Injeksi Polimer Dengan Pengaruh Jenis Polimer Konsentrasi dan Salinitas Brine Pada Recovery Factor Minyak PDF

Preview

Summary

INJEKSI POLIMER DENGAN PENGARUH JENIS POLIMER,KONSENTRASI DAN SALINITAS BRINE PADA RECOVERY FACTOR MINYAK (Laboratorium Study) Arif Eka Rahmanto1); Rachmat Sudibjo2); Sugiatmo kasmungin2), Magister Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, 2) Pengajar Magister Teknik Perminyakan, arif.eka.rahmanto@gm...

Description

INJEKSI POLIMER DENGAN PENGARUH JENIS POLIMER,KONSENTRASI DAN SALINITAS BRINE PADA RECOVERY FACTOR MINYAK (Laboratorium Study) Arif Eka Rahmanto1); Rachmat Sudibjo2); Sugiatmo kasmungin2), Magister Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, 2) Pengajar Magister Teknik Perminyakan, [email protected]; [email protected];

ABSTRAK Dengan permintaan energy semakin meningkat terutama energy fosill fuel ( oil & gas), maka sangat penting untuk meningkatkan recovery factor dan gas terutama pada fase tertiary ( EOR) . Injeksi polimer merupakan salah satu dari bagian chemical flooding injection( EOR) dapat meningkatkan nilai recovery factor , polimer yang digunakan adalah sintetsis ( add cross) dan biopolymer ( XC-P), Uji yang dilakukan adalah uji larutan ( rheology) dan juga uji fisik batuan dari hasil uji tersebut baru dapat dilakukan core flooding metode untuk mengetahui nilai Rf. Hasil yang didapat dari core flooding penambahan polimer yang paling baik adalah larutan G4 dengan core sintetis T2, dengan niali Rf dari hasil injeksi polimer 0.26 (26 %), mobility ratio 0.25853, XCP ( G4) memiliiki kestabilan terhadap kenaikan salinitas terutama pada salinitas 15.000 ppm. Untuk core properties T2 memiliki porositas 44%, Ka brine 2.196624 mD, Ka. Polimer 0.926591 mD Kata Kunci : EOR, Polimer Synthetic, Biopolimer, uji rheology, recovery factor I. PENDAHULUAN Penggunaan polimer sintetis (add cross) dan biopolimer (XC-P) untuk peningkatan Rf minyak sangat tergantung dari rheology larutan yang mengacu pada kondisi resevoar , sedangkan untuk skala laboratorium tergantung dari pemilihan core sampel yang digunakan. Dengan adanya penelitian ini diharapkan dapat menjadi tambahan pengetahuan dibidang chemical flooding khususnya dibidang polimer. 2. STUDI PUSTAKA Pada penelitian Abrahamsen, 2012, mengambil data dari lapangan norne C – segment (statoil) memiliki nilai Rf 2.2 % dari hasil injeksi polimer dengan metode ASP ( alkali, surfactan, polimer) dengan alkali (0.1 wt%), surfactant (0.5 wt %), polimer (0.05 wt%). Untuk itu pada penelitian saat ini hanya digunakan 1 jenis metode saja yaitu polimer core flooding dengan 2 jenis polimer pada variasi konsentrasi dan salinitas brine, untuk suhu yang digunakan adalah 60°C, serta dilakukan dlam skala laboratorium. Secara garis besar terdapat 2 (dua) uji parameter yaitu 1. Uji rheology larutan dan 2. Uji sifat fisik batuan. 3. METODOLOGI Metodologi yang digunakan adalah core flooding, adapun tahapan umum yang dilakukan dalam penelitian ini adalah : 1.

Uji fisik batuan : a) Porositas ( 20 % - 45 %) metode saturated digunakan pada penelitian ini (Gonten, McCain and Wu 1992)

Page 1 of 6 Di Presentasikan pada tanggal 06 September 2017 (Seminar Nasional Cendekiawan 2017)

(1) (2) PV: pore volum;BV: bulk volum a) Permeabilitas efektif bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida, misalnya minyak (Ko), air (Kw) dan gas (Kg). Dengan formulasi yang digunakan (winarta, et al. May 2012) :

(3) k = Permeability, mD ∆P= Pressure injection, psiL = Length of Core sample, cm, ∆T= Time, SecondsµW= Viscosity of Fluid, cp,V= volume out of Core sample, ml,A= Area of Sample, cm 2. Uji efek karakteristik (rheology) larutan a. Shear rate: memiliki formulasi (Abrahamsen 2012) berfungsi untuk mengetahui besarnya viscositas pada saat polimer berinteraksi dengan pori batuan : (4) :Shear stress; µ:Viscosity; γ:Gardient velocity atau shear rate (Abrahamsen 2012) (Hakim and Dharmawan 2012) . b. Permeability Reduction (Rk): Akibat adanya adsorption atau penyerapan zat kimia didalam porus batuan menyebabkan terbentuknya padatan sehingga menyebabkan permeabilitas reduction ( Rk) dengan kata lain jika berkuranganya volum pori batuan akan menghambat laju alir (Abadli 2012), Adapun formula umum yang digunakan adalah (5) Rk: Permebility Reduction;Kw: Permeabilitas water;Kp: Permeabilitas Polimer. c. Resistance Factor, Adapun formulasi sebagai referensi untuk perhitungan pada laboratorium yaitu (API RP 63 1990) : (6) (7) (8) RF=Resistencefactor,dimensionless;K=Permeability,darcies;Kb=Permeabilitybrine,darcie s;Kf=Permeabilityfinal,darcies;μb= Brine viscosity, cp;μp= polymer viscosity, cp . d. Salinity effect : kadar keasinan atau garam ( NaCl ) merupakan brine sintetis dari suatu fluida akan mempengaruhi optimalisasi polimer flooding (API RP 63 1990) . effect dari besaran nilai salinitas akan berpengaruh pada viscositas, semakin besar salinitas maka semakin cepat penurunan viscositas. e. Polimer Slug: Secara terminology adalah ukuran pergerakan suatu fluida, sehingga polimer slug adalah ukuran pergerakan dari polimer injeksi. Ukuran umum yang digunakan untuk Polimer slug adalah PV ( pore volum), PV adalah ratio dari pori batuan suatu material di udara dengan total pori batuan keseluruhan atau perbandingan volum pori batuan di udara ( VA) dengan total volum pori secara keseluruhan ( VT) PV % = VA / VT.

Page 2 of 6

3. Persiapan : a) Pembuatan core sampel sintetis dan alami; b) Larutan polimer yang telah lulus uji; c) Persiapan peralatan core flooding; 4. Core flooding : a) Core saturasi, dengan menggunakan brine; b) Injeksi oil, oil saturation; c) Injeksi brine; d) Injeksi polimer; 5. Evaluasi core flooding: a) Pengolahan data dan perhitungan b) pembahasan 6. Kesimpulan dan saran 4. PEMBAHASAN DAN HASIL Hasil uji core sampel yang dilakukan dalam penelitian ini didapat data pada tabel 1, dengan core sampel berasal dari outcroup geologi (X-29dan X-34) dan sintetis (T1 dan T2) porositas terbesar adalah porositas core sintetis (T2) dengan nilai 44 % Tabel 1 Core sampel properties Core sampel Parameter T1

T2

X-29

X-34

Length, Cm

3.67

3.67

3.24

3.67

Diameter,Cm

2.488354

2.460414

2.523914

2.505286

Bulk Volum,cc

17.96437

15.94667

15.96658

20.3524

Luas Penampang,

4.869547

4.637698

4.908739

4.637698

Saturated.Porositas ( %)

43%

44%

25%

27%

Hasil uji efek dari rheology terlihat pada tabel 2 larutan XC-P (G4) dengan mobility ratio terendah 0.25 dan viscositas larutan tertinggi 3.5 Cp, sedangakan mobility ratio terbesar adalah add cross (C4) dengan nilai 3.53, Permeabilitas reduction dan permeabilitas resistance terendah pada larutan add cross (A4), Tabel 2 Uji efek rheology larutan polimer Research subject No

Objective A4

C4

E3

G4

1

Polimer Type

Add Cross

Add Cross

XC-P

XC-P

2

Salinitas, ppm

5,000

15,000

5000

15000

3

Polimer, ppm

2000

2000

1500

2000

4

Viscositas Larutan polimer, Cp

1.11757069

1.0948924

2.285467

3.501651

5

Viscositas brine , Cp

0.989

0.949

0.989

0.949

6

Viscositas minyak sintetis, Cp

7

7

Mobility ratio brine

2.09537432

2.6040963

6.767667

2.314673

Page 3 of 6

8

Mobility ratio polimer

1.91812928

0.5279979

0.170036

0.264615

9

Mobility ratio, dimensionless

1.20899

3.53168

1.52114

0.25853

10

Permeability Reduction (Rk)

0.96672963

4.2748377

17.22339

2.370652

11

Polimer Resistance, Rr

1.09240516

4.9320204

39.8013

8.747308

Core sampel

T1

X-29

X-34

T2

12

ka. Brine Injection ( mD)

2.0723252

2.4712874

6.693222

2.196624

13

ka. polimer Injection ( mD)

