Post on 30-Jul-2015
MODUL III
PENGUKURAN VISKOSITAS DENGAN
REDWOOD VISCOMETER
Resume Laporan
Praktikum Fluida Reservoir
Nama : Singgih Suganda
NIM : 12208031
Kelompok : Jumat 1
Tanggal Praktikum : 16 Oktober 2009
Tanggal Penyerahan : 26 Oktober 2009
Dosen : Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana
Asisten : Danto Prihandono ( 12206010 )
Samuel Z. ( 12202046 )
LABORATORIUM ANALISA FLUIDA RESERVOIR
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
2009
I. TUJUAN DAN PRINSIP PERCOBAAN
I. 1 Tujuan Percobaan
Mengetahui pemakaian Redwood viscometer untuk :
1. Mengukur keengganan suatu minyak untuk mengalir yang diperoleh sebagai
fungsi dari waktu pengaliran (dalam detik).
2. Menghitung Index Viscosity suatu sample minyak.
I.2 Prinsip Percobaan
Mengukur waktu yang dibutuhkan bagi 50 cc sampel minyak untuk mengalir /
menetes dari oil cup ke dalam flask pada temperature tertentu..
II. TEORI DASAR
Viskositas merupakan parameter penting yang memerlukan perhatian besar
tentang aliran fluida. Viskositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya
tekanan terhadap tekanan geser yang diberikan oleh fluida tersebut. Viskositas gas
akan bertambah besar dengan naiknya suhu, sedangkan viskositas cairan akan
berkurang dengan naiknya suhu.
Pada percobaan ini, waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan 50 cc sample
melalui viscometer redwood (dalam detik) diukur pada temperatur tertentu
dimana pada percobaan ini adalah 100, 120, 140 dan 210 0F. Harga viskositas
kinematik bisa dihitung dengan menggunakan hubungan:
TABEL 2-1
Skala Viskositas Waktu Viskositas kinematik (cm2/sec)
Saybolt universal 32<t<100 0,00226t – 1,95 /t
T>100 0,00220t – 1,35/t
Redwood 43<t<100 0,00269t – I,79/t
T>100 0,00247t – 0,50/t
Engler t<43 ( 0.00147 te2 -3.74) / te
te = 1.8645 ( t*0.9923 )
Persamaan konversi viskositas kinematik
Index viskositas (VI) dari suatu sampel minyak adalah suatu bilangan yang
dapat menyatakan besarnya perubahan viskositas karena pengaruh temperatur
III. ALAT DAN BAHAN
III.1 Alat - alat
1. Oil cup
2. Thermometer support
3. Oil cup thermometer
4. Flask 50 cc
5. Heater
6. Picnometer
7. Stopwatch
8. Valve
III. 2 Bahan – bahan
1. Sampel crude oil ZRD
2. Sampel crude oil Jati Barang
IV. DATA PERCOBAAN
Volume picno = 10 mL
I II III
W picno kosong (gr) 19.63 19.63 19.62
Volume picno = 50 mL (210F)
I II III
W picno kosong (gr) 26.06 26.04 26.03
Sampel crude oil ZRD:
T (oF) W picno + sampel (gr) Waktu alir minyak (s)
I II III I II III
100 28.11 28.13 28.14 30 34 33
120 28.20 28.19 28.20 30 31 31
140 28.06 28.07 28.05 31 30 29
210 66.71 66.72 66.73 28.5 28.5 28.5
Sampel crude oil Jatibarang :
T (oF) W picno + sampel (gr) Waktu alir minyak (s)
I II III I II III
100 28.25 28.24 28.25 34 34 33
120 28.22 28.22 28.21 31 32 31
140 28.23 28.24 28.22 32 30 30
210 67.8 67.8 67.8 29 29 29
V. PENGOLAHAN DATA
Sample T (oF) tavg (s)
ZRD
100 32.3333
120 30.6667
140 30
210 28.5
Jatibarang
100 33.6667120 31.3333140 30.6667
210 29
T (oF) Wavg (gr)
Wpicno1 - 19.6267
Sample T (oF) (gr/cc)
Wpicno1+ZRD (gr)
100 28.1267
ZRD
100 0.85
120 28.1967 120 0.857140 28.06 140 0.84333210 66.72 210 0.8136
Wpicno1+Jatibarang (gr)100 28.2467 Jatibarang
100 0.862
140 28.2167 120 0.859
180 28.23 140 0.86033210 67.8 210 0.8352
1. Perhitungan densitas, SG, API
