## Vol. 1, No.1, 2017, p. 8-15
Penentuan Trapping Number Pada Uji Core Flooding Surfaktan “B” Untuk Meningkatkan Perolehan Minyak Lapangan “X”
Indah Widiyaningsih
Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta Jl. SWK 104 Condongcatur Yogyakarta 55285 e-mail : berna_indah@yahoo.com
Received 11 November 2016; Accepted 2 February 2017 Available online 30 April 2017

## ABSTRAK
Injeksi  surfaktan  merupakan  salah  satu  jenis  EOR  yang  sesuai  untuk  memperbaiki  efisiensi  pendesakan  pada reservoir.  Surfaktan  merupakan  zat  aktif  yang  dapat  menurunkan  tegangan  antar  muka  air-minyak  sehingga tekanan kapiler pada daerah penyempitan pori-pori akan turun yang menyebabkan minyak sisa dapat didesak dan diproduksikan. Injeksi surfaktan dilakukan untuk mengoptimalkan injeksi air yang telah dilakukan sebelumnya. Dari  injeksi  surfaktan  yang  dilakukan  ini  diharapkan  dapat  mendesak  minyak  dan  mendapatkan  peningkatan recovery.
Tahap pertama pada penelitian ini adalah dengan melakukan uji core flooding pada sampel batuan reservoir dan Surfaktan “B”. Dari hasil core flooding dilakukan sensitivitas trapping number dengan menggunakan simulator. Parameter Trapping Number diperlukan untuk mengetahui proses perubahan wetabilitas yang terjadi di reservoar akibat  dilakukannya  injeksi  surfaktan.  Untuk  selanjutnya  parameter  tersebut  digunakan  sebagai  input  pada skenario pengembangan Lapangan “X”.
Pada uji sensitivitas trapping number didapatkan besarnya DTRAPW dan DTRAPN sebelum dan sesudah injeksi surfaktan  masing-masing  sebesar  -5  dan  -2.  Peningkatan recovery  factor yang  didapat  dari  uji core  flooding adalah  sebesar  9,25%  dan  hasil  dari  simulasi  reservoir  Lapangan  “X”  setelah  dilakukan  sensitivitas trapping number menunjukkan hasil yang mendekati yaitu sebesar 9.77%. Kata Kunci : Trapping Number, Core Flooding , Injeksi surfaktan

## ABSTRACT
Surfactant  Injection  is  one  methods  of  EOR  that  appropriate  to  improve  the  displacement  efficiency  in  the reservoir.  Surfactant  is  an  active  agent  that  can  lower  the  interfacial  tension  between  water  and  oil  so  that capillary pressure in pores constriction area will drop that causes residual oil can be displaced and produced. Surfactant injection can optimizes  water injection that has been done before. It is expected to displace oil and increased recovery.
The first step of this research is to test the core flooding on reservoir rock samples and Surfactant "B". From the results of core flooding trapping conducted sensitivity number using the simulator. Trapping Number parameter is  necessary  to  know  the  process  wettability  changes  that  occurred  in  the  reservoir  as  a  result  of  doing surfactant injection. To further these parameters are used as input to development scenario Fields "X". In the trapping number sensitivity test DTRAPN and DTRAPW obtained magnitude before and after injection of surfactant each at -5 and -2. Increased recovery factor obtained from core flooding test is 9.25% and the results of reservoir simulation Fields "X" after the sensitivity trapping number indicates approach results in the amount of 9.77%.
Keywords : Trapping Number, Core Flooding, Surfactant Injection

