PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK BUMI DENGAN METODE ENHANCED OIL RECOVERY MENGGUNAKAN STEAM INJECTION PADA LAPANGAN DURI
Oleh CELVIN INDRA JAYA 07110070
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI UNIVERSITAS TRISAKTI JAKARTA 2012
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Dengan semakin sulit ditemukannya minyak mentah ringan, pemilihan injeksi thermal menjadikan cadangan minyak mentah berat yang masih sangat banyak dan menantang menjadi lebih siap untuk dieksplorasi secara komersial. 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. Umumnya minyak dengan °API kecil (minyak berat) akan mempunyai viskositas besar. Untuk memproduksikan minyak jenis ini sulit dilakukan, sehingga banyak upaya yang dilakukan yang salah satunya adalah dengan injeksi uap. Injeksi uap adalah metoda EOR dengan menginjeksikan uap bertekanan ke dalam reservoir yang dimaksudkan untuk memanaskan reservoir . Efek dari panas ini akan menurunkan viskositas minyak sehingga diharapkan minyak mudah mengalir ke lubang sumur. Proses pelaksanaan Injeksi uap hampir sama dengan injeksi air. Uap diinjeksikan secara terus-menerus melalui sumur injeksi dan minyak
yang didesak akan diproduksikan melalui sumur produksi yang berdekatan. Secara teknis steamflood dikatakan berhasil jika laju produksi bertambah besar dari laju produksi sebelum dilakukanya steamflood. Adapun mekanisme perolehan minyak mentah dengan injeksi uap adalah:
Memanaskan minyak mentah dan mengurangi viscositasnya.
Menyediakan tekanan untuk mendorong minyak ke sumur produksi.
Destilasi uap, terutama pada minyak mentah yang ringan.
1.2 Tujuan Penulisan Tujuan penulisan makalah ini adalah untuk menjelaskan secara luas metode penginjeksian uap untuk meningkatkan produksi minyak serta menjelaskan metode penginjeksian yang digunakan.
1.3. Batasan Masalah Mengingat bahwa studi tentang steamflood cukup kompleks, disamping itu juga oleh keterbatasan sarana dan prasarana dan agar makalah ini lebih terarah dan tidak menyimpang dari tujuan yang diinginkan, maka disinitim penulis membuat suatu batasan masalah yaitu
hanya menitik beratkan masalah cara kerja steam flood yang umum digunakan di lapangan.
1.4. Metode Penulisan Dalam penulisan makalah ini tim penulis mengumpulkan bahan
–
bahan dari berbagai buku serta media elektronik yang dianalisa dan dibatasi permasalahannya agar spesifik pada metode penginjeksian uap. 1.5. Sitematika Penulisan Tim penulis membagi makalah ini menjadi 6 bab, yaitu: BAB I
: Pendahuluan
BAB II
: Teori Dasar
BAB III
: Studi Kasus Steamflooding Pada Lapangan Duri
BAB IV
: Pembahasan
BAB V
: Kesimpulan
Daftar Pustaka
BAB II TEORI DASAR
EOR atau Enhanced Oil Recovery adalah sebuah metode peningkatan perolehan hidrokarbon pada tahap Tertiary Recovery, umumnya dilakukan pada lapangan yang sudah berumur tua dan produksinya sudah menurun.Sederhananya, EOR menggambarkan satu set teknik yang digunakan untuk meningkatkan jumlah minyak yang dapat diekstraksi dari ladang minyak. Banyak eksplorasi minyak dan pengeboran
perusahaan
menggunakan
teknik
EOR
untuk
