Analisis pengaruh surfaktan alpha olefin sulfonate dan alkyl benzene sulfonate dengan salinitas rendah untuk peningkatan perolehan minyak ringan dengan suhu 60 0c dan 80 0c

DETAIL KOLEKSI

Analisis pengaruh surfaktan alpha olefin sulfonate dan alkyl benzene sulfonate dengan salinitas rendah untuk peningkatan perolehan minyak ringan dengan suhu 60 0c dan 80 0c

Oleh : Kevin Endryan Nugroho

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2024

Pembimbing 1 : Samsol

Pembimbing 2 : Shabrina Sri Riswati

Kata Kunci : AOS (alpha olefin sulfonate), ABS (alkyl benzene sulfonate), tegangan antar muka, kelakuan fasa, Rec

Status Posting : In Pres

Status : Lengkap

Abstrak
Abstract

P Pada tahun 2021 konsumsi minyak dunia terjadi kenaikan sebesar 5,3 juta bopd, sementara produksi minyak akan menurun seiring dengan berjalannya waktu, karena berkurangnya tekanan reservoir dan berkurangnya jumlah cadangan minyak di lapangan. Surfaktan merupakan salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan perolehan minyak. Pada penelitian ini terdapat dua larutan surfaktan, yaitu Surfaktan AOS (alpha olefin sulfonate) dan ABS (alkyl benzene sulfonate). Terdapat lima konsentrasi untuk masing-masing Surfaktan, yaitu sebesar 5%; 6%; dan 7%. Kedua surfaktan memiliki salinitas sebesar 7.000 ppm. Pada penelitian ini digunakan surfaktan AOS dan ABS, dikarenakan surfaktan mempunyai karakterisktik mampu menurunkan tegangan antar muka (interfacial tension). Pada penelitian ini dilakukan phase behavior test atau uji kelakuan fasa untuk menentukan kestabilan busa dengan waktu pengukuran selama 21 hari pada Suhu 60oC dan 80oC. Diteliti juga untuk mengetahui nilai perolehan minyak dari larutan surfaktan yang diteliti. Penelitian ini merupakan eksperimen laboratorium dengan melakukan analisis dari pengaruh Surfaktan AOS dan ABS terhadap batuan sandstone. Untuk membuat larutan surfaktan AOS dan ABS tersedia bubuk AOS dan liquid surfaktan ABS 70%, dimana bahan baku surfaktan akan dicampurkan dengan brine dengan salinitas 7.000 ppm. Ada beberapa tahapan yang dilakukan, yaitu uji kompatibel, uji densitas, uji aqueous stability uji phase behaviour, uji interfacial tension dan uji core flooding. Pada pengujian densitas dengan menggunakan alat densitometer DMA-4100 untuk mengetahui densitas larutan surfaktan AOS dan ABS saat suhu 60oC dan 80oC, hal ini untuk mengetahui pengaruh suhu terhadap densitas. Pada pengujian kelakuan fasa atau phase behaviour test dimana larutan surfaktan akan dicampurkan dengan minyak kemudian dimasukkan ke dalam oven dengan suhu 60oC dan 80oC selama dua puluh satu hari hari agar didapatkan hasil emulsi yang mendekati titik tengah agar kesetabilan emulsi lebih optimal. Pada Pengujian interfacial tension untuk mengetahui tegangan antar muka dari surfaktan agar semakin efektif dalam penyapuan fluida, dimana diukur pada suhu 60oC dan 80oC untuk mengetahui pengaruh suhu terhadap interfacial tension. Pada pengujian core flooding untuk menentukan seberapa besar perolehan minyak pada sandstone saat dilakukan injeksi surfaktan. Hasil penelitian diharapkan dari Surfaktan AOS dan ABS terhadap batuan sandstone. Pada hasil IFT dari larutan Surfaktan AOS dan ABS mencapai titik critical micelle concentration (CMC) agar mampu menurunkan tegangan antar muka dengan baik antara minyak dan air formasi di dalam reservoir. Nilai tegangan antar muka antara minyak dengan larutan Surfaktan AOS dan ABS direkomendasikan 10-3 dyne/cm agar dapat menurunkan tegangan antar muka sehingga perolehan minyak lebih efektif. Hasil dari core flooding berdasarkan surfaktan yang mencapai titik CMC. Terdapat Surfaktan AOS dengan konsentrasi 5% Salinitas 7.000 ppm pada suhu 80oC memperoleh recovery factor sebesar 26,42% dan nilai tegangan antar muka sebesar 2,26 dyne/cm, sedangkan surfaktan ABS konsentrasi 5% Salinitas 7.000 ppm pada suhu 60oC. memperoleh recovery factor sebesar 24,00% dan nilai tegangan antar muka sebesar 2,06 dyne/cm. Dengan ini Surfaktan AOS dengan konsentrasi konsentrasi 5% Salinitas 7.000 ppm menjadi yang efektif dalam penyapuan pada sandstone core.

