IKATAN AHLI TEKNIK PERMINYAKAN INDONESIA
Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia
Simposium Nasional dan Kongres X
Jakarta, 12 - 14 Nopember 2008
Makalah Profesional
___________________________________________________________________________
IATMI 08 - 006
Perencanaan Peningkatan Perolehan Minyak
Menggunakan Metode Soaking Surfactant
Oleh :
Dedy Kristanto dan Bambang Bintarto
Jurusan Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta
Abstrak
Seiring dengan bertambahnya masa produksi
suatu lapangan minyak, produktivitasnya akan
semakin berkurang. Hal ini disebabkan
bertambahnya jumlah minyak yang telah
diproduksikan dari reservoir, yang sangat
berpengaruh terhadap berkurangnya energi
reservoir alamiah (tekanan reservoir) yang
diperlukan untuk mengalirkan minyak ke
dalam
sumur
produksi.
Untuk
dapat
memproduksikan minyak setelah energi
alamiah reservoir berkurang maka diperlukan
tahap pengurasan minyak selanjutnya.
Soaking Surfactant merupakan salah satu
metode untuk menguras minyak sisa (residual
oil) di dalam pori-pori batuan reservoir
menggunakan chemical. Soaking Surfactant
dilakukan dengan menginjeksikan fluida atau
chemical melalui sumur produksi (soak),
menutup sumur beberapa waktu (shut-in
period)
kemudian
memproduksikannya
kembali (put on production) melalui sumur
produksi yang sama.
Analisa Soaking Surfactant di laboratorium
memberikan hasil perolehan minyak dari
perendaman menggunakan air formasi
(Waterflooding - Percobaan I) sebesar 46 %.
Sementara perolehan minyak yang didapatkan
dari perendaman menggunakan Surfactant SS
B8020 untuk Percobaan II (1000 ppm),
Percobaan III (2000 ppm) dan Percobaan IV
(3000 ppm) masing-masing adalah 50 %, 58
% dan 64 %. Sehingga dengan demikian
dapat
dikatakan
bahwa
penggunaan
Surfactant SS B8020 sebagai fluida perendam
(soaking
fluid)
mampu
meningkatkan
perolehan minyak antara 4-18 % dibandingkan
dengan hasil perendaman menggunakan air
formasi.
Sedangkan
berdasarkan
hasil
prediksi simulasi reservoir didapatkan bahwa
kumulatif produksi minyak untuk soaking
surfactant 0,716 MMbbl dan perendaman
menggunakan air formasi (tanpa injeksi
surfactant) 0,708 MMbbl, sehingga terdapat
pertambahan perolehan minyak sebesar 8000
bbl. Selanjutnya didasarkan pada hasil analisa
secara kualitatif di laboratorium menunjukkan
bahwa penggunaan Surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam kompatibel dengan
batuan dan fluida reservoir kajian.
Pendahuluan
Soaking Surfactant merupakan salah satu
metode untuk mengangkat minyak sisa
(residual oil) didalam pori-pori batuan reservoir
menggunakan chemical. Soaking Surfactant
dilakukan dengan menginjeksikan fluida atau
chemical melalui sumur produksi (soaking),
menutup sumur beberapa waktu kemudian
memproduksikannya
kembali.
Dengan
perencanaan dan pemilihan material yang
sesuai serta laju penginjeksian (pemompaan)
surfactant yang baik, maka diharapkan akan
diperoleh
proses
perendaman
(soak
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
1
treatment) yang optimal. Adapun dasar
pelaksanaan Soaking Surfactant ini adalah
sebagai berikut :
• Soaking Surfactant digunakan untuk
pengamatan pada single well.
• Waktu pekerjaan yang diperlukan relatif
singkat.
• Penerapan di lapangan tidak memerlukan
banyak peralatan tambahan (dapat
menggunakan fasilitas yang tersedia).
• Hasil yang diperoleh dapat diketahui
dalam waktu singkat (2 - 4 minggu).
• Jumlah chemical yang diinjeksikan relatif
kecil/sedikit.
• Resiko rendah (terhadap formasi dan
peralatan).
• Biaya relatif rendah dibandingkan dengan
pilot flooding test.
Sedangkan tujuan dilakukannya Soaking
Surfactant ini pada dasarnya adalah untuk :
• Melengkapi data-data hasil analisa di
laboratorium dan simulasi reservoir
sebelum dilaksanakannya Pilot Project
dan Full Scale.
• Untuk
mengetahui
kompatibilitas
Surfactant SS B8020 dilapangan sebagai
“enlargment” hasil pengujian laboratorium
dan simulasi reservoir.
• Untuk mengetahui kinerja dan efektivitas
Surfactant SS B8020 terhadap kondisi riil
di lapangan.
• Meminimalkan resiko yang akan terjadi
apabila akan dilakukan dengan skala yang
lebih besar baik dalam segi pemakaian
chemical
(efektifitas/kompatibilitas)
maupun dari segi teknis (pemompaan).
Sehubungan dengan tujuan tersebut di atas,
maka dalam perencanaan Soaking Surfactant
ini dilakukan melalui tiga tahapan yaitu, uji
laboratorium,
simulasi
reservoir
dan
perencanaan teknis operasional di lapangan.
Berdasarkan hasil pengujian di laboratorium
dapat diperoleh jenis surfactant yang sesuai
dengan batuan dan fluida reservoir lapangan
“X”, serta besarnya konsentrasi surfactant
yang optimum untuk dilakukan proses simulasi
reservoir, sedangkan dari hasil simulasi
reservoir dapat diketahui prediksi laju produksi
minyak serta prediksi kumulatif produksi
minyak. Adapun dari hasil perencanaan
secara teknis untuk aplikasi lapangan, maka
dapat ditentukan volume fluida yang akan
diinjeksikan, laju pemompaan yang optimum
dan lamanya waktu penutupan sumur.
Setelah dilakukan pemilihan jenis surfactant
yang sesuai untuk lapangan “X”, pada uji
laboratorium ini digunakan surfactant SS
B8020. Beberapa skenario percobaan Soaking
Surfactant test dilakukan untuk melihat kinerja
atau performance dari surfactant SS B8020
dilihat dari pertambahan perolehan minyak
yang didapatkan. Sedang pada simulasi
reservoir dilakukan tahapan pembuatan
model, inisialisasi, penyelarasan (History
matching) dan peramalan (Prediction) dari
tahun 2006 - 2009.
Dasar Teori Injeksi Surfactant
Injeksi
surfactant
merupakan
proses
penginjeksian sejumlah surfactant ke dalam
reservoir dengan maksud agar terjadi
penurunan tegangan antarmuka minyak-fluida
injeksi supaya perolehan minyak meningkat.
Effisiensi injeksi meningkat sesuai dengan
penurunan tegangan antarmuka. Gale dan
Sandvik, menyebutkan bahwa ada empat
kriteria pokok yang harus dipenuhi surfactant
untuk
meningkatkan
perolehan,
yaitu
tegangan permukaan antara air-minyak
rendah, adsorpsi rendah, kompetibel dengan
batuan dan fluida reservoir, serta biaya murah.
Injeksi
surfactant
ditujukan
untuk
memproduksikan residual oil yang ditinggalkan
oleh water drive, dimana minyak yang terjebak
oleh tekanan kapiler, sehingga tidak dapat
bergerak namun dapat dikeluarkan dengan
menginjeksikan
surfactant.
Percampuran
surfactant dengan minyak membentuk emulsi
yang akan mengurangi tekanan kapiler.
Setelah minyak dapat bergerak, maka
diharapkan tidak ada lagi minyak yang
tertinggal. Injeksi surfactant tidak mesti harus
menginjeksikan surfactant secara menerus,
melainkan dapat juga diikuti dengan fluida
pendesak lainnya, yaitu air yang dicampur
dengan polymer untuk meningkatkan efisiensi
penyapuan dan akhirnya diinjeksikan air
sebagai fluida pendorong dibelakangnya.
Untuk memperbaiki kondisi reservoir yang
tidak diharapkan, seperti konsentrasi ion
bervalensi dua, salinitas air formasi yang
sangat tinggi, serta absorbsi (penyerapan)
batuan reservoir terhadap larutan dan kondisi-
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
2
kondisi lain yang mungkin dapat menghambat
proses injeksi surfactant, maka perlu
ditambahkan bahan-bahan kimia yang lain
seperti cosurfactant (umumnya alkohol) dan
larutan NaCl. Disamping kedua additive di
atas, yang perlu diperha¬tikan dalam operasi
injeksi surfactant adalah kualitas dan kuantitas
dari zat tersebut.
Pada dasarnya ada dua konsep yang telah
dikembangkan dalam penggunaan surfactant
untuk meningkatkan perolehan minyak.
Konsep pertama adalah larutan yang
mengandung surfactant dengan konsentrasi
rendah diinjeksikan. Surfactant dilarutkan di
dalam air atau minyak dan berada dalam
jumlah yang setimbang dengan gumpalangumpalan surfactant yang dikenal sebagai
micelle. Sejumlah besar fluida (sekitar 15 60% PV) diinjeksikan ke dalam reservoir untuk
mengurangi tegangan antar muka antara
minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan
perolehan minyak. Pada konsep kedua,
larutan surfactant dengan konsentrasi yang
lebih tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir
dalam jumlah yang relatif kecil (3 - 20% PV).
Dalam hal ini, micelles yang terbentuk dapat
berupa dispersi stabil air didalam hidrokarbon
atau hidrokarbon didalam air.
Kualitas Surfactant
Kualitas surfactant adalah efektivitas kerja dari
surfactant untuk menurunkan tegangan
permukaan antara air-mi¬nyak, sehingga
residual oil yang tertinggal dapat didesak dan
diproduksikan.
Surfactant
didefinisikan
sebagai molekul yang mencari tempat diantara
dua cairan yang tak dapat bercampur dan
mempu¬nyai kemampuan untuk mengubah
kondisi.
Bahan utama dari surfactant ini adalah
Petroleum Sulfonate, dimana zat ini dihasilkan
dari sulfonatisasi minyak mentah (distilasi
minyak). Petroleum `sulfonate mempunyai
daya afinitas terhadap air dan minyak. Molekul
ini mempunyai dua bagian, satu bagian larut
dalam minyak dan satu bagian lainnya larut
dalam air. Surfactant yang mempunyai daya
afinitas kuat terhadap minyak disebut oilsoluble dan yang kuat terhadap air disebut
water soluble (green acid).
Kualitas surfactant ditentukan dari parameter
berat ekuivalennya, semakin besar berat
ekuivalen surfactant yang digunakan, maka
efektivitas kerja untuk menurunkan tegangan
permukaan minyak-air semakin baik dan
begitu sebaliknya. Penggunaan surfactant
dengan konsentrasi yang terlalu tinggi tidak
saja mengakibatkan adsorbsi, akan tapi juga
menjadi tidak ekonomis. Agar diperoleh
kelarutan yang baik dalam minyak atau air dan
tak terlalu terpengaruh oleh adsorbsi batuan
reservoir serta tahan terhadap kontaminasi
garam-garam formasi dan pengaruh mineralmineral clay, maka perlu di¬tentukan berat
ekuivalennya yang optimum.
