ISSN: 1410-8917
Jurnal Kimia Sains dan Aplikasi 19 (1) (2016) : 27 – 31
Jurnal Kimia Sains dan Aplikasi Journal of Scientific and Applied Chemistry
Journal homepage: http://ejournal.undip.ac.id/index.php/ksa
Telaah Surfaktan untuk Proses Enhanced Oil Recovery (EOR) dan Profil Adsorpsi Surfaktan A-Olefin Sulfonates (AOS)
Rohayati Juita a , Arnelli a* , Yusniati a
a  Physical Chemistry Laboratory, Chemistry Department, Faculty of Sciences and Mathematics, Diponegoro University, Jalan Prof. Soedarto, Tembalang, Semarang
* Corresponding author: arnelli@live.undip.ac.id
A r t i c l e   I n f o A b s t r a c t
Keywords: enhanced oil recovery (EOR), a - Olefin Sulfonates (AOS), sandstone, limestone A surfactant study for enhanced oil recovery (EOR) and surfactant adsorption profile a- Olefin  Sulfonates  (AOS)  was  performed.  This  study  aims  to  determine  the  type  of surfactant that can be used for the enhanced oil recovery (EOR) process and to know the surfactant adsorption profile. This research was divided into 2 stages, the first step was the  screening  of  surfactant,  the  second  stage  was  the  adsorption  of  surfactant  in sandstone and limestone rock. Screening of surfactants performed included a dilution test in  which  the  surfactant  is  dissolved  in  aquadest.  The  compatibility  test  in  which  the surfactant  was  dissolved  in  water  and  its  formation  was  observed  for  3  days.  Thermal stability test in which surfactants that pass compatibility were heated to 80°C for 8 weeks. Adsorption of surfactants was carried out in sandstone (silica sandstone) sand, bangka sand,  poor  sand  and  limestone.  The  rocks  were  immersed  for  168  hours  in  a  0.6% surfactant solution of S24 (a-Olefin Sulfonates); 1.2%; 1.8%, filtered and then centrifuged and  measured  their  absorbance  by  UV-Vis  spectroscopy.  AOS  surfactant  0.6%  in  silica sand and 1. 0% surfactant AOS in unadsorbed poor sand, making it suitable for enhanced oil recovery (EOR) process.

## A b s t r a k
Kata Kunci: enhanced oil recovery (EOR), a- Olefin Sulfonates (AOS), sandstone, limestone Telaah surfaktan untuk proses enhanced oil recovery (EOR) dan profil adsorpsi surfaktan a-Olefin  Sulfonates  (AOS)  telah  dilakukan.  Penelitian  ini  bertujuan  untuk  mengetahui jenis  surfaktan  yang  dapat  digunakan  untuk  proses  enhanced  oil  recovery  (EOR)  dan mengetahui profil adsorpsi surfaktan. Penelitian ini terbagi 2 tahap, yaitu tahap pertama adalah  screening  surfaktan,  tahap  kedua  adalah  adsorpsi  surfaktan  dalam  batuan sandstone dan limestone. Screening surfaktan yang dilakukan, meliputi: uji pelarutan di mana surfaktan dilarutkan dalam akuades. Uji compatibility di mana surfaktan dilarutkan dalam air dan formasinya diamati selama 3 hari. Uji thermal stability di mana surfaktan yang lolos compatibility dipanaskan 80°C selama 8 minggu. Adsorpsi surfaktan dilakukan di dalam batuan sandstone (batu pasir silika), pasir bangka, pasir malang dan limestone (batu  kapur).  Batuan  direndam  selama  168  jam  dalam  larutan  surfaktan  S24  (a-Olefin Sulfonates) 0,6%; 1,2%; 1,8%, disaring kemudian disentrifuge dan diukur absorbansinya dengan spektroskopi UV-Vis. Surfaktan AOS 0,6% dalam batu pasir silika dan surfaktan AOS 1,8% dalam pasir malang tidak teradsorpsi, sehingga cocok untuk proses enhanced oil recovery (EOR).

