pengaruh penambahan sumur terhadap … · therefore this work is to study the effect of additional...

PENGARUH PENAMBAHAN SUMUR TERHADAP FAKTOR PEROLEHAN PADA

MODEL RESERVOIR 3D DENGAN METODE INJEKSI SURFAKTAN BERPOLA

5-TITIK

TUGAS AKHIR

Oleh:

DEDE BACHTIAR

NIM 12205047

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapakan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PETAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2010

PENGARUH PENAMBAHAN SUMUR TERHADAP FAKTOR PEROLEHAN PADA

MODEL RESERVOIR 3D DENGAN METODE INJEKSI SURFAKTAN BERPOLA

5-TITIK

TUGAS AKHIR

Oleh:

DEDE BACHTIAR

NIM 12205047

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapakan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan

Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh:

Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Tanggal .....................................

_____________ _______

Ir. Leksono Mucharam M.Sc. Ph.D

1

Dede Bachtiar, 12205047 Semester II 2009/2010

Pengaruh Penambahan Sumur Terhadap Faktor Perolehan Pada Model Reservoir 3D

Dengan Metode Injeksi Surfaktan Berpola 5-Titik

(Studi Laboratorium)

Oleh

Dede Bachtiar*

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

Sari

Saat ini banyak metode yang telah dikembangkan untuk meningkatkan faktor perolehan minyak. Waterflooding

umumnya digunakan sebagai secondary recovery setelah primary recover tidak lagi mampu memproduksikan

minyak dari reservoir. Secara umum dengan metode waterflooding sekalipun masih banyak minyak yang tersisa

pada reservoir karena adanya breakthrough serta karena tidak tersapu dengan baik. Untuk memproduksikan

minyak yang tersisa ini diperlukan bahan kimia, thermal, atau injeksi gas. Salah satu metode injeksi kimia yang

cukup terbukti dalam industri perminyakan adalah dengan injeksi surfaktan. Surfaktan dapat meningkatkan

perolehan minyak dengan menurunkan tegangan antarmuka antara minyak dan air serta menurunkan tekanan

kapiler. Metode injeksi surfaktan ini pada umumnya dikembangkan dengan pola tertentu, diantaranya dengan

pola injeksi 5-Titik. Penelitian ini dilakukan di laboratorium dengan menggunakan model fisik reservoir 3D

yang berupa sandpack berukuran 15 cm x 15 cm x 2.5 cm yang berfungsi sebagai reservoir minyak buatan.

Model reservoir ini sebelumnya telah diproduksikan dengan metode waterflooding serta injeksi surfaktan

berpola 5-titik dengan total faktor perolehannya sebesar 51.65%. Kemudian dilakukan penambahan dua sumur

produksi dengan membuka 2 sumur cadangan yang sebelumnya ditutup, sedangkan sumur produksi sebelumnya

ditutup, lalu dilakukan injeksi surfaktan lanjutan. Perolehan minyak yang dihasilkan menunjukkan bahwa makin

cepat dan tinggi konsentrasi surfaktan yang diinjeksikan makin besar perolehan minyak yang didapat. Oleh

karena itu penelitian ini dilakukan untuk mempelajari pengaruh penambahan sumur produksi dan injeksi

surfaktan pada faktor perolehan.

Kata kunci : Surfaktan, Waterflooding, Pola 5-Titik, Penambahan Sumur.

Abstract

There are a lot of ways to improve oil recovery have been developed nowadays. Water flood is commonly used

as secondary recovery after primary recovery have been exhausted. In general, even by waterflooding there are

still many oil left in reservoir as the result of bypassed or unswept oil. One method that is very popular among

the petroleum industry practician is surfactant injection. Surfactant can improve the recovery of oil by reduces

intefacial tension and cappilary pressure. This method commonly developed with some patterns, one of them is

with 5-spot pattern. This work is connducted in laboratory by using a 15 cm x 15 cm x 2,5 cm 3D physical

reservoir model used as artificial oil reservoir. This model have been produced before with 5-spot pattern

waterflooding and surfactant injection method which reach out total oil recovery of 51.65%. This model will

simulate the addition of two producing wells which was closed before, at the same time the previous producing

well is closed and follow with another surfactant injection. The result indicated a higher rate and concentration

of surfactant made a higher recovery. Therefore this work is to study the effect of additional producing well and

surfactant injection on recovery factor.

