Journal of Mechanical Engineering and Mechatronics                                                          Submitted : 2017-08-09 ISSN: 2527-6212, Vol. 2 No. 1, pp. 41-47                                                                                Accepted : 2017-09-05 © 2017 Pres Univ Press Publication, Indonesia

## Pengaruh Permeabilitas dan Konsentrasi Polimer terhadap Saturasi Minyak Sisa pada Injeksi Polimer
Avty Vilanti 1,a* , Sugianto Kasmungin 2,b , Dwi Atty Mardiana 2,c
1 Magister Teknik Perminyakan Universitas Trisakti
2 Pengajar Magister Teknik Perminyakan Universitas Trisakti
a avtyvilanti@yahoo.com, b sugiatmo_ftke@trisakti.ac.id, c atty@trisakti.ac.id
Abstract. Polymer  injection  is  one  of  the  methods  of  increasing  oil  recovery  or  Enhanced  Oil Recovery  (EOR)  after  the  water  injection  method  is  performed,  to  reduce  residual  oil  saturation. The  polymer  reduces  the  water  mobility  ratio  so  that  the  sweeping  efficiency  will  increase  to encourage  bypassed  and  unswept  residual  oil  saturation.  For  polymer  injection  applications, partially hydrolyzed polyacrylamide (PHPA) or commercially known as HPAM is the most widely used  type.  At  the  current  low  oil  prices,  design  optimization  of  polymer  injections  in  certain reservoirs  is  important.  The  purpose  of  this  research  is  to  analyze  the  effect  of  permeability  and polymer  concentration  on  residual  oil  saturation  by  core  flooding  method  in  the  effort  of optimization of polymer injection. The optimal concentration in this study is 1,500 ppm which has the lowest residual oil saturation value. The increase in concentration from 500 ppm to 1.500 ppm, residual  oil  saturation  decreased  in  four  variations  of  Berea  sandstone  permeabilities.  However, when the polymer concentration is added to 2.500 ppm, the residual oil saturation value increases. This can be caused by pore clogging. Whereas with permeability, residual oil saturation is directly proportional. The greater the permeability the greater the value of residual oil saturation. Core Y7 Berea  has  the  highest  permeability  and  saturation  of  residual  oil.  The  results  of  this  study  are expected to be useful in the development of polymer injections on EOR activity.
Keywords. polymer injection, concentration, permeability, PHPA, residual oil saturation
Abstrak. Injeksi polimer adalah salah satu metode peningkatan perolehan minyak atau Enchanced Oil Recoverv (EOR) setelah metode injeksi  air dilakukan, untuk mengurangi saturasi minyak sisa. Polimer  mengurangi mobility  ratio air  sehingga  efisiensi  penyapuan  akan  meningkat  untuk mendorong bypassed dan unswept saturasi  minyak  sisa.  Untuk  aplikasi  injeksi  polimer, partially hydrolyzed polyacrylamide (PHPA) atau secara komersial lebih dikenal dengan HPAM adalah tipe yang paling banyak digunakan. Di saat  harga minyak rendah seperti sekarang ini, optimasi desain injeksi polimer pada reservoir tertentu menjadi penting. Tujuan  penelitian ini adalah menganalisis pengaruh  permeabilitas  dan  konsentrasi  polimer  terhadap  saturasi  minyak  sisa  dengan  metode coreflooding dalam upaya optimisasi injeksi polimer. Konsentrasi optimal pada penelitian ini adalah 1.500 ppm  yang memiliki nilai saturasi minyak sisa paling rendah. Kenaikan konsentrasi dari 500 ppm  menjadi  1.500  ppm,  saturasi  minyak  sisa  menurun  pada  empat  variasi  permebilitas Berea sandstone .  Namun  ketika  konsentrasi  polimer  ditambah  menjadi  2.500  ppm,  nilai  saturasi  minyak sisa meningkat.  Hal  ini  dapat  disebabkan  oleh pore  clogging .  Sedangkan  terhadap  permeabilitas, saturasi minyak sisa berbanding lurus. Semakin besar permeabilitas maka semakin besar pula nilai saturasi minyak sisa . Core Y7 Berea memiliki permeabilitas dan saturasi minyak sisa paling tinggi. Hasil penelitian ini diharapkan dapat berguna dalam pengembangan injeksi polimer pada kegiatan EOR.
Kata kunci. injeksi polimer, konsentrasi, permeabilitas, PHPA, saturasi minyak sisa

## Pendahuluan
Injeksi  air  ( water  flooding )  banyak  digunakan  sebagai  metode secondary  recovery pada peningkatan recovery  factor ,  namun  lebih  dari  60%  dari original  oil  in  place (OOIP)  tidak  dapat diperoleh menggunakan teknik water flooding ini (Qi, 2016). Minyak yang tertinggal atau residual oil  saturation adalah  minyak  yang  dilewati  ( bypassed )  atau  tidak  tersapu  ( unswept )  oleh  fluida
pendesak (air) pada media permeable (Lake, 1989). Minyak sisa setelah water flooding inilah yang menjadi target injeksi polimer.
Polimer  ditambahkan  pada  air  untuk  menambah  viskositas  dan  menurunkan  mobilitas  fluida pendesak  sehingga  diharapkan  dapat  memperbaiki  efisiensi  penyapuan  ( sweep  efficiency )  dan mengurangi S orp . Polimer dapat mengalami degradasi, salah satunya adalah degradasi thermal . Pada temperatur  tinggi  ikatan  rantai  polimer  akan  terlepas  sehingga  polimer  menjadi  tidak  stabil  dan berat  molekul  menjadi  ringan.  Akibatnya  viskositas  akan  menurun.  Untuk  itu  polimer  akan  diuji thermal stability untuk mengetahui kestabilannya pada temperatur reservoir.

## Studi Pustaka
Polimer  atau  sering  disebut  makromolekul  adalah  rangkaian  molekul  sederhana      berukuran sangat  panjang  yang  terbentuk  dari  perulangan  unit-unit  kimia  kecil  dan  sederhana  (Chauveteau, 1991). Polyacrylamide merupakan  polimer  sintetis  yang    bersifat    non-ionik    yang  disintesis  dari monomer acrylamide ,  dan  umumnya  dibuat  berdasarkan  mekanisme  radikal  bebas.  Molekul polyacrylamide adalah  molekul  yang  sangat  fleksibel,  dimana  rantai  yang  panjang  dan  diameter molekul yang relatif kecil membuat polimer ini sensitif terhadap kerusakan mekanis dan degradasi. Untuk  menambah  keefektifannya  dalam  peningkatan  perolehan  minyak, polyacrylamide direaksikan dengan  basa  kuat  (NaOH  dan  KOH)  sehingga  disebut  dengan partially  hydrolyzed polyacrylamide (PHPA) (Kasimbazi, 2014).
Injeksi menggunakan polimer untuk meningkatkan perolehan minyak pertama kali diperkenalkan sebagai  teknik Enhanced  Oil  Recovery pada  awal  tahun  1960-an.  Saat  ini  lebih  dari  90%  aplikasi injeksi polimer di lapangan menggunakan PHPA (Sorbie, 1991). Sejak saat itu metode EOR secara kimia  ini  berkembang  luas  secara  komersial  sehingga  banyak  ditemukan  publikasi  mengenai penggunaannya pada bermacam-macam kasus reservoir.
Efektifitas  injeksi  polimer  dipengaruhi  secara  langsung  oleh  viskositas,  berat  molekul  dan konsentrasi polimer. Perubahan jumlah air dan salinitas dalam larutan polimer akan mempengaruhi viskositas. Polimer dengan berat molekul yang lebih tinggi akan memberikan viskositas lebih tinggi dan  dapat  mengurangi  volume  polimer  yang  digunakan  namun  tetap  dapat  melalui  pori  pada reservoir batuan secara efektif (Abadli, 2012).
Semakin  tinggi  konsentrasi  polimer  yang  diinjeksikan  dapat  mempersingkat  waktu  injeksi  dan meningkatkan recovery  factor sehingga  menurunkan  saturasi  minyak  sisa.  Namun  harus dipertimbangkan  pula  bahwa  semakin  besar  konsentrasi  polimer  yang  akan  diinjeksikan memerlukan  tekanan  injeksi  yang  besar  pula.  Meskipun  demikian,  pada  nilai  tertentu,  konsentrasi polimer yang diinjeksikan tidak memberikan efek yang signifikan terhadap efisiensi injeksi polimer (Abadli, 2012).
Injeksi  polimer  berhubungan  langsung  dengan  peningkatan  efisiensi  penyapuan  dengan mengurangi mobility ratio (M), dapat dilihat pada persamaan berikut :
(1)
= permeabilitas efektif  air, = permeabilitas  efektif  minyak, = viskositas air dan adalah viskositas minyak.

## Metodologi Penelitian
Salah  satu  metode  yang  paling  sering  digunakan  di  laboratorium  untuk  menentukan  saturasi minyak  sisa  adalah core  flooding . Core  flooding dapat  dilakukan  dengan preserved atau unpreserved core , fluida reservoir atau sintetik, pada kondisi ruangan atau kondisi reservoir (Teklu, 2013). Terdapat 4 tahapan yang digunakan dalam penelitian, yaitu :
a. Persiapan core . Digunakan 4 (empat) sandstone Berea core dengan nilai porositas >20% (sangat baik),  dan  permeabilitas  11-15  mD  (baik).  Variasi  permeabilitas core diperlukan  untuk  analisa pengaruh permeabilitas terhadap saturasi minyak sisa.
Tabel 1. Sifat Fisik Batuan Core Porositas (%) Permeabilitas (mD) Y5 20,83 12,63 Y6 21,68 14,06 Y7 22,04 15,09 Y8 20,95 11,72
b. Persiapan larutan. Meliputi pembuatan larutan minyak sintetik dan larutan polimer. Larutan minyak sintetik dibuat dari campuran paraffin dan kerosin dengan densitas 0,7946 gr/cc dan viskositas 1,1532 cP. Larutan polimer dibuat dengan variasi brine : 1.000 ppm, 3.000 ppm, 6.000  ppm,  8.000  ppm,  10.000  ppm;  dan  variasi  konsentrasi  polimer  PHPA  :  500  ppm, 1.500 ppm, 2.500 ppm dengan crosslinker Cr 3+ 10:1.
c. Pemilihan larutan polimer optimum, dengan melakukan pengujian sifat fisik larutan polimer meliputi  densitas,  viskositas  dan shear  rate pada  temperatur  65 0 C.  Karakteristik  polimer optimum  adalah  larut  dalam  air,  memiliki  viskositas  tinggi  pada  konsentrasi  rendah, memiliki tahanan termal yang baik (tidak terdegradasi pada suhu tinggi) dan salinitas  yang baik. Thermal  stability dilakukan  pada  temperatur  65 0 C  selama  4  minggu,  kemudian viskositas  sebelum  dan  setelah thermal  stability dibandingkan  untuk  menilai  kestabilan larutan polimer.
d. Proses core  flooding dengan  tahapan  sebagai  berikut  (Widyarso,  2006)  (Lee,  2015)  (Koh, 2016):
1. Penjenuhan core dengan brine untuk  mengkondisikan  reservoir  pada  salinitas  yang diinginkan
2. Penjenuhan core dengan minyak dan aging selama 1 hari. Volume brine yang tertampung digunakan untuk menghitung OOIP.
3. Pendesakan  minyak  dengan brine ,  dimaksudkan  untuk  mengetahui  saturasi  minyak  sisa setelah injeksi air . Saturasi minyak sisa inilah yang menjadi target injeksi polimer.
4. Pendesakan  dengan  polimer  ( polymer  flooding ).  Perolehan  minyak  dan  saturasi  minyak sisa  dapat  diketahui  setelah  tahapan  ini  dengan  mengukur  volume  minyak  yang terproduksi.

## Hasil dan Pembahasan
Dari hasil uji rheology pada 15 larutan polimer menunjukkan bahwa viskostitas tiap salinitas sama- sama  stabil  pada shear  rate tinggi  sehingga  belum  dapat  dijadikan  dasar  untuk  pemilihan  polimer, ditunjukkan pada gambar 2. Gambar 3 menunjukkan presentase penurunan viskositas tiap-tiap salinitas, semakin  tinggi  salinitas  semakin  kecil  penurunan  viskositasnya  atau  semakin  stabil.  Hasil  uji thermal stability pada gambar 3 menunjukkan bahwa larutan polimer yang paling stabil adalah polimer dengan salinitas  10.000  ppm.  Pada  pengujian  polimer  salinitas  10.000  ppm  juga  didapatkan  viskositas  yang lebih besar dibandingkan dengan minyak sintetik agar injeksi polimer efektif, ditunjukkan pada tabel 2.
Tabel 2. Sifat fisik polimer pada salinitas 10.000 ppm pada 65 0 C PHPA (ppm) Densitas (gr/cc) Viskositas (cP) 500 0,98 1,0563 1.500 0,9803 1,2480 2.500 0,9807 2,2471
Pada  pengujian  polimer  salinitas  10.000  ppm  dan  crosslinker  Cr 3+ dengan  konsentrasi  10:1  pada penelitian  ini  tidak  memberikan  pengaruh  yang  besar  dalam  penambahan  viskositas  yaitu  sampai dengan 5%. Pengaruh Cr 3+ pada injeksi polimer dengan konsentrasi 2.500 ppm menjadi tidak signifikan karena  PHPA  belum  membentuk  gel.  Gel  terbentuk  dengan  konsentrasi  minimal  polimer  5.000  ppm (Simjoo,  2007).  Gel  Cr 3+ berfungsi  untuk  memblok  sementara  lapisan  permeabilitas  tinggi  pada reservoir heterogen/rekahan sehingga polimer dapat mengalir melewati area permeabilitas rendah yang belum  tersapu  oleh water  flooding (Zhang,  2016).  Dengan  konsentrasi  Cr 3+ 270  :1  dan  polimer  1.200 ppm terbukti menaikkan saturasi minyak sisa sampai dengan 4,3% (Xiangguo, 2014).
Gambar 2. Pengujian Shear Rate Polimer
Tiga  larutan  polimer  optimum  terpilih  yang  diinjeksikan  pada  empat core dengan  permeabilitas berbeda dengan tekanan inlet diketahui dari pressure transducer , sedangkan tekanan outlet diasumsikan 1  atm  (14.7  psi)  menunjukkan  bahwa mobility  ratio pada  injeksi  polimer  berbanding  terbalik  dengan konsentrasi polimer, semakin tinggi konsentrasi polimer maka semakin kecil nilai M, terlihat pada tabel 3. Mobilitiy ratio merupakan indikasi kestabilan pada proses penyapuan. Jika M>1, aliran menjadi tidak stabil sehingga terjadi fingering . Pada konsentrasi polimer 500 ppm, M>1 sehingga injeksi polimer tidak efektif sedangkan pada 1.500 ppm dan 2.500 ppm injeksi polimer dapat efektif sehingga meningkatkan area  penyapuan  ( areal  sweep ).  Untuk  mendapatkan  nilai  M  yang  diinginkan,  viskositas  yang  tinggi memerlukan  tekanan  yang  tinggi  dan  mungkin  tidak  dapat  diinjeksikan  pada  reservoir  dengan permeabilitas rendah (Kamal, 2015).
