Kajian kinerja Surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) untuk aplikasi enhanced water flooding.

(1)

v

EXPERIMENTAL STUDY OF APG (ALKYL POLYGLICOSIDE)

SURFACTANT FOR ENHANCED WATERFLOODING

Erliza Hambali and Rizky Oktavian

Departement of Agricultural Industrial Technology, Faculty of Agricultural Technology, and Surfactant and Bioenergy Research Center, Bogor Agricultural University, IPB Darmaga Campus, PO

Box 220, Bogor, West Java, Indonesia email : riz.kyo.tavian@gmail.com

Pudji Permadi

Department of Petroleum Engineering, Faculty of Mining and Petroleum Engineering, Institut Teknologi Bandung, Bandung, and Surfactant and Bioenergy Research Center, Bogor Agricultural

University, IPB Darmaga Campus

ABSTRACT

Since 1997, Indonesian oil production from year to year has been decreasing continuously. Meanwhile, the demand of national oil is increasing annually more than domestic production. Consequently, Indonesian government has already spent much money to solve is problem. Oil field condition is the main factor of decreasing oil production in Indonesia . Almost of the all oil fields in Indonesia are brown fields that only have been produced in the primary stage. Therefore, we have to do EOR methods to increase oil field production in Indonesia. One of EOR methods is chemical flooding using surfactant. Commonly, we used petroleum surfactant for chemical flooding. However, the petroleum surfactant has some disadvantages than plant-based surfactants. Petroleum surfactant does not resist to high salinity and high hardness. This study, we use alkyl polyglycoside surfactant that is extracted from fatty alcohol and starches to substitute the petroleum based surfactant. In investigating APG surfactant performance and knowing the best formula APG surfactant for enhanced water flooding, synthetic core, and crude oil are used for flooding tests. The result shows that the APG surfactant formula have very good performance on the compatibility, the thermal stability and phase behaviour tests. However it is still not good result on filtration. The best surfactant formula a found to be 0.2 PV of surfactant solution injected.


(2)

1

I.

PENDAHULUAN

1.1.

LATAR BELAKANG

Produksi minyak Indonesia sejak tahun 1997 terus mengalami penurunan. Berdasarkan data yang dicatat oleh BP Migas, pencapaian produksi tertinggi (peak production) pertama tahun 1977 sebesar 1,7 juta barel per hari (million barrel oil per day/ MBOPD) adalah puncak produksi minyak dari Lapangan-lapangan dengan tenaga alamiah (primary). Peak production kedua tahun 1995 sebesar 1,6 MBOPD terjadi dari hasil kegiatan injeksi air (water flooding) di sebagian besar Lapangan-lapangan Chevron dan berhasilnya injeksi steam (steam flood). Setelah puncak produksi kedua, produksi minyak Nasional terus mengalami penurunan dengan rata-rata penurunan produksi sekitar 6 % dan sempat stabil ditahun 2007. Tahun 2007 produksi minyak Indonesia total rata-rata 954.000 BOPD (barel per hari/bph) pada Agustus 2007 dan September 2007 angka produksi merambah naik sedikit demi sedikit serta puncaknya pada januari 2008, produksi minyak menembus satu juta BOPD lalu sempat turun tetapi naik kembali (BP MIGAS,2009). Jika permintaan minyak bumi Indonesia terus meningkat sedangkan produksi minyak bumi dunia terus menurun maka dunia akan mengalami krisis energi. Krisis energi memacu kenaikan harga minyak bumi. Minyak bumi terus mengalami kenaikan harga dari USD 85 per barel menjadi USD 100 per barel pada pertenghan Juni 2011.

Rendahnya kemampuan produksi minyak bumi Indonesia disebabkan karena sumur-sumur minyak Indonesia pada umumnya sudah merupakan lapangan tua (mature fields). Dari 214 lapangan yang diolah oleh Pertamina EP, 80 persennya merupakan lapangan tua (mature field atau brown field) dengan tingkat penurunan produksi alamiah rata-rata 5 -15 persen per tahun. Lapangan tua tersebut pada umumnya telah melewati masa puncak produksi, dimana proses produksi minyak yang dilakukan masih pada tahap primary recovery. Berdasarkan data Dirjen Migas (2010), hingga tahun 2010 total Original Oil in Place (OOIP) Indonesia mencapai 64.211 BSTB, dimana 31,80% berhasil diproduksikan secara kumulatif, dan diperkirakan remaining reserves hanya sebesar 5,72%, sedangkan sisanya sebesar 62,48%. Lake (1989) menyatakan bahwa residu minyak bumi pada sumur yang telah diproduksi masih besar, berkisar 40 -70 persen dari jumlah minyak bumi semula. Minyak bumi yang tertinggal tersebut merupakan minyak bumi yang terperangkap pada pori-pori batuan dan tidak dapat diproduksi dengan teknologi konvensional (tahap primer dan sekunder). Salah satu metode perolehan kembali minyak bumi setelah dengan teknologi konvensional diterapkan adalah peningkatan perolehan minyak bumi tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery) melalui mekanisme penurunan tegangan antarmuka (Interfacial Tension disingkat IFT).

Fenomena tegangan antarmuka (IFT) memainkan peranan penting di dalam metode perolehan minyak bumi (Lakatos-Szabó dan Lakatos, 2001). Bahan yang umum digunakan untuk memodifikasi tegangan antarmuka dan tegangan permukaan suatu zat adalah surfaktan. Surfaktan merupakan zat aktif permukaan yang mampu menurunkan tegangan antarmuka (IFT) minyak-air ke tingkat yang lebih rendah. Penginjeksian surfaktan ke dalam reservoir dapat menurunkan tegangan antar muka antara minyak dan air sehingga tekanan kapiler minyak dan batuan berkurang. Menurut Emegwalu (2009)tekanan kapiler yang tinggi menyebabkan recovery factor yang rendah. Penurunan tegangan antarmuka antara air formasi dan minyak dapat meningkatkan capillary number. Peningkatan nilai capilary number mengindikasikan peningkatan recovery minyak sisa/residual oil. Apabila capillary number tinggi, maka sebagian besar minyak yang tersisa akan terangkat dari


(3)

2

reservoir. Proses perolehan kembali minyak bumi dengan menggunakan surfaktan termasuk ke dalam fase tersier atau tahap lanjut dalam produksi minyak bumi. Teknik perolehan minyak bumi menggunakan surfaktan dikenal dengan nama surfactant flooding.

Petroleum sulfonat merupakan jenis surfaktan yang selama ini banyak digunakan sebagai oil well stimulation agent dalam proses EOR. Penggunaan surfaktan petroleum sulfonat sebagai oil well stimulation agent memiliki beberapa kelemahan, yaitu cenderung menggumpal pada air dengan tingkat kesadahan yang tinggi dan sifat deterjensinya menurun dengan sangat tajam pada tingkat salinitas tinggi. Padahal sebagian besar air formasi reservoir minyak bumi mempunyai tingkat salinitas dan kesadahan yang tinggi (Watkins, 2001). Selain itu, harga minyak bumi yang terus meningkat turut mempengaruhi harga surfaktan berbahan baku minyak bumi ini. Hal ini mendorong perlunya mencari alternative surfaktan yang lebih murah serta mampu mengatasi kelemahan yang terdapat dalam surfaktan tersebut. Salah satu surfaktan yang memiliki prospek cerah untuk diaplikasikan pada proses EOR yaitu surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) yang disintesis dari pati dan fatty alcohol. Sifatnya yang terbarukan serta ramah terhadap lingkungan (biodegradable), bersifat nonionik tidak membawa muatan sehingga sangat kompatibel dengan bahan kimia lainnya yang digunakan dalam operasi produksi sumur minyak, serta karakteristik deterjensi yang baik menjadi keunggulan surfaktan Alkil Poliglikosida (APG).

Dari segi produksi, bahan baku pembuatan surfaktan APG, yang berasal dari pati dan fatty alcohol (berasal dari minyak nabati), sangat melimpah di Indonesia. Indonesia merupakan negara berbasis pertanian yang memiliki potensi yang cukup besar sebagai penghasil pati-patian antara lain berasal dari sagu, tapioka, dan sumber pati-patian yang berasal dari serealia. Selain itu, salah satu minyak nabati yang bisa digunakan sebagai bahan baku fatty alcohol yaitu minyak sawit, tersedia cukup banyak di Indonesia. Indonesia merupakan penghasil minyak sawit terbesar didunia dengan perkembangan luas lahan dan produksi yang cukup tinggi. Perkembangan luas lahan serta produksi minyak sawit di Indonesia dapat dilihat pada Tabel 1.

Tabel 1. Perkembangan luas lahan dan produksi Minyak Sawit Indonesia Tahun Produksi Minyak Sawit (ton) Luas Lahan (Ha)

2006 10,961,756 3,748,500

2007 11,437,986 4,101,700

2008 12,477,752 4,451,800

2009 13,872,602 4,888,000

2010 14,290,054 5,032,800

Sumber : BPS (2010)

Ketersediaan bahan baku yang cukup potensial ini perlu dikembangkan untuk meningkatkan nilai tambah. Konversi pati serta minyak kelapa sawit menjadi surfaktan yang merupakan pengembanganan produk ke arah hilir akan meningkatkan nilai tambah produk bahan baku tersebut. Keluaran dari pembangunan agroindustri adalah perolehan nilai tambah yang signifikan atas input teknologi yang diberikan. Semakin canggih teknologi yang digunakan untuk melakukan diversifikasi produk dari bahan baku, maka semakin tinggi pula nilai tambah produk diversifikasi tersebut serta memiliki harga yang jauh lebih tinggi dibandingkan dengan harga komoditas awalnya (Gumbira


(4)

3

Sa’id, 2001). Hambali et al. (2004) menyatakan bahwa surfaktan memiliki nilai tambah hampir delapan kali lipat bila dibandingkan dengan minyak sawit mentah (CPO dan PKO).

Penelitian mengenai penggunaan surfaktan yang merupakan turunan minyak bumi untuk proses recovery minyak bumi telah banyak dilakukan, sedangkan penelitian mengenai penggunaan surfaktan yang berasal dari sumber terbarukan khususnya surfaktan alkil poligliksida yang disintesis dari pati dan fatty alcohol untuk proses recovery minyak bumi masih jarang dilakukan. Penggunaan surfaktan untuk proses recovery sumur minyak bumi harus disesuaikan dengan kondisi reservoir dimana surfaktan tersebut akan diaplikasikan. Parameter-parameter yang penting untuk diperhatikan dalam penginjeksian surfaktan adalah kadar garam, suhu, sifat batuan dan fluida formasi, kompatibilitas surfaktan dengan fluida formasi, serta tekanan reservoir. Parameter-parameter tersebut akan mempengaruhi daya kerja surfaktan yang diinjeksikan kedalam reservoir. Hal tersebut diatas mendorong dilakukannya penelitian mengenai kajian kinerja surfaktan Alkil Poliglikosida untuk mengetahui stabilitas kinerja formula surfaktan tersebut sebagai agent penurun tegangan antarmuka pada aplikasi Enhanced Water flooding.

