Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
PENGARUH KONSENTRASI
NONYL PHENOL ETHOXYLATE
TERHADAP
KINERJA SURFAKTAN AOS SEBAGAI BAHAN
CHEMICAL FLOODING
PADA
BATUAN PASIR
Deskha A.. 1), Sugiatmo K. 2), Kartika . 3) 1). Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Trisakti
2) Dosen Perminyakan Universitas Trisakti 3) Dosen Perminyakan Universitas Trisakti
deskhaardianto@gmail.com
sugiatmo_ftke@trisakti.ac.id
Abstrak
Banyaknya lapangan tua di indonesia merupakan potensi berkembangnya ilmu perolehan minyak dengan metode Enhanced Oil Recovery. Metode injeksi surfaktan merupakan salah satu metode tersiery recovery yang sudah banyak dilakukan di lapangan-lapangan minyak di seluruh dunia. Telah banyaknya penelitan mengenai surfaktan AOS (Alfa Olefin Sulfonat) oleh karena itu dikembangkannya efektifitas penggunan surfaktan Alfa Olefin Sulfonat pada surfaktan flooding terutama pada batuan Sandstone. Diketahui Nonyl phenol memiliki kemampuan dapat menigkatkan kemampuan surfaktan untuk mengikat minyak dalam batuan sandstone. Dalam penelitian ini dapat diketahui dengan berbagai konsentrasi salinitas dan variasi konsentrasi nonyl phenol dan alfa olefin sulfonat 0.1%, 0.5%, 1%, 1.5%, diharapkan dapat mengetahui pengaruh efektifitas nonyl phenol untuk memperoleh minyak dalam batuan sandstone.
Kata Kunci: Nonyl Phenol , Surfaktan Alfa Olefin Sulfonat, Enhanced Oil recovery, Salinitas, Batuan Sandstone
Pendahuluan
Proses perolehan minyak bumi memiliki beberapa tahap diantaranya primary recovery, secondary recovery dan tertiery recovery. Primery recovery merupakan proses perolehan minyak dengan menggunakan tekanan dorong alamiah. Namun dengan beriringnya komulatif produksi maka nilai Production rate akan terus berkurang. Secondary dan tersiery ialah metode untuk menaikan production rate tersebut.
Banyaknya lapangan tua di indonesia merupakan faktor terdorongnya dilakukan penelitian ini. Efektifitas perolehan minyak dalam negeri sekitar 40-60%, dengan metode recovery ini belum cukup efektif untuk mengambil minyak yang ada di dalam batuan reservoar. Oleh karena itu seiring dengan perkembangan zaman terus dilakukan penelitian-penelitian untuk meningkatkan perolehan minyak tersebut.
Metode injeksi surfaktan merupakan salah satu metode tersiery recovery yang sudah banyak dilakukan di lapangan-lapangan minyak di seluruh dunia. Perkembangan ilmu dalam penelitan surfaktan amatlah pesat, begitu juga dalam peningkatan perolehan minyak terutama pada chemical flooding dalam hal ini adalah surfaktan flooding.
Banyaknya penelitian mengenai surfaktan AOS (Alfa olefin sulfonat) menjadi terdorongnya untuk mengembangkan surfktan ini. Dengan penambahan Nonyl phenol diharapkan mendapatkan nilai efektifitas yang cukup baik, terutama pada recovery faktor pada batuan pasir.
Study Literatur
Metode injeksi surfaktan merupakan salah satu metode tersiery recovery yang sudah banyak dilakukan di lapangan-lapangan minyak di seluruh dunia. Perkembangan
Surfaktan yang umum digunakan dalam proyek EOR adalah surfaktan anionik. Bila surfaktan anionik dilarutkan kedalam larutan encer, maka surfaktan akan berdisosiasi (terpisah) menjadi kation dan monomer. Kenaikan konsentrasi surfaktan menyebabkan gugus hidrofob (gugus yang suka minyak) akan saling berkumpul membentuk kumpulan yang disebut misel, di mana tiap-tiap misel terdiri dari beberapa monomer. Misel-misel yang terbentuk di dalam campuran senyawa tersebut tersusun secara sterik atau lamelar.
