Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKProses produksi kukus untuk steam flooding umumnya menggunakan gas alam sebesar 1,7 Tcf/tahun. Sementara itu, proyek steamflood umumnya merupakan proyek jangka panjang dan gas alam sudah mulai langka serta harganya mahal diseluruh plosok dunia. Untuk itu perlu dilakukan penelitian skema produksi kukus alternatif untuk mengatasi permasalahan tersebut. Penelitian skema produksi dilakukan menggunakan perangkat lunak ASPEN HYSYS dan kemudian kualitas kukus yang diproduksi akan dievaluasi dalam penerapannya pada operasi steamflood menggunakan perangkat lunak COMSOL dan CMG. Skema pemanfaatan panas bumi mampu meningkatkan rekoveri hingga 60% dengan biaya produksi kukus yang lebih hemat 12% dengan jarak terjauh lapangan minyak dan lapangan panas bumi 30 km untuk kemungkinan penerapan skema ini. Selain itu, pada penelitian ini dilakukan tinjauan singkat untuk sistem lapangan panas bumi yang terdedikasi untuk proyek steamflood dimana terdapat 1 lapangan minyak yang 100% prosesnya menggunakan skema ini dan 1 lapangan minyak 70% prosesnya menggunakan skema ini.

---

ABSTRACTThe steam roduction process for steam flooding generally use natural gas at 1.7 Tcf/year. Meanwhile, steamflood project is generally a long-term project and natural gas is already scarce and expensive throughout the world. Therefore, it is necessary to find alternatives steam production process scheme to overcome these problems. Research conducted using ASPEN HYSYS to simulate steam production process and furthermore it will be evaluated in its steamflood operations application using software COMSOL and CMG. Geothermal energy utilization schemes can improve recovery by up to 60% to the cost of steam production more efficient by 12% with the furthest distance the field of oil and geothermal field 30 km to the possibility of applying this scheme. Additionally, in this study conducted a brief review of the system of geothermal field fully dedicated to steamflood projects where there are one oil field to 100% process using this scheme and one 70% oil field process using this scheme."

"Lapangan gas X merupakan lapangan produksi gas alam yang memiliki produk samping berupa CO₂. Dikarenakan sifatnya yang korosif dan dapat menurunkan nilai jual gas, gas tersebut umumnya akan dibuang ke atmosfer. Akan tetapi CO₂ sebenarnya memiliki nilai ekonomis yang tinggi jika dapat dimanfaatkan untuk Enhanced Oil Recovery (EOR). Pada proses injeksi EOR untuk lapangan minyak Y, dibutuhkan CO₂ dengan tingkat kemurnian lebih dari 95 %. Tingkat kemurniaan CO₂ sangat berperan dalam menentukan banyaknya minyak yang yang dapat dipulihkan sedangkan CO₂ dari lapangan gas X hanya memiliki tingkat kemurnian sebesar 76,2 % dengan kandungan air mencapai 16,5 %. Oleh karena itu dibutuhkan proses tambahan untuk dapat menaikkan tingkat kemurnian CO₂. Pressure Swing Adsorption (PSA) dan Triethylene Glycol (TEG) Absorption dapat digunakan untuk menghilangkan kandungan air yang terkandung dalam CO₂. Setelah dimurnikan, CO₂ akan ditransmisikan untuk kemudian digunakan untuk injeksi CO₂ sehingga didapat rancangan fasilitas integrasi CO₂-EOR yang utuh. Berdasarkan hasil analisa ekonomi diperoleh penggunaan PSA pada fasilitas integrasi memiliki nilai NPV sebesar 349.376.372,23 USD, IRR sebesar 19,87 % , dengan biaya investasi sebesar 214.918.114 USD . Sedangkan penggunaan TEG memiliki nilai NPV sebesar 390.869.013,8 USD, IRR sebesar 20,37 %, dan biaya investasi sebesar 240.111.000 USD. Berdasarkan hasil analisis yang telah dilakukan penggunaan PSA dan TEG meskipun memiliki nilai investasi yang besar diperoleh hasil yang paling optimal dari segi net present value (NPV) sebesar 423.392.895,6 USD, Internal return rate (IRR) sebesar 20,71 %, dan payback periode selama 4,06 tahun. Selanjutnya dengan membandingkan skema PSC dan gross split pada penggunaan PSA dan TEG dapat diketahui bahwa gross split lebih optimal dengan nilai NPV sebesar 155 juta USD dan sebesar 19,68 % dibandingkan PSC dengan NPV sebesar 60,53 juta USD dan IRR sebesar 14,32 %. Faktor lain adalah ketahanan terhadap laju produksi minyak dan perubahan harga minyak gross split lebih baik dibanding PSC. Sehingga rancangan fasilitas integrasi CO₂-EOR yang paling layak adalah dengan penggunaan Pressure Swing Adsorption (PSA) dan Triethylene Glycol (TEG) Absorption sebagai unit pemurnian CO₂ dengan mengunakan skema keekonomian gross split.

