Web Publishing ISSN 2088-7590 Jurnal Teknologi Minyak … Vol 13 No 1 April... · Hasil FTIR ini diperkuat hasil uji jumlah komponen sulfonat yang terkandung yaitu komponen alkena,

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas BumiJTMGB

Volume 13 Nomor 1 April 2017

Ikatan Ahli Teknik Perminyakan IndonesiaSociety of Indonesian Petroleum Engineers

JTMGB Vol. 13 No. 1 Hal. 1-46 Jakarta April 2017 ISSN 2088-7590

Web Publishing ISSN 2088-7590

Keterangan gambar cover :

Flow Loop.

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB

ISSN 0216-6410 Volume 13 Nomor 1 April 2017

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi adalah majalah ilmiah diterbitkan setiap kwartal yang menyajikan hasil penelitian dan kajian sebagai kontribusi para professional ahli teknik perminyakan indonesia yang tergabung dalam Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) dalam menyediakan media komunikasi kepada anggota IATMI pada khususnya dan mensosialisasikan dunia industri minyak dan gas bumi kepada masyarakat luas pada umumnya.

Alamat Redaksi: Patra Office Tower Lt.1 Ruang 1-C Jl. Jendral Gatot Subroto Kav. 32-34

Jakarta 12950 – Indonesia. Tel/Fax: +62-21-5203057 website: https://iatmi.or.id email: [email protected]

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (ISSN 0216-6410) diterbitkan oleh Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia, Jakarta

Didukung oleh Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan ITB

Penanggung Jawab : Prof. Dr. Ir. Tutuka Ariadji (ITB)

Pemimpin Redaksi : Dr. Pri Agung Rakhmanto Ph.D

Redaktur Pelaksana : Dr. Andy Setyo Wibowo (LEMIGAS)

Peer Review : Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar (ITB) (Enhanced Oil Recovery)Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah, Ph.D (ITB) (Reservoir Engineering)Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA (ITB) (Well Stimulation and Hydraulic Fracturing)Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo (Univ. Trisakti) (Production En-gineering)Dr. Ir. Arsegianto (ITB) (Ekonomi & Regulasi Migas)Dr. Ir. Bambang Widarsono (LEMIGAS) (Penilaian Formasi)Dr. Ir. Sudarmoyo, SE, MT (UPN) (Penilaian Formasi)Dr. Ir. Ratnayu Sitaresmi (Univ. Trisakti) (Penilaian Formasi - CBM)Dr. Ir. Usman Pasarai (Petroleum Engineering)

Senior Editor : Dr. Ing. Ir. Bonar Tua Halomoan Marbun (ITB)Zuher Syihab, ST, Ph.DIr. Letty Brioletty, MT

Sekretaris : Ir. Bambang Pudjianto (IATMI)

Layout Design : Alief S. Syaifulloh, S.Kom. (Sekretariat IATMI)

Sirkulasi : Imam Santoso, SE (Sekretariat IATMI)

KEPUTUSAN KETUA UMUM IATMI PUSATNO: 015/SK/IATMI/II/2017

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB

ISSN 0216-6410 Volume 13 Nomor 1 April 2017

Studi Kasus: Inovasi Penerapan Teknologi Rambat Suara sebagai Alternatif Solusi dalam Mengidentifikasi Masalah Sumur Produksi di PHE ONWJAditya Suharsono, Lutfi Maulana, Ridwan Rahadian dan Achmad Mansur .......................... 31 - 40

Edward ML Tobing dan Fakhriyadi Saptono ........................................................................... 9 - 20

Studi Laboratorium Karakteristik Alamiah Surfaktan Ampas Tebu sebagai Bahan Alternatif untuk Injeksi Surfaktan

Rini Setiati, Septoratno Siregar, Taufan Marhaendrajana, Deana Wahyuningrum dan Sofa Fajriah ............................................................................................................................ 21 - 30

Pengaruh Deformasi Radial pada Pump Barrel Terhadap Efisiensi Volumentris Sucker Rod Pump (SRP)Gurmilang Adhika, Antonius Dwiyanto dan Ardiansyah ...................................................... 41 - 46

Heat Exchanger Reactivation to Reduce Chemical Consumption in CGS-3Boris Victor Kayely .................................................................................................................... 1 - 8

DAFTAR ISI

Uji Sensitivitas Konsentrasi Surfaktan-Polimer dan Volume Slug Terhadap Perolehan Minyak Melalui Model Simulasi Core Flooding EOR

KATA PENGANTAR

JTMGB Edisi April 2017

Para Pembaca JTMGB yang budiman,

Puji dan syukur kami panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, karena atas karunia-Nya kami kembali bisa menjumpai para pembaca dengan aneka materi bacaan ilmiah yang tersaji dalam Majalah Ilmiah JTMGB Volume 13 Nomor 1 April 2017.

Edisi kali ini mengambil tema “Teknologi Peningkatan Produksi Migas untuk Indonesia” dengan menyajikan 5 (lima) Karya tulis ilmiah dibidang teknik produksi dan EOR.

Dalam bidang teknik produksi menyajikan 2 tulisan, tulisan pertama membahas reaktivasi alat penukar panas untuk meningkatkan temperatur fluida produksi yang dapat mengurangi konsumsi bahan kimia, disamping keuntungan lain dalam hal konsumsi bahan bakar untuk menghasilkan kukus, dan berdampak mengurangi opportunity cost cukup signifikan. Tulisan lain menyajikan pembahasan tentang inovasi penerapan teknologi rambat suara (Echometer), sebagai alternatif solusi dalam melakukan troubleshooting permasalahan produksi, dimana berhasil dilakukan identifikasi keberadaan tubing bocor, multiple injeksi pada sumur gas lift, serta pengukuran tekanan reservoir atau kedalaman fluid level.

Di bidang EOR, menyajikan 3 tulisan yaitu membahas pengaruh deformasi radial akibat perbedaan tekanan bagian dalam dan bagian luar pump barrel dan temperature terhadap volumetric efficiency sucker rod pump (SRP), dapat digunakan sebagai koreksi terhadap perhitungan besarnya pump slippage loss terutama pada sumur-sumur low influx dimana perbedaan tekanan yang dialami oleh pump barrel sangat besar; tulisan kedua membahas pengembangan model simulasi injeksi surfaktan-polimer dengan menggunakan data percobaan di laboratorium, dan validasi dari model simulasi tersebut dilakukan dengan cara menyelaraskan terhadap hasil uji core flooding. Analisis sensitivitas dengan mengkombinasikan penambahan maupun pengurangan dari konsentrasi surfaktan, polimer, dan anion klorida air formasi, serta volume slug injeksi surfaktan-polimer untuk memperkirakan adanya penambahan perolehan dengan serangkaian ‘run’ model simulator, sedangkan tulisan ketiga membahas kajian studi laboratorium dalam mempertimbangkan mengolah ampas tebu yang masih banyak digunakan hanya sebagai bahan bakar pabrik gula setempat dan pakan ternak, untuk dapat diproses menjadi bahan alternatif fluida injeksi surfaktan guna peningkatan perolehan minyak.

Kami berharap, edisi JTMGB April 2017 ini dapat menambah dan melengkapi referensi para pembaca. Selamat menikmati.***

(Tutuka Ariadji)

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas BumiDate of issue: 2017-05-24ISSN 0216-6410

The descriptors given are free terms. This abstract sheet may be reproduced without permission or charge.

Boris Victor Kayely (Chevron Pacific Indonesia)Heat Exchanger Reactivation to Reduce Chemical Consumption in CGS-3Reaktifasi Alat Penukar Panas untuk Mengurangi Konsumsi Bahan Kimia di CGS-3JTMGB. April 2017, Vol. 13 No. 1, p 1-8

As explained by Stokes Law for oil-water separation process, heat is one factor to accelerate the settling time. In addition, chemical (Demulsifier) injection helps separation process and performed optimally at 180-200oF. A lower operating separation temperature results to higher chemical consumptions.

The original design for Heat Exchanger (HEX) in CGS-3 is for cooling hot production fluid coming from well. Since 1999, the unit is by passed because the production fluid temperature at the time was in the range of 180-200oF which met with chemical operating temperature requirement.

Since 2007, CGS-3 operation team observed significant decreasing trend of incoming production fluid temperature. The lowest recorded temperature has reached 140oF in rainy season which is out of Demulsifier optimal operating temperature range. The significant temperature decrease result to high chemical consumption cost in CGS-3.

HEX reactivation in CGS-3 is originally intended to increase the incoming production fluid temperature thus decreasing the chemical consumption. New steam line is installed to flow the steam into CGS-3 HEX. It is successfully reduces the chemical consumption in CGS-3 by 90% worth as much as 100,000 USD per month. This project also gives additional benefit in term of fuel gas consumption to generate the steam. By having this project, HO can utilize excess steam of 5,200 Barrels Steam per Day (BSPD) for operational needs. Thus it can reduce the opportunity cost of 10,140 USD per day.

Keywords: heat, exchanger, ehemical, consumption.

Edward ML Tobing (PPPTMGB “LEMIGAS”)Fakhriyadi Saptono (PPPTMGB “LEMIGAS”)Uji Sensitivitas Konsentrasi Surfaktan-Polimer dan Volume Slug Terhadap Perolehan Minyak Melalui Model Simulasi Core Flooding EORTest Sensitivity Surfactant-Polymer Concentration and Volume of Slug on Oil Recovery Through Simulation Model Core Flooding EORJTMGB. April 2017, Vol. 13 No. 1, p 9-20

Dalam beberapa tahun belakangan ini injeksi surfaktan-polimer banyak diterapkan untuk dapat meningkatkan produksi lapangan minyak tua, karena mempunyai efek sinergis dari penurunan tegangan antar muka dan kontrol mobilitas dengan efek samping yang minimal. Tulisan ini membahas tentang pengembangan model simulasi injeksi surfaktan-polimer dengan menggunakan data percobaan di laboratorium. Validasi model simulasi tersebut dilakukan dengan cara menyelaraskan terhadap hasil uji core flooding. Percobaan core flooding surfaktan-polimer dilakukan pada core batupasir dalam kondisi reservoar. Injeksi surfaktan-polimer dilakukan sampai tahap produksi tersier dengan konsentrasi surfaktan 1,067x10-3 fraksi mol, polimer 1,393x10-7 fraksi mol, anion klorida air injeksi 5,08x10-3 fraksi mol, dan slug injeksi surfaktan-polimer sebanyak 0,207 pore volume. Hasil uji core flooding menunjukkan bahwa perolehan minyak sebesar 57,09% original in place dari saturasi minyak tersisa setelah injeksi air, untuk formulasi surfaktan-polimer yang diselidiki. Analisis sensitivitas dilakukan dengan mengkombinasikan penambahan maupun pengurangan konsentrasi surfaktan, polimer, dan anion klorida air formasi, serta volume slug injeksi surfaktan-polimer untuk memperkirakan adanya perubahan perolehan dengan serangkaian ‘run’ model simulator. Berdasarkan hasil uji sensitivitas tersebut, perolehan minyak maksimum yang didapat adalah sebesar 87,28% original in place dari saturasi minyak tersisa untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25% serta pengurangan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10%, dan volume slug injeksi surfaktan-polimer 0,3 pore volume.

Kata Kunci: model simulasi, core flooding, injeksi surfaktan-polimer.

Rini Setiati (Institut Teknologi Bandung)Septoratno Siregar (Institut Teknologi Bandung)Taufan Marhaendrajana (Institut Teknologi Bandung)Deana Wahyuningrum (Institut Teknologi Bandung)Sofa Fajriah (Pusat Penelitian Kimia LIPI)Studi Laboratorium Karakteristik Alamiah Surfaktan Ampas Tebu sebagai Bahan Alternatif untuk Injeksi SurfaktanEarly Laboratory Study of The Natural Characteristics of Bagasse’s Surfactant as an Alternative Material for Surfactant InjectionJTMGB. April 2017, Vol. 13 No. 1, p 21-30

Injeksi larutan surfaktan adalah salah satu metode injeksi kimia dalam proses enhanced oil recovery (EOR). Ada banyak jenis surfaktan yang dapat digunakan sebagai fluida injeksi, di antaranya adalah lignosulfonat yang merupakan jenis surfaktan anionik. Berdasarkan hasil penelitian awal, ampas tebu banyak mengandung lignin (29.64%) yang dapat diolah menjadi surfaktan lignosulfonat. Di sisi pasokan, Indonesia mempunyai lahan tebu yang cukup besar, tersebar hampir diseluruh Indonesia. Hal inilah menjadi pertimbangan untuk mengolah ampas tebu menjadi surfaktan untuk EOR. Saat ini, ampas tebu masih banyak digunakan hanya sebagai bahan bakar pabrik gula setempat dan pakan ternak. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah proses isolasi lignin dari ampas tebu menggunakan natrium hidroksida dan proses sulfonasi lignin dengan natrium bisulfit. Hasil yang diperoleh adalah surfaktan natrium lignosulfonat (Surfaktan NaLS), yang berdasarkan hasil analisis spektrum infra merah (Fourier Transform Infra merah - FTIR) telah menunjukkan kesesuaian puncak-puncak gugus fungsi senyawa yang terkandung didalamnya dengan pola spectrum produk surfaktan komersial yang ada. Hasil FTIR ini diperkuat hasil uji jumlah komponen sulfonat yang terkandung yaitu komponen alkena, sulfat, dan asam karboksilat, dengan menggunakan Liquid Chromatography Mass Spectrum – LCMS serta analisis struktur menggunakan Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy – NMR, yang menunjukkan kesesuaian dengan produk sulfonat pembanding. Selanjutnya dilakukan serangkaian uji karakteristik alamiah terhadap surfaktan NaLS ampas tebu tersebut, yaitu uji kestabilan cairan (aqueous stability), uji fasa, interfacial tension (IFT) dan uji kestabilan panas. Dari hasil uji karakteristik tersebut diperoleh hasil bahwa surfaktan NaLS ampas tebu stabil pada kondisi cair, mempunyai emulsi fasa tengah stabil sebesar 53,75% pada sampel minyak ringan tertentu. Sedangkan nilai IFT terendah terjadi pada konsentrasi surfaktan 4% dengan larutan air garam (brine) 80.000 ppm. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menjadi alternatif penggunaan surfaktan ampas tebu sebagai fluida injeksi untuk peningkatan perolehan minyak dan sebagai pertimbangan pengolahan ampas tebu menjadi komoditas yang lebih bernilai ekonomis.

Kata Kunci: ampas tebu, lignin, lignosulfonat, surfaktan NaLS, EOR, peningkatan perolehan minyak.

Aditya Suharsono (PHE ONWJ)Lutfi Maulana (PHE ONWJ)Ridwan Rahadian (PHE ONWJ)Achmad Mansur (PHE ONWJ)Studi Kasus: Inovasi Penerapan Teknologi Rambat Suara sebagai Alternatif Solusi dalam Mengidentifikasi Masalah Sumur Produksi di PHE ONWJCase Study: Innovation of Implementation of Sound Propagation Technology as an Alternative Solution in Identifying Production Well Problem in PHE ONWJJTMGB. April 2017, Vol. 13 No. 1, p 31-40

PT Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PHE ONWJ) adalah anak perusahaan dari PT Pertamina Hulu Energi (PHE) yang memiliki wilayah kerja seluas 8.300 km2 di lepas pantai Utara pulau Jawa. Saat ini PHE ONWJ memproduksi minyak dan gas dari sebanyak 273 sumur aktif. Dalam mempertahankan produksi sumur-sumur tersebut, diperlukan perawatan terhadap sumur-sumur yang mengalami masalah produksi, termasuk diantaranya adalah pekerjaan identifikasi masalah / troubleshooting di setiap sumur.

Dikarenakan padatnya jadwal unit wireline dan liftboat, keterbatasan akses pada NUI (Normally Unmanned Installation) yang tidak memiliki crane, serta tidak tersedianya alat praktis dalam melakukan troubleshooting sumur, akibatnya permasalahan produksi tidak dapat diidentifikasi lebih cepat.

Dengan memanfaatkan teknologi rambat suara (Echometer), PHE ONWJ melakukan inovasi dalam melakukan troubleshooting terhadap permasalahan produksi pada sumur gas lift. Troubleshooting yang berhasil dilakukan diantaranya identifikasi keberadaan tubing bocor, multiple injeksi pada sumur gas lift, serta pengukuran tekanan reservoir atau kedalaman fluid level. Berdasarkan hasil analisa tersebut, tim dapat lebih cepat dan mudah dalam menentukan tindak lanjut untuk mengembalikan kehilangan produksi. Pada tulisan ini juga akan dijelaskan mengenai prosedur penerapan dan interpretasi penggunaan teknologi rambat suara.

Kata Kunci: Echometer, troubleshooting, gas lift, PHE ONWJ.

Gurmilang Adhika (Pertamina EP Asset-2)Antonius Dwiyanto (Pertamina EP Asset-2)Ardiansyah (Pertamina EP Lirik Field)Pengaruh Deformasi Radial pada Pump Barrel Terhadap Efisiensi Volumentris Sucker Rod Pump (SRP)The Influence of Radial Deformation in Pump Barrel to The Volumetric Efficiency of Sucker Rod Pump (SRP)JTMGB. April 2017, Vol. 13 No. 1, p 41-46

Makalah ini menunjukan pengaruh deformasi radial akibat perbedaan tekanan bagian dalam dan bagian luar pump barrel dan temperature terhadap volumetric efficiency sucker rod pump (SRP). Besarnya deformasi radial diperoleh dengan menghitung besarnya hoop stress akibat perbedaan tekanan yang dialami oleh barrel

pompa dan adanya thermal expansion karena perbedaan temperature surface dan subsurface. Dari data yang diperoleh di lapangan L, didapatkan bahwa besarnya nilai deformasi pada barrel pompa SRP di lapangan tersebut berkisar antara 0,09% hingga 0,12%. perubahan diameter barrel sebesar itu mengakibatkan berkurangnya volumetric efficiency pompa sebesar 4% hingga 14% hal ini diakibatkan perubahan diameter pada barrel pompa meningkatkan laju slippage loss fluida yang melalui plunger pompa. Hasil yang didapat digunakan sebagai koreksi terhadap perhitungan besarnya pump slippage loss (aliran diantara plunger dan barrel pompa) terutama pada sumur-sumur low influx dimana perbedaan tekanan yang dialami oleh pump barrel sangat besar.

Kata Kunci: deformasi radial, hoop stress, pump slippage.

1

Heat Exchanger Reactivation to Reduce Chemical Consumption in CGS-3

Reaktifasi Alat Penukar Panas untuk Mengurangi Konsumsi Bahan Kimia di CGS-3

Boris Victor [email protected]

PT Chevron Pacific Indonesia, Golden Barrel Club 617, Minas, Siak – 28885, Tel. 0761933890

Abstract

As explained by Stokes Law for oil-water separation process, heat is one factor to accelerate the settling time. In addition, chemical (Demulsifier) injection helps separation process and performed optimally at 180-200oF. A lower operating separation temperature results to higher chemical consumptions.

The original design for Heat Exchanger (HEX) in CGS-3 is for cooling hot production fluid coming from well. Since 1999, the unit is by passed because the production fluid temperature at the time was in the range of 180-200oF which met with chemical operating temperature requirement.

Since 2007, CGS-3 operation team observed significant decreasing trend of incoming production fluid temperature. The lowest recorded temperature has reached 140oF in rainy season which is out of Demulsifier optimal operating temperature range. The significant temperature decrease result to high chemical consumption cost in CGS-3.

HEX reactivation in CGS-3 is originally intended to increase the incoming production fluid temperature thus decreasing the chemical consumption. New steam line is installed to flow the steam into CGS-3 HEX. It is successfully reduces the chemical consumption in CGS-3 by 90% worth as much as 100,000 USD per month. This project also gives additional benefit in term of fuel gas consumption to generate the steam. By having this project, HO can utilize excess steam of 5,200 Barrels Steam per Day (BSPD) for operational needs. Thus it can reduce the opportunity cost of 10,140 USD per day.Keywords: heat, exchanger, ehemical, consumption.

Abstrak

Sesuai penjelasan Hukum Stokes untuk proses pemisahan air-minyak, panas adalah salah satu faktor untuk mempercepat waktu penyelesaian pemisahan. Sebagai tambahan, injeksi bahan kimia (demulsifier) membantu proses pemisahan dan bekerja secara optimum pada 180-200oF. Temperatur operasi pemisahan yang lebih rendah mengakibatkan peningkatan konsumsi bahan kimia.

