komangsudiarta28.files.wordpress.com file · Web viewReservoir adalah bagian kerak bumi yang...

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Karekteristik Batuan Reservoir

Reservoir adalah bagian kerak bumi yang mengandung minyak dan

gas bumi (tempat terakumulasinya minyak bumi) . Cara terdapatnya

minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat,

yang disebut juga sebagai Petroleum system.

Unsur–unsur tersebut, yaitu :

1. Mature source rock : batuan induk yang kaya akan material

organic yang merupakan cikal bakal dari hidrokarbon.

2. Migration : proses perpindahan hidrokarbon dari batuan induk

ke reservoir rock.

3. Reservoir rock : batuan permeable tempat terakumulasinya

hidrokarbon. umumnya merupakan batuan sand karbonat.

4. Seal rock : batuan impermeable yang mencegah hidrokarbon

bermigrasi ke tempat lain, biasanya batuan shale.

1.2. Analisa Batuan Reservoir

Dalam operasi perminyakan hal-hal yang perlu dilakukan adalah

meneliti apa saja karakteristik dari batuan penyusun reservoir. Analisa

Core biasanya dilakukan dengan mengambil sampel batuan yang di bor

dari dalam formasi dan selanjutnya core diteliti di laboratorium.

Analisa logging dilakukan dengan cara menganalisa lapisan batuan

yang dibor dengan menggunakan peralatan logging (Tool Log). peralatan

logging dimasukkan kedalam sumur, kemudian alat tersebut akan

mengeluarkan gelombang - gelombang khusus seperti listrik, gamma ray,

2

suara dan sebagainya (tergantung jenis loggingnya), kemudian gelombang

tersebut akan terpantul. kembali dan diterima oleh alat logging, dan

datanya kemudian dikirim ke peralatan dipermukaan untuk dianalisa.

Untuk analisa cutting, dilakukan dengan meneliti cutting yang

berasal dari lumpur pemboran yang disirkulasikan kedalam sumur

pemboran. Cutting dibersihkan dari lumpur pemboran, selanjutnya di teliti

di laboratorium untuk mengetahui sifat dari batuan reservoir tersebut.

Pada praktikum kali ini, kita akan menganalisa sifat batuan

reservoir dengan metode Analisa Core.

1.3. Pengertian Analisa Inti Batuan

Analisa Inti Batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi

dibawah permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari Analisa Inti Batuan

adalah untuk menentukan secara langsung informasi tentang sifat-sifat

fisik batuan yang ditembus selama pemboran.

Prosedur Analisa Inti Batuan pada dasarnya terdiri atas 2 bagian, yaitu :

1. Analisa inti batuan rutin

2. Analisa inti batuan spesial

Analisa Inti Batuan Rutin umumnya berkisar tentang pengukuran

porositas, permeabilitas absolut dan saturasi fluida, sedangkan Analisa Inti

Batuan Spesial dapat dikelompokkan menjadi dua, yaitu pengukuran pada

kondisi statis dan pengukuran pada kondisi dinamis. Pengukuran pada

kondisi statis meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat listrik dan cepat rambat

suara, grain density, wettability, kompresibilitas batuan, permeabilitas dan

porositas fungsi tekanan (Net Over Burden) dan studi petrography.

3

BAB II

PENGUKURAN POROSITAS

2.1. TUJUAN PERCOBAAN

1. Menghitung porositas core

2. Mengetahui cara pengukuran porositas dengan cara menimbang

3. Mengetahui cara pengukuran porositas dengan Mercury Injection Pump

2.2. TEORI DASAR

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam

batuan (menggambarkan prosentase dari total ruang yang tersedia untuk

ditempati oleh fluida). Porositas juga dapat didefinisikan sebagai

pebandingan antara volume total pori-pori batuan dengan volume total

batuan per satuan volume tertentu. Porositas batuan reservoir dipengaruhi

oleh beberapa faktor, antara lain :

- Sudut kemiringan batuan

- Bentuk / ukuran butiran

- Komposisi mineral pembentuk batuan

Klasifikasi dari porositas, antara lain :

Berdasarkan proses pembentukannya :

Porositas Primer

Merupakan porositas yang terjadi bersamaan dengan proses

pengendapan batuan.

