Metode Enhanced Oil Recovery

BAB III METODE ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)

3.1. Faktor – Faktor yang Mempengaruhi Efektifitas EOR 3.1.1. Ditinjau dari Kondisi Reservoir 3.1.1.1. Kedalaman

Kedalaman reservoir merupakan faktor penting dalam menentukan keberhasilan suatu projek injeksi air baik dari segi teknik maupun ekonomi. Dari segi teknik, jika kedalaman kecil maka tekanan injeksi yang dikenakan terhadap reservoir juga kecil karena tekanan dibatasi oleh tekanan rekah formasinya. Sedangkan dari segi ekonomi, jika kedalaman suatu formasi kecil atau pendek maka biaya yang dikeluarkan seperti biaya untuk pemboran sumur injeksi juga akan semakin kecil, demikian juga jika dilakukan injeksi gas maka biaya kompresor akan semakin kecil pula.

3.1.1.2. Kemiringan Lapisan

Faktor kemiringan lapisan sangat penting diperhatikan jika perbedaan rapat massa antara fluida yang didesak cukup besar seperti 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 karena akan cenderung maju lebih cepat ke bagian bawah . jika fluida pendesaknya adalah gas maka akan cenderung bergerak ke bagian atas. Di dalam persamaan fraksi aliran (fw) kemiringan lapisan yang besar akan memperkecil harga fw, kondisi ini dapat meningkatkan efisiensi minyak oleh air (Ed)dan lebih lagi dapat meningkatkan efisiensi perolehan minyak (Er) karena dua parameter tersebut berbanding lurus.

236

Trusted by over 1 million members

Try Scribd FREE for 30 days to access over 125 million titles without ads or interruptions! Start Free Trial Cancel Anytime.





































237

Gambar 3.1. Efek Sudut Kemiringan terhadap Fw (Ahmed.Tarek,”Advanced (Ahmed.Tarek,”Advanced Reservoir Engineering”,2006) Engineering”,2006)

3.1.1.3. Tingkat Heterogenitas Reservoir

Tingkat heterogenitas suatu lapisan sangat dipengaruhi oleh lingkungan pengendapan yang akan berlanjut dengan proses yang mengikuti pengendapan itu sendiri. Proses lanjut yang mempengaruhi keseragaman sifat batuan sedimen dapat berbentuk kompaksi juga sedimentasi. Adanya lingkungan pengendapan ini akan dapat memberikan gambaran mengenai besar butir, bentuk atau jenis packing dan juga distribusi penyebaran. Heterogenitas suatu reservoir ini sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan serta fluida reservoir dalam penentuan sumur injeksi dan sumur produksi, efisiensi pendesakan dan penyapuan areal. Perubahan kondisi pengendapan sedimen akan berpengaruh terhadap keseragaman batuan berpori, untuk meloloskan fluida (permeabilitas dari batuan) terutama kearah vertikal, sifat ketidakselarasan permeabilitas akan mempengaruhi model reservoir yang dipelajari, apakah reservoir terdiri dari lapisan tunggal atau berlapis.







































238

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. 3.1.1.4. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Besaran petrofisik yang mempengaruhi keberhasilan suatu metode EOR adalah porositas, permeabilitas, permeabilitas relatif sebagai fungsi saturasi (Kw dan Kro), tekanan kapiler (Pc), dan kebasahan batuan (θ). Porositas yang semakin besar akan menghasilkan cadangan sisa yang semakin besar, hal ini tentu saja akan membuat prospek yang lebih besar. Permeabilitas yang besar biasanya lebih menguntungkan untuk dilakukannya suatu metode EOR. Penerapan metode EOR mungkin tidak ekonomis lagi jika harga permeabilitas di atas suatu batas ambang tertentu, karena sebagian besar minyak sudah diproduksikan pada produksi alamiah sebelumnya. Kurva-kurva permeabilitas relatif diintegrasikan ke seluruh perhitungan aliran reservoir kurva aliran fraksional yang merupakan bagian yang penting dari teori proses pendesakan dibuat berdasarkan permeabilitas relatif. Permeabilitas relatif juga berpengaruh terhadap angka mobilitas dari fluida yang akan diinjeksikan. Tekanan kapiler dan kebasahan batuan mempengaruhi besarnya saturasi minyak sisa di reservoir, Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting phasa phasa dengan fluida wetting phasa phasa

3.1.1.5. Mekanisme Pendorong

Peranan mekanisme pendorong sangat penting terutama jika suatu reservoir mempunyai pendorong air yang sangat kuat ( strong ( strong water drive) dimana drive) dimana system aquifer yang sangat dominan pada reservoir tersebut, akibatnya penerapan indjeksi air atau injeksi kimia tidak memberikan dampak yang berarti.







































239

3.1.2. Ditinjau dari Kondisi Fluida 3.1.2.1. Cadangan Minyak Tersisa

Cadangan minyak sisa merupakan cadangan minyak yang belum dapat terproduksi pada tahap produksi primer, karena cadangan minyak sisa tersebut terjebak dalam matrik batuan. Penjebakan minyak ini disebabkan oleh adanya gaya kapiler dan tidak sempurnanya efisiensi penyapuan dan pendesakan. Cadangan minyak yang tersisa dalam suatu reservoir mempunyai hubungan langsung dengan nilai ekonomis terhadap penerapan suatu metode injeksi. Makin besar cadangan minyak tersisa, maka makin besar kemungkinan bahwa suatu proyek untuk dilakukan dilakukan penginjeksian akan cukup berhasil. Cadangan minyak minyak sisa dapat dibedakan menjadi dua, yaitu: 1. Unrecovered mobile oil , yaitu cadangan minyak sisa karena berkurangnya kemampuan reservoar untuk mengangkatnya keatas, berkaitan dengan penurunan tekanan dan temperatur reservoar. Cadangan ini dapat diproduksi dengan proses konvensional, yaitu dengan memperbaiki ataupun

menambah

kinerja

tekanan

reservoar,

misalnya

dengan

menggunakan metode Artificial Lift , seperti Electric Submersible Pump dan Gas Lift, ataupun dengan metode injeksi air ( pressure maintenance). maintenance). 2. Immobile oil , merupakan cadangan minyak yang tersisa dari produksi primer dan sekunder. Minyak ini hanya dapat diproduksi dengan metode produksi tahap lanjut ( Enhanced Enhanced Oil Recovery) Recovery)

3.1.2.2. Saturasi Minyak Tersisa

Saturasi minyak, minyak, gas dan dan air yang terdapat sebelum

injeksi dimulai dimulai

disebut saturasi awal (initial (initial saturation). saturation). Besarnya harga saturasi awal ini tergantung dari tahap produksinya. Apabila dalam reservoar telah dilakukan tahap produksi primer, maka minyak yang ditinggalkan merupakan saturasi minyak awal tahap produksi sekunder, kemudian saturasi minyak sisa dari produksi sekunder akan menjadi saturasi awal pada teknik produksi tahap tertier.







































240

kecil harga saturasi minyak tersisa, makin kecil kemungkinan untuk memperoleh keuntungan dari injeksi air yang dilakukan, hal ini diakibatkan oleh pengurasan minyak tahap lanjut memerlukan modal yang besar dan jumlah minyak yang dapa diambil semakin kecil sebab minyak yang tersisa di dalam reservoir semakin kecil.

3.1.2.2.1. Distribusi Saturasi sebelum Injeksi Fluida

Fluida yang mengisi reservoar biasanya tidak terdistribusi secara merata, melainkan bervariasi antara lain tergantung dari litologi batuan, distribusi ukuran pori dan posisi struktur. Pada saat produksi primer, terjadi pengurangan saturasi fluida di sekitar sumur produksi, sehingga akan mempengaruhi saturasi fluida secara keseluruhan. Distribusi saturasi ini juga dipengaruhi oleh faktor mikro, yaitu ukuran pori dan derajat kebasahan reservoar tersebut. Besarnya lubang pori-pori adalah bervariasi untuk setiap reservoar dan tergantung dari jenis batuannya. Secara umum dibagi menjadi menjadi pori-pori kecil, sedang dan besar tergantung

jari-jari

lubang pori-pori tersebut. Jari-jari pori yang kecil cenderung untuk diisi oleh fluida yang membasahi, sedangkan untuk jari-jari pori yang besar cenderung diisi oleh fluida yang tidak membasahi. Fluida yang membasahi hanya membentuk suatu film yang tipis pada dinding pori-porinya dan apabila jumlah fluida yang membasahi hanya sedikit, maka fluida tersebut akan berusaha untuk menempati pori-pori yang kecil. Uraian diatas memang sudah sesuai dengan keadaan distribusi minyak, gas dan air dalam penelitian laboratorium. Air yang umumnya merupakan fluida membasahi, ia akan menempati pori-pori yang kecil. Pada sistem minyak-gas, minyak adalah fluida yang membasahi membasahi dan cenderung cenderung menempati pori-pori pori-pori yang kecil, sedangkan gas akan menempati pori-pori yang besar. Pada kondisi res ervoar yang sebenarnya, air, minyak dan gas dapat menempati ruang pori-pori dengan ukuran yang bermacam-macam.







































241

3.1.2.2.2. Distribusi Saturasi pada 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 reservoar 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 depan front akan akan lebih kompleks jika dibandingkan dengan hanya satu fluida saja. Contohnya adalah proses pendesakan air pada reservoir solution gas drive. drive. Minyak dan gas yang ada dalam reservoar, 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 yang mempunyai saturasi minyak yang lebih besar. Zona ini disebut zona “ oil bank ”. ”. 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 reservoar 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.

