23 pada porositas yang besar tetapi permeabilitas yang kecil. Menurut Koesoemadinata 1978, jika
bentuk butiran mendekati bentuk bola maka permeabilitas dan porositasnya akan lebih meningkat. Pada tahap kedua, core dicuci dengan menggunakan distilasi dengan pelarut toluene.
Distilasi adalah proses mengekstrak bahan dengan menggunakan pelarut yang sesuai dengan bahan. Pillihan terhadap toluene sebagai pelarut karena toluene mampu mengikat kotoran yang terkandung
pada core sintetik. Selain itu, penggunaan toluene sebagai pelarut didasarkan penelitian terdahulu yang dilakukan Paulina Mwangi 2008 karena kemampuan toluene dalam menghilangkan
hydrocarbons, termasuk aspal, dan pengotor lainnya dengan baik dan mengembalikan wettability batuan. Selanjutnya, core dikeringkan dalam oven pada suhu 70
o
C. Pengeringan bertujuan untuk menguapkan pelarut toluene yang masih terkandung pada core. Setelah itu, core didinginkan dalam
desikator guna menghilangkan uap panas akibat proses pengeringan. Kemudian core ditimbang bobotnya untuk mengetahui bobot kering dari core. Bobot kering digunakan pada perhitungan
porositas core. Bobot kering yang dimiliki core berkisar antara 31–36 gram. Pada tahap ketiga, dilakukan pemvakuman pada core. Pemvakuman dilakukan 2 tahap
dimana tahap pertama dilakukan untuk memasukkan udara ke dalam pori-pori core dan tahap kedua dilakukan untuk menggantikan udara dengan fluida ke dalam pori-pori core. Fluida yang digunakan
pada proses pemvakuman adalah Air Formasi AF Tx dari Lapangan T. Air formasi merupakan fluida reservoir yang tercampur dan terangkat bersama minyak bumi ke permukaan. Air formasi
bersifat asin dengan salinitas rata-rata di atas air laut. Kandungan utama air formasi adalah unsur Ca kalium, Na natrium, dan Chlor Cl dalam jumlah besar. Air formasi yang digunakan untuk uji
telah mengalami proses penyaringan terlebih dahulu. Penyaringan dilakukan sebanyak 4 kali yaitu penyaringan menggunakan filter 500 mesh, dilanjutkan dengan menggunakan filter 21 µm,
dilanjutkan dengan menggunakan filter 0,45 µm dan terakhir dengan menggunakan filter 0,22 µm. Penyaringan hingga filter 0,22 µm dilakukan sesuai dengan prosedur yang dilakukan oleh Lemigas.
Core yang telah divakum dijenuhkan dengan merendam core dalam AF Tx selama 1–3 hari.
Penjenuhan bertujuan untuk memperoleh core sintetik semirip mungkin dengan kondisi core asli yang telah terendam dengan AF Tx selama berjuta-juta tahun. Semakin lama penjenuhan maka semakin
mirip kondisi yang dimiliki oleh core sintetik dengan core asli.
4.3. FORMULASI LARUTAN SURFAKTAN
Formulasi merupakan sebuah tahapan yang menentukan performa terbaik dari larutan surfaktan yang dihasilkan untuk aplikasi enhanced waterflooding. Performa terbaik yang dimaksud
adalah formula surfaktan yang mampu menurunkan tegangan antar muka IFT antara minyak-larutan surfaktan dan merubah sifat batuan yang suka minyak oil wet menjadi suka air water wet. Dengan
performa terbaik tersebut diharapkan mampu memproduksi minyak secara optimal. Berdasarkan penelitian terdahulu yang dilakukan pihak SBRC–IPB diketahui bahwa formula surfaktan dengan
konsentrasi surfaktan 0,3 menghasilkan nilai IFT terkecil. Formulasi dilakukan dengan melarutkan surfaktan MES jarak pagar dengan konsentrasi 0,3 dalam Air Injeksi Tx. Air injeksi merupakan air
yang memiliki komposisi dan konsentrasi yang berbeda dengan air formasi. Air injeksi adalah air yang telah mendapatkan treatment sehingga air injeksi dapat digunakan untuk diinjeksikan kembali ke
dalam batuan reservoir melalui sumur injeksi. Penginjeksian ini bertujuan untuk meningkatkan perolehan minyak pada secondary phase pada sumur produksi. Pada formulasi, Air Injeksi dari
Lapangan T yang digunakan adalah air injeksi yang telah mengalami proses penyaringan sebanyak 4 kali yaitu penyaringan menggunakan filter 500 mesh, dilanjutkan dengan menggunakan filter 21 µm,
dilanjutkan dengan menggunakan filter 0,45 µm dan terakhir dengan menggunakan filter 0,22 µm.