Sebagai zat tambahan (additive) dalam
surfactant biasa digunakan "Cosurfactant",
sebab material ini mempunyai banyak fungsi
dalam proses pendesakan, antara lain
mengatur viskositas yang sesuai untuk
mengontrol mobilitas. Beberapa je¬nis alkohol
yang digunakan sebagai Cosurfactant adalah
2-propanol, 1-pentanol, p-pentanol, 1-hexanol,
2-hexanol. Dari pengalaman di lapangan,
penggunaan Cosurfactant ini, ternyata dapat
meningkatkan recovery minyak sampai 20%.
Hal ini disebabkan karena selain ikut
mendesak, surfactant juga turut melarutkan
minyak. Zat tambahan lain yang sering dipakai
adalah larutan elektrolit NaCl yang digunakan
sebagai preflush, untuk menggerakkan air
formasi yang tidak sesuai dengan komposisi
surfactant.
Variabel Yang
Surfactant
Mempengaruhi
Injeksi
Variabel-variabel yang mempengaruhi injeksi
surfactant diantaranya adalah adsorbsi,
konsentrasi surfactant, clay dan salinitas.
Permasalahan yang dijumpai pada injeksi
surfactant adalah adsorbsi batuan reservoir
terhadap larutan surfactant. Adsorbsi batuan
reservoir pada injeksi surfactant terjadi akibat
gaya tarik-menarik antara molekul-molekul
surfactant dengan batuan reservoir dan
besarnya gaya ini tergantung dari besarnya
afinitas batuan reservoir terhadap surfactant.
Jika adsorbsi yang terjadi kuat sekali, maka
surfactant
menjadi
menipis,
akibatnya
kemampuan untuk menurunkan tegangan
permukaan minyak-air semakin menurun.
Mekanisme
terjadinya
adsorbsi
adalah
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
3
sebagai berikut, surfactant yang dilarutkan
dalam air yang merupakan microemulsion
diinjeksikan ke dalam reservoir. Surfactant
akan mempengaruhi tegangan permukaan
minyak-air, sekaligus akan bersinggungan
dengan permukaan butiran batuan. Pada saat
terjadi persinggungan ini molekul-molekul
surfactant akan ditarik oleh molekul-molekul
batuan reservoir dan diendapkan pada
permukaan batuan secara kontinyu sampai
mencapai titik jenuh. Akibatnya kualitas
surfactant menurun karena terjadi adsorbsi
sehingga mengakibatkan fraksinasi, yaitu
pemisahan surfactant dengan berat ekivalen
rendah didepan dibandingkan dengan berat
ekivalen tinggi.
Konsentrasi surfactant juga berpengaruh
besar terhadap terjadinya adsorbsi batuan
reservoir pada surfactant. Semakin pekat
konsentrasi surfactant yang digunakan, maka
akan
semakin
besar
adsorbsi
yang
diakibatkannya, hingga mencapai suatu titik
konsentrasi tertentu dimana batuan reservoir
dijenuhi oleh fluida pendesak surfactant.
Semakin tinggi kosentrasi surfactant, adsorbsi
yang terjadi akan semakin besar, tetapi
penurunan tegangan permukaan minyak air
terus berlangsung karena batuan reservoir
akan
mencapai
titik
jenuh
dalam
mengadsorbsi
surfactant.
Penggunaan
surfactant dengan konsentrasi lebih tinggi
selain mengakibatkan tegangan permukaan
minyak air turun dengan cepat juga dapat
lebih awal dalam memperoleh minyak jika
dibandingkan dengan konsentrasi rendah.
Terdapatnya clay dalam reservoir harus
diperhitungkan
dalam
penentuan
jenis
surfactant yang akan digunakan dalam injeksi
surfactant. Karena clay dapat menurunkan
recovery minyak, disebabkan oleh sifat clay
yang suka air (Lyophile) menyebabkan
adsorbsi yang terjadi besar sekali. Untuk
reservoir dengan salinitas rendah, peranan
clay ini sangat dominan.
Salinitas air formasi berpengaruh terhadap
penurunan tegangan permukaan minyak-air
oleh surfactant. Untuk konsentrasi garamgaram tertentu, NaCl akan menyebabkan
penurunan tegangan permukaan minyak-air
tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena
ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah
ikatan ion yang sangat mudah terurai menjadi
ion Na+ dan ion Cl-, begitu juga halnya
dengan molekul-molekul surfactant. Di dalam
air surfactant akan mudah terurai menjadi ion
RSO3- dan H+. Konsekuensinya bila pada
operasi injeksi surfactant terdapat garam
NaCl, maka akan membentuk HCl dan
RSO3Na, dimana HCl dan RSO3Na bukan
merupakan zat aktif permukaan dan tidak
dapat menurunkan tegangan permukaan
minyak-air. Selain mempengaruhi tegangan
permukaan minyak-air, garam NaCl juga
mengakibatkan fraksinasi surfactant yang
lebih besar, sampai batuan reservoir tersebut
mencapai titik jenuh.
Pertimbangan dan Batasan Pemakaian
Surfactant
Dasar pertimbangan yang digunakan untuk
memilih injeksi surfactant pada suatu reservoir
yang diperoleh dari data empiris diantaranya
meliputi :
1. Sifat fisik fluida reservoir yang terdiri dari
gravity
minyak,
viskositas
minyak,
komposisi dan kandungan chlorida.
2. Sifat fisik batuan reservoir yang terdiri dari
saturasi minyak sisa, tipe formasinya,
ketebalan, kedalaman, permeabilitas ratarata dan temperatur.
Sedangkan syarat dan batasan yang
digunakan dalam pemilihan injeksi surfactant
dapat dirinci sebagai berikut :
1. Kualitas crude oil
• Gravity
> 25API
• Viskositas
< 30 cp
• Kandungan klorida < 20000 ppm
• Komposisi diutamakan untuk minyak
menengah ringan (Light Intermediate)
2. Surfactantt dan polymer
• Ukuran dari slug adalah 5 - 15% dari
volume pori untuk sistim surfactantt
yang tinggi konsentrasinya dan untuk
konsentrasi rendah besarnya 15 50% dari volume pori.
• Konsentrasi polymer berkisar antara
500 - 2000 mg/l
• Volume polymer yang diinjeksikan
kira-kira 50% dari volume pori.
3. Kondisi reservoir
• Saturasi minyak >30% PV
• Tipe fomasi diutamakan sandstone
• Ketebalan formasi > 10 ft
• Permeabilitas
> 20 md
• Kedalaman
< 8000 ft
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
4
• Temperatur
< 175F
4. Batasan lain
• Penyapuan areal oleh waterflooding
sebelum
injeksi
surfactantt
diusahakan lebih besar dari 50%
• Diusahakan formasi yang homogen
• Tidak terlalu banyak mengandung
anhydrite, gypsum atau clay.
• Salinitas lebih kecil dari 20000 ppm
dan kandungan ion divalen (Ca dan
Mg) lebih kecil dari 500 ppm.
Pengujian Laboratorium
Dalam percobaan Soaking Surfactant di
laboratorium ini digunakan beberapa jenis
surfactant serta percontoh air formasi, minyak
dan batuan reservoir dari Lapangan “X”.
Pemilihan Jenis Surfactant
Pemilihan jenis surfactant yang didasarkan
pada hasil pengukuran Interfacial Tension
(IFT)
pada
berbagai
jenis
surfactant
ditunjukkan pada Tabel 1, dan hasil
pengukuran IFT untuk jenis surfactant yang
terpilih (SS B8020) ditunjukkan pada Gambar
1, sedangkan spesifikasi material Surfactant
SS B8020 ditunjukkan pada Tabel 2.
Hasil analisa memberikan rekomendasi bahwa
pada Soaking Surfactant Test ini hanya
menggunakan
surfactant
saja
tanpa
menggunakan alkali, hal ini untuk menghindari
terjadinya problem scale, korosi dan plugging.
Sedangkan penambahan polymer hanya
digunakan pada saat Pilot Test dan Full Scale,
dimana polymer dalam hal ini berfungsi untuk
meningkatkan efisiensi penyapuan.
Percontoh Minyak dan Batuan
Percontoh minyak yang diambil dari Lapangan
”X” telah dilakukan pengukuran viskositas
pada temperatur reservoir (104,4 0C).
Gambaran percontoh minyak Lapangan ”X”
ditunjukkan pada Gambar 2, sedangkan hasil
pengukuran viskositas minyak ditunjukkan
pada Tabel 3.
Percontoh batuan dalam hal ini berupa sand
pack diperoleh dari hasil penggerusan batuan
inti (core) yang diambil dari Lapangan ”X”
dengan ukuran 20 - 40 mesh. Hasil
pengukuran petrofisik percontoh batuan yang
diambil dari Lapangan “X” ditunjukkan pada
Tabel 4, sedangkan gambaran dari batupasir
Lapangan ”X” ditunjukkan pada Gambar 2.
Pengujian Soaking Surfactant
Percobaan Soaking Surfactant di laboratorium
dilakukan menggunakan air formasi dan
surfactant SS B8020. Lamanya waktu
perendaman adalah 96 jam atau 4 (empat)
hari, hal ini disesuaikan dengan rencana
pelaksanaan di lapangan. Secara rinci
pelaksanaan
Soaking
Surfactant
di
laboratorium adalah :
- Persiapan sand pack di dalam tabung
ukur.
- Lakukan saturasi minyak ke dalam
sand pack.
- Lakukan perendaman selama 96 jam
atau 4 (empat) hari menggunakan air
formasi
(10
ml)
dan
catat
pertambahan perolehan minyak yang
didapat untuk setiap periode waktu
tertentu (2 jam).
- Lakukan perendaman selama 96 jam
atau 4 (empat) hari menggunakan
surfactant SS B8020 (10 ml) sesuai
dengan skenario yang dibuat dan
catat pertambahan perolehan minyak
yang didapat untuk setiap periode
waktu tertentu (2 jam).
Untuk pengujian Soaking Surfactant di
laboratorium dilakukan dengan 4 (empat)
skenario percobaan sebagai berikut :
• Percobaan I
:
Perendaman
menggunakan air formasi
• Percobaan II
: NaCl 2 lb/mgl
Surfactant SS B8020 konsentrasi
1000 ppm
• Percobaan III : NaCl 2 lb/mgl
Surfactant SS B8020 konsentrasi
2000 ppm
• Percobaan IV : NaCl 2 lb/mgl
Surfactant SS B8020 konsentrasi
3000 ppm
Hasil
selengkapnya
dari
gambaran
pelaksanaan Percobaan I sampai dengan
Percobaan IV ditunjukkan pada Gambar 3,
sedangkan perbandingan hasil perolehan
minyak yang didapat antara perendaman
menggunakan air formasi dan surfactant SS
B8020 untuk setiap konsentrasi ditunjukkan
pada Gambar 4. Selanjutnya gambaran
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
5
perolehan minyak dan jumlah minyak sisa
ditunjukkan pada Gambar 5 dan Gambar 6.
