PROPASAL UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI MINY

A. LATAR BELAKANG PENELITIAN
Anomali penurunan produksi yang terjadi di sumur LS-124 (JOB PLP Lirik),
diperkirakan akibat kondisi Formation Damage oleh endapan wax / kristal paraffin, sehingga
sumur harus diproduksikan secara Intermitten Production. Sumur produksi yang mengalami
kerusakan formasi akan menyebabkan indeks produktifitas menurun, disebabkan adanya
hambatan aliran (flow) dari formasi batuan ke dalam lubang sumur. Hal tersebut akan terindikasi pada laju penurunan produksi yang tiba-tiba, padahal seluruh fasilitas produksi masih
beroperasi secara baik. Kerusakan formasi batuan dapat terjadi pada saat perawatan sumur
atau kerja ulang yang disebabkan oleh material halus terbawa oleh cairan komplesi atau
terbentuknya kristal endapan paraffin akibat penurunan suhu di dalam lubang sumur. Inovasi
solvent dan surfactants digunakan untuk meningkatkan nilai kelarutan endapan paraffin di
sekitar lubang perforasi agar laju alir fluida menjadi normal kembali.
Dari data formasi produktif struktur SAGO yang memiliki temperatur reservoir 170 °
F, dengan paraffinic oil produce bergravity 36° API dan 102° F pour point temperature serta
kandungan kadar garam/water salinity berkisar 300 – 1.200 ppm, maka faktor sifat fisik
fluida produksi merupakan hal yang sangat penting/dominan diperhatikan di dalam upaya
pemilihan metode dengan menggunakan solvents & surfactants. Temperatur reservoir, solid
& wax content ataupun kandungan senyawa aromatic, menjadi faktor yang berpengaruh
langsung terhadap kelangsungan produksi sumur dan umur / kinerja pompa, frekuensi
perawatan sumur serta kontinuitas produksi. Sumur LS-124 dipilih untuk sebagai bahan
penelitian, mengingat type dan sejarah produksinya yaitu

‘commingle completion’ dan

‘Intermitten’ dengan ketebalan formasi produktif 14 ft, produktif zone “L” dengan total depth
@ 1425 ft, average porositas 27% dan temperature reservoir 170° F., memiliki data produksi
sbb :
Sumur LS-124
-

Status : Mei 2002
Lifting type : THM
Size : 2” (inch)
Perforasi : L-1(1385 – 1393)
L-2(1395 – 1401)
Casing Size : 5 ½” @ 1611 ft
Pump Intake : 1369 ft
1

-

Produksi : Gross : 35 BFPD

WC : 80 %
Nett : 7 BOPD
(Intermitten Production)

B. TUJUAN PENELITIAN
Adapun tujuan dari penelitian ini adalah:
-

Membuktikan pengujian penggunaan injeksi surfactant dan diikuti oleh larutan
solvent pada sumur produksi paraffinik di unit bisnis EP lirik-Riau dapat

-

meningkatkan produksi minyak.
Menganalisa pengaruh penginjeksian surfactant dan solvent terhadap laju produksi
minyak.
Memperbaiki permeabilitas dan mobilitas minyak hingga dapat terproduksi bebas ke
permukaan.
Mendapatkan pengetahuan mengenai salah satu cara yang dapat dilakukan jika oil
well mengandung wax sekaligus dapat mengaplikasikannya didunia perminyakan.

C. TINJAUAN PUSTAKA
SEJARAH LAPANGAN SAGO
Struktur SAGO merupakan salah satu lapisan penghasil minyak yang terletak di
propinsi RIAU adalah suatu bagian struktur Central Sumatra Basin Indonesia yang lebih
dikenal sebagai LIRIK TREND. Struktur ini pertama kali diketemukan pada tahun 1939,
diikuti program pengembangan lapangan pada tahun-tahun berikut. Kedalaman rata-rata
sumur penghasil di struktur SAGO lapangan Lirik berkisar antara 1.600 – 1.800 ft, dengan
jumlah sumur 107 bh terdiri atas 53 sumur produksi aktif, 10 bh sumur injeksi, 10 bh sumur
kering/ abandont dan 34 bh sumur lainnya dalam status ditutup sementara. Perkiraan sisa
cadangan minyak per 1-Januari-2004 adalah 36,269, 6 MSTB. Lapisan “L” yang merupakan
lapisan penghasil sumur LS-124, memiliki jumlah titik serap 31, yang tersebar merata pada
Block II, III, IV VI dan VII. Produksi minyak pada lapisan “L” pada tahun 2003 sebesar
243,8 MSTB. Kumulatif produksi minyak berjumlah 10.758, 2 MSTB, dengan perkiraan sisa
cadangan minyak sebesar 8.153, 7 STB. Lapisan “L” sangat prospek dan dapat
dikembangkan, mengingat penyebarannya Lapangan ini pertama dikelola oleh SVPM, yang
berkantor di Sungai Gerong, Palembang, Sumatra Selatan dan berkantor pusat di 26th,
Broadway, New York City, USA. Kegiatan eksplorasi dimulai tahun 1925, pemboran
eksplorasi pertama dilakukan pada tahun 1936. Sumur pertama yang menghasilkan minyak