Keywords : Surfactant, Waterflooding, 5-spot Pattern, Additional wells.

*Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB

**Pembimbing/ Dosen Program Studi Teknik Perminyakan ITB

2


I. PENDAHULUAN

a. Latar Belakang

Penemuan lapangan baru terus menurun

sedangkan kebutuhan minyak diperkirakan semakin

meningkat tiap tahunnya. Pada lapangan minyak

yang sudah tua untuk meningkatkan produksi

dibutuhkan suatu sistem dan cara yang tepat agar

perolehan minyak dapat ditingkatkan sebesar-

besarnya tetapi tetap efisien dari segi biaya.

Waterflooding umumnya digunakan sebagai

secondary recovery yang ekonomis dan efektif

setelah primary recovery mencapai batas

kemampuannya. Banyak reservoir sandstone

maupun carbonate memiliki primary recovery

yang rendah karena kurang baiknya sweep

efficiency sebagai hasil dari water breakthrough

atau minyak residual yang tidak tersapu. Secara

umum, dengan waterflooding efisiensi

pengurasannya berkisar antara 30% - 40% sehingga

minyak yang masih tertinggal di lapangan masih

cukup banyak. Akan tetapi jika sudah terjadi water

breakthrough menjadi tidak efektif karena minyak

terjebak didalam pori-pori mikroskopik oleh

adanya efek kapilaritas yang berhubungan dengan

tegangan permukaan. Untuk mengatasinya harus

menggunakan bahan kimia, thermal, atau injeksi

gas.

Injeksi kimia yang terbukti sukses secara

teknik adalah injeksi surfaktan. Proses kimia

menunjukkan hasil yang terbukti efektif dalam

mengambil minyak yang tidak tersapu dengan

memperbaiki mobility ratio atau dengan

mengurangi residual oil saturation. Surfaktan atau

surface active agents merupakan zat kimia yang

dapat menurunkan tegangan permukaan sehingga

dapat memobilisasi saturasi minyak residual. Untuk

memaksimalkan perolehan minyak, beberapa hal

yang harus diperhatikan adalah, tegangan

antarmuka, wettability batuan, pengembangan

volume minyak, penurunan viskositas minyak,

serta tekanan kapiler. Pengaruh tekanan kapiler

pada mekanisme terjebaknya minyak dalam pori-

pori batuan dinyatakan dalam suatu parameter tak

berdimensi yang disebut capillary number.

Capillary number ini didefinisikan sebagai

perbandingan antara vicous forces terhadap

capillery forces.

ow

w

caForcesCapillary

ForcesViscousN

(1)

Dimana :

)/()(

)(cos

)/(

cmdyneoilandwaterbetweenIFTTensionlInterfacia

cPityvisfluidDisplacing

DftporestheinfluidofvelocityAverage

NumberCapillaryN

ow

w

ca

Gambar 1. Hubungan Antara Capillary Number

dengan Faktor Perolehan Minyak.

Dari gambar diatas diketahui bahwa untuk

mengambil residual oil maka capillary number

harus ditingkatkan. Untuk meningkatkan capillary

number berdasarkan persamaan (1) ada tiga cara

yaitu :

1. Meningkatkan laju injeksi fasa pendesak

2. Meningkatkan viskositas fasa pendesak

3. Menurunkan tegangan antarmuka sistem

air-minyak dan batuan.

