Vol. 4 No. 4, Desember 2020

P-ISSN 1907-0438

E-ISSN 2614-7297

Accreditation No : 14/E/KPT/2019 (SINTA 5)

POTENSI BIOPOLIMER DARI EKSTRAKSI NANOSELULOSA DAUN KAPAS SEBAGAI AGEN PENINGKATAN VISKOSITAS PADA INJEKSI POLIMER Idham Khalid, Fitra Ayu Lestari, Muhammad Khairul Afdhol, Fiki Hidayat

STUDI SIMULASI UNTUK PREDIKSI PRODUKSI GAS DI LAPANGAN X MELALUI SENSITIVITAS LAJU ALIR DAN TUBING HEAD PRESSURE Ghanima Yasmaniar, Maman Djumantara, Suryo Prakoso

S INTERPRETASI DATA SEISMIK DENGAN MENGGUNAKAN SOFTWARE KINGDOM 6.7.1 Mohammad Hasib, Adi Susilo

ROCK QUALITY GROUPING IN SANDSTONE FORMATION USING A CRITICAL POROSITY APPROACH AT FORMATION PRESSURE CONDITIONS

Sigit Rahmawan, Ghanima Yasmaniar, Suryo Prakoso

STUDI LABORATORIUM PENGGUNAAN LUMPUR SMOOTH FLUID 05 DAN SARALINE PADA TEMPERATUR TINGGI Apriandi Rizkina Rangga Wastu, Ridha Husla, Lilik Zabidi, Abdul Hamid

KOLABORASI METODE MATERIAL BALANCE DAN SOFTWARE

IPM UNTUK MENENTUKAN KEMAMPUAN RESERVOIR Aqlyna Fattahanisa, Lestari, Hari K Oetomo

EVALUATION OF AERATED DRILLING IN K-01 GEOTHERMAL

WELL USING GUO GHALAMBOR’S GAS-LIQUID RATE WINDOW Raka Sudira Wardana, Khansa Rasyidah

ANALYSIS PRESSURE BUILD-UP TEST PADA SUMUR “ASR-06” DENGAN METODE HORNER DAN PRESSURE DERIVATIVE Arinda Ristawati S.T M.T, Ir. Mulia Ginting M.T, Emil Muhammad Isnan

ANALISIS SALINITAS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN AOS DAN

TWEEN 20 TERHADAP RECOVERY FACTOR PADA PROSES IMBIBISI DAN CORE-FLOODING Prayang Sunny Yulia, Sugiatmo Kasmungin, M. Taufiq Fathaddin

174 - 183

159 - 166

154 - 158

146 - 153

184 - 189

JURNAL PETRO

190 - 199

205 - 208

167 - 173

200 - 204

8/8/2021 Editorial Team

https://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/petro/about/editorialTeam 1/2

1. Author Guideline

2. Focus and Scope

3. Publication Ethics

4. Editorial Team

5. Reviewer

6. Plagiarism Check

7. Copyright Notice

8. Unique Visits

9. Mailing Address

10. Reference Management

HOMEHOME ABOUTABOUT LOGINLOGIN REGISTERREGISTER SEARCHSEARCH CURRENTCURRENT ARCHIVESARCHIVES ANNOUNCEMENTSANNOUNCEMENTS

Home > About the Journal > Editorial Team

EDITORIAL TEAM

EDITOR IN CHIEF

cahaya rosyidan, universitas trisakti, Indonesia

EDITORIAL BOARDAqlyna Fattahanisa, Scopus ID [57211560350], Sinta ID [6704898], Universitas Trisakti, Jakarta, Indonesia, IndonesiaZakiah Darajat Nurfajrin, Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, Jakarta, Indonesia, IndonesiaIra Herawati, Universitas Islam Riau (UIR), RIAU, INDONESIA, IndonesiaMr. Raka Sudira Wardana, Universitas Pertamina, IndonesiaFidya Varayesi, scopus id[57208717936] Teknik Perminyakan, Universitas Tanri Abeng, IndonesiaWiwiek Jumiati, Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Sains Bandung (ITSB), Cikarang, Indonesia, IndonesiaGhanima Yasmaniar, Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, Jakarta, Indonesia, IndonesiaHavid Pramadika, Scopus ID [57214139896] Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, IndonesiaWidia Yanti, Scopus ID [57193695523] Teknik Perminyakan Universitas Trisakti

