JEBT: Jurnal Energi Baru & Terbarukan Mengenal Enhanced Oil Recovery (EOR) Sebagai Solusi Meningkatkan Produksi Minyak Indonesia Bayu Prasetya Putra1, Berkah Fajar Tamtomo Kiono2 1Magister Energi, Sekolah Pascasarjana, Universitas Diponegoro; 2Departemen Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro; Email : (B.P.P), (B.F.T.K); Abstrak : Produksi minyak dari sebuah reservoir secara alami pasti akan mengalami penurunan atau bahkan tidak dapat menghasilkan sama sekali. Kondisi tersebut tidak serta merta menggambarkan bahwa cadangan minyak dalam reservoir sudah habis. Jika hanya mengandalkan metode produksi primer (primery recovery) kemungkinan besar masih sangat banyak minyak yang tersisa di reservoir, untuk itu diperlukan metode produksi lanjutan untuk bisa menguras minyak yang masih banyak tersisa di reservoir. Metode Enhanced Oil Recovery (EOR) akan memberikan solusi pengurasan terhadap minyak yang masih ada didalam reservoir yang tidak dapat diambil dengan produksi primer. Namun untuk menerapkan metode EOR diperlukan pemilihan yang tepat sehingga didapatkan hasil yang optimum sesuai dengan biaya yang dikeluarkan. Kata Kunci : Cadangan minyak, primary recovery, Enhanced Oil Recovery 1. Pendahuluan Indonesia merupakan negara yang kaya akan keanegaragaman energi dan sumber daya mineral. Lebih dari 100 tahun, minyak bumi menjadi tumpuan ekonomi Indonesia. Berdasarkan laporan Kinerja DEN 2019, minyak bumi masih berkonstribusi sebesar 28,82% dari total konsumsi energi Nasional, dengan konsumsi hampir dua kali lipat dari produksi minyak bumi (Gambar 1) (DEN, 2019). Cadangan minyak bumi Indonesia selama 10 tahun terakhir trend-nya cenderung mengalami penurunan (Gambar 2). Cadangan minyak bumi dari 8.21 miliar barel pada 2008 turun ke kisaran 3.8 miliar barel di 2019 (Gambar 3). Reserve to Production terdapat pada kisaran 9 tahun. Hingga saat ini konsentrasi kegiatan eksplorasi dan produksi migas baru sekitar 42% dari total 128 cekungan yang ditemukan, dimana 19% atau 18 cekungan sudah terproduksi, 9% atau 12 cekungan sudah dibor dan ditemukan minyak, serta 24% atau 24 cekungan sudah dibor tapi tidak ditemukan minyak. Masih ada 58% cekungan yang belum dibor untuk dipastikan potensi cadangan migasnya. Pada tahun 2019, pencapaian produksi minyak dan kondensat nasional mencapai 745.1 Mbopd, atau mengalami penurunan sebesar 26.96 Mbopd dibandingkan pencapaian produksi pada tahun 2018 sebesar 772.1 Mbopd (Gambar 4), dengan laju penurunan produksi alamiah dapat ditahan sebesar 3-5% per tahun. Terdapat 6 faktor yang menjadi tantangan dan kendala utama dalam merealisasikan target produksi migas di tahun 2019, yaitu penurunan laju produksi yang lebih cepat dari perkiraan, hasil pemboran yang tidak sesuai ekspetasi, kendala cuaca yang menyebabkan mundurnya beberapa beberapa Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021, Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 Received : 16 April 2021 Accepted : 21 Mei 2021 Published : 05 Juli 2021
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 85 dari 100 kegiatan operasional fasilitas dan pomboran, ganguan operasional, serta permasalahan curtailment produksi akibat isu komersial (SKK Migas, 2019). Gambar 1. Konsumsi dan Produksi Minyak Bumi 2009-2019 (KESDM, 2019) Gambar 2. Laju Penurunan Cadangan Minyak Bumi 2009-2019 (KESDM, 2019) Mengingat minyak dan gas bumi masih merupakan energi yang mendominasi dalam penggunaan energi nasional, maka beberapa upaya peningkatan cadangan minyak dan gas bumi senantiasa diupayakan (KESDM, 2020). Salah satu solusi mengatasi berkurangnya cadangan minyak di Indonesia adalah dengan cara meningkatkan recovery minyak. Ada beberapa strategi yang bisa dilakukan, antara lain untuk jangka waktu pendek dengan melakukan work over dan well services, untuk jangka waktu menengah dengan metode Enhanced Oil Recovery (EOR), sedangkan untuk jangka waktu panjang, melalui cara eksplorasi. Kegiatan eksplorasi tentunya lebih menantang serta lebih mahal. EOR adalah salah satu cara untuk meningkatkan cadangan minyak dengan menguras volume minyak yang sebelumnya tidak dapat diproduksikan. Secara umum, kegiatan eksplorasi terbagi menjadi tiga fase, yakni fase primer, sekunder dan tersier (Gambar 5). Fase primer (primary recovery) adalah fase dimana lapangan baru dikembangkan (SKK Migas, 2014). Dalam fase ini, produksi minyak bumi dapat mengalir ke sumur produksi sampai ke permukaan dengan mekanisme pendorong dari reservoir itu sendiri, atau dengan mekanisme pendorong (artificial lift) bila tekanan sumur hanya mampu mengalirkan produksi minyak bumi ke sumur produksi dan tidak mampu
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 86 dari 100 sampai ke permukaan. Metode artificial lift meliputi Sucker rod pumping, Gas lift, Electrical submersible pumping, Hydrolic pumping, dan Plunger lift (Brown, 1980). Menurunnya tekanan reservoir menyebabkan minyak yang tersisa didalam reservoir tidak bisa naik ke sumur produksi (Lubis dkk, 2014). Penurunan laju produksi pada sumur disebabkan oleh menurunnya tekanan reservoir (Umar dkk, 2017). Gambar 3. Peta Cadangan Minyak Bumi Tahun 2019 (KESDM, 2020) Gambar 4. Laju Penurunan Produksi Minyak Bumi Tahun 2009-2019 (SKK Migas, 2019) Fase sekunder (secondary recovery) dilaksanakan dengan injeksi cairan (pressure maintenance atau water flooding) atau gas (immiscible gas flooding) ke dalam reservoir dan mendorong minyak mengalir ke sumur produksi (SKK Migas, 2014). Jika dalam akhir fase sekunder dimungkinkan masih tersimpan cadangan minyak bumi, maka selanjutnya dapat dilakukan metode tersier (tertiery recovery). Dalam metode tersier ini dikenal dengan istilah Enhanced Oil Recovery (EOR) (Green, 2003). Dalam Paper ini, penulis akan mencoba memaparkan teknologi EOR dalam beberapa bagian. Pertama, Jenis metode EOR yang digunakan di Industri Migas. Kedua, penerapan dan perkembangan metode EOR di Indonesia dimasa lalu dan masa kini. Ketiga, hambatan yang dihadapi dalam penerapan metode EOR di Indonesia.
