Minyak dan Gas Bumi PENGARUH ADSORPSI STATIK BATUAN RESERVOIR MINYAK TERHADAP VISKOSITAS POLIMER POLYACRYLAMIDE Edward ML Tobing Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi "LEMIGAS"
[email protected]
SARI Salah satu masalah yang dihadapi pada pendesakan fluida polimer pada reservoir minyak adalah adsorpsi polimer pada batuan reservoir. Tujuan penelitian ini adalah untuk melihat bagaimana larutan polimer berinteraksi dengan permukaan batuan reservoir, melalui pengujian adsorpsi batuan reservoir pada keadaan statik. Percontoh batuan yang digunakan adalah dari reservoir "D" lapangan minyak "Z" di Sumatera Utara, pada 3 (tiga) selang kedalaman 611,4 m, 617,65 m, dan 620 m. Jenis polimer yang digunakan adalah polyacrylamide HI-VIS@350 pada berbagai konsentrasi, serta pelarut terdiri dari air injeksi dan air formasi dengan total kation dan anion masing-masing sebanyak 36.675,9 mg/L dan 15.991,1 mg/L. Dari analisis yang telah dilakukan menunjukkan bahwa adsorpsi statis polimer pada batuan reservoir tersebut sangat signifikan, dan apabila dianggap sebagian besar reservoir "D" mempunyai karakteristik batuan yang sama, maka disarankan untuk tidak dilakukan injeksi polimer pada reservoir tersebut dan mencoba alternatif metoda pendesakan lain yang mungkin cocok misalnya injeksi surfaktan. Kata kunci : adsorpsi statik, batuan reservoir minyak, polimer polyacrylamide
1. PENDAHULUAN Penerapan teknologi injeksi air pada reservoir dengan sifat minyak yang kental akan mempunyai efisiensi penyapuan dan pendesakan yang rendah. Salah satu cara untuk dapat menaikkan efisiensi penyapuan tersebut adalah dengan menurunkan harga mobilitas (k/ ) air injeksi, yaitu dengan menambahkan polimer pada air injeksi. Dengan menambahkan sedikit polimer kedalam air injeksi, maka akan dapat menurunkan mobilitas air karena harga viskositas air menjadi lebih besar. Kenaikan harga viskositas ini akan memperbesar viscous force sehingga dapat menggerakkan sisa minyak yang terjebak pada pori-pori sempit sebagai akibat adanya capilarry force. Hal ini
akan memperbaiki efisiensi pendesakan secara mikroskopis. Injeksi air yang disempurnakan dengan menambah polimer, disebut sebagai injeksi polimer 1). Jenis polimer yang umum digunakan untuk diinjeksikan pada reservoir minyak adalah polyacrylamide yang larut dalam air. Polyacrylamide adalah polimer yang mempunyai muatan ion banyak (polyelectrolit) dan terdistribusi sepanjang rantai molekulnya 3). Polimer tersebut mengikat ion hydrogen sehingga mampu memegang volume yang besar sebagai gulungan-gulungan, dan hal inilah yang menyebabkan harga viskositas air menjadi besar 3) . Kenaikan viskositas air akan memperbesar viscous force, akibatnya dapat menggerakkan sisa minyak yang terjebak pada
Pengaruh Adsorpsi Statik Batuan Reservoir Minyak... ; Edward ML Tobing
91
Minyak dan Gas Bumi pori-pori sempit karena capillary force, sehingga akan memperbaiki efisiensi pendesakan secara mikroskopis2). Secara mikro, aliran polimer di dalam media berpori dipengaruhi oleh struktur atau geometri pori-pori dari media berpori dan sifat kimia físika dari sistim fluida batuan reservoir. Kedua faktor tersebut secara bersamaan bekerja atau saling mempengaruhi antara satu dengan yang lain. Terdapat dua hambatan mekanisme sewaktu polimer mengalir melalui media berpori yakni: adsorpsi dan mechanical entrapment, yang dapat menyebabkan penurunan harga permeabilitas efektif. Adsorpsi adalah interaksi antara molekul polimer dengan permukaan batuan. Interaksi ini disebabkan karena ion negatif dari molekul polimer saling tarik menarik dengan ion positif yang terdapat pada permukaan batuan, sehingga molekul polimer terikat ke permukaan padat. Mechanical entrapment terjadi ketika molekul polimer yang lebih besar mengalir melalui celah pori-pori yang sempit sehingga molekul polimer terperangkap. Selain itu terdapat juga volume pori yang tidak dilewati oleh polimer yang disebut sebagai inaccessible pore volume.