Dari tiga cara yang dapat dilakukan diatas,

yang dilakukan pada penelitian ini adalah untuk

melihat pengaruh injeksi surfaktan dengan laju

injeksi dan konsentrasi yang berbeda.

b. Tujuan

Tujuan dari penelitian ini adalah untuk

mengetahui kemampuan surfaktan dalam

meningkatkan produksi minyak serta melihat efek

penambahan sumur pada model reservoir fisik 3

dimensi yang sebelumnya telah dilakukan

waterflooding serta injeksi surfaktan dengan pola

injeksi lima titik.

c. Metodologi Penelitian

Penelitian ini dilakukan dengan beberapa

metodologi antara lain:

1. Mengumpulkan data melalui percobaan di

laboratorium.

2. Menghitung recovery, PV injeksi, dari tiap

sumur.

3. Studi literatur dan berbagai referensi yang

berkaitan dengan penelitian.

3


II. TINJAUAN PUSTAKA

a. Surfaktan

Surfaktan merupakan surface active agents

yang berfungsi untuk menurunkan tegangan

permukaan antara minyak dengan fluida injeksi

khususnya air agar dapat meningkatkan perolehan

minyak. Efektifitas surfaktan dalam mendesak

minyak akan meningkat seiring dengan

kemampuannya menurunkan tegangan permukaan.

Surfaktan biasanya terdiri atas tiga komposisi

utama yaitu minyak, sulfonate dan alkohol.

Surfaktan memiliki bagian “kepala” yang bersifat

(hydrophilic) dan bagian “ekor” yang bersifat non-

polar (hydrophobic). Larutan surfaktan mencapai

keseimbangannya (static interfacial tension) ketika

semua molekul surfaktan selaras dan berorientasi

sama pada permukaannya. Sekali lapisan

monolayer menjadi jenuh, kelebihan molekulnya

akan membentuk micelle. Pada konsentrasi micelle

kritis ini tegangan permukaan akan tetap konstan

dan tidak dapat lagi turunkan lebih jauh dengan

penambahan lebih banyak surfaktan. Konsentrasi

kritis ini terjadi ketika tegangan permukaan

minimum surfaktan atau campuran surfaktan

tercapai, nilainya menentukan kemampuannya

sebagai wetting agent. Konsentrasi kritis ini dapat

digunakan untuk mencegah penambahan surfaktan

yang tidak perlu.

Gambar 2. Tegangan Permukaan vs. Konsentrasi

Surfaktan.

Kinerja injeksi surfaktan dipengaruhi oleh

parameter-parameter berikut :

1. Geometri pori dan keheterogenitasan

2. Tegangan antar muka

3. Kebasahan

4. Ukuran slug dan konsentrasi

5. Adsopsi surfaktan

6. Salinitas

b. Efisiensi Pendesakan

Efisiensi mikroskopis pada pendesakan

minyak dalam pori batuan tergantung pada mobility

ratio dan capillary number yang bervariasi

terhadap waktu dan posisi ketika dilakukan

chemical flood. Faktor lain yang mungkin muncul

adalah perubahan fasa.

Mobility ratio, M, didefinisikan sebagai

mobilitas λing (k/µ, dimana k adalah permeabiilitas

efektif dan µ adalah viskositas) dari fluida

pendesak dibagi oleh mobilitas λed dari fluida yang

didesak (dalam hal ini minyak). Untuk M yang

lebih besar dari 1, fluida pendesak akan

mendahului minyak. Agar efisiensi pendesakan

maksimum, M harus ≤ 1. Jika M > 1 maka efisiensi

pendesakan dan efisiensi pendesakan vertikal akan

menurun karena kenaikan mobility ratio.

Mobility ratio dapat diperkecil dengan

menurunkan viskositas minyak, meningkatkan

viskositas fluida pendesak, meningkatkan

permeabilitas efektif minyak, serta dengan

menurunkan permeabilitas efektif fluida pendesak.

Beberapa metode EOR ditujukan pada salah satu

efek diatas.