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 87 dari 100 Gambar 5. Tahapan Fase Eksplorasi Minyak Bumi (Kokal, 2010) 2. Metode Enhanced Oil Recovery Enhanced Oil Recovery (EOR) adalah metode peningkatan produksi minyak bumi dengan menginjeksikan sumber energi eksternal dan/atau material untuk memperoleh minyak yang tidak dapat diproduksikan secara ekonomis menggunakan primary recovery dan secondary recovery. (SKK Migas, 2015) Metode EOR dapat menyebabkan perubahan pada reservoir seperti komposisi, rasio mobilitas minyak dan air, dan struktur batuan fluida. Berdasarkan jenis material yang diinjeksikan metode EOR dapat dibedakan menjadi beberapa metode yaitu: thermal flooding (hot water, steam stimulation, steam flood, fire flood), miscible gas flooding (hydrocarbon solvent, CO2, N2, hydrocarbon gas, mixed of natural gas), chemical flooding (polymers, surfactans, alkaline), dan yang lain (foam, microbial) (Green and Willhite, 1998). 2.1. Thermal Flooding Injeksi termal adalah proses injeksi panas ke dalam reservoir untuk mengurangi viskositas minyak, meningkatkan kemampuan fluida untuk mengalir melalui reservoir, dan mengurangi ketegangan antara batuan dan cairan (interfacial tension) yang tujuannya untuk meningkatkan mobilitas minyak dan membuat jalur aliran yang lebih mudah menuju sumur produksi. Selain itu, minyak yang dipanaskan akan menguap sehingga membentuk minyak yang lebih tipis melalui kondensasi. Panas dapat disuplai dari luar reservoir melalui injeksi uap panas atau air panas atau dapat dibangkitkan dalam reservoir itu sendiri melalui pembakaran (Prats. M, 1986). Faktor perolehan dapat mencapai 80% pada beberapa proyek injeksi uap panas. Peningkatan yang signifikan bila dibandingan tipikal perolehan fase primer yang hanya berkisar antara 1 sampai dengan 10% (Curtis dkk, 2002). Injeksi termal dari luar yang banyak dikenal adalah injeksi air panas dan injeksi uap panas. Kedua fluida injeksi tersebut berperan menurunkan viskositas minyak sehingga akan memperbaiki mobilitas minyak tersebut. Perbedaan yang signifikan adalah keberadaan efek kondensasi uap. Keberadaan fase gas menyebabkan komponen-komponen ringan pada hidrokarbon mengalami distilasi, dilusi, dan stripping memberi konstribsi dalam menghasilkan saturasi residual minyak yang sangat rendah (Willman dkk, 1961). Ketika uap mengalami kondensasi, komponen hidrokarbon yang terkondensasi mengalami hal yang sama sehingga akan mengurangi viskositas minyak pada zona kondensasi. Kombinasi pengurangan viskositas, peningkatan permeabilitas reatif, dan perluasan area penyapuan pada injeksi uap akan menghasilkan pengurasan minyak yang jauh lebih lebih besar dibandingkan dengan injeksi air panas (Gambar 6).