ISSN: 2614-7297

PETRO:JURNAL ILMIAH TEKNIK PERMINYAKANPETRO:JURNAL ILMIAH TEKNIK PERMINYAKAN

VOLUME IX No. 4, Desember 2020 P-ISSN : 1907-0438 E-ISSN : 2614-7297

Jurnal Petro Desember, Th, 2020

Jurnal Petro 2020 http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

205

ANALISIS SALINITAS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN

AOS DAN TWEEN 20 TERHADAP RECOVERY FACTOR

PADA PROSES IMBIBISI DAN CORE-FLOODING

Prayang Sunny1 Yulia, Sugiatmo Kasmungin1, M. Taufiq Fathaddin1 1Program Studi Magister Teknik Perminyakan Universitas Trisakti

Universitas Trisakti Kampus A, Jl. Kyai Tapa No. 1, Grogol, Jakarta Barat 11440

Email of Corresponding Author : prayang@trisakti.ac.id

ABSTRAK

Kebutuhan akan minyak bumi terus meningkat, namun disamping itu, produksi minyak bumi khusunya di sumur

tua semakin menurun. Oleh karena itu, dikembangkanlah metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Pada penelitian

kali ini, metode EOR yang digunakan adalah injeksi kimia yang berupa injeksi surfaktan. Penggunaan surfaktan

ini dimaksudkan untuk menurunkan tegangan antarmuka (interfacial tension) antara minyak dan air sehingga

mampu membawa minyak keluar dari pori-pori batuan reservoir. Dalam penelitian ini, akan dibahas tentang

percobaan injeksi surfaktan, dilihat dari pengaruh salinitas, jenis surfaktan, dan konsentrasi surfaktan pada batuan

karbonat, serta pengaruhnya terhadap recovery factor. Percobaan ini menggunakan surfaktan jenis Alpha Olefin

Sulphonate (AOS) dan Tween 20, di mana konsentrasi masing-masing jenis surfaktan adalah 0,1%; 0,25%; 0,5%;

0,75%; dan 1%. Salinitas brine water yang akan digunakan adalah sebesar 10.000 ppm, 15.000 ppm, 20.000 ppm,

dan 25.000 ppm. Selanjutnya akan dilihat seberapa besar kemampuan surfaktan dalam mengikat minyak dari

pori-pori batuan, sehingga akan didapat hasil recovery factor atau berapa persentase minyak yang terkandung

dalam pori batuan yang dapat diproduksikan. Hasil dari penelitian ini akan diamati dari dua proses, yaitu proses

imbibisi yang menggunakan Amott apparatus atau yang lebih dikenal dengan proses imbibisi (spontaneous

imbibition) dan coreflooding. Dari percobaan yang telah dilakukan, pengaruh injeksi surfaktan pada batuan

karbonat adalah hasil yang lebih optimal terdapat pada proses coreflooding dibandingkan dengan proses imbibisi,

karena proses coreflooding menggunakan tenaga dorong dari luar, sehingga pendesakan minyak dengan surfaktan

lebih merata dan optimal. Sementara dengan proses imbibisi pendesakan terjadi secara alami dengan

mengandalkan gaya gravitasi.

Keywords : EOR, surfaktan, recovery factor, imbibisi, coreflooding

ABSTRACT

Due to the increasing needs of petroleum while the oil production has depleting, the Enhanced Oil Recovery

(EOR) method has been developed. This experiment was using surfactant injection to decrease the interfacial

tension between oil and water. Therefore, it can displace oil through rock pores. The effect of salinity, type and

concentration of surfactant for carbonate rock are the main subjects. Surfactant that used are Alpha Olefin

Sulfonate (AOS) and Tween 20. Each surfactant has its concentration as 0,1%; 0,25%; 0,5%; 0,75% and 1%.

Salinity of brine water are 10.000 ppm; 15.000 ppm; 20.000 ppm and 25.000 ppm. The capability of surfactant to

displace the oil from rock pores based on the influence of salinity, concentrations and types to recovery factor

(RF) was the issue to determine. Imbibition and coreflooding process was used to determine the RF. The effect of

surfactant injection on carbonate rocks is more optimal in coreflooding, because it uses the external thrust.

Therefore, the oil displacement was more evenly and optimally. Meanwhile, the process of imbibition occured

naturally by force of gravity.

