Pengertian dan Jenis EOR (Enhanced Oil Recovery)

Dalam usaha untuk memperoleh migas terdapat tiga metode antara lain yaitu: Primary recovery, secondary recovery dan tertiary recovery.

Pada tertiary recovery yang digunakan adalah metode EOR.
Metode EOR adalah metode yang digunakan ketika cadangan masih diperkirakan banyak dan masih memiliki nilai ekonomis yang tinggi namun sukar untuk diproduksi.

Cara kerja metode EOR yaitu dengan cara memanfaatkan energi dari luar, energi tersebut meliputi energi kimiawi, mekanik dan energi thermal.

Pada metode EOR, fluida yang digunakan telah mengalami campuran seperti zat kimia dan juga telah ditambahkan material tertentu sehingga bisa dikatakan fluida yang diinjeksikan tidaklah sama dengan fluida reservoir.

Metode-metode EOR yang ada dapat dikelompokkan ke dalam empat bagian, yaitu :

Injeksi Tak Tercampur

Injeksi tak tercampur dapat digolongkan menjadi dua, yaitu : injeksi air dan injeksi gas. Injeksi tak tercampur merupakan proses pendesakan minyak oleh fluida yang tidak bercampur, fluida pendesak dalam hal ini dapat berupa air atau gas.

Proses pendesakan disebut injeksi air (water flooding) apabila air sebagai fluida pendesaknya, sedangkan proses pendesakan disebut injeksi gas (gas flooding) apabila gas sebagai fluida pendesaknya.

Berikut jenis-jenisnya :

1. Injeksi Air


Injeksi air merupakan salah satu metode EOR yang paling banyak dilakukan sampai saat ini. Proses penginjeksian air (water flooding) dari permukaan ke dalam reservoir minyak didasarkan pada kenyataan bahwa aquifer berperan sebagai media pendesak disamping berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi.

Pertimbangan lain dilakukannya injeksi air adalah bahwa sebagian besar batuan reservoir bersifat water wet (basah air), sehingga fasa air lebih banyak melekat pada batuan dan minyak akan terdesak dan bergerak ke tempat lain (sumur).

Injeksi air sukar dilakukan untuk reservoir minyak yang mempunyai viskositas lebih besar dari 200 cp, karena akan cenderung terjadi fingering yang berhubungan dengan mobilitas. Fingering juga akan terjadi pada reservoir yang heterogen.

Tujuan lain dari injeksi air adalah untuk megimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir agar tekanan reservoir tetap stabil. Alasan-alasan sering digunakannya injeksi air yaitu :
  • Mobilitas yang cukup rendah
  • Air cukup mudah diperoleh
  • Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga besarnya tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan dapat dikurangi. Berat air ini akan lebih menguntungkan apabila dibandingkan dengan injeksi gas
  • Air biasanya mudah tersebar ke seluruh reservoir, sehingga menghasilkan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi
  • Efisiensi pendesakan air cukup baik.
Pelaksanaan injeksi air membutuhkan persediaan air yang cukup besar. Persediaan air dapat diperoleh dari air permukaan (danau, sungai, laut) ataupun bawah permukaan. Syarat-syarat air untuk injeksi antara lain:
  • Tersedia dalam jumlah yang cukup selama masa injeksi
  • Tidak mengandung padatan-padatan yang tidak dapat larut
  • Stabil secara kimiawi dan tidak mudah bereaksi dengan elemen-elemen yang terdapat dalam sistem injeksi dan reservoir.

2. Injeksi Gas Tak Tercampur

Prinsip proses injeksi gas tak tercampur dalam teknik produksi lanjut sama dengan proses injeksi air (water flooding). Usaha ini terutama ditujukan untuk meningkatkan energi dorong di dalam reservoir, yaitu dengan melakukan penginjeksian fluida gas melalui sumur-sumur injeksi dan memproduksikan minyaknya melalui sumur-sumur produksi pada suatu pola geometri tertentu.

Gas yang diinjeksikan biasanya merupakan gas hidrokarbon. Injeksi gas dilakukan jika terdapat sumber gas dalam jumlah yang besar dan cukup dekat letaknya termasuk gas yang berasal dari ikutan produksi minyak.

