analisa pengaruh konsentrasi dan stabilitas surfaktan

Mochamad Fajar Sany, 12203016 sem1 2007/2008 1

Analisa Pengaruh Konsentrasi dan Stabilitas Surfactant Non IonicTerhadap Temperature Duration Resistant Test Melalui

Proses Imbibisi Spontanius( Studi laboratorium )

Analysis of Concentration Effect and Non Ionic Surfactant Stability onTemperature Duration Resistant Test through Spontaneous Imbibition Process:

A Laboratory Study

OlehMochamad Fajar Sany*

Ir. Leksono Mucharam M.sc., Ph.D. **

SariUsaha untuk meningkatkan perolehan minyak adalah dengan metode EOR (Enhanced Oil recovery). Metode EORdigunakan untuk meningkatkan faktor perolehan minyak dengan cara memperbaiki efisiensi pendesakan danefisiensi penyapuan volumetrik. Efisiensi pendesakan dapat ditingkatkan dengan menurunkan saturasi minyaktersisa (Sorw). Metode injeksi larutan surfaktant, suatu zat aktif yang dapat menurunkan tegangan antar muka antaraminyak dan air di reservoir, efektif untuk menurunkan saturasi minyak yang terjebak dalam pori-pori batuan (Sorw)sehingga dapat meningkatkan faktor perolehan minyak. Paper ini membahas pengaruh konsentrasi dan lamanyapengkondisian temperatur surfaktant terhadap faktor perolehan minyak melalui proses imbibisi. Minyak yangdigunakan adalah minyak dari lapangan x dengan 38 o API dan viskositas 0.85 cp pada tekanan awal reservoirsebesar 1240 psi dan temperature 182 o F. Dari hasil tes imbibisi, terlihat adanya peningkatan perolehan minyakdengan semakin lamanya waktu pemanasan surfaktan selama sepuluh hari, dengan faktor perolehan sebesar 32.7%dari OOIP. Namun pada pemanasan selama lima belas hari, perolehan minyak semakin turun. Pada konsentrasi 1%,dan 2%, menunjukkan lamanya pemanasan surfaktan, perolehan minyak semakin menurun, dengan faktorperolehan minyak tertinggi pada pemanasan selama enam jam masing-masing sebesar 63 %, dan 52,6%.Kata Kunci : Surfaktan, Konsentrasi, Waktu pemanasan, Tegangan antarmuka, imbibisi

AbstractA method to improve oil recovery is called EOR method. An EOR method is used to increase oil recovery bydecreasing residual oil saturation (Sorw), improving displacement efficiency and volumetric sweep efficiency.Improvement of displacement efficiency could do by decreasing residual oil saturation leave in a reservoir.Surfactant injection method, an active material, which could lower surface tension between oil and reservoirformation water, is effective to decreasing oil saturation trap in reservoir pores (Sorw), so it could increase oilrecovery factor. This paper investigates the effect of local surfactant concentration (non-ionic local surfactant with60% active content) and temperature duration resistant test before surfactant used in imbibitions process. The oilused in this experiment obtained from X field with 38 oAPI and 0.85 cp of viscosity at initial reservoir pressure of1240 psi and 182 oF of temperature. From imbibitions test, the result showed that there were significant oilrecovery with the temperature duration of 0.05% surfactant concentration, and highest oil recovery factor of32.7 % is at 10 days temperature duration resistant test . Temperature duration resistant test a 0.05 % surfactantuntil 15 days make the oil recovery decrease. For 1% and 2% surfactant concentration, the result showed thatduration temperature effect could decrease the oil recovery factor. In this case the highest oil recovery factor is at 6days temperature duration resistant time of 63% and 52.6% from each concentration.Keywords : Surfactant, Concentration, Temperature duration resistant test, Interfacial tension, Imbibition

* Mahasiswa Program Studi Teknik Peminyakan ITB** Pembimbing/ Dosen Program Studi Teknik Peminyakan ITB

I. PENDAHULUAN

1.1 Latar BelakangPada awal reservoir diproduksikan, minyakakan berproduksi secara alamiah tanpa adanyapenambahan energi dari luar. Tahap inilahyang dikenal sebagai tahap pengurasan primer.