## I. PENDAHULUAN
Produksi  minyak  pada  suatu  reservoir  akan  menurun  seiring  berjalannya  waktu.  Penurunan  produksi  ini disebabkan  karena  menurunnya  tekanan  reservoir  sehingga  diperlukan artificial  lift pada  tahap  primer.  Pada tahap sekunder dilakukan injeksi tak campur (air/gas)  untuk  menjaga tekanan reservoar. Recovery Factor pada tahap secondary recovery umumnya  mencapai 40% dengan asumsi air  mendesak  minyak dengan baik. Namun bagaimanapun  masih  terdapat  minyak  yang  tertahan  atau  menempel  pada  dinding  batuan,  maka  diperlukan metode lain sebagai tahap peningkatan produksi selanjutnya. Tahap selanjutnya kita kenal dengan Enhanced Oil Recovery (EOR) yaitu injeksi tercampur yang dapat berupa injeksi kimia, injeksi mikroba dan injeksi termal. Pada proses injeksi surfaktan ke dalam reservoar terjadi proses perubahan wetabilitas batuan. Melalui parameter Capillary number (Nc) , dengan menurunnya tegangan antar muka/ interfacial tension ( IFT ) antara minyak dan air akan meningkatkan nilai Nc. Konsentrasi surfaktan yang tinggi akan menghasilkan ultra low IFT , sehingga dapat menurunkan saturasi minyak sisa dan kurva permeabillitas relatif akan semakin linear.
Pada pemodelan simulasi reservoir suatu Lapangan menggunakan simulator CMG STARS 2009 diperlukan data input  berupa Trapping  Number  Wetting  (DTRAPW) dan Trapping  Number  Non-Wetting  (DTRAPN) untuk mewakili  kondisi  wetabilitas  reservoir  sebelum  dan  sesudah  injeksi  surfaktan.  Penentuan DTRAPW dan DTRAPN Lapangan “X” dilakukan dengan uji core flooding pada sampel batuan reservoir dengan Surfaktan “B” dan selanjutnya dilakukan sensitivitas dengan menyelaraskan ( matching ) hasil core flooding dan simulasi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menentukan parameter DTRAPW dan DTRAPN sebagai parameter input pada Simulasi Reservoir Lapangan “X” dan meningkatkan recovery untuk pengembangan Lapangan “X”.

## II. METODE PENELITIAN
Tahap  awal  penelitian  pada  studi  ini  adalah  uji core  flooding pada  sampel  Surfaktan  “B”.  Pemilihan  sampel surfaktan  telah  melalui  tahap  uji  kompatibilitas  dengan  melarutkan  sampel  surfaktan  dalam    sampel  brine  dari lapangan  yang  diteliti.  Uji core  flooding dilakukan  dengan  menggunakan  Alat  Rangkaian core  flooding pada Laboratoium EOR.
Kemudian  dari  hasil  uji core  flooding tersebut  dilakukan  studi  sensitivitas trapping  number. Pada  kasus  ini sensitivitas dilakukan dengan menggunakan simulator CMG STARS 2009 dan CMG CMOST 2009 . Setelah  didapatkan  parameter DTRAPW dan DTRAPN kemudian  diinputkan  pada  model  simulasi  reservoir Lapangan “X” dan Selanjutnya dilakukan simulasi reservoir untuk meningkatkan perolehan minyak.
Diagram 1. Metodologi Penelitian
III. HASIL Uji Core Flooding Uji core  flooding dilakukan  dengan  sampel  batuan  dari  Lapangan  “X”  dengan  dimensi  Diameter  2,54  cm  dan Panjang 3 cm, karakteristik batuan berupa porositas sebesar 20,99% dan permeabilitas sebesar 283,4 mD. Surfaktan  yang  digunakan  adalah  Surfaktan  “B”  yang  telah  lolos  melalui  uji  laboratorium  dengan  konsentrasi 2%  yang  merupakan Critical  Micelle  Concentration  (CMC) yaitu  konsentrasi  yang  menunjukkan  nilai IFT terendah. Pengukuran IFT dilakukan dengan menggunakan alat Spinning Drop Tensiometer . Grafik Konsentrasi Vs IFT dapat dilihat pada grafik berikut:
Uji Core flooding
Surfaktan “B”
Simulasi
Coreflooding Sensitivitas
trapping number DTRAPW
DTRAPN
Input Simulasi
Reservoir Lapangan “X” Peningkatan Perolehan Minyak Lapangan “X”
Grafik 1. Grafik IFT Versus Konsentrasi Surfaktan
Uji core flooding dilakukan dengan menginjeksikan Air Formasi pada tahap awal dan didapatkan total recovery sebesar  52,84%,  sehingga  dapat  diketahui  Minyak  Sisa  yang  berada  pada  batuan  sebesar  47,16%.  Gambar berikut  menjelaskan  perolehan  minyak  setelah  dilakukan  injeksi  surfaktan.  SF1  merupakan  perolehan  minyak setelah  dilakukan  injeksi  surfaktan  sebanyak  1 Pore  Volume  (PV) begitu  seterusnya  setelah  penginjeksian sebesar  3  PV  tidak  ada  kenaikan  perolehan  minyak.  Peningkatan Recovery setelah  dilakukan  injeksi  surfaktan sebanyak  3  PV  mencapai  9,25%,  sehingga  total recovery setelah  dilakukan  injeksi  surfaktan  adalah  sebesar 62,09%.

