Journal of Mechanical Engineering and Mechatronics                                                          Submitted : 2017-08-09 ISSN: 2527-6212, Vol. 2 No. 1, pp. 17-22                                                                                Accepted : 2017-09-06 © 2017 Pres Univ Press Publication, Indonesia

## Pengaruh Konsentrasi Surfaktan dan Permeabilitas pada Batuan
Sandstone terhadap Perolehan Minyak dalam Proses Imbibisi ( Laboratorium Study )
Tri Yoga Prasojo 1,a* , Sugiatmo Kasmungin 2,b
1 Magister Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti
2 Pengajar Magister Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti
a prassodeo@gmail.com, b sugiatmokasmungin@yaho.com
Abstract. There are three levels in producing oil or natural gas: primary recovery where oil flows into  the  wellbore  by  itself;  secondary  recovery  where  oil  flows  with  the  help  of  water  or  gas injection;  and  tertiary  recovery,  commonly  called  Enhance  Oil  Recovery  (EOR).  Total  recovery from one oil field  is  about  50%  -60% of  OOIP.  With primary and secondary recovery 30%  -40% can be obtained from OOIP, it is expected that the remaining 20%  -30% can be taken with EOR. This  study  investigated  EOR  by  injection  of  various  surfactant  concentrations  at  temperatures  of 30°C and 80°C using brine with salinity of 10,000 ppm by imbibition. The aim of this research is to know the effect of surfactant concentration and salinity of the formation water on oil acquisition in relation  to  sandstone  permeability,  and  to  find  out  what  level  of  concentration  to  the  average permeability rate with temperature close to reservoir average temperature (80°C), can be obtained a minimal Sor so that RF (Recovery Factor) to be maximal. The methodology used is to measure: the physical properties of rocks and fluids (the solution used), the interface voltage and selected the best solution (the smallest interface voltage), and soaking the rock with Amot test glass. From this study,  it  can  be  concluded  that  the  addition  of  concentration  will  decrease  the  density,  but  the addition of temperature will decrease the density and viscosity; the addition of the surfactant and temperature concentration will decrease the interface voltage until the CMC point is reached; good permeability and porosity may not produce good results when clay contamination is present. Keywords. Enhance Oil Recovery, EOR, Surfaktan, Imbibisi, Sandstone.
Abstrak. Ada tiga tingkatan dalam memproduksi minyak atau gas bumi: primary recovery dimana minyak  mengalir  menuju  lubang  sumur  dengan  sendirinya; secondary  recovery dimana  minyak mengalir dengan bantuan injeksi air atau gas; dan tertiary recovery , umumnya disebut Enhance Oil Recovery (EOR). Total recovery dari satu  lapangan minyak sekitar 50%–60% dari OOIP. Dengan primary maupun secondary recovery dapat  diperoleh  30%–40%  dari  OOIP,  diharapkan  sisanya sekitar  20%–30%  bisa  diambil  dengan  EOR.  Studi  ini  meneliti  EOR  dengan  injeksi  berbagai konsentrasi  surfaktan  pada  temperatur  30 o C  dan  80 o C  menggunakan brine dengan  salinitas 10,000ppm  dengan  cara  imbibisi.  Penelitian  ini  bertujuan  untuk:  mengetahui  efek  konsentrasi surfaktan  dan  salinitas  air  formasi  terhadap  perolehan  minyak  dalam  hubungannya  dengan permeabilitas  batuan  pasir (sandstone) ,  serta  mencari  pada  tingkat  konsentrasi  berapa  terhadap angka  permeabilitias  rata-rata  dengan  temperatur  yang  mendekati  temperatur  rata-rata reservoir (80°C),  bisa  didapat  S or yang  minimal  sehingga  RF  ( Recovery  Factor) menjadi  maksimal. Metodologi  yang  digunakan  adalah  dengan  mengukur:  sifat-sifat  fisik  batuan  dan  fluida  (larutan yang digunakan), tegangan antarmuka dan dipilih larutan terbaik (tegangan antarmuka terkecil), dan dilakukan perendaman batuan dengan gelas Amot test . Dari penelitian ini dapat disimpulkan bahwa penambahan  konsentrasi  akan  menurunkan  densitas,  namun  penambahan  temperatur  akan menurunkan  densitas  dan  viskositas;  penambahan  konsentrasi  surfaktan  dan  temperatur  akan menurunkan tegangan antarmuka hingga titik CMC tercapai; permeabilitas dan porositas yang baik belum tentu dapat menghasilkan hasil yang bagus bila ada kontaminasi clay . Kata kunci. Enhance Oil Recovery, EOR, Surfaktan, Imbibisi, Sandstone

## Pendahuluan
Pada produksi suatu lapangan minyak, ada tiga tahapan yang harus di lalui yaitu: Primary recovery dimana  minyak  mengalir  sendiri  dari reservoir ke  lubang  porforasi  sumur; Secondary  recovery dimana  minyak  mengalir  ke  lubang  perforasi  dengan  bantuan  injeksi  air  atau  gas;  dan Tertiery recovery dimana minyak mengalir ke lubang porforasi dengan bantuan injeksi panas, kimia dan gas, atau biasa disebut EOR. Penelitian ini meneliti EOR dengan proses imbibisi untuk mengetahui pada konsentrasi surfaktan berapa persen dapat memperoleh minyak terbanyak.