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 88 dari 100 Gambar 6. Ilustrasi proses injeksi steam flood pada reservoir (History.alberta.ca, 2021) Pada metode pembakaran minyak di reservoir atau in-situ combustion, oksigen diinjeksikan ke dalam reservoir, minyak yang ada dalam reservoir kemudian dibakar dengan menggunakan electrical igniter. Temperatur pembakaran berkisar antara 650 sampai 1,200°F (343°C - 635°C) (Don W. Green dan G. Paul Willhite, 2003). Mekanisme yang terjadi pada injeksi uap juga terjadi pada proses in-situ combustion. Panas yang dihasilkan akan terkonsentrasi pada zona pembakaran karena kapasitas panas udara sebagai fluida injeksi terlalu rendah untuk mentrasfer panas secara signifikan. Karena hal ini, air diinjeksikan untuk mentransfer panas dari zona pembakaran ke zona yang berisi minyak original. Aplikasi in-situ combustion tidak sebanyak injeksi uap. Teknik ini terbatas digunakan pada reservoir dalam tekanan tinggi, yaitu dari 3.000 ft dan 2.500 psi (Gambar 6). Cyclic steam simulation adalah metode injeksi uap panas secara berkala pada sumur. Pada metode ini, uap diinjeksikan ke dalam sumur produksi selama periode tertentu, antara 2 hingga 4 minggu. Selanjutnya sumur ditutup beberapa hari dengan tujuan panas menyebar ke sekitar lubang sumur. Laju minyak saat sumur diproduksi kembali akan tinggi karena viskositas minyak berkurang drastis akibat kenaikan temperatur dalam reservoir. Seiring dengan produksi sumur, temperatur akan menurun karena kehilangan panas secara konveksi melalui fluida terproduksi dan secara konduksi ke formasi yang terletak di atas dan di bawah reservoir. Laju aliran minyak akan berkurang hingga mencapai batas keekonomian. Pada tahap ini, injeksi uap panas dilakukan kembali. Siklus tersebut pada beberapa reservoir dapat mencapai 20 kali. (Prats. M, 1986) Stimulasi injeksi uap panas hanya dapat dilakukan bila tenaga alami reservoir masih cukup besar mendorong minyak ke sumur produksi. Metode ini juga menjadi pilihan pada reservoir yang relatif kecil atau reservoir denga konektifitas buruk dimana injeksi uap panas tidak ekonomis karena biaya investasi sumur baru tidak dapat dikompensasi dari tambahan minyak yang diperoleh.
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 89 dari 100 2.2. Miscible Gas Flooding Injeksi gas tercampur adalah proses pendesakan suatu fluida terhadap fluida lain untuk bercampur dan membentuk suatu fasa yan homogen sehingga tidak tampak lagi batas dari masing- masing fluida. Hasil dari pencampuran tersebut dapat keluar dari pori-pori batuan dengan mudah. Tujuan injeksi gas tercampur adalah untuk menurunkan viskositas fluida reservoir serta meningkatkan laju alirnya, sehingga minyak lebih mudah diproduksikan (Ansyori, 2018). Fluida pendesak yang umum digunakan adalah gas CO2, N2, LPG, dan flue gas. Parameter penting yang perlu diketahui pada proses injeksi gas tercampur adalah tekanan pencampuran minimum (MMP), karena bersifat spesifik untuk setiap reservoir. Pendesakan hanya bisa terjadi jika tekanan reservoir diatas MMP. Injeksi gas tercampur akan meningkatkan saturasi minyak (Usman, 2011). Gambar 7. Ilustrasi Proses Injeksi Water-Alternating-Gas (Energy.gov, 2021) CO2 diinjeksikan dalam reservoir pada kondisi diatas temperatur kritis yaitu 31°C. Viskositas CO2 pada kondisi injeksi sangat rendah antara 0.06 hingga 0.10 cp tergantung temperatur dan tekanan reservoir. (Harry dkk, 2006) Hal ini menyebabkan mobilitas CO2 jauh lebih tinggi dibandingkan mobilitas minyak dan air sehingga terjadi fingering yang mengakibatkan rendahnya efisiensi pendesakan makroskopik. Untuk memperbaiki hal ini, mala slug CO2 dan air diinjeksikan secara bergantian. Metode ini dikenal dengan water-alternating-gas (WAG). Gambar 7 menampilkan ilustrasi proses WAG. Problem lain terkait Injeksi CO2 adalah perbedaan densitas antara CO2 dengan air dan minyak. CO2 yang lebih ringan cenderung bergerak kebagian atas reservoir dan mendesak minyak hanya pada bagian tersebut. Karena alasan ini injeksi CO2 pada beberapa kasus dilakukan pada top reservoir.
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 90 dari 100 2.3. Chemical Flooding Injeksi kimia adalah salah satu jenis metode EOR dengan jalan menambahkan zat-zat kimia ke dalam air injeksi untuk menaikkan perolehan minyak sehingga akan menaikkan efisiensi penyapuan dan menurunkan saturasi minyak dalam reservoir. Terdapat tiga macam zat kimia yang biasa digunakan dalam injeksi kimia, yaitu: polimer, surfaktan (zat aktif permukaan), dan alkalin (kaustik) (Ansyori, 2018). Injeksi menggunakan polimer untuk meningkatkan perolehan minyak pertama kali diperkenalkan sebagai teknik EOR pada awal tahun 1960 (Sorbie, 1991). Injeksi polimer dapat meningkatkan faktor perolehan minyak sebesar 5-30% dari original oil in place (OOIP) (G.A. Pope, 2007). Injeksi polimer cocok dimplementasikan pada reservoir yang sukses dilakukan injeksi air namun masih banyak minyak yang belum bisa diambil. Dengan kata lain, injeksi polimer akan mengefektifkan efek dari injeksi air yang telah dilakukan sebelumnya. Hal ini dikarenakan permukaan kontak antara zat kimia-minyak lebih baik jika dibandingkan permukaan kontak antara air-minyak dalam mekanisme pendesakan seperti yang terlihat pada gambar 8. Berdasarkan prinsip rasio mobilitas, injeksi polimer-air dapat mengurangi rasio mobilitas air dengan dua mekanisme (1) meningkatkan viskositas fase air (2) mengurangi permeabilitas air ke porous rock (batuan berpori) dengan menyerap polimer yang ada pada bantuan berpori. Sehingga meningkatkan efisiensi penyapuan minyak dalam reservoir (K.S. Sorbie, 1991) (C.G. Zheng dkk, 2000). Gambar 8. Ilustrasi Proses Injeksi Polimer (A.N El-hoshoudy, 2017) Efektifitas injeksi polimer dipengaruhi secara langsung oleh viskositas, berat molekul dan konsentrasi polimer. Perubahan jumlah air dan salinitas dalam larutan polimer akan mempengaruhi viskositas. Polimer dengan berat molekul yang lebih tinggi akan memberikan viskositas lebih tinggi dan dapat mengurangi volume polimer yang digunakan namun tetap dapat melalui pori pada reservoir batuan secara efektif. Semakin tinggi konsentrasi polimer yang diinjeksikan dapat mempersingkat waktu injeksi dan meningkatkan recovery factor sehingga menurunkan saturasi minyak sisa. Namun harus dipertimbangkan pula bahwa semakin besar konsentrasi polimer yang akan diinjeksikan memerlukan tekanan injeksi yang besar pula (Abadli, 2012). Surfaktan merupakan
