Upload
others
View
15
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
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 : [email protected]
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