Abstract As time progresses, oil production will gradually depletes considering limited oil reserves. This is why, an advanced stage method known as tertiary oil recovery is required. One of these methods is known as Enhanced Oil Recovery method. In this laboratory study, one specific surfactant fluid was used, namely Fir wood sodium lignosulfonate (SLS) with varying concentrations of 0.50; 1.00; 1.50; 2.00; 2.50; and 3.00% each crude oil 39 ° API. This study aims to witness the stability of SLS surfactant fluid in chemical injection. SLS surfactant injection is carried out to increase oil production in the reservoir. In this study, there are various stages in order to test the characteristics of the SLS surfactant, so it can be declared as effective in oil sweeping, namely phase behaviour test, density testing, phase behaviour test, interfacial tension test, and adsorption test. Density test is carried out to determine the density of a fluid. Phase behaviour test is intended to see the stability of emulsion obtained from the utilization of SLS surfactant. The main objective of surfactant utilization is to reduce interfacial tension which leads to IFT test. The IFT (interfacial tension) results of the SLS surfactant fluid are determined from the results of the stable phase behaviour test which evidently shows the critical micelle concentration (CMC) point, so it can properly reduce the interfacial tension of oil and formation water in the reservoir. Interfacial tension test was carried out to determine the interfacial tension between SLS surfactant and oil. Adsorption test is carried out to witness the level of fluid adsorption onto the rock surface. On static adsorption test, the result showed for 2 % surfactant concentration is 9.526 mg/gr. Dynamic adsorption test was conducted on the same concentration show results of respectively 1.865 mg/gr.
Kegiatan eksplorasi minyak bumi di Indonesia yang sudah berlangsung lama mengakibatkan laju produksi yang terus mengalami penurunan. Tindakan manipulasi sifat fisik maupun kimia reservoir atau dikenal sebagai Enhanced Oil Recovery (EOR).Salah satu metode EOR adalah chemical flooding yang menggunakan bahan surfaktan.Pada penelitian yang sudah dilakukan ini bermaksud untuk mengamati pengaruh konsentrasi surfaktan dan salinitas brine dalam test uji fasa dan interfacial tension (IFT) terhadap kinerja surfaktan dalam proses EOR. Bahan kimia yang digunakan pada penelitian ini adalah surfaktan jenis anionik yaitu Alpha Olein Sulfonate (AOS). Penggunaan konsentrasi larutan surfaktan yang digunakan adalah 0,5%, 1%, 1,5% dan 2% dan salinitas brine 10.000 ppm, 15.000 ppm, dan 20.000 ppm. Peralatan yang digunakan pada penelitian ini meliputi pipet tube, oven, pipet tetes, dan tensiometer Du-Nouy. Pada tes uji fasa dilihat seberapa besar emulsi yang terbentuk dan penurunannyapada pengukuran 0 jam, 0,5 jam, 1 jam, 2 jam, 24 jam, 48 jam, dan 168 jam. Emulsi yang terbentuk dari hasil tes uji fasa adalah fase atas. Faktor dari terbentuknya emulsi fase atas adalah nilai IFT tinggi dan bahan dasar dari surfaktan yaitu petroleum based . Pada Hasil pengukuran IFT terhadap larutan surfaktan memiliki rentang nilai 16 dyne/m - 41 dyne/m.
The majority of petroleum production comes from the brown field where production has decreased from year to year in Indonesia. To increase the recovery factor of petroleum from the reservoir, an advanced step of production is required, Enhanced Oil Recovery (EOR), which can optimize the depletion of old oil fields. EOR is the application of technology that requires cost, technology and high risk. Therefore, before implementing EOR, in a field, we must carefully evaluate both technically and economically to obtain an optimal additional recovery. This research was conducted to increase oil production by injection of Methyl Ester Sulfonate (MES). This study begins with a screening parameter crude oil, formation water, Berea’s core, and determination of phase behavior, interfacial tension (IFT), thermal stability, imbibition, and core flooding tests. The result for concentratin optimum in 0.3% MES and had IFT 0.3267 dyne/cm. The results of core flooding tests are: Recovery factor of waterflooding is 33.95 % and recovery factor of MES injection is 4.19 %.