Seiring dengan waktu produksi, maka tekananreservoir akan mengalami penurunan, untuk

mempertahankan produksi, maka diperlukandrawdown (Pr-Pwf) dan produktivity indeksyang konstant. Agar didapatkan nilaidrawdown yang konstant, penurunan tekananreservoir sebanding dengan penurunan tekananalir dasar sumur, pada suatu waktu, penurunantekanan alir dasar sumur akan mencapaitekanan alir dasar sumur minimum. Olehkarena itu dibutuhkan energi dari luar untukmempertahankan tekanan reservoir agarproduksi tidak terus menurun. Tahap inilahyang dikenal sebagai tahap pengurasan

TM-FTTM-ITB Sem1 2007/20082

sekunder dengan metode injeksi air. Injeksi airselain bertujuan untuk mempertahankantekanan reservoir juga untuk mendorongminyak yang masih tersisa di reservoir menujusumur produksi. Untuk mempertahankantekanan reservoir, digunakan metode injeksiair pada batas luar air dan minyak, sedangkanuntuk mendorong minyak ke sumur produksi,digunakan injeksi air berpola. Injeksi air dapatmemberikan nilai perolehan sebesar 50% dariOOIP. Namun injeksi air tidak efektif lagi bilasudah terjadi water breakthrough, karena halini akan mengakibatkan water cut naik,sementara oil cut akan terus menurun, karenaminyak terjebak dalam pori-pori mikroskopikbatuan dan bersifat immobile. Oleh karena itudiperlukan usaha peningkatan perolehanminyak (EOR) lanjut seperti penggunaaninjeksi larutan surfaktan yang bermanfaatuntuk menurunkan tegangan antar muka antaraminyak dan permukaan pori-pori batuan,sehingga menurunkan saturasi minyak tersisadi reservoir (Sorw). Profil kinerja reservoir saatmulai berproduksi sampai dilakukan metodepeningkatan perolehan minyak (EOR) dapatdilihat pada gambar 1.

Gambar 1. Kinerja Reservoir selama masa produksi1

II. TINJAUAN PUSTAKA2.1 SurfaktanSurface active agent atau yang lebih dikenalsebagai surfaktan merupakan zat kimia yangmengadsorbsi atau terkonsentrasi padapermukaan atau pada batas muka antar fluidaketika hadir dengan konsentrasi yang rendahdalam suatu sistem. Surfaktan mengubah sifatpada interface antar fluida, yang paling nyataadalah menurunkan tegangan permukaan antarfluida (interfacial tension). Bentuk umum darisurfaktan terdiri dari gugus hidrokarbon yangbersifat nonpolar dan gugus yang bersifatpolar. Gugus hidrokarbon pada surfaktan biasadisebut ekor dan gugus yang bersifat polardisebut kepala. Gugus hidrokarbon dapatberupa rantai lurus maupun bercabang.

Monomer dari suatu surfaktan terdiri darikelompok polar (liphophilic) moeiteis dankelompok nonpolar (hydrophilic) moeiteis.Keseluruhan bagian molekul surfaktan biasadisebut juga sebagai amphiphile, karenamengandung kelompok polar dan nonpolar.Gugus hidrokarbon pada surfaktan bereaksisangat lemah dengan molekul air dalam suatusistem larutan. Karena sifatnya yang bereaksilemah dengan molekul air, maka gugushidrokarbon ini disebut hydrophobic.Sedangkan kelompok polar bereaksi kuatdengan molekul air, sehingga disebuthydrophilic.

Gambar 2. Skema molekul surfaktan2

Kecenderungan molekul surfaktan lebihbersifat hydrophilic maupun hydrophobicinilah yang memberikan karakteristik surfaktansebagai zat surface active agent. Konstantaempiris hydrophilic /lipophilic balance (HLB)sering digunakan untuk menentukankarakteristik surfaktan lebih bersifathydrophilic atau hydrophobic. Konstantaempiris inilah yang menentukan surfaktancenderung larut dalam minyak atau air, dankecenderungan surfaktan untuk membentukemulsi minyak dalam air atau air dalamminyak.Pada proses EOR injeksi surfaktan digunakanuntuk menurunkan tegangan antar mukaminyak-fluida injeksi agar perolehan minyakmeningkat. Efisiensi injeksi akan meningkatsesuai dengan penurunan tegangan antar muka(LC. Uren & Fahmy)3.