## 1. Pendahuluan
Eksplorasi  minyak  bumi  dapat  berupa  eksplorasi ladang  minyak  baru  dan recovery (pengambilan) secara
optimal pada ladang minyak tua. Faktor utama penyebab penurunan  produksi  minyak  bumi  di  Indonesia  adalah sumur-sumur  minyak  di  Indonesia  merupakan  ladang
minyak  tua  dan  belum  ditemukannya  ladang  minyak baru. Menurut Curbelo dkk. [1], injeksi bahan kimia dapat meningkatkan  energi  dorong  pada reservoir (ladang minyak) melalui  pendesakan  minyak  di  antara  batuan sehingga  membentuk  kondisi  yang  baik  untuk memaksimumkan recovery minyak,  proses  tersebut dikenal dengan proses enhanced oil recovery (EOR).
Minyak  dapat  diproduksi  5-30%  dari original  oil  in place (OOIP).  Metode  EOR  mampu  mengoptimalkan pengurasan  ladang  minyak  tua  dimana  mampu memproduksikan  minyak  sampai  70%  dari  OOIP  [1], sedangkan  tahap  konvensional  (fase  primer  dan  fase sekunder) hanya mampu memproduksi minyak sebesar 20 – 40%.  Indonesia  telah  menerapkan  fase  sekunder berupa  teknologi  injeksi  air  ( waterflooding ).  Teknologi tersebut  menghasilkan  kinerja  produksi  yang  buruk karena memiliki water cut yang tinggi sebesar 95 – 99%. Dalam memperbaiki kinerja produksi minyak bumi maka dilakukan  tahap  lanjut  (fase  tersier)  berupa  EOR.  Salah satu  metode  EOR,  yang  dilakukan  adalah chemical flooding . Chemical  flooding dapat  dilakukan  dengan menggunakan surfaktan [2].
Surfaktan ( surface active agent) merupakan senyawa aktif  yang  mempunyai struktur amphifilik,  yang  terdiri dari  gugus  hidrofilik  dan  lipofilik  [3,  4]  yang  dapat menurunkan tegangan permukaan antara dua fase yang berbeda,  yaitu  minyak  dan  air  [3],  sehingga  dapat dimanfaatkan  dalam  proses  EOR.  Gaya  adhesi  dari surfaktan (gugus-R  )  dengan minyak akan mengurangi gaya  kohesi  antara  RSO 3 - dari  surfaktan  sehingga menyebabkan  penurunan  tegangan  permukaan  antara minyak  dengan  air,  yang  mengakibatkan  minyak terbebas dari core (batuan) [5].
Muherei dkk. [6],  mengadsorpsi  surfaktan  SDS (anionik)  dan  TX-100  (nonionik)  dalam  serpih  dan batuan sandstone dengan  waktu  adsorpsi  3  jam  dan  16 jam,  disentrifuge  100  rpm.  Pada  tahun  2011,  Chen melakukan  penelitian  adsorpsi  surfaktan,  TX-100 (nonionik), Brij35 (nonionik) dan SDBS (anionik) dalam 4  tanah,  dengan  waktu  adsorpsi  12  jam  dan  24  jam, disentrifuge  3800  rpm.  Bera dkk. [7]  melakukan penelitian  adsorpsi  surfaktan  SDS  (anionik)  dan  CTAB (kationik)  dalam  pasir  dengan  waktu  adsorpsi  24  jam, disentrifuge 120 rpm.
Penelitian  adsorpsi  surfaktan  AOS  (anionik)  dalam batuan sandstone (batu  pasir  silika,  pasir  malang  dan pasir bangka) dan limestone (batu kapur) dengan waktu adsorpsi 168 jam dan sentrifuge 600 rpm belum pernah dilakukan.  Pemilihan  batuan sandstone dan limestone sebagai  simulasi  untuk  proses  EOR,  karena  keberadaan minyak  banyak  terdapat  pada  batuan  sedimentasi  yang terdiri dari sandtone dan limestone .
Pemilihan  surfaktan  merupakan  proses  yang penting  dalam  mempengaruhi  keberhasilan  EOR, sehingga  dibutuhkan  penelitian  laboratorium  yang intensif untuk mendapatkan surfaktan yang cocok pada reservoir .  Surfaktan  yang  digunakan  untuk  EOR  harus lolos terlebih dahulu pada uji screening surfaktan, seperti pelarutan  dalam  aquades,  uji compatibilty ,  uji thermal stability sebelum dilanjutkan proses adsorpsi. Surfaktan
yang kurang teradsorpsi yang dapat diaplikasikan dalam enhanced  oil  recovery (EOR).  Surfaktan  yang  teradsorpsi tinggi  menyebabkan,  surfaktan  akan  berikatan  dengan batuan  dan  surfaktan  terjebak  dalam  batuan,  sehingga minyak tidak bisa keluar dari batuan.

