BAB I PENDAHULUAN A. Latar Belakang Dalam rangka meningkatkan produksi migas di Indonesia ini, ada 2 langkah upaya yang dapat dilakukan, yakni secara ekstensifikasi dan intensifikasi. Langkah ekstensifikasi yang dimaksud di sini adalah upaya meningkatkan cadangan dengan carae ksplorasi atau membuka sumur minyak yang baru. Sedaangkan untuk langkah intensifikasi yakni meningkatkan produksi migas dengan cara menaikkan recovery factor dengan teknologi lanjutan untuk mengangkat minyak yang biasadisebut Enhanced Oil Recovery (EOR). Sering kali terjadi kasus penurunan produksi minyak karena semakin sedikitnya jumlah kandungan minyak di dalam sumber minyak akibat dieksploitasi terus menerus. Padahal kandungan minyak di dalam sumber tersebut masih ada, namun susah dihisap karena jumlahnya yang sedikit. Secara alami, hasil produksi pengangkatan minyak akan semakin menurun sehingga diperlukan teknologi untuk terus mempertahankan produksi tersebut. Jika ini dibiarkan, maka produksi minyak akan semakin menurun hingga mendekati “tail production”. Sebelum itu terjadi, seorang engineer harus mempertimbangkan suatu langkah agar dapat memulihkan banyak minyak di ladang. Pilihan metode itu disesuaikan dengan kondisi masing-masing di lapangan. Enhanced Oil Recoverylah metode yang tepat untuk digunakan. Dengan adanya Enhanced
Oil
Recovery ini maka dapat dilakukan
perpanjangan umur lapangan dan peningkatan profitabilitas dari ladang minyak. Badan PelaksanaKegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) terus mendorong kontraktor kerjasama (KKS) yang telah berproduksi menerapkan EOR untuk mempercepat peningkatan energy nasional. Keberhasilan penerapan teknologi EOR cukup besar mengingat saat ini sisa inplace minyak Indonesia masih sekitar 43 milyar barel. Apabila kegiatan EOR berhasil meningkatkan recovery factor 10%, maka akan ada tambahan cadangan sebesar 4,3 milyar barel. Penambahan ini lebih besar dari cadangan minyak nasional yang hanya 3,7 milyar barel. Enhanced Oil Recovery membutuhkan teknologi yang tinggi dan biaya yang cukup mahal dengan proses bertahap. Namun Enhanced Oil Recovery lebih menarik dan menjanjikan daripada membuka sumur minyak yang baru. Hal ini disebabkan karena pada sumur yang di-treatment EOR sudah pasti ada minyaknya. Berbeda
dengan ekplorasi sumur baru, unsur ketidakpastiannnya sangat besar Kepala Divisi Humas, Sekuriti dan Formalitas Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) Hadi Prasetyo mengungkapkan, Indonesia berpotensi mendapatkan tambahan produksi 44.900 barel per hari (bph) minyak pada 2013, dari pengembangan 11 lapangan migas dan satu proyek EOR. Deputi Perencanaan BPMIGAS, Widhyawan Prawiraatmadja menuturkan, pada 2012 sudah ada tigalapangan minyak yang akan diuji coba proyek EOR injeksi kimia. Pertama, lapangan Minas, Riau yang dikelola PT Chevron Pacific Indonesia. Pada lapangan ini injeksi dijadwalkan mulai Oktober 2012. Dari beberapa metoda EOR yang ada, harus ditentukan metode manayang paling tepat yang sesuai dengan karakteristik reservoir. Besaran-besaranberikut yang harus diperhatikan dalam pemilihan metoda EOR: a.
Kebasahan (wettability) batuan
b. Sifat-sifat batuan reservoir (petrofisik), seperti permeabilitas, porositas c. Jenis batuan (satu pasir, carbonate dan lain-lain). d. Jenis minyak (viskositas). e.
Tekanan dan temperatur reservoir, surfactant& polimer: T < 250°F
f. Kegaraman air formasi. g.
Saturasi minyak yang tersisa yang dapat bergerak
h. Cadangan i.
Kemiringan reservoir
j. Ekonomi Macam-macam teknik EOR yang umum: 1. Gas miscible recovery Cairan injeksi (pelarut) biasanya gas alam, gas diperkaya alam, gas buang, nitrogen atau CO2. Cairan ini tidak bercampur kontak pertama dengan minyak waduk, tetapi dengan cukup tinggitekanan reservoir mereka mencapai miscibility dinamis dengan minyak reservoir yang banyak. Pada umumnya proses ini lebih sering menggunakan gas CO2 karena CO2 mudah larut dalam minyak bumi namun sulit larut pada air. Karena itu beberapa hal yang penting dan berguna dalam proses EOR ketika minyak bumi terjenuhi oleh CO2 adalah :
1. Menurunkan viskositas minyak dan menaikkan viskositas air. 2. Menaikkan volume minyak (swelling) dan menurunkan densitas minyak 3. Memberikan efek pengasaman pada reservoir karbonat. 4. Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan, dan pemindahan kromatografi, sehingga dapat bertindak sebagai solution gas Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak daripada minyak pada kondisi awal di reservoir. Ada 4 jenis mekanisme pendesakan injeksi CO2 : 1. Injeksi CO2 secara kontinyu selama proses EOR. 2. Injeksi slug CO2, diikuti air. 3. Injeksi slug CO2 dan air secara bergantian. Injeksi CO2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan yang terbaik di antara keempat metode tersebut (oil recovery-nya sekitar 50%). Disusul kemudian injeksi slug CO2 dan air secara bergantian. Injeksi langsung CO2 dan injeksi slug CO2 diikuti sama buruknya dalam kemampuan mengambil minyak sekitar 25%). Agar tercapai pencampuran antara CO2 dengan minyak, maka tekanan di reservoir harus melebihi MMP (Minimum Miscibility Pressure), harga MMP dapat diperoleh dari hasil percobaan di laboratorium atau korelasi. Sumber CO2 alami adalah yang terbaik, baik dari sumur yang memproduksi gas CO2 yang relatif murni atau dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang mengandung banyak CO2 sebagai kontaminan. Sumber yang lain adalah kumpulan gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal-fired). Alternatif lain adalah gas yang dilepaskan dari pabrik amoniak. Desain yang dilakukan dalam injeksi CO2 ke reservoir minyak adalah menentukan banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pencampuran CO2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO2 yang akan diinjeksikan ke reservoir yang didorong oleh gas N2, menentukan tekanan injeksi (dipermukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan formasi.
Gambar 1.Skema Proses Carbon dioxide Enhanced Oil Recovery
1.1. Kelebihan dan Kekurangan Proses Carbon dioxide Enhanced Oil Recovery CO2 dianggap pelarut yang sangat baik untuk mendesak minyak keluar. Akan tetapi tentu saja ada kelebihan dan kekurangan yang harus dipertimbangkan dalam mempertimbangkan proyek Enhanced Oil Recovery. 1.1.a. Kelebihan 1. Menurunkan viskositas minyak dan menaikkan viskositas air. 2. Menaikkan volume minyak (swelling) dan menurunkan densitas minyak 3. Mengurangi
tegangan
muka minyak
dan air dan
menyebabkan
perpindahan yang lebih efektif 4. Dapat diaplikasikan pada sumur yang sangat dalam 1.1.b. Kekurangan 1. CO2 kurang ekonomis karena merupakan bahan komoditas 2. Mobilitas CO2 terlalu besar 3. Mudah membnetk asam dalam air sehingga bersifat korosif 2. Chemical Flooding Teknik chemical: menginjeksikan bahan kimia berupa surfactant atau bahan polimer untuk mengubah properti fisika dari minyak ataupun fluida yang
dipindahkan. Tujuannya yaitu untuk meningkatkan perolehan minyak dengan cara merubah sifat-sifat batuan ataupun sifat-sifat fluida (minyak) dalam reservoir Hasilnya, minyak dapat lebih mudah mengalir. Dalam hal ini chemical yang sering digunakan adalah surfactant. Sifat-sifat surfaktan antara lain (Othmer,1981): 1. Mempunyai struktur amphifatis,di mana molekul-molekul surfaktan terurai menjadi gugus-gugus yang mempunyai kecenderungan pelarut yang berlebihan,misalnya
memiliki
rantai
karbon
yang
terlarut
dalam
minyakdan gugus ion yang larut dalam air. 2. Surfaktan dapat larut dalam satu fase atau lebih dalam suatu cairan. 3. Pada saat terjadinya keseimbangan,konsentrasi surfaktan yang larut pada interface lebih besar daripada konsentrasi bulk. 4. Molekul-molekul dan ion-ion surfaktan cenderung untuk membentuk lapisan pada interface. 5. Bila konsentrasi surfaktan yang larut pada bulk sudah mencapai batas-batas tertentu,maka akan terbentuk sejumlah molekul atau ion yang disebut miceless. 2.1. Klarifiaksi Surfaktan Berdasarkan
polaritasnya,surfaktan
diklarifikasikan
menjadi
empat
kelompok.yaitu anionik,kationik,nonionik,dan ampoterik 2.1.a. anionik. Diperlukan untuk netralisasi gaya listrik,molekul surfaktan anionik(muatan negatif) tidak dapat diganti dengan kation logam anorganik.(selalu sodium) bergabung dengan monomer.Beberapa contoh surfaktan anionik antara lain alkil sulfat,alkil eter sulfat,alkil benzene sulfonat,alkil pospat ,alkil eter karboksilat,dan alkil eter pospat dengan panjang rantai alkil antara C12 sampai C18 .
