BAB III METODE PEROLEHAN MINYAK TAHAP LANJUT (ENHANCED OIL RECOVERY)

Transkripsi

1 BAB III METODE PEROLEHAN MINYAK TAHAP LANJUT (ENHANCED OIL RECOVERY) Perolehan Minyak Tahap Lanjut (EOR) merupakan perolehan minyak dengan cara menginjeksikan suatu zat yang berasal dari salah satu atau beberapa metode pengurasan yang menggunakan energi luar reservoir. Jenis energi yang digunakan adalah salah satu atau gabungan dari energi mekanik, energi kimia dan energi termik. Jadi perolehan minyak yang berasal dari injeksi gas, injeksi termik maupun injeksi kimia merupakan perolehan tahap lanjut. Secara garis besar metode-metode EOR yang ada dapat dikelompokkan dalam empat bagian, seperti diperlihatkan seperti diperlihatkan pada tabel 3.1. Tabel 3.1. Pengelompokkan metode-metode EOR Injeksi 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 gas drive), injeksi gas diperkaya (condensing gas drive), injeksi dinding 63

2 64 fluida yang dapat bercampur dengan minyak (gas), injeksi dinding alkohol (dapat bercampur dengan minyak dan air), injeksi CO 2 atau gas-gas yang tidak bereaksi (inert gas) dapat bercampur dengan minyak dan air. Gambar 3.1 memperlihatkan Diagram Terner. Pada diagram tersebut terdapat sistim tiga kelompok komponen yang terdiri atas metana (C 1 ), komponen-komponen menengah (C 2 -C 6 ) dan komponen-komponen berat (C 7+ ). Gambar 3.1. Diagram Terner 17 + Untuk tekanan dan temperatur reservoir, C 1 berupa gas, C 7 cair, sedangkan C 2 -C 6 tergantung pada tekanan dan temperatur yang berlaku. Daerah D pada diagram tersebut merupakan daerah satu fasa yaitu 100% fasa cair dan daerah A 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 A, serta daerah C merupakan daerah komposisi-komposisi campuran yang dapat bercampur dengan minyak dari daerah D. Pengaruh tekanan dan temperatur terhadap daerah dua fasa dalam diagram Terner seperti ditunjukkan pada gambar dibawah ini.

3 65 Gambar 3.2. Pengaruh Tekanan dan Temperatur Terhadap Daerah Dua Fasa dalam Diagram Terner 17 Jadi pada saat tekanan reservoir masih tinggi (P>>) dan temperatur rendah (T<<) akan sangat menguntungkan bagi pendesakan tercampur karena daerah dua fasa (dalam diagram Terner) dibuat kecil Injeksi Gas CO 2 Injeksi gas CO 2 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 Perubahan Sifat Kimia Fisika Yang Disebabkan Oleh CO 2 Perubahan sifat kimia fisika yang disebabkan oleh adanya injeksi CO2 adalah sebagai berikut : a. Pengembangan volume minyak b. Penurunan viscositas c. Kenaikan densitas d. Ekstraksi sebagian komponen minyak A. Pengembangan volume minyak Adanya CO 2 yang larut dalam minyak akan menyebabkan pengembangan volume minyak. Pengembangan volume ini dinyatakan dengan suatu swelling factor,

4 66 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. Oleh Simon dan Crue, dikatakan bahwa SF dipengaruhi oleh fraksi mol CO 2 yang terlarut dalam minyak (X CO 2 ) dan ukuran molekul minyak yang dirumuskan dengan perbandingan berat molekul densitas (M/ρ). Disamping itu, hasil penelitian Walker dan Dunlop menunjukkan bahwa swelling factor dipengaruhi pula oleh tekanan dan temperatur. (lihat gambar 3.3) Gambar 3.3. Swelling factor 11 mol CO 2 terhadap fraksi

5 67 Gambar 3.4. Pengaruh T dan P terhadap pengembangan minyak 17 B. Penurunan Viscositas Adanya sejumlah CO 2 dalam minyak akan mengakibatkan penurunan voscositas minyak. Oleh Simon dan Creu dinyatakan bahwa penurunan viscositas tersebut dipengaruhi oleh tekanan dan viscositas minyak awal (lihat gambar 3.5) Dalam gambar tersebut bahwa µ m /µ o (perbandingan viscositas campuran CO 2 minyak dengan viscositas awal) akan lebih kecil untuk viscositas minyak awal (µ o ) yang lebih besar pada tekanan saturasi tertentu. Artinya pengaruh CO 2 terhadap penurunan viscositas minyak akan lebih besar. Untuk satu jenis minyak, kenaikan tekanan saturasi akan menyebabkan penurunan viscositas minyak. C. Kenaikan densitas Terlarutnya sejumlah CO 2 dalam minyak menyebabkan kenaikan densitas, hal yang menarik ini oleh Holm dan Josendal dimana besarnya kenaikan densitas dipengaruhi oleh tekanan saturasinya (lihat gambar 3.6).

6 68 Gambar 3.5. Viscositas Campuran CO 2 Crude Oil pada Temperatur 120 F 17 Gambar 3.6. Density dan viscositas minyak sebagai fungsi P saturasi 17

7 69 D. Ekstraksi sebagai komponen minyak Sifat CO 2 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 %. Juga penelitian dari Holm dan Josendal menunjukkan volume minyak menurun akibat adanya ekstraksi sebagian fraksi hidrokarbon dari minyak. Dari komposisi hidrokarbon yang terekstraksi selama proses pendesakan CO2, menunjukkan fraksi menengah (C 7 -C 30 ) hampir semuanya terekstraksi. Sedangkan pada fraksi ringan (C 2 -C 6 ), juga fraksi berat (C 43 ) harga ekstraksi sedikit (lihat tabel 3.2.). Tabel 3.2. Komposisi pada Zone Transisi selama Proses Pendesakan pada Variasi P dan T Miscibility dan Pengaruhnya Miscibility didefinisikan sebagai kemampuan suatu fluida untuk bercampur dengan fluida lainnya dan membentik suatu fasa yang homogen sehingga tidak tampak batas fasa fluida tersebut. Tercapainya miscibility CO 2 dengan minyak ditandai dengan mengecilnya tegangan permukaan sampai mendekati nol. Untuk mencapai miscibility, kondisi temperatur serta komposisi harus memenuhi syarat tertentu. Faktor-faktor yang dapat mempengaruhi tercapainya miscibility CO 2 dan minyak adalah kemurnian CO 2, komposisi minyak, temperatur serta tekanan. Kemurnian CO 2 Hasil percobaan pada berbagai tingkat kemurnian yang digunakan, menunjukkan bahwa semakin murni CO 2 semakin besar miscibilitasnya. Adanya C 1 dan N 2 di dalam