## 2. Metode Penelitian

## Alat dan Bahan
Alat  yang  digunakan  adalah  alat  gelas  standar penelitian,  neraca  analitik,  micropipete,  kertas whatman,  oven,  kertas  pH,  alat  penangas,  1  set  alat sentrifuge,  spektrofotometer  UV-Vis  Perklin  Elmer, autosorb  6B  Quantachrome.  Bahan  meliputi  Surfaktan: S0, S8, S9, S10, S11, S12, S14, S15, S16, S17, S18, S19, S20, S22,  S23.  Sufaktan  anionik:  S13  (Sodium  Lauril  Sulfat), S24  (Alfa  Olefin  Sulfonat),  S25  (Secondary  alkane sulfonat),  S26  (Sodium  Lauril  Eter  Sulfat).  Surfaktan nonionik:  S27  (PolyEthylene  Oxide/Propylene  Oxide), S28  (PolyEthylene  Oxide/Propylene  Oxide),  S29  (Block Copolymer  Surfactant  Nonionic),  S30  (PolyEthylene Oxide/Propylene  Oxide),  S31  (Block  Copolymer Surfactant  Nonionic),  S32  (Block  Copolymer  Surfactant Nonionic) , S33 (Block Copolymer Surfactant Nonionic), S34  (PolyEthylene  Oxide/Propylene  Oxide),  S35 (PolyEthylene Oxide/Propylene Oxide), S36 (PolyEthylene Oxide/Propylene Oxide), S37
(PolyEthylene  Oxide/Propylene  Oxide),  S38  (Block Copolymer Surfactant Nonionic), S39 (Nonionic tri block copolymer),  S40A  (PolyEthylene  Oxide/Propylene Oxide),  S40B  (PolyEthylene  Oxide/Propylene  Oxide)  , SF01,  SF02,  air  formasi,  akuades,  sandstone  dan limestone

## Pelarutan Surfaktan dengan Aquades
Diambil  1,5  mL  surfaktan  dilarutkan  dalam  3,5  mL aquades.  Sampel  yang  sukar  larut,  maka  dilakukan dengan  pemanasan.  Surfaktan  yang  lolos  pada  tahap pelarutan dengan akuades, yaitu: dapat larut sempurna dan berwarna jernih.

## Uji Compatibility
Diambil 0,6 mL surfaktan dilarutkan dalam 9,4 mL air  formasi,  kemudian  dikocok  hingga  homogen,  lalu didiamkan  selama  3  hari  dan  diamati.  Surfaktan  yang lolos  uji  compatibility,  yaitu  larutan  yang  tetap  bening dan tidak terbentuk endapan.

## Uji Thermal Stability
Sampel  yang  lolos  uji  compatibility  disiapkan, kemudian  sampel  dipanaskan  pada  suhu  80°C  dan diamati  selama  8  minggu.  Sampel  yang  lolos  thermal stability,  yaitu  larutan  yang  tetap  bening  dan  tidak terbentuk endapan dan minyak.

## Penentuan Kurva Standar Surfaktan
Surfaktan  dilarutkan  dalam  air  formasi  dibuat berbagai  konsentrasi,  ditentukan  panjang  gelombang maksimum dengan spektrofotometer UV-Vis, kemudian diukur  absorbansi  yang  dapat  dibuat  kurva  standar surfakan.

## Adsorpsi surfaktan dalam batuan sandstone dan limestone
Surfaktan  dalam  air  formasi  di  campurkan  dalam batuan  sandstone  dan  limestone  sebanyak  50  g, didiamkan  selama  168  jam,  kemudian  dilakukan penyaringan, disentrifuge 600 rpm 10 menit, kemudian diukur absorbansinya dengan menggunakan spektrofotometer  UV-Vis  dengan  panjang  gelombang maksimum.

