Nama : Rian Tharnando NIM : 113210694 Mata Kuliah : Pengenalan EOR SCREENING CRITERIA METODE INJEKSI KIMIA 4.1. Latar Belakang Injeksi Kimia Chemical Chemical Flooding Flooding (Inj (Injek eksi si Kimi Kimia) a) adal adalah ah salah salah satu satu jeni jenis s metode pengurasan minyak tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery) dengan jalan menambahkan zat-zat kimia ke dalam air a ir injeksi untuk menaikkan menaikkan perolehan perolehan minyak sehingga sehingga akan menaikkan menaikkan efisiensi efisiensi peny penyap apua uan n dan dan atau atau menu menuru runk nkan an satu satura rasi si miny minyak ak sisa sisa yang yang tertinggal di reservoir. Injeksi Injeksi kimia kimia memili memiliki ki prospe prospek k yang yang bagus bagus pada pada reser reservoi voirrreservoir yang telah sukses dilakukan injeksi air dengan kandungan minyak yang masih bernilai ekonomis. Akan tetapi pengembangannya masih lambat karena disebabkan oleh biaya dan resiko resiko yang yang tinggi tinggi serta serta teknol teknologi oginya nya yang yang komple kompleks. ks. Bebera Beberapa pa faktor faktor yang yang dirasa dirasakan kan pentin penting g dalam dalam menent menentuka ukan n keberh keberhasi asilan lan suatu injeksi kimia ialah : Kedalaman • • Tingkat heterogenitas reservoir reservoir • Sifat-sifat petrofisik • Kemiringan Mekanisme pendorong • Cadangan minyak tersisa • • Saturasi minyak tersisa • Viskositas minyak Ada tiga tipe umum yang termasuk dalam injeksi kimia, yaitu Injeksi Polimer, Injeksi Surfaktan, dan Injeksi Alkaline. Akan tetapi seir seirin ing g deng dengan an perk perkem emba bang ngan an pene peneli liti tian, an, terd terdap apat at bebe bebera rapa pa kombinasi kombinasi antara antara masing-mas masing-masing ing injeksi injeksi kimia kimia antara antara lain Injeksi Micellar Polimer dan Injeksi Alkaline Surfaktan Polimer. Inje Injeks ksii Poli Polime merr meli melipu puti ti pena penamb mbah ahan an baha bahan n peng pengen enta tall (thicke thickenin ning g agent agent ) ke dala dalam m air air inj injeksi eksi untu untuk k menin eningk gkat atka kan n viskositasnya. Bahan pengental yang biasa dipakai adalah polimer. Metode ini memiliki keuntungan dapat mengurangi volume total air yang ang dipe diperrlukan ukan untu untuk k menc encapai apai satu saturrasi asi miny inyak sisa sisa dan meningkatk atkan efisiensi penyapuan kare arena memperbaik aiki
perb perban andi ding ngan an mobi mobili lita tas s miny minyak ak-a -air ir.. Kada Kadang ng seri sering ng dipa dipaka kaii berselang-seling dengan surfaktan. Injeksi surfaktan betujuan untuk menuru menurunka nkan n tegang tegangan an antar antar muka muka dan mende mendesak sak minya minyak k yang yang tidak terdesak hanya dengan menggunakan pendorong air sehingga menaikkan efisiensi pendesakan dalam skala pori. Injeksi alkaline merupa merupakan kan sebuah sebuah proses proses dimana dimana pH air injeks injeksii dikont dikontrol rol pada pada harg harga a 12 12-1 -13 3 untu untuk k memp memper erbai baiki ki pero perole leha han n miny minyak ak,, bias biasan anya ya dila dilaku kukan kan deng dengan an pena penamb mbah ahan an NaOH NaOH.. Untu Untuk k Inje Injeksi ksi mice micell llar ar-polim polimer er akan akan membe memberi rikan kan tingkat tingkat perole perolehan han minya minyak k yang yang lebih lebih besar dibanding dengan ketiga injeksi kimia lainnya, dikarenakan Injeksi Injeksi micellar micellar-poli -polimer mer dapat meningkatka meningkatkan n efisiensi efisiensi penyapuan penyapuan dan efisiensi efisiensi pendesakan sehingga akan meningkatk meningkatkan an mobilitas mobilitas minyak di reservoir. Screening Screening criteria criteria (kriteria (kriteria seleksi) seleksi) merupakan merupakan faktor yang sangat penting sekali akan keberhasilan pelaksanaan injeksi kimia. Screening Screening criteria criteria pada pada dasa dasarn rnya ya terd terdir irii dari dari tinj tinjau auan an form formasi asi,, karakte karakteris ristik tik reser reservoi voir, r, dan kompos komposisi isi fluida fluida reser reservoi voir. r. Tiap-t Tiap-tiap iap injeks injeksii kimia kimia memil memiliki iki screening screening criteria criteria masing-mas masing-masing ing dengan maksud perolehan minyak tahap lanjut dapat meningkat.
4.2. Injeksi Kimia 4.2.1. Injeksi Alkaline Injeksi alkaline merupakan suatu proses dimana pH air injeksi dikontrol pada kisaran harga 12-13 untuk memperbaiki perolehan minyak. Beberapa Beberapa sifat batuan dapat mempengar mempengaruhi uhi terhadap terhadap injeksi injeksi alkaline. Ion divalen dalam air di reservoir, jika jumlahnya cukup bany banyak ak dapa dapatt mend mendes esak ak slug slug alka alkali line ne karen karena a meng mengen enda dapn pnya ya hidroksida-hidroksida yang tidak dapat larut. Gypsum dan anhydrit jika jumlahnya melebihi dibandingkan dengan jumlahnya yang ada di dalam tracer akan menyebabkan menyebabkan mengendapnya mengendapnya Ca(OH)2 dan membuat slug NaOH menjadi tidak efektif. Clay dengan kapasitas pertukaran ion yang tinggi dapat menghasilkan slug NaOH dengan menukar menukar hidrog hidrogen en dari dari sodium sodium.. Limest Limestone one dan dolomi dolomitt bersif bersifat at tidak reaktif dan reaksi dengan komponen silika di dalam batu pasir sangat lambat dan tidak lengkap, sedangkan resistiv resistivitas itas alkaline alkaline dengan batuan reservoir dapat ditentukan di laboratorium. Injeksi Injeksi alkali alkaline ne sebagai sebagai salah salah satu satu altern alternati atiff injeksi injeksi kimia, kimia, mempunyai pengaruh dalam peningkatan perolehan minyak yang dapat dibandingkan dengan injeksi kimia lain. Pada injeksi alkaline, banyak sekali kemungkinan bahan yang dapat dipakai, pemilihan bahan dilakukan berdasarkan pH tertinggi,
perb perban andi ding ngan an mobi mobili lita tas s miny minyak ak-a -air ir.. Kada Kadang ng seri sering ng dipa dipaka kaii berselang-seling dengan surfaktan. Injeksi surfaktan betujuan untuk menuru menurunka nkan n tegang tegangan an antar antar muka muka dan mende mendesak sak minya minyak k yang yang tidak terdesak hanya dengan menggunakan pendorong air sehingga menaikkan efisiensi pendesakan dalam skala pori. Injeksi alkaline merupa merupakan kan sebuah sebuah proses proses dimana dimana pH air injeks injeksii dikont dikontrol rol pada pada harg harga a 12 12-1 -13 3 untu untuk k memp memper erbai baiki ki pero perole leha han n miny minyak ak,, bias biasan anya ya dila dilaku kukan kan deng dengan an pena penamb mbah ahan an NaOH NaOH.. Untu Untuk k Inje Injeksi ksi mice micell llar ar-polim polimer er akan akan membe memberi rikan kan tingkat tingkat perole perolehan han minya minyak k yang yang lebih lebih besar dibanding dengan ketiga injeksi kimia lainnya, dikarenakan Injeksi Injeksi micellar micellar-poli -polimer mer dapat meningkatka meningkatkan n efisiensi efisiensi penyapuan penyapuan dan efisiensi efisiensi pendesakan sehingga akan meningkatk meningkatkan an mobilitas mobilitas minyak di reservoir. Screening Screening criteria criteria (kriteria (kriteria seleksi) seleksi) merupakan merupakan faktor yang sangat penting sekali akan keberhasilan pelaksanaan injeksi kimia. Screening Screening criteria criteria pada pada dasa dasarn rnya ya terd terdir irii dari dari tinj tinjau auan an form formasi asi,, karakte karakteris ristik tik reser reservoi voir, r, dan kompos komposisi isi fluida fluida reser reservoi voir. r. Tiap-t Tiap-tiap iap injeks injeksii kimia kimia memil memiliki iki screening screening criteria criteria masing-mas masing-masing ing dengan maksud perolehan minyak tahap lanjut dapat meningkat.
4.2. Injeksi Kimia 4.2.1. Injeksi Alkaline Injeksi alkaline merupakan suatu proses dimana pH air injeksi dikontrol pada kisaran harga 12-13 untuk memperbaiki perolehan minyak. Beberapa Beberapa sifat batuan dapat mempengar mempengaruhi uhi terhadap terhadap injeksi injeksi alkaline. Ion divalen dalam air di reservoir, jika jumlahnya cukup bany banyak ak dapa dapatt mend mendes esak ak slug slug alka alkali line ne karen karena a meng mengen enda dapn pnya ya hidroksida-hidroksida yang tidak dapat larut. Gypsum dan anhydrit jika jumlahnya melebihi dibandingkan dengan jumlahnya yang ada di dalam tracer akan menyebabkan menyebabkan mengendapnya mengendapnya Ca(OH)2 dan membuat slug NaOH menjadi tidak efektif. Clay dengan kapasitas pertukaran ion yang tinggi dapat menghasilkan slug NaOH dengan menukar menukar hidrog hidrogen en dari dari sodium sodium.. Limest Limestone one dan dolomi dolomitt bersif bersifat at tidak reaktif dan reaksi dengan komponen silika di dalam batu pasir sangat lambat dan tidak lengkap, sedangkan resistiv resistivitas itas alkaline alkaline dengan batuan reservoir dapat ditentukan di laboratorium. Injeksi Injeksi alkali alkaline ne sebagai sebagai salah salah satu satu altern alternati atiff injeksi injeksi kimia, kimia, mempunyai pengaruh dalam peningkatan perolehan minyak yang dapat dibandingkan dengan injeksi kimia lain. Pada injeksi alkaline, banyak sekali kemungkinan bahan yang dapat dipakai, pemilihan bahan dilakukan berdasarkan pH tertinggi,
sebab sebab pH yang yang tinggi tinggi akan akan mengak mengakiba ibatka tkan n penuru penurunan nan tegang tegangan an permukaan minyak. Bahan kimia yang menghasilkan pH tinggi pada kons konsen entr tra asi yang ang rend endah adal adalah ah NaOH. aOH. Hasil asil peng pengam amat atan an labora laborator torium ium menunj menunjukka ukkan n bahwa bahwa kondis kondisii optimum optimum pada pada injeks injeksii alkaline dicapai dengan konsentrasi NaOH 0,1 % berat dan ukuran slugnya sekitar 15% volume pori, selain itu bahan kimia injeksi ini pali paling ng mura murah h diba diband ndin ingka gkan n deng dengan an bahan bahan untu untuk k inje injeks ksii kimi kimia a lainnya.
