IATMI 10 006

Pengembangan Resin untuk Mengatasi Kepasiran di Reservoir yang Tidak Terkonsolidasi (Unconsolidated Reservoir)

Taufan Marhaendrajana, ITB; Gema Wahyudi Purnama, ITB; Ucok W. Siagian, ITB

Abstract Terjadinya kepasiran dapat mengakibatkan

beberapa hal kerugian seperti (i) penurunan produksi karena memberikan efek sumbatan di pori-pori, dan perforasi, (ii) pasir yang terbawa dari reservoir dapat terkumpul di dasar lubang sumur sehingga menyebabkan sumur mati, (iii) menyebabkan erosi pipa, dan (iv) memerlukan penanganan dan pembuangan khusus di permukaan. Penanganan produksi pasir menggunakan metoda mekanik (gravel pack, slotted liner, sand screen), kurang efektif untuk reservoir tidak terkonsolidasi dibandingkan dengan penguatan ikatan antar matriks batuan menggunakan bahan kimia.

Paper ini mengembangkan dan menguji material (resin) yang dapat digunakan untuk memperkuat ikatan antar matriks batuan dengan tidak terlalu mengurangi permeabilitas batuan. Pengujian terhadap kekuatan batuan dengan tambahan material ini dilakukan dengan menggunakan alat triaxial stress yang dibuat untuk aplikasi pada tekanan axial dan temperatur tinggi, dan memungkinkan adanya tekanan radial menggunakan gas atau cairan. Dalam presentasi paper ini, core yang digunakan memiliki porositas 25-30%, permeabilitas 50-300 mD, diuji pada temperatur 102oC (216oF), dan tekanan 3145 psi.

Hasil dari paper ini menunjukkan bahwa komposisi resin yang tepat dapat meningkatkan kekuatan batuan sebesar 800 - 1100 psi dengan permeabilitas menjadi 70% dari nilai awalnya. Pendahuluan

Usaha yang pertama kali dilakukan untuk merekatkan antara matrik di dalam formasi berawal pada tahun 1940an dan berkembang pada tahun antara 1960 – 1970 (M. Parlar, 1998). Metode yang dipakai adalah secara kimiawi, yaitu mengikat/menyemen formasi butiran pasir di sekitar sumur (antara 3-6 feet di belakang formasi) dengan zat sejenis plastik. Karena dalam prakteknya metoda tersebut berdampak pada pengurangan permeabilitas yang besar di sekitar sumur, maka metoda ini jarang dipakai.

Terlepas dari kekurangan di atas, metoda ini (kosolidasi batuan) secara konsep sangat efektif dalam pencegahan produksi pasir dari reservoir hingga ke permukaan. Dengan demikian akan banyak keuntungan yang akan didapat, terhindarnya peralatan di atas dan bawah permukaan dari erosi pasir, tidak memerlukan tempat untuk penanganan pasir dipermukaan, terhindar dari pasir mencemari lingkungan, dan mencegah "mati" nya sumur karena menumpuknya pasir di dasar lubang sumur.

A.Wasnik and S. Mete (2005) menggunakan resin untuk merekatkan antar matriks batuan. Mereka menyimpulkan bahwa compressive stress batuan dapat bertambah 600 - 700 psi dengan permeabilitas 60% - 90% dari nilai awalnya.

Resin adalah senyawa kimia yang memiliki sifat dapat merekatkan antara material yang satu dengan yang lain. Beberapa material dasar pembuatan resin untuk keperluan konsolidasi batuan formasi adalah epoxy, furfurin, dan organosilane (Phillip D. Nguyen, 2005).

Paper ini menggunakan resin berbahan dasar epoxy yang menurut D. M. Slagle (2008) memiliki keuntungan, yaitu (i) memiliki resistensi yang baik terhadap acid dan alkali, (ii) viskositas yang rendah, dan (iii) lebih cepat dalam hal pengerasan (curing time).