Pengujian Kompatibilitas
Pada percobaan Soaking Surfactant ini larutan
surfactant SS B8020 setelah digunakan untuk
percobaan pada berbagai konsentrasi (1000 3000 ppm) ditampung kembali pada tabung
gelas ukur kemudian didiamkan selama 4
(empat) hari pada kondisi temperatur reservoir
(200 0F), hal ini dilakukan untuk melihat
perubahan kondisi fisik larutan surfactant SS
B8020 tersebut.
Dari hasil pengamatan secara kualitatif terlihat
bahwa kondisi larutan surfactant SS B8020
tidak mengalami perubahan warna (tetap
jernih) atau relatif sama seperti sebelum
dimasukkan sebagai fluida perendam (soaking
fluid) ke dalam sand pack dan tidak terjadi
penggumpalan partikel (particle suspended),
seperti ditunjukkan pada Gambar 7a dan
Gambar 7b. Hal ini menunjukkan bahwa
penggunaan larutan surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam tidak menyebabkan
terjadinya penyumbatan (plugging) pada poripori sand pack (batuan reservoir), sehingga
dengan dasar hasil pengamatan secara
kualitatif tersebut maka dapat dikatakan
bahwa larutan surfactant SS B8020 yang
digunakan
sebagai
fluida
perendam
kompetibel dengan fluida dan batuan
Lapangan “X”.
Simulasi Reservoir
Pemodelan reservoir didasarkan pada hasil
dari pemodelan geologi yang dilakukan
dengan bantuan perangkat lunak Petrel.
Parameter yang diperlukan meliputi horizon,
iso porositas, iso permeabilitas, net to gross
dan kontak fluida (WOC maupun GOC). Hasil
simulasi untuk keadaan saturasi awal dan
saturasi saat akan dilakukan soaking
surfactant di sumur kandidat ditunjukkan pada
Gambar 8 dan hasil simulasi kondisi grid block
saturasi minyak single well di sumur kandidat
ditunjukkan pada Gambar 9.
Inisialisasi merupakan penyamaan model
geologi dengan model simulasi, dimana
parameter yang dilakukan inisialisasi adalah
Initial Oil in Place (IOIP) hasil perhitungan
cadangan
secara
Volumetrik.
Hasil
perhitungan dengan metode volumetrik
didapatkan Initial Oil in Place (IOIP) sebesar
25.343.861 sedangkan perhitungan dari model
simulasi sebesar 25.336.000 MSTB.
Tahap history matching (penyelarasan)
dilakukan
untuk
menyelaraskan
model
reservoir yang telah dibangun dengan laju
produksi (minyak dan air) yang telah
diproduksikan dan tekanan reservoirnya.
Parameter
yang
disesuaikan
untuk
mendapatkan hasil penyelarasan
yang
diharapkan
adalah
kekuatan
aquifer,
permeabilitas, transmisibilitas dan kurva
permeabilitas
relatif.
History
matching
merupakan proses memodifikasi parameter
yang digunakan dalam pembuatan model,
agar tercipta keselarasan antara model
dengan kondisi nyata, yang didasarkan pada
data parameter terukur selama periode waktu
tertentu. Proses ini dilakukan untuk membuat
kondisi dan kinerja model reservoir hasil
simulasi menyerupai kondisi dan kinerja. Hasil
history matching laju produksi air dan laju
produksi minyak pada sumur kandidat
ditunjukkan pada Gambar 10 dan Gambar 11.
Prediksi
atau
peramalan
(Forecast)
merupakan tahap akhir dalam melakukan
simulasi reservoir setelah proses production
history macth selesai. Tahap ini bertujuan
untuk mengetahui atau melihat perilaku
reservoir yang disimulasi pada masa yang
akan datang berdasarkan kondisi yang
diharapkan. Hal ini dengan melakukan
production run sampai tahun 2009. Hasil
prediksi simulasi reservoir laju produksi
minyak, kumulatif produksi minyak dan water
cut untuk sumur kandidat ditunjukkan pada
Gambar 12 sampai Gambar 14.
Perencanaan
Surfactant
Teknis
Soaking
Dalam perencanaan teknis soaking surfactant
ini meliputi volume fluida yang akan
diinjeksikan, perencaaan laju dan lamanya
waktu pemompaan serta penentuan waktu
penutupan sumur.
Perencanaan volume fluida yang akan
diinjeksikan didasarkan pada radius yang
diinginkan pada formasi yang dilakukan Soak
Treatment. Radius untuk soak treatment
berkisar rata-rata antara 35 - 100 ft (10 - 30
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
6
m). Volume yang digunakan juga bergantung
pada konsentrasi yang digunakan, untuk soak
treatment ini menggunakan surfactant 10.000
lbs. Untuk merencanakan volume surfactant
pada soak treatment ini ditentukan sebagai
berikut :
Densitas Surfactant
= 8,5 lb/gall
Konsentrasi
= 0,2%
Satuan Konsentrasi
= lb/ 1000 gal
Konsentrasi/1000 gal
= 1000 gal x 8,5
lb/gal x 0,2 %
= 17 lb/1000 gal
Jumlah Surfactant
= 10.000 lbs
Volume Surfactant 0,2 % = (10.000 lbs) / (17
lbs/1000 gal)
= 588.235 gall
= 14.005,6 bbl
Radius untuk treatment ditentukan dengan
persamaan dari geometri silindris radial yaitu :
atau
dimana :
R
: Radius Treatment
: Porositas
H
: Ketebalan lapisan
Rw
: Jari jari sumur
: 3,14
(Volume dalam gallon)
Hasil perhitungan radius untuk volume
14.005,6 bbl surfactant SS B8020 0,2 % wt
yang akan diterapkan di sumur kandidat
ditunjukkan pada Tabel 5. Selanjutnya
didasarkan pada radius yang diinginkan untuk
menentukan jumlah volume yang diinjeksikan,
maka sebagai alternatif lain dari pelaksanaan
penginjeksian surfactant SS B8020 di sumur
kandidat ditunjukkan pada Tabel 6.
Proses penginjeksi larutan surfactant SS
B8020 ditujukan untuk memproduksikan
residual oil yang ditinggalkan oleh water
flooding,
sehingga
diharapkan
dapat
meningkatkan perolehan produksi di sumur
kandidat Lapangan “X”. Larutan surfactant SS
B8020
yang
diinjeksikan
mempunyai
konsentrasi 0,2% wt dengan volume sebesar
14.005,60 bbls, hal ini dimaksudkan supaya
radius pengurasan optimal untuk single well.
Hasil
perhitungan
perencanaan
laju
pemompaan ditunjukkan pada Tabel 7,
sedangkan mekasisme proses pencampuran
surfactant SS B8020 sebelum diinjeksikan ke
dalam sumur ditunjukkan pada Gambar 15.
Perencanaan lamanya penutupan sumur
didasarkan pada uji laboratorium terhadap
sifat kinematika dari surfactant dimana
memerlukan
waktu
untuk
membentuk
tegangan permukaan (IFT) yang baru dan
optimal. Lamanya penutupan sumur juga
dipengaruhi oleh porositas, ketebalan lapisan,
permeabilitas, saturasi minyak dan densitas
minyak dalam reservoir. Didasarkan pada
kedua pertimbangan tersebut maka lamanya
waktu yang diperlukan untuk penutupan sumur
untuk Soaking Surfactant ini adalah 4 (empat)
hari. Gambaran lamanya waktu penutupan
sumur yang didasarkan pada sifat fisik batuan
dan fluida reservoir ditunjukkan pada Tabel 8.
Analisa dan Pembahasan
Injeksi surfactant merupakan suatu proses
penginjeksian sejumlah surfactant kedalam
reservoir. Injeksi surfactant digunakan untuk
menurunkan tegangan antarmuka minyakfluida injeksi supaya perolehan minyak
meningkat.
Dua
konsep
yang
telah
dikembangkan dalam penggunaan surfactant
untuk meningkatkan perolehan minyak.
Konsep pertama adalah larutan yang
mengandung surfactant dengan konsentrasi
rendah
diinjeksikan
yang
bertujuan
membersihkan formasi dari scale ataupun
plugging. Yang kedua Surfactant dilarutkan di
dalam air atau minyak dan berada dalam
jumlah yang setimbang dengan gumpalangumpalan surfactant yang dikenal sebagai
micelle. Sejumlah besar fluida (sekitar 15 - 60
% atau lebih) diinjeksikan ke dalam reservoir
untuk mengurangi tegangan antarmuka antara
minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan
perolehan minyak. Pada konsep kedua,
larutan surfactant dengan konsentrasi yang
lebih tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir
dalam jumlah yang relatif kecil (3 - 20 % PV).
Dalam hal ini, micelles yang terbentuk dapat
berupa dispersi stabil air di dalam hidrokarbon
atau hidrokarbon di dalam air.
Injeksi surfactant menggunakan metode
Soaking (Huff and Puff) merupakan suatu
proses penginjeksian sejumlah surfactant
melalui sumur produksi, kemudian sumur
tersebut ditutup selama beberapa hari
kemudian sumur tersebut dibuka dan
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
7
diproduksikan melalui sumur itu sendiri. Halhal yang harus dilakukan dalam perencanaan
injeksi surfactant dengan metode Soaking
antara lain adalah pemilihan jenis surfactant,
pemilihan sumur kandidat, tahapan proses
pengujian dilaboratorium termasuk didalamnya
analisa kompatibilitas surfactant yang akan
digunakan, analisa simulasi reservoir dan
perencaan teknis operasional di lapangan.
Surfactant yang digunakan dalam injeksi ini
adalah jenis SS B8020 yang memiliki sifat
amphotheric dan cosurfactant. Surfactant ini
memiliki tegangan permukaan yang kecil dan
viskositas yang compatibel. Surfactant SS
8020 memiliki viskositas kurang dari 200 cp,
flash point lebih besar dari 900 C dan sesuai
untuk digunakan pada reservoir batupasir
(sandstone).
Proses soaking surfactant di laboratorium
merupakan proses perendaman batuan
menggunakan larutan surfactant, Alat yang
digunakan dalam proses soaking surfactant di
laboratorium adalah tabung ukur, water bath,
thermometer,
sedangkan
bahan
yang
diperlukan adalah surfactant SS B8020,
contoh minyak, core (contoh batuan) dan air
formasi. Pengujian soaking di laboratorium ini
dilakukan menggunakan dua jenis fluida
perendam, yaitu air formasi (Percobaan I) dan
surfactant SS B8020 (Percobaan II sampai
IV). Pengujian soak surfactant di laboratorium
dilakukan dengan berbagai konsentrasi yaitu
1000 ppm (Percobaan II), 2000 ppm
(Percobaan III), 3000 ppm (Percobaan IV).