Pada konsentrasi surfaktan masih rendah, misel belum terbentuk. Bila konsentrasi kritik misel sudah tercapai, maka terbentuklah misel, Critical Micellar Concentration (CMC) adalah konsentrasi dimana molekul surfaktan mulai membentuk misel. Karena harga CMC ini sangat kecil yaitu 10-5 sampai 10-4 kg mol/m-3 maka praktis larutan surfaktan selalu terdapat dalam bentuk misel. Struktur misel ini tidak tetap dan dapat berubah dalam berbagai bentuk. Bila larutan surfaktan kontak dengan fasa berminyak (oleic phase), surfaktan cenderung berakumulasi pada permukaan (permukaan antara fasa minyak dan fasa cair). Gugus yang suka minyak larut dalam fasa berminyak sedangkan gugus yang suka air larut dalam fasa air. Karena sifat tersebut maka surfaktan akan menyebabkan tegangan permukaan antara dua fasa yang tidak campur tersebut menurun. Berdasarkan sifat kelistrikannya, surfaktan dapat digolongkan menjadi:
1. Surfaktananionik yang bermuatannegatif 2. Surfaktankationik yang bermuatanpositif
3. Surfaktan non ioniktidakterionisasidalamlarutan
4. Surfaktanamphoter yang bermuatanpositifdan negative tergantungdariharga pH larutan
Diketahui surfaktan Nonyl Phenol Memiliki sifat co-Surfaktan dimana dapat digunakan untuk meningkatkan kemampuan dari surfaktan. Penelitian mengenai pengaruh nonyl phenol telah dilakukan terhadap surfaktan Metil Ester Surfaktan (MES), Penelitian tersebut dilkukan oleh Paulus Halim [1]. Namun belum adanya penelitian yang meneliti mengenai pengaruh Nonyl phenol terhadap surfaktan AlfaOlefin Sulfonat.
Metodologi Penelitian
Penelitian ini terbagi 2 tahap utama, Pertama proses pembuatan larutan surfaktan yang terdiri dari pencampuran Nonyl phenol dengan surfaktan Alfa Olefin sulfonat pada saalinitas yang berbeda-beda 5000ppm, 10.000ppm, 15.000ppm, 20.000 ppm. Dengan parameter konsentrasi 0.1%, 0.5%, 1%, 1.5% pada masing-masing campuran surfaktan AOS dan Nonyl Phenol beserta masing-masing larutan surfaktan tersebut.
Setelah pembuatan surfaktan tersebut kemudian dilakukan uji phase behavior, termal stability, Uji IFT maupun uji reologi seperti uji density, viskositas. Setelah di dapatkn larutn terbaik kemudian dilakukan uji injeksi kedalam core flooding yang kemudian akan dianalisa masing-masing recovery faktornya.
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Gambar 2. Diagram Alur Kerja
Pembahasan
Pada penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh surfaktan non-ionik terhadap kinerja surfaktan anionik Alfa Olefin Sulfonat, pada penelitian ini dibuat masing-masing larutan surfaktan AOS dengan konsentrasi masing-masing-masing-masing 0.1%, 0.5%, 1%, 1.5% dengan brine 1000ppm, 5000ppm, 10.000ppm, 15.000ppm, 20.000 ppm. Begitu juga perlakuan yang sama pada surfaktan nonyl phenol. Kemudian pembuatan campuran AOS dan NP10 dengan konsentrasi 0.1%, 0.5%, 1%, 1.5% dengan variable konsentrasi NP10 pada salinitas masing-masing 1000ppm, 5000ppm, 10.000ppm, 20.000ppm. Setelah dibuatnya larutan maka dilakukanlah pengujian sebagai berikut
Phase Behavior
Kemudian dibuat juga larutan campuran antara nonyl phenol dengan alfa olefin Sulfonat dengan variasi konsentrasi seperti dengan larutan standardnya. Yang kemudian dilakukan pengujian phase behavior dan didapatkan hasil pengukuran pada phase behavior sebagai berikut.