4.2.1.1. Screening Criteria Injeksi Alkaline Secara umum screening criteria untuk injeksi alkaline adalah temp temper erat atur ur (± 20 200 0 oF), F), perm permea eabi bili lita tas s (ant (antar ara a 50 50-2 -250 50 mD), mD), visko viskosi sita tas s miny minyak ak (± 15 1500-25 250 0 cp), cp), dan dan sali salini nita tas s sama sama deng dengan an salini salinitas tas dari dari injeks injeksii surfak surfaktan tan dan injeks injeksii polim polimer. er. Seper Seperti ti juga juga injeksi kimia lainnya, adanya gas cap dengan ukuran yang besar dan aquifer, harus dihindarkan. Ada beberapa pertimbangan lainnya yang harus diperhatikan jika akan melaksanakan injeksi alkaline, dianta diantaran ranya ya miner mineralo alogi gi batuan batuan reser reservoi voir, r, kandun kandungan gan CO2 pada minyak, dan crude oil’s acid number . Parameter Parameter ini diidentifi diidentifikasi kasi oleh Lorenz dan Peru (198 (1989) 9) berd berdas asar arkan kan stud studii dari dari proy proyek ek lapangan injaksi alkaline yang dilaksanakan sejak tahun 1960 dan dirangkum oleh French dan Burchfield, yaitu sebagai berikut : Sandstone Reservoir sandstone akan lebih diharapkan untuk penerapan injeksi alkaline, sebab pH alkalis yang tinggi akan bereaksi dengan limestone. Karbondioksida Kandungan CO2 dalam minyak saat ini merupakan parameter yang yang pali paling ng dipe dipert rtim imba bang ngka kan n dala dalam m pemi pemili liha han n inje injeks ksii alkaline. Reservoir dengan kandungan CO2 yang tinggi, fraksi mol CO2 lebih besar dari 0,01 atau pH kurang dari 6,5 bukan merupakan reservoir yang tepat untuk injeksi alkaline. Gypsum Reservoir yang memiliki kandungan gypsum lebih besar dari 0,1% tidak cocok untuk penerapan injeksi alkaline. Gypsum akan akan bere bereak aksi si dan dan mengk engkon onsu sums msii alka alkali line ne agen agentt lebi lebih h banyak. Kaolinite Reserv Reservoir oir yang yang mengand mengandung ung kaolin kaolinite ite dalam dalam jumlah jumlah yang yang cuku cukup p besa besar, r, dapa dapatt dite ditera rapk pkan an inje injeks ksii alka alkali line ne asal asalka kan n kandu kandung ngan an pH alka alkali lis-n s-nya ya rend rendah ah (sek (sekit itar ar 8.28.2-10 10)) seba sebab b
adanya adanya kaolin kaolinite ite dengan dengan kandun kandungan gan pH yang yang tinggi tinggi akan menjadi penghalang yang serius. Montmorillonite Kandu Kandung ngan an mont montmo mori rill llon onit ite e dari dari batu batuan an rese reserv rvoi oirr akan akan mengurangi mengurangi efektivit efektivitas as injeksi, injeksi, sebab permukaanny permukaannya a yang luas luas dan dan pert pertuk ukar aran an kapasi kapasita tas s katio kation n yang yang ting tinggi gi dapat dapat meng mengko kons nsum umsi si lebi lebih h bany banyak ak alka alkali line ne yang yang diin diinje jeksi ksikan kan dengan dengan reaksi reaksi-re -reaksi aksi pengen pengendap dapann annya. ya. Reser Reservoi voirr dengan dengan kand kandu ungan ngan mont ontmor morill illonit onite e lebih ebih besa besarr dar dari 1% dan dan kandungan ion-ion divalennya dalam air asinnya lebih besar dari ari 0,4% adala alah reservoir yang ang tidak sesuai untuk penerapan injeksi alkaline. Crude Oil Hal yang penting dari crude oil adalah memiliki acid number untuk untuk menca mencapai pai IFT yang yang rendah rendah dalam dalam proses proses injeksi injeksinya nya.. Pada ada saat saat sy syst stem em tida tidak k memi emiliki liki su surrfakt faktan an sint sinte esis, sis, baga bagaim iman anap apun un juga uga meski eskipu pun n deng dengan an crud crude e oil oil yang ang memiliki acid number yang rendah, injeksi alkaline tetap bisa berh berhasi asill seba sebagai gai hasi hasill dari dari mekan mekanis isme me lain lainny nya a dari daripa pada da pengurangan IFT. Kelebihan injeksi alkaline dalam menutupi kebutuhan injeksi lainnya sehubu sehubunga ngan n dengan dengan permas permasala alahan han teknis teknis,, adalah adalah karena karena injeks injeksii alkaline baik pada kondisi : • Gravity dari menengah sampai tinggi (13 - 35°API). • Viskositas tinggi (sampai 200 cp). • Salinitas cukup tinggi (sampai 20000 ppm).
4.2.1.2. Bahan Kimia Kimia Injeksi Alkaline Alkaline Bahan kimia yang umumnya banyak dipakai adalah sodium hidroksida. hidroksida. Sodium orthosilikat, ammonium hidroksida, pottassium hidroksida, trisodium phospat, sodium karbonat, sodium silikat dan poly ethylenimine, ethylenimine, juga termasuk zat organik yang dianjurkan untuk dipa dipaka kai. i. Harga arga dari dari baha bahann-ba baha han n kimi kimia a ters terseb ebut ut merup erupak akan an pertimbangan yang penting dimana NaOH dan sodium orthisilikat tidak begitu mahal dan lebih efektif dalam menaikkan perolehan minyak tambahan. Dalam injeksi alkaline terdapat beberapa mekanisme, yaitu penuru penurunan nan teganga tegangan n antar antar permuk permukaan, aan, emuls emulsifi ifikas kasi, i, perubah perubahan an kebasahan dan penghancuran rigid interfacial film, film , dimana semua itu dapat menyokong terhadap kenaikan perolehan minyak.
Akibat dari mekanisme di atas secara makroskopis adalah perbaikan areal dan volumetrik sweep efficiency , yaitu dengan perubahan mobility ratio atau perubahan permeabilitas minyak-air. Percobaan injeksi alkaline di laboratorium menunjukkan perbaikan penyapuan minyak. Sedangkan secara mikroskopis adalah merubah minyak yang tak dapat bergerak (immobile) dalam media berpori menjadi dapat bergerak (mobilized), yaitu dengan emulsifikasi dan penurunan tegangan antar permukaan. Dalam aplikasi injeksi di lapangan, disarankan untuk melakukan pilot test terlebih dahulu, yaitu sebagai kelanjutan dari evaluasi laboratorium.
4.2.1.3. Parameter yang Mempengaruhi dalam Injeksi Alkaline Beberapa parameter yang banyak mempengaruhi dalam proses injeksi alkaline 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. Dengan pengamatan yang sama pada minyak Tia Juana, De Ferrer mengemukakan bahwa tegangan antar muka akan minimum pada harga konsentrasi kritis tertentu. 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 alkaline 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. B. Karakteristik Reservoir Pada injeksi alkaline 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 :
1. Struktur dan Geologi Reservoir Dalam kaitannya dengan efisiensi pendesakan injeksi alkaline, halhal 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. 2. Kedalaman dan Temperatur Dari hasil pengukuran di laboratorium didapatkan bahwa dengan semakin dalam dan semakin tinggi temperatur reservoir, maka konsumsi alkaline-nya akan semakin besar. C. Luas Permukaan Minyak yang tersisa setelah injeksi alkaline pada matrik oilwet 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 alkaline 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 alkaline. 1. Komposisi Minyak 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 alkaline. Reaksi antara NaOH dengan ion kalsium 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 selain untuk mempercepat mekanisme dalam injeksi alkaline juga berguna untuk mengurangi konsumsi NaOH. Ke-garaman di reservoir diperlukan 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. Kadar NaCl di bawah 20000 ppm pada air formasi akan membantu menurunkan tegangan antarmuka serta menurunkan keperluan akan konsentrasi NaOH.
4.2.1.4. Perencanaan Laboratorium Perencanaan Laboratorium dalam injeksi alkaline atau kaustik perlu untuk melihat lapangan-lapangan yang prospektif. Perencanaan Laboratorium perlu mempertimbangkan hal-hal sebagai berikut : A. Bilangan Asam Untuk kandidat yang bagus, bilangan asamnya kira-kira 0.5 mg KOH/gram minyak mentah. Disamping itu sampel juga harus bebas dari pemecah emulsi, inhibitor, atau bahan kimia lapangan minyak lainnya. B. Penurunan tegangan antarmuka Tegangan antarmuka antara minyak mentah dengan padatan kaustik harus kurang dari 0.01 dyne/cm. Pengukuran dapat menggunakan spinning drop (pada kondisi tekanan-temperatur ambient dengan dead oil) atau pendant drop apparatus (pada kondisi tekanan-temperatur reservoir dengan live oil). Fluida yang digunakan dalam pengukuran harus mewakili fluida reservoir dan air injeksi yang akan dipakai. C. Perubahan kebasahan Jika reservoir basah minyak, NaOH dapat menjadikan basah air. Imbibition test atau pengukuran sudut kontak dapat digunakan untuk mempelajari kebasahan. D. Pembentukan emulsi Untuk mempelajari pembentukan emulsi dengan padatan NaOH, percobaan yang sederhana adalah dengan mengocok padatan NaOH pada volume dan konsentrasi yang sudah diketahui dengan minyak mentah pada tabung gelas. Tipe emulsi yang terbentuk ditentukan dan viskositasnya diketahui. E. Film kaku
Beberapa minyak mentah dapat membentuk film kaku pada bidang kontak dengan air asin. Hal ini bisa dipelajari dengan menggunakan sudut kontak atau tegangan antarmuka. F. Reaksi antar batuan reservoir dengan mineral Prosedur untuk menentukan reaktifitas kaustik batuan reservoir sebagai berikut : a. Membersihkan ±600 gr yang telah dihaluskan dengan ekstraksi toluena dan mengeringkannya. b. Membentuk pasir yang kering dan bersih per berat (W) menjadi silinder dengan panjang 18 in dan diameter 1.25 in. Menjenuhi pasir tersebut dengan air destilasi dan menentukan PV-nya. c. Setelah penjenuhan dengan air destilasi, maka dilakukan injeksi padatan kaustik (NaOH) dengan konsentrasi C. d. Melanjutkan injeksi kaustik sampai pH effluent dari kolom mendekati pH padatan injeksi. Mengukur volume total padatan effluent yang terkumpul pada titik ini. e. Reaktivitas batuan kaustik (R), kemudian mengukur dengan menggunakan persamaan : R
100 (V
=
)
PV C / W
−
...................................................................
.... (4-1) Keterangan : R = meq NaOH yang dikonsumsi tiap 100 gram batuan V = milimeter PV = milimeter C = meq NaOH/ml W = gram batuan Selama uji pendesakan diatas, data-data berikut harus didapat : 1. Permeabilitas 2. pH dan konsentrasi NaOH dalam air produksi 3. Pembentukan emulsi, sifat-sifat rheologi, dan stabilitasnya 4. Perolehan minyak sebagai fungsi dari PV yang diinjeksikan
4.2.1.5. Mekanisme Injeksi Alkaline Meskipun injeksi alkaline 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 J.J. Taber membuat hubungan antara perubahan bilangan kapiler dengan perubahan saturasi minyak. Bilangan kapiler didefinisikan dengan persamaan sebagai berikut : Nc
=
µ V σ
.......................................................................................