3.1.2.3. Viskositas Minyak

Viskositas minyak merupakan unsur yang sangat penting dalam perencanaan

injeksi air. Viskositas merupakan besaran yang mementukan









































242

mobilitas, maka semakin baik efisiensi pendesakannya, hal ini terjadi karena viskositas minyak yang semakin kecil.

Gambar 3.2. ractional Flow a. Strongly Kurva Pengaruh Kemiringan Formasi pada F ractional Water Water -Wet Rock. b. Str ongly Oil -Wet Rock (Ahmed.Tarek,”Advanced (Ahmed.Tarek,”Advanced Reservoir Engineering” ,2006)

3.2. Secondary Recovery (Water ( Water Flooding )

Pendesakan tak tercampur dilakukan dengan maksud untuk memperoleh minyak sisa di reservoir yang tidak dapat diambil dengan metode tahap awal. Dalam pendesakan taktercampur ini, suatu fluida diinjeksikan ke dalam reservoir tersebut untuk mempertahankan energi reservoir sehingga secara fisik mendesak









































243

dalam reservoir tersebut adalah gas, maka dinamakan injeksi gas (immiscible (immiscible gas flooding ). ). Namun, dalam pembahasan secondary recovery recovery ini yang dibahas mengenai water flooding . 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, 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. Pertimbangan lain dilakukan injeksi air adalah : 1.

Saturasi minyak sisa (Sor) cukup besar

2.

Recoverynya 30% _ 40% dari original oil in place (OOIP)

3.

Air murah dan mudah diperoleh

4.

Mudah menyebar ke seluruh reservoir dan kolom air memberikan tekanan yang cukup besar dan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi.

5.

Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga cukup banyak









































244

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. Pada awalnya metode waterflooding dilakukan dilakukan dengan menginjeksikan air ke dalam sumur tunggal, saat zona yang terinvasi air meningkat dan sumur-sumur yang berdekatan dimana air tidak menjangkaunya dijadikan sumur penginjeksi untuk memperluas daerah invasi air. Ini dikenal sebagai “circle “ circle flooding ”. ”. Teknik ini kemudian diperbaiki oleh Forest Oil Corp. Corp. dengan mengubah beberapa sumur produksi menjadi sumur injeksi air dan membentuk membentuk suatu pola line drive. drive. Gambar 3.3 menunjukkan kedudukan partikel air A, B, C, D dan E yang bergerak pada waktu bersamaan di sekeliling lubang l ubang sumur, melalui jalur arus 1, 2, 3, 4 dan 5. Jalur-jalur ini merupakan seperempat bagian dari pola injeksi produksi lima titik ( five five spot ). ). Gambar ini memperlihatkan pula kedudukan partikel air yang membentuk batas air-minyak sebelum (a) dan sesudah (b) tembus air (water (water breakthrough) breakthrough) pada sumur produksi. Fraksi air yang turut terproduksi ini semakin lama semakin besar, sehingga suatu saat produksi sumur tidak ekonomis lagi. Untuk mengetahui berapa besar recovery recovery yang dapat diproduksi, dimana tahap secondary tahap secondary recovery ini recovery ini merupakan kelanjutan dari tahap primer. Hal ini perlu diperkirakan diperkirakan sebelum proses penginjeksian air dilakukan.

sumur p rod roduks uksii

A

B









































245

Sebelum dilakukan proses water flooding , maka diperlukan studi pendahuluan yang meliputi : 1.

Perolehan Data a. Sifat-sifat batuan reservoir 

Permeabilitas rata-rata dalam berbagai luasan reservoir



Data porositas dalam berbagai luasan reservoir.



Heterogenitas reservoir mengenai perubahan permeabilitas dalam setiap ketebalan

b. Sifat fluida reservoir : gravitasi. Faktor volume formasi dan viskositas sebagai fungsi saturasi fluida. c. Distribusi air saturasi sebelum dan sesudah injeksi. d. Model geologi Diperlukan pengetahuan tentang model geologi yang dapat diterapkan water flooding dengan tepat, pengetahuan meliputi stratigrafi dan struktur. e. Sejarah produksi dan tekanan Identifikasi mengenai mekanisme pendorong selama masa produksi awal seperti : water drive, gas cap drive, solution gas drive. drive . Perkiraan minyak tersisa setelah produksi awal serta distribusi tekanan dalam reservoir. f. Air untuk injeksi Air untuk produksi harus mempunyai syarat-syarat : 

Tersedia dalam jumlah yang cukup sepanjang masa injeksi



Tidak mengandung padatan-padatan yang tidak dapat larut



Secara kimiawi stabil dan tidak mudah bereaksi dengan elemen-









































246

4.

Pilot project Mencoba mengaplikasikan ke dalam permasalahan di lapangan. Ada dua jenis pola injeksi yang umum digunakan, yaitu pula five-spot dan single dan single injection. injection. Kedua pola ini dapat memaksimalkan jumlah migrasi minyak.

5.

Monitoring Melihat dan mengevaluasi hasil yang diperoleh di lapangan . dievaluasi apakah tidak terjadi aliran minyak yang keluar dari pilot area.

6.

Resimulasi Hasil yang diperoleh di lapangan dibandingkan dengan simulasi reservoir yang dibuat, lalu dilakukanlah penyesuaian antara kondisi lapangan dengan simulasi reservoirnya.

7.

Evaluasi Ekonomi Meliputi : perkiraan biaya yang dibutuhkan, perhitungan-perhitungan, dan presentasi.

3.2.1. Parameter – Parameter dalam Proses Pendesakan

Proses injeksi air akan menyebabkan terjadinya proses pendesakan dimana fluida injeksi akan mendesak fasa minyak dalam satu ruang pori pada batuan reservoir. Untuk mengidentifikasi dua fasa ini, maka diperkenalkan istilah fluida pendesak (dibelakan front pendesakan) dan fluida yang didesak (di depan front pendesak). 3.2.1.1. Derajat Kebasahan batuan

Derajat kebasahan batuan yang diinginkan dalam proses injeksi air yaitu











































247

pendesak) dan displaced fluid (fluida yang didesak). Jika fluida pendesaknya adalah wetting phase maka proses pendesakannya digolongkan sebagai proses imbibition (gambar 3.6), sebaliknya jika fluida pendesaknya non-wetting phase maka digolongkan sebagai proses drainage contoh drainage contoh dari proses imbibitions adalaha injeksi air ke batuan reservoir yang water-wet , sedangkan pada drainage adalah perpindahan minyak ke dalam reservoir water-saturated dengan wettabilitas water-wet .











































248

Pada awalnya ruang pori yang terdapat pada batuan reservoir diisi oleh air, namun ketika terjadi migrasi minyak ke batuan reservoir menyebabkan perpindahan sebagian air formasi dan mengurangi jumlahnya jumlahnya ke saturasi residual. Ketika ditemukan, ruang pori reservoir diisi oleh saturasi water connate dan saturasi minyak. Semua percobaan di laboratorium dirancang untuk menyamakan saturasi di reservoir, proses peningkatan

kurva tekanan kapiler dengan dengan

pemindahan fasa wetting (air) dengan fasa nonwetting (minyak dan gas) disebut proses drainage. Proses aliran lainnya yaitu pengembalian proses drainage dengan perpindahan fasa nonwetting (minyak dan gas) dengan fasa wetting (air) yang disebut proses imbibisi. Proses saturasi dan desaturasi sebuah core dengan fasa nonwetting disebut capillary hysteresis. Perbedaan saturasi dan desaturasi dari kurva tekanan kapiler sangat berhubungan berdasarkan peningkatan maupun penurunan sudut kontak yang berbeda pada suatu padatan. Pada system air formasi - crude oil, wettabilitasnya akan berubah terhadap waktu.











































249

sebagainya. Besar lubang pori bervariasi pada tiap sampel batuan reservoir tergantung pada jenis batuannya. Tapi secara umum dapat dikategorikan sebagai lubang pori - pori kecil, sedang dan besar tergantung pada besarny jari-jari lubang pori. Gaya kapiler akan bertambah besar dengan berkurangnya jari-jari porinya, gaya ini akibat pengaruh dari tegangan permukaan dan tegangan antar permukaan, ukuran pori-pori, bentuk pori-pori, dan wetabilitas batuan. Pori-pori yang mempunyai jari-jari kecil cenderun untuk diisi oleh fluida yang membasahi, sedangkan batuan dengan pori-pori yang mempunyai jari-jari yang besar cenderung untuk diidi fluida yang tidak membasahi dan fluida yang membasahi hanya akan membentuk suatu film tipis pada dinding pori-porinya.











































250

harga saturasi berkisar dari 100% ke irreducible water saturation. Konsep utamanya yaitu adanya perubahan secara cepat harga saturasi pada zona transisi minyak - air yang diakibatkan diakibatkan oleh efek tekanan kapiler. Demikian juga saturasi total (minyak dan air) secara perlahan berubah pada zona minyak hingga saturasi water connate pada zona gas cap, hal yang sama dimana munculnya transisi antara minyak dan zona gas. WOC didefinisikan sebagai kedalaman terbawah reservoir dimana muncul 100% saturasi air, sedangkan GOC kedalaman minimum pada saat 100% saturasi liquid (minyak dan air) muncul pada reservoir.

