Proses pengangkatan minyak dan gas bumi dapat disebut dengan Recovery. Terdapat 3 taha[/ fase dari Recovery (primary, secondary, tertiary/ EOR)
Memanfaatkan perbedaan tekanan antara letak reservoir dengan minyak secara alami. Jenis dari pengangkatan tersebut yaitu:
A. Solution Gas Drive
Digunakan saat produksi sedang berlangsung dan tekanan reservoir berkurang. Recovery factornya adalah 5-30%
B. Free Gas Cap Drive Digunakan apabila tekanan reservoir berada di bawah bubble point. Recovery factornya adalah 2040%
C. Water Drive Digunakan saat di sebuah formasi terdapat minyak yang terjebak dalam jumlah yang sangat banyak. Tipe ini adalah yang terbaik karena recovery factornya 35-75%
D. Gravity Drive Tipe ini terjadipada semua reservoir. Mekanisme ini efektif untuk reservoir yang mempunyai permeabilitas tinggi dengan thick oil column.
• Artificial lift adalah metode untuk mengangkat hidrokarbon, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya disebabkan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi untuk mendorong minyak sampai ke atas. • Selain itu, terdapatnya air dalam formasi akan menyebabkan water breakthrough (air masuk ke daerah yang seharusnya dimasuki minyak) sehingga proses produksi minyak kurang efektif.
Terdapat 5 metode di dalam artificial lift:
Pompa ini menggunakan prinsip katup searah (check valve), pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Komponen pada alat ini ada plunger dan valve (standing valve dan traveling valve) yang dapat mengubah gerak naik-turun menjadi gerak vertikal satu arah ke atas.
Pada ESP, terdapat motor yang dapat menghasilkan panas akibat gerakannya. Pompa didesain untuk melewatkan fluida dengan motor agar panasnya dapat ditransfer ke fluida sehingga dapat menurunkan viskositas fluida yang akan diambil. ESP cocok digunakan untuk mengangkat fluida bervolume besar dan mampu digunakan untuk sumur miring.
• PCP memanfaatkan rotor berupa batang spiral dan juga stator sebagai wadahnya yang juga berbentuk spiral. • Rotor berputar sehingga mampu mengangkat fluida. Adapun motor drive sebagai prime mover (penggerak) berada di permukaan yang menggerakkan rotor di lubang sumur. Pompa (rotor dan stator) berada di bawah lubang perforasi untuk memastikan bahwa pompa berada di bawah fluid level untuk mengantisipasi loss flow yang terjadi. Fluida mengalir ke dalam stator dan terus mengalir melalui tubing hingga ke permukaan.
Gas lift memiliki prinsip menginjeksikan gas melalui valve yang terletak di annulus antara tubing dengan casing. Dengan injeksi gas inert tersebut, maka GLR di tubing bertambah. Dengan bertambahnya GLR, fluida di dalam tubing menjadi lebih ringan, sehingga minyak lebih mudah terangkat. Terdapat 2 jenis gas lift, yaitu: - Intermittent : injeksi gas pada periode tertentu.
- Continuous : injeksi gas secara terus menerus.
Alat ini identik dengan sucker rod pump, yang membedakan adalah alat ini digerakan oleh tekanan hidraulik dari fluida yang dipompa ke dalam sumur. Terdapat dua pompa, yaitu: - Pompa yang berada di permukaan untuk menginjeksi power oil or fluid bertekanan tinggi
- Parallel-free pump: power fluid menyebabkan upstroke dan adanya tekanan membuat downstroke. - Casing-free pump: power fluid diinjeksikan ke bawah melalui tubing string dan produced liquid mengalir ke atas melalui anulus casing-tubing.
Secondary Recovery adalah tahap diinjeksikannya air atau gas untuk mengangkat minyak sisa di reservoir yang tidak dapat diambil dengan metode tahap pertama (primary recovery).
Proses injeksi yang menggunakan gas untuk tujuan mempertahankan tekanan reservoir dan meningkatkan pemulihan produktivitas sumur minyak. Terbagi menjadi dua jenis gas injeksi: 1.