Injeksi gas dapat dilakukan untuk mempertahankan tekanan pada harga tertentu (pressure maintenance). Injeksi gas juga dapat dilakukan untuk menguras minyak yang tersembunyi pada bagian atas reservoir yang terhalang oleh patahan atau kubah garam, minyak ini sering disebut attic oil. Fluida minyak yang masih tertinggal di dalam pori-pori batuan akan mampu didesak ke permukaan dengan proses injeksi tersebut.

Efisiensi recovery meliputi dua hal, yaitu efisiensi pendesakan dan efisiensi penyapuan (sweep efficiency). Efisiensi pendesakan adalah efisiensi yang menyatakan ukuran kemampuan suatu fluida pendesak untuk menguras minyak yang masih tertinggal di dalam pori-pori batuan reservoir.

Efisiensi penyapuan adalah efisiensi yang menyatakan besarnya volume fluida reservoir yang dapat disapu oleh fluida injeksi atau efisiensi yang menyatakan besarnya luas daerah yang berhasil disapu oleh fluida injeksi baik ke arah vertikal maupun ke arah horizontal.

Sifat fisik fluida dan batuan reservoir, geometri lapisan reservoir, sifat fluida injeksi dan besarnya tekanan injeksi yang diberikan merupakan faktor-faktor yang mempengaruhi tingkat efisiensi pendesakan yang akan dicapai. Perencanaan injeksi gas tak tercampur secara keseluruhan dalam proyek produksi sekunder ini didasarkan atas faktor-faktor tersebut diatas.

Penggunaan gas sebagai fluida pendesak tak tercampur sudah berlangsung cukup lama, tetapi akhir-akhir ini sudah tidak begitu disukai lagi karena pendesakannya tidak efisien dan peranannya diganti oleh air. Beberapa alasan mendasar yang menyebabkan tidak efisiennya gas sebagai fluida pendesak, antara lain :
  • Gas biasanya bersifat tidak membasahi batuan reservoir, sehingga gas akan bergerak melalui pori-pori yang lebih besar dan bergerak lebih cepat dari minyak.
  • Gas yang diinjeksikan dapat mendesak gas lebih banyak daripada minyak apabila terdapat saturasi gas awal yang menempati pori-pori yang lebih besar.
  • Fluida gas mempunyai viskositas yang relatif jauh lebih kecil daripada minyak, sehingga gas cenderung melewati minyak bukan mendesaknya.
  • Fluida gas merupakan fluida non-wetting dan menempati pori-pori yang lebih besar dimana aliran paling mudah terjadi, sehingga permeabilitas relatif gas akan naik secara drastis dan permeabilitas relatif minyak akan turun secara drastis.
  • Mobilitas gas akan bertambah seiring dengan bertambahnya permeabilitas relatif gas, akibatnya masalah channeling semakin bertambah. Harga saturasi minyak residual (Sor) akan cukup besar pada akhir proses pendesakan gas.

Injeksi Tercampur

Proses pendesakan tercampur adalah proses pendesakan dimana fluida pendesak dan fluida yang didesak larut satu dengan yang lainnya dan tidak terbentuk suatu interface. Suatu zona transisi tidak akan berkembang seperti pada pendesakan tak tercampur.

Perbedaan permeabilitas efektif diantara fluida-fluida yang saling tercampur tidak terjadi pada pendesakan tercampur, sehingga tidak akan terdapat suatu gradien saturasi di belakang front.

Distribusi fluida yang terdapat di dalam zona transisi bukan merupakan fungsi dari hubungan permeabilitas relatif tetapi dipengaruhi oleh difusi dan proses pencampuran secara fisis.
Perbedaan nyata antara pendesakan tercampur dengan pendesakan tak tercampur terletak pada saturasi daerah yang zona transisinya telah dilalui.

Zona transisi pada pendesakan tercampur menyapu semua fluida yang dapat tercampur (miscible) dengannya sehingga saturasi minyak residual yang terdapat di daerah tersebut mendekati nol.

Injeksi tercampur ini dapat dilakukan dengan dua cara dalam pemakaian fluida injeksinya, yaitu:
  • Menginjeksikan fluida (pelarut) yang langsung bercampur dengan minyak (absolutely miscible). Fluida ini mahal sehingga biasanya hanya diinjeksikan dalam jumlah secukupnya untuk membuat tembok yang diikuti oleh fluida pendesak lain yang tidak begitu mahal. Jenis pelarut yang dapat bercampur ini antara lain : alkohol, liquid petroleum gas (LPG) dan propana.
  • Menginjeksikan fluida yang dapat bercampur dengan minyak pada tekanan, temperatur dan komposisi kimia tertentu (thermodinamically miscible). Jenis fluida tersebut antara lain : gas CO2, gas inert, gas yang diperkaya dan gas kering pada tekanan tinggi.

