Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2 – 5 Desember 2009 Makalah Profesional
IATMI 08 – 037 PERENDAMAN PARAFFIN SOLVENT SEBAGAI UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI SUMUR MINYAK DI LAPANGAN TAPIAN TIMUR Oleh: M. Ikin Hardikin, Indriyono ES, Hariyono PT. Pertamina EP Unit Bisnis EP Tanjung
Abstrak Kerusakan formasi akibat pengendapan paraffin telah banyak dikemukakan sebagai permasalahan produksi yang terjadi berulang pada sumur produksi minyak. Kehadirannya menyebabkan influx cairan mengecil sehingga terjadi penurunan produksi yang tajam meskipun kinerja lifting sudah terpenuhi dengan puncak cairan atau submergence dapat dijaga rendah. Penurunan produksi yang tajam pada sumur MPE-OE dan MPE-BD, serta tantangan untuk meningkatkan produksi minyak, memerlukan inovasi dalam memproduksikan sumur. Sejarah perawatan sumur menunjukkan tidak ada permasalahan scale sedangkan dari analisa minyak diketahui minyak Tapian Timur memiliki kandungan paraffin. Upaya peningkatan produksi sumur dilakukan dengan perendaman paraffin solvent. Penggunaan paraffin solvent ditujukan untuk membersihkan lubang perforasi dan formasi dari kebuntuan akibat endapan paraffin/ wax yang diduga terjadi pada kedua sumur tersebut. Hasil perendaman paraffin solvent pada sumur MPE-OE menunjukkan respon peningkatan produksi minyak. Respon positif tersebut menunjukkan indikasi adanya kerusakan formasi akibat endapan paraffin/ wax sehingga terjadi penurunan produksi. Upaya perendaman parafffin solvent pada sumur MPE-BD berhasil mengembalikan produksi minyak pada potensinya. Melihat keberhasilan dan peluang yang ada, perendaman paraffin solvent dapat dijadikan
IATMI 08 - 037
alternatif dalam upaya peningkatan produksi sumur, khususnya di lapangan Tapian Timur.
Pendahuluan Kerusakan formasi akibat pengendapan paraffin dalam industri minyak merupakan salah satu permasalahan produksi yang terjadi berulang pada sumur. Menurut Newberry dan Barker, kerusakan formasi dapat terjadi akibat pengendapan dan endapan paraffin/ wax yang disebabkan oleh sejumlah kegiatan perawatan sumur. Penambahan fluida dingin dalam jumlah besar dalam melakukan kegiatan pengasaman dan perekahan hidrolik pada sumur yang memiliki temperatur bawah permukaan yang rendah menyebabkan pengendapan paraffin sehingga terjadi kerusakan formasi. Penurunan temperatur dan tekanan baik yang terjadi akibat intervensi dari luar maupun alami karena proses produksi dapat menyebabkan penurunkan kemampuan solubilitas minyak terhadap paraffin. Akibatnya saat melewati batas kesetimbangan temperatur dan tekanan, endapan paraffin akan terbentuk. Endapan paraffin terdiri atas campuran rantai linear dan bercabang hidrokarbarbon antara C18H38 sampai dengan C60H122. Umumnya bercampur dengan material organik atau inorganik lain seperti minyak bumi, resin, aspal, mineral, pasir, clay dan air. Akumulasi endapan paraffin/ wax pada formasi di sekitar lubang sumur jika dibiarkan dapat menurunkan kemampuan produksi sumur.