2.1.b. Kationik Jika bagian polar bermuatan positif,sufaktannya ada;ah kationik.Dalam hal ini molekul surfaktan mengandung anion anorganik untuk menyeimbangkan
muatan.Beberapa
contoh
kationik,seperti
N-alkil
alkitrimetilen
diamin
(RNHCH2CH2-CH2NH2),eltildiamin alkosilat dan 2-alkil-2-imidazolin yang alkilnya adalah heptadekil atau heptadecenil. 2.1.c. Nonionik Kelompok surfaktan yang digunakan secara luas dalam MP ,terutama sebagai surfaktan tetapi makin bertambah sebagai surfaktan primer.Surfaktan ini menunjukan
sifat-sifat
surfaktan
unsur-unsurnya.Beberapa
contoh
bermuatan surfaktan
negatif
nonionik
berlawanan adalah
alkil
antara fenol
etoksilat,dan alkil glukosid. 2.1.d. Ampoterik Kelompok surfaktan ini memuat dua atau lebih aspek dari kelompok lainnya.Sebagai contoh surfaktan ampoterik mengandung dua grup anionik dan grup nonpolar.Surfatan ini sebelumnya digunakan dalam proses pemungutan minyak,tetapi banyak digunakan dalam sampo dan produk dan produk kosmetik lainnya.Beberapa contoh surfatan ampoterik adalah turunan N-alkil dari asam amino sederhana,seperti glisin betain,dan asam amino prpionik.
Gambar 2. Skema Proses Chemical Flooding Enhanced Oil Recovery
2.2. Kelebihan dan kekurangan Chemical Flooding Beberapa keungulan dan Kelemahan dari system Chemical Flooding yaitu:
2.2.a. Kelebihan 1. Dapat dikombinasikan dengan proses EOR yang lain 2. Dapat diaplikasikan untuk jenis batuan reservoir pasir dan karbonat 3. Mempunyai sifat amphifatis 4. Jika menemukan komposisi yang pas dapat meningkat recovery minyak 2.2.b. Kekurangan 1. Bahannya relative mahal 2. Jumlah bahannya terbatas 3. Mudah teradsorpsi pada batuan reservoir jenis lempung 4. Dilutin yang digunakan mudah bereaksi dengan air 5. Tidak dapat diaplikasikan pada reservoir dengan suhu dan salinitas yang tinggi 3. Thermal recovery menginjeksikan fluida bertemperatur tinggi ke dalam formasi untuk menurunkan
viskositas
minyak
sehingga
mudah
mengalir.
Dengan
menginjeksikan fluida tersebut, juga diharapkan tekanan reservoir akan naik dan minyak akan terdorong ke arah sumur produksi. erupakan teknik EOR yang paling popular. Seringnya menggunakan air panas (water injection) atau uap air (steam injection).