1.2.TUJUAN PENELITIAN

Tujuan dari penelitian ini yaitu untuk mengetahui kinerja serta mendapatkan formula terbaik surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) untuk aplikasi Enhanced Water Flooding pada contoh batuan pasir sintetik.

1.3. RUANG LINGKUP

Ruang lingkup penelitian ini meliputi pemilihan jenis surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) terbaik untuk formulasi enhanced water flooding, formulasi surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) untuk enhanced water flooding, analisis formula untuk enhanced waterflooding di berbagai kondisi pada lapangan sandstone serta simulasi penerapan enhanced waterflooding menggunakan surfaktan Alkil Poliglikosida (APG).


(5)

4

II.

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. SURFAKTAN

Surfaktan merupakan senyawa aktif penurun tegangan permukaan (surface active agent) yang mempunyai struktur bipolar. Bagian kepala bersifat hidrofilik dan bagian ekor bersifat hidrofobik menyebabkan surfaktan cenderung berada pada antarmuka antara fase yang berbeda derajat polaritas dan ikatan hidrogen seperti minyak dan air. Kegunaan surfaktan antara lain untuk menurunkan tegangan permukaan, tegangan antarmuka, meningkatkan kestabilan partikel yang terdispersi dan mengontrol jenis formasi emulsi, misalnya oil in water (O/W) atau water in oil (W/O) (Rieger,1985).

Molekul surfaktan dapat divisualisasikan seperti berudu ataupun bola raket mini yang terdiri atas bagian kepala dan ekor. Bagian kepala bersifat hidrofilik (suka air), merupakan bagian yang sangat polar, sedangkan bagian ekor bersifat hidrofobik (benci air/suka minyak), merupakan bagian non polar. Bagian kepala dapat berupa anion, kation atau nonion, sedangkan bagian ekor dapat berupa rantai linier atau cabang hidrokarbon. Konfigurasi kepala-ekor tersebut membuat surfaktan memiliki fungsi yang beragam di industri. Gambar dari molekul surfaktan terdapat pada Gambar 1.

Gambar 1. Molekul surfaktan (Gevarsio,1996)

Berdasarkan gugus hidrofiliknya, m olekul surfaktan dibedakan kedalam 4 kelompok, yaitu surfaktan anionik, surfaktan kationik, surfaktan nonionik, dan surfaktan amfoterik (Rieger, 1985; Rosen, 2004). Surfaktan anionik adalah molekul yang bermuatan negatif pada gugus hidrofilik atau aktif permukaan (surface-active), seperti gugus sulfat atau sulfonat. Surfaktan kationikH adalah senyawa yang bermuatan positif pada gugus hidrofiliknya atau bagian aktif permukaan ( surface-active), seperti quarternery ammonium salt (QUAT). Surfaktan nonionik adalah surfaktan yang tidak bermuatan atau tidak terjadi ionisasi molekul. Sifat hidrofilik disebabkan karena keberadaan gugus oksigen eter atau hidroksil. Surfaktan amfoterik adalah surfaktan yang bermuatan positif dan negatif pada molekulnya, dimana muatannya bergantung kepada pH. Pada pH rendah akan bermuatan negatif dan pada pH tinggi akan bermuatan positif (Matheson, 1996; Rosen, 2004).

Didalam aplikasinya, keempat jenis surfaktan tersebut memiliki fungsi yang spesifik dan kondisi lingkungan kerja yang spesifik. Surfaktan anionik sangat baik digunakan untuk stimulasi batuan sandstone. Adanya unsur silika di dalam batuan sandstone yang bermuatan negatif (-) akan menyebabkan water wet pada formasi batuan sand stone. Kondisi ini akan menyebabkan turunnya gaya adhesi antara minyak dan batuan sehingga minyak akan lepas dan lebih mudah mengalir dan sifat batuan akan berubah menjadi water wet. Sebaliknya pada batuan limestone yang bermuatan positif, penggunaan surfaktan anionik akan menyebabkan batuan bersifat oil wet (Allen and Robert,1993).


(6)

5

Surfaktan kationik dengan muatan gugus hidrofilikya yang positif akan merubah wettability batuan yang memiliki muatan positif menjadi water wet seperti batuan karbonat dan akan merubah wettability batuan yang bermuatan negatif seperti batuan sandstone menjadi oil wet. Berbeda dengan surfaktan anionik dan kationik, surfaktan nonionik yang tidak memiliki muatan pada gugus hidrofiliknya menyebabkannya kompatible pada kedua jenis batuan. Surfaktan nonionik akan menyebabkan water wet baik pada batuan karbonat maupun sandstone. Sedangkan penggunaan surfaktan amfoterik pada kedua jenis batuan tersebut tergantung pada pH larutan dimana surfaktan tersebut bekerja. Pada kondisi pH>7 (basa), gugus hidrofilk surfaktan amfoterik akan bermuatan positif sehingga akan menyebabkan water wet pada batuan yang memiliki muatan positif (karbonat). Pada pH<7 (asam), gugus hidrofilik surfaktan amfoterik akan bermuatan negatif sehingga akan menyebabkan water wet pada batuan yang memiliki muatan negatif (sandstone), sedangkan pada pH=7, gugus hidrofilik surfaktan amfoterik tidak akan bermuatan. Namun pada aplikasi stimulasi surfaktan, surfaktan amfoterik digunakan terbatas sebagai pencegah korosi dan agen pembusa (Allen and Robert, 1993; Mulyadi, 2002)

Flider (2001) menyatakan bahwa surfaktan berbasis bahan alami dapat dibagi menjadi empat kelompok yaitu :

1. Berbasis minyak-lemak seperti; monogliserida, digliserida, dan poligliserol ester. 2. Berbasis karbohidrat seperti; alkyl poliglikosida, dan n-metil glukamida.

3. Ekstrak bahan alami seperti; lesitin dan saponin.

4. Biosurfaktan yang diproduksi oleh mikroorganisme seperti; rhamnolipid dan sophorolipid.

Pengujian surfaktan meliputi kemampuan untuk menstabilkan emulsi, kemampuan untuk menurunkan tegangan permukaan dan tegangan antar muka, mengontrol jenis formasi emulsi dengan hidrofil lipofil balance, dan penentuan gugus fungsi dengan FTIR (Fourier Transform Infra Red Spectroscopy).

1. Kestabilan Emulsi

Cara kerja bahan penstabil adalah dengan menurunkan tegangan permukaan, dengan cara membentuk lapisan pelindung yang menyelimuti globula fase terdispersi, sehingga senyawa yang tidak larut akan lebih mudah terdispersi dalam sistem dan bersifat stabil (Fennema, 1985). Emulsi yang stabil mengacu pada proses pemisahan yang berjalan lambat sedemikian rupa sehingga proses itu tidak teramati pada selang waktu tertentu yang diinginkan (Kemel, 1991).

Semakin tinggi viskositas dari suatu sistem emulsi, semakin rendah laju rata-rata pengendapan yang terjadi, sehingga mengakibatkan kestabilan semakin tinggi (Suryani et. al, 2000). Viskositas berkaitan erat dengan tahanan yang dialami molekul untuk mengalir pada sistem cairan. Ada beberapa faktor yang mempengaruhi sifat alir suatu emulsi, diantaranya ukuran partikel dan distribusi ukuran partikel. Emulsi dengan globula berukuran halus, lebih besar viskositasnya dibandingkan emulsi dengan globulanya yang lebih besar atau tidak seragam (Muchtadi, 1990).


(7)

6

2. Tegangan Permukaan

Prinsip dasar tentang kestabilan emulsi adalah kesetimbangan antara gaya tarik-menarik dan gaya tolak menolak yang terjadi antar partikel dalam suatu sistem emulsi. Apabila gaya ini dapat dipertahankan tetap seimbang atau terkontrol, maka partikel-partikel dalam sistem emulsi dapat dipertahankan agar tidak bergabung (Suryani, et al. 2001).

Tegangan permukaan dirumuskan sebagai energi yang harus digunakan untuk memperbesar permukaan suatu cairan sebesar 1 cm2. Tegangan permukaan disebabkan oleh adanya gaya tarik menarik dari molekul cairan. Tegangan permukaan antara lain dapat diukur dengar menggunakan Tensiometer du Nouy dan dinyatakan dalam dyne per centimeter (dyne/cm) atau miliNewton per meter (mN/m).

Pada cairan, terdapat molekul-molekul yang tersebar di bawah permukaan dan pada permukaan cairan. Molekul-molekul ini saling tarik menarik. Gaya tarik-menarik molekul-molekul di bawah permukaan cairan adalah sama pada semua arahnya. Molekul-molekul-molekul di atas permukaan cairan tersebut kemudian mendapatkan gaya tarik dari molekul-molekul di bawahnya yang mencoba untuk menariknya kembali ke tubuh cairan. Hal ini menyebabkan cairan mengambil bentuk yang memungkinkan luas permukaan menjadi sekecil mungkin. Bentuk tersebut adalah bentuk bola (sphere). Besarnya energi yang mengendalikan bentuk cairan tersebut dinamakan tegangan permukaan. Semakin besar ikatan antar molekul-molekul dalam cairan maka semakin besar tegangan permukaan (Bodner dan Pardue, 1989).

3. Tegangan Antarmuka

Tegangan antar muka adalah pengukuran kekuatan sebagai usaha yang diperlukan untuk memperluas antar muka antara dua cairan immiscible persatuan luas (Shaw, 1980). Tegangan permukaan merupakan suatu gaya yang timbul sepanjang garis permukaan suatu cairan, sedangkan tegangan antar muka adalah energi yang bergerak melintang sepanjang garis permukaan. Gaya ini timbul karena adanya kontak antara dua cairan yang berbeda fase. Dalam satuan SI (Standard International) besaran tegangan antarmuka dinyatakan dengan mN/m atau dyne/cm.

Turunnya tegangan antarmuka akan menurunkan gaya kohesi dan sebaliknya meningkatkan gaya adhesi. Gaya kohesi adalah gaya antar molekul yang bekerja diantara molekul-molekul yang sejenis, sedangkan gaya adhesi adalah gaya antar molekul yang bekerja diantara molekul-molekul yang tidak sejenis.