8 70 CO 2 akan mempengaruhi terjadinya miscibilitas, sedangkan adanya H 2 S didalam CO 2 pengaruhnya lebih kecil dibanding C 1 dan N 2. Komposisi Minyak Holm dan Josendal menyatakan bahwa dalam sistem biner (diagram dua fasa), komposisi dari minyak juga akan mempengaruhi tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible. Menurut penelitian dari Holm dan Josendal didapatkan komposisi kimia CO 2 dan hidrokarbon selama pendorongan CO 2 terhadap minyak Mead Strawn pada tekanan 2000 psi dan temperatur 135 F. Pada daerah miscible hanya terdapat sejumlah kecil pada komponen C 2 -C 4 dalam fasa gabungan zat cair dan uap. Dari analisa produksi fasa uap selama pendorongan telah breakthrough CO 2, tetapi sebelum miscible, diperlihatkan penguapan komponen C 2 -C 4 cenderung menempati bagian depan front pendorong. Hal ini terlihat dengan adanya kenaikan % mol C 2 -C 4 dari 5,11 menjadi 10,86 pada daerah ini. Pada saat CO 2 diinjeksikan, maka CO 2 akan terserap kedalamnya, komponen-komponen ringan akan menguap, maka terbentuklah kesetimbangan fasa ternyata dari hasil pengamatan dapat ditarik kesimpulan C 5 -C 30 + atau C 5 terekstraksi lebih banyak. Temperatur Temperatur minyak juga akan mempengaruhi tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible dari gambar 3.7 dapat ditarik kesimpulan bahwa temperatur yang semakin besar, tekanan pendorongan makin besar. Tekanan Tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible akan dipengaruhi oleh kemurnian CO 2, komposisi minyak dan tekanan reservoir. Ada beberapa kesimpulan yang dapat ditarik bahwa pada tekanan pendorongan miscible CO 2 terhadap minyak reservoir dengan adanya komponen hidrokarbon ringan C 2, C 3, C 4 didalam minyak reservoir tidak mempengaruhi proses miscibility. Pendorongan miscible sangat dipengaruhi oleh adanya komponen C 5 -C 30 di dalam reservoir. Dari kenyataan ini Holm dan Josendal memberikan suatu kesimpulan bahwa tekanan diinjeksi agar terjadi pendorongan yang miscible ditentukan oleh adanya komponen C 5, dalam minyak reservoir. Dari gambar 3.7 dapat disimpulkan bahwa

9 71 temperatur juga akan mempengaruhi tekanan pendorong yang miscible. Oleh karena itu perkiraan tekanan untuk pendorongan yang miscible dapat diperoleh dengan menggunakan dengan korelasi fraksi C 5+. Gambar 3.7. Korelasi Tekanan Miscible pada Injeksi C 2 Berdasarkan Berat Mol C Diagram Terner Terdapat dua cara untuk membuat Diagram Terner dimana hal tersebut tergantung pada keadaan CO 2 apakah berasosiasi dengan metana atau komponen menengah. Metode pertama pada gambar 3.8, menunjuk kondisi percampuran yang diterapkan terhadap injeksi dengan CO 2 atau metana. Pada metode kedua titik CO 2 pada diagram Terner (lihat gambar 3.9) ditempatkan sepanjang garis antara titik C 1 dengan C 2 -C 6. Dimana titik tersebut selanjutnya dapat dibandingkan terhadap ethana atau propana. Kelakuan pada metode ini analog dengan gas yang diperkaya. Pada kenyataannya tidak ada metode yang sempurna secara menyeluruh dan untuk menggambarkan efek C 2 secara lebih akurat kehadiran tetrahedral dibutuhkan dengan + penggabungan Ci sampai N 2, CO 2, C 2 -C 6, C 7 (gambar 3.10).

10 72 Gambar 3.8. Kelakuan Fasa dari Metana dan CO 2 Selama Injeksi 7 Gambar 3.9. Digram Terner dengan Letak CO 2 Berdasarkan Berat Molekul 7

11 73 Gambar Kelakuan untuk Sistem Empat Komponen termasuk CO Jenis Pendorongan Gas CO 2 Jenis pendorongan gas karbondioksida terdiri dasri solution gas drive dan dynamin miscible drive. a. Solution gas drive Kelarutan CO 2 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 API 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 3.3. Jadi CO 2 adalah gas yang masuk dalam larutan dengan pengembangan minyak sebagai suatu kenaikan tekanan, minyak dapat keluar dari larutan dengan penurunan tekanan.

12 74 Tabel 3.3. Solution Gas Drive dengan CO 2 ; CO 2 Diinjeksikan Pada Tekanan 900 psi 16 b. Dynamic miscible drive Sifat yang cukup penting dari CO 2 adalah kemampuannya mengekstraksikan atau menguapkan sebagian fraksi hidrokarbon dari minyak reservoir. Skema kondisi miscible dan mendekati miscible dari proses pendorongan gas CO 2 pada temperatur 315 F digambarkan pada gambar Menurut Holm dan Josendal 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 CO 2 selanjutnya akan mengekstrasi CO 2, C 5 -C 30 dan membentuk zona transisi CO 2 - hidrokarbon. 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 yang lebih rendah akan tertinggal dalam media porous setelah proses pendesakan. Total residual saturation yang tidak turut terdesak pada saat pendorongan CO 2 terhadap minyak + pada tekanan 1800 psi dan 135 F yaitu komponen C 10 berarti komponen C 1 sampai C 18 ikut terdesak oleh pendorongan CO 2 tersebut. Sedangkan pada proses pendorongan + CO 2 terhadap minyak pada 2200 psi dan 135 F, ternyata komponen hidrokarbon C 22 tidak ikut terdesak, hal ini membuktikan bahwa tekanan pendorongan yang lebih tinggi maka lebih banyak lagi komponen hidrokarbon yang turut terproduksi. Hal ini

13 75 membuktikan bahwa untuk mendapatkan recovery minyak yang tinggi, haruslah pada tekanan pendorongan yang tinggi. Gambar Skema CO 2, menurut Josendal. 18 Pendorongan Holm dan Mekanisme Injeksi CO 2 Mekanisme dasar injeksi CO 2 adalah bercampurnya CO 2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak dari pada minyak reservoir awal. Ada empat jenis mekanisme pendesakan injeksi CO 2. Dalam pelaksanaan ini, gas CO 2 yang diinjeksikan, dapat dilakukan dengan beberapa cara sebagai berikut : Injeksi CO 2 secara kontinyu selama proyek berlangsung. Injeksi slug CO 2 diikuti air. Injeksi slug CO 2 dan air secara bergantian. Injeksi CO 2 dan air secara simultan. Untuk gas yang dibawa dengan menginjeksikan terus menerus gas CO 2 ke dalam reservoir maka diharapkan gas CO 2 ini dapat melarut dalam minyak dan mengurangi viskositasnya, dapat mengembangkan volume minyak dan merefraksi sebagian minyak, sehingga minyak akan lebih banyak terdesak keluar dari media berpori.

