info@ogrindoitb.com

eor@itb.ac.id

info@ogrindoitb.com

eor@itb.ac.id

Tag: EOR Research

Kategori
News Article

Dari Riset Laboratorium hingga Keberhasilan Lapangan: Surfactant Flooding di Tanjung Field

Surfactant flooding di Tanjung Field dari riset laboratorium hingga implementasi lapangan
Studi surfactant flooding di Tanjung Field meningkatkan produksi minyak hingga tiga kali lipat dengan cumulative oil gain sebesar 7.025 bbl.

Surfactant flooding merupakan salah satu metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang dapat digunakan untuk meningkatkan perolehan minyak melalui injeksi surfaktan ke dalam reservoir. Penerapannya memerlukan formulasi yang sesuai dengan karakteristik minyak dan air formasi serta evaluasi melalui pengujian laboratorium sebelum diterapkan di lapangan.

Sebuah studi yang dipublikasikan dalam Scientific Reports membahas penerapan surfactant flooding skala kecil pada waxy oil reservoir di Tanjung Field, Indonesia. Penelitian ini menghubungkan formulasi dan evaluasi surfaktan di laboratorium dengan pengujian coreflood serta implementasi di lapangan pada Zona A yang memiliki potensi remaining oil yang signifikan.

Gambar 1. Studi surfactant flooding di Tanjung Field menunjukkan peningkatan produksi minyak hingga tiga kali lipat dan cumulative oil gain sebesar 7.025 bbl.

Formulasi dan Pengujian Laboratorium

Penelitian ini menggunakan surfaktan Alkyl Ethoxy Carboxylate yang diformulasikan dan dioptimalkan berdasarkan karakteristik minyak dan air formasi Tanjung Field.

Hasil optimasi menghasilkan interfacial tension (IFT) sebesar 0,042 mN/m, dibandingkan dengan IFT awal minyak-air sebesar 18,3 mN/m. Formulasi tersebut juga menunjukkan kestabilan IFT selama pengujian stabilitas termal pada temperatur 63 °C selama tiga bulan.

Evaluasi kemudian dilanjutkan melalui pengujian coreflood menggunakan sampel native core. Injeksi surfactant slug sebesar 0,2 pore volume (PV) dengan konsentrasi surfaktan 2,0% berat menghasilkan peningkatan perolehan minyak sebesar 25%.

Implementasi Surfactant Flooding di Lapangan

Untuk uji lapangan, pasangan sumur injektor dan produser dipilih berdasarkan konektivitas yang baik dan jarak yang berdekatan. Pemilihan ini dilakukan untuk memperoleh respons yang lebih cepat sekaligus menjaga efisiensi biaya pengujian.

Surfaktan diinjeksikan secara kontinu selama empat hari, dimulai pada 19 Januari 2016, kemudian dilanjutkan dengan injeksi air. Produksi dipantau hingga Maret 2017 dengan target effective reservoir pore volume sebesar 10.625 bbl.

Hasil dan Kolaborasi Riset

Implementasi surfactant flooding menghasilkan peningkatan laju produksi minyak hingga tiga kali lipat dan cumulative oil gain sebesar 7.025 bbl. Total biaya pengujian tercatat sebesar USD 61.812, termasuk biaya bahan kimia dan operasional.

Studi ini melibatkan Lab EOR ITB melalui afiliasi penelitian para penulis. OGRINDO ITB juga mendapat apresiasi dalam publikasi atas dukungannya melalui akses terhadap peralatan dan fasilitas eksperimen yang mendukung penelitian.

Hasil studi ini menunjukkan bagaimana evaluasi laboratorium dan pengujian lapangan dapat menjadi bagian dari penerapan surfactant flooding untuk mendukung peningkatan perolehan minyak pada studi kasus Tanjung Field.

Publikasi Ilmiah

Studi ini dipublikasikan dalam Scientific Reports dengan judul:
“Surfactant flooding in waxy oil reservoir in Tanjung field, Indonesia: a case study of successful small-scaled field implementation.”

Publikasi lengkap dapat dibaca di sini.

Tertarik dengan Riset dan Pengujian EOR?

OGRINDO ITB dan Lab EOR ITB terbuka untuk pengembangan riset, pengujian laboratorium, dan kolaborasi dalam bidang Enhanced Oil Recovery serta teknologi terkait perolehan minyak.

Hubungi kami:
📩 OGRINDO ITB
info@ogrindoitb.com
📩 Lab EOR ITB
eor@itb.ac.id

Kategori
News Article

Optimalisasi Enhanced Oil Recovery dengan Low Salinity Water dan Nanofluida TiO₂ pada Reservoir Sandstone

Microscopic background image of TiO₂ nanoparticles with an overlay title: ‘Investigation of crude oil–brine–rock interaction using low salinity water and TiO₂ nanoparticles,’ highlighting research implications on surface charge and interfacial properties. Includes the OGRINDO ITB logo and a call-to-action button that reads ‘Explore the research findings.