Suatu surfaktan tersusun atas gugus hidrofobik dan hidrofilik pada molekulnya dan memiliki kecenderungan untuk berada pada antarmuka antara dua fase yang berbeda derajat polaritasnya atau dengan kata lain surfaktan dapat membentuk film pada bagian antar muka dua cairan yang berbeda fase. Pembentukan film tersebut menyebabkan turunnya tegangan permukaan kedua cairan berbeda fase tersebut sehingga mengakibatkan turunnya tegangan antar muka (Georgiou et al., 1992).

Efek dari surfaktan pada fenomena antar muka merupakan fungsi dari konsentrasi surfaktan pada antar muka. Efektifitas surfaktan pada adsorpsi antar muka didefinisikan sebagai konsentrasi maksimum dimana surfaktan dapat tertahan pada antar muka. Efektifitas surfaktan dalam menurunkan tegangan antarmuka minyak – air dipengaruhi oleh beberapa faktor,


(8)

7

diantaranya jenis surfaktan yang digunakan, konsentrasi surfaktan dan co-surfaktan yang digunakan, kadar garam larutan, dan adsorpsi larutan surfaktan (Menurisita, 2002).

Menurut Shaw (1980), tegangan antarmuka merupakan faktor penting pada proses enhanced oil recovery (EOR) dalam bidang pertambangan. Surfaktan dapat menurunkan tegangan antarmuka antara fluida dengan fluida, fluida dengan batuan, dan fluida dengan hidrokarbon. Di samping itu, surfaktan dapat memecah tegangan permukaan dari emulsi minyak yang terikat dengan batuan (emulsion block), mengurangi terjadinya water blocking dan mengubah sifat kebasahan (wattability) batuan menjadi suka air (water wet). Dalam kondisi batuan yang bersifat water wet, minyak menjadi fasa yang mudah mengalir dan dengan demikian water cut dapat dikurangi.

4. Hydrophile -Lipophile Balance (HLB)

Menurut Suryani et. al. (2002), HLB adalah ukuran empiris untuk mengetahui hubungan antara gugus hidrofilik dan hidrofobik pada suatu surfaktan. Sistem HLB digunakan untuk mengidentifikasi emulsifikasi minyak dan air oleh surfaktan. Terdapat dua tipe emulsi, yaitu :

a. Water-in-oil (w/o), artinya air terdispersi di dalam minyak. Pada kondisi ini diperlukan surfaktan dengan nilai HLB rendah.

b. Oil-in-water (o/w), artinya minyak terdispersi di dalam air. Pada kondisi ini diperlukan surfaktan dengan nilai HLB tinggi.

Makin tinggi nilai HLB, maka surfaktan makin bersifat larut air. Sedangkan bila makin rendah nilai HLB, surfaktan makin bersifat larut minyak. Nilai HLB dan aplikasinya berdasarkan konsep Grifin disajikan pada Table 2.

Tabel 2. Nilai HLB dan aplikasinya berdasarkan konsep Grifin

Nilai HLB Aplikasi

3 – 6 Pengemulsi W/O

7 – 9 Wetting agent

8 – 14 Pengemulsi O/W

9 – 13 Detergen

10 -13 Solubilizer

12 -14 Dispersant

Sumber : Holmberg et al. (2003)

Jenis surfaktan yang dipilih pada proses pembuatan suatu produk tergantung pada kinerja dan karakteristik surfaktan tersebut serta karakteristik produk akhir yang diinginkan (Sadi, 1994). Menurut BP MIGAS (2009), karakteristik surfaktan yang diinginkan untuk aplikasi Enhanced Oil Recovery, adalah formula surfaktan yang memiliki karakteristik sebagai berikut:


(9)

8

Compatibility : tidak ada endapan

Adsorbsion : < 0.25% atau 0.4 mg/g batuan

 Tegangan Antar Muka : 10-3 dyne/cm

 Temperatur : tahan terhadap temperature reservoir minimal 3 bulan

 pH : 6-8

 Bentuk Phase : bawah atau tengah

Recovery oil : > 10% incremental tergantung keekonomian

 Filtrasi rasio : < 1,2

2.2. SURFAKTAN ALKIL POLIGLIKOSIDA (APG)

Surfaktan Alkil Poliglikosida pertama kali dikenal sekitar tahun 1983 oleh Emil fischer (Margaretha, 1999). APG merupakan surfaktan yang ramah lingkungan karena disintesis dengan bahan baku yang berbasis pati (kentang, sagu, tapioka, jagung dan lain-lain) dengan fatty alcohol berbasis minyak nabati (kelapa, sawit, rapeseed, soy bean, bunga matahari). Alkil Poliglikosida (APG) mempunyai dua struktur kimia. Rantai hidrokarbon yang bersifat hidrofobik (lipofilik) dan bagian molekul yang bersifat hidrofilik. Sifat rantai yang hidrofobik disebabkan oleh rantai hidrokarbon tersebut tersusun dari fatty alcohol yang berasal dari minyak sawit atau minyak kelapa. Sedangkan, bagian molekul yang bersifat hidrofilik dari APG disebabkan bagian tersebut tersusun dari molekul glukosa yang berasal dari pati. Gambar proses reaksi dan struktrur APG disajikan pada Gambar 2.

Gambar 2. Proses reaksi dan struktur alkil poliglikosida(APG) (Wuest et al., 1992)

Proses produksi APG dapat dilakukan melalui dua prosedur yang berbeda, yaitu prosedur pertama berbasis bahan baku pati dan fatty alcohol sedangkan prosedur kedua berbasis bahan baku dekstrosa (glukosa) dan fatty alcohol. Prosedur pertama, berbasis pati-fatty alcohol melalui proses butanolisis dan transasetalisasi, sedangkan prosedur kedua yang berbasis dekstrosa-fatty alcohol hanya melalui proses asetalisasi yang selanjutnya dari masing-masing prosedur masuk ke proses netralisasi, distilasi, dan pelarutan. Diagram proses pembuatan APG disajikan pada Gambar 3.

Alkil Glikosida


(10)

9

Gambar 3. Proses sintesis surfaktan alkil poliglikosida untuk aplikasi EOR

Proses produksi APG melalui proses asetalisasi dilakukan dengan mencampurkan fatty alcohol dan glukosa dengan perbandingan 2:1 sampai dengan perbandingan 10:1 dengan katalis asam p-toluene sulfonat. Kondisi reaksi diatur pada suhu 100-120°C selama 3-4 jam pada tekanan 15-25 mmHg. Setelah itu, campuran bahan dilakukan netralisasi sampai pH 8-10 dengan menggunakan NaOH 50 % pada suhu 80°C. Setelah tahap tersebut akan terbentuk APG kasar yang masih bercampur dengan residu (air + fatty alcohol) yang tidak bereaksi sehingga dilakukan pemisahan dengan menggunakan distilasi vakum untuk mengeluarkan residu. Pemisahan fatty alcohol dilakukan pada suhu 160-200°C dan tekanan 15 mmHg (Indrawanto, 2007). Proses reaksi sintesa APG satu tahap/langsung dapat dilihat pada Gambar 4.

Gambar 4. Sintesis Fischer secara langsung(Wuest et al., 1992)

Menurut Wuest et al., (1992), sintesis surfaktan APG dapat pula dilakukan dengan reaksi 2 tahap dari pati atau hasil degradasi pati seperti poliglukosa atau sirup glukosa, tahap pertama


(11)

10

direaksikan dengan alkohol rantai pendek, terutama butanol, dan tahap kedua transasetalisasi direaksikan dengan rantai lebih panjang C 8-22 terutama C 12-18 dari fatty alkohol bahan baku alami. Reaksi butanolisis dilakukan pada temperatur diatas 125oC dan dibawah tekanan 4-10 bar dalam zone reaksi tertutup. Reaksi transasetalisasi dilaksanakan pada temperatur dibawah temperatur 115-118 oC dengan kondisi vakum. Campuran reaksi kedua rasio molar pati dihitung sebagai anhidroglukosa, terhadap alkohol rantai panjang 1: 1.5 - 1: 7, 1:2.5 ke 1:7, 1:3 ke 5. Sedangkan rasio molar sakarida : air = 1: 5 – 1:12, 1: 6-1:12, 1: 6-1: 9, 1: 6-1: 8. Proses reaksi sintesa APG dua tahap dapat dilihat pada Gambar 5.

Gambar 5. Sintesis Fischer secara langsung dan dua tahap (Wuest et al., 1992)

2.3. TAHAP

RECOVERY

MINYAK BUMI

Proses recovery minyak bumi dapat dikelompokkan menjadi tiga fase, yaitu fase primer (primary phase), fase sekunder (secondary phase) dan fase tersier (tertiary phase). Fase primer merupakan fase dimana proses produksi minyak tergantung kepada kandungan energi alam reservoir yaitu tekanan alami dari reservoir (natural flow) (Gomma, 1997). Menurut Sumotarto (1997), tekanan alami reservoir dapat berasal dari tekanan gas yang terlarut dalam fluida minyak (solution gas drive), kolom air di bawah lapisan minyak (water drive), atau tekanan dari lapisan batuan yang berada di atasnya (overburden pressure). Adanya energi alami reservoir memungkinkan minyak untuk keluar dengan sendirinya dari sumur.

Fase sekunder dalam recovery minyak bumi merupakan fase dimana sudah melibatkan penginjeksian material kedalam reservoir. Pada fase ini diterapkan proses immiscible gas flood dan water flood, sedangkan fase tersier merupakan fase dimana diterapkannya metode Enhanced Oil Recovery (EOR) (Gomma, 1997). Menurut Thamrin dan Sudibjo (1992), EOR atau metode pengurasan tahap lanjut merupakan usaha untuk meningkatkan produktivitas sumur minyak bumi yang sudah tidak produktif lagi pada tahap produksi pertama. Metode EOR dilakukan dengan menginjeksikan material kedalam batuan reservoir guna menguras sisa-sisa minyak bumi yang masih terkandung didalam batuan reservoir, yang pada umumnya berupa residual oil dan by-passed oil. Residual oil merupakan butir-butir minyak yang tersisa karena terperangkap di dalam pori-pori batuan (saturasi minyak tersisa). By-passed oil merupakan kandungan minyak di dalam bagian dari reservoir yang tidak tersapu dan terjangkau (by-passed) oleh injeksi air pada tahap sekunder.

Pati Butanol

Butyl Glicoside

Butyl Glicoside


(12)

11

Berdasarkan material yang diinjeksikan, metode EOR dikelompokkan kedalam empat kelompok, yaitu metode termal (air panas, steam stimulation, steamflood, fireflood), metode kimia (polimer, surfaktan, alkali), metode solvent-miscible (pelarut hidrokarbon, CO2, N2, gas hidrokarbon, dan campuran gas alam), dan metode lainnya (mikroba, listrik, mekanis). Meskipun metode EOR kadang disebut sebagai recovery tersier, namun beberapa metode EOR dapat diterapkan setelah fasa primer atau bahkan saat proses pencarian minyak (discovery) (Gomma,1997). Skema recovery minyak bumi ditunjukkan pada Gambar 6.