Rancangan mula-mula untuk alat penukar panas di CGS-3 adalah untuk mendinginkan fluida produksi panas yang dihasilkan sumur produksi. Sejak tahun 1999, unit tersebut tidak dioperasikan karena temperatur fluida produksi saat itu berada pada rentang 180-200oF, yang sesuai dengan persyaratan temperatur operasi bahan kimia.

Sejak tahun 2007, tim operasi CGS-3 mengamati adanya penurunan signifikan pada temperatur fluida produksi. Temperatur terendah yang pernah tercatat mencapai 140oF pada musim hujan, di luar rentang temperatur operasi optimum dari demulsifier. Penurunan temperatur secara signifikan ini mengakibatkan tingginya biaya konsumsi bahan kimia di CGS-3.

Aktivasi ulang alat penukar panas di CGS-3 ditujukan untuk meningkatkan temperatur fluida produksi sehingga dapat menurunkan konsumsi bahan kimia. Pipa kukus baru dipasang untuk mengalirkan kukus ke dalam alat penukar panas CGS-3. Proyek ini berhasil mengurangi konsumsi bahan kimia di CGS-3 sebesar 90%, setara USD 100.000 per bulan. Proyek ini juga memberikan tambahan keuntungan dalam hal konsumsi bahan bakar untuk menghasilkan kukus. Dengan adanya proyek ini, Heavy Oil dapat menggunakan kelebihan kukus sebanyak 5.200 Barrel Steam per Day (BSPD) untuk kebutuhan operasi, sehingga dapat mengurangi opportunity cost sebesar USD 10.140 per hari.Kata kunci: panas, penukar, kimia, konsumsi.

2JTMGB, Vol. 13 No. 1 April 2017: 1-8

I. BACKGROUND

PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) has two major operating units, which were differentiated by its oil characteristic: Sumatra Light and Heavy Oil. Sumatra Light operates the field producing oil with lower viscosity. This oil has higher price in the market. Minas, part of Sumatra Light, produces one of the best oil qualities in the world. On the other hand, Heavy Oil is operated in Duri field, which produces high viscous crude. It produces a unique type of crude oil, known as Duri Crude.

Duri crude is high dense and viscous oil that has oil gravity around 18-20oAPI. It produces 50 percent of CPI total oil production. It needs some special treatment such as steam injection and beam pump to optimize the production. Duri field is now operating an area of 54,374 acres, consists of following facilities:• 5 Central Gathering Station (CGS), composed

of Oil and Water Treatment Plants, Slop Oil Plant, and 2 small Gathering Stations to support more than 1 million barrels of production fluid per day.

• 44 Well Test, 34 Casing Vapor Collection (CVC) Stations, and 16 Enclosed Ground Flares.

• 2 Steam Stations composed of 126 Steam Generators.

• 3 Water Disposal Facilities.• 2 Slurry Management Facilities where solids

are injected to subsurface with total capacity of 19,000 cubic feet per day.

In Duri field, fluid from wells is sent through production line to Well Test and Casing Vapor Collection (CVC) Station before sent to Central Gathering Station (CGS). Individual well testing is performed at Test Station using a test separator. Duri is also producing light oil vapor from well head, which is collected at CVC station. Production flow line has a flexibity to dispatch production from each quadrant to 1-3 CGSs. Inside CGS, produced fluid is treated first at Oil Treating Plant (OTP) to separate oil from water, gas and sand before sent to Dumai. Produced water is processed further in Water Treating Plant (WTP) to remove remaining sand, oil content and hardness before sent to Steam Station, Waste Heat Recovery Units (WHRU), and North Duri Cogeneration (NDC)

as generator feedwater. All excess water is sent to injection facilitis and disposal wells to maintain zero water discharge to canal. Steam is generated in boilers at steam stations with steam quality target 74% and then distributed to respective injection areas. The detailed process flow may be seen in Figure 1.

CGS-3 as one of the major facilities in Duri field is equipped with 11 units of Heat Exchanger. The units were originally designed to be operated in cooling mode, to decrease the temperature of incoming production fluid. However since 1999, the units were inactive and by passed due to business case, production fluid temperature was already in its optimum range of 180-200oF.

Since 2007, CGS-3 operation team observed significant decreasing trend of incoming production fluid temperature. The lowest recorded temperature has reached 140oF in rainy season which is out of chemical (demulsifier) optimum operating temperature range. An intervention is needed to optimize the incoming production fluid operating temperature.

II. BUSINESS ISSUE

As explained by Stokes Law for oil-water separation process, heat is required to lower viscosity restriction and to accelerate settling time. In addition, chemical injection helps separation process and performed optimally at 180-200oF. Lower treating and separation temperature result to higher chemical consumption.

As mentioned earlier incoming production fluid to CGS-3 temperature shows significant decrease lately. This significant temperature decrease results to high chemical (demulsifier) consumption and high operational cost compare to other CGS.

CGS-3 disability to control production fluid temperature was leading to disruption of oil and water treatment processes which results to off-spec shipping oil quality to Dumai and off-spec generated feed water quality for steam injection. It creates potential risk as well to oil spill due to mixing cold fluid from field with hotter fluid inside of processing tanks, mainly during heavy rain.

3Heat Exchanger Reactivation to Reduce Chemical Consumption in CGS-3 (Boris Victor Kayely)

Figure 1. Duri Field Process Flow.

III. METHODOLOGY

Alternatives were generated to improve the operational excellence, to maintain production (oil and water) specification compliance, and to reduce potential HES risk in CGS-3 due to low production fluid temperature: (1) Keep as it is (do nothing), (2) Reactivate Heat Exchanger (HEX) in heating mode, (3) Production lines insulation, and (4) Install new electric heater. Analysis of each alternative will be discussed in following sub-titles.

Keep As It Is (Do Nothing)

No Capital Expenditure (CAPEX) is required for this alternative. Separation temperature is most probably cannot be achieved which may lead to increasing chemical (demulsifier) consumption. As a result the shipping oil quality is potential to be off spec. There is also potential risk in HES (Health, Environment, and Safety) due to oil spill.

Reactivate HEX in Heating Mode

The equipment is already available thus additional equipment installation is not needed.

However high CAPEX is required to switch the cooling mode of HEX into heating mode. The heating medium (steam) is also available and sufficient.

Pursuing this alternative helps to achieve oil-water separation temperature by controlling incoming production fluid temperature. It helps also to optimize chemical consumption and reducing the Operational Expenditure (OPEX). As a result the potential of oil spill can be minimized.

Production Line Insulation

Insulation can reduce heat losses on the production line to the environment maintaining the incoming production fluid temperature. However this method does not provide capability to control the production fluid temperature. Therefore there is possibility that the oil-water separation temperature may not be achieved.

Another thing to be considered is the maintenance of insulated pipe. It is more difficult to maintain the insulated pipe because of high potential on Corrosion Under Insulation (CUI). Frequent insulation replacement might be needed increasing the OPEX.


Install New Electric Heater

This method is relatively new in PT CPI. There is not enough expertise in this technology. Since this is a new technology, additional equipment installation is needed, require high CAPEX. High OPEX is required as well to provide electricity to the equipment.

Similar to the second alternative, this technology helps to achieve oil-water separation temperature by controlling the incoming production fluid temperature.

The four alternatives are compared and evaluated based on following criteria:• HES impact

This criteria review if there is any Health, Environment, and Safety impact from each alternative.

• Temperature requirementThis criteria review whether the separation temperature can be achieved.

Table 1. Alternatives Comparison Matrix.

• Production impactThis criteria review the quality of oil produced.

• Chemical consumptionThis criteria review the impact to chemical consumption.

• Control systemThis criteria review the availability of the control system.

• MaintainabilityThis criteria review the maintenance requirement.

• CAPEXThis criteria review the capital cost required to execute the alternative.

• OPEXThis criteria review the annual operating cost.

• Lost Production Opportunity (LPO)This criteria review the potential production lost per day.


The comparison of each alternative is shown in Table 1. Based on provided comparison criteria, alternative 2 – Reactivate HEX in Heating Mode is preferred to be executed because it fulfills all the criteria and competitive economically both in capital and operating cost.

Scope of work of the preferred alternative is described as follows:• Construct and install high-pressure steam

pipe from outside of CGS-3 fence.• Construct and install low-pressure steam

header inside CGS-3 fence.• Construct and install steam condensate pipe

inside CGS-3 fence.• Construct and install splitigator at tie in

location outside CGS-3 fence.• Purchase and install high-pressure steam

shutdown valve and control valve inside CGS-3 fence.

• Purchase and install steam condensate shutdown valve and control valve inside CGS-3 fence.

• Purchase and install safety valve inside CGS-3 fence.

• Purchase and install others related instrumentation and control devices inside CGS-3 fence.

IV. ANALYSIS AND RESULT

Oil treatment and oil-water separation is the function of time, temperature and chemicals (i.e demulsifier). In theory by giving enough time, an oil-water emulsion will resolves itself into two distinct phases as the result of molecular forces and different in densities. Adding heat into system and separation process accomplishes two goals, the first is to increase densities different between water and oil and the second is to reduce oil viscosity to lower drag force of water droping into oil layer. Both higher different densities and lower oil viscosity speed up oil-water separation process. However too much heat will increase the vaporizing of valuable hydrocarbons light ends and at above water boiling point (212 F) separation process cannot be controlled.

Production fluid (mixtures of gas-oil-water-sand) from field and test station enters Oil treatment Plant for separation through HEX for temperature adjustment and control. The designed intention of HEX system is to maintain

incoming production fluid temperature at range 180 – 200oF (preferable 190oF) for optimum oil-water separation and chemical consumption.

The production fluid enter the facility at temperature range 130 – 170oF and forecasted to keep reducing. Therefore the designed HEX system has ability to perform heating using steam to reach prefered temperature. Production fluid, which is flows through existing 30” production line header, varies from 100,000-200,000 Barrels Fluid per Day (BFPD) therefore steam consumption will varies accordingly.

New 12” line for steam supply to HEX is tied-in to 12” existing steam distribution header located (approximately 500 Ft) north of CGS-3 HEX facility. Steam condition at tie-in point is at 606 PSIG and 70% steam quality. New high pressure steam supply line is designed to be able to deliver 17,000 Barrels Steam per Day (BSPD) at peak rate (equivalent to 180 MMBTU/Hr) to increase 40oF temperature of 350,000 BFPD production fluid. New splitigator (in line steam-condensate separator) located at steam tie in point is installed for equal heat/enthalphy distribution among HEX and nearby injectors.

High pressure steam is letdown and maintained to low pressure steam (approximately to 50 PSIG) to fit with HEX operational requirement and equipment designed pressure. Pressure Control Valve (PCV) is installed to control and maintain steam pressure. Flow, temperature, and pressure monitoring devices are required for both up stream and downstream of PCV.

Shutdown Valve (SDV) is installed to stop supplied steam automatically during Low Low (LL) pressure, High High (HH) pressure and High High temperature. Therefore Pressure Switch Low Low, Pressure Switch High High, and Temperature Switch High High are installed to trigger and closed SDV. 4 Pressure Safety Valves (PSV) set at 70 PSIG are required to protect line and system from overpressure during blocked discharge case. Alarm are provided for both HH and LL pressure of supplied steam.

Low pressure steam enters HEX in tubes side from top to bottom direction. Condensate comes out from bottom of HEX flows to condensate stand pipe through condensate header. Temperature and pressure monitoring devices are required at condensate header.


Condensate stand pipe receive steam-condensate from HEX. Level inside the stand pipe represent condensate level inside the tubes. Level Control Valve (LCV) installed at condensate stand pipe outlet is designed to control condensate level. Condensate stand pipe is equipped with local level indicator, level transmitter, and overhead vapor balanced line tied in to low pressure supplied steam for overpessure protection.

Condensate from stand pipe to be discharged/mixed back to production fluid prior separator/gas boot. SDV installed at condensate discharge outlet (after LCV) to prevent vapor blowby to downstream due to condensate level LL. Therefore Level Switch Low Low is installed to trigger and close the SDV.

Figure 2. Outgoing Production Fluid Temperature Profile at CGS-3 HEX.

Activation of CGS-3 HEX into heating mode successfully increased the temperature of production fluid from 165oF to 185oF in average as shown in Figure 2. It certainly helps the operation team to treat the production fluid within its optimum separation temperature (180-200oF).

V. DISCUSSION

Optimized incoming production fluid temperature directly impacts the chemical (demulsifier) consumption in CGS-3. It greatly reduces the demulsifier consumption volume in CGS-3 by 90%, as shown in Figure 3. This could be obtained because the demulsifier has already working within its optimum temperature range.

Figure 3. Demulsifier Consumption in CGS-3.


Lowered demulsifier consumption in CGS-3 directly impacts its operating expense. Provided with similar trend of volume consumption, the demulsifier cost in CGS-3 has been reduced by US$ 100,000 per month.

In addition to OPEX reduction in CGS-3, there is also potential benefit of reactivating HEX in heating mode. This is related with the opportunity cost to generate steam in Duri field. Fuel gas is required to generate steam in Duri field. By executing this project, Duri field can utilize excess steam of 5,200 BSPD, may reduce the opportunity cost of US$ 10,140 per day.

VI. CONCLUSION

CGS-3 faced both operational and HES issue due to the decreasing trend of incoming production fluid temperature since 2007. The lowest recorded temperature 140oF during rainy season, which is out of demulsifier optimal temperature range. The demulsifier helps separation process and performed optimally at 180-200oF. This condition led to high chemical (demulsifier) consumption cost in CGS-3.

Alternatives were generated to overcome the issue. By considering cost and operational benefit, it was decided to reactivate HEX in CGS-3 into the heating mode. Modification is needed since there is no steam line available in CGS-3 HEX.

Installation of steam line including its control system helps CGS-3 to increase the production fluid incoming temperature from 165oF to 185oF in average. This certainly helps operation team to reduce its chemical consumption cost by 90%, equal to US$ 100,000 per month.

This project also enable Duri field to utilize its excess steam by 5,200 BSPD thus reducing opportunity cost to generate the steam by US$ 10,140 per day.

IX. REFERENCES

Arnold, K and Stewart, M., 1999. Surface Production Operations: Design of Oil-Handling Systems and Facilities (Second Edition). Elsevier, Inc.

Aspen HYSYS V7.3 (software), Aspen Technology, Inc., 2011.

Bird, R.B., Stewart, W.E. and Lightfoot, E.N., 2001. Transport Phenomena 2nd Edition. John Wiley & Sons.

Chevron USA, Inc., 1989. Chevron Engineering Standard – Shell and Tube Exchanger Design and Selection. Unpublished manuscript.

Chevron Indonesia, 2016. About Chevron in Indonesia. http://www.chevronindonesia.com/en/about/default.aspx [27 January 2016].

Chevron Pacific Indonesia, Inc., 2010. CGS-3 HEX Reactivation (Heating Mode Improvement) – Decision Support Package. Unpublished manuscript, Duri.

Chevron Pacific Indonesia, Inc., 2012. CGS-3 HEX Reactivation and Improvement Project – Engineering Design Basis. Unpublished manuscript, Duri.

Chevron Pacific Indonesia, Inc., 2012. CGS-3 HEX Reactivation and Improvement Project – Process Description and Control Philosophy. Unpublished manuscript, Duri.

Chevron Pacific Indonesia, Inc., 2012. CGS-3 HEX Reactivation and Improvement Project – Project Description. Unpublished manuscript, Duri.

Chevron Pacific Indonesia, Inc., 2014. Chevron Duri Facility Management Plan. Unpublished manuscript, Duri.

Chevron Pacific Indonesia, Inc., 2015. HO Overview. Unpublished manuscript, Duri.

Geankoplis, C. J., 1993. Transport Processes and Unit Operations 3rd Edition. Prentice Hall, New Jersey.

Spotfire 7.01 (software), TIBCO, US, 2015.


9

Uji Sensitivitas Konsentrasi Surfaktan-Polimer dan Volume Slug Terhadap Perolehan Minyak Melalui Model Simulasi Core Flooding EOR

Test Sensitivity Surfactant-Polymer Concentration and Volume of Slug on Oil Recovery Through Simulation Model Core Flooding EOR

Edward ML Tobing1 dan Fakhriyadi Saptono2

[email protected]@lemigas.esdm.go.id

(1)(2)Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”Jl. Ciledug Raya Kav.109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230

Abstrak

Dalam beberapa tahun belakangan ini injeksi surfaktan-polimer banyak diterapkan untuk dapat meningkatkan produksi lapangan minyak tua, karena mempunyai efek sinergis dari penurunan tegangan antar muka dan kontrol mobilitas dengan efek samping yang minimal. Tulisan ini membahas tentang pengembangan model simulasi injeksi surfaktan-polimer dengan menggunakan data percobaan di laboratorium. Validasi model simulasi tersebut dilakukan dengan cara menyelaraskan terhadap hasil uji core flooding. Percobaan core flooding surfaktan-polimer dilakukan pada core batupasir dalam kondisi reservoar. Injeksi surfaktan-polimer dilakukan sampai tahap produksi tersier dengan konsentrasi surfaktan 1,067x10-3 fraksi mol, polimer 1,393x10-7 fraksi mol, anion klorida air injeksi 5,08x10-3 fraksi mol, dan slug injeksi surfaktan-polimer sebanyak 0,207 pore volume. Hasil uji core flooding menunjukkan bahwa perolehan minyak sebesar 57,09% original in place dari saturasi minyak tersisa setelah injeksi air, untuk formulasi surfaktan-polimer yang diselidiki. Analisis sensitivitas dilakukan dengan mengkombinasikan penambahan maupun pengurangan konsentrasi surfaktan, polimer, dan anion klorida air formasi, serta volume slug injeksi surfaktan-polimer untuk memperkirakan adanya perubahan perolehan dengan serangkaian ‘run’ model simulator. Berdasarkan hasil uji sensitivitas tersebut, perolehan minyak maksimum yang didapat adalah sebesar 87,28% original in place dari saturasi minyak tersisa untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25% serta pengurangan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10%, dan volume slug injeksi surfaktan-polimer 0,3 pore volume.Kata Kunci: model simulasi, core flooding, injeksi surfaktan-polimer.

Abstract

In recent years the injection of surfactant-polymer has been widely applied in order to increase the production of old oil field, because it has a synergistic effect on the decrease of interfacial tension and mobility ratio with minimal side effects. This paper focuses on constructing a surfactant-polymer simulation model using laboratory data and validating it by matching core flooding results. Surfactant-polymer core flooding experiments were performed in sandstone cores under reservoir conditions. Surfactant-polymer injection is done to tertiary production stage with surfactant concentration of 1.067x10-3 mole fraction, polymer 1.393x10-7 mole fraction, chloride anion injection water 5.08x10-3 mole fraction, and the slug injection volume of surfactant-polymer of 0.207pore volume. Core flooding results showed recovery of 57.09 % of original in place under residual oil saturation conditions after the injection of water, surfactant - polymer for formulations investigated. Sensitivity analysis was performed by combining the addition or subtraction of a concentration of surfactant, polymer, and chloride anion from the water formation, as well as slug size of the surfactant-polymer injection to estimate the additional recovery with a series of run the model simulator. Based on the results of the sensitivity test, the maximum oil recovery is obtained at 87.28% original in place at residual oil saturation, for the case of addition of surfactant and polymer concentrations of respectively 10 % and 25 % and the reduction of the chloride anion injection water concentration as much as 10%, and the size of the surfactant slug injection-polymer 0.30 pore volume.Keywords: simulation model, core flooding, surfactant-polymer injection.


I. PENDAHULUAN

Setelah energi alami dari reservoar minyak tidak mampu lagi mendorong minyak ke sumur produksi atau produksi pengurasan tahap primer berakhir, kemudian dapat diterapkan teknik produksi pengurasan tahap sekunder yaitu dengan menginjeksikan air kedalam reservoar untuk dapat menaikkan perolehan minyak. Akan tetapi sebagian minyak masih tersisa di dalam reservoar karena terperangkap. Sisa minyak tersebut tertinggal dalam fasa diskontinyu dalam bentuk tetes-tetes minyak yang terjebak karena adanya gaya kapiler dan wetabilitas batuan. Salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) yang diterapkan pada pengurasan tahap tertier yaitu injeksi surfaktan-polimer telah terbukti secara efektif dapat mengurangi minyak tersisa tersebut dalam skala percobaan di laboratorium maupun skala proyek di lapangan, dengan cara menurunkan tegangan antar muka dan perbandingan mobilitas antara fase air dan minyak. Injeksi surfaktan-polimer dalam beberapa tahun belakangan ini banyak diterapkan karena mempunyai efek sinergis dari penurunan tegangan antar muka dan perbandingan mobilitas dengan efek samping yang minimal (Wu dkk, 2015), sehingga memberi sumbangan yang signifikan dalam peningkatan perolehan minyak.