---

The X gas field is a natural gas production field that has a CO₂ product. Due to its corrosive nature and can reduce the selling value of gas, the gas will generally be discharged into the atmosphere. But CO₂ actually has a high economic value if it can be used for Enhanced Oil Recovery (EOR). In the EOR injection process for the Y oil field, CO₂ is needed with a purity of more than 95%. The level of purity of CO₂ plays an important role in determining the amount of oil that can be recovered while CO₂ from the gas field X only has a purity level of 76.2% with a water content reaching 16.5%. Therefore an additional process is needed to be able to increase the CO₂ purity level. Pressure Swing Adsorption (PSA) and Triethylene Glycol (TEG) Absorption can be used to eliminate the water content contained in CO₂. Once purified, CO₂ will be transmitted and then used for CO₂ injection so that a complete design of CO₂-EOR integration facilities is obtained.

Based on the results of economic analysis obtained the use of PSA at the integration facility has an NPV value of 349,376,372.23 USD, an IRR of 19.87%, with an investment cost of 214,918,114 USD. Whereas the use of TEG has an NPV value of 390,869,013.8 USD, an IRR of 20.37%, and an investment cost of 240,111,000 USD. Based on the results of the analysis that has been carried out using PSA and TEG even though having a large investment value, the most optimal results obtained in terms of net present value (NPV) of 423,392,895.6 USD, Internal return rate (IRR) of 20.71%, and payback period of 4.06 years. Furthermore, by comparing the PSC and gross split schemes on the use of PSA and TEG, it can be seen that gross split is more optimal with NPV value of 155 million USD and 19.68% compared to PSC with NPV of 60.53 million USD and IRR of 14.32% . Another factor is the resistance to the rate of oil production and the change in gross split oil prices better than the PSC. So that the most feasible design of CO₂-EOR integration facilities is to use Pressure Swing Adsorption (PSA) and Triethylene Glycol (TEG) Absorption as CO₂ purification units using gross split economic schemes."

"Program CO2 EOR adalah upaya meningkatkan produksi minyak dari lapangan tua, menahan laju produksi turun dan untuk penurunan emisi karbon di Indonesia yang cenderung menuju tekanan dan temperatur tinggi dan membawa pengotor yang relatif tinggi (CO2, H2S, ion klorida) pemicu korosi dini pada flowline dan tubing.Berdasarkan hasil preliminary assessment, material Austenitik 28Cr dan super duplex 25Cr diusulkan untuk menjadi kandidat material potensial untuk kondisi seperti itu. Uji C-Ring dilakukan untuk mengetahui perilaku korosinya (SSC) dan kerentanan retak tegangan sulfida. Tes C-Ring dilakukan kondisi 2,55% H2S (31,48 psia) dan 50% CO2 (617,25 psia).Terlepas dari resistansi SSC yang baik untuk kedua material, resistansi pitting yang berbeda terlihat pada kedua material. Super duplex 25Cr rentan terhadap korosi pitting dan bentuk pitting cenderung lebih besar tetapi lebih dangkal dari austenitik 28Cr. Material austenitik 28Cr memiliki kerapatan pitting yang lebih kecil, tetapi lebih dalam dan terisolasi. Tidak ditemukan perambatan retak yang berasal dari pitting pada kedua material tersebut.Hasil analisa keekonomian material Superduplex 25Cr dan Austenitik 28Cr masing-masing positip untuk NPV, ROR = 9,98% dan 8,54%. POT = 25Cr (6,47 tahun) dan 28Cr (7,48 tahun). PIR = 25Cr (1,9127) dan 28Cr (1,7206).

