📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 9 dokumenSIMULASI SKALA CORE INJEKSI CO2: MENGOPTIMALKAN ENHANCED OIL RECOVERY DAN EFISIENSI PENYIMPANAN KARBON MELALUI SENSITIVITAS LAJU INJEKSI
Geological carbon sequestration in depleted reservoirs is considered one of the most effective strategies for reducing anthropogenic greenhouse gas emissions. A critical mechanism in this process is the interaction between injected CO2 and reservoir brine, specifically solubility trapping, where CO2 dissolves into the aqueous phase, increasing brine density and enhancing storage security. This study utilizes a compositional reservoir simulator (CMG GEM) to investigate the hydrodynamic and thermodynamic behaviour of CO2-Brine interactions in a 1-Dimensional coreflood model. The primary objective is to evaluate the co-optimization of Enhanced Oil Recovery (EOR) and Carbon Storage across six continuous CO2 injection rate scenarios (0.1 to 1.0 ft3/day). The simulation results demonstrate that injection flow kinetics dictate a critical trade-off between rapid fluid displacement and storage efficiency. Following a baseline waterflood recovery of 52.75%, all tertiary CO2 injection scenarios successfully mobilized residual oil via viscosity reduction and swelling. However, the High-Rate scenario (Rate 1.0) induced a rapid displacement front and premature gas breakthrough at Day 1.208. The reduced fluid residence time hindered CO2 dissolution, plummeting the Storage Efficiency to a mere 16.67%. Conversely, the Low-Rate scenario (Rate 0.1) maintained a uniform, piston-like displacement front. This extended residence time significantly delayed breakthrough (> 3.0 Days), maximized the CO2 mole fraction in the aqueous phase, and increased the brine mass density to ~67 lb/ft3. Consequently, the optimal interaction achieved an outstanding Storage Efficiency of 97.50%. This study concludes that optimizing the injection rate is paramount to maximize solubility trapping, prevent early gas escape, and ensure secure, long-term carbon sequestration.
ANALISIS SENSITIVITAS PARAMETER INJEKSI POLIMER DENGAN POLA INJEKSI LIMA TITIK UNTUK MENGOPTIMALKAN FAKTOR PEMULIHAN: STUDI KASUS PADA STRUKTUR “B” DI LAPANGAN “S”
Enhanced Oil Recovery (EOR) has been developed to maximize oil recovery from reservoirs that still contain significant volumes of unrecovered hydrocarbons after primary and secondary recovery phases. Among the available EOR methods, chemical injection particularly polymer flooding has gained renewed interest due to increasing oil prices and the limited availability of new conventional oil reserves. Polymer flooding works by altering the fluid mobility and improving sweep efficiency through changes in viscosity and flow characteristics, especially in heterogeneous sandstone reservoirs that commonly experience early water breakthrough. Polymer flooding aims to increase the viscosity of injected water by adding polymers such as hydrolyzed polyacrylamide (HPAM), reducing the mobility ratio between displacing and displaced fluids. This method helps in controlling water movement and enhances oil displacement from unswept zones. The effectiveness of polymer flooding is influenced by several parameters including polymer concentration, injection rate, and polymer adsorption. These parameters affect the distribution of polymer in the reservoir and the overall recovery performance, making sensitivity analysis essential to identify optimum design conditions. This study utilizes reservoir simulation with tNavigator software to evaluate the effects of polymer concentration and injection rate using a five-spot injection pattern at the “B” Structure in Field “S.” A total of 15 combinations of scenarios were simulated to assess the recovery factor under various conditions. The optimum case was found at 5000 ppm polymer concentration and 750 stb/day injection rate, achieving the highest recovery factor of 30.87%. Additionally, a further analysis of polymer adsorption was conducted in the best-case scenario using three different adsorption values (50, 150, and 300 ?g/g). The results showed a declining trend in recovery factor as adsorption increases, due to the reduction in effective polymer propagation and sweep efficiency. These findings highlight the importance of incorporating polymer retention behavior into simulation models to ensure realistic predictions and effective design of polymer flooding strategies.