.......... (4-2) Pada injeksi air, harga bilangan kapiler sekitar 10-6. Untuk meningkatakan perolehan minyak, maka harga ini harus dinaikkan menjadi lebih besar dari 10 -4. Bila viskositas dan kecepatan konstan, maka untuk menaikkan bilangan kapiler dilakukan dengan menurunkan tegangan antarmuka sampai ribuan kali atau lebih. Kebanyakan minyak mempunyai tegangan antar muka 25 dyne/cm, sedang dengan injeksi alkaline dapat mencapai 0,001 dyne/cm. Mekanisme ini berkaitan dengan bilangan asam, gravitasi dan viskositas. Bilangan asam adalah sejumlah miligram Kalium hidroksida (KOH) yang diperlukan untuk menetralisasikan satu gram minyak mentah (ph menjadi 7.0). Untuk hasil yang baik setidaknya mempunyai bilangan asam 0,5 mg KOH/gr minyak mentah atau lebih. B. Emulsifikasi Pada pH, konsentrasi NaOH dan salinitas yang optimum serta konsentrasi asam pada minyak di reservoir uang mencukupi akan menyebabkan terjadinya emulsifikasi di formasi. Hasil penelitian laboratorium menunjukkan bahwa dengan menginjeksikan emulsi minyak dalam air (water in oil emulsion) hasilnya akan lebih baik dibanding injeksi dengan air. Peningkatan perolehan minyak yang sama dapat terjadi jika emulsi tersebut dapat dibangkitkan di formasi. Ada dua sistem pengaliran emulsi, yaitu emulsifikasi entrainment (emulsifikasi dan penderetan) serta emulsifikasi entrapment (emulsifikasi dan penjebakan).
Emulsifikasi entrainment yaitu bila emulsi yang terjadi akibat reaksi NaOH dengan minyak di reservoir, kemudian emulsi tersebut masuk ke dalam air injeksi dan mengalir bersama sebagai minyakminyak yang halus. Alkaline mempunyai sifat dapat mencegah minyak menempel pada permukaan pasir. Kondisi tersebut diperlukan selama penderetan kontinyu terjadi untuk mempertahankan tegangan antar muka yang rendah saat campuran bergerak melewati reservoir. Emulsifikasi entrapment yaitu bila emulsi tersebut selama proses pengalirannya ada sebagaian yang terperangkap kembali sehingga sedikit menghambat bergeraknya air injeksi, dan mobilitas air injeksi menjadi berkurang. Maka akan memperbaiki efisiensi penyapuan vertikal dan horisontal. Keuntungan lain pada emulsifikasi ini adalah sifat pergerakan front-nya : 1. Bersamaan dengan terjadinya perubahan kebasahan dari water-wet menjadi oil wet , di dekat front bagian belakang yang mengandung sedikit emulsi akan terbentuk film (lamella). 2. Terbentuknya lamella akan menghambat aliran injeksi pada pori-pori, mengakibatkan gradien tekanan yang besar di belakang front. 3. Pada saat lamella melalui kerongkongan pori, ia akan pecah, menjadikan gradien saturasi yang tajam di daerah front. C. Perubahan Kebasahan Tenaga kapiler cenderung untuk menahan minyak pada media berpori. Hal ini dapat dikurangi, dihilangkan atau diubah dengan mekanisme perubahan kebasahan. Pada injeksi alkaline ada dua kemungkinan terjadinya perubahan kebasahan, yaitu perubahan kebasahan dari water-wet menjadi oil-wet dan sebaliknya. 1. Perubahan kebasahan dari water-wet menjadi oil-wet Mekanisme yang terjadi pada perubahan kebasahan dari waterwet menjadi oil-wet , sebagai berikut : a. Pada saat konsentrasi zat perubah kebasahan naik, batuan water-wet berubah jadi oil-wet , akibatnya tenaga kapiler akan mendorong minyak pada kerongkongan pori yang lebih sempit. b. Pada saat yang bersamaan zat perubah itu akan menurunkan tegangan antarmuka, akibatnya minyak akan pecah dan menjalar sepanjang kerongkongan pori.
c. Bila zat perubah kebasahan tersebut turun, batuan mulai berubah lagi menuju water-wet sehingga mengakibatkan minyak menjadi retak-retak sepanjang kerongkongan pori. d. Bila batuan tersebut sudah menjadi water-wet kembali, maka minyak yang retak-retak akan pecah dan lepas dari batuan, kemudian mengalir melalui kerongkongan pori bersama air injeksi. 2. Perubahan kebasahan oil-wet menjadi water-wet Banyak peneliti yang menyatakan bahwa kenaikan perolehan minyak pada perubahan kebasahan adalah dari oil-wet menjadi water-wet . Hal penting pada perubahan kebasahan ini adalah perubahan permeabilitas relatif minyak dan air yang menyertainya, dimana hal ini akan membantu terhadap perbaikan mobilty ratio penginjeksian atau akan menurunkan WOR, sehingga terjadi kenaikan perolehan minyak. D. Peleburan Rigid Interfacial Film. Beberapa hidrokarbon mempunyai kecenderungan untuk membentuk rigid interfacial film. Film ini akan hancur dan masuk ke dalam minyak, tetapi prosesnya sangat lambat. Bila film ini masuk ke dalam ruang pori yang kecil, maka ia akan melipat membentuk simpul-simpul yang mengakibatkan minyak tidak dapat keluar dari media berpori. Dengan injeksi alkaline, padatan film akan pecah atau larut terbawa gerakan minyak sisa.
4.2.1.6. Performance Reservoir Setelah Injeksi Alkaline Seperti halnya injeksi kimia yang lain, perilaku reservoir yang baik akan didapat jika semua parameter yang bersangkutan sesuai dengan injeksi alkaline. Perolehan minyak tambahan yang diharapkan adalah sekitar 5%, atau ultimate recovery dengan memakai injeksi alkaline adalah 67% dari minyak mula-mula (OOIP). Perolehan minyak dapat tinggi jika ukuran slug yang diinjeksikan ke dalam reservoir dalam jumlah yang optimal dan WOR produksi dengan injeksi alkaline akan turun selama masa injeksi. 4.2.2. INJEKSI POLIMER Injeksi polimer pada dasarnya merupakan injeksi air yang disempurnakan. Penambahan polimer ke dalam air injeksi dimaksudkan untuk memperbaiki sifat fluida pendesak, dengan harapan perolehan minyaknya akan lebih besar. Injeksi polimer dapat meningkatkan perolehan minyak yang cukup tinggi dibandingkan dengan injeksi air konvensional. Akan tetapi
mekanisme pendesakannya sangat kompleks dan tidak dipahami seluruhnya. Jika minyak reservoir lebih sukar bergerak dibandingkan dengan air pendesak, maka air cenderung menerobos minyak, hal ini akan menyebabkan air cepat terproduksi, sehingga effisiensi pendesakan dan recovery minyak rendah. Pada kondisi reservoir seperti di atas, injeksi polimer dapat digunakan. Polimer yang terlarut dalam air injeksi akan mengentalkan air, mengurangi mobilitas air dan mencegah air menerobos minyak. Dua hal yang perlu diperhatikan dalam injeksi polimer adalah heterogenitas reservoir dan perbandingan mobilitas fluida reservoir.
4.2.2.1. Screening Criteria Injeksi Polimer Kriteria seleksi untuk injeksi polimer antara lain : Temperatur reservoir Untuk polyacrylamide adalah lebih kecil dari 200 oF dan untuk xanthan gum lebih kecil dari 160 oF. Temperatur tinggi akan menurunkan kestabilan polimer terutama bila terdapat oksigen terlarut, logam dan organisme tertentu. Viskositas minyak Viskositas minyak yang sesuai adalah <200cp. Untuk mendesak minyak yang kental diperlukan polimer dalam jumlah yang besar, akibatnya berdampak pada kurangnya faktor keekonomisan. Perbandingan mobilitas air-minyak Perbandingan mobilitas air-minyak yang sesuai dengan injeksi polimer adalah 5-40, sebab jika harga perbandingan mobilitas air-minyak terlalu besar, diperlukan penambahan polimer yang besar agar sistem pendesakannya efektif. Sedangkan untuk harga mobilitas air-minyak mendekati 1, penambahan polimer tidak membawa perbaikan bagi perolehan minyak tahap lanjut. Saturasi Besarnya saturasi minyak yang bergerak (% PV) adalah lebih besar 10. Hal ini merupakan pertimbangan ekonomis. Jenis batuan Jenis batuan yang sesuai dengan injeksi polimer adalah batuan dengan jenis batupasir (diutamakan). Batugamping mengadsorbsi polimer lebih banyak dibanding dengan
batupasir, dan adanya rekahan atau gerowong menyebabkan banyak polimer yang hilang ( polimer loss). Kedalaman reservoir Kedalaman reservoir yang diharapkan untuk injeksi ini adalah reservoir dengan kedalaman sedang. Injeksi polimer dengan reservoir dangkal dibatasi oleh tekanan injeksi, sedang pada reservoir dalam dipengaruhi oleh temperatur dan kegaraman yang tinggi. Saturasi air awal Saturasi air awal yang diharapkan adalah harga saturasi yang mendekati harga Swc, water bank yang terbentuk di depan polimer akan kecil. Heterogenitas Heterogenitas batuan yang diharapkan untuk injeksi ini adalah heterogenitas batuan yang sedang. Pada heterogenitas batuan yang sedang, injeksi air dapat memperbaiki distribusi permeabilitasnya. Polimer dengan aquifer dan tudung gas yang besar, rekahan, gerowong, sesar, “thief zone” , harus dihindari karena akan mengakibatkan polimer loss yang besar.
4.2.2.2. Heterogenitas Reservoir Pada umumnya, reservoir minyak terdiri atas banyak lapisan dengan sifatnya yang beragam. Dalam pengertian EOR, permeabilitas reservoir merupakan faktor utama yang penting di samping rekahan. Variasi permeabilitas dan rekahan dapat berpengaruh besar terhadap aliran fluida dalam reservoir, sehingga mempengaruhi perolehan minyak. Efisiensi penyapuan volumetrik merupakan ukuran pengaruh tiga dimensi dari heterogenitas reservoir. Hasil tersebut merupakan hasil dari pola penyapuan vertikal dan horizontal. Efisiensi penyapuan volumetrik didefinisikan sebagai volume pori resevoir yang terkena kontak dengan fluida injeksi dibagi dengan volume pori total (Townsend et al, 1977). Bisa dikatakan bahwa effisiensi penyapuan vertikal merupakan fungsi dari karakteristik reservoir itu sendiri, sementara effisiensi penyapuan horizontal merupakan fungsi dari karakteristik reservoir dan lokasi sumur. Polimer dapat mengurangi pengaruh yang merugikan dari variasi permeabilitas dan rekahan, sehingga dengan demikian dapat memperbaiki efisiensi penyapuan vertikal dan horizontal.
4.2.2.3. Perbandingan Mobilitas Meskipun tidak terdapat heterogenitas reservoir, effisiensi penyapuan dapat menjadi rendah karena adanya perbandingan mobilitas yang tidak menguntungkan. Mobilitas fluida dalam reservoir didefinisikan sebagai permeabilitas media terhadap fluida dibagi dengan viskositas fluida. Cara umum yang digunakan untuk menentukan perbandingan mobilitas adalah menggunakan permeabilitas efektif air pada saturasi minyak sisa dan permeabilitas efektif minyak pada saturasi air interstitial, yang dinyatakan : Kw @ Sor M
=
µ w Ko @ Swi
............................................................................