One of the stages in mining is processing. At the processing stage. minerals are processed to produce products with higher mineral concentrations. This process has by-products called tailings. The Indonesian mining industry as one of the world's nickel producers cannot be separated from this issue. The large nickel production also has an impact on the large tailings production. These tailings are generally just stockpiled without further use. This study aims to provide an understanding of the strength of the material resulting from the addition of tailings to the concrete mixture. Five variations of the material were made by mixing tailings with ratios of 0%, 20%, 40%, 50%, and 60% in the concrete mix. Physical and mechanical properties testing was carried out to obtain the rock strength value from the concrete sample. During this research, the parameters of UCS, Young's Modulus, and Poisson's Ratio were used as indicators of rock strength. Based on the tests that have been carried out, the addition of tailings to the concrete mix generally weakens the strength of the concrete. However, there is a trend of increasing rock strength at a mixture ratio of 60% where the UCS value is 1.324 MPa and Young's modulus is 0.584. Furthermore, porosity and degree of saturation are considered to have a role in these rock strength parameters. This is indicated by the degree of saturation of the 60% ratio, which is 18.8 with an increase in Young's Modulus and UCS. Based on these results, it can be concluded that tailings can be further utilized in concrete mixtures so that their availability in the field can be converted and reduced. Finally, other parameters of the mixing ratio can be performed to complement the weaknesses in this study.
Lapangan X adalah lapangan minyak yang terletak di Blok YZ, Provinsi Jawa Timur. Lapangan ini memiliki 24 sumur minyak, salah satunya adalah sumur minyak MT-02. Puncak produksi Lapangan X telah dicapai pada bulan Oktober 2011 dan selanjutnya perolehan minyak terus menurun secara perlahan. Sumur yang juga ikut menurun perolehan minyaknya adalah sumur minyak MT-02. Dengan demikian injeksi air direncanakan untuk dilakukan di sumur minyak MT-02 dalam rangka meningkatkan perolehan minyak di sumur tersebut. Adapun dalam perencanaan injeksi air tersebut digunakan sumur MT-06 sebagai sumur injeksi tunggal.Dalam tugas akhir ini, kajian metode Buckley-Leverett yang merupakan metode prediksi yang klasik dipakai untuk memprediksi peningkatan perolehan minyak pada sumur minyak MT-02. Sebelum dilakukan kajian terlebih dahulu dilakukan perhitungan awal untuk menentukkan harga Recovery Factor (RF) sebelum injeksi air, sisa cadangan minyak yang dapat diambil dengan injeksi air (Remaining Reserve atau RR) dan tekanan serta laju injeksi air yang akan digunakan. Buckley-Leverett membagi prediksi kinerja injeksi air tersebut menjadi 2 periode yaitu periode prior hingga breakthrough dan periode after breakthrough. Dengan menghitung beberapa parameter kinerja injeksi air seperti perbandingan mobilitas, efisiensi penyapuan areal, efisiensi pendesakkan, kumulatif air yang diinjeksikan, kumulatif produksi minyak, kumulatif produksi air, laju produksi minyak, laju produksi air dan surface water oil ratio pada kedua periode tersebut maka dapat diprediksi kinerja injeksi air di sumur minyak MT-02.Selanjutnya dengan menggunakan nilai kumulatif produksi minyak hasil perhitungan Buckley Leverett pada kedua periode injeksi maka dapat diprediksikan besarnya peningkatan perolehan minyak dan faktor peningkatan perolehan minyak (Efficiency RF) melalui injeksi air pada sumur minyak MT-02.Berdasarkan hasil perhitungan awal, diperoleh harga RF sebelum injeksi air atau primary RF sebesar 14 % dari cadangan awal minyak di tempat dan cadangan minyak sisa yang dapat diambil dengan injeksi air sebesar 592,295 MSTB. Dengan menggunakan laju injeksi air sebesar 220 BBL/hari, maka, diprediksikan waktu breakthrough adalah 3,9 tahun dan total waktu yang diperlukan sampai injeksi berakhir yaitu 12 tahun terhitung sejak injeksi air dimulai.Adapun dengan perencanaan injeksi air di sumur minyak MT-02 maka prediksi peningkatan perolehan minyak yang diperoleh adalah senilai 278,705 MSTB dengan nilai Efficiency RF melalui injeksi air di sumur tersebut sebesar 47,1 %. Selanjutnya, dengan menjumlahkan harga Primary RF dengan Efficiency RF maka didapatkan harga Final RF sebesar 61,1 % yang merupakan keseluruhan faktor perolehan minyak yang diperoleh melalui primary recovery dan injeksi air di sumur minyak MT-02.