## Gambar 1. Kumulatif Minyak Setelah Injeksi Surfaktan

## Sensitivitas Trapping Number
Perubahan wetabilitas pada reservoir yang terjadi selama proses injeksi secara eksperimental dikemukakan  oleh Van  Quy  and  Labrid (1983)  dan Amaefule  and  Handy (1982).  Kurva Van  Quy  and  Labrid dapat direpresentasikan  dengan  dua  cara  yaitu  dengan  menggunakan  satu  parameter  interpolasi DTRAPW ,  empat  set kurva permeabilitas relatif yang sesuai dengan critical capillary numbers :
 Nc  = 6,0E-8 (baik saturasi sisa minyak maupun air mulai turun)
 Nc = 2,6E-4 (kurva intermediet oleh Van Quy and Labrid )
 Nc = 1,2E-3 (saturasi minyak sisa mencapai nol)
 Nc = 2,3E-1 (saturasi air sisa mencapai nol, kurva permeabilitas relatif berupa garis lurus).
Dan  cara  berikutnya  adalah  dengan  hanya  memasukkan  dua  set  kurva  permeabilitas  relative  dengan menggunakan DTRAPW dan DTRAPN sebagai berikut:
 Kurva IFT tinggi (tanpa surfaktan)
DTRAPW = DTRAPN = Log 10 (6,0E-8)
 Kurva Ultra-low IFT (garis lurus) DTRAPW = Log 10 (2,3E-1) dan DTRAPN = Log 10 (1,2E-3)
Sensitivitas  dilakukan  dengan  cara  mensimulasikan  berbagai  nilai  kemungkinan  dari DTRAPW dan DTRAPN setelah  injeksi  surfaktan  pada  set  interpolasi  yang  ada.  Tahap  selanjutnya  adalah  dengan  me- matching -kan kumulatif  produksi  hasil coreflood setelah  injeksi  surfaktan  sebesar  9,25%  dengan  simulasi coreflood menggunakan Simulator . Data variasi dari parameter trapping number dapat dilihat pada Tabel berikut:
Tabel 1. Tabel Sensitivitas Trapping Number DTRAPW DTRAPN -0.5 -0.5 -1 -1 -1.5 -1.5 -2 -2 -2.5 -2.5 -3 -3

## Simulasi Reservoir Lapangan “X”
Pemodelan  simulasi  reservoir  yang  dilakukan  sebelumnya  menggunakan  sistem Black  Oil dengan  tipe  grid cartesian corner point sesuai dengan karakteristik lapangan yang diteliti. Jumlah total sel aktif adalah sebanyak 18.318 sel yang terdiri dari 71 sel arah X dengan panjang tiap sel 50 m, 86 sel arah Y dengan panjang tiap sel 40 m dan 3 lapisan arah Z.
Gambar 2. Model Reservoir Lapangan “X”
Proses  awal  yang  dilakukan  pada  pemodelan  injeksi  surfaktan  menggunakan CMG  STARS adalah  dengan mengkonversi  model Black  Oil  (CMG  IMEX) pada tools konversi CMG  Launcher .  Data  input  karakteristik surfaktan berdasarkan hasil studi laboratorium yang lolos dari uji phase behavior , kestabilan termal dan uji IFT .
Tabel 2. Karakteristik Fluida Reservoar
Selanjutnya  adalah  dengan  melakukan Process  Wizard yaitu  proses  memodelkan  perubahan  wetabilitas  yang terjadi  berdasarkan  interpolasi  antara IFT dan capillary  number yang  mengarah  ke  perhitungan  permeabilitas relatif dan tekanan kapiler pada dimensionless time . Pada tahap ini dimasukkan data tegangan antar muka/ IFT dari surfaktan yang akan kita sumulasikan. Dari tabel berikut dapat dilihat bahwa surfaktan mulai mencapai IFT terendah pada konsentrasi 2%. Sehingga sebagai base case pemodelan simulasi ini menggunakan konsentrasi 2%. Berikut tabel IFT dari surfaktan.