µ o
.......... (4-3) Polimer dapat memperbaiki perbandingan mobilitas, sehingga dapat meningkatkan effisiensi penyapuan dan juga effisiensi pendesakan dalam reservoir.
4.2.2.4. Karakteristik Polimer Karakteristik polimer diantaranya terdiri dari kimiawi polimer, rheologi dan ukuran polimer. A. Kimiawi Polimer Ada dua tipe dasar polimer yang saat ini banyak digunakan untuk EOR yaitu polysacharide dan poliacrylamide. Jenis polysacharide yang digunakan dalam EOR adalah xanthan gum yang dihasilkan dari akuifitas bakteri xanthomonas campetris. Molekul poliacrylamide terbentuk rantai panjang molekul-molekul monomer acrylamide. Polyacrylamide relatif lebih tahan terhadap serangan bakteri, zat ini efektif bila digunakan pada reservoir yang mempunyai salinitas 1%. Pada reservoir dengan harga salinitas yang tinggi, polyacrylamide akan kehilangan kemampuan untuk mengentalkan air. Polyacrylamide atau "biopolimer", dibuat dari proses fermentasi dengan menggunakan bakteri. Salah satu bakteri yang digunakan adalah Xanthomonas campestris atau biasa disebut Xanthan gum. Polysacharide lebih tahan terhadap shear degradation dan salinitas dibandingkan dengan polyacrylamide. Oleh karena itu banyak digunakan pada reservoir dengan salinitas sedang. Polysacharide yang telah terlarut ini akan digunakan untuk mengontrol mobilitas (mobility control agent), maka polimer tersebut harus dijaga dari serangan bakteri, yaitu dengan memakai
biocedes dan oxygen scavegers secara tepat. Kebanyakan bakteri aerobic yang menyerang xanthan adalah dari jenis pseudomand, dimana mikroba ini selain menurunkan kualitas polimer juga memproduksi sel-sel dengan diameter 1 micron dan panjang 4 micron. Sel-sel ini lebih besar dari polimer dan dapat menyumbat formasi (formation plugging) pada sumur injeksi. Pada dasarnya injeksi polimer adalah merupakan injeksi air yang disempurnakan, untuk memperbaiki sifat fluida pendesak dengan harapan perolehan minyaknya akan lebih besar. Tetapi tidak semua kegagalan injeksi air dapat ditanggulangi dengan injeksi polimer. Bila penyebabnya adalah perbandingan mobilitas yang kurang menguntungkan den heterogenitas batuannya, maka injeksi polimer akan dapat menanggulanginya. Penggunaan polimer dapat mengurangi pengaruh yang kurang baik dari variasi permeabilitas den fracture, sehingga dapat memperbaiki effisiensi penyapuan vertikal (effisiensi invasi) maupun effisiensi penyapuan berpola. Beberapa panduan yang digunakan untuk memilih reservoir yang akan dilakukan injeksi polimer antara lain : 1. Perbandingan mobilitas antara 2 sampai 20 dan terdapat variasi distribusi permeabilitas yang cukup besar. 2. Memiliki permeabilitas dan viskositas minyak yang cukup tinggi. 3. Temperatur reservoir kurang dari 250 – 300 0F. 4. Saturasi minyak bergerak harus cukup tinggi. 5. Reservoir dengan daya dorong air yang produksi air awalnya kecil atau tidak ada sama sekali. B. Rheologi Larutan polimer yang terdiri atas molekul-molekul raksasa merupakan fluida non Newtonion, sehingga kelakuan alirannya terlalu kompleks untuk dinyatakan dalam satu parameter, yaitu viskositas. Rheologi larutan meliputi : Viscoelastisitas dan relaxation time Aliran laminer Mengalir dengan arus longitudinal Dalam hubungannya dengan penurunan permeabililtas dikenal faktor resistensi (R) yang mengukur pengurangan mobilitas. Harga R dipengaruhi oleh konsentrasi polimer. Secara matematis R dinyatakan sebagai berikut :
R
λ w λ p
=
=
k w / µ w k p / µ p
...............................................................................
..... (4-4) C. Ukuran Polimer Ukuran polimer dapat ditentukan secara matematis atau melakukan percobaan. Flory (1953) merumuskan untuk polimer non-ionik : −
r
2
=
8(W η )
1
2
...............................................................................
...... (4-5) Sedangkan untuk polimer linier : 2 2 .................................................................................. r 6 s ....... (4-6) Keterangan: W = berat molekul polimer µ − µ s η = viskositas minyak intrinsik = lim c→0 c µ s s = radius putaran molekul polimer = viskositas larutan polimer µ µs = viskositas pelarut c = konsentrasi polimer −
=
−
4.2.2.5. Perencanaan Laboratorium Desain laboratoriun yang efektif dan terstruktur dapat membantu suksesnya injeksi polimer di lapangan. Uji coba yang dilakukan untuk menentukan parameter reservoir dan efektivitas polimer adalah sebagai berikut : 1. Mengukur porositas dan permeabilitas core terhadap nitrogen. 2. Menjenuhi core dengan air reservoir (connate water). 3. Injeksi dengan minyak mentah reservoir sampai saturasi air sisa tercapai. 4. Mengukur mobilitas terhadap minyak. 5. Injeksi dengan air reservoir sampai saturasi minyak sisa tercapai. 6. Mengukur mobilitas terhadap air. 7. Injeksi dengan larutan polimer yang akan diuji. 8. Injeksi dengan minyak mentah sampai saturasi air sisa tercapai. 9. Injeksi dengan air reservoir sampai saturasi minyak sisa tercapai.
10. 11. 12.
Mengukur mobilitas terhadap air. Injeksi dengan minyak mentah sampai saturasi air sisa tercapai. Ukur mobilitas terhadap minyak.
Analisis kelayakan pada dasarnya adalah pertimbangan ekonomis dengan membandingkan harga perolehan minyak yang diharapkan akibat injeksi polimer dengan biaya yang digunakan untuk melakukan injeksi polimer tersebut. Teknik yang umum dipakai adalah dengan memperkirakan perolehan minyak yang diharapkan melalui injeksi air yang kontinyu menggunakan salah satu prosedur perhitungan yang sudah umum (Dykstra-Parsons, Johnson, Buckley-Leverett, dan lain sebagainya). Penghitungan tersebut kemudian diulang untuk injeksi polimer menggunakan modifikasi sifat-sifat aliran yang diharapkan. Perbedaan perolehan minyak merupakan penambahan minyak karena injeksi polimer.
4.2.2.6. Mekanisme Injeksi Polimer Seperti halnya pada metode lainnya dalam proyek peningkatan perolehan minyak, maka saat fluida diinjeksikan masuk ke dalam sumur dan kontak pertama terjadi maka mekanisme mulai bekerja. Dengan adanya penambahan sejumlah polimer ke dalam air, akan meningkatkan viskositas air sebagai fluida pendesak, sehingga mobilitas air sendiri menjadi lebih kecil dari semula dengan demikian mekanisme pendesakan menjadi lebih efektif. Polimer ini berfungsi untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan invasi, sehingga Sor yang terakumulasi dalam media pori yang lebih kecil akan dapat lebih tersapu dan terdesak. Dalam usaha proyek polimer flooding ini membutuhkan analisa dan kriteria yang tepat terhadap suatu reservoir. Oleh karena itu studi pendahuluan merupakan faktor yang penting. Pelaksanaan operasi injeksi polimer di lapangan pada garis besarnya dibagi menjadi dua, yaitu sistem pencampuran polimer dan sistem injeksi polimer. A. Sistem Pencampuran Polimer Bagian utama dari peralatan ini adalah pencampur (mixer ) polimer kering, yang mengukur butiran dan serbuk polimer di dalam pengatur aliran air untuk memberikan dispersi yang seragam. Persiapan ini menyebabkan polimer kontak dengan aliran air yang berputar (swirling stream) didalam alat funnel-shaped. Jenis merk
dagang perawatan tersebut itu adalah GACO dan Dow mixer . Laju feed polimer untuk pencampuran diatur dengan sebuah speed feed anger . Laju alir perlu diatur untuk memberikan kebutuhan percampuran di dalam funnel. Air yang tersisa setelah tercapai konsentrasi polimer yang diinginkan dimasukkan ke dalam pencampur sebagi aliran by pass yang bercampur dengan dispersi polimer dibagian bawah alat pencampur (mixer ). Perlakuan terhadap polimer kering yang disimpan di dalam feed hooper umumnya dilakukan dengan salah satu jarak sebagai berikut. Dalam skala operasi kecil, karung-karung seberat 50 pounds polimer dimasukkan ke dalam feed hooper atau ke dalam storage bin dan dialirkan ke feed hoper secara pneumatik (pompa angin).
Gambar 4.6 Diagram Sistem Pencampur Polimer Kering Karena laju larutan polimer yang berkonsentrasi tinggi begitu lambat, dibutuhkan tangki-tangki pencampur yang relatif besar di bagian bawah. Tangki-tangki ini biasanya di isi dengan nitrogen untuk mengeluarkan oksigen yang berasal dari udara. Ini juga adalah tempat yang biasanya untuk memasukkan pemakan oksigen (oxygen scavenger ) atau biosida bila diperlukan. Polimer yang telah tercampur dalam tangki diinjeksikan secara langsung dengan menggunakan pompa jenis positive displacement. Jika dikhawatirkan akan terjadi penyumbatan permukaan (face plugging) di sumur injeksi, well head cartridge filter bisa digunakan untuk memastikan polimer yang telah diinjeksikan tidak terdapat penggumpalan gel dari polimer dengan konsentrasi tinggi. Persiapan larutan polimer dari polimer emulsi atau dari persediaan tidak begitu kompleks. Hanya dibutuhkan pengukuran air dan penambahan zat-zat kimia. Cairan polimer seringkali dapat disempurnakan dengan mixer statis atau mixer in-line tanpa memakai tangki pencampur yang besar. Konsentrasi polimer yang
tinggi disimpan di dalam sebuah tangki dengan menggunakan pompa dengan ukuran untuk mengontrol kecepatan polimer yang masuk ke dalam mixer. B. Sistem Injeksi Polimer Injeksi fluida ke dalam reservoir melalui beberapa sumur umumnya dilakukan dengan memakai sistem manifold. Karena umumnya digunakan pompa positive displacement untuk menginjeksikan fluida ke dalam reservoir, laju aliran volumetris total dapat dikontrol untuk melihat program injeksi secara keseluruhan. Tanpa alat pengontrol aliran pada masing-masing sumur, aliran relatif dapat ditentukan dengan flow resistance (daya tahan aliran) dalam masing-masing sumur injeksi. Untuk mengimbangi injeksi yang terkontrol, dibutuhkan jenis kontrol aliran pada masing-masing sumur. Dalam beberapa kasus, jika fluida yang diinjeksikan adalah air atau slug tercampur (miscible slug), throttling valve sederhana dapat mengatur aliran fluida. Jika sejumlah sumur menerima fluida dari satu pompa dalam jumlah besar, alat-alat pengontrol tersebut menjadi tidak stabil karena seluruh sistem saling berhubungan. Perubahan sedikit saja dari alat throttling (katup penyumbat) pada satu sumur menyebabkan perubahan aliran di semua sumur yang lain karena laju alir total tetap konstan. Namun sistem ini tetap bekerja jika cukup dimonitor terhadap laju injeksi pada masing-masing sumur. Injeksi polimer polyacrylamide memerlukan larutan khusus dalam masalah pengontrolan laju injeksi. Polimer-polimer tersebut rentan terhadap penurunan shear pada saat melewati throttling valve. Cara yang umum digunakan untuk mengontrol rate (kecepatan) adalah penempatan tubing panjang dengan diameter relatif kecil. Karena polimer-polimer sedikit sensitif terhadap viscous shear daripada viscoelastic shear di dalam pipa orifice atau peralatan yang serupa, tubing-tubing tersebut menyempurnakan sasaran (tujuan) kontrol aliran tanpa menurunkan kualitas polimer. Diameter tubing dihitung berdasarkan shear rate untuk laju alir yang diinginkan, sedangkan panjang coil (tubing) dihitung berdasarkan tekanan yang harus dihilangkan sebelum memasukkan wellhead.
