Vol. 1, No.1, 2017, p. 60-65

## Pengaruh Konsentrasi Surfaktan Anionik Terhadap Salinitas Optimum dalam Mikroemulsi Spontan dengan Sample Minyak Lapangan M
Ratna Widyaningsih
Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta, Jl. SWK 104 (Lingkar Utara), Yogyakarta 55283 Indonesia email: nayu_ratna@yahoo.co.id
Received 18 Januari 2017; Accepted 15 Maret 2017 Available online 30 April 2017

## ABSTRAK
Formulasi  optimum  untuk  injeksi  kimia  dapat  ditentukan  baik  dengan  pengukuran  tegangan  antarmuka  yang minimum  atau  dengan  uji  perilaku  daerah  3  fasa.  Terkait  dengan  kurva  desaturasi,  dimana  semakin  rendah tegangan  antarmuka,  maka  semakin  rendah  saturasi  minyak  sisa.  Mikroemulsi  tipe  III  berdasarkan  klasifikasi Winsor adalah kondisi dimana tegangan antarmuka berada di posisi terendah dibandingkan dengan tipe I dan tipe II, dimana kondisi ini disebut juga salinitas optimum.
Salinitas  optimum  sangat  dipengaruhi  oleh  interaksi  kimia  antara  surfaktan-minyak  dan  surfaktan-air.  Terkait dengan gradient salinity pada desain injeksi surfaktan, maka target salinitas optimum yang diharapkan haruslah tercapai  untuk  mengoptimalkan  perolehan  minyak.  Uji  kelakuan  fasa  dengan  menggunakan  surfaktan  anionik dan contoh minyak dari Lapangan M, dilakukan untuk meneliti pengaruh konsentrasi surfaktan terhadap salinitas optimum  dan  rasio  kelarutan  air/minyak  di  dalam  mikroemulsi.  Pada  penelinitian  ini,  konsentrasi  surfaktan anionik percobaan diubah dari 1 wt% menjadi 0,5 wt%.
Dari  dasil  uji  coba  tersebut,  menunjukkan  bahwa  pengurangan  konsentrasi  surfaktan  anionik  menghasilkan penurunan salinitas optimum dari 42.000 ppm menjadi 31.000 ppm. Sedangkan solubilization ratio menunjukkan hasil tidak mengalami perubahan yang signifikan. Dari hasil penelitian ini, diharapkan penggunaan konsentrasi surfaktan  yang  tepat  akan  menjadi  petunjuk  dalam  desain  injeksi  surfaktan  yang  diharapkan  sesuai  dengan kondisi salinitas alami air formasi di Lapangan M.
Kata Kunci : surfaktan, EOR, mikroemulsi, tingkat kelarutan

## Abstract
The  optimum  formulation  of  chemical  EOR  can  be  determined  either  by  minimum  tension  or  by  three-phase behavior.  Related  to  desaturation  curves,  which  is  lower  interfacial  tension  resulting  lower  residual  oil saturation.Type  III  of  microemulsion  by  Winsor  classification  is  the  condition  which  the  interfacial  tension achieves the lowest point comparing to type I and type II. This condition is also called optimum salinity.
Optimum salinity is  strongly affected by chemistry interaction between  surfactant-oil and surfactant-water. In order  to  gradient  salinity  in  surfactant  injection,  the  target  of  optimum  salinity    should  be  reached  to  get  the optimat oil recovery. Phase behavior test by using anionic surfactant with oil sample from M field was provided to  observe  the  effect  of  anionic  surfactant  concentration  towards  optimum  salinity  and  solubilization  ratio.  In this experiment, the anionic surfactant was changed from 1 wt% to 0,5 wt%.
The results showed that reducing anionic surfactant concentration reducing optimum salinity from 42.000 ppm to  31.000  ppm.  Thereby  the  solubilization  ratio  showed  insignificant  changes.  From  these  experiments,  it  is expected that the results can be used as a guidance in surfactant injection design if there will be EOR project in M Field by using proper concentration of surfactant.