2.14364507

0.5781009

0.388612

0.926591

Tabel 3. Shear rate Parameter

add cross

XC-Polimer

Brine , ppm

5000

15000

5000

15000

Polimer,ppm

2000

2000

1500

2000

Shear rate, 300 Rpm,cp

4.109

2.739

7.493

8.12

Shear rate, 600 Rpm, cp

5.022

3.652

9.991

8.74

Tabel 3 merupakan nilai shear rate larutan dari polimer add cross dan XC-P dengan rate per-menit dimulai dari low rate 300 rpm dan high rate 600 rpm dengan suhu 60°C. Nilai shear rate pada XC-polimer merupakan nilai yang tertinggi dibandingkan nilai shear rate dari polimer add cross. Pada high rate polimer XC-P memiliki nilai lebih kecil dibandingkan pada kondisi low rate. Dari salinitas effect 2 jenis polimer dengan variasi konsentrasi dan salinitas pada suhu 60 °C, pada gambar. 2 salinitas effect pada polimer XC-P lebih stabil dibandingkan add cross, pada add cross dengan salinitas 15.000 ppm terlihat titik puncak dari nilai viscositas, lalu mengalami penurunan pada salinitas 20.000 ppm. Pada tabel 4 dan gambar 3 merupakan hasil dari core flooding dengan pump rate 0.5 ml/menit (23.6 ft/day) untuk 4 larutan dan juga untuk 4 core, terlihat nilai RF setelah injeksi polimer yang paling besar adalah pada larutan XC-P (G4) dengan nilai RF= 26 % dan yang terendah adalah XC-P (E3) dengan Rf adalah 1 %, Sedangkan peningkatan total RF dari water flooding dan polimer yang terkecil adalah core X-34 larutan E3 menghasilkan nilai RF= 74 %, Nilai total RF terbesar adalah X-29 larutan Add Cross (C4) dengan nilai RF = 82 %. 5. KESIMPULAN 1. Nilai RF terbaik adalah larutan polimer G4( XC-P 2.000 ppm dengan salintas 15.000 ppm) dengan core T2 dikarenakan nilai mobility ratio yang cukup baik yaitu kurang dari 1 sehingga nilai RF menjadi meningkat, porositas core 44 % cukup baik. Perbedaan nilai RF disebabkan oleh adanya perbedaan dari properties core sampel dan karakteristik dari larutan polimer; 2. Salinitas effect yang paling stabil adalah polimer XC-P dibandingkan nilai add cross; 3. Nilai RF yang terendah adalah larutan E3 ( XC-P 1.500 ppm salinitas 5.000 ppm) dengan core X-34, memiliki nilai RfF= 1 %, dikarenakan nilai porositas 27 % dan mobility ratio 1.52 lebih dari 1 sehingga mengurangi nilai RF. 4. Secara umum nilai rheology( viskositas, SG, Density) yang baik adalah larutan XC-P ( 2000 ppm dengan salinitas 15.000 ppm).

Page 4 of 6

Gambar 1. Grafik Salinitas effect polimer Tabel 4. Recovery factor Injeksi polimer

So = Saturation Oil ;Swi = Saturation water initial; Sowf = Saturation oil water injection ; Soip = Saturation oil injeksi polimer penjelasan singkatan dari tabel 4

Page 5 of 6

Gambar 3. Nilai RF dari core flooding 6. DAFTAR PUSTAKA : Abrahamsen, Anders. 2012. Applying Chemical EOR on the Norne Field C-Segment. Thesis,Norwegian University of Science and Technology. June 2012, pp. 1-186. API RP 63. 1990. Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used In Enhanced Oil Recovery Operation. June 1, 1990, pp. 1-86. Gonten, Von, McCain and Wu, Ching H. 1992. Petroleum Engineering 311Reservoir Petrophysics. Course Notes,TEXAS A&M UNIVERSITY, pp. 1-224. Hakim, Adnan Nullah and Dharmawan, Irwan Ary. 2012. Model Aliran Polimer Pada Media Berpori . Lokakarya Komputasi dalam Sains dan Teknologi Nuklir. Oktober 10, pp. 1 -13. Taber, J.J., et al. 1997. EOR Screening Criteria Revisited-Part 2:Applications and Impact of Oil Prices. SPWDOE Improved Oil Recovely Symposium held in Tulsa, Oklahoma,. June 6, 1997, pp. 1-7. winarta, Jeffier, et al. May 2012. Salinity Balance With Non-Polar Brine. Jakarta : Proceedings, Indonesian Petroleoum Association, 36 th Annual convention & exhibition ( IPA 12-SE-058), May 2012.

Page 6 of 6...