Path: Top > S1-Final Project > Physics-FMIPA > 2017

PEMODELAN ALIRAN FLUIDA MULTIFASA PADA MEDIUM BERPORI DENGAN VARIASI SUDUT KONTAK MENGGUNAKAN METODE VOLUME HINGGA (FINITE VOLUME METHOD)

MULTIPHASE FLUID FLOW MODELLING IN POROUS MEDIUM WITH CONTACT ANGLE VARIATION USING FINITE VOLUME METHOD

Undergraduate Theses from JBPTITBPP / 2017-11-03 15:32:17
Oleh : REINALDO GIOVANNI (NIM: 10213069), S1 - Department of Physics
Dibuat : 2017-09-22, dengan 8 file

Keyword : Aliran Fluida, Metode Finite Volume, Metode Numerik, Multifasa, Permeabilitas Relatif, Persamaan Navier-Stokes, Sudut Kontak

Pada suatu reservoir diperlukan data parameter fisis yang didapatkan dari penelitian core, salah satunya adalah permeabilitas relatif. Metode yang sering digunakan untuk menganalisis core adalah Special Core Analysis (SCAL). Terdapat metode baru yang sedang dikembangkan, yaitu metode penelitian dan pengujian sampel reservoir berbasis digital bernama Digital Rock Physics (DRP). Pada kasus aliran fluida multifasa terdapat parameter yang mempengaruhi sistem tersebut yaitu sudut kontak. Sudut kontak diprediksi akan mempengaruhi nilai permeabilitas relatif pada batuan reservoir. Selanjutnya akan dilakukan simulasi aliran fluida multifasa dengan variasi sudut kontak antara batuan dengan fluida pada sampel Berea sandstone. Metode yang digunakan adalah Metode Volume Hingga (FVM). Volume Hingga merupakan metode yang pada prinsipnya melakukan integrasi pada persamaan yang mengatur aliran fluida (Navier-Stokes) sepanjang volume kontrol. Pada Tugas Akhir ini dilakukan simulasi sistem fluida multifasa dengan variasi sudut kontak fluida wetting yaitu 0o,15o,30o, dan 45o. Simulasi pertama (droplet statik) didapatkan bahwa Metode Volume Hingga dapat menggambarkan dengan baik dan jelas pengaruh dari perbedaan sudut kontak. Hasil simluasi aliran multifasa pada pipa 2D didapatkan bahwa semakin kecil sudut kontak fluida wetting, maka akan semakin mudah fluida non-wetting mengalir. Untuk simulasi aliran fluida multifasa pada Berea sandstone dengan variasi sudut kontak, didapatkan nilai permeabilitas relatif dengan variasi sudut kontak. Grafik permeabilitas relatif fluida wetting berbeda dengan referensi dikarenakan kompleksitas pori batuan. Hasil yang diperoleh menyatakan bahwa semakin besar nilai sudut kontak, maka permeabilitas relatif fluida wetting (air) (krw) akan semakin besar, sedangkan sebaliknya nilai permeabilitas relatif fluida non-wetting (minyak) (kro) akan semakin kecil.

Deskripsi Alternatif :

In a reservoir, necessary to know some physical parameter data, one of which is the relative permeability. The most commonly used method for core analyze is Special Core Analysis (SCAL). For the core analysis, there is a new method under development. A method of research and testing of reservoir rock samples based on digital data, there is Digital Rock Physics (DRP). In the case of multiphase fluid flow, there are parameters that affect the system is the contact angle. The contact angle is predicted to affect the relative permeability value of the reservoir rock. On this research, will do the multiphase fluid flow simulation with a variation of the contact angle between rocks with fluid on sample Berea sandstone. The method used is the Finite Volume Method (FVM). Finite Volume is a method which in principle integrates the equations governing fluid flow (Navier-Stokes) along the control volume. In this Final Project simulation of multiphase fluid system with variation of fluid contact angle wetting is 0o,15o,30o, and 45o . The first simulation (static droplet) found that the Finite Volume Method illustrate well and clearly the effect of the difference of contact angle. The result of multiphase flow simulation in the 2D pipe is found that the smaller the contact angle of wetting fluid, the easier the non-wetting fluid flows. For multiphase fluid flow simulation in Berea sandstone with the variation of contact angle, we get relative permeability value with variation of contact angle. The relative permeability graph of fluid wetting is different from the reference due to the pore complexity of the rock. The result obtained states that the greater the value of the contact angle, the relative permeability of the wetting fluid (water) (krw) will be greater, whereas the relative permeability value of the non-wetting (oil) (kro) will be smaller.

Copyrights : Copyright (c) 2001 by Perpustakaan Digital ITB. Verbatim copying and distribution of this entire article is permitted by author in any medium, provided this notice is preserved.

Beri Komentar ?#(0) | Bookmark

PropertiNilai Properti
ID PublisherJBPTITBPP
OrganisasiS
Nama KontakUPT Perpustakaan ITB
AlamatJl. Ganesha 10
KotaBandung
DaerahJawa Barat
NegaraIndonesia
Telepon62-22-2509118, 2500089
Fax62-22-2500089
E-mail Administratordigilib@lib.itb.ac.id
E-mail CKOinfo@lib.itb.ac.id