Keywords : surfactant, EOR, microemulsion, solubilization ratio

## 1. PENDAHULUAN
Injeksi kimia merupakan salah satu yang metode EOR yang sudah lama diaplikasikan terutama di China, namun metode  ini  belum  banyak  digunakan  di  lapangan  minyak  di  Indonesia  mengingat  biaya  dan  teknologi  yang belum memadai saat itu. Seiring dengan berkembangnya penelitian di dalam negeri mengenai surfaktan, injeksi kimia ini mulai dilihat sebagai salah satu metode yang sesuai untuk lapangan di Indonesia. Mengingat rendahnya tekanan  reservoir  di  lapangan  migas  di  Indonesia,  dimana  injeksi  kimia  tidak  dibatasi  tekanan  tertentu  untuk mereaksikan minyak dengan agen EOR seperti halnya pada injeksi gas, maka injeksi kimia merupakan salah satu kandidat  yang  menjanjikan  untuk  EOR.  Hal  ini  didukung  dengan  penelitian  sintesis  surfaktan  dari  berbagai sumber material dan metode.
Dengan  adanya  berbagai  jenis  surfaktan,  anionik  surfaktan  adalah  jenis  surfaktan  yang  biasa  digunakan  untuk EOR  pada  batupasir  dimana  batupasir  merupakan  batuan  reservoir  yang  dominan  dijumpai  di  Indonesia. Berdasarkan  tabulasi screening kriteria  oleh  JJ.Taber  (1983),  bahwa  injeksi  surfaktan  bagus  bila  diaplikasikan pada  minyak  dengan spesific  gravity >25 o API.  Pemilihan  penggunaan  sampel  minyak  dari  Lapangan  M  pada eksperimen  ini  mengacu  pada screening kriteria  tersebut,  dimana  sampel  minyak  ini  memiliki spesific  gravity sekitar 30 o API dan viskositas sebesar 8 cp.
Healy dan Reed, 1976 menunjukkan bahwa uji kelakuan fasa dari sistem surfaktan/ minyak/ air merupakan kunci utama  untuk  menafsirkan  prinsip  perolehan  minyak  melalui  proses  mikroemulsi.  Bourrel  dan  Schechter,  1988, menyatakan  untuk  menghasilkan  proses  penyapuan  yang  sukses,  pertama  larutan  surfaktan  yang  diinjeksikan harus  mampu  memberikan  tegangan  antar  muka  yang  sangat  rendah  ( ultra  low  IFT ),  sehingga  dapat  membuat minyak  sisa  bergerak  dan  menghasilkan  oil  bank  dimana  baik  minyak  maupun  air  mengalir  dalam  fasa  yang menerus.  Yang  kedua  harus  bisa  menjaga  agar  tetap  pada  tegangan  antarmuka  yang  rendah  pada  poses pendesakan di zona front sehingga mencegah minyak yang bergerak tadi terjebak akibat adanya tekanan kapiler. Stagemeier,  G.L  (1974)  mengajukan  perhitungan  kurva  desaturasi  terkait  dengan  semakin  besarnya  capillary number maka semakin kecil saturasi minyak sisa yang artinya besarnya faktor perolehan minyak.
Winsor (1954) mengklasifikasikan mikroemulsi menjadi 3 tipe, yaitu tipe I atau disebut juga emulsi minyak di dalam air, tipe II disebut juga air di dalam minyak dan tipe III disebut juga middle phase dimana jumlah air dan minyak  di  dalam  emulsi  adalah  sama.  Harga  salinitas  pada  kondisi  ini  disebut  juga  kondisi  salinitas  optimum Hirasaki  et.al  (1980)  mengajukan  konsep  mengenai  gradien  salinitas  yang  terjadi  pada  saat  injeksi  surfaktan. Gradien  ini  mempengaruhi  desain  dalam  injeksi  surfaktan  untuk  mempertahankan  agar  tetap  berada  pada mikroemulsi  tiga  fasa  (III)  hal  ini  terkait  dengan  faktor  perolehan  minyak.  Salager  (1979)  menyatakan  bahwa formulasi  optimum  ditunjukkan  oleh  beberapa  fenomena  yang  menyertainya,  yaitu  :  (1)  tegangan  antar  muka minimum, (2) adanya 3 fasa (air-emulsi-minyak) secara bersama-sama, (3) tingginya kelarutan baik air maupun minyak di dalam fasa mikroemulsi.