Yang berbeda dari paper ini dari penelitian sebelumnya adalah pengujian kekuatan batuan yang telah direndam resin menggunakan triaxial stress yang mempertimbangkan temperatur tinggi, jenis fluida reservoir (cair atau gas) dan confining pressure. Metodologi

Hal pertama yang dilakukan adalah mengembangkan (membuat) alat triaxial stress (Gambar 1) yang memiliki kemampuan beban axial mencapai 10 ton (setara dengan tekanan 28000 psi untuk diameter specimen 1 in), tekanan radial (confining pressure) mencapai 1500 psi, temperatur mencapai 400 oC dapat menggunakan air dan gas sebagai fluidanya (Ecep, 2010).

Core sintetik dibuat dengan mengacu pada informasi data serpihan dari sumur pada lapangan yang dijadikan referensi, sehingga core sintetik yang

IATMI 10 006

mendekati kondisi fisik batuan pada sumur tersebut (dengan kisaran porositas 25-30% dan permeabilitas 50-300 mD). Untuk membuat core dengan karakteristik poorly consolidated diperlukan ukuran matrik (grain) mesh 80 – 120. Komposisi pasir dan semen diatur sedemikian rupa dengan persentase berat pasir dan semen 80% berbanding 20%. Dimensi core dibuat dengan ukuran diameter 2.5 cm (1 in), dan tinggi 5 cm (2 in).

Setelah core dikeringkan selama tiga hari, porositas dan permeabilitas diukur menggunakan UltraporeTM 300 Helium Pycnometer System dan Ultra PermeameterTM 400. Kemudian core diuji compressive stress nya dengan pada kondisi unconfined dan confined dengan menggunakan air atau gas yang memberikan support tekanan secara radial. Keberadaan air dan gas ini juga untuk mensimulasikan jenis fluida di reservoir yang berupa cairan (minyak atau air) dan gas.

Bahan resin berasal dari Epoxy ditambah dengan Hardener dan Aseton. Epoxy berfungsi sebagai bahan baku pembuat resin. Hardener berfungsi sebagai katalis/campuran pengeras/pengental. Aseton berfungsi sebagai pelarut dari Epoxy dan Hardener. Beberapa kombinasi Epoxy dan Hardener ini dibuat untuk menghasilkan berbagai jenis resin. Kemudian secara berturut-turut disebut Resin 1, 2, dan 3 untuk resin dengan komposisi 25% Epoxy: 75% Hardener, 50% Epoxy: 50% Hardener, dan 75% Epoxy: 25% Hardener.

Core kemudian direndam dalam resin seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 2. Setelah perendaman, core tersebut kembali diuji untuk mendapatkan nilai porositas, permeabilitas dan compressive stress. Untuk setiap jenis resin lama perendaman dilakukan selama 1, 2, dan 6 jam untuk melihat pengaruh penetrasi dan pengikatan matriks oleh resin.

Core yang telah ditambah resin dengan bermacam perlakuan diambil sayatan tipisnya untuk diperiksa menggunakan SEM, hal ini untuk membantu menjelaskan mekanisme atau cara kerja resin di dalam mengikat batuan dan efeknya terhadap porositas dan permeabilitas batuan.

Hasil dan Pembahasan

Hasil dari perlakuan core dengan tahapan pengujian yang telah dipaparkan sebelumnya disajikan dalam Gambar 3-20.

Gambar 3 memperlihatkan bahwa compressive stress batuan meningkat seiring dengan adanya confining pressure yang diberikan oleh fluida cair dan gas. Di samping mempunyai efek confining pressure, yang menahan deformasi batuan secara lateral, penambahan cairan atau gas ke dalam alat triaxial ini

juga memberikan tekanan di dalam pori-pori core yang membantu menahan tekanan axial yang dibebankan pada core.

Menarik bahwa walaupun tekanan radial yang diberikan oleh fluida cair dan gas dikondisikan sama, tetapi compressive stress batuan berbeda dengan keberadaan masing-masing fluida tersebut dalam pori batuan. Hal ini dapat diterangkan karena cairan (air) memiliki kompresibilitas yang jauh lebih kecil disbanding dengan gas, maka keberadaan cairan dapat lebih efektif dalam memberikan dukungan pada struktur ikatan batuan dalam menahan gaya (atau tekanan) axial sehingga tidak mudah hancur dibandingkan kalau fluidanya adalah gas. Dari perspektif ini pula bahwa untuk derajat konsolidasi batuan yang sama, reservoir gas lebih rentan terjadi kepasiran. Tentu tidaklah sesederhana yang dibayangkan, karena efek viscous yang dimiliki oleh minya atau air juga akan mengakibatkan friksi yang memicu problem kepasiran juga.