Ojeda et al3 (1954) memberikan kriteriaparameter-parameter yang penting untukmenentukan kinerja injeksi surfaktan, yaitu :1. Geometri pori2. Tegangan antar muka3. Wettability dan sudut kontak4 Perbedaan tekanan (?P) dan ?P/L


5. Karakteristik perpindahan kromatografissurfaktan pada sistem tertentu.

Ada dua konsep yang telah dikembangkanpada penggunaan surfaktan untukmeningkatkan faktor perolehan minyak.Konsep pertama adalah menginjeksikanlarutan yang mengandung surfaktan dengankonsentrasi yang rendah. Surfaktan dilarutkandalam air atau minyak dan berada dalamjumlah yang setimbang dengan gumpalan-gumpalan surfaktan yang dikenal sebagaimicelle. Sejumlah besar fluida, sekitar 15sampai 60% pore volume diinjeksikan kedalam reservoir untuk mengurangi teganganantar muka antara minyak dan air sehinggaperolehan minyak meningkat.Konsep kedua adalah larutan surfaktan dengankonsentrasi yang lebih tinggi diinjeksikankedalam reservoir dalam jumlah yang lebihkecil (3-20% PV). Micelle yang terbentukdapat berupa dispersi stabil air di dalamhidrokarbon, ataupun dispersi hidrokarbondalam air.Imbibisi adalah prose pendesakan terhadapfluida non-wetting phase (minyak) oleh fluidawetting phase (air atau larutan surfaktan).Imbibisi terjadi ketika batuan porous yangberisi fluida mengalami kontak dengan fluidalain yang dapat membasahi batuan tersebut.Jika batuan porous terisi oleh minyak yangtersaturasi diatas nilai residualnya, maka airatau fluida lain yang lebih membasahi dapatmasuk ke dalam ruang pori-pori dan mendesaksebagian minyak yang terjebak di dalamnya.

2.2 Struktur dan Klasifikasi SurfaktanSurfaktan dapat diklasifikasikan berdasarkansifat ionik dari gugus polar yangdisebut kepala sebagai anionic,cationic ,nonionic, dan zwitterionic. Beberapacontoh dari jenis-jenis surfaktan adalah :

1. Anionic, sodium dodecylsulfate.Didalam larutan, molekulnyaterionisasi, kelompok polar surfaktanini bermuatan negatif.

2. Cationic, dodecyltrimethylammoniumbromide. Dalam larutan, terjadiionisasi, dan kelompok polar bersifatpositif.

3. Nonionic,dodecylhexaoxyethilenegycol monoether. Molekul padasurfaktan ini tidak terionisasi dalamlarutan, dan bagian kepala (polar)lebih besar dari ekor (nonpolar).

Gambar 3. Struktur beberapa surfaktant2

Surfaktan anionics dan nonionics seringdigunakan pada proses EOR. Surfaktananionics digunakan luas karena sifatnya yangrelatif stabil, adsorbsi yang rendah terhadapbatuan reservoir dan ekonomis. Surfaktannonionics biasa digunakan sebagaicosurfactant untuk meningkatkan performasurfaktan, karena sifatnya yang tahan terhadapsalinitas air formasi yang tinggi, tetapi sifatnyayang dapat menurunkan tegangan permukaanyang rendah tidak sebaik jenis anionics.Surfaktan cationics jarang digunakan karenasifat adsorbsinya yang besar terhadap batuanreservoir.

2.3 Efek Terhadap TemperaturSurfaktan ionics, kenaikan temperatur padaumumnya akan meningkatkan kemampuannyauntuk lebih larut, baik komponen polarnyamaupun nonpolarnya, hal ini mungkin terjadikarena kenaikan temperatur agitasi akanmeningkatkan ruang untuk kelarutan dalammicelle. Menurut Elworthy2, persentasikenaikan untuk sifat kelarutannya padatemperatur yang tinggi berbanding terbalikterhadap kelarutannya pada temperatur rendah.Pada Surfaktan nonionics polyoxyethylenated,efek kenaikan temperatur yang terjaditergantung pada zat alami yang dikandungnya.Material nonpolar, seperti aliphatichydrocarbon dan alkyl halides yang terlarutpada inti micelle, menunjukkan sifat kelarutannaik ketika temperatur naik, kenaikan terusterjadi sampai mencapai temperatur cloudpoint. Kenaikan yang cepat ini tepat dibawahtemperatur cloud point dikarenakan olehbesarnya kenaikan tingkat aggregasi padamicelle.


