Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Penggunaan sumber Panas bumi melibatkan pendinginan pada fluida Panas bumi dengan cara mengekstrak panasnya. Pada kasus fluida Panas bumi suhu tinggi, pengendapan amorphous silika dari larutan membentuk kerak silika adalah masalah utama dalam efisiensi ekstraksi panas. Pengurangan atau bahkan penghilangan pembentukan kerak silika dengan penanganan yang tepat pada air dapat membuka kesempatan meningkatkan efisiensi dalam penggunaan sumber Panas bumi suhu tinggi. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui kemungkinan pembentukan kerak silika dari contoh air Panas bumi lapangan panas bumi Lahendong, Sulawesi Utara dan cara-cara pencegahannya dengan menggunakan pengaturan pH dan scale inhibitor. Untuk mengetahui kemungkinan terbentuknya pengkerakan silika maka dilkakukan sejumlah perlakuan dengan volume larutan 300 ml dengan memvariasikan pH sampel kontrol 3,4,5,6,7,8,9,10,11, dan 12. Kemudian sampel ditambahkan NaCl hingga konsentrasi NaCl menjadi berturut-turut 1000, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000, 7000, 8000, 9000, 10000 ppm. Dilakukan juga inhibisi pengkerakan dengan menggunakan asam borat dan memvariasikan penambahan asam borat berdasarkan variasi berat, yaitu: 1, 5, 10, 20, 50 miligram. Semua perlakuan, baik variasi pH maupun penambahan NaCl dan uji inhibisi dengan asam borat, diakhiri dengan menjenuhkan larutan dengan pemanasan hingga volumenya kira-kira 100 ml. Dari percobaan yang dilakukan ternyata diketahui bahwa pengkerakan paling besar terjadi pada pH 7 dang kandugngan NaCl 10000 ppm. Sedangkan untuk uji inhibisi yang paling efektif pada penambahan berat asam borat sebanyak 50 mg dengan volume sampel 300 ml. Kata Kunci: Pengkerakan silika, Scaling, scale inhibitor.

Abstrak :
ABSTRAK
Energi panas bumi (Geothermal) adalah sumber energi yang penting dimana eksploitasinya tidak mempunyai dampak lingkungan yang signifikan. Penggunaan energi panas bumi terbukti sangat efektif dari segi biaya. Salah satu masalah yang timbul dalam penggunaanenergi panas bumi adalah scaling dari beberapa mineral pada saat dilakukannya eksploitasi. Scaling adalah poses pengendapan yang diikuti pengerasan. Pencegahan atau penguranganpembentukan kerak silika dengan penangananyang tepat memungkinkan peningkatan efisiensi dalam penggunaan sumber panas bumi suhu tinggi. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui kadar optimal yang dapat digunakan untuk mencegah atau mengurangi pembentukan kerak silika dari contoh air panas bumi yang berasal dari lapangan panas bumi Dieng, Jawa. Untuk mengetahui kemungkinan terbentuknya kerak silika dilakukan penguapan sampel dari volume 300 ml menjadi ?50 ml pada pH 4; 5,83(pH alami); 7 dan 9 dan menambahkan inhibitor asam borat dengan variasi konsentrasi 0,5 ppm; 1,0 ppm; 1,5 ppm; 2,0 ppm; 3,0 ppm; 5,0 ppm. Dilakukan juga inhibisi pengerakan dengan menggunakan asam maleat dengan variasi konsentrasi 1,0 ppm; 3,0 ppm; 5,0 ppm; 10,0 ppm dan 25,0 ppm. Sedangkan untuk pengaruh logam Fe dan Al, pengaturan pH pada pH 7 dan pH alami (5,83) dengan variasi konsentrasi logam Fe 2,0 ppm; 5,0 ppm; 10 ppm dan logam Al 5,0 ppm; 10,0 ppm; 25,0 ppm. Dari percobaan yang dilakukan ternyata diketahui bahwa konsentrasi optimal asam borat yang dapat digunakan untuk menginhibisi pengerakan sebesar 2 ppm pada pH 7, 1,5 ppm pada pH alami (5,83). Sedangkan untuk asam maleat sebesar 3 ppm pada pH 7. Adanya Fe menambah kelarutan silika hingga konsentrasi Fesebesar 10 ppm. Dan adanya Al menambah kelarutan silika sampai konsentrasi 10 ppm. Konsentrasi Al lebih dari 10 ppm dapat menurunkan kelarutan silika.