Untuk membuat larutan 1000 ppm diperlukan
surfactant 0,05 gram yang dilarutkan dalam 50
cc air, larutan 2000 ppm diperlukan surfactant
0,099 gram yang dilarutkan dalam 50 cc air,
sedangkan untuk larutan 3000 ppm surfactant
yang diperlukan 0,15 gram kemudian
dilarutkan dalam 50 cc air. Core yang
digunakan 15 gram untuk setiap konsentrasi
surfactant dan air formasi.
Tahap soaking surfactant dimulai dengan
pengkondisian temperatur pada water batch
disesuaikan dengan kondisi reservoir (200
0F), kemudian tabung (yang berisi core atau
sand pack dan surfactant) siap dimasukkan
dalam water bach. Proses monitoring
dilakukan setiap 2 jam selama 96 jam (4 hari).
Hasil monitoring percobaan menunjukkan
bahwa perolehan minyak dengan perendaman
menggunakan air formasi (Percobaan I)
adalah 46 %, sedangkan hasil perolehan
minyak menggunakan surfactant SS B8020
(Percobaan II sampai Percobaan IV) masingmasing adalah 50 %, 58 % dan 64 %. Dari
hasil percobaan dilaboratorium tersebut
terlihat bahwa, dengan semakin besarnya
konsentrasi surfactant (1000 ppm, 2000 ppm
dan 3000 ppm) perolehan minyak juga
semakin meningkat. Selanjutnya dengan tiga
variasi
konsentrasi
tersebut
di
atas,
menunjukkan konsentrasi 3000 ppm untuk
mekanisme soaking telah dapat menunjukkan
konsentrasi yang cukup optimum dalam
menghasilkan perolehan minyak. Dengan kata
lain, penggunaan surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam (soaking fluid)
mampu meningkatkan perolehan minyak
antara 4 - 18 % dibandingkan dengan hasil
perendaman menggunakan air formasi.
Selain
itu
berdasarkan
hasil
analisa
kompatibilitas
menunjukkan
bahwa
penggunaan larutan surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam tidak menyebabkan
terjadinya penyumbatan (plugging) pada poripori sand pack (batuan reservoir), sehingga
dengan dasar hasil pengamatan secara
kualitatif tersebut maka dapat dikatakan
bahwa larutan surfactant SS B8020 yang
digunakan
sebagai
fluida
perendam
kompetibel dengan fluida dan batuan
Lapangan “X”.
Selanjutnya
dalam
simulasi
reservoir
digunakan konsentrasi surfactant SS B8020
sebesar 2000 ppm. Pada simulasi ini jenis grid
adalah Radial, dengan jumlah grid adalah
37x16x10 = 5920 grid. Proses inisialisasi
dilakukan
untuk
menyelaraskan
hasil
cadangan (Initial Oil in Place) dari perhitungan
mengunakan metode volumetrik dengan hasil
simulator. Hasil inisialisasi telah dilakukan
dengan baik, hal ini terlihat dari kecilnya
perbedaan ( 90 C
Tabel 3. Viskositas Minyak Lapangan “X”
70 oC
RPM
6
12
30
60
100
120
Shear
Rate
7.92
15.8
39.6
79.2
132
158
Viskositas
(cP)
9.3
7.4
6.6
6.1
6.09
6.09
Torque
(%)
1.9
2.8
6.6
12.1
20.4
24.3
90 oC
Viskositas
(cP)
2.8
3.2
3.7
3.65
3.82
3.84
Torque
(%)
0.5
1.2
3.7
7.4
12.7
15.3
104.4 oC
Viskositas
(cP)
3.75
2.4
3.15
3.08
3.3
3.24
Torque
(%)
0.8
1.8
3.2
6.1
11
13
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
11
Tabel 4. Hasil Pengukuran Petrofisik Percontoh Batuan Lapangan “X”
Core
No.
1
2
Length
(cm)
8.052
7.385
Diameter
(cm)
3.834
3.828
Bulk
Volume
(cc)
92.960
85.027
Grain
Volume
(cc)
72.2
63.6
Pore
Volume
(cc)
20.764
21.427
Bulk
Density
(gr/cc)
2.05
1.99
Grain
Density
(gr/cc)
2.64
2.66
Porosity
(%)
22.34
25.20
Gas
Permeability
(mD)
485.01
653.17
Tabel 5. Perencanaan Radius Treatment
Sumur
X
Volume
Surfactant (bbl)
14,000
Ketebalan
(ft)
36.09
Porositas
(%)
22
Rw
(ft)
0.29
Radius
(ft)
56.16
Tabel 6. Alternatif Radius dan Volume Yang Diinjeksikan Untuk Sumur Kandidat
Volume
Surfactant
( bbl)
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
Volume
Surfactant
(gal)
42,000
63,000
84,000
105,000
126,000
147,000
168,000
189,000
210,000
231,000
252,000
273,000
294,000
315,000
336,000
357,000
378,000
399,000
420,000
Ketebalan
(ft)
Porositas
(%)
Rw
(ft)
Radius
(ft)
Radius
(m)
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
15.01
18.38
21.23
23.73
25.99
28.08
30.02
31.84
33.56
35.20
36.76
38.26
39.71
41.10
42.45
43.75
45.02
46.26
47.46
4.57
5.60
6.47
7.23
7.92
8.56
9.15
9.70
10.22
10.73
11.23
11.66
12.10
12.56
12.94
13.34
13.72
14.10
14.46
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
12
Tabel 7. Perencanaan Laju dan Lamanya Waktu Pemompaan
Rate Pompa 2 BPM
Stage
Step Rate Test/Preflush
Surfactant SS B8020 Injection
Displacement
Volume (bbl)
Total (bbl) Pump Rate (BPM)
100
100
2.0
13,960.79
14,073.55
2.0
30.8
14,105.60
2.0
Stage Time (min) Cumulative Time
50.00
50.00 min
6,980.40
7,030.40 min
15.40
7,045.80 min
Time Required
117.43 Hours
4.89 Days
Volume (bbl) Total (bbl) Pump Rate (BPM)
100
100
2.5
13,960.79
14,073.55
2.5
30.8
14,105.60
2.5
Stage Time (min) Cumulative Time
40.00
40.00 min
5,584.32
5,624.32 min
12.32
5,636.64 min
Time Required
93.94 Hours
3.91 Days
Volume (bbl) Total (bbl) Pump Rate (BPM)
100
100
3.0
13,960.79
14,073.55
3.0
30.8
14,105.60
3.0
Stage Time (min) Cumulative Time
33.33
33.33 min
4,653.60
4,686.93 min
10.27
4,697.20 min
Time Required
78.29 Hours
3.26 Days
Rate Pompa 2.5 BPM
Stage
Step Rate Test/Preflush
Surfactant SS B8020 Injection
Displacement
Rate Pompa 3 BPM
Stage
Step Rate Test/Preflush
Surfactant SS B8020 Injection
Displacement
Tabel 8. Perencanaan Waktu Penutupan Sumur
Waktu Shut-in
(Hari)
3
4
5
6
7
4
5
6
7
8
9
Densitas Minyak
Porositas
(gr/cc)
(%)
< 0.85
> 20
0.86 - 0.90
> 20
0.91 - 0.95
> 20
0.96 - 1.00
> 20
> 1.00
> 20
< 0.85
< 20
0.86 - 0.90
< 20
0.91 - 0.95
< 20
0.96 - 1.00
< 20
> 1.00
< 20
Kondisi Sumur Tidak Bagus
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
13
IFT, Dyne/Cm
IFT MEASUREMENTS
0.005
0.0045
0.004
0.0035
0.003
0.0025
0.002
0.0015
0.001
0.0005
0
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Concentration SS B8020, %
Gambar 1. Hasil Pengukuran IFT Surfactant SS B8020
Gambar 2. Percontoh Minyak dan Batupasir dari Batuan Inti Lapangan ”X”
I
II
III
IV
Gambar 3. Gambaran Pelaksanaan Percobaan I Sampai Percobaan IV
(I) Perendaman Menggunakan Air Formasi; (II) Surfactant SS B8020 konsentrasi 1000 ppm
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
14
(III) Surfactant SS B8020 konsentrasi 2000 ppm; (IV) Surfactant SS B8020 konsentrasi 3000 ppm
10
Perolehan Minyak (ml)
9
8
7
6
5
4
Air Formasi
Surfactant SS B8020 Kons. 1000 ppm
Surfactant SS B8020 Kons. 2000 ppm
Surfactant SS B8020 Kons. 3000 ppm
3
2
1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Waktu Perendaman (Jam)
100
100
90
90
J u m l a h M i n y a k T e r s i s a (% )
P e r o le h a n M in y a k ( % )
Gambar 4. Perbandingan Perolehan Minyak Hasil Perendaman
Menggunakan Air Formasi dan Surfactant SS B8020
80
70
60
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Konsentrasi Surfactant (ppm)
Gambar 5. Hasil Analisa Perolehan Minyak
Untuk Setiap Percobaan
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Konsentrasi Surfactant (ppm)
Gambar 6. Hasil Analisa Jumlah Minyak Tersisa
Yang Tertinggal Di Dalam Batuan
Untuk Setiap Percobaan
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
15
a
b
Gambar 7. Hasil Percobaan Kompatibilitas Surfactant SS B8020
a. Kondisi Larutan Surfactant SS B8020 Sebelum Digunakan Untuk Perendaman
b. Kondisi Larutan Surfactant SS B8020 Setelah Digunakan Untuk Perendaman
dan Didiamkan Selama 4 (empat) Hari
Gambar 8. Keadaan Saturasi Awal dan Saat Akan Dilakukan Soaking Surfactant
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
16
Sumur X
Sumur X
Gambar 9. Gambaran Saturasi dan Grid Block Saturasi Minyak
Saat Akan Dilakukan Soaking Surfactant di Sumur Kandidat
Gambar 10. Hasil History Matching Water Rate
Sumur Kandidat
Gambar 11. Hasil History Matching Oil Rate
Sumur Kandidat
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
17
Gambar 12. Hasil Prediksi Laju Produksi Minyak
Sumur Kandidat
Gambar 13. Hasil Prediksi Kumulatif Produksi
Minyak Sumur Kandidat
Proses Pencampuran Surfactant
Gambar 14. Hasil Prediksi Water Cut Sumur
Kandidat
Gambar 15. Mekanisme Proses Pencampuran
Surfactant SS B8020
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
18
Simposium Nasional dan Kongres X
Jakarta, 12 - 14 Nopember 2008
Makalah Profesional
___________________________________________________________________________
IATMI 08 - 006
Perencanaan Peningkatan Perolehan Minyak
Menggunakan Metode Soaking Surfactant
Oleh :
Dedy Kristanto dan Bambang Bintarto
Jurusan Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta
Abstrak
Seiring dengan bertambahnya masa produksi
suatu lapangan minyak, produktivitasnya akan
semakin berkurang. Hal ini disebabkan
bertambahnya jumlah minyak yang telah
diproduksikan dari reservoir, yang sangat
berpengaruh terhadap berkurangnya energi
reservoir alamiah (tekanan reservoir) yang
diperlukan untuk mengalirkan minyak ke
dalam
sumur
produksi.