## Studi Pustaka
Penelitian  ini  menggunakan  sampel  batuan sandstone, larutan  surfaktan,  dan brine yang  mana ketiganya  perlu  diukur  sifat-sifat  fisiknya  pada  temperatur  30 o C  dan  80 o C.  Injeksi  surfaktan  di maksudkan  untuk  mengurangi  tegangan  antarmuka  (IFT)  antara  fluida  pendesak  dengan  yang  di desak (minyak), dimana residual oil saturation (S or ) merupakan fungsi dari bilangan kapiler (N c ). N c = µ w = kecepatan interstisial;            σ w = viskositas fluida pendesak Ada kalanya dilakukan kombinasi ketiganya yaitu injeksi alkali surfaktan polimer, alkali ini akan mengurangi  adsorbsi  surfaktan  polimer  dan  menambah  ke  aktifan  surfaktan.  Sebelum  melakukan injeksi  kimia  ini  ada  beberapa  hal  yang  perlu  kita  selidiki  antara  lain:  batuan  atau reservoir perlu kita  ketahui:  a)  jenis  batuan:  porositas,  permeabilitas,  dan  saturasi  fluida;  b)  fluida:  viskositas, densitas, sifat  kebasahan ( wettability ), uji kompatibilitas, uji  imbibisi, adsorpsi surfaktan, uji core; c)  surfaktan:  jenis,  konsentrasi,  tegangan  permukaan,  salinitas;  d)  proses  pendesakan:  tegangan permukaan, dan gaya kapiler.
Imbibisi  adalah  proses  yang  terjadi  setelah  fluida  yang  bersifat  tidak  membasahi  ( non-wetting phase )  meninggalkan  batuan,  maka  kekosongan  tersebut  akan  diisi  oleh  fluida  yang  membasahi ( wetting  phase).  Drainage adalah  proses  yang  terjadi  setelah  fluida  yang  bersifat  membasahi meninggalkan  batuan,  maka  kekosongan  tersebut  akan  diisi  oleh  fluida  yang  tidak  membasahi. Water  wet adalah  fluida  yang  lebih  membasahi  batuan reservoir berupa  air.  Jenis  batuan  ini cenderung  disukai  karena  proses  produksinya  lebih  mudah  jika  dibandingkan  dengan oil  wet. Sedangkan oil wet itu sendiri adalah fluida yang lebih membasahi batuan berupa minyak.

## Metodologi Penelitian
Peralatan  dan  bahan  yang  digunakan  dalam  penelitian:  1)  peralatan:  tensiometer  Du  Nuoy, pendant  drop , spinning  drop ,  viscometer  Ostwald, rubber  bulb ,  hydrometer,  neraca  digita,  neraca analitik,  kaca  arloji, magnetic  stirrer ,  gelas  kimia,  gelas  ukur,  model reservoir ,  tabung  piston, termometer,  tabung  reaksi,  pipet,  dan waterbath dengan  termometer;  2)  bahan:  Surfaktan  AOS: 0.1%; 0.2%; 0.3%; 0.4% dan 0.5%, NaCl 10,000ppm, crude oil , red dye , dan blue dye . Rangkaian persiapan dan percobaan  yang dilakukan adalah:  persiapan air formasi  sintetik ( brine ), pembuatan larutan surfaktan dengan salinitas 10.000 ppm, dan pengukuran sifat fisik larutan.