Pada proses injeksi larutan surfaktan-polimer kedalam reservoar minyak, surfaktan berperan untuk menurunkan tegangan antar muka antara fase minyak dan air serta dapat meningkatkan mobilitas minyak yang terperangkap. Sedangkan peran polimer adalah untuk menaikkan viskositas fluida pendesak dan menurunkan perbandingan mobilitas antara fluida pendesak dan fluida yang didesak, sehingga akan memperbaiki efisiensi penyapuan volumetrik (Sheng dkk, 2015). Dalam merancang proses injeksi surfaktan-polimer tersebut harus dicapai tiga tujuan utama yaitu: terbentuknya mikro emulsi, volume injeksi bahan kimia yang memadai, dan tercapainya penyapuan maksimal dari daerah yang menjadi sasaran. Tercapai atau tidaknya tujuan tersebut akan dipengaruhi oleh pemilihan bahan kimia, konsentrasi masing-masing larutan surfaktan-polimer serta volume slug injeksi surfaktan-polimer.

Metodologi dalam penelitian ini merupakan integrasi dari proses screening

reservoar, uji laboratorium, dan pemodelan reservoar minyak. Keseluruhan proses tersebut merupakan tahapan yang harus dilalui sebelum teknologi injeksi surfaktan-polimer dapat diterapkan. Pemodelan injeksi surfaktan-polimer pada reservoar minyak dikembangkan berdasarkan hasil uji laboratorium core flooding dengan menggunakan simulator numerik tiga dimensi dan tiga fasa CMG-STAR Version 2015. Kemudian model simulasi yang telah dikembangkan tersebut di kalibrasi (AlSofi dkk, 2012) melalui penyelarasan parameter perolehan minyak dan water cut dengan hasil uji laboratorium core flooding. Sedangkan tujuan dari penelitian ini adalah untuk menyelidiki sensitivitas pengaruh perubahan konsentrasi surfaktan, polimer, dan anion klorida dari air formasi serta volume slug injeksi surfaktan-polimer terhadap faktor peningkatan perolehan minyak, berdasarkan hasil uji laboratorium core flooding injeksi surfaktan-polimer setelah produksi pengurasan tahap sekunder berakhir.

II. METODOLOGI

Metodologi yang digunakan dalam penelitian ini adalah integrasi dari tiga proses yaitu screening reservoar, uji laboratorium fluida injeksi surfaktan-polimer dan pemodelan simulasi core flooding injeksi surfaktan-polimer.

2.1 Screening Metode EOR Reservoar

Screening metode EOR adalah proses pemilihan atau seleksi dalam menentukan reservoar yang dapat diinjeksikan larutan surfaktan-polimer. Proses ini merupakan tahap awal dan penting sebelum proses uji laboratorium dan pemodelan simulasi reservoar dilakukan. Screening metode EOR pada reservoar ‘A’ dilakukan dengan cara membandingkan data karakteristik fluida dan batuan reservoar terhadap kriteria penyaringan metode EOR (Aladasani dkk, 2010). Karakteristik fluida dan batuan reservoar yang digunakan sebagai parameter pembanding adalah oAPI gravity minyak, viskositas minyak, saturasi minyak, jenis batuan reservoar, permeabilitas rata-rata batuan, kedalaman formasi, suhu reservoar, tekanan reservoar, porositas, dan saturasi air. Data karakteristik fluida dan batuan reservoar tersebut

11Uji Sensitivitas Konsentrasi Surfaktan-Polimer dan Volume Slug Terhadap Perolehan Minyak Melalui Model Simulasi

Core Flooding EOR (Edward ML Tobing dan Fakhriyadi Saptono)

dibandingkan dengan parameter screening kriteria yang dikembangkan oleh Aladasani dkk. Berdasarkan uji screening tersebut, maka dapat disimpulkan bahwa reservoar ‘A’ memadai untuk diterapkan metoda EOR injeksi kimia surfaktan-polimer.

2.2 Uji Laboratorium

Tujuan dilakukannya uji laboratorium fluida injeksi kimia surfaktan-polimer difokuskan pada desain fluida injeksi untuk mendapatkan konsentrasi polimer dan surfaktan yang optimum agar dapat menaikkan mobilitas fluida injeksi serta menurunkan tegangan antar muka interfacial tension (IFT) antara air formasi dan minyak, sehingga dapat meningkatkan perolehan minyak pada produksi pengurasan tahap tersier. Sedangkan cakupan uji laboratorium tersebut terdiri atas:• uji kompatibilitas antara air injeksi dan air

formasi dengan larutan surfaktan dan polimer• screening surfaktan meliputi pengukuran

tegangan antar muka • pemilihan polimer dengan kajian reologi dan

filtrasi• uji stabilitas termal dan uji adsorbsi batuan • penentuan formulasi surfaktan-polimer • core flooding

Dari uji laboratorium yang telah dilakukan, maka beberapa parameter hasil uji tersebut dapat dilihat pada Tabel 1.

Uji core flooding dilakukan dengan cara menginjeksikan larutan surfaktan-polimer ke dalam core plug standard (Berea sand stone), untuk mengetahui berapa banyak penambahan perolehan minyak pada produksi pengurasan tahap tersier. Langkah kerja core flooding dapat dijelaskan sebagai berikut:1. Core disiapkan sehingga telah tersaturasi

sepenuhnya dengan air formasi dan kemudian disimpan dalam core holder dengan suhu yang sama dengan suhu reservoar yaitu sebesar 61oC. Kemudian dapat ditentukan permeabilitas absolut core yaitu sebesar 503 mD.

2. Core diinjeksikan dengan beberapa pore volume (PV) minyak yang mempunyai tujuan untuk menetapkan oil in place (OIP) dalam core dan connate water saturation (Swi), serta original oil saturation (Soi).

3. Kemudian dilakukan injeksi air dengan laju injeksi sebesar 0,3cc/menit, yang menggambarkan produksi pengurasan tahap sekunder sehingga dicapai saturasi minyak tersisa (Sor) sebesar 35,0% dan saturasi air (Sw) sebesar 65,0%.

4. Sebelum dilakukan injeksi surfaktan-polimer, terlebih dahulu diinjeksikan air sebagai preflush sebanyak 0,207 PV, sehingga didapat penambahan perolehan minyak sebanyak 1,08% oil in place (OIP) pada saturasi minyak tersisa (Sor).

5. Kemudian dilakukan injeksi slug surfaktan-polimer masing-masing dengan konsentrasi 1,067x10-3 fraksi mol dan 1,393x10-7

fraksi mol, sebanyak 0,207 PV dan didapat penambahan perolehan minyak sebanyak 2,44 % OIP@Sor.

6. Langkah berikutnya menginjeksikan polimer ”drive” dengan konsentrasi 1,351x10-7 fraksi mol sebanyak 0,414 PV sehingga dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 20,89 % OIP@Sor.

7. Selanjutnya diinjeksikan kembali polimer ”taper” dengan konsentrasi 6,75x10-8 fraksi mol sebanyak 0,207 PV, sehingga dapat menaikkan kembali perolehan minyak sebanyak 7,22 % OIP@Sor.

8. Pada bagian akhir injeksi dilakukan injeksi air kembali sebanyak 2,277 PV, sehingga dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 14,35 % OIP@Sor.

Tabel 1. Karakteristik fluida dan core.


Sehingga hasil seluruh tahap core flooding surfaktan-polimer tersebut dapat dilihat pada Gambar 1, berupa plot water cut dan perolehan minyak terhadap kumulatip injeksi (PV), dengan kumulatip perolehan minyak dicapai sebanyak 57,09% OIP@Sor.

Gambar 1. Plot faktor perolehan minyak dan water cut terhadap kumulatif injeksi fluida dari uji core flooding.

2.3 Pemodelan Simulasi Core flooding Injeksi Surfaktan Polimer

Untuk memodelkan kondisi dinamik suatu reservoar minyak dapat digunakan simulator numerik reservoar. Dalam kajian ini simulator yang digunakan adalah CMG-STAR Version 2015 yang dikembangkan oleh Computer Modelling Group Ltd, Calgary, Canada. Simulator CMG-STAR merupakan simulator injeksi kimia tiga dimensi (3-D), yang dapat diaplikasikan untuk multikomponen (air, minyak, surfaktan, polimer, anion klorida, kation divalen: Ca++ , kation divalen: Mg++, karbonat, sodium, ion hidrogen dan fluida multifasa (air, minyak dan microemultion). Model ini dikembangkan berdasarkan model compositional yang memperhitungkan berbagai phase behavior yang kompleks, perubahan sifat fisik dan kimia, keberagaman sifat media berpori, dan menggunakan “advanced concepts in high-order numerical accuracy and dispertion control and vector and parallel processing”. Pada simulator ini, persamaan aliran dan mass-transfer dijabarkan dalam bentuk berbagai macam zat kimia (air, zat-zat organik, surfaktan, alkohol, polimer, klorida, kalsium, elektrolit dan lainnya). Zat-zat tersebut dapat berwujud menjadi 4 fasa (gas, air, minyak, dan microemultion) dan juga dalam wujud padat,

tergantung dari komposisi penyusunnya. Selain itu yang turut diperhitungkan adalah model reaksi kimia dan keheterogenan serta multiphase petroleum reservoir. Aplikasi CMG-STAR Version 2015 untuk reservoar minyak dapat mensimulasikan injeksi air, injeksi polimer, injeksi surfaktan, injeksi surfaktan polimer dan injeksi alkalin surfaktan polimer.

Untuk dapat memodelkan hasil core flooding terlebih dahulu harus menyesuaikan dimensi dari core dengan dimensi pada model simulator (AlSofi dkk, 2012). Karakteristik core (ditunjukkan pada Gambar 2) terdiri dari porositas sebesar 25 % dan permeabilitas absolut 503 mD. Grid core (panjang 30 cm dan diameter 4,468 cm) dimodelkan dalam 3-dimensi, dengan jumlah grid untuk arah sumbu x, y dan z masing masing 10 x 1 x 1.

Gambar 2. Core Plug.

Dimensi grid arah ’x’ dengan panjang 30 cm dan arah ’y’ dan ’z’ masing-masing 3,96 cm. Model core dalam simulator ditunjukkan pada Gambar 3 berikut ini.

Gambar 3. Pemodelan Core Plug.

Pada blok grid pertama dan ke-10 masing-masing ditempatkan sebagai grid yang merepresentasikan sel injector dan producer. Bulk volume core sebanyak 470,45 cm3, sehingga pore volume (PV) adalah sebanyak 117,612 cm3. Kondisi awal pemodelan core plug ini adalah Sor = 35,0% dan Sw = 65,0%, yang menunjukkan kondisi akhir dari tahap secondary recovery. Sedangkan suhu selama



core flooding berlangsung dikondisikankan tetap sebesar 61oC. Semua parameter dasar core dimasukkan sebagai input, dan juga hasil uji laboratorium yang telah dijelaskan sebelumnya, sehingga dapat menggambarkan model multi fasa dan multi komponen yang menunjukkan adanya interaksi surfaktan-polimer pada tingkat molekuler.

Tujuan utama mengembangkan simulasi reservoar minyak model core flooding adalah untuk memperkirakan kinerja dari model core flooding tersebut terhadap berbagai cara produksi dan menghitung perolehan minyaknya. Dengan telah dapat dikembangkannya model core flooding, maka langkah selanjutnya adalah melakukan validasi atau mengkalibrasi antara kinerja model simulasi dengan kinerja hasil uji laboratorium, agar diperoleh kinerja yang sama (Computer Modeling Group, 2013). Langkah ini disebut sebagai history matching atau penyelarasan antara kinerja model simulasi dengan kinerja hasil uji di laboratorium. Penyelarasan tersebut dilakukan terhadap dua parameter dinamik yaitu water cut dan kumulatif produksi atau perolehan minyak selama uji core flooding injeksi surfaktan-polimer berlangsung. Langkah yang dilakukan dalam penyelarasan ini diantaranya merubah kurva permeabilitas relatif dan end point serta faktor eksponen dari kurva tersebut. Akan tetapi end point saturasi tidak diubah karena harus sesuai dengan hasil data uji di laboratorium. Plot antara faktor perolehan minyak dan water cut terhadap kumulatif injeksi fluida dari hasil uji di laboratorium dan model simulasi ditunjukkan pada Gambar 4.

Gambar 4. Plot faktor perolehan minyak dan water cut terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan penyelarasan antara uji core flooding dan model reservoir.

Hasil kalibrasi atau validasi model ini menunjukkan adanya keselarasan antara model simulasi dan data hasil uji laboratorium core flooding, sehingga model tersebut selanjutnya dapat digunakan untuk memperkirakan kinerja dalam hal ini perolehan minyak dari model core flooding dalam berbagai skenario injeksi, yang kemudian dinyatakan sebagai model “Base Case”.

III. HASIL UJI SENSITIVITAS DAN PEMBAHASAN

Dalam penelitian ini akan dibahas tentang uji sensitivitas terhadap beberapa parameter injeksi diantaranya: fraksi mol dari surfaktan, polimer, dan anion klorida air injeksi untuk mengetahui pengaruh parameter tersebut terhadap perolehan produksi minyak dengan cara me ”run” model simulasi yang telah dikalibrasi dengan berbagai skenario. Uji sensitivitas ini juga dapat membantu menentukan skenario mana yang optimun sehingga didapat perolehan minyak yang maksimal. Adapun data model “Base Case” untuk parameter injeksi tersebut adalah: konsentrasi surfaktan(1,067x10-3, fraksi mol), polimer (1,393x10-7, fraksi mol), anion klorida air injeksi (5.08x10-3, fraksi mol), dan air injeksi (0,99385, fraksi mol) dalam injeksi slug surfaktan-polimer sebanyak 0,207 Pore Volume, dan perolehan minyak didapat sebesar 57,09% OIP @Sor.

Berdasarkan data model “Base Case” tersebut, dalam penelitian ini dikembangkan 6 (enam) kasus uji sensitivitas terhadap beberapa perubahan, yaitu:1. Konsentrasi surfaktan (Uji Sensitivitas-1)2. Konsentrasi polimer (Uji Sensitivitas-2)3. Konsentrasi klorida (Uji Sensitivitas-3)4. Konsentrasi surfaktan dan polimer (Uji

Sensitivitas-4)5. Konsentrasi surfaktan, polimer dan anion

klorida air formasi (Uji Sensitivitas-5A dan 5B)

6. Volume slug injeksi surfaktan polimer (Uji Sensitivitas-6)

Jumlah “run” model simulasi yang telah dilakukan dari 6 (enam) uji sensitivitas tersebut adalah sebanyak 28 dan kemudian dapat dilakukan analisis untuk menentukan skenario injeksi mana yang optimum untuk mendapatkan perolehan minyak yang maksimal.


3.1 Konsentrasi Surfaktan (Uji Sensitivitas-1)

Mengacu pada data model “Base Case”, konsentrasi surfaktan yang digunakan adalah 1,067x10-3 fraksi mol. Uji sensitivitas terhadap konsentrasi surfaktan tersebut dilakukan dengan menambahkan sebanyak 5% dan 10% serta mengurangi 5% dan 10% konsentrasi surfaktan berdasarkan data model “Base Case”, sementara konsentrasi polimer dan anion klorida air injeksi dipertahankan tetap. Untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan sebanyak 5% dari data model “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 54,97% OIP@Sor atau mengalami penurunan sebanyak 2,12% OIP@Sor. Dan untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan sebanyak 10% dari data model “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 52,63% OIP@Sor atau mengalami penurunan sebanyak 4,46% OIP@Sor. Hal tersebut dapat dipahami, karena dengan mengurangi konsentrasi surfaktan maka akan mengakibatkan naiknya harga IFT antara fase minyak dan air, sehingga akan mengurangi mobilitas minyak yang terperangkap (She dkk, 2013). Untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan 5% dari data model “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 59,0% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 1,91% OIP@Sor. Sedangkan perolehan minyak maksimum didapat pada kasus penambahan 10% konsentrasi surfaktan, yaitu 60,52% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 3,43% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak berdasarkan data model “Base Case”. Hal tersebut dimungkinkan karena dengan menambah konsentrasi surfaktan, maka parameter IFT antara fase minyak dan air akan menurun, dan mendekati harga critical micelle concentration (CMC), dimana surfaktan pada konsentrasi tersebut mempunyai harga IFT terendah (She, 2013). Dengan demikian maka akan menaikkan bilangan kapiler serta meningkatkan mobilitas minyak yang terperangkap. Plot perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas-1 tersebut dapat dilihat pada Gambar 5 berikut.

3.2 Konsentrasi Polimer (Uji Sensitivitas-2)

Konsentrasi polimer yang digunakan pada data “Base Case” adalah sebesar 1,393x

10-7 fraksi mol. Uji sensitivitas terhadap perubahan konsentrasi polimer dilakukan dengan cara menambah dan mengurangi konsentrasi polimer masing-masing sebanyak 10% dan 25% dari konsentrasi polimer pada data “Base Case”, serta konsentrasi surfaktan dan anion klorida air injeksi. Plot perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas-2 tersebut dapat dilihat pada Gambar 6 berikut ini.

Gambar 5. Plot faktor perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida (Uji Sensitivitas-1).


Untuk kasus penambahan konsentrasi polimer sebanyak 10% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 59,28% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 2,19% OIP@Sor. Dan dari uji sensitivitas-2 tersebut, perolehan minyak maksimum didapat pada kasus penambahan konsentrasi polimer sebanyak 25% dari data awal “Base Case”, yaitu 62,55% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 5,46% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak



berdasarkan data “Base Case”. Hal tersebut dapat dicapai karena dengan bertambahnya konsentrasi polimer, maka akan menyebabkan naiknya viskositas polimer yang dalam hal ini bertindak sebagai fluida pendesak, sehingga akan menurunkan perbandingan mobilitas (permeabilitas/viskositas) antara fluida pendesak dan fluida yang didesak (minyak). Sehingga dengan demikian akan memperbaiki efisiensi penyapuan secara volumetrik. Kenaikkan konsentrasi polimer dibatasi juga dengan pertimbangan, jika konsentrasi polimer semakin tinggi maka kebutuhan polimer akan semakin banyak sehingga nilai proyek EOR akan semakin mahal. Disamping itu, jika konsentrasi polimer semakin tinggi, maka ukuran molekul polimer akan semakin besar sehingga dapat menyebabkan penyumbatan pada lubang pori-pori batuan, yang mana hal tersebut harus dihindari (Han dkk, 2014). Kondisi sebaliknya justru akan terjadi, apabila konsentrasi polimer diturunkan maka perolehan minyak akan turun juga. Untuk kasus pengurangan konsentrasi polimer sebanyak 10% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 54,77% OIP@Sor atau mengalami penurunan sebanyak 2,32% OIP@Sor. Dan untuk kasus pengurangan konsentrasi polimer sebanyak 25% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat yang terkecil yaitu sebesar 50,63% OIP@Sor atau mengalami penurunan sebanyak 6,46% OIP@Sor.

3.3 Konsentrasi Anion Klorida Air Injeksi (Uji Sensitivitas-3)

Berdasarkan data “Base Case” konsentrasi anion klorida air injeksi yang digunakan adalah sebesar 5,08x10-3, fraksi mol. Pada uji sensitivitas terhadap konsentrasi anion klorida air injeksi tersebut dilakukan perubahan konsentrasi yaitu menambah 5% dan 10% serta mengurangi 5% dan 10% dari data “Base Case”, akan tetapi konsentrasi surfaktan dan polimer dipertahankan tetap. Plot perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas-1 tersebut terdapat pada Gambar 7 berikut.

Bila ditambahkan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 5% dari data “Base Case”, maka perolehan minyak didapat sebesar 56,90% OIP@Sor atau perolehan minyak turun sebanyak 0,19% OIP@Sor. Dan untuk kasus


penambahan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 56,02% OIP@Sor atau mengalami penurunan sebanyak 1,07% OIP@Sor.