Menurut Allen dan Roberts (1993), karakteristik minyak dan reservoir perlu dipertimbangkan dalam pemilihan metode EOR, supaya memenuhi target yang hendak dicapai. Sebagai gambaran, reservoir yang dangkal tidak cocok bila dilakukan injeksi gas, karena tekanannya sangat tinggi sehingga dapat beresiko merusak formasi dan akan menimbulkan semburan liar.

Gambar 6. Skema mekanisme recovery minyak (Wahyono, 2009)

2.4.

SURFACTANT FLOODING

Proses perolehan minyak bumi menggunakan surfaktan disebut dengan surfactant flooding. Proses ini dikategorikan ke dalam proses tersier produksi minyak bumi. Nummedal et.al. (2003) menyatakan bahwa peningkatan perolehan minyak bumi (oil recovery) dapat dilakukan dengan cara menambahkan surfaktan kedalam air injeksi. Dalam surfactant flooding, karakteristik air yang diinjeksikan kedalam sumur minyak bumi harus sesuai dengan karakteristik air formasi yaitu air yang berada di dalam cekungan minyak bumi (reservoir). Demikian pula dengan penginjeksian


(13)

12

surfaktan (umumnya bahan kimia), disyaratkan tidak mengubah kondisi formasi yang telah ada di dalam reservoir minyak bumi.

Pada umumnya tidak hanya surfaktan yang digunakan dalam surfactant flooding, namun juga polimer umumnya partially hidrolized polyacrilamide (PMPA). Polimer diinjeksikan setelah campuran surfaktan dan air injeksi dipompakan ke dalam sumur minyak. Tujuannya adalah meningkatkan stabilitas genangan (flood) dan meningkatkan efisiensi penyapuan (sweep efficiency) minyak. Technology Assesment Board (1978), mengungkapkan bahwa surfactant flooding merupakan proses yang sangat kompleks, namun demikian mempunyai potensi recovery minyak yang superior.

Mekanisme reaksi yang terjadi di dalam sumur minyak setelah surfaktan diinjeksikan dijelaskan sebagai berikut: surfaktan memiliki gugus dasar hidrokarbon dan berikatan pada ujung dengan senyawa anorganik (gugus sulfonat) SO3. Rumus kimia surfaktan adalah R – SO3H, dengan gugus R – merupakan gugus rantai hidrokarbon. Surfaktan jenis ini dalam air akan terionisasi menjadi RSO3- dan H+. bila ion molekul RSO3- kontak dengan senyawa yang bersifat nonpolar (minyak), maka gugus R – akan berusaha untuk melakukan gaya adhesi (surfaktan-minyak), sedangkan pada molekul surfaktan itu sendiri akan bekerja gaya kohesi antara RSO3-. Pengaruh gaya adhesi ini akan mengurangi harga resultan gaya kohesi minyak itu sendiri, yang mengakibatkan gaya antar permukaan minyak dengan air akan menurun. Selain itu, terjadi gaya tolak-menolak antara kepala surfaktan yang bermuatan negatif karena adanya gugus RSO3- dengan batuan sandstone yang bermuatan negatif karena adanya senyawa silica (SiO2-). Gaya tolak-menolak ini mengakibatkan surfaktan yang mengikat minyak pada bagian gugus R akan bergerak menjauh dari batuan dan ini akan mengakibatkan wettability batuan berubah menjadi water wet (Ashayer et al.,2000).

Faktor-faktor yang perlu dipertimbangkan pada aplikasi surfactant flooding tergantung pada beberapa faktor seperti formulasi, biaya, ketersediaan bahan, dampak lingkungan, serta harga minyak bumu dipasar. Agar pemanfaatan surfaktan lebih efektif, beberapa kriteria harus dipenuhi yaitu surfaktan yang digunakan harus dapat menghasilkan IFT ultra low dan harus cukup sederhana pada saat disintesis untuk diproduksi secara komersial (Nasiri, 2011).

2.5. AIR FORMASI

Air formasi yang diambil dari lapangan mengandung berbagai ion. Hal ini dikarenakan air formasi tersebut telah bereaksi dengan batuan. Dengan kata lain telah mengalami interaksi dengan mineral-mineral lain yang terdapat pada batuan. Ion-ion tersebut dapat berupa padatan mineral dan logam yang tersuspensi maupun berupa gas yang terlarut di dalamnya. Kandungan utama dari air formasi terdiri dari kandungan anion dan kation. (Widiyowati, 2005)

1. Kandungan Kation, yang termasuk didalam kation, antara lain: a. Kalsium (Ca)

Ion kalsium adalah penyusun terbanyak pada air formasi yang dapat mencapai 30.000 ppm. b. Magnesium (Mg)

Ion Mg pada umumnya terkonsentrasi dengan volume yang lebih kecil dibandingkan ion kalsium


(14)

13

c. Besi (Fe)

Kadar besi secara alamiah yang terdapat pada air formasi mempunyai konsentrasi yang kecil. Keberadaan besi menunjukkan kecenderungan sifat korosif.

d. Barium (Ba)

Jumlah ion barium ini tidak cukup banyak terdapat didalam air formasi

2. Kandungan Anion, yang termasuk kandungan anion, antara lain: a. Klorida (Cl-)

Ion klorida pada umumnya merupakan anion yang terkadung didalam air formasi yang menyatu dengan garam NaCl sebagai sumber utamanya sehingga konsentrasi ion Cl dapat dijadikan sebagai pengukur tingkat keasaman air.

b. Karbonat (CO3-) dan Bikarbonat (HCO3-)

Ion-ion ini dapat membentuk scale yang mempunyai sifat tidak larut. c. Sulfat (SO4-)

Ion sulfat dapat membentuk scale setelah bereaksi dengan barium atau kalsium.

2.6. POROSITAS

Porositas merupakan ukuran ruang-ruang kosong dalam suatu batuan. Berdasarkan definisi, porositas merupakan perbandingan antara volume ruang yang terdapat dalam batuan yang berupa pori-pori terhadap volume batuan secara keseluruhan, biasanya dinyatakan dalam fraksi. Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :

Ø

= =

Dimana :

Vb = volume batuan total (bulk volume)

Vs = volume padatan batuan total (volume grain) Vp = volume ruang pori-pori batuan

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas absolut, adalah persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total (bulk volume)

Ø

=

2. Porositas efektif, adalah persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

Ø

=

Untuk selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.


(15)

14

2.7. PERMEABILITAS

Permeabilitas didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida melalui pori-pori batuan tanpa merusak partikel pembentuk batuan. Definisi kuantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut:

Dimana:

V = kecepatan aliran ,cm/sec

= viskositas fluida yang mengalir, cP dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm k = permeabilitas media berpori

Tanda negatif dalam persamaan tersebut menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan tersebut antara lain; alirannya mantap (steady state), fluida yang mengalir satu fasa, viskositas fluida yang mengalir konstan, kondisi aliran isothermal, formasinya homogen dan arah alirannya horizontal, fluidanya incompressible. Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu; permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misal hanya minyak atau gas saja. Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya. Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

2.8. KELAKUAN FASA/

PHASE BEHAVIOR

SURFAKTAN

Penentuan kelakuan fasa campuran surfaktan-air-minyak merupakan faktor penting dalam memperkirakan kinerja peningkatan perolehan minyak pada proses injeksi surfaktan. Proses emulsifikasi dapat menurunkan tegangan antarmuka antara fluida pendorong dengan minyak. Pada dasarnya campuran surfaktan-air-minyak dapat membentuk beberapa macam jenis emulsi yang diantaranya dapat menurunkan tegangan antar muka ke tingkat yang sangat rendah, yaitu dengan orde 10-2 sampai dengan 10-4 dyne/cm, yang dapat digunakan dalam injeksi kimia (Sugihardjo, 2002). Ada beberapa jenis emulsi yang akan terbentuk pada proses uji kelakuan fasa, yaitu:

1. Emulsi fasa bawah, dimana emulsi yang terbentuk berada dalam fasa air, terjadi kelebihan fasa minyak (excess oil), dalam kondisi dua fasa, dan berwarna translusen (jernih tembus cahaya). Gambar emulsi fasa bawah terdapat pada Gambar 7 (a).

2. Mikroemulsi atau emulsi fasa tengah, yaitu emulsi yang terdiri dari tiga fasa (air-mikroemulsi-minyak) dan berwarna translusen. Gambar emulsi fasa tengah terdapat pada Gambar 7 (b).


(16)

15

3. Emulsi fasa atas, dimana emulsi yang terbentuk berada dalam fasa minyak dan terjadi kelebihan fasa air (excess water), emulsi ini terdiri dari dua fasa. Gambar emulsi fasa atas terdapat pada Gambar 7 (c ).

4. Makroemulsi, emulsi yang berbentuk kental dan berwarna putih susu (milky). Gambar makroemulsi terdapat pada Gambar 7 (d).

(a) (b)

(c ) (d)

Gambar 7. Emulsi yang akan terbentuk pada uji kelakuan fase/ phase behavior. (a) Emulsi fasa bawah. (b) Emulsi fasa tengah (mikroemulsi). (c) Emulsi fasa atas . (d) Makroemulsi

Surfaktan yang digunakan dalam proses chemical flooding biasanya menunjukkan kelarutan yang baik dalam fase cairan dan kelarutan yang buruk dalam fase minyak pada salinitas garam rendah. Jadi pada salinitas air formasi rendah, susunan keseluruhan diantara dua fase akan terpecah menjadi; fase kelebihan minyak dan air diluar fase mikroemulsi. Fase kelebihan minyak terdiri dari minyak dan fase mikroemulsi terdiri dari air formasi, surfaktan dan minyak yang terlarut ditengah micelles. Kondisi ini disebut sebagai sistem Winsor’s type I, sistem mikroemulsi fase rendah atau tipe II (-). Istilah ini disebabkan berdasarkan fakta bahwa sistem terdiri dari dua fase dan kemiringan terhadap garis batas antara fase minyak dan fase cairan negatif. Perilaku dari sistem fase tipe II (-) dapat dilihat pada Gambar 8 (a).

Pada salinitas air formasi yang tinggi, kelarutan surfaktan dalam fase cair berkurang secara drastis karena gaya elektrostatik. Jadi pada salinitas air formasi yang tinggi, susunan keseluruhan diantara dua fase akan terpecah menjadi minyak diluar fase mikroemulsi dan kelebihan fase air formasi. Dalam kasus ini, fase air formasi tidak akan berisi surfaktan dan beberapa fase air formasi akan larut dalam fase mikroemulsi pada tengah micelle. Sistem ini disebut sebagai sistem Winsor’s tipe II, mikroemulsi fase atas atau sistem tipe II (+) (Gambar 8 (b)).