Tabel 3. Mobility Ratio Pada Injeksi Polimer Mobility Ratio PHPA 500 ppm 1.500 ppm 2.500 ppm Y5 1,2282 0,6930 0,0335 Y6 2,4564 0,4620 0,1450 Y7 2,0470 0,5775 0,3207 Y8 1,6376 0,4620 0,1283
Hubungan antara konsentrasi polimer dengan saturasi minyak sisa setelah core flooding pada gambar 4, menunjukkan bahwa semakin besar konsentrasi polimer yang diinjeksikan maka nilai saturasi minyak sisa semakin menurun. Namun ketika ditambahkan hingga konsentrasi polimer tertentu, akan meningkat kembali. Misalnya pada core Y7, pada konsentrasi PHPA 500 ppm saturasi minyak sisa 13,48%,  ketika dinaikkan  menjadi  1.500  ppm  saturasi  minyak  sisa turun  menjadi  12,83%.  Namun  ketika  dinaikkan menjadi 2.500 ppm, saturasi minyak sisa justru meningkat menjadi 14,76%.
Hal  tersebut  erat  kaitannya  dengan  viskositas  polimer  yang  digunakan.  Konsentrasi  polimer  2.500 ppm  memiliki  viskositas  sebesar  2,2471  cP  sedangkan  minyak  sintetik  1,1532  cP,  viskositas  polimer 70%  lebih  besar  dibandingkan  dengan  minyak  sintetik.  Hal  ini  dapat  mengakibatkan core  clogging sehingga  saturasi  minyak  sisa meningkat.  Dengan  variasi  permeabilitas  batuan  yang  berbeda  dapat diketahui  bahwa  semakin  tinggi  permeabilitas  batuan  maka  saturasi  minyak  sisa semakin  besar.  Pada gambar 3, core Y7 memiliki permeabilitas yang paling besar, berada di paling atas grafik dan core Y8 yang terkecil berada di paling bawah.
Gambar 4. Grafik Konsentrasi Polimer vs Saturasi Minyak Sisa
Konsentrasi optimum @ 1.500 ppm pore clogging @ 2.500 ppm

## Gambar 5. Grafik Permeabiltas vs Saturasi Minyak Sisa
Hasil serupa juga ditunjukkan oleh permeabilitas core pada gambar 5, terlihat bahwa saturasi minyak sisa berbanding  lurus  dengan  permeabilitas core .  Semakin  tinggi  permeabilitas  makan  nilai  saturasi minyak sisa semakin besar. Begitu pula sebaliknya jika permeabilitas kecil maka harga saturasi minyak sisa  semakin  rendah.  Dengan  empat  variasi  permeabilitas  batuan  yang  berbeda  dapat  diketahui  bahwa semakin  tinggi  permeabilitas  batuan  maka  nilai  saturasi  minyak  sisa  semakin  besar.  Hal  ini  dapat diakibatkan  adanya thief  zone. Permeabilitas  yang  tinggi  dapat  memberikan  keuntungan  dan  kerugian sekaligus  yaitu  dapat  menaikkan  produksi,  namun  juga  dapat  berfungsi  sebagai  “ thief  zone ”  yang menyimpan  saturasi  minyak  sisa (Panthangkool,  2013).  Hasil  di  atas  diperkuat  oleh  Adetunji  yang menyatakan  bahwa  semakin tight  reservoir menghasilkan recovery yang  lebih  besar  dibandingkan dengan permeabilitas tinggi namun umur proyek injeksinya pendek (Adetunji, 2005).

