IKATAN AHLI TEKNIK PERMINYAKAN INDONESIA

(1)

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

(2)

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

(3)

kondisi-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 gumpalan-gumpalan 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 oil-soluble 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 mineral-mineral 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 Mempengaruhi Injeksi

Surfactant

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.

(4)

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 garam-garam 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 rata-rata 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

(5)

• 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.

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

• Percobaan IV : NaCl 2 lb/mgl

Hasil selengkapnya dari gambaran

(6)

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 pori-pori 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

Teknis

Soaking

Surfactant

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

(7)

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 :

Radius untuk treatment ditentukan dengan persamaan dari geometri silindris radial yaitu :

(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 minyak-fluida 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 gumpalan-gumpalan 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

(8)

diproduksikan melalui sumur itu sendiri. Hal-hal 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) masing-masing 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 pori-pori 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 (<1%). Perhitungan metode

volumetrik menghasilkan Initial Oil in Place

(IOIP) sebesar 25.343.861 sedangkan

(9)

tanpa soaking surfactant (basecase) adalah

0,708 MMbbl, sehingga didapatkan

pertambahan perolehan minyak 8000 bbl.

Sementara itu didasarkan pada hasil

perencanaan teknis soaking surfactant

didapatkan bahwa volume fluida atau chemical yang diinjeksikan adalah 14000 Bbl SS B8020 konsentrasi 0,2 % wt dan 100 Bbl Mutual

Solvent (Preflush), lamanya waktu

pemompaan adalah 4 hari dengan rate rata-rata 2 - 3 BPM, radius treatment adalah 56,16 ft ( 17,11 m) dan lamanya waktu penutupan sumur adalah 4 hari.

Adapun pelaksanaan soaking surfactant di

lapangan dilakukan melalui 4 (empat)

tahapan, yaitu tahap persiapan pemompaan, tahap pemompaan, tahap soaking serta tahap produksi dan monitoring. Tahap persiapan pemompaan meliputi perencanaan pompa dan

persiapan jenis peralatan yang akan

digunakan dalam proses injeksi (Batch Mixer, Filtration Unit, Metering Transfer Pump, Hydrometer, Presure Recorder, Line Pump). Tahap pemompaan dilakuakn secara kontinyu dan pada tahap ini injeksi dimulai dengan mutual solvent sebagai preflush kemudian

memompakan surfactant sampai semua

volume yang direncanakan telah masuk ke dalam formasi. Tahap soaking merupakan tahap penutupan sumur agar surfactant yang di injeksikan dapat bekerja secara optimum.

Tahap produksi merupakan tahap

memproduksian setelah sumur ditutup pada

selang waktu tertentu, sedang tahap

monitoring merupakan proses pemantauan hasil produksi sumur dimana tahap monitoring ini dilakukan sampai kadar konsentrasi surfactant yang diambil dari sampel fluida produksi mendekati kadar sebelum di injeksi surfactant.

Kesimpulan

1. Hasil pengukuran perolehan minyak

dari perendaman menggunakan air formasi (Percobaan I) didapat perolehan minyak sebesar 46 %, sedangkan dari perendaman

menggunakan Surfactant SS B8020

(Percobaan II sampai Percobaan IV) masing-masing adalah 50 %, 58 % dan 64 %.

2. Penggunaan Surfactant SS B8020

sebagai fluida perendam mampu

meningkatkan perolehan minyak antara 4 - 18 % dibandingkan dengan hasil perendaman menggunakan air formasi.

3. Penggunaan Surfactant SS B8020

sebagai fluida perendam (soaking fluid) kompetibel dengan batuan dan fluida reservoir di Lapangan “X”.

4. Hasil prediksi simulasi reservoir dari

tahun 2006 sampai tahun 2009 pada sumur kandidat didapatkan bahwa kumulatif produksi minyak untuk soaking surfactant 0,716 MMbbl dan perendaman menggunakan air formasi 0,708 MMbbl.

5. Peningkatan perolehan minyak hasil

soaking surfactant konsentrasi 2000 ppm pada sumur kandidat adalah 8000 bbl.

6. Hasil perencanaan teknis soaking

surfactant didapat bahwa volume fluida yang diinjeksikan adalah 14000 Bbl SS B8020 konsentrasi 0,2 % wt dan 100 Bbl Mutual Solvent, waktu pemompaan 4 hari dengan rate rata-rata 2 - 3 BPM, radius treatment 56,16 ft Adsorption from Micromulsions”, SPE 08989, 55th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the SPE-AIME, Dallas, Texas, Sept. 21-24, 1980.

2. Wang, Y, Zhao, F., Wang, L and Li, J.,

”Surfactants Oil Displacement System in High

Salinity Formations: Research and

Application”, SPE 70047, SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Texas, May 15-16, 2001.