---

CO2 EOR program is an effort to increase oil production from mature fields, to keep the decreasing production rate and to reduce CO2 emissions in Indonesia which tend to lead to high pressures & temperatures and carry impurities (CO2, H2S, chloride ions) that prompt early corrosion occurrence of flowline and tubing.

Based on the preliminary assessment results, austenitic 28Cr & super duplex 25Cr are proposed to be option materials for such conditions. The C-Ring test was conducted to determine its corrosion behavior (SSC) and susceptibility to SSC. The C-Ring test was carried out under conditions of 2.55% H2S (31.48 psia) & 50% CO2 (617.25 psia).

Apart from good SSC resistance for both materials, different pitting resistance is seen in both materials. Super duplex 25Cr is prone to pitting corrosion and pitting forms tend to be larger but shallower than austenitic 28Cr. The austenitic 28Cr has a lower pitting density but is deeper and insulated. No crack propagation was found from pitting in the two materials.

The economic analysis of Superduplex 25Cr and Austenitic 28Cr are positive for NPV, ROR = 9.98% & 8.54%, respectively. POT = 25Cr (6.47 years) & 28Cr (7.48 years). PIR = 25Cr (1.9127) & 28Cr (1.7206)CO2 EOR program is an effort to increase oil production from mature fields, to keep the decreasing production rate and to reduce CO2 emissions in Indonesia which tend to lead to high pressures & temperatures and carry impurities (CO2, H2S, chloride ions) that prompt early corrosion occurrence of flowline and tubing.

Based on the preliminary assessment results, austenitic 28Cr & super duplex 25Cr are proposed to be option materials for such conditions. The C-Ring test was conducted to determine its corrosion behavior (SSC) and susceptibility to SSC. The C-Ring test was carried out under conditions of 2.55% H2S (31.48 psia) & 50% CO2 (617.25 psia).

Apart from good SSC resistance for both materials, different pitting resistance is seen in both materials. Super duplex 25Cr is prone to pitting corrosion and pitting forms tend to be larger but shallower than austenitic 28Cr. The austenitic 28Cr has a lower pitting density but is deeper and insulated. No crack propagation was found from pitting in the two materials.

The economic analysis of Superduplex 25Cr and Austenitic 28Cr are positive for NPV, ROR = 9.98% & 8.54%, respectively. POT = 25Cr (6.47 years) & 28Cr (7.48 years). PIR = 25Cr (1.9127) & 28Cr (1.7206)"

"Peningkatan produksi minyak bumi di Indonesia menjadi hal mendesak mengingat target produksi 1 juta barrel perhari pada tahun 2030 di tengah penurunan produksi. Permasalahan tersebut memberikan insentif untuk menelusuri metode EOR non-konvensional, biopolymer flooding. Xanthan Gum merupakan biopolimer dengan ketahanan salting effect yang sangat baik sehingga memberikan potensi digunakan bersama air laut sebagai campuran driving fluid dalam metode injeksi kontinuous. Selain itu, HCPV injeksi meningkatkan performa pemulihan jika flooding berhasil . Maka dari itu, penelitian ini menganalisis pengaruh penggunaan air laut sebagai fluida pendorong dan HCPV injeksi terhadap displacement sweep efficiency, recovery factor, serta harga minyak dan gas untuk IRR 15% mengikuti skema bisnis gross split. Penelitian dengan permodelan reservoir sintetik sandstone heterogen, dilanjutkan dengan permodelan EOR dengan membandingkan berbagai strategi injeksi EOR biopolymer flooding terhadap waterflooding, dan analisis ekonomi cashflow mengikuti skema bisnis gross split. Peningkatan HCPV injeksi dapat meningkatkan recovery factor hingga 22.26% dan displacement sweep efficiency 21.27%. Penggunaaan air laut sebagai campuran fluida pendorong mengurangi recovery factor hingga 0.55% dan displacement sweep efficiency 0.54%. Harga minyak minimum proyek dapat mencapai 45.75$ per barrel dengan cost of EOR sebesar 4.52$ per barrel. 