4.2.2.7. Performance Reservoir Setelah Injeksi Polimer Bila semua karakteristik reservoir telah cocok untuk injeksi polimer, diharapkan performance reservoir setelah injeksi polimer mempunyai hasil yang baik. Dari data-data di lapangan yang telah
berhasil dilakukan injeksi kimia dapat menggambarkan performance reservoir setelah injeksi kimia. Perolehan minyak tambahan yang dapat diharapkan dari injeksi polimer adalah sebesar 5% dari residual oil reserves. Sedangkan untuk sumur-sumur produksi reservoir minyak dengan solution gas drive, perolehan minyak bertambah kira-kira 25% dan untuk sumur-sumur produksi dengan water drive, injeksi gas atau gravity drainage perolehan minyak yang dapat dihasilkan sekitar 15%. Perolehan minyak ini lebih besar daripada mengunakan injeksi air konvensional. Laju produksi minyak bertambah dari awal dilakukannya proses injeksi polimer. Water cut dari sumur produksi dapat diturunkan, sedangkan WOR berkurang banyak selama proses injeksi polimer sekitar 66% dari OOIP.
4.2.3. INJEKSI SURFAKTAN Injeksi surfaktan digunakan untuk menurunkan tegangan antarmuka minyak-fluida injeksi supaya perolehan minyak meningkat. Jadi effisiensi injeksi meningkat sesuai dengan penurunan tegangan antarmuka (L.C Uren and E.H Fahmy). Ojeda et al (1954) mengidentifikasikan parameter-parameter penting yang menentukan kinerja injeksi surfaktan, yaitu : 1. Geometri pori 2. Tegangan antarmuka 3. Kebasahan atau sudut kontak 4. ΔP atau ΔP/L 5. Karakteristik perpindahan kromatografis surfaktan pada sistem tertentu Injeksi surfaktan ini ditujukan untuk memproduksikan residual oil yang ditinggalkan oleh water drive, dimana minyak yang terjebak oleh tekanan kapiler, sehingga tidak dapat bergerak dapat dikeluarkan dengan menginjeksikan larutan surfaktan. Percampuran surfaktan dengan minyak membentuk emulsi yang akan mengurangi tekanan kapiler. Setelah minyak dapat bergerak, maka diharapkan tidak ada lagi minyak yang tertinggal. Pada injeksi surfaktan kita tidak perlu menginjeksikan surfaktan seterusnya, melainkan diikuti dengan fluida pendesak lainnya, yaitu air yang dicampur dengan polimer untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan akhirnya diinjeksikan air.
Untuk memperbaiki kondisi reservoir yang tidak diharapkan, seperti konsentrasi ion bervalensi dua, salinitas air formasi yang sangat tinggi, serta absorbsi batuan reservoir terhadap larutan dan kondisi-kondisi lain yang mungkin dapat menghambat proses surfaktan flooding, maka perlu ditambahkan bahan-bahan kimia yang lain seperti kosurfaktan (umumnya alkohol) dan larutan NaCl. Disamping kedua additive di atas, yang perlu diperhatikan dalam operasi injeksi surfaktan adalah kualitas dan kuantitas dari zat tersebut. Pada dasarnya ada dua konsep yang telah dikembangkan dalam penggunaan surfaktan untuk meningkatkan perolehan minyak. Konsep pertama adalah larutan yang mengandung surfaktan dengan konsentrasi rendah diinjeksikan. Surfaktan dilarutkan di dalam air atau minyak dan berada dalam jumlah yang setimbang dengan gumpalan-gumpalan surfaktan yang dikenal sebagai micelles. Sejumlah besar fluida (sekitar 15 – 60% atau lebih) diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mengurangi tegangan antarmuka antara minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan perolehan minyak. Pada konsep kedua, larutan surfaktan dengan konsentrasi yang lebih tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir dalam jumlah yang relatif kecil (3 – 20% PV). Dalam hal ini, micelles yang terbentuk bisa berupa dispersi stabil air di dalam hidrokarbon atau hidrokarbon di dalam air.
4.2.3.1. Screening Criteria Injeksi Surfaktan Kriteria seleksi untuk injeksi surfaktan yang diharapkan dapat menghasilkan perolehan optimum adalah sebagai berikut : o > 25 Oil Gravity ( API) < 30 Viskositas minyak (cp) < 250 Permeabilitas rata-rata (mD) > 20 Saturasi minyak sisa < 200000 Salinitas air formasi (ppm) Sandstone Jenis batuan 4.2.3.2. Sifat-sifat Surfaktan Surfaktan adalah bahan kimia yang molekulnya selalu mencari tempat diantara dua fluida yang tidak mau bercampur dan surfaktan mengikat kedua fluida tersebut menjadi emulsi. Surfaktan yang berada di dalam slug harus dibuat agar membentuk micelle, yaitu surfaktan yang aktif dan mampu mengikat air dan minyak
pada konsentrasi tertentu. Jika konsentrasinya masih kecil, maka campuran surfaktan tersebut masih berupa monomor (belum aktif). Untuk itu setiap slug perlu diketahui CMC-nya (Critical Micelles Cocentration) yaitu konsentrasi tertentu, sehingga campuran surfaktan yang semula monomor berubah menjadi micelle. Surfaktan yang umum dipakai dalam proses eksploitasi EOR adalah Sodium Sulfonate yang ionik bermuatan negatif. Sedangkan jenis lain jarang dipakai. Larutan surfaktan yang biasa digunakan di lapangan untuk pendesakan minyak sisa hasil pendorongan air, terdiri dari komponen surfaktan, air, minyak dan alkohol sebagai kosurfaktan. Campuran cairan surfaktan ini diijeksikan ke dalam reservoir sebagai slug kemudian didorong oleh larutan polimer untuk memperbaiki mobilitas aliran, selanjutnya diikuti pendorongan air agar hemat bahan polimer. Slug yang biasa digunakan dari 5-15% PV, diharapkan mampu menghasilkan tambahan perolehan diatas perolehan jika digunakan secondery recovery.
4.2.3.3. Variabel-variabel yang mempengaruhi Injeksi Surfaktan Variabel-variabel yang mempengaruhi injeksi surfaktan diantaranya adalah adsorbsi, konsentrasi slug surfaktan, clay, dan salinitas. A. Adsorbsi Persoalan yang dijumpai pada injeksi surfaktan adalah adsorbsi batuan reservoir terhadap larutan surfaktan. Adsorbsi batuan reservoir pada slug surfaktan terjadi akibat gaya tarikmenarik antara molekul-molekul surfaktan dengan batuan reservoir dan besarnya gaya ini tergantung dari besarnya afinitas batuan reservoir terhadap surfaktan. Jika adsorbsi yang terjadi kuat sekali, maka surfaktan yang ada dalam slug surfaktan menjadi menipis, akibatnya kemampuan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air semakin menurun. Mekanisme terjadinya adsorbsi adalah sebagai berikut, surfaktan yang dilarutkan dalam air yang merupakan mikro emulsi diinjeksikan ke dalam reservoir. Slug surfaktan akan mempengaruhi tegangan permukaan minyak-air, sekaligus akan bersinggungan dengan permukaan butiran batuan. Pada saat terjadi persinggungan ini molekul-molekul surfaktan akan ditarik oleh molekul-molekul batuan reservoir dan diendapkan pada permukaan batuan secara kontinyu sampai mencapai titik jenuh. Akibatnya kualitas surfaktan menurun karena terjadi adsorbsi sehingga
mengakibatkan fraksinasi, yaitu pemisahan surfaktan dengan berat ekivalen rendah di depan dibandingkan dengan berat ekivalen tinggi. B. Konsentrasi Slug Surfaktan Konsentrasi surfaktan juga berpengaruh besar terhadap terjadinya adsorbsi batuan reservoir pada surfaktan. Makin pekat konsentrasi surfaktan yang digunakan, maka akan semakin besar adsorbsi yang diakibatkannya mencapai titik jenuh. C. Clay Terdapatnya clay dalam reservoir harus diperhitungkan karena clay dapat menurunkan recovery minyak, disebabkan oleh sifat clay yang suka air (Lyophile) menyebabkan adsorbsi yang terjadi besar sekali. Untuk reservoir dengan salinitas rendah, peranan clay ini sangat dominan. D. Salinitas Salinitas air formasi berpengaruh terhadap penurunan tegangan permukaan minyak-air oleh surfaktan. Untuk konsentrasi garam-garam tertentu, NaCl akan menyebabkan penurunan tegangan permukaan minyak-air tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah ikatan ion yang sangat mudah terurai menjadi ion Na + dan ion Cl-, begitu juga halnya dengan molekul-molekul surfaktan. Di dalam air ia akan mudah terurai menjadi ion R-SO3- dan H+. Konsekuensinya bila pada operasi injeksi surfaktan terdapat garam NaCl, maka akan membentuk HCl dan RSO3Na, dimana HCl dan RSO3Na buakan merupakan zat aktif permukaan dan tidak dapat menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Selain mempengaruhi tegangan permukaan minyak-air, garam NaCl juga mengakibatkan fraksinasi surfaktan yang lebih besar, sampai batuan reservoir tersebut mencapai titik jenuh.
4.2.3.4. Bahan-bahan yang digunakan dalam Injeksi Surfaktan Penentuan kuantitas dan kualitas surfaktan yang digunakan untuk injeksi perlu diketahui agar residual oil yang tertinggal bisa didesak dan diproduksikan dengan cara menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Untuk memperbaiki kondisi reservoir yang tidak diharapkan, yang dapat menghambat operasi injeksi surfaktan, maka perlu ditambahkan bahan-bahan kimia lain seperti kosurfaktan dan larutan NaCl. Setelah kuantitas dan kualitas surfaktan serta additive ditentukan, maka dilakukan pencampuran
larutan. Larutan ini dapat berbentuk larutan biasa atau dalam bentuk mikro emulsi. A. Klasifikasi Surfaktan Surfaktan dapat diklasifikasikan menjadi empat kelompok, yaitu : 1. Anion Garam-Asam Carboxylic Garam sodium dan potasium dari asam lemak rantai lurus (soaps). Garam sodium dan potasium dari asam lemak minyak kelapa. Garam sodium dan potasium dari asam minyak tall. Garam amine. Acylated polypeptides. Garam Asam Sulfonat Linear alkyl benzen sulfonat (LAS). Hygher alkyl benzen sulfonat. Benzen, toluen, xylen dan cumenesulfonat. Lignusulfonat. Petroleum sulfonat N-acyl-n-alkyltaurates. Parafin sulfonat (SAS). Secondary n-alkyltaurates. Alfa olefin sulfonat (AOS). Ester sulfosuccinate. Alkyl napthalen sulfonat. Isethionates. Garam ester dari phosporic dan polyphosporic. Perfluorinated anion. 2. Kation Amine rantai panjang dan garam-garamnya. Diamines dan polyamines dan garam-garamnya. Garam Quartenary Ammonium. Polyoxythelenated Amine rantai panjang. Quarternized Polyoxythelenated rantai panjang. Amine Oxides. 3. Nonion Polyoxythelenated Alkylphenols, alkylphenol ethoxylates. Polyoxythelenated rantai lurus alkohol, alkohol ethoxylates.