## Pengukuran luas area permukaan dan ukuran pori batuan dengan Autosorb 6B Quantachrome
Sebelum  dilakukan  analisis,  dilakukan  treatment batuan  sandstone  (batu  pasir  silika,  pasir  bangka,  dan pasir  malang)  dan  limestone  (batu  kapur)  yang  sudah dihaluskan  terlebih  dahulu  yang  disebut  degassing. Proses  degassing,  mula-mula  batuan  dipanaskan  pada suhu  300  °C  selama  5  jam,  sambil  dilakukan pemvakuman,  kemudian  dialirkan  gas  nitrogen  dan dilakukan analisis ukuran pori batuan dengan autosorb.

## 3. Hasil dan Pembahasan

## Uji Pelarutan dengan Akuades
Uji  pelarutan  surfaktan  bertujuan  agar  dapat diketahui kelarutan surfaktan dalam aquades. Surfaktan (1,5 mL) dilarutkan dalam aquades (3,5 mL). Terdapat 39 sampel  yang  dilarutkan  dalam  aquades.  Sampel  yang larut sempurna, jernih (clear solution), tidak keruh (hazy solution)  dan  tidak  membentuk  endapan  maka  dapat dilakukan uji selanjutnya yakni uji compatibility.
Sampel  yang  lolos  pada  tahap  pelarutan  dengan akuades sejumLah  29 buah, yakni surfaktan S0, S8, S9, S10, S11, S12,  S13,  S14,  S15, S16,  S17,  S18,  S20,  S21, S22, S24,  S25,  S26,  S27,  S28,  S30,  S31,  S32,  S33,  S35,  S36, S40A,  SF01,  SF02.  Surfaktan  dapat  larut  sempurna, karena  adanya  prinsip  like  dissolve  like,  dimana surfaktan  yang  mempunyai  rantai  hidrofob  yang  lebih panjang, maka kelarutan dalam akuades berkurang.
Surfaktan  S13,  yaitu  surfaktan  sodium  lauril  sulfat (SLS)  dengan  rumus  molekul  C 12 H 25 SO 4 Na  mempunyai sifat  yang  larut  dalam  air,  sehingga  pada  pengamatan. S13  larut  dalam  air.  Surfaktan  S24,  yaitu  surfaktan  a- Olefin  Sulfonates  (AOS)  dengan  rumus  molekul RCH=CH(CH 2 )nSO 3 Na n=14-16, campuran
alkenesulfonates dan
hydroxyalkanesulfonate
mempunyai  sifat  kelarutan  dengan  air  yang  sangat tinggi, oleh karena itu surfaktan S24 dapat larut dengan air.
Surfaktan S25, yaitu surfaktan Paraffin Sulfonates/Secondary
n-Alkanesulfonates
(SAS),
dimana n-parafinnya atom karbon C (14-17) dengan SO 2 dan  O 2 ,  dalam  hal  ini  surfaktan  SAS  mempunyai  sifat kelarutan  dalam  air  yang  baik,  sehingga  surfaktan  S25 dapat  larut  dengan  sempurna  dengan  air.  Surfaktan Polyethylene Oxide (PEO), yaitu surfaktan S27, S28, S30, S35,  S36  dan  S40a  mempunyai  sifat  yang  dapat  larut dalam  air,  sehingga  dalam  pengamatan  surfaktan tersebut  larut  dalam  air.  Surfaktan  yang  tidak  larut
sempurna,  berwarna  keruh  dan  membentuk  endapan, maka surfaktan tersebut dibuang.