Gas terlarut (miscible), tekanan gas yang diinjeksikan harus berada atau di atas minimum miscibility pressure (MMP) yang menyebabkan gas menjadi larut dalam minyak.
2.
Gas tak larut (immiscible), injeksi ini dilakukan pada tekanan gas di bawah MMP (pada tekanan yang rendah) untuk mempertahankan tekanan reservoir supaya mencegah produksi cut-off dan dengan demikian meningkatkan tingkat produksi.
Proses pengambilan sisa minyak di dalam reservoir (5 – 50%) dengan menginjeksikan air melalui sumur injeksi ke reservoir. Syarat air yang diinjeksi: 1. Cocok untuk formasi produksi 2. Tidak menyebabkan reaksi yang dapat menurunkan permeabilitas formasi 3. Tidak mengandung suspended solids yang dapat menyumbat pori – pori batuan, bahan organik yang dapat membentuk lumpur, dan oksigen untuk mencegah korosi.
Proses perbaikan sumur untuk meningkatkan produktifitas sumur yang mengalami penurunan produksi yang disebabkan oleh adanya kerusakan formasi (formation damage) di sekitar lubang sumur.
Terdapat tiga macam metode: ➢ Dilakukan untuk meningkatkan permeabilitas dengan melarutkan material di formasi atau material yang menyumbat pori – pori batuan. ➢ Digunakan bahan peledak seperti nitrogliserin untuk memperbesar kavitasi batuan. Metode ini sudah tidak digunakan lagi karena dapat merusak lingkungan.
➢ Proses stimulasi sumur yang dilakukan dengan cara merekahkan formasi hidrokarbon melalui fluida tertentu (frac fluid) yang dipompa dengan laju dan tekanan tertentu (di atas fracture pressure formasi).
Tahapan umum WELL STIMULATION:
Fluida treatment dipompakan hanya ke dalam sumur, tidak sampai ke formasi. Tujuan utamanya untuk membersihkan lubang sumur dari berbagai macam kotoran penyumbatan. Fluida yang digunakan umumnya campuran asam karena sifatnya yang korosif.
Fluida (umumnya campuran asam) diinjeksikan ke dalam formasi hidrokarbon tanpa memecahkannya. Fluida ini akan “memakan� kotoran di sekitar lubang sumur dan membersihkannya sehingga fluida hidrokarbon akan mudah mengalir masuk ke dalam lubang sumur.
Fluida diinjeksikan ke dalam formasi dengan laju dan tekanan tertentu sehingga formasi akan pecah atau merekah.
EOR merupakan teknik lanjutan untuk mengangkat minyak jika berbagai teknik dasar sudah dilakukan tetapi hasilnya tidak optimal, Injeksi air akan optimum pada gravitasi sekitar 17 – 38oAPI. Minyak dengan viskositas yang lebih tinggi memiliki gravitasi yang lebih rendah sehingga sulit untuk bergerak. Maka, solusi yang tepat adalah dengan menurunkan viskositas minyak.
• Injeksi gas ke reservoir yang dapat larut dalam minyak. Gas yang digunakan adalah CO2, N2, dan LPG. Pada proses injeksi gas CO2, seringkali terjadi breakthrough dimana gas masuk ke daerah permeabilitas yang seharusnya dimasuki oleh minyak. Untuk mengatasinya, dapat menggunakan water alternating gas.
• Menginjeksikan bahan kimia berupa surfactant atau bahan polimer untuk mengubah properti fisika dari minyak ataupun fluida yang dipindahkan. Tipe chemical flooding yang paling sering digunakan adalah alkaline chemical flood dan micellarpolymer flood. Metode ini hanya dapat digunakan untuk sandstone karena karbonat dapat mengabsorpsi surfaktan.
• Menginjeksikan fluida bertemperatur tinggi ke dalam formasi untuk menurunkan viskositas minyak sehingga mudah mengalir. Dengan menginjeksikan fluida tersebut, diharapkan juga tekanan reservoir akan naik dan minyak akan terdorong ke arah sumur produksi.