---

Increasing Indonesian oil production is an urgent issue due fulfilling Indonesian production target of one million barrels per day in 2030 amidst production decline. This problem gives an incentive to explore non-conventional EOR method, biopolymer flooding. Xanthan gum biopolymer is resistant toward salting effect which has the potential to be used alongside brine as driving fluid mixture in a continuous injection. Moreover, HCPV injection increases oil field’s recovery rate only if the flooding succeeds. Therefore, this research’s purpose is to analyze the usage of brine as driving fluid and HCPV Injection toward partially depleted sandstone reservoir’s displacement sweep efficiency, recovery factor and oil and gas price in reaching IRR 15% following Indonesian gross split scheme. Research methodology includes modelling of synthetic partially depleted heterogenous sandstone reservoir, continued with EOR modelling comparing different biopolymer flooding injection strategy with waterflooding, and cashflow economic analysis following gross split scheme. The increase of HCPV injection could increase recovery factor up to 22.26% dan displacement sweep efficiency up to 21.27%. The usage of sea water as mixture in driving fluid could decrease recovery factor up to 0.55% and displacement sweep efficiency 0.54%. The minimum project oil price reaches 45.75$ per barrel with the cost of EOR 4.52$ per barrel."

"Tingkat produksi minyak bumi Indonesia saat ini kurang lebih sekitar 830 ribu BOPD yang akan semakin menurun apabila tidak terdapat penemuan cadangan baru atau dengan melakukan optimasi pengembangan lapangan tahap lanjut. Dari data Original Oil in Place OOIP , sisa cadangan minyak Indonesia masih memiliki unrecoverable/remaining oil in place sebesar 46,42 milyar barel. Studi Analisis Penerapan Enhanced Oil Recovery EOR Pada Lapangan ldquo;X rdquo; dilakukan untuk mendapatkan 2 dua kandidat metode EOR yang dapat diterapkan dengan melakukan screening metode EOR serta melakukan 2 dua skenario perhitungan evaluasi keekonomian berdasarkan skema Bagi Hasil Production Sharing Contract PSC dan skema Bagi Hasil Gross Split GS dengan mempertimbangkan indikator keekonomian NPV, IRR, POT, dan PI. Hasil screening metode EOR yang dapat diterapkan pada Lapangan ldquo;X rdquo; yaitu metode injeksi polimer dan injeksi Alkaline Surfactant Polymer ASP . ASP merupakan metode EOR yang tepat untuk dapat diterapkan pada Lapangan ldquo;X rdquo; secara teknis dan keekonomian. Skema Bagi Hasil GS lebih ekonomis dengan revenue sebesar US 659,56 juta, NPV pada tingkat discount rate 10 sebesar US 10,27 juta, IRR sebesar 15,77 , POT selama 6,96 tahun serta PI sebesar 1,29. Hasil penelitian ini diharapkan menjadi rekomendasi bagi Kontraktor dan Pemerintah dalam menentukan alternatif kebijakan terhadap skema bagi hasil PSC agar penerapan metode EOR dapat dilaksanakan.

---

Indonesian oil production is currently around 830 thousand BOPD and will decrease if there no new reserves discovery or by doing enhanced recovery optimization. From Original Oil in Place OOIP data, Indonesian remaining oil reserves still have unrecoverable remaining oil in place of 46.42 billion barrels. Study Analysis of Enhanced Oil Recovery EOR Application In Field X was conducted to obtain 2 two candidate EOR methods that can be applied by screening EOR method and performing two scenarios of economic evaluation calculation based on Production Sharing Contract PSC scheme and Gross Split GS scheme considering economic indicators NPV, IRR, POT, and PI.

Screening results of EOR methods that can be applied on Field ldquo X rdquo are Polymer injection and Alkaline Surfactant Polymer ASP injection. ASP is an appropriate EOR method to apply on Field X technically and economically. The GS Sharing Scheme is more economical with revenue of US 659.56 million, NPV at 10 discount rate of US 10.27 million, IRR of 15.77 , POT for 6.96 years and PI of 1.29. This study results are expected to be a recommendation for Contractor and Government in determining the policy alternatives to the PSC revenue sharing scheme in order to implement the EOR method."