## Uji Compatibility
Uji  compatibility  ini  bertujuan  untuk  mengetahui kelarutan surfaktan  terhadap air formasi. Larutan  yang memenuhi  uji  compatibility  adalah  larut  sempurna, jernih  (clear  solution),  tidak  keruh  (hazy  solution)  dan tidak membentuk endapan.
Salah  satu  pertimbangan  penting  dalam  pemilihan surfaktan  dalam  aplikasi  EOR  adalah  kompatibilitas surfaktan dengan air formasi yang sesuai dalam reservoir tertentu.  Air  formasi  yang  diambil  dari  sumur  minyak mengandung berbagai ion, yaitu Ca 2+ , Mg 2+ , Fe 2+ , CO 3 2- , SO 4 2- dan Cl - .
Sampel yang telah lolos pada tahap pelarutan dalam akuades,  dibuat  larutan  surfaktan  6%  yang  dilarutkan dalam  air  formasi.  Setelah  itu  dilakukan  pengamatan dengan  waktu  tertentu  selama  3  hari.  Larutan  yang memenuhi  uji  compatibility  adalah  larut  sempurna, jernih  (clear  solution),  tidak  keruh  (hazy  solution)  dan tidak membentuk endapan.
Larutan surfaktan yang memenuhi uji compatibility ada 20 sampel yaitu surfaktan S0, S8, S9, S10, S12, S13, S14, S16, S18, S20, S22, S24, S26, S27, S28, S30, S31, S32, S36,  dan  SF01.  Larutan  tersebut  berada  dalam  1  fasa dimana  dapat  menunjukkan  bahwa  surfaktan  tersebut larut  sempurna,  karena  surfaktan  tersebut  sifat kepolaranya  tinggi.  Surfaktan  yang  bersifat  lebih  polar merupakan surfaktan yang memiliki hidrofilik lebih kuat daripada  hidrofobiknya  misalnya  sodium  lauril  sulfat (SLS).
Surfaktan  S24  (a-Olefin  Sulfonates)  mempunyai sifat yang dapat larut dengan air keras dan stabil pada air yang mempunyai salinitas  yang  tinggi,  sehingga  dalam pengamatan  S24  dapat  larut  dengan  air  formasi. Surfaktan Polyethylene Oxide (PEO), yaitu surfaktan S27, S28,  S30  dan  S36  mempunyai  sifat  yang  dapat  larut dalam  air  keras,  sehingga  pada  pengamatan  surfaktan tersebut  larut  dalam  air  formasi,  namun  ada  surfaktan Polyethylene  Oxide  (PEO),  yaitu  S35  dan  S40a  pada pengamatan  larutan  berwarna  keruh,  dimungkinkan surfaktan berinteraksi dengan air formasi.
Larutan tersebut jika diaplikasikan dalam EOR maka akan dapat membuka pori-pori batuan sehingga minyak yang  terperangkap  akan  terangkat,  sedangkan,  pada larutan yang keruh, maupun membentuk lebih dari 1 fasa merupakan  larutan  yang  lebih  nonpolar  dimana hidrofobik  lebih  kuat  daripada  hidrofiliknya.  Surfaktan yang  membentuk  2  fasa  terdapatnya  endapan,  hal  ini dikarenakan  surfaktan  berinteraksi  dengan  air  formasi yang mempunyai kation dan anion didalamnya. Larutan tidak  memenuhi  parameter  uji  compatibility,  larutan surfaktan tersebut adalah S11, S15, S17, S22, S25, S33, S35, S40A, dan SF02 dan larutan ini dibuang.
Surfaktan  S25  adalah  surfaktan  secondary  alkane sulfonate dengan rumus kimia CH 3 (CH 2 )nCH(SO 3 Na)(CH 2 )mCH 3 (n + m = 11 - 14) apabila bereaksi  dengan  air  formasi  (SO 4 2- )  dapat  membentuk
endapan Na 2 SO 4 sehinga pada pengamatan surfaktan S25 membentuk  endapan  dan  surfaktan  secondary  alkane sulfonate (SAS) mempunyai sifat tidak larut dengan air keras.
Reaksi secondary alkane sulfonate (SAS) dengan air formasi:

## Uji Thermal Stability
Uji  thermal  stability  dilakukan  untuk  mengetahui kestabilan  surfaktan  terhadap  suhu  formasi.  Surfaktan yang  baik  akan  tetap  stabil  oleh  pengaruh  suhu.  Uji thermal  stability  dilakukan  8  minggu  dengan  cara memanaskan 20 sampel yang lolos uji compatibility pada suhu  80°C  dan  tiap  waktu  tertentu  dilakukan pengamatan  surfaktan  yang  bewarna  jernih  dan  tidak membentuk  endapan.  Suhu  resevoir  antara  70-80°C, sehingga digunakan suhu pada thermal stability 80°C.
Larutan yang lolos uji thermal stability dapat tetap stabil  (tidak  rusak  oleh  panas)  dengan  ditandai  bahwa larutan tersebut tetap berada dalam 1 fasa, tetap bening dan  tidak  muncul  endapan.  Dalam  waktu  24  jam, surfaktan  yang  memiliki  1  fasa,  bening  dan  tidak  ada endapan, yakni larutan surfaktan S8, S10, S13, S14, S20, S24,  S30  dan  S31.  Dalam  waktu  8  minggu,  larutan surfaktan yang lolos uji thermal stability, yaitu S13, S14, S24,  S30  dan  S31.  Larutan  surfaktan  yang  lain,  sudah nampak  ada  perubahan  dengan  mulai  munculnya endapan atau munculnya 2 fase yang terdapat minyak.
Keberadaan  endapan  pada  uji  thermal  stability menunjukkan bahwa surfaktan tersebut tidak stabil pada suhu  80°C  dan  kemungkinan  struktur  surfaktan  sudah rusak  karena  adanya  pemanasan  tersebut.  Uji  thermal stability  ini  dapat  diketahui  jenis  surfaktan  yang  stabil pada suhu reservoir untuk aplikasi EOR.
Surfaktan  S24  (a-Olefin  Sulfonates)  mempunyai titik didih 1000C dan akan terdegradasi apabila melewati suhu  2870C,  oleh  karena  itu  surfaktan  S24  tetap  stabil dan membentuk 1 fasa pada thermal stability. Surfaktan yang tidak lolos thermal stability dikarenakan surfaktan yang  larut  dalam  air  formasi,  molekul  surfaktannya terkonsentrasi dipermukaan, akibat adanya penambahan suhu,  molekul  surfaktan  menjadi  tidak  terkonsentrasi dan  banyak  molekul  di  dalam  fasa  ruah  (fasa  di  bawah permukaan).

## Adsorpsi Surfaktan a-Olefin Sulfonates (AOS) Dalam Batuan Sandstone dan Limestone
Surfaktan  yang  digunakan  untuk  proses  adsorpsi, yaitu S24. Sampel larutan surfaktan S13 S14 S30 dan S31 tidak  digunakan,  karena  sampelnya  terbatas,  sehingga tidak  cukup  untuk  di  adsorpsi  batuan  sandstone  dan limestone.  Dari  hasil  uji  thermal  stability  selama  8
minggu,  larutan  surfaktan  yang  lolos  adalah  S13,  S14, S24,  S30,  dan  S31.  Surfaktan  yang  lolos  uji  thermal stability  dilakukan  uji  adsorpsi  pada  batuan.  Surfaktan dalam  air  formasi  di  campurkan  dengan  batuan sandstone (pasir silika, pasir malang dan pasir bangka) dan batuan limestone (batu kapur), waktu adsorpsi yang dilakukan selama 168 jam.
Adsorpsi  surfaktan  adalah  menempelnya  molekul- molekul  surfaktan  pada  permukaan  batuan.  Dari  data penelitian  didapatkan  hasil  bahwa  adsorpsi  surfaktan dalam batu kapur ( limestone ) merupakan adsorpsi yang paling  tinggi  dibandingkan  adsorpsi  surfaktan  dalam batu  pasir  silika,  pasir  malang  dan  pasir  bangka ( sandstone ),  pasir  bangka  paling  mengadsorpsi dibandingkan  pasir  malang  dan  pasir  silika.  Surfaktan yang  baik  untuk  digunakan dalam enhanced  oil recovery (EOR), yaitu surfaktan yang kurang teradsorpsi, karena apabila  surfaktan  tersebut  memiliki  tingkat  adsorpsi yang  tinggi  maka  surfaktan  akan  menempel  didalam batuan dan tidak dapat menarik minyak untuk keluar dari batuan.