• Definisi: Fasilitas yang terdapat pada permukaan tanah yang diperlukan untuk memproduksi minyak dan gas bumi. • Tujuan: Agar minyak/gas bumi bisa dialirkan dan diproses (Oil & Gas Processing) setelah minyak/gas tersebut berhasil diangkat dari dasar sumur (subsurface) menuju permukaan (surface). • Pengelompokan surface facility berdasarkan bagian yang ditemui setelah wellhead dalam surface facility adalah: flowline,manifold, lalu separator.
Flowline adalah pipa penyalur minyak dan gas bumi yang mengalirkan fluida dari sumur menuju ke fasilitas produksi (wellhead ďƒ¨ manifold)
Seluruh flowline dari beberapa sumur akan tergabung pada manifold, lalu akan dialirkan ke separator
Gambar 2.1 Flowline pattern
Manifold adalah kelompok atau sekumpulan katup/valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk ke header dan separator yang diinginkan. Header : Tempat bermuaranya aliran fluida dari flowline yang terletak diatas manifold dan mempunyai diameter yang lebih besar dari flowline/
•
Aliran yang berasal dari sumur produksi biasanya diidentifikasi sebagai aliran yang tubulen, dan campuran gas, minyak, salt water dengan kecepatan tinggi
•
Ketika aliran-aliran ini telah mencapai permukaan, mereka akan mengalami penurunan suhu dan tekanan secara terus menerus dan pada akhirnya akan membentuk aliran cairan 2 fasa: gas dan cairan.
•
Pemisahan fisik dari fasa-fasa ini merupakan salah satu operasi dasar dalam produksi, processing, dan treatment minyak dan gas. Hal tersebut dapat dilakukan/dicapai oleh separator.
Gambar 2.2 Horizontal Separator
Gambar 2.3 Vertikal Separator
Gambar 2.4 Radial Separator
• Oil water emulsion dapat dipisahkan dengan 4 metode berikut: Emulsi dapat dipanaskan dengan heater treater yang memiliki fire tube menggunakan burned natural gas, terdapat 2 metodenya, yaitu: - Direct fired: Fire tube berkontak langsung dengan emulsi - Indirect fired: Fire tube berkontak dengan water bath yang akan mentransfer panas ke emulsi Peningkatan settling time yang akan membuat tetesan air akan keluar. Alat yang digunakan adalah settling tank bernama gun barrel atau FWKO vessels
Penggunaan electrostatic heater untuk memisahkan emulsi minyak-air
treater
Menggunakan demulsifier yang dapat melemahkan atau merusakan stabilizing film antara minyak dan air. Pada metode ini, diberikan juga pemanasan agar lebih optimal.
• Gas processing dilakukan untuk mengolah gas alam tersebut sehingga memiliki komposisi yang diinginkan dan terhindar dari senyawa sampingan yang tidak diinginkan. • Biasanya terdapat 4 proses utama untuk menghilangkan senyawa yang tidak diinginkan:
− Scrubber merupakan two-phase separator yang di design untuk memisahkan cairan yang terbawa oleh gas hasil produksi separator. − Atau pada tahap pertama dari gas processing, metode ini digunakan untuk menangkap cairan kental (condensed) yang disebabkan oleh pendinginan atau penurunan tekanan
- Absorption process: mengalirkan crude oil kedalam Menara absorpsi dimana absorption oil (cairan hidrokarbon ringan yang digunakan untuk absorpsi atau menghilangkan cairan hidro karbon yang lebih berat) akan berkontak dengan minyak sehingga akan menyerap NGL yang terdapat pada minyak. - Cyrogenic Processes: diperlukan untuk tingkat pemulihan yang tinggi dan ekonomis. Proses ini dilakukan dengan cara menurunkan suhu dari aliran gas menjadi -120 F.