ρ oil =m sampel+ picno−m picnokosong
V picno
SG=ρ oil
ρ water
o API=141. 5SG
−131. 5
Sample T (oF)
(gr/cc) SG oAPI
Jatibarang
1000.862
0.86799
31.5198
1200.859
0.86575
31.9416
1400.86033
0.87499
30.2152
2100.8352
0.87025
31.0973
ZRD
1000.85
0.85591
33.8213
1200.857
0.86374
32.323
140 0.843330.8577
133.4751
2100.8136
0.84774
35.414
2. (a) Perhitungan Viskositas Kinematik, Viskositas Dinamik dan Indeks Viscosity
(Untuk sampel ZRD)
Perhitungan viskositas kinematik dengan cara Engler
pers, Engler untuk t<43 s
te = 1.8645 ( taverage0.9923 ) dan,
Sample T (oF) tavg (s) te (s)
ZRD
100 32.3333 58.6932120 30.6667 55.6906140 30 54.4891210 28.5 51.7851
v = ( 0.00147 te2 -3.74) / te
Waktu alir (s) (te)
Perhitungan v (cst)
58.6932 (0.00147*58.6932) -(3.74/58.6932) 2.255793655.6906 (0.00147*55.6906) -(3.74/55.6906) 1.470849554.4891 (0.00147*54.4891) -(3.74/54.4891) 1.146145651.7851 (0.00147*51.7851) -(3.74/51.7851) 0.3902593
Perhitungan viskositas dinamik
μ = ρ x v
Sample T (oF) (poise)
ZRD
100 0.01917425120 0.01260518140 0.00966579210 0.00317515
Perhitungan Indeks Viscosity (VI)
VI= L−U
L−Hx100
di mana:
VI : index viscosity
L : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI = 0
U : viskositas minyak pada 100 0F minyak yang ditentukan
viskositasnya
H : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI =
100
Untuk minyak dengan viskositas kinematik di bawah 2,0 cSt
pada 210 oF digunakan persamaan:
L = Y (1,655 + 1,2665Y)
H = Y (0,1725 + 0,34984)
ZRD (stokes) (cst)
U0.022557
9 2.2557936
Y0.003902
6 0.3902593
L0.006478
1 0.8387699
H0.000678
5 0.1206012VI -277.2602 -197.3107
(b) Perhitungan Viskositas Kinematik, Viskositas Dinamik dan Indeks Viscosity
(Untuk sampel Jatibarang)
Perhitungan viskositas kinematik dengan cara Engler
pers, Engler untuk t<43 s
te = 1.8645 ( taverage0.9923 ) dan,
Sample T (oF) tavg (s) te (s)
jatibarang
100 33.6667 61.0947120 31.3333 56.8917140 30.6667 55.6906210 29 52.6866
v = ( 0.00147 te2 -3.74) / te
Waktu alir (s) (te)
Perhitungan v (cst)
61.0947 (0.00147*61.0947) -(3.74/61.0947) 2.859275456.8917 (0.00147*56.8917) -(3.74/56.8917) 1.789198655.6906 (0.00147*55.6906) -(3.74/55.6906) 1.470849552.6866 (0.00147*52.6866) -(3.74/52.6866) 0.6463424
Perhitungan viskositas dinamik
μ = ρ x v
Sample T (oF) (poise)
Jatibarang
100 0.02464695120 0.01536922140 0.01265416210 0.00539825
Perhitungan Indeks Viscosity (VI)
VI= L−U
L−Hx100
di mana:
VI : index viscosity
L : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI = 0
U : viskositas minyak pada 100 0F minyak yang ditentukan
viskositasnya
H : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI =
100
Untuk minyak dengan viskositas kinematik di bawah 2,0 cSt
pada 210 oF digunakan persamaan:
L = Y (1,655 + 1,2665Y)
H = Y (0,1725 + 0,34984)
Jatibarang (stokes) (cst)U 0.0285928 2.8592754Y 0.0064634 0.6463424L 0.0107499 1.5987879H 0.0011296 0.2576427VI -185.4707 -93.98591
VI. GRAFIK
- Grafik Viskositas Kinematik Vs Temperatur
80 100 120 140 160 180 200 2200
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
T vs n
ZRDJatibarang
T (oF)
()
nstokes
- Grafik Temperatur Vs Densitas
80 100 120 140 160 180 200 2200.780.790.80.810.820.830.840.850.860.87
T vs r
ZRDJatibarang
T (oF)
(/
)r
grcc
- Grafik Viskositas Dinamik Vs Temperatur
