19
3.3.4. Tahap Formulasi Surfaktan
Surfaktan yang terpilih kemudian diformulasikan dengan NaCl untuk mengetahui optimal salinitas dari surfaktan tersebut. Tujuan dari optimalisasi salinitas yaitu untuk mengetahui performa
terbaik dari larutan surfaktan pada kondisi salinitas yang optimum pada air formasi. Air formasi lapangan S memiliki kandungan garam sebesar 7000 ppm. Tambahan konsentrasi NaCl yang
digunakan kurang dari 10000 ppm dengan rentang variasi yaitu 1000 ppm, 3000 ppm, 5000 ppm, 7000 ppm, dan 9000 ppm. Penggunaan tambahan NaCl ini didasarkan oleh penelitian terdahulu yang
dilakukan pihak SBRC-IPB bahwa konsentrasi diatas 10000 ppm menyebabkan timbulnya endapan dalam formula pada waktu penyimpanan. Optimalisasi salinitas dimulai dengan menambahkan
salinitas pada air formasi sesuai dengan variasi yang telah ditentukan dengan perbandingan bobotbobot antara NaCl dan air formasi. Selanjutnya, sebanyak 0.3 surfaktan dicampurkan
dengan air formasi pada masing-masing variasi tersebut. Formula tersebut kemudian diukur nilai tegangan antarmukanya dengan menggunakan spinning drop tensiometer TX 500 C. Formula dengan
nilai tegangan antarmuka terendah menunjukkan optimal salinitas dari surfaktan yang digunakan. Selanjutnya, formula tersebut dikombinasikan dengan alkali untuk mencari optimal alkali dari
surfaktan yang digunakan. Proses optimalisasi alkali yang dilakukan bertujuan untuk menurunkan nilai tegangan
antarmuka yang telah diperoleh dari formulasi sebelumnya. Alkali yang digunakan adalah NaOH natrium hidroksida dan Na
2
CO
3
natrium karbonat. Alkali merupakan zat aditif dengan penambahan konsentrasi minimal 1 atau 10000 ppm. Penggunaan masing-masing alkali
divariasikan dengan rentang 1000 ppm, 3000 ppm, 5000 ppm, 7000 ppm, dan 9000 ppm. Optimalisasi alkali dimulai dengan membuat larutan dengan optimal salinitasnya seperti yang
dilakukan pada optimalisasi salinitas di atas. Selanjutnya, masing-masing alkali dengan variasi konsentrasi yang telah ditentukan ditimbang dan dicampurkan dengan larutan surfaktan pada optimal
salinitas sampai dicapai berat yang ditentukan dengan perbandingan bobotbobot antara alkali dan larutan. Setelah itu, formula tersebut diukur nilai IFT-nya menggunakan spinning drop tensiometer
TX 500 C untuk mengetahui alkali yang sesuai pada surfaktan yang digunakan. Selanjutnya, formula pada optimal alkali dan optimal salinitas ini digunakan untuk tahap analisis formula serta untuk uji
core flood.
3.3.5. Tahap Analisis Formula untuk Enhanced Water Flooding
Formula surfaktan yang dihasilkan kemudian dianalisis. Analisis yang dilakukan pada formula tersebut meliputi; uji Inter Facial Tension menggunakan alat spinning drop tensiometer TX 500 C
untuk mengetahui besarnya tegangan antara muka minyak dan formula surfaktan, uji densitas menggunakan alat Density Meter DMA 4500 M anton Paar untuk mengetahui densitas atau berat
jenis dari formula surfaktan, uji pH menggunakan alat pH meterkertas pH untuk mengetahui kondisi pH pada formula surfaktan, uji viskositas menggunakan alat viskometer untuk mengetahui viskositas
dari formula surfaktan, uji compatibilitas untuk mengetahui kecocokan antara surfaktan dengan air formasi, uji filtrasi untuk mengetahui keberadaan endapan dalam larutan surfaktan, uji thermal
stability untuk mengetahui kestabilan surfaktan terhadap pengaruh panas, serta uji kelakuan phasa fase behavior untuk mengetahui kelakuan fase antara formula dengan minyak. Prosedur analisis
formula surfaktan untuk enhanced water flooding dapat dilihat pada Lampiran 2.
20
3.3.6. Tahap Aplikasi Enhanced Water Flooding
Tahapan terakhir adalah aplikasi formula larutan surfaktan untuk enhanced waterflooding berupa coreflooding test. Coreflooding test dimulai dengan penginjeksian Air Injeksi T ke dalam
batuan sandstone yang telah berisi minyak bumi mentah hingga tidak ada lagi minyak bumi mentah yang keluar. Proses injeksi air ini menghasilkan nilai recovery minyak setelah water flooding.
Selanjutnya, diinjeksikan formula larutan surfaktan dengan kombinasi 0,1 PV, 0,2 PV dan 0,3 PV dari volume pori-pori batuan. Kemudian batuan sandstone disoaking dengan lama perendaman 12 jam.
Penentuan lama perendaman 12 jam merujuk pada penelitian yang telah dilakukan Mwangi 2008 dimana lama perendaman selama 12 jam mampu memberikan tambahan recovery sebesar 8.
Setelah mengalami perendaman, batuan sandstone diinjeksikan kembali dengan menggunakan air injeksi T hingga tidak ada lagi minyak bumi mentah yang keluar. Proses injeksi ini menghasilkan
nilai recovery minyak setelah injeksi surfaktan. Nilai recovery setelah injeksi surfaktan ini yang akan dianalisis dengan menggunakan rancangan percobaan untuk melihat pengaruh injeksi surfaktan
dengan kombinasi 0.1 PV, 0.2 PV, dan 0.3 PV. Hasil gabungan recovery minyak setelah water flooding dan injeksi surfaktan menghasilkan total recovery minyak keseluruhan. Diagram alir
penelitian dapat dilihat pada Gambar 9. Rancangan percobaan yang digunakan adalah rancangan acak lengkap faktorial dengan satu
faktor dengan dua kali ulangan. Faktor yang divariasikan adalah volume larutan surfaktan. Faktor volume larutan surfaktan terdiri dari tiga taraf yaitu 0.1 PV, 0.2 PV dan 0.3 PV. Model matematika
yang digunakan adalah: Y
ij
= µ + α
i
+ ε
ij
dengan : Y
ij
= Nilai pengamatan
µ =
Rata-rata α
i
= Pengaruh faktor volume larutan surfaktan pada taraf ke-i i = 1,2,3
έ
ij
= Galat percobaan
21
Gambar 9. Diagram alir penelitian
Perendaman 12 jam
22
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
Kategori