1. Injeksi Gas CO2


Gas CO2 sebenarnya tidak tercampur dengan minyak di reservoir pada kontak awal, tetapi suatu front pencampuran akan terbentuk pada kondisi tekanan, temperatur dan komposisi minyak tertentu.

Pengaruh CO2 terhadap minyak akan mengalami perubahan kimia fisika jika CO2 diinjeksikan ke dalam reservoir. Perubahan kimia fisika tersebut antara lain :
  • Pengembangan volume (swelling)
  • Penurunan viskositas
  • Kenaikan densitas
  • Ekstraksi sebagian komponennya.

Miscibility didefinisikan sebagai kemampuan suatu fluida untuk bercampur dengan fluida lain dan membentuk satu fasa yang homogen sehingga tidak nampak batas-batas antara kedua fluida tersebut. Tercapainya miscibility CO2 dan minyak ditandai dengan mengecilnya tegangan permukaan sampai mendekati nol.

Kondisi tekanan, temperatur dan komposisi harus memenuhi syarat tertentu untuk mencapai miscibility. Faktor-faktor penting untuk tercapainya miscibility CO2 dan minyak adalah:
  • Kemurnian Karbondioksida
  • Komposisi minyak
  • Temperatur
  • Tekanan

2. Injeksi Gas Yang Tidak Reaktif (Inert)

Gas inert adalah gas Nitrogen (N2). Tekanan miscibilitas adalah besarnya tekanan agar fluida yang diinjeksikan dapat tercampur dengan minyak reservoir yang diinjeksi pada temperatur reservoir.

Percobaan yang pernah dilakukan pada reservoir minyak dilkukan oleh Painter. Painter menemukan bahwa besarnya tekanan miscibilitas dengan membuat kontak yang berulang-ulang antara reservoir minyak dengan gas inert yang diinjeksikan.

Reservoir minyak dalam percobaan ini diinjeksikan dengan gas nitrogen (N2) dalam suatu tabung yang panjangnya 56 feet dengan tekanan injeksi sebesar 4280 psi pada temperatur reservoir. Hasilnya memperlihatkan bahwa miscibilitas diperoleh setelah terjadi kontak yang berulang kali dan sekitar 90 % minyak diproduksikan setelah 90 % PV N2 diinjeksikan.

Injeksi Kimiawi

Injeksi air atau gas dalam reservoir minyak tidak sepenuhnya berhasil menguras minyak yang berada dalam pori-pori batuan reservoir, atau dengan kata lain masih terdapat sejumlah minyak yang tinggal di reservoir pada akhir eksploitasinya. Penyapuan reservoir yang tidak sempurna (penyapuan sebagian) dan terjebaknya minyak oleh gaya kapiler di dalam zona terinvasi menyebabkan hal tersebut.

Penelitian selanjutnya diarahkan untuk meningkatkan perolehan minyak lebih lanjut, dimana hal ini dapat dilakukan dengan cara-cara sebagai berikut ini :
  • Meningkatkan efisiensi penyapuan dengan mengurangi mobility ratio antara fluida injeksi dan minyak reservoir.
  • Menghilangkan atau mengurangi gaya-gaya kapiler sehingga dapat meningkatkan efisiensi pendesakan.
  • Menggabungkan kedua cara tersebut secara bersama-sama.

Jenis-jenis injeksi kimiawi ini adalah injeksi polimer, injeksi surfactant dan injeksi alkaline. Injeksi polimer dan alkaline berfungsi untuk meningkatkan efisiensi penyapuan (sweep efficiency), sedangkan injeksi surfactant berfungsi untuk meningkatkan efisiensi pendesakan (displacement efficiency).

1. Injeksi Polimer


Injeksi polimer pada dasarnya merupakan injeksi air yang disempurnakan. Penambahan polimer ke dalam air injeksi dimaksudkan untuk memperbaiki sifat fluida pendesak agar recovery minyak menjadi lebih besar.

