Formasi Reservoir Core Flooding Test

16

2.5.3 Uji Filtrasi Filtration Test

Tujuan uji filtrasi adalah untuk memberikan gambaran apakah surfaktan yang akan dinjeksikan akan membentuk pluging atau tidak. Uji filtrasi dilakukan dengan melewatkan 500 ml larutan surfaktan melalui membran saring ukuran 0.22 mikron dengan diberi tekanan 1.5 bar. Setiap 50 ml larutan surfaktan yang melewati kertas saring, dicatat waktunya. Kemudian dibuat grafik volume ml versus waktu detik Eni et al. 2000.

2.6 Core Flooding Test

2.6.1 Formasi Reservoir

Hampir semua aplikasi kimia EOR berada pada reservoir batu pasir, dan beberapa proyek stimulasi pada reservoir batu karbonat. Salah satu alasan sedikitnya aplikasi surfaktan di reservoir karbonat adalah karena surfaktan anionik memiliki adsorpsi yang tinggi dalam karbonat. Alasan lain adalah bahwa anhidrit sering ada di karbonat, yang menyebabkan presipitasiendapan dan kebutuhan alkali yang tinggi Sheng 2011. Kebanyakan formasi reservoir terdiri dari campuran silika, clays, batu gamping dan dolomit. Berdasarkan kecenderungan wettability dari komponen matrik silika, sering diasumsikan kebanyakan reservoir minyak bersifat suka airwater-wet. Walau begitu banyak reservoir yang bersifat oil wet ditemukan melalui analisis laboratorium dengan mengukur sudut kontak antara fluida dan batuan reservoir dari berbagai daerah di dunia Ayirala 2002. Menurut Lake 1987 reservoir-reservoir minyak bumi berbeda dalam hal geologis alamnya, kandungan air dalam reservoir, dan sebagainya. Berdasarkan hal tersebut, metode optimum untuk me-recovery minyak bumi dalam jumlah yang maksimum pada suatu reservoir berbeda terhadap reservoir yang lain. Banyak hal yang mempengaruhi perolehan minyak dari sumur, diantaranya adalah porositas, dan permeabelitas dari batuan reservoir. Porositas adalah kemampuan untuk menyimpan, sedangkan permeabilitas yaitu kemampuan untuk melepaskan fluida tanpa merusak partikel pembentuk atau kerangka batuan. Porositas dan permeabilitias sangat erat hubungannyan sehingga dapat dikatakan bahwa permeabilitas tidak mungkin ada tanpa adanya porositas, walaupun sebaliknya belum tentu demikian Nurwidiyanto et al. 2005. Gambaran struktur batu pasir dapat dilihat pada Gambar 9. Gambar 9. Penampang batu pasirsandstone Loehardjo et al. 2007. Menurut Rachmat 2009 batuan reservoir didefinisikan sebagai suatu wadah yang di isi dan di jenuhi minyak danatau gas, merupakan lapisan beronggaberpori-pori. Secara teoritis semua batuan, baik batuan beku maupun batuan metaforf dapat bertindak sebagai batuan reservoir, tetapi pada kenyataan ternyata 99 batuan reservoir adalah batuan sedimen. 17 Batuan reservoir adalah wadah di bawah permukaan bumi yang mengandung minyak dan gas, sedangkan bila berisi air disebut aquifer. Batu pasir merupakan batuan yang penting pada reservoir maupun aquifer. Sekitar 60 dari reservoir minyak terdiri atas batu pasir dan 30 terdiri atas batu gamping dan sisanya adalah batuan lain. Menurut Rachmat 2008 temperatur reservoir merupakan fungsi dari kedalaman. Hubungan ini dinyatakan oleh gradient geothermal. Harga gradient geothermal itu berkisar antara 0.3°F100 ft sampai dengan 4°F100 ft. Tekanan reservoir didefinisikan sebagai tekanan fluida didalam pori-pori reservoir, yang berada dalam keadaan setimbang, baik sebelum maupun sesudah dilakukannya suatu proses produksi. Berdasarkan hasil penyelidikan, besar tekanan reservoir mengikuti suatu hubungan yang linear dengan kedalaman reservoir tersebut ke permukaan, sehingga reservoir menerima tekanan hidrostatis fluida pengisi formasi. Berdasarkan ketentuan ini, maka pada umumnya gradient tekanan berkisar antara 0.435 psift. Menurut Wahyono 2009 porositas adalah suatu besaran yang menyatakan perbandingan antara volume ruang kosong pori-pori di dalam batuan terhadap volume total batuan bulk volume. Porositas dinyatakan dalam fraksi atau dalam persen . Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu ukuran kemampuan batuan berpori untuk melalukan fluida memindahkan dari suatu tempat ke tempat lain. Permeabilitas dinyatakan dalam Darcy atau mdarcy, 1 darcy adalah ukuran kemampuan batuan untuk melalukan fluida pada kecepatan 1cm 3 detik dengan viskositas 1 centipoise melalui penampang pipapori 1 cm 2 sepanjang 1 cm, pada perbedaan tekanan sebesar 1 atmosfir. Beberapa reservoir secara alami bersifat padat dan memperlihatkan permeabilitas yang rendah yang diakibatkan oleh kandungan endapan lumpur dan lempung yang tinggi serta ukuran butiran yang kecil. Pada beberapa kasus, permeabilitas yang rendah terjadi pada daerah sekitar sumur bor yang mengalami penyumbatan selama proses pengeboran drilling berlangsung. Sumur yang mengalami kerusakan akibat pengeboran dan ditambah dengan reservoir yang padat akibat kandungan mineralnya memperlihatkan laju produksi yang rendah sehingga sering menjadi tidak ekonomis. Kondisi ini tetap akan ada walaupun tekanan reservoir tinggi. Pada kondisi ini, pemberian tekanan menggunakan injeksi fluida tidak akan memberikan keuntungan. Injeksi tekanan akan menjadi terlalu tinggi akibat permeabilitas reservoir yang rendah Economides dan Nolte 1989. Menurut Koesoemadinata 1978 porositas dikelompokkan menjadi diabaikan negligible –5, buruk poor 5–10, cukup fair 10–15, baik good 15–20, sangat baik very good 20 –25 dan istimewa excellent 25 . Permeabilitas beberapa reservoir dikelompokkan menjadi ketat tight 5 mD, cukup fair 5 –10 mD, baik good 10–100 mD, baik sekali 100 –1000 mD dan very good 1000 mD. Menurut Allen and Robert 1993 selain porositas dan permeabelitas sifat reservoir juga dipengaruhi oleh sifat kebasahan wettability, wettability merupakan sifat kebasahan permukaan batuan. Batuan bersifat water-wet berarti batuan tersebut lebih mudah dibasahi oleh air daripada minyak. Demikian juga sebaliknya batuan oil-wet maksudnya batuan tersebut lebih mudah dibasahi oleh minyak daripada air. Hal ini menyebabkan batuan yang bersifat oil wet atau sifat kebasahan terhadap minyak besar menyebabkan minyak mudah terperangkap sehingga mengakibatkan residual oil. Boneau and Clampitt 1977 melakukan percobaan core flooding baik pada batuan pasir yang bersifat oil-wet dan water-wet dengan permeabilitas, porositas dan struktur pori yang sama menggunakan surfaktan dan mendapatkan recovery minyak tersier dalam range 55-65 pada batuan pasir yang bersifat oil-wet dan 90-95 pada batuan pasir yang bersifat water-wet. 18 Surfaktan mendesak lebih sedikit minyak dari batuan pasir yang bersifat sangat oil-wet karena tiga sampai lima kali lebih banyak jumlah sulfonat teradsorpsi pada batuan pasir yang bersifat oil-wet daripada batuan pasir yang bersifat water-wet. Menurut Kristanto 2010 prinsip dasar dari soaking surfaktan ini adalah menginjeksikan sejumlah tertentu chemical ke dalam reservoir dengan anggapan minyak yang dapat terdorong oleh air waterflooding akan bergerak menjauhi lubang sumur dan yang akan bereaksi hanya residual oil yang tidak terkurastersapu oleh air, setelah itu surfaktan yang diinjeksikan akan bekerja dan bereaksi dengan menurunkan tegangan antarmuka pada saat perendamansoaking dilakukan karena surfaktan mempunyai kemampuan untuk menurunkan tegangan antarmuka IFT.

2.6.2 Fluida Reservoir