Keywords: EOR, surfactant, recovery factor, imbibition, coreflooding

PENDAHULUAN

Kebutuhan energi fosil terus meningkat,

bersamaan dengan turunnya produksi energi

tersebut. Hal ini menjadi tantangan besar bagi

industri minyak dalam menyediakan kebutuhan

energi yang semakin meningkat. Mengingat bahwa

minyak bumi masih menjadi sumber energi utama di

Indonesia maupun dunia, oleh karena itu perlu

dilakukan suatu metode dalam peningkatan produksi

minyak guna memenuhi kebutuhan energi tersebut,

terutama untuk sumur- sumur minyak di Indonesia

yang umumnya adalah sumur tua. Pada dasarnya.

tidak semua minyak dalam reservoir dapat

diproduksikan, akan tetapi hal tersebut dapat

ditingkatkan dengan berbagai metode. Salah satu

metode yang sering digunakan adalah Enhanced Oil

Recovery (EOR). EOR adalah sebuah teknik yang

digunakan untuk menguras minyak sisa dari sumur

tua yang masih bisa diproduksikan secara optimal.

VOLUME IX No. 4, Desember 2020 P-ISSN : 1907-0438 E-ISSN : 2614-7297

Jurnal Petro Desember, Th, 2020

Jurnal Petro 2020 http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

206

EOR memiliki empat metode yaitu, miscible

flooding, chemical flooding, thermal flooding, dan

microbial flooding. Pada metode chemical flooding

terdapat tiga jenis injeksi yaitu, injeksi surfaktan,

injeksi polimer dan injeksi alkali. Metode chemical

flooding yang diuji coba pada penelitian ini adalah

injeksi surfaktan. Dalam injeksi surfaktan terdapat

banyak jenis surfaktan, beberapa diantaranya adalah

AOS dan Tween 20. Keberhasilan injeksi surfaktan

guna meningkatkan perolehan minyak yang

optimum bergantung pada banyak hal, diantaranya

jumlah minyak yang tersisa, jenis batuan, salinitas,

jenis surfaktan, konsentrasi surfaktan, dan

parameter-parameter lainnya.

Oleh karena itu, perlu dilakukan pengujian

laboratorium pada parameter-parameter tersebut,

sehingga didapat kombinasi parameter yang baik

guna mendapatkan faktor perolehan minyak

(recovery factor) yang optimum. Dalam hal ini,

pengaruh salinitas, jenis surfaktan, dan konsentrasi

surfaktan terhadap batuan karbonat yang akan diuji.

Tidak semua surfaktan cocok dengan kondisi

lapangan tertentu. Oleh karena itu, terdapat banyak

parameter dalam menentukan surfaktan yang

optimal. Salah satu cara untuk menentukan

surfaktan yang optimal adalah dengan tes phase

behavior, dimana dalam pengujian tersebut

surfaktan akan terbagi menjadi tiga tipe, yaitu

Winsor I (mikroemulsi pada air), Winsor II

(mikroemulsi pada minyak) dan Winsor III

(mikroemulsi diantara minyak dan air). Surfaktan

yang kompatibel adalah surfaktan yang memiliki

tipe Winsor III. Setelah dilakukannya tes phase

behavior, pengujian untuk menentukan recovery

factor (RF) dilakukan dengan dua cara; imbibisi dan

coreflooding, dimana dua hal tersebut dilakukan

untuk mengetahui seberapa besar nilai RF yang

didapat.

METODOLOGI

Penelitian dilakukan di Laboratorium

Enhanced Oil Recovery (EOR), Laboratorium

Analisa Batuan Reservoir (ABR), Laboratorium

Analisa Fluida Reservoir (AFR) dan Laboratorium

Kimia Teknik Perminyakan Universitas Trisakti.

Secara garis besar, dalam bab ini akan dijelaskan

mengenai metodologi penelitian yang terdiri dari

desain penelitian, diagram alir, prosedur penelitian,

dan analisa penelitian.

Desain penelitian yang digunakan untuk

melakukan penelitian ini adalah analitik dan

eksperimental, dimana keduanya untuk mengetahui

hubungan sebab- akibat antara dua variabel secara

operasional, perbedaan, hubungan dan intervensi

peneliti di dalamnya.. Penulis menganalisa terhadap

sumber data didalamnya seperti jenis surfaktan,

konsentrasi surfaktan dan kadar salinitas yang akan

digunakan. Dengan demikian, penulis menggunakan

hubungan antara ketiga variabel serta perbedaan

tersebut untuk memperoleh hasil terhadap RF pada

batuan karbonat.