III. ALAT DAN BAHAN3.1 Alat PercobaanAlat yang digunakan pada percobaan iniadalah alat imbibition cell yang terdiri dari cellyang terbuat dari bahan kaca tahan panas(pyrex) dan dilengkapi dengan spiral yangberfungsi menahan core agar bagian coreseluruhnya kontak dengan surfaktan. Alat inijuga dilengkapi dengan buret disertai skalaukur dengan ketelitian sebesar 0.01 ml yangdipasang melekat dengan tutup cell yangterbuat dari pyrex. Untuk mencegah agar alatini tidak bocor, maka alat ini dilengkapidengan karet dan baut pengencang antara buretpenutup dengan cell. Skema alat percobaandapat dilihat pada Gambar 4 .

Gambar 4. Skema Alat Imbibition cell4

3.1.1 Alat Pendukunga. Pompa vakumb. Neraca digitalc. Ovend. Jangka Soronge. Pycnometerf. Pipa paralon dengan ID 1 inch (15 buah)g. Magnestirerh. Syring

IV. PERSIAPAN DAN PROSEDURPERCOBAANSebelum melaksanakan percobaan, perludipersiapkan bahan-bahan yang akandigunakan. Percobaan yang dilakukan dilaboratorium ini menggunakan sampel minyakdan air formasi dari lapangan X. Untuk

karakteristik dari minyak dan air formasi yangdigunakan di tampilkan pada lembar lampiranA, sifat karakteristik minyak dan air formasi.Air formasi atau brine dan minyak dihitungdensitasnya mengunakan picnometer dandidapatkan nilai densitas pada suhu ruang (26oC) sebesar 1.03 gr/cc dan densitas minyaksebesar 0.813 gr/cc. Untuk menghitungdensitas fluida menggunakan pycnometerdigunakan rumus sebagai berikut :

picnometervolumepicnometerberatfluidapicnometerberat )]()[( -+

=r(1)

Tabel 1. Penentuan densitas air formasi

Berat Kering (gram)

1 2 3 Rata-rata

Volumepicnometer

(ml)12.5 12.5 12.5 12.5 10

Berat picnometer + minyak (gram) Beratbrine

(gram)1 2 3 Rata-rata

22.8 22.8 22.8 22.8 10.3

Densitas minyak = 1.03 gram/cc

Tabel 2. Penentuan densitas minyak

Berat Kering (gram)

1 2 3 Rata-rata

Volumepicnometer

(ml)10.89 10.89 10.89 10.89 10

Berat picnometer + minyak (gram) Beratminyak(gram)1 2 3 Rata-

rata19.2 19.2 19.2 19.2 8.31

Densitas minyak = 0.813 gram/cc

4.1 Pembuatan Artificial CoreCore yang digunakan dalam percobaan inidibuat dari campuran pasir dan semen dengankomposisi semen 20 % dan pasir 80 %sebanyak 18 buah. Core ini berdiameter antara2.55 cm sampai 2.57 cm dan panjang berkisar4.9 sampai 5.12 cm.

Berikut ini adalah data dimensi core yangdigunakan dalam percobaan ini.


Tabel 3. Data dimensi dan Porositas Core

NamaCore

Diameterrata-rata

(cm)

Panjangrata-rata(cm)

Volumebulk(cc)

Porositas?