Penyaringan metoda injeksi fluida pada reservoir "D" dilakukan dengan cara membandingkan data karakteristik fluida dan batuan reservoir terhadap kriteria penyaringan metode injeksi fluida yang dikembangkan oleh J.J Taber dan F.D Martin2). Karakteristik fluida dan batuan reservoir yang digunakan sebagai parameter pembanding adalah oAPI gravity minyak, viskositas minyak, saturasi minyak, jenis batuan reservoir, permeabilitas rata-rata batuan, kedalaman formasi, suhu reservoir, tekanan reservoir dan porositas. Data karakteristik fluida dan batuan reservoir "D" ditampilkan pada Tabel 1. Data ini dibandingkan dengan parameter penyaringan kriteria yang dikembangkan oleh J.J Taber dan F.D Martin. Berdasarkan uji penyaringan tersebut, maka dapat disimpulkan bahwa pada reservoir "D" memadai untuk diterapkan metoda injeksi polimer. Uji adsorpsi statik merupakan penyaringan awal dari penggunaan larutan polimer, dan uji ini sangat sederhana serta murah dibandingkan dengan injeksi polimer ke dalam batuan inti (core). Dalam penelitian ini telah dilakukan pengujian adsorpsi statik batuan reservoir "D" lapangan minyak "Z" di provinsi Sumatera Utara terhadap
Tabel 1. Hasil screening injeksi polimer pada reservoir “D”
No
Karakteristik Fluida dan Batuan Reservoir
1 Gravity Minyak 2 Viskositas Minyak 3 Saturasi Minyak
oAPI
43,8
cp
6,30
%
4 Jenis Formasi 5 Permeabilitas rata-rata 6 Kedalaman
Kriteria Penyaringan Injeksi Polimer > 15 < 150 > 10
Keterangan Memadai Untuk Injeksi Polimer
80
55,0 > 50 Batu Pasir Disukai batu pasir
mD
205,0
ft, SS
1800,0
7 Suhu Reservoir
oF
150,0
9 Porositas rata - rata
%
37,0
> 10 <200
800 < 9000 140
= Disarankan untuk harga karakteristik reservoir yang lebih tinggi = Disarankan untuk harga karakteristik reservoir yang lebih rendah 80 = Harga rata-rata karakteristik reservoir yang digunakan
92
M&E, Vol. 10, No.2, Juni 2012
Minyak dan Gas Bumi polimer polyacrylamide HI-VIS@350 pada berbagai konsentrasi, dan selanjutnya mengamati perubahan harga viskositas polimer sebelum dan sesudah pengujian adsorpsi tersebut dilakukan. 2. ADSORPSI STATIS POLIMER Adsorpsi statis adalah melekatnya molekul polimer pada permukaan dinding media berpori. Adsorpsi tersebut perlu diperhatikan karena dengan berkurangnya viskositas atau konsentrasi polimer dapat mempengaruhi keberhasilan operasi injeksi polimer baik secara teknik maupun secara ekonomis. Pada tingkat adsorpsi yang tinggi membutuhkan polimer yang lebih banyak untuk diinjeksikan yang berarti menurunkan tingkat keekonomiannya dan menghambat tingkat perolehan minyak. Sebagian dari molekul polimer selama aliran berlangsung melalui media berpori akan menempel pada dinding permukaan karena reaksi Coulomb. Sedangkan reaksi Coulomb sendiri adalah gaya tarik menarik antara ion positif dan ion negatif yang terdapat pada molekul polimer dan pada permukaan batuan. Sebagian molekul yang lain tetap berada dalam larutan karena gaya tarik menarik antar molekul dalam larutan. Terjadinya gaya tarik menarik antara ion positif dan negatif (gaya elektrostatik) disebabkan karena molekul polimer yang bermuatan negatif sedangkan molekul permukaan batuan bermuatan positif. Hal ini dapat ditunjukkan oleh reaksi amida berikut: RCONH2 + H20 + NAOH
RCOO-NA+ + NH3
Ion negatip dari amida dapat mengikat ion Na+ atau ion positif lainnya misalnya ion yang terdapat pada batuan limestone yaitu ion Calsium yang bermuatan dua, Ca++, juga ion Silikat yang terdapat pada batuan pasir Si+++, dan ion Aluminium. Sedangkan molekul polimer yang terdapat dalam larutan karena gaya tarik menarik antara ion polimer yakni RCOO- dengan ion hidrogen dari air dan ion natrium dari garam.