14 76 Gambar Mekanisme Pendesakan dalam Pelaksanan CO 2 Flooding 18 Untuk cara yang kedua, yaitu dengan menginjeksikan carbonat water ke dalam reservoir. Sebenarnya carbonat water adalah percampuran antara air dengan gas CO 2 (reaksi CO 2 + H 2 0) sehingga membentuk air karbonat yang digunakan sebagai injeksi dalam proyek CO 2 flooding. Tujuan utama adalah untuk terjadi percampuran yang lebih baik terhadap minyak sehingga akan mengurangi viskositas dari minyak serta mengembangkan sebagian volume minyak sehingga dengan demikian penyapuan akan lebih baik, sedangkan pada cara yang ketiga 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, sedangkan 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, maka minyak yang telah tersapu dan akan diproduksikan melalui sumur produksi.

15 77 Gambar Mekanisme Pelaksanaan CO 2 Flooding 18 Dari studi yang dilakukan menunjukkan bahwa injeksi CO 2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan yang terbaik diantara keempat metode tersebut (oil recovery sekitar 50 %). Disusul kemudian injeksi slug CO 2 dan air bergantian. Injeksi langsung CO 2 dan injeksi slug CO 2 diikuti air sama buruknya dengan kemampuan mengambil minyak hanya sekitar 25 %. Dalam semua kasus, pemisahan gaya berat antara CO 2 dan air terjadi sebelum setengah daru batuan batuan recovery tersapu oleh campuran dari dua fluida tersebut Sumber CO 2 Sumber CO 2 sangat menentukan dalam keberhasilan proyek injeksi CO 2 sebab CO 2 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

16 78 seperti hidrogen sulfida berbahaya dan berbau serta menimbulkan permasalahan lingkungan. Yang juga harus diperhatikan adalah kesulitan dalam menentukan volume aktual dan waktu pengantaran gas ke proyek, sebab kebocoran dapat terjadi pada proyek injeksi skala besar selama periode waktu yang panjang. Faktor yang tidak diketahui lainnya adalah volume CO 2 yang harus dikembalikan lagi (recycle). Jika gas CO 2 menembus sebelum waktunya ke dalam sumur produksi, maka gas ini harus diproses dan CO 2 diinjeksikan kembali. Sumber CO 2 alami adalah yang tebaik, baik yang berasal dari sumur yang memproduksi gas CO 2 yang relatif murni ataupun yang berasal dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang mengandung banyak CO 2 sebagai kontaminan. Sumber yang lain adalah kumpulan gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal fired). Alternatif lain adalah gas yang dilepaskan dari pabrik amonia. Beberapa kelebihan sumber tersebut adalah : Pabrik amonia dan lapangan minyak yang dapat didirikan berdekatan. Gas CO 2 yang dilepaskan dari pabrik amonia cenderung dapat dikumpulkan dalam sebuah area industrial yang tersedia. Kuantitas CO2 dari tiap sumber dapat diketahui. Tidak memerlukan pemurnian, karena CO 2 yang diperoleh mempunyai kemurnian 98 % (Pullman kellog,1977). Keberhasilan suatu proyek CO 2 tergantung pada : 1. Karakteristik minyak. 2. Bagian reservoir yang kontak secara efektif. 3. Tekanan yang biasa dicapai. 4. Ketersediaan dan biaya penyediaan gas CO Kelebihan dan Kekurangan Injeksi CO 2 Penggunaan CO 2 untuk meningkatkan perolehan minyak mulai menarik banyak perhatian sejak Ada beberapa alasan (kelebihan utama sehingga dilakukan injeksi CO 2 yaitu : Injeksi CO 2 mengembangkan minyak dan menurunkan viskositas.

17 79 Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan dan pemindahan kromatologi. Injeksi CO 2 bertindak sebagai solution gas drive sekalipun fluida tidak bercampur sempurna. Permukaan fluida campur (miscible front) jika rusak akan memperbaiki diri. CO 2 akan bercampur dengan minyak yang telah berubah menjadi fraksi C 2 -C 6. CO 2 mudah larut di air menyebabkan air mengembang dan menjadikannya bersifat agak asam. Ketercampuran/miscibility dapat dicapai pada tekanan diatas 1500 psi pada beberapa reservoir. CO 2 merupakan zat yang tidak berbahaya, gas yang tidak mudah meledak dan tidak menimbulkan problem lingkungan jika hilang ke atmosfir dalam jumlah yang relatif kecil. CO 2 dapat diperoleh dari gas buangan atau dari reservoir yang mengandung CO 2. Sedangkan beberapa kekurangan injeksi CO 2 adalah seabagai berikut : Kelarutan CO 2 di air dapat menaikkan volume yang diperlukan selam bercampur dengan minyak. 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. 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. CO 2 denan air akan membentuk asam karbonik yang sangat korosif. Injeksi alternatif slug CO 2 dan air memerlukan sistem injeksi ganda dan hal ini akan menambah biaya dan kerumitan sistem. Diperlukan injeksi dalam jumlah yang besar (5 10 MCF gas untuk memproduksi satu STB minyak). Sumber CO 2 biasanya tidak diperoleh ditempat yang berdekatan dengan proyek injeksi CO 2 sehingga memerlukan pemipaan dalam jarak yang panjang.

18 Injeksi Gas Kering Pada Tekanan Tinggi Pada tekanan tinggi, ketercampuran pendorong gas dapat dicapai dengan gas hidrokarbon kering (lean hydrocarbon), fuel gas dan nitrogen. Perencanaan pendorong gas yang menguapkan biasanya hanya memerlukan perhatian supaya ketercampuran antara minyak dan gas injeksi tercapai dan terpelihara Perkiraan Proses Injeksi Injeksi gas kering biasanya memerlukan daerah injeksi yang luas (± 1000 acre). Injeksi gas yang menguapkan ini prosesnya bukan merupakan pendesakan dingin fluida. Hal ini membedakan injeksi gas yang mengembun serta 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 ratio pada injeksi gas yang menguapkan secara keseluruhan rendah. Dalam penggunaan injeksi gas kering perlu memperhatikan hal-hal yaitu kondisi fasa dalam reservoir dan besarnya tekanan miscible. A. Kelakuan Fasa Dalam Reservoir Gambar menunjukkan 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). Pada Gambar 3.15., menunjukkan tahapan pada front pendesakan tercampur di dalam reservoir. Titik O disebelah kanan garis singgung dari pada critical point menunjukkan komposisi minyak yang mengandung komponen menengah (intemediate). Keadaan 1 Pada waktu mulai injeksi, pendesakan adalah tidak tercampur dan GO memotong daerah dua fasa. Dengan demikian ada residu minyak dengan komposisi O yang tetap tinggal di belakang front gas-minyak. Minyak O dan gas G belum mencapai kesetimbangan thermodinamik.