Untuk
dapat
memproduksikan minyak setelah energi
alamiah reservoir berkurang maka diperlukan
tahap pengurasan minyak selanjutnya.
Soaking Surfactant merupakan salah satu
metode untuk menguras minyak sisa (residual
oil) di dalam pori-pori batuan reservoir
menggunakan chemical. Soaking Surfactant
dilakukan dengan menginjeksikan fluida atau
chemical melalui sumur produksi (soak),
menutup sumur beberapa waktu (shut-in
period)
kemudian
memproduksikannya
kembali (put on production) melalui sumur
produksi yang sama.
Analisa Soaking Surfactant di laboratorium
memberikan hasil perolehan minyak dari
perendaman menggunakan air formasi
(Waterflooding - Percobaan I) sebesar 46 %.
Sementara perolehan minyak yang didapatkan
dari perendaman menggunakan Surfactant SS
B8020 untuk Percobaan II (1000 ppm),
Percobaan III (2000 ppm) dan Percobaan IV
(3000 ppm) masing-masing adalah 50 %, 58
% dan 64 %. Sehingga dengan demikian
dapat
dikatakan
bahwa
penggunaan
Surfactant SS B8020 sebagai fluida perendam
(soaking
fluid)
mampu
meningkatkan
perolehan minyak antara 4-18 % dibandingkan
dengan hasil perendaman menggunakan air
formasi.
Sedangkan
berdasarkan
hasil
prediksi simulasi reservoir didapatkan bahwa
kumulatif produksi minyak untuk soaking
surfactant 0,716 MMbbl dan perendaman
menggunakan air formasi (tanpa injeksi
surfactant) 0,708 MMbbl, sehingga terdapat
pertambahan perolehan minyak sebesar 8000
bbl. Selanjutnya didasarkan pada hasil analisa
secara kualitatif di laboratorium menunjukkan
bahwa penggunaan Surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam kompatibel dengan
batuan dan fluida reservoir kajian.
Pendahuluan
Soaking Surfactant merupakan salah satu
metode untuk mengangkat minyak sisa
(residual oil) didalam pori-pori batuan reservoir
menggunakan chemical. Soaking Surfactant
dilakukan dengan menginjeksikan fluida atau
chemical melalui sumur produksi (soaking),
menutup sumur beberapa waktu kemudian
memproduksikannya
kembali.
Dengan
perencanaan dan pemilihan material yang
sesuai serta laju penginjeksian (pemompaan)
surfactant yang baik, maka diharapkan akan
diperoleh
proses
perendaman
(soak
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
1
treatment) yang optimal. Adapun dasar
pelaksanaan Soaking Surfactant ini adalah
sebagai berikut :
• Soaking Surfactant digunakan untuk
pengamatan pada single well.
• Waktu pekerjaan yang diperlukan relatif
singkat.
• Penerapan di lapangan tidak memerlukan
banyak peralatan tambahan (dapat
menggunakan fasilitas yang tersedia).
• Hasil yang diperoleh dapat diketahui
dalam waktu singkat (2 - 4 minggu).
• Jumlah chemical yang diinjeksikan relatif
kecil/sedikit.
• Resiko rendah (terhadap formasi dan
peralatan).
• Biaya relatif rendah dibandingkan dengan
pilot flooding test.
Sedangkan tujuan dilakukannya Soaking
Surfactant ini pada dasarnya adalah untuk :
• Melengkapi data-data hasil analisa di
laboratorium dan simulasi reservoir
sebelum dilaksanakannya Pilot Project
dan Full Scale.
• Untuk
mengetahui
kompatibilitas
Surfactant SS B8020 dilapangan sebagai
“enlargment” hasil pengujian laboratorium
dan simulasi reservoir.
• Untuk mengetahui kinerja dan efektivitas
Surfactant SS B8020 terhadap kondisi riil
di lapangan.
• Meminimalkan resiko yang akan terjadi
apabila akan dilakukan dengan skala yang
lebih besar baik dalam segi pemakaian
chemical
(efektifitas/kompatibilitas)
maupun dari segi teknis (pemompaan).
Sehubungan dengan tujuan tersebut di atas,
maka dalam perencanaan Soaking Surfactant
ini dilakukan melalui tiga tahapan yaitu, uji
laboratorium,
simulasi
reservoir
dan
perencanaan teknis operasional di lapangan.
Berdasarkan hasil pengujian di laboratorium
dapat diperoleh jenis surfactant yang sesuai
dengan batuan dan fluida reservoir lapangan
“X”, serta besarnya konsentrasi surfactant
yang optimum untuk dilakukan proses simulasi
reservoir, sedangkan dari hasil simulasi
reservoir dapat diketahui prediksi laju produksi
minyak serta prediksi kumulatif produksi
minyak. Adapun dari hasil perencanaan
secara teknis untuk aplikasi lapangan, maka
dapat ditentukan volume fluida yang akan
diinjeksikan, laju pemompaan yang optimum
dan lamanya waktu penutupan sumur.
Setelah dilakukan pemilihan jenis surfactant
yang sesuai untuk lapangan “X”, pada uji
laboratorium ini digunakan surfactant SS
B8020. Beberapa skenario percobaan Soaking
Surfactant test dilakukan untuk melihat kinerja
atau performance dari surfactant SS B8020
dilihat dari pertambahan perolehan minyak
yang didapatkan. Sedang pada simulasi
reservoir dilakukan tahapan pembuatan
model, inisialisasi, penyelarasan (History
matching) dan peramalan (Prediction) dari
tahun 2006 - 2009.
Dasar Teori Injeksi Surfactant
Injeksi
surfactant
merupakan
proses
penginjeksian sejumlah surfactant ke dalam
reservoir dengan maksud agar terjadi
penurunan tegangan antarmuka minyak-fluida
injeksi supaya perolehan minyak meningkat.
Effisiensi injeksi meningkat sesuai dengan
penurunan tegangan antarmuka. Gale dan
Sandvik, menyebutkan bahwa ada empat
kriteria pokok yang harus dipenuhi surfactant
untuk
meningkatkan
perolehan,
yaitu
tegangan permukaan antara air-minyak
rendah, adsorpsi rendah, kompetibel dengan
batuan dan fluida reservoir, serta biaya murah.
Injeksi
surfactant
ditujukan
untuk
memproduksikan residual oil yang ditinggalkan
oleh water drive, dimana minyak yang terjebak
oleh tekanan kapiler, sehingga tidak dapat
bergerak namun dapat dikeluarkan dengan
menginjeksikan
surfactant.
Percampuran
surfactant dengan minyak membentuk emulsi
yang akan mengurangi tekanan kapiler.
Setelah minyak dapat bergerak, maka
diharapkan tidak ada lagi minyak yang
tertinggal. Injeksi surfactant tidak mesti harus
menginjeksikan surfactant secara menerus,
melainkan dapat juga diikuti dengan fluida
pendesak lainnya, yaitu air yang dicampur
dengan polymer untuk meningkatkan efisiensi
penyapuan dan akhirnya diinjeksikan air
sebagai fluida pendorong dibelakangnya.
Untuk memperbaiki kondisi reservoir yang
tidak diharapkan, seperti konsentrasi ion
bervalensi dua, salinitas air formasi yang
sangat tinggi, serta absorbsi (penyerapan)
batuan reservoir terhadap larutan dan kondisi-
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
2
kondisi lain yang mungkin dapat menghambat
proses injeksi surfactant, maka perlu
ditambahkan bahan-bahan kimia yang lain
seperti cosurfactant (umumnya alkohol) dan
larutan NaCl. Disamping kedua additive di
atas, yang perlu diperha¬tikan dalam operasi
injeksi surfactant adalah kualitas dan kuantitas
dari zat tersebut.
Pada dasarnya ada dua konsep yang telah
dikembangkan dalam penggunaan surfactant
untuk meningkatkan perolehan minyak.
Konsep pertama adalah larutan yang
mengandung surfactant dengan konsentrasi
rendah diinjeksikan. Surfactant dilarutkan di
dalam air atau minyak dan berada dalam
jumlah yang setimbang dengan gumpalangumpalan surfactant yang dikenal sebagai
micelle. Sejumlah besar fluida (sekitar 15 60% PV) diinjeksikan ke dalam reservoir untuk
mengurangi tegangan antar muka antara
minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan
perolehan minyak. Pada konsep kedua,
larutan surfactant dengan konsentrasi yang
lebih tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir
dalam jumlah yang relatif kecil (3 - 20% PV).
Dalam hal ini, micelles yang terbentuk dapat
berupa dispersi stabil air didalam hidrokarbon
atau hidrokarbon didalam air.
Kualitas Surfactant
Kualitas surfactant adalah efektivitas kerja dari
surfactant untuk menurunkan tegangan
permukaan antara air-mi¬nyak, sehingga
residual oil yang tertinggal dapat didesak dan
diproduksikan.
Surfactant
didefinisikan
sebagai molekul yang mencari tempat diantara
dua cairan yang tak dapat bercampur dan
mempu¬nyai kemampuan untuk mengubah
kondisi.
Bahan utama dari surfactant ini adalah
Petroleum Sulfonate, dimana zat ini dihasilkan
dari sulfonatisasi minyak mentah (distilasi
minyak). Petroleum `sulfonate mempunyai
daya afinitas terhadap air dan minyak. Molekul
ini mempunyai dua bagian, satu bagian larut
dalam minyak dan satu bagian lainnya larut
dalam air. Surfactant yang mempunyai daya
afinitas kuat terhadap minyak disebut oilsoluble dan yang kuat terhadap air disebut
water soluble (green acid).
Kualitas surfactant ditentukan dari parameter
berat ekuivalennya, semakin besar berat
ekuivalen surfactant yang digunakan, maka
efektivitas kerja untuk menurunkan tegangan
permukaan minyak-air semakin baik dan
begitu sebaliknya. Penggunaan surfactant
dengan konsentrasi yang terlalu tinggi tidak
saja mengakibatkan adsorbsi, akan tapi juga
menjadi tidak ekonomis. Agar diperoleh
kelarutan yang baik dalam minyak atau air dan
tak terlalu terpengaruh oleh adsorbsi batuan
reservoir serta tahan terhadap kontaminasi
garam-garam formasi dan pengaruh mineralmineral clay, maka perlu di¬tentukan berat
ekuivalennya yang optimum.