Terlhat juga bahwa pada temperatur yang semakin tinggi, ikatan antar matriks oleh semen menjadi berkurang sehingga batuan akan lebih mudah pecah pada temperatur yang semakin tinggi.

Pola kelakuan batuan setelah perendaman dalam resin selama 1 jam dapat dilihat pada Gambar 4 – 8. Semakin besar persentase epoxy dalam resin, compressive batuan secara umum semakin besar baik pada kondisi unconfined, confined (cair) dan confined (gas) seperti terlihat dalam Gambar 4. Pada persentase epoxy lebih dari 50%, compressive stress batuan cenderung mendatar (atau tidak ada kenaikan yang cukup berarti).

Permeabilitas mengalami penurunan dan cenderung makin besar dengan bertambahnya persentase epoxy. Pada perendaman 1 jam ini, efek penetrasi resin lebih dominan dibanding dengan pengentalan (atau pengerasan) resin karena waktu perendaman yang tidak terlalu lama. Dengan makin besarnya persentase epoxy, viskositas resin yang dihasilkan makin kecil (Fathoni, 2010) sehingga permeabilitas batuan makin kecil. Di atas persentase epoxy 50%, viskositas resin makin kecil sehingga diperkirakan bahwa penetrasi resin yang lebih dalam juga diimbangi dengan resin yang cenderung membasahi dinding pori sehingga masih menyisakan pori-pori yang lebih terkoneksi. Karenanya di atas persentase epoxy 50% permeabilitas yang tersisa naik kembali (Gambar 8) walaupun porositasnya makin kecil (Gambar 6).

Pola kelakuan core setelah perendaman dalam resin selama 2 jam ditampilkan pada Gambar 9 – 13. Hampir sama dengan perendaman 1 jam, compressive stress makin besar dengan makin

IATMI 10 006

besarnya persentase epoxy, demikian juga permeabilitas yang tersisa juga makin besar.

Apabila lama perendaman ditingkatkan menjadi 6 jam (Gambar 14 – 18), maka pori-pori akan tersumbat oleh resin sehingga permeabilitasnya menjadi NOL.

Berdasarkan dengan peningkatan compressive stress, dari tiga komposisi resin yang dicoba, maka persentase epoxy:hardener yang optimal adalah 50%:50%, peningkatan persentase epoxy menjadi 75% dimungkinkan untuk mengurangi penurunan permeabilitas.

Lama perendaman core oleh resin selama 2 jam memiliki hasil yang optimal (Gambar 19 dan 20) dengan kenaikan compressive yang cukup besar dengan penurunan permeabilitas yang kecil.

Dari keseluruhan percobaan yang dilaporkan dalam makalah ini, penambahan resin dengan komposisi yang tepat dapat menaikkan compressive stress batuan sebesar 840 psi dan penurunan permeabilitas yang relatif kecil dimana permeabilitas adalah 73% dari nilai awalnya. Khusus untuk reservoir gas, penurunan permeabilitas seperti itu tidak terlalu mengganggu produktivitas sumur dibanding dengan adanya kepasiran yang dapat menyumbat perforasi atau menumpuk di dasar lubang bor sehingga menyebabkan problem produksi yang lebih serius.

Foto sayatan tipis dari core yang diambil dengan SEM dapat dilihat pada Gambar 21-24. Dengan perendaman di dalam resin selama 2 jam terlihat bahwa resin dapat melakukan penetrasi ke dalam pori-pori batuan. Namun untuk persentase epoxy 25%, penetrasinya tida terlalu dalam dan cenderung menggumpal. Sedangkan semakin encer resin dengan kenaikan persentase epoxy, penetrasinya makin dalam dan masih menyisakan pori-pori yang terkoneksi dengan cukup baik.