memaksimalkan potensi ladang minyak yang lama dan baru. Sebagai upaya bangsa kita untuk mengintensifkan kemandirian energi, penerapan teknik EOR akan tumbuh menjadi sebuah praktek yang lebih umum untuk mendapatkan minyak sebanyak keluar dari tanah mungkin. Mari kita mulai dengan ringkasan singkat tentang bagaimana produksi minyak bekerja.Pada dasarnya ada tiga fase: pemulihan primer, sekunder, dan tersier. Selama fase utama awal produksi minyak, minyak didorong ke dalam sumur bor oleh tekanan alami dari reservoir dan gravitasi. Gerakan alami minyak ditingkatkan dengan teknik mengangkat buatan seperti pompa. Pemulihan primer biasanya dapat mengarah pada ekstraksi 10-20% dari minyak yang tersedia bidang itu. Upaya pemulihan sekunder biasanya akan memanfaatkan air, dalam teknik yang dikenal sebagai banjir air, atau gas untuk
menggantikan minyak dan memaksa ke sumur bor. Sebuah tambahan 10% -30% dari potensi ladang dapat dipulihkan dalam fase sekunder. Minyak pemulihan tersier, atau enhanced oil recovery, menggunakan metode tambahan yang mahal dan kadang-kadang tidak dapat diprediksi, tetapi yang pada akhirnya dapat memungkinkan untuk 30% -60% dari potensi total minyak lapangan untuk diwujudkan EOR dibagi menjadi tiga macam, yaitu : •
Thermal Injection : Steam Injectiondan In-Situ Combustion
•
Chemical Injection : Surfactant, Alkaline, dan Polymer
•
Gas Miscible Injection : CO2, N2, dan LPG
Metode EOR dipilih berdasarkan jenis minyak yang ada didalam reservoir.Untuk minyak ringan, biasanya digunakan gas miscible injection, untuk minyak sedang digunakan chemical injection, dan untuk minyak berat digunakan thermal injection.Teknik termal bekerja dengan 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. Merupakan teknik EOR yang paling popular dan seringnya menggunakan air panas (water
injection)
atau
uap
air
(steam
injection).
Cara kerja dari steam injection adalah dengan memanaskan minyak agar temperaturnya meningkat, sehingga Viskositasnya menurun, sehingga minyak lebih mudah mengalir untuk diproduksikan Uap diinjeksikan kedalam reservoir dalam 2 (dua) cara, yaitu secara terus
–
menerus (continuous) atau dalam beberapa siklus.
Continuous steam injection melibatkan sumur produksi dan injeksi dalam pola
yg
berbeda-beda.Sedangkan
cyclic
steam
injection
hanya
menggunakan satu sumur saja yang berfungsi sebagai sumur produksi dan injeksi.
Kita dapat menginjeksikan steam pada reservoir dengan kategori sebagai berikut : •
Reservoir Dangkal, kedalaman reservoir <1300m agar kehilangan energi panas dari lubang injeksi tidak terlalu banyak.
•
Reservoir Tebal, ketebalan reservoir tidak <13m , jika reservoir sangat
boleh
tipis dan laju injeksi
rendah maka kemajuan permukaan uap akan lambat •
Reservoir yang permeabilitas-nya besar, permeabilitas naik agar tekanan untuk injeksi tidak tinggi
•
Reservoir yang Porositas dan Saturasinya besar
•
Reservoir yang viskositasnya tinggi
Keuntungan yang kita dapat dari penggunaan steamflooding adalah : •
Relatif lebih aman
•
Lebih murah
•
Efisien
Dan kerugian yang kemungkinan akan kita terima dari penggunaan metode steamflooding adalah : •
Efektif hanya pada reservoir yg relatif dangkal
•
Kurang efektif pada lapisan tipis
•
Menimbulkan emisi pada saat pemanasan air menjadi uap
BAB III STUDI KASUS STEAMFLOODING PADA LAPANGAN DURI
Sistem injeksi uap yang diterapkan di Duri adalah salah satu metode utk mengeluarkan minyak dari perut bumi.Metode ini diterapkan disebabkan karakter minyak Duri (Duri crude) yang kental sehingga moveability-nya
sangat
rendah.Sehingga
jumlah
cadangan
yang
diperkirakan berada di perut bumi tidak bisa diambil berjumlah sekitar 50%. Tapi dengan diinjeksikannya uap ke batuan yang mengandung minyak (reservoir), maka minyak yg tadinya sangat kental akan menjadi lebih kecil tingkat kekentalannya dan jadi lebih mudah untuk didorong bergerak ke atas (lewat pompa angguk ataupun ESP) . a. Field History: ▫
▫
Duri Field dioperasikan oleh PT. Caltex Pacific Indonesia (dibawah kontrak dengan Pertamina) Minyak diproduksikan dari batuan pasir pada formasi Miocene di kedalaman 200-900 ft
▫
Estimasi OOIP: 5,4 milyar barrel
▫
Mulai diproduksikan tahun 1958
▫
CPI mulai uji coba model eksploitasi injeksi uap pada 1999 dengan mengaplikasikan teknologi light oil steam flood
(LOSF) untuk menyedot minyak menempel/tertinggal di reservoir
yang
masih
b. Problem ▫
Produksi memuncak pada pertengahan 1960-an mencapai 65 MBOPD
▫
Kemudian produksi menurun sekitar 13% per tahun
▫
Primary recovery diketahui menggunakan solution gas drive
▫
Dengan cara konvensional lapangan Duri yang mempunyai cadangan minyak yang sangat besar (kedua di Indonesia setelah lapangan minyak Minas pada waktu itu) hanya dapat melakukan recovery sekitar 8% dari total cadangan
PRODUCTION DATA 70 60 50 40 PRODUCTION DATA
30 20 10 0 1960
1965
1970
1975
c. STEAM FLOODING ▫
Steam flooding pilot test dilakukan pada tahun 1975
▫
Injeksi dilakukan dari 16 sumur dengan 5 Spot Pattern
▫
▫
▫
Dari hasil pengamatan selama 3 tahun, disimpulkan bahwa steam memiliki potensial untuk memindahkan minyak yang cukup banyak DSF ( Duri Steamflood Project) dimulai tahun 1985 dan saat ini termasuk salah satu proyek steam flooding terbesar didunia Sampai saat ini, Duri memiliki +- 900 sumur injeksi dan laju injeksi steamnya sebesar 1.25 juta barrel per day
d. HASIL: ▫
▫
▫
Realisasi produksi CPI pada 2008 mencapai 407.466 bph. Sementara itu, hingga 12 Februari 2009, produksi minyak CPI rata-rata 393.084 bph Saat ini Duri memproduksikan 300.000 BOPD dari 2700+ sumur produksi Steamflooding diperkirakan mampu menambahkan sebesar 2,5 milyar BBL dari primary recovery
BAB IV PEMBAHASAN
Metode EOR atau enhanced oil recovery yang diterapkan kepada suatu lapangan sangatlah tergantung kepada jenis minyak yang terkandung didalam reservoir, karena tidak semua metode bekerja dengan efektif pada semua reservoir. Pada kasus kali ini, lapangan yang dibahas adalah Duri Field, yang terletak di Riau, Indonesia. Lapangan Duri merupakan lapangan yang cukup tua, dimana tenaga dorong alaminya sudah sangatlah menurun, serta lapangan ini sudah melewati puncak dari produksi tahap primary recovery.Metode steamflooding dipilih menjadi metode tertiary untuk lapangan ini karena jenis minyaknya adalah heavy oil. Kita tahu heavy oil adalah minyak yang memiliki viskositas sangat besar, dan susah untuk mengalir agar dapat diproduksikan. Pada umumnya heavy oil diproduksikan dengan metode thermal , karena viskositas sangatlah terpengaruh oleh temperatur, semakin tinggi temperature, viskositas dari suatu fluida akan semakin rendah. Maka pada tahun 1975 dimulai pilot test atau test percobaan injeksi uap ke lapangan Duri, dan hasilnya seperti yang diharapkan, produksi minyak meningkat. Oleh sebab itu pada tahun 1985 dimulailah