Abstrak :
Kerak kalsium karbonat (CaCOa) dan kerak kalsium sulfat (CaS04) dalam peralatan eksplorasi minyak bumi berasal dari air formasi. Tujuan penelitian in! adalah mengetahui kemungkinan pembentukan kerak kalsium sulfat dan kalsium karbonat dari contoh air formasi dan menentukan sca/e inhibitor yang paling efektif dan cocok untuk menghambat pembentukan kalsium karbonat dan kalsium sulfat. Studi pembentukan kerak CaS04 dilakukan dengan membandingkan konsentrasi aktual CaS04 yang kemungkinan terbentuk dan hasilkali kelarutan. Sedangkan pembentukan kerak CaCOa dilakukan dengan menghitung harga Stability Index CaCOa. Uji efektifitas scale inhibitor dilakukan menggunakan ethylene diamin tetra (methyl.phosphonic.acid) dalam bentuk garam pentasodium (NasEDTMPA), diethylene triamin penta (methyl.phosphonic acid) dalam bentuk larutan asam (DTPMPA), dan hexamethylene diamine tetra (methyl. Phosphonic. Acid) dalam bentuk garam heksapotasium (KeHDTMPA). Inhibitor diujikan terhadap pengendapan CaCOs dan CaS04 dengan variasi pH (7,00 ; 4,00 ; 10.00), suhu (50 °C dan 80 °C), konsentrasi inhibitor (0,01 ; 0,10 dan 1,00 mg/L) terhadap pengendapan CaCOa dan CaS04 dari larutan brines. Hasil penelitian menunjukkan pengendapan CaS04 dari air formasi kemungkinan tidak terjadi. Harga stability index CaCOs positif sehingga kerak CaCOa kemungkinan terjadi. Uji efektifitas scale /nh/b/torterhadap pembentukan CaS04 menunjukkan bahwa KeHDTMPA yang paling efektif pada suhu 50 °C, Uji efektifitas scale inhibitor terhadap pembentukan CaCOs, inhibitor DTMPA paling baik pada pH 4,00 dan 7,00 pada suhu 50°C, sedangkan pada suhu 80 °C inhibitor yang ada tidak mampu mencegah pengendapan CaCOa

Abstrak :
As a result of waterflooding, inorganic salt precipitation occurs in the different parts of an oil production system, thereby leading to damage of production equipment. Different parameters affect the kinetics of salt precipitation. Scale inhibitors are widely used to prevent inorganic salt formation. In this study, the effect of reservoir pressure, temperature, and mixing ratio of injection to formation water on calcium sulfate and barium sulfate precipitation was investigated. For this purpose, two different formation waters and one injection water were used. In addition, the effect of temperature and mixing ratio on inhibition performance was studied. Four different existing industrial scale inhibitors and one new scale inhibitor were used. The performance of the scale inhibitors was determined under static and dynamic conditions. Results of the study showed that calcium sulfate precipitation increased with an increase in temperature and a decrease in pressure. Barium sulfate precipitation was found to increase with a decrease in the temperature. The effect of pressure on barium sulfate formation was negligible. The developed scale inhibitor showed the highest performance for the prevention of calcium sulfate and barium sulfate formation. A change in temperature from 60°C to 120°C reduced the inhibitor performance by 3%. In the cases of calcium sulfate and barium sulfate, the minimum performance of the scale inhibitor was observed when the mixing ratios of injection to formation waters were 60:40 and 50:50, respectively.