Gambar  1  adalah  proses  langkah  pengerjaan.  Berikut  adalah  perhitungan-perhitungan  dan pengamatan  yang  dilakukan:  perhitungan  komposisi brine  water ; perhitungan  komposisi  larutan surfaktan aos pada konsentrasi 0.1%, 0.2%, 0.3%, 0.4%, dan 0.5%; pengukuran densitas brine pada temperatur  30˚C  dan  80˚C;  pengukuran  densitas  surfaktan  pada  temperatur  30˚C  dan  80˚C  pada berbagai  konsentrasi;  pengukuran  viskositas  larutan  dengan  berbagai  konsentrasi  surfaktan  pada temperatur 30˚C dan 80˚C; pengukuran specific gravity larutan pada berbagai konsentrasi surfaktan pada temperatur 30˚C dan 80˚C; pengukuran tegangan antarmuka larutan pada berbagai konsentrasi pada  temperatur  30˚C  dan  80˚C;  perhitungan  porositas  dan  permeabilitas  sampel  batuan;  hasil perolehan minyak pada proses imbibisi.
Gambar 1. Langkah Pengerjaan

## Hasil dan Pembahasan
Pengukuran densitas brine pada 30˚C = 0.9365  gr/cc;  dan pada 80˚C =  0.8604 gr/cc. Densitas brine akan  mengalami  penurunan  dengan  bertambahnya  temperatur.  Dengan  penambahan konsentrasi  surfaktan  akan  menaikkan  harga  densitas  larutan  tersebut,  tetapi  seiring  dengan kenaikan  temperatur,  densitas  akan  menurun.  Ini  membuktikan  bahwa  densitas  selain  dipengaruhi oleh  konsentrasi  larutan,  juga  dipengaruhi  oleh  temperatur.  Pada  pengukuran  densitas  crude menggunakan density meter, didapat densitas crude oil pada 30˚C = 0.7682; pada 80˚C = 0.6915. Dengan naiknya temperatur, densitas menurun. Pada pengukuran viskositas brine , viskositas brine rata-rata  pada  temperatur  30˚C  sebesar  0.8785  cP;  Dengan  kenaikan  temperatur,  harga  viskositas akan  menurun,  Harga  viskositas brine rata-rata  pada  temperatur  80˚C  adalah  sebesar  0.4170  cP . Pada pengukuran viskositas surfaktan, nilai viskositas terpengaruh oleh kadar konsentrasi surfaktan dan  temperatur.  Setiap  penambahan  konsentrasi  surfaktan  akan  menaikkan  viskositas  dari  larutan tersebut.  Pada  percobaan  ini  digunakan brine dengan  salinitas  10,000ppm  terlihat  bahwa  pada pengukuran  viskositas  larutan  tersebut  menunjukkan  kenaikan  viskositas  setiap  penambahan konsentrasi  surfaktan.  Viskositas  larutan  pada  temperatur  80˚C  lebih  rendah  daripada  viskositas larutan  pada  temperatur  30˚C.  Pada  pengukuran  viskositas crude ,  didapat  hasil  pada  temperatur 30˚C  =  7.11  cP;  80˚C  =  2.76  cP.  Pada  pengukuran specific  gravity  brine ,  harga specific  gravity brine pada  temperatur  30˚C  adalah  0.9400,  sedangkan  SG brine pada  temperatur  80˚C  adalah 0.8755,  terlihat  bahwa  dengan  kenaikan  temperatur, specific  gravity akan  menurun.  Pada pengukuran specific  gravity surfaktan,  hasil  pengukuran specific  gravity dengan  berbagai konsentrasi  surfaktan  yang  diukur  pada  temperatur  30˚C  dan  80˚C  menunjukkan  bahwa  harga specific  gravity bertambah  dengan  bertambahnya  konsentrasi  surfaktan,  hal  ini  disebabkan  karena adanya  penambahan  surfaktan  ke  dalam  larutan,  dan  menambah  berat  massa  molekul,  sehingga densitas dari larutan menjadi naik. Temperatur juga berpengaruh pada nilai specific gravity larutan tersebut,  dengan  kenaikan  temperatur  harga specific  gravity akan  turun.  Pada  pengukuran specific gravity crude , harga specific gravity crude pada temperatur 30˚C = 0.771; dan 80˚C = 0.7119. Pengukuran  tegangan  antarmuka  (IFT)  dilakukan  sebanyak  lima  kali  dan  didapat  hasil  sebagai berikut  (lihat  Tabel  1):  hasil  pengukuran  tegangan  antarmuka  pada  temperatur  30˚C  mempunyai nilai  tertinggi  crude  pada  konsentrasi  0.1%  sebesar  15.77  dyne/cm  dan  terus  menurun  setiap penambahan  konsentrasi  larutan  sampai  mencapai  konsentrasi  tertentu  akan  konstan  walaupun konsentrasi  surfaktan  ditambahkan;  tegangan  antarmuka  akan  terus  menurun  sampai  titik  CMC ( Critical  Micelle  Concentration )  tercapai;  pengukuran  tegangan  antarmuka  pada  temperatur  30˚C mencapai  titik  CMC  pada  konsentrasi  0.4%  dimana  pada  konsentrasi  0.4%,  nilai  tegangan antarmuka stabil dan tidak mengalami penurunan nilai tegangan antarmuka lagi.

## Tabel 1. Tegangan Antarmuka vs Konsentrasi Surfaktan pada 30˚C
Temperatur 30˚C Konsentrasi (%) 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 Crude 15.77 15.12 14.28 14.00 14.00
Pada  pengukuran  tegangan  antarmuka  pada  temperatur  80˚C  titik  CMC  tercapai  pada  larutan berkonsentrasi 0.3% (lihat Tabel 2). Terlihat bahwa pada konsentrasi 0.3% telah tercapai titik CMC, dimana pada konsentrasi tersebut IFT menjadi konstan dan tidak terjadi penurunan lagi.

## Tabel 2. Tegangan Antarmuka vs Konsentrasi Surfaktan pada 80˚C
Temperatur 80˚C Konsentrasi (%) 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 Crude 14.78 13.03 10.93 10.93 10.93
Tegangan  antarmuka  pada  temperatur  80˚C  lebih  rendah  daripada  tegangan  antarmuka  pada temperatur  30˚C.  Panas  dan  konsentrasi  surfaktan  akan  menurunkan  tegangan  antarmuka.  Titik CMC  tercapai  pada  konsentrasi  0.3%  seperti  terlihat  pada  Gambar  2.  Berdasarkan  Gambar  2 dibawah  dimana  titik  CMC  terdapat  pada  konsentrasi  larutan  0.4%,  maka  untuk  percobaan selanjutnya  larutan  yang  digunakan  adalah  larutan  berkonsentrasi  0.2%,  0.3%,  0.4%,  dan  0.5% karena  konsentrasi  larutan  0.1%  sangatlah  rendah  sehingga  tidak  terlalu  berpengaruh  pada pengukuran.  Setelah  titik  CMC  tercapai  tegangan  antarmuka  akan  menurun  (cenderung  stabil) karena  adanya  adsorbsi  larutan  oleh  batuan  sehingga  penambahan  konsentrasi  larutan  sudah  tidak efektif lagi.

## Gambar 2. IFT vs Konsentrasi Surfaktan Pada 30˚C dan 80˚C
Dalam pengukuran sifat  fisik batuan, sifat fisik batuan reservoir dalam thesis ini diperoleh dari analisa batuan inti reservoir di laboratorium. Tabel 3 dibawah menunjukkan besaran harga porositas batuan yang diukur dengan alat helium porosimeter.