3.2.1.3.2. Distribusi Saturasi saat Pendesakan

Saat injeksi air dilaksanakan memalui sumur injeksi, fluida injeksi akan mengisi pori-pori yang semula ditempati oleh fluida yang didesak, sedangkan fluida yang didesak itu akan mengalir menuju sumur produksi dengan mendesak fluida yang terdesak didepannya. Ssaturasiebagai hasil injeksi nenghasilkan zona transisi yaitu zona yang didalamnya terdapat suatu perkembangan saturasi mulai dari saturasi pendesak di belakang front dan saturasi yang didesak di bagian depan front depan front pendesakan. pendesakan.











































251

Perubahan saturasi fluida tidak akan dialami oleh bagian reservoir yang tidak tersapu oleh fluida pendesak, apabila fluida yang didesak di depan front lebih dari satu fluida seperti minyak dan gas, mka distribusi saturasi yang terletak di depan front akan lebih kompleks jika dibandingkan dengan ruang hanya terdapat satu fluida saja. Seperti suatu injeksi air ke reservoir minyak dengan mekanisme pendorong gas terlarut ( solution gas drive reservoir). Minyak dan gas yang terdapat di dalam reservoir keduanya akan dapat bergerak, tetapi karena viskositas gas lebih kecil dari minyak, maka pada umumnya

mobilitas

gas

akan

lebih

besar

dari

mobilitas

minyak.

Ketidakseragaman mobilitas fluida ini akan membentuk suatu zona tertentu di depan front yang mempunyai saturasi minyak yang besar karena telah ditinggalkan oleh gas yang bergerak lebih cepat, zona ini disebut “ oil bank”.

3.2.1.4. Permeabilitas Relatif

Pada saat fluida satu jenis mengalir melalui media berpori maka laju aliran dan kecepatannya dapat dihitung dengan menggunakan permeabilitas absolutnya, namun bila lebih dari satu jenis maka dicocokkan dengan harga permeabilitas













































252

gasnya sama dengan nol, untuk gas pada saat saturasi minyak sisanya dan untuk minyak pada saat irreducible water saturation. saturation. Set dari permeabilitas relatif (oil (oil water dan gas dan gas - water) ditunjukkan pada gambar 3.7.













































253

Gambar 3.8. Korelasi antara Sudut Kontak dan Permeabilitas Permeabilitas Relatif End Point (Willhite,G.Paul,”Waterflooding”,SP (Willhite,G.Paul,”Waterflooding”,SPE.1986) E.1986)













































254

M

Kd . o 

 d . Ko

……………………………………………………………….(3 - 2)

Jika pada injeksi air beerubah menjadi : M

Kw. o 

 w. Ko

……………………………………………………….……(3 - 3)

Viskositas air dalam reservoir biasanya mencapai range antara range antara 0,1 sampai 1000 cp, dalam penentuang perbandingan minyak dan air dengan menggunakan viskositas minyak sebesar 0,5 cp maka perbandingan mobilitas pada injeksi air mempunyai range range antara 0,024 sampai 3,5 untuk system water wet dan 0,15 sampai 4,2 untuk system oil wet . Kebanyakan di lapangan perbandingan mobilitas













































255

U

q 

V

A

dan

U 

 ……………………………………………….………(3 - 4)

3.2.1.6.1. Kurva Drainage Drainage Tekanan Kapiler

Saat non-wetting phase mendesak wetting phase prosesnya phase prosesnya disebut dengan pendesakan drainage. Untuk non-wetting phase yang masuk ke dalam pori akan menyebabkan kenaikan tekanan kapiler yang diasosiasikan dengan ukuran pori, dimana menyajikan tekanan yang yang masuk masuk ke ke dalam dalam pori-pori pori-pori tidak proporsional dengan jari-jari porinya.sehingga non-wetting phase terdapat phase terdapat di bagian tengah pori yang berukuran lebih besar, wetting phase terdapat phase terdapat di pori dengan ukuran yang













































256

Selama proses imbibitions berlangsung, saturasi wetting phase phase akan naik dan tekanan kapiler menurun. Hal ini berlangsung hingga saturasi non wetting phase mencapai phase mencapai harga irreducible (Swc) yang disebut kurva primary imbibitions (gambar 3.11). jika proses primary drainage tidak lengkapdan kembali berbalik ke imbibition untuk mencapai irreducible wetting phase, kurva imbibition akan berakhir pada saturasi irreducible wetting phase yang lebih kecil dari harga asosiasi kurva imbibitions. (lihat gambar 3.11). Kejadian ini disebut disebut hysteresis tekanan kapiler dimana saturasi non wetting phase yang lebih rendah akanmenghasilkan saturasi sisa yang lebih kecil.















































257

akan berbeda-beda tergantung pada tempat fluida itu berada dan waktu pelaksanaan injeksi fluidanya. Mobilitas fluida kadang-kadang tidak beraneka ragam harganya untuk suatu reservoar pada saat proses pendesakan pendesakan berlangsung, tetapi bila terjadi perubahan biasanya dicari harga rata-ratanya sehingga dapat digunakan untuk perhitungan.













































258

Apabila M < 1

: menguntungkan untuk proses penyapuan. Air dapat menyapu minyak lebih effisien sehingga dapat meningkatkan perolehan minyak.

Dalam proyek waterflooding dengan kondisi mobilitas ratio (M < 1 ), maka













































259

3.2.3. Faktor Perolehan Minyak 3.2.3.1. Efisiensi Pendesakan

Efisiensi pendesakan adalah perbandingan antara volume hidrokarbon yang dapat didesak dari pori-pori dengan volume hidrokarbon total dalam pori pori tersebut. Dalam prakteknya efisiensi pendesakan merupakan fraksi minyak













































260

S  (Sor ) min ........................................... ................................................................. ......................(3-10) (3-10) (E d ) max  oi Soi 3.2.3.1.1. Teori F ron tal Advance Advance

Pada saat fluida didesak oleh fluida yang lain yang tidak bercampur dengan fluida pendesak, prosesnya disebut proses tak tercampur. Air dan gas













































261

Fraksi aliran adalah fungsi dari saturasi sepanjang variasi permeabilitas relatif. Plot antara fraksi aliran versus saturasi fluida pendesak disebut kurva fraksi aliran ( fractional fractional flow curve), curve), yang biasanya berbentuk kurva – kurva – S. Bentuk sebenarnya dari kurva ini dan posisinya tergantung dari kurva permeabilitas relatif, viskositas fluida, densitas, sudut kemiringan dan hubungan saturasi-















































262













































263













































264













































265













































266









































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































297

W iDf 

(S g  S gr )

 qo Bo  1  (1  S wc  S gr  S or )  t w Bw 

........................................(3  83)

a. Sampai dengan fill up, minyak yang diproduksi:

N pf  qo x

W if iw Bw

 qo x

V DV iDf iw Bw

...............................................(3  84)

b. Sesudah fill up, produksi minyak kumulaitf:

N p  N pf 

( E s  V iDf )V D Bo

....................................................(3  85)

Voulme air yang telah diinjeksikan sejak operasi di mulai:

W t

 V i    xV D V D ..................................................................(3  86)   mod el Bw

Produksi air kumulatif (W p) sebanding dengan selisih antara volume air yang diinjeksikan sebelum fill up dengan up dengan volume air yang menggantikan minyak sesudah fill sesudah fill up. up.

W p 

(V iD  V iDf )V D Bw



( E s  V iDf )V D Bw



(V iD  E s )V D Bw

................(3  87)

Perbandingan air-minyak di permukaan: (WOR)s =

dW p dN p

.......................................................................(3  88)

3.2.4.3. Pendesakan Tiga Dimensi

Untuk reservoir yang tebal dengan variasi permeabilitas ke segala arah, maka perhitungan perkiraan ulah pendesakan yang berdimensi tiga harus diselesaikan dengan simulasi numerik yang harus dibantu komputer.







































298

Penyelesaiannya memerlukan data fluida, data petrofisik, data produksi setiap bagian reservoir yang besarnya ditentukan (grid). Komputer akan mencari pendekatan dengan rumus Darcy, Darcy, diffusivitas dan kontinuitas untuk setiap grid. Ulah seluruh reservoirnya merupakan penjumlahan ulah tip grid. Ukuran tiap grid dan tiap waktu yang dipilih akan menentukan lamanya perhitungan dan biaya pemakaian computer. Maki kecil ukuran gridnya dan langkah waktunya makin mahal biayanya. Biasanya ulah reservoir yang lalu menurut perhitungan computer diselaraskan dulu dengan hasil pengamatan di lapangan. Setelah diperoleh keselarasan yang memadai, barulah dilakukan peramalan ulah reservoir untuk waktu yang akan datang.