Abstrak :
As a result of waterflooding, inorganic salt precipitation occurs in the different parts of an oil production system, thereby leading to damage of production equipment. Different parameters affect the kinetics of salt precipitation. Scale inhibitors are widely used to prevent inorganic salt formation. In this study, the effect of reservoir pressure, temperature, and mixing ratio of injection to formation water on calcium sulfate and barium sulfate precipitation was investigated. For this purpose, two different formation waters and one injection water were used. In addition, the effect of temperature and mixing ratio on inhibition performance was studied. Four different existing industrial scale inhibitors and one new scale inhibitor were used. The performance of the scale inhibitors was determined under static and dynamic conditions. Results of the study showed that calcium sulfate precipitation increased with an increase in temperature and a decrease in pressure. Barium sulfate precipitation was found to increase with a decrease in the temperature. The effect of pressure on barium sulfate formation was negligible. The developed scale inhibitor showed the highest performance for the prevention of calcium sulfate and barium sulfate formation. A change in temperature from 60°C to 120°C reduced the inhibitor performance by 3%. In the cases of calcium sulfate and barium sulfate, the minimum performance of the scale inhibitor was observed when the mixing ratios of injection to formation waters were 60:40 and 50:50, respectively.

Abstrak :
Scale merupakan problem produksi yang terjadi di dalam sistem air. Pembentukan scale terjadi dikarenakan adanya inkompatibilitas campuran fluida, perubahan tekanan, temperatur, serta pH. Umumnya scale terbentuk di sekitar perforasi, peralatan subsurface seperti pada tubing, dan pada peralatan produksi di surface seperti pada wellhead dan flowline, sehingga dapat mengakibatkan turunnya laju produksi karena aliran minyak dari formasi ke permukaan terhambat. Oleh karena itu, diperlukan adanya upaya penanganan dari permasalahan scale tersebut baik berupa langkah preventif maupun penanggulangan ketika sudah terjadi pengendapan scale di lapangan. Langkah preventif merupakan tindakan pencegahan yang dapat dilakukan dengan menggunakan zat kimia pengontrol scale (scale inhibitor), maupun dengan menjaga komponen ion air yang diinjeksikan ke dalam sumur. Melalui simulasi OLI ScaleChem 4.0, didapatkan konsentrasi scale yang terbentuk serta laju pertumbuhan scale. Selanjutnya, dapat diestimasi ketebalan scale yang mungkin terbentuk dengan mengasumsikan kondisi sistem sumur. Langkah penanggulangan yang dapat dilakukan mencakup metode kimia maupun mekanis. Scale yang terbentuk pada pori-pori batuan (near-wellbore) maupun sumur dilakukan dengan cara kimiawi, yaitu acidizing. Sedangkan scale yang terbentuk pada sistem perpipaan dapat dibersihkan dengan menggunakan larutan kimia, maupun dengan menggunakan line scrappers maupun pigs. ......Scale is a production problem happening in the water system. Forming of the scale is happened because of the existing of incompatibility fluid mixture, pressure, temperature and pH changing. Generally, scale is made around perforation, subsurface tools as in tubing and production equipments of surface facilities as like at wellhead and flowline, so that it causes the decline of production rate because the oil flow from the formation to surface is hampered. Therefore, the effort for controlling it is needed, both preventive steps and handling when the problem has happened. Preventive steps are the preventive actions which can be done by using some chemicals of scale inhibitor or keeping the chemical components injecting to the well. Formed scale concentration and scale growth are gotten by OLI ScaleChem 4.0. Then it's estimated thickness of scale which may be formed by assuming the condition of well. Handling steps that can be done are chemical and mechanical method. Scale formed in the pores of stone (near-wellbore) or well is taken chemically like acidizing. Whereas scale forming in the piping system could be cleaned using chemical solution both line scrappers.