2

adalah sumur LR-003. Pada tanggal 31 Maret 1941 dilakukan test awal pada sumur LS-10
dan menghasilkan minyak 850 BOPD dengan kadar air 30 %. Lapangan Sago diperkirakan
dengan Initial Oil In Place (OOIP) sebesar 284.328.805 barel oil, dan Ultimate Recovery
(UR) sebesar 213.246.603 barel oil dengan Recovery Factor (RF) sekitar 75% dari jumlah
awal minyak awal ditempat (OOIP). Terhitung jumlah produksi komulatif hingga bulan
Desember 2004 sebesar 201.873.451 barel oil, maka diperkirakan sisa cadangan minyak pada
1 Januari 2005 adalah sebesar 11.373.152 barel oil.
KERUSAKAN FORMASI
Kontak antara formasi dengan fluida lain adalah dasar yang menyebabkan kerusakan
formasi. Adapun yang dimaksud fluida disini adalah lumpur pemboran, fluida workover,
fluida perforasi ataupun dari fluida reservoir itu sendiri dimana karakteristik reservoirnya
telah berubah (Zulfikar, 2009)
Zulfikar, (2009) menyatakan bahwa ada beberapa kemungkinan mekanisme terjadinya
kerusakan formasi meliputi :
1. Penyumbatan yang berasosiasi dengan padatan.
Penyumbatan oleh padatan dapat terjadi pada permukaan formasi, lubang perforasi
atau pada formasi itu sendiri. Penyumbatan oleh padatan tersebut berupa material
pemberat, clay, material loss circulation, pengendapan scale dan asphalt.

2. Padatan sangat kecil
Padatan yang dimaksud berupa oksida besi atau partikel silikat lain. Padatan ini sering
terbawa oleh aliran dan akhirnya terendapkan dalam pori-pori pada permeabilitas
relatif formasi dan akan berkembang menjadi penyumbat yang serius.
Kerusakan

formasi

sumur

minyak

bumi

telah

menyebabkan

menurunnya

produktivitas sumur minyak. Kerusakan formasi disebabkan oleh proses pemboran dan cara
memproduksikan hidrokarbon yang menyebabkan menurunnya permeabilitas sekitar lubang
sumur. Produktifitas sumur dapat dipengaruhi oleh sifat kebasahan batuan (wettability)
menjadi oil wet, tekanan kapiler yang tinggi, water blocking, particle blocking dan emulsion
blocking (Mulyadi, 2000).
-

Wettability merupakan ukuran yang menjelaskan apakah permukaan dari batuan
memiliki kemampuan lebih mudah terlapisi oleh minyak atau oleh air. Surfaktan dapat
menyusup ke daerah antar muka antar cairan dengan batuan dan dapat mengubah
kutub dari permukaan batuan sehingga akan mengubah wettability dari batuan
3

tersebut (Ashayer et. al., 2000). Sifat batuan yang cenderung basah air disebut water
wet sedangkan sifat batuan yang cenderung basah minyak disebut oil wet. Pada
kondisi water wet, batuan diselubungi oleh air sedangkan pada kondisi oil wet, batuan
cenderung diselubungi oleh minyak. Pada kondisi oil wet, keberadaan minyak yang
menyelubungi batuan menyebabkan meningkatnya ketebalan dari lapisan pada batuan
reservoir sehingga menyebabkan berkurangnya laju alir. Sifat batuan oil wet dapat
mengurangi produktivitas sumur hingga 15–85% (Mulyadi, 2000).