(%)F-1 2.56 4.94 25.50 25.76F-2 2.57 5.10 26.46 26.03F-3 2.65 4.83 26.61 25.43F-4 2.57 5.07 26.30 24.74F-5 2.64 4.69 25.72 29.69F-6 2.57 5.12 26.49 24.93F-7 2.55 5.02 25.62 24.58F-8 2.56 4.96 25.45 25.57F-9 2.66 4.98 27.68 26.04F-10 2.54 4.75 24.27 17.33F-11 2.50 5.06 24.87 27.59F-12 2.52 5.15 25.69 25.09F-13 2.64 4.43 24.30 28.75F-14 2.63 4.30 23.29 26.62F-15 2.56 4.82 24.78 25.96F-16 2.66 4.86 26.98 24.76F-17 2.66 4.98 27.68 26.04

4.2 Pembuatan Larutan SurfaktanSurfaktan yang digunakan dalam percobaan inisurfaktan lokal non-ionic dengan activecontent 60%.Untuk membuat larutan surfaktan dengankonsentrasi tertentu, perlu dilakukanpengenceran dengan menggunakan brinesejumlah tertentu. Oleh karena itu perlu dibuatstock solution surfaktan dengan menggunakanrumus sebagai berikut :

ACxCWW sesesr = (2)

Dimana :

Wsr = Berat surfaktan yang dibutuhkan(gr)

Wse = Berat larutan surfaktan yangdiinginkan (gr)

Cse = Konsentrasi larutan surfaktan yangdiinginkan (%)

AC = Active content

Sedangkan untuk menghitung brine yangdibutuhkan menggunakan rumus :

srsebrine WWW -= (3)

DimanaWbrine = Berat brine (gr)Wse = Berat larutan surfaktan yang

diinginkan (gr)Wsr = Berat surfaktan yang dibutuhkan

Sedangkan untuk membuat larutan surfaktanyang konsentrasinya lebih rendah daripadalarutan stock, menggunakan hukumpengenceran :

2211 MWMW = (4)

DimanaW1 = Berat larutan stok surfaktan (gr)M1 = Konsentrasi larutan stok surfaktan

(%)W2 = Berat Larutan surfaktan yang

Diinginkan (gr)M2 = Konsentrasi larutan surfaktan yang

Diinginkan (%)

4.3 Prosedur PercobaanPercobaan ini bertujuan untuk mengetahuipengaruh pada lamanya pemanasan temperaturpengkondisian surfaktan untuk konsentrasi0.05%, 1%, dan 3%. Oleh karena itu perludilakukan pengkondisian larutan surfaktandengan melakukan pemanasan selama 6 jam, 2hari, 6 hari, 10 hari dan 15 hari. Larutansurfaktan yang sudah disiapkan dalam botoldimasukan kedalam oven pemanas dengansuhu sebesar 90 oC.Artificial core yang telah dibuat diukurdimensinya dan ditimbang berat keringnya.Selanjutnya core tersebut dijenuhkan denganminyak dengan cara direndam didalam labukaca serta divakum dan dipanaskan dalamoven bertemperatur 90oC selama kurang lebihtiga hari. Dengan menimbang berat basahdapat dihitung nilai porositas dari masing-masing core.Surfaktan yang sudah dilakukan pemanasankemudian digunakan untuk merendam coreyang sudah dijenuhkan dengan minyak. Coredimasukan kedalam imbibition cell denganterlebih dahulu diletakan spiral untuk menjagaagar seluruh permukaan core kontak denganlarutan surfaktan. Setelah core dimasukkankedalam imbibition cell, kemudian dipasangkaret pada penutup agar tidak bocor.Imbibition cell yang sudah berisi core yangdirendam dalam larutan surfaktan kemudiandimasukan kedalam oven bertemperatur 90 oC ,pemberian temperatur ini bertujuan untukmensimulasikan dengan temperatur reservoir.Volume minyak yang terbaca pada buretberskala dicatat setiap hari. Waktu perendaman(soaking time) berkisar antara empat sampailima hari atau sampai volume minyak yang


dicatat setiap hari, tidak lagi mengalamiperubahan. Volume minyak yang dihasilkandapat dikonversi menjadi faktor perolehanminyak terhadap volume minyak awal yangtersaturasi dalam core.

V. HASIL DAN PEMBAHASANPercobaan imbibisi ini dilakukan untuk melihatpengaruh konsentrasi dan lamanya waktupemanasan surfaktan terhadap besarnya faktorperolehan. Respon kinerja surfaktan terhadappeningkatan perolehan minyak yangdinyatakan dalam Imbibition Oil recoveryterhadap besarnya saturasi minyak awal(OOIP) dalam persen, untuk tiga konsentrasiyang digunakan dalam percobaan dan waktupemanasan menunjukkan hasil bervariasi.