Huh.C  (1979)  menemukan  keterkaitan  antara  salinitas  dan  harga  tegangan  antarmuka,  dimana  harga  tegangan antarmuka mencapai titik terendahnya pada saat mencapai salinitas optimum. Salinitas optimum adalah kondisi dimana  volume  air  dan  minyak  berada  pada jumlah  yang  sama  di  dalam  emulsi.  Salinitas  optimum  ditentukan oleh interaksi (atraksi dan repulsi)  surfaktan- minyak dan surfaktan-air. Dimana menurut Bourrel dan Schechter (1988), pada mikroemulsi tipe III, gaya pada minyak sama dengan gaya yang bekerja minyak sama dengan gaya pada air.
Ngoc  T.B  dkk.  (2011)  dan  Widyaningsih  R  (2015)  menyatakan  bahwa  salinitas  optimum  merupakan  hasil sinergi  dari  komponen  kimia  dalam  larutan  surfaktan  dan  minyak.  Oleh  karena  itu,  sensitivitas  terhadap perubahan komposisi perlu dilakukan untuk mendapatkan data observasi yang baik.
Studi  kali  ini  akan  berfokus  pada  pengaruh  konsentrasi  anionik  surfaktan  yang  digunakan  terhadap  pergeseran salinitas  optimum  pada  sistem  air-mikroemulsi-minyak  dengan  sample  minyak  dari  lapangan  M  di  Indonesia.. Hal  ini  sangat  berguna  sebagai  panduan  dalam  memformulasikan  larutan  injeksi  surfaktan  untuk  menentukan strategi injeksi agar perolehan minyak mencapai optimal untuk EOR pada Lapangan M.

## II. METODOLOGI PENELITIAN
Informasi  mengenai  salinitas  optimum  dalam  surfaktan  EOR  didapat  dari  uji  kelakuan  fasa  yang  disebut  juga dengan uji pengamatan salinitas. Surfaktan yang tersedia yang digunakan dalam penelitian ini adalah surfaktan sulfonat.  Konsentrasi  alkali  dan  pelarut  (solvent)  dijaga  tetap  sama  untuk  percobaan  1  dan  2  yaitu  0,2  wt%, sedangkan  konsentrasi surfaktan  yang digunakan pada percobaan pertama adalah 1  wt%  dan percobaan kedua adalah  0,5  wt%.  Alkali  yang  digunakan  merupakan  basa  lemah  yaitu  sodium  carbonate.  Jenis  alkali  ini  sering digunakan  dalam  injeksi  kimia  karena  pH  yang  dihasilkan  tidak  sebesar  jenis  alkali  berbasa  kuat.  Pelarut (solvent)  yang  digunakan  adalah  Triethylene  Glycol  Buthyl  Ether  (TEGBE).  Contoh  minyak  yang  digunakan adalah minyak dari lapangan M dimana densitas minyak ini termasuk kategori minyak ringan.
Bahan pemodifikasi salinitas air yang digunakan hanyalah sodium klorida, dimana NaCl merupakan komponen dominan dalam air formasi dan untuk memaksimalkan kinerja surfaktan, divalen ion harus dihindari.