Polyoxythelenated mercaptans Rantai panjang asam Ester Carboxylic. Alakanolamine kondensat, Alkanolamides. Tertiery Acetylenic Glicol. 4. Amphoterik Surfaktan jenis ini mengandung dua atau lebih aspek jenis lain. Sebagai contoh amphoterik mungkin mengandung anion group dan non polar group. Surfaktan jenis ini tidak pernah digunakan dalam perolehan minyak. Termasuk dalam surfaktan ini adalah jenis-jenis aminocarboxylic. B. Kuantitas Surfaktan Kuantitas surfaktan adalah penentuan volume surfaktan yang dibutuhkan dalam pendesakan agar residual oil yang tertinggal dapat didesak dengan cara menurunkan tegangan permukaan. Slug surfaktan yang digunakan jangan terlalu banyak karena tidak ekonomis dan sebaliknya jangan terlalu sedikit karena mengakibatkan permukaan minyak tak semuanya dilalui. Penentuan slug surfaktan ini dapat dilakukan di laboratorium atau dengan cara lain seperti yang telah dikemukakan oleh Taylor dan dikembangkan oleh Aris. Cara ini menunjukkan hubungan antara jarak yang ditempuh dengan konsentrasi larutan surfaktan, yaitu : ∂c ∂t
2
=k
∂c ∂ x
2
................................................................................
.............. (4-7) Keterangan : C = konsentrasi, fraksi volume surfaktan. T = waktu pendesakan, detik. k = koefisien dispersi, cm2/dt. x = jarak, cm. Core yang diinjeksi dengan surfaktan kemudian dicatat seberapa jauh jarak yang ditempuh surfaktan, dimulai dari titik injeksi sampai injeksi mencapai 10% dan 90% pore volume. Solusi dari Persamaan (4-7) adalah sebagai berikut :
2
C = 0.5 1 − erf
.... (4-8) Keterangan :
............................................................... KT
x1
K =
X − X t 3 .625
1
90
10
............................................................................ (4-9) X90 dan X10 adalah jarak yang ditempuh surfaktan bertepatan dengan injeksi surfaktan mencapai 90 dan 10% pore volume dari titik injeksi. Untuk aplikasi lapangan, maka volume surfaktan yang diperlukan dapat ditentukan dari : Vsf C x Vp ............................................................................. ......... (4-10) Keterangan : Vsf = volume surfaktan yang diperlukan, % PV. C = fraksi volume surfaktan yang diperlukan. Vp = volume pori-pori total reservoir, satuan volume. Dari pengalaman di lapangan, penentuan volume slug surfaktan dengan cara diatas akan mendapatkan hasil optimum sekitar 5 sampai 10% PV. C. Kualitas Surfaktan Kualitas surfaktan adalah efektivitas kerja dari surfaktan untuk menurunkan tegangan permukaan antara air-minyak, sehingga residual oil yang tertinggal dapat didesak dan diproduksikan. Surfaktan didefinisikan sebagai molekul yang mencari tempat diantara dua cairan yang tak dapat bercampur dan mempunyai kemampuan untuk mengubah kondisi. Bahan utama dari surfaktan ini adalah Petroleum Sulfonate, dimana zat ini dihasilkan dari sulfonatisasi minyak mentah (distilasi minyak). Petroleum sulfonate mempunyai daya afinitas terhadap air dan minyak. Molekul ini mempunyai dua bagian, satu bagian larut dalam minyak dan satu bagian lainnya larut dalam air. Rumus kimia dari sulfonate adalah R-SO 3H, dimana R adalah gugusan atom-atom aromatik. Kualitas surfaktan ditentukan dari parameter berat ekuivalennya, semakin besar berat ekuivalen surfaktan yang digunakan, maka efektivitas kerja untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air semakin baik dan begitu sebaliknya. Penggunaan surfaktan dengan konsentrasi yang terlalu tinggi tidak saja mengakibatkan absorbsi, tapi juga menjadi tidak ekonomis. Agar diperoleh kelarutan yang baik dalam minyak atau air dan tak terlalu terpengaruh oleh absorbsi batuan reservoir serta tahan terhadap kontaminasi garam-garam formasi dan pengaruh =
mineral-mineral clay, maka perlu ditentukan berat ekuivalennya yang optimum. Bila akan menggunakan surfaktan dengan berat ekuivalen yang dikehendaki, maka tinggal mencampur dua atau beberapa jenis surfaktan tersebut. Sebagai zat tambahan (additive) dalam slug surfaktan biasa digunakan "Kosurfaktan", sebab zat ini mempunyai banyak fungsi dalam pendesakan ini, antara lain mengatur viskositas yang cocok untuk mengontrol mobilitas. Beberapa jenis alkohol yang digunakan sebagai kosurfaktan adalah : Kosurfaktan : 2-propanol, 1-pentanol, p-pentanol, 1-heksanol, 2heksanol. Dari pengalaman di lapangan, penggunaan kosurfaktan ini, ternyata dapat meningkatkan recovery minyak sampai 20%. Hal ini disebabkan karena selain ikut mendesak, surfaktan juga turut melarutkan minyak. Zat tambahan lain yang sering dipakai adalah larutan elektrolit NaCl yang digunakan sebagai preflush, untuk menggerakkan air formasi yang tidak cocok dengan komposisi slug surfaktan. D. Pelarut dan Aditive Pelarut utama surfaktan adalah air dan minyak. Sulfonate yang merupakan hasil industri penyulingan suatu campuran zat-zat kimia disebut Petroleum Feedstock , dilarutkan dalam minyak atau air sehingga membentuk micelle-micelle yang merupakan mikro emulsi dalam air atau minyak. Micelle-micelle berfungsi sebagai medium yang miscible baik terhadap minyak atau air. Larutan yang menggunakan air atau minyak sebagai pelarutnya, tergantung pada bentuk larutan yang dikehendaki, apakah aqueous solution atau mikro emulsi (oil-external atau water-external microemulsion). Dalam sistem aqueous solution, pelarut utamanya adalah air. Sedangkan untuk oil-external adalah minyak, dan water-external pelarut utamanya adalah air. Sebagai zat tambahan dalam slug surfaktan digunakan kosurfaktan, umumnya adalah alkohol. Kosurfaktan sering digunakan karena mrmpunyai banyak fungsi dalam sistem pendesakan, antara lain viskositas larutan dapat diatur dengan kosurfaktan untuk kontrol mobilitas. Dari pengalaman di lapangan, penggunaan kosurfaktan ini dapat meningkatkan perolehan minyak sampai 20 %. Hal ini disebabkan karena selain ikut mendesak, kosurfaktan turut melarutkan minyak. Zat tambahan lain yang sering digunakan adalah larutan elektrolit NaCl yang digunakan sebagai preflush, untuk
menggerakkan air formasi yang tidak compatible dengan komposisi slug surfaktan. E. Sistem Pencampuran Untuk mencampur komponen-komponen menjadi slug surfaktan, diperlukan sistem penanganan yang tepat, antara lain harus memakai water treatment dan sistem pencampuran slug surfaktan. Fasilitas water treatment diperlukan untuk 2+ menghilangkan kation-kation yang merugikan seperti Ca , Mg2+ dan ion besi dengan ion-ion natrium dari pelembut air (water softener ).
4.2.3.5. Pertimbangan dan Batasan Pemakaian Surfaktan Dasar pertimbangan yang digunakan untuk memilih metoda pendesakan surfaktan pada suatu reservoir yang diperoleh dari data empiris diantaranya meliputi : 1. Sifat fisik fluida reservoir yang terdiri dari : gravity minyak, viskositas minyak, komposisi dan kandungan kloridanya. 2. Sifat fisik batuan reservoir yang terdiri dari : saturasi minyak sisa, tipe formasinya, ketebalan, kedalaman, permeabilitas rata-rata dan temperaturnya. Sedangkan syarat-syarat dan batasan-batasan yang digunakan dalam pemilihan metoda pendesakan surfaktan dapat dirinci sebagai berikut : 1. Kualitas crude oil • Gravity > 25° API • Viskositas < 30 cp • Kandungan klorida < 20000 ppm • Komposisi diutamakan minyak menengah ringan (Light Intermediate) 2. Surfaktan dan polimer • Ukuran dari slug adalah 5 – 15% dari volume pori (PV) untuk sistem surfaktan yang tinggi konsentrasinya sedangkan untuk yang rendah besarnya 15 – 50% dari volume pori (PV). • Konsentrasi polimer berkisar antara 500 – 2000 mg/i • Volume polimer yang diinjeksikan kira-kira 50% dari volume pori. 3. Kondisi reservoir > 30% PV • Saturasi minyak • Tipe formasi diutamakan sandstone • Ketebalan formasi > 10 ft
• Permeabilitas • Kedalaman • Temperatur
> 20 md < 8000 ft < 175° F
4. Batasan lain • Penyapuan areal oleh water floding sebelum injeksi surfaktan diusahakan lebih besar dari 50% • Diusahakan formasi yang homogen • Tidak terlalu banyak mengandung anhydrite, pysum atau clay. • Salinitas lebih kecil dari 20000 ppm dan kandungan ion divalen (Ca dan Mg) lebih kecil dari 500 ppm.
4.2.3.6. Mekanisme Injeksi Surfaktan Larutan surfaktan yang merupakan mikro emulsi yang diinjeksikan ke dalam reservoir, mula-mula bersinggungan dengan permukaan gelembung-gelembung minyak melalui film air yang tipis, yang merupakan pembatas antara batuan reservoir dan gelembung-gelembung minyak. Surfaktan memulai perannya sebagai zat aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Pertama sekali molekul-molekul surfaktan yang mempunyai rumus kimia RSO 3H akan terurai dalam air menjadi ion-ion RSO3- dan H+. Ion-ion RSO3- akan bersinggungan dengan gelembung-gelembung minyak, ia akan mempengaruhi ikatan antara molekul-molekul minyak dan juga mempengaruhi adhesion tension antara gelembung-gelembung minyak dengan batuan reservoir, akibatnya ikatan antara gelembung-gelembung minyak akan semakin besar dan adhesion tension semakin kecil sehingga terbentuk oil bank didesak dan diproduksikan. Pada operasi di lapangan, setelah slug surfaktan diinjeksikan kemudian diikuti oleh larutan polimer. Hal ini dilakukan untuk mencegah terjadinya fingering dan chanelling. Karena surfaktan + kosurfaktan harganya cukup mahal, di satu pihak polimer melindungi bank ini sehingga tidak terjadi fingering menerobos zone minyak dan di lain pihak melindungi surfaktan bank dari terobosan air pendesak. Agar slug surfaktan efektivitasnya dalam mempengaruhi sifat kimia fisika sistem fluida di dalam batuan reservoir dapat berjalan baik, maka hal-hal diatas harus diperhatikan. Misalnya mobilitas masing-masing larutan harus dikontrol. Mobilitas slug surfaktan harus lebih kecil dari mobilitas minyak dan air didepannya.