## Tabel 1: Hasil Adsorpsi Surfaktan S24 (Alfa Olefin
Sulfonat) Batuan + Surfaktan Konsentrasi sisa (%) Teradsorpsi (%) Batu kapur + S24 0,6% 0 100 Batu kapur + S24 1,2% 0,14 88,33 Batu kapur + S24 1.8% 0,46 74,44 Pasir silika + S24 0,6% 0,3 50 Pasir silika + S24 1,2% 1,16 3,33 Pasir silika + S24 1.8% 1,8 0 Pasir malang + S24 0,6% 0,6 0 Pasir malang + S24 1,2% 1,16 3,33 Pasir malang + S24 1.8% 1,6 11,11 Pasir bangka + S24 0,6% 0 100 Pasir bangka + S24 1,2% 0,74 38,33 Pasir bangka + S24 1.8% 0,86 52,22
Mekanisme  surfaktan  dengan  batuan  dalam pengambilan  minyak,  yaitu  gaya  tolak-menolak  antara kepala surfaktan anionik yang bermuatan negatif (SO 3 - ) dengan  batuan sandstone (SiO 2 ) yang  memiliki  banyak parsial  negatif,  surfaktan  yang  mengikat  minyak  pada bagian gugus R akan bergerak menjauh dari batuan dan ini  akan  mengakibatkan  menurunkan oil  wet dan menaikkan water wet [8]. Kondisi ini akan menyebabkan turunnya  gaya  adhesi  antara  minyak  dan  batuan sehingga  ak  akan  lepas  dan  lebih  mudah  mengalir  dan
sifat batuan akan berubah di water wet . Sebaliknya pada batuan limestone yang  bermuatan  positif  (Ca 2+ ,  Mg 2+ ), karena adanya gugus  karbonat,  sehingga  menyebabkan gaya tarik-menarik dan menaikkan gaya adhesi sehingga sifat batuan akan berubah menjadi oil wet [9].
Analisa Pori Batuan dengan Autosorb (UOP-425; ASTM D-3663; D-4222; D-4641)
Analisis  pori  dilakukan  untuk  mengetahui surface area (luas  permukaan), pore  volume (volume  pori),  dan pore  diameter (ukuran  pori).  Prinsip  analisis  ini didasarkan  atas  adsorpsi  fisis  gas  nitrogen  pada permukaan  dan  pori  batuan.  SejumLah  volume  gas nitrogen yang dimasukkan dalam sistem (sampel) akan memberikan  perubahan  tekanan  dan  diukur  sebagai tekanan relatif. Tekanan relatif tersebut akan sebanding dengan  volume  gas  yang  diinjeksikan.  Dari  grafik tekanan relatif terhadap volume gas teradsorpsi, density gas,  berat  molekul  gas,  maka  akan  didapatkan surface area .
Dari tabel 2 didapatkan hasil bahwa luas permukaan 2  batu  pasir  silika,  pasir  malang  dan  pasir  bangka ( sandstone ), yaitu 0,226 m 2 /g ; 0,737 m 2 /g ; 0, 443 m 2 /g lebih kecil dibandingkan dengan batu kapur ( limestone ), yaitu  3,664  m 2 /g.  Surfaktan  anionik  dalam  batu  kapur ( limestone ),  lebih  teradsorpsi  dengan  surfaktan  anionik dalam batu pasir ( sandstone ). Batu pasir silika memiliki luas  permukaan  lebih  kecil  dibandingkan  batu  pasir malang  dan  batu  pasir  bangka,  sehingga  kurang mengadsorpsi  surfaktan,  terbukti  dengan  kurangnya kemampuan  mengadsorpsi  surfaktan  S24.  Batu  pasir malang  luas  permukaanya  lebih  besar  dibandingkan pasir  silika  dan  bangka,  namun  kurang  dalam mengadsorpsi  surfaktan  S24.  Hal  ini  yang  lebih  cocok digunakan  dalam  proses enhanced  oil  recovery (EOR), yaitu batu pasir malang dan pasir silika.
Tabel 2: Hasil analisa pori batuan Pengamatan Sampel Batuan Batu Pasir Silika Batu Pasir Malang Batu Pasir Bangka Batu Kapur Surface Area BET (m 2 /g) 0,226 0,737 0, 443 3,664 Total Pore Volume (cc/g) 0,011 0,004 0,006 0,018 Average Pore Radius Å 978,34 133,05 306,93 98,863