Gambar 1. Diagram Alir

Diagram alir menunjukkan rencana dari proses

penelitian ini, dimana dimulai dari persiapan alat

hingga tahap akhir. Dalam diagram alir ini

dicantumkan kegiatan apa saja yang dilakukan

selama percobaan secara berurutan, namun ada

percobaan yang dapat dilakukan secara paralel.

Rangkaian percobaan yang dilakukan di

laboratorium dan persiapannya dapat dilihat pada

Gambar 1.

HASIL DAN DISKUSI

Setelah dilakukan uji phase behavior pada

surfaktan AOS dan Tween 20, hasil terbaik jatuh

pada surfaktan AOS, dimana surfaktan tersebut

memiliki 3 (tiga) tipe, Winsor I, II dan III. Grafik

pada gambar berikut ini merupakan grafik

solubilization ratio vs salinitas dari campuran

larutan minyak dan surfaktan AOS. Dapat dilihat

bahwa kedua garis bertemu di salinitas 20.000

ppm, dimana hal itu merupakan salinitas yang

kompatibel atau pada tipe Winsor III, serta

digunakan untuk uji coba proses imbibisi dan

coreflooding adalah 20.000 ppm.

Parameter penting untuk menentukan

konsentrasi surfaktan AOS yang kompatibel adalah

IFT (interfacial tension) atau tegangan antarmuka.

Pengukuran tegangan antarmuka dalam percobaan

ini adalah dengan menggunkan Tensiometer Du

Nouy. Gambar 3 ini adalah grafik antara IFT

dengan konsentrasi surfaktan.

VOLUME IX No. 4, Desember 2020 P-ISSN : 1907-0438 E-ISSN : 2614-7297

Jurnal Petro Desember, Th, 2020

Jurnal Petro 2020 http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

207

Gambar 2. Solubilization ratio vs salinitas pada

surfaktan AOS

Pada Gambar 3 menjelaskan bahwa dari hasil

grafik IFT, didapatkan titik CMC (Critical Micelle

Concentration) yang diberi tanda panah pada

konsentrasi 0,5%. Titik CMC menunjukkan bahwa

kondisi surfaktan telah stabil pada konsentrasi

tersebut. Dari titik CMC, dipilih konsentrasi AOS

0,5% untuk diuji coba pada proses imbibisi dan

coreflooding.

Gambar 3. IFT vs Konsentrasi AOS

Untuk persiapan menentukan RF pada uji coba

berikutnya, perlu dipersiapkan core dengan

porositas dan permeabilitas yang memenuhi kriteria.

Core yang digunakan merupakan batuan karbonat

sebanyak 2 (dua) buah, dengan data porositas dan

permeabilitas sebagai tersedia pada Tabel 1.

Table 1. Data Fisik Batuan Karbonat

Sampel

Core

Porositas

(%)

Permeabilitas

(mD)

A1 16 47

A2 18 56

Grafik 4 adalah merupakan hasil RF dalam uji coba

imbibisi dan coreflooding. Dalam imbibisi, core

dalam keadaan statis di dalam Amott apparatus,

sehingga proses pendorongan minyak dalam core

dengan surfaktan berlangsung secara alami tanpa

ada tekanan dari luar. Sementara untuk uji coba

coreflooding, proses injeksi 1 (satu) buah core

menghabiskan waktu selama ±1 (satu) hari, karena

pada proses ini ada tekanan dari luar yang terhubung

pada syringe pump. Gambar 4 berikut ini

menunjukkan hasil RF dari percobaan imbibisi.

Setelah imbibisi, Gambar 5 berikut ini

adalah merupakan hasil perolehan RF pada

percobaan coreflooding.

Gambar 5. Hasil RF pada Coreflooding

Jika melihat hasil dari kedua grafik, yaitu

Gambar 4 dan Gambar 5, dapat dilihat bahwa nilai

RF pada proses coreflooding lebih besar, karena

pada proses tersebut ada tekanan dari luar sehingga

injeksi surfaktan lebih optimal.