Sebagai zat tambahan (additive) dalam
surfactant biasa digunakan "Cosurfactant",
sebab material ini mempunyai banyak fungsi
dalam proses pendesakan, antara lain
mengatur viskositas yang sesuai untuk
mengontrol mobilitas. Beberapa je¬nis alkohol
yang digunakan sebagai Cosurfactant adalah
2-propanol, 1-pentanol, p-pentanol, 1-hexanol,
2-hexanol. Dari pengalaman di lapangan,
penggunaan Cosurfactant ini, ternyata dapat
meningkatkan recovery minyak sampai 20%.
Hal ini disebabkan karena selain ikut
mendesak, surfactant juga turut melarutkan
minyak. Zat tambahan lain yang sering dipakai
adalah larutan elektrolit NaCl yang digunakan
sebagai preflush, untuk menggerakkan air
formasi yang tidak sesuai dengan komposisi
surfactant.
Variabel Yang
Surfactant
Mempengaruhi
Injeksi
Variabel-variabel yang mempengaruhi injeksi
surfactant diantaranya adalah adsorbsi,
konsentrasi surfactant, clay dan salinitas.
Permasalahan yang dijumpai pada injeksi
surfactant adalah adsorbsi batuan reservoir
terhadap larutan surfactant. Adsorbsi batuan
reservoir pada injeksi surfactant terjadi akibat
gaya tarik-menarik antara molekul-molekul
surfactant dengan batuan reservoir dan
besarnya gaya ini tergantung dari besarnya
afinitas batuan reservoir terhadap surfactant.
Jika adsorbsi yang terjadi kuat sekali, maka
surfactant
menjadi
menipis,
akibatnya
kemampuan untuk menurunkan tegangan
permukaan minyak-air semakin menurun.
Mekanisme
terjadinya
adsorbsi
adalah
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
3
sebagai berikut, surfactant yang dilarutkan
dalam air yang merupakan microemulsion
diinjeksikan ke dalam reservoir. Surfactant
akan mempengaruhi tegangan permukaan
minyak-air, sekaligus akan bersinggungan
dengan permukaan butiran batuan. Pada saat
terjadi persinggungan ini molekul-molekul
surfactant akan ditarik oleh molekul-molekul
batuan reservoir dan diendapkan pada
permukaan batuan secara kontinyu sampai
mencapai titik jenuh. Akibatnya kualitas
surfactant menurun karena terjadi adsorbsi
sehingga mengakibatkan fraksinasi, yaitu
pemisahan surfactant dengan berat ekivalen
rendah didepan dibandingkan dengan berat
ekivalen tinggi.
Konsentrasi surfactant juga berpengaruh
besar terhadap terjadinya adsorbsi batuan
reservoir pada surfactant. Semakin pekat
konsentrasi surfactant yang digunakan, maka
akan
semakin
besar
adsorbsi
yang
diakibatkannya, hingga mencapai suatu titik
konsentrasi tertentu dimana batuan reservoir
dijenuhi oleh fluida pendesak surfactant.
Semakin tinggi kosentrasi surfactant, adsorbsi
yang terjadi akan semakin besar, tetapi
penurunan tegangan permukaan minyak air
terus berlangsung karena batuan reservoir
akan
mencapai
titik
jenuh
dalam
mengadsorbsi
surfactant.
Penggunaan
surfactant dengan konsentrasi lebih tinggi
selain mengakibatkan tegangan permukaan
minyak air turun dengan cepat juga dapat
lebih awal dalam memperoleh minyak jika
dibandingkan dengan konsentrasi rendah.
Terdapatnya clay dalam reservoir harus
diperhitungkan
dalam
penentuan
jenis
surfactant yang akan digunakan dalam injeksi
surfactant. Karena clay dapat menurunkan
recovery minyak, disebabkan oleh sifat clay
yang suka air (Lyophile) menyebabkan
adsorbsi yang terjadi besar sekali. Untuk
reservoir dengan salinitas rendah, peranan
clay ini sangat dominan.
Salinitas air formasi berpengaruh terhadap
penurunan tegangan permukaan minyak-air
oleh surfactant. Untuk konsentrasi garamgaram tertentu, NaCl akan menyebabkan
penurunan tegangan permukaan minyak-air
tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan karena
ikatan kimia yang membentuk NaCl adalah
ikatan ion yang sangat mudah terurai menjadi
ion Na+ dan ion Cl-, begitu juga halnya
dengan molekul-molekul surfactant. Di dalam
air surfactant akan mudah terurai menjadi ion
RSO3- dan H+. Konsekuensinya bila pada
operasi injeksi surfactant terdapat garam
NaCl, maka akan membentuk HCl dan
RSO3Na, dimana HCl dan RSO3Na bukan
merupakan zat aktif permukaan dan tidak
dapat menurunkan tegangan permukaan
minyak-air. Selain mempengaruhi tegangan
permukaan minyak-air, garam NaCl juga
mengakibatkan fraksinasi surfactant yang
lebih besar, sampai batuan reservoir tersebut
mencapai titik jenuh.
Pertimbangan dan Batasan Pemakaian
Surfactant
Dasar pertimbangan yang digunakan untuk
memilih injeksi surfactant pada suatu reservoir
yang diperoleh dari data empiris diantaranya
meliputi :
1. Sifat fisik fluida reservoir yang terdiri dari
gravity
minyak,
viskositas
minyak,
komposisi dan kandungan chlorida.
2. Sifat fisik batuan reservoir yang terdiri dari
saturasi minyak sisa, tipe formasinya,
ketebalan, kedalaman, permeabilitas ratarata dan temperatur.
Sedangkan syarat dan batasan yang
digunakan dalam pemilihan injeksi surfactant
dapat dirinci sebagai berikut :
1. Kualitas crude oil
• Gravity
> 25API
• Viskositas
< 30 cp
• Kandungan klorida < 20000 ppm
• Komposisi diutamakan untuk minyak
menengah ringan (Light Intermediate)
2. Surfactantt dan polymer
• Ukuran dari slug adalah 5 - 15% dari
volume pori untuk sistim surfactantt
yang tinggi konsentrasinya dan untuk
konsentrasi rendah besarnya 15 50% dari volume pori.
• Konsentrasi polymer berkisar antara
500 - 2000 mg/l
• Volume polymer yang diinjeksikan
kira-kira 50% dari volume pori.
3. Kondisi reservoir
• Saturasi minyak >30% PV
• Tipe fomasi diutamakan sandstone
• Ketebalan formasi > 10 ft
• Permeabilitas
> 20 md
• Kedalaman
< 8000 ft
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
4
• Temperatur
< 175F
4. Batasan lain
• Penyapuan areal oleh waterflooding
sebelum
injeksi
surfactantt
diusahakan lebih besar dari 50%
• Diusahakan formasi yang homogen
• Tidak terlalu banyak mengandung
anhydrite, gypsum atau clay.
• Salinitas lebih kecil dari 20000 ppm
dan kandungan ion divalen (Ca dan
Mg) lebih kecil dari 500 ppm.
Pengujian Laboratorium
Dalam percobaan Soaking Surfactant di
laboratorium ini digunakan beberapa jenis
surfactant serta percontoh air formasi, minyak
dan batuan reservoir dari Lapangan “X”.
Pemilihan Jenis Surfactant
Pemilihan jenis surfactant yang didasarkan
pada hasil pengukuran Interfacial Tension
(IFT)
pada
berbagai
jenis
surfactant
ditunjukkan pada Tabel 1, dan hasil
pengukuran IFT untuk jenis surfactant yang
terpilih (SS B8020) ditunjukkan pada Gambar
1, sedangkan spesifikasi material Surfactant
SS B8020 ditunjukkan pada Tabel 2.
Hasil analisa memberikan rekomendasi bahwa
pada Soaking Surfactant Test ini hanya
menggunakan
surfactant
saja
tanpa
menggunakan alkali, hal ini untuk menghindari
terjadinya problem scale, korosi dan plugging.
Sedangkan penambahan polymer hanya
digunakan pada saat Pilot Test dan Full Scale,
dimana polymer dalam hal ini berfungsi untuk
meningkatkan efisiensi penyapuan.
Percontoh Minyak dan Batuan
Percontoh minyak yang diambil dari Lapangan
”X” telah dilakukan pengukuran viskositas
pada temperatur reservoir (104,4 0C).
Gambaran percontoh minyak Lapangan ”X”
ditunjukkan pada Gambar 2, sedangkan hasil
pengukuran viskositas minyak ditunjukkan
pada Tabel 3.
Percontoh batuan dalam hal ini berupa sand
pack diperoleh dari hasil penggerusan batuan
inti (core) yang diambil dari Lapangan ”X”
dengan ukuran 20 - 40 mesh. Hasil
pengukuran petrofisik percontoh batuan yang
diambil dari Lapangan “X” ditunjukkan pada
Tabel 4, sedangkan gambaran dari batupasir
Lapangan ”X” ditunjukkan pada Gambar 2.
Pengujian Soaking Surfactant
Percobaan Soaking Surfactant di laboratorium
dilakukan menggunakan air formasi dan
surfactant SS B8020. Lamanya waktu
perendaman adalah 96 jam atau 4 (empat)
hari, hal ini disesuaikan dengan rencana
pelaksanaan di lapangan. Secara rinci
pelaksanaan
Soaking
Surfactant
di
laboratorium adalah :
- Persiapan sand pack di dalam tabung
ukur.
- Lakukan saturasi minyak ke dalam
sand pack.
- Lakukan perendaman selama 96 jam
atau 4 (empat) hari menggunakan air
formasi
(10
ml)
dan
catat
pertambahan perolehan minyak yang
didapat untuk setiap periode waktu
tertentu (2 jam).
- Lakukan perendaman selama 96 jam
atau 4 (empat) hari menggunakan
surfactant SS B8020 (10 ml) sesuai
dengan skenario yang dibuat dan
catat pertambahan perolehan minyak
yang didapat untuk setiap periode
waktu tertentu (2 jam).
Untuk pengujian Soaking Surfactant di
laboratorium dilakukan dengan 4 (empat)
skenario percobaan sebagai berikut :
• Percobaan I
:
Perendaman
menggunakan air formasi
• Percobaan II
: NaCl 2 lb/mgl
Surfactant SS B8020 konsentrasi
1000 ppm
• Percobaan III : NaCl 2 lb/mgl
Surfactant SS B8020 konsentrasi
2000 ppm
• Percobaan IV : NaCl 2 lb/mgl
Surfactant SS B8020 konsentrasi
3000 ppm
Hasil
selengkapnya
dari
gambaran
pelaksanaan Percobaan I sampai dengan
Percobaan IV ditunjukkan pada Gambar 3,
sedangkan perbandingan hasil perolehan
minyak yang didapat antara perendaman
menggunakan air formasi dan surfactant SS
B8020 untuk setiap konsentrasi ditunjukkan
pada Gambar 4. Selanjutnya gambaran
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
5
perolehan minyak dan jumlah minyak sisa
ditunjukkan pada Gambar 5 dan Gambar 6.