3.3. Tertiary Recovery 3.3.1. Miscible Displacement (Pendesakan Tercampur)

Injeksi tercampur didefinisikan sebagai pendesakan suatu fluida terhadap minyak yang menghasilkan pencampuran antara fluida pendesak terhadap minyak sehingga hasil campuran ini dapat keluar dari pori-pori dengan mudah sebagai satu fluida. Dalam hal efisiensi pendesakan dalam pori-pori sangat tinggi. Yang termasuk injeksi tercampur adalah injeksi gas kering pada tekanan tinggi (vaporizing (vaporizing gas drive), drive ), injeksi gas diperkaya (condensing (condensing gas drive), drive), injeksi dinding fluida yang dapat bercampur dengan minyak (gas), injeksi dinding lkohol (dapat bercampur dengan minyak dan air), injeksi CO 2 atau gas-gas yang tidak bereaksi (inert (inert gas) gas) dapat bercampur dengan minyak dan air. Gambar 3.37

memperlihatkan Diagram Terner. Pada diagram tersebut

terdapat sistim tiga kelompok komponen yang terdiri atas metana (C 1), komponen-komponen komponen-komponen menengah (C 2-C6) dan komponen-komponen berat (C 7+).







































299

N

Gambar 3.37. Diagram Terner pada Sistem Hidrokarbon (Cain, Mc W.D., Jr., The Properties of Petroleum Fluids.1973) Fluids.1973)

Untuk tekanan dan temperatur reservoir, C 1 berupa gas, C 7+ cair, sedangkan C2-C6 tergantung pada tekanan dan temperatur yang berlaku. Daerah L pada diagram tersebut merupakan daerah satu fasa yaitu 100% fasa cair dan daerah V merupakan daerah 100% fasa gas. Daerah campuran kritis dibagi menjadi daerah B yang menunjukkan interval komposisi (P,T) yang dapat bercampur dengan gas dari daerah V, serta daerah A merupakan daerah komposisi-komposisi campuran yang dapat bercampur dengan minyak dari daerah L. Pengaruh tekanan dan temperatur terhadap daerah dua fasa dalam diagram Terner seperti ditunjukkan pada gambar dibawah ini. Tekanan Tercampur Minimum (TTM) adalah tekanan pendesakan terendah di mana gas dapat bercampur (larut) (lar ut) dengan minyak yang didesak melalui proses kelarutan dinamik atau kelarutan multikontak.







































300

C1

C1

P

T C7+

T, Konstan C7+

C2 + C6

P, Konstan

C2 _ C6

Gambar 3.38. Pengaruh Tekanan dan Temperatur Terhadap Daerah Dua Fasa dalam Diagram Terner (Cain, Mc W.D., Jr., The Properties of Petroleum Fluids.1973) Fluids.1973) **)Jadi pada saat tekanan reservoir masih tinggi (P>>) dan temperatur rendah rendah (T<<) akan sangat menguntungkan menguntungkan bagi pendesakan tercampur tercampur karena daerah dua dua fasa (dalam diagram Terner) Terner) dibuat kecil.

3.3.1.1. Injeksi Gas CO 2 Injeksi gas CO2 atau sering juga disebut sebagai injeksi gas CO 2 tercampur

yaitu dengan menginjeksikan sejumlah gas CO 2 ke dalam reservoir dengan melalui sumur injeksi sehingga dapat diperoleh minyak yang tertinggal. CO 2 adalah molekul stabil dimana 1 atm carbon mengikat 2 atom oksigen, berat molekulnya 44.01, temperatur kritik 31.0

0

CO2 dan tekanan kritik 73.3 Bars

(1168.65 Psi). 3.3.1.1.1. Sifat-Sifat CO 2

Perubahan sifat kimia fisika yang disebabkan oleh adanya injeksi CO2 adalah sebagai berikut : a.

Pengembangan volume minyak

b.

Penurunan viscositas







































301

A. Pengembangan Pengembangan volume minyak

Adanya CO2 yang larut dalam minyak akan menyebabkan pengembangan volume minyak. Pengembangan volume ini dinyatakan dengan suatu swelling factor , yaitu : “Perbandingan volume minyak yang telah dijenuhi CO 2 dengan volume minyak awal sebelum dijenuhi CO 2, bila besarnya SF ini lebih dari satu, berarti menunjukkan adanya pengembangan”. pengembangan”. Oleh Simon dan Graue, Graue , dikatakan bahwa SF dipengaruhi oleh fraksi mol CO2 yang terlarut dalam minyak (X CO 2) dan ukuran molekul minyak yang dirumuskan dengan perbandingan berat molekul densitas (M/ ). Hasil penelitian Walker dan Dunlop menunjukkan bahwa swelling factor dipengaruhi pula oleh tekanan dan temperatur. B. Penurunan viscositas

Adanya sejumlah CO2 dalam minyak akan mengakibatkan penurunan voscositas minyak. Oleh Simon dan Graue dinyatakan bahwa penurunan viscositas tersebut dipengaruhi oleh tekanan dan viscositas minyak awal sebelum dijenuhi CO2. Perbandingan viscositas campuran CO2 minyak dengan viscositas awal akan lebih kecil untuk viscositas minyak awal ( ( o) yang lebih besar pada tekanan saturasi tertentu. Artinya pengaruh CO 2 terhadap penurunan viscositas minyak akan lebih besar untuk minyak kental (viscous). Untuk satu jenis minyak, kenaikan tekanan saturasi akan menyebabkan penurunan viscositas minyak. Untuk satu jenis minyak kenaikan tekanan saturasi akan menyebabkan menurunnya viscositas minyak. C. Kenaikan densitas

Terlarutnya sejumlah CO2 dalam minyak menyebabkan kenaikan densitas, hal yang menarik ini oleh Holm oleh Holm dan Josendal dimana Josendal dimana besarnya kenaikan densitas dipengaruhi oleh tekanan saturasinya Meskipun demikian bila fraksi CO2 terlarut telah mencapai suatu harga









































302

D. Ekstraksi sebagian komponen minyak

Sifat CO2 yang terpenting adalah kemampuan untuk mengekstraksikan sebagian komponen minyak. Hasil dari penelitian Nelson dan Menzile menunjukkan bahwa pada 135 F dan pada tekanan 2000 Psi minyak dengan gravity 35 API mengalami ekstraksi lebih besar dari 50 %. Penelitian dari Holm dari Holm dan Josendal menunjukkan menunjukkan volume minyak menurun akibat adanya ekstraksi sebagian fraksi hidrokarbon dalam minyak. Dari komposisi hidrokarbon yang terekstraksi selama proses pendesakan CO2, menunjukkan fraksi menengah (C 2-C6) hampir semuanya terekstraksi. Sedangkan pada fraksi ringan (C 1), juga fraksi berat (C7+) harga ekstraksi sangat kecil.

3.3.1.1.2. Sumber CO 2

Sumber CO2 sangat menentukan dalam keberhasilan proyek injeksi CO 2, sebab CO2 yang diperlukan harus tersedia untuk jangka waktu yang panjang. Gas yang tersedia juga harus relatif murni sebab beberapa gas seperti metana dapat meningkatkan tekanan yang diperlukan untuk bercampur, sedangkan yang lainnya seperti hidrogen sulfida berbahaya dan berbau serta menimbulkan permasalahan lingkungan. Perlu diperhatikan bahwa adanya kesulitan dalam menentukan volume aktual dan waktu pengantaran gas ke proyek, sebab kebocoran dapat terjadi pada proyek injeksi skala besar selama s elama periode waktu yang panjang. Faktor yang tidak diketahui lainnya adalah volume CO 2 yang harus dikembalikan lagi (recycle ( recycle). ). Jika









































303



Pabrik amonia dan lapangan minyak yang dapat didirikan berdekatan



Kuantitas CO2 dari tiap sumber dapat diketahui



Gas CO2 yang dilepaskan dari pabrik amonia cenderung dapat dikumpulkan dalam sebuah area industrial yang tersedia



Tidak memerlukan pemurnian, karena CO 2 yang diperoleh mempunyai kemurnian 98 % (Pullman kellog,1977). kellog,1977) .

Keberhasilan suatu proyek CO2 tergantung pada : 1.

Karakteristik minyak

2.

Bagian reservoir yang kontak secara efektif

3.

Tekanan yang biasa dicapai

4.

Ketersediaan dan biaya penyediaan gas CO2

3.3.1.1.3. Kelebihan dan Kekurangan Injeksi CO 2

Penggunaan CO 2 untuk meningkatkan perolehan minyak mulai menarik banyak perhatian sejak 1950. Ada beberapa alasan (kelebihan utama), sehingga dilakukan injeksi CO 2 yaitu : 1.

Injeksi CO2 mengembangkan minyak dan menurunkan viskositas.

2.

Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan dan pemindahan kromatologi.

3.

Injeksi CO2 bertindak sebagai solution gas drive drive sekalipun fluida tidak bercampur sempurna.

4.

Permukaan fluida campur (miscible (miscible front ) jika rusak akan memperbaiki diri.

5.

CO2 akan bercampur dengan minyak yang telah berubah menjadi fraksi C2-









































304

9.

CO2 dapat diperoleh dari gas buangan atau dari reservoir yang mengandung CO2. Sedangkan beberapa kekurangan injeksi CO 2 adalah seabagai berikut :

1.