Porositas Sekunder

Merupakan porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan

terjadi. Porositas sekunder dapat terjadi antara lain akibat aksi

pelarutan air tanah atau akibat rekahan (hydraulic fracturing).

4

Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga, yaitu :

a. Porositas larutan, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena

adanya proses pelarutan batuan.

b. Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena

adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi

beban seperti lipatan, sesar atau patahan. Porositas jenis ini sulit

untuk dievaluasi atau ditentukan secara kualitatif karena

bentuknya tidak teratur.

c. Dolomitisasi, dalam proses ini batuan gamping (CaCO3)

ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut

reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2 --------- CaMg(CO3)2 + CaCl2.

Menurut para ahli batuan gamping yang terdolomitisasi

mempunyai porositas yang lebih besar dari batuan gampingnya

sendiri.

Berdasarkan sudut teknik reservoir :

Porositas absolut (Øabs)

Didefenisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori

dengan volume total batuan (bulk volume) atau dapat ditulis dalam

persamaan :

φabs=V p

V bx100 %=

V b−V g

V bx 100 %

Dimana :

Øabs = porositas absolut (%)

Vp = Volume pori-pori batuan (cm3)

Vb = Volume total batuan (cm3)

Vg = Volume butiran (cm3)

5

Porositas efektif (Øeff)

Porositas efektif adalah volume pori yang berhubungan dengan

volume total batuan, atau dapat ditulis dengan persamaan :

φeff=V p yangberhubungan

V bx100 %

Dimana :

Øeff = Porositas effektif (%)

Vp = Volume pori-pori batuan (cm3)

Vb = Volume total batuan (cm3)

Vg = Volume butiran (cm3)

Gambar 2.1 Porositas efektif

Berdasarkan struktur pori:

porositas antar butiran (intergranular dan intragranular porosity)

porositas rekahan (fracture porosity)

Selain menggunakan rumus diatas, porositas efektif juga dapat ditentukan

dengan :

6

1. Ekspansi Gas

φeff=Volume total batuan sample−Volume butiran efektif sample

Volume total batuan samplex 100 %

2. Metode Saturation

φeff=Volume pori yang efektif

Volume total batuanx 100 %

Volume pori yang efektif dapat ditentukan dengan metode resaturation :

Berat air dalam ruang pori-pori

berat sample yang dijenuhi di udara – berat sample kering di udara

Volume air dalam ruang pori-pori

Berat air dalam ruang pori− poriB . J air

Volume pori yang efektif = Volume air dalam ruang pori-pori

3. Mercury Injection Pump

a. Penentuan volume picnometer :

Vol picnometer kosong = vol awal skala – vol akhir skala

Vol picnometer + core = vol awal skala – vol akhir skala terisi core

b. Penentuan volume bulk batuan :

Vol bulk batuan = (vol picnometer kosong) – (vol picnometer + core)

c. Penentuan volume pori :

Vol pori = vol awal skala – vol akhir skala

4. Menimbang

7

Volume total batuan (Vb) =

W 3−W 2

B .J kerosin

Volume butiran (Vg) =

W 1−W 2

B .J kerosin

Volume pori (Vp) =

W 3−W 1

B .J kerosin

Porositas efektif (φeff ) =

Volume poriVolume total batuan

x 100%

=

W 3−W1

B .J kerosinW 3−W2

B .J kerosin

x 100%

Dalam usaha mencari batasan atau kisaran harga porositas batuan,

Slitcher & Graton serta Fraser mencoba menghitung porositas batuan pada

berbagai bidang bulatan dengan susunan batuan yang seragam. Unit cell

batuan yang distudi terdiri atas 2 pack dalam bentuk kubus dan jajaran

genjang (rombohedron). Porositas dengan bentuk kubus ternyata

mempunyai porositas 47.6%, sedangkan porositas pada bidang jajaran

genjang

Unit cell kubus mempunyai 2 sisi yang sama yaitu 2r, dimana r adalah

jari-jari lingkaran, sehingga

Volume total (bulk) = (2r)3 = 8r3

Volume butiran = 4 πr3

3

Porositas =

Vb−VgVb

x 100%

8

=

8 r3−43( πr3 )