-

Tekanan kapiler adalah tekanan yang timbul karena adanya perbedaan tegangan antar
muka dari dua fluida yang

immiscible (tidak saling melarut) pada daerah

penyempitan pori-pori batuan. Tingginya tekanan kapiler berbanding terbalik dengan
jari-jari kapilernya dan berbanding lurus dengan tegangan antar muka. Tekanan
kapiler yang tinggi akan menghambat aliran fluida minyak sehingga minyak akan
tertinggal di dalam pori-pori (Allen dan Robert, 1993).
-

Water blocking merupakan kondisi dimana pori-pori

reservoir tertutup oleh air

formasi dalam jumlah yang banyak. Water blocking terjadi karena air yang bergerak
akibat adanya gaya kapilaritas air. Sifat air ini menyebabkan air akan memby-passed
minyak dan menyebabkan minyak tertinggal di dalam pori-pori sebagai by-passed oil.

Salah satu cara dalam mengatasi water blocking adalah dengan menginjeksikan 1–3%
surfaktan dalam formasi (Allen dan Robert, 1993).
-

Particle blocking atau penyumbatan pori-pori oleh partikel-partikel tertentu (lempung
halus dan lumpur) merupakan masalah umum yang sering dijumpai pada reservoir.
Particle blocking dapat diatasi dengan melarutkan partikel-partikel penyumbat dengan
menggunakan surfaktan jenis tertentu. Surfaktan anionik dapat melarutkan lempung
pada larutan asam (Allen dan Robert, 1993). Menurut McCune (1976), melalui
penginjeksian asam ke dalam formasi reservoir carbonate yang padat dan mengalami
kerusakan biasa disebut stimulasi, diharapkan asam tersebut akan bereaksi dengan
beberapa mineral dan menciptakan pori-pori dan saluran pori yang lebih besar
sehingga permeabilitas meningkat.

-

Emulsion block merupakan emulsi kental minyak dan air yang terbentuk pada lubang
reservoir dimana dapat mengurangi produksi minyak bumi (Mulyadi, 2000).
Emulsion block dapat dihancurkan dengan cara menyuntikkan oil well stimulation
agent ke dalam reservoir. Oil well stimulation agent mampu menghancurkan emulsi

dengan cara menghilangkan kestabilan emulsi (Allen dan Robert, 1993).

4

ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)
Menurut Gomaa (1997), pengembangan Lapangan minyak dapat dikelompokkan atas
tiga fase yaitu fase primer (primary phase), fase sekunder (secondary phase) dan fase tersier
(tertiary phase). Pada fase primer, produksi dikontrol dari tenaga alami yang tergantung pada
kandungan energi alam pada reservoir. Optimasi produksi pada fase primer antara lain
stimulasi menggunakan metode asam (acidizing), metode

fracturing dan metode sumur

horizontal (horizontal wells). Pada fase sekunder diterapkan penambahan energi dari luar
seperti gas flood dan water flood. Metode pada fase tersier sering juga disebut sebagai
metode enhanced oil recovery (EOR).
Metode Enhanced Oil Recovery (EOR) didefinisikan sebagai suatu metode yang
melibatkan proses penginjeksian dengan penambahan material tertentu yang dapat
menyebabkan perubahan fluida dalam reservoir seperti komposisi minyak, rasio mobilitas
dan juga karakteristik interaksi batuan-fluida.

Metode EOR dapat dikelompokkan berdasarkan material yang diijeksikan ke
reservoir yaitu metode panas (air panas, steam stimulation, steamflood, fireflood), metode
kimia (polimer, surfaktan, alkali), metode solvent miscible (pelarut hidrokarbon, CO2, N2,
gas hidrokarbon, campuran gas alam) dan lainnya (busa, mikrobial). Meskipun metode EOR
kadang disebut sebagai recovery tersier, namun bukan berarti metode EOR ini diterapkan
setelah fase sekunder. Beberapa metode EOR dapat diterapkan setelah fase primer atau pada
awal pengembangan. Menurut Haynes (1976), teknologi EOR sangat bergantung karakteristik
reservoir. Metode primer dan sekunder pada recovery minyak bumi biasanya mencakup 1/3
bagian dari volume minyak awal (OOIP) karena gaya kapilaritas yang tinggi mampu
memperangkap minyak dalam pori-pori. Gaya kapilaritas merupakan hasil tegangan antar
muka minyak-air menyebabkan terikatnya fluida dalam pori-pori batuan sehingga recovery
hanya 1/3 bagian dari OOIP. Walaupun banyak metode yang telah dilakukan dalam metode
EOR, tetapi metode dalam menurunkan tegangan antarmuka seperti surfactant flooding lebih
memberikan harapan yang besar dalam peningkatan recovery (Zhang et. al., 2007). Menurut
Wahyono (2009), waterflooding merupakan injeksi air yang dilakukan pada tahap kedua
produksi (secondary recovery) yang menjadi salah satu pilihan EOR Pertamina saat ini.
Penginjeksian air (waterflooding) ke dalam pori-pori

reservoir bertujuan agar tekanan

reservoir meningkat sehingga minyak terdorong yang mengakibatkan produksi naik atau
penurunan produksi (decline) dapat diturunkan.
5