Kelarutan CO2 di air dapat menaikkan volume yang diperlukan selam bercampur dengan minyak.

2.

Viskositas yang rendah dari setiap gas CO 2 bebas pada tekanan reservoir yang rendah akan menyebabkan penembusan yang lebih awal pada sumur produksi sehingga mengurangi effisiensi penyapuan.

3.

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.

4.

CO2 dengan air akan membentuk asam karbonik yang sangat korosif.

5.

Injeksi alternatif slug CO2 dan air memerlukan sistem injeksi ganda dan hal ini akan menambah biaya dan kerumitan sistem.

6.

Diperlukan injeksi dalam jumlah yang besar (5 – 10) MCF gas untuk memproduksi satu STB minyak).

7.

Sumber CO2 biasanya tidak diperoleh ditempat yang berdekatan dengan proyek injeksi CO2 sehingga memerlukan pemipaan dalam jarak yang panjang.

3.3.1.1.4. Miscibility dan Pengaruhnya

Miscibility

didefinisikan

sebagai

kemampuan

suatu

fluida

untuk









































305

1.

Kemurnian CO2 Hasil percobaan pada berbagai tingkat kemurnian yang digunakan, menunjukkan bahwa semakin murni CO 2 semakin besar miscibilitasnya. Adanya

C 1

dan

N2

di

dalam

CO 2

akan

mempengaruhi terjadinya miscibilitas, sedangkan adanya H2S

didalam

CO2 pengaruhnya lebih kecil dibanding C 1 dan N2. 2.

Komposisi Minyak Hasil percobaan pada berbagai tingkat kemurnian yang digunakan, menunjukkan bahwa semakin murni CO 2 semakin besar miscibilitasnya. Adanya

C 1

dan

N2

di

dalam

CO 2

akan

mempengaruhi terjadinya miscibilitas, sedangkan adanya H2S

didalam

CO2 pengaruhnya lebih kecil dibanding C 1 dan N2. 3.

Temperatur Temperatur minyak juga akan mempengaruhi tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible. Kesimpulannya jika temperatur semakin besar, tekanan pendorongan makin besar.

4.

Tekanan Tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible akan dipengaruhi oleh kemurnian CO2, komposisi minyak dan tekanan reservoir. Pada tekanan pendorongan miscible CO2 terhadap minyak reservoir dengan adanya komponen hidrokarbon ringan C 2, C3, C4 didalam minyak reservoir tidak mempengaruhi proses miscibility. Pendorongan miscible sangat dipengaruhi oleh adanya komponen C 5-C30 di dalam reservoir.









































306

3.3.1.1.5. Jenis-Jenis Pendorongan CO 2

Pemakaian CO2 sebagai fluida pendesak untuk perolehan minyak telah diteliti di laboratorium maupun di lapangan. Dari keduanya telah dapat diperkirakan bahwa CO2 dapat menjadi fluida pendesak yang efisien. Jenis pendorongan gas karbondioksida terdiri dari solution gas drive drive dan dynamin miscible drive. drive. A. Solution gas drive

Kelarutan CO2 didalam minyak makin besar dengan adanya kenaikan tekanan, dengan diikuti pula pengembangan volume minyak makin besar. Holm dan Josendal melakukan

pengamatan

terhadap

jenis

drive

ini

dengan

menggunakan gravity minyak 22 oAPI yang dijenuhi dengan Berea sandstone sepanjang 4 feet. Penjenuhan dilakukan pada tekanan 900 psi yang berisi 47,2 % PV dan sisanya air asin. Minyak yang diproduksikan 14,2 % OIP sampai penurunan tekanan 400 psig, dan 14 % OIP pada tekanan mencapai 200 psig, dapat dilihat pada Tabel III-1. III-1 .

Tabel III-1. Solution Gas Drive dengan CO 2 yang Diinjeksikan pada Tekanan 900 psi (Dr. Ir. Septoranto S., Ir. Dedy K., M.Sc. Enhanced Oil Recovery.1999) Recovery.1999)

Pressure (psig)

Oil Recovered Recovered (Percent of Oil In Place)

Oil In Place (Precent PV)

900

-

47,2

400

14,2

40,5











































307

B. Dynamic miscible drive

Sifat

yang

cukup

penting

dari

CO 2

adalah

kemampuannya

mengekstraksikan atau menguapkan sebagian fraksi hidrokarbon dari minyak reservoir. Terdapat skema kondisi miscible dan mendekati miscible dari proses pendorongan gas CO 2 pada temperatur 315 oF Menurut Holm dan Josendal pada pada gambar tersebut sebagai hasil penyelidikannya dijelaskan sebagai berikut : Dua gambar bagian atas, memperlihatkan tekanan pendorongan CO 2 terhadap minyak pada tekanan 1800 dan 2200 psi. Pada saat diinjeksikan CO2 selanjutnya akan mengekstrasi CO2, C5-C30 dan membentuk zona transisi CO 2hidrokarbon. Luasnya zona transisi CO 2 sampai hidrokarbon merupakan fungsi dari tekanan pendorongan. Zona transisi yang cukup panjang menandakan pendorongan pada tekanan yang rendah. Konsentrasi hidrokarbon yang tinggi akan terdapat pada zona transisi dengan tekanan pendorongan yang tinggi dan “total residual saturation” saturation ” yang lebih rendah akan tertinggal dalam media porous setelah proses pendesakan. “Total residual saturation” saturation” yang tidak turut terdesak pada saat pendorongan CO2 terhadap minyak pada tekanan 1800 psi dan 135

o

F yaitu











































308

3.3.1.1.6. Mekanisme Injeksi CO 2

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 3.39 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 CO 2 diikuti air).



Adanya slug CO 2 oleh cairan yang diikuti dengan air (Injeksi slug CO 2 dan air secara bergantian).



Adanya slug CO 2 oleh cairan yang diikuti injeksi air dan CO 2 (Injeksi CO2 dan air secara simultan). Untuk gas yang dibawa dengan menginjeksikan terus menerus gas CO ke











































309

Pada cara yang ketiga, yaitu membentuk slug penghalang dari CO 2 yang kemudian diikuti air sebagai fluida pendorong. Sama seperti cara pertama dan kedua, pembentukan slug ini untuk lebih dapat mencampur gas CO 2 kedalam 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 CO 2 untuk lebih melarutkan minyak setelah proses penyapuan terhadap pendesakan minyak, min yak, maka minyak yang telah tersapu dan akan diproduksikan melalui sumur produksi.











































310

3.3.1.2. Injeksi Gas Kering Pada Tekanan Tinggi

Pada tekanan tinggi, ketercampuran pendorong gas dapat dicapai dengan gas hidrokarbon kering (lean ( lean hydrocarbon), hydrocarbon ), fuel gas dan nitrogen. Perencanaan pendorong gas yang menguapkan biasanya hanya memerlukan perhatian supaya ketercampuran antara minyak dan gas injeksi tercapai dan terpelihara. 3.3.1.2.1. Sifat-sifat Gas Kering Pada Tekanan Tinggi

Sifat-sifat gas kering pada tekanan tinggi ini pada dasarnya dapat dicapai dengan gas Hidrokarbon, flue gas, gas, dan nitrogen. Dimana komponen-komponen C2 _ C6 dalam gas akan meningkat karena gas ini akan maju terus untuk bertemu dengan minyak sampai terjadi pencampuran. Ketercampuran antara minyak dengan gas injeksi ini harus tercapai dan terpelihara dengan perencanaan yang baik. Faktor-faktor yang menjadi sifat-sifat untuk gas-gas Hidrokarbon, nitrogen, dan campuran N 2 _ CO2 seperti faktor kompressibilitas untuk gas-gas alam, N2, dan viscositas untuk gas Hidrokarbon, N2, dapat dilihat pada sub bab mengenai kompressibilitas gas dan viscositas gas.

3.3.1.2.2. Sumber Gas Injeksi











































311



Tidak ada masalah yang terjadi pada ukuran slug sehubungan dengan injeksi yang terjadi secara kontinyu



Gas dapat diinjeksikan kembali Kekurangan dari injeksi gas pada tekanan tinggi antara lain :



Proses ini terbatas, sebab reservoir minyak harus kaya akan komponen C 2-C4



Proses ini memerlukan tekanan injeksi yang besar



Biaya yang diperlukan untuk gas alam mahal, gas-gas pengganti memerlukan tekanan yang lebih besar.

3.3.1.2.4. Diagram Terner

Gambar 3.40 menggambarkan kondisi fasa selama injeksi gas kering dengan tekanan tinggi. Komposisi awal dari minyak yang diinjeksikan adalah titik O. Titik O dihubungkan dengan titik G, dimana titik G adalah komposisi dari gas injeksi (gas kering).













































312

3.3.1.2.5. Mekanisme Mekanisme Injeksi Gas Kering Pada Tekanan Tinggi

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 tercampur. Mobility ratio pada ratio pada injeksi gas yang menguapkan secara keseluruhan rendah. Pada dua metode terakhir, sejumlah kecil dinding pelarut tersebut













































313













































314

Perbedaan penting lainya 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 gas tercampur pada kontak pertama, produksi pelarut menurunkan penyapuan tercampur. Gas hidrokarbon murni banyak digunakan karena pada saat ini murah dan tersedia dalama jumlah yang cukup. Mobility rasio pada injeksi gas yang menguapkan secara keseluruhan lebih rendah dibandingkan dengan injeksi gas mengembun atau injeksi tercampur pada kontak pertama.