Proses pemisahan molekul asam seperti H2S dan CO2 dari gas alam. Menggunakann larutan yang bersifat basa seperti zat-zat dari berbagai amina. Jenis larutan amina yang digunakan: Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Metildietanolamina (MDEA) Dilsopropilena (DIPA) Aminoetoksietanol (DGA) Gambar 2.5 Gas Sweetening
Proses pemisahan molekul moisture berupa H2O dari gas alam. Dengan tujuan: - Mencegah terjadinya free-water yang membentuk hidrat pada bagian pendinginan - Menvegah terjadinya korosi akibat asam yang terbentuk dari freewater dan H2O - Mencapai suatu kualitas gas yang diinginkan Terdapat dua cara, yaitu: 1. Menggunakan liquid dessicant Liquid dessicant yang digunakan adalah Glikol (umumnya adalah Trietilen Glikol atau TEG). Pada glycol tower, proses ini akan berlangsung dimana gas dialirkan ke TEG dan air akan diabsorp. Air akan keluar dalam bentuk uap di bagian atas tower, sedangkan glikol akan keluar di bagian bawah tower sebagai rich glycol. 2. Menggunakan solid dessicant (dry bed) Glikol akan dilewatkan ke solid dessicant yang berperan sebagai absorbent. Solid dessicant yang dapat digunakan adalah molecular sieve, beds of silica, dan alumina gel.
• Air dipisahkan dari production stream seperti di separator, heater treater, electrostatic treater. • Air hasil pemisahan ini dapat digunakan lagi untuk diinjeksi sebagai EOR ataupun dibuang. Namun, harus dipastikan bahwa air harus aman. Setelah proses separasi, produced water belum sepenuhnya aman karena air kemungkinan mengandung:
Pembersihan dengan settling (pemisahan berdasarkan gaya gravitasi) di dalam tangki, dengan metode filtrasi, atau dengan hydroclone tanks (gravitasi dipercepat dengan memutar fluida Pembersihan dengan menggunakan alat Skimmer Tank atau Hydrocyclone Tank Dikontrol dan dieliminasi dengan menginjeksikan scale inhibitor secara kontinu Dihilangkan dengan inorganic oxidizing agents (Klorin atau sodium hipoklorit) dan organic biocides (O2 atau N2)
Tes untuk mengetahui jumlah maksimum gas dan minyak yang dapat di produksi oleh sumur dalam 24 jam
Untuk mengetahui efek dari perbedaan laju produksi yang diberikan
Untuk mengetahui berapa banyak sumur yang berproduksi
• Drawdown Test: Sumur produksi, tekanan turun ke titik stabil (Average Flowing Pressure) • Build-up Test: Sumur tutup, tekanan naik ke titik stabil (Average Reservoir Pressure) • Multirate Test: Mengukur Flowing Bottomhole Pressure pada laju berbeda
Untuk mengukur Shut-in Pressure dan tekanan pada laju tertentu untuk menentukan Well deliverability
Absolute Open Flow Potential (AOFP): Laju alir max saat bottomhole pressure 0
Inflow Performance Relationship (IPR): Kurva hubungan Production Rate dengan Bottomhole Flowing Pressure
Production Index (PI): Indikator dari siklus bisnis yang menghitung value added at factor cost per period
Ec.europa.eu. (2018). Glossary:Production index - Statistics Explained. [online] Available at: https://ec.europa.eu/eurostat/statisticsexplained/index.php/Glossary:Production_index [Accessed 12 Sep. 2018]. Glossary.oilfield.slb.com. (2018). inflow performance relationship - Schlumberger Oilfield Glossary. [online] Available at: https://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/i/inflow_performanc e_relationship.aspx [Accessed 14 Sep. 2018]. Fekete.com. (2018). AOF. [online] Available at: http://www.fekete.com/SAN/TheoryAndEquations/WellTestTheoryEqu ations/AOF.htm [Accessed 14 Sep. 2018]. Anon, (2018). [online] Available at: https://www.coursehero.com/file/15036490/Injeksi-Air-SecondaryRecovery/ [Accessed 14 Sep. 2018]. admin, r. (2018). Secondary Recovery – Gas Injection – Energy and Science. [online] Reservoar.org. Available at: http://www.reservoar.org/reservoir/oil-recovery/secondary-recoverygas-injection/ [Accessed 14 Sep. 2018].