80 100 120 140 160 180 200 2200
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03T vs m
ZRDJatibarang
T (oF)
()
mpoise
- Grafik Spesific gravity Vs Temperatur
80 100 120 140 160 180 200 2200.83
0.84
0.85
0.86
0.87
0.88T vs SG
ZRDJatibarang
T (oF)
SG
- Grafik Temperatur Vs API
80 100 120 140 160 180 200 22027282930313233343536
T vs oAPI
ZRDJatibarang
T (oF)
oA
PI
- Grafik Densitas Vs Viskositas dinamik
0.81 0.82 0.83 0.84 0.85 0.86 0.870
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
r vs m
ZRDJatibarang
( / )r gr cc
()
mpoise
- Grafik Viskositas Kinematik Vs Densitas
0.81 0.82 0.83 0.84 0.85 0.86 0.870
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
r vs n
ZRDJatibarang
( / )r gr cc
()
nstoke
- Grafik Viskositas Dinamik Vs Spesific gravity
0.845 0.85 0.855 0.86 0.865 0.87 0.875 0.880
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03SG vs m
ZRDJatibarang
SG
()
mpoise
- Grafik Viskositas Kinematik Vs Spesific gravity
0.845 0.85 0.855 0.86 0.865 0.87 0.875 0.880
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035SG vs n
ZRDJatibarang
SG
()
nstoke
- Grafik Viskositas Dinamik Vs API
29 30 31 32 33 34 35 360
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03oAPI vs m
ZRDJatibarang
oAPI
()
mpoise
- Grafik Viskositas Kinematik Vs API
29 30 31 32 33 34 35 360
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035oAPI vs n
ZRDJatibarang
oAPI
()
nstoke
VII. ANALISA
1. Analisa percobaan
Dalam percobaan ini terlihat bahwa waktu alir relatif lebih cepat pada saat
kenaikan temperatur, karena sampel crude oil pada temperatur tinggi menjadi
lebih encer. Pada sampel crude oil ZRD seiring dengan kenaikan temperatur, laju
alirnya bertambah cepat hingga pada temperatur maksimum (210F) mencapai
waktu 28,5 second. Sedangkan sampel crude oil Jatibarang mencapai waktu 29
second. Hasil API gravity pada sampel crude oil ZRD dipengaruhi oleh
viskositas. Fluida yang semakin encer, kualitasnya semakin baik. API gravity
menandakan kualitas dari crude oil. Semakin tinggi API gravitynya maka
semakin baik kualitasnya. Crude oil yang berkualitas baik adalah crude oil yang
memiliki lebih banyak fraksi ringan daripada fraksi berat. Karena crude oil lebih
fluid, maka seolah-olah fraksi ringan lebih banyak konsentrasinya, sehingga API
gravitynya naik.
Dari data-data yang telah diperoleh di atas, kita dapat menghitung
besarnya Viscosity Index sampel oil. Dari hasil perhitungan didapatkan Viscosity
Index untuk crude oil ZRD adalah 197.3107 cst Sedangkan untuk sampel
Jatibarang adalah 93.985 cst. Viscosity Index ini menunjukkan besarnya
pengaruh perubahan temperatur terhadap nilai viskositas fluida (minyak).
Kenaikan temperatur mempengaruhi besarnya nilai viskositas. Hal ini
dikarenakan kenaikan suhu akan menyebabkan pergerakan molekul molekul
semakin aktif dan gaya tarik antar molekul ( kohesi ) semakin lemah sehingga
nilai viskositasnya juga menurun.
5
6
4
2
3
1
7
8
Beberapa kesalahan yang perlu diperhatikan ketika melaksanakan
praktikum ini adalah:
Ketidaktelitian praktikan dalam pembacaan skala flask berkala
Ketidaktelitian praktikan dalam pencatatan waktu pada stopwatch.
Ketidaktelitian alat karena usia
Temperatur yang tidak dapat mencapai suhu 210 oF
Penurunan temperatur sampel sesaat setelah pencatatan waktu alir dapat
diabaikan.