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 91 dari 100 senyawa aktif yang mempunyai struktur amphifilik, yang terdiri dari gugus hidrofilik dan lipofilik (Febiyanti dkk, 2013) yang dapat menurunkan tegangan permukaan atau inter-facial tension (IFT) antara dua fase yang berbeda, yaitu minyak dan air (Ahmadi dkk, 2014). Sehingga dapat dimanfaatkan dalam proses EOR. Untuk meningkatkan efisiensi pendesakan volumetrik, injeksi larutan surfaktan umumnya diikuti oleh injeksi larutan polimer. Proses ini dikenal sebagai injeksi misel-polimer atau surfaktan-polimer (Usman, 2011). Pada injeksi Alkalin, sistem larutan kimia dengan pH tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir. Umummnya diterapkan pada reservoir minyak bersifat asam (petroleum acids) (Green, 2003). Perpaduan alkalin-surfaktan-polimer merupakan variasi lain dalam injeksi kimia. 2.4. Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) Salah satu teknologi EOR yang tidak memerlukan investasi besar adalah microbial enhanced oil recovery (MEOR) yaitu penggunaan mikroba untuk peningkatan pengurasan minyak. Sayangnya kredibilitas teknologi ini belum sepenuhnya diakui oleh industri perminyakan karena alasan teknis dan ekonomis (Saikrishna, 2007), walaupun sejumlah uji coba lapangan telah berhasil menunjukkan adanya peningkatan produksi minyak (Hou dkk, 2005). Dari sisi ekonomis, dukungan finansial terhadap metode ini sangat lemah karena minimnya data yang menunjukkan adanya keuntungan ekonomis dari aplikasi MEOR. Dari sisi teknis, para peneliti dan praktisi MEOR tidak mampu menghilangkan persepsi bahwa proses aplikasi teknologi ini sangat kompleks (Bryant, 2000). Hasil penelitian dan uji coba lapangan menunjukkan bahwa sejumlah bakteri tertentu dalam reservoir bila diberi nutrisi dan bio-katalis yang sesuai akan dapat berkembang dan menghasilkan bio-surfaktan, alkohol, bio-polimer, gas, dan zat asam melalui proses metabolisme (Usman, 2011). Gambar 9. Ilustrasi MEOR pada reservoir minyak (Ansyori, 2018)
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 92 dari 100 Proses MEOR dimulai dari injeksi mikroba ke reservoir hingga munculnya minyak ke permukaan dapat dilihat pada gambar 9. Mikroba yang diinjeksikan akan mengikat minyak yang terperangkap pada reservoir kemudian membawanya keluar permukaan (Siami, 2020). MEOR kebanyakan diaplikasikan pada 2 reservoir seperti mekanisme in-situ dan ex-situ (Saravanan dkk, 2020). MEOR pada mekanisme in-situ mikroba dan nutrien diinjeksikan ke reservoir melalui sumur injeksi, sedangkan pada ex-situ mikroba di produksi pada bioreaktor terlebih dahulu kemudian di injeksikan ke reservoir (Niu dkk, 2020). Efektivitas dari metode MEOR diukur berdasarkan beberapa parameter, seperti formasi suhu, viskositas minyak, permeabilitas, salinitas air garam, water cut, gravitasi API minyak, pH, tekanan, saturasi oil residu, kedalaman porositas, dan kandungan bakteri pada reservoir (Saravanan dkk, 2020). 3. Penerapan EOR di Indonesia Di Indonesia sendiri, metode EOR yang paling luas adalah steam flooding. Metode ini telah berhasil diimplementasikan di lapangan Duri untuk meningkatkan recovery minyak berat sejak 1985. Dalam hal produksi, proyek ini adalah aktivitas steam flooding terbesar di dunia yang dikenal sebagai Duri Steam flood atau DSF (Koottungal, 2014). Dengan DSF, lapangan Duri mampu memproduksi minyak hingga mencapai 296 BOPD (SKK Migas, 2014), dan berkonstribusi terhadap total produksi nasional sekitar 20% (SKK Migas, 2011). Cadangan Minyak yang ada secara keseluruhan diperkirakan mencapai 27 miliar barrel. Dari angka ini, cadangan minyak yag sudah diproduksi mencapai 23.5 miliar barrel dan ada 3.3 miliar barrel yang masih tersisa. Dari sisa tersebut, sebanyak 46 juta barrel diharapkan bisa diangkat dengan menggunakan teknologi EOR (SKK Migas, 2014). Berikut adalah perkembangan penerapan metode EOR yang dilakukan di Indonesia. 3.1. Thermal Flooding di Lapangan Duri dan Minas Injeksi termal telah diterapkan di Indonesia sejak tahun 1967. Proyek injeksi termal pertama dilakukan dengan teknik huff-and-puff. Teknik tersebut merupakan awal dari proyek steam flooding yang telah mampu memperpanjang produksi Lapangan Duri hingga hari ini. Sejak tahun 1975, Lapangan Duri telah menerapkan dua pilot project EOR yaitu caustic injection dan steam flooding. Dimana proyek steam flooding berhasil meningkatkan produksi lapangan Duri, sedangkan caustic injection tidak dilanjutkan pada tahun 1979 karena mengalami kegagalan. Selanjutnya, steam flooding dipilih untuk diterapkan sepenuhnya di Lapangan Duri, dan menjadikan proyek EOR terbesar di Indonesia hingga saat ini masih merupakan metode steam flooding terbesar di dunia (Koottungal, 2014). Metode steam flooding diterapkan pada Area 1 sampai April 1985. Setelah itu, dilanjutkan pada Area 2 di tahun 1986, dan mencapai Area 14 pada tahun 2010. Puncak total produksi Lapangan Duri diperkirakan mencapai 300,000 BOPD pada tahun 1994. Terlepas dari tingkat produksi saat ini dan ekspansi yang mencakup proyek North Duri Development (NDD), total produksi Lapangan Duri pernah menurun ke level terendah hanya 165.057 BOPD (SKK Migas, 2013). Sejauh ini, metode steam flooding hanya diterapkan di Lapanan Duri karena lapangan tersebut memiliki kondisi reservoir yang sesuai seperti karakteristik minyak berat, kedalaman, dan ketebalan reservoir dalam area yang luas.