19 81 Gambar Kondisi Fasa Selama Injeksi Gas Kering dengan Tekanan Tinggi 7 Perubahan fasa yang terjadi pada waktu dan tempat tertentu hasilnya adalah komposisi gas g1 dan komposisi minyak o1. gas menjadi makin banyak mengandung komponen menengah berat. Keadaan 2 Sementara perubahan minyak o1 cenderung untuk menyusut. Saturasi minyak dibelakang front hingga saat ini tetap dibawah harag kritik dan tetap tinggal terperangkap di dalam pori batuan. Sementara gas g1 didesak ke arah front oleh injeksi gas G berikutnya. Keadaan 3 Gas g1 menjadi berhubungan dengan residu minyak yang baru saja terbentuk (dari komposisi O). Selama fluida tidak dalam keadaan kesetimbangan, maka terjadi perubahan fasa dan menghasilkan gas g2 dan minyak o2 yang mana dalam keadaan kesetimbangan. Gas g2 dalam keadaan berhubungan dengan front. Minyak o2 dalam hubungannya dengan gas g tidak akan memberikan komposisi menengah lebih banyak, dan komposisi tersebut menjadi oa. Kemajuan front ini berlangsung hingga komposisi gas dalam hubungannya dengan minyak mula-mula menjadi gt yaitu titik

20 82 singgung dari garis O ke kurva dew point. Pada tingkat ini miscibility antara gt dan O telah tercapai. Gambar Tahapan Front Pendesakan Tercampur 7 Keadaan 4 Mula dari titik ini, pendesakannya adalah pendesakan tercampur dan tidak ada residu minyak yang tertinggal di belakang front. Dibelakang miscible bank dengan terlebih dahulu residu minyak dengan komposisi o1, o2 dan seterusnya hingga komposisi menengah habis oleh injeksi gas G, batas komposisi minyak yang tidak tersapu adalah op yaitu pada ujung garis melalui titik G. Minyak op tidak dapat dirubah menjadi komponen lebih lanjut oleh gas G dan ini merupakan unrecoverable pada kondisi ini ternyata bisa diabaikan. Pengalaman dari beberapa operasi lapangan menunjukkan bahwa suatu miscible bank terbentuk setelah gas diinjeksikan berjalan lebih kurang 12 meter dari sumur injeksi.

21 83 B. Besarnya Tekanan Miscible Pada diagram Terner yang tergambar pada temperatur reservoir, miscibility hanya dapat dicapai antara gas dan minyak dari campuran masing-masing komposisi yang tetap G dan O bila garis Ogt merupakan garis singgung pada kurva dew point. Ini hanya akan terjadi pada tekanan lebih besar atau sama dengan miscibility pressure Pm, yang merupakan garis singgung melalui O pada titik kritik (Gambar 3.16) Miscibility Pressure tidak tergantung dari karakteristik formasi dan kondisi pendesakan. Hal ini dapat ditentukan secara percobaan menggunakan suatu media poros batuan dengan permeabilitas tinggi, dimana kecepatan fluida yang tinggi dapat tercapai. Gambar Diagram Terner untuk Miscibility Pressure Pada Injeksi Gas Tekanan Tinggi Sumber Gas Injeksi Beberapa sumber gas injeksi yang potensial digunakan untuk injeksi gas kering antara lain : Gas hidrokarbon kering (lean hydrocarbon) yang dihasilkan dari gas separator di lapangan dan gas sisa dari pabrik (bahan bakar alami). Gas hidrokarbon murni yang dihasilkan pipa transmisi gas. Flue gas yang dihasilkan dari pembakaran gas sisa pabrik (bahan bakar) di dalam ketel uap. Gas buangan mesin. Pengolahan nitrogen di tempat.

22 Kelebihan dan Kekurangan Injeksi Gas pada Tekanan Tinggi Kelebihan dari injeksi gas pada tekanan tinggi adalah : Efisiensi pendesakan mendekati 100%. Lebih ekspansif daripada propana atau gas yang diperkaya. 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 adalah : Proses ini terbatas sebab reservoir minyak harus kaya akan komponen C 2 -C 4 Proses ini memerlukan tekanan injeksi yang besar Biaya yang diperlukan untuk gas alam mahal, gas-gas pengganti memerlukan tekanan yang lebih besar Injeksi Gas Diperkaya Injeksi gas diperkaya (enrich gas drive) adalah suatu usaha peningkatan recovery minyak sisa dalam pori-pori batuan reservoir, dengan menginjeksikan gas alam kering (relatif lebih banyak methana) yang telah diperkaya oleh komponen intermediate (propana, butana, dan lain-lain). Tipe pendesakan ini disebut juga condensing gas drive. Injeksi gas yang diperkaya dapat dipergunakan baik untuk reservoir jenuh maupun untuk reservoir belum jenuh dengan berat jenis lebih besar dari 20 o API dan tekanan pendesakan lebih besar dari 1000 psia. Kalau tekanan injeksi lebih rendah dari 1000 psia, maka gasnya harus lebih dperkaya. Injeksi gas diperkaya ini lebih rumit mekanismenya dibandingkan dengan injeksi gas kering tekanan tinggi. Disini harus ada persediaan gas yang cukup selama proses injeksi, dan sementara pengkayaan gas cukup mahal biayanya. Oleh sebab itu, proses injeksi ini tidak dapat diterapkan pada semua reservoir Mekanisme Pendesakan Injeksi Gas Diperkaya Dalam Media Berpori A. Pencampuran Thermodinamik

23 85 Gas yang dipergunakan untuk mendesak minyak hampir selalu terdiri dari campuran hidrokarbon (perkembangan akhir-akhir ini dipergunakan CO 2 dan gas inert lainnya). Komponen pembentukan gas dan minyak biasanya terdiri dari hidrokarbon ringan (methane), hidrokarbon intermediate (ethane sampai heksane) dan hidrokarbon berat (hepthane dan diatasnya atau C 7 ) yang berbeda proporsinya. Dengan perkataan lain, bahwa kita bisa melihat variasi macam-macam fluida reservoir yang rangenya overlapping terhadap komposisi gas dan minyak. Untuk contoh, retrogade gas kondensat dalam cosdensible dan minyak ringan, ternyata punya komposisi yang sama. Selama injeksi gas ke dalam reservoir minyak, sepanjang fluida reservoir tidak berbeda secara keseluruhan komposisinya, maka perlahan-lahan akan terjadi pencampuran antara dua fluida tersebut sehingga komponen akan menjadi lebih serupa. Kemudian fasa gas dan minyak hanya sebentar dipisahkan oleh bidang antar muka dan selanjutnya terjadi pencampuran. Di bawah ini diberikan beberapa parameter yang sangat penting untuk menentukan kelarutan gas dalam minyak : Pengaruh Tekanan Henry meramalkan bahwa pada suhu tetap kelarutan gas dalam zat cair berbanding lurus dengan tekanan. Kelarutan gas dalam minyak biasanya tidak memperlihatkan hubungan linier dengan tekanan seperti yang dinyatakan dalam hukum Henry, tapi walaupun demikian kelarutan naik sampai tercapai tekanan jenuh. Gambar Kurva Kelarutan Gas Sebagai Fungsi dari Tekanan untuk Minyak Mentah Jenuh 1