Jumlah polimer yang teradsorpsi atau derajat adsorpsi sangat bergantung dari sifat fisika kimia polimer dan jenis batuan reservoir (calsium carbonate, silika atau batuan lempung/clay) serta luas permukaan yang dilewati polimer. Sifat fisika kimia terdiri dari jenis polimer (Polyacrylmide atau Xanthan Gum), berat molekul polimer, ukuran molekul dan tingkat hidrolisa. Demikian juga sifat pelarut yang digunakan, diantaranya pH dan salinitas. Sifat fisik permukaan media berpori yang berpengaruh terhadap derajat adsorpsi adalah luas permukaan. Semakin besar luas permukaan, maka semakin tinggi pula derajat adsorpsinya. Sebenarnya luas permukaan tidak menyebabkan semakin tinggi derajat adsorpsi, akan tetapi hanya memperbesar kapasitas adsorpsi dari media berporinya. Pengaruh luas permukaan tidak dapat dipisahkan dari konsentrasi polimer, dimana derajat adsorpsi akan naik dengan membesarnya konsentrasi. Dengan adanya kenaikkan konsentrasi yang terus menerus hanya menyebabkan sedikit kenaikkan pada nilai derajat adsorpsinya, sehingga pada suatu saat derajat adsorpsi tidak dipengaruhi lagi oleh konsentrasi. Hal ini menunjukkan bahwa kapasitas adsorpsi dari media berpori sudah terlampaui. Besarnya konsentrasi garam dalam larutan akan memengaruhi ukuran molekul polimer, tetapi tidak memengaruhi berat molekul polimernya. Dengan membesarnya konsentrasi garam mengakibatkan mengecilnya ukuran molekul polimernya, sehingga akan meningkatkan derajat adsorpsi. 3. KARAKTERISTIK BATUAN DAN FLUIDA RESERVOIR Batu inti reservoir minyak lapangan "Z" dari reservoir "D" diambil dari sumur Z-382 pada kedalaman 611,0 m s.d 612,0 m, 617,4 m s.d 621,0 m. Litologi dari batu inti tersebut menunjukkan adanya batu lanau pasiran (kedalaman 611,4 m dan 611,92 m) dan
Pengaruh Adsorpsi Statik Batuan Reservoir Minyak... ; Edward ML Tobing
93
Minyak dan Gas Bumi lempung dengan lensa pasir (kedalaman 617,65 m). Ukuran butir berkisar dari 0,02 mm hingga 0.5 mm atau dari ukuran lanau halus hingga pasir sedang, dengan ukuran butir rata-rata bervariasi dari lanau kasar hingga pasir sangat halus dari kedalaman 611,4 m hingga 617,65. Butiran tersebut umummya terpilah secara buruk hingga sedang, dengan bentuk butir menyudut hingga membundar tanggung.
kedalaman 611.4m , 617.65 m dan 620.0 m, menunjukkan bahwa komposisi batuan didominasi oleh kuarsa terutama pada bagian atas (73% - 77%), disertai sejumlah kecil Kfeldspar (2%), kalsit (4% - 6 %), glaukonit (0% 2 %), mineral lempung smectite (2% - 3%), illite (4% - 6%), kaolinite (5% - 8%) dan chlorite (2% - 3%). Hasil analisis XRD secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 2.
