Rahmah, Mestika (2019) Optimisasi Kondisi Operasi CO2-foam Flooding Enhanced Oil Recovery pada Lapisan Batuan Gamping di Selat Sunda. Other thesis, Institut Teknologi Sepuluh Nopember.
Preview |
Text
02311745000010-Undergraduate_Theses.pdf Download (6MB) | Preview |
Preview |
Text
02311745000010-Undergraduate_Theses.pdf Download (6MB) | Preview |
Preview |
Text
02311745000010-Undergraduate_Theses.pdf Download (6MB) | Preview |
Abstract
Pada eksplorasi minyak terdapat tiga metode yang bergantung, pada fase dari reservoir yang terdiri dari fase primer, sekunder dan tersier. Pada fase primer, memanfaatkan perbedaan tekanan yang sangat besar di dalam sumur dan di permukaan. Pada fase sekunder biasanya dengan menggunakan injeksi air (waterflooding) dan injeksi ulang natural. Pada fase tersier, peningkatan produksi minyak dilakukan dengan cara Enhanced Oil Recovery (EOR). EOR adalah salah satu teknik dalam meningkatkan jumlah minyak yang dapat diproduksikan. Dalam hal ini dilakukan EOR pada lapisan batuan gamping diselat sunda dikarenakan pada batuan gamping di selat Sunda terdapat adanya kandungan hidrokabrbon sebesar 2/3 dari lapisan batuan gamping. Pada titik terdalam lapiasan batuan gamping di selat Sunda, dengan kedalaman 1100m digunakan training Jaringan Saraf Tiruan (JST) untuk memperkirakan terdapat kandungan minyak bumi sebsesar 50%. Pada EOR ini menggunakan CO2 karena CO2 mudah larut dalam minyak bumi namun sulit larut pada air dan ketersediaan CO2 pada lapangan migas sangat berlimpah. Pada penggunaan foam bermanfaat untuk mengendalikan gerakan gas dalam media berpori. Kontrol pergerakan pada penggunaan foam dapat memberikan pergerakan yang lebih baik, dengan demikian dapat menigkatkan produksi minyak. Penginjeksian CO2-foam ini dilakukan pada lapisan batuan gamping (limestone), pada penggunaan teknologi ini diperlukan biaya yang dari aspek investasi maupun operasional. Metode Beggs-Brill digunakan untuk memodelkan pada injection well dan production well. Rata-rata error pemodelan metode Beggs-Brill secara berurutan sebesar 2.60% dan 3.48% untuk tekanan serta 3.18% dan 2.68% untuk temperatur jika dibandingkan dengan software PIPESIM. Pada reservoir menunjukkan rata-rata error sebesar 0.22% untuk tekanan dan 2.613% untuk temperatur jika dibandingkan dengan software COMSOL Multiphysics. Genetic algorithm dapat mengoptimalkan kondisi operasi sehingga hasil paling optimum kondisi operasi CO2-foam flood didapatkan peningkatan profit sebesar 84% jika dibandingkan dengan teknik optimisasi Duelist algorithm yang memiliki peningkatan profit sebesar 69%. Profit yang didapatkan 15735.258USD/hari menjadi 28912.08228USD/hari
==============================================================================================================================
In oil exploration, there are three dependent methods, in the phase of the reservoir consisting of primary, secondary and tertiary phases. In the primary phase, utilizing a very large pressure difference in the well and on the surface. In the second phase usually by using waterflooding and natural re-injection. In the tertiary phase, an increase in oil production is carried out using Enhanced Oil Recovery (EOR). EOR is one technique in increasing the amount of oil that can be produced. In this case, EOR was carried out on the limestone rock layer held by Sunda because there were 2/3 of the limestone rock in the Sunda Strait. At the deepest point of limestone rocks in the Sunda Strait, with a depth of 1100m, Artificial Neural Network (ANN) training was used to estimate 50% of the oil content. In this EOR, CO2 is used because CO2 is easily soluble in petroleum, but it is difficult to dissolve in water and the availability of CO2 in the oil and gas field is very abundant. The use of foam is useful for controlling the movement of gas in porous media. Control of movement in the use of foam can provide better movement, thus increasing oil production. CO2-foam injection is carried out in the limestone layer, the use of this technology requires investment and operational costs. The Beggs-Brill method is used to model injection well and production well. The average error of the Beggs-Brill method modeling is 2.60% and 3.48% for pressures and 3.18% and 2.68% for temperature when compared to PIPESIM software. The reservoir shows an average error of 0.22% for pressure and 2.613% for temperature when compared with COMSOL Multiphysics software. The genetic algorithm can optimize operating conditions so that the most optimum result of CO2-foam flood operating conditions is an increase in profit of 84% when compared to the Duelist algorithm optimization technique which has a profit increase of 69%. The profit obtained is 15735.258USD / day to 28912.08228USD / day
| Item Type: | Thesis (Other) |
|---|---|
| Uncontrolled Keywords: | Beggs-Brill, Darcy, genetic algorithm, EOR |
| Subjects: | T Technology > TP Chemical technology > TP692.5 Oil and gasoline handling and storage |
| Divisions: | Faculty of Industrial Technology > Physics Engineering > 30201-(S1) Undergraduate Thesis |
| Depositing User: | Mestika Andala Rahmah |
| Date Deposited: | 13 Nov 2024 05:52 |
| Last Modified: | 13 Nov 2024 05:52 |
| URI: | http://repository.its.ac.id/id/eprint/68658 |
Actions (login required)
 |
View Item |