24 86 Pengaruh Suhu Kelarutan gas dalam minyak berkurang dengan naiknya suhu. Pengaruh Komposisi Minyak Kelarutan naik dengan menurunnya berat jenis minyak. Berat jenis zat cair yang rendah menunjukkan konsentrasi zat cair hidrokarbon dengan berat molekul rendah. Seperti diketahui bahwa berat jenis turun dengan naiknya o API. Oleh sebab itu, pengaruh komposisi minyak terhadap kelarutan gas dalam minyak akan naik dengan naiknya berat jenis API minyak. Dari uraian tersebut di atas dapat disimpulkan bahwa kelarutan gas terhadap minyak adalah baik dengan kenaikkan tekanan, penurunan temperatur, komposisi gas (fluida pendesak) kaya dalam komponen lebih berat, dan naiknya derajat API komposisi minyak. Parameter-parameter ini digunakan sebagai dasar konsep dalam injeksi gas yang diperkaya. Kurva kelarutan gas belum jenuh diperlihatkan Gambar Gambar Kurva Kelarutan Gas Sebagai Fungsi Dari Tekanan Untuk Minyak Mentah Belum Jenuh 1 B. Diagram Terner Tipe variasi pendesakan tercampur secara thermodinamik, dapat lebih cepat diuraikan dengan menggunakan pengenalan grafis komposisi campuran hidrokarbon, dengan kombinasi tiga komponen yang sama sifat thermodinamiknya. Diagram seperti ini disebut dengan Diagram Terner. Dengan menggunakan diagram Terner, gambaran visual dari sifat fasa dapat dilihat. Sistim ini terdiri dari tiga komponen yaitu :

25 87 a. Komponen ringan, terutama methane (C 1 ) dan mungkin N 2 dan lain-lain b. Komponen intermediate, yaitu semua hidrokarbon dari ethane sampai hexane (C 2 - C 6 ) dan kemungkinan CO 2, H 2 S. c. Komponen berat, contohnya C 7 dan hidrokarbon lebih berat (C 7+ ). Untuk injeksi gas yang diperkaya, gas injeksi adalah relatif banyak C 2 -C 6 dan digambarkan sebagai titik G pada diagram Terner sedang minyak yang didesak digambarkan sebagai titik O. Pada gambar 3.19, terlihat bahwa zona tercampur berkembang dengan transfer komponen intermediate dari gas terhadap minyak. Pencampuran dicapai pada tekanan dan temperatur operasi, dengan kompisisi minyak O dan gas injeksi G saling berhadapan pada sisi garis singgung titik kritis. Pada diagram ini kemudian ditarik garis lurus antara titik G dan titik O yang berarti terjadi proses injeksi, sedangkan gambar menggambarkan apa yang terjadi di reservoir selama pendesakan. Gambar Proyek Injeksi Gas Yang Diperkaya Pada Diagram Terner 11 Keterangan gambar : I = zone minyak yang mula-mula didesak II = gas yang terurai terdiri dari komponen intermedite dan belum larutlagi III = oil bank yang mobil

26 88 Gambar Pendesakan Gas Dalam Reservoir 11 Bila injeksi yang diperkaya dimulai, proses pertama adalah tipe non-miscible (minyak O kontak dengan gas G seperti keadaan I). Pendesakan selanjutnya dapat dilihat bahwa minyak yang telah diperkaya meninggalkan zona kontak (minyak dibelakang front maju lebih banyak hingga mencapai miscible) dengan gas injeksi, dan selanjutnya didorong ke depan oleh gas untuk bercampur dengan zona minyak di depannya. Demikian langsung terus hingga keseluruhan komposisi minyak tercampur dengan gas yang diinjeksikan. Untuk injeksi gas yang diperkaya, parameter operasi adalah tekanan dan komposisi injeksi gas (yang diperkaya dengan propana dan butana seperti yang ditunjukkan oleh titik L pada gambar dan gambar 3.22.) Pada diagram Terner (gambar 3.22.) yang digambarkan pada temperatur reservoir, pencampuran hanya dapat dicapai bila gas diperkaya G r dan minyak O (garis G r O) dalam komposisi tetap, merupakan garis singgung dari kurva titik gelembung. Ini hanya dapat dicapai untuk tekanan yang sama atau lebih besar dari pada tekanan percampuran P m, dimana garis singgung pada titik kritis ini melewati titik G r.

27 89 Jika gas terdiri dari campuran G dan L, komposisi pertama titik kritis campuran C m pada gas dan minyak adalah bercampur pada tekanan P seperti yang ditunjukkan pada gambar Gambar 3.21 Tekanan Pencampuran Komposisi Gas 11 Gambar 3.22 Tekanan Pencampuran Untuk Mencapai Titik Kritis Pelaksanaan dan Perencanaan Injeksi Gas Diperkaya Di lapangan operasi dilakukan dengan menginjeksikan gas yang diperkaya setelah melalui tangki pencampuran. Dalam pencampuran ini perlu diperhatikan bahwa gas yang ditambahkan (C 2 -C 6 ) jangan sampai berlebihan karena gas dengan komponen menengah sangat mahal harganya, juga sebaliknya jangan sampai kurang karena proses yang terjadi tidak akan efektif. Setelah itu, oleh pompa dialirkan ke

28 90 kompresor untuk diinjeksikan langsung melalui tubing ke dalam sumur injeksi. (lihat gambar 3.23.) Sumber Gas Injeksi Gambar Operasi Pelaksanaan Injeksi Gas Yang Diperkaya 11 Gas yang diperkaya pada umumnya selalu di blanded dengan perluasan lapanganseparator gas atau sisa gas dari lapangan minyak gas dengan berat hidrokarbon molekul menengah. Separator di lapangan dapat diatur untuk menghasilkan gas separator dengan komposisi yang cukup untuk mencapai percampuran. Gas alam yang sesuai untuk injeksi harus diperkaya dengan hidrokarbon dengan molekul menengah untuk mencapai pendesakan tercampur tekanan reservoir yang diharapkan. Lapangan separator gas dan gas sisa dari lapangan minyak gas juga sumber yang potensial untuk mendorong gas Keuntungan dan Kekurangan Injeksi Gas Yang Diperkaya Keuntungan dari injeksi gas yang diperkaya adalah : Sangat baik untuk seluruh minyak sisa Percampuran dapat dilakukan kembali jika terjadi kehilangan di reservoir. Mengembangkan percampuran pada tekanan yang relatif rendah. Ukuran slug yang besar memperkecil problem-problem yang akan terjadi dalam perencanaan slug. Adapun kekurangan injeksi gas yang diperkaya adalah : Gravity override terjadi formasi yang tipis