Diantara dua type salinitas air formasi yang dibahas diatas, terdapat tipe phase behavior yang ketiga dimana ketiga fase ( fase air formasi, fase mikroemulsi, dan fase minyak) menyatu. Fase mikroemulsi tengah sering disebut sebagai fase bicontinous yaitu terdapat pada minyak dan air.

Sistem ini dikenal sebagai Winsor’ tipe III, mikroemulsi fase tengah atau sistem tipe III (Gambar 8 (c )).


(17)

16

Gambar 8. Gambar fase behavior yang dihasilkan pada saat pencampuran minyak, air garam dan

surfaktan. (a) tipe II (-). (b) tipe II (+). (c ) tipe III (lake, 1989)

Jenis emulsi yang paling diharapkan dalam proses EOR/injeksi surfaktan adalah emulsi fasa tengah atau mikroemulsi atau paling tidak emulsi fasa bawah (Tim lemigas, 2002). Pada kondisi tersebut nilai tegangan antar muka yang dihasilkan adalah nilai IFT yang sangat rendah sehingga proses pendesakan minyak bumi pun dapat dipastikan berjalan efektif. Terbentuknya mikroemulsi fasa tengah membutuhkan konsentrasi lebih tinggi dibandingkan dengan emulsi fasa bawah maupun fasa atas. Namun demikian, untuk tercapainya kondisi mikroemulsi ini diperlukan beberapa persyaratan diantaranya adalah faktor konsentrasi surfaktan yang digunakan.


(18)

17

III.

METODOLOGI PENELITIAN

3.1. ALAT DAN BAHAN

Peralatan yang digunakan adalah jangka sorong, destilator, pompa vacum, pinset, labu vacum, gelas piala, timbangan analitik, tabung gelas/jar, pipet, sudip, stirer, labu pemisah, oven, serta core holder. Peralatan yang digunakan untuk analisa adalah spinning drop tensiometer TX 500 C, pH meter, Viskometer, dan Density Meter DMA 4500 M/ anton Paar. Peralatan yang digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada Lampiran 1.

Bahan baku yang digunakan adalah surfaktan Alkil Poliglikosida komersil yang diperoleh dari PT.Cognis dengan kode SK-02, SK-03, SK-05, SK-06 dan SK-50, core sandstone sintetik, air formasi Lapangan S, NaCl, NaOH, NaCO3, minyak bumi dari Lapangan S, toluene serta bahan kimia yang digunakan untuk analisa.

3.2. WAKTU DAN TEMPAT PENELITIAN

Pelaksanaan penelitian akan dilakukan mulai bulan Februari 2011 sampai Agustus 2011. Penelitian ini dilakukan di Pusat Penelitian Surfaktan dan Bioenergi (Surfactant and Bioenergy Research Center, SBRC) – LPPM IPB dan Laboratorium Teknik Kimia, Departemen Teknologi Indutri Pertanian, FATETA IPB, Bogor.

3.3. METODE PENELITIAN

3.3.1.

Persiapan

Core

sintetik

Uji kinerja surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) membutuhkan core untuk melihat efektifitas dari penggunaan surfaktan tersebut. Core merupakan batuan dari dalam bumi yang akan digunakan untuk aplikasi enhanced waterflooding. Core yang digunakan dalam penelitian ini berjenis batuan pasir (sandstone). Core yang berasal dari dalam bumi ini terbatas jumlahnya sehingga perlu dibuat core buatan atau sintetik dengan karakteristik yang menyerupai core/ batuan aslinya. Proses penyiapan core sintetik dari mulai awal pembuatan sampai core siap digunakan terdiri dari beberapa tahapan yaitu;

1.

Tahap Pembuatan

Core

Sintetik

Core sintetik dibuat semirip mungkin dengan karakteristik core asli. Core sintetik merupakan campuran pasir kuarsa dan semen dengan penambahan air. Perbandingan antara pasir kuarsa dengan semen sebesar 2 : 5 atau sesuai dengan porositas yang diinginkan. Penambahan air dilakukan sebanyak 10 % dari bobot total (pasir kuarsa dan semen). Campuran tersebut dicetak dengan menggunakan pipa dengan panjang sesuai ukuran core holder pada alat core apparatus yaitu sebesar ± 3.1 cm dan diameter ± 2.3 cm lalu dikeringkan selama 2 hari.


(19)

18

2.

Tahap Pencucian

Core

Sintetik

Core sintetik yang telah dikeringkan kemudian dicuci untuk membersihkan kotoran yang masih terdapat pada core tersebut. Pencucian dilakukan dengan cara destilasi dengan menggunakan pelarut toluene. Proses pencucian berlangsung selama 4 jam.

Setelah proses pencucian, dilakukan pengeringan dengan oven pada suhu 70 0 C selama minimal 1 hari lalu didinginkan dalam desikator. Kemudian core sintetik tersebut diukur berat kering serta dimensinya. Core yang telah diukur selanjutnya dibungkus dengan menggunakan alumunium foil agar tidak terkontaminasi dengan udara sekitar.

3.

Tahap Penjenuhan

Core

Sintetik

Core sintetik yang telah dicuci kemudian dijenuhkan dengan menggunakan pompa vakum. Penjenuhan dilakukan dengan dua langkah, langkah pertama yaitu pemvakuman dan langkah yang kedua yaitu penjenuhan. Tahap pemvakuman dilakukan untuk menghisap udara dari pori-pori core sehingga memudahkan fluida untuk masuk kedalamnya. Proses pemvakuman dilakukan selama 2 jam. Tahap penjenuhan dilakukan untuk memasukkan fluida berupa air formasi lapangan S ke dalam pori-pori core. Proses penjenuhan pada tahap ini berlangsung selama 4 jam. Core yang telah dijenuhkan kemudian direndam dengan menggunakan air formasi 1-3 hari atau lebih. Perendaman ini bertujuan agar proses penjenuhan dalam core lebih optimal dan lebih menyerupai kondisi core reservoir di dalam bumi.

3.3.2.

Uji Kompatibilitas Surfaktan terhadap Air Formasi Lapangan S

Uji compatibility adalah uji untuk mengetahui kecocokan antara surfaktan dengan air injeksi dan air formasi dari lapangan minyak. Uji bertujuan apakah suatu surfaktan dapat larut atau tidak dalam air injeksi/air formasi. Tahap pengujian dilakukan dengan melarutkan 0.3 % dari masing-masing jenis surfaktan APG ke dalam air formasi. Uji bernilai positif jika surfaktan larut secara sempurna dalam air injeksi / air formasi sedangkan uji bernilai negatif jika surfaktan tidak larut secara sempurna dalam air injeksi/air formasi. Pengamatan uji ini dilakukan secara visual.

3.3.3.

Tahap Pemilihan Surfaktan

Pemilihan surfaktan dilakukan untuk memilih satu surfaktan Alkil Poliglikosida dari 5 jenis yang cocok digunakan sebagai formulasi. Pemilihan surfaktan ini didasari oleh nilai tegangan antarmuka. Surfaktan dengan tegangan antarmuka terkecil yang akan dipilih untuk tahap formulasi surfaktan. Perbedaan nilai tegangan antarmuka yang kecil pada tahap ini, akan berpengaruh pada tahap selanjutnya. Pengukuran nilai tegangan antarmuka dimulai dengan melarutkan sebanyak 0.3 % dari masing-masing surfaktan ke dalam air formasi dari lapangan S. Kemudian, larutan tersebut diukur nilai tegangan antarmukanya dengan menggunakan alat spinning drop tensiometer TX 500 C. Satu surfaktan dengan nilai tegangan antarmuka terendah dari surfaktan lainnya yang dipilih untuk tahap formulasi.


(20)

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 bobot/bobot 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 Na2CO3 (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 bobot/bobot 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 meter/kertas 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.


(21)

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:

Yij = µ + αi+ εij dengan :

Yij = Nilai pengamatan µ = Rata-rata

αi = Pengaruh faktor volume larutan surfaktan pada taraf ke-i (i = 1,2,3)


(22)

21

Gambar 9. Diagram alir penelitian


(23)

22

IV.

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1. PERSIAPAN

CORE

SINTETIK

Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperatur dan tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap.

Berdasarkan penyusunnya secara umum batuan reservoir terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batu pasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi.

Sifat fisik yang mempengaruhi batuan reservoir antara lain porositas, serta permeabilitas. Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume batuan yang tidak terisi oleh padatan terhadap volume batuan secara keseluruhan. Sedangkan, permeabilitas batuan didefinisikan sebagai kemampuan batuan tersebut untuk melewatkan fluida dalam medium berpori-pori yang saling berhubungan. Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan /melewatkan fluida. (Rachmat, 2009)

Penggunaan core/batuan reservoir yang berasal dari dalam lapangan minyak bumi sangat terbatas. Hal ini karena jumlahnya terbatas serta biaya yang dikeluarkan untuk mengambil dan mengangkut core/batuan reservoir tersebut sangat mahal. Untuk memenuhi kebutuhan analisis laboratorium diperlukan pengganti core reservoir lapangan atau core sintetik . Pembuatan core sintetikdilakukan dengan mempertimbangkan karakteristik dari core reservoir lapangan minyak yang diamati. Hal ini dilakukan agar batuan sintetik yang dibuat dapat menyerupai batuan reservoir dari lapangan minyak tersebut. Secara umum, core reservoir lapangan S tersusun dari sebagian pasir (sandstone) dengan porositas lebih dari 20 persen.

Proses persiapan core sintetik sampai bisa digunakan untuk simulasi water flooding terdiri dari beberapa tahap yaitu; tahap pembuatan core, tahap pencucian, dan tahap penjenuhan. Pada tahap pembuatan core sintetik bahan utama yang digunakan yaitu pasir kuarsa ukuran 500 mesh serta semen untuk mengikat pasir kuarsa agar lebih kompak. Perbandingan yang digunakan pada proses ini sebesar 5:2 untuk pasir kuarsa dan semen. Perbandingan ini menghasilkan core dengan porositas sebesar 33 – 37 %, serta menghasilkan permeabilitas sebesar 44.4 – 46.6 mdarcy.