5.1 Surfaktan Konsentrasi 0.05 % BeratBesarnya faktor perolehan minyak yangdinyatakan dalam Imbibition Oil recovery %pore volume untuk beberapa waktupengkondisian temperatur yang diujikan dapatdilihat pada Gambar 5 :

Gambar 5. Imbibition Oil recovery surfaktan konsentrasi0.05% berat untuk beberapa temperaturduration resistant test.

Dari Gambar 5 dapat dilihat bahwa nilaiperolehan minyak (IOR % PV) padakonsentrasi yang sama, meningkat sebandingdengan lamanya waktu pengkondisiantemperatur surfaktan. Lamanya waktupengkondisian temperatur untuk konsentrasi0.05% berat yang diujikan dalam percobaan iniyakni selama enam jam, enam hari, sepuluhhari dan lima belas hari. Imbibition Oilrecovery pada pengkondisian temperaturpemanasan selama enam jam mencapai21.77 % pada akhir kondisi imbibisi,kemudian IOR meningkat menjadi 26.6% padapemanasan surfaktan enam hari, dan mencapaipuncaknya pada pemanasan surfaktan selamasepuluh hari menjadi 32.73%. Untukpemanasan surfaktan selama lima belas hari,IOR menurun tajam hanya mencapai 4.32 %.

Performa maksimum surfaktan terjadi padapemanasan sepuluh hari, hal ini mungkinterjadi dengan dilakukannya pemanasan, akanmeningkatkan aktivasi surfaktan untukmengurangi tegangan antar muka minyak danair formasi serta dengan batuan reservoir.Ketika dipanaskan aktivasi surfaktan terlarutdalam minyak akan meningkat, sampai suatusaat pemanasan tersebut malah akan merusakkinerja surfaktan untuk mengurangi teganganantar muka. Pada diagram batang gambar 5,juga disajikan nilai Imbibition Oil Recoveryfluida wetting air formasi, hal ini digunakansebagai dasar untuk menilai performapenggunaan surfaktan. Saat waktu pemanasanlebih dari sepuluh hari, surfaktan tidak efektiflagi untuk meningkatkan nilai perolehanminyak, terlebih lagi, perolehan minyak padawaktu pengkondisian ini lebih buruk daripenggunaan air formasi.

5.2 Surfaktan Konsentrasi 1% BeratKinerja penggunaan surfaktan dengan besarkonsentrasi 1% berat disajikan dalam bentukdiagram batang pada Gambar 6 dibawah ini :

Gambar 6. Imbibition Oil recovery surfaktan konsentrasi1 % berat untuk beberapa temperatur durationresistant test.

Pemanasan surfaktan selama enam jammenghasilkan IOR yang paling besardibandingkan dengan pemanasan selama duahari, enam hari dan lima belas hari. Perolehanminyak pada pemanasan selama 6 jam adalah63.23 % pore volum, sebesar 25.45 % untukpemanasan selama dua hari, sebesar 23.89 %untuk pemanasan selama enam hari, dansebesar 17.6% untuk pemanasan selama limabelasa hari. Dapat dilihat anomali yang terjadipada pemanasan selama enam jam ini mungkinterjadi karena permeabilitas core yangdigunakan lebih besar daripada core yangdigunakan untuk melakukan percobaanimbibisi dengan waktu pemanasan surfaktanyang lain. Tren yang terjadi adalah semakin


lama waktu pemanasan pada konsentrasi 1%ini memberikan nilai perolehan minyak yangsemakin menurun. Kinerja surfaktan berkaitandengan fungsinya menurunkan teganganpermukaan antar fluida dengan fluida danfluida dengan butir batuan reservoir menurunsebanding dengan lamanya pemanasansurfaktan. Menurut teori kenaikan temperaturakan meningkatkan kemampuan surfaktanuntuk terlarut dalam minyak. Namun padapercobaan ini temperatur dijaga tetap sebesar90oC, yang membedakan adalah pengkondisiantemperatur surfaktan sebelum dilakukan prosesimbibisi.