Komposisi dari batuan inti umumnya didominasi oleh kuarsa monokristalin (38,5% - 42 %), dengan komposisi setempat dijumpai adanya Kfeldpar (1,5% - 2.1%), plagioklas (0,0% - 1%), material karbonat (1% - 1,5%), glaukonit (0,0% 2.1%), mika (0,7%), mineral opak (0,7% - 1,2 %) dan mineral berat (0,7% - 1,2%). Proses penggantian butiran setempat dijumpai oleh lempung kaolinit (0,0% - 1,8%) dan kalsit (0,0% - 2,1%). Masa dasar mempunyai komposisi lempungan dan butiran berukuran lanau sangat halus berkisar dari 13,9% hingga 19,8%. Semen sebagai perekat butiran terdapat dalam jumlah yang kecil berupa kuarsa/silika tumbuh (0,0 1,8%), lempung kaolinit (0,0% - 3,0% dan pirit (0,0% - 1%).
Data karakteristik batuan reservoir menunjukkan porositas sekitar 37% hingga 48% dengan permeabilitas yang sangat bervariasi dari 23 md sampai dengan 205 md. Gravity minyak sebesar 43.8 ºAPI, viskositas 6.3 cp, suhu reservoir 150 ºF dan kedalaman sekitar 600 m. Data Sor diambil dari data core flood yaitu ratarata 36% minyak sisa atau dari Dean Stark sebesar 50-55% volume pori. Dalam penelitian ini pelarut yang digunakan adalah fluida yang digunakan sebagai fluida injeksi air (secondary recovery) di lapangan "Z" dan air formasi dari sumur Z-134. Hasil analisis terhadap air injeksi dan air formasi masingmasing menunjukkan adanya kandungan kation dan anion dengan total sebanyak 30.675,9 mg/L dan 15.991,1 mg/L yang ditunjukkan pada Tabel 3.
Hasil analisis difraksi sinar "X" ("X" Ray Diffraction, XRD) dari batuan inti pada
Tabel 2. Analisis difraksi sinar-X (% Berat) CLAY MINERALS CARBONATES DEPTH NO (meter) Smec- IllCalDolo- SideIllite Kaoli Chlo- Glautite smec nite rite Conite cite mite rite
94
OTHER MINERALS QuKPla Pyartz felds gio rite
TOTAL Clay Carbo- Other nates
1
611,40
2
-
6
8
-
-
6
-
-
76
2
-
-
16
6
78
2
617,65
2
-
6
8
3
-
6
-
-
73
2
-
-
19
6
75
3
620,00
21
-
10
10
6
-
2
-
3
42
2
1
3
47
5
48
M&E, Vol. 10, No.2, Juni 2012
Minyak dan Gas Bumi Tabel 3. Kandungan garam dalam air formasi/injeksi
Jenis Air Kation Sodium Kalsium Magnesium Ferrum Anion Khlorida Bikarbonate Sulfat Karbonat Total
Air Formasi mg/L 5.763,0 296,6 41,3 6,7
Air Injeksi mg/L 9.862,0 256,5 1.079,8 6,7
9.041,5 842,0
17.019,4 134,2 2.317,3 30.675,9
15.991,1
4. LANGKAH KERJA UJI ADSORPSI STATIK Langkah kerja untuk pengujian adsorpsi statik pada batuan reservoir minyak "D" disusun mengacu pada Recomended Practices-63: Evaluation of Polymers Used in Enhanced Oil Recovery Operations.
h.
i. j.
Langkah kerja pengujian adsorpsi statik tersebut adalah sebagai berikut : a. Siapkan batuan inti masing-masing dari kedalaman 611.4 m, 617.65 m dan 620.0 m, kemudian batuan inti tersebut ditumbuk sampai halus. b. Saring batuan yang sudah halus dengan saringan ukuran antara 50-200 mesh (Gambar 1) c. Bilas batuan yang sudah disaring dengan air formasi/air injeksi sebanyak 3 kali d. Keringkan batuan dalam oven pada suhu 50oC selama 12 jam. e. Siapkan larutan polimer pada 400, 900, 1400, 1800 ppm dengan pelarut air injeksi dan 400, 600, 900 dan 1.100 ppm dengan pelarut air formasi. f. Timbang 50 gram batuan dan masukkan kedalam botol. g. Tambahkan 50 gram larutan polimer kedalam botol sampai perconto batuan seluruhnya teredam (Gambar-2).