Uji pengamatan salinitas dilakukan di suhu ruangan dengan menggunakan pipet kaca berukuran 5 ml. Pipet kaca disusun  pada  rak  dengan  diberi  label  untuk  setiap  harga  salinitas.  Pengujian  ini  dilakukan  dengan  jangkauan harga salinitas sebagai berikut ; 0.5% ; 1% ; 2% ; 3% ; 4% ; 5% ; 6% ; dan 7%. Air garam tersebut dicampurkan dengan larutan surfaktan dan alkali sesuai perhitungan konsentrasi yang diharapkan. Total volume fasa air pada pipet  gelas  sebesar  2  ml.  Setelah  fasa  air  dimasukkan  ke  dalam  pipet,  kemudian  minyak  sebanyak  2  ml dituangkan juga ke dalam pipet tersebut. Sehingga perbandingan jumlah fasa  minyak dan fasa air adalah 1 : 1. Formulasi  pada  percobaan  1  adalah  0,2  wt%  Na 2 CO 3 ,  1  wt%  surfaktan  anionik,  0,2  wt%  Triethylene  Glycol Buthyl Ether. Formulasi pada eksperimen 2 yaitu ; 0.2 wt% Na 2 CO 3 , 0.5 wt% surfaktan anionik, dan 0,2 wt% of TEGBE.
Tabel 1. Tabulasi Formulasi Percobaan Percobaan Konsentrasi Na 2 CO 3 (wt%) Konsentrasi Surfaktan (wt%) Konsentrasi TEGBE (wt%) Percobaan 1 0,2 1 0,2 Percobaan 2 0,2 0,5 0,2
Kemudian  pipet  di  tutup  dengan  silikon  gel  untuk  menghindari  penguapan  baik  dari  larutan  kimia  maupun contoh  minyak.  Setelah  silikon  kering,  kemudian  pipet  dijungkir  balikkan  untuk  mencampur  fasa  minyak  dan fasa  air.  Pencampuran  dilakukan  secara  manual  tanpa  kocokan  yang  sangat  kuat  seperti  menggunakan  mesin pengocok,  karena  diharapkan  mikroemulsi  secara  spontan  dapat  terbentuk.  Tetes-tetes  emulsi  yang  sudah terbentuk akan ada yang berkoalisi dan ada juga yang terpecah, sehingga pengukuran menunggu hingga kondisi mikroemulsi stabil, kurang lebih sekitar 24 jam.
Langkah-langkah penelitian dituangkan ke dalam diagram alur kerja di bawah ini.
Gambar 1. Diagram Alur Kerja Penelitian

## 3. Hasil dan Pembahasan
Persiapan  awal  dilakukan  dengan  membuat  stok  larutan.  Tahap  ini  dilanjutkan  dengan  mencampurkan  alkali, surfaktan, solvent dan garam  di dalam pipet gelas sesuai dengan konsentrasi  yang diharapkan sebelum  minyak dituangkan. Uji stabilitas dilakukan  untuh  menghindari pengendapan  maupun pemisahan fasa  yang bisa terjadi jika formulasi tersebut di injeksikan ke dalam reservoir. Hasil uji stabilitas untuk formulasi 1 dan 2 tidak terjadi pengendapan  dan  pemisahan  fasa.  Sehingga  formulasi  ini  dapat  dilanjutkan  ke  tahap  eksperimen  berikutnya. Hasil uji ini ditunjukkan pada Gambar 2.

## Gambar 2. Uji Kelakuan Fasa Eksperimen 1
Pengamatan salinitas dilakukan dengan mencampurkan formulasi injeksi kimia dengan minyak dari lapangan M ke dalam pipet gelas pada suhu ruangan. Mikroemulsi yang terbentuk secara spontan, setelah didiamkan sampai 24 jam, kemudian hasil dicatat. Informasi yang dicatat adalah perubahan level batas air, minyak dan emulsi yang terbentuk sehingga perubahan volume  masing-masing fasa dapat dihitung, baik yang terlarut dalam mikroemulsi maupun tidak.
Hasil uji kelakuan fasa untuk percobaan 1 ditunjukkan pada Gambar 3. Pengamatan salinitas ini dilakukan dari 0,5 wt% (5000 ppm) sampai 5 wt% (50.000 ppm). Secara visual, tipe mikroemulsi dapat dibedakan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1. Dimana mikroemulsi tipe 1 (emulsi minyak di dalam air) terjadi pada salinitas 0,5 wt%  sampai  3  wt%.  Dalam  gambar,  terlihat  bahwa  terdapat  tetes-tetes  kecil  minyak  di  dalam  fasa  air  yang menyebabkan pada bagian bawah pipet menjadi berwarna kuning kecoklatan. Akibatnya, level pada fasa minyak berkurang. Sedangkan pada salinitas 4 wt% sampai 5 wt%  terlihat jelas batas fasa antara air,  mikroemulsi dan minyak. Pada fasa air tidak terdapat tetes-tetes minyak yang yang mebuat fasa air berwarna keruh seperti pada salinitas sebelumnya. Maka tipe mikroemulsi ini disebut juga tipe III.
Hasil uji kelakuan fasa untuk percobaan 2 ditunjukkan pada Gambar 4. Pengamatan salinitas ini dilakukan dari 1 wt% (10.000 ppm) sampai 6 wt% (60.000 ppm). Mikroemulsi tipe 1 terjadi pada salinitas 1 wt% sampai 2 wt%. Sedangkan pada salinitas 3 wt% sampai 4 wt%  terlihat batas fasa antara air, mikroemulsi dan minyak. Pada fasa air tidak terdapat tetes-tetes minyak yang yang mebuat fasa air berwarna keruh seperti pada salinitas sebelumnya. Maka tipe mikroemulsi ini disebut juga tipe III. Sedangkan pada pipet dengan salinitas 5 wt% dan 6 wt%, fasa air terlihat jernih dengan penambahan sedikit level minyak yang dikarenakan adanya tetes-tetes air yang berada di fasa minyak. Tipe emulsi ini disebut mikroemulsi tipe II dimana fasa air berada dalam fasa minyak atau dapat dikatakan bahwa minyak menjadi fasa menerus.
Pengamatan  pada  jangkauan  salinitas  tipe  III  ini  terkait  dengan  perolehan  minyak,  dimana  kaitannya  dapat dijelaskan melalui kurva desaturasi antara harga capillary number terhadap harga saturasi minyak sisa. Semakin besar  harga capillary  number maka  semakin  kecil  harga  saturasi  minyak  sisa  yang  artinya  perolehan  minyak semakin  besar.  Harga capillary  number di  dipengaruhi  tegangan  antarmuka,  dimana  semakin  kecil  tegangan antarmuka  maka  semakin  besar  harga capillary  number .  Berdasarkan  penelitian  oleh  Huh.C  bahwa  pada mikroemulsi tipe III ini merupakan titik terendah tegangan antarmuka.
Gambar  5  merupakan  hasil  plot  dari  rasio  kelarutan  minyak  dalam  emulsi  dan  air  dalam  emulsi.  Garis  jelas mewakili  hasil  percobaan  1  dan  garis  putus-putus  mewakili  hasil  percobaan  2.  Harga  salinitas  optimum ditunjukkan oleh perpotongan garis kelarutan minyak dalam emulsi dan air di dalam emulsi.  Berdasarkan hasil yang  diperoleh,  terlihat  pada  grafik  bahwa  salinitas  optimum  dari  percobaan  1  lebih  besar  dibandingkan percobaan  2  yaitu  dengan  berkurangnya  konsentrasi  surfaktan  anionik  dari  1  wt%  ke  0,5  wt%.  Hal  itu dikarenakan hidrolisis surfaktan anionik yang menghasilkan muatan negatif pada bagian headnya, dimana bagian kepalanya  merupakan  hidrofilik.  Sedangkan  bagian  ekor  yang  lipofilik  berada  di  zona  minyak.  Dengan pengurangan surfaktan anionik, maka semakin sedikit muatan negatif dari surfaktan sehingga memerlukan kation yang lebih sedikit untuk menetralisirnya. Kation ini berasal dari Na + dari dalam air garam (NaCl). Hal ini yang menyebabkan berkurangnya harga salinitas optimum dari larutan surfaktan.