I In 2021, world oil consumption will increase by 5.3 million bopd, while oil production will decrease over time, due to reduced reservoir pressure and reduced oil reserves in the field. Surfactants are one of the enhanced oil recovery (EOR) methods to increase oil recovery. In this study, there were two surfactant solutions, namely AOS (alpha olefin sulfonate) and ABS (alkyl benzene sulfonate) surfactants. There are five concentrations for each surfactant, namely 5%; 6%; and 7%. Both surfactants have a salinity of 7,000 ppm. In this study, AOS and ABS surfactants were used, because surfactants have the characteristic of being able to reduce interfacial tension. In this research, a phase behavior test was carried out to determine the stability of the foam with a measurement time of 21 days at temepratures of 60 oC and 80 oC. It was also studied to determine the value of oil recovery from the surfactant solution studied. This research is a laboratory experiment by analyzing the effect of AOS and ABS surfactants on sandstone rocks. To make AOS and ABS surfactant solutions, AOS powder and 70% ABS surfactant liquid are available, where the surfactant raw material will be mixed with brine with a salinity of 7,000 ppm. There are several stages carried out, namely compatibility test, density test, aqueous stability test, phase behavior test, interfacial tension test, and core flooding test. In density testing using a DMA-4100 densitometer to determine the density of the AOS and ABS surfactant solutions at temperatures of 60 oC and 80 oC, this is to determine the effect of temperature on density. In the phase behavior test, the surfactant solution will be mixed with oil and then placed in an oven at a temperature of 60 oC and 80 oC for twenty-one days to obtain emulsion results that are close to the midpoint so that the stability of the emulsion is more optimal. In the interfacial tension test to determine the interfacial tension of the surfactant so that it is more effective in sweeping fluids, it is measured at temperatures of 60 oC and 80 oC to determine the effect of temperature on interfacial tension. In the core flooding test to determine how much oil is recovered from the sandstone when surfactant injection is carried out. The research results are expected from AOS and ABS surfactants on sandstone rocks. make solutions compatible; The IFT results of the AOS and ABS surfactant solutions reach the critical micelle concentration (CMC) point so that they are able to properly reduce the interfacial tension between oil and formation water in the reservoir. The interfacial tension value between oil and AOS and ABS surfactant solutions is recommended to be 10-3 dyne/cm in order to reduce the interfacial tension so that oil recovery is more effective. The result of Core flooding is based on the surfactant that reaches the CMC point. There is AOS surfactant with a concentration of 5% salinity of 7,000 ppm at a temperature of 80 oC. obtained a recovery factor of 26.42% and an interfacial tension value of 2.26 dyne/cm, while the ABS surfactant concentration was 6%, salinity was 7,000 ppm at a temperature of 60 oC. obtained a recovery factor of 24.00% and an interfacial tension value of 2.06 dyne/cm. With this AOS surfactant with a concentration of 5% salinity of 7,000 ppm is effective in sweeping sandstone cores.