8 r3 x100 %

= 1− π

2(3 )x100 %

= 47,6%

Sedangkan pada bidang Rhombohedral perhitungannya :

Volume total (bulk) = 8r3(sin 45) = 4√2 r3

Volume butiran = 4 πr3

3

Porositas =

Vb−VgVb

x 100%

=

4 √2 r3−43( πr3 )

4 √2 r3 x100 %

= 1− π

3√2rx100 %

= 26%

Untuk pegangan secara praktis di lapangan, ukuran porositas dengan harga :Tabel 2.1 Ukuran Porositas dan Kualitas

Porositas (%) Kualitas

0 – 5 Jelek sekali

5 – 10 Jelek

10 – 15 Sedang

15 – 20 Baik

> 20 Sangat bagus

9

Di dalam formasi batuan reservoir minyak dan gas bumi tersusun

atas berbagai macam mineral (material) dengan ukuran butir yang sangat

bervariasi, oleh karenanya harga porositas dari suatu lapisan ke lapisan yang

lain akan selalu bervariasi. Faktor utama yang menyebabkan harga porositas

bervariasi adalah :

1. Ukuran dan Bentuk Butir

Ukuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari seluruh batuan,

tetapi mempengaruhi besar kecilnya pori-pori antar butir. Sedangkan

bentuk butir didasarkan pada bentuk penyudutan (ketajaman) dari

pinggir butir. Sebagai standar dipakai bentuk bola, jika bentuk butiran

mendekati bola maka porositas batuan akan lebih meningkat

dibandingkan bentuk yang menyudut.

2. Distribusi dan Penyusunan Butiran

Distribusi maksudnya penyebaran dari berbagai macam besar butir yang

tergantung pada proses sedimentasi dari batuan. Umumnya, jika batuan

tersebut diendapkan oleh arus kuat maka besar butir akan sama besar.

Sedangkan susunan adalah pengaturan butir saat batuan diendapkan.

Gambar 2.2 Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas

10

3. Derajat Sementasi dan Kompaksi

Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya pori batuan

akibat adanya penekanan susunan batuan menjadi rapat. Sedangkan

sementasi pada batuan akan menutup pori-pori batuan tersebut.Adapun

gambaran dari berbagai faktor tersebut di atas dapat dibuktikan dari hasil

analysis sebagaimana yang terlihat pada gambar berikut :

Gambar 2.3. Distribusi Kumulatif Ukuran Butiran dari Graywackea). Batu pasir b). Shalysand

Besarnya porositas itu ditentukan dengan berbagai cara, yaitu:

1. Di laboratorium, dengan porosimeter yang didasarkan hukum Boyle:

2. Dari log listrik, sonic dan radioaktifitas;

3. Dari log kecepatan pemboran;

4. Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopis;

5. Dari hilangnya inti pemboran.

2.3. PERALATAN DAN BAHAN

2.3.1. Peralatan

a. Timbangan dan anak timbangan

b. Vakum pump dengan vakum desikator

c. Beaker gelas ceper

d. Porometer

11

2.3.2. Bahan yang digunakan

a. Inti Batuan (core)

b. Kerosen

Gambar 2.4.Timbangan Digital Gambar 2.5. Vacuum Pump

Gambar 2.6. Beaker Glass

Gambar 2.7. Porometer

2.4. PROSEDUR PERCOBAAN

2.4.1 Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang

Prosedur kerja :

1. Core (inti batuan) yang telah diekstrasi selama 3 jam dengan soxlet dan

didiamkan selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung ekstrasi dan

didinginkan beberapa menit, kemudian dikeringkan dalam oven pada

temperatur 100-115 oC.

