BAB I PENDAHULUAN A. Latar Belakang
Ketergantungan dunia pada minyak bumi dan pertumbuhan permintaan dunia diduga akan terus menyebabkan kenaikan harga sumber energi utama dunia ini. Diperkirakan permintaan minyak dunia akan naik dari tingkat 84 juta barrel per hari saat ini menjadi 99 juta barrel per hari pada tahun 2015 dan 116 juta barrel per hari pada tahun 2030. Sementara itu, penemuan minyak baru jauh lebih lambat daripada kebutuhan minyak dunia. Kurangnya pasokan minyak dunia dan semakin mahalnya biaya untuk menemukan, mengambil, dan melakukan penyulingan (refining) minyak akan membuat ketergantungan pada bahan bakar minyak menjadi mahal bagi ekonomi.Pertumbuhan permintaan minyak tidak diimbangi dengan peningkatan pasokan minyak karena produksi minyak konvensional mungkin telah atau segera mencapai puncaknya. Akibatnya, teori pasokan dan permintaan sederhana akan menyetarakan pasokan dan permintaan dengan harga yang lebih tinggi. Selain itu, ketegangan di Timur Tengah, daerah produsen minyak utama, menambah risiko pasokan minyak dan tentunya juga harga minyak.Pada era 70 hingga 90an Indonesia merupakan salah satu negara yang mempunyai produksi minyak bumi cukup besar. Puncak produksi minyak bumi terjadi pada tahun 1977 dengan jumlah produksi mencapai sekitar 1,60 juta barel per hari dan tahun 1995 dengan jumlah produksi 1,62 juta barel per hari. Setelah periode tersebut, lambat laun produksi minyak bumi mengalami penurunan secara alami hingga mencapai kisaran penurunan antara 5 hingga 15 % per tahun dari total produksi yang ada. Semenjak harga minyak mengalami krisis pada tahun 1998, kegiatan dan pengeluaran biaya eksplorasi dan produksi saat itu menurun secara drastis sehingga produksi minyak bumi mengalami penurunan secara alami. Pada saat ini target APBN tahun 2004 produksi minyak bumi Indonesia adalah 1 juta 72 ribu barel/hari. Tantangan target ini tidak ringan, sehingga terus dilakukan upaya-upaya penambahan produksi untuk mencapai target tersebut, disamping dilakukannya kegiatan eksplorasi di lapangan-lapangan baru di daerah Kalimantan Timur, Sumatera Selatan, Jambi, Riau, dan daerah lainnya.
Di Indonesia terdapat 60 reservoir hidrokarbon dimana 22 reservoir belum di eksplorasi serta 38 reservoir telah dieksplorasi ( 15 produksi, 11 belum produksi dan 12 belum terbukti).
Reservoir minyak adalah lingkungan yang mengandung mikroorganisme dan faktor non mikroorganisme (mineral) yang berinteraksi satu sama lain dalam jaringan dinamis yang rumit dari nutrisi dan energi fluks. Karena reservoir heterogen, sehingga melakukan berbagai ekosistem yang mengandung mikroba beragam komunitas yang pada gilirannya mampu mempengaruhi perilaku dan mobilisasi reservoir minyak. Cadangan minyak bumi Indonesia cenderung menurun secara alami dan pada saat ini jumlah cadangan yang ada mencapai 8,3 milyar barel (4,3 milyar barel terbukti dan 4 milyar barel potensial) atau dapat diproduksi untuk waktu 20 tahun. Sedangkan jumlah cadangan gas bumi Indonesia yang terbukti dan potensi mengalami kenaikan dengan ditemukannya lapangan-lapangan baru selama 2 tahun terakhir ini dan pada saat ini jumlah cadangan yang ada mencapai 185,6 triliun kaki kubik (95,1 TCF terbukti dan 90,5 TCF potensial) atau dapat diproduksi untuk waktu 64 tahun. Sebagian besar cadangan minyak bumi Indonesia masih tersebar di bagian Indonesia bagian barat, terutama di Pulau Jawa dan Sumatera. Sedangkan potensi wilayah Indonesia bagian timur belum banyak ditemukan cadangan baru, terutama di daerah terpencil dan laut dalam. Produksi minyak bumi sebagian besar berasal dari sumur-sumur tua dimana dari tahun ke tahun mengalami penurunan secara alami mencapai 15 % dari total produksi. Namun dengan usaha-usaha optimalisasi lapangan-lapangan yang ada melalui EOR, Steam flood dan pengembangan lapangan-lapangan baru , penurunan produksi tersebut masih dapat ditahan pada 6,7% per tahun. Dengan EOR (tertiary recovery) jumlah minyak yang berhasil diekstrak dari ladang minyak mencapai 30-60% dibandingkan 20-40% dengan menggunakan primary dan secondary recovery.
B. Pemilihan Proses
Recovery Oil dapat dibagi menjadi 3 macam: 1.
Primary Recovery Langsung berdasarkan natural flow-tekanan formasi, belum memakai media apapun utk mengambil hidrokarbon dari formasi. Biasanya hanya mampu mengambil hingga 40% dari total jumlah minyak awal yang ada di reservoir. Tapi tergantung jenis batuan reservoirnya juga, semakin tinggi permeabilitas batuan akan semakin tinggi persen recovery-nya.
2.
Secondary Recovery
Menggunakan medium air utk menambah tenaga, maintain pressure & mendorong minyak dari formasi yg mengandung hidrokarbon. Recovery dengan cara ini bisa sampai 70%, lagi-lagi tergantung karakter dari masing-masing batuan reservoir. Cara ini relatif murah meriah dan efektif, di Indonesia ada banyak oil field yang sudah menerapkannya. 3.
Tertiary Recovery Menggunakan semua metode yg mungkin untuk mendongkrak dan menaikan produksi
minyak. Ada yg memakai chemical, thermal, mekanik dll. Biasanya hanya akan menaikkan produksi minyak kurang lebih 10% saja. Indonesia sudah banyak yg memakai EOR, seperti Lapangan Minyak milik Medco = Kaji Semoga (water flood), juga Minas milik Chevron (water flood) dan Duri Oil Field (Chevron memakai Steam) dan lain lain. 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: - Kebasahan (wettability) batuan - Sifat-sifat batuan reservoir (petrofisik), seperti permeabilitas, porositas - Jenis batuan (satu pasir, carbonate dan lain-lain). - Jenis minyak (viskositas). - Tekanan dan temperatur reservoir, surfactant& polimer: T < 250°F - Kegaraman air formasi. - Saturasi minyak yang tersisa yang dapat bergerak - Cadangan - Kemiringan reservoir - 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. 4. Injeksi CO2 dan air secara simultan. 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
Kelebihan dan Kekurangan 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. 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 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. 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 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 dengan Nuklir
Kelebihan 1. Dapat diaplikasikan untuk jenis minyak yang viskositasnya sangt tinggi 2. Proses pemisahan minyaknya lebih mudah daripada proses yang lain 3. Dengan menggunakan nuklir bahan bakar yang digunakan lebih sedikit Kekurangan 1. Kualitas steam menurun seiring kedalaman reservoir 2. Butuh pipa khusus untuk injeksi 3. Mudah terjadinya channeling 4. Mobilitasnya tinggi
4. Microbial flooding 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. MEOR 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 MEOR 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
Keuntungan MEOR: •
injeksi mikroba dan nutrisi yang murah
•
mudah di tangani di lapangan
•
meningkatkan produksi minyak, ekonomi menarik untuk lapangan minyak sebelum ditinggalkan
•
fasilitasnya tidak memerlukan modifikasi yang banyak, aplikasi mudah, lebih efisien daripada metode EOR lain
•
ramah lingkungan
•
energi yang dibutuhkan oleh mikroba lebih sedikit untuk memproduksi MEOR agents
•
biodegradasi molekul besar menurunkan viskositas
•
produksi surfaktan mengurangi ketegangan antarmuka
•
produksi gas memberikan tekanan tambahan tenaga penggerak
Kerugian MEOR: •
Oksigen di MEOR dapat bersifat korosif.
•
Hidrogen sulfida menyebabkan korosi pipa dan mesin.
•
konsumsi hidrokarbon oleh bakteri mengurangi produksi bahan kimia yang diinginkan.
•
Anaerobic MEOR membutuhkan glukosa dalam jumlah yang besar .
•
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. Dengan membandingkan kelebihan dan kekurangan dari masing-masing proses, dipilih proses termal EOR untuk diterapkan sebagai proses recovery oil selain proses yang sering digunakan sebagai tertiatiary recovery didunia indonesia tipe minyaknya juga heavy oil yang merupakan tipe minyak dengan viskositas tinggi. Penggunaan termal EOR diharapkan dapat meningkatkan produksi minyak di Indonesia yang semakin menipis.
ini
Gambar 5. Major EOR projects and production worldwide.
C. Penentuan Lokasi 1. Bahan baku 2. Utilitas 3. Market 4. Infrastruktur 5. Kondisi geografis 6. Sosial ekonomi dan SDM
Tingkat pengangguran di Provinsi Kalimantan Timur menunjukkan nilai persentase yang sangat tinggi yakni 9,84 % untuk bulan Agustus 2011, 9,29 %
untuk bulan Februari 2012, dan 8,90 % untuk bulan Agustus 2012. Sehingga dengan dibangunnya pabrik amonia ini diharapkan dapat membuka lapangan pekerjaan dan mengurangi tingkat pengangguran terbuka di Kalimantan Timur.