Menurut Gulick dan William (1998), waterflooding telah dikenal sejak tahun 1860
tetapi pada saat itu waterflooding sebagai upaya proses peningkatan recovery minyak bumi
tidak dapat diterapkan secara luas. Hal ini dikarenakan karakteristik reservoir yang berbedabeda tiap wilayah. Menurut Lake (1989), reservoir-reservoir minyak bumi berbeda dalam hal
kondisi geologis alamnya, kandungan air dalam reservoir dan sebagainya. Berdasarkan hal
tersebut, metode optimum untuk merecovery minyak bumi dalam jumlah yang maksimum
pada suatu reservoir berbeda terhadap reservoir yang lain.
Menurut Salager (1977), chemical flooding dengan menggunakan formula surfaktan
harus memperhatikan beberapa faktor seperti :
-

Tahan terhadap temperatur dan tekanan reservoir.
Tidak menyebabkan tersumbatnya pori-pori batuan.
Dapat menurunkan saturation residu oil (SOR) dan dapat merubah sifat kebasahan

-

(wettability) batuan .
Dapat meningkatkan efisiensi displacement minyak dimana formula surfaktan harus

-

mampu .
menurunkan tegangan antarmuka antara minyak mentah dengan air formasi.
Adsorbsi formula surfaktan yang rendah oleh batuan reservoir dan tanah lempung

-

untuk mengurangi lose surfaktan.
Kompatibilitas yang baik dengan fluida pada reservoir khususnya terhadap senyawa
kation dua valen seperti Mg2+ dan Ca2+
Menurut Ayirala (2002) ketika surfaktan diinjeksikan, surfaktan menyebar ke dalam

minyak dan air dan tegangan antar muka yang rendah meningkatkan nilai kapilaritas.
Hasilnya, lebih banyak minyak yang tadinya dalam kondisi immobile berubah menjadi
mobile. Menyebabkan perbaikan rasio mobilitas yang efektif. Reservoir minyak dan / atau
gas bumi adalah suatu batuan yang berpori-pori dan permeabletempat minyak dan/atau gas
bergerak serta berakumulasi. Secara teoritis semua batuan, baik batuan beku maupun batuan
metamorf dapat bertindak sebagai batuan reservoir, tetapi pada kenyataan lebih dari 90%
batuan reservoir adalah batuan sedimen. Jenis batuan reservoir akan berpengaruh terhadap
besarnya porositas dan permeabilitas (Rachmat, 2009). Porositas menurut Levorsen (1954)
adalah perbandingan antara volume total ruang pori-pori dan volume total batuan yang
disebut porositas total atau absolut.

6

Permeabilitas menurut Koesoemadinata (1978) dapat dinyatakan dalam rumus sebagai
berikut :

dengan q adalah laju rata-rata aliran melalui media pori (cm 3/dt), k adalah permeabilitas
(Darcy), A adalah luas alas benda yang dilalui aliran (cm2), µ adalah viskositas fluida yang
mengalir (centipoise) dan

μ adalah tekanan per panjang benda (atm/cm).

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 Rachmat (2009), fluida reservoir terdiri dari minyak, gas dan air formasi.
Minyak dan gas kebanyakan merupakan campuran yang rumit berbagai senyawa
hidrokarbon, yang terdiri dari golongan naftan, paraffin, aromatik dan sejumlah kecil
gabungan oksigen, nitrogen, dan belerang. Air formasi merupakan fluida reservoir yang
tercampur dan terangkat bersama minyak bumi ke permukaan. Sedangkan Air injeksi
merupakan air yang telah diolah untuk diinjeksikan kembali kedalam batuan reservoir
melalui sumur injeksi untuk meningkatkan perolehan minyak pada secondary
phase pada sumur production well. Perbandingan kandungan air formasi dan air
injeksi tersaji pada gambar dibawah ini,