2. Timbang Core kering dalam mangkuk, misal berat Core kering = W1

gram.

3. Masukkan Core kering tersebut kedalam vacum desikator untuk

dihampakan udara 1 jam dan saturasikan dengan kerosin.

12

4. Ambil Core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam

kerosin, misal beratnya = W2 gram.

5. Ambil Core tersebut (yang masih jenuh dengan kerosin), kemudian

timbang di udara, misal beratnya = W3 gram.

6. Perhitungan :

Volume total batuan (Vb) =

W 3−W 2

B . J kerosin

Volume butiran (Vg) =

W 1−W 2

B . J kerosin

Volume pori (Vp) =

W 3−W 1

B . J kerosin

Porositas efektif (φeff ) =

Volume poriVolume total batuan

x 100%

=

W 3−W 1

B . J kerosinW 3−W 2

B . J kerosin

x 100%

2.4.2 Pengukuran Porositas Dengan Mercury Injection Pump

2.4.2.1 Ketentuan Penggunaan Porometer

1. Plungger / cylinder dihampa udarakan sebelum memulai pekerjaan.

2. Putar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam sejauh mungkin.

3. Pastikan penutup dan valve picnometer dalam keadaan tertutup, dan fill

valve dalam keadaan terbuka.

13

4. Hidupkan pompa vakum dan lakukan sampai ruang cylinder sampai

habis, selanjutnya tutup fill valve dan matikan pompa vakum.

5. Jika langkah 4 terpenuhi, masukkan Hg dalam flask ke dalam cylinder

sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan vakum.

6. Putar handwheel searah jarum jam sampai pressure gauge

menunjukkan suatu harga tertentu.

7. Putar lagi handwheel berlawanan dengan arah jarum jam sampai jarum

jam pada pressure gauge menunjukkan angka nol pertama kali.

8. Buka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan mercury, jika

kedudukan mercury ada pada cylinder maka ulangi lagi langkah 2

sampai 8.

Jika kedudukan mercury ada pada ruang picnometer, turunkan

permukaan mercury sampai pada batas bawah picnometer (jika ada yang

menempel pada dinding harus dibersihkan) dengan memutar handwheel

berlawanan dengan arah jarum jam.

2.4.2.2 Prosedur Penentuan Porositas

1. Pastikan permukaan Hg pada posisi bagian bawah dari picnometer.

2. Tutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.

3. Atur volume scale pada harga tertentu, misalnya 50 cc.

4. Putar handwheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali

muncul pada picnometer.

5. Hentikan pemutaran handwheel dan baca volume scale dan dial

handwheel (miring kanan), misalnya 30,8 cc.

6. Hitung volume picnometer : (50 – 30,8) cc = a cc.

7. Kembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan memutar

handwheel berlawanan dengan arah jarum jam (pada volume scale 50

cc).

14

8. Buka penutup picnometer dan masukkan Core sample. Kemudian tutup

lagi picnometer (valve picnometer tetap buka).

9. Putar handwheel sampai mercury untuk pertama kali muncul pada valve

picnometer. Catat volume scale dan dial handwheel (miring kanan),

misalnya 38,2 cc.

10. Hitung volume picnometer yang terisi Core sample : (50 – 38,2) cc = b

cc.

11. Hitung volume bulk dari Core sample : ( a – b ) cc = d cc.

12. Lanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori (Vp), yaitu

dengan menutup valve picnometer. Kemudian atur pore space scale

pada angka nol. Untuk langkah 12 ini, pada saat meletakkan pore space

scale pada angka nol, kedudukan dial handwheel tidak harus pada

angka nol. Akan tetapi perlu dicatat besarnya angka yang ditunjukkan

dial handwheel (miring kiri) setelah pengukuran Vb. Harga tersebut

harus diperhitungkan saat mengukur Vp.