SIMULASI COREFLOOD SURFAKTAN AEC DAN NANOPARTIKEL TITANIUM DIOKSIDA UNTUK APLIKASI ENHANCED OIL RECOVERY PADA BATUPASIR
The decline of oil production in Indonesia, which is primarily sourced from mature oil fields, has prompted the need for Enhanced Oil Recovery (EOR) technology to boost production. One of the promising chemical EOR method is surfactant injection to reduce the interfacial tension between oil and water. This study focuses on coreflood simulation to evaluate the performance of Alkyl Ethoxy Carboxylate (AEC) surfactants and the effect of adding Titanium Dioxide (TiO?) nanoparticles in efforts to increase oil recovery in sandstone. The primary objectives of this study are to investigate the changes in the relative permeability curve before and after the addition of AEC surfactant and TiO2 nanoparticles, to identify the possible physical mechanisms behind the application of AEC surfactant and TiO2 nanoparticles, and to determine optimal injection strategies through sensitivity and economic analysis. The research methodology includes data collection from previous laboratory experiments and numerical coreflood simulation using CMG STARS software. Coreflood matching indicates that the mechanisms during AEC surfactant injection include interfacial tension reduction, surfactant adsorption, and alteration of wettability toward more water-wet conditions. The addition of TiO? nanoparticles significantly enhances the wettability alteration effect, consistent with laboratory data showing a decrease in contact angle up to 8.8°. Also, the addition of TiO2 nanoparticle significantly decrease interfacial tension until two orde magnitude. Sensitivity analysis indicates that increasing injection volume from 0.1 PV to 0.5 PV and injection rate consistently enhances oil recovery. Based on technical and simple economic analysis, the most optimal injection strategy was identified in the 0.5 PV surfactant-nanoparticle injection scenario at a rate of 0.3 cm³/minute. This scenario successfully provided the largest additional oil recovery with the most efficient increase in production costs compared to other scenarios.
SINTESIS SURFAKTAN LINIER ALKIL TOLUENA SULFONAT DENGAN METODE MICROWAVE-ASSISTED ORGANIC SYNTHESIS (MAOS) UNTUK APLIKASI PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK LANJUT
Industri perminyakan Indonesia menghadapi tantangan dalam memperoleh surfaktan yang kompatibel dengan reservoir bertemperatur tinggi untuk aplikasi Enhanced Oil Recovery (EOR). Penelitian ini bertujuan menyintesis Linier Alkil Toluena Sulfonat (LATS) sebagai surfaktan anionik potensial untuk meningkatkan perolehan minyak di reservoir Indonesia. Sintesis LATS dilakukan menggunakan metode Microwave-Assisted Organic Synthesis (MAOS) melalui dua tahap: reaksi alkilasi toluena dengan 1-bromododekana menggunakan katalis AlCl? dan cairan ion 1-butil-3-metilimidazolium bromida atau [BMIm]Br, dilanjutkan sulfonasi dengan asam klorosulfonat. Produk dikarakterisasi menggunakan KLT, FTIR, ¹H NMR, dan ¹³C-NMR, serta diuji kinerja melalui uji stabilitas larutan, kelakuan fasa, dan tegangan antarmuka. Hasil menunjukkan reaksi alkilasi dengan katalis [BMIm]Br memberikan rendemen 81,8%, jauh lebih tinggi dibandingkan AlCl? (17%). Karakterisasi KLT, FTIR, ¹H-NMR, dan ¹³C-NMR mengonfirmasi keberhasilan sintesis. Reaksi sulfonasi menghasilkan rendemen 29,7% dengan sinyal S=O terdeteksi FTIR pada 1045 cm?¹. Uji kinerja menunjukkan LATS membentuk larutan stabil selama 7 hari pengamatan dan menghasilkan mikroemulsi Tipe II. Nilai tegangan antarmuka mencapai 10?¹ mN/m, mendekati target ultra-low Critical Micelle Concentration (CMC). Pengujian kombinasi surfaktan-alkali Na2CO3 juga dilakukan dan menunjukkan hasil yang baik berupa mikroemulsi Tipe III dan nilai tegangan antarmuka mencapai ultra-low CMC yaitu 10-3 mN/m. Penelitian berhasil menyintesis LATS dengan metode MAOS menggunakan katalis cairan ion [BMIm]Br yang menunjukkan potensi sebagai surfaktan untuk aplikasi EOR di reservoir Indonesia bertemperatur tinggi.
PREDIKSI FRAKSI CAIRAN TERPERANGKAP AKIBAT INJEKSI GAS MENGGUNAKAN SIMULASI NUMERIK METODE VOLUME HINGGA
Dalam industri migas, dikenal sebuah istilah yang disebut sebagai Enhanced Oil Recovery (EOR), yaitu metode lanjutan dalam mengangkat hidrokarbon yang masih terjebak pada pori batuan. Untuk melakukan EOR tidaklah mudah, diperlukan biaya yang cukup besar. Salah satu upaya untuk menekan biaya EOR ini adalah dengan melakukan terlebih dahulu simulasi numerik aliran fluida melalui sampel batuan berpori. Metode numerik yang banyak digunakan untuk simulasi aliran fluida adalah metode volume hingga (FVM). Metode FVM mengubah persamaan-persamaan konservasi dalam bentuk persamaan differensial parsial menjadi persamaan aljabar linear. Dengan menggunakan metode ini, akan bisa banyak dilakukan eksperimen bagaimana metode efisien untuk mendorong minyak yang masih terperangkap dengan biaya yang lebih ringan tanpa menghancurkan sampel. Dalam penelitian ini, akan dilakukan simulasi numerik aliran fluida multifasa dengan variasi keterbasahan untuk menghitung fraksi cairan yang masih terperangkap dalam pori batuan. Sebelum menggunakan sampel sesungguhnya, akan dibuatkan terlebih dahulu sebuah template simulasi menggunakan model sederhana berupa simulasi efek kapilaritas. Dengan mengubah silinder menjadi sample dan penyesuaian syarat batas, simulasi sesungguhnya bisa dilakukan. Hasil akhir dari penelitian ini adalah fraksi cairan yang masih terperangkap dalam pori batuan setelah batuan berpori dialiri fluida pendesak.