3.3.1.3. Injeksi Gas yang Diperkaya













































315

Sifat-sifat gas yang diperkaya ini dapat diketahui dari gas-gas yang termasuk dalam gas diperkaya, diperkaya, yaitu gas alam kering (relatif

lebih banyak banyak

methana) yang telah diperkaya diperka ya oleh komponen intermediate (propana, butana, dan lain-lain). Untuk komposisi gas yang sesuai, minyak dapat menjadi kaya dengan material-material tersebut yang menyebabkan ketercampuran antara gas injeksi dan minyak diperkaya. Gas injeksi yang mengandung hidrokarbon-berat-molekulmenengah dalam konsentrasi yang relatif tinggi disebut gas disebut gas diperkaya. Tekanan

dan

konsentrasi

gas

injeksi

yang

dipersyaratkan

untuk

ketercampuran pendorong gas yang mengembun tergantung pada :  Komposisi hidrokarbon-berat-molekul-menengah yang dikandung dalam













































316

Sedangkan kekurangan dari penggunaan injeksi gas yang diperkaya : 

Gravity Override terjadi formasi yang tipis



Harga gas yang mahal



Penjarian viskositas mempengaruhi disipasi slug

3.3.1.3.4. Diagram Terner

Tipe variasi pendesakan tercampur secara thermodinamik, dapat lebih cepat diuraikan

dengan

hidrokarbon,

menggunakan

dengan

kombinasi

pengenalan tiga

grafis

komponen

komposisi yang

campuran

sama

sifat

thermodinamiknya. Diagram seperti ini disebut dengan Diagram Terner. Dengan menggunakan diagram Terner, gambaran visual dari sifat fasa dapat















































317













































318

Keterangan Gambar 3.43. I

= zone minyak yang mula-mula didesak

II

= gas yang terurai terdiri dari komponen intermediate dan belum terlarut

III = oil bank yang mobil Bila injeksi yang diperkaya dimulai, proses pertama adalah tipe













































319

gelembung. Ini hanya dapat dicapai untuk tekanan yang sama atau lebih besar dari pada tekanan percampuran Pm, dimana garis singgung pada titik kritis ini melewati titik Gr. Jika gas terdiri dari campuran G dan L, komposisi pertama titik kritis campuran Cm pada gas dan minyak adalah bercampur pada tekanan P.













































320

Pi menunjukkan tekanan reservoir mula-mula kelarutan gas. Dengan turunnya tekanan, kelarutan gas menurun dan gas-gas yang semula larut dalam minyak membebaskan diri dari minyak mentah pada tekanan yang lebih rendah. Bila pada suhu dan tekanan reservoir mula-mula (untuk minyak mentah belum jenuh), maka sebelum gas-gas dapat keluar dari larutannya













































321

dengan komponen menengah sangat mahal harganya, juga sebaliknya jangan sampai kurang karena proses yang terjadi tidak akan efektif. Setelah itu, oleh pompa dialirkan ke kompresor untuk diinjeksikan langsung melalui tubing ke dalam sumur injeksi seperti yang terlihat pada Gambar Ga mbar 3.45.















































322













































323













































324













































325













































326









































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































357

Tabel III-3. Bahan Dasar Injeksi Surfactant (Gale W.W. and Sandvick E.I. Tertiary Surfactant Flooding: Petroleum Sulfonate Sulfonate Composition - Efficacy Studies. 1973)

Jenis Surfaktan

Berat Ekuivalen

first benzene second benzene third benzene fourth benzene benzene residu first chloroform second chloroform third chloroform chloroform residu first water second water third water fourth water fifth water sixth water waterresidu

623 602 521 468 400 496 460 410 342 260 284 309 323 348 369 428

Dari pengalaman di lapangan, penggunaan Cosurfaktan ini, ternyata dapat meningkatkan recovery minyak sampai 20%. Hal ini disebabkan karena selain ikut mendesak, surfaktan juga turut t urut 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. D. Pelarut dan Aditive

Pelarut utama surfactant adalah air dan minyak. Sulfonate yang merupakan hasil industri penyulingan suatu campuran zat-zat kimia disebut Petroleum Feedstock , dilarutkan dalam minyak atau air sehingga membentuk micelle-micelle micelle-micelle yang merupakan microemulsion dalam air atau minyak. Micellemicelle micelle berfungsi sebagai medium yang miscible baik terhadap minyak atau air. Larutan yang menggunakan air atau minyak sebagai pelarutnya, tergantung pada







































358

Dalam sistem aqueous solution, solution , pelarut utamanya adalah air. Sedangkan untuk oil-external adalah adalah minyak, dan water-external pelarut pelarut utamanya adalah air. Sebagai zat tambahan dalam slug surfactant digunakan kosurfactant, umumnya adalah alkohol. Cosurfactant sering sering digunakan karena mrmpunyai banyak fungsi dalam sistem pendesakan, antara lain viscositas larutan dapat diatur dengan cosurfactant untuk untuk kontrol mobilitas. Dari pengalaman di lapangan, penggunaan cosurfactant ini dapat meningkatkan recovery minyak sampai 20 %. Hal ini disebabkan karena selain ikut mendesak, cosurfactant turut turut melarutkan minyak. Zat tambahan lain yang sering digunakan adalah larutan elektrolit NaCl yang digunakan sebagai preflush, preflush, untuk menggerakkan air formasi yang tidak compatible dengan komposisi slug surfactant. E. Sistem Pencampuran

Untuk

mencampur

komponen-komponen

menjadi

slug

surfactant,

diperlukan sistem penanganan yang tepat, antara lain harus memakai water treatment dan sistem pencampuran slug surfactant. Fasilitas water treatment diperlukan untuk menghilangkan kation-kation yang merugikan seperti Ca 2+, Mg2+ dan ion besi dengan ion-ion natrium dari pelembut air (water ( water softener ). ).

3.3.2.3.4. Pertimbangan dan Batasan Pemakaian Surfactant

Dasar pertimbangan yang digunakan untuk memilih metoda pendesakan surfactant pada suatu reservoir yang diperoleh dari data empiris diantaranya meliputi : 1. Sifat fisik fluida reservoir yang terdiri dari : gravity minyak, viskositas minyak, komposisi dan kandungan chloridanya. 2. Sifat fisik batuan reservoir yang terdiri dari : saturasi minyak sisa, tipe formasinya, ketebalan, kedalaman, permeabilitas rata-rata dan temperaturnya.

Sedangkan syarat-syarat dan batasan-batasan yang digunakan dalam pemilihan metoda pendesakan surfactant dapat dirinci sebagai berikut :







































359



Viskositas

< 30 cp



Kandungan klorida

< 20000 ppm



Komposisi diutamakan minyak menengah ringan (Light Intermediate)

2. Surfactant dan polimer  Ukuran dari slug adalah 5 – 15% 15% dari volume pori (PV) untuk sistim surfactant yang tinggi konsentrasinya sedangkan untuk yang rendah besarnya 15 – 15 – 50% 50% dari volume pori (PV).  Konsentrasi polimer berkisar antara 500 – 500 – 2000 2000 mg/i  Volume polimer yang diinjeksikan kira-kira 50% dari volume pori. 3. Kondisi reservoir 

Saturasi minyak

>30% PV



Tipe fomasi

diutamakan sandstone



Ketebalan formasi

> 10 ft



Permeabilitas

> 20 md



Kedalaman

< 8000 ft



Temperatur

< 175 175 F

4. Batasan lain 

Penyapuan areal oleh water floding sebelum injeksi surfactant diusahakan lebih besar dari 50%



Diusahakan formasi yang homogen



Tidak terlalu banyak mengandung anhydrite, pysum atau cla y.



Salinitas lebih kecil dari 20000 ppm dan kandungan ion divalen (Ca dan Mg) lebih kecil dari 500 ppm.

3.3.2.3.5. Perencanaan Laboratorium

Beberapa desain laboratorium yang ada : 1.

Hill et ell dari Shell (1973) melakukan (1973) melakukan tiga prosedur seleksi yang berbeda : 

Pengukuran tegangan antarmuka pada antar muka crude oil-sulfonat







































360



Seleksi (penyaringan) mikroskopik, merupakan metode kualitatif yang mendeteksi penurunan yang besar dalam tegangan antarmuka diantara lerutan air dengan minyak



Uji pendesakan, teknik dan prosedur konvensional digunakan dalam uji coba ini.

2.