DSF (Duri Steamflood Project) sampai sekarang, dan sudah menjadi salah satu proyek Steamflooding terbesar didunia. Lapangan minyak Duri merupakan sebuah struktur reservoar yarig berada di tengah pulau Sumatera. Letaknya kira-kira 120 kilometer di sebelah Utara kotamadya Pekanbaru dap kirakira 75 km disebelah selatan kota administratif Dumai di Propinsi Riau. Lapangan ini berbentuk memanjang dari Utara ke arah Selatan, agak simetris dengan lebar dari Barat ke Timur kirakira 10 kilometer dan panjang dari Utara ke Selatan sekitar 18 kilometer. Lapangan Duri ini ditemukan pada tahun 1941. Produksi lapangan ini dimulai pada tahun 1958 bersamaan dengan selesainya pemba ngunan saluran pengalir dari Lapangan Duri ke pelabuhan Dumai 10. Setelah beberapa tahun lapangan ini berproduksi didapati bahwa tekanan formasi pada beberapa tempat di tengah lapangar} ini sangat rendah. Tekanan formasi yang rendah dan kekentalan minyak yang tinggi (sekitar 150 centipoise) mengakibatkan rendahnya perolehan minyak ("Recovery"). Tekanan awal reservoar berkisar antara 30 hingga 70 psi ditemui hampir di semua tempat. Keadaan ini menimbulkan kehilangan sirkulasi ("lost circulation") pada pengeboran yang selanjutnya mengakibatkan kerusakan formasi ("formation damage")'). Tingkat penurunan produksi sebelum dilakukannya pendesakan uap ("Steamflood") adalah 13 persen per tahun. Adapun jumlah perolehan minyak dari Lapangan Duri, yang dibantu dengan perangsangan uap secara berkala ("Huff-Puff Stimulation"), adalah sekitar 7,5 persen dari Awal Isi Minyak ("OOIP, Original Oil In Place"P. Beberapa teknik perolehan produksi lanjut telah dilakukan selama lebih dari dua puluh tahun untuk meningkatkan produksi. Setelah melalui beberapa percobaan yang membutuhkan waktu yang lama serta membandingkan hasil dari satu teknik peningkatan perolehan minyak dengan teknik peningkatan
perolehan minyak lainnya, akhirnya P.T. Caltex Pacific Indonesia memutuskan untuk menerapxan teknologi dengan pendesakan uap papas. Hingga saat ini, lapangan Duri merupakan lapangan min yak terbesar kedua di Indonesia, dengan Awal Isi Minyak lebih dari 6 milyar barel. Reservoar yang mengandung minyak ditemukan pada beberapa lapisan pasir dari formasi Duri dan Bekasap yang berumur "Early Miocene", yang terdapat pada kedalaman antara 67 m hingga 244 m seperti terlihat pada Gambar 2. Lapisan-lapisan ini dari bawah ke atas dinamakan Dalam, Jaga, Baji, Kedua, Pertama, dan Rindu. Rindu adalah Lapisan produktif yang terdangkal, yang terdiri dari 1st, 2nd dan 3rd Rindu. Sekarang lapisan ini diproduksi sebagai perolehan pertama dan bukan merupakan bagian dari proses pendesakan uap. Lapisan Pertama dan Kedua adalah lapisan utama pada formasi Bekasap berisi sekitar 2/3 dari seluruh kandungan minyak awal. Kedua lapisan ini dibatasi oleh lapisan serpih setebal maksimum 15 meter yang kadang kala tidak saling berkesinambungan di seluruh lapangan. Di beberapa tempat ditemui seluruh batas air minyak ("Oil Water Contact"). Lapisan Pertama menyebar hampir ke seluruh lapangan Duri. Dari luas tersebut, sekitar 6.140 hektar dapat disertakan pads proyek pendesakan uap karena mempunyai ketebalan yang memadai. Lapisan Kedua penyebarannya lebih terbatas, hanya sekitar 1.490 hektar yang layak diikutsertakan dalam proyek yang sama. Pasir dari Kedua lapisan ini kurang tersemen dengan baik, sehingga merupakan butir-butir yang lepas (" Unconsolidated"). Pertama dan Kedua mempunyai sifat-sifat batuan yang hampir sama, dan perbedaan utamanya hanya pada ketebalan dan perbandingan antar ketebalan pasir bersih ("Net Sand") dengan ketebalan pasir total ("Gross Sand"). Porositas rata-rata keduanya adalah 36 persen dengan perlneabilitas berkisar antara 500 hingga 2000 md. Di beberapa, tempat lapisan Baji dan Jaga, yang dianggap sebagai satu kesatuan, mempunyai ketebalan yang memadai untuk diikut sertaan ke dalam proyek pendesakan uap.