## Tabel 3. Tabel IFT Setiap % Konsentrasi Surfaktan
Dari  proses  diatas  menghasilkan  dua  set  kurva  permeabilitas  relatif  dan  tekanan  kapiler  yang  merupakan parameter  input;  satu  set  sebagai  kondisi  awal  tanpa  injeksi  surfaktan  dan  set  lainnya  merupakan  kondisi  saat konsentrasi maksimum dari surfaktan tercapai. Terdapat dua set korelasi yang mengarah pada interpolasi antara kurva  permeabilitas  relatif  dan  tekanan  kapiler  sebelum  dan  sesudah  injeksi  surfaktan.  Dengan  menggunakan hasil  sensitivitas DTRAPW dan DTRAPW inisial  dan  final  dengan  angka  yang  sama  yaitu  (-5)  dan  (-2) didapatkan  Grafik  kurva  permeabilitas  relatif  dan  tekanan  kapiler Rock  Type  1 sebelum  dan  sesudah  injeksi surfaktan dapat dilihat pada Gambar berikut.
Gambar 3. Kurva Permeabilitas Relatif
Gambar 4. Kurva Tekanan Kapiler
Pada tahap inisialisasi yang dilakukan didapat nilai Original Oil in Place (OOIP) adalah sebagai berikut:

## Tabel 4. Inisialisasi
History  Matching pada  pemodelan  simulasi  telah  dilakukan  juga  pada  model  sebelumnya.  Pada  pemodelan injeksi surfaktan ini dilakukan matching pada laju produksi minyak dan kumulatif produksi.
Gambar 5. History Matching Profil Produksi
Tahap  selanjutnya  dalam  pemodelan  simulasi  ini  adalah  memperkirakan  kinerja  produksi  dengan  skenario pengembangan Lapangan “X”. Pada pemodelan ini dilakukan prediksi peramalan produksi sampai dengan tahun 2035 (20 Tahun). Base case dari pemodelan ini adalah tanpa adanya perubahan skenario pada produksi existing dengan  metode  injeksi  air  sebanyak  4  sumur  injeksi.  Sedangkan  skenario  injeksi  surfaktan  adalah  dengan memanfaatkan 10 sumur yang telah lama tidak berproduksi dan water cut mencapai 99% untuk dijadikan sumur injeksi. Injeksi surfaktan dilakukan secara terus-menerus sampai dengan akhir prediksi.

## IV. PEMBAHASAN
Dari uji core flooding yang dilakukan pada sampel Surfaktan “B” dan batuan reservoir Lapangan “X” didapatkan hasil sebagai berikut:

## Tabel 5. Tabel Hasil Uji Core flooding Surfaktan “B”
Peningkatan recovery  factor setelah  diinjeksikan  surfaktan  adalah  sebesar  9,25%  atau  total recovery sebesar 62,09%. Recovery yang didapatkan pada proses core flooding ini cukup optimum, artinya surfaktan masih dapat mendorong minyak yang berada di dalam pori-pori batuan maupun yang menempel pada dinding batuan. Hasil recovery per  volume  pori  yang  didapat  dari  uji core  flooding ini  disajikan  dalam  bentuk  grafik  waktu versus  kumulatif  minyak.  Selanjutnya  dari  grafik  ini  nantinya  dilakukan matching dengan  hasil  simulasi core flooding . Berikut adalah hasil matching kumulatif minyak untuk mendapatkan parameter trapping number :