Cara lainnya adalah dengan menaikkan

capillary number, Nc sehingga saturasi minyak

residu berkurang, caranya dengan menurunkan

viskositas minyak, atau meningkatkan gradien

tekanan, namun yang lebih realistis adalah dengan

menurnkan IFT (Interfacial Tension).

Dengan menginjeksikan surfaktan akan

membuatnya terdispersi dalan minyak dan air, dan

menciptakan zona IFT yang rendah. Pada waktu

yang bersamaan terbentuk emulsi minyak dalam air

yang dapat memperbaiki perbandingan mobilitas

efektif. Surfaktan yang diinjeksikan dapat terus

memobilisasi minyak dan membuatnya terkumpul

sampai surfaktan terlalu encer sehingga tidak dapat

lagi menurunkan IFT dan memobilisasi minyak.

III. MODEL DAN DATA PERCOBAAN

a. Model Sandpack

Pada penelitian ini digunakan model fisik

reservoir 3 dimensi yang berupa sandpack terbuat

dari campuran pasir dan semen. Untuk

memudahkan pengamatan dan menghemat waktu

percobaan model ini dibuat hanya seperempat dari

model pola 5-titik seperti pada Gambar 3. Dimensi

sandpack ini adalah 15 cm x 15 cm x 2.5 cm. Pada

sandpack ini dipasang tubing berukuran 1/16 inch

sebagai sumurnya. Sandpack ini disaturasi dengan

brine dan minyak dari lapangan X, kemudian

diproduksikan dengan cara waterflooding dan

4


injeksi surfaktan hingga perolehan minyaknya

sebesar 51.65%.

Pada model sandpack ini kemudian dilakukan

simulasi penambahan sumur produksi sebanyak

dua buah sumur, sedangkan sumur produksi

sebelumnya ditutup. Penambahan sumur ini

dialakukan dengan membuka dua sumur cadangan

yang sebelumnya ditutup. Tujuannya untuk

mengambil minyak yang tidak tersapu pada metode

produksi sebelumnya. Sehingga pola sumur 5-Titik

ini berubah menjadi seperti yang direpresentasikan

pada Gambar 4 dan Gambar 5.

∆ = Producer Well

= Injector Well

Gambar 3. Pola Sumur Injeksi-Produksi 5-Titik

= Sumur baru

= Sumur lama

Gambar 4. Pola Setelah Penambahan Sumur Baru

Gambar 5. Lokasi Sumur Pada Model

= Shut Well

= Back Up Well

= Injector well

= Producer well

Berikut ini adalah data sandpack dan fluida

yang dipakai :

Tabel 1. Data sandpack

No. Parameter Nilai

1. Panjang sisi (cm) 15

2. Tebal (cm) 2.5

3. Porositas (%) 19

4. PV (cc) 106.14

5 So (%) 32.69

b. Data Fluida

Fluida brine dan minyak yang digunakan pada

penelitian ini diperoleh dari Lapangan minyak X.

Sedangkan surfaktan yang digunakan dalam

percobaan ini adalah Surfaktan 13A* yang bersifat

non-ionic dengan active content 99%. Karena non-

ionic, molekul pada surfaktan ini tidak terionisasi

dalam larutan sehingga kemampuan surfaktan tetap

optimal pada sandpack yang terdiri dari pasir dan

semen.

Tabel 2. Data Fluida Lapangan X

No. Sampel Densitas (gr/cc)

@ T=26 oC

1 Brine 1.0146

2 Minyak mentah 0.8072

Hasil pengujian air formasi atau brine yang

berasal dari Lapangan-X adalah sebagai berikut :