Pelaksanaan di lapangan untuk injeksi surfaktan meliputi sistem perlakuan terhadap air injeksi, sistem pencampuran slug surfaktan dan sistem injeksi fluida. A. Sistem Perlakuan Terhadap Air Injeksi Fasilitas perlakuan terhadap air injeksi akan sangat bergantung pada persediaan air untuk injeksi dan keperluankeperluan lain. Dalam beberapa kasus, kebutuhan perlakuan minimum terhadap filtrasi air dilakukan melalui penyaringan tekanan bumi diatomaeous. Jika air dipakai sebagai slug tercampur (miscible slug) atau formasi polimer, proses penyaringan air dilakukan dengan penukaran ion water softener . Langkah ini digunakan untuk menghilangkan bermacam-macam kation pengganggu dengan ionion sodium dari regin di dalam water softener . B. Sistem Percampuran Slug Surfaktan Komponen-komponen slug tercampur (miscible) mempunyai komposisi berbeda-beda pada kebanyakan rumus-rumus dari micellar . Kebanyakan slug terdapat paling sedikit terdiri dari empat komponen berbeda : petroleum sulfonat , fasa cairan (encer), hidrokarbon dan kosurfaktan. Semua komponen tersebut kecuali kosurfaktan, diukur didalam tangki pencampur yang luas dimana mereka tercampur sampai menjadi homogen. Filtrasi diperlukan slug yang umumnya memanas sebelum dipompa melewati filter. Dengan memanaskan lebih dahulu mempunyai beberapa maksud, menstabilkan slug, memperbaiki penyaringan yang menyebabkan turunnya viskositas slug dan mengurangi kemungkinan terendapkannya parafin di dalam sumur injeksi. Setelah filtrasi, kosurfaktan yang hampir selalu alkohol, terukur di dalam slug. Kosurfaktan menaikkan kestabilan micellar dan secara serempak merubah viskositas untuk memenuhi kebutuhan mobilitas di dalam reservoir. Slug tersebut biasanya ditempatkan di dalam tangki penyimpanan preinjection sebelum diijeksikan di dalam sumur. Sebuah pompa positive displacement digunakan untuk mengnjeksikan slug pada laju alir seperti sebelumnya. C. Sistem Injeksi Fluida Injeksi fluida ke dalam reservoir dengan melalui beberapa sumur umumnya dilakukan dengan memakai sistem manifold. Karena biasanya digunakan pompa positive displacement untuk menginjeksikan fluida di dalam reservoir, laju aliran volumetris total dapat dikontrol, untuk melihat program injeksi secara keseluruhan.
Tanpa alat pengontrol aliran pada masing-masing sumur, aliran relatif ditentukan dengan mengukur daya tahan aliran dalam aliran masing-masing sumur injeksi. Untuk mengimbangi injeksi yang tak terkontrol, dibutuhkan beberapa jenis kontrol aliran pada masing-masing sumur. Jika fluida yang diinjeksikan adalah slug tercampur (miscible slug), throttling valve sederhana cukup untuk mengukur aliran. Jika sejumlah sumur mendapat fluida dari satu pompa dalam jumlah yang besar, alat-alat pengontrol dapat menjadi tidak stabil karena seluruh sistem saling berhubungan. Perubahan sedikit saja pada perawatan throttling pada sumur menyebabkan perubahan aliran di sebuah sumur yang lainnya, karena laju alir total tetap konstan. Namun sistem ini tetap dapat bekerja jika cukup memantau terhadap laju injeksi pada masing-masing sumur.
4.2.3.7. Performance Reservoir Setelah Injeksi Surfaktan Performance reservoir setelah injeksi surfaktan pada dasarnya tidak sama antara satu reservoir dengan reservoir lainnya, tergantung pada karakteristik reservoir tersebut yang lebih sesuai atau tepat untuk pelaksanaan injeksi surfaktan. Namun dari data-data yang diperoleh dari keberhasilan injeksi surfaktan pada sumur-sumur produksi yang telah dilakukan, dapat diambil performance reservoir setelah injeksi surfaktan. Perolehan minyak yang dapat diharapkan dari injeksi surfaktan adalah sekitar 82% dari OOIP, atau bahkan lebih jika dilakukan injeksi surfaktan di laboratorium dengan memakai model batupasir. Namun keseluruhan dari injeksi surfaktan dapat dihasilkan perolehan minyak yang lebih besar daripada injeksi air konvensional. Sedangkan perolehan minyak tambahan adalah sekitar 15% dari residual oil reserves. Untuk reservoir dengan kandungan minyak kental atau reservoir minyak berat, perolehan yang mungkin didapat adalah sekitar 30%. Selain itu, reservoir dengan solution gas drive perolehan yang dapat diharapkan lebih kecil, yaitu sekitar 15% dan untuk reservoir dengan water drive, injeksi gas atau gravity drainage sekitar 10% dari residual oil reserves. Laju produksi minyak selama injeksi surfaktan meningkat. Perolehan minyak bertambah jika ukuran buffer mobilitas semakin besar. Perolehan minyak maksimum dengan injeksi surfaktan terjadi pada harga salinitas (kadar garam) yang optimal. 4.2.4. Injeksi Micellar-Polymer
4.2.4.1. Screening Criteria Injeksi Micellar-Polimer Kriteria seleksi untuk micellar-polimer flooding merupakan penggabungan dari injeksi polimer dan injeksi surfaktan, adapun kriteria seleksi tersebut adalah : Heterogenitas Heterogenitas batuan yang diharapkan untuk injeksi ini adalah heterogenitas batuan yang sedang. Pada heterogenitas batuan yang sedang, injeksi air dapat memperbaiki distribusi permeabilitasnya. Pada micellar-polimer flooding digunakan polimer sebagai fluida pengentalnya, polimer dengan aquifer dan tudung gas yang besar, rekahan, gerowong, sesar, “thief zone”, harus dihindari sebab akan mengakibatkan polimer loss yang besar. Begitu pun juga dengan slug surfaktan yang diinjeksikannya sebab jika adanya rekahan dan sesar maka distribusi saturasi minyaknya tidak merata sehingga efisiensi pendesakannya tidak optimum. Temperatur reservoir Temperatur reservoir yang cocok untuk injeksi ini adalah lebih kecil dari 200 oF. Temperatur tinggi akan menurunkan kestabilan polimer terutama bila terdapat oksigen terlarut, logam dan organisme tertentu. Viskositas minyak Viskositas minyak yang sesuai adalah lebih kecil dari 300 cp. Untuk mendesak minyak yang kental diperlukan polimer dalam jumlah yang besar sehingga kurang ekonomis. Kandungan klorida Kandungan klorida di dalam salinitas air formasi kurang dari 20000 ppm. Permeabilitas Permeabilitas yang cocok untuk pelaksanaan micellar-polimer flooding ini lebih besar dari 20 mD, sebab jika permeabilitasnya kecil akan terjadi degradasi mekanik yang diakibatkan karena polimer retensi sebagai akibat dari penjebakan dan penyerapan. Kedalaman Klasifikasi kedalaman yang sesuai untuk micellar-polimer flooding kurang dari 8000 feet. Saturasi mobil oil Reservoir yang dianjurkan untuk pelaksanaan micellar-polimer adalah reservoir dengan harga saturasi di atas 15% PV. 4.2.4.2. Batasan dan Sifat Injeksi Micellar-Polimer
Injeksi Micellar-Polimer adalah salah satu injeksi kimia yang menggunakan surfaktan dan polimer sebagai fluida pendesaknya, atau dapat dikatakan penggabungan antara injeksi surfaktan dan injeksi polimer yang memiliki tujuan untuk meningkatkan perolehan minyak dengan jalan memperbaiki efisiensi penyapuan dan efisiensi pendesakan. Injeksi micellar-polimer dikatakan meningkatkan perolehan minyak sebab mekanisme pendesakannya dapat merubah sifat fisik fluida dan batuan reservoir, diantaranya : 1. Mengurangi mobilitas rasio antara air dengan minyak sehingga dapat meningkatkan efisiensi penyapuan (sweep efficiency). 2. Meningkatkan efisiensi pendesakan (displacement efficiency) dengan mengurangi gaya-gaya kapiler dan menurunkan tegangan antar muka fluida. 3. Memperbesar porositas dan permeabilitas batuan sehingga dapat menghilangkan adanya tortuocity . 4. Meningkatkan transmisibility batuan. 5. Memecahkan rigid batuan sehingga fluida dapat mengalir dengan mudah. Injeksi kimia ini dapat dilakukan dengan efektif pada reservoir-reservoir batupasir, dengan komposisi fluida minyak yang menengah-ringan, dan tidak efektif pada reservoir yang memiliki temperatur serta salinitas air formasi yang tinggi sebab jika temperatur reservoir terlalu tinggi maka akan menurunkan kestabilan polimer sebagai fluida pendesaknya. Begitu pula untuk salinitas yang tinggi yaitu dengan adanya konsentrasi-konsentrasi garam tertentu (NaCl) akan menyebabkan penurunan tegangan antar muka tidak efektif lagi.
4.2.4.3. Parameter yang Mempengaruhi Mekanisme Pendesakan Didasarkan pada sifat dan karakteristik reservoir, serta sifat fluida injeksi, terdapat hal-hal yang akan berpengaruh terhadap mekanisme pendesakan pada injeksi micellar-polimer. Hal-hal tersebut, antara lain : 1. Adsorbsi batuan reservoir Adsorbsi batuan reservoir cenderung mengadsorbsi surfaktan dengan berat ekuivalen yang tinggi. Hal ini menyebabkan adanya fraksinasi, semakin jauh dari titik injeksi berat ekuivalen semakin kecil. Jenis fraksinasi ini yang menyebabkan perolehan
minyak semakin kecil, karena fungsi petroleum sulfonat menjadi kurang aktif. 2. Clay Sifat clay yang suka air akan menyebabkan adsorbsi yang terjadi besar sekali. Untuk reservoir yang mempunyai salinitas rendah, peranan clay sangat dominan. 3. Salinitas Salinitas formasi berpengaruh terhadap penurunan tegangan permukaan minyak-air. Pada konsentrasi NaCl tertentu akan mengakibatkan penurunan tegangan permukaan minyak-air menjadi tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena ikatan kimia yang membentuk NaCl merupakan ion yang sangat mudah terurai menjadi Na+ dan Cl-, demikian juga dengan molekul surfaktan dalam air akan terurai menjadi RSO33- dan H+. Konsekuensinya, bila dalam injeksi surfaktan terdapat garam NaCl, maka akan membentuk HCl dan RSO3Na, dengan keterangan keduanya bukan merupakan zat permukaan dan tidak dapat menurunkan tegangan permukaan minyak-air. 4. Konsentrasi slug surfaktan Konsentrasi surfaktan akan mempengaruhi adsorbsi. Semakin pekat konsentrasi surfaktan, maka akan semakin besar adsorbsi yang dihasilkan hingga mencapai titik jenuh, akibatnya batuan reservoir tidak lagi mengadsorbsi surfaktan. 5. Kelakuan polimer Polyacrylamide dan polysacharide dikelompokkan ke dalam fluida non-Newtonian karena kelakuan alirannya terlalu kompleks yang tidak dapat dicirikan oleh satu parameter yaitu viskositas. Perbandingan shear rate dan shear stress tidak konstan. Karakteristik mobilitas pengontrol dapat ditentukan dengan mengukur viskositas dan faktor screening. 6. Adsorbsi polimer Adsorbsi polimer tergantung dari jenis polimer dan batuan permukaan. Adsorbsi akan naik sejalan dengan naiknya salinitas. 7. Polimer retention Retensi polimer di bawah kondisi reservoir akan selalu lebih rendah dari harga yang terukur di laboratorium. 8. Volume pori Polimer mengalir melalui media berpori dengan kecepatan yang berbeda dengan air, karena adsorbsi dan volume pori yang tidak dapat dimasuki. Adsorbsi cenderung membentuk ujung slug polimer bergerak dengan kecepatan lebih rendah dari water bank . Volume pori yang tidak dapat dimasuki cenderung
membuat slug polimer bergerak dengan kecepatan lebih rendah dari water bank.