24 Penyaringan hingga filter 0,22 µm dilakukan sesuai dengan prosedur yang dilakukan oleh Lemigas.
Prosedur analisis Air Injeksi T dan Air Formasi Tx dapat dilihat pada Lampiran 5. Berikut ini adalah hasil analisis yang dilakukan pihak SBRC–IPB terhadap Air Formasi Tx dan Air Injeksi dari
Lapangan T : Tabel 10. Hasil analisis air formasi dan air injeksi
Parameter Air Injeksi T
Air Formasi Tx
pH 7.41 7.73
Viskositas cP 1.08
1.23 Densitas gcm
3
0.9840 0.9842 Formulasi dilakukan melalui tahapan terstruktur yaitu optimal salinitas, optimal alkali dan
optimal co-surfaktan. Tahapan terstruktur dilakukan untuk memperoleh data yang valid. Tahapan tersebut berhenti dilakukan jika setelah diperoleh formula surfaktan yang sesuai dengan karakteristik
yang ditetapkan oleh BP MIGAS. Menurut BP MIGAS 2009, karakteristik formula yang diharapkan untuk EOR enhanced oil recovery adalah formula surfaktan yang memiliki karakteristik sebagai
berikut: • Compatibility
: tidak ada endapan • Adsorbsion
: 0.25 atau 0.4 mgg • IFT
: 10
-3
dynecm • Thermal stability : tahan terhadap temperatur reservoir minimal 3 bulan
• pH : 6 – 8
• Phase form : bawah atau tengah
• Filtrasi ratio : 1.2
• Recovery oil : 10 incremental tergantung keekonomian
Karakteristik utama yang harus dipenuhi untuk aplikasi EOR menggunakan surfaktan adalah nilai IFT dari fomula larutan surfaktan. Hal ini dikarenakan penggunaan surfaktan bertujuan untuk menurunkan
tegangan antar muka antara fasa minyak dan fasa air. Pada tahap formulasi ini dilakukan uji kinerja dari formula surfaktan yang dihasilkan berupa pengukuran densitas dan uji IFT. Pada uji kinerja
tersebut, digunakan minyak Tx dari Lapangan T untuk memperoleh nilai IFT dari larutan surfaktan. Minyak tersebut terlebih dahulu dianalisis. Prosedur analisis minyak Tx dapat dilihat pada Lampiran 6
Berikut ini adalah hasil analisis terhadap minyak Tx dari Lapangan T : Tabel 11. Hasil analisis minyak Tx
Parameter Nilai
Aspaltine Positif +
Viskositas cP 2.43
Densitas gcm
3
0.7918 Specific Gravity
0.8335 API Gravity
38.25 Berdasarkan gravitas API atau kerapatan relatif, minyak mentah dibagi dalam 5 jenis minyak
mentah, yaitu: minyak mentah ringan, minyak mentah ringan sedang, minyak mentah berat sedang, minyak mentah berat, minyak mentah sangat berat, seperti terlihat pada Tabel 12.