3. Berger, P. D. and Lee, C. H.,

”Ultra-low Concentration Surfactants for Sandstone

and Limestone Floods”, SPE 75186,

SPE/DOE IOR Symposium, Tulsa, Oklahoma, April, 13-17, 2002.

4. Weiss, W., Xie, X., Subramaniam, V

and Taylor, A., ”Artificial Intelligence Used to Evaluate 23 Single-well Surfactant Soak Treatments”, SPE 89457, SPE/DOE 14th Symposium on IOR, Tulsa, Oklahoma, April, 17-21, 2004

5. Chatriwala, S.A., Al-Rufaie, H.A.,

(10)

Using a New Diversion Surfactant in Saudi Arabia”, SPE 93536, 14th SPE Middle East Oil & Gas Conference, Bahrain, March, 12-15, 2005.

6. Cawiezel, K.E., and Devine, C.S.,

”Nonpolymer Surfactant Enhances High-Strength Hydrofluoric Acid Treatments”, SPE 95242, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, Oct. 9-12, 2005.

7. Shen, P., Zhu, B., and Li, X.B., and

Wu, Y.S., ”The Influence of Interfacial Tension

on Water/Oil Two-Phase Relative

Permeability”, SPE 95405, SPE/DOE

Symposium on IOR, Tulsa, Oklahoma, April, 22-26, 2006.

8. Xu, W., Ayirala, S.C., and Rao, D.N.,

”Measurement of Surfactant-Induced

Interfacial Interactions at Reservoir

Conditions”, SPE 96021, SPE Annual

Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, Oct. 9-12, 2005.

11. Rao, D.N., Ayirala, S.C., Abe, A.A.,

and Xu, W., ”Impact of Low-Cost Dilute Surfactants on Wettability and Relative

Permeability”, SPE 99609, SPE/DOE

Symposium on IOR, Tulsa, Oklahoma, April 22-26, 2006.

12. Nasr-El-Din, H.A., Otaibi, M.B.,

Al-Qahtani, A.A., and Al-Fuwaires, O.A.,

”Filter-Cake Cleanup in MRC Wells Using

Enzyme/Surfactant Solutions”, SPE 98300, SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, L.A., Feb. 15-17, 2006.

13. Ashayer, R., Grattoni, C.A., and

Luckham, P.F., ”Wettability Chages During

Surfactant Flooding”, 6th International

Symposium on Evaluation of Reservoir Wettability and Its Effect on Oil Recovery, Socoro, New Mexico, Sept. 27-28, 2000.

14. Anderson, A. G., ”Simulation of

Chemical Flood EOR Processes Including the Effects of Reservoir Wettability”, Thesis for Degree of Master of Science in Engineering, The University of Texas, Austin, May 2006.

15. Ayirala, C.S., ”Surfactant-Induced

Relative Permeability Modifications for Oil Recovery Enhancement”, Thesis for Degree of Master of Science in Department of Petroleum Engineering, Kharagpur, India, Dec. 2002.

16. Schram, L., ”Surfactants:

Fundamentals and Applications in the

Petroleum Industry”, University of Cambridge, Trumpington Street, UK, 2000.

17. Buckley, S.J., ”Evaluation of Reservoir

Wettability and Its Effect on Oil Recovery”, prepared for U.S Department of Energy, Tulsa, Oklahoma, Reporting Period: July 1, 1996-June 30, 1997.

18. Goddard, A.W., and Tang, Y., ”Lower

Cost Methods for Improved Oil Recovery Via Surfactant Flooding”, Final Report, California Institute of Technology, Sept.2001-Sept.2004.

19. ---:”Altering Reservoir Wettability

to Improve Production from Single Wells”, DOE’s Oil Exploration and Production, 2005.

20. ---:”A Framework to Design and

(11)

Tabel 1. Hasil Pengukuran Interfacial Tension (IFT) Pada Berbagai Jenis Surfactant

Type of Concentration Oil "Z"

Surfactant % IFT, mN/m @ 60 min

SS B-73 0.1 0.0124

SS B-64 0.1 0.0216

SS B-64 0.2 0.0354

SS B-55 0.1 0.0434

SS B-55 0.1 No Good

SS 7593 0.2 0.0178

SS B-460 0.1 0.0651

SS B-460 0.2 0.0312

SS B-370 0.1 0.0096

SS B-370 0.2 0.0082

SS B-28 0.1 0.0188

SS B-28 0.2 0.0198

SS 7-11C 0.1 No Good

SS B-1688 0.1 0.0645

SS B-1688 0.2 0.0652

SS 7546 0.1 0.4564

SS 6562 0.1 0.2243

SS 6564 0.2 0.2167

SS B-1066 0.2 No Good

SS 7064 0.1 No Good

SS B-8020 0.1 0.00102

SS B-8020 0.2 0.00244

Tabel 2. Spesifikasi Surfactant SS B8020

Deskripsi Properti Surfactant SS B8020

Appearance Liquid cerah sampai slight hazy kuning muda

Aktif, total 50%

pH (5% dalam air) 5 - 8

Specific Gravity, 200C 1,037

Viscositas, 200C < 200 cp

Dispersibility (5% dalam air) Soluble

Flash Point (PPCC) > 90 0C

Tabel 3. Viskositas Minyak Lapangan “X”