7

Irapati (2008) mengatakan bahwa secara umum komposisi hidrokarbon minyak
mentah terdiri dari dua komponen yaitu komponen hidrokarbon dan non hidrokarbon.
Berdasarkan sifat, susunan atau komposisi kimia dalam minyak mentah dapat digolongkan ke
dalam tiga bagian yaitu komponen hidrokarbon dan non hidrokarbon. Berdasarkan sifat,
susunan atau komposisi kimia dalam minyak mentah dapat digolongkan ke dalam tiga bagian
yaitu minyak mentah alkana, minyak mentah siklo alkana dan minyak mentah campuran.
Berikut adalah sifat dari jenis minyak mentah :
• Minyak mentah alkana mempunyai kerapatan relatif yang rendah, susunan hidrokarbonnya
bersifat alkana, mengandung kadar

wax

yang tinggi dan sedikit mengandung

komponenasphaltic, menghasilkan bensin dengan kualitas kurang baik karena mempunyai
angka oktan yang rendah, menghasilkan kerosine, solar dan wax yang bermutu baik.
• Minyak mentah sikloalkana mempunyai kerapatan relatif yang tinggi, susunan
hidrokarbonnya bersifat siklo alkana, sedikit sekali mengandung kadar lilin dan mengandung
komponen asphaltic, menghasilkan bensin dengan kualitas baik karena mempunyai angka
oktan yang tinggi, menghasilkan kerosine yang kurang baik, solar bersifat ringan-berat
sampai kurang baik, dapat diproses untuk pembuatan asphalt dan fuel oil.
• Minyak mentah campuran mempunyai kerapatan relatif diantara jenis parafinik dan
naftenik, Susunan hidrokarbonnya mengandung parafinik, naftenik dan aromatik, tipe minyak

8

ini dapat diproses menjadi berbagai jenis produk minyak bergantung dari tipe unit
pengolahannya.
Golongan parafinik merupakan senyawa HC jenuh alkana yang memiliki rantai lurus
dan bercabang dimana golongan ini merupakan fraksi yang terbesar di dalam minyak mentah.
Golongan naftenik merupakan senyawa HC jenuh siklo alkana yang memiliki lima cincin
atau enam cincin. Golongan aromatik merupakan senyawa HC tidak jenuh yang memiliki
enam cincin dimana golongan ini terdapat dalam jumlah kecil (Irapati, 2008).
D. LANDASAN TEORI
Adanya anomali penurunan ‘gross production’ di sumur LS-124, telah ter-identifikasi
sebagai akibat endapan kristal paraffin di sekitar lubang sumur (perforasi) dan kemungkinan
terjadinya ‘wax deposition’ yang berasal dari komposisi kimia produksi minyak sumur LS124 yang cenderung paraffinik.

Wax Deposition

memberikan pengaruh terjadinya

‘precipitation’ pada tubulars dan dinding pipa (pipe walls), sehingga pembentukan wax / solid
deposits paraffinic dapat mengurangi diameter internal pipa, bahkan kondisi yang paling
buruk adalah menghambat aliran dari sumur ke lubang bor (kasus pada cased hole
completion), dan dapat berkembang luas dengan apa yang disebut Formation Damage.
Wax/solid deposits paraffinik adalah endapan hidrokarbon yang berat. Endapan ini
biasanya terjadi pada pipa produksi (tubing), perforasi, dan/atau formasi. Walaupun
mekanisme pengendapannya beragam dan cukup rumit, satu hal penyebab utamanya adalah
perubahan temperatur atau tekanan disekitar lubang sumur. Fraksi berat hidrokarbon tidak
larut dalam minyak tetapi membentuk kristal akibat terjadinya penurunan temperatur. Paraffin
pada formasi terlihat dengan test sebagai skin, pada pipa produksi ditandai dengan pressure
drop yang besar. Paraffin dapat hilang dengan pemanasan (T>150o F)

PENYEBAB FORMATION DAMAGE
Minyak mentah produksi LS-124 memiliki sifat paraffinic dengan kandungan lilin
cukup tinggi. Kristal lilin / paraffin dari minyak produksi mulai terbentuk pada temperature <

9

180° F sebesar 100 ppm dengan type C-45 – C-48, dimana pada suhu di bawah 180° F akan
makin meningkat hingga > 1000 ppm, sehingga pembentukan kristal lilin akan semakin
cepat.