Tidak semua kasus rendahnya perolehan minyak oleh injeksi air dapat ditanggulangi dengan penambahan polimer, dalam hal ini efektivitas polimer sangat dipengaruhi oleh heterogenitas reservoir dan mobilitas fluida reservoir.

Dua jenis polimer yang sering digunakan pada saat ini adalah :
  • Polysacharide (alami)
  • Polyacrylamide (sintetik)

Injeksi fluida ke dalam reservoir melalui sejumlah sumur umumnya dilakukan dengan memakai sistem manifold. Variabel kecepatan pendorong oleh pompa yang digunakan untuk menginjeksikan fluida ke dalam reservoir menyebabkan laju aliran volumetris total dapat dikontrol dengan melihat program injeksi secara keseluruhan.

Laju aliran hanya ditentukan dari tahanan aliran dalam setiap sumur injeksi jika tidak terdapat alat kontrol aliran pada setiap sumur. Sejumlah alat pengontrol diperlukan pada setiap sumur untuk mengatasi injeksi aliran yang tidak terkontrol.

2. Injeksi Surfactant (Surface Active Agent)


Surfactant didefinisikan sebagai molekul yang mencari tempat diantara dua cairan yang tak dapat bercampur dan mempunyai kemampuan untuk mengubah kondisi.

Injeksi surfactant diinjeksikan ke dalam reservoir bertujuan untuk menurunkan tegangan permukaan antara minyak dan air agar tekanan kapiler pada daerah penyempitan pori-pori dapat dikurangi, sehingga minyak sisa pada daerah yang dipengaruhi tekanan kapiler tersebut dapat didesak untuk kemudian terproduksi. Variabel-variabel yang mempengaruhi injeksi surfactant yaitu:
  • Adsorbsi
  • Konsentrasi slug surfactant
  • Clay
  • Salinitas air formasi

Kuantitas bahan surfactant adalah penentuan volume surfactant yang dibutuhkan dalam pendesakan dengan bahan surfactant, agar minyak sisa dapat didesak dan diproduksikan dengan cara menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Penggunaan slug surfactant yang terlalu banyak, tidak ekonomis. Sedangkan bila terlalu sedikit mengakibatkan tidak semua permukaan minyak dilalui oleh slug tersebut.

Kualitas surfactant adalah efektivitas kerja surfactant untuk menurunkan tegangan permukaan antara minyak-air sehingga minyak sisa yang tertinggal dapat didesak dan diproduksikan. Bahan utama surfactant adalah petroleum sulfonate. Zat ini dihasilkan dari sulfonatisasi minyak mentah (distilasi minyak mentah). Rumus kimia sulfonate adalah R-SO3H dimana R adalah gugusan atom-atom karbon aromatik.

Sementara pelarut utama surfactant pada pendesakan ini adalah air dan minyak. Sulfonate merupakan hasil industri penyulingan suatu campuran zat-zat kimia yang disebut Petroleum Feedstock, dilarutkan dalam air atau minyak sehingga membentuk micele-micele yang merupakan microemulsion dalam air atau minyak.

Micele-micele berfungsi sebagai medium yang miscible terhadap minyak dan/atau air. Larutan yang menggunakan air atau minyak sebagai pelarutnya, tergantung pada bentuk larutan yang dikehendaki. Bentuk larutan itu antara lain aqueous solution, oil-external microemulsion dan water-external microemulsion. Pelarut utama dalam sistem aqueous solution dan water-external microemulsion adalah air, sedangkan pelarut utama dalam sistem oil-external emulsion adalah minyak.

Adapun mekanisme injeksinya yaitu larutan surfactant yang merupakan microemulsion diinjeksikan ke dalam reservoir. Surfactant mula-mula bersinggungan dengan permukaan gelembung-gelembung minyak melalui film air yang tipis. Film ini merupakan pembatas antara batuan reservoir dan gelembung-gelembung minyak.

Surfactant memulai peranannya sebagai zat aktif permukaan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air. Molekul-molekul surfactant yang mempunyai rumus kimia RSO3H akan terurai dalam air menjadi ion-ion RSO3–  dan H+. Ion RSO3– akan bersinggungan dengan permukaan gelembung-gelembung minyak sehingga mempengaruhi ikatan antara molekul-molekul minyak dan juga mempengaruhi gaya adhesi antara gelembung-gelembung minyak dengan batuan reservoir, akibatnya ikatan antara gelembung-gelembung minyak akan semakin besar dan gaya adhesinya semakin kecil sehingga terbentuk oil bank untuk didesak dan diproduksikan.