Sedangkan  untuk  perubahan  rasio  kelarutan  minyak  dalam  emulsi  dan  air  dalam  emulsi  pada  percobaan  1  ke percobaan  2  terlihat  pada  Gambar  5.  Dari  grafik  menunjukkan  bahwa  perubahan  rasio  kelarutan  tidak  terlalu signifikan.  Hal  ini  dikarenakan  rasio  kelarutan  terkait  oleh  struktur  kimia  dari  surfaktan  itu  sendiri  bukan konsentrasinya.

## 5%      4%     3%     2%     1%     0.5%
Gambar 3. Uji Kelakuan Fasa Eksperimen 1
6%       5%        4%        3%        2%       1%
Gambar 4. Uji Kelakuan Fasa Eksperimen 2
Gambar 5. Hasil Plot Rasio Kelarutan Air dan Minyak di Dalam Emulsi

## 4. Kesimpulan
1. Konsentrasi merupakan salah satu kunci dari formulasi yang optimum selain jenis material kimianya.
2. Formulasi  yang  diujiakan  baik  formula  1  maupun  formula  2  lolos  uji  stabilitas  larutan  untuk  temperatur ruangan.
3. Pengurangan anionik surfaktan dapat mengurangi salinitas optimum.
4. Pengaruh  konsentrasi  anionik  surfaktan  terhadap  rasio  kelarutan  minyak/air  terhadap  surfaktan  tidak signifikan.
5. Dilihat  dari  zona  mikroemulsi  tipe  III  terhadap  faktor  perolehan  minyak,  maka  untuk  formulasi  1 disarankan  desain  injeksinya  dipertahankan  di  salinitas  4  wt%  sampai  dengan  5wt%.  Sedangkan  untuk formulasi 2, disarankan di salinitas 3 wt% sampai dengan 4 wt%.

## References
Bourrel,  M  and  Schechter,  R.S.  (1988), Microemulsion  and  Related  System:  Formulation,  Solvency,  and Physical Properties , Vol.30. New York, Surfactant Science Series, Marcel Dekker
Healy,  R.N.,  Reed,  R.L.,  Stenmark,  D.G.  (1976). Multiphase  Microemulsion  Systems .  SPEJ  (June),  147–160; Trans. AIME, 261.
Hirasaki, GJ et al. (1980). Evaluation of Salinity Gradient Concept in Surfactant Flooding , SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 20-23 April 1985, Tulsa
Huh,  C.  (1979). Interfacial  Tension  and  Solubilizing  Ability  of  A  Microemulsion  Phase  that  Coexists  with  Oil and Brine . J. Coll. Int. Sci. 71, 408–428.
Ngoc  T.B,  Nguyen  et  al.  (2011). Effect  of  Alkalis  on  Phase  Behavior  of  Mixtures  between  Single  and  Double Tail  Anionic  Surfactant ,  SPE  Asia  Pacific  Oil  and  Gas  Conference  and  Exhibition,  20-22  September 2011, Jakarta
Salager,  J.L  et  al.  (1979). Optimum  Formulation  of  Surfactant/Water/Oil  Systems  for  Minimum  Interfacial Tension or Phase Behavior , first presented at the SPE-AIME Fifth Symposium on Improved Methods for Oil Recovery, held in Tulsa, April 16-19, 1978
Sheng, James J. (2011). Modern Chemical Enhanced Oil Recovery , Elsevier, USA.
Stegemeier, G. L. (1974). Relationship of Trapped Oil Saturation to Petrophysical Properties  of Porous Media , paper SPE 4754 presented at the SPE-AIME Third Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Okla., April 22-24, 1974.
Taber,  J.J.,  Martin,  F.D.,  (1983). Technical  Screening  Guides  for  the  Enhanced  Recovery  of  Oil ,  Paper  SPE 12069 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, 5–8 October
Widyaningsih,  Ratna.  (2015). EXPERIMENTAL  STUDY  :  Chemical  Synergism  in  Concocting  Surfactant Formulation for Low Salinity Reservoir , Prosiding Seminar Nasional Kebumian X, November 2015