DETAIL KOLEKSI

Optimasi Injeksi Surfaktan Nals Ampas Tebu Pada Salinitas Rendah Untuk Meningkatkan Faktor Perolehan


Oleh : Aqlyna Fattahaniasa

Info Katalog

Subyek : Secondary recovery of oil

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Sugiatmo Kasmungin

Pembimbing 2 : Rini Setiati

Kata Kunci : bagasse surfactant, sodium lignosulfonate, phase behavior test, aqueous stability test, IFT, recover


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Halaman-Judul.pdf 1935.52
2. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Bab-1.pdf 619.36
3. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Bab-2.pdf 1454.49
4. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Bab-3.pdf 1283.19
5. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Bab-4.pdf 2148.17
6. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Bab-5.pdf 604.89
7. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Daftar-Pustaka.pdf 849.9
8. 2018_TS_TM_Optimasi-Injeksi-Surfaktan_Lampiran.pdf 3780.05

T Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan hasil analisa apakah variasi konsentrasi yang digunakan kompatibel untuk dilakukan injeksi surfaktan pada salinitas rendah sehingga pada akhirnya dapat menentukan nilai faktor perolehannya dari setiap konsentrasi dan salinitas yang lulus uji. Metodologi yang digunakan adalah studi laboratorium dengan pengkondisian mendekati reservoir dengan menggunakan variasi konsentrasi 1%; 1.5%; 2%; 2.5% dan 3% NaLS serta variasi salinitasnya 4000 ppm, 5000 ppm dan 15000 ppm NaCl. Untuk pengujian kompatibilitas dilakukan uji aqueous stability dan uji kelakuan fasa, untuk pengujian rheologi surfaktan dilakukan pengujian tegangan antar muka dan stabilitas thermal. Serta dilakukannya core flooding untuk mendapatkan nilai faktor perolehan minyaknya. Sebelum melakukan surfaktan flooding, batuan dan fluida yang digunakan terlebih dahulu dilakukan pengukuran porositas dan permeabilitas untuk batuan, serta uji densitas dan viskositas untuk fluidanya (minyak dan brine). Keberhasilan uji kompatibilitas ditandai dengan surfaktan tetap jernih selama 504 jam pada pengamatan aqueous stability, surfaktan membentuk emulsi fasa tengah pada pengujian kelakuan fasa. Ada empat variasi salinitas dan konsentrasi yang lulus uji kompatibilitas, antara lain 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl; 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl dan 1%; 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl. Namun 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl tidak dilakukan pengujian berikutnya dikarenakan variasi tersebut telah dilakukan pengujian pada peneliti sebelumnya sehingga variasi 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl menjadi variasi pembanding untuk ketiga variasi konsentrasi yang lainnya. Ketiga variasi ini kemudian dilakukannya pengujian tegangan antar muka dengan hasil 10.4 mN/m untuk 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 4.09 mN/m untuk 1% NaLS 15000 ppm NaCl dan 4.34 mN/m untuk 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl. Kemudian dilakukannya pengujian stabilitas thermal selama 90 hari dengan hasil komposisi 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl tidak stabil, sedangkan dua variasi komposisi lainnya stabil. Nilai IFT setelah 90 hari pengujian termal adalah sebagai berikut, 2.44 mN/m pada 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 2.93 mN/m pada 1% NaLS 15000 ppm NaCl; dan 2.11 mN/m pada 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl. Nilai faktor perolehan yang didapat dari variasi yang lulus uji adalah 3.24% untuk 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 3.62% untuk 1% NaLS 15000 ppm NaCl; serta 5.341% untuk 1.5% NaLS, 15000 ppm NaCl.

T The purpose of this study is to determine whether the variations in the concentration used are compatible for the injection of surfactants at low salinity so that ultimately can determine the value of the recovery factor from each concentration and salinity that passed the test. The methodology used is laboratory studies with reservoir-like conditions using a concentration variation of 1%; 1.5%; 2%; 2.5% and 3% NaLS with salinity variations of 4000 ppm, 5000 ppm and 15000 ppm NaCl. For compatibility testing, aqueous stability test and phase behavior test were conducted and for surfactant rheology testing, the interfacial tension and thermal stability were tested. In this study, core flooding was also conducted to obtain the value of the oil recovery factor. But before carrying out surfactant flooding, the rock and fluid used must first be tested for porosity and permeability for the rocks, as well as density and viscosity tests for the fluids (oil and brine). The success of the compatibility test was indicated by surfactants remaining clear for 504 hours on observing aqueous stability and surfactants forming the middle-phase emulsion on phase behavior testing. There are four variations of salinity and concentration that pass the compatibility test, which is 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl; 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl and 1%; 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl. However, the 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl variation was not tested in the next testing because that variation had been tested by the previous researchers, so the 1.5% NaLS 5000 ppm NaCl variation became the comparative variation for the other three concentration variations. These three variations are then tested for interfacial tension with the results of 10.4 mN/m for 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 4.09 mN/m for 1% NaLS 15000 ppm NaCl and 4.34 mN/m for 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl. Then the thermal stability test was conducted for 90 days where the composition of 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl was found unstable, while the two other composition variations were stable. The IFT value after 90 days of thermal testing is as follows, 2.44 mN/m at 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 2.93 mN/m at 1% NaLS 15000ppm NaCl; and 2.11 mN/m at 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl. And the recovery factor value obtained from the variations that passed the test is as follows, 3.24% for 1.5% NaLS 4000 ppm NaCl; 3.62% for 1% NaLS 15000ppm NaCl; and 5,341% for 1.5% NaLS 15000 ppm NaCl.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?