Studi laboratorium pengaruh surfaktan AOS dan ABS pada variasi konsentrasi dengan salinitas 10000 PPM terhadap batu pasir

DETAIL KOLEKSI

Studi laboratorium pengaruh surfaktan AOS dan ABS pada variasi konsentrasi dengan salinitas 10000 PPM terhadap batu pasir

Oleh : Albert Kalasnivoka Suparmanto

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2023

Pembimbing 1 : Pauhesti

Pembimbing 2 : Listiana Satiawati

Subyek : Surfactant;Sandstone

Kata Kunci : surfactant, interfacial tension, phase behavior, sandstone, recovery factor

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2023_TA_STP_071001900007_Halaman-Judul.pdf
2.	2023_TA_STP_071001900007_Pengesahan.pdf
3.	2023_TA_STP_071001900007_BAB-I.pdf	4
4.	2023_TA_STP_071001900007_BAB-II.pdf	12
5.	2023_TA_STP_071001900007_BAB-III.pdf	10
6.	2023_TA_STP_071001900007_BAB-IV.pdf
7.	2023_TA_STP_071001900007_BAB-V.pdf
8.	2023_TA_STP_071001900007_Daftar-Pustaka.pdf
9.	2023_TA_STP_071001900007_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

P Penurunan perolehan minyak di lapangan migas menjadi suatu masalah yang harus dihadapi pada masa sekarang dan yang akan datang seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi minyak bumi. 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 0,2; 0,4; 0,6; 0,8; dan 1%. Kedua surfaktan memiliki salinitas sebesar 10.000 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 bÃºsa dengan waktu pengukuran selama 7 hari pada suhu 80 Â°C. 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 sÃ¼rfaktan AOS dan ABS tersedia bubuk AOS dan liquid surfaktan ABS 70%, dimana bahan baku surfaktan akan dicampurkan dengan brine dengan salinitas 10.000 ppm. Ada beberapa tahapan yang dilakukan, yaitu uji kompatibel, uji densitas, uji viskositas, uji interfacial tension, uji adsorpsi, dan uji core flooding. Pertama melakukan uji kompatibel untuk meneliti larutan-surfaktan apakah tidak terdapat endapan dan busa, sehingga larutan dibuat dengan sempurna. Kedua adalah uji densitas dengan menggunakan alat densitometer DMA-4100 untuk mengetahui densitas larutan surfaktan AOS dan ABS saat temperatur 30 Â°C dan 80 Â°C, hal ini untuk mengetahui pengaruh temperatur terhadap densitas. ketiga adalah uji viskositas untuk menentukan seberapa kental atau cair pada larutan surfaktan AOS dan ABS pada temperatur 30 Â°C dan 80 Â°C, hal ini untuk mengetahui pengaruh temperatur terhadap viskositas, keempat adalah uji kelakuan fasa atau phase behavior test dimana larutan surfaktan akan dicampurkan dengan minyak kemudian dimasukkan ke dalam oven dengan temperatur 80 Â°C selama tujuh hari agar didapatkan hasil emulsi yang mendekati titik tengah agar kesetabilan emulsi lebih optimal. Kelima adalah uji interfacial tension untuk mengetahui tegangan antar muka dari surfaktan agar semakin efektif dalam penyapuan fluida, dimana diukur pada temperatur 30 Â°C dan 80 Â°C untuk mengetahui pengaruh temperatur terhadap interfacial tension, terakhir uji core flooding untuk menentukan seberapa besar perolehan minyak pada sandstone saat dilakukan injeksi surfaktan. Hasil penelitian diharapkan, Pengaruh dari Surfaktan AOS dan ABS terhadap batuan sandstone. membuat larutan kompatibel; 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 formasÄ± di dalam reservoir. Nilai tegangan antar muka antara minyak dengan larutan Surfaktan AOS dan ABS direkomendasikan 10 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 0,8% Salinitas 10.000 ppm pada titik CMC dengan recovery factor sebesar 4,1176% dan nilai tegangan antar muka sebesar 0,8212077 dyne/em, kemudian Terdapat Surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,8% Salinitas 10.000 ppm. Pada titik CMC surfaktan ABS dengan recovery factor sebesar 8,8235 % dan nilai tegangan antar muka sebesar 0,004565 dyne/cm. Dengan ini Surfaktan ABS dengan konsentrasi konsentrasi 0,8% Salinitas 10.000 ppm menjadi yang efektif dalam penyapuan pada sandstone core.

T The decline in oil recovery in oil and gas fields is a problem that must be faced in the present and in the future along with the increasing demand for petroleum energy. 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 0.2, 0.4, 0.6, 0.8, and 1%. Both surfactants have a salinity of 10,000 ppm. In this study, AOS and ABS surfactants were used, because surfactants have the characteristics of being able to reduce interfacial tension. In this study, a phase behavior test was carried out to determine the stability of the foam with a measurement time of 7 days at 80 oC. It was also investigated to determine the oil recovery value of the surfactant solution under study. 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 liquid ABS surfactant 70% are available, where the surfactant raw materials will be mixed with brine with a salinity of 10,000 ppm. Several steps were carried out, namely compatibility test, density test, viscosity test, interfacial tension test, adsorption test, and core flooding test. First, carry out a compatibility test to examine the surfactant solution to see if there is no precipitate and foam, so that the solution is made perfectly. The second is a density text using a densitometer DMA-4100 to determine the density of AOS and ABS surfactant solutions at temperaturs of 30 Â°C and 80 Â°C, this is to determine the effect of temperatur on density, third is the viscosity test to determine how thick or liquid the AOS and ABS surfactant solutions are at temperaturs of 30Â°C and 80"C, this is to determine the effect of temperatur on viscosity, fourth is the phase behavior test where the surfactant solution will be mixed with oil and then put into the oven with a temperatur of 80Â°C for seven days in order to obtain emulsion results that are close to the midpoint for optimal emulsion stability. Fifth is the interfacial tension test to determine the interfacial tension of the surfactant so that it is more effective in sweeping the fluid, which is measured at temperaturs of 30 Â°C and 80 Â°C to determine the effect of temperatur on interfacial tension. finally the core flooding test to determine how much oil is recovered in the sandstone when surfactant injection is carried out. The results of the study are expected, Effect of AOS and ABS surfactants on sandstone, make compatible solutions, the IFT results of the AOS and ABS surfactant solutions reached the critical micelle concentration (CMC) point in order to be able to properly reduce the interfacial tension between oil and formation water in the reservoir. The value of the interfacial tension between the oil and the AOS and ABS surfactant solutions is recommended to be 10-3 dyne/cm in order to reduce the interfacial tension so that the oil recovery is more effective. The results of Core flooding are based on surfactants reaching the CMC point. There is AOS surfactant with a concentration of 0.8% Salinity of 10,000 ppm at the CMC point with a recovery factor of 4.1176% and an interfacial tension value of 0.8212077 dyne/cm, then there is ABS Surfactant with a concentration of 0.8% Salinity of 10,000 ppm. At the CMC point, the ABS surfactant has a recovery factor of 8.8235% and an interfacial tension value of 0.004565 dyne/cm. With this ABS surfactant with a concentration of 0.8% Salinity 10,000 ppm is effective in sweeping the sandstone core.