29 91 Harga gas mahal Penjarian viskositas mempengaruhi disipasi slug Injeksi Gas Tidak Reaktif Dalam pembicaraan disini, yang dimaksud dengan gas yang tidak reaktif adalah gas nitrogen (N 2 ) Tekanan Misciblitas Yang dimaksud dengan tekanan miscibilitas adalah besarnya tekanan dimana fluida yang diinjeksikan dapat tercampur dengan minyak reservoir yang diinjeksi, pada temperatur reservoir. Untuk menentukan besarnya tekanan besarnya tekanan miscibilitas, maka dilakukan percobaan pada minyak reservoir dengan membuat kontak berulang-ulang antara minyak reservoir dengan gas inert yang diinjeksikan. Gambar Pengaruh Hadirnya N 2 Pada Gas Injeksi Terhadap Tekanan Miscibilitas 11 Dalam percobaan ini minyak reservoir diinjeksi dengan N 2 (Nitrogen) dalam suatu tabung dengan panjang 56 feet dengan tekanan injeksi sebesar psi pada suhu reservoir. Hasilnya memperlihatkan bahwa miscibilitas diperoleh setelah terjadi kontak berulang-ulang dan sekitar 90% pore volume dari N 2 (Peterson, 1987) Gambar menunjukkan hubungan antara tekanan miscibilitas minimum yang diperlukan untuk menjamin bagi terjadinya miscibilitas antara propana atau butana pada keadaan cair apabila diisi oleh lean gas, flue gas atau nitrogen. Sebagai contoh,

30 92 pada suhu 160 o F n-butana akan tercampur dengan nitrogen hanya bila tekanan lebih besar dari psi. Ini berarti juga bahwa suatu slug butana diinjeksikan ke dalam reservoir pada suhu 160 o F, maka diperlukan untuk mengatur agar tekanan lebih besar dari psi dengan tujuan untuk menjamin terjadinya miscibilitas atau percampuran dari butana dengan gas nitrogen yang diinjeksikan, walaupun miscibilitas antara butana dengan minyak dapat dicapai hanya pada tekanan sekitar 125 psi saja. Dari hasil beberapa studi laboratorium kelihatannya gas nitrogen bukanlah merupakan agen yang cocok untuk meningkatkan perolehan minyak secara pendesakan tercampur. Walaupun demikian hal itu bukanlah merupakan suatu argumentasi yang cukup kuat untuk menghentikan percobaan-percobaan dalam mengganti gas alam sebagai bahan injeksi, dengan gas inert. Hal ini disebabkan semakin mahalnya gas alam sebagai bahan bakar. Gambar Tekanan Miscibilitas Minimum Diagram Terner Pada diagram Terner diterangkan bahwa percampuran antara N 2 dan minyak mentah terjadi melalui proses kontak yang berulang-ulang. (gambar 3.26).

31 93 Masing-masing pojok segitiga mewakili N 2 100%, C 7 100% dan C 1 -C 6 100%. Titik tengah pada dasar segitiga (titik A) adalah N 2 murni yang bercampur dengan C 7 50%. Minyak tanah mencapai keseimbangan pada temperatur dan tekanan tertentu. Titik kesetimbangan M 1 berada dalam daerah dua fasa dan memiliki unsur cairan L 1 dan gas G 1 lebih mudah bergerak untuk kontak dengan minyak mentah dibandingkan dengan cairan. Gas G 1 dan minyak mentah mendekati kesetimbangan. Pada saat yang sama titik kesetimbangan. Pada saat yang sama titik kesetimbangan dari campuran berada pada titik M 2 yang dihasilkan dari gas G 2 dan cairan L 2. gas G 1 mengandung kira-kira 35% hidrokarbon ringan, gas G 2 40% dan gas G 3 50%. Selama gas terus mengalir dalam pasir minyak, proses ini berulang sampai bercampur dengan minyak (oil in place). Pada titik kritis komposisi gas dan cairan adalah sama. Pendesakkan minyak reservoir akhirnya mendekati 100% pada ujung zona miscible. Gambar Diagram Terner untuk Percampuran Antara N 2 dengan Minyak Mentah Kelakuan Fasa Di dalam Reservoir Kelakuan fasa di dalam reservoir dimana proses miscibilitas antara nitrogen (N 2 ) dengan minyak reservoir diperoleh dari kontak yang berulang-ulang seperti yang digambarkan pada diagram Terner (gambar 3.26).

32 94 + Sudut diagram menggambarkan 100% N 2, 100% C 7 dan 100% pm (C 1 -C 6 ). Titik tengah pada sisi dasar, titik A, adalah N 2 murni yang menghubungkan minyak mentah dengan komposisi 50% (C 1 -C 6 ) dan 50% minyak tanah dan N 2 akan mencapai kesetimbangan pada tekanan dan suhu tertentu. Titik kesetimbangan M 1 terletak pada daerah dua fasa, dan mempunyai sejumlah fasa cair L 1 dan sejumlah fasa gas G 1. Fasa gas G 1 akan lebih mudah bergerak daripada fasa cair L 1, maka terjadi kontak antara G 1 dengan minyak mentah. Kemudian gas G 1 dan minyak mentah akan menuju ke suatu titik kesetimbangan. Untuk pengertian yang sederhana, titik kesetimbangan dari campuran adalah pada perpototngan garis atau tie line M 2 pada gambar diatas menghasilkan G 2 dan cairan L 2. Critical point yaitu critical point dimana gas dan cairan mempunyai komposisi yang sama. Pendesakan minyak reservoir akan mendekati 100% pada ujung depan zone miscible Sumber Gas Injeksi Sebagian besar gas injeksi diperoleh dari lapangan minyak-gas terdekat. Gas-gas dari minyak dan lapangan-lapangan gas selalu mengandung hidrokarbon-hidrokarbon yang cukup dan dapat dicairkan sampai batas lapangan untuk perolehannya. Pada lapangan-lapangan ini, hidrokarbon dapat dicairkan dari lapangan gas yang tidak baik dalam suatu penyerap dengan minyak gas sebagai penghisap. Minyak ini kemudian dikeluarkan unsur propana, butana dan unsur pokok minyak-gas alam, yang pada gilirannya dipisahkan dengan destilasi fraksi di menara debutnizer dan menara depronizer yang merupakan material-material yang sesuai untuk injeksi gas inert Proses Untuk Mengahasilkan Gas Tidak Reaktif Untuk Injeksi. Terdapat tiga proses untuk menghasilkan gas tidak reaktif untuk injeksi, yaitu boiler yang berbahan bakar gas, mesin gas lepasan dan nitrogen dari pemisahan cyrogenic. Gas alam yang telah lama diinjeksikan ke dalam reservoir dengan hasil yang memuaskan di seluruh dunia. Pada kebanyakan reservoir injeksi gas alam dapat mempertahankan tekanan. Akan tetapi keterbatasan suplai dan biaya yang semakin meningkat membuat perlunya suatu gas alternatif. Gas yang tidak reaktif (inert gas)