Marathon Surfactant yang digunakan untuk proyek di M-1 Illionis dibuat di Robinson Refinery dan Denver Research Centre. Beberapa variabel yang diteliti untuk mendapatkan optimasi slug meliputi bahan baku, additive bahan kimia, konsentrasi surfactant, pH, kation molekul sulfonat, serta tipe dan tingkat cosurfactant. Batasan pada desain ini antara lain adalah bahwa slug dibuat di Robinson Refinery, viscositas slug tidak lebih dari 40 cp, dan penyangga (buffer) mobilitas menggunakan poliakrilamid menggunakan poliakrilamid dow (polymer). dow (polymer). Uji desain dilakukan pada kondisi reservoir. Semua uji injeksi menggunakan sampel batuan reservoir yang diambil dari reservoir. Crude oil yang digunakan yaitu minyak sweet Illionis diambil dari empat tempat yang berbeda dalam satu daerah dan memiliki API 360, viscositas 5 – 6 6 cp pada temperatur 720 F. Fluida micellar – micellar – polymer polymer diinjeksi ke dalam sumur 1/8 in dengan laju injeksi konstan.

3.3.2.3.6. Mekanisme Injeksi Surfactant

Larutan surfactant yang merupakan microemulsion yang diinjeksikan ke dalam reservoir, mula-mula bersinggungan dengan permukaan gelembunggelembung 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. Pertama sekali molekul-molekul surfactant yang mempunyai rumus kimia RSO3H akan terurai dalam air menjadi ion-ion RSO3 - dan H+. Ion-ion RSO3- akan bersinggungan dengan gelembung-gelembung minyak, ia akan







































361

akibatnya ikatan antara gelembung-gelembung minyak akan semakin besar dan adhesion tension tension semakin kecil sehingga terbentuk oil bank didesak dan diproduksikan. Pada operasi di lapangan, setelah slug surfactant diinjeksikan kemudian diikuti oleh larutan polimer. Hal ini dilakukan untuk mencegah terjadinya fingering dan dan chanelling . Karena 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 slug surfactant efektivitasnya 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 didepannya. Pelaksanaan di lapangan untuk injeksi surfactant meliputi sistem perlakuan terhadap air injeksi, sistem pencampuran slug surfactant dan sistem injeksi fluida. A. Sistem Perlakuan Terhadap Air Injeksi

Fasilitas perlakuan terhadap air injeksi akan sangat bergantung pada persediaan air untuk injeksi dan keperluan-keperluan lain. Dalam beberapa kasus, kebutuhan perlakuan minimum terhadap filtrasi air dilakukan melalui penyaringan tekanan bumi diatomaeous. Jika air dipakai sebagai slug tercampur (miscible slug) slug) atau formasi polimer, proses penyaringan air dilakukan dengan penukaran ion water softener. Langkah

ini

digunakan

untuk

menghilangkan

bermacam-macam

kation

pengganggu dengan dengan ion-ion sodium dari regin di dalam water softener. B. Sistem Percampuran Slug Surfactant

Komponen-komponen slug tercampur (miscible ( miscible)) mempunyai komposisi berbeda-beda pada kebanyakan rumus-rumus dari micellar . Kebanyakan slug terdapat paling sedikit terdiri dari empat komponen berbeda : petroleun sulfonat









































362

kecuali cosurfactant, diukur didalam tangki pencampur yang luas dimana mereka tercampur sampai menjadi homogen. Filtrasi diperlukan slug yang umumnya memanas sebelum dipompa melewati filter. Dengan memanaskan lebih dahulu mempunyai beberapa maksud, menstabilkan slug, memperbaiki penyaringan yang menyebabkan turunnya viskositas slug dan mengurangi kemungkinan terendapkannya parafin di dalam sumur injeksi. Setelah filtrasi, Cosurfactant yang hampir selalu alkohol, terukur di dalam slug. Cosurfactant menaikkan kesetabilan micellar dan secara serempak merubah viskositas untuk memenuhi kebutuhan mobilitas di dalam reservoir. Slug tersebut biasanya ditempatkan di dalam tangki penyimpanan preinjection penyimpanan preinjection sebelum diijeksikan di dalam sumur. Sebuah pompa positive displacement digunakan untuk mengnjeksikan slug pada laju alir seperti sebelumnya. C. Sistem Injeksi Fluida

Injeksi fluida ke dalam reservoir dengan melslui beberapa sumur umumnya dilakukan dengan memakai sistem manifold. Karena biasanya digunakan pompa positive displacement untuk menginjeksikan fluida di dalam reservoir, laju aliran volumetris total dapat dikontrol, untuk melihat program injeksi

secara

keseluruhan.

Gambar

3.59

menggambarkan

penginjeksian

surfactant ke dalam reservoir suatu lapangan. Tanpa alat pengontrol aliran pada masing-masing sumur, aliran relatif ditentukan dengan mengukur daya tahan aliran dalam aliran masing-masing sumur injeksi. Untuk mengimbangi injeksi yang tak terkontrol, dibutuhkan beberapa jenis kontrol aliran pada masing-masing sumur.









































363

Gambar 3.59. Mekanisme Injeksi Surfactant (Clark, N.J., Elements of Petroleum Reservoir. 1969)

placement nt 3.3.3. Injeksi Panas ( Th er mal D i splaceme )

Injeksi

thermal

adalah

salah

satu

metode

EOR

dengan

cara

menginjeksikan energi panas ke dalam reservoir untuk mengurangi viskositas minyak yang tinggi yang akan menurunkan mobilitas minyak, sehingga akan memperbaiki efisiensi pendesakan dan efisiensi penyapuan. Penggunaan proses thermal dalam EOR sangatlah luas, hal ini disebabkan oleh reservoir yang mengandung minyak berat tidak dapat diproduksi secara









































364

Injeksi panas dapat dilakukan dengan beberapa cara yaitu injeksi fluida panas (injeksi air panas dan injeksi steam) dan in-situ combustion (pembakaran combustion (pembakaran di tempat). Sebelum membicarakan tentang injeksi thermal lebih lanjut, maka perlu mengetahui dasar-dasar perpindahan panas dan beberapa faktor yang berpengaruh dalam injeksi thermal. 3.3.3.1. Konsep Dasar Perpindahan Panas

Perpindahan panas dapat didefinisikan sebagai transmisi energi dari suatu daerah ke daerah lain sebagai akibat adanya perbedaan temperatur diantara kedua daerah tersebut. A. Konduksi

Konduksi adalah proses perpindahan panas dimana panas mengalir dari daerah bertemperatur tinggi ke daerah bertemperatur rendah. Di dalam satu zat (padat, cair atau gas). Persamaan dasar perpindahan panas secara konduksi diusulkan pertama kali oleh J.B.J oleh J.B.J Fourier (1822). Persamaan (1822). Persamaan ini menyatakan bahwa laju l aju perpindahan panas oleh konduksi dalam suatu zat (Qk) adalah sama dengan perkalian ketiga besaran berikut :  Konduktivitas panas dari zat, k (BTU/jam-ft- (BTU/jam-ft- F).  Luas penampang dalam zat (diukur tegak lurus terhadap arah aliran panas), A (ft).  Gradien temperatur dT/dx (oF/ft), yaitu laju perubahan temperatur T dalam









































365

B. Konveksi

Konveksi adalah proses transfer energi yang disebabkan oleh aksi serentak dari kegiatan-kegiatan konduksi, penyimpanan energi dan gerakan aduk. Konveksi merupakan mekanisme perpindahan panas yang terpenting antara suatu permukaan benda padat dengan cairan atau gas. Laju perpindahan panas konveksi dapat dihitung dengan persamaan : Qc = hc A T ............................................. ................................................................... ..................................... ............... (3-100) Keterangan : Qc

= laju perpindahan panas konveksi, BTU/jam.

Hc

= satuan konduktans termal untuk konvek\si yang dinamakan koefisien perpindahan panas konveksi, BTU/jam – BTU/jam – ft ft2-oF.

A

= luas permukaan panas konveksi, ft2.

T

= beda antara temperatur permukaan (Tp) dengan temperatur pada suatu titik tertentu dalam suatu fluida, oF. Koefisien perpindahan perpindahan panas konveksi merupakan fungsi fungsi dari geometri

(dimensi dan bentuk permukaan), kecepatan aliran konveksi, sifat fisik fluida, perbedaan temperatur.

3.3.3.2. Variabel-Variabel yang Mempengaruhi Injeksi Thermal

Beberapa faktor penting yang yang berpengaruh berpengaruh dalam proses injeksi thermal diantaranya adalah kapasitas panas, konduktivitas panas, difusivitas panas, pengaruh panas terhadap fluida dan batuan reservoir, serta kehilangan panas (heat









































366

dQ

= jumlah panas yang ditranfer,BTU.

m

= massa, lb.

C

= panas spesifik, BTU/lb-oF.

dT

= perubahan temperatur, oF.

Menurut Kopp, Kopp, kapasitas panas suatu bahan campuran sama dengan jumlah kapasitas panas elemen-elemen penyusunnya. Berdasarkan hukum ini telah dikembangkan persamaan untuk menghitung kapasitas panas volumerik dari batuan berpori yang berisi minyak dan air, yaitu : C =  So o Co + Sw w Cw + (1- (1- ) r Cr .................................. .................................. (3-102) Keterangan : 

= densitas (lb/ft3).

C

= panas spesifik, BTU/lb-oF

C

= kapasitas panas volumerik, BTU/ft3-oF.



= porositas batuan, fraksi.

S

= saturasi, fraksi.