## 4. Kesimpulan
Surfaktan  yang  lolos  uji  pelarutan  dengan  aquades adalah surfaktan S0, S8, S9, S10, S11, S12, S13, S24, S15, S16, S17, S18, S20, S21, S22, S24, S25, S26, S27, S28, S30, S31,  S32  S33,  S35,  S36,  S40A, SF01 dan  SF02.  Surfaktan yang  lolos  uji compatibility adalah  surfaktan  S0,  S8, S9, S10,S11, S12, S13, S24, S16, S18, S20, S21, S24, S27, S28, S30, S31, S36, S40A, SF01. Surfaktan yang lolos uji thermal stability adalah surfaktan S13 ( Sodium Lauril Sulfat ), S14,
S24 ( Alfa Olefin Sulfonat ), S30 ( PolyEthylene
Oxide/Propylene  Oxide ),  dan  S31  ( Block  Copolymer Surfactant Nonionic ) dan Kemampuan adsorpsi surfaktan S24  dalam limestone lebih  besar  dibandingkan  dengan sandstone (batu  pasir  silika,  pasir  malang  dan  pasir bangka).  Adsorben  batu  pasir  malang  dengan  adsorbat surfaktan  S24  0,6%  dan  adsorben  batu  pasir  silika dengan  adsorbat  surfaktan  S24  1,8%  yang  baik digunakan untuk aplikasi enhanced oil recovery (EOR).

## 5. Daftar Pustaka
[1]  Fabíola D. S. Curbelo, Vanessa C. Santanna, Eduardo L. Barros Neto, Tarcílio Viana Dutra, Tereza N. Castro Dantas, Afonso A. Dantas Neto, Alfredo I. C. Garnica, Adsorption  of  nonionic  surfactants  in  sandstones, Colloids  and  Surfaces  A:  Physicochemical  and Engineering Aspects , 293, 1, (2007) 1-4 http://dx.doi.org/10.1016/j.colsurfa.2006.06.038
[2]  Tahmineh  Amirianshoja,  Radzuan  Junin,  Ahmad Kamal Idris, Omeid Rahmani, A comparative study of surfactant  adsorption  by  clay  minerals, Journal  of Petroleum Science and Engineering , 101, (2013) 21-27 http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2012.10.002
[3]  Mohammad  Ali  Ahmadi,  Yaser  Arabsahebi,  Seyed Reza Shadizadeh, Sara Shokrollahzadeh Behbahani, Preliminary  evaluation  of  mulberry  leaf-derived surfactant  on  interfacial  tension  in  an  oil-aqueous system:  EOR  application, Fuel ,  117,  (2014)  749-755 http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2013.08.081
[4]  Irine  Ayu  Febiyanti,  Ahmad  Suseno,  Priyono Priyono,  Pengaruh  Konsentrasi  Surfaktan  CTAB (Cetyltrimethylammonium bromide) pada
Modifikasi  Lempung  dengan  Oksida  Besi  sebagai Pemilar, Jurnal Kimia Sains dan Aplikasi , 16, 3, (2013) 79-83
[5]  Santanu  Paria,  Kartic  C.  Khilar,  A  review  on experimental studies of surfactant adsorption at the hydrophilic  solid – water  interface, Advances  in Colloid  and  Interface  Science ,  110,  3,  (2004)  75-95 http://dx.doi.org/10.1016/j.cis.2004.03.001
[6]  Mazen  A.  Muherei,  Radzuan  Junin,  Amer  B.  Bin Merdhah,  Adsorption  of  sodium  dodecyl  sulfate, Triton  X100  and  their  mixtures  to  shale  and sandstone: A comparative study, Journal of Petroleum Science  and  Engineering ,  67,  3,  (2009)  149-154 http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2009.05.006
[7]  Achinta  Bera,  T.  Kumar,  Keka  Ojha,  Ajay  Mandal, Adsorption  of  surfactants  on  sand  surface  in enhanced  oil  recovery:  Isotherms,  kinetics  and thermodynamic studies, Applied Surface Science , 284,
(2013) 87-99 http://dx.doi.org/10.1016/j.apsusc.2013.07.029 [8]  R  Ashayer,  CA  Grattoni,  PF  Luckham,  Wettability changes during surfactant flooding, 6th
International Symposium on Evaluation of Reservoir Wettability  and  Its Effect on Oil  Recovery,  Socorro, New Mexico, USA, (2000).
[9]  Thomas  O  Allen,  Alan  P  Roberts,  Production operations:  well  completions,  workover,  and stimulation. Volume 1, (1978)