Pengaruh langsung dari pembentukan kristal lilin tersebut adalah terhadap laju

produksi sumur. Ditandai dengan trend perolehan produksi yang cenderung turun secara
drastis. Kondisi ini disebabkan faktor Flow Efficiency (FE) sumur menurun akibat faktor
kerusakan formasi (formation damage) di depan formasi produktif. Dengan adanya pengaruh
skin formasi mengakibatkan tekanan dalir dasar sumur menurun sehingga solubility kristal
paraffin mengecil, dan memiliki potensi berdampak ‘plugged’ di perforasi. Dengan demikian
dampak yang lebih luas terhadap laju produksi sumur menurun akibat PI (Productivity Index)
formasi mengecil, sehingga Flow Efficiency (FE) sumur berkurang.
Pengaruh komposisi mineral batuan dari lapisan produktif “L”, dimana 25 %
merupakan mineral ‘clay’ yang dapat memiliki pengaruh migrasi mineral clayillite pada
lapisan sandstone lapangan Sago, sehingga mempengaruhi pore lining antara butiran pasir.
TREATMENT YANG DIGUNAKAN
-

SOLVENT

Solvent adalah fluida yang mempunyai sifat atau karakteristik terterntu yang dapat
melarutkan material lain. Untuk beberapa industri, seperti cat, farmasi, kosmetik dan tinta,
solven berperan penting baik sebagai bahan utama maupun pendukung.
Beberapa sifat penting solven antara lain:
1.

Kemampuan melarutkan (solubility)

2.

Kecepatan menguap

3.

Trayek didih

4.

Berat jenis (specific gravity)

5.

Flashpoint

Berdasarkan sifat-sifat di atas, solven dapat dikategorikan berdasarkan fungsinya sebagai
berikut:


True solvent, melarutkan dalam proses ekstraksi, pemurnian dalam pembuatan emulsi
dan suspensi.



Diluent , untuk pengencer misalnya pada industri cat.
10



Latent solvent, meninggikan daya larut aktif solven.



Media reaksi, rekasi akan berlangsung lebih cepat dalam fase cair.



Paint remover, untuk pembersih atau penghilang cat.

Solvent yang digunakan dalam treatment penanggulangan atau peningkatan sumur parafin ini
adalah Xylene, digunakan sebagai pelarut paraffin / wax, merupakan bahan kimia aromatik
dengan ikatan CnH2n-6, memiliki daya larut sangat baik, dengan flash point rendah sehingga
mudah sekali menguap.
-

SURFAKTAN
Surfactant adalah bahan/zat yang mengubah hubungan energi pada permukaan sentuh,

senyawa sintetik-organik yang memperlihatkan aktivitas permukaan, mencakup bahan yang
berperan dalam pembasahan, pembersihan, perembesan, penembusan, pembusaan, dan
sebagainya. Bahan-bahan seperti iu terjerap pada permukaan dan dengan demikian
menurunkan tegangan permukaan.
Tujuan digunakannya surfactant adalah menurunkan tegangan permukaan (interfacial
tension) minyak-air di dalam reservoir. Dengan menurunnya tegangan permukaan, maka akan
menurunkan tekanan kapiler yang berpengaruh terhadap wettabilitas batuan. Sehingga akan
meningkatkan effisiensi pendesakan (Displacement efficiency).
Surfactant juga didefinisikan sebagai bahan kimia yang molekulnya selalu mencari
tempat diantara dua fluida yang tidak mau bercampur dan surfactant mengikat kedua fluida
tersebut menjadi emulsi. Surfactant yang berada di dalam slug harus dibuat agar membentuk
micelle, yaitu surfactant yang aktif dan mampu mengikat air dan minyak pada konsentrasi
tertentu. Jika konsentrasinya masih kecil, maka campuran surfactant tersebut masih berupa
monomor (belum aktif). Untuk itu setiap slug perlu diketahui CMC-nya (Critical Micelles
Cocentration) yaitu konsentrasi tertentu, sehingga campuran surfactant yang semula
monomor berubah menjadi micelle.
Surfactant yang umum dipakai dalam proses eksploitasi EOR adalah sodium sulfonate
yang ionik bermuatan negatif. Sedangkan jenis lain jarang dipakai. Larutan surfactant yang
biasa digunakan di lapangan untuk pendesakan minyak sisa hasil pendorongan air, terdiri dari
11

komponen surfactant, air, minyak dan alkohol sebagai kosurfactant. Campuran cairan
surfactant 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 (Pore Volume), diharapkan
kemampuannya menghasilkan tambahan perolehan diatas perolehan jika digunakan
secondery recovery.
Surfactant yang digunakan pada penelitian ini adalah ANTICOR PA-500, merupakan
dispersant yang berfungsi memisahkan deposits paraffin agar mudah kembali terproduksikan
ke dalam sumur, dan memiliki nilai kelarutan tinggi sehingga tidak menimbulkan
penyumbatan di depan lubang perforasi ataupun menempel pada dinding-dinding pipa.
E. HIPOTESIS
Berdasarkan tinjauan pustaka dan landasan teori diatas, maka penulis mencoba untuk
memutuskan hipotesis yang akan diuji kebenarannya, apakah hasil penelitian akan menerima
atau menolak hipotesis tersebut. Hipotesisnya yaitu “Terdapatnya pengaruh solvent dan
surfactant setelah diinjeksikan ke reservoir dimana sumur produksi mengalami permeabilitas
yang cukup tinggi dan mobilitas munyak pun membesar”.
F. METODE PENELITIAN
Sumur paraffin adalah sumur yang berviskositas minyak sangat tinggi (kental) karna
mengandung wax/lilin dan jika terjadi penurunan temperatur, minyak minyak dapat bergerak
bebas (mobilitas minyak mengecil) sehingga mengakibatkan produktivitas minyak menurun.
Oleh karna itu, salah satu upaya untuk meningkatkan produktivitas minyak pada sumur
paraffin ini adalah dengan pemanfaatan teknologi solvent dan surfactant.
Prinsip kerja dari penggunaan solvent :
-

Solvent (jenis xylene) yang telah ditentukan penggunaannya sesuai volume formasi di
injeksikan kedalam sumur injeksi, pada sumur injeksi solvent bereaksi dengan

-

reservoir.
Pada reservoir, solvent yang berbentuk cairan/liquid memiliki daya larut sangat baik,
dengan flash point rendah sehingga mudah sekali menguap dan mengakibatkan
minyak melebur membentuk campuran yang homogen sehingga viscous (kekentalan)
minyak menurun (encer), permeabilitas minyak tersebut bagus dan mobilitas/minyak
dapat bergerak bebas untuk dapat mengalir dari sumur produksi ke permukaan.

12

Prinsip kerja dari penggunaan surfactant:
-

Surfactant (ANTICOR PA-500) yang telah disediakan sesuai dengan kebutuhan

-

diinjeksikan sama halnya seperti solvent ke sumur injeksi.
Pada sumur injeksi, surfactant bereaksi kedalam reservoir. Disini surfactant bertugas
memisahkan deposit paraffin/lilin yang mengendap dengan penyaringan atau
sentrifugasi agar minyak mudah kembali terproduksi kedalam sumur, dan pemisahan
kembali pelarut dari minyak bebas lilin agar dapat dipakai kembali(di lakukan

-

penyulingan/distilasi).
Setelah
minyak

terproduksi

kepermukaan,

surfactant

merembes/membilas/membersihkan formasi sehingga porosity dan debit alir fluida
menjadi lancar dari sumur produksi kepermukaan serta melarutkan material-material
yang menghambat/merusak pendistribusian minyak ke permukaan sehingga tidak
menimbulkan penyumbatan didepan lubang perforasi ataupun menempel pada dinding
pipa.
Setelah penggunaan dari injeksi solvent dan surfactant pada sumur paraffin dapat
memberikan laju produksi yang besar (viskositas minyak rendah (encer) dan permeabilitas
minyak bagus) sehingga sumur dapat berproduksi secara kontinyu (tanpa hambatan lagi).
Variabel penelitian ada adalah : waktu treatment selama 4 hari, solvent dan surfaktan
sebagai bahan untuk treatment dan sumur minyak yang mengandung paraffin/wax.
Parameter penelitian : permeabilitas minyak, mobilitas minyak, dan volume/banyak
nya solvent dan surfactant yang digunakan dalam treatment.
Menentukan Pore Volume pada Formasi yang memungkinkan untuk penggunaan solvents &
surfactants, sbb :
V=øxAxh
Dimana,
A = 1/4 π

x D2

ø = Porositas batuan (%)
D=2R
R = Jari-jari penetrasi max 3 ft
13

H = Tebal perforasi (ft)
Sehingga,
V = 0,27 x 4,71 x 14
= 17,8 ft3
= 133, 1529 Gallon
Pembiayaan treatment terdiri atas :
-