13. Putar handwheel searah jarum jam sampai ke kanan pada pressure

gauge menunjukkan angka 750 psia.

14. Catat perubahan volume pada pore space scale dan dial handwheel

(miring kiri) sebagai volume pori (Vp).

15. Hitung besarnya porositas.

2.5. HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN

2.5.1. Penentuan porositas dengan menimbang

a) Berat core kering di udara (W1) = 52 gr

b) Berat core jenuh di udara (W3) = 57 gr

c) Berat core jenuh di kerosine (W2) = 23 gr

d) Densitas kerosine (θ) = 0,8 gr/cc

15

e) Volume bulk (Vb) =

(W 3−W 2 )BJ ker o sin

=

(57 gr−23 gr )0,8 gr /cc

= 42,5 cc

f) Volume grain (Vg) =


=

(52 gr−23 gr )0,8 gr /cc

= 35 cc

g) Volume pori (Vp) =


=

(57 gr−52 gr )0,8 gr /cc

= 6,25 cc

h) Øo =

(W3−W 1 )(W3−W 2 )

x 100 %

=

(57 gr−52 gr )(57 gr−23 gr )

x100 %

= 14,71 %

2.5.2. Penentuan porositas dengan Mercury Injection Pump

a) Penentuan skala picnometer

o Skala awal = 50,3 cc

o Skala akhir = 2,3 cc

o Volume picnometer kosong = ( skala awal – skala akhir )

16

= ( 50,3 cc – 2,3 cc )

= 48 cc

b) Penentuan volume bulk



o Volume picnometer + core = ( skala awal – skala akhir )

= ( 54,2 cc – 33,4 cc )

= 20,8 cc

o Volume bulk batuan = |( 20,8-48,0 )|

= |−27 ,2cc|= 27,2 cc

c) Penentuan volume pori



o Volume pori = |( skala awal - skala akhir )|

= |(0 , 91−4,3 )| = 3.42 cc

d) Øeff =

VpVb

x100 %

=

3 ,4227 , 2

x100 %

= 12,57 %

2.6. PEMBAHASAN

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga

dalam batuan. Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan

kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Batuan reservoir yang memiliki

17

porositas yang baik, akan lebih banyak mengandung hidrokarbon di dalam

reservoir tersebut. Jadi, semakin besar porositas efektif suatu batuan

reservoir, maka akan semakin banyak pula hidrokarbon yang terkandung

dalam reservoir tersebu. Porositas diukur dengan dua cara yaitu, penentuan

porositas dengan cara menimbang dan penentuan porositas dengan cara

mercury injection pump. Dalam hal ini atau percobaan ini kita akan

menentukan porositas effektif yang dilakukan dalam dua metode yaitu

dengan cara menimbang sampel core dan dengan mercury injection pump.

Dari percobaan di atas didapat hasil pengukuran. Metode pertama dengan

cara menimbang didapat berat core kering di udara 52gr (W1), berat core

jenuh diudara 57gr (W3), berat core jenuh di kerosene 23gr (W2). Dari data-

data tersebut didapatkan porositas effektif sebesar 14,71%.

Pada penentuan harga porositas dengan cara mercury injection

pump dimulai dengan penentuan skala picnometer yaitu skala awal sebesar

50,3 cc dan skala akhir 2,3 cc sehingga diperoleh harga volume piknometer

kosong sebesar 48 cc. Dilanjutkan dengan penentuan harga volume

piknometer berisi core dengan skala awal 54,2 cc dan skala akhir 33,4

diperoleh harga volume piknometer kosong berisi core 20,8 cc. Dan

diperoleh volume total core sebesar |-27,2| cc demikian pula dengan volume

pori batuan yang diperoleh sebesar |-3,4| cc. Selanjutnya diperoleh harga

porositas melalui mercury injection pump sebesar 12,57% yang

dikategorikan porositas sedang.

Dari 2 metode diatas hasil yang didapat hasil yang berbeda meski

dengan sample yang sama, 14,71% dan 12,57%, hal ini dapat disebabkan

18

oleh berbagai faktor, yaitu Human error, alat pada saat percobaan tidak

vacuum, kesalahan membaca prerssure meter.

2.7. KESIMPULAN

1. Besar porositas dipengaruhi oleh ukuran dari butiran batuan

2. Porositas adalah perbandingan volume pori batuan terhadap volume total

batuan

3. Berdasarkan proses terbentuknya porositas di bedakan menjadi porositas

primer dan sekunder

4. Berdasarkan sudut teknik reservoir porositas dibedakan menjadi

porositas efektif dan porositas absolute.

5. Harga porositas kubus lebih besar dari pada porositas rombohedral

19

BAB III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA

1.

3.1 TUJUAN PERCOBAAN

1. Menghitung saturasi dari masing-masing fluida (air, minyak dan gas)

dari sampel core.

2. Mengetahui metode pengukuran saturasi

3. Mengetahui alat dan bahan yang digunakan untuk menghitung saturasi

3.2 TEORI DASAR

Dalam batuan reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida,

kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar di seluruh bagian

reservoir. Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yang biasanya

terdiri dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida,

maka perlu diketahui saturasi masing-masing fluida tersebut.

Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori

total pada suatu batuan berpori atau dalam persamaan dirumuskan sebagai

berikut :

Saturasi air didefinisikan sebagai :

SW = Volume pori yang diisi airVolume pori total

Saturasi minyak didefinisikan sebagai :

So = volume pori−pori yang diisi oleh min yakvolume pori−pori total

20

So= Volume pori yang diisi minyakVolume pori total

Saturasi gas didefinisikan sebagai :

Sg =Volume pori yang diisi gasVolume pori total

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :

Sw + So = 1

Faktor-faktor yang mempengaruhi saturasi fluida adalah :

a) Pada batuan yang mudah dibasahi oleh air atau water wet, harga

saturasi air cenderung tinggi pada porositas yang lebih kecil.

b) Akibat adanya perbedaan berat jenis gas, minyak dan air maka

umumnya saturasi gas akan tinggi pada bagian atas dari jebakan

(perangkap) reservoir, begitu juga untuk saturasi air akan tinggi pada

bagian bawah dari jebakan atau perangkap reservoir dengan

combination drive.

c) Produksi berlangsung karena adanya perubahan distribusi fluida. Jika

minyak diproduksikan maka tempatnya di dalam reservoir akan

digantikan oleh air atau gas bebas.

d) Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah ruang

pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika contoh volume batuan

Sw + So + Sg = 1

21

adalah V dan ruang pori-pori adalah Ø x V maka ruang pori-pori yang

diisi oleh hidrokarbon adalah :

dimana :

So = saturasi minyak

Sg = saturasi gas

Sw = saturasi gas

Dalam proses produksi selalu ada sejumlah minyak dan gas yang tidak

dapat diambil dengan teknik produksi yang paling maju yang dikenal

dengan istilah residual oil saturation (Sor) atau critical oil saturation (Soc),

sedangkan untuk gas dikenal dengan Sgr atau Sgc. Air yang selalu terdapat di

dalam ruang pori-pori batuan atau Zona transisi disebut dengan air connate.

Dalam proses produksi air tersisa disebut Swr atau Swc atau Swir.

Dimana :

St = saturasi total fluida terproduksi

Swirr = saturasi water tersisa (irreducible)

Sgirr = saturasi gas tersisa (irreducible)

Soirr = saturasi oil tersisa (irreducible)

Di dalam suatu reservoir, jarang sekali minyak terdapat 100%

menjenuhi lapisan reservoir. Biasanya air terdapat sebagai interstitial water

yang berkisar dari beberapa persen sampai kadang-kadang lebih dari 50%

tetapi biasanya antara 10 sampