IKATAN AHLI TEKNIK PERMINYAKAN INDONESIA

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 Ф : Porositas H : Ketebalan lapisan Rw : Jari jari sumur π : 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 (<1%). Perhitungan metode volumetrik menghasilkan Initial Oil in Place (IOIP) sebesar 25.343.861 sedangkan perhitungan dari model simulasi didapatkan hasil sebesar 25.336.000 MSTB. Hasil prediksi perilaku produksi dari tahun 2006 sampai tahun 2009 pada sumur kandidat didapatkan kumulatif produksi minyak untuk soaking surfactant adalah 0,716 MMbbl sedangkan

_____________________________________________________________________________________________________ IATMI 08-006 8


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 ratarata 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) masingmasing 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 (≈ 17,11 m) serta lamanya waktu penutupan sumur 4 hari.

Daftar Pustaka 1. Meyer, O. K., and Salter, J. S., ”The Effect of Oil Brine Ratio on Surfactant 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., ”Ultralow 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., Nasr-El-Din., Altameimi, Y.M., and Cawiezel, K., ”A Case Study of a Successful Matrix Acid Stimulation Treatment in Horizontal Wells

_____________________________________________________________________________________________________ IATMI 08-006 9


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 HighStrength 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., Al-Otaibi, M.B., AlQahtani, A.A., and Al-Fuwaires, O.A., ”FilterCake Cleanup in MRC Wells Using Enzyme/Surfactant Solutions”, SPE 98300, SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, L.A., Feb. 1517, 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, 1996June 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 Optimize Chemical Flooding Processes”, University of Texas, Austin, Texas, June 23, 2005.

_____________________________________________________________________________________________________ IATMI 08-006 10


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

Type of Surfactant SS B-73 SS B-64 SS B-64 SS B-55 SS B-55 SS 7593 SS B-460 SS B-460 SS B-370 SS B-370 SS B-28 SS B-28 SS 7-11C SS B-1688 SS B-1688 SS 7546 SS 6562 SS 6564 SS B-1066 SS 7064 SS B-8020 SS B-8020

Concentration % 0.1 0.1 0.2 0.1 0.1 0.2 0.1 0.2 0.1 0.2 0.1 0.2 0.1 0.1 0.2 0.1 0.1 0.2 0.2 0.1 0.1 0.2

Oil "Z" IFT, mN/m @ 60 min 0.0124 0.0216 0.0354 0.0434 No Good 0.0178 0.0651 0.0312 0.0096 0.0082 0.0188 0.0198 No Good 0.0645 0.0652 0.4564 0.2243 0.2167 No Good No Good 0.00102 0.00244

Tabel 2. Spesifikasi Surfactant SS B8020 Deskripsi Appearance Aktif, total pH (5% dalam air) 0 Specific Gravity, 20 C 0 Viscositas, 20 C Dispersibility (5% dalam air) Flash Point (PPCC)

Properti Surfactant SS B8020 Liquid cerah sampai slight hazy kuning muda 50% 5-8 1,037 < 200 cp Soluble 0 > 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





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

IKATAN AHLI TEKNIK PERMINYAKAN INDONESIA

Recommend Documents