Gambar 3. Skema Proses Steam Flooding Enhanced Oil Recovery 3.1. Keunggulan dan kelemahan Steam Flooding Enhanced Oil Recovery Ada beberapa keunggulan dan kelemahan dari sistem Steam Flooding Enhaced Oil recovery yaitu 3.1.a. Keunggulan Steam Flooding Enhanced Oil Recovery 1. Dapat diaplikasikan pada jenis minyak dengan viskositas yang sangat tinngi 2. Dapat diaplikasikan untuk sumur yang cukup dalam 3. Bahan baku steam mudah didapat dan banyak tersedia 4. Proses pemisahannya relatif mudah dibanding dengan sistem lain 3.1.b. Kelemahan Steam Flooding Enhanced Oil Recovery 1. Kualitas steam menurun seiring dengan kedalaman sumur 2. Butuh pipa khusus untuk injeksi steam 3. Rangkaian sisitemnya relatif mahal dibandingkan dengan system lain
4. Microbial Enhanced Oil Recovery Metode ini mengambil keuntungan dari produk sampingan mikroba dalam reservoir, seperti CO2, metana,polimer, alkohol, aseton, dan senyawa lainnya. Ini,
pada gilirannya, dapat mengubah sifat minyak dalamarah yang positif, dan dengan demikian memfasilitasi pemulihan minyak tambahan. Microbial Enhanced Oil Recovery digunakan untuk mengatasi masalah parafin dari minyak mentah, yang cenderung untuk memisahkan dari minyak mentah yang mengalir ke permukaan. Karena permukaan bumi jauh lebih dingin dibandingkan dengan cadangan minyak bumi ( biasanya terjadi penurunan suhu 13-14
per seribu kaki kedalaman),
yang lebih tinggi titik lebur parafin
penyebab untuk memantapkan seperti didinginkan selama aliran ke atas. Bakteri ini mampu memecahkan rantai parafin ke dalam rantai yang lebih kecil (sehingga dapat mengalir lebih mudah) yang disuntikkan ke
sumur, baik dekat titik
pengentalan pertama atau pada lapisan batuan itu sendiri. Adapun yang dilakukan oleh mikroba Microbial Enhanced Oil Recovery adalah menghasilkan gas hasil metabolisme, yang membantu mendorong gas CO yang beracun ke luar sumur. Produk lainnya selain gas adalah biosurfaktan. Biosurfaktan yang dihasilkan oleh mikroba hidrokarbonoklastik memiliki banyak fungsi, yaitu: a. Menurunkan viskositas (kekentalan/ kesulitan untuk mengalir) b. Menurunkan tegangan permukaan c. Meningkatkan kelarutan CO dalam air d. Meningkatkan fluiditas (aliran) CO keluar sumur e. Mengubah porositas batuan. Pori batuan yang terlalu besar dapat "disumbat" secara selektif dengan biosurfaktan sehingga ukurannya mengecil. Penurunan volume pori akan meningkatkan tekanan sehingga CO dapat keluar dengan lebih mudah. Untuk melakukan fungsi-fungsi tersebut, terdapat beberapa karakteristik yang harus dimiliki oleh mikroba MEOR yaitu mampu mengolah senyawa hidrokarbon, menghasilkan biosurfaktan, menghasilkan gas, ukuran kecil, barofilik (kuat terhadap tekanan tinggi), thermofilik (kuat terhadap suhu tinggi), halofilik, tidak patogen (berbahaya bagi manusia) dan indigen (berasal dari lingkungan lokasi penambangan minyak tersebut, bukan mikroba asing). Oleh mikroba MEOR, senyawa hidrokarbon dari minyak mentah yang ada akan
dipecah menjadi senyawa yang lebih sederhana sehingga lebih mudah dikeluarkan dan diolah lebih lanjut.
Gambar 4. Skema Proses Microbial Flooding Enhanced Oil Recovery 4.1. Keuntungan dan kerugian Microbial Enhanced Oil Recovery Di samping meningkatkan perolehan minyak bumi dari penambangan, mikroba MEOR bisa digunakan untuk mengatasi pencemaran minyak bumi tentu saja. Dengan MEOR, limbah minyak bumi yang tadinya tidak bisa diapa-apakan lagi, hanya ditampung dan mencemari tanah bisa dimanfaatkan kembali dan diolah menjadi bahan bakar yang memiliki nilai komersil tinggi. Beberapa keunggulan dan kelemahan MEOR sebagai berikut: 4.1.a. Keuntungan Microbial Enhanced Oil Recovery: 1. Injeksi mikroba dan nutrisi yang murah 2.
Mudah di tangani di lapangan
3. Meningkatkan produksi minyak, ekonomi menarik untuk lapangan minyak sebelum ditinggalkan 4.
Fasilitasnya tidak memerlukan modifikasi yang banyak, aplikasi mudah,
lebih efisien daripada metode EOR lain 5.
Ramah lingkungan
6.
Energi yang dibutuhkan oleh mikroba lebih sedikit untuk memproduksi
MEOR agents 7.
Biodegradasi molekul besar menurunkan viskositas
8.
Produksi surfaktan mengurangi ketegangan antarmuka
9.
Produksi gas memberikan tekanan tambahan tenaga penggerak 4.1.b. Kerugian Microbial Enhanced Oil Recovery:
1. Oksigen di MEOR dapat bersifat korosif. 2.
Hidrogen sulfida menyebabkan korosi pipa dan mesin.
3.
Konsumsi hidrokarbon oleh bakteri mengurangi produksi bahan kimia yang
diinginkan. 4.
Anaerobic MEOR membutuhkan glukosa dalam jumlah yang besar .
5.