25 Tabel 12. Klasifikasi minyak bumi
Jenis Minyak Mentah
Gravitas API Kerapatan Relatif
Dari Sampai Dari Sampai
Ringan 39,0 0,830 Medium Ringan
39,0 35,0
0,830 0,850
Medium Berat 35,0
35,0 0,850
0,865 Berat 35,0
24,8 0,865
0,905 Sangat Berat
24,8 0,905
Sumber : Kontawa 1995 Pada analisis dilakukan uji aspaltine dimana uji tersebut bertujuan untuk mengetahui ada
tidaknya kandungan aspal pada minyak dimana kandungan aspal mengindikasikan minyak tersebut bersifat polar. Berdasarkan uji aspaltine diketahui bahwa minyak Tx memiliki kandungan aspal
sehingga minyak Tx bersifat polar. Hal ini dibuktikan dengan terdapatnya endapan pada bagian bawah minyak. Pada Gambar 12 disajikan gambar sebelum dan setelah uji aspaltine.
Gambar 12. a Sebelum uji aspaltine dan b Setelah uji aspaltine Tahapan awal formulasi yaitu optimal salinitas. Optimal salinitas bertujuan untuk
mengetahui performa terbaik dari larutan surfaktan pada kondisi salinitas yang optimum pada air injeksi. Pada tahapan ini, digunakan NaCl dengan variasi konsentrasi yaitu 1000 ppm, 3000 ppm,
5000 ppm, 7000 ppm, 9000 ppm, 11000 ppm, 13000 ppm dan 15000 ppm. Penentuan variasi konsentrasi NaCl didasari atas penelitian terdahulu yang dilakukan pihak SBRC–IPB. Berikut ini
adalah grafik yang menggambarkan hubungan antara nilai IFT yang dihasilkan dengan konsentrasi NaCl yang digunakan :
a b
26 Gambar 13. Grafik hubungan antara IFT dengan konsentrasi NaCl
Untuk lebih jelasnya, nilai densitas dan nilai IFT dapat dilihat pada Lampiran 10. Berdasarkan grafik di atas diketahui bahwa mula-mula nilai IFT menurun setelah larutan surfaktan dicampur
dengan NaCl tetapi nilai IFT terus meningkat setelah konsentrasi NaCl diperbesar. Efektifitas surfaktan untuk menurunkan IFT akan berkurang dengan semakin tingginya kadar garam larutan
Ashrawi, 1984. Hasil uji coba laboratorium, nilai IFT terkecil yang dihasilkan terdapat pada MES jarak pagar 0,3 pada konsentrasi 1000 ppm NaCl dimana nilai IFT sebesar 7,45 x 10
-3
dynecm. Hasil formula optimal salinitas digunakan pada tahapan selanjutnya. Hasil penampakan visual IFT
pada optimal salinitas dapat dilihat pada Lampiran 11. Tahapan formulasi selanjutnya adalah optimal alkali. Optimal alkali bertujuan untuk
menurunkan nilai IFT yang telah diperoleh dari formulasi awal. Alkali yang digunakan adalah NaOH natrium hidroksida dan Na
2
CO
3
natrium karbonat. Tujuan penggunaan dua alkali adalah sebagai pembanding. Alkali merupakan zat aditif dengan penambahan konsentrasi maksimal 1 atau 10000
ppm. Baik NaOH maupun Na
2
CO
3
ditambahkan dengan variasi konsentrasi yaitu 1000 ppm, 3000 ppm, 5000 ppm, 7000 ppm dan 9000 ppm. Berikut ini adalah grafik yang menggambarkan hubungan
antara nilai IFT yang dihasilkan dengan konsentrasi alkali yang digunakan :
Gambar 14. Grafik hubungan antara IFT dengan konsentrasi alkali
2.55E ‐02
7.45E ‐03
9.15E ‐03
8.39E ‐03
1.40E ‐02
1.68E ‐02 1.76E‐02
1.60E ‐02
1.91E ‐02
0.E+00 1.E
‐02 2.E