Penerapan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) terus menjadi fokus strategis dalam upaya peningkatan produksi minyak nasional, terutama pada reservoir yang memasuki tahap akhir masa produktif. Salah satu metode EOR yang saat ini menarik perhatian adalah penggunaan Low Salinity Water (LSW) sebagai fluida injeksi. Sejumlah studi membuktikan bahwa brine dengan salinitas rendah mampu memobilisasi residual oil lebih efektif dibandingkan brine bersalinitas tinggi.

Penelitian terbaru menunjukkan bahwa efektivitas LSW dapat ditingkatkan melalui penambahan nanopartikel titanium dioksida (TiO₂). Riset ini menjadi penting karena data eksperimental mengenai kompatibilitas serta mekanisme sinergi keduanya pada sistem crude oil–brine–rock (COBR) masih terbatas.

Gambar 1. Ilustrasi interaksi sistem crude oil–brine–rock (COBR) pada penelitian LSW–TiO₂.

Mengapa Low Salinity Water Menjadi Lebih Efektif dengan Nanopartikel TiO₂?

Studi laboratorium terbaru menginvestigasi interaksi crude oil–brine–rock (COBR) pada rentang salinitas 500–32.000 ppm dan konsentrasi TiO₂ 0–100 ppm menggunakan sampel Berea sandstone. Hasil penelitian menunjukkan bahwa penambahan TiO₂ ke dalam LSW memicu perubahan fisikokimia yang signifikan, terutama pada parameter pH, zeta potential, dan sudut kontak, yang secara langsung memengaruhi mekanisme pelepasan minyak dari permukaan batuan.

Gambar 2. Mekanisme interaksi LSW–TiO₂ yang memengaruhi sifat antarmuka dan wettability, berkontribusi pada peningkatan performa oil recovery.

Kombinasi ini menghasilkan nanofluida LSW–TiO₂ yang efektif dalam mengubah sifat pembasahan batuan menjadi lebih water-wet (wettability alteration). Dalam kondisi water-wet, permukaan batuan lebih mudah dibasahi oleh air, sehingga minyak yang sebelumnya terikat kuat pada permukaan pori dapat bergerak dan terproduksi dengan lebih efisien.

Gambar 3. Perubahan nilai zeta potential (ZP) pada berbagai konsentrasi TiO₂ dan tingkat salinitas.

Implikasi untuk EOR

Temuan dalam penelitian ini memperlihatkan bahwa kombinasi LSW dan nanopartikel TiO₂ memiliki potensi signifikan untuk mengoptimalkan proses EOR pada reservoir sandstone. Modifikasi sifat antarmuka—terutama melalui perubahan wettability—muncul sebagai mekanisme utama yang mendukung peningkatan mobilisasi minyak.

Kajian ini juga menunjukkan bahwa konsentrasi TiO₂ yang diuji dapat memberikan respon fisikokimia yang konsisten sehingga membuka peluang mendesain fluida injeksi yang lebih optimal untuk mendapatkan hasil peningkatan perolehan minyak yang lebih maksimal.

Selain memberikan pemahaman fundamental mengenai interaksi fluida–batuan pada kondisi salinitas rendah, hasil penelitian ini menawarkan arah baru bagi pengembangan formulasi nanofluida LSW–TiO₂ yang lebih efektif untuk aplikasi lapangan. Studi lanjutan, seperti coreflooding, menjadi rencana kedepan untuk memvalidasi implikasi dari temuan ini terhadap peningkatan oil recovery secara langsung.

🔗 Akses Paper Publikasi

Ingin memahami lebih dalam mekanisme, data eksperimental, serta analisis lengkapnya?
Paper dapat diakses di sini.

🤝 Kolaborasi Riset dan Industri

OGRINDO ITB membuka peluang kolaborasi untuk penelitian lanjutan serta kerja sama industri di bidang EOR, nanoteknologi, dan kimia reservoir.
Hubungi kami melalui: 📩 info@ogrindoitb.com

Tentang Kami

Konsorsium riset di bawah Teknik Perminyakan ITB yang berfokus pada peningkatan teknologi perolehan minyak dan gas serta mendukung transisi energi di Indonesia

Hubungi Kami

Lokasi Kami

Gedung Energi, Lantai 7
Jl. Ganesa No. 10, Kelurahan Lebak Siliwangi, Kecamatan Coblong, Kota Bandung, Jawa Barat 40132, Indonesia

© 2026 OGRINDO ITB. Hak cipta dilindungi.