Pengujian Kompatibilitas
Pada percobaan Soaking Surfactant ini larutan
surfactant SS B8020 setelah digunakan untuk
percobaan pada berbagai konsentrasi (1000 3000 ppm) ditampung kembali pada tabung
gelas ukur kemudian didiamkan selama 4
(empat) hari pada kondisi temperatur reservoir
(200 0F), hal ini dilakukan untuk melihat
perubahan kondisi fisik larutan surfactant SS
B8020 tersebut.
Dari hasil pengamatan secara kualitatif terlihat
bahwa kondisi larutan surfactant SS B8020
tidak mengalami perubahan warna (tetap
jernih) atau relatif sama seperti sebelum
dimasukkan sebagai fluida perendam (soaking
fluid) ke dalam sand pack dan tidak terjadi
penggumpalan partikel (particle suspended),
seperti ditunjukkan pada Gambar 7a dan
Gambar 7b. Hal ini menunjukkan bahwa
penggunaan larutan surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam tidak menyebabkan
terjadinya penyumbatan (plugging) pada poripori sand pack (batuan reservoir), sehingga
dengan dasar hasil pengamatan secara
kualitatif tersebut maka dapat dikatakan
bahwa larutan surfactant SS B8020 yang
digunakan
sebagai
fluida
perendam
kompetibel dengan fluida dan batuan
Lapangan “X”.
Simulasi Reservoir
Pemodelan reservoir didasarkan pada hasil
dari pemodelan geologi yang dilakukan
dengan bantuan perangkat lunak Petrel.
Parameter yang diperlukan meliputi horizon,
iso porositas, iso permeabilitas, net to gross
dan kontak fluida (WOC maupun GOC). Hasil
simulasi untuk keadaan saturasi awal dan
saturasi saat akan dilakukan soaking
surfactant di sumur kandidat ditunjukkan pada
Gambar 8 dan hasil simulasi kondisi grid block
saturasi minyak single well di sumur kandidat
ditunjukkan pada Gambar 9.
Inisialisasi merupakan penyamaan model
geologi dengan model simulasi, dimana
parameter yang dilakukan inisialisasi adalah
Initial Oil in Place (IOIP) hasil perhitungan
cadangan
secara
Volumetrik.
Hasil
perhitungan dengan metode volumetrik
didapatkan Initial Oil in Place (IOIP) sebesar
25.343.861 sedangkan perhitungan dari model
simulasi sebesar 25.336.000 MSTB.
Tahap history matching (penyelarasan)
dilakukan
untuk
menyelaraskan
model
reservoir yang telah dibangun dengan laju
produksi (minyak dan air) yang telah
diproduksikan dan tekanan reservoirnya.
Parameter
yang
disesuaikan
untuk
mendapatkan hasil penyelarasan
yang
diharapkan
adalah
kekuatan
aquifer,
permeabilitas, transmisibilitas dan kurva
permeabilitas
relatif.
History
matching
merupakan proses memodifikasi parameter
yang digunakan dalam pembuatan model,
agar tercipta keselarasan antara model
dengan kondisi nyata, yang didasarkan pada
data parameter terukur selama periode waktu
tertentu. Proses ini dilakukan untuk membuat
kondisi dan kinerja model reservoir hasil
simulasi menyerupai kondisi dan kinerja. Hasil
history matching laju produksi air dan laju
produksi minyak pada sumur kandidat
ditunjukkan pada Gambar 10 dan Gambar 11.
Prediksi
atau
peramalan
(Forecast)
merupakan tahap akhir dalam melakukan
simulasi reservoir setelah proses production
history macth selesai. Tahap ini bertujuan
untuk mengetahui atau melihat perilaku
reservoir yang disimulasi pada masa yang
akan datang berdasarkan kondisi yang
diharapkan. Hal ini dengan melakukan
production run sampai tahun 2009. Hasil
prediksi simulasi reservoir laju produksi
minyak, kumulatif produksi minyak dan water
cut untuk sumur kandidat ditunjukkan pada
Gambar 12 sampai Gambar 14.
Perencanaan
Surfactant
Teknis
Soaking
Dalam perencanaan teknis soaking surfactant
ini meliputi volume fluida yang akan
diinjeksikan, perencaaan laju dan lamanya
waktu pemompaan serta penentuan waktu
penutupan sumur.
Perencanaan volume fluida yang akan
diinjeksikan didasarkan pada radius yang
diinginkan pada formasi yang dilakukan Soak
Treatment. Radius untuk soak treatment
berkisar rata-rata antara 35 - 100 ft (10 - 30
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
6
m). Volume yang digunakan juga bergantung
pada konsentrasi yang digunakan, untuk soak
treatment ini menggunakan surfactant 10.000
lbs. Untuk merencanakan volume surfactant
pada soak treatment ini ditentukan sebagai
berikut :
Densitas Surfactant
= 8,5 lb/gall
Konsentrasi
= 0,2%
Satuan Konsentrasi
= lb/ 1000 gal
Konsentrasi/1000 gal
= 1000 gal x 8,5
lb/gal x 0,2 %
= 17 lb/1000 gal
Jumlah Surfactant
= 10.000 lbs
Volume Surfactant 0,2 % = (10.000 lbs) / (17
lbs/1000 gal)
= 588.235 gall
= 14.005,6 bbl
Radius untuk treatment ditentukan dengan
persamaan dari geometri silindris radial yaitu :
atau
dimana :
R
: Radius Treatment
: Porositas
H
: Ketebalan lapisan
Rw
: Jari jari sumur
: 3,14
(Volume dalam gallon)
Hasil perhitungan radius untuk volume
14.005,6 bbl surfactant SS B8020 0,2 % wt
yang akan diterapkan di sumur kandidat
ditunjukkan pada Tabel 5. Selanjutnya
didasarkan pada radius yang diinginkan untuk
menentukan jumlah volume yang diinjeksikan,
maka sebagai alternatif lain dari pelaksanaan
penginjeksian surfactant SS B8020 di sumur
kandidat ditunjukkan pada Tabel 6.
Proses penginjeksi larutan surfactant SS
B8020 ditujukan untuk memproduksikan
residual oil yang ditinggalkan oleh water
flooding,
sehingga
diharapkan
dapat
meningkatkan perolehan produksi di sumur
kandidat Lapangan “X”. Larutan surfactant SS
B8020
yang
diinjeksikan
mempunyai
konsentrasi 0,2% wt dengan volume sebesar
14.005,60 bbls, hal ini dimaksudkan supaya
radius pengurasan optimal untuk single well.
Hasil
perhitungan
perencanaan
laju
pemompaan ditunjukkan pada Tabel 7,
sedangkan mekasisme proses pencampuran
surfactant SS B8020 sebelum diinjeksikan ke
dalam sumur ditunjukkan pada Gambar 15.
Perencanaan lamanya penutupan sumur
didasarkan pada uji laboratorium terhadap
sifat kinematika dari surfactant dimana
memerlukan
waktu
untuk
membentuk
tegangan permukaan (IFT) yang baru dan
optimal. Lamanya penutupan sumur juga
dipengaruhi oleh porositas, ketebalan lapisan,
permeabilitas, saturasi minyak dan densitas
minyak dalam reservoir. Didasarkan pada
kedua pertimbangan tersebut maka lamanya
waktu yang diperlukan untuk penutupan sumur
untuk Soaking Surfactant ini adalah 4 (empat)
hari. Gambaran lamanya waktu penutupan
sumur yang didasarkan pada sifat fisik batuan
dan fluida reservoir ditunjukkan pada Tabel 8.
Analisa dan Pembahasan
Injeksi surfactant merupakan suatu proses
penginjeksian sejumlah surfactant kedalam
reservoir. Injeksi surfactant digunakan untuk
menurunkan tegangan antarmuka minyakfluida injeksi supaya perolehan minyak
meningkat.
Dua
konsep
yang
telah
dikembangkan dalam penggunaan surfactant
untuk meningkatkan perolehan minyak.
Konsep pertama adalah larutan yang
mengandung surfactant dengan konsentrasi
rendah
diinjeksikan
yang
bertujuan
membersihkan formasi dari scale ataupun
plugging. Yang kedua Surfactant dilarutkan di
dalam air atau minyak dan berada dalam
jumlah yang setimbang dengan gumpalangumpalan surfactant yang dikenal sebagai
micelle. Sejumlah besar fluida (sekitar 15 - 60
% atau lebih) diinjeksikan ke dalam reservoir
untuk mengurangi tegangan antarmuka antara
minyak dan air, sehingga dapat meningkatkan
perolehan minyak. Pada konsep kedua,
larutan surfactant dengan konsentrasi yang
lebih tinggi diinjeksikan ke dalam reservoir
dalam jumlah yang relatif kecil (3 - 20 % PV).
Dalam hal ini, micelles yang terbentuk dapat
berupa dispersi stabil air di dalam hidrokarbon
atau hidrokarbon di dalam air.
Injeksi surfactant menggunakan metode
Soaking (Huff and Puff) merupakan suatu
proses penginjeksian sejumlah surfactant
melalui sumur produksi, kemudian sumur
tersebut ditutup selama beberapa hari
kemudian sumur tersebut dibuka dan
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
7
diproduksikan melalui sumur itu sendiri. Halhal yang harus dilakukan dalam perencanaan
injeksi surfactant dengan metode Soaking
antara lain adalah pemilihan jenis surfactant,
pemilihan sumur kandidat, tahapan proses
pengujian dilaboratorium termasuk didalamnya
analisa kompatibilitas surfactant yang akan
digunakan, analisa simulasi reservoir dan
perencaan teknis operasional di lapangan.
Surfactant yang digunakan dalam injeksi ini
adalah jenis SS B8020 yang memiliki sifat
amphotheric dan cosurfactant. Surfactant ini
memiliki tegangan permukaan yang kecil dan
viskositas yang compatibel. Surfactant SS
8020 memiliki viskositas kurang dari 200 cp,
flash point lebih besar dari 900 C dan sesuai
untuk digunakan pada reservoir batupasir
(sandstone).
Proses soaking surfactant di laboratorium
merupakan proses perendaman batuan
menggunakan larutan surfactant, Alat yang
digunakan dalam proses soaking surfactant di
laboratorium adalah tabung ukur, water bath,
thermometer,
sedangkan
bahan
yang
diperlukan adalah surfactant SS B8020,
contoh minyak, core (contoh batuan) dan air
formasi. Pengujian soaking di laboratorium ini
dilakukan menggunakan dua jenis fluida
perendam, yaitu air formasi (Percobaan I) dan
surfactant SS B8020 (Percobaan II sampai
IV). Pengujian soak surfactant di laboratorium
dilakukan dengan berbagai konsentrasi yaitu
1000 ppm (Percobaan II), 2000 ppm
(Percobaan III), 3000 ppm (Percobaan IV).