70 oC 90 oC 104.4 oC

RPM Shear Viskositas Torque Viskositas Torque Viskositas Torque

Rate (cP) (%) (cP) (%) (cP) (%)

6 7.92 9.3 1.9 2.8 0.5 3.75 0.8

12 15.8 7.4 2.8 3.2 1.2 2.4 1.8

30 39.6 6.6 6.6 3.7 3.7 3.15 3.2

60 79.2 6.1 12.1 3.65 7.4 3.08 6.1

100 132 6.09 20.4 3.82 12.7 3.3 11

(12)

Tabel 4. Hasil Pengukuran Petrofisik Percontoh Batuan Lapangan “X”

Bulk Grain Pore Bulk Grain Gas

Core Length Diameter Volume Volume Volume Density Density Porosity Permeability

No. (cm) (cm) (cc) (cc) (cc) (gr/cc) (gr/cc) (%) (mD)

1 8.052 3.834 92.960 72.2 20.764 2.05 2.64 22.34 485.01

2 7.385 3.828 85.027 63.6 21.427 1.99 2.66 25.20 653.17

Tabel 5. Perencanaan Radius Treatment

Sumur Volume Ketebalan Porositas Rw Radius

Surfactant (bbl) (ft) (%) (ft) (ft)

X 14,000 36.09 22 0.29 56.16

Tabel 6. Alternatif Radius dan Volume Yang Diinjeksikan Untuk Sumur Kandidat

(13)

Tabel 7. Perencanaan Laju dan Lamanya Waktu Pemompaan

Rate Pompa 2 BPM

Stage Volume (bbl) Total (bbl) Pump Rate (BPM) Stage Time (min) Cumulative Time

Step Rate Test/Preflush 100 100 2.0 50.00 50.00 min

Surfactant SS B8020 Injection 13,960.79 14,073.55 2.0 6,980.40 7,030.40 min

Displacement 30.8 14,105.60 2.0 15.40 7,045.80 min

Time Required 117.43 Hours

4.89 Days

Rate Pompa 2.5 BPM

3.91 Days

Rate Pompa 3 BPM

3.26 Days

Tabel 8. Perencanaan Waktu Penutupan Sumur

Waktu Shut-in Densitas Minyak Porositas

(Hari) (gr/cc) (%)

3 < 0.85 > 20

4 0.86 - 0.90 > 20

5 0.91 - 0.95 > 20

6 0.96 - 1.00 > 20

7 > 1.00 > 20

4 < 0.85 < 20

5 0.86 - 0.90 < 20

6 0.91 - 0.95 < 20

7 0.96 - 1.00 < 20

8 > 1.00 < 20

(14)

IFT MEASUREMENTS

0 0.0005 0.001 0.0015 0.002 0.0025 0.003 0.0035 0.004 0.0045 0.005

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Concentration SS B8020, %

IF

T

,

D

y

n

e

/C

m

Gambar 1. Hasil Pengukuran IFT Surfactant SS B8020

Gambar 2. Percontoh Minyak dan Batupasir dari Batuan Inti Lapangan ”X”

Gambar 3. Gambaran Pelaksanaan Percobaan I Sampai Percobaan IV

(I) Perendaman Menggunakan Air Formasi; (II) Surfactant SS B8020 konsentrasi 1000 ppm

I II III IV

(15)

(III) Surfactant SS B8020 konsentrasi 2000 ppm; (IV) Surfactant SS B8020 konsentrasi 3000 ppm

Surfactant SS B8020 Kons. 1000 ppm Surfactant SS B8020 Kons. 2000 ppm Surfactant SS B8020 Kons. 3000 ppm

Gambar 4. Perbandingan Perolehan Minyak Hasil Perendaman Menggunakan Air Formasi dan Surfactant SS B8020

0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Konsentrasi Surfactant (ppm)

Gambar 5. Hasil Analisa Perolehan Minyak Untuk Setiap Percobaan

0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Konsentrasi Surfactant (ppm)

Gambar 6. Hasil Analisa Jumlah Minyak Tersisa Yang Tertinggal Di Dalam Batuan

(16)

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

a b

(17)

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

Sumur X

Sumur X Sumur X

(18)

Gambar 12. Hasil Prediksi Laju Produksi Minyak Sumur Kandidat

Gambar 13. Hasil Prediksi Kumulatif Produksi Minyak Sumur Kandidat

Gambar 14. Hasil Prediksi Water Cut Sumur Kandidat

Gambar 15. Mekanisme Proses Pencampuran Surfactant SS B8020