Biaya sewa rig per hari :
US$.1942,07,-/Rp. 17.478.630,Lama pekerjaan = 4 hari
Total biaya / sewa rig :
US$.7768,28,-/Rp. 69.914.520,Harga material Xylene :
US$88,-per drum/ Rp. 792.000,Kebutuhan Xylene : 5,5 drum
Total Biaya Xylene :
US $ 484,- / Rp. 4.356.000,Harga material ADO : 905 liter
Harga ADO industri :
Rp. 2100,- per liter
Total Biaya ADO:Rp.1.900.500,Estimated Pay Out Time (POT):
= Rp.211.896.000,-/Rp.76.171.020,= 2, 78 bulan
= 2 bulan 23 hari

Analisa hasil :
A. Inovasi Solvent & Surfactants menggunakan komposisi Diesel Oil, Xylene dan ANTICOR
PA-500 tidak merusak lapisan produktif “L”, yang ditandai dengan membaiknya Flow
Effiiciency sumur sehigga mampu berproduksi secara ‘continious production’ .
B. Scale dan Wax terbukti secara nyata terbentuk di sekitar lubang perforasi pada sumur LS124, dengan adanya respons produksi yang cukup baik setelah pelaksanaan stimulasi Solvents
dan Surfactants, dengan

perbandingan test produksi sebelum dan setelah pelaksanaan

pekerjaan, pada tabel 1

14

Analisa tabel:
-

laju produksi minyak (dalam BFPD) meningkat setelah dilakukan treatment dengan

-

injeksi solvent dan surfaktant yaitu 173 BFPD.
Persentase kadar air menjadi 75%, berkurang 5% karena air telah ikut terproduksi

-

bersamaan dengan larutan solvent.
Berat bersih minyak meningkat menjadi 43 BOPD, mengalami peningkatan karena

-

minyak sudah terpisah oleh parafin setelah proses treatment.
System produksi minyak menjadi kontinyu (dapat berlangsung secara terus-menerus)
dibandingakan treatment sebelumnya yang intermitten (pertahap-tahap_ karena
terhambat oleh proses treament/pemulihan produksi minyak.

C. Inovasi solvents + surfactants secara effektif mampu mengatasi problem wax / paraffin
yang terjadi di sekitar lubang bor pada sumur LS-124, terbukti adanya respons peningkatan
produksi sebesar 37 BOPD secara Continious Production, yang dipantau dari pengukuran
pergerakan cairan dynamis (DFL).
F. Surfactants diperlukan untuk merubah wettabilitas batuan yang akan membantu
peningkatan permeabilitas relatif minyak terhadap batuan, dan penggunaan paraffin solvents
akan melarutkan wax.
G. JADWAL PENELITIAN
Kegiatan
Persiapan bahan
Penyiapan sampel

Jadwal
24 juli 2014 - 01 agustus 2014
30 juli 2014 – 07 agustus 2014

Jumlah waktu
8 hari
8 hari
15

Pengujian

+ 10 agustus 2014 – 14 agustus

penelitian
Penulisan akhir

2014
16 agustus 2014 – 18 september

4 hari
1

bulan 8 hari

2014

H. DAFTAR PUSTAKA
Panitia 100 tahun usaha petambangan minyak dan gas bumi. 1985. “Kamus minyak dan
gas bumi’. Jakarta. Pusat penelitian dan pengembangan teknologi minyak dan gas bumi
“LEMIGAS”.
K.Permadi, Asep. 1999. “Formation damage analysis, acid stimulation and well service”.
Duri. Petroleum industrial training consultant.
Amix. 1960. “Petroleum reservoir engineering”. New York. Chapter 6 Mc

Graw

Hillnbook company.
Amperianto Agus, Skripsi Sarjana Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta (1994),
“Evaluasi Penanggulangan Problem Scale pada Lapangan Kawengan PERTAMINA
UEP III CEPU”, Petroleum Engineering.Dept.
16

Andrico dofa; Amperianto Agus dan Priyandoyo. (2007). “Upaya peningkatan produksi
minyak disumur produksi paraffinik unit bisnis EP Lirik – Riau menggunakan inovasi
solvent dan surfactant”,
(nov,17 2012)
Sudibjo Rachmat (2002). “Penelitian dalam penerapan EOR di Indonesia”.
(nov, 17 2012)
Firdaus muhammad yusuf (2011).
“Hydrocarbon Solvent”. (nov, 17 2012)

17