Persiapan Air FormasiSintetik 5000ppm, 10.000ppm, 15.000ppm, 20.000ppm Ujireology(viskositas, densitas,Phase Behavior,Ujitermal Stability, IFT) PengukuranSifatfisikbatuan
Injeksi Core Flooding
PengukuranSor, Porositas, permeabilitas
PengukuranSor, Porositas, permeabilitas
Di dapatkanNilaiRf Brine + NP10 Brine + AOS Brine + AOS + NP10 PembuatanLarutanSurfaktan 0.1%,0.5%,1%,1.5% Persiapan Oil Sintetik
AOS 1% , NP10 0.5 %, 10000ppm AOS 0.5% , NP10 1 %, 10000ppm NP10 1%, 15000ppm AOS 1 % 15000pmm AOS 0.5% , NP10 0.1% , 15000ppm AOS 1% , NP10 1.5% 15000ppm NP10 1.5 % , 20000ppm AOS 1.5% 15000ppm AOS 1% 10000ppm NP10 1% 10000ppm AOS 0.5 % 10000ppm NP10 0.5% 10000ppm
Pada gambar diatas dilakukan uji Phase behavior, didapatkan pada larutan campuran surfaktan AOS 0.5% dan NP10 1% pada salinitas 15.000ppm memiliki nilai phase yang paling besar yaitu 2 ml / 5ml larutan. Begitu juga dengan campuran AOS 0.5 % dan NP10 0.1% pada salinitas 15.000ppm memiliki nilai phase yaitu 1.3 ml/ 5ml larutan. Begitu juga dengan larutan surfaktan AOS 1% pada salinitas 15.000ppm memiliki nilai phase 1ml/ 5ml larutan.
Ada pula phase behavior pada surfaktan NP10 pada konsentrasi 1.5% dengan salinitas 10.000ppm memiliki nilai phase 0.8ml/ 5ml larutan, begitu juga selanjutnya pada surfaktan NP10 pada konsentrasi 1% dengan salinitas 15.000ppm memiliki nilai phase 0.7 ml/ 5ml larutan. Hal ini menunjukan pada beberapa konsentrasi surfaktan memiliki tingkat emulsi yag cukup bagus. Dari data diatas dapat disimpulkan untuk phase behavior adalah semakin besar konsentrasi surfaktan maka akan semakin besar juga kecenderungan dia untuk membentuk emulsi, hal ini menandakan bahwa sifat dari surfaktan yaitu pembentukan micelle yang mengikat minyak pada konsentrasi tertentu.
Uji Densitas
Kemudian dilakukan pengukuran densitas yaitu di definisikan dengan massa jenis larutan. Didapatkan hasil pengukuran sebagai berikut.
1,05 1,1 1,15 0 1 2 D en si ta s (g /c m 3) Konsentrasi np10 %
Tabel Densitas VS konsentrasi
NP10
Brine 1.000ppm Brine 5000ppm Brine 10.000 ppm 1,1 1,12 1,14 0 1 2 D en si ta s (g /c m 3) Konsentrasi AOS %Tabel Densitas VS konsentrasi
AOS
Brine 1.000ppm Brine 5000ppm Brine 10.000 ppmSeminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
0 0,5 1 1,5 0 1 2 D en si ta s Konsentrasi NP10 %
Tabel Densitas VS konsentrasi NP10
AOS 0.1% Brine 15.000 AOS 0.5 Brine 15.000 ppm AOS 1% brine 15.000
Sedangkan pada surfaktan Alfa Olefin Sulfonat tidak memberikan kenaikan densitas yang cukup banyak dengan bertambahnya konsentrasi larutan dan salinitas.