5.3 Surfaktan Konsentrasi 2% BeratPerolehan minyak pada konsentrasi 2% inimenunjukan tren yang hampir sama dengansurfaktan dengan konsentrasi 1%. Perolehanminyak pada konsentrasi 2% dengan berbagaiwaktu pemanasan surfaktan disajikan padagambar 7 dibawah ini :

Gambar 7. Imbibition Oil Recovery surfaktan konsentrasi2% berat untuk beberapa temperatur durationresistant test.

Pada Gambar 7 diatas, perolehan minyakdengan waktu pemanasan surfaktan selamaenam jam sebesar 52.64 %, sebesar 45.25 %untuk waktu pemanasan selama dua hari,sebesar 37.65 % untuk pemanasan selamaenam hari, dan sebesar 45.2 % pemanasanselama sepuluh hari. Pada pemanasan selamasepuluh hari ini dapat dilihat kejanggalan yangterjadi, tren yang terjadi pada konsentrasi 2%ini adalah semakin lama waktu pengkondisiansurfaktan, akan mengakibatkan faktorperolehan minyak menurun, namun data yangdidapat untuk perolehan minyak pada waktupengkondisian selama sepuluh harimenunjukan kenaikan dibandingkan denganperolehan minyak pada waktu pengkondisianselama enam jam. Anomali yang terjadi inimungkin diakibatkan oleh permeabilitas coreyang digunakan lebih besar, dapat jugadikarenakan karena core sebelum digunakanuntuk proses imbibisi ini terlalu lama kontak

langsung dengan udara luar, dan mungkindapat mengubah sifat wettabilitynya.

5.4 Prediksi Kinerja SurfaktanPrediksi kinerja surfaktan dalam kaitannyauntuk meningkatkan perolehan minyak dapatdilakukan dengan membuat grafik hubunganfaktor perolehan minyak (Imbibition OilRecovery Factor) dengan temperatureduration resistant test surfaktan. Grafikdisajikan dalam Gambar 8 berikut :

Temperatur Duration Resistant Time vs Imbibition Oil Recovery

0

10

20

30

40

50

60

70

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42

Temperature Duration Resistant Time (days)

Imbi

bitio

n O

il Re

cove

ry %

PV

0.05%

2%

1%

Linear (2%ekstrapolasi)Linear (1 %ekstrapolasi)Linear (0.05ekstrapolasi)

Gambar 8. Grafik Prediksi Kinerja Surfaktan

Dari grafik pada Gambar 8 diatas, dapatdiprediksi, untuk konsentrasi 0.05 %, surfaktansudah tidak aktif lagi pada durationtemperature resistant time selama enam belashari. Sedangkan untuk konsentrasi 1%,surfaktan masih bisa aktif bekerja sampaiwaktu pemanasan selama tiga puluh sembilanhari, sedangkan untuk konsentrasi 2%,surfaktan dapat aktif sampai waktu pemanasanselama dua puluh enam hari. Grafik ini dibuatberdasarkan pertimbangan hubungan yanglinier antara dua waktu pemanasan terakhir.Grafik ini dapat dijadikan pertimbangan untukpemilihan konsentrasi surfaktan yangmemberikan hasil yang efektif, dan juga dapatdijadikan pertimbangan untuk menentukanwaktu pemompaan surfaktan pada metode huffn puff surfactant injection yang optimum.Pertimbangan untuk menggunakan zatpendukung operasional metode injeksisurfaktan dapat juga dilakukan, sepertipenggunaan cosurfactant, alkaline ataupunpolymer.

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan1. Temperature duration time dapat

menyebabkan efisiensi surfaktan menurun.Namun untuk konsentrasi 0.05%, efisiensi


surfaktan naik, efisiensi surfaktan turunpada pemanasan lima belas hari.

2. Surfaktan non-ionic cenderung tahanterhadap salinitas air formasi yang tinggi.

3. Dari percobaan ini dapat dibuat parameteryang dapat memprediksi kinerja surfaktan,sehingga dapat dijadikan pertimbangandalam perencanaan injeksi surfaktan.