KESIMPULAN Hasil percobaan yang telah dilakukan dapat ditarik

kesimpulan dan saran sebagai berikut:

1. Salinitas memiliki pengaruh terhadap

pembentukan mikroemulsi. Namun tidak

memiliki pengaruh terhadap RF. Pengaruh

pada mikroemulsi berdampak pada bentuk fasa

minyak yang diproduksikan. Pada salinitas

20.000 ppm, minyak dan surfaktan membentuk

mikroemulsi yang diinginkan, yaitu Winsor III.

2. Konsentrasi berpengaruh pada titik CMC dalam

uji coba IFT. Semakin kecil IFT, semakin besar

nilai RF. Oleh karena itu, konsentrasi surfaktan

yang diinjeksikan memiliki pengaruh terhadap

RF.

3. Surfaktan jenis AOS dengan salinitas 20.000

ppm dan konsentrasi 0,5% merupakan

surfaktan yang kompatibel dengan minyak

yang diuji coba.

4. Hasil RF terbaik didapatkan dari proses

coreflooding dengan nilai RF sebesar 75%.

Proses coreflooding dapat menghasilkan nilai

RF lebih besar dibandingkan imbibisi karena

proses tersebut telah menggunakan energi

mekanik, sehingga proses injeksi dapat

berlangsung lebih cepat dan tepat sasaran. DAFTAR PUSTAKA

[1] Al-Attar, H., et.al., “Low-Salinity Flooding

in a Selected Carbonate Reservoir: Experimental

Approach,” Journal Petroleum Exploration and

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000

Solu

bili

zati

on

Ra

tio

Salinitas (ppm)

Minyak Air

VOLUME IX No. 4, Desember 2020 P-ISSN : 1907-0438 E-ISSN : 2614-7297

Jurnal Petro Desember, Th, 2020

Jurnal Petro 2020 http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

208

Production Technology, DOI: 10.1007/s13202-013-

0052-3, 2013.

[2] Al-Harrasi, A., et.al., “Laboratory

Investigation of Low Salinity Waterflooding for

Carbonate Reservoirs,” Research Gate, DOI:

10.2118/161468-MS, 2012.

[3] Alvarado, V. and Manrique, E., “Enhanced

Oil Recovery: An Update Review,” Energies, p. 3,

1529-1575, ISSN: 1996-1073, 2010.

[4] Baldygin, et.al., “A New Laboratory Core

Flooding Experimental System”, Industrial and

Engineering Chemistry Research, DOI:

10.1021/ie501866e, 2014.

[5] Johannessen, Annette Meland and Kristine

Spildo., “Enhanced Oil Recovery (EOR) by

Combining Surfactant with Low Salinity Injection,”

Centre for Integrated Petroleum Research (Uni

CIPR), University of Bergen, Norway, 2013.

[6] Johansson, Olof, etc., “Literature Survey of

Surfactants in the Nordic Countries,” Goodpoint AB

, Norway, 2012.

[7] Khanamiri, H. and Torsaæter, O.,

“Experimental Study of Low Salinity and Optimal

Salinity Surfactant Injection,” Society of Petroleum

Engineers, SPE-174367-MS, 2015.

[8] Labastie, A., “Increasing Recovery Factor:

A Necessity”, Society of Petroleum Engineers, SPE-

0811-0012-JPT, v. 63, 2011.

[9] Lake, Larry W., etc., “Fundamental of

Enhanced Oil Recovery,” Society of Petroleum

Engineers, 2014.

[10] Lake, Larry W., “Enhanced Oil Recovery,”

Society of Petroleum Engineers, 2010.

[11] Luczak, J., Latowska, A., Hupka, J.,

“Micelle Formation of Tween 20 Noninonic

Surfactant in Imidazolium Ionic Liquids,”

Physicochem. Eng. Aspects, DOI:

http://dx.doi.org/doi:10.1016/j.colsurfa.2015.02.00

8, (2015).

[12] Musharova, D., “Enhanced Oil Recovery:

Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Injection,” Lap

Lambert Academic Publishing, 2011.

[13] Mwangi, P., “An Experimental Study of

Surfactant Enhanced Waterflooding,” Thesis,

Master of Science in Petroleum Engineering,

University of Rochester, 2010.

[14] Qi, Z., Han, M., Fuseni, A., Alsofi, A.,

Zhang, F., Peng, Y. and Cai, H., “Laboratory Study

on Surfactant Induced Spontaneuous Imbibition for

Carbonate Reservoir,” Society of Petroleum

Engineers, SPE-182322-MS, 2016.