Pada grafik densitas NP10 didapatkan nilai yang lebih besar apabila dibandingkan dengan surfaktan AOS hal ini berbanding lurus dengan kenaikan viskositas dengan bertambahnya konsentrasi. Hal ini sesuai dengan teori dimana dengan bertambahnya densitas maka akan bertambah pula nilai viskositasnya. Hal ini berhubungan dengan gaya tarik menarik pada inter molekulernya.
Apabila diamati pada campuran kedua larutan pada salinitas 10.000ppm dan 15.000ppm. Dapat dilihat bahwa pada konsentrasi 15.000ppm, Nonyl phenol tidak memberikan pengaruh pada penambahan densitas pada Alfa Olefin sulfonat. Ini dikarenakan semakin besar salinitas gaya yang diberikan untuk mengikat dua molekuler surfaktan tidak berpengaruh secara efektif.
Sedangkan pada salinitas 10.000ppm nonyl phenol memberikan pengaruh pada penambahan density pada campuran larutan AOS, memberikan grafik yang cukup signifikan kenaikan densitasnya.
Grafik 4.3Densitas VS konsentasi NP10 Terhadap campuran AOS pada salinitas 10.000 ppm dan 15.000 ppm
Pada Grafik diatas menunjukan bahwa surfaktan NP 10 yang dicampurkan pada Alfaolefin sulfonat pada salinitas 15.000ppm tidak memberikan pengaruh yang nyata terhadap perubahan densitas. Sebaliknya pada salinitas 10.000ppm surfaktan NP10 memberikan pengaruh yang berdampak pada penambahan nilai viskositas terhadap campuran Alfa Olefin Sulfonat. Dapat dilihat pada grafik 10.000ppm grafik lebih tajam apabila dibandingkan dengan salinnitas 15.000ppm.
Uji Viskositas
Setelah dilakukan uji phase behavior kemudian dilakukan uji reologi seperti uji Viskositas. Uji Viskositas ini bertujuan untuk melihat laju alir suatu larutan agar dapat mengalir pada core batuan.
Untuk mengetahui sifat flow pada larutan dilakukan pengujian viskositas, pada penelitian ini didapat data viskositas sebagai berikut :
1,055 1,06 1,065 1,07 1,075 0 1 2 D en si ta s Konsentrasi NP10 %
Tabel Densitas VS konsentrasi NP10 AOS 0.1% Brine 10.000 AOS 0.5 Brine 10.000 ppm AOS 1% brine 10.000
0 0,5 1 1,5 2 0 5 Vi sk os ita s, cP Konsentrasi NP10 % Tabel Viskositas VS konsentrasi NP10 AOS 0.1% Brine 15.000 AOS 0.5 Brine 15.000 ppm
1
1,05
1,1
1,15
1,2
1,25
0
1
2
Vi
sk
os
ita
s,
cP
Konsentrasi np10 %
1.000pp
m
Brine
5000ppm
Brine
10.000
ppm
Grafik 4.4Viskositas VS konsentasi Surfaktan NP10 dan AOS
Pada Grafik diatas menunjukan bahwa surfaktan NP10 memiliki peningkatan viskositas yang cukup banyak dengan bertambahnya konsentrasi larutan dan salinitas. Sedangkan pada surfaktan Alfa Olefin Sulfonat tidak memberikan kenaikan viskositas yang cukup banyak dengan bertambahnya konsentrasi larutan dan salinitas.
