Studi laboratorium metode enhanced oil recovery menggunakan surfaktan nonionik terhadap recovery factor light oil pada kondisi salinitas medium

DETAIL KOLEKSI

Studi laboratorium metode enhanced oil recovery menggunakan surfaktan nonionik terhadap recovery factor light oil pada kondisi salinitas medium

4.0

Oleh : Donny Samudera Wijaya

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2026

Subyek : Enhanced oil recovery

Kata Kunci : enhanced oil recovery, middle phase, surfactant injection, tween, recovery factor

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2026_SK_STP_071002100013_Halaman-Judul.pdf
2.	2026_SK_STP_071002100013_Surat-Pernyataan-Revisi-Terakhir.pdf	1
3.	2026_SK_STP_071002100013_Surat-Hasil-Similaritas.pdf	1
4.	2026_SK_STP_071002100013_Halaman-Pernyataan-Persetujuan-Publikasi-Tugas-Akhir-untuk-Kepentingan-Akademis.pdf	1
5.	2026_SK_STP_071002100013_Lembar-Pengesahan.pdf	1
6.	2026_SK_STP_071002100013_Pernyataan-Orisinalitas.pdf	1
7.	2026_SK_STP_071002100013_Formulir-Persetujuan-Publikasi-Karya-Ilmiah.pdf
8.	2026_SK_STP_071002100013_Bab-1.pdf	4
9.	2026_SK_STP_071002100013_Bab-2.pdf
10.	2026_SK_STP_071002100013_Bab-3.pdf
11.	2026_SK_STP_071002100013_Bab-4.pdf
12.	2026_SK_STP_071002100013_Bab-5.pdf	2
13.	2026_SK_STP_071002100013_Daftar-Pustaka.pdf	3
14.	2026_SK_STP_071002100013_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

D Dalam penelitian ini digunakan surfaktan tween 40, yaitu surfaktan nonionik dari golongan polisorbate. surfaktan nonionik dipilih karena memiliki kestabilan yang relatif baik terhadap variasi salinitas dan temperatur, serta tidak memiliki muatan listrik pada gugus kepalanya sehingga lebih kompatibel dengan batuan reservoir, khususnya batuan sandstone. penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi performa surfaktan tween 40 dalam larutan brine bersalinitas 10.000 ppm dan interaksinya dengan crude oil berkategori minyak ringan dengan api gravity 43,23Â°api pada media batuan sandstone. studi laboratorium dilakukan pada suhu 60Â°c untuk merepresentasikan kondisi temperatur reservoir yang umum dijumpai di lapangan minyak indonesia, dengan variasi konsentrasi surfaktan tween 40 sebesar 0,5%; 1%; 1,5%; 2%; dan 2,5%. rangkaian pengujian meliputi uji kestabilan larutan (aqueous stability), uji kelakuan fasa (phase behavior), pengukuran nilai interfacial tension (ift), serta uji coreflooding untuk mengevaluasi perubahan recovery factor. hasil uji kestabilan menunjukkan bahwa seluruh larutan surfaktan tween 40 tetap homogen secara visual dan tidak membentuk endapan selama periode pengamatan. pada uji kelakuan fasa, konsentrasi 1% memberikan hasil paling optimal dengan terbentuknya emulsi fase tengah sebesar 0,06 ml atau sekitar 1,5% dari total volume sistem. pada konsentrasi yang sama, nilai ift terendah tercatat sebesar 0,862 dyne/cm, yang menunjukkan terjadinya penurunan tegangan antarmuka dibandingkan kondisi tanpa surfaktan. hasil ini membuktikan bahwa surfaktan tween 40 memiliki potensi yang baik sebagai kandidat surfaktan dalam penerapan metode eor untuk meningkatkan perolehan minyak, khususnya pada reservoir dengan batuan sandstone. uji coreflooding menunjukkan bahwa penggunaan surfaktan nonionik tween 40 pada konsentrasi 1% menghasilkan peningkatan recovery factor sebesar 6,43% dibandingkan dengan metode waterflooding. akan tetapi, hasil ini belum cukup untuk menunjukkan kecocokan penggunaan tween 40 secara optimal pada reservoir dengan karakteristik batuan sandstone

I In this study, tween 40 was used as the surfactant, which is a nonionic surfactant belonging to the polysorbate group. nonionic surfactants were selected due to their relatively good stability under variations in salinity and temperature, as well as the absence of electrical charge on their hydrophilic head groups, making them more compatible with reservoir rocks, particularly sandstone formations. this research aims to evaluate the performance of tween 40 in a brine solution with a salinity of 10,000 ppm and its interaction with light crude oil with an api gravity of 43.23Â°api in a sandstone rock medium. laboratory experiments were conducted at a temperature of 60Â°c to represent reservoir temperature conditions commonly encountered in indonesian oil fields, with tween 40 concentrations varied at 0.5%, 1%, 1.5%, 2%, and 2.5%. the experimental procedures included aqueous stability testing, phase behavior analysis, interfacial tension (ift) measurements, and coreflooding experiments to evaluate changes in recovery factor. the aqueous stability test results indicated that all tween 40 solutions remained visually homogeneous and free from precipitation throughout the observation period. phase behavior analysis showed that a surfactant concentration of 1% provided the most optimal result, characterized by the formation of a middle-phase emulsion with a volume of 0.06 ml, or approximately 1.5% of the total system volume. at the same concentration, the lowest ift value was recorded at 0.862 dyne/cm, indicating a reduction in interfacial tension compared to the oilâ€“water system without surfactant. the coreflooding results showed that the use of nonionic tween 40 at a concentration of 1% led to an increase in recovery factor of 6.43% compared to conventional waterflooding. however, this improvement is still limited and therefore not sufficient to demonstrate the optimal suitability of tween 40 for sandstone reservoir applications