Pertumbuhan mikroba disukai bila: permeabilitas lapisan lebih besar dari 50
md; suhu reservoir lebih rendah daripada 80
, salinitas di bawah 150 g / L dan
kedalaman reservoir kurang dari 2400 m. Dari keempat proses tersebut di atas dipilih proses termal recovery karena system yang akan diterapkan bearada di wilayah Sumatera Selatan khususnya daerah Kalidoni dimana di wilayah tersebut jenis minyak yang terkandung termasuk dalam kategori heavy oil dimana sifat minyak tersebut mempunyai viskositas yang sangat tinggi sehingga dengan termal recovery untuk minyak jenis heavy oil minyak yang dapat diambil jauh lebih mudah, karena proses ini dapat menurunkan viskositas minyak lebih baik dibandingkan dengan proses-proses yang lain.
ProsesThermal Enhanced Oil Recoveryada beberapa cara, yaitu: 1. Steam Injection
Steam Injection atau injeksi uap adalah menginjeksikan uap ke dalam reservoar minyak untuk mengurangi viskositas yang tinggi, supaya pendesakan minyak lebih efektif sehingga akan meningkatkan perolehan minyak. 1.1. Mekanisme Pendesakan Uap dalam Reservoar Suatu pola stuktur lapisan batuan reservoar yang mempunyai cadangan Heavy oil cukup menjanjikan dipilih. Kemudian uap diinjeksikan secara terus menerus melalui sumur injeksi. Kemudian uap yang diinjeksikan akan membentuk suatu zona jenuh uap (steam saturated zone) disekitar sumur injeksi. Temperatur dari zona ini hampir sama dengan temperatur uap yan diinjeksikan. Kemudian uap bergerak menjauhi sumur, temperaturnya berkurang secara kontinyu disebabkan oleh penurunan tekanan. Pada jarak tertentu dari sumur (tergantung dari temperatur uap mula-mula dan laju penurunan tekanan), uap akan mencair dan membentuk hot water bank, kemudian terjadi pendesakan minyak. Pada zona uap, minyak tergiring oleh pendorongan uap. Pada hot water, perubahan sifat-sifat fisik minyak dan batuan reservoar mempengaruhi dan menghasilkan perolehan minyak.
Uap yang diinjeksikan akan membuat ekspansi panas dari minyak, penurunan viskositas dan saturasi minyak sisa, dan merubah permeabilitas relatif, maka selanjutnya heavy oil tersebut akan mudah diproduksikan melalui sumur lain yang berdekatan yang biasa disebut dengan sumur produksi. 1.2. Keuntungan dan Kerugian Menggunakan Steam Injection 1.2.a. Keuntungan menggunakan Steam Injection : 1.
Uap
mempunyai
kandungan
panas,
sehingga
efisiensi
pendesakan lebih efektif. 2. Di dalam formasi akan berbentuk zoa uap dan zona air panas, dimana masing-masing zona ini akan mempunyai peranan terhadap proses pendesakan minyak ke sumur produksi. 3.
Efisiensi pendesakan sampai 60 % OOIP (Original Oil In
Place).
1.2.b. Kerugian menggunakanSteam Injection: 1. Terjadinya kehilangan panas di seluruh transmisi, sehingga perlu pemasangan isolasi pada pipa. 2. Jarak antar sumur injeksi dan sumur produksi harus rapat karena ada panas yang hilang di formasi. 3. Terjadinya problem korosi dan scale. 2. In situ Combustion In situ Combustionatau pembakaran di tempat yaitu proses termal dengan cara menginjeksikan udara dan membakar sebagian minyak yang ada dalam reservoir untuk menurunkan viskositas dan mengubah sebagian minyak menjadi uap dan mendorongdengan pendesakan gabungan uap, air panas dan gas. 2.1. Keuntungan dan Kerugian Menggunakan In situ Combustion 2.1.a. Keuntungan menggunakan In situ Combustion 1. sumber tersedia dimana-mana 2. dapat diaplikasikan pada reservoir tang sangat dalam 3. meminmalisasikan jumlah air yang diinjeksikan 2.1.b. Kerugian menggunakan In situ Combustion 1. kontrolnya sangat susah 2. butuh alat ambahn khusus untuk menginjeksikan udara 3. produkk yang dihasilkan lebih sedikit dibandingkan dengan steam flooding Dari kedua system EOR termal diatas dan melihat kelebihan dan kekurangannya maka dipilih steam flooding sebagai system yang akan diterapkan dalam proses EOR termal menggunakan tenaga nuklir ini.