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 93 dari 100 Tabel 1. Aktifitas Steam Flooding di Indonesia (Abdurrahman dkk, 2017) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 1 Duri Field Trial Huff and 1967 No Information Shifted to SPE 21527 Puff Steamflood 2 Duri Field Trial Steamflood 1975 No Information Successful SPE 21527 3 Duri Full Project Steamflood 1985 190.000 BOPD Successful SPE 21527 and in 2014 Koottungal (2014) 4 North Duri Full Project Steamflood 2010 43.875 BOPD Successful SKK Migas Dev. (NDD) in 2012 (2012) 5 Minas Field Trial Steamflood 1998
Failed to SPE 37541 Improve Recovery Mengikuti keberhasilan penerapan metode steam flooding di Lapangan Duri, Lapangan Minas telah menerapkan metode serupa pada tahun 1998. Lapangan Minas mempunyai karakteristik minyak yang ringan (light) yang kemudian proyek tersebut dinamakan Minas light oil steam flood (Minas LOSF). Terlepas dari oil gravity, kriteria pemilihan metode EOR sebenarnya telah menunjukkan bahwa steam flooding adalah salah satu metode EOR yang paling menguntungkan untuk lapangan. Sayangnya, uji coba lapangan Minas tidak berhasil karena beberapa alasan teknis. Sebuah studi berikutnya menyimpulkan bahwa ada dua alasan mengapa uji coba lapangan gagal, yaitu karakteristik geologi yang belum teridentifikasi dan struktur batuan dengan steam yang tidak terprediksi. (Ehrlich dkk, 1997) 3.2. Miscible Gas Flooding di Lapangan Handil Studi tentang miscible gas flooding telah dilakukan sejak tahun 1980 untuk mengevaluasi kemampuan injeksi untuk meningkatkan produksi minyak di Indonesia. Diantara pilot project yang dilaksanakan, metode injeksi gas lean hydrocarbon diterapkan bersamaan dengan metode water flooding. Namun proyek ini tidak dilanjutkan kembali karena alasan ekonomi. Lapangan pertama yang berhasil menerapkan metode injeksi gas adalah Lapangan Handil. Dimulai pada tahun 1995, tiga tahun pertama operasi Lapangan Handil menghasilkan tambahan produksi minyak sekitar 1,6 juta barel. (Gunawan, 1999) Pada tahun 2000, setelah tahap kedua injeksi dimulai, Lapangan Handil menghasilkan tambahan produksi minyak sekitar 1,2 juta barel hanya dalam 1,5 tahun. (Widjayanto dkk, 2001)
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 94 dari 100 Tabel 2. Aktifitas Miscible Gas Flooding di Indonesia (Abdurrahman dkk, 2017) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 1 Handil Full Project Lean Gas 1995 - 1999 1.600 MBO Successful SPE 57289, (Phase I) Injection (Cumulative) Widjayanto et al. (2001), SPE 144914, Santoso and Tjiptowiyono (1997) 2 Handil Full Project Lean Gas 2000 1.200 MBO Successful SPE 57289, (Phase II) Injection (Cumulative) Widjayanto et al. (2001), SPE 144914, Santoso and Tjiptowiyono (1997) 3 Jatibarang Under CO2 2012
Laboratory SKK Migas Study Injection and (2012), SPE Simulation 97507 and Paryoto et al. (2006) 4 Gemah Under CO2 2012
Laboratory SKK Migas Study Injection and (2012), SPE Simulation 97507 3.3. Chemical Flooding di Lapangan Handil dan Lapangan Lainnya Injeksi chemical sudah dimulai pada Lapangan Handil pada tahun 1980 menggunakan zat kimia alkalin-surfaktan-polimer (ASP). Sayangnya proyek tersebut ditangguhkan beberapa tahun kemudian karena permasalahan teknis dan rendahnya harga minyak. (Hadiaman dkk, 2011) Saat ini, beberapa kemajuan dalam injeksi chemical dalam field trial dan pilot project telah dilaporkan seperti yang dilakukan di Lapangan Minas, Kaji, Semoga, Meruap, Tanjung, Handil, Widuri, Zamrud, Pedada, dan Limau (SKK Migas, 2014; Bou-Mikael dkk, 2000; Rilian dkk, 2010; Zulfikar dkk, 2014; Wibowo dkk, 2007; Nugroho, 2010). Proyek tersebut kebanyakan menggunakan chemical surfaktan dan polimer. Di Lapangan Meruap dan Limau diaplikasikan teknik huff-and-puff. Berdasarkan trial dan pilot project yang telah dilakukan memberikan wawasan dan bukti bahwa injeksi chemical mampu menghasilkan tambahan produksi minyak terlepas dari proyek yang gagal di beberapa lapangan. Pemanfaatan bahan lokal (buah palem, kelapa sawit, dll) untuk surfaktan dan polimer juga telah dipelajari untuk mengurangi biaya terkait penerapan metode ini. (Suryo, 2001). Dalam tabel 3 berikut menjelaskan beberapa aktifitas injeksi chemical yang dilakukan termasuk dalam bentuk penelitian, field trial, dan pilot project sejak tahun 1975.