Grafik 4.5Viskositas VS konsentasi NP10 Terhadap campuran AOS pada salinitas 10.000ppm dan salinitas 15.000 ppm
Pada Grafik diatas menunjukan bahwa surfaktan NP 10 yang dicampurkan pada Alfaolefin sulfonat pada salinitas 10.000ppm tidak memberikan pengaruh yang nyata terhadap perubahan viskositas. Sebaliknya pada salinitas 15.000ppm surfaktan NP10 memberikan pengaruh yang berdampak pada penambahan nilai viskositas terhadap campuran Alfa Olefin Sulfonat. Dapat dilihat pada grafik 15.000ppm grafik lebih tajam apabila di bandingkan dengan salinnitas 10.000ppm. hal ini dikarenakan Nonyl phenol memiliki viskositas yang lebih tinggi dibandingkan dengan surfaktan Alfa Olefin Sulfonat.
UjiInterfacial Tension
Sedangkan pada surfaktan di haruskan dilakukan pengukuran tegangan antar muka yang di definisikan dengan nilai IFT. Berikut hasil pengukuran IFT pada masing-masing surfaktan. 1,1 1,15 1,2 1,25 1,3 0 1 2 Vi sk os ita s, cP Konsentrasi np10 % 1.000ppm Brine 5000ppm Brine 10.000 ppm Brine 15.000 ppm Brine 20.000 0 0,5 1 1,5 2 0 1 2 Vi sk os ita s, cP Konsentrasi NP10 % Tabel Viskositas VS konsentrasi NP10 AOS 0.1% Brine 10.000 AOS 0.5 Brine 10.000 ppm AOS 1% brine 10.000
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
29 30 31 32 33 0 1 2 IF T (m N /m ) Konsentrasi NP10 %
Tabel IFT VS konsentrasi NP10 AOS 0.1% Brine 10.000 AOS 0.5 Brine 10.000 ppm AOS 1% brine 10.000 25 30 35 40 0 1 2 IF T (m N /m ) Konsentrasi np10 % Tabel IFT VS konsentrasi
NP10 Brine 1.000ppm Brine 5000ppm Brine 10.000 ppm
Grafik 4.1IFT vs Konsentrasi pada NP10 dan AOS
Pada tabel diatas menunjukan bahwa surfaktan nonyl phenol memiliki IFT yang cukup tinggi apabila dibandingkan dengan surfaktan Alfa olefin Sulfonat. Pada grafik tersebut memiliki kecenderungan lebih landai dengan penambahan konsentrasi, hal ini justru terbalik dengan surfaktan Alfa Olefin Sulfonat, pada surfaktan ini memiliki kecenderungan memiliki penurunan angka IFT dengan bertambahnya konsentrasi.
Grafik 4.6IFT vs Konsentrasi pada campuran AOS dan NP10 pada brine 15.000 ppmdan 10.000 ppm
Sedangkan pada pencampuran kedua surfaktan dengan bertambahnya
konsentrasi memiliki kecenderungan penururan IFT yang cukup tinggi, hal ini dapat dikatakan dengan penambahan surfkatan non ionik Nonyl phenol pada surfkatan Alfa Olefin sulfonat dapat mempengaruhi kinerja surfaktan.
Setelah dilakukan pengujian reologi seperti density, viskositas, IFT dan Phase behavior. Kemudian melakukan uji injeksi kedalam core holder, sebelumnya dilakukan preparation terlebih dahulu dengan mengukur porositas, pore volume, permeabilitas batuan, dapat dilihat data dibawah ini.
Dari hasil pengukuran pada batuan sandstone sintetik didapatkan pada core 16-1 memiliki nilai porositas yang cukup tinggi yaitu 21.876% dengan permeabilitas 242 mD.