‐02 3.E
‐02
2000 4000
6000 8000
10000 12000
14000 16000
Nilai IFT
dynecm
Konsentrasi NaCl ppm
7.45E ‐03 1.12E‐022.45E‐02
2.36E ‐02
2.36E ‐02
2.69E ‐02
7.45E ‐03
1.11E ‐01
2.99E ‐01
3.98E ‐01
4.33E ‐01
4.72E ‐01
0.E+00 2.E
‐01 4.E
‐01 6.E
‐01
2000 4000
6000 8000
10000
Nilai IFT
dynecm
Konsentrasi alkali ppm
Natrium karbonat
Natrium hidroksida
27 Untuk lebih jelasnya, nilai densitas dan nilai IFT dapat dilihat pada Lampiran 12. Berdasarkan grafik
di atas diketahui bahwa semakin besar konsentrasi alkali yang digunakan maka semakin besar nilai IFT yang dihasilkan. Penambahan alkali tidak mampu menurunkan nilai IFT yang telah dihasilkan
pada formulasi awal malahan penambahan alkali makin menaikkan nilai IFT yang telah dihasilkan pada formulasi awal. Formulasi pun berhenti pada tahapan formulasi kedua karena penambahan unsur
lain menaikkan nilai IFT yang dihasilkan sehingga tahapan terakhir yaitu optimal co-surfaktan tidak dilakukan. Hasil penampakan visual IFT pada optimal alkali dapat dilihat pada Lampiran 13. Jadi,
formula larutan surfaktan yang digunakan pada aplikasi enhanced waterflooding adalah larutan surfaktan yang dihasilkan pada formulasi awal yaitu MES jarak pagar 0,3 pada konsentrasi 1000
ppm NaCl. Untuk memperoleh nilai IFT, terlebih dahulu dilakukan pengujian densitas. Densitas
menyatakan kerapatan antar molekul dalam suatu material yang didefinisikan sebagai rasio perbandingan antara massa dan volume material gcm
3
. Baik pada tahap optimal salinitas maupun tahap optimal alkali terjadi peningkatan nilai densitas. Peningkatan densitas mengindikasikan telah
terjadinya peningkatan konsentrasi massa akibat adanya penambahan senyawa lain. Pada optimal salinitas, penambahan NaCl menyebabkan peningkatan konsentrasi massa pada larutan surfaktan.
Sama halnya pada optimal alkali, baik penambahan NaOH maupun Na
2
SO
3
menyebabkan peningkatan konsentrasi massa pada larutan surfaktan. Grafik nilai densitas larutan surfaktan pada
tahap optimal salinitas dan pada optimal alkali dapat dilihat pada Gambar 15 dan Gambar 16.
Gambar 15. Grafik hubungan antara densitas dengan konsentrasi NaCl Berdasarkan grafik di atas diketahui bahwa peningkatan konsentrasi NaCl berbanding lurus dengan
nilai densitas yang dihasilkan oleh larutan surfaktan. Semakin tinggi konsentrasi NaCl yang digunakan maka semakin tinggi pula nilai densitas yang dihasilkan oleh larutan surfaktan.
Peningkatan densitas terjadi akibat penambahan konsentrasi massa dari NaCl yang semakin meningkat. Hal ini juga terjadi pada optimal alkali dimana peningkatan konsentrasi alkali yang
digunakan Na
2
SO
3
dan NaOH berdampak pada peningkatan densitas. Peningkatan densitas larutan surfaktan diakibatkan peningkatan konsentrasi massa dari alkali yang semakin meningkat pula.
0.9842 0.9850
0.9864 0.9876
0.9890 0.9907
0.9920 0.9931
0.9954
0.98 0.99
1.00
2000 4000
6000 8000
10000 12000
14000 16000
Densitas gcm
3
Konsentrasi NaCl ppm
4.4. UJI