1
Cara mengatasi masalah pengendapan paraffin telah banyak dikemukakan dan sudah banyak dikenal. Umumnya dilakukan dengan empat cara yaitu mekanik, termal, kimia dan gabungan dari ketiganya. Pada lubang sumur, cara mekanik biasanya dilakukan dengan menurunkan scrapper untuk membersihkan endapan paraffin yang menempel pada dinding dalam tubing maupun casing. Cara termal dilakukan dengan menaikkan temperatur minyak sehingga solubilitas minyak terhadap paraffin meningkatkan. Semakin tinggi temperatur minyak semakin tinggi pula solubilitasnya terhadap paraffin. Sedangkan cara kimia dilakukan dengan mereaksikan bahan kimia tertentu sesuai keperluannya. Cara kimia memiliki beberapa tipe yang berbeda, secara umun dibagi menjadi empat katagori diantaranya: 1. Solvent – Paraffin solvent umumnya digunakan untuk melarutkan endapan dan biasanya memiliki kandungan aromatik yang tinggi. Berat tertentu dari paraffin akan terlarut berdasarkan berat molekul dari waxnya, temperatur dan tekanan. 2. Dispersant – Dispersant tidak melarutkan endapan paraffin tetapi memutuskan partikel wax menjadi ukuran yang lebih kecil sehingga dapat kembali diserap oleh minyak. 3. Paraffin Detergents – Merupakan surfactant yang memecah endapan paraffin/ wax dan mencegah untuk kembali mengendap 4. Crystal Modifiers – Polymer mengubah perkembangan kristal wax dan mencegah pengendapan paraffin. Dalam hal ini, paraffin solvent sangat baik digunakan pada sumur yang memiliki ketinggian kolom minyak di casing yang rendah diatas posisi pompa. Dengan demikian daya melarutkan paraffinnya dapat terjaga karena konsentrasi paraffin solvent tidak banyak berubah akibat bercampur dengan minyak yang ada dalam anulus casing. Penurunan produksi yang terjadi pada sumur Tapian Timur bukan semata diakibatkan oleh menurunnya kinerja lifting SRP (sucker rod pump), tetapi disebabkan oleh kenaikkan kadar air dan penurunan influx di lubang sumur. Pada beberapa sumur, kinerja lifting SRP menunjukkan efisiensi pompa yang rendah akan tetapi target menjaga submergence rendah dapat terpenuhi. Berkurangnya influx di lubang sumur dapat terjadi secara alami seiring menurunnya tekanan reservoir akibat diproduksikan atau akibat adanya kerusakan pada formasi. Penurunan produksi yang tajam akibat influx menurun drastis mengindikasikan adanya kerusakan formasi. Berdasarkan penyebanya, kerusakan formasi dapat terjadi secara alami dan akibat pengaruh dari luar. Kerusakan alami terjadi terutama akibat
IATMI 08 - 037
diproduksikannya fluida reservoir. Kerusakan ini meliputi bermigrasinya butiran halus (fines), clay yang mengembang, terbentuknya scale, endapan organik seperi paraffin atau aspal dan campuran endapan organik dan inorganik. Sedangkan kerusakan akibat pengaruh dari luar terjadi karena adanya kegiatan operasi di sumur seperti pemboran, komplesi, perbaikkan, dan stimulasi atau injeksi. Kerusakan tersebut meliputi penyumbatan yang disebabkan oleh fluida injeksi atau fluida pemboran oil base, emulsi, endapan atau sludge akibat reaksi asam, bakteri dan water block. Kerusakan akibat pengaruh dari luar dan kegiatan-kegiatan komplesi juga dapat memicu mekanisme terjadinya kerusakan alami.
Tinjauan Lapangan Lapangan Tapian Timur merupakan lapangan minyak tua yang dikelola oleh Unit Bisnis EP Tanjung. Terletak sekitar 18 km di sebelah timur lapangan Tanjung dan 20 km di timur laut lapangan Warukin Selatan, lapangan ini termasuk dalam wilayah tingkat dua, kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan, Gambar 1. Daerah ini memiliki morfologi perbukitan sedang, dengan beberapa lembah dan anak sungai mengalir diantaranya, yang membentuk relief topagrafi yang cukup terjal. Formasi produktif berupa batu pasir dengan butiran sedang sampai kasar, terpilah sedang sampai baik dengan sedikit kandungan lempung. Sejarah Produksi Sejarah produksi minyak lapangan Tapian Timur dimulai sejak tahun 1977, dengan diproduksikannya sumur eksplorasi pertama yang dibor pada tahun 1967, menghasilkan minyak sebanyak 1070 bbl sehari dari jepitan ½ inci. Sampai sejauh ini telah dibor sebanyak 25 sumur dan saat ini terdapat lima sumur minyak dan satu sumur gas yang masih aktif. Sejarah produksi minyak lapangan Tapian Timur dapat dilihat pada Gambar 2. Teknik produksi minyak lapangan Tapian Timur masih dalam tahap primary recovery dengan recovery factor sebesar 31.8% per Januari 2009. Hal ini menunjukkan produksi minyak Tapian Timur masih mempunyai potensi untuk ditingkatkan produksinya. Sementara gas yang dihasilkan saat ini merupakan accosiate gas yang terpisah akibat penurunan tekanan. Keberadaan gas ini sangat penting karena digunakan untuk bahan bakar lifting buatan.