Secara keseluruhan Lapangan Minyak Duri ditemukan dalam keadaan di bawah tekanan saturasi. Sedangkan tudung gas diketemukan pada beberapa bagian dari lapisan Pertama di bagian Selatan. Berat jenis adalah 22,7 derajat API dengan nisbah gas minyak ("GOR") sekitar 18,5 scf/bbl. Kekentalan minyak adalah sekitar 150 centipoise pada temperatur awal reservoar 104 derajat Fahrenheit. Mekanisme dorongan pertama adalah dorongan gas terlarut ("Solution Gas Drive"), dap ditambah sedikit akibat dorongan gaya berat ("Gravity Drainage). Akuifer yang_ ada sangat lemah sehingga sumbangan natural water influx terhadap perolehan pertama kecil. Produksi pertama dari lapangan ini adalah sekitar 400 hingga 600 BOPD setiap sumurnya pada tahun 1960-an. Tingkat penurunan produksi adalah 13 persen per tahun yang ditentukan berdasarkan kinerja antara tahun 1963 hingga 1966. Dengan tingkat penurunan produksi tersebut, produksi kumulatif selama 10 tahun diperkirakan sebesar 123 ribu barel minyak per sumur. Rendahnya produksi ini terutama disebabkan oleh tekanan yang rendah dap kekentalan minyak yang tinggi. Pada mulanya sumur-sumur produksi dilengkapi dengan pipa-pipa berlubang untuk menyaring batuan ("Slotted Liner"). Karena batu an formasi di Lapangan Duri berupa butir-butir pasir yang tidak tersementasi dengan baik, maka pasir-pasir lepas ikut terproduksi bersama-sama dengan fluida. Hal ini mengakibatkan rusaknya peralatan peralatan produksi. Semenjak tahun 1979, sumur-sumur produksi ini dilengkapi dengan pemampatan kerikil ("Gravel Pack") yang dimaksudkan untuk menyaring butir-butir pasir yang lepas '°). Salahsatu teknik stimulasi untuk meningkatkan produksi suatu sumur yang diterapkan di lapangan Duri adalah perangsangan minyak secara
berkala ("Huff-Puff"). Stimulasi ini pertama kali dilakukan pada bulan Juli 1967. Teknik ini dilakukan dengan cara memanaskan 1400 BPD air hingga menjadi uap papas dengan kwalitas 80 persen. Uap ini diperoleh dengan memanaskan air dengan menggunakan pembangkit uap ("Steam Generator"). Pembangkit uap yang dipakai bisa dipindah-pindahkan dari satu sumur produksi ke sumur produksi yang lain. Pembangkit ini dapat menghasilkan panas sebesar 22 juta BTU setiap jam dengan tekanan sekitar 1500 psi. Uap panas yang dihasilkan disuntikkan ke dalam sumur produksi dengan menggunakan pipa tubing yang terbuka diujungnya pada tekanan injeksi antara 400 dap 500 psi dap temperatur antara 400 dap 450 derajat. Fahrenheit. Ujung pipa ini diletakkan pada pertengahan lubang perforasi sumur tersebut. Hal ini dimaksudkan untuk mendistribusikan uap secara merata serta menghindari terjepitnya pipa tubing oleh pasir-pasir yang keluar dari formasi. Pekerjaan stimulasi ini berkisar sekitar 16 hari, fergantung pada efisiensi peralatan yang dipakai antara lain pemindahan peralatan, pengangkatan pompa produksi, dap lamanya penyuntikan. Panas yang dibutuhkan oleh suatu sumur berkisar antara 2,5 hingga 5 milyar BTU. Sumur produksi ini kemudian ditutup selama 3 hingga 5 hari sebelum diproduksikan kembali agar uap yang telah disuntikkan menyebar ke dalam formasi secara merata. Dalam kurun waktu sepuluh tahun semenjak dimulainya metoda ini, 339 sumur telah distimulasi dengan hasil yang sangat baik. Hal ini terlihat dengan peningkatan jumlah minyak yang terproduksi yang diperkirakan hingga pertengahan tahun 1977, lebih dari 20 juta barel. Kenaikan produksi ini karena menurunnya kekentalan minyak di sekitar lubang sumur yang dipanaskan ".