Simpulan

Berdasarkan pengamatan yang telah dilakukan dalam penelitian ini, beberapa hal dapat disimpulkan sebagai berikut: 1. Kemampuan batuan dengan tingkat konsolidasi

tertentu untuk menahan tekanan axial akan lebih kecil di dalam reservoir gas dibanding reservoir minyak, karena gas dengan kompresibilitasnya yang tinggi kurang dapat menopang struktur batuan dibandingkan dengan minyak atau air yang kompresibilitasnya sangat kecil.

2. Resin memiliki kemampuan untuk mengikat antar matriks batuan sehingga dapat meningkatkan compressive stress batuan. Kemampuan ini akan dapat dicapai dengan efektif apabila penetrasi dari resin ini menjangkau jauh ke dalam batuan dan resin masuk ke dalam batuan dengan membasahi dinding batuan. Penetrasi yang

dalam dapat dicapai dengan viskositas yang rendah dan sifat membasahi batuan dapat dicapai dengan IFT yang rendah. Pengaruh dari IFT ini perlu diteliti lebih mendalam.

3. Dari beberapa kombinasi resin, diperoleh bahwa komposisi resin yang tepat dapat menaikkan compressive stress sebesar 840 psi sampai 1650 psi pada kondisi unconfined dengan penurunan permeabilitas hanya 27% (atau permeabilitas setelah penambahan resin menjadi 73% dari nilainya sebelum ditambah resin).

Pekerjaan Mendatang Masih banyak hal yang perlu untuk diteliti lebih

lanjut seperti (i) pengaruh keberadaan air dalam reservoir selama penetrasi terhadap pengikatan matriks oleh resin, (ii) pengaruh aliran fluida terhadap stabilitas ikatan matriks oleh resin, (iii) Melihat pengaruh IFT resin terhadap konsolidasi batuan, porositas dan permeabilitas.

Daftar Pustaka Parlar, M. et al.: “New Chemistry and Improved

Placement Practices Enhance Resin Consolidation: Case Histories from The Gulf of Mexico”, SPE 39435, Lafayette, Louisiana, 18 – 19 February 1998).

Wasnik, A. and Mete, S.:”Application of Resin System for Sand Consolidation, Mud – Loss Control, dan Channel Repairing”, SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium Held in Cagliary, Alberta, Canada, 1 – 3 November 2005.

Nguyen, P.D.:”Control of Sand Production in the Underground Storage of Natural Gas”, 2005.

Slagle, D.M. et. Al., SPE-AIME, 2008. Ecep, M.M.: ”Design Lab Apparatus: Single Stage

Compressive Test (SST) pada Tekanan dan Temperatur Tinggi”, Tugas akhir Teknik Perminyakan ITB, 2010.

Rasyid, I.F.: ”Studi Pengembangan Resin Epoxy dalam Mengatasi Permasalahan Kepasiran di Lapangan MIGAS”, Tugas akhir Teknik Perminyakan ITB, 2010.

IATMI 10 006

Gambar 1

Alat triaxial stress.

Gambar 2

Core direndam di dalam resin dengan berbagai macam perlakuan resin.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

0 100 200 300 400 500 600

Ax

ial S

tre

ss, σσ σσ

1, p

si

Confining (Radial) Stress, σσσσ3, psi

T = 50 ̊ C (Cair)

T = 102 ̊ C (Cair)

T = 50 ̊ C (Gas)

T = 102 ̊ C (Gas)

Gambar 3

Pengaruh confining stress dan fluida reservoir terhadap compressive stress batuan.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%

Ax

ial S

tre

ss, σσ σσ

1, p

si

Percentage of Epoxy

Unconfined

Confined (Cair)

Confined (Gas)

Tanpa

Resin

Gambar 4

Peningkatan compressive stress batuan akibat penambahan resin dengan perendaman 1 jam.

1 2 3

ф tanpa resin 32.21 29.57 34.44

ф dengan resin 22.75 16.56 18.62

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ф (%)

Perendaman Core 1 Jam

Gambar 5

Porositas batuan sebelum dan setelah perendaman resin selama 1 jam.

IATMI 10 006

1 2 3

Persentase ф tersisa 70.63 56.00 54.07

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Persentase ф tersisa

Gambar 6

Persentase porositas batuan yang tersisa setelah perendaman resin selama 1 jam.