Perendaman Paraffin Solvent Penurunan produksi yang tajam pada sumur minyak Tapian Timur dengan kondisi submergence rendah mengindikasikan adanya kerusakan formasi
2
disekitar lubang sumur. Akibatnya influx yang mengalir ke lubang sumur terhambat. Pemasangan sandheater (pemanas minyak) pada flowline sumur MPE-OE, minyak Tapian Timur yang memiliki kandungan paraffin dan menyebabkan kasus kebuntuan trunkline saat musim penghujan akibat minyak membeku menunjukkan adanya permasalahan yang ditimbulkan oleh pengendapan paraffin. Tidak menutup kemungkinan hal serupa terjadi pada formasi di sekitar lubang sumur sebagai akibat praktek kegiatan perawatan sumur. Berdasarkan dugaan tersebut, pada sumur MPE-OE dilakukan ujicoba stimulasi perendaman paraffin solvent. Paraffin solvent diharapkan dapat bekerja secara efektif membersihkan lubang perforasi dan formasi dari kebuntuan akibat endapan paraffin/ wax dengan kondisi submergence sumur rendah karena daya larutnya tidak banyak berkurang. Sumur MPE-OE Sejarah produksi sumur MPE-OE menunjukkan penurunan produksi minyak secara drastis dengan peningkatan kadar air yang tajam, Gambar 3. Pada tahun 2003, produksi minyak turun dari rata-rata 120 bopd menjadi 70 bopd dalam kurun waktu 3 bulan dan tendensinya terus menurun sementara produksi gross relatif tetap. Pada bulan Oktober 2008 rata-rata produksi minyak mencapai 12 bopd dengan kadar air sebesar 87%. Stimulasi pertama dilakukan pada awal bulan November 2008. Sebanyak 13 bbl paraffin solvent dipompakan ke dalam sumur melalui tubing dengan displace sebanyak volume tubing dengan air KCL 2% . Perendaman dilakukan selama dua jam. Produksi rata-rata minyak bulan November 2008 setelah stimulasi mencapai 16 bopd dengan kadar air 86%. Peak produksi mencapai 33 bopd pada hari kedua produksi. Produksi MPE-OE sebelum stimulasi sekitar 5 bopd. Pada bulan kedua dan ketiga produksi mengalami fluktuasi disebabkan permasalah pada lifting SRP. Pada bulan Februari 2009 atau tiga bulan setelah stimulasi pertama, dilakukan kembali stimulasi perendaman paraffin solvent. Hasilnya menunjukkan respon peningkatan produksi. Peak produksi minyak mencapai 32 bopd. Pada bulan tersebut, produksi minyak mengalami kenaikkan rata-rata sebesar 27 bopd dari sebelumnya 5 bopd. Sampai akhir bulan Juni 2009, rata-rata produksi minyak MPE-OE mencapai 17 bopd. Melihat keberhasilan stimulasi perendaman paraffin solvent untuk peningkatan produksi sumur MPE-OE, upaya tersebut kemudian dilakukan pada sumur MPE-BD dan MPE-AC. Sumur MPE-BD
IATMI 08 - 037
Performance produksi MPE-BD dapat dilihat pada Gambar 4. Produksi yang relatif stabil terjadi pada tahun 2002 sampai akhir tahun 2005, rata-rata produksi minyak 128 bopd dan kadar air yang rendah berkisar 3%. Rata-rata penurunan produksi sekitar 5% pertahun. Mulai tahun 2006 penurunan produksi mengalami perubahan menjadi sekitar 18% pertahun. Pada bulan Februari 2009 produksi minyak rata-rata mencapai 71 bopd. Pada awal bulan April 2009 dilakukan perawatan sumur. Tetapi hasil test setelah perawatan tidak menunjukkan perbaikkan produksi turun menjadi rata-rata 41 bopd. Setelah sukses pada sumur MPEOE, stimulasi perendaman paraffin solvent dilakukan pada sumur MPE-BD. Stimulasi dilakukan pada pertengahan bulan April 2009, sebanyak 18 bbl paraffin solvent dipompakan ke dalam sumur melalui tubing dengan displace sebanyak satu kali volume tubing dengan air KCL 2%. Awal produksi setelah stimulasi hasilnya tidak memuaskan karena terjadi masalah mekanikal pada lifting buatan. Setelah penggantian lifting, hasil test produksi menunjukkan respon yang positif. Produksi minyak pada Bulan Mei 2009 meningkat menjadi ratarata 122 bopd. Peak