Ukuran porositas serta kualitas dari core yang dihasilkan menurut Rachmat (2009), dikelompokkan menjadi jelek sekali dengan porositas 0-5 %, jelek dengan porositas 5-10 %, sedang dengan porositas 10-15 %, baik dengan porositas 15-20 % dan sangat baik dengan porositas diatas 20 %. Menurut Koesoemadinata (1978), permeabilitas beberapa reservoir dapat dikelompokkan menjadi ketat (tight) < 5 mD, cukup (fair) 5–10 mD, baik (good) 10–100 mD, baik sekali 100–1000 mD dan (very good) >1000 mD. Core yang dihasilkan memiliki nilai porositas diatas 20 % yaitu sebesar 33 – 37 % sehingga dikategorikan kedalam core kualitas sangat baik. Kualitas ini membuat minyak dengan mudah masuk kedalam pori-pori batuan, sehingga semakin banyak yang dapat ditampung kedalam batuan. Sedangkan, nilai permeabilitas yang dihasilkan dari core yang dibuat memiliki kategori baik dengan nilai permeabilitas sebesar 44.4 – 46.6 mdarcy. Kualitas ini membuat


(24)

23

laju alir fluida yang melewati batuan semakin baik sehingga dapat mempermudah mengalirnya fluida dalam batuan tersebut.

Porositas pada batuan memiliki hubungan dengan permeabilitas pada batuan tersebut. Nilai porositas yang besar mengindikasikan lubang pada pori-pori core besar sehingga fluida dapat mengalir dengan cepat. Sehingga seharusnya nilai permeabilitas pada batuan tersebut pun besar dan sebaliknya. Berdasarkan penelitian Nurwidyanto dan Noviyanti (2005) pada batu pasir (study kasus formasi Kerek, Ledok, dan Selorejo) menyatakan terdapat hubungan yang nyata dan bersifat positif antara variabel porositas dan permeabilitas. Pada core sintetik yang dihasilkan kualitas porositas sangat baik sedangkan kualitas permeabilitas baik, hal ini disebabkan karena adanya semen yang membentuk interpartikel pada core sehingga tidak sepenuhnya berbentuk bola sehingga berdampak pada porositas yang besar tetapi permeabilitas yang kecil atau tidak sebaik dengan nilai porositasnya. Menurut Koesoemadinata (1978), jika bentuk butiran mendekati bentuk bola maka permeabilitas dan porositasnya akan lebih meningkat. Nilai porositas serta permeabilitas dari core yang dihasilkan ditunjukkan pada Tabel 3.

Tabel 3. Porositas dan permeabilitas core sintetik

Kode Core Porositas (%) Permeabilitas (mDarcy)

I 34.0 46.6

II 35.5 45.4

III 33.7 45.6

IV 34.0 46.5

V 36.5 46.5

VI 38.3 47.1

Core sintetik yang telah dibuat kemudian disesuaikan dengan ukuran dari core holder yang terdapat pada alat coreflooding apparatus. Ukuran dari masing-masing core sintetik dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 5. Setelah itu, core tersebut dicuci dengan menggunakan alat destilasi dengan pelarut toluene. Pemilihan pelarut toluene sebagai pelarut didasarkan pada penelitian yang dilakukan oleh Mwangi (2008) yang menyatakan kemampuan toluene dalam menghilangkan hydrocarbons, termasuk aspal, dan pengotor lainnya sangat baik dan dapat mengembalikan wettability batuan. Setelah itu, toluene yang terdapat dalam core selama proses pencucian harus dihilangkan dengan cara diuapkan dalam oven pada suhu 700C. Penguapan dilakukan sampai toluene didalam batuan dipastikan menguap dengan sempurna. Setelah itu, core kemudian ditimbang untuk mengetahui bobot kering sebelum dilakukan pemvakuman. Perhitungan bobot kering serta bobot basah sebelum dan setelah pemvakuman digunakan sebagai perhitungan porositas batuan. Adapun penampakan visual core yang dihasilkan dapat dilihat pada Gambar 10.


(25)

24

Tahap selanjutnya yaitu pemvakuman core yang telah dicuci. Pemvakuman dilakukan dengan menggunakan 2 langkah dimana pada langkah pertama dilakukan dengan menghisap udara yang ada didalam core. Langkah ini bertujuan agar core benar-benar porous dan tidak ada udara pada pori-porinya sehingga air formasi dapat dengan mudah masuk kedalam pori-pori core. Selain itu, menurut Mwangi (2008) proses pemvakuman bertujuan untuk memperbaiki permeabilitas core. Hal ini karena debu-debu serta sisa toluene akan terhisap oleh pompa vakum. Langkah kedua dilakukan dengan meneteskan air formasi lapangan S kedalam pori-pori core. Langkah ini bertujuan untuk menjenuhkan pori-pori core oleh fluida dalam hal ini air formasi. Air formasi yang dijenuhkan kedalam core sebelumnya disaring dengan menggunakan saringan 500 mesh, 21 µm, 0.45 µm, serta 0.22 µm. Proses penyaringan ini dilakukan berdasarkan prosedur yang dilakukan oleh Lemigas dengan tujuan agar fluida dapat mudah masuk kedalam pori-pori core. Selanjutnya, core yang telah dijenuhkan direndam selama 1-3 hari atau lebih lama dalam air formasi lapangan S agar diperoleh kondisi core sintetik semirip mungkin dengan core asli pada reservoir lapangan S.

4.2.UJI KOMPATIBILITAS SURFAKTAN ALKIL POLIGLIKOSIDA (APG)

DENGAN AIR FORMASI LAPANGAN S

Uji kompatibilitas merupakan uji kinerja paling awal untuk mengetahui kecocokan antara surfaktan dengan air injeksi/air formasi dari lapangan minyak. Uji bertujuan apakah suatu surfaktan dapat larut atau tidak dalam air injeksi/air formasi. Uji bernilai positif jika surfaktan larut secara sempurna dalam air injeksi/air formasi, sedangkan uji bernilai negatif jika surfaktan tidak larut secara sempurna dalam air injeksi/air formasi.

Surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) komersil yang berasal dari PT. Cognis Indonesia dilarutkan kedalam air formasi lapangan S sebesar 0.3 %. Selanjutnya diamati secara visual kesesuaian beberapa surfaktan APG komersil dengan air formasi. Berdasarkan uji yang dilakukan, ke lima surfaktan APG dengan kode SK-02, SK-03, SK-05, SK-06, dan SK-50 bernilai positif yang artinya seluruh surfaktan larut secara sempurna dalam air formasi lapangan S. Sehingga kelima jenis surfaktan tersebut dapat digunakan untuk formulasi selanjutnya. Penampakan visual serta hasil pengujian kompatibilitas surfaktan APG komersil dapat dilihat pada Gambar 11 dan Tabel 4.


(26)

25

Tabel 4. Uji kompatibilitas surfaktan APG komersil dengan air formasi lapangan S

Kode Surfaktan Kelarutan dalam Air Formasi

Penampakan dalam Air Formasi

SK – 02 + + + + * * *

SK – 03 + + + + * * *

SK – 05 + + + + * *

SK – 06 + + + + * * *

SK – 50 + + + + *

Keterangan :

Kelarutan dalam air formasi : Penampakan dalam air formasi :

* * * * = sangat jernih + + + + = sangat larut

* * * = jernih + + + = larut

* * = sedikit jernih + + = sedikit larut

* = keruh + = tidak larut

4.3. PEMILIHAN SURFAKTAN

Pemilihan surfaktan merupakan tahapan untuk menentukan satu dari beberapa surfaktan APG komersil yang akan digunakan sebagai formula surfaktan untuk aplikasi Enhanced Water Flooding. Pemilihan ini didasarkan pada nilai tegangan antarmuka (IFT) antara minyak dengan larutan surfaktan dalam air formasi lapangan S. Tegangan antarmuka (IFT) antara minyak mentah dan air garam (brine) merupakan variabel penting dalam perpindahan air/minyak yang tergantung pada komponen pH, minyak mentah dan komposisi fase berair. Semakin kecil nilai tegangan antaramuka yang dihasilkan oleh surfaktan, semakin baik surfaktan tersebut untuk digunakan pada tahap formulasi.

Surfaktan APG komersil masing-masing dilarutkan sebesar 0.3 % dalam air formasi lapangan S. Hal ini didasarkan pada penelitian yang telah dilakukan oleh SBRC-IPB yaitu formula dengan konsentrasi surfaktan 0.3 % menghasilkan nilai IFT terkecil dan lebih feasible untuk diterapkan dilapangan. Allen and Robert (1993) serta Mulyadi (2000) menyatakan, untuk mengatasi masalah minyak tertinggal didalam pori-pori sebagai by passed oil dapat diatasi dengan menginjeksikan 1-3 % surfaktan ke dalam formasi. Air formasi yang digunakan merupakan air yang berasal dari reservoir lapangan S. Pada proses pemilihan serta formulasi, air formasi yang digunakan telah mengalami proses penyaringan secara bertahap mulai dari saringan 500 mesh, kertas saring pori-pori 21 µm, kertas saring membran 0.45 µm, hingga terakhir dengan menggunakan kertas saring membran 0.22 µm. Proses penyaringan ini dilakukan berdasarkan prosedur yang telah dilakukan oleh Lemigas. Prosedur analisis air formasi Lapangan S dapat dilihat pada Lampiran 4. Hasil analisis yang dilakukan pihak SBRC-IPB terhadap Air Formasi Lapangan S dapat dilihat pada Tabel 5.


(27)

26

Tabel 5. Hasil analisis air formasi Lapangan S

Parameter Air Formasi Lapangan S

pH 7.65

Viskositas (cP) 1.05

Densitas (g/cm3) 0.9755

Surfaktan APG komersil yang digunakan memiliki karakteristik yang berbeda. Karakteristik kelima jenis surfaktan tersebut dapat dilihat pada Tabel 6.

Tabel 6. Karakteristik Surfaktan Alkil Poliglikosida (APG) SK-50

Karakteristik SK-02 SK-03 SK-05 SK-06 SK-50

Bahan Aktif (%) 58.0-62.0 48.0-52.0 48.0-52.0 68.0-72.0 48.0-52.0

HLB 13.2 13.1 12.1 13.6 11.6

Densitas (kg.liter) 1.14 1.11 1.08 1.17 1.07

Viskositas (cPs) 2,800 4000 21,500 4,800 17,000

pH pada 10%

larutan

11.5-12.5 7.0-9.5 11.5-12.5 7.0-9.5 11.5 -12.5

Warna (gardener) 0-4 0-7 0-4 0-4 0 - 3

Sumber : PT. Cognis Indonesia

Kandungan bahan aktif surfaktan-surfaktan APG yang digunakan berada pada kisaran 48.0% - 72%. Kandungan bahan aktif menandakan banyaknya bahan aktif dalam surfaktan yang berfungsi sebagai penurun tegangan pada bahan. Nilai HLB digunakan untuk mengidentifikasi emulsifikasi yang dihasilkan. HLB yang rendah akan membentuk emulsi water- in- oil (w/o). Sedangkan HLB yang tinggi akan membentuk emulsi oil-in-water (o/w) (Suryani, et al.,2002). Masing-masing surfaktan APG yang digunakan memiliki nilai HLB yang tinggi, sehingga emulsi yang akan dihasilkan yaitu emulsi Oil-in-water (o/w), artinya minyak terdispersi di dalam air. Nilai HLB surfaktan APG yang digunakan berada pada kisaran 12.1 sampai 13.6. Nilai HLB pada rentang tersebut berdasarkan konsep Grifin dapat digunakan sebagai detergen, solubilizer, dan dispersant. Penampakan masaing-masing surfaktan dibedakan oleh tingkatan warna. Penampakan visual dari kelima jenis surfaktan tersebut dapat dilihat pada Gambar 12.