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 95 dari 100 Tabel 3. Aktifitas chemical flooding di indonesia (Abdurrahman dkk, 2017) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 1 Duri Field Trial Caustic 1975
Failed to SPE 21527 Injection Improve Oil Recovery 2 Handil Field Trial ASP 1980 N/A Not SPE 144914 Economic at that Time 3 Minas Pilot Project Surfactant 2013 670 BOPD for Successful SKK Migas 1 well (2013), SPE 64288 4 Kaji and Field Trial Surfactant 2013 140 BOPD Predicted SKK Migas Semoga Huff and from 12 well (2013), SPE Puff 130060 Kaji and Pilot Project Surfactant 2014 10.966 barrel Successful SKK Migas Semoga Polymer (2014) 5 Meruap Field Trial Surfactant 2012 59% - 93% Oil Successful Zulfikar et al. Huff and Increment from (2014) and Puff 2 wells Kristanto and Bintarto (2008) 6 Tanjung Field Trial ASP 2013 225 BOPD Successful SKK Migas from 4 wells (2013) Tanjung Pilot Project Surfactant 2014 18 MSTB of Failed SKK Migas 169 MSTB (2014) 7 Handil Under Surfactant 2012
Laboratory SKK Migas Study Work (2012) 8 Widuri Field Trial Surfactant 2013 2.500 BOPD Predicted SKK Migas from 1 well (2013), SPE 64288, SPE 130060, Zulfikar et al. (2014) and Wibowo et al. (2007) 9 Zamrud Field Trial Surfactant 2013 No Information No Report SKK Migas Huff and (2012) Puff
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 96 dari 100 Tabel 3. (Lanjutan) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 10 Pedada Field Trial Surfactant 2013 No Information No Report SKK Migas Huff and (2012) Puff 11 Limau Under ASP 2007
Laboratory SKK Migas Study and (2012), SPE Simulation 127728 and Work Wibowo et al. (2007) Limau Pilot Project 2010 3.100 BOPD Successful SPE 127728 12 Kenali Field Trial No 2012 No Information Failed SKK Migas Asam Information (2013) 13 Ledok Field Trial No 2012 No Information Failed SKK Migas Information (2013) 4. HAMBATAN PENERAPAN EOR DI INDONESIA Menurut data yang diperoleh dari SKK Migas, metode EOR yang saat ini sedang fokus dikembangkan adalah dengan menggunakan metode injeksi surfaktan, termal dan CO2. Dari 136 lapangan tua yang ada di Indonesia diperkirakan terdapat sekitar 55 BBO unrecoverable minyak, dengan potensi penambahan produksi sebesar 4.6 BBO. Dalam periode 2015 hingga 2016 diperkirakan terdapat 34 lapangan yang diprioritaskan untuk implementasi EOR dengan potensi incremental sebesar 2,7 BBO. Tantangan yang ditemui dalam menerapkan EOR di Indonesia dari sisi regulasi meliputi: (1) ketidakpastian hukum, ketidakpastian pembaruan kontrak, kesulitan dalam lisensi, perubahan kebijakan dan tidak adanya investasi untuk keamanan, (2) kurangnya komitmen dari (kontraktor kontrak kerja sama) KKKS untuk menerapkan EOR, (3) kurangnya rangsangan untuk membuat EOR lebih menarik, (4) kurangnya kerjasama antar sector atau departemen, dan (5) kurangnya organisasi EOR di dalam SKK Migas, Ditjen Migas dan KKKS. Dari sisi teknis hambatan yang dialami meliputi: (1) kondisi subsurface yang kompleks, (2) kurangnya material untuk injeksi, (3) ketiadaan pengalaman dan keahlian dalam EOR, (4) infrastruktur yang sudah tua, dan (5) biaya operasional yang mahal. Kemudian dari sisi fiskal, hambatan yang dihadapi meliputi: (1) kredit investasi, (2) perpanjangan kontrak, (3) ketiadaan pajak untuk penggunaan fasilitas secara bersama, (4) tax holiday, (5) DMO holiday, (6) depresiasi, dan (7) block basis development. Hambatan terakhir yang dialami dalam proses penerapan EOR adalah supply chain yang meliputi: (1) volume besar (chemical), (2) patent atau customized (biaya tinggi), (3) kapasitas nasional, (4) procurement, (5) strategi penyediaan CO2 (infrastruktur dan transportasi).