Proses Injeksi
Dari hasil pengukuran batuan core yang dibuat dengan proses sintetik kemudian
28 29 30 31 32 33 34 0 1 2 IF T (m N /m ) Konsentrasi NP10 %
Tabel IFT VS konsentrasi NP10
AOS 0.1% Brine 15.000 26 28 30 32 34 0 1 2 IF T (m N /m ) Konsentrasi np10 %
Tabel IFT VS konsentrasi AOS Brine 1.000ppm Brine 5000ppm Brine 10.000 ppm Brine 15.000 ppm
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 92% 94% 96% 98% 100%
Grafik Kro VS Krw NP10 1 % Core 1
Setelah itu dilakukan injeksi surfaktan AOS 1% pada batuan tersebut. Maka dapat kita ketahui hasil recovery faktornya.pada injeksi surfaktan AOS di dapatkan 26%. Hal ini lebih besar apabila kita bandingkan dengan water injeksi yaitu 18%. Hal ini dikarenakan bahwa surfaktan memiliki sifat mengikat minyak. Hal ini dibuktikan dengan terbentuknya emulsi ketika pengujian phase behavior, minyak tersebut membentuk emulsi dimana emusli tersebut merupakan fase transisi antara fase minyak dengan fase air. Hal ini dikuatkan dengan nilai IFT yang cukup rendah pada surfaktan AOS 1% yaitu 29 mN/m.
Kemudian dilakukan analisa Kro dan Krw, didapatkan grafik dari hasil perhitungan sebagai berikut.
Grafik 4.7Kro VS Krwpadainjeksisurfaktan AOS 1% salinitas 15.000 ppm dan NP10 1% pada core holder 16-1
Di dapatkan dari hasil perhitungan Kro dan Krw diatas dapat disimpulkan bahwa pada batuan sandstone memiliki kecenderungan water wet, hal ini di buktikan dari total nilai Rf lebih besar dari 10% dimana kecenderungan minyak lebih mudah terdistribusi menggunakan media air / water flooding dan juga surfaktan flooding.
Setelah injeksiwater floodingdan surfaktanfloodingAOS langkah berikutnya ialah batuan dikeringkan hingga tidak ada lagi air dan minyak yang terjebak di dalam batuan. Kemudian langkah berikutnya adalah melakukan injeksi water flooding dan surfaktan floodingmenggunakan Nonyl Phenol (NP10).
Dari hasil injeksi didapatkan nilai Rf total pada injeksi surfaktanfloodingNP10 1% sebesar 21%. Nilai ini apabila kita bandingkan dengan Recovery faktor surfaktan Alfa Olefin Sulfonat memiliki nilai yang lebih kecil. Hal ini di karenakan Nonyl phenol memiliki sifat surfaktan non-ionik, dimana surfaktan tersebut tidak dapat mengikat minyak secara efektif apabila dibandingkan dengan surfaktan ionic. Namun surfaktan non-ionik memiliki kelebihan yaitu apabila dicampurkan dengan surfaktan ionic dapat meningkatkan produktifitas surfaktan tersebut.
Pada grafik Kro dan Krw ini berfungsi untuk untuk mencari hubungan antara permeabilitas dengan saturasi. Setelah dilakukan injeksi surfkatan flooding NP10 1%, kemudian dilakukan injeksi yang ke tiga yaitu untuk mengetahui pengaruh surfaktan
non-0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 92% 94% 96% 98% 100%
Grafik Kro VS Krw AOS 1% Core 1
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Dari hasil data injeksi surfaktan flooding campuran NP10 dan AOS didapatkan data recovery faktornya sebesar 30%. Recovery faktor ini lebih besar 4% apabila dibandingkan dengan nilai recovery faktor pada surfaktan AOS 1%. Hal ini menandakan bahwa penambahan surfaktan non-ionik memberikan pengaruh terhadap recovery faktor pada batuan sandstone.
Kemudian setelah didapatkan data dari hasil injeksi tersebut, dilakukan pengolahan data dimana didapatkan grafik plot sebagai berikut.
Grafik 4.8Kro VS Krwpadainjeksicampuransurfaktan AOS 0.5%, NP10 1% salinitas 15.000 ppm pada core holder 16-1
Dari hasil pengolahan data yang kemudian di plot menjadi grafik Kro VS Krw yaitu untuk mencari hubungan antara permeabilitas dengan saturasi. Pada grafik didapatkan hubungan antara berapa permeabilitas minyak dan air.