33 95 seperti N 2 murni atau campuran yang didominasi N 2 dapat dijadikan sebagai alternatif pengganti gas alam Efek Tekanan dan Suhu Pada Perolehan Minyak Memakai Injeksi N 2 Sebuah percobaan yang telah dilakukan berhasil menjelaskan efek tekanan dan suhu terhadap perolehan minyak pada proses pendesakan dengan injeksi nitrogen tekanan tinggi. Pada percobaan ini dipakai nitrogen murni yang diperoleh dari pasaran umum yang digunakan sebagai gas pendesak untuk menyelidiki proses pendesakan tercampur dari minyak mentah dan nitrogen. Gambar dibawah memperlihatkan efek tekanan dan suhu terhadap perolehan minyak pada injeksi nitrogen tekanan tinggi. Percobaan dilakukan pada tekanan antara psi dan minyak mentah yang dipakai mempunyai 54.4 o API gravity dengan perbandingan gas-minyak 700 scf/bbl. Sebagai media pendesakan adalah sebuah pack yang linier dengan panjang 40 feet dan suhu berkisar antara 72 o F 250 o F, diperoleh minyak hampir 70%. Pada tekanan 4000 psi, dengan 72 o F perolehannya 78% dan pada 150 o F perolehannya 85%. Pada 5000 psi dan suhu berkisar antara 72 o F 250 o F, perolehannya sekitar 85% - 92 %. Gambar Efek Tekanan dan Suhu Pada Perolehan Minyak 7 Disini mungkin sekali bahwa miscibilitas dicapai pada beberapa feet terakhir dari panjang yang dipakai, walaupun total perolehan minyak hanya sekitar 85%. Oleh

34 96 McNeese telah ditegaskan bahwa walaupun perolehan minyak hanya 85% pada 123 ft awal panjang alat yang panjangnya 145 ft, miscibilitas dan perolehan minyak 94% ditemukan pada 22 ft terakhir dari panjang alat. Beberapa sistem pack yang panjang diperlukan agar miscibilitas dapat tercapai. Gambar menunjukkan efek suhu terhadap perolehan minyak pada injeksi nitrogen tekanan tinggi, pada sistem yang sama dengan pada percobaan gambar Dari gambar telihat bahwa pada tekanan 3000 psi perubahan suhu tidak mempengaruhi besarnya perolehan minyak. Sedangkan pada tekanan 4000 psi dan tekanan 5000 psi perolehan minyak naik sejalan dengan bertambahnya suhu sistem. Gambar Efek Suhu Pada Perolehan Minyak Pelaksanaan Proyek N 2 Flooding

35 97 Gambar Proses Produksi Flue Gas 17 Sarana produksi yang ada biasanya adalah separator tekanan tinggi, separator tekanan rendah, heater treater, kompressor serta gas plant. Sarana injeksi meliputi nitrogen plant yaitu instalasi pengolahan yang memproduksi gas nitrogen. Gas N 2 yang dihasilkan disalurkan ke kompressor 2000 HP dengan tekanan 80 psig, kemudian oleh kompressor ini dikirimkan ke kompressor 4500 HP dengan tekanan 1200 psig, untuk diinjeksikan ke dalam sumur injeksi dengan tekanan antara 8000 psig psig. Pada saat ada tiga macam proses yang dipakai untuk memproduksikan gas inert. Ketiga proses itu ialah proses flue gas, proses engine exhaust dan proses cyrogenic yaitu proses pemisahan gas dari udara (air). Pada proses flue gas, sebagai bahan dasar adalah gas alam yang dimasukkan ke dalam ketel uap (boiler), dari sini gas yang dihasilkan dialirkan melalui NOx reaktor untuk membatasi kadar NOx di dalam gas. Kemudian gas dimasukkan ke dalam water scruber untuk membersihkan uap air dari gas. (lihat gambar 3.29.) Pada proses gas engine exhaust dihasilkan dari gas sisa pembakaran mesin. Sebagai bahan dasar sama dengan pada proses flue gas yaitu udara dan gas alam, yaitu perbandingan tertentu dipakai sebagai bahan bakar mesin. Gas hasil sisa pembakaran ini sebelum diinjeksikan ke dalam sumur juga dilewatkan melalui NOx, water separator dan dryers. Proses cyrogenic nitrogen dimaksudkan untuk memproduksikan nitrogen murni, yang dipisahkan dari udara. Prosesnya udara dan kompresor disalurkan melalui separator air, kemudian melalui heat exchange terlebih dahulu dimasukkan ke dalam kolom distilasi, dimana gas nitrogen sangat ringan ini akan dihasilkan dari puncak kolom distilasi ini Injeksi Kimia Injeksi kimia adalah salah satu jenis metode pengurasan minyak tahap lanjut (EOR) dengan jalan menambahkan zat-zat kimia ke dalam air injeksi untuk

36 98 menaikkan perolehan minyak sehingga akan menaikkan efisiensi penyapuan dan atau menurunkan saturasi minyak sisa yang tertinggal di dalam reservoir. Injeksi kimia dapat dibagi menjadi tiga yaitu injeksi alkalin, injeksi polimer dan injeksi surfactant Injeksi Alkalin Injeksi alkalin atau kaustik merupakan suatu proses dimana PH air injeksi dikontrol pada kisaran harga untuk memperbaiki perolehan minyak, proses injeksi alkalin digambarkan seperti pada gambar Beberapa sifat batuan dapat mempengaruhi terhadap injeksi alkalin. Ion divalen dalam air di reservoir, jika jumlahnya cukup banyak dapat mendesak slug alkalin karena mengendapnya hidroksida-hidroksida yang tidak dapat larut. Gypsum dan anhydrit jika jumlahnya melebihi dibandingkan dengan jumlahnya yang ada didalam tracer akan menyebabkan mengendapnya Ca(OH) 2 dan membuat slug NaOH menjadi tidak efektif. Clay dengan kapasitas pertukaran ion yang tinggi dapat menghasilkan slug NaOH dengan menukar hidrogen dari sodium. Limestone dan dolomit bersifat tidak reaktif dan reaksi dengan komponen silika di dalam batu pasirsangat lambat dan tidak lengkap, sedangkan reseistivitas alkalin dengan batuan reservoir dapat ditentukan di laboratorium.