3. Injeksi Alkaline

Injeksi alkaline merupakan salah satu alternatif dalam injeksi kimia. Bahan kimia yang dapat dipakai pada injeksi alkaline ini sangat banyak dan pemilihannya didasarkan pada harga pH tertinggi.

Bahan kimia yang menghasilkan pH tinggi pada konsentrasi rendah adalah NaOH. Hasil pengamatan laboratorium menunjukkan bahwa kondisi optimum injeksi alkaline dicapai pada konsentrasi NaOH 0.1 % dan ukuran slug sekitar 15 % volume pori.

Mekanisme injeksi alkaline berhubungan dengan reaksi antara NaOH dengan asam organik pada minyak di reservoir. Reaksi ini akan mengakibatkan terjadinya penurunan tegangan permukaan, emulsifikasi, perubahan kebasahan dan peleburan rigid interfacial film.

Injeksi Thermal

Fungsi utama injeksi thermal adalah mengurangi viskositas minyak di reservoir. Air panas, uap panas maupun udara yang diinjeksikan dalam proses ini akan menambah gaya pendorongan.

Gaya kapiler dipengaruhi oleh panas secara tidak langsung, di lain pihak fraksi minyak akan terdistilasi dan menjadi mudah bergerak jika minyak terjebak oleh panas.

Injeksi thermal yang dimaksud adalah injeksi air panas, injeksi uap panas dan pembakaran di tempat (in-situ combustion).

1. Injeksi Air Panas


Injeksi air panas merupakan salah satu injeksi thermal yang digunakan untuk reservoir yang mempunyai viskositas tinggi dan metode ini banyak digunakan pada reservoir-reservoir dangkal yang mempunyai viskositas dalam kisaran 100-1000 cp. Injeksi air panas akan mengurangi mobility ratio pendesakan air dalam reservoir sehingga efisiensi recovery akan bertambah.

Air yang diinjeksikan pada reservoir dipanaskan terlebih dahulu sampai temperatur air lebih tinggi daripada temperatur reservoir mula-mula, tetapi lebih rendah dari titik uap air. Air panas akan mengalir secara kontinyu di dalam reservoir ke lapisan yang lebih dingin, kemudian akan terjadi kehilangan panas secara bertahap sehingga akhirnya temperatur mendingin sampai tercapai temperatur reservoir mula-mula pada daerah yang terpanasi.

Zona yang terpanasi dan water bank yang mendingin akan segera terakumulasi setelah injeksi air panas dimulai. Water bank yang mendingin ini secara kontinyu akan terbentuk di depan zona yang terpanasi. Zona yang terpanasi terbentuk lebih lambat, karena perpindahan panas hampir terjadi seketika dan rasio kapasitas panas air dengan batuan dimana dua atau tiga unit pore volume, air panas harus diinjeksikan untuk memanaskan satu volume bulk reservoir.

Distribusi temperatur dalam zona yang terpanasi tergantung kepada kehilangan panas di cap rock dan base rock, tetapi kecepatan leading edge tidak tergantung pada kehilangan panas. Kecepatan ini berbanding lurus dengan fluks air dan tergantung pada kapasitas panas air dan batuan.

Minyak pertama kali akan didesak oleh air dingin sebelum front panas sampai. Air panas akan mendingin lebih cepat dalam penjarian yang kecil (small fingering) sehingga panas berjalan lambat dalam reservoir. Pendesakan air panas lebih buruk daripada pendesakan air dingin karena air panas kurang viscous dibandingkan dengan air dingin, tetapi pada dasarnya air panas masih dapat mendorong minyak dingin.

Kehilangan panas secara bertahap dari channel air panas akan menambah temperatur reservoir dengan cara konduksi, sehingga viskositas minyak akan berkurang dan efek pendesakan air akan meningkat. Temperatur yang lebih tinggi dalam channel air panas akan mengurangi rasio viskositas antara minyak dan air, akibatnya pendesakan lebih efektif dan saturasi minyak sisa akan berkurang pada bagian lapisan minyak yang tersapu. Keuntungan injeksi air panas ini umumnya terjadi setelah breakthrough air dingin pada sumur produksi. Kenaikan recovery minyak biasanya disertai dengan tingginya water-oil ratio (WOR).