"Gas CO2 merupakan penyebab utama terjadinya pemanasan global. Gas CO2 dihasilkan dari pembangkit listrik tenaga uap. Dalam rangka mengurangi emisi gas CO2, Indonesia menandatangani Paris Agreement untuk mencegah terjadinya perubahan iklim. Di samping itu, Indonesia memiliki target untuk meningkatkan produksi minyak menjadi 1 juta barel per hari pada tahun 2030. Oleh karena itu, penelitian ini menganalisis risiko investasi proyek carbon capture untuk pemanfaatan enhanced oil recovery (EOR) di lapangan minyak wilayah Sumatera Selatan. Teknologi carbon capture yang digunakan adalah proses absorpsi menggunakan pelarut monoethanolamine (MEA). Hasil yang didapatkan dari penelitian adalah levelized cost carbon capture sebesar $32,25/ton CO2, levelized cost carbon compression sebesar $8,01/ton CO2, levelized cost carbon transport sebesar $39,51/ton CO2, dan levelized cost carbon injection & storage sebesar $5,64/ton CO2. Nilai parameter kelayakan investasi proyek yang didapatkan adalah net present value (NPV) sebesar $3.490.642.472,36, internal rate of return (IRR) sebesar 22,81%, profitability index (PI) sebesar 1,06, dan payback period (PBP) sebesar 7 tahun. Dengan derajat keyakinan 85% pada simulasi Monte Carlo, hasil distribusi keempat nilai parameter kelayakan investasi masih masuk dalam kriteria aman yang menandakan proyek layak untuk dijalankan. Aspek yang paling berpengaruh terhadap hasil parameter investasi adalah harga minyak, harga pipa, dan discount rate.

---

CO2 gas is the cause of global warming. CO2 gas is produced from coal-fired power plants. In order to reduce CO2 gas emissions, Indonesia signed the Paris Agreement to prevent climate change. Meanwhile, Indonesia has a target to increase oil production to 1 million barrels per day by 2030. Therefore, this study analyzes the investment risk of carbon capture projects for enhanced oil recovery (EOR) utilization in oil fields in the South Sumatra region. The carbon capture technology used is an absorption process using monoethanolamine (MEA) solvent. The results obtained are levelized cost carbon capture by $32.25/ton CO2, levelized cost carbon compression by $8.01/ton CO2, levelized cost carbon transport by $39.51/ton CO2, and levelized cost carbon injection & storage by $5.64/ton CO2. The project investment parameter obtained are net present value (NPV) of $3,490,642,472.36, internal rate of return (IRR) of 22.81%, profitability index (PI) of 1.06, and payback period (PBP) of 7 years. With a degree of confidence at 85% in the Monte Carlo simulation, the results of the fourth investment parameter are still categorized as acceptable, indicating that the project is feasible to run. The most impactful aspects of the results are oil price, pipeline price, and discount rate."

"Fokus pada penelitian ini membahas potensi dampak lingkungan dari aktifitas pemanfaatan emisi gas karbon dioksida sebagai injeksi miscible gas pada enhanced oil recovery. Responsible Innovation dipilih sebagai kerangka kerja besar pada peneltian ini, pemanfaatan CO2 dianggap sebagai salah satu inovasi yang harus dijaga keberlanjutannyya, oleh karena itu studi ini membahas dan menganalisis menggunakan lima dimensi responsible innovation diantaranya: anticipation, reflexivity, responsiveness, deliberation and participation. Sebagai alat untuk mengevaluasi, Life Cycle Assessment digunakan untuk menganalisis dampak lingkungan yang ditimbulkan oleh 4 unit utama dalam proses CO2-Enhanced Oil Recovery yaitu sumur gas Subang,CO2 Recovery, CO2 Transmisi, dan sumur minyak EOR Jatibarang. Kami membangun model perhitungan LCA dengan software spreadsheet, untuk mengukur berbagai kuantitas input feed gas yang berbeda untuk mengevaluasi dampak lingkungan yang ditimbulkan. Potensi dampak lingkungan terbesar adalah kontribusi terhadap dampak pengasaman/acidification ,yang sumbernya didominasi oleh emisi dari unit CO2 recovery. Secara umum, dampak lingkungan terbesar dalam kategori LCA adalah pengasaman/acidification, diikuti oleh pembentukan photo-oxidant, perubahan iklim/climate change dan penipisian sumber daya abiotik. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa unit sumur gas Subang menyumbang potensi dampak lingkungan terbesar dalam seluruh proses yang ada.