PENENTUAN SUDUT KONTAK AIR DAN OLI DALAM BATUAN 3 DIMENSI BERDASARKAN CITRA HASIL PEMINDAIAN MICRO-CT
Minyak mentah merupakan campuran hidrokarbon yang terbentuk dari sisa-sisa tumbuhan dan hewan. Minyak mentah berupa heavy oil yang terjebak dalam pori batuan sulit untuk ditambang dan diamati. Penelitian ini melibatkan aplikasi dalam bidang industri yaitu Enhanced Oil Recovery. Salah satu parameter untuk mengidentifikasi fluida dalam pori batuan adalah sudut kontak. Meskipun telah dipelajari secara luas, pengaruh dari fluida terhadap pori batuan belum sepenuhnya membahas mengenai sudut kontak dalam tinjauan 3D. Penelitian ini bertujuan untuk mengukur sudut kontak fluida pada pori batuan dalam tinjauan 3D dengan menggunakan micro-CT. Selain itu, akan diamati pengaruh dari lebar pori batuan, bentuk permukaan batuan, sifat keterbasahan fluida serta tegangan permukaan fluida. Penelitian dilakukan secara eksperimen dengan meneteskan air yang dicampur dengan KI dan oli dalam wadah sampel berupa sedotan. Fluida pada keadaan diam (steady-state) dalam pori batuan dilakukan pemindaian citra menggunakan micro-CT. Hasil pemindaian citra akan di rekonstruksi menggunakan software NRecon untuk mendapatkan citra dalam 3D. Selanjutnya citra dalam 3D akan diamati pada software CTvox untuk memperoleh sudut kontak dan perilaku fluida dalam pori batuan. Sudut kontak diukur menggunakan software ImageJ pada sudut pengamatan (0-315)° untuk tiap slice images. Hasil eksperimen mengungkapkan air membasahi keseluruhan pori batuan sedangkan oli cenderung membentuk gumpalan pada permukaan batuan. Tegangan permukaan juga mempengaruhi nilai dari sudut kontak. Semakin besar tegangan permukaan fluida maka semakin kecil nilai sudut kontak yang dihasilkan dan berlaku untuk sebaliknya.
PENGEMBANGAN SISTEM PENGUKURAN SUDUT KONTAK UNTUK SISTEM CAIRAN-CAIRAN-PADATAN DAN CARAN-GAS-PADATAN
Penentuan sudut kontak dibutuhkan untuk mengetahui suatu cairan bersifat wetting atau non-wetting terhadap suatu jenis permukaan. Sifat dari sudut kontak yang telah diketahui akan membantu mengidentifikasi sifat keterbasahan dari minyak dalam batuan yang kemudian berguna dalam metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Dalam penelitian ini pengukuran sudut kontak ditinjau dalam sistem cairan-cairan-padatan (minyak goreng-air-kaca) dan cairan-gas-padatan (air-udara-plastik dan air-udara-kayu). Pengukuran sudut kontak dilakukan dengan menggunakan dua buah metode yaitu metode theta/2 dan garis singgung. Kemudian dilakukan perbandingan nilai sudut kontak dengan menghitung persentase selisih dari kedua metode tersebut. Didapatkan bahwa pada variasi minyak goreng-air-kaca memiliki nilai persentase selisih terbesar dibandingkan dengan air-udara-plastik dan air-udara-kayu. Hal tersebut dapat terjadi karena kualitas gambar yang didapat kurang bagus sehingga memengaruhi pengolahan citra biner dalam metode garis singgung. Selain itu, faktor lainnya disebabkan karena ketidaksejajaran posisi skala pengukuran dan droplet cairan. Dari penelitian ini juga didapatkan bahwa sudut kontak minyak goreng bersifat non-wetting dalam air di atas permukaan kaca dan sudut kontak air yang wetting di atas permukaan plastik dan kayu dalam ruangan terbuka (udara).
AN EVALUATION OF EOR POTENTIAL FOR THE NORNE FIELD'S E-SEGMENT USING POLYMER FLOODING: A CASE STUDY
In this study, the author simulates polymer flooding at a field scale. Polymer flooding is an enhanced oil recovery (EOR) method designed to improve the mobility ratio and sweep efficiency compared to waterflooding. The high viscosity of the polymer solution increases sweep efficiency and reduces the mobility ratio of the displacing fluid, minimizing channeling. This study uses the static model of the Norne field published by Equinor, which is used for further studies including static model conversion, history matching, and forecasting from 2003 to 2010. Laboratory data is used for field-scale testing to evaluate the EOR potential through polymer flooding in Segment E of the Norne Field using CMG-STARS reservoir simulation. Approximately 33% of the oil has been recovered, indicating potential trapped oil, especially in the Ile and Tofte formations of Segment E, even after primary recovery and waterflooding as secondary recovery techniques. Simulations comparing oil recovery between waterflooding and polymer flooding using hydrolyzed polyacrylamide (HPAM), which can withstand temperatures above 120°C, show significant improvements in oil production rates, subsurface pressure, and oil recovery. Additionally, an economic analysis based on the most optimal polymer flooding scenario is presented.
SINTESIS SURFAKTAN GEMINI DIESTER OLEAT TERSULFONASI MENGGUNAKAN BANTUAN GELOMBANG MIKRO UNTUK APLIKASI PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK
Peningkatan perolehan minyak (Enhanced Oil Recovery, EOR) diaplikasikan untuk mengubah karakteristik fluida dan batuan reservoar agar terjadi penurunan saturasi minyak sisa (residual oil saturation, Sor) sehingga terjadi peningkatan perolehan minyak. Di Indonesia, metode EOR yang sedang dikembangkan adalah injeksi kimia, khususnya injeksi surfaktan. Surfaktan anionik berbasis sulfonat baik digunakan di lapangan minyak Indonesia karena memiliki kinerja yang baik pada reservoar batu pasir dan tahan terhadap temperatur tinggi. Surfaktan gemini, jenis surfaktan yang memiliki struktur dimerik, juga digunakan secara luas dalam EOR karena ditemukan memiliki beberapa karakteristik yang lebih baik dibandingkan surfaktan monomerik. Dalam sintesis organik, gelombang mikro dapat digunakan untuk membantu proses reaksi agar berjalan lebih cepat. Penelitian ini bertujuan untuk menyintesis surfaktan gemini diester oleat tersulfonasi menggunakan bantuan gelombang mikro untuk diaplikasikan dalam metode peningkatan perolehan minyak. Surfaktan gemini diester oleat tersulfonasi disintesis menggunakan bantuan gelombang mikro melalui dua reaksi secara bertahap, yaitu reaksi esterifikasi antara asam oleat dan PEG 200 terkatalisis asam p-toluensulfonat (pTSA) menghasilkan PEG dioleat (PDO) dan sulfonasi PDO oleh asam klorosulfonat menghasilkan PEG dioleat disulfonat (PDODS). Uji KLT menunjukkan PDO dan PDODS hasil sintesis merupakan produk murni. Spektrum IR PDO dan PDODS menunjukkan adanya gugus fungsi ester melalui puncak regangan ikatan C=O berturut-turut pada bilangan gelombang 1742 dan 1736 cm–1. Adanya puncak regangan ikatan O-H pada spektrum IR PDODS dengan bilangan gelombang 3040–3740 cm–1 dapat terjadi karena adanya air yang terserap ke dalam PDODS. Proses sulfonasi dikonfirmasi melalui adanya puncak regangan ikatan S=O pada spektrum IR PDODS dengan bilangan gelombang 1110 cm–1. Struktur PDO dan PDODS dikonfirmasi melalui spektrum 1H-NMR dan 13C-NMR. Hasil uji kinerja surfaktan menunjukkan surfaktan PDODS pada salinitas 3000 dan 6000 ppm stabil membentuk satu fasa serta mampu membentuk mikroemulsi terhadap minyak Lapangan X dan Y. Nilai tegangan antarmuka terendah dicapai oleh surfaktan PDODS 2% (b/b) pada salinitas 6000 ppm terhadap minyak Lapangan Y sebesar 2,10 × 10-2 mN/m. Surfaktan PODODS 2% (b/b) dengan salinitas 6000 ppm mampu memproduksi minyak Lapangan X dan Y berturut turut sebesar 63% dan 58%. Berdasarkan keseluruhan pengujian, surfaktan PDODS memiliki potensi yang baik dalam aplikasi EOR.