4.2.4.4. Bahan Kimia Injeksi Micellar-Polimer A. Surfaktan Tipikal monomer surfaktan kutub non polar (lypophile moiety) dan kutub polar (hydrophile moiety), atau disebut juga amphiphile. Struktur kimia monomer surfaktan secara umum dilambangkan dengan ‘tadpole’ , dengan keterangan kutub nonpolar diposisikan sebagai ekor dan kutub polar sebagai kepalanya, seperti terlihat pada Gambar 4.12.
R = h y d ro c a rb o n g r o u p
Gambar 4.12 Simbol Struktur Kimia Monomer Surfaktan (Tad Pole)11) Jenis-jenis surfaktan yang biasa digunakan dalam injeksi kimia adalah sodium dodecyl sulfate dan sulfonate seperti terlihat pada Gambar 4.13 dan Gambar 4.14 -
Gambar 4.13 Struktur Kimia Sodium dodecyl sulfate19) B. Polimer Jenis-jenis polimer yang dapat digunakan dalam proses injeksi polimer antara lain adalah xanthan gum, hydrolized polyacrylamide (HPAM), polimer gabungan (co-polimer), antara monomer asam acrylic dengan acrylamide, gabungan polimer antara acrylamide dengan 2-acrylamide 2-metil propana sulfonate (AM/AMPS), hydroxyethylcellulose (CMHEC), polyacrylamide (PAM), polyacrylic acid, glucan, dextran polyacrylic oxide (PEO), dan polyvinyl alcohol . Dari semua jenis tersebut, jenis polimer yang banyak digunakan dalam aplikasi lapangan adalah xanthan gum, hydrolized polyacrylamide, dan co-polimer acrylic acid-acrylamide.
Secara garis besar, jenis polimer yang beredar di pasaran dapat digambarkan menjadi 2 jenis, yaitu Polyacrylamide dan Polysacharide. 1. Polyacrylamide Molekul polyacrylamide adalah rangkaian molekul yang sangat panjang dari unit molekul acryalamide. Berat molekul dari acrylamide antara 1-10 juta dan bersifat tahan terhadap serangan bakteri. Polyacrylamide mudah terkena kerusakan mekanik karena rantainya yang sangat panjang sehingga mudah putus, pecah. Polyacrylamide lebih sensitive terhadap salinitas tetapi lebih tahan terhadap serangan bakteri. Pada penambahannya, untuk menaikkan viskositas, polyacrylaimde merubah permeabilitas batuan reservoir, dan ini juga menurunkan mobilitas air injeksi. Jika permeabilitas batuan reservoir rendah, maka polimer dengan konsentrasi rendah dapat digunakan untuk memperoleh kestabilan mobilitas yang sama. 2. Polysacharide Polysacahride terbentuk dari proses fermentasi pada bakteri (biopolimer). Jenis polysacharide yang digunakan dalam proses injeksi adalah xanthan gum, yang merupakan extracelluler yang terbentuk pada permukaan sel mikroba. Xanthan gum dihasilkan dari aktivitas bakteri xanthomonas campsentris pada media karbohidrat, dengan tambahan protein dan zat anorganik dari nitrogen. Pemanasan dilakukan untuk mematikan bakteri xanthomonas campsentris, dan setelah itu polimer diendapkan dari kaldu dengan penambahan alkohol tertentu. Berat molekul ± 5 juta dan memiliki kerentanan yang relative lebih besar terhadap bakteri jika dibandingkan dengan polyacrylamide. Xanthan gum tidak sensitive terhadap salinitas dan tahan terhadap kerusakan mekanik, sehingga lebih mudah menanganinya dalam hubungan dengan peralatan di lapangan. Kelemahan dari xanthan gum adalah menyebabkan adanya penyumbatan formasi dan lemah terhadap serangan bakteri. Problem penyumbatan formasi dapat diperbaiki dengan filtrasi atau proses penambahan dan baktericides dapat untuk mencegah degradasi oleh bakteri. Temperature yang cocok untuk xanthan gum adalah 160 oF.
4.2.4.5. Mekanisme Injeksi Micellar-Polimer Percampuran antara surfaktan dengan minyak akan membentuk emulsi yang akan mengurangi tekanan kapiler. Pada
injeksi micellar-polimer, kita tidak perlu menginjeksikan zat kimia secara menerus, tetapi diikuti dengan fluida pendorong lainnya, yaitu air untuk meningkatkan efisiensi penyapuan dan air pendorong.
C h a se W a te r
Ta p e r
M o b ility B u f fe r
S lu g
P re F lu s h
Gambar 4.17 Skema injeksi surfaktan (micellar ) – polimer 11)
1.
2.
3.
4.
5.
Secara garis besar injeksi micellar-polimer terdiri dari : Chase water Digunakan sebagai tenaga pendorong fluida injeksi dari sumur injeksi ke sumur produksi. Mobility Buffer Taper Merupakan sejumlah air garam yang didalamnya mengandung polimer yang berfungsi untuk mengkondisikan kandungan polimer dari konsentrasi mobility buffer sampai dengan konsentrasi polimer sama dengan nol sebelum didorong dengan chase water . Mobility Buffer (Polimer Slug) Penggunaan polimer dalam injeksi surfaktan sebagai mobility buffer, yaitu sebagai pengontrol mobilitas surfaktan dalam rangka efisiensi penyapuan dan melindungi surfaktan dari fluida pendorong. Mobility buffer biasanya berupa campuran dari 2502500 gram/cm 2 polimer, 0-1% alkohol, komposisi volume stabilizer dan biocide berkisar antara 1-100% dari volume pori injeksi. Slug (Micellar solution) Berupa surfaktan dan tambahan oil recovery agent yang berupa alkohol (0-5%), kosurfaktan (0-5%), minyak, dan polimer. Volume larutan berkisar antara 5-20% volume pori injeksi. Preflush Merupakan larutan pembuka yang berupa air garam yang berfungsi menurunkan salinitas air formasi, sehingga memungkinkan terjadinya percampuran antara air formasi
dengan surfaktan yang diinjeksikan. Volume dari preflush berkisar 0-100% volume pori injeksi. Larutan surfaktan yang diinjeksikan ke dalam reservoir akan bersinggungan dengan permukaan gelembung minyak, surfaktan bekerja sebagai zat aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Molekul surfaktan (RSO 3H) terurai menjadi RSO3-3 dan H-2, ion RSO3- akan bersinggungan dengan permukaan gelembung minyak dan akan membentuk ikatan semakin kuat, gaya adhesi kecil sehingga terbentuk oil bank untuk didorong dan diproduksikan. Slug polimer yang diinjeksikan diantara slug fresh water adalah untuk mengurangi kontak langsung dengan air reservoir yang mengandung garam. Air garam menurunkan viskositas polimer. Jadi, injeksi polimer tidak menurunkan saturasi minyak sisa, tetapi memperbaiki perolehan minyak yang lebih dari injeksi air dengan menaikkan volume reservoir yang berhubungan.
4.2.5. Injeksi Alkaline-Surfaktan-Polimer (ASP) Injeksi Alkaline-Surfaktan-Polimer sudah diaplikasikan di dunia lebih dari 20 tahun. Namun demikian, sampai sekarang hanya sedikit yang berhasil terutama yang berskala besar kecuali di China. Beberapa Injeksi ASP sudah diuji coba di beberapa lapangan minyak di China. Meskipun tambahan perolehan minyak yang didapatkan sampai 25% dari OOIP, penerapan skala komersial belum dilakukan. Rencana untuk menerapkan dengan skala besar baru dilakukan tahun 2006 di Daqing Oil Field, China. 4.2.5.1. Screening Criteria Injeksi Alkaline-SurfaktanPolimer (ASP) Kriteria untuk pelaksanaan injeksi Alkaline-Surfaktan-Polimer merupakan penggabungan antara injeksi Alkaline, injeksi Surfaktan, serta Injeksi Polimer. Adapun kriterianya antara lain : Reservoir Batupasir (clean sandstone). Temperatur reservoir kurang dari 200 °F Kandungan Ca2+ dan Mg2+ rendah. Formasi relatif homogen. Viskositas Minyak <35 cp dan API gravity >20°API. Komposisi minyak ringan intermediate dengan adanya kandungan organic acid untuk mencapai harga IFT (Interfacial Tension) yang rendah dengan penambahan alkaline. Saturasi minyak >35 %PV
Permeabilitas rata-rata >10 md. Kedalaman kurang dari 9000 ft.
4.2.5.2. Bahan Kimia Injeksi Alkaline-Surfaktan-Polimer Bahan-bahan yang digunakan untuk Injeksi AlkalineSurfaktan-Polimer antara lain : A. Alkaline Jenis alkaline yang paling sering dipakai dalam Injeksi ASP yaitu Sodium Hydroxide (NaOH). Namun, jenis Sodium Carbonate (Na2CO3 ) juga bisa digunakan dalam injeksi ini. B. Surfaktan Beberapa jenis Surfaktan yang digunakan dalam Injeksi ASP antara lain : • Alkyl Benzene Sulfonates • Petroleum Sulfonates • Lignosulfonates • Petroleum Carboxylates • Biologically Produced Surfactants C. Polimer Dalam Injeksi ASP, jenis polimer yang digunakan yaitu : Hydrolyzed Polyacrylamide (HPAM). Beberapa polimer dengan berat molekul yang berbeda juga digunakan sebagai preflush, ASP slug, dan diving slug. 4.2.5.3. Mekanisme Injeksi Alkaline-Surfaktan-Polimer Mekanisme injeksi ASP sangat kompleks serta membutuhkan biaya yang tidak sedikit. Injeksi ASP mirip dengan injeksi kimia yang lain. Bedanya adalah, sebagian besar surfaktan diganti dengan alkaline karena alasan ekonomis. Mekanisme yang terjadi dalam injeksi ASP adalah : 1. Menurunkan tegangan permukaan antara (IFT) antara minyak dan air. 2. Emulsifikasi antara minyak dan air. 3. Wettability alteration 4. Perbaikan harga mobilitas. 4.2.5.4. Performance Reservoir Setelah Injeksi AlkalineSurfaktan-Polimer