Dengan menurunkan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 5% dari data “Base Case”, maka perolehan minyak didapat sebesar 58,0% OIP@Sor, atau bertambah sebanyak 0,91% OIP@Sor. Dari uji sensitivitas-3 tersebut, perolehan minyak maksimum didapat pada kasus pengurangan konsentrasi anion klorida air injeksi 10% dari data awal “Base Case”, yaitu sebesar 58,09% OIP@Sor, atau naik sebanyak 1,0% OIP@Sor. Hal tersebut dapat terjadi karena bila konsentrasi klorida dikurangi (Wang dkk, 2015), maka akan mengubah sifat kebasahan batuan reservoar yang semula oil wet (minyak membasahi batuan) cenderung akan menjadi water wet (air membasahi batuan). Dengan demikian maka minyak yang menempel pada batuan reservoar akan mudah lepas dan digantikan oleh air, sehingga akan menaikkan perolehan minyak (Battistutta dkk, 2015).

3.4 Konsentrasi Surfaktan dan Polimer (Uji Sensitivitas-4)

Uji sensitivitas terhadap perubahan konsentrasi surfaktan dan polimer dilakukan secara serempak, yaitu penambahan dan pengurangan konsentrasi surfaktan masing-masing sebanyak 5% dan 10%, yang diikuti masing-masing dengan penambahan polimer sebanyak 25% dari data “Base Case”, sementara konsentrasi anion klorida air injeksi dipertahankan tetap. Plot


perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas-4 tersebut dapat dilihat pada Gambar 8 dibawah ini. Untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing sebanyak 5% dan 25% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 64,28% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 7,19% OIP@Sor. Sedangkan untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan sebanyak 5% dan penambahan konsentrasi polimer sebanyak 25% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 60.71% OIP@Sor atau mengalami kenaikkan sebanyak 3,62% OIP@Sor. Dan untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan 10% dan penambahan konsentrasi polimer 25% dari data “Base Case”, perolehan minyak didapat sebesar 58,77% OIP@Sor atau mengalami penambahan sebanyak 1,68% OIP@Sor. Dari uji sensitivitas-4 tersebut, perolehan minyak maksimum didapat pada kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25% dari data “Base Case”, yaitu 65,43% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 8,34% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak berdasarkan data “Base Case”.


Hal tersebut dapat dijelaskan, karena dengan menaikkan konsentrasi surfaktan maka tegangan antar muka antara fase minyak dan air akan turun, sehingga dapat meningkatkan mobilitas minyak yang terperangkap. Sedangkan bila konsentrasi polimer ditambah maka akan menaikkan viskositas fluida pendesak dan akan menurunkan perbandingan mobilitas antara fluida pendesak dan fluida yang didesak, yang akan

mengakibatkan perbaikan efisiensi penyapuan volumetrik (Shiran dkk, 2015). Disamping itu, sejak polimer dan surfaktan berada dalam satu larutan maka akan berinteraksi pada tingkat molekuler, sehingga sifat dan kinerja dari campuran surfaktan polimer akan berbeda bila dibandingkan dengan sifat dan kinerja dari masing-masing komponennya (Wu dkk, 2015).

3.5.1 Konsentrasi Surfaktan, Polimer dan Klorida Air Injeksi (Uji Sensitivitas-5A)

Langkah yang dilakukan pada uji sensitivitas-5A ini adalah mengulangi seperti pada uji sensitivitas-4, akan tetapi dengan masing-masing mengurangi konsentrasi anion klorida air injeksi sebesar 10% dari data “Base Case”. Plot perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas-5A tersebut dapat dilihat pada Gambar 9 berikut ini.

Gambar 9. Plot faktor perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida (Uji Sensitivitas-5A).

Berdasarkan uji sensitivitas-5A tersebut perolehan minyak maksimum yang didapat dari kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25%, serta mengurangi konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10% dari data “Base Case”, yaitu 65,79% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 8,70% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak berdasarkan data “Base Case”. Untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing sebanyak 5% dan 25% serta mengurangi konsentrasi anion klorida air injeksi 10%, perolehan minyak didapat sebesar 64,27% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 7,18% OIP@Sor.



Sedangkan untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan sebanyak 5% dan penambahan konsentrasi polimer sebanyak 25%, serta menurunkan konsentrasi anion klorida air injeksi 10%, perolehan minyak didapat sebesar 60,51% OIP@Sor atau mengalami kenaikkan sebanyak 3,42% OIP@Sor. Dan untuk kasus pengurangan 5A konsentrasi surfaktan 10% dan penambahan konsentrasi polimer 25% serta mengurangi konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10%, maka perolehan minyak didapat sebesar 57,91 % OIP@Sor atau mengalami penambahan sebanyak 0,82% OIP@Sor.

3.5.2 Konsentrasi Surfaktan, Polimer dan Klorida Air Injeksi (Uji Sensitivitas-5B)

Demikian halnya pada uji sensitivitas-5A, langkah yang dilakukan dalam uji ini adalah mengulangi seperti pada uji sensitivitas-4, akan tetapi masing-masing dengan menambahkan konsentrasi anion klorida air injeksi sebesar 10% dari data “Base Case”. Plot perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas-5B tersebut dapat dilihat pada Gambar 10 berikut ini.

Gambar 10. Plot faktor perolehan minyak terhadap kumulatif injeksi fluida (Uji Sensitivitas-5B).

Berdasarkan uji sensitivitas-5B tersebut perolehan minyak maksimum yang didapat dari kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25%, serta menambahkan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10% dari data “Base Case”, yaitu 64,69% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 7,60% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak berdasarkan

data “Base Case”. Untuk kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing sebanyak 5% dan 25% serta menambahkan konsentrasi anion klorida air injeksi 10%, perolehan minyak didapat sebesar 64,60% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 7,51% Sor. Sedangkan untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan sebanyak 5% dan penambahan konsentrasi polimer sebanyak 25%, serta menambahkan konsentrasi anion klorida air injeksi 10%, maka perolehan minyak didapat sebesar 60,36% OIP@Sor atau mengalami kenaikkan sebanyak 3,27% OIP@Sor. Dan untuk kasus pengurangan konsentrasi surfaktan 10% dan penambahan konsentrasi polimer 25% serta menaikkan konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10%, maka perolehan minyak didapat sebesar 58,57% OIP@Sor atau mengalami penambahan sebanyak 1,48% OIP@Sor.

Berdasarkan hasil uji sensitivitas terhadap penambahan maupun pengurangan konsentrasi surfaktan, polimer dan anion klorida air injeksi (dari uji sensitivitas 1 sampai dengan uji sensitivitas -5B) maka perolehan maksimum yang dicapai yaitu pada kasus penambahan konsentrasi surfaktan dan polimer masing-masing 10% dan 25%, serta mengurangi konsentrasi anion klorida air injeksi sebanyak 10% (“run” nomor 20), yaitu sebesar 65,79% OIP@Sor atau perolehan minyak bertambah sebanyak 8,71% OIP@Sor jika dibandingkan dengan perolehan minyak berdasarkan data “Base Case” dengan volume slug surfaktan-polimer yaitu sebesar 0,207 PV. Adapun ringkasan hasil uji sensitifitas terhadap konsentrasi surfaktan, polimer dan klorida dari keseluruhan kasus di atas ditunjukkan pada Tabel 2 berikut ini.

3.6 Volume Slug Injeksi Surfaktan Polimer (Uji Sensitivitas-6)

Mengacu pada kasus “run” nomor 20 tersebut, kemudian dilakukan kembali uji sensitivitas terhadap perubahan volume slug surfaktan polimer. Perubahan volume slug tersebut dilakukan yaitu dengan cara menaikkan dan menurunkan masing-masing sebesar 25% dan 45% terhadap volume slug pada kasus “run” nomor 20 (0,207 PV), sehingga masing masing volume slug berubah menjadi 0,114 PV, 0,155 PV, 0,259 PV dan 0,30 PV. Plot perolehan minyak


terhadap kumulatif injeksi fluida berdasarkan uji sensitivitas–6 tersebut dapat dilihat pada Gambar 11. Untuk kasus pengurangan injeksi slug surfaktan polimer masing-masing menjadi 0,155 PV (atau 0,75 x 0,207 PV) dan 0,114 PV (0,55 x 0,207 PV), perolehan minyak masing-masing dicapai sebesar 52,29% OIP@Sor dan 42,50% OIP@Sor. Atau masing-masing perolehan minyak turun sebanyak 4,8% OIP@Sor dan 14,58% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak terhadap kasus “Base Case”. Dan untuk kasus penambahan injeksi slug surfaktan polimer menjadi 0,259 PV (1,25 x 0,207 PV), perolehan minyak didapat sebesar 79,48% OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 22,39% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak terhadap kasus “Base Case”. Dari uji sensitivitas-6 tersebut, perolehan minyak maksimum didapat pada kasus penambahan injeksi slug surfaktan polimer menjadi 0,3 PV (atau 1,45 x 0,207 PV), yaitu sebesar 87,28 OIP@Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 30,19% OIP@Sor dibandingkan perolehan minyak terhadap kasus “Base Case”.

Penambahan volume slug pada fluida injeksi surfaktan-polimer berakibat langsung dengan penambahan perolehan minyak karena

Tabel 2. Ringkasan hasil uji sensitivitas terhadap konsentrasi surfaktan, polimer dan klorida.

Gambar 11. Plot faktor perolehan minyak terhadap ukuran slug injeksi surfaktan-polimer (uji sensitivitas-6).

secara serempak dengan menambah jumlah surfaktan yang berperan untuk menurunkan tegangan antar muka antara fase minyak dan air sehingga dapat meningkatkan mobilitas minyak yang terperangkap. Disamping itu dengan menambah jumlah polimer maka akan menaikkan viskositas fluida pendesak dan menurunkan perbandingan mobilitas antara fluida pendesak dan fluida yang didesak, sehingga akan memperbaiki efisiensi penyapuan volumetrik. Meskipun volume slug dapat ditambah, namun pada keempat pengujian ini volume slug injeksi surfaktan polimer tidak melebihi 0,3 PV karena



pertimbangan masalah keekonomian. Jika volume slug melebihi angka tersebut, maka proyek EOR kemungkinan menjadi tidak ekonomis, karena biaya bahan kimia surfaktan dan polimer mempunyai porsi yang cukup signifikan dalam proyek tersebut. Selain itu juga sangat tergantung pada tingkat harga minyak di pasar dunia saat pelaksanaan proyek tersebut berlangsung.

IV. KESIMPULAN

Dari model simulasi core flooding injeksi surfaktan-polimer yang telah dikembangkan dalam penelitian ini, maka dapat disimpulkan beberapa hal berikut ini: 1. Studi simulasi core flooding injeksi

surfaktan-polimer menawarkan suatu metode pendekatan untuk optimasi konsentrasi komposisi komponen kimia dalam larutan injektor serta penentuan volume slug guna mendapatkan hasil perolehan produksi minyak yang maksimal.

2. Telah dibangun model simulasi core flooding injeksi surfaktan-polimer untuk uji core flooding secara laboratorium pada contoh batu pasir yang memiliki porositas = 25%, permeabilitas = 503 mD dan Sor = 35,0% (Sw = 65,0%), pada suhu konstan sebesar 61oC.

3. Model simulasi tersebut di atas telah memiliki validitas yang baik karena dari hasil history matching-nya menunjukkan adanya tingkat kemiripan yang memadai antara keluaran simulasi tersebut dengan hasil uji laboratorium core flooding injeksi surfaktan-polimer.

4. ”Base Case” pada simulasi ini didefinisikan sebagai kasus simulasi yang menggunakan konsentrasi surfaktan 1,067x10-3 fraksi mol, polimer 1,393x10-7 fraksi mol, anion klorida air injeksi 5,08x10-3 fraksi mol, dan slug injeksi surfaktan-polimer sebanyak 0,207 pore volume.

5. Total perolehan minyak pada ”Base Case” didapat sebesar 57,09% original OIP dari Sor.

6. Perolehan minyak maksimum didapat pada kasus slug injeksi surfaktan polimer 0,3 PV, yaitu sebesar 87,28 OIP pada Sor atau dapat menaikkan perolehan minyak sebanyak 30,19% OIP pada Sor dibandingkan perolehan minyak terhadap uji “Base Case”.

7. Hasil kajian pemodelan simulasi percobaan

core flooding injeksi surfaktan polimer ini dapat digunakan untuk memperkirakan kinerja reservoar pada skala lapangan dengan cara melakukan upscale dari hasil pemodelan uji laboratorium tersebut.

V. DAFTAR SIMBOL

IFT = interfacial tension, dyne/cmPV = pore volume, cm3 Sw = saturasi air, %Sor = saturasi minyak tersisa (residual oil saturation), %OIP = oil inplace, cm3

REFERENSI

Wu, X., Han, M., Zahrani, B. Hasan., Guo, Lijuan. “Effect of Surfactant Polymer Interaction Properties for Chemical EOR”, SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference in Manama, Bahrain, SPE-172706-MS, 2015.

Aladasani, A., and Bai, B. ”Recent Development and Updated Screening Criteria of Enhanced Oil Recovery Techniques”, SPE 130726, pp:1-24, 2010.

AlSofi, A.M., Liu, S. Jim., and Han, Ming. “Numerical Simulation of Surfactant-Polymer Coreflooding Experiments for Carbonate”, paper SPE 154659 presented at SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia held in Muscat, Oman, 2012.

Battistutta, E., Zitha, P.L.J. “Alkaline Surfactant Polymer (ASP) Flooding of Crude Oil at Under Optimum Salinity Conditions”. SPE Enhanced Oil Recovery Conference in Kuala Lumpur, Malaysia, SPE-174666-MS, 2015.

User Guide STARS, “Advanced Process and Thermal Reservoar Simulator“ Version. 2015, Computer Modeling Group Ltd, Calgary, Canada, 2015.

Tutorial “Chemical EOR Simulation Course Using Builder, STARS & CMOST, V.2013.11, Computer Modeling Group Ltd, Calgary, Canada, 2013.

Shiran, B.S and Skauge, A., “ Wettability and Oil Recovery by Polymer and Polymer Particles”, SPE Enhanced Oil Recovery Conference in Kuala Lumpur, SPE-174568-MS, 2015.

Han, M., Fuseni, A., Zahrani,B., Wang, J., “Laboratory Study on Polymers for Chemical Flooding”, SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia in Muscat, Oman, SPE-169724-MS, 2014.


Sheng, J.J., Leonhardt, B., Azri, N., “Status of Polymer-Flooding Technology”, paper (SPE 174541), Journal of Canadian Petroleum Technology, March 2015.

She, J. J.” A comprehensive review of alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding”. SPE

Western Regional &AAPG Pacific Section meeting, SPE-165358, 2013.

Wang, J., Han, M., Fuseni, A.B., et al. “Surfactant adsorption in surfactant-polymer flooding”. SPE 172700 presented at the SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Manama, 2015.

21

Studi Laboratorium Karakteristik Alamiah Surfaktan Ampas Tebu sebagai Bahan Alternatif untuk Injeksi Surfaktan

Early Laboratory Study of The Natural Characteristics of Bagasse’s Surfactant as an Alternative Material for Surfactant Injection

Rini Setiati1, Septoratno Siregar2, Taufan Marhaendrajana3, Deana Wahyuningrum4 dan Sofa Fajriah5

[email protected];[email protected];

[email protected](1)(2)(3)(4)Institut Teknologi Bandung, Jl. Ganesha 10, Bandung 40132, Indonesia;

(5)Pusat Penelitian Kimia LIPI, Serpong, Indonesia

Abstrak

Injeksi larutan surfaktan adalah salah satu metode injeksi kimia dalam proses enhanced oil recovery (EOR). Ada banyak jenis surfaktan yang dapat digunakan sebagai fluida injeksi, di antaranya adalah lignosulfonat yang merupakan jenis surfaktan anionik. Berdasarkan hasil penelitian awal, ampas tebu banyak mengandung lignin (29.64%) yang dapat diolah menjadi surfaktan lignosulfonat. Di sisi pasokan, Indonesia mempunyai lahan tebu yang cukup besar, tersebar hampir diseluruh Indonesia. Hal inilah menjadi pertimbangan untuk mengolah ampas tebu menjadi surfaktan untuk EOR. Saat ini, ampas tebu masih banyak digunakan hanya sebagai bahan bakar pabrik gula setempat dan pakan ternak. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah proses isolasi lignin dari ampas tebu menggunakan natrium hidroksida dan proses sulfonasi lignin dengan natrium bisulfit. Hasil yang diperoleh adalah surfaktan natrium lignosulfonat (Surfaktan NaLS), yang berdasarkan hasil analisis spektrum infra merah (Fourier Transform Infra merah - FTIR) telah menunjukkan kesesuaian puncak-puncak gugus fungsi senyawa yang terkandung didalamnya dengan pola spectrum produk surfaktan komersial yang ada. Hasil FTIR ini diperkuat hasil uji jumlah komponen sulfonat yang terkandung yaitu komponen alkena, sulfat, dan asam karboksilat, dengan menggunakan Liquid Chromatography Mass Spectrum – LCMS serta analisis struktur menggunakan Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy – NMR, yang menunjukkan kesesuaian dengan produk sulfonat pembanding. Selanjutnya dilakukan serangkaian uji karakteristik alamiah terhadap surfaktan NaLS ampas tebu tersebut, yaitu uji kestabilan cairan (aqueous stability), uji fasa, interfacial tension (IFT) dan uji kestabilan panas. Dari hasil uji karakteristik tersebut diperoleh hasil bahwa surfaktan NaLS ampas tebu stabil pada kondisi cair, mempunyai emulsi fasa tengah stabil sebesar 53,75% pada sampel minyak ringan tertentu. Sedangkan nilai IFT terendah terjadi pada konsentrasi surfaktan 4% dengan larutan air garam (brine) 80.000 ppm. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menjadi alternatif penggunaan surfaktan ampas tebu sebagai fluida injeksi untuk peningkatan perolehan minyak dan sebagai pertimbangan pengolahan ampas tebu menjadi komoditas yang lebih bernilai ekonomis. Kata Kunci: ampas tebu, lignin, lignosulfonat, surfaktan NaLS, EOR, peningkatan perolehan minyak..

Abstract

Surfactant injection is one of the chemical injections in enhanced oil recovery (EOR) process which uses surfactant as the fluid injection. Various types of surfactants can be used as fluid injection; among them is lignosulfonate as one of the anionic surfactant. According to the result of the preliminary research, a bagasse contains 29.64% amount of lignin which is possible to be processed into a lignosulfonate surfactant. Indonesia has numerous cane fields, spread almost all over Indonesia. This is a consideration for processing bagasse into surfactants for EOR. Currently, bagasse is still widely used as a fuel only local sugar mills and animal feed. The method used in this study was the isolation of lignin from bagasse using sodium hydroxide and lignin sulfonation process with sodium bisulfite. The results obtained are sodium lignosulfonate surfactant (SLS Surfactant), which is based on the results of the analysis of the infrared spectrum (Fourier Transform


I. PENDAHULUAN

Injeksi surfaktan adalah salah satu jenis injeksi kimia yang menggunakan surfaktan sebagai fluida injeksi. Berdasarkan sifat kelistrikannya, surfaktan dapat diklasifikasikan empat bagian, yaitu surfaktan anion yang bermuatan negatif, surfaktan kation bersifat positif, surfaktan non ionik yang tidak terionisasi dalam larutan, dan surfaktan amphoter yang bermuatan positif dan negatif tergantung pada nilai pH larutan. Surfaktan yang digunakan sebagai fluida injeksi adalah surfaktan anionik. Salah satu contohnya adalah lignosulfonate. Petroleum sulfonate, termasuk salah satu surfaktan anionik yang bahan dasarnya minyak bumi (petroleum). Jenis surfaktan ini merupakan salah satu surfaktan komersial yang banyak digunakan untuk EOR (Lake, 2003). Gugus hidrofil dari surfaktan anionik merupakan suatu gugus polar dan bermuatan negatif dalam air. Secara komersial, grup anionik diproduksi dalam bentuk karboksilat, sulfat, sulfonat atau fosfat. Fungsi dari surfaktan tersebut adalah menurunkan tegangan antarmuka minyak-air yang merupakan mekanisme dalam proses EOR. Faktor-faktor yang memegang peranan penting dalam menentukan nilai tegangan antarmuka dalam campuran minyak-air-surfaktan antara lain adalah salinitas air formasi (NaCl), panjang rantai hidrokarbon (alkane carbon number), dan konsentrasi surfaktan. (Shah, 1982).

Salinitas air formasi juga berpengaruh terhadap penurunan tegangan antar muka minyak-air oleh surfaktan. Untuk konsentrasi garam-garam tertentu, seperti NaCl akan menyebabkan penurunan tegangan antar muka minyak-air tidak efektif lagi. Hal ini disebabkan oleh ikatan kimia

Infrared - FTIR) showed suitability between the peaks of the functional group of compounds contained in it with the pattern spectrum of existing commercial surfactant products. The FTIR results confirmed the test results sulfonate contained number of components, namely components alkenes, sulfate and carboxylic acid, using Liquid Chromatography Mass Spectrum - LCMS and structural analysis using Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy - NMR, which indicates conformance with sulfonic product comparison. A series of characteristic tests of the bagasse SLS surfactant such as aqueous stability test, phase behavior test, IFT test and thermal stability test has been carried out. According to the results, it is obtained that SLS surfactant is stable in liquid condition, having a stable middle emulsion phase at 53.75% in light oil sample. The interfacial tension value (IFT) achieved its lowest value for 4% of surfactant dissolved in 80.000 ppm brine solution. The result is expected to be an alternative surfactant use bagasse as a fluid injection for enhanced oil recovery and as consideration bagasse processing into economically valuable commodity.Keywords: bagasse, lignin, lignosulfonates, SLS surfactants, EOR, enhanced oil recovery

yang membentuk NaCl adalah ikatan ion yang mudah terurai menjadi ion Na+ dan Cl-. Begitu juga molekul-molekul surfaktan didalam air, akan mudah terurai menjadi ion RSO3

- dan H+. Konsekuensinya, bila pada operasi pendesakan surfaktan terdapat garam NaCl tersebut, maka akan membentuk HCl dan RSO3Na dan menjadi zat bukan aktif permukaan serta tak dapat menurunkan tegangan antarmuka minyak-air. (Shah, 1982).

Panjangnya rantai hidrokarbon/minyak juga sangat menentukan nilai tegangan antarmuka campuran minyak-air-surfaktan. Nilai tegangan antarmuka akan menurun pada kondisi panjang rantai karbon mulai dari C6 – C16, paling rendah dicapai pada panjang rantai karbon C12. Kemudian akan naik kembali pada panjang rantai karbon yang lebih banyak (Shah, 1982).

Nilai tegangan antar muka dari campuran minyak-air-surfaktan sangat ditentukan oleh konsentrasi surfaktan yang digunakan. Seperti diketahui, fungsi surfaktan adalah untuk menurunkan tegangan antar muka minyak-air agar minyak yang terjebak dalam media berpori dapat didesak dan diproduksi atau dengan kata lain perolehan minyak dapat ditingkatkan dengan menggunakan injeksi surfaktan. Semakin besar konsentrasi surfaktan, maka semakin turun nilai tegangan antar muka minyak-air-surfaktan tersebut. Akan tetapi pada konsentrasi surfaktan tertentu akan mencapai kondisi critical micelle concentration (CMC). Setelah mencapai kondisi CMC, nilai tegangan antar muka minyak-air-surfaktan akan naik dengan bertambahnya konsentrasi surfaktan. Setelah mencapai kondisi CMC, nilai tegangan antarmuka dari campuran minyak-air-surfaktan ada yang naik atau ada

23Studi Laboratorium Karakteristik Alamiah Surfaktan Ampas Tebu sebagai Bahan Alternatif untuk Injeksi Surfaktan

(Rini Setiati, Septoratno Siregar, Taufan Marhaendrajana, Deana Wahyuningrum dan Sofa Fajriah)

juga yang turun, tergantung jenis surfaktan yang digunakan (Shah, 1982).

II. PERMASALAHAN

Surfaktan yang ada umumnya dari turunan minyak bumi sehingga nilainya fluktuasi mengikuti perubahan nilai minyak bumi, misalnya seperti pada jenis petroleum sulfonate.

Proses pembentukan lignosulfonate ini dapat terjadi melalui reaksi sulfonasi yang merupakan reaksi antara ion bisulfit dengan ion lignin. Produk yang dihasilkan dikenal dengan nama surfaktan NaLS (surfaktan natrium lignosulfonate). Ampas tebu dapat digunakan sebagai bahan untuk pembuatan surfaktan karena memiliki kandungan lignin yang cukup tinggi yaitu sekitar 29,46 % pada sampel ampas tebu PT Gunung Madu Plantation - Lampung yang telah diuji Balai Besar Pulp dan Kertas (BBPK) Bandung.

Oleh karena itu, penggunaan ampas tebu menjadi surfaktan NaLS dapat menjadi surfaktan alternatif, berbahan baku nabati, bernilai murah dan mudah didapat.

III. METODOLOGI

Metode yang digunakan dalam penentuan karakteristik alamiah surfaktan ampas tebu ini adalah dengan melakukan uji laboratorium. Uji laboratorium yang dilakukan meliputi pengukuran spektroskopi infra merah untuk menentukan komponen yang terdapat dalam surfaktan ampas tebu hasil proses sulfonasi dan pengukuran spektroskopi NMR untuk mendapatkan struktur molekul surfaktan ampas tebu ini. Selanjutnya dilakukan uji sifat fisik surfaktan ampas tebu meliputi uji aqueous stability, uji perubahan fasa, dan uji IFT.

Pada uji aqueous stability, surfaktan hasil sulfonasi ini diamati larutannya dalam kondisi dipanaskan dalam oven pada suhu 60oC selama 24 jam. Hasil pengamatan dapat terlihat apakah larutan surfaktan tersebut tetap jernih atau mengalami kekeruhan.

Pada uji perubahan fasa, dilakukan pengamatan terhadap surfaktan NaLS ampas tebu menggunakan 3 sampel minyak mentah (crude oil) yaitu minyak ringan (light oil), minyak menengah (intermediate oil), dan minyak berat

(heavy oil). Prosedur uji perubahan fasa adalah sebagai berikut: 1. Surfaktan sebanyak 2 mL dimasukkan ke

dalam tabung reaksi berskala/pipet tube;2. Minyak mentah diteteskan sebanyak 2 mL

pada tabung tersebut;3. Posisi masing-masing fluida di dalam pipet

tube dicatat;4. Pipet tube berisi fluida tersebut dikocok

perlahan dengan cara dibolak-balik;5. Posisi masing-masing fluida di dalam pipet

tube dicatat kembali;6. Pipet tube dimasukkan ke dalam oven pada

70oC; dan7. Perubahan posisi masing-masing fluida

diamati pada selang waktu 30 menit, 60 menit (1 jam), 120 menit (2 jam), 1 hari (24 jam), 2 hari (48 jam) dan 7 hari (168 jam).

Untuk uji interfacial tension atau pengukuran tegangan antarmuka pada surfaktan - air dilakukan menggunakan alat spinning drop. Pengukuran dilakukan pada berbagai salinitas air formasi dan konsentrasi surfaktan menggunakan 1 jenis minyak mentah.

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Hasil analisis spektroskopi infra merah

Lignin ampas tebu hasil isolasi yang telah diperoleh, sebelum dilanjutkan ke proses sulfonasi, dilakukan pengukuran spektroskopi infra merah (FTIR) terlebih dahulu untuk memastikan keberadaan komponen sulfat yang terkandung di dalamnya. Hasil pengukuran spektroskopi infra merah lignin ampas tebu dapat dilihat pada Gambar 1 yaitu kurva warna hitam. Dari kurva yang terbentuk dapat terlihat puncak serapan komponen pembentuk lignin ampas tebu tersebut yang terdiri dari gugus fenolik (O-H), alifatik dan aromatik (-CH-), keton (C=O), amina (C-N) dan alkil (C-H). Senyawa tersebut telah dibandingkan dengan komponen lignin standar yang ada (produk Aldrich dan Kraft). Hasil perbandingan dengan komponen standar menunjukkan kesesuaian lignin ampas tebu dengan lignin standar. Berdasarkan kondisi ini maka proses dapat dilanjutkan dengan proses sulfonasi lignin menggunakan reagent natrium bisulfit. Dari hasil pengukuran spektroskopi infra merah tersebut tampak bahwa telah ada


pergeseran puncak pada kurva surfaktan (warna biru) dibandingkan dengan kurva lignin (warna hitam). Hal ini menunjukkan bahwa telah muncul 3 puncak serapan yang nyata terdapat pada komponen surfaktan, yaitu alkena, sulfat, dan asam karboksilat. Hasil uji FTIR lignin ampas tebu ini kemudian dibandingkan dengan spektrum lignin standar dan lignin komersial produk Aldrich dan Kraft. Hasil uji FTIR surfaktan NaLS tersebut juga dibandingkan dengan spektrum yang dimiliki oleh surfaktan lignosulfonat standar produk Patricia, seperti yang terlihat pada Tabel 1.

Berdasarkan hasil uji FTIR dan perbandingan dengan spektrum surfaktan lignosulfonat komersil ternyata menunjukkan keberadaan komponen surfaktan NaLS ampas tebu pada kondisi yang setara dengan komponen lignosulfonat komersil. Hal ini menunjukkan bahwa proses isolasi lignin dan sulfonasi lignin telah berjalan baik dan menghasilkan target komponen yang diinginkan yaitu adanya unsur sulfat. Secara keseluruhan keberadaan komponen hasil sulfonasi dapat terlihat pada Gambar 2 yang menunjukkan kondisi setara komponen surfaktan NaLS ampas tebu dengan komponen standar produk Aldrich dan Patricia.

Gambar 1. Overlay hasil FTIR lignin ampas tebu dan surfaktan NaLS ampas tebu (Setiati, et.al, 2016).

Gambar 2. Perbandingan komponen surfaktan NaLS ampas tebu dengan komponen lignosulfonat standar (Setiati,R. et.al, 2016).

Tabel 1. Perbandingan spektrum panjang gelombang lignosulfonat ampas tebu dengan lignosulfonat standar Aldrich dan Patricia.

Dari Gambar 2 diatas, tampak bahwa komponen alkena, sulfat, carboxylic acids dan ester yang terkandung di dalam lignosulfonat ampas tebu telah mempunyai kesuaian dengan komponen lignosulfonat standar Aldrich dan Patricia sehingga dapat dikatakan bahwa proses sulfonsi tersebut telah menghasilkan produk yang sesuai dengan seharusnya.

4.2 Hasil analisis pengukuran spektroskopi NMR

Lignosulfonat ampas tebu kemudian di uji untuk mengetahui struktur kimia yang tersusun di dalam produk lignosulfonat hasil proses sulfonasi tersebut. Uji ini dilakukan melalui analisa struktur menggunakan Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy – NMR. Dari uji NMR ini terdapat korelasi HMQC dan HMBC yang dapat dilihat pada Gambar 3. Pada data HMQC, dapat diketahui inti proton yang berkorelasi langsung dengan karbon-13 (13C) atau berkorelasi satu ikatan (1JC,H) sehingga dapat diketahui dengan pasti pasangannya sendiri. Sinyal broad singlet pada pergeseran kimia δH 6,64 ppm (2H, bs, H-3 dan H-5) berkorelasi langsung dengan karbon pada δC 102,2 ppm (C-3 dan C-5).



Selain itu, pada spektrum HMQC juga mengindikasikan adanya proton metilen yang terikat pada C-9, metin yang terikat dengan oksigen dan sulfat masing-masing terikat pada C-8 dan C-7. Dari spektrum HMBC, dapat dilihat adanya korelasi proton dan karbon dengan jarak dua ikatan (2J) sampai tiga ikatan (3J) yang dapat dilihat pada Gambar 3. Dari data HMBC dapat dilihat adanya korelasi dari H-3 dan H-5 dengan C-5/C-3, C-1, dan C-7; H-7 berkorelasi dengan C-8 dan H-9 berkorelasi dengan C-8 dan C-7. Data tersebut mendukung adanya senyawa fenil propanoid sebagai dasar dari senyawa lignosulfonat (Lutnaes, et al., 2007).

Gambar 3 menunjukkan spektrum 1H-NMR (500 MHz dalam DMSO-d6) dari isolat sampel. Hal ini menunjukkan adanya 1 buah cincin aromatik tipe X2 pada pergeseran kimia δH 6,64 ppm (bs, 2H). Selain itu, terdapat metin yang downfield pada pergeseran kimia δH 4,21 dan 3,31 ppm yang patut di duga karena pengaruh adanya atom elektronegatif yang berdekatan dengan gugus metin tersebut. Nilai pergeseran kimia yang lebih downfield pada δH 4,21 ppm diduga metin

Gambar 3. Hasil pengukuran spektroskopi NMR lignosulfonat ampas tebu (Setiati, et al., 2016).

yang terikat dengan gugus sulfonat sedangkan pada δH 3,31 ppm merupakan metin yang terikat oksigen (CH-O) (Lutnaes, et al., 2007). Selain itu, terdapat proton metilen yang teroksigenasi pada δH 3,84 dan 3,23 ppm serta 2 buah gugus metoksi juga dapat dilihat pada pergeseran kimia δH 3,7 ppm. Pergeseran kimia 13C-NMR (125 MHz dalam DMSO-d6) diperoleh data bahwa isolat sampel mempunyai 11 karbon terdiri dari 2 buah metoksi pada pergeseran kimia δC 56,9 (C-2 dan C-6); 1 buah metilen pada pergeseran kimia δC 63,7 (C-9); 4 buah metin terdiri dari 1 buah CH teroksigenasi (-CH-O-) pada δC 74,4 ppm (C-8); 1 buah CH tersulfonasi pada δC 73,1 ppm dan 2 buah CH aromatik pada δC 102,2 (C-3 dan C-5); dan 4 buah karbon kuartener pada δC 130,6 (C-4); 135,9 (C-1) dan 152,4 ppm (C-2 dan C-6).

4.3 Uji aqueous stability

Uji aqueous stability dilakukan pada surfaktan hasil sulfonasi yaitu surfaktan NaLS ampas tebu pada berbagai salinitas. Hasil pengamatan dapat dilihat pada Gambar 4 dan Tabel

Gambar 4. Uji Aquaeous Stability.

Tabel 2. Hasil uji aqueous stability.


2. Berdasarkan hasil pengamatan yang dilakukan selama 48 jam dalam oven suhu 70oC ternyata surfaktan NaLS ampas tebu tetap jernih, tidak ada kekeruhan. Jadi dapat disimpulkan sementara bahwa surfaktan NaLS ampas tebu tersebut stabil. Gambar 4 adalah contoh pengamatan uji aqueous stability setelah 24 jam (1 hari).

4.4 Uji perubahan fasa

Pada uji perubahan fasa, pengamatan dilakukan selama 24 jam dan percobaan pada 3 jenis minyak yaitu:

(a) Surfaktan+minyak ringan (b) Surfaktan+minyak menengah (c) Surfaktan+minyak berat

Gambar 5 berikut ini menujukkan hasil uji perubahan fasa antara surfaktan NaLS ampas tebu dengan minyak ringan. Pada gambar ini terlihat ada emulsi yang terbentuk antara minyak dengan surfaktan. Karena terbentuknya emulsi di bagian tengah antara minyak (atas) dan surfaktan (bawah), maka emulsi yang terbentuk disebut sebagai emulsi fasa tengah.

Gambar 5. Uji perubahan fasa surfaktan NaLS dengan minyak ringan.

Hal yang berbeda terjadi pada uji perubahan fasa antara surfaktan NaLS ampas tebu dengan minyak menengah. Seperti yang terlihat pada Gambar 6 berikut ini tidak terbentuk emulsi fasa tengah.

Demikian juga yang terjadi pada uji fasa antara surfaktan NaLS ampas tebu dengan minyak berat. Seperti yang terlihat pada Gambar 7, antara

Gambar 6. Uji perubahan fasa surfaktan NaLS dengan minyak menengah.

Gambar 7. Uji perubahan fasa surfaktan NaLS dengan minyak berat.

minyak berat dengan surfaktan NaLS ampas tebu tidak terbentuk emulsi fasa tengah sama sekali. Batas antara minyak berat dengan surfaktan tersebut tetap terlihat dengan jelas. Hal ini menunjukkan bahwa dengan minyak berat, surfaktan NaLS ampas tebu tidak membentuk emulsi fasa tengah.

Dari hasil pengamatan perubahan fasa surfaktan NaLS yang dicampur dengan berbagai jenis minyak, ternyata surfaktan NaLS ampas tebu membentuk emulsi pada minyak ringan. Sedangkan pada minyak menengah dan minyak berat tidak terbentuk emulsi. Selanjutnya uji perubahan fasa dilakukan menggunakan pipet tube berskala dan hanya dilakukan terhadap



minyak ringan. Larutan surfaktan dibuat dalam beberapa konsentrasi air formasi sintetis (brine) yaitu air formasi 5000 ppm, 10.000 ppm, 20.000 ppm, 40.000 ppm, 80.000 ppm, dan 100.000 ppm. Gambar 8 menampilkan hasil uji perubahan fasa surfaktan NaLS ampas tebu dengan minyak ringan. Terlihat emulsi yang terbentuk adalah emulsi fasa tengah (middle phasa) dimana jelas terlihat batas atas emulsi dan batas bawah emulsi tersebut.

Untuk contoh pengamatan seperti pada

Gambar 8. Batas emulsi pada uji perubahan fasa (surfaktan NaLS+ minyak ringan T).

Batas atas emulsi

Batas bawah emulsi

Gambar 8, emulsi fasa tengah cukup banyak terbentuk pada surfaktan NaLS dengan sampel minyak ringan dari lapangan P yaitu berkisar antara 2,15 ml atau 52,5% dan stabil setelah hari ke 2 uji phase. Sedangkan pada sampel minyak dari Lapangan T, emulsi fasa tengah stabil setelah hari ke 1, berkisar antara 0,4 mL atau 10%. Data lengkap hasil pengamatan uji perubahan fasa untuk minyak P maupun minyak T dapat dilihat pada Tabel 3 berikut. Kestabilan fasa ini terlihat pada Gambar 9 berikut.

Tabel 3. Hasil pengamatan uji perubahan fasa pada surfaktan NaLS ampas tebu (5000 ppm).

Gambar 9. Uji perubahan fasa surfaktan NaLS ampas tebu (Setiati, et al., 2016).

4.5 Uji interfacial tension (IFT)

Pada uji IFT ini karakteristik surfaktan NaLS ampas tebu diuji dengan menggunakan minyak mentah jenis minyak ringan, sesuai dengan terbentuknya emulsi fasa tengah yang terlihat dari hasil uji perubahan fasa. Pengukuran IFT ini hanya dilakukan terhadap minyak ringan dari lapangan T. Pengukuran dilakukan pada berbagai konsentrasi salinitas air formasi, yaitu pada salinitas 5000 ppm, 10.000 ppm, 20.000 ppm, 40.000 ppm, 80.000 ppm, dan 100.000 ppm. Hasil pengukuran IFT dapat dilihat pada Tabel 4, Tabel 5, Tabel 6, dan Tabel 7.

Untuk uji IFT surfaktan NaLS dengan salinitas 5000 ppm, hasil pengamatan secara keseluruhan dapat dilihat pada tabel dan gambar berikut.

Gambar berikut menunjukkan diperoleh nilai IFT terendah pada surfaktan 1.5% yaitu sebesar 6,81 mN/m.


Tabel 4. Hasil uji IFT surfaktan NaLS (5000 ppm ) Setiati, et al., 2016).

Gambar 10. IFT Surfaktan NaLS (5000 ppm) (Setiati, et al., 2016).

Sedangkan pada salinitas 10.000 ppm, data lengkap dapat dilihat pada Tabel 5 dan Gambar 11 berikut.

Tabel 5. Hasil uji IFT surfaktan NaLS (10000 ppm).

Gambar dibawah ini menunjukkan hasil pengukuran IFT pada surfaktan NaLS ampas tebu berbagai komposisi konsentrasi surfaktan pada salinitas 10000 ppm. Dari gambar dibawah ini terlihat nilai terendah pada pengukuran IFT untuk komposisi surfaktan NaLS ampas tebu pada berbagai konsentrasi terjadi pada konsentrasi 3 % yaitu sebesar 1,675 mN/m.

Untuk salinitas 20.000 ppm, data lengkap dapat dilihat pada Tabel 6 dan Gambar 12 berikut.

Gambar 11. IFT Surfaktan NaLS (10000 ppm).

Tabel 6. Hasil uji IFT surfaktan NaLS (20000 ppm).

