Path: Top > S2-Theses > Petroleum Engineering-FTTM > 2018

MEKANISME PENDESAKAN YANG COCOK PADA KASUS HEAVY OIL DAN LOW TEMPERATURE DI RESERVOIR SANDSTONE (ANALISA LABORATORIUM)

SUITABLE DISPLACEMENT METHOD FOR HEAVY OIL AND LOW TEMPERATURE CASE ON SANDSTONE RESERVOIR (ANALYSIS LABORATORY)

Master Theses from JBPTITBPP / 2018-07-02 16:00:07
Oleh : WIDYA PRATAMA KESUMA (NIM : 22216014), S2 - Petroleum Engineering-FTTM
Dibuat : 2018-07-02, dengan 1 file

Keyword : Surfaktan, IFT, Wettability, Sudut Kontak dan Coreflooding

Salah satu upaya menanggulangi turunnya produksi minyak bumi dengan teknologi EOR yaitu chemical flooding (injeksi kimia) menggunakan surfaktan yang bertujuan untuk menurunkan tegangan antar-muka antara minyak dan air serta membawa minyak yang tidak dapat terbawa oleh air, selain itu untuk menambah perolehan minyak semaksimal mungkin (100%), surfaktan juga dapat mengurangi jumlah minyak yang terjebak di reservoir (Saturation Oil Residu atau Sor).


Penelitian ini dilakukan di laboratorium Enhanced Oil Recovery, Program Studi Teknik Perminyakan ITB. Percobaan utama pada penelitian ini adalah uji imbibisi, wettability pada artificial sandstone dengan surfaktan G03 dan G04. Uji imbibisi yang dilakukan menggunakan surfaktan dengan konsentrasi masing - masing sebesar 2%, 2.5% dan 3% pada suhu 400C.


Hasil dari penelitian, surfaktan yang paling baik adalah yang dapat menghasilkan nilai viskositas terendah pada fraksi volume minyak di bawah 50%. Hasil pengukuran viskositas campuran, surfaktan G04-3% pada suhu 40 oC memberikan nilai viskositas campuran yang paling rendah. Pada uji IFT, surfaktan G04 memiliki nilai IFT lebih rendah dibandingkan surfaktan G03. Maka berdasarkan uji IFT surfaktan chemical terbaik adalah G04-3% karena mampu mengubah batuan yang bersifat oil wet menjadi water wet dan memiliki sudut kontak yang paling rendah. Pada uji wettability, konsentrasi surfaktan mampu membuat perubahan sifat wettability batuan dari oil wet menjadi semakin water wet sehingga minyak yang terperangkap didalam pori semakin mudah mengalir bersama air dan meningkatkan recovery factor minyak. Pada uji coreflooding, uji coreflooding I & II total recovery factor belum mencapai 100%. Setelah dilakukan uji coreflooding III pada suhu 40 oC dengan ditambahkan superadditive diperoleh recovery factor menjadi 100%. Untuk melihat performa chemical yang digunakan, dilakukan uji coreflooding IV dengan suhu diturunkan menjadi 37 oC tanpa menggunakan waterflooding diperoleh hasil recovery factor tetap sebesar 100%. Ini berarti superadditive sangat mempengaruhi recovery.

Deskripsi Alternatif :

The decline of Indonesian petroleum production is due to the decrease in the amount of Indonesian petroleum reserves found. One effort to tackle the decline of oil production by EOR technology is chemical flooding using surfactant which aims to reduce the inter-face tension between oil and water and carry oil that can not be carried by water, in addition to increase the maximum oil gain possible (100%), the surfactant may also reduce the amount of oil trapped in the reservoir (Saturation Oil Residue or Sor). This research was conducted in Enhanced Oil Recovery laboratory, Petroleum Engineering Study Program ITB. The main experiments in this study were imbibition test, wettability on artificial sandstone with surfactant G03 and G04. The imbibition test was performed using a surfactant with concentrations of 2%, 2.5% and 3% concentrations respectively at 400C.


The results of the study, the best surfactant is that can produce the lowest viscosity value at the fraction of oil volume below 50%. The result of mixed viscosity measurement, G04-3% surfactant at 40oC gives the lowest mixed viscosity value. In the IFT test, the surfactant G04 has a lower IFT value than the surfactant G03. Therefore, based on IFT test, the best chemical surfactant is G04-3% because it is able to convert oil wet to water wet and has the lowest contact angle. In the wettability test, surfactant concentration is able to make changes in wettability of rocks from oil wet to water wet so that the oil trapped inside the pore more easily flow with water and improve oil recovery factor. In the coreflooding test, core flooding test I & II total recovery factor has not reached 100%. After coreflooding III was tested at 40 oC with superadditive added, the recovery factor was 100%. To see the performance of chemical used, coreflooding IV was tested with temperature decreased to 37 oC without using waterflooding obtained 100% fixed factor recovery result. This means superadditive greatly affect recovery.

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
OrganisasiS2 - Petroleum Engineering-FTTM
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

Print ...

Kontributor...

  • Pembimbing 1 : Ir. Leksono Mucharam, M.Sc.,Ph.D.


    Pembimbing 2 : Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA
    , Editor: Suharsiyah

File PDF...