(28)

27

Nilai tegangan antar muka yang dihasilkan antara minyak lapangan S dengan masing-masing larutan surfaktan dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 6. Berdasarkan nilai tersebut dapat dilihat perbandingan kinerja dari masing-masing surfaktan dalam menurunkan tegangan antarmuka. Surfaktan SK-02 memiliki kemampuan menurunkan tegangan antarmuka sampai 5.58x10-2 dyne/cm, surfaktan SK-03 memiliki kemampuan menurunkan tegangan antarmuka sampai 5.50x10-2 dyne/cm, surfaktan SK-05 memiliki kemampuan menurunkan tegangan antarmuka sampai 1.99x10-2 dyne/cm, surfaktan SK-06 memiliki kemampuan menurunkan tegangan antarmuka sampai 2.91x10-2 dyne/cm, dan surfaktan SK-50 memiliki kemampuan menurunkan tegangan antarmuka sampai 1.92x10-2 dyne/cm. Perbandingan dari masing-masing surfaktan dalam menurunkan nilai tegangan antarmuka dapat dilihat lebih jelas pada Gambar 13.

Gambar 13. Perbandingan Kinerja Surfaktan terhadap Penurunan Nilai Tegangan Antarmuka

Perbedaan nilai tegangan antarmuka surfaktan APG SK-05 dan APG SK-50 sangat kecil yaitu hanya sekitar 0.0007 dyne/cm atau sebesar 7x10-4 dyne/cm. Perbedaan yang sangat kecil pada tahap awal formulasi sangat berpengaruh terhadap hasil tahap selanjutnya. Hal ini dibuktikan dengan membandingan nilai tegangan antarmuka masing-masing surfaktan saat dicampurkan dengan NaCl konsentrasi 3000 ppm sampai 9000 ppm. Penggunaan konsentrasi ini bertujuan untuk melihat pengaruh dari perbedaan tegangan antarmuka kedua surfaktan tersebut. Hasil perbandingan dapat dilihat pada Gambar 14.

Gambar 14. Perbandingan penurunan nilai IFT surfaktan APG SK05 dan APG SK50

0.0558 0.0550

0.0199 0.0291 0.0192 0.0E+00 1.0E-02 2.0E-02 3.0E-02 4.0E-02 5.0E-02 6.0E-02 Ni li a I FT ( d y n e /cm ) Kode Surfaktan APG SK-02 APG SK-03 APG SK-05 APG SK-06 APG SK-50 0.0112 0.0089 0.0062 0.0091 0.0140 0.0108 0.0081 0.0082 5.0E-03 1.0E-02 1.5E-02

3000 5000 7000 9000

Ni lai IF T (dy ne /cm )

Konsentrasi NaCl(ppm)


(29)

28

Gambar tersebut menunjukkan bahwa nilai penurunan tegangan antarmuka surfaktan APG SK-50 lebih rendah dibandingkan dengan surfaktan APG SK-05. Hal ini membuktikan bahwa perbedaan yang kecil pada formulasi awal sangat berpengaruh terhadap formulasi selanjutnya. Sehingga surfaktan yang dipilih untuk formulasi tahap lanjut yaitu surfaktan APG SK-50.

4.4. FORMULASI SURFAKTAN

Formulasi surfaktan merupakan tahapan untuk menentukan performa terbaik dari surfaktan yang digunakan. Tahapan ini juga merupakan lanjutan dari tahapan sebelumnya yaitu pemilihan surfaktan. Pada tahap ini, surfaktan yang digunakan diformulasikan untuk mendapatkan formula yang mampu menurunkan tegangan antamuka (IFT) antara minyak-air dan merubah sifat batuan yang suka minyak (oil wet) menjadi suka air (water wet).

Tahapan formulasi surfaktan dilakukan melalui tahapan terstruktur yaitu dimulai dari optimalisasi salinitas, optimalisasi alkali, sampai optimalisasi co-surfaktan jika belum didapatkan nilai tegangan antarmuka optimal. Menurut BP MIGAS (2009), karakteritik formula surfaktan yang diharapkan untuk tahapan EOR (Enhanced Oil Recovery) harus dapat menurunkan nilai tegangan antar muka/ IFT 10-3–10-6 dyne/cm. Menurut Lemigas (2002), Efektifitas surfaktan dalam menurunkan teganan antarmuka minyak-air dipengaruhi oleh beberapa faktor, diantaranya jenis surfaktan yang digunakan, konsentrasi surfaktan dan co-surfaktan yang digunakan, kadar garam larutan dan adsorpsi larutan co-surfaktan. Tahapan formulasi surfaktan dapat dilihat lebih jelas pada Gambar 15.

Gambar 15. Tahapan Formulasi Surfaktan untuk aplikasi EOR

4.4.1.

Optimalisasi Salinitas

Optimalisasi salinitas bertujuan untuk mengetahui performa terbaik larutan surfaktan APG SK-50 pada kondisi salinitas optimum pada air formasi lapangan S. Nelson dan Pope (1978)

Aplikasi Enhanced Water Flooding Salinitas Optimum

≤ IFT 10-3 dyne/cm

Surfaktan APG SK-50

Optimalisasi Salinitas

Optimalisasi Alkali


(30)

29

mendefinisikan salinitas optimal sebagai kondisi dimana IFT antara minyak, mikroemulsi dan air terendah. Selain itu, mereka juga mengatakan optimal salinitas penting sebagai parameter peningkatan perolehan minyak berbasis surfaktan dan membantu estimasi kinerja surfaktan.

Setiap surfaktan memiliki kondisi salinitas yang berbeda-beda untuk dapat bekerja optimal dalam menurunkan tekanan antar permukaan didalam reservoir. Ashrawi (1984) menyatakan, Jenis surfaktan yang digunakan dalam injeksi kimia/surfaktan harus disesuaikan dengan konsidi reservoir terutama kadar garam, suhu dan tekanan karena akan mempengaruhi daya kerja surfaktan untuk menurunkan tegangan antarmuka (IFT minyak-air). Selain itu, optimalisasi salinitas juga bertujuan untuk mengoptimalkan kadar garam dalam air formasi.

Optimalisasi salinitas dilakukan dengan menambahkan bahan kimia Natrium Klorida (NaCl) dalam larutan surfaktan. Untuk mengetahui kondisi optimum tersebut, dilakukan penambahan NaCl dengan konsentrasi yang berbeda taraf mulai dari yang terendah hingga yang terbesar yaitu 1000 ppm, 3000 ppm, 5000 ppm, 7000 ppm, serta 9000 ppm. Selanjutnya, sebanyak 0.3 % surfaktan dicampurkan dengan air formasi pada masing-masing taraf tersebut. Selanjutnya, masing-masing larutan tersebut diuji nilai IFT-nya untuk mengetahui hubungan dengan konsentrasi NaCl yang digunakan. Nilai IFT pada masing-masing konsentrasi NaCl dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 7. Grafik yang menunjukkan hubungan antara niai IFT yang dihasilkan dengan konsentrasi NaCl yang digunakan dapat dilihat pada Gambar 16.

Gambar 16. Perbandingan konsentrasi NaCl dalam larutan surfaktan terhadap penurunan tegangan antar permukaan

Hasil tersebut menunjukkan kinerja formula surfaktan APG SK-50 dalam menurunkan tegangan antar muka memiliki kecenderungan menurun pada konsentrasi 0 ppm sampai konsentrasi 7000 ppm dan memiliki kecenderungan naik pada konsentrasi selanjutnya dengan slope positif. Surfaktan APG SK-50 merupakan surfaktan nonionic, surfaktan ini tidak memiliki muatan atau tidak terionisasi pada bagian hidrofiliknya. Sifat hidrofilik pada surfaktan ini disebabkan karena keberadaan gugus oksigen eter atau hidroksil (Matheson, 1996; Rosen, 2004). Surfaktan ini akan menyebabkan water wet baik pada batuan karbonat maupun sandstone (Allen and Robert, 1993; Mulyadi, 2002).

Poppy dan Setiasih (2007) menyatakan berdasarkan pengujian pada kertas lakmus merah dan biru. Garam NaCl tidak mengubah warna lakmus merah menjadi biru atau lakmus biru menjadi merah. Hal ini menunjukkan bahwa NaCl bersifat netral. NaCl bersifat mudah larut dalam air dan membentuk ion Na+ dan Cl-. Ion Na+ akan bereaksi dengan gugus hidroksil pada surfaktan

2.32E-02 1.79E-02 1.12E-02 8.94E-03 6.20E-03 9.08E-03 0.0E+00 5.0E-03 1.0E-02 1.5E-02 2.0E-02 2.5E-02

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

N il a i IFT ( d y n e /cm )


(31)

30

membentuk basa. Basa yang terbentuk dapat melarutkan minyak sehingga tegangan antarmuka minyak dan air akan menurun. Proses reaksi ini mencapai kesetimbangan pada konsentrasi garam optimal yaitu pada konsentrasi NaCl 7000 ppm. Penambahan konsentrasi garam pada titik ini tidak akan berpengaruh terhadap reaksi yang dihasilkan melainkan dapat meningkatkan nilai IFT antara minyak dan air. Penelitian sebelumnya yang dilakukan Ajith et,al. (1994) dan Sampath (1998) menunjukkan bahwa nilai IFT meningkat seiring dengan meningkatnya salinitas atau kadar garam. Ion Na+ yang tidak bereaksi akan mengikat minyak sehingga menghambat atau menghalangi pengikatan minyak oleh gugus lipofilik surfaktan. Hal ini mengurangi gaya adhesi antara minyak dengan surfaktan sehingga tegangan antarmuka surfaktan dan air akan meningkat.

Berdasarkan hal tersebut maka konsentrasi yang dipilih yaitu 7000 ppm NaCl. Pada konsentrasi tersebut, didapatkan nilai IFT yang terkecil atau optimum. Selanjutnya, larutan surfaktan dengan salinitas optimum 7000 ppm diformulasikan lagi dengan menggunakan aditif/alkali untuk melihat kemungkinan penurunan nilai IFT antara larutan surfaktan-minyak lapangan S.