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 97 dari 100 5. Kesimpulan Sektor minyak bumi masih menjadi tumpuan utama dalam produksi energi di Indonesia. Dalam beberapa tahun terakhir trend-nya produksi minyak bumi cenderung mengalami penurunan. Beberapa upaya peningkatan cadangan minyak bumi senantiasa diupayakan, salah satunya adalah meningkatkan recovery minyak dengan penerapan metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Metode EOR dapat dibedakan menjadi beberapa metode yaitu: thermal flooding (hot water, steam stimulation, steam flood, fire flood), miscible gas flooding (hydrocarbon solvent, CO2, N2, hydrocarbon gas, mixed of natural gas), chemical flooding (polymers, surfactans, alkaline), dan yang lain (foam, microbial). Di Indonesia metode EOR yang berhasil diterapkan adalah steam flooding di Lapangan Duri dan Minas, gas flooding di Lapangan Handil, dan chemical flooding di Lapangan Handil dan Lapangan Lainnya. Terdapat beberapa kendala dalam penerapan EOR di Indonesia yang dikatagorikan dalam segi regulasi, teknik, fiskal, dan supply chain. Daftar Pustaka Abadli. 2012. Simulation Study of Enhanced Oil Recovery by ASP (Alkaline, Surfactant and Polymer) Flooding for Norne Field C-Segment. Norwegian University of Science and Technology Abdurrahman, M., Permadi, A.K., Bae, W.S. 2017. EOR in Indonesia: past, present, and future. Int. J. Oil, Gas and Coal Technology, Vol. 16, No. 3, 2017 Agmadi, Mohammad Ali., Arabsahebi, Yaser., Shadizadeh, Seyed Reza., Behbahani, Sara Shokrollahzadeh. 2014. Preliminary evaluation of mulberry leaf-derived surfactant on interfacial tension in an oil-aqueous system. EOR application, Fuel, 117, (2014) 749-755 Ansyori, Muhammad Ridwan. 2018. Mengenal Enhanced Oil Recovery (EOR) Sebagai Solusi Meningkakan Produksi Minyak. Swara Patra Majalah Ilmiah PPSDM Migas. Vol. 8 No. 2 (2018) A.N. El-hoshoudy, S.E.M. Desouky, M.Y. Elkady, A.M. Al-Sabagh, M.A. Betiha, dan S. Mahmoud. 2017. Hydrophobically associated polymers for wettability alteration and enhanced oil recovery- Article review. Egyptian Journal of Petroleum (2017) 26, 757-762 Bou-Mikael, S., Asmadi, F., Marwoto, D., dan Cease, C. 2000. Minas surfactant field trial tests two newly designed surfactants with high EOR potential', Paper SPE 64288-MS presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 16-18 October 2000, Brisbane, Australia Bryant, S. L., dan Lockhart, T. P. 2000. Reservoir Engineering Analysis of Microbial Enhanced Oil Recovery. The 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, USA, SPE 63229 Brown, Kermit E. 1980. The Technology of Artificial Lift Methods vol. 2a. PennWell Publising Company: Oklahoma Curtis, C., Kopper, R., Decoster, E., Guzman-Garcia, A., Huggins, C., Knauer, L., Minner, M., Kupsch, N., Linareas, L. M., Rough, H., dan Waite, M. 2002. Heavy-oil reservoirs, Oilfield Review Autumn 2002 3, Schlumberger C.G. Zheng., B.L. Gall., H.W. Gao., A.E. Miller., dan R.S. Bryant. 2000. SPE Reservoir Eng. Eval. 3 216 DEN. 2019. Laporan Kinerja Sekretariat Jenderal Dewan Energi Nasional Don W. Green dan G. Paul Willhite. 2003. Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series Vol. 6. the Society of Petroleum Engineers Inc. USA
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 98 dari 100 Ehrlich, R., Greaser, G.R., Stevens, C.E., Asmadi, F., Ariyasa, O. dan Cease, C. 1997. Minas light oil steamflood evaluation, Paper SPE 37541-MS presented at the International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, 10-12 February 1997, Bakersfield, California Energy.gov. 2021. Enhanced Oil Recovery. Diakses pada 10 Mei 2021, dari Febiyanti, Irine Ayu., Suseno, Ahmad Priyono. Priyono. 2013. Pengaruh Konsentrasi Surfaktan CTAB (Cetyltrimethylammonium bromide) pada Modifikasi Lempung dengan Oksida Besi sebagai Pemilar, Jurnal Kimia Sains dan Aplikasi, 16, 3, (2013) 79-83 G.A. Pope. 2007. Overview of chemical EOR, in: Casper EOR Workshop. Texas University, Austin Green, Don W., dan Willhite, G. Paul. 2003. Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series Vol. 6, the Society of Petroleum Engineers Inc., USA Gunawan, S., dan Caie, D. 1999. Handil Field: three years of lean gas injection into waterflooded reservoirs, Paper SPE 57289-MS presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, 25-26 October 1999, Kuala Lumpur, Malaysia Hadiaman, F., Sianturi, J., Cassou, E., dan Naing, W.Z. 2011. Case history: lesson learn from enhanced oil recovery screening method in Handil Field, Paper SPE 144914-MS presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 20-22 September 2011, Jakarta, Indonesia Harry L. Chang, Xingguang, S., Long, Xiao., Zhidong, G., Yuming, Y., Yuguo, X., Gang, C., Kooping, S., and James, C. Mack. 2006. Successful Field Pilot of In-Depth Colloidal Dispersion Gel (CDG) Technology in Daqing Oil Field. SPE Reservoir Evaluation & Engineering (Desember 2006). pp. 664 - 673 History.alberta.ca. 2021. In Situ Development. Diakses pada 10 Mei 2021, dari development/default.aspx Holmberg, K., Jonsson, B., Kronberg, B., dan Lindman, B. 2002. Surfactans and Polymers in Aqueous Solution. 