Pada pengukuran IFT dengan salinitas 20.000 ppm, diperoleh nilai IFT terendah pada surafaktan dengan konsentrasi 4,5% yaitu sebesar 1,272 mN/m.

Gambar 12. IFT Surfaktan NaLS (20.000 ppm).



Kemudian pada salinitas 40.000 ppm dan konsentrasi 4,0% diperoleh nilai IFT terendah sebesar 1,52 mN/m. Untuk salinitas 80.000 ppm dan konsentrasi 4,0% diperoleh nilai IFT terendah sebesar 1,091 mN/m pada konsentrasi surfaktan 4%. Sedangkan pada salinitas 100.000 ppm nilai IFT terendah terjadi pada konsentrasi surfaktan 4,0% dengan nilai 1,193 mN/m dimana nilai ini lebih tinggi dari pada nilai IFT pada salinitas 80.000 ppm. Hasil pengukuran IFT ini dapat dilihat pada Tabel 7 berikut.

Tabel 7. Hasil uji IFT terendah surfaktan NaLS pada berbagai salinitas.

V. KESIMPULAN

Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan pada studi laboratorium awal karakteristik alamiah surfaktan NaLS ampas tebu, dapat ditarik beberapa kesimpulan yaitu:• Surfaktan NaLS ampas tebu mengandung

komponen alkena, sulfat, dan asam karboksilat. Hal ini sesuai dengan komponen lignosulfonat standar komersial yang telah digunakan selama ini.

• Surfaktan NaLS ampas tebu mempunyai senyawa fenil propanoid sebagai dasar dari senyawa lignosulfonat dengan struktur C6 – C9, yang merupakan komponen ringan.

• Surfaktan NaLS ampas tebu mempunyai sifat aqueous stability yang baik, karena tetap jernih selama uji aqueous stability.

• Surfaktan NaLS ampas tebu membentuk emulsi fasa tengah dengan sampel minyak mentah ringan.

• Surfaktan NaLS ampas tebu mempunyai nilai IFT terendah pada komposisi surfaktan dengan konsentrasi 4.0% pada salinitas 80.000 ppm.

UCAPAN TERIMA KASIH

Penelitian ini difasilitasi oleh Ogrindo ITB, Universitas Trisakti, dan Dana Riset Desentralisasi ITB 2014 dan Dana Penelitian Unggulan Perguruan Tinggi 2015 Dikti. Terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu terlaksananya penelitian ini. Terima kasih juga kepada Panitia Simposium & Kongres Nasional IATMI XIV – 2016 (SIMGRESNAS) atas kerjasamanya sehingga makalah ini dapat disajikan .

REFERENSI

Amri, A., Zulfansyah, Iwan, M., Suryani, R., 2008 , Pembuatan Sodium Lignosulfonat Dengan Metode Sulfonasi Langsung Biomasa Pelepah Sawit, Jurusan Teknik Kimia, FT Universitas Riau, Jurnal Sains dan Teknologi, 8(2), 61 - 69.

Areskogh,D., 2011, Structural Modification of Lignosulfonate, KTH Royal Institut of Technology, School of Chemical Science and Engineering, Stockholm

Arora A, Nain L, Gupta JK,. 2005, Solid-state fermentation of wood residues by Streptomyces griseus B1, a soil isolate, and solubilisation of lignins. World J Microbiol Biotechnol.;21:303–308. doi: 10.1007/s11274-004-3827-3

Bon, EPS, Ferara, MA., 2007, Bioetanol Production via Enzymatic Hydrolysis of Cellulosic Biomass, FAO Seminar on The Role of Agricultural Biotechnoligies for Production of Bioenergy in Developing Countries, Rome

Brady, J.W., Himmel, M.E., Ding, S.H., Johnson, D.K., Adney, W.S., Nimlos, M.R.,dan Foust, T.D., 2007, Biomass Recalcitrance Engineering Plants and Enzymes for Biofuels Production. Science 315: 804 – 807

Hepi, A.P, Enggar,H.T., dan Iskandar,L.,2009 , Studi Awal Mengenai Pembuatan Surfaktan Dari Ampas Tebu, Jurusan Teknik Kimia, Universitas Diponegoro, Semarang

Heradewi, 2007, Isolasi Lignin lindi Hitam dari Pemasakan Organosolv Serat Tandan Kosong Kelapa Sawit, Tesis Fakultas Teknologi Pertanian, Institut Pertanian Bogor

Ismiyati, Suryani,A., Mangunwijaya,D., Machfud dan Hambali,E., 2008, Pembuatan Natrium Lignosulfonat Berbahan Dasar Lignin Isolat


Tandan Kosong Kelapa Sawit : Identifikasi Dan Uji Kenerjanya Sebagai Bahan Pendispersi, J.Tek.Ind.Pert Vol 19(1),25-29.

Lacey, 1974, Moulding of Sugar Cane Bagasse, Annals of Applied Biology, 76(1) pp 63 – 76.

Lake, Larry.W, (2003), Enhanced Oil Recovery, University of Texas, Austin

Rivai, M., 2008 : Analisis Kinerja Surfaktan Metil Ester Sulfonat (MES) Ramah Lingkungan Dari CPO, CJO dan CNO, Pusat Penelitian Surfaktan dan Bioenergi, IPB

Rivai, M., Irawadi T.T., Suryani, A., Setyaningsih, D., 2011 : Penentuan Kondisi Proses Produksi Surfaktan MES Untuk Aplikasi EOR Pada Batuan Karbonat, Agrointek, I, 45 – 52

Samsuri, 2007, Jurnal Pembuatan Selulosa Bagas Untuk Produksi Etanol Melalui Sakarifikasi dan Fermetasi Serentak Dengan Enzym Xylanase, Makarta Teknologi, 11

Setiati, R., Wahyuningrum D., Siregar S., Marhaendrajana T., 2015 , Studi Laboratorium Pengolahan Ampas Tebu Menjadi Lignin Sebagai Bahan Baku Surfaktan, Prosiding SNITI Samosir.

Setiati,R., Wahyuningrum,D., Siregar S., Marhaendrajana T., 2015, Optimasi Pemisahan Lignin Ampas Tebu Dengan Menggunakan Natrium Hidroksida, Seminar Nasional Penelitian dan Pengabdian Masyarakat SNaPP, Sains dan Teknologi, Unisba.

Setiati,R., Wahyuningrum,D., Siregar S., Marhaendrajana T., 2015, Laboratory Optimization Study Of Sulfonation Reaction Towards Lignin Isolated From Bagasse , International Conference on Mathematics, Science and Educations, Universitas Mataram, Lombok.

Setiati,R., Wahyuningrum,D., Siregar S., Marhaendrajana T., Kasmungin,S., 2016, Laboratory Studi of Optimization Surfactant Sodium Lignosulfonate From Bagasse, Sriwijaya International Conference of Engineering, Science and Technology, Universitas Sriwijaya, P. Bangka.

Setiati, R., Putri E.A.M.,Wahyuningrum D., Siregar S., Marhaendrajana T., Fajriah S.,2016, Sulfonasi Lignin Ampas Tebu Menjadi Surfaktan Lignosulfonat Sebagai Alternatif Bahan Baku Injeksi Surfaktan Dalam Industri Perminyakan, Seminar Lignoselulosa, Biomaterial LIPI, Cibinong.

Shah D.O dan Noronha J.C, 1982, “Ultra Low IFT Phase Behaviour and Microstructure in Oil/Brine/SurfactantSystem”, AICHE Symposium Series, Co, 178, No.212,

Suryani, A & Hambali, E., 2004 ; Proses Produksi surfaktan MES dari metil ester minyak inti sawit dan aplikasinya pada deterjen. Prosiding SNTPK VI 2004 UI, Jakarta.

31

Studi Kasus: Inovasi Penerapan Teknologi Rambat Suara sebagai Alternatif Solusi dalam Mengidentifikasi Masalah Sumur Produksi di PHE ONWJ

Case Study: Innovation of Implementation of Sound Propagation Technology as an Alternative Solution in Identifying Production Well Problem in PHE ONWJ

Aditya Suharsono1, Lutfi Maulana2, Ridwan Rahadian3 dan Achmad [email protected]

(1)(2)(3)(4)PHE ONWJPHE Tower 9th floor, Jl. TB Simatupang Kav. 99, Jakarta 12520, Tel. +6221-29548373

Abstrak

PT Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PHE ONWJ) adalah anak perusahaan dari PT Pertamina Hulu Energi (PHE) yang memiliki wilayah kerja seluas 8.300 km2 di lepas pantai Utara pulau Jawa. Saat ini PHE ONWJ memproduksi minyak dan gas dari sebanyak 273 sumur aktif. Dalam mempertahankan produksi sumur-sumur tersebut, diperlukan perawatan terhadap sumur-sumur yang mengalami masalah produksi, termasuk diantaranya adalah pekerjaan identifikasi masalah / troubleshooting di setiap sumur.

Dikarenakan padatnya jadwal unit wireline dan liftboat, keterbatasan akses pada NUI (Normally Unmanned Installation) yang tidak memiliki crane, serta tidak tersedianya alat praktis dalam melakukan troubleshooting sumur, akibatnya permasalahan produksi tidak dapat diidentifikasi lebih cepat.

Dengan memanfaatkan teknologi rambat suara (Echometer), PHE ONWJ melakukan inovasi dalam melakukan troubleshooting terhadap permasalahan produksi pada sumur gas lift. Troubleshooting yang berhasil dilakukan diantaranya identifikasi keberadaan tubing bocor, multiple injeksi pada sumur gas lift, serta pengukuran tekanan reservoir atau kedalaman fluid level. Berdasarkan hasil analisa tersebut, tim dapat lebih cepat dan mudah dalam menentukan tindak lanjut untuk mengembalikan kehilangan produksi. Pada tulisan ini juga akan dijelaskan mengenai prosedur penerapan dan interpretasi penggunaan teknologi rambat suara.Kata Kunci: Echometer, troubleshooting, gas lift, PHE ONWJ.

Abstract

PT Pertamina Hulu Energy Offshore North West Java (PHE ONWJ) is a subsidiary of PT Pertamina Hulu Energi (PHE), which has a working area covering 8,300 km2 off the North coast of the island of Java. PHE ONWJ is currently producing oil and gas from as many as 273 active wells. To maintain production wells, maintenance are needed on wells that have problems of production, including the work of identifying problem / troubleshooting in each well.

Because of tight of schedule and a wireline unit liftboat, limited access to NUI (Normally Unmanned Installation) that does not have a crane, and the unavailability of a practical tool in troubleshooting the wells, resulting in production problems can not be identified quickly.

By utilizing the technology of propagation of sound, PHE ONWJ innovation in performing troubleshooting on production problems in gas lift wells. Troubleshooting successful identification of the existence of such tubing leak, multiple injection of the gas lift wells, as well as pressure measurement reservoir fluid level or depth. Based on the analysis, the team can more quickly and easily determine the follow-up to restore lost production. In this paper also describes the procedures for application and interpretation of sound propagation technology use.Keywords: Echometer, troubleshooting, gas lift, PHE ONWJ.

I. PENDAHULUAN

PT Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PHE ONWJ) adalah anak perusahaan dari PT Pertamina Hulu Energi (PHE) yang

memiliki wilayah kerja seluas 8.300 km2 di lepas pantai Utara pulau Jawa. Saat ini PHE ONWJ memproduksi minyak dan gas dari sebanyak 273 sumur aktif. Dari jumlah sumur tersebut, hampir 90% didominasi oleh sumur dengan metode


pengangkatan buatan dengan bantuan gas lift (gas lifted well).

Dalam usaha mempertahankan produksi, perlu dilakukan perbaikan terhadap sumur-sumur yang mengalami masalah produksi. Permasalahan produksi yang sering terjadi diantaranya adalah kebocoran pada tubing/sumur produksi, kebocoran pada pipa penyalur produksi, performa sumur (gas lift) tidak optimal, hingga kurangnya pengukuran data tekanan dasar sumur.

PHE ONWJ dalam setahun belakangan telah berinovasi dengan mengaplikasikan dan mengoptimalkan teknologi rambat suara sebagai sarana atau alat dalam melakukan pengamatan dan identifikasi masalah sumur. Metode analisa rambat suara dapat dilakukan dengan menggunakan Echometer. Umumnya alat tersebut digunakan pada sumur-sumur yang berproduksi dengan bantuan pompa karena penggunaannya hanya sebatas untuk mengetahui static fluid level di dalam sumur sehingga penentuan kedalaman pompa dapat lebih optimum. Dengan inovasi yang dilakukan, telah dicoba mengoptimalkan alat ini untuk dapat diaplikasikan pada sumur produksi minyak yang menggunakan pengangkatan buatan dengan bantuan gas lift.

II. PERMASALAHAN

PHE ONWJ saat ini memproduksi rata-rata 36.000 bbl minyak dan 145 mmscfd gas per harinya. Untuk terus dapat mempertahankan produksinya, saat ini PHE ONWJ didukung oleh beberapa unit peralatan kerja sumur antara lain unit wireline dan unit liftboat yang membantu dalam proses pengamatan, identifikasi masalah produksi, dan perbaikan sumur. Dalam proses operasi tidak jarang ditemui beberapa permasalahan sumur yang terjadi di dalam waktu yang bersamaan atau berdekatan.

Disebabkan oleh terbatasnya unit pekerjaan sumur, tidak jarang aktivitas perbaikan sumur yang kami lakukan menjadi tidak responsif. Di sisi lain, daerah operasi yang terletak di lepas pantai menjadi tantangan tersendiri, permasalahan lain yang kerap timbul diantaranya adalah keterbatasan akses ke anjungan atau NUI (Normally Unmanned Installation) yang diakibatkan integritas peralatan dan fasilitas yang tidak memadai, kerusakan alat angkat/crane, dan faktor cuaca yang juga dapat menjadi

penghambat berlangsungnya proses operasi. Hal ini mengakibatkan kehilangan produksi tidak dapat ditanggulangi dengan cepat.

III. METODOLOGI

Berikut adalah komponen dari alat Echometer, seperti pada Gambar 1:• Gas Gun Echometer : Alat penghasil getaran

dan bunyi.• Well analyzer (laptop) : Penerima/perekam

gelombang suara dan sinyal elektomagnetik.• Pressure transducer : Pengukur tekanan di

dalam sumur .• Microfon : Menangkap sinyal/gelombang

suara yang dihasilkan oleh getaran.• Tabung Nitrogen : Sebagai wadah nitrogen

bertekanan, jika diperlukan tekanan tinggi.Dalam aplikasinya, Echometer terhubung

dengan program Total Well Management (TWM) dengan menggunakan bantuan komputer. Pada program TWM tersebut semua hasil perekaman gelombang suara dapat disimpan dan dianalisa lebih lanjut. Prinsip Kerja alat ini yaitu dengan menggunakan Gas Gun sebagai sumber yang menimbulkan perbedaan tekanan sesaat yang akan menghasilkan getaran atau bunyi yang kemudian merambat di dalam lubang sumur (tubing/annulus) dan akan dipantulkan jika menemui hambatan yang dapat berupa perrmukaan cairan ataupun padat. Pantulan (selama proses berlangsung bunyi direkam secara terus menerus) akan diterima oleh mikrofon, kemudian komputer akan menghitung waktu yang dipergunakan bunyi untuk merambat. Untuk menghitung jarak dari permukaan ke permukaan liquid level digunakan rumus :

Gambar 1. Komponen Echometer.

33Studi Kasus: Inovasi Penerapan Teknologi Rambat Suara sebagai Alternatif Solusi dalam Mengidentifikasi Masalah Sumur Produksi

di PHE ONWJ (Aditya Suharsono, Lutfi Maulana, Ridwan Rahadian dan Achmad Mansur)

L = Tl × 0,5 × v ........................................................(1)

Keterangan:L = Jarak (dari kepala sumur ke permukaan

cairan), feet.T1 = Waktu tempuh ulang-alik dari wellhead ke

permukaan cairan, detik.v = Kecepatan bunyi, feet/detik.

Berdasarkan persamaan di atas, jarak dapat diketahui sebagai hasil kali dari waktu tempuh yang terukur dengan kecepatan bunyi. Kecepatan bunyi ditentukan oleh jenis dan kepadatan media. Dalam hal ini, jarak yang ingin diketahui antara lain adalah kedalaman static fluid level, kedalaman accessories komplesi ataupun kedalaman indikasi adanya titik kebocoran di dalam tubing. Sedangkan untuk perhitungan tekanan dasar sumur didasarkan pada pengukuran tekanan kepala sumur, penentuan kedalaman permukaan dari cairan dan perhitungan gradien cairan annular.

Berdasarkan tekanan yang digunakan terdapat dua metode akuisisi dalam menggunakan Echometer, yaitu metode implosion dan metode explosion. Metode implosion, adalah metode akuisisi dimana tekanan dari dalam sumur (tekanan dalam tubing maupun casing) lebih besar dibandingkan tekanan di dalam gas gun. Berdasarkan hasil analisa lapangan yang dilakukan, minimum tekanan yang dimiliki sumur adalah sebesar 150 psi.

Sedangkan untuk metode explosion, adalah metode akuisisi dimana tekanan dari dalam sumur (tekanan dalam tubing maupun casing) lebih kecil dibandingkan tekanan di dalam gas gun. Dalam aplikasi dengan menggunakan metode ini, Gas Gun butuh diberikan tekanan (pressurized). Tekanan maksimum yang dapat ditolerir oleh gas gun pada alat Echometer adalah 5.000 psi.

Langkah-langkah dalam melakukan akuisisi dan analisa data dengan menggunakan Echometer dan Well Analyzer TWM disajikan seperti dalam skema dan diagram alir pada Gambar 2 (Echometer Company, 2004).

Setelah data rambat gelombang suara dan data tekanan diperoleh, selanjutnya adalah tahapan analisa dan interpretasi. Dalam software TWM, terdapat beberapa pilihan dalam melakukan analisa data, yaitu: 1. Automatic Analisis

Software TWM akan menginterpretasi secara

otomatis kedalaman “kick” yang diyakini sebagai static fluid level.

2. Manual AnalisisKedalaman “kick” ditentukan oleh orang yang melakukan analisa berdasarkan hasil akuisisi data yang diperoleh.

3. Downhole Marker AnalisisDiperlukan data diagram komplesi yang valid. Dalam hal ini data kedalaman dari masing-masing accessories atau komplesi yang terdapat didalam sumur akan dijadikan acuan dalam analisa.

4. Acoustic Velocity AnalisisMetode analisa ini memerlukan data SG gas sebagai inputan dalam analisa. Karena SG gas akan mempengaruhi kecepatan rambat gelombang suara di dalam sumur.

IV. HASIL DAN ANALISA

Berikut di bawah ini adalah hasil dari beberapa akuisisi dan analisa yang dilakukan di PHE ONWJ. Dari hasil analisa berikut, kami mendapatkan interpretasi dari hasil akuisisi

Gambar 2. Diagram Alir Langkah Penggunaan Echometer.


berupa identifikasi bawah sumur (diagnosis sumur), kebocoran pada tubing, kedalaman injeksi gas lift, dan akuisisi tekanan dasar sumur untuk mengidentifikasi tekanan statis dasar sumur (SBHP, Static Bottom Hole Pressure). Rangkuman hasil analisa dapat dilihat pada Gambar 3 - 7 sedangkan dan ilustrasi troubleshooting dapat dilihat pada Gambar 8.

4.1 Studi Kasus Lapangan

Untuk memberikan ilustrasi yang lebih mudah dan nyata tentang aplikasi teknologi rambat suara ini disajikan suatu studi kasus lapangan sebagai berikut :

Downhole Diagnostic - Sumur UA-H4L/4S

Sumur : UA-4L/4S. Status sumur : Shut-inMetode : Implosion di tubing dan casingSITP : 553 psi, CHP : 666 psi.

Pengukuran pertama dilakukan di dalam casing sumur UA-4 untuk memastikan posisi Gas Lift Mandrel sebagai marker. Kemudian dilanjutkan pengukuran di dalam tubing untuk melakukan diagnosa kondisi di dalam short string dan long string.Hasil : Fluid level di casing menunjukkan kedalaman GL mandrel yang sejajar pada short string yang sebelumnya dianggap sebagai long string. Sedangkan hasil pengukuran long string tidak menemukan fluid level karena safety valve sengaja ditutup untuk mempermudah analisa.Analisa : Berdasarkan hasil pengukuran dapat diperoleh kepastian posisi kepala sumur yang sebelumnya tertukar penamaannya berdasarkan history sumur.