Enhanced Oil Recovery (EOR) adalah salah satu metode produksi minyak dengan tujuan untuk meningkatkan atau mengoptimalkan jumlah minyak yang dapat diproduksikan dari suatu reservoir dan injeksi polimer merupakan salah satu dari banyak metode EOR yang dikenal saat ini. Keberagaman sifat fluida minyak dan sifat fisik batuan reservoir menyebabkan dibutuhkannya kegiatan screening EOR untuk menentukan apakah suatu metode EOR cocok digunakan pada suatu reservoir atau lapangan tertentu. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui aspek-aspek atau batasan-batasan apa saja yang perlu diperhatikan untuk dilakukan injeksi polimer pada suatu reservoir berdasarkan rujukan dari Taber et al. Dalam pengerjaanya dilakukan juga pengumpulan data fluida minyak dan sifat fisik reservoir Lapangan X dan dilakukan screening untuk mengetahui aspek-aspek apa saja dari reservoir tersebut yang dapat memenuhi kondisi untuk dilakukannya injeksi polimer berdasarkan rujuan dari Taber et al. Hasil penelitian menunjukkan bahwa terdapat tujuh aspek atau batasan yang dirujuk oleh Taber et al. untuk suatu reservoir dapat dilakukan injeksi polimer yaitu aspek gravity minyak, viskositas minyak, porositas, permeabilitas, jenis formasi, kedalaman dan temperatur. Selain itu reservoir Lapangan X memberikan kecocokan enam aspek dari tujuh aspek untuk dilakukannya injeksi polimer.
Di Indonesia, penurunan produksi minyak dan gas bumi alamiah beriringan dengan peningkatan kebutuhan bahan bakar, menuntut optimasi operasi di lapangan migas. Studi simulasi ini memiliki fokus pada pengaruh temperature Condensate Stabilizer Unit, terhadap volume kondensat yang dihasilkan untuk meningkatkan produksi minyak bumi dalam rangka memenuhi kebutuhan energi migas di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui pengaruh antara nilai temperature dengan volume kondensat yang dihasilkan pada jenis minyak bumi dengan API 42,90C, Spec Gravity@600F 0,8114, Pour point 240C Metode penelitian yang digunakan adalah simulasi uji optimalisasi proses dengan perangkat lunak Aspen Hysys Ver 12.1 menggunakan metode Peng and Robinson dengan batasan temperatur mulai dari 1380C sampai dengan 1980C dengan interval 50C. Hasil penelitian uji optimalisasi proses, Pressure dan Temperatur di dalam model di validasi dengan real data plant menunjukkan perbedaan nilai margin error di rentang 0,05 - 1,75%. Kemudian temperatur dalam setiap 10C temperatur yang diturunkan/dinaikkan akan menghasilkan 0,3 Bbls/d kondensat. Dengan demikian dapat disimpukan bahwa pengaruh temperatur terhadap volume kondensat yang dihasilkan memiliki pengaruh yang sangat signifikan untuk minyak dengan karakteristik 42,90C, Spec Gravity@600F 0,8114, Pour point 240C.
Abstract Surfactant injection is one of the EOR methods used to increase oil recovery. Using of surfactants is intended to reduce the interface tension between oil and water. The types of surfactants commonly used are oil-based surfactants, such as petroleum sulfonate. This condition causes the price of surfactants very dependent on oil prices. As efficient alternative, research on plant-based surfactants sourced from nature is being developed. Like the type of surfactant that will be used in this study is Sodium Lignosulfonate (NaLS) sourced from bagasse waste. The purpose of this study is to add reference of the characteristics of the NaLS surfactant to be used optimally. The screenings in this experiment were Aqueous Stability test, phase behaviour test, and IFT test on 1.5% NaLS concentration and high salinity 75,000 ppm Nacl. The results of aqueous stability test are transparent, the results of phase behaviour test are middle phase emulsion with an emulsion percent of 8.75%, and the results of IFT test obtained value of 1.98 mN/m. Based on these results, surfactants meet the screening parameters so can proceed to the injection stage for determine the value of recovery factor. Recovery factor result for NaLS bagasse waste based surfactant injection is 4.74%.