Tabel 3. Komposisi Brine Lapangan-X

No Parameter

Analisis Satuan Metoda

Hasil

Analisa

1 TDS mg/l SMEWW

2540-C 18650

2 Kesadahan

(CaCO3)* mg/l

SMEWW-

2340-C- 213.6

3 Kalsium (Ca2+) mg/l SMEWW

3500-Ca 46.81

4 Magnesium

(Mg2+) mg/l

SMEWW

3500-Mg 23.53

5 Natrium (Na+) mg/l SMEWW

3500-Na 6184

6 Kalium (K+) mg/l SMEWW

3500-K-B 163.21

7 Bikarbonat

(HCO3-)

mg/l SNI 06-2420

1991 3795

8 Sulfat (SO42-) mg/l

SMEWW

4500-SO4-E 379.3

1

4

2 3

6 5

5


9 Klorida (Cl-) mg/l SMEWW

4500-Cl- 7270

Total

Ion

(ppm)

13133.62

Dari data komposisi air formasi Lapangan-X

seperti terlihat pada Tabel 1 diperoleh harga

salinitas sebesar 13133.62 ppm, salinitas sebesar ini

dapat dikategorikan kedalam salinitas rendah.

Salinitas air formasi yang tinggi dapat mengurangi

kemampuan surfaktan karena semakin tinggi

salinitas maka kelarutan surfaktan ionik akan

berkurang sehingga dapat menyebabkan terjadinya

pengendapan garam yang akan menyumbat pori-

pori sandpack.

Pada umumnya salinitas yang tinggi dengan

kandungan kation divalent yang tinggi seperti Ca2+

dan Mg2+

akan bertukar dengan kation monovalen

dari surfaktan. Oleh karena itu brine yang

digunakan sebaiknya tidak mengandung ion Ca2+

dan Mg2+

yang terlalu tinggi.

c. Proses Perolehan Minyak

Prosedur dalam memproduksikan minyak dari

sandpack dengan metode injeksi surfaktan adalah

sebagai berikut :

- Pada proses waterflooding untuk menentukan

sumur yang memiliki laju alir yang paling

baik, sumur 1 sebagai sumur injeksi

dihubungkan dengan chamber injeksi berisi

brine sedangkan sumur 2 dan 3 sebagai sumur

produksi dihubungkan ke tabung pengukur

dengan selang 1/16 inch. Proses waterflooding

ini dilakukan hingga memenuhi satu tabung

pengukur.

- Untuk proses injeksi surfaktan, sumur 1

dihubungkan ke chamber berisi surfaktan.

- Pada proses injeksi surfaktan, konsentrasi

surfaktan yang digunakan ada dua jenis yaitu

2%wt dan 4%wt. Kecepatan injeksi yang

dipakai yaitu 0.273 cc/min dan 0.547 cc/min.

Proses injeksi surfaktan dilakukan sampai

minyak tidak lagi keluar dari sumur produksi.

IV. ANALISA DAN PEMBAHASAN

Perlu diketahui bahwa sebelum penelitian ini

dilakukan, sebelumnya telah dilakukan produksi

pada sumur 4 dengan cara waterflooding dan

injeksi surfaktan secara kontinu dan soaking. Hasil

perolehan minyaknya sebesar 51.65%. Setelah itu

sandpack ini tidak diproduksikan selama 3 minggu

untuk persiapan percobaan selanjutnya. Pada masa

ini dapat dianggap sebagai waktu pengeboran dua

sumur tambahan. Dan secara tidak langsung model

reservoir sandpack mengalami soaking.

Percobaan pertama dilakukan untuk

mengetahui sumur mana yang memiliki laju alir

yang paling baik. Caranya dengan menginjeksikan

brine (waterflooding). Dari hasil waterflooding ini

didapat bahwa sumur yang memiliki laju alir yang

tinggi adalah sumur 3. Hal ini ditandai dengan

lebih cepatnya aliran fluida dari sumur 3 ini

memenuhi tabung penampung dibanding sumur 2

walaupun keduanya dibuka secara bersamaan. Pada

proses waterflooding ini minyak yang dihasilkan

sebesar 1.48%. Lebih besarnya lajur pada sumur 3

menandakan ketidakhomogenan model reservoir

yang dibuat, dimana sumur 3 memiliki

permeabilitas yang lebih baik dibanding

permeabilitas sumur 2.

Selanjutnya penelitian dilakukan pada model

sandpack ini untuk mengetahui banyaknya

perolehan minyak dari kedua sumur tambahan yaitu

sumur 2 dan sumur 3 dengan metode injeksi

surfaktan (surfactant flooding).

Percobaan kedua adalah memproduksikan

sumur 3 dengan injeksi surfaktan yg memiliki

konsentrasi 2%wt pada kecepatan injeksi 0.273

cc/min. Hasil perolehan minyak (recovery factor)

yang didapat sebesar 4.36% . Setelah watercut

sumur 3 mencapai 100% proses produksi

dilanjutkan dengan membuka sumur 2 sedangkan

sumur 3 ditutup. Minyak yang diperoleh dari sumur

2 ini sebesar 1.09%.

Sebelum masuk percobaan selanjutnya,

sandpack ini didiamkan selama 2 minggu untuk

proses soaking. Hal ini dilakukan agar surfaktan

dapat bereaksi dengan sistem minyak-air didalam

model reservoir untuk menurunkan tegangan

permukaan.

Percobaan ketiga dilanjutkan dengan

kecepatan injeksi surfaktan yang dinaikkan menjadi

0.547 cc/min atau menjadi 2 kali kecepatan injeksi

semula. Pada proses ini kedua sumur diproduksikan

secara bersamaan hingga salah satu sumur tidak

mengeluarkan minyak lagi. Dari proses ini didapat

recovery dari sumur 3 sebesar 4.24% sedangkan

recovery sumur 2 sebesar 0.74%. Dari proses ini

diketahui bahwa sumur 2 lebih cepat mengalami

water cut 100%. Hal ini kemungkinan karena pada

sumur 2 permeabilitas efektif air-nya lebih besar

6


dibandingkan permeabilitas efektif minyak-nya

sehingga air lebih mudah mengalir ke lubang

sumur. Walaupun kecepatan injeksinya

ditingkatkan serta sebelumnya sandpack

mengalami soaking tetapi penambahan perolehan

minyaknya tidak naik secara signifikan. Hal ini

karena sumur 2 terlalu cepat mengalami water cut

100% sehingga proses ini harus diakhiri lebih cepat.

Dibandingkan dengan percobaan kedua, dimana

produksi dilakukan bergantian antara 2 sumur dan

dengan jumlah surfaktan yang diinjeksikan lebih

banyak (bisa dilihat pada Tabel 5) maka wajar

kalau kenaikkan perolehannya tidak berbeda jauh.

Percobaan keempat dilakukan ketika dari

sumur 2 tidak mengeluarkan lagi minyak,

percobaan dilakukan dengan menaikkan

konsentrasi surfaktan menjadi 4%wt atau menjadi 2

kali konsentrasi sebelumnya. Sumur 3 yang masih

berproduksi dibuka sementara sumur 2 ditutup

sampai sumur 3 tidak lagi mengeluarkan minyak.

Dari proses ini didapat penambahan recovery untuk

sumur 3 sebesar 10.11% dan sumur 2 sebesar

9.83%. Dinaikkannya konsentrasi surfaktan

menjadi 4%wt terbukti dapat meningkatkan

perolehan minyak secara signifikan. Pengaruh

naiknya konsentrasi surfaktan ini adalah turunnya

tegangan antarmuka (IFT) air-minyak secara

signifikan sehingga efisiensi pendesakkannya

menjadi lebih baik.

Total perolehan minyak yang didapat dari

keempat percobaan dapat dilihat pada Tabel 4.

Tabel 4. Perolehan Minyak Tiap Sumur

Sumur 2 Sumur 3 Total

Water flood 0.74 % 0.74 % 1.48 %

2% 0.273 cc/min 1.09 % 4.36 % 5.45 %

2% 0.574 cc/min 0.74 % 4.24 % 4.98 %

4% 0.574 cc/min 9.83 % 10.11 % 19.94 %

Total 12.40 % 19.45 % 31.85 %

Dari Gambar 6 dapat dilihat bahwa sumur 3

memiliki tingkat perolehan minyak yang lebih

besar dibandingkan dengan sumur 2. Hal ini dapat

diakibatkan beberapa hal yaitu, pertama karena

perbedaan permeabilitas, dimana permeabilitas

sumur 3 lebih besar dibandingkan sumur 2, kedua

karena perbedaan saturasi minyak, dimana pada

daerah sekitar sumur 3 memiliki saturasi minyak

yang lebih banyak dibandingkan di daerah sekitar

sumur 2.

Gambar 6. Perolehan Tiap Sumur.

Banyaknya surfaktan yang diinjeksikan pada

masing-masing proses dapat dilihat pada Tabel 5.

Tabel 5. Pore Volume Injeksi Tiap Sumur


Water flood 0.07 0.09 0.16

2% 0.273 cc/min 0.68 1.79 2.47

2% 0.574 cc/min 0.89 0.94 1.84

4% 0.574 cc/min 4.28 2.77 7.05

Total 5.92 5.59 11.51

Dari Gambar 7 bisa dilihat bahwa banyaknya

surfaktan yang diinjeksikan dan melalui kedua

sumur hampir sama. Walupun banyaknya surfaktan

yang melalui kedua sumur hampir sama tetapi

perolehan minyaknya berbeda. Pada konsentrasi

4% dengan kecepatan injeksi 0.547 cc/min, sumur

3 memiliki efisiensi pendesakan yang lebih baik,

hal ini ditandai dengan perolehan minyak yang

lebih besar walaupun volume surfaktan yang

diinjeksikan lebih rendah dibanding sumur 2.

Banyaknya surfaktan yang diinjeksikan dan melalui

sumur 3 adalah setengah dari volume surfaktan

yang diinjeksikan dan melalui sumur 2. Seperti

dijelaskan sebelumnya, kemungkinan disekitar

daerah sumur 2 saturasi minyaknya lebih sedikit

dibandingkan pada sumur 3.

0,74 0,741,094,360,74

4,249,82

10,11

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Sumur 2 Sumur 3

RF

(%)

Recovery

WF 2% 0.273 2% 0.547 4% 0.547

7


Gambar 7. Pore Volume Injeksi Tiap Sumur.

Total perolehan minyak dari semua proses

yang dilakukan sebesar 31.85% OOIP. Jika

dijumlahkan dengan perolehan minyak sebelumnya

totalnya mencapai 83.5% OOIP.

V. KESIMPULAN DAN SARAN

a. Kesimpulan

Dari beberapa percobaan yang dilakukan

dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut :

1. Penambahan sumur dapat meningkatkan

perolehan minyak dan meningkatkan efisiensi

penyapuan.

2. Peningkatan konsentrasi dan kecepatan injeksi

surfaktan terbukti dapat meningkatkan

perolehan minyak.

3. Hasil perolehan minyak :


Water flood 0.74 % 0.74 % 1.48 %

2% 0.273cc/min 1.09 % 4.36 % 5.45 %

2% 0.574 cc/min 0.74 % 4.24 % 4.98 %

4% 0.574 cc/min 9.83 % 10.11 % 19.94 %

Total 12.40 % 19.45 % 31.85 %

b. Saran

1. Diperlukan percobaan lebih lanjut untuk

memproduksikan minyak residual yang masih

tertinggal.

2. Diperlukan metode buka tutup sumur agar

emulsi minyak dapat terproduksi.

3. Meningkatkan lagi konsentrasi surfaktan dan

kecepatan injeksinya.

VI. UCAPAN TERIMAKASIH

Selama pembuatan tugas akhir ini penulis

ingin mengucapkan terimakasih kepada Allah SWT

Maha Pengatur Semua Urusan sehingga tugas akhir

ini dapat diselesaikan dengan baik. Kedua, kepada

Ir.Leksono Mucharam M.Sc. Ph.d. sebagai dosen

pembimbing yang telah memberikan petunjuk dan

arahan selama membimbing penulis dalam

mengerjakan tugas akhir ini. Ketiga, kepada orang-

orang di Laboratorium EOR terutama Bang David

Maurich dan Antonius yang telah membantu

selama penelitian dilakukan. Keempat, kepada

teman-teman penulis mahasiswa Teknik

Perminyakan terutama saudara Ibnu Sina dan Ditya

M Hutomo yang telah meluangkan waktu

menemani penulis selama melakukan penelitian di

Lab.

VII. DAFTAR PUSTAKA

1. Siregar Septoratno : Teknik Peningkatan

Perolehan, Departemen Teknik Perminyakan

ITB, Bandung. (2000).

2. F.F. Craig, Jr. : Laboratory Model Study of

Single Five-Spot and Single Injection Well Pilot

Waterflooding, Pan American Petroleum Corp.

JPT, SPE, Tulsa, OKLA. (1965).

3. Moules, Carole : The Role of Interfacial

Measurement in the Oil Industry, Camtel Ltd.

4. Jamaloei, B. Yadali and Rafiee, M. : Efect of

Monovalent and Divalent Ions on Microscopic

Beahviour of Surfactant Flooding, Canadian

International Petroleum Conference 2008,

Calgary, Alberta, Canada (2008).

5. Greaves, M. and Mahgoub, O., 3D Physical

Model Studies of Air Injection in a Light Oil

Reservoir Using Horizontal Wells, SPE 37154,

SPE International Conference, Calgary, Canada,

1996.

6. Jha, K. N. and Chakma, A., Nitrogen Injection

With Horizontal Wells For Enhancing Heavy

Oil Recovery : 2D and 3D Model Studies, SPE

23029, SPE Asia-Pacific Conference, Perth,

Weslern Australia, 1991.

7. Sina, Ibnu : Pengaruh Metode Injeksi Surfaktan

terhadap Faktor Perolehan Minyak pada Model

Fisik Reservoir 3 Dimensi dengan Pola Injeksi

5-Titik, Tugas Akhir,TM- ITB, Bandung, 2010.

0,07 0,090,68

1,790,89

0,94

4,282,77

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

Sumur 2 Sumur 3

PV

PV injeksi

WF 2% 0.273 2% 0.547 4% 0.547

8


LAMPIRAN A

Tabel A.1 Data Hasil Perolehan Minyak

No Metode Sumur 2 Sumur 3 Total

1 Water flood 0.74 % 0.74 % 1.48 %

2 2% 0.273cc/min 1.09 % 4.36 % 5.45 %

3 2% 0.574 cc/min 0.74 % 4.24 % 4.98 %

4 4% 0.574 cc/min 9.83 % 10.11 % 19.94 %

TOTAL 12.40 % 19.45 % 31.85 %

Gambar A.1 Recovery Factor vs PV injeksi 2 Sumur

Gambar A.2 Recovery Factor vs PV injeksi Sumur 2

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00

RF

(%)

PV

RF vs PV

WF 2% 0.273 2% 0.547 4% 0.547

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00

RF

(%)

PV

RF vs PV

WF

2% 0.273

2% 0.547

4% 0.547

9


Gambar A.3 Recovery Factor vs PV injeksi Sumur 3

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00

RF

(%)

PV

RF vs PV

WF

2% 0.273

2% 0.547

4% 0.547

10


LAMPIRAN B

PERALATAN DAN PERCOBAAN

Gambar B.1 Pompa Ruska Gambar B.2 Chamber injeksi

Gambar B.3 Model Reservoir 3D Gambar B.4 Proses Produksi dan Injeksi

Gambar B.5 Hasil Perolehan Minyak

pengaruh penambahan sumur terhadap … · therefore this work is to study the effect of additional...

Documents