Stimulasi Huff-Puff pada masing-masing sumur produksi dapat dilakukan beberapa kali. Pada umumnya usaha ini terbatas hingga empat kali karena stimulasi ulang pada sumur yang sama tidak memberikan hasil sebaik usaha stimulasi Huff-Puff yang dilakukan sebelumnya. Juga tingginya kenaikan produksi awal ini telah diikuti pula dengan penurunan produksi yang cepat selama masa pendinginan. Selang waktu setiap stimulasi pada masing-masing sumur ini tergantung pada besarnya produksi, kondisi sumur, dap tersedianya pembangkit uap yang akan digunakan. Perkiraan kenaikan produksi akibat stimulasi ini clapat dilihat pada Gambar 3. Hingga saat ini, Huff-Puff masih terus dilaksanakan pada sumur-sumur baru yang dibuat untuk proyek pendesakan uap, meskipun dengan jumlah uap yang lebih sedikit. Sejak diproduksikan di tahun 1958, beberapa teknik peningkatan perolehan minyak ("EOR") telah dicoba di lapangan Duri. Salahsatu usaha ini adalah suntikan dengan air (water flood). bulan Juli 1969. Hingga akhir tahun 1969, total fluida yang diproduksi naik dari sekitar 140 BFPD menjadi sekitar 300 BFPD. Disamping itu, persentase air naik dari 7 persen menjacli 40 persen. Percobaan ini ticlak diteruskan karena tidak memadainya kenaikan produksi yang diharapkan '~. Dari percobaan-percobaan yang telah dilakukan di atas, diambil suatu kesimpulan bahwa penyebab utama dari keterbatasan perolehan produksi minyak bukan semata-mata karena rendahnya tekanan reservoar, tetapi juga karena tingginya kekentalan minyak tersebut. Percobaan dengan menyuntikan air pertama kali dilakukan pada bulan Oktober 1960 pada bagian blok 4T yang berada disekitar Area 1
sekarang, yaitu pada bagian selatan lapangan Duri. Proyek percobaan ini dilakukan dengan memakai pola 5-titik pada daerah seluas 8 hektar. Penyuntikan air dimulai pada tanggal 5 Juni 1961, clan ternyata hasilnya tidak begitu memuaskan karena terproduksinya air yang disuntikkan di sumur produksi setelah 23 hari. Proyek ini dihentikan setelah 46 hari sejak dimulainya penyuntikan air tersebut. Percobaan kedua dimulai lagi pada tempat clan pola penyuntikan yang sama di bulan Oktober 1966, kemudian dihentikan pada bulan April 1968. Percobaan ini dilakukan dengan tujuan untuk menclapatkan data yang lebih lengkap dari percobaan yang pertama, clan juga untuk mencoba memperbaiki bentuk clan laju penyuntikan airnya. Namun demikian, percobaan ini juga tidak berhasil karena tidak adanya kenaikan produksi minyak seperti yang cliharapkan. Pada bulan Januari 1972, suatu studi kelayakan peningkatan perolehan minyak ("EOR") telah dilakukan oleh A.D. Deibert clan E.S. Bunddgaard. Mereka berada mempelajari sejarah produksi lapangan Duri, struktur geologi, clan sifat-sifat reservoarnya. Didalam studi ini mereka mempelajari kemungkinan diterapkannya metoda injeksi air, pendesakan kaustik, pendesakan polimer, clan pendesakan uap di lapangan Duri. Akhirnya kedua orang ini mengusulkan untuk membuat dua proyek percobaan dengan proses pendesakan yang berbecla, yaitu, satu proyek percobaan dengan proses pendesakan uap clan satu lagi dengan proses pendesakan kaustik. Hal ini dimaksudkan untuk menentukan proses mana yang paling tepat untuk diterapkan di lapangan Duri nantinya. Untuk menentukan proses pendesakan yang layak untuk Lapangan Duri, mereka mengusulkan agar keadaan kedua proyek percobaan ini hendaknya diusahakan sama clan sebangun sehingga hasilnya dapat