---

The focus of this research is to analyze potential environmental impact in the utilization of carbon dioxide gas emission as miscible gas injection on Enhanced Oil Recovery activity. Responsible Innovation has been choosen as a grand framework on this study, CO2 utilization is considered as one of the innovations that should be kept sustainability, therefore this study discuss and analyzes using five dimensions of responsible innovation namely: anticipation, reflexivity, responsiveness, deliberation and participation. As a tool to asses, Life Cycle Assessment (LCA) is applied to analyze impacts environment, produced by the four main units in the process of CO2-Enhanced Oil Recovery, which are Gas Well in Subang, CO2 Recovery, CO2 Transmission and Oil Well fo EOR in Jatibarang.

We developed LCA calculation model using spreadsheet software, used to assess a various of input quantity of feed gas to evaluate environmental impact. The biggest potential environmental impact is the contribution to acidification impact which emissions are produced mostly from unit CO2 recovery. In general, the biggest environmental impact in the LCA category is acidification, followed by photo-oxidant formation, climate change and depletion of abiotic resources. This study shows that gas wells in Subang gives the biggest environmental impacts potential in the whole process."

"PLTP memiliki potensi berupa limbah panas yang masih terkandung dalam kondensat atau brine yang biasanya diinjeksikan kembali ke dalam bumi melalui sumur reinjeksi. Dalam penelitian ini dilakukan analisis tekno-ekonomi terhadap pemanfaatan potensi limbah panas PLTP Kamojang untuk proses penyulingan minyak akar wangi yang terletak di Kabupaten Garut. Berdasarkan hasil penelitian diketahui bahwa secara teknis kondensat PLTP Kamojang dapat dimanfaatkan untuk penyulingan akar wangi. Namun, akan lebih efektif apabila dapat ditemukan sumur yang mengandung brine. Total biaya kapital dan operasional yang dibutuhkan untuk skema brine secara berturut-turut adalah Rp42.727.999.500 dan Rp549.801.000, sedangkan untuk skema kondensat adalah Rp28.382.845.500 dan Rp420.174.000. Secara ekonomi, penggunaan kondensat tidak layak untuk penyulingan minyak akar wangi. Skema pemanfaatan limbah panas bumi untuk penyulingan minyak akar wangi yang paling menguntungkan adalah menggunakan brine pada jarak maksimal 1 km dari sumber panas serta didanai 70% dari hibah dan 30% dari pemerintah dengan NPV Rp 1.057.899.500, IRR 10,16% dan PBP pada tahun ke-8. Emisi gas CO2 yang dapat dihindari dari penggunaan brine untuk proses penyulingan minyak akar wangi adalah sebanyak 213,5 ton CO2/tahun.

---

Geothermal power plant potential in the form of waste heat which is still contained in the condensate or brine is usually injected back into the earth through reinjection wells. In this research, techno-economic analysis of waste heat utilization from geothermal power flant for vetiver oil production located in Garut is conducted. The result of this research revealed that condensate of Kamojang geothermal power plant technically can be used to supply heat for vetiver oil production. However, it would be more effective if wells that contain brine can be found. Total of capital and operating costs required for the brine scheme are Rp42.727.999.500 and Rp549.801.000, while the condensate scheme are Rp28.382.845.500 and Rp420.174.000, respectively.

Economically, the use of condensate is not feasible for the vetiver oil production. The most profitable scheme of geothermal waste heat utilization for vetiver oil production is to use brine at a maximum distance of 1 km from the source of heat and funded 70% of grant & 30% of government with NPV Rp1.057.899.500, IRR 10,16% and PBP on the 8th year. CO2 Emissions can be avoided from the use of brine for vetiver oil production is as much as 213,5 tonnes of CO2/year."