produksi minyak mencapai 162 bopd dengan kadar air 3%. Sampai dengan Juni 2009 produksi minyak MPE-BD setelah perendaman paraffin solvent mencapai rata-rata 120 bopd. Sumur MPE-AC Sejarah produksi sumur MPE-AC ditunjukkan oleh Gambar 5. Pada awal tahun sampai dengan akhir bulan Februari 2009, produksi minyak terlihat relatif stabil dengan rata-rata mencapai 121 bopd dengan kadar air sekitar 4%. Awal Maret 2009 produksi mengalami kenaikkan bersamaan dengan produksi di MPE-BD yang turun drastis akibat kerusakan formasi. Produksi sumur ini banyak mengalami fluktuasi. Perubahan pada tekanan casing dapat menyebabkan kehilangan produksi minyak. Gas dari casing jika dimasukkan dalam sistem jaringan gas menyebabkan tekanan di casing naik sesuai tekanan jaringan gas. Hal tersebut menyebabkan submergence menurun drastis dan berdampak pada produksi minyak menurun. Lazim dilakukan dalam teknik produksi sumur Tapian Timur yakni menempatkan posisi intake sedalam mungkin sehingga diperoleh drawdown yang besar. Flaring gas dari casing kadang dilakukan untuk mengurangi tekanan balik dari casing yang menyebabkan penurunan produksi minyak. Upaya peningkatan produksi MPE-AC melalui stimulasi sebelumnya pernah mengalami kegagalan. Usaha tersebut yakni stimulasi perekahan hidrolik tetapi tidak dilanjutkan setelah fluida frac yang dipompakan mengalami loss total ke formasi pada saat minifrac.
3
Penurunan produksi terjadi akhir Juli 2009, dimana sebelumnya produksi minyak rata-rata 121 bopd turun menjadi 86 bopd dengan tren yang terus menurun. Ketika produksi mencapai 73 bopd dilakukan stimulasi perendaman paraffin solvent. Sebanyak 8 barrel paraffin solvent dipompakan dengan displace sebanyak volume tubing dengan air 2% KCL. Pengamatan produksi setelah stimulasi tidak menunjukkan respon positif bahkan produksi minyak turun menjadi rata-rata 57 bopd selama 17 hari pengamatan produksi sebelum sumur dirawat kembali. Perawatan sumur ditujukan untuk test swab. Hasil swab diketahui influx yang awalnya rendah kemudian menjadi tinggi yang ditunjukkan oleh peningkatan jumlah volume setiap swab. Saat diproduksikan influx kembali mengalami penurunan seperti sebelum dilakukan swab test. Pada akhir bulan Agustus 2009 perendaman paraffin solvent dilakukan kembali dengan jumlah volume paraffin solvent yang dipompakan lebih banyak yakni 20 barrel. Namun hasil test produksi tidak menunjukkan adanya perbaikkan produksi.
Pembahasan Upaya peningkatan produksi minyak sumur MPE-OE, MPE-BD dan MPE-AC melalui peningkatan kinerja lifting tidak banyak memberikan pilihan. Pendekatan peningkatan produksi dilakukan dengan membuat drawdown sebesar mungkin. Namun upaya ini dibatasi oleh kedalaman pocket sumur dimana pompa sudah tidak mungkin diturunkan lebih dalam sementara kondisi submergence sudah rendah. Produksi yang turun drastis dengan kondisi submergence rendah mengindikasikan influx cairan yang keluar dari formasi mengalami hambatan akibat kerusakan formasi disekitar lubang sumur. Sesuai tujuannya, upaya perendaman paraffin solvent diharapkan dapat mengurangi bahkan menghilangkan kerusakan formasi yang terjadi di sekitar lubang sumur yang diakibatkan oleh endapan paraffin/ wax. Dari tiga sumur yang distimulasi dua sumur diantaranya, yakni sumur MPE-OE dan MPEBD memperlihatkan respon positif. Sumur MPE-OE merupakan sumur ujicoba perendaman paraffin solvent. Baik stimulasi pertama maupun kedua memperlihatkan peningkatan produksi minyak. Sukses tersebut diikuti oleh sumur MPE-BD yang berhasil mengembalikan produksi seperti tahun 2005. Sementara pada sumur MPE-AC tidak menunjukkan perbaikkan. Hasil pengukuran paraffin/ wax content, MPEOE memiliki kandungan paraffin/ wax yang paling rendah, diikuti MPE-AC dan MPE-BD, Tabel 1. Akan tetapi kasus yang terjadi di lapangan adalah flowline
IATMI 08 - 037
MPE-OE sering mengalami kebuntuaan dan untuk menanggulanginya dipasang sandheater. Tabel 1 Analisa Minyak Sumur Tapian Timur Sumur SG @ 156oF Paraffin, % BS&W MPE-OE 6.7 MPE-AC 0.902 9.8 60 MPE-BD 0.835 13.5 18 Sumur MPE-AC dan MPE-BD memiliki produksi yang relatif besar dengan kadar air yang rendah. Hasil test produksi menunjukkan kedua sumur tersebut saling berhubungan. Saat MPE-BD tidak berproduksi sumur MPE-AC mengalami kenaikkan produksi dan sebaliknya. Hasil korelasi sumur menunjukkan kedalaman formasi MPE-BD sedikit up dip terhadap MPE-AC dengan jarak kedua sumur sekitar 300 meter, Gambar 6. Perbedaan respon stimulasi yang ditunjukkan sumur MPE-AC setelah perendaman paraffin solvent mengindikasikan adanya permasalahan lain yang menyebabkan kerusakan formasi. Compatibility test kemudian dilakukan terhadap sample minyak MPE-AC dan MPE-BD dengan paraffin solvent. Secara visual, warna minyak MPE-AC terlihat kecoklatan sedangkan MPE-BD terlihat sedikit gelap, Gambar 7. Pengujian paraffin solvent terhadap minyak dari kedua sumur tersebut memperlihatkan hasil yang berbeda. Pada sample MPE-BD terlihat warna minyak menjadi lebih gelap dan merata serta encer. Sementara pada sample MPE-AC terlihat ada tiga bagian, yakni bagian atas atau minyak berwarna gelap, bagian tengah atau emulsi berwarna kecoklatan dan bagian bawah berupa air. Setelah bereaksi secara sempurna tiga bagian tersebut masih terlihat dimana 70% berwarna gelap yang merupakan campuran minyak dan paraffin solvent, 25% berwarna coklat dan sisanya berupa air. Bagian yang berwarna coklat merupakan emulsi yang terlihat menggumpal, Gambar 9. Emulsi yang terjadi di formasi sekitar lubang sumur berpotensi mengakibatkan kebuntuan.Meskipun penambahan paraffin solvent menjadikan minyak MPE-AC relatif encer tetapi masih ada bagian berupa emulsi. Diduga emulsi tersebut sebagian tidak terproduksikan dan tertinggal di pori-pori batuan di sekitar lubang sumur sehingga mengurangi permeabilitas batuan. Akibatnya upaya peningkatan produksi dengan perendaman paraffin solvent tidak berhasil mengembalikan produksi minyak. Penambahan additive seperti demulsifier pada sistem minyak dan paraffin solvent berhasil menghilangkan emulsi yang ada. Pengujian dengan paraffin solvent, demulsifier, surfactant dan mutual solvent pada minyak MPE-AC menunjukkan hasil yang
4
berbeda, Gambar 9 sampai dengan Gambar 11. Secara visual ketiganya dapat menghilangkan emulsi. Namun untuk memperoleh formula stimulasi yang tepat dalam usaha peningkatan produksi sumur MPEAC masih diperlukan studi yang lebih mendalam. Respon posistif berupa kenaikkan produksi yang signifikan pada sumur MPE-OE dan MPE-BD menunjukkan upaya ini dapat dijadikan alternatif dalam upaya peningkatan produksi sumur. Dengan asumsi harga minyak 50 USD/bbl dan biaya treatment yang dilakukan pada tiap sumur sebesar 433 USD/bbl ditambah kehilangan produksi saat perawatan sumur diluar biaya rig karena menggunakan rig sendiri maka gain tiap sumur dapat dihitung. Hasil perhitungan keekonomian tiap sumur adalah sebagai berikut: Tabel 2 Perhitungan Keekonomian Stimulasi Sumur Biaya, Gain prod. Gain, Sumur USD (30 hari), USD USD MPE-OE 1 6,979 11,550 4,571 2 5,729 13,700 7,971 MPE-BD 1 10,944 117,100 106,156 MPE-AC 1 11,277 -12,450* -23,727 2 17,023 -13,250* -30,273 64,697 Total Catatan: *) tidak ada peningkatan produksi setelah stimulasi dari base produksi sebelumnya
Upaya peningkatan produksi sumur Tapian Timur dengan perendaman paraffin solvent masih memberikan gain meskipun ada yang tidak berhasil.
Kesimpulan 1. Penurunan produksi yang tajam dengan kondisi submergence yang rendah mengindikasikan adanya kerusakan formasi. 2. Kerusakan formasi dapat terjadi akibat adanya pengendapan atau endapan paraffin/ wax di formasi sekitar lubang sumur. 3. Kerusakan formasi akibat endapan paraffin dapat diatasi dengan cara mekanik, termal, kimia dan gabungan ketiganya. 4. Stimulasi perendaman paraffin solvent pada sumur MPE-OE dan MPE-BD berhasil meningkatkan produksi minyak. 5. Secara teknis dan pertimbangan keekonomian, perendaman paraffin solvent dapat dijadikan alternatif untuk peningkatan produksi sumur Tapian Timur. 6. Ketidakberhasilan stimulasi di MPE-AC diduga terjadi akibat terbentuknya emulsi di formasi. 7. Test lab menunjukkan emulsi pada sample minyak MPE-AC tidak sepenuhnya larut dengan paraffin solvent.
IATMI 08 - 037
8. Emulsi pada sample minyak MPE-AC dapat diatasi dengan penambahan additif demulsifier pada pencampuran minyak dan paraffin solvent, penggunaan surfactant, mutual solvent bahkan kombinasinya. 9. Perlu studi lebih lanjut untuk mendapatkan formulasi yang tepat dan ekonomis dalam upaya peningkatan produksi di sumur MPE-AC.
Ucapan Terima Kasih Penulis mengucapkan Terima Kasih kepada Manajemen PT Pertamina EP Unit Bisnis EP Tanjung yang telah memberikan semangat dan dukungan dalam penulisan paper ini.
Referensi 1. Newberry, M.E. and Barker, K.M.:”Formation Damage Prevention through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition”, SPE 13796 presentation at the SPE 1985 Production Operations Symposium held in Oklahoma City, March 10-12, 1985. 2. McClaflin, G.G., Whitfill D.L.:”Control of paraffin Deposition in Production Operations”, SPE 12204. 3. Newberry, M.E.:”Chemical Effects on Crude Oil Pipeline Pressure Problems”, J. Pet. Tech, May 1984, hal 779 - 786. 4. Schlumberger, Damage due to Stimulation Fluid Selection and Damage Identification. 5. Economides, M.J. and Nolte K.G.:”Reservoir Stimulation”, 2nd Edition, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632.
5
IATMI 08 - 037
Jan-09
Jan-08
Jan-07
Jan-06
Jan-05
Jan-04
Jan-03
Jan-02
Jan-01
Jan-00
Jan-99
Jan-98
Jan-97
Jan-96
Jan-95
Jan-94
Jan-93
Jan-92
Jan-91
Jan-90
Jan-89
Jan-88
Jan-87
Jan-86
Jan-85
Jan-84
Jan-83
Jan-82
Jan-81
Jan-80
Jan-79
Jan-78
Jan-77
10.0
Jan-76
Jan-75
Jan-74
PRODUKSI BBL/D
TAPIAN TIMUR
Gambar 1 Peta Lokasi Lapangan Tapian Timur
PRODUKSI TAPIAN TIMUR
10,000.0
1,000.0
100.0
GROSS
OIL
Gambar 2 Sejarah Produksi Tapian Timur
6
Gambar 3 Produksi Sumur MPE-OE
Gambar 4 Produksi Sumur MPE-AC
Gambar 5 Produksi Sumur MPE-BD
IATMI 08 - 037
7
Gambar 6 Korelasi Sumur Tapian Timur
MPE-AC
MPE-BD
Gambar 7 Sample Minyak MPE-AC dan MPE-BD
IATMI 08 - 037
8
MPE-AC
MPE-BD
Gambar 8 Penambahan Paraffin Solvent pada Minyak
Gambar 9. Compatibility Test Minyak MPE-AC Ket: No. 1: Minyak + Paraffin solvent, No. 2: Minyak + Surfactant dan No. 3: Minyak + Mutual solvent
IATMI 08 - 037
9
Gambar 10. Compatibility Test Minyak MPE-AC
Ket: No. 1: Minyak (65oC), No. 2: Minyak + Demulsifier1 dan No. 3: Minyak + Demusifier2
Gambar 11. Compatibility Test Minyak MPE-AC Ket: No. 1: Minyak + Paraffin solvent + Surfactant, No. 2: Minyak + Paraffin solvent + Mutual solvent dan No. 3: Minyak + Paraffin solvent + Surfactant + Mutual solvent
IATMI 08 - 037
10