[15] Sagi, A.R., et.al., “Laboratory Studies for

Surfactant Flood in Low- Temperature, Low-

Salinity Fractured Carbonate Reservoir,” Sociey of

Petroleum Engineers, SPE 164062, 2013.

[16] Said, L., Ridaliani, O., Notowibowo, I.,

Hartanto, S., Putri, E., “Petunjuk Praktikum Analisa

Fluida Reservoir,” Teknik Perminyakan, Fakultas

Teknologi Kebumian dan Energi, Universitas

Trisakti, Jakarta, 2016.

[17] Schramm, L., “Surfactants Fundamentals

and Applications in the Petroleum Industry,”

Cambridge University Press, 2010.

[18] Sheng, J., “Modern Chemical Enhanced

Oil Recovery,” Gulf Professional Publishing, 2010.

[19] Sheng, J., “Enhanced Oil Recovery Field

Case Studies 1st Edition,” Gulf Professional

Publishing, 2013.

[20] Sheng, J., “Review of Surfactant Enhanced

Oil Recovery in Carbonate Reservoir,” Advances in

Petroleum Exploration and Development. vol. 6, no.

1, pp: 1-10, ISSN 1925-542X (Print), ISSN 1925-

5438 (Online), 2013.

[21] Sofla, S., Shanfi, M., and Sarapardeh, A.,

“Towards Mechanics Understanding of Natural

Surfactant Flooding in Enhanced Oil Recovery

Processes: The Role of Salinity, Surfactant

Concentration and Rock Type,” Elsevier, Journal of

Molecular Liquids 222, 632-639, 2016.

[22] Sulaiman, W and Lee, E., “Simulation of

Surfactant Based Enhanced Oil Recovery,” The

Open Petroleum Engineering Journal, vol. 5, pp. 28-

89, 2012.

[23] Viriya, T and Lestari, “Studi Laboratorium

mengenai Pengaruh Peningkatan Konsentrasi

Surfaktan terhadap Peningkatan Produksi Minyak

pada Injeksi Surfaktan dengan Kadar Salinitas Air

Formasi yang Bervariasi,” Seminar Nasional

Cendekiawan, ISSN: 2460-8696, 2015.

[24] Widyaningsih, R., “Analysis of Loss Effect

on Injection of Surfactant and Polymer in Low Salt

Water Oil by Microemulsion Type,” Thesis,

Graduate School of Sejong University, South Korea,

2014.

[25] Yi, Z., Da-kuang, H., Kang-yun, W. and

Huan, R., “Imbibition Oil Recovery Theory and

Influencing Factors,” [Online].

Available:http://www3.aiche.org/proceedings/conte

nt/Annual-2013/extended-abstracts/P346291.pdf.

[Accessed Mar. 2017].

[26] Zekri, A. and Al-Arabai, Z., “An

Experimental Investigation of Low Salinity Oil

Recovery in Carbonate and Sandstone Formation,”

International Journal of Petroleum and

Petrochemical Engineering, vol. 1, pp. 1-11, 2015.

ANALISIS SALINITAS DANKONSENTRASI SURFAKTAN AOS

DAN TWEEN 20 TERHADAPRECOVERY FACTOR PADA

PROSES IMBIBISI DAN CORE-FLOODINGby Prayang Sunny Yulia

Submission date: 07-Aug-2021 08:21PM (UTC+0700)Submission ID: 1628740962File name: 8227-25395-1-PB.pdf (316.15K)Word count: 2278Character count: 14174

1

11

1

2

7

1

2

4

3

3

3

5

5

5

6

20%SIMILARITY INDEX

19%INTERNET SOURCES

4%PUBLICATIONS

2%STUDENT PAPERS

1 12%

2 4%

3 1%

4 1%

5 1%

6 1%

7 1%

Exclude quotes On Exclude matches < 15 words

ANALISIS SALINITAS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN AOS DANTWEEN 20 TERHADAP RECOVERY FACTOR PADA PROSESIMBIBISI DAN CORE-FLOODINGORIGINALITY REPORT

PRIMARY SOURCES

www.repository.trisakti.ac.idInternet Source

www.coursehero.comInternet Source

docplayer.netInternet Source

Submitted to University of AberdeenStudent Paper

scholarsmine.mst.eduInternet Source

www.onepetro.orgInternet Source

en.pertambangan.ftke.trisakti.ac.idInternet Source

Exclude bibliography On