Dari percobaaan diatas, dapat kita lihat bahwa kualitas dari sampel crude
oil ZRD lebih baik dari sampel crude oil Jatibarang. Hal ini terjadi dikarenakan
bahwa sampel crude oil ZRD mengandung fraksi ringan yang lebih banyak
dibandingkan dengan sampel crude oil Jatibarang. Akan tetapi ketika dipanaskan,
terjadi penguapan fraksi ringan hidrokarbon sehingga yang tersisa adalah fraksi
berat saja. Hal ini akan mengakibatkan kualitas crude oil akan turun sehingga
API gravitynya juga turun. Pemanasan lebih lanjut akan menyebabkan crude oil
lebih fluid, tetapi penguapan fraksi ringan hidrokabon tetap berlanjut, sehingga
API gravitynya menjadi tidak stabil, maka grafik menjadi berlekuk-lekuk atau
tidak linear atau tidak lurus.
2. Analisa alat percobaan
Alat yang digunakan adalah reedwood viscometer
Keterangan Gambar:
1. Oil cup 5. Stirrer
2. Water 6. Thermometer
3. Heater 7. Flask
4. Valve 8. Water bath
Saat percobaan, memerlukan waktu pemanasan waterbath yang agak lama, dikarenakan
banyak kalor yang terserap oleh dinding waterbath maupun oil cup. Yang lain lagi
adalah valve yang ujungnya mudah terlepas, harusnya ini lebih diperkuat kembali.
3. Analisa data percobaan
Terlihat dari data percobaan yang dihimpun, bahwa semakin tinggi temperatur,
akan semakin kecil waktu alir yang juga mengakibatkan viskositasny semakin
menurun. Di samping itu, dari data, terlihat bahwa waktu alir sampel crude oil
jatibarang lebih lama dari ZRD, sehingga viskositas sampel crude oil jatibarang
lebih besar. Hal ini disebabkan sampel ZRD mempunyai fraksi ringan lebih
banyak daripada sampel jatibarang.
VIII. KESIMPULAN
1. Kenaikan temperature dapat menurunkan nilai viskositas.
2. Redwood Viscometer berfungsi untuk menentukan nilai viskositas dan
Indeks Viscosity ( VI ) sampel crude oil berfraksi berat.
3. Semakin kental suatu sampel semakin sulit sampel tersebut untuk mengalir.
4. Semakin besar nilai Indeks Viscosity (VI) dari suatu sampel crude oil maka
akan semakin kecil pengaruh perubahan temperatur terhadap perubahan
viskositas sampel crude oil tersebut.
5. Viskositas kinematik berbanding lurus dengan viskositas dinamik.
IX. DAFTAR PUSTAKA
McCain, William D, “The Properties of Petroleum Fluids”, second edition,
Penwellbook Co,1989.
Siagian, Ucok, “Diktat Kuliah Fluida Reservoir”, ITB,2002
X. KESAN DAN PESAN
Kesan : Praktikumnya asyik, kita jadi benar-benar mengerti bagaimana
pengaruh viskositas terhadap laju alir minyak yang diakibatkan oleh fungsi
temperatur. Saat tes awal dan juga test alat, asisten bersikap professional.
Terlihat suasananya begitu serius, hhe…
Pesan : Terima kasih untuk kesempatan praktikumnya.. Alat-alat di
laboratorium sepertinya perlu mendapatkan sentuhan, (karena usianya yg telah
terlalu tua). Buat bang Danto, klo ngasih test awal jangan terlalu serius
bang… hhe…
XI. TUGAS RESUME PAPER
“Reservoir Crude Oil Viscosity Estimation From Wireline NMR
Measurement – Rajasthan, India.” Viskositas minyak merupakan factor
penting dalam mengontrol tingkah laku fluida dari reservoir ini, lebih
khususnya untuk reservoir yang ditemukan di Rajasthan, India. Untuk
menghitung profil dari viskositasnya diperlukan suatu cara yaitu Nuclear
Magnetic Resonance (NMR). NMR ini menyediakan berbagai data dan
mengkalibrasinya ke PVT dan geochemistry, sehingga bisa menyediakan
berbagai variasi dari viskositas minyak tersebut. Paper ini mengestimasikan
berapa viskositas minyak di Rajasthan field menggunakan variasi dari
wireline yang digunakan. Tujuannya untuk mengetahui hubungan antara
wireline dan pengukuran NMR di laboratorium dan property dari PVT (dalam
hal ini viskositas minyak) sampel minyak dari lapangan. Hasilnya berupa
estimasi dari in-situ viskositas minyak berupa fungsi dari kedalaman sumur
lalu dengan field-wide korelasi dari viskositasnya berupa fungsi dari
ketinggian OWC (Oil Water Contact).
Lapangan minyak Mangala dan Aishwariya terdapat di Barmer Basin dan
lapangan ini tebentuk pada zaman palaeocene di barat laut India. Minyaknya
terdapat pada sandstone yang terjebak pada fault yang miring (Fatehgarh
Group sandstones). Minyak yang ada di lapangan ini bertipe paraffinic,
dengan temperature reservoirnya dekat dengan Pour Point (WPP) dan Wax
Appereance Temperature (WAT). Contohnya lapangan mangala temperature
reservoirnya 65 oC, WAT 60oC, WPP 40oC, GORnya rendah dan tekanan
buble pointnya di bawah tekanan reservoir. Densitas minyaknya bervariasi
dari 21-30oAPI dan viskositasnya antara 9cp-60cp, rata-ratanya 13cp.
Waterflooding bisa terjadi saat produksi minyak dikarenakan GOR rendah dan
tekanan buble pointnya cukup tinggi. Untuk injeksi minyak biasanya
digunakan air yang dipanaskan untuk mencegah keluarnya wax di leher bor.
Viskositas minyak di lapangan ini sangat bervariasi Karena beberpa pengaruh
seperti dilihat dari geological time-nya yang sangat kompleks. Viskositas dan
API gratity sangat bervariasi dan untuk mengukur keheterogenan fluida ini
digunakan close-interval core geochemistry yang didasarkan pada core solvent
extraction, thermal extraction chromatography, bulk compositional analysis
untuk saturates, aspalthanes, resins dan aromatics (SARA). Hasil dari SARA
ini ditunjukan pada Figure 1 dan 2 pada lampiran paper dan Figure 3
merupakan indikasi dari keheterogenan minyak di lapangan Mangala.
Dari variasi minyak yang ada didapat suatu persamaan untuk menghitung
viskositas minyaknya ηoil , persamaan Kleinbergh-Vinegar yaitu
ηoil (cP) = 4(Temp +273.16) / T2
T2 = rata-rata dari tdistribusi bulk oil
Temp = temperature dalam oC
Pengukuran T2 dari reservoir minyak di lapangan ditunjukan pada Figure
4 pada lampiran, data-data yang didapat di lapangan Mangala dan ishwariya
menimbulkan spekulasi bahwa viskositasnya dapat diukur dari wireline MNR
dengan menggunakan persamaan Kleinbergh-Vinegar di atas. Salah satu
penyebabnya karena pada titik puncak pada figure 4 dekat 150 ms
menunjukan sedikit dan hamper tidak ada pengaruh dari fraksi airnya. Hal ini
disebabkan karena tidak adanya pengaruh dari difusi dan efek lainnya, oleh
sebab itu dalam kasus ini perhitungan viskositasnya bisa dihitung dari
persamaan Kleinbergh-Vinegar. Tetapi nilai viskositas yang didapat dari
perhitungan ini merupakan viskositas yang belum dikalibrasi, setelah itu
dibandingkan dengan viskosits yang didapat dari data PVT uttuk mendapatkan
factor kalibrasi dari tiap lapangan, contoh utnuk Mangala, faktor kalibrasinya
2.73 dan untuk Aishwariya 3.94. Setelah itu kalibrasi lagi dengan PVT oil
viscosity pada kedalaman tertentu. Keabsahan prosedur di atas bergantung
pada data dari wirelin NMR di lubang bor dan log di water-based mud, bulk
voulume reservoirnya tinggi seprti porositasnya dan saturasi airnya kecil,
reservoirnya tidak terpengaruh invasi, jadi reservoirnya itu sendiri harus
memiliki tingkat kejenuhan minyak yang tinggi dan viskositasnya relatif
tinggi. Dari perhitungan data dan grafi yang ada di paper, viskositas minyak
bertambah dengan kedalaman reservoir.
Selain itu persamaan lain yang bisa digunakn untuk menghitung viskositas
berdasarkan close-interval core geochemistry data dan data dari bulk PVT
viscosity yaitu
API = 4(NSO/(A+NSO)) + 16
ηoil (cP) = 130-4.3×API
NSO = jumlah dari resin
(A+NSO) = jumlah dari resin dan aspalthan
Dan nilai viskositas yang didapat dikomparasikan lagi dengan estimated
viskositas dari PVT data dan wireline NMR, selnjutnya prosedur untuk
mendapatkan perbandingan viskositas terhadap ketinggian sama dengan
prosedur sebelumnya.