Tutup dan simpan botol dalam oven pada suhu reservoir (150 oF) selama 2 hari. Kocok secara berkala untuk menjaga kontak yang baik antara cairan dan percontoh batuan. Pisahkan polimer dan batuan dengan menggunakan kertas saring ukuran 10 mikron. Ukur viskositas polimer setelah dilakukan penyaringan dengan alat viskometer.
5. HASIL PENGUJIAN ADSORPSI STATIK Uji adsorpsi statik polimer yang telah dilakukan adalah untuk mempelajari seberapa banyak molekul-molekul polimer yang melekat pada permukaan (dinding) batuan formasi, yaitu dengan mengamati perubahan harga viskositas polimer sebelum dan sesudah batuan reservoir tersebut direndam dalam larutan polimer. Larutan polimer setelah dilakukan uji adsorpsi statik secara kasat mata terlihat lebih encer. Hal ini berarti viskositas polimer setelah uji adsorpsi static lebih kecil dari sebelumnya. Perubahan harga viskositas polimer pada konsentrasi 400, 600, 900, dan 1.100 ppm sebelum dan setelah dilakukan uji adsorpsi statik dengan pelarut air formasi (15.991,1 mg/L) untuk ketiga jenis batuan dari kedalaman yang berbeda, dapat dilihat pada Tabel 4. Harga viskositas polimer sebelum dilakukan uji adsorpsi statik, meningkat
Pengaruh Adsorpsi Statik Batuan Reservoir Minyak... ; Edward ML Tobing
95
Minyak dan Gas Bumi
Gambar 1. Batuan reservoir setelah penyaringan (50-200 mesh) sejalan dengan naiknya konsentrasi polimer. Harga viskositas polimer masing-masing untuk konsentrasi 400, 600, 900 ppm dan 1100 ppm sebesar 1,25 cp, 1,87 cp, 3,01 cp dan 3,96 cp. Penurunan harga viskositas polimer setelah dilakukan uji adsorpsi statik terjadi pada semua konsentrasi polimer pada ketiga jenis batuan dari kedalaman yang berbeda. Persen penurunan harga viskositas polimer meningkat sejalan dengan naiknya harga konsentrasi polimer, yaitu pada pada rentang harga dari 52,80 % sampai dengan 85,10 %. Sedangkan perubahan harga viskositas polimer pada konsentrasi 400, 900, 1400 dan 1800 ppm sebelum dan sesudah dilakukan uji adsorpsi statik dengan pelarut air injeksi (30675,9 mg/L) untuk ketiga jenis batuan pada berbagai kedalaman, yang ditunjukkan pada Tabel 5. Harga viskositas polimer sebelum dilakukan uji adsorpsi statik, juga meningkat sejalan dengan naiknya konsentrasi polimer. Harga viskositas polimer masing-masing untuk konsentrasi 400, 900, 1400 ppm dan 1800 ppm sebesar 1.05 cp, 1,88 cp, 2,83 cp dan 4,22 cp. Penurunan harga viskositas polimer setelah dilakukan uji adsorpsi statik terjadi juga pada semua konsentrasi polimer pada ketiga jenis batuan dari kedalaman yang berbeda. Penurunan persen harga
96
Gambar 2. Batuan reservoir yang direndam polimer viskositas polimer meningkat dengan naiknya harga konsentrasi polimer, yaitu berkisar antara 48,57 % sampai dengan 86,02 %. Penurunan harga viskositas setelah uji adsorpsi statik pada batuan reservoir minyak "D" disebabkan karena batuan reservoir didominasi batuan kuarsa (maksimum sebesar 76 % batuan pada kedalaman 611,40 m), yang berarti ion Si 3+ yang berasal dari batu pasir dapat mengikat gugus ionik polimer polyacrylamide HI-VIS @350. Sedangkan pengaruh suhu terhadap penurunan harga viskositas polimer tidak signifikan karena suhu reservoir (yang sama dengan suhu perendaman) cukup rendah yaitu 150 oF atau 65,6 oC. Dalam aplikasi di lapangan penurunan harga viskositas polimer setelah uji adsorpsi statik yang diijinkan maksimum 20 %. Sehingga berdasarkan hasil pengujian adsorpsi statik terhadap batuan reservoir "D" tersebut, maka tidak disarankan untuk melakukan injeksi
