8 Compatibility : tidak ada endapan
3. Tahap Penjenuhan Core Sintetik
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.
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) έij = Galat percobaan
21
Gambar 9. Diagram alir penelitian
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
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.
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.
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.
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.
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) APG SK50 APG SK05
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 Optimalisasi Co-Surfaktan
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 ) Konsentrasi NaCl (ppm)
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