## Kesimpulan
Berdasarkan  percobaan core  flooding yang  telah  dilakukan  dapat  disimpulkan  bahwa  saturasi minyak  sisa berbanding  terbalik  dengan  konsentrasi  polimer.  Semakin  tinggi  konsentrasi  polimer yang  diinjeksikan  maka  nilai  saturasi  minyak  sisa semakin  rendah.  Namun  kenaikan  konsentrasi polimer  pada  nilai  tertentu  dapat  meningkatkan  saturasi  minyak  sisa . Sedangkan  terhadap permeabilitas,  saturasi  minyak  sisa berbanding  lurus.  Semakin  besar  permeabilitas  maka  nilai saturasi minyak sisa semakin  besar pula dan sebaliknya.

## Daftar Pustaka
[1]   Abadli,  2012, Simulation  Study  of  Enhanced  Oil  Recovery  by  ASP  (Alkaline,  Surfactant  and Polymer) Flooding for Norne Field C-Segment, Norwegian University of Science and Technology . [2]  Adetunji,  2005 ,  Light-Oil  Air-Injection  Performance:  Sensitivity  to  Critical  Parameters ,  SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, USA.
[3]  API  RP  63,  1990. Recommended  Practices  for  Evaluation  of  Polymers  Used  In  Enhanced  Oil Recovery Operation.
[4]  Chauveteau,  1991, Basic  Concepts  in  Enhanced  Oil  Recovery  Processes  In  Mobility  Control  By Polymers, Elsevier Science Poblishing Co. Inc., New York.
[5]  Kamal, 2015, Review on Polymer Flooding: Rheology, Adsorption, Stability and Field Application of  Various  Polymer  Systems ,  Kind  Fadh  University  of  Petroleum  &  Minerals,  Dhahran,  Saudi Arabia.
[6]  Kasimbazi, 2014, Polymer Flooding, University of Norwegian, Norwegian.
[7]  Koesoemadinata, 1978, Pengantar Geologi, Institut Teknologi Bandung, Bandung.
[8]  Koh,  2016, Experimental  Investigation  of  the  Effect  of  Polymers  on  Residual  Oil Saturation, presented at SPE Improved Oil Recovery Conference .
[9]  Lee, 2015, The Development and Evaluation of Polymer For Enhanced Oil Recovery , University of Texas, Austin.
Core Y8 Core Y5 Core Y6 Core Y7
[10] Panthangkool, 2013, Evaluation of Polymer Flooding in Multi-Layered HEterogeneous Reservoir: The  Study  of  Viscosity  and  Injection  Rate  of  Polymer  Solu tion,  Chulalangkorn  University,  Ciang Mai, Thailand.
[11] Qi,  2016, Reduction  of  Residual  Oil  Saturation  in  Sandstone  Cores  Using  Viscoelastic  Polymers , presented at SPE Improved Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma.
[12] Simjoo,  2007, Polyacrylamide  Gel  Polymer  as  Water  Shut-Off  System:Preparation  and Investigation of Physical and Chemical Properties in One of the Itanian Oil Reservoir Condition , Tarbiat Modares University, Tehran, Iran.
[13] Sorbie, 1991, Polymer-Improved Oil Recovery . Heriot-Watt University, Edinburgh.
[14] Teklu,  2013 ,  A  Critical  Literature  Review  of  Laboratory  and  Field  Scale  Determintation  of Residual Oil Saturation, presented at SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, USA.
[15] Xiangguo,  2014, Effect  Study  of  Cr3+  on  Polymer  Molecular  Aggregate  and  Seepage  Flow Characteristics , Northeast Petroleum University, Heilongjiang, China.
[16] Widyarso,  2006,  Studi    Pengaruh  Injeksi  Polimer  Dengan  Berbagai  Konsentrasi  Terhadap Peningkatan  Perolehan  Minyak    Pada  Reservoir  Karbonat ,” presented  at  Simposium  Nasional    &
Kongres IX Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Intonesia  (IATMI), Jakarta, Indonesia.
[17] Zhang,  2016, The  Compatibility  Evaluation  of  Cr3+  Gel  System  and  Polymer/Surfactant  System With Alternating Injection Mode , Northest Petroleum University, Heilongjiang, China.