1 2 3

k tanpa resin 126.34 148.55 141.27

k dengan resin 83.64 81.45 82.02

0

20

40

60

80

100

120

140

160

k (mD)

Perendaman Core 1 Jam

Gambar 7

Permeabilitas batuan sebelum dan setelah perendaman resin selama 1 jam.

1 2 3

Persentase k tersisa 66.20 54.83 58.06

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Persentase k tersisa

Gambar 8

Persentase permeabilitas batuan yang tersisa setelah perendaman resin selama 1 jam.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%

Ax

ial S

tre

ss, σσ σσ

1, p

si

Percentage of Epoxy

Unconfined

Confined (Cair)

Confined (Gas)

Tanpa

Resin

Gambar 9

Peningkatan compressive stress batuan akibat penambahan resin dengan perendaman 2 jam.

1 2 3

ф tanpa resin 34.78 31.58 32.14

ф dengan resin 25.07 20.08 22.48

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ф (%)

Perendaman Core 2 Jam

Gambar 10

Porositas batuan sebelum dan setelah perendaman resin selama 2 jam.

IATMI 10 006

1 2 3

Persentase ф tersisa 72.08 63.58 69.94

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Persentase ф tersisa

Gambar 11

Persentase porositas batuan yang tersisa setelah perendaman resin selama 2 jam.

1 2 3

k tanpa resin 146.77 95.31 125.48

k dengan resin 81.74 63.49 91.65

0

20

40

60

80

100

120

140

160

k (mD)

Perendaman Core 2 Jam

Gambar 12

Permeabilitas batuan sebelum dan setelah perendaman resin selama 2 jam.

1 2 3

Persentase k tersisa 55.69 66.61 73.04

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Persentase k tersisa

Gambar 13

Persentase permeabilitas batuan yang tersisa setelah perendaman resin selama 2 jam.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

0% 20% 40% 60% 80%

Ax

ial S

tre

ss, σσ σσ

1, p

si

Percentage of Epoxy

Unconfined

Confined (Cair)

Confined (Gas)

Tanpa

Resin

Gambar 14 Peningkatan compressive stress batuan akibat penambahan resin dengan perendaman 6 jam.

1 2 3

ф tanpa resin 28.7 27.64 29.56

ф dengan resin 11.1 12.4 22.54

0

5

10

15

20

25

30

35

ф (%)

Perendaman Core 6 Jam

Gambar 15

Porositas batuan sebelum dan setelah perendaman resin selama 6 jam.

IATMI 10 006

1 2 3

Persentase ф tersisa 36.68 44.86 76.25

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Persentase ф tersisa

Gambar 16

Persentase porositas batuan yang tersisa setelah perendaman resin selama 6 jam.

1 2 3

k tanpa resin 134.15 91.65 127.35

k dengan resin 0.00 0.00 0.00

0

20

40

60

80

100

120

140

160

k (mD)

Perendaman Core 6 Jam

Gambar 17

Permeabilitas batuan sebelum dan setelah perendaman resin selama 6 jam.

1 2 3

Persentase k tersisa 0.00 0.00 0.00

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Persentase k tersisa

Gambar 18

Persentase permeabilitas batuan yang tersisa setelah perendaman resin selama 6 jam.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 6

Pe

rse

n (

%)

Lama Perendaman (jam)

Persentase

porositas

tersisa

Persentase

permeabilitas

tersisa

Tanpa

Resin

Gambar 19 Pengaruh lama perendaman resin terhadap porositas

dan permeabilitas batuan.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

0 2 4 6 8

Ax

ial S

tre

ss, p

si

Lama Perendaman, jam

Confined (Cair)

Confined (Gas)

Tanpa

Resin Gambar 20

Pengaruh lama perendaman resin terhadap compressive stress.

IATMI 10 006

Gambar 21

SEM pembesaran 1500x core tanpa resin

Gambar 22

SEM pembesaran 1500x core dengan resin 25% Epoxy, 75% Hardener.

Gambar 23

SEM pembesaran 1500x core dengan resin 50% Epoxy, 50%

Hardener.

Gambar 24

SEM pembesaran 1500x core dengan resin 75% Epoxy, 25% Hardener

IATMI 10 006