sumur secara seimbang untuk mencapai batas target maksimum.
Faktor-faktor yang mempengaruhi laju produksi sumur: 1. Inflow Performance Relationship (IPR)
...(II.1)
2. Completion Details
Ada tiga faktor umum yang mempengaruhi proses komplesi yaitu interval komplesi yang efektif, partial penetration yang dapat mengurangi produktivitas sumur, serta posisi WOC dan GOC yang dapat mempengaruhi laju produksi sumur.
3. Hidrolika lubang sumur dan permukaan
Ditentukan oleh pompa, kapasitas kompresor, kehilangan tekanan di tubing, flowlines, choke di permukaan dan di bawah permukaan dan separator.
4. Stimulasi
Hydraulic fracturing, acidizing, naturally fractures.
Semakin besar nilai BHP maka qoi akan semakin rendah, hal ini sesuai dengan persamaan berikut: q=J P( e−Pw f)...(II.2) Dimana q adalah laju alir (bpd), J adalah index produktivitas (bpd/psi), Pe adalah tekanan pada batas reservoir (psi), Pwf adalah tekanan pada dasar sumur (psi).
2 max
1.0 0.2
wf0.8
wf o r rP
P
q
q
P
P
⎧
⎫
⎧
⎫
=
−
⎨
⎬
−
⎨
⎬
⎩
⎭
⎩
⎭
Dimana J bisa ditentukan:
[
]
0.00708 ln( / ) r e w kk h J Bµ r r S = + ...(II.3)J adalah index produktivitas (bpd/psi), k adalah permeabilitas batuan (mD), kr adalah permeabilitas relatif, h adalah tebal reservoir (ft), B adalah faktor volume formasi (RB/STB), µ adalah viskositas (cp), re adalah jari-jari pada batas reservoir (ft), rw adalah jari-jari sumur (ft), S adalah skin.