4.4.2.

Optimalisasi Alkali

Larutan surfaktan dengan konsentrasi salinitas 7000 ppm kemudian dioptimalisasi dengan menggunakan alkali. Optimalisasi alkali merupakan tahap lanjutan dari optimalisasi salinitas. Proses optimalisasi alkali yang dilakukan bertujuan untuk menurunkan nilai tegangan antarmuka yang telah diperoleh dari formulasi sebelumnya. Menurut Technology Assessment Board (1978) larutan yang diinjeksikan pada umumnya mengandung 95 % air formasi/air injeksi (brine), 4% surfaktan, dan 1% aditif. Aditif biasanya berupa alkali yang ditambahkan untuk mengatur viskositas larutan. Alkali yang digunakan adalah NaOH (natrium hidroksida) dan Na2CO3 (natrium karbonat). Sugihardjo et al. (2002) menyatakan bahwa alkali/aditif yang boleh dipergunakan adalah natrium hidroksida (NaOH) dan natrium karbonat (Na2CO3) dengan batas maksimal penggunaan 1% untuk memaksimalkan kinerja surfaktan dalam menurunkan tegangan antarmuka.

NaOH merupakan basa kuat sedangkan Na2CO3 merupakan garam basa. Penggunaan dua alkali ini didasarkan pada kegunaannya dalam kehidupan sehari-hari yaitu sebagai bahan pembersih. NaOH biasa digunakan dalam sabun dan pembersih, sedangkan Na2CO3 biasanya digunakan sebagai bahan alat pembersih. Selain itu Jackson (2006) juga menyatakan bahwa penambahan natrium karbonat/sodium carbonate digunakan karena dapat menurunkan adsorpsi surfaktan anionik pada batuan reservoir. Karenanya, perambatan / aliran surfaktan dapat lebih cepat dan memungkinkan lebih sedikit surfaktan yang diinjeksi. Besarnya nilai pH yang dihasilkan dari penambahan natrium karbonat telah membantu menjaga kestabilan beberapa surfaktan dan dapat pula digunakan dalam memperbaiki hidrasi polimer. Penggunaan dua bahan ini berfungsi sebagai zat aditif dalam menurunkan nilai IFT minyak dan air. Dalam formula, penambahan zat aditif maksimal sebanyak 1% atau 10000 ppm agar formula tetap ekonomis untuk digunakan. Penggunaan masing-masing alkali divariasikan dengan rentang 1000 ppm, 3000 ppm, 5000 ppm, 7000 ppm, dan 9000 ppm.

Kinerja masing-masing alkali dalam menurunkan nilai IFT larutan surfaktan–minyak lapangan S dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 8. Sementara, grafik hubungan antara nilai IFT yang dihasilkan masing-masing alkali ditunjukkan oleh Gambar 17.


(32)

31

Gambar 17. Perbandingan kinerja masing-masing alkali terhadap penurunan nilai IFT

Grafik tersebut menunjukkan nilai IFT yang dihasilkan pada masing-masing alkali. Pada NaOH, penambahan konsentrasi sebesar 1000 ppm dapat menurunkan nilai IFT formula sampai 2,94x10-3 dyne/cm. Pada penambahan konsentrasi NaOH yang lebih besar, memiliki kecenderungan untuk meningkatkan nilai IFT. NaOH merupakan basa kuat, sehingga penambahan sedikit saja pada larutan dapat mempengaruhi pH yang dihasilkan. Minyak lapangan S yang digunakan memiliki pH asam dengan nilai 4.58. Reaksi antara basa kuat dan asam akan menyebabkan terjadinya reaksi penetralan ditandai dengan terbentuknya garam. Selain itu, gugus lipofilik surfaktan berasal dari minyak nabati. Campuran antara NaOH dengan minyak menyebabkan terjadinya reaksi saponifikasi atau penyabunan. Pada penambahan NaOH 1000 ppm, reaksi saponifikasi memiliki reaksi yang lebih besar dibandingkan reaksi penetralan. Sehingga, pada konsentrasi ini terjadi penurunan nilai IFT. Namun, pada penambahan NaOH lebih besar dari 1000 ppm diduga reaksi penetralan lebih besar sehingga garam yang dihasilkan semakin banyak. Garam yang dihasilkan menyebabkan terjadinya peningkatan nilai IFT antara formula dengan minyak.

Sedangkan pada Na2CO3 , semakin banyak konsentrasi yang ditambahkan justru semakin menurunkan nilai IFT dengan nilai minimum pada konsentrasi 9000 ppm dengan nilai IFT sebesar 2,77x10-3 dyne/cm. Na2CO3 merupakan senyawa garam yang bersifat basa. Alkali ini dapat bereaksi dengan asam lemak pada gugus lipofil surfaktan membentuk reaksi saponifikasi atau penyabunan. Berbeda dengan NaOH, garam tidak membentuk reaksi penetralan dengan minyak. Sehingga, penambahan Na2CO3 dengan konsentrasi yang semakin meningkat akan meningkatkan reaksi saponifikasi yang dapat menurunkan nilai IFT formula dengan minyak. Penurunan nilai IFT ini berbanding lurus dengan peningkatan konsentrasi Na2CO3.

Berdasarkan hasil tersebut, terlihat bahwa Na2CO3 menghasilkan nilai IFT yang lebih kecil daripada NaOH yaitu 2,77x10-3 dyne/cm untuk Na2CO3 dan 2,94x10-3 dyne/cm NaOH. Namun, untuk mencapai nilai optimal alkali tersebut Na2CO3 membutuhkan konsentrasi yang lebih besar dibandingkan NaOH. Sehingga, alkali yang digunakan sebagai formulasi surfaktan untuk aplikasi Enhanced Water Flooding yaitu NaOH. Hal ini didasarkan kepada nilai ekonomis dari penggunaan alkali NaOH yang lebih besar dibanding Na2CO3 , sementara nilai IFT yang dihasilkan tidak berbeda nyata. Menurut Allen dan Roberts (1993), untuk memenuhi target yang hendak dicapai dalam penerapan EOR, selain pertimbangan karakteristik minyak dan reservoir, yang juga perlu diperhatikan adalah nilai ekonomis dari proyek EOR tersebut.

2.94E-03 2.77E-03

0.0E+00 2.0E-03 4.0E-03 6.0E-03 8.0E-03 1.0E-02

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

N il a i IFT ( d y n e/ cm )

Konsentrasi Alkali (ppm)


(1)

63

Lampiran 9. Hasil Penyaringan 500 mesh Air Formasi Lapangan S dan

Formula Surfaktan APG SK-50, 7000 ppm NaCl,1000 ppm

NaOH

Volume (ml)

Air Formasi Lapangan S Formula Surfaktan Waktu Alir (detik)

Rerata Fr

Waktu Alir (detik)

Rerata Fr

I II I II

0 0 0 0.00

10.17

0 0 0.00

1.39

50 7 3 5.00 11 5 8.00

100 14 6 10.00 20 11 15.50

150 23 9 16.00 32 17 24.50

200 31 12 21.50 43 24 33.50

250 40 31 35.50 55 31 43.00

300 50 54 52.00 67 39 53.00

350 76 83 79.50 80 47 63.50

400 112 126 119.00 92 56 74.00

450 159 178 168.50 106 66 86.00


(2)

64

Lampiran 10. Hasil Penyaringan 21 µm Air Formasi Lapangan S dan Formula

Surfaktan APG SK-50,7000 ppm NaCl,1000ppm NaOH

Volume (ml)

Air Formasi Lapangan S Formula Surfaktan Waktu Alir (detik)

Rerata Fr

Waktu Alir (detik)

Rerata Fr

I II I II

0 0 0 0.00

2.64

0 0 0.00

3.73

50 54 66 60.00 43 49 46.00

100 120 168 144.00 121 141 131.00

150 191 358 274.50 206 296 251.00

200 243 641 442.00 379 517 448.00

250 535 757 646.00 565 708 636.50

300 836 1106 971.00 899 1069 984.00

350 1052 1546 1299.00 1346 1582 1464.00

400 1559 1695 1627.00 1915 2369 2142.00

450 1923 2123 2023.00 2425 3162 2793.50


(3)

65

Lampiran 11. Hasil Penyaringan 0.45 µm Air Formasi Lapangan S dan

Formula Surfaktan APG SK-50,7000 ppm NaCl,1000 ppm NaOH

Volume (ml)

AF Sanga-sanga Surfaktan

Waktu Alir (detik)

Rerata Fr

Waktu Alir (detik)

Rerata Fr

I II I II

0 0 0 0.00

9.67

0 0 0.00

12.02

50 12 10 11.00 22 23 22.50

100 28 25 26.50 62 118 90.00

150 45 37 41.00 184 620 402.00

200 66 51 58.50 484 2187 1335.50

250 94 71 82.50 1099 5426 3262.50

300 125 94 109.50 2113 10438 6275.50

350 169 125 147.00 3499 17600 10549.50

400 240 171 205.50 5067 27887 16477.00

450 345 248 296.50 7590 37965 22777.50


(4)

66

Lampiran 12. Nilai Densitas dan IFT Formula Surfaktan Pada Uji Filtrasi

Sampel

Densitas (g/cm3)

Rerata (g/cm3)

IFT (dyne/cm)

Rerata (dyne/cm)

Tanpa Saring

1 0.99049

0.99050

7.64E-04

7.89E-04

2 0.99050 8.14E-04

Filtrasi 500mesh

1 0.98989

0.99030

8.48E-04

1.26E-03

2 0.99071 1.67E-03

Filtrasi 21 µm

1 0.99050

0.99030

1.67E-03

1.28E-03

2 0.99009 8.85E-04

Filtrasi 0.45 µm

1 0.99034

0.99046

7.81E-04

1.06E-03


(5)

(6)

1

Lampiran 14. Hasil Analisis Statistik

Data hasil

coreflooding test

Perlakuan

Ulangan 1

Ulangan 2

Rata-rata ± SD

0.1 PV

0.1111

0.0625

0.0868 ± 0.0344

0.2 PV

0.1818

0.1563

0.1690 ± 0.0180

0.3 PV

0.2083

0.1818

0.1951 ± 0.0187

Hasil Sidik Ragam

Sumber Variasi

dB

JK

KT

F-Hitung F-Tabel 0.05

Porevolume

2

0.012775 0.006387

10.30

0.045

Kekeliruan

3

0.001860 0.000620

Jumlah

5

0.014635

Uji Duncan

Perlakuan

N

Subset

1

2

0.1 PV

2

0.0868

0.2 PV

2

0.1690

0.3 PV

2

0.1951