Kesimpulan
Berdasarkan hasil penelitian yang dilakukan oleh peneliti dapat disimpulkan sebagai berikut :
1. Surfaktan NP10 dapat mempengaruhi kinerja surfaktan AOS. Dibuktikan dengan semakin berkurangnya nilai IFT pada AOS 0.5% dan 1% dengan penambahan NP10 ke dalam larutan AOS dengan konsentrasi yang sama. Yaitu sebesar 31 mN/m menjadi 29.7 mN/m dan 30 mN/m menjadi 29.2 mN/m.
2. Surfaktan non-ionik NP10 mempengaruhi kinerja surfaktan AOS. Hal ini di tandai dengan nilai Rf yang bertambah apabila dibandingkan dengan kinerja surfaktan AOS sendiri.
3. Pada injeksi waterflooding memiliki nilai Rf 18%, sedangkan pada injeksi surfaktan floodingnilai Rf Meningkat menjadi 26%. Sedangkan pada injeksi NP10 nilai Rf kecil yaitu 21%, sedangkan pada campuran AOS 0.5% dan NP10 1% memiliki nilai Rf 30%.
4. Nonyl phenol memiliki viskositas yang lebih tinggi dibandingkan dengan surfaktan AOS.
5. Nonyl Phenol memiliki nilai viskositas yang lebih tinggi dengan bertambahnya konsentrasi dari pada surfaktan Alfa Olefin Sulfonat.
6. Pada injeksi batuan sandstone nonyl phenol tidak memberikan recovery faktor yang besar hal ini dikarenakan sifat Nonyl phenol ini yang termasuk surfaktannon-anionik. Akan tetapi apabila di campurkan dengan surfaktan anionic maka akan memberikan nilai Rf yang besar yaitu 30%
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 92% 94% 96% 98% 100% Grafik Kro VS Krw AOS 0.5%, NP10 1% Core1
Tensiometermodel TX-500C. Disarankan untuk melakukan pengujian kimia seperti pengukuran FTIR untuk mengetahui ikatan kimia didalam kedua larutan surfaktan.
Daftar Pustaka
Paulus, Halim., Pengaruh Konsentrasi Nonyl phenol ethoxylate non-Inonik terhadap kinerja surfaktan metil Ester Sulfonat sebagai chemical flooding, Universits Indonesia, Depok, 2011.
Novita , Ikha., “Formulasi Surfaktan Untuk Screening Awal Chemical Flooding pada enhanced oil recovery” Universitas Indonesia
Abadli, F., Simulation Study of Enhanced Oil Recovery by ASP (Alkaline, Surfactant and Polymer) Flooding for Norne Field C-segment. Thesis,Norwegian University of Science and Technology, 2012
Abdulah M., Tiwari S., dan Pathak A., Evolution of Chemical EOR (ASP) Program for a Carbonate Reservoar in North Kuwait. SPE-172608-MS, Manama, Bahrain, 2015.
Chhabra, R. P., Non-Newtonian Fluids: An Introduction. SERC School-cum-Symposium on Rheology of Complex Fluids, Indian Institute of Technology Madras,India, 2010.
Eni, H., Pasarai, U., dan Sugihardjo. Optimasi Rancangan Injeksi Kimia Asp Untuk Implementasi Metoda EOR.Simposium Nasional IATMI, 2009.
Rivai, Mirai, dkk, “Perbaikan Proses ProduksiSurfaktanMetil Ester
SulfonatdanFormulasinyaUntukAplikasi Enhanced Oil Recovery (EOR)”, LPPM-IPB, Bogor, 2011.
Green W. Don danWillhite, G. Paul., “Enhanced Oil Recovery”, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, USA, 2008.
James Sheng, “Modern Chemical Enhanced Oil recovery”, Gulf Professional Publishing, 2010.
Larry W.Lake, Russell Johns, Bill Rossen and Gary Pope, ”Fundamental of Enhanced Oil Recovery”, Society of Petroleum Engineers, 2014.