2. Injeksi Uap (Steam Injection)


Injeksi uap merupakan suatu proses pendesakan minyak seperti halnya dengan injeksi air. Uap diinjeksikan secara terus-menerus melalui sumur injeksi dan minyak yang didesak akan diproduksikan melalui sumur lain yang berdekatan.

Zona yang jenuh uap akan terbentuk pada saat uap dinjeksikan di sekitar sumur injeksi dan mendorong zona yang mengandung hasil kondensasi uap. Temperatur di dalam zona uap mendekati harga temperatur uap dari generator. Penurunan temperatur yang kecil bergerak dalam arah menjauhi sumur injeksi yang disebabkan adanya penurunan tekanan dalam arah aliran. Temperatur akan turun dari temperatur uap ke temperatur reservoir mula-mula pada zona uap yang terkondensasi.

Minyak yang mengandung komponen tertentu di dalam zona invasi uap akan mengalami proses distilasi, yaitu penguapan sebagian minyak yang tertinggal akibat adanya zona air panas yang bergerak di muka zona uap. Distilasi sebagian minyak ini terjadi pada komponen-komponen ringan, hal ini disebabkan minyak ringan ini mempunyai tekanan penguapan yang lebih tinggi dibandingkan dengan minyak berat. Pengaruh panas di dalam zona air panas pada produksi minyak adalah menurunnya viskositas minyak, ekspansi thermal minyak dan saturasi minyak sisa serta berubahnya permeabilitas relatif pada temperatur tinggi.

Respon reservoir minyak setelah dilakukannya injeksi uap merupakan suatu gejala alam yang dapat digambarkan dengan pendekatan secara matematik melalui anggapan-anggapan dan idealisasi guna keperluan peramalan serta optimasi kondisi operasi yang dibutuhkan agar menghasilkan peningkatan recovery yang maksimum.

Injeksi Mikroba (MEOR)


Injeksi mikroba (Microbial enhanced oil recovery) adalah suatu metode pengurasan minyak tahap lanjut dengan cara menginjeksikan mikroba ke dalam reservoir untuk meningkatkan perolehan minyak. Bakteri yang ada dalam reservoir kemungkinan berasal dari sisa-sisa populasi bakteri yang ada pada saat pembentukan minyak bumi.

Kemungkinan lain adalah karena penetrasi sepanjang aquifer dari permukaan. Penetrasi bakteri dari permukaan bisa memerlukan waktu yang bertahun-tahun, selama air tersebut mengandung karbon atau bahan organik dalam batuan yang dilewatinya. Bakteri dalam reservoir akan mempunyai pengaruh sebagai berikut:

1. Penyumbatan pori

Bakteri dapat menyebabkan penyumbatan pada kerongkongan pori sehingga akan memperkecil porositas dan permeabilitas batuan. Penyumbatan ini diakibatkan oleh adanya bakteri yang berspora dan/atau adanya pertumbuhan bakteri itu sendiri.

2. Degradasi hidrokarbon

Jenis hidrokarbon sangat dipengaruhi oleh komposisi dan ikatan kimia. Zobell (1950) mengamati kemampuan mikroba dalam mendegradasi hidrokarbon, sebagai berikut:
  • Hidrokarbon alifatik lebih mudah didegradasi dibanding dengan  hidrokarbon aromatik.
  • Rantai panjang lebih mudah didegradasi dibanding dengan rantai pendek.
  • Hidrokarbon tak jenuh lebih mudah didegradasi dibanding dengan hidrokarbon jenuh.
  • Hidrokarbon rantai bercabang lebih mudah dideegradasi dibanding dengan hidrokarbon rantai lurus.

3. Pengasaman (Souring)

Produksi asam oleh mikroba dihasilkan melalui proses glikolisis atau proses fermentasi. Produksi asam ini dapat mengakibatkan terjadinya perubahan porositas dan permeabilitas. Permeabilitas pada reservoir karbonat akan naik jika asam tersebut bereaksi dengan karbonat. Reaksi asam dengan karbonat tersebut juga menghasilkan gas CO2. Gas CO2 ini dapat mengakibatkan terjadinya oil swelling sehingga viskositas minyak akan turun.