37 Bahan Kimia Injeksi Alkalin Gambar Proses Injeksi Alkalin 3 Bahan kimia yang umumnya banyak dipakai adalah sodium hidroksida. Sodium orthosilikat, ammonium hidroksida, pottassium hidroksida, trisodium phospat, sodium karbonat, sodium silikat dan poly ethylenimine, juga termasuk zat organik yang dianjurkan untuk dipakai. Harga dari bahan-bahan kimia tersebut merupakan pertimbangan yang penting dimana NaOH dan sodium orthisilikat tidak begitu mahal dan lebih efektif dalam menaikkan perolehan minyak tambahan Parameter yang Mempengaruhi dalam Injeksi Alkalin Beberapa parameter yang banyak mempengaruhi dalam proses injeksi alkalin antara lain adalah konsentrasi NaOH, karakteristik reservoir, luas permukaan serta komposisi fluida reservoir dan air injeksi. A. Konsentrasi NaOH Reisberg dan Doscher mengamati tegangan antar muka antara air-minyak pada minyak California dan didapatkan bahwa pada range ph tertentu tegangan antar muka akan minimum, seperti terlihat pada gambar Dengan pengamatan yang sama

38 100 pada minyak Tia Juana, De Ferrer mengemukakan bahwa tegangan antar muka akan minimum pada harga konsentrasi kritis tertentu, gambar Dari kedua hal tersebut dapat disimpulkan bahwa tegangan antar muka akan minimum pada range ph dan konsentrasi NaOH tertentu.. Pentingnya konsentrasi yang tepat pada injeksi alkalin ini dikemukakan oleh Subkow, dimana agar didapat emulsi minyak dalam air pada proses emulsifikasi di formasi, konsentrasi NaOH harus cukup, karena konsentrasi NaOH yang berlebihan akan menyebabkan emulsifikasi yang sebaliknya (air dan minyak) atau tidak terjadi emulsi sama sekali, gambar B. Karakteristik Reservoir Pada injeksi alkalin perolehan minyak tergantung kepada interaksi antara bahan kimia yang ditambahkan dengan fluida reservoir. Bahan kimia ini penting untuk bertahan cukup lama supaya dapat kontak sebanyak-banyaknya dengan fluida reservoir. Hal-hal yang perlu diperhatikan sehubungan dengan pengaruh karakteristik reservoir ini adalah :

39 101 Gambar Tegangan Antar Muka vs ph untuk Minyak California 16 Gambar Tegangan Antarmuka vs Konsentrasi NaOH 16

40 102 Gambar Injeksi Core dan Tegangan Antar muka vs Konsentrasi NaOH Untuk Minyak dari Amerika Selatan dengan Gravity 12.2 API 16 B.1. Struktur dan Geologi Reservoir Dalam kaitannya dengan efisiensi pendesakan injeksi alkalin, hal-hal yang perlu dihindari adalah : Reservoir dengan sesar dan rekahan yang memungkinkan terjadinya distribusi minyak yang tidak merata. Ketebalan total reservoir yang jauh lebih besar dari ketebalan minyak. Luas zona minyak yang kecil atau zona minyak yang tipis di atas aquifer yang tebal. Reservoir dengan tingkat perlapisan yang tinggi. Heterogenitas batuan yang tinggi dan perkembangan porositas serta permeabilitas yang rendah. B.2. Kedalaman dan Temperatur Dari hasil pengukuran di laboratorium didapatkan bahwa dengan semakin dalam dan semakin tinggi temperatur reservoir, maka konsumsi alkalinnya akan semakin besar.

41 103 C. Luas Permukaan Minyak yang tersisa setelah injeksi alkalin pada matrik oil-wet adalah berbentuk film. Ketebalan film ini tergantung pada kualitas pendesakan emulsinya, minyak yang tersisa akan lebih besar bila luas permukaan batuan semakin besar. Dengan demikian injeksi alkalin akan tidak efektif pada batuan yang mempunyai luas permukaan yang besar seperti batu lempung dan silt. D. Komposisi Fluida Reservoir Kandungan kimia pada fluida reservoir dan injeksi air hangat sangat berpengaruh mekanisme dalam injeksi alkalin. iv. Komposisi Minyak Beberapa hasil pengamatan yang penting sehubungan dengan komposisi minyak serta pengaruhnya terhadap mekanisme injeksi alkalin dapat dilihat pada tabel 3.4. Tabel 3.4 Famili Hidrokarbon yang Penting Pada Mekanisme injeksi Alkalin 16 Mekanisme Famili HC Rumus Molekul Penurunan tegangan permukaan Asam karboksilat RCOOH Perubahan kebasahan Pembentukan rigid Keterangan : R = gugus alkil Asphalten Porphyrin Aldehide Keton Asam karboksilat Nitrogen Organik RCH 2 COOH C 34 H 32 N 4 O 4 FeC l2 RCOH RCOR RCOOH RNO 2 R = gugus alkil atau yang sama atau tidak sama dengan R. D.2. Komposisi Air Formasi dan Air Injeksi Kadar padatan yang terlarut yaitu berupa senyawa garam atau berupa ion bebas baik pada air formasi maupun pada injeksi air sama-sama mempengaruhi terhadap mekanisme injeksi dan konsumsi alkalin. Reaksi antara NaOH dengan ion kalsium

42 104 dan magnesium akan membentuk sabun kalsium dan magnesium, akan tetapi keduanya bukan zat aktif permukaan, sehingga akan mengurangi slug NaOH dan tegangan antar muka akan naik dengan keberadaan kedua ion tersebut. Hasil percobaan di laboratorium menyatakan bahwa kadar kalsium yang diijinkan pada air injeksi adalah 70 ppm dan ion magnesium sampai 700 ppm, sedangkan kadar kalsium yang diijinkan pada air formasi sampai 500 ppm. Pada jumlah tertentu garam NaCl berguna untuk menjunjung mekanisme dalam injeksi alkalin juga berguna untuk mengurangi konsumsi NaOH. Kegaraman di reservoir diperluka pada proses perubahan kebasahan., yaitu membuat batuan reservoir cenderung menjadi oil-wet, sedangkan pada konsentrasi yang lebih besar diperlukan untuk terjadinya emulsi air dalam minyak. Pengaruh NaCl terhadap tegangan antarmuka, Jennings menyatakan bahwa dibawah ppm, adanya NaCl pada air injeksi bukan saja membuat tegangan antarmuka tetap rendah akan tetpai juga dapat menurunkan keperluan akan konsentrasi NaOH Mekanisme Dalam Injeksi Akalin Meskipun injeksi alkalin adalah proses yang sederhana dan relatif tidak mahal dalam pelaksanaannya, tetapi memiliki mekanisme pendesakan yang kompleks. Beberapa mekanisme yang ada yaitu penurunan tegangan antarmuka, emulsifikasi, perubahan kebasahan dan penghancuran rigid interfacial film. Akibat dari mekanisme-mekanisme tersebut secara makroskopis adalah adanya perbaikan areal dan volumetric sweep efficiency, yaitu dengan perubahan mobilitas ratio atau perubahan permeabilitas minyak-air. Sedangkan secara mikroskopis adalah merubah minyak yang tidak dapat bergerak (immobile) dalam media berpori menjadi dapat bergerak (mobile), yaitu dengan emulsifikasi dan penurunan tegangan permukaan. A. Penurunan Tegangan Antarmuka Taber dkk membuat hubungan antara perubahan bilangan kapiler dengan perubahan saturasi minyak. Bilangan kapiler didefinisikan dengan persamaan sebagai berikut : µv Nc = σ...(3.1)