Tabel 3. Data Porositas DATA POROSITAS A B C D E F G Nomor sampel Gauge Reading, cc Dead Volume, cc Vol. Sheet, Plug Out, cc Grain Vol. Bulk Vol. Pore Vol. Porosity, % (F:E) x 100 23D 6.4 7.39 11.69 12.68 16.49 3.81 23.10 29B 6.13 6.70 13.83 14.4 18.32 3.92 21.39 32A 6.10 7.37 12.75 14.02 18.26 4.24 23.22 32B 6.06 7.34 13.42 14.7 19.35 4.65 24.03 36B 6.03 7.35 13.50 14.82 19.37 4.55 23.48
(lanjutan)
DATA POROSITAS (lanjutan) H I J K L Nomor sampel Dry Weight, gr Grain Density L (cm) D (cm) keterangan 23D 11.6 0.91 4.63 2.58 Baik sekali 29B 18.5 1.28 3.99 2.57 Baik sekali 32A 15 1.06 3.47 2.57 Baik sekali 32B 17.9 1.21 3.66 2.58 Baik sekali 36B 15 1.01 3.98 2.57 Baik sekali
Pada  pengukuran  permeabilitas,  pengukuran  permeabilitas  batuan  pada  percobaan  ini menggunakan  alat  permeameter.  Perhitungan  permeabilitas  dengan  alat  ini  menggunakan persamaan dibawah ini dengan koreksi alat sebesar 1.07.
– Q = laju air fluida, cc/det          dP/dL = gradient tekanan dalam arah aliran,
atm/cm k = permeabilitas, darcy A = luas penampang, cm 2 μ = viskositas, cp
Hasil perhitungan permeabilitas batuan terdapat dalam Tabel 4.
Tabel 4. Hasil Perhitungan Permeabilitas Batuan
Nomor sampel O W C L (cm) A (cm 2 ) Ka, mD k l keterangan 23D 6.219 11.6 60 4.63 5.22 32.70 27.41 Baik 29B 6.219 18.5 60 3.99 5.18 45.19 38.62 Baik 32A 6.219 15.0 60 3.47 5.21 31.70 26.52 Baik 32B 6.219 17.9 60 3.66 5.22 39.85 33.80 Baik 36B 6.219 15.0 60 3.98 5.18 36.57 30.86 Baik
Detail  uji  imbibisi  beserta  hasil  adalah  sebagai  berikut:  pengamatan  ini  dilakukan  selama  6 (enam) hari. Pada hari pertama, minyak  yang keluar cukup signifikan, hari kedua mulai  menurun, tetapi  masih  ada  perolehan.  Pada  hari  ketiga  dan  seterusnya,  perolehannya  sangat  sedikit  dan cenderung tidak ada atau konstan bilamana digambarkan di grafik, akan terlihat seperti garis lurus. Tabel  5  dibawah  menjelaskan  tentang  perolehan  minyak  dalam  berbagai  contoh  batuan  yang direndam dalam beberapa konsentrasi surfaktan dari 0.1%, 0.2%, 0.3%, 0.4%, dan 0.5%. Dari Tabel 5,  terlihat  bahwa  batuan  dengan  nomor  32A,  32B,  dan  36  B  mendapatkan  hasil  yang  cukup  baik yaitu  0.2  ml,  0.5  ml,  dan  0.2  ml  pada  konsentrasi  surfaktan  0.5%.  Pada  batuan  nomor  23D mendapatkan hasil 0,6 ml pada konsentrasi surfaktan 0.1%, dan batuan pada nomor 29B mendapat 0.4 ml pada konsentrasi 0.2%.
Tabel 5. Hasil Pengukuran Imbibisi (ml) Terhadap Larutan Surfaktan
No Nomor Core Salinitas (ppm) Imbibisi (ml) 0.1% 0.2% 0.3% 0.4% 0.5% 1 23D 10.000 0.6 0.1 0.05 0.1 0.07 2 29B 10.000 0.2 0.4 1.0 0.3 0.1 3 32A 10.000 0.05 0.1 0.05 0.06 0.2 4 32B 10.000 0.05 0.2 0.1 0.7 0.5 5 36B 10.000 0.1 0.3 0.1 0.05 0.2

## Kesimpulan
Dari  hasil  percobaan  yang  dilakukan  di Laboratorium  Enchanced  oil  Recovery Fakultas Teknologi  Kebumian  dan  Energi  Universitas  Trisakti,  Jakarta  dapat  diambil  kesimpulan  sebagai berikut:
1. Pada  pengukuran  densitas  surfaktan,  peningkatan  konsentrasi  menaikan  densitas  larutan  tetapi kenaikan temperatur akan menurunkan densitas larutan tersebut.