M&E, Vol. 10, No.2, Juni 2012
Minyak dan Gas Bumi Tabel 4. Perubahan viskositas polimer hi-vis@350 setelah dilakukan uji adsorpsi (Pelarut air formasi 15.991,1 mg/l) Konsentrasi (ppm)
Visko- Visko- Penurunan Visko- Penurunan sitas sitas Viskositas sitas Viskositas 2* 1* Awal (%) (%) (cp) (cp) (cp)
Viskositas 3* (cp)
Penurunan Viskositas (%)
400
1,25
0,5
60,00
0,59
52,80
0,57
54,40
600
1,87
0,5
73,26
0,51
72,73
0,65
65,24
900
3,01
0,51
83,06
0,58
80,73
0,90
70,10
1100
3,96
0,59
85,10
0,59
85,10
1,08
72,73
1* : Polimer yang teradsorsi oleh batuan dari kedalaman 611,4 m 2* : Polimer yang teradsorsi oleh batuan dari kedalaman 617,65 m 3* : Polimer yang teradsorsi oleh batuan dari kedalaman 620,0 m
Tabel 5. Perubahan harga viskositas polimer setelah dilakukan uji adsorpsi (Pelarut air injeksi, 30.675,9 mg/L Konsentrasi (ppm)
1* 2* 3*
ViskoVisko- Viskositas sitas Penurunan sitas Viskositas 1* 2* Awal (%) (cp) (cp) (cp)
Penurunan Viskositas (%)
Viskositas Penurunan Viskositas 3* (%) (cp)
400
1,05
0,53
49,52
0,53
49,52
0,54
48,57
900
1,88
0,67
64,36
0,55
70,74
0,70
62,77
1400
2,83
0,53
81,27
0,63
77,74
0,90
68,20
1800
4,22
0,59
86,02
0,78
81,52
1,10
73,93
: Polimer yang teradsorsi oleh batuan dari kedalaman 611,4 m : Polimer yang teradsorsi oleh batuan dari kedalaman 617,65 m : Polimer yang teradsorsi oleh batuan dari kedalaman 620,0 m
polimer pada reservoir ini. Tetapi masih dimungkinkan untuk mencoba pilihan metoda injeksi fluida lain yang mungkin cocok, misalnya injeksi surfaktan. 5. KESIMPULAN Berdasarkan pengujian adsorpsi statik terhadap batuan reservoir minyak "D" di laboratorium, yaitu dapat diambil beberapa kesimpulan: a. Cukup signifikannya adsorpsi statis pada batuan reservoir yang mengandung kuarsa,
berarti ion Si 3+ yang berasal dari batu pasir dapat mengikat gugus ionik polimer polyacrylamide HI-VIS @350. b. Adsorpsi statis polimer batuan reservoir sangat signifikan, dan apabila dianggap sebagian besar reservoir "D" mempunyai karakter batuan yang sama, maka disarankan untuk tidak dilakukan injeksi polimer pada lapisan tersebut dan mencoba alternatif metoda injeksi fluida lain yang mungkin cocok misalnya injeksi surfaktan.
Pengaruh Adsorpsi Statik Batuan Reservoir Minyak... ; Edward ML Tobing
97
Minyak dan Gas Bumi DAFTAR SIMBOL DAN SATUAN k
= permeabilitas batuan, md = viskositas fluida, cp
Sor = saturasi minyak tersisa, % DAFTAR PUSTAKA 1. Sorbie KS, 1991, Polymer Improve Oil Recovery, CRC Press Inc., Florida. 2. Taber, J.J. , Martin, F.D. , Seright, R.S., 1997, EOR Screening Criteria Revisited Part 1 : Introduction to Screening Criteria and Enhanced Oil Recovery Field Projects", SPE Resevoir Engineering Paper, Mexico, Agust 1997.
98
3. Willhite and Dominguez, 1976, Retention and Flow Characteristic of Polymer Solutions in Porous Media, Society of Petroleum Engineer. 4. API RP-63, 2005, Recommended Practice for Evaluation of Polymer Retention. American Petroleum Institute. Publications and Distribution. 1220 L St., N.W., Washington. D.C. 2005. 5. Green,D.W. and G.Paul Willhite, G.P., 2003 Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series Vol.6.
M&E, Vol. 10, No.2, Juni 2012