diperbandingkan. Masing-masing percobaan terdiri dari 6,25 - hektar pola terbalik 5 - titik. Uap panas mulai disuntikkan pada tanggal 27 September 1975 pada 16 buah sumur penyuntikan'dengan pola terbalik 5-titik yang masing-masing luasnya adalah 6,25 - hektar pada lapisan pasir Kedua. Jumlah uap panas yang disuntikkan hingga bulan Desember 1977 adalah 14.600.000 barel uap ekivalen dengan 18.505 barel air per hari dengan kwalitas uap sekitar 65 persen pada lubang perforasi. Semua sumur penyuntikan dibuat pads tahun 1974 clan 1975, dilengkapi dengan pipa tubing yang terbuka dibawahnya. Semua sumur pe nyuntikan ini diperforasi pada sepertiga bagian bawah dari lapisan pasir Kedua sebanyak 1 lubang setiap 1,3 m. Proyek ini berhasil menaikkan produksi minyak. Laju produksi pada bulan Desember 1977 sebesar 4.932 BOPD, yang berarti 4.472 BOPD lebih besar dari proyeksi laju produksi pertama sebesar 460 BOPD. Pada bulan Desember tersebut, hanya 3 sumur yang memproduksi kembali uap yang disuntikkan dari total 27 sumur produksi yang dipakai. Produksi minyak dari proyek ini terus meningkat hingga mencapai 6.800 BOPD pada Desember 1981, sedangkan total produksi semenjak dimulainya proyek ini adalah 10.200.000 BO. Dari laporan hasil studi 5) yang dibuat pada bulan Maret 1980, dapat disimpulkan bahwa proyek percobaan ini jelas lebih menjamin ke naikan produksi dibandingkan dengan metoda lainnya.
Pada awal tahun 1982, pola terbalik 5 - titik ini diubah menjadi pola terbalik 9-titik dengan cara membuat 27 buah sumur produksi sisipan diantara sumur-sumur produksi yang ada. Hal ini dimaksudkan untuk tercapainya keseimbangan antara produksi clan penyuntikan serta untuk meningkatkan perolehan minyak. Total produksi yang diperoleh semenjak dimulainya proyek hingga bulan Juni 1982 adalah 11.600.000 BO, yang berarti telah berhasil menambah produksi sebesar 37 persen dari minyak yang tersedia pada saat dimulainya proyek ini. Disamping keberhasilan menaikkan produksi dengan memuaskan, serta bertambahnya data teknik dari lapangan Duri, proyek percobaan dengan pendesakan uap ini telah pula memberikan pengalaman yang sangat berharga didalam mengoperasikan proyek pendesakan uap. Hal ini sangat berguna untuk perencanaan clan pengembangan pendesakan ap pada lapangan Dun secara keseluruhan.
BAB V KESIMPULAN
1. Metode
EOR
pemilihannnya
sangatlah dengan
beragam karakteristik
dan
harus
reservoir
disesuaikan atau
fluida
reservoirnya. 2. Pola injeksi berperan penting dalam keberhasilan pengurasan dari suatu reservoir. 3. Steamflooding adalah salah satu metode yang ekonomis, aman, dan dapat digunakan dalam jangka panjang, namun 4. Steamflooding
memiliki
emisi
kurang
baik
dalam
proses
pengubahan air menjadi uap karena menggunakan gas alam sebagai bahan bakar. 5. Teknologi thermal tetap akan menjadi poros bagi metode EOR kedepannya karena masih banyak reservoir yang memiliki karakteristik minyak berat dan sulit diproduksikan.
DAFTAR PUSTAKA
PT Caltex Pacific Indonesia, Cold Fusion Application Development Training, PT CPI intranet, 1998 PT Caltex Pacific Indonesia, ITAP Intranet Training, PT CPI intranet, 1997 Archer, D.W., "Duri Field Waterflood Study," Study," PT. CPI, Agustus 1970. Deibert, A.D., Bundgaard, E.S., "Secondary Recovery Study of the Duri Field," PT. CPI, Januari 1972. http://www.iatmi.or.id/assets/txt/SEOR/SEOR-16.txt