Subskript o, w dan r menunjukan untuk minyak, air dan batuan. Menurut Farouq Ali, Ali , panas spesifik dari kebanyakan minyak dapat dihitung secara empiris dengan persamaan : C 0 

0.38 388 8  0.00045 T

0.01 016 6  

0.5

0

Keterangan :

........................................... ................................................................. ........................... ..... (3-103)











































367

B. Konduktivitas Panas

Konduktivitas panas dari kebanyakan batuan akan mengecil dengan naiknya temperatur. Konduktivitas panas adalah sifat yang menunjukkan jumlah aliran panas yang menembus satu satuan luas penampang yang tegak lurus terhadap aliran sebagai akibat adanya satu satuan gradien temperatur dalam satuan waktu. Persamaan dasar konduktivitas panas berdimensi satu adalah :

K 

Qk .......................................... ................................................................. ............................................. ........................ (3-105)  dT 

A 

  dx 

Keterangan : K

= konduktivitas panas, BTU/jam-ft-0F.

Qk

= laju perpindahan panas konduksi, BTU/jam.

A

= luas penampang tegak lurus aliran, ft2.

Somerton Somerton melakukan percobaan konduktivitas panas untuk beberapa macam batuan berpori, dimana pori-porinya diisi dengan cairan tertentu. Hasil yang

didapat

menunjukkan

bahwa

saturasi

cairan

akan

memperbesar











































368

     1    w ........................................................... ................ (3-108) K tf  K to K tw   ...........................................    K    o  K   to    tw   w    0

Keterangan : Kte

= konduktivitas konduktivitas panas efektif, BTU/jam-ft-0F.

Ktr

= konduktivitas konduktivitas panas radial formasi, BTU/jam-ft-0F.

Ktf

= konduktivitas panas dari campuran fluida, BTU/jam-ft-0F.

Kto

= konduktivitas konduktivitas panas minyak, BTU/jam-ft- 0F.

Ktw

= konduktivitas parnas air, BTU/jam-ft-0F.

C. Difusivitas Panas

Difusivitas panas adalah perbandingan antara konduktivitas panas dengan hasil kali antara densitas dan kapasitas panas. Dinyatakan dalam persamaan : = Kh / ( ( c) ............................................ .................................................................. .......................................... .................... (3-109) Keterangan : 

= difusifitas panas, ft2/jam.











































369

Keterangan : dP/dx = gradient tekanan, psi/ft. Vo

= kecepatan aliran minyak, bbl/ft2-hari.

Saturasi air irreducible bertambah besar dan saturasi minyak residual mengecil dengan adanya kenaikan temperatur. Bertambahnya Swir, disebabkan oleh sifat water wet batuan reservoir yang semakin kuat dengan naiknya temperatur, sedang berkurangnya Sor dipengaruhi oleh turunnya viskositas minyak. Selain itu juga menyelidiki pengaruh temperatur terhadap perbandingan permeabilitas relatif air-minyak serta permeabilitas absolut. Permeabilitas air-minyak den permeabilitas absolut akan berkurang dengan naiknya temperatur. Keadaan ini menunjukkan bahwa permeabilitas batuan terhadap minyak bertambah besar sedangkan terhadap air tidak begitu besar. Dalam sistim air-minyak, sudut kontak akan menjadi kecil dengan naiknya temperatur. Hal ini disebabkan oleh sistim air-minyak lebih bersifat water wet . Dengan adanya perubahan sifat-sifat fisik fluids dan batuan reservoir akibat kenaikan suhu, maka pengaruhnya terhadap reservoir akan meningkatkan ultimate











































370

Kehilangan panas dipermukaan disebabkan oleh perpindahan panas konduksi melalui pipa dan isolasinya. Sedangkan pada bagian dalam dan luar pipa disebabkan oleh konveksi. konveksi. Laju kehilangan panas untuk pipa berisolasi dapat dinyatakan dengan persamaan :

Qsurface

2 K ins l Ti  To ........................................... ............................................................... .................... (3-111)  ro  K ins ln     ri  ho r o

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-ft 2-0F.

2. Kehilangan panas di sumur injeksi











































371

μto

= over-all heat transfer coeffisient, BTU/jam-ft2-0F.

Kh

= konduktivitas panas formasi, BTU/jam-ft-0F.

f(t)

= fungsi konduksi panas transient, tak berdimensi.

Tst

= temperatur uap, 0F.

b

= temperatur geothermal permukaan, 0F.

L

= panjang tubing, ft.

a

= gradient geathermal, 0F/ft.

3. Kehilangan Panas Di Reservoir Kehilangan panas ke cap rock den den base rock dapat dapat dinyatakan sebagai fraksi dari total injeksi panas yang diusulkan oleh Ramey (1965) (1965) dari Marx dan Langenheim, yaitu Langenheim, yaitu :

Wc 1 

 td     e erfc  t D  2 t D 1   ......................................... ..... (3-113)    ..............................................   t D     1

Keterangan : tD

= tak berdimensi.



= diffusivitas panas, ft 2/hari,













































372

dalam persamaan tersebut, laju produksi merupakan fungsi dari mobilitas minyak (k o/µo), di mana dengan viskositas yang kecil laju produksi akan naik. Huff and Puff merupakan salah satu metode stimulasi termal untuk menaikan laju produksi minyak. Kenaikan laju produksi minyak dapat dilihat pada Gambar 3.60.













































373

Gambar 3.61. Stimulasi Huff-Puff (http://www.sunshineoilsands.c (http://www.sunshineoilsands.com/uploads/im om/uploads/images/ops/cyclic.jp ages/ops/cyclic.jpg) g)













































374

3.

Kenaikan Tekanan Drawdown Tekanan Drawdown Steam yang diinjeksikan akan menaikkan tekanan reservoir di sekitar lubang sumur. Ketika sumur diproduksikan kembali pada tekanan alir dasar sumur yang rendah akan menaikan laju produksi. Hal ini dapat terjadi karena adanya peningkatan perbedaan tekanan alir reservoir dengan tekanan alir dasar sumur.

4.

Pengaruh Gravity Drainage Sebagian steam yang berada di reservoir pada fasa uap akan mendorong minyak. sama dengan proses gravity drainage pada steam drive.

3.3.3.3.1.2. Pemanasan Lubang Sumur













































375

2.

Tidak diperlukan alat treatment air seperti pada stimulasi steam

3.

Kehilangan panas di permukaan dapat dihindari

4.

Tidak dibutuhkan adanya penyekat (isolasi) untuk menghindari adanya kehilangan panas di permukaan

Kerugian : 1. Laju panas yang dibangkitkan oleh pemanas lubang sumur dibatasi oleh temperatur maksimum di mana pemanas tersebut dapat dioperasikan secara aman. 2. Adanya kerusakan logam pada daerah pemanasan, kerusakan tersebut harus dicegah. 3. Temperatur yang tinggi dapat meningkatkan laju korosi pada lingkungan













































376

Zona I :  Massa dari minyak yang terperangkap berkurang selama temperatur bertambah.  Kehilangan panas dari daerah panas ke sekeliling formasi mengakibatkan berkurangnya temperatur yang banyak dalam arah aliran, tetapi tidak mempengaruhi laju kemajuan zona tersebut. Zona II :  Minyak ditempat didesak oleh air pada temperatur yang sama.  Saturasi minyak sisa dari zone II sama dengan jika dilakukan injeksi air dingin. Penambahan keuntungan dari injeksi air panas biasanya terjadi setelah breakthrough breakthrough air dingin pada sumur produksi dan kenaikan recovery minyak















































377

3.3.3.3.2.1.3. 3.3.3.3.2.1.3. Mekanisme Dalam Injeksi Air Panas

Mekanisme pemanasan fluida di dalam reservoir dapat diterangkan sebagai berikut. Air yang diinjeksikan dalam reservoir dipanaskan terlebih dahulu sampai temperatur air lebih tinggi dari pada temperatur penguapan air. Di dalam reservoir, air panas akan mengalir secara kontinyu ke lapisa yang lebih dingin













































378

w

= densitas air, kg/m3.



= porositas, fraksi.

Pertama kali minyak akan di desak oleh air dingin sebelum front panas sampai. Air panas akan mendingin lebih cepat dalam jari-jari yang kecil (small













































379

6.3.2.4.3.2.2. 6.3.2.4.3.2.2. Injeksi Uap

Injeksi uap adalah menginjeksikan uap ke dalam reservoir minyak untuk mengurangi viskositas yang tinggi supaya pendesakan minyak lebih efektif, sehingga akan meningkatkan perolehan minyak. Proses pelaksanaan injeksi uap hampir sama dengan injeksi air. Uap













































380

laju injeksi yang konstan didapat penyelesaian persamaan daerah terpanasi A(t) untuk jangka waktu t adalah :

 Ho Mh   x 2 2 x    e erfc x  1 ............................................ .............................................. (3-116) 2  4 K T      he 

A(t )  

dengan :













































381

 H o t   x 2 x   V st   e erfc x   1 ............................................ ................................................. ..... (3-117)  2  M x T       2

Pada proyek injeksi uap dalam prinsip desaturasi maupun kerja torak diambil anggapan bahwa setelah steam breakhthrough tidak ada lagi produksi















































382













































383













































384













































385













































386

























































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































Metode Enhanced Oil Recovery

Recommend Documents