2. Dari  hasil  percobaan,  densitas  pada  temperatur  30 o C  lebih  tinggi  daripada  densitas  pada  80 o C. Hal ini menunjukkan peningkatan temperatur akan menurunkan densitas larutan.
3. Pada  temperatur  80 o C  viskositas  larutan  lebih  kecil  daripada  viskositas  larutan  tersebut  pada temperature 30 o C, terlihat bahwa peningkatan temperatur akan menurunkan viskositas.
4. Hasil  uji  tegangan  antar  muka  (IFT)  menunjukkan  bahwa  penambahan  konsentrasi  surfaktan akan  menurunkan  tegangan  antar  muka  hingga  titik  CMC  tercapai,  setelah  CMC  tercapai tegangan antar muka akan konstan. Pada temperatur 30 o C titik CMC didapat pada konsenstrasi larutan 0.4% dan pada temperatur 80 o C, titik CMC terdapat pada konsenstrasi larutan 0.3% 5. Pada uji imbibisi dengan beberapa sampel batuan yang mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup baik, hasilnya tidak otomatis baik.  Hasil yang baik seperti pada sampel nomor 23D, nomor  29D,  dan  32B,  didapat  pada  konsentrasi  yang  berlainan,  kemungkinan  hal-hal  ini diakibatkan  adanya clay yang  mengembang  dan  menurunkan  porositas  maupun  permeabilitas batuan bisa juga karena larutan kurang homogen.

## Daftar Pustaka
[1]   Badakshan,  Amir,  and  Bakes,  P.,  "The  Influence  of  Temperature  and  Surfactant Concentration on Interfacial Tension of Saline Water and Hydrocarbon Systems in Relation to Enhanced Oil Recovery by Chemical Flooding." Society of Petroleum Engineers, 1990.
[2] Berger, P. D., and Lee, C. H., "Ultra-Low Concentration Surfactants for Sandstone and Limestone Floods." SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium , Society of Petroleum Engineers, 2002.
[3] Budhya, E. F., “Pembuatan Surfaktan Natrium Ligno Sulfonate (NALS) dari Ampas Tebu dan Ampikasinya untuk Peningkatan Perolehan Minyak,” Thesis Universitas Trisakti, Jakarta, 2014.
[4] Dake, L. P., "Fundamentals of Reservoir Engineering,” Amsterdam: Developments in Petroleum Science , no. 8. Oxford, NY: Scientific Publishing Company, 1978.
[5] Green, D. W., and Willhite, G. P. Enhanced oil recovery , vol. 6. Richardson, TX: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1998.
[6] Lake, L. W., "Enhanced oil recovery." NJ: Prentice Hall Inc., 1989.
[7] Larson, R. G., Davis, H. T., and Scriven, L. E., "Elementary Mechanisms of Oil Recovery by Chemical Methods." Journal of Petroleum Technology , 1982.
[8] Mardiana, D. A., Dr., MT., ST., Kartoatmodjo, R. S. T., Ph.D., Ir., and Kasmungin, S., Ph.D., MT., Ir., “Petunjuk Penyusunan Tesis.” Universitas Trisakti, Jakarta, 2016.
[9] Schramm, L. L., ed. Surfactants: fundamentals and applications in the petroleum industry . Cambridge University Press, 2000.
[10]  Sudibjo, R., Dr., Ir., “Enhanced Oil Recovery,” Slide Kuliah Teknik Perminyakan, FTKE, Universitas Trisakti, Jakarta, Agustus, 2011.
[11]  Usman, “Potensi Pengembangan EOR untuk Peningkatan Produksi Miyak Indonesia,” PPPTMGB LEMIGAS, Agustus, 2011.
[12]  Wellington, S. L., and Richardson, E. A., "Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding." SPE Journal , 1997.
[13]  Zhang, F., et al. "Lab Study and Field Application of Surfactant Induced Imbibition for Low Permeability Reservoirs." SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference . Society of Petroleum Engineers, 2017.