Analisis pengaruh injeksi surfaktan aos dan abs terhadap peningkatan perolehan minyak pada skala laboratorium

DETAIL KOLEKSI

Analisis pengaruh injeksi surfaktan aos dan abs terhadap peningkatan perolehan minyak pada skala laboratorium

Oleh : Ade Kurniawan Saputra

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2024

Pembimbing 1 : Pauhesti Rusdi

Pembimbing 2 : Ghanima Yasmaniar

Subyek : Surface active agents

Kata Kunci : surfactant, sandstone, alpha olefin sulfonate, alkyl benzene sulfonate

Saat ini file hanya dapat diakses dari perpustakaan.

Status : Lengkap

Abstrak
Abstract

P enurunan hasil produksi minyak di lapangan migas menjadi tantangan utama pada masa kini dan masa mendatang seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi dari minyak bumi. Salah satu pendekatan yang digunakan untuk mengatasi masalah ini adalah dengan menggunakan surfaktan sebagai metode Enhanced Oil Recovery (EOR) untuk meningkatkan perolehan minyak. Dalam penelitian ini, diperkenalkan dua jenis larutan surfaktan, yaitu Surfaktan AOS (alpha olefin sulfonate) dan ABS (alkyl benzene sulfonate), dengan variasi konsentrasi masing-masing sebesar 0,3; 0,5; 0,75; 0,9; dan 1%. Kedua surfaktan ini memiliki salinitas tetap pada 7.000 ppm. Pemilihan AOS dan ABS didasarkan pada kemampuan surfaktan untuk menurunkan tegangan antarmuka (interfacial tension), suatu karakteristik yang krusial dalam meningkatkan perolehan minyak. Penelitian ini melibatkan fase behavior test untuk mengevaluasi kestabilan emulsi selama tujuh hari pada suhu 80 Â°C. Selanjutnya, penelitian dilakukan untuk memahami peningkatan nilai perolehan minyak setelah injeksi larutan surfaktan. Metode eksperimen laboratorium dilakukan dengan menganalisis pengaruh Surfaktan AOS dan ABS terhadap batuan sandstone. Untuk menyusun larutan surfaktan AOS dan ABS, digunakan bubuk AOS dan surfaktan ABS cair dengan konsentrasi 70%, yang kemudian dicampurkan dengan brine yang memiliki salinitas 7.000 ppm. Tahapan eksperimen melibatkan uji kompatibilitas, densitas, viskositas, interfacial tension, dan core flooding. Pertama, uji kompatibilitas dilakukan untuk memastikan bahwa larutan surfaktan tidak menghasilkan endapan atau busa, sehingga larutan dapat dibuat secara optimal. Kedua, uji densitas menggunakan densitometer DMA-4100 untuk menentukan densitas larutan surfaktan AOS dan ABS pada suhu 30 dan 80 Â°C, guna memahami pengaruh suhu terhadap densitas. Ketiga, uji viskositas dilakukan untuk menilai viskositas larutan surfaktan AOS dan ABS pada suhu 30 dan 80 Â°C, dengan tujuan memahami dampak suhu terhadap viskositas larutan. Keempat, fase behavior test melibatkan pencampuran larutan surfaktan dengan minyak, diikuti oleh pemanasan dalam oven pada suhu 80 Â°C selama tujuh hari untuk menghasilkan emulsi yang mendekati titik tengah, mencapai kesetabilan emulsi yang optimal. Kelima, uji interfacial tension dilakukan untuk mengevaluasi tegangan antarmuka surfaktan pada suhu 30 dan 80 Â°C, dengan fokus pada pengaruh suhu terhadap interfacial tension. Terakhir, uji core flooding dilakukan untuk menentukan perolehan minyak pada batuan sandstone setelah injeksi surfaktan. Hasil penelitian diharapkan dapat memberikan wawasan mendalam tentang pengaruh Surfaktan AOS dan ABS terhadap batuan sandstone, sambil memastikan terciptanya larutan yang kompatibel. Hasil uji interfacial tension merekomendasikan nilai 10-3 dyne/cm untuk menurunkan tegangan antarmuka agar perolehan minyak menjadi lebih efektif. Hasil uji core flooding menunjukkan bahwa Surfaktan AOS dengan konsentrasi 1% pada salinitas 7.000 ppm mencapai titik CMC dengan recovery factor sebesar 7,2727% dan tegangan antarmuka sebesar 0,8212087 dyne/cm. Sementara itu, Surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,9% pada salinitas 7.000 ppm juga mencapai titik CMC, menghasilkan recovery factor sebesar 14,545% dan tegangan antarmuka sebesar 0,005565 dyne/cm. Oleh karena itu, Surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,9% pada salinitas 7.000 ppm diakui sebagai yang paling efektif dalam meningkatkan perolehan minyak pada inti batuan sandstone.

T he decline in oil production in oil and gas fields is a major challenge now and in the future in line with the increasing need for energy from petroleum. One approach used to overcome this problem is to use surfactants as an Enhanced Oil Recovery (EOR) method to increase oil recovery. In this research, two types of surfactant solutions were introduced, namely AOS (alpha olefin sulfonate) and ABS (alkyl benzene sulfonate) surfactants, with varying concentrations of 0.3 for each; 0.5; 0.75; 0.9; and 1%. These two surfactants have a fixed salinity of 7,000 ppm. The choice of AOS and ABS is based on the surfactant\'s ability to reduce interfacial tension, a characteristic that is crucial in increasing oil recovery. This research involved a behavior test phase to evaluate the stability of the emulsion for seven days at a temperature of 80 Â°C. Furthermore, research was carried out to understand the increase in oil recovery value after injection of the surfactant solution. The laboratory experimental method was carried out by analyzing the effect of AOS and ABS surfactants on sandstone rocks. To prepare the AOS and ABS surfactant solution, AOS powder and liquid ABS surfactant were used with a concentration of 70%, which were then mixed with brine which had a salinity of 7,000 ppm. The experimental stage involved compatibility, density, viscosity, interfacial tension and core flooding tests. First, a compatibility test is carried out to ensure that the surfactant solution does not produce sediment or foam, so that the solution can be made optimally. Second, the density test uses a DMA-4100 densitometer to determine the density of the AOS and ABS surfactant solutions at temperatures of 30 and 80 Â°C, in order to understand the effect of temperature on density. Third, a viscosity test was carried out to assess the viscosity of AOS and ABS surfactant solutions at temperatures of 30 and 80 Â°C, with the aim of understanding the impact of temperature on solution viscosity. Fourth, the behavior test phase involves mixing the surfactant solution with oil, followed by heating in an oven at 80 Â°C for seven days to produce an emulsion that is close to the midpoint, achieving optimal emulsion stability. Fifth, an interfacial tension test was carried out to evaluate the surfactant interfacial tension at temperatures of 30 and 80 Â°C, focusing on the effect of temperature on interfacial tension. Finally, a core flooding test was carried out to determine oil recovery in sandstone rock after surfactant injection. The research results are expected to provide in-depth insight into the influence of AOS and ABS surfactants on sandstone rocks, while ensuring the creation of compatible solutions. The interfacial tension test results recommend a value of 10-3 dyne/cm to reduce the interfacial tension so that oil recovery is more effective. The core flooding test results show that AOS surfactant with a concentration of 1% at a salinity of 7,000 ppm reaches the CMC point with a recovery factor of 7.2727% and an interfacial tension of 0.8212087 dyne/cm. Meanwhile, ABS surfactant with a concentration of 0.9% at a salinity of 7,000 ppm also reached the CMC point, producing a recovery factor of 14.545% and an interfacial tension of 0.005565 dyne/cm. Therefore, ABS surfactant with a concentration of 0.9% at a salinity of 7,000 ppm is recognized as the most effective in increasing oil recovery in sandstone rock cores.