Perubahan recovery minyak karena adanya injeksi mikroba tergantung dari kinerja mikroba, aktivitas dan lamanya mikroba dapat bertahan hidup. Mikroba digunakan sebagai subyek di dalam reservoir. Kondisi yang mempengaruhi kinerja mikroba yaitu tekanan, temperatur dan salinitas.

Temperatur optimum untuk perkembangan mikroba  berkisar antara 30-40oC. Ada juga jenis mikroba yang dapat hidup dan berkembang biak diatas 80oC, meskipun tekanan tidak menunjukkan batas setinggi temperatur namun perkembangan aliran yang membentang dapat mengurangi tekanan sebesar 3000 kPa.

Adaptasi dari kelakuan bakteri dengan mengembangkannya dibawah kekuatan tekanan untuk mengembangkan kekuatan injeksi. Salinitas yang tinggi menyebabkan pertumbuhan mikroorganisme kurang baik. Faktor-faktor  lain yang cenderung mempengaruhi kelakuan injeksi mikroba adalah tingkatan dengan tipe-tipe lain dari perkembangan aliran dan aktivitas proses metabolisme.
Beberapa proses dasar yang merupakan mekanisme dari injeksi mikroba adalah sebagai berikut :

1. Produksi Asam

Asam ini melarutkan matrik batuan sehingga dapat menaikkan porositas dan permeabilitas batuan.

2. Produksi Gas

Gas karbondioksida (CO2) yang dihasilkan melalui proses fermentasi akan menyebabkan pengembangan volume (swelling) minyak, penurunan viskositas minyak, kenaikan densitas minyak dan ekstraksi sebagian komponen minyak. Gas lainnya yang dihasilkan adalah metana (CH4), hidrogen (H2) dan nitrogen (N2). Adanya gas ini menyebabkan bertambahnya tekanan reservoar, sehingga draw-down dan laju produksi akan meningkat.

3. Produksi Pelarut

Produksi pelarut (etanol, butanol, aseton dan isopropanol) oleh mikroba bermanfaat selama proses injeksi mikroba sebab senyawa tersebut akan bercampur (miscible) dengan minyak sehingga viskositas minyak turun dan mobilitasnya akan meningkat.

4. Produksi Surfactant

Produksi surfactant akan menurunkan tegangan antar permukaan air-minyak sehingga minyak sisa akan terdesak dan dapat terproduksikan ke permukaan.

5. Penyumbatan Selektif

Penelitian laboratorium pada sistem batuan reservoir memperlihatkan bahwa microbial selective plugging secara teknis layak dan dapat membelokkan aliran dari permeabilitas yang tinggi ke rendah. Selective plugging ini dapat juga digunakan untuk memperbaiki water flooding dengan membelokkan aliran dari permeabilitas yang lebih tinggi ke daerah yang memiliki permeabilitas rendah.

6. Produksi Polimer

Polimer digunakan untuk mengurangi mobilitas air dan dapat mengontrol mobilitas dengan cara menaikkan viskositas air.

7. Pembelahan Hidrokarbon

Pembelahan hidrokarbon dilakukan oleh bakteri aerob. Adanya pembelahan akan menghasilkan molekul yang rendah sehingga minyak lebih mudah diproduksikan dari reservoir ke sumur produksi.

Mikroba yang akan digunakan dalam injeksi harus memenuhi syarat-syarat tertentu, antara lain :
  • Mempunyai ukuran kecil sehingga mudah bergerak diantara pori-pori batuan.
  • Tahan terhadap tekanan tinggi karena reservoir minyak umumnya mempunyai tekanan tinggi apabila dilihat dari kedalamannya.
  • Tidak membutuhkan banyak nutrisi dan akan lebih baik jika dapat berkembang pada media garam mineral yang terdapat dalam air formasi dengan menggunakan bagian dari minyak mentah sebagai sumber karbon dan energi.
  • Dapat melakukan metabolisme secara anaerob, karena kadar oksigen di dalam reservoir sangat minim.
  • Hasil dari metabolismenya dapat membantu memobilisasi minyak di dalam reservoir.
  • Tidak menimbulkan efek-efek negatif terhadap sifat-sifat minyak dan reservoir.

0 Response to "Pengertian dan Jenis EOR (Enhanced Oil Recovery)"

Post a Comment

Iklan Atas Artikel

Iklan Tengah Artikel 1

Iklan Tengah Artikel 2

Iklan Bawah Artikel