## Gambar 6. Matching Trapping Number
Analisa sensitivitas trapping number diperlukan sebagai dasar input untuk simulasi reservoir pada metode injeksi surfaktan  dengan  simulator CMG  STARS  2009 .  Parameter DTRAPW dan DTRAPN menggambarkan  proses perubahan  wetabilitas  yang  terjadi  pada  batuan  reservoir.  Pada  kasus  Lapangan  “X”  parameter DTRAPW dan DTRAPN sebesar  -5  artinya  batuan  reservoir  bersifat  sedang  pada  wetabilitas  oleh  air  maupun  minyak. Sedangkan setelah dilakukan  injeksi surfaktan  masing-masing DTRAPW dan DTRAPN sebesar  -2  yang artinya baik  air  maupun  minyak  cukup  baik  terangkat/terlepas  dari  batuan.  Semakin  kecil  angka DTRAPW maupun DTRAPN setelah injeksi menunjukkan bahwa injeksi yang dilakukan semakin bagus yaitu Sor (Saturasi minyak sisa) semakin kecil.
Pada pemodelan simulasi reservoir Lapangan “X” skenario dilakukan pada  konsentrasi Surfaktan “B” 2% dan laju injeksi 150 BWPD dengan optimasi pada BHP 200 Psi, 300 Psi, 400 Psi dan 500 Psi. Dari  hasil Simulasi yang  dilakukan  didapatkan  peningkatan  produksi  setelah  injeksi  surfaktan  terbesar  9,77%  pada BHP 200  Psi. Total recovery yang diperoleh setelah dilakukan injeksi surfaktan mencapai 48,94%.
Grafik 2. Grafik Kumulatif Produksi Lapangan “X” pada berbagai Constraint BHP
Grafik 3. Grafik Laju Produksi Lapangan “X” pada berbagai Constraint BH

## V. KESIMPULAN DAN SARAN
Dari hasil yang telah diperoleh pada uji core flooding dan pemodelan simulasi injeksi surfaktan yang dilakukan dapat disimpulkan sebagai berikut:
1. Sensitivitas Trapping  Number perlu  dilakukan  untuk  mendapatkan  parameter DTRAPW dan DTRAPN yang representatif sesuai dengan kondisi Lapangan pada pemodelan simulasi reservoir Injeksi Surfaktan.
2. Parameter input pada simulasi reservoir injeksi surfaktan Lapangan “X” DTRAPW dan DTRAPN masing- masing sebelum injeksi surfaktan sebesar -5 dan setelah injeksi surfaktan sebesar -2.
3. Peningkatan recovery yang  diperoleh  dari  uji core  flooding memberikan  hasil  sebesar  9,25%,  dimana hasil ini mendekati dengan hasil simulasi reservoir Lapangan “X” sebesar 9,77%.
Adapun  saran  yang  diberikan  untuk  studi  ini  adalah  perlu  dilakukan  pengembangan  berbagai  macam  skenario pada simulasi injeksi surfaktan dan memperdalam sampai dengan tahap keekonomian.

## VI. DAFTAR PUSTAKA
Adibhatla,  B.  and  Mohanty,  K.  K.  2007. Simulation  of  Surfactant-Aided  Gravity  Drainage  in  Fractured Carbonates .  Paper  SPE  106161  presented  at  the  SPE  Reservoir  Simulation  Symposium,  Houston, Texas, 26-28 February.
Amaefule  and  Handy.  1982. The  Effect  of  Interfacial  Tensions  on  Relative  Oil/Water  Permeabilities  of Consolidated Porous Media.
Boneau, D. F., and Clampitt, R.L., 1977. A Surfactant System for the Oil-Wet Sandstone of the North Burbank Unit . Journal of Petroleum Technology, v. 29, p. 501-506. Computer  Modelling  Group  Ltd.  2009. Advanced  Process  and  Thermal  Reservoir  Simulator .  CMG  STARS User's Guide. 47 Edinburgh,  Scotland.  Emegwalu  C  C.  2009. Enhanced  Oil  Recovery:  Surfactant  Flooding  As  A  Possibility  for The Norne E-Segment . Gomma,  E.E.  1997. Enhanced  Oil  Recovery  :  Modern  Management  Approach .  IATMI-IWPL/MIGAS Conference.
Gurgel A, Moura MCPA, Dantas TNC, Barros EL, Dantas AA. 2008. A Review on chemical flooding Methods applied  in  Enhanced  Oil  Recovery .  Brazilian  Journal  of  Petroleum  and  Gas.  v.2,  n.2,  p.  83-95,  2008. ISSN 1982-0593. http:// www.portalabpg.org.br/ . [12-07-2011].
Sheng JJ. 2011. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery : Theory and Practice. New York : Gulf Proffesional Publishing.
Technology  Assesment  Board.  1978 .  Enhanced  Oil  Recovery  Potential  in  the  United  States. http://govinfo.library.unt.edu/ota_5/DATA/1978/7807.PDF. [02-02-2011] Van Quy and Labrid. 1983. A Numerical Study of Chemical Flooding Comparison With Experime