Untuk membuat larutan 1000 ppm diperlukan
surfactant 0,05 gram yang dilarutkan dalam 50
cc air, larutan 2000 ppm diperlukan surfactant
0,099 gram yang dilarutkan dalam 50 cc air,
sedangkan untuk larutan 3000 ppm surfactant
yang diperlukan 0,15 gram kemudian
dilarutkan dalam 50 cc air. Core yang
digunakan 15 gram untuk setiap konsentrasi
surfactant dan air formasi.
Tahap soaking surfactant dimulai dengan
pengkondisian temperatur pada water batch
disesuaikan dengan kondisi reservoir (200
0F), kemudian tabung (yang berisi core atau
sand pack dan surfactant) siap dimasukkan
dalam water bach. Proses monitoring
dilakukan setiap 2 jam selama 96 jam (4 hari).
Hasil monitoring percobaan menunjukkan
bahwa perolehan minyak dengan perendaman
menggunakan air formasi (Percobaan I)
adalah 46 %, sedangkan hasil perolehan
minyak menggunakan surfactant SS B8020
(Percobaan II sampai Percobaan IV) masingmasing adalah 50 %, 58 % dan 64 %. Dari
hasil percobaan dilaboratorium tersebut
terlihat bahwa, dengan semakin besarnya
konsentrasi surfactant (1000 ppm, 2000 ppm
dan 3000 ppm) perolehan minyak juga
semakin meningkat. Selanjutnya dengan tiga
variasi
konsentrasi
tersebut
di
atas,
menunjukkan konsentrasi 3000 ppm untuk
mekanisme soaking telah dapat menunjukkan
konsentrasi yang cukup optimum dalam
menghasilkan perolehan minyak. Dengan kata
lain, penggunaan surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam (soaking fluid)
mampu meningkatkan perolehan minyak
antara 4 - 18 % dibandingkan dengan hasil
perendaman menggunakan air formasi.
Selain
itu
berdasarkan
hasil
analisa
kompatibilitas
menunjukkan
bahwa
penggunaan larutan surfactant SS B8020
sebagai fluida perendam tidak menyebabkan
terjadinya penyumbatan (plugging) pada poripori sand pack (batuan reservoir), sehingga
dengan dasar hasil pengamatan secara
kualitatif tersebut maka dapat dikatakan
bahwa larutan surfactant SS B8020 yang
digunakan
sebagai
fluida
perendam
kompetibel dengan fluida dan batuan
Lapangan “X”.
Selanjutnya
dalam
simulasi
reservoir
digunakan konsentrasi surfactant SS B8020
sebesar 2000 ppm. Pada simulasi ini jenis grid
adalah Radial, dengan jumlah grid adalah
37x16x10 = 5920 grid. Proses inisialisasi
dilakukan
untuk
menyelaraskan
hasil
cadangan (Initial Oil in Place) dari perhitungan
mengunakan metode volumetrik dengan hasil
simulator. Hasil inisialisasi telah dilakukan
dengan baik, hal ini terlihat dari kecilnya
perbedaan ( 90 C
Tabel 3. Viskositas Minyak Lapangan “X”
70 oC
RPM
6
12
30
60
100
120
Shear
Rate
7.92
15.8
39.6
79.2
132
158
Viskositas
(cP)
9.3
7.4
6.6
6.1
6.09
6.09
Torque
(%)
1.9
2.8
6.6
12.1
20.4
24.3
90 oC
Viskositas
(cP)
2.8
3.2
3.7
3.65
3.82
3.84
Torque
(%)
0.5
1.2
3.7
7.4
12.7
15.3
104.4 oC
Viskositas
(cP)
3.75
2.4
3.15
3.08
3.3
3.24
Torque
(%)
0.8
1.8
3.2
6.1
11
13
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
11
Tabel 4. Hasil Pengukuran Petrofisik Percontoh Batuan Lapangan “X”
Core
No.
1
2
Length
(cm)
8.052
7.385
Diameter
(cm)
3.834
3.828
Bulk
Volume
(cc)
92.960
85.027
Grain
Volume
(cc)
72.2
63.6
Pore
Volume
(cc)
20.764
21.427
Bulk
Density
(gr/cc)
2.05
1.99
Grain
Density
(gr/cc)
2.64
2.66
Porosity
(%)
22.34
25.20
Gas
Permeability
(mD)
485.01
653.17
Tabel 5. Perencanaan Radius Treatment
Sumur
X
Volume
Surfactant (bbl)
14,000
Ketebalan
(ft)
36.09
Porositas
(%)
22
Rw
(ft)
0.29
Radius
(ft)
56.16
Tabel 6. Alternatif Radius dan Volume Yang Diinjeksikan Untuk Sumur Kandidat
Volume
Surfactant
( bbl)
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
Volume
Surfactant
(gal)
42,000
63,000
84,000
105,000
126,000
147,000
168,000
189,000
210,000
231,000
252,000
273,000
294,000
315,000
336,000
357,000
378,000
399,000
420,000
Ketebalan
(ft)
Porositas
(%)
Rw
(ft)
Radius
(ft)
Radius
(m)
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
36.09
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
0.29
15.01
18.38
21.23
23.73
25.99
28.08
30.02
31.84
33.56
35.20
36.76
38.26
39.71
41.10
42.45
43.75
45.02
46.26
47.46
4.57
5.60
6.47
7.23
7.92
8.56
9.15
9.70
10.22
10.73
11.23
11.66
12.10
12.56
12.94
13.34
13.72
14.10
14.46
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
12
Tabel 7. Perencanaan Laju dan Lamanya Waktu Pemompaan
Rate Pompa 2 BPM
Stage
Step Rate Test/Preflush
Surfactant SS B8020 Injection
Displacement
Volume (bbl)
Total (bbl) Pump Rate (BPM)
100
100
2.0
13,960.79
14,073.55
2.0
30.8
14,105.60
2.0
Stage Time (min) Cumulative Time
50.00
50.00 min
6,980.40
7,030.40 min
15.40
7,045.80 min
Time Required
117.43 Hours
4.89 Days
Volume (bbl) Total (bbl) Pump Rate (BPM)
100
100
2.5
13,960.79
14,073.55
2.5
30.8
14,105.60
2.5
Stage Time (min) Cumulative Time
40.00
40.00 min
5,584.32
5,624.32 min
12.32
5,636.64 min
Time Required
93.94 Hours
3.91 Days
Volume (bbl) Total (bbl) Pump Rate (BPM)
100
100
3.0
13,960.79
14,073.55
3.0
30.8
14,105.60
3.0
Stage Time (min) Cumulative Time
33.33
33.33 min
4,653.60
4,686.93 min
10.27
4,697.20 min
Time Required
78.29 Hours
3.26 Days
Rate Pompa 2.5 BPM
Stage
Step Rate Test/Preflush
Surfactant SS B8020 Injection
Displacement
Rate Pompa 3 BPM
Stage
Step Rate Test/Preflush
Surfactant SS B8020 Injection
Displacement
Tabel 8. Perencanaan Waktu Penutupan Sumur
Waktu Shut-in
(Hari)
3
4
5
6
7
4
5
6
7
8
9
Densitas Minyak
Porositas
(gr/cc)
(%)
< 0.85
> 20
0.86 - 0.90
> 20
0.91 - 0.95
> 20
0.96 - 1.00
> 20
> 1.00
> 20
< 0.85
< 20
0.86 - 0.90
< 20
0.91 - 0.95
< 20
0.96 - 1.00
< 20
> 1.00
< 20
Kondisi Sumur Tidak Bagus
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
13
IFT, Dyne/Cm
IFT MEASUREMENTS
0.005
0.0045
0.004
0.0035
0.003
0.0025
0.002
0.0015
0.001
0.0005
0
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Concentration SS B8020, %
Gambar 1. Hasil Pengukuran IFT Surfactant SS B8020
Gambar 2. Percontoh Minyak dan Batupasir dari Batuan Inti Lapangan ”X”
I
II
III
IV
Gambar 3. Gambaran Pelaksanaan Percobaan I Sampai Percobaan IV
(I) Perendaman Menggunakan Air Formasi; (II) Surfactant SS B8020 konsentrasi 1000 ppm
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
14
(III) Surfactant SS B8020 konsentrasi 2000 ppm; (IV) Surfactant SS B8020 konsentrasi 3000 ppm
10
Perolehan Minyak (ml)
9
8
7
6
5
4
Air Formasi
Surfactant SS B8020 Kons. 1000 ppm
Surfactant SS B8020 Kons. 2000 ppm
Surfactant SS B8020 Kons. 3000 ppm
3
2
1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Waktu Perendaman (Jam)
100
100
90
90
J u m l a h M i n y a k T e r s i s a (% )
P e r o le h a n M in y a k ( % )
Gambar 4. Perbandingan Perolehan Minyak Hasil Perendaman
Menggunakan Air Formasi dan Surfactant SS B8020
80
70
60
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Konsentrasi Surfactant (ppm)
Gambar 5. Hasil Analisa Perolehan Minyak
Untuk Setiap Percobaan
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Konsentrasi Surfactant (ppm)
Gambar 6. Hasil Analisa Jumlah Minyak Tersisa
Yang Tertinggal Di Dalam Batuan
Untuk Setiap Percobaan
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
15
a
b
Gambar 7. Hasil Percobaan Kompatibilitas Surfactant SS B8020
a. Kondisi Larutan Surfactant SS B8020 Sebelum Digunakan Untuk Perendaman
b. Kondisi Larutan Surfactant SS B8020 Setelah Digunakan Untuk Perendaman
dan Didiamkan Selama 4 (empat) Hari
Gambar 8. Keadaan Saturasi Awal dan Saat Akan Dilakukan Soaking Surfactant
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
16
Sumur X
Sumur X
Gambar 9. Gambaran Saturasi dan Grid Block Saturasi Minyak
Saat Akan Dilakukan Soaking Surfactant di Sumur Kandidat
Gambar 10. Hasil History Matching Water Rate
Sumur Kandidat
Gambar 11. Hasil History Matching Oil Rate
Sumur Kandidat
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
17
Gambar 12. Hasil Prediksi Laju Produksi Minyak
Sumur Kandidat
Gambar 13. Hasil Prediksi Kumulatif Produksi
Minyak Sumur Kandidat
Proses Pencampuran Surfactant
Gambar 14. Hasil Prediksi Water Cut Sumur
Kandidat
Gambar 15. Mekanisme Proses Pencampuran
Surfactant SS B8020
_____________________________________________________________________________________________________
IATMI 08-006
18