"Sebagai produsen minyak sawit terbesar di dunia, Indonesia dapat memanfaatkan minyak kelapa sawit sebagai prekursor sintesis alkil poliglikosida (APG) untuk aplikasi Enhanced Oil Recovery (EOR). Dalam penelitian ini, optimasi sintesis APG C-4 perantara (butanolisis) menggunakan metode tidak langsung untuk memaksimalkan konversi ke APG C-12 untuk aplikasi EOR dan sintesis APG C-12 menggunakan metode langsung sebagai perbandingan dilakukan. Optimalisasi sintesis antara APG C-4 perantara melalui metode tidak langsung dilakukan dengan menggunakan refluks dengan mereaksikan D-glukosa monohidrat, 1-butanol dengan perbandingan setara 1: 8 dan 8: 1, dan asam p-toluenesulfonic (PTSA) 1% dari D- berat glukosa monohidrat dengan berbagai suhu (80, 90, 100, 110, dan 120 ° C) dan berbagai waktu reaksi (1,5, 3, dan 6 jam). Sementara itu, sintesis APG C-12 melalui metode langsung dilakukan dengan menggunakan refluks dengan mereaksikan D-glukosa monohidrat dan 1-dodecanol dengan perbandingan setara 1: 7 menggunakan PTSA 1% dari berat monohidrat D-glukosa pada 115 ° C selama 2,5 jam. Setelah menetralkan dan menguapkan, produk diarahkan untuk digunakan tanpa pemisahan. Senyawa yang disintesis masih dalam campuran yang mengandung zat antara APG C-4. Senyawa yang disintesis kemudian dikarakterisasi menggunakan FTIR, UV-Vis, dan LC-MS, diikuti oleh evaluasi tegangan antarmuka (IFT) menggunakan metode drop-drop tensiometer. Senyawa yang disintesis memiliki nilai IFT terendah dan campuran APG C-12 yang disintesis dikenakan kemampuannya sebagai aplikasi EOR dengan menggunakan metode tekanan kapiler dengan n-heksana sebagai analog minyak mentah. Senyawa yang disintesis dari butanolisis dengan kelebihan 1-butanol dalam reaksi 110 ° C dan 6 jam mengungkapkan nilai IFT terendah 0,5777 mN/m pada kecepatan putaran 6000 rpm dan 0,1773 mN/m pada kecepatan putaran 3000 rpm, sedangkan campuran APG C -12 menunjukkan nilai IFT 0,0779 mN/m pada kecepatan putaran 6.000 rpm dan 0,1636 mN/m pada kecepatan putaran 3.000 rpm. Analisis EOR dari campuran APG C-4 dan APG C-12 menunjukkan bahwa kedua senyawa memiliki aktivitas yang baik untuk meningkatkan n-heksana sebagai analog minyak mentah.

---

As the worlds largest producer of palm oil, Indonesia can utilize palm oil as a precursor to the synthesis of alkyl polyglycosides (APG) for Enhanced Oil Recovery (EOR) applications. In this study, optimization of APG C-4 intermediate synthesis (butanolisis) uses an indirect method to maximize conversion to APG C-12 for EOR applications and APG C-12 synthesis using the direct method as a comparison is done. Optimization of synthesis between APG C-4 intermediate through indirect methods is carried out using reflux by reacting D-glucose monohydrate, 1-butanol with an equivalent ratio of 1: 8 and 8: 1, and p-toluenesulfonic acid (PTSA) 1% of D- weight of glucose monohydrate with various temperatures (80, 90, 100, 110, and 120 ° C) and various reaction times (1,5, 3, and 6 hours). Meanwhile, APG C-12 synthesis through the direct method is carried out using reflux by reacting D-glucose monohydrate and 1-dodecanol in an equivalent ratio of 1: 7 using 1% PTSA by weight of D-glucose monohydrate at 115 ° C for 2.5 hours. After neutralizing and evaporating, the product is directed to be used without separation. The synthesized compound is still in a mixture containing APG C-4 intermediates. The synthesized compound was then characterized using FTIR, UV-Vis, and LC-MS, followed by an evaluation of the interface voltage (IFT) using the tensiometer drop-drop method. The synthesized compound has the lowest IFT value and the APG C-12 mixture synthesized is subject to its ability as an EOR application using capillary pressure method with n-hexane as crude oil analog. The compounds synthesized from butanolysis with an excess of 1-butanol in the 110 ° C and 6 hour reactions revealed the lowest IFT values ​​of 0.5777 mN/m at 6000 rpm and 0.1773 mN/m at rotational speeds of 3000 rpm, while the APG C mixture -12 shows an IFT value of 0.0779 mN/m at a rotational speed of 6,000 rpm and 0.1636 mN/m at a rotational speed of 3,000 rpm. EOR analysis of the mixture of APG C-4 and APG C-12 showed that both compounds had good activity to increase n-hexane as crude oil analogues."