2nd Edition. England: John Wiley & Sons, Ltd Hou, Z., Wu, X., Wang, Z., Han, P., Wang, Y., Xu, Y., dan Jin, R. 2005. The Mechanism and Application of MEOR by Brevibacillus Brevis and Bacilus Cereus in Daqing Oilfield. The SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific. Kuala Lumpur Malaysia, SPE 97469 Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM). 2020. Renstra KESDM 2020-2024 Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM). 2019. Handbook Of Energy & Economic Statistics of Indonesia Kokal, S dan A. Al-Kaabi. 2010. Enhanced Oil Recovery: Challenges & Opportunities. World Petroleum Council: Official Publication Koottungal, L. 2014. 2014 Worldwide EOR Survey. Oil and Gas Journal, Vol. 112, No. 5 K.S. Sorbie. 1991. Polymer-Improved Oil Recovery. CRC Press. Boca Raton. Florida Lubis, I. T. W., Arief, A. T., dan Prabu, U. A. 2014. Perencanaan Injeksi Waterflooding Dengan Metode Prediksi Buckley Leverett Dan Craig Geffen Morse Pada Sumur Injeksi I Di Lapisan W3 Struktur Niru PT Pertamina Ep Asset 2 Field Limau. Jurnal Ilmu Teknik Sriwijaya, Vol.2, No.4 Niu, Jianjie., Liu, Qi., Lv, Jing., Peng, Bo. 2020. Review on microbial enhanced oil recovery: Mechanisms, modeling and field trials, Journal of Petroleum Science and Engineering. Elsevier B.V. 192(January), p. 107350. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107350
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 99 dari 100 Nugroho, S.B., dan Ardianto, R.N. 2010. Integrating production analysis as a plan of pattern selection for chemical flood pilot project in Limau Block, Pertamina EP. Paper SPE 127728-MS presented at the SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, 20-22 January 2010, Mumbai, India Prats, M. 1986. Thermal Recovery. Monograph Series of the Society of Petroleum Engineers. Dallas Rilian, N.A., Sumestry, M., dan Wahyuningsih, W. 2010. Surfactant stimulation to increase reserves in carbonate reservoir: a case study in Semoga Field. Paper SPE 130060-MS presented at the SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, 14-17 June 2010, Barcelona, Spain Saikrishna, M., Roy M. Knapp., dan Michael J. Mcinemey. 2007. Microbial Enhanced-Oil Recovery Technologies: A Review of the Past, Present, and Future, The 2007 SPE Production and Operations Symposium. Oklahoma City, USA. SPE 106978 Saravanan, Anbalagan., Kumar, Ponnusamy Senthil., Vardhan, Kilaru Harsha., Jeevanantham, Sathasivam., Karishma, Suresh Babu., Yaashikaa, Ponnambalam Ragini., Vellaichamy, Parthasarathy. 2020. A review on systematic approach for microbial enhanced oil recovery technologies: Opportunities and challenges, Journal of Cleaner Production. Elsevier B.V. Volume 258, 10 June 2020, 120777 Siami, Desy Hikmatul., dan Yono, Novi Hery. 2020. Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR): Alternatif Peningkatan Produksi Migas di Indonesia. Jurnal Nasional Pengelolaan Energi. Volume 2 No 2 tahun 2020 SKK Migas. 2019. Laporan Tahunan 2019 SKK Migas. 2015. Pedoman Tata Kerja Tentang Peningkatan Recovery Factor Melalui Kegiatan Pilot Tertiary Recovery SKK Migas. 2014. Bumi Buletin SKK Migas No. 14, 01 Maret 2014 SKK Migas. 2011. Laporan Tahunan 2011. Jakarta, Indonesia SKK Migas. 2013. Laporan Tahunan 2013. Jakarta, Indonesia SKK Migas. 2014. Laporan Tahunan 2014. Jakarta, Indonesia Sorbie. 1991. Polymer-Improved Oil Recovery. Heriot-Watt University. Edinburgh Suryo, P., dan Murachman, B. 2001. Development of non-petroleum base chemicals for improving oil recovery in Indonesia. Paper SPE 68768-MS presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 17-19 April 2001, Jakarta, Indonesia Umar, E. P., Rianto Pradana, E., Rauf Husain, J., dan Nurwaskito, A. 2017. Perbandingan Hasil Produksi Berdasarkan Pengaruh Workover Terhadap Hasil Produksi Sumur Walio 212 Pt. Petrogas (Basin) Ltd, Kabupaten Sorong, Provinsi Papua Barat. Jurnal Geomine, vol.5, no.3, p.p 120-123 Usman. 2011. Potensi Pengembangan EOR untuk Peningkatan Produksi Minyak Indonesia. Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 45. No 2, Agustus 2011: 91-102 Wibowo, E.B., Buntoro, A., dan Natsir, M. 2007. Upaya peningkatan perolehan minyak menggunakan metoda chemical flooding di Lapangan Limau. Paper IATMI 2007-TS-35 presented at the IATMI National Symposium, 25-28 July 2007, Yogyakarta, Indonesia Widjayanto, B., Gunawan, S., Sadarta, B., Wahyudi, A., dan Gautama, A.B. 2001. Injeksi lean gas di reservoir waterflood: pengalaman dan hasil di Lapangan Handil, Paper IATMI 2001-52 presented at the IATMI National Symposium, 3-5 October 2001, Yogyakarta, Indonesia
Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2021 Vol. 2, No. 2, pp 84 - 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152 Halaman 100 dari 100 Willman, B.T., Valleroy, V.V., Runberg, G.W., Cornelius, A.J., dan Powers, L.W. 1961. Laboratory Studies of Oil Recovery by Steam Injection, Journal of Petroleum Technology (July 1961), pp. 681-690 Zulfikar, F., dan Mbai, A.A. 2014. Pre-pilot project (field test) chemical EOR injection huff & puff surfactant to improve oil production in the Meruap Field. Paper IPA14-E-164 presented at the 38th IPA Annual Convention and Exhibition, 21-23 May 2014, Jakarta, Indonesia