4. Penentuan permeabilitas dan porositasyang seragam untuk melakukan studi inipenting, karena faktor perolehan sensitifterhadap hal ini, sehingga hasil percobaanakan lebih akurat.

5. Penggunaan zat additif lain dalam injeksisurfaktan patut untuk dipertimbangkan,sehingga dapat meningkatkan efektivitaskerja surfaktan.

6.2 Saran

Penelitian lebih lanjut untuk menentukankonsentrasi dan waktu pengkondisianpemanasan surfaktan serta sifat pembentukanmicroemulsi, dan mekanisme pendesakanminyak dengan injeksi surfaktan danpengukuran tegangan antar muka sebelum dansesudah proses imbibisi dapat memberikaninformasi yang lebih rinci dalam . menentukanefektivitas surfaktan.

DAFTAR SIMBOLSorw = Residual oil saturation, %OOIP = Original Oil in PlaceIOR = Imbibition Oil Recovery? = Porositas, %? = Densitas, gr/cc?P = Perbedaan tekanan, psiPV = Pore volume, cc

VII. UCAPAN TERIMA KASIHPenulis mengucapkan banyak terima kasihkepada Ir. Leksono Mucharam M.sc., Ph.D.atas bimbingan dan bantuan finansial selamamelaksanakan penelitian, teman-teman kuliahserta kepada peneliti di laboratorium EOR,mas David, mba Saras dan mba Dwi dan jugapegawai laboratorium yang telah memberikanbimbingan dan bantuan untuk menyelesaikanpenelitian ini.

DAFTAR PUSTAKA

1. Madaoui, K and Marcel Pejhan :Reservoir Engineering Course TotalProfesseurs Associes (2007).

2. Grees, Don. W and G. Paul Willhite :Enhanced Oil Recovery, SPE,Richardson Texas (1998).

3. Siregar, Septoratno : Teknik PeningkatanPerolehan, Departemen TeknikPerminyakan ITB, 2000

4. Standard Operating Procedur, ChemEOR,www.ChemEOR.com


LAMPIRAN AKARAKTERISTIK AIR FORMASI DAN MINYAK LAPANGAN X

Tabel A.1 Karakteristik minyak dan air formasi lapangan X

Tabel A.2 Komposisi air formasi synthetic lapangan X

Reservoir Temperature 182 oFInitial solution gas 303 SCF/STBInitial formation volume factors:Oil 1.212 RB/STBGas 0.00184 RB/SCFInitial oil viscosity 0.85 cpWater viscosity 0.38 cpCurrent Field Water Cut 60%oAPI Oil 38?g 0.77Water Salinity 14000 ppm

Nama Zat gr/L gr/3L gr/5LKCl 0.053937 0.161811 0.269684CaCl2.2H2O 1.540545 4.621635 7.702725MgCl2.6H2O 1.077079 3.231236 5.385393NaHCO3 1.214532 3.643596 6.072661Na2CO3 0.037098 0.111293 0.185489Na2SO4 0.181993 0.545980 0.909967NaCl 20.468601 61.405804 102.343007Total 24.573785 73.721355 122.868925


LAMPIRAN BGRAFIK HASIL IMBIBISI UNTUK SURFAKTAN KONSENTRASI 0.05%

Gambar B.1 Produksi kumulatif minyak (cc) vs soaking time (Jam)

Gambar B.2 Imbibition Oil Recovery (% PV) vs Soaking Time (Jam)


LAMPIRAN CGRAFIK HASIL IMBIBISI UNTUK SURFAKTAN KONSENTRASI 1 %

Gambar C.1 Produksi kumulatif minyak (cc) vs soaking time (Jam)

Gambar C.2 Imbibition Oil Recovery (% PV) vs Soaking Time (Jam)


LAMPIRAN DGRAFIK HASIL IMBIBISI UNTUK SURFAKTAN KONSENTRASI 2 %

Gambar D.1 Produksi kumulatif minyak (cc) vs soaking time (Jam)

Gambar D.2 Imbibition Oil Recovery (% PV) vs Soaking Time (Jam)

analisa pengaruh konsentrasi dan stabilitas surfaktan

Documents

Transcript of analisa pengaruh konsentrasi dan stabilitas surfaktan