Tubing Leak Dectection - Sumur EF-7

Sumur : EF-7. Status sumur : Shut-in. Metode : Implosion di tubing dan casingSITP : 553 psi, CHP : 666 psi.

Gambar 3. Hasil dan Analisa UA-4L/4S Diagnosa Sumur.

Gambar 4. Hasil dan Analisa EF-7 Identifikasi Kebocoran Tubing.

Gambar 5. Hasil dan Analisa BH-2S Echometer Test.

Gambar 6. Hasil dan Analisa EQD-7 Diagnosa Fluid level.



Gambar 7. Hasil dan Analisa MB-6S Diagnosa Tekanan Statik Dasar Sumur.

Gambar 8. Troubleshooting Sumur Menggunakan Teknologi Rambat Suara di PHE ONWJ.

Pengukuran dilakukan di dalam tubing dan casing EF-7 menggunakan metode implosion. Hasil dan analisa : Dari hasil pengukuran dilakukan perbandingan posisi GL mandrel yang terbaca di tubing/casing dengan diagram komplesi sumur, diperoleh pembacaan yang anomali di kedalaman 1.335 – 1.461 ftMD yang mana dicurigai sebagai titik kebocoran. Berdasarkan hasil tersebut, akan dilakukan pemasangan pack-off untuk menutup kebocoran di tubing.

Gas lift Performance Diagnostic - Sumur BH-2S

Sumur : BH-2S. Status sumur : Gas LiftMetode : Implosion di casing; CHP : 600 psi.

Pengukuran menggunakan metode implosion yang dilakukan di dalam casing sumur BH-2S pada kondisi sumur mengalir menggunakan metode pengangkatan gas lift. Hasil : Setelah dilakukan pengukuran sebanyak

tiga kali, diperoleh pembacaan posisi kedalaman gas lift mandrel serta kedalaman fluid level di dalam casing yaitu di 3.517 ft MD.Analisa : Dari hasil pengukuran tersebut diketahui kedalaman titik injeksi sumur gas lift yang aktual sehingga dapat dibandingkan terhadap desain operasi gas lift yang seharusnya. Berdasarkan troubleshooting ini, diperoleh kepastian bahwa performa gas lift sumur BH-2S sudah sesuai desain.

Fluid level Diagnostic – Sumur EQD-7

Sumur : EQD-7. Status sumur : Shut-inMetode : Explosion & implosion di tubing SITP : 85 psi; CHP : 600 psi.

Pengukuran pertama dilakukan di dalam tubing sumur EQD-7 menggunakan metode explosion, dengan tekanan 1.030 psi, karena tekanan di dalam sumur terlalu kecil yaitu 85 psi. Selanjutnya, dilakukan pressurized di tubing sampai tekanan 398 psi menggunakan sumber tekanan dari gas lift. Masing-masing pengukuran dilakukan sebanyak tiga kali sebagai standar prosedur operasi.Hasil dan Analisa : Dari hasil pengukuran diperoleh pembacaan kedalaman fluid level di dalam tubing berada di dekat kedalaman injeksi gas lift, namun saat sumur di pressurized, fluid level turun dibawah SO, sehingga saat menghidupkan sumur perlu unload sampai fluid level sedikit diatas SO terlebih dahulu sebelum kick off menggunakan gas lift.

Static Bottomhole Survey / Fluid level Measurement - Sumur MB-6S

Sumur : MB-6S. Status sumur : Shut-inMetode : Implosion di tubing; SITP : 433 psi.

Pengukuran dilakukan di dalam tubing sumur MB-6S dengan menggunakan metode implosion. Kondisi sumur yang sebelumnya mengalir harus dimatikan kurang lebih 24 jam agar fluid level di dalam tubing sudah stabil.Hasil : Setelah dilakukan pengukuran sebanyak empat kali, diperoleh kedalaman fluid level yang sama yaitu di 3.000 ft MD.Analisa : Kedalaman fluid level kemudian digunakan untuk menghitung tekanan hidrostatik berdasarkan data water cut terakhir dan SITP yang selanjutnya digunakan untuk menghitung tekanan static reservoir.


Hasil SBHP di sumur MB-6S yaitu 690 psi, yang mana berdasarkan hasil SBHP terakhir sejak tahun 2005 - 2012 memiliki trend yang sama, dimana pada pengukuran Des-12 menggunakan wireline EMR yaitu 707 psi.

V. PEMBAHASAN

Sejak akhir tahun 2015, PHE ONWJ melakukan inovasi dengan memanfaatkan teknologi rambat suara sebagai salah satu alat atau sarana dalam mengidentifikasi masalah sumur. Beberapa interpretasi yang dapat dilakukan dengan memanfaatkan teknologi rambat suara antara lain adalah deteksi kedalaman fluid level pada sumur, estimasi tekanan statis dasar sumur (static bottom hole pressure), downhole diagnostic, deteksi adanya kebocoran pada tubing, dan gas lift performance diagnostic.

Anomali dari rambatan gelombang suara yang terbaca atau disebut “kick”, mengindikasikan adanya suatu hambatan atau gangguan yang ada di dalam lubang sumur atau annulus casing. Interpretasi dilakukan dengan cara membandingkan hasil rambatan gelombang suara dengan diagram komplesi dari sumur tersebut. Pada sumur dengan sistem gas lift, umumnya kedalaman gas lift mandrel atau gas lift valve diperoleh pada kedalaman yang sama dari pengukuran rambatan di casing maupun tubing kemudian dibandingkan dengan kedalaman gas lift mandrel pada diagram komplesi sumur tersebut.

“Kick” tersebut mengindikasikan adanya perubahan luas penampang di dalam sumur (dapat berupa pergerakan dari diameter yang kecil ke diameter yang lebih besar maupun sebaliknya) yang dilalui oleh gelombang suara. Berdasarkan studi kasus, interpretasi dan analisa yang kami lakukan pada sumur-sumur gas lift di lapangan ONWJ berikut ini dijelaskan beberapa tipe atau karakteristik “kick” terhadap hambatan apa yang dilalui atau ditemui di dalam sumur. “Kick” mengindikasikan gas lift mandrel

Sumur-sumur produksi di lapangan PHE ONWJ didominasi oleh sumur dengan metode produksi gas lift. Pada hasil akuisisi “kick” dengan karakteristik seperti pada Gambar 9 berikut mengindikasikan adanya gas lift mandrel.

Pada gambar tersebut terlihat ada simpangan gelombang ke atas, yang menandakan adanya pembesaran luas penampang atau inside diameter dimana secara aktual ada pembesaran luas penampang di dalam tubing karena adanya gas lift mandrel atau pocket.

“Kick” mengindikasikan adanya titik kebocoran dalam tubing

Pada lapangan dan sumur-sumur tua seperti yang dimiliki PHE ONWJ, salah satu permasalahan sumur yang kerap terjadi adalah adanya tubing casing communication atau tubing bocor. Pada hasil akuisisi yang kami lakukan “kick” dengan karakteristik seperti pada Gambar 10 berikut mengindikasikan adanya titik kebocoran di dalam tubing.

Pada gambar tersebut terlihat ada simpangan gelombang ke atas yang tajam tanpa diawali dengan adanya simpangan ke bawah terlebih dahulu. Untuk indikasi adanya kebocoran tubing pada sumur, pada umumnya diawali dengan Tubing Integrity Test (TIT) yang dilakukan terlebih dulu oleh tim pekerja di lapangan, baru kemudian dugaan tersebut dipekuat dengan akuisisi dengan teknologi rambat suara ini.

Gambar 9. Karakteristik Kick Yang Mengindikasikan Gas lift Mandrel.

Gambar 10. Karakteristik Kick Yang Mengindikasikan Kebocoran Tubing.



“Kick” mengindikasikan adanya suatu hambatan yang menghentikan rambatan gelombang suara (liquid level, padatan)

Dalam melakukan analisa untuk menentukan tekanan statis dasar sumur (static bottom hole pressure), perlu diketahui kedalaman dari fluida statis di dasar sumur yang berguna untuk mengasumsi tekanan hidrostatis yang dimiliki dari fluida tersebut. Pada hasil akuisisi yang kami lakukan “kick” dengan karakteristik seperti pada Gambar 11 berikut mengindikasikan kedalaman dari permukaan fluida statis di dalam sumur. Selain itu, karakter “kick” demikian juga mengindikasikan adanya hambatan yang menghentikan rambatan gelombang suara, misalnya padatan. Dalam studi kasus, pernah ditemukan sumur dengan temuan “kick” seperti berikut dengan kedalaman yang rendah, dan setelah dicek kembali ternyata posisi SCSSV (Surface Control SubSurface Safety Valve) dalam keadaan tertutup.

Gambar 11. Karakteristik Kick yang Mengindikasikan Static fluid level.

Pada gambar tersebut terlihat ada simpangan gelombang ke bawah lalu diikuti dengan simpangan gelombang keatas, lalu rambatan akan normal kembali (memantul keatas/kearah berlawanan). Karakter “kick” tersebut mengindikasikan adanya suatu hambatan yang menghentikan rambatan gelombang suara yang dapat berupa liquid level maupun benda padat.

Dalam melakukan analisa dan interpretasi hasil rambatan gelombang suara yang didapat, subyektifitas dari penganalisa memberikan pengaruh yang cukup besar dalam menentukan “kick” mana yang dianggap sebagai kedalaman atau titik adanya satic fluid level, maupun titik yang diyakini sebagai kedalaman kebocoran di dalam tubing. Oleh sebab itu, perlu dilakukan analisa yang lebih komprehensif dengan membandingkan data hasil akuisisi dengan

diagram komplesi, selain itu membandingkan dengan hasil-hasil akuisisi dari sumur lainnya juga akan membantu dalam menginterpretasi dan menentukan karakteristik dari “kick”.

Sebagai tambahan, alat Echometer sebagai metode dan teknologi analisa rambat suara ini perlu dijaga agar tidak terpapar dengan air karena peralatan terhubung dengan laptop dan software. Selain itu untuk menjaga kualitas dari sinyal yang diterima oleh program, agar dipastikan kabel mikrofon dan kabel transducer tidak dalam kondisi tertekuk atau terinjak. Tips lainnya adalah, untuk mendapatkan hasil akuisisi yang lebih smooth (tidak banyak noise) bisa dicoba untuk tetap memegang gas gun setelah selenoide valve dibuka yang bertujuan mengurangi getaran pada gas gun yang akan memengaruhi pembacaan gelombang rambat suara.

Kendala dalam menggunakan teknologi rambat gelombang suara ini antara lain adalah jika diaplikasikan pada sumur dengan diameter besar, misal 7”. Dalam beberapa akuisisi yang kami lakukan pada sumur dengan diameter 7”, hasil rambat gelombang suara yang diperoleh seolah-olah rambatan berhenti ditengah jalan. Walaupun telah dicoba dengan metode explosion dengan memberikan tekanan hingga 200 psi ke dalam gas gun, namun hasil yang diperoleh belum memuaskan. Dari hasil akuisisi, “kick” yang mengindikasikan adanya static fluid level tidak dapat ditentukan secara jelas.

VI. KESIMPULAN

Metode analisa rambat suara dengan menggunakan Echometer telah diaplikasikan sebagai alat identifikasi permasalahan sumur di PHE ONWJ. Dari beberapa aplikasi di lapangan, kami dapat mengidentifikasi beberapa permasalahan sumur yang umumnya terjadi antara lain yaitu mengetahui perkiraan tekanan statis fluida di dalam sumur (SBHP), diagnosis kondisi di dalam sumur, kebocoran tubing (tubing casing communication), diagnosa kinerja gas lift valve pada sumur, dll.

Penggunaan metode analisa rambat suara telah berhasil mengidentifikasi penamaan sumur yang tertukar pada sumur UA-4L/4S. Dimana dengan melakukan kroscek hasil akuisisi rambat gelombang suara dengan diagram komplesi


sumur diketahui bahwa penaman sumur tersebut (antara long sting dengan short string) terdapat kekeliruan/tertukar.

Penggunaan metode analisa rambat suara dengan alat Echometer telah berhasil membantu melakukan identifikasi adanya permasalahan tubing bocor (tubing – casing communication) pada sumur EF-7. Berdasarkan data identifikasi yang diperoleh, rekomendasi untuk sumur EF-7 adalah dengan melakukan rekomplesi sumur, karena temuan titik kebocoran yang banyak dan interval kebocoran yang cukup panjang.

Penggunaan metode analisa rambat suara telah berhasil mengidentifikasi performa dari injeksi gas lift pada sumur BH-2S. Dari hasil analisa diketahui kedalaman titik injeksi gas lift pada sumur tersebut sudah sesuai desain, sehingga sumur dapat berproduksi optimum.

Penggunaan metode analisa rambat suara telah berhasil mengidentifikasi kedalaman static fluid level pada sumur EQD-7. Dari hasil pengukuran diperoleh kesimpulan bahwa untuk menghidupkan sumur perlu unload sampai fluid level sedikit diatas SO terlebih dahulu sebelum kick off menggunakan gas lift.

Penggunaan metode analisa rambat suara berhasil mengidentifikasi kedalaman static fluid level untuk menentukan tekanan dasar sumur (SBHP) pada sumur MB-6S. Sumur ini terletak pada daerah yang sulit dijangkau oleh unit wireline maupun liftboat, sehingga dengan menggunakan metode analisa rambat suara sangat membantu dalam melakukan akuisisi data tekanan tanpa menggunakan unit wireline.

Di sisi lain, inovasi dalam menggunakan metode analisa rambat suara sebagai alternative solusi dalam melakukan akuisisi data dan troubleshooting masalah sumur telah membantu perusahaan dalam menjalankan efisiensi operasi baik dari segi biaya, efektivitas operasi, maupun kepercayaan diri pekerja. Karena dengan metode ini, pekerjaan akuisisi dan troubleshooting dapat dilakukan secara mandiri tanpa membutuhkan bantuan unit maupun pihak ketiga (perusahaan jasa).

UCAPAN TERIMA KASIH

Penulis ingin menyampaikan terima kasih kepada manajemen PHE ONWJ atas izinnya untuk mempublikasi tulisan ini. Ucapan terima

kasih juga kami sampaikan kepada Departemen Subsurface dan Departemen Operasi PHE ONWJ atas kontribusinya dalam aplikasi lapangan, analisa dan interpretasi, serta penyusunan tulisan ini.

REFERENSI

Echometer Company.(2004). “Basic Steps to Acquire Data Using Total Well Management”. New York: Wichita Falls.

“Acoustic Liquid Level Testing of Gas Wells” – James N. McCoy (Echometer Company), Orvel Lynn Rowlan (Echometer Company), Augusto Podio (University of Texas). 2009, SPE Production and Operations Symposium, 4-8 April, Oklahoma City, Oklahoma. (SPE-120643-MS).

“Echometer Build Up Tests : The Effects of Fluid Hydraulics and Thermodynamics” – Abelardo de Sa Neto (NUPETRO), Abraham S. Grader (The Pennsylvania State University). 1999. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October, Houston, Texas. (SPE-56617-MS).

“Acoustic Static Bottom Hole Pressures” – James N. McCoy (Echometer Company), Augusto Podio (University of Texas), Ken L. Huddlestone (Echometer Company).1988. (SPE-14254-PA).

“Advance Techniques for Acoustic Liquid-Level Determination” – Orvel Lynn Rowlan (Echometer Company), James N. McCoy (Echometer Company), Dieter Backer (Echometer Company), Anthony L. Podio (University of Texas Austin). 2003. SPE Production and Operations Symposium, 23-26 March, Oklahoma City, Oklahoma (SPE-80889-MS).

“Acoustic Techniques to onitor and Troubleshoot Gas-Lift Wells” – C. Taylor (Echometer Company), Orvel Lynn Rowlan (Echometer Company), James N. McCoy (Echometer Company). 2003. SPE Western North American and Rocky Moutain Joint Meeting, 17-18 April, Denver, Colorado Publication Date. (SPE-169536-MS).

Sonolog Test Sumur Minyak menggunakan ALat Total Well Management Echometer sebagai Well Analyzer Sumur di Pertamina EP Subang” – Nandang Taryana (Teknik Elektro Institut Teknologi Nasional Bandung). 2014, Bandung , Indonesia.

Amperianto Agus. (1999). Digital Well Analyzer Sebagai Inovasi Pengukuran Fluid level Untuk Mendukung Program Optimasi Produksi. UPN Veteran Yogyakarta, Indonesia.

Juniawan Rahmat Guntur. (2011). Re-Optimasi

39

Berdasarkan Analisa Sonolog Pada Pompa Sucker Rod Sumur X Lapangan Y. Yogyakarta : UPN Yogyakarta , Indonesia.

Echometer Company.(2004). Basic Steps to Acquire Data Using Total Well Management. New York : Wichita Falls, USA.

Eugene Collins. (1983). Petroleum Production Engineering. Boston : The Conventional Energy Training Project.

Brian Macke. (2004). Frutitland Coal Infill Well Pressure Data Requirment. Colorado : Oil And Gas Conservation Commision.

Studi Kasus: Inovasi Penerapan Teknologi Rambat Suara sebagai Alternatif Solusi dalam Mengidentifikasi Masalah Sumur Produksi



41

Pengaruh Deformasi Radial pada Pump Barrel Terhadap Efisiensi Volumentris Sucker Rod Pump (SRP)

The Influence of Radial Deformation in Pump Barrel to The Volumetric Efficiency of Sucker Rod Pump (SRP)

Gurmilang Adhika1, Antonius Dwiyanto2 dan Ardiansyah3 [email protected];[email protected];

[email protected] (1)(2)PT Pertamina EP Asset-2, Jl. Jend. Sudirman No. 03, Prabumulih, Sum-Sel 31122

Tel. +62713382396; (3)PT Pertamina EP Lirik Field, Pekanbaru, Riau

Abstrak

Makalah ini menunjukan pengaruh deformasi radial akibat perbedaan tekanan bagian dalam dan bagian luar pump barrel dan temperature terhadap volumetric efficiency sucker rod pump (SRP). Besarnya deformasi radial diperoleh dengan menghitung besarnya hoop stress akibat perbedaan tekanan yang dialami oleh barrel pompa dan adanya thermal expansion karena perbedaan temperature surface dan subsurface. Dari data yang diperoleh di lapangan L, didapatkan bahwa besarnya nilai deformasi pada barrel pompa SRP di lapangan tersebut berkisar antara 0,09% hingga 0,12%. perubahan diameter barrel sebesar itu mengakibatkan berkurangnya volumetric efficiency pompa sebesar 4% hingga 14% hal ini diakibatkan perubahan diameter pada barrel pompa meningkatkan laju slippage loss fluida yang melalui plunger pompa. Hasil yang didapat digunakan sebagai koreksi terhadap perhitungan besarnya pump slippage loss (aliran diantara plunger dan barrel pompa) terutama pada sumur-sumur low influx dimana perbedaan tekanan yang dialami oleh pump barrel sangat besar. Kata Kunci: deformasi radial, hoop stress, pump slippage.

Abstract

This paper shows the influence of radial deformation caused by pressure difference in pump barrel and temperature to the volumetric efficiency of sucker rod pump (SRP). The amount of radial deformation is obtained by calculating the hoop stress due to the difference in pressure and thermal expansion experienced by pump barrel. From the data obtained, it was found that the amount of deformation in the SRP pump barrel ranges between 0.09% to 0.12%. this changes in the diameter of the pump barrel result in reduced pump volumetric efficiency by 4% to 14% since the rate of slippage loss of fluid through the pump plunger increases.The results are used as a correction to the calculation of the amount of slippage loss especially on the low influx wells where the pump barrel experienced large pressure difference.Keywords: radial deformation, hoop stress, pump slippage

I. PENDAHULUAN

Sucker Rod Pump (SRP) merupakan metoda pengangkatan buatan yang paling umum digunakan pada industri perminyakan, lebih dari 70% sumur-sumur minyak di dunia menggunakan metode ini sebagai metode pengangkatan minyak dari dasar sumur ke permukaan. Selain karena kehandalannya dan efisiensi energi yang tinggi,

biaya operasional yang relatif rendah menjadi faktor yang menyebabkan metode pengangkatan dengan SRP ini sangat digemari.

Besarnya volume fluida yang akan di angkat menggunakan pompa SRP ini bergantung pada pump displacement pompa SRP yang terpasang, namun laju produksi fluida di permukaan bisa jadi kurang dari nilai total theoretical pump displacement karena adanya variable efisiensi


pompa yang terpasang. Perbandingan antara besarnya volume actual displacement dengan theoretical pump displacement dinyatakan sebagai pump volumentric efficiency.

Salah satu faktor yang mempengaruhi nilai pump volumentric efficiency ini adalah pump slippage atau dikenal sebagai aliran diantara plunger dan barrel pompa. Besarnya pump slippage ini berbanding lurus dengan besarnya diametral clearance antara plunger dan barrel pompa serta perbedaan tekanan yang dialami sepanjang plunger sebagaimana tercermin dalam persamaan berikut:

................................................. (1)

dimana;q = slippage loss, cu in./min (0.2371 cm3/s)d = diameter plunger, inΔp = perbedaan tekanan sepanjang plunger/ perbedaan tekanan didalam dan diluar barrel.Δdc = diametral clearance, in (perbedaan antara diameter barrel dengan diameter plunger)L = panjang plunger, inµ = viskositas absolut fluida, cp

Faktor lain yang mempengaruhi nilai pump volumentric efficiency adalah faktor mekanis dari system yang bekerja, dalam hal ini diwakili oleh effective plunger stroke (sp) dimana

SP = S + ep - ( et + er )

SP = effective plunger stroke, inchesS = polished rod stroke, inchesep = plunger over travel, incheset = tubing stretch, incheser = rod stretch, inches

Dengan

.................................. (2)

............................................................... (3)

.............................................. (4)

........................... (5)

Wf = fluid load on the plunger, lbsL = length of sucker rod string, ftE = Modulus elasticity of steel, ftAr = Average cross-sectional area of rod, in2

Ap = Average cross-sectional area of plunger, in2

At = Average cross-sectional area of tubing, in2

G = fluid specific gravity.

II. PERMASALAHAN

Pada lapangan L di Sumetera Selatan dimana SRP digunakan sebagai peralatan lifting untuk sumur-sumur dengan potensi produksi lebih rendah dari 300 bfpd, didapatkan kecenderungan efisiensi pompa yang rendah, nilai efisiensi actual jauh lebih rendah bila dibandingkan dengan nilai efisiensi yan didapat dari hasil perhitungan yang telah mempertimbangkan factor mekanis (sp) dan slippage over pump. Perbendaan nilai efficiency yang tinggi ini hanya terjadi pada pompa-pompa dengan type thin wall barrel.

Tabel 1. Perbandingan actual efficiency dengan calculated efficency.

Perbedaan antara actual efficiency dengan calculated efficiency ini semakin besar pada sumur dengan dynamic fluid level (DFL) yang dalam, dimana semakin dalam DFL akan menyebabkan semakin besar perbedaan tekanan hydrostatic di dalam dan di luar barrel pompa.

Tabel 2. Perbedaan tekanan hydrostatic vs Perbedaan actual efficiency dengan calculated efficiency.

43Pengaruh Deformasi Radial pada Pump Barrel Terhadap Efisiensi Volumentris Sucker Rod Pump (SRP) (Gurmilang Adhika, Antonius Dwiyanto dan Ardiansyah)

Perbedaan dengan nilai yang besar ini tidak ditemukan pada pompa dengan spesifikasi dan parameter operasi (stroke length dan stroke per-minutes) yang sama yang dipasang pada sumur-sumur dengan DFL yang dangkal.

Tabel 3. Perbedaan tekanan hydrostatic vs Perbedaan actual efficiency dengan calculated efficiency pada sumur dengan DFL dangkal.

Dari fenomena diatas, dicermati bahwa perbedaan nilai efficiency yang besar hanya terjadi pada pompa SRP yang terpasang pada sumur dengan DFL yang dalam.

III. METODOLOGI

Analisa dilakukan dengan mem-bandingkan data yang diperoleh dari test produksi dengan data perhitungan.

3.1 Test Produksi

Test produksi dilakukan untuk mengetahui actual displacement dari pompa SRP yang terpasang. Test produksi dilakukan dengan mengalirkan fluida dari sumur ke tangki test di stasiun pengumpul untuk kemudian dilakukan pengukuran terhadap volume fluida yang didapatkan.

3.2 Perhitungan Displacement Pompa

Dari fenomena diatas, dicermati bahwa perbedaan nilai efficiency yang besar hanya terjadi pada pompa SRP yang terpasang pada sumur dengan DFL yang dalam, dan pengamatan dilakukan pada pompa-pompa SRP dengan type thin wall barrel.

Berangkat dari data tersebut, fokus analisa dilakukan pada pengaruh tekanan (akibat DFL yang dalam) dan temperature yang dialami oleh thin wall barrel terhadap volumetric efficiency dari pompa.

Pada thin wall barrel dimana ratio radius terhadap ketebalan lebih besar dari 10 ( r/t ≥ 10)

tekanan yang bekerja pada inner barrel akan menyebabkan deformasi barrel kearah radial karena adanya hoop stress yang bekerja pada dinding barrel.

Gambar 1. Hoop Stress yang bekerja pada dinding cylinder.

Dengan menyamakan antara gaya yang diterima dinding barrel dengan reaksi dari dinding barrel dimana gaya yang bekerja merupakan perkalian antara tekanan dengan luas area dimana tekanan itu bekerja, didapatkan

................................................................... (6)

Gambar 2. Luas area dimana tekanan dan hoop stress bekerja.

Berdasarkan hukum hooke’s, strain (deformation) dari material sebanding dengan stress yang bekerja terhadap material tersebut.

σ = E ε

denganσ = Applied stress (Pa)E = Modulus Young’s (Pa)ε = strain/deformation (-)

........................................................................ (7)


Dimana strain (ε) merupakan besarnya perubahan keliling (dc) dibagi dengan besarnya nilai keliling mula “C” (2πr). dengan menggabungkan persamaan (6) dan persamaan (7) didapat

............................................................. (8)

dimana

Dengan begitu, persamaan (8) menjadi

................................................................ (9)

Perubahan radius barrel akibat tekanan yang dialami akan menambah besarnya jari-jari cylinder dari barrel pompa, sehingga nilai diametral clearance antara plunger dan barrel akan bertambah menjadi ∆dc + 2 dr.

Deformasi yang dialami barrel pompa sebagai akibat dari perubahan temperature (thermal expansion), besarnya akan sebanding dengan besar perubahan temperature dari surface ke subsurface dan besaran expansion coefficient dari material barrel tersebut.

............................................................ (10)

dC = perubahan keliling lingkaranC0 = Initial circumferenceC1 = final circumference

r0 = initial radiusr1 = final radiusdT = perubahan temperatureα = linear expansion coefficientdr = change in radius

persamaan (1) dapat ditulis ulang menjadi

......................... (11)

dengan;q = slippage loss, cu in./min (0,2371 cm3/s)d = diameter plunger, inΔp = perbedaan tekanan sepanjang plunger/ perbedaan tekanan didalam dan diluar barrel.Δdc = diametral clearance, in (perbedaan antara diameter barrel dengan diameter plunger)L = panjang plunger, inµ = viskositas absolut fluida, cpE = Modulus Young’sr = jari-jari barrel pompa, int = ketebalan barrel pompa, indT = perubahan temperatureα = linear expansion coefficient

IV. HASIL

Dengan menggunakan koreksi deformasi radial pada nilai diametral clearance barrel pompa, didapatkan perbedaan antara actual efficiency dengan calculated efficiency pada pompa-pompa yang diamati sebelumnya menjadi

Tabel 4. Perbedaan actual efficiency dengan calculated efficiency dengan menggunakan koreksi deformasi radial pada diametral clearance.

45Pengaruh Deformasi Radial pada Pump Barrel Terhadap Efisiensi Volumentris Sucker Rod Pump (SRP)

(Gurmilang Adhika, Antonius Dwiyanto dan Ardiansyah)

V. KESIMPULAN

Berdasarkan hasil yang didapatkan dari pengamatan dan analisa yang dilakukan, ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut:• Pada pompa SRP type thin wall barrel,

dengan perbandingan jari-jari barrel terhadap ketebalan barrel pompa ≥ 10, tekanan tinggi yang bekerja pada barrel pompa memberikan efek yang besar pada penurunan pump volumetric efficiency.

• Besarnya penurunan pump volumetric efficiency berbanding lurus dengan besarnya perbedaan tekanan yang dialami di dalam dan di luar barrel pompa.

• Dengan menambahkan pengaruh deformasi radial pada diametral clearance dalam menghitung besarnya pump slippage loss, didapatkan nilai perbedaan antara calculated pump volumetric efficiency dengan actual pump efficiency yang lebih baik.

• Penggunaan thin wall barrel pada sumur-sumur dengan DFL yang dalam akan mengakibatkan pompa SRP bekerja pada volumetric efficiency yang rendah akibat tingginya slippage loss.

LAMPIRAN

Gambar 3. Nilai Young’s modulus pada berbagai temperature.

REFERENSI

Kermit E. Brown, 1977. Artificial lift Methods 2a. Pennwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma.

Gabor, Takack, 2003. Sucker Rod Pumping Manual. Pennwell Corporation, Tulsa, Oklahoma.

Richard Kyle, Chambliss, 2001. Plunger leakage and Viscous Drag for Beam Pump System. Master Thesis, Texas Tech University.

Slaughter, William S. (2001), The Linearized Theory of Elasticity, Birkhäuser.

Walter Lewin explains Hooke’s law, 1999. Hooke’s Law, Simple Harmonic Oscillator. MIT Course Cambridge, USA.

David G. Alciatore, 2007. Stress analysis of thin-walled pressure vessels. Course Handouts and Resources, Colorado State University.

Wikipedia, 2016. Hooke’s Law. https://en.wikipedia.org/wiki/Hooke%27s_law

The Engineering Toolbox, 2016. Stresses in thin-walled tube or Cylinders. http://www.engineeringtoolbox.com/stress-thin-walled-tube-d_948.html

The Engineering Toolbox, 2016. Modulus of Elasticity or Young’s Modulus – and Tensile Modulus for common Materials. http://www.engineeringtoolbox.com/young-modulus-d_417.html

The Engineering Toolbox, 2016. Young’s Modulus of Elasticity for Metals and Alloys. http://www.engineeringtoolbox.com/young-modulus-d_773.html

The Engineering Toolbox, 2016. Temperature Expansion Coefficients Piping Materials. http://www.engineeringtoolbox.com/pipes-temperature-expansion-coefficients-d_48.html

Tabel 5. Expansion Coefficient Carbon steel.


UCAPAN TERIMA KASIH

Ucapan terima kasih kepada para Mitra Bestari yang telah mengevaluasi, me-review dan memberikan saran perbaikan tulisan-tulisan yang dimuat di majalah Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) edisi penerbitan Volume 13 Nomor 1, April 2017.

1. Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar2. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA3. Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo M.Sc.4. Dr. Ir. Sudarmoyo, SE, MT5. Dr. Ir. Usman Pasarai

Aampas tebu 21, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30

Bbagasse 21, 22, 30

Cconsumption 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7core flooding 9, 10, 11, 12, 13, 19

Ddeformasi radial 41, 44, 45

Eechometer 31, 32, 33, 34, 37, 38, 39ehemical 1enhanced oil recovery 10, 19, 21, 22, 30eor 9, 10, 11, 15, 19, 21, 22, 30, 41, 42, 45exchanger 1, 2, 3, 7

Ggas lift 31, 32, 34, 35, 36, 37, 38

Hheat 1, 2, 3hoop stress 41, 43

Iinjeksi surfaktan-polimer 9, 10, 11, 13, 18, 19

INDEKS

Kkimia 1, 10, 11, 12, 19, 21, 22, 24, 25, 29konsumsi 1

Llignin 21, 22, 23, 24, 29, 30lignosulfonat 21, 22, 23, 24, 25, 29

Mmodel simulasi 9, 10, 13, 19

Ppanas 1, 21, 23peningkatan perolehan minyak 10, 21penukar 1PHE ONWJ 31, 32, 33, 35, 36, 37, 38pump slippage 41, 42, 45

Rradial deformation 41

Ssimulation model 9SLS surfactants 22surfactant-polymer injection 9surfaktan NaLS 21, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29

Ttroubleshooting 31, 34, 35, 38

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN PENULISAN

ISI DAN KRITERIA UMUM

Naskah makalah ilmiah (selanjutnya disebut ”Naskah”) untuk publikasi di Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) dapat berupa artikel hasil penelitian atau artikel ulas balik/tinjauan (review) tentang minyak dan gas bumi, baik sains maupun terapan. Naskah belum pernah dipublikasikan atau tidak sedang diajukan pada majalah/jurnal lain. Naskah ditulis dalam bahasa Indonesia atau bahasa Inggris sesuai kaidah masing-masing bahasa yang digunakan. Naskah harus selalu dilengkapi dengan Abstrak dalam Bahasa Indonesia dan Abstract dalam Bahasa Inggris. Naskah yang isi dan formatnya tidak sesuai dengan pedoman penulisan JTMGB akan dikembalikan ke penulis oleh redaksi untuk diperbaiki.

FORMAT

Umum. Seluruh bagian dari naskah termasuk judul abstrak, judul tabel dan gambar, catatan kaki, dan daftar acuan diketik satu setengah spasi pada electronic-file dan print-out dalam kertas HVS ukuran A4. Pengetikan dilakukan dengan menggunakan huruf (font) Times New Roman berukuran 12 point.

Setiap halaman diberi nomor secara berurutan termasuk halaman gambar dan tabel. Hasil penelitian atau ulas balik/tinjauan ditulis minimum 5 halaman dan maksimum sebanyak 15 halaman, di luar gambar dan tabel. Selanjutnya susunan naskah dibuat sebagai berikut:

Judul. Pada halaman judul tuliskan judul, nama setiap penulis, nama dan alamat institusi masing-masing penulis, dan catatan kaki, yang berisikan terhadap siapa korespondensi harus ditujukan termasuk nomor telepon dan faks serta alamat e-mail jika ada.

Abstrak. Abstrak/abstract ditulis dalam dua bahasa yaitu bahasa Indonesia dan bahasa Inggris. Abstrak berisi ringkasan pokok bahasan lengkap dari keseluruhan naskah tanpa harus memberikan keterangan terlalu terperinci dari setiap bab. Abstrak tulisan bahasa Indonesia paling banyak terdiri dari 250 kata, sedangkan tulisan dengan bahasa Inggris maksimal 200 kata. Kata kunci/keywords ditulis di bawah abstrak/abstract dan terdiri atas tiga hingga lima kata.

Pendahuluan. Bab ini harus memberikan latar belakang yang mencukupi sehingga pembaca dapat memahami dan dapat mengevaluasi hasil yang dicapai dari penelitian yang dilaksanakan tanpa harus membaca sendiri publikasi-publikasi sebelumnya, yang berhubungan dengan topik yang bersangkutan.

Permasalahan. Bab ini menjelaskan permasalahan yang akan dilakukan penelitian ataupun kajian.

Metodologi. Berisi materi yang membahas metodologi yang dipergunakan dalam menyesaikan permasalahan melalui penelitan atau kajian.

Hasil dan Analisis. Hanya berisi hasil-hasil penelitian baik yang disajikan dengan tulisan, tabel, maupun gambar. Hindarkan penggunaan grafik secara berlebihan bila dapat disajikan dengan tulisan secara singkat. Batasi penggunaan foto, sajikan yang benar-benar mewakili hasil penemuan. Beri nomor gambar dan tabel secara berurutan. Semua gambar dan tabel yang disajikan harus diacu dalam tulisan.

Pembahasan atau Diskusi. Berisi interpretasi dari hasil penelitian yang diperoleh dan pembahasan yang dikaitkan dengan hasil-hasil yang pernah dilaporkan.

Kesimpulan dan Saran. Berisi kesimpulan dan saran dari isi yang dikandung dalam tulisan. Kesimpulan atau saran tidak boleh diberi penomoran.

Ucapan Terima Kasih. Bila diperlukan dapat digunakan untuk menyebutkan sumber dana penelitian dan untuk memberikan penghargaan kepada beberapa institusi atau orang yang membantu dalam pelaksanaan penelitian dan atau penulisan laporan.

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN PENULISAN DAFTAR PUSTAKA

Acuan. Acuan ditulis dan disusun menurut abjad. Beberapa contoh penulisan sumber acuan:

JurnalHurst, W., 1934. Unsteady Flow of Fluids in Oil Reservoirs. Physics (Jan. 1934) 5, 20.BukuAbramowitz, M and Stegun, I.A., 1972. Handbook of Mathematical Functions. Dover Publications, Inc., New York.Bab dalam BukuCosta, J.E., 1984. Physical geomorphology of debris flow. Di dalam: Costa, J.E. & Fleischer, P.J. (eds), Developments and Applications of Geomorphology, Springer-Verlag, Berlin, h.268-317.AbstrakBarberi, F., Bigioggero, B., Boriani, A., Cavallini, A., Cioni, R., Eva, C., Gelmini, R., Giorgetti, F., Iaccarino, S., Innocenti, F., Marinelli, G., Scotti, A., Slejko, D., Sudradjat, A., dan Villa, A., 1983. Magmatic evolution and structural meaning of the island of Sumbawa, Indonesia-Tambora volcano, island of Sumbawa, Indonesia. Abstract 18th IUGG I, Symposium 01, h.48-49.PetaSimandjuntak, T.O., Surono, Gafoer, S., dan Amin, T.C., 1991. Geologi Lembar Muarabungo, Sumatera. Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, Bandung.ProsidingMarhaendrajana, T. and Blasingame, T.A., 1997. Rigorous and Semi-Rigorous Approaches for the Evaluation of Average Reservoir Pressure from Pressure Transient Tests. paper SPE 38725 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Oct. 5–8.Skripsi/Tesis/DisertasiMarhaendrajana, T., 2000. Modeling and Analysis of Flow Behavior in Single and Multiwell Bound ed Reservoir. PhD dissertation, Texas A&M University, College Station, TX.Informasi dari InternetCantrell, C., 2006. Sri Lankan’s tsunami drive blossom: Local man’s effort keeps on giving. Http:// www.boston.com/news/local/articles/2006/01/26/sri_lankans_tsunami_drive_blossoms/[26 Jan 2006]SoftwareECLIPSE 100 (software), GeoQuest Reservoir Technologies, Abbingdon, UK, 1997.

Naskah sedapat mungkin dilengkapi dengan gambar/peta/grafik/foto. Pemuatan gambar/peta/grafik/foto selalu dinyatakan sebagai gambar dan file image yang bersangkutan agar dilampirkan secara terpisah dalam format image (*.jpg) dengan ukuran minimal A4 dan minimal resolusi 300 dpi, Corel Draw (*,cdr), atau Autocad (*,dwg). Gambar dan tabel diletakkan di bagian akhir naskah masing-masing pada halaman terpisah. Gambar dan tabel dari publikasi sebelumnya dapat dicantumkan bila mendapat persetujuan dari penulisnya.

PENGIRIMANPenulis diminta mengirimkan satu eksemplar naskah asli beserta dokumennya (file) di dalam compact disk (CD) yang harus disiapkan dengan program Microsoft Word. Pada CD dituliskan nama penulis dan nama dokumen. Naskah akan dikembalikan untuk diperbaiki jika persyaratan ini tidak dipenuhi. Naskah agar dikirimkan kepada:

Redaksi Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumid.a. Patra Office Tower Lt. 1 Ruang 1C

Jln. Jend. Gatot Subroto Kav. 32-34Jakarta 12950 – Indonesia

Pengiriman naskah harus disertai dengan surat resmi dari penulis penanggung jawab/korespondensi (corresponding author) yang harus berisikan dengan jelas nama penulis korespondensi, alamat lengkap untuk surat-menyurat, nomor telepon dan faks, serta alamat e-mail dan telepon genggam jika memiliki. Penulis korespondensi bertanggung jawab atas isi naskah dan legalitas pengiriman naskah yang bersangkutan. Naskah juga sudah harus diketahui dan disetujui oleh salah satu penulis dan atau seluruh anggota penulis dengan pernyataan secara tertulis.

7 7 0 2 1 6 6 4 1 0 1 49

ISSN 021664101-2 ISSN 0216-6410

Web Publishing ISSN 2088-7590 Jurnal Teknologi Minyak … Vol 13 No 1 April... · Hasil FTIR ini diperkuat hasil uji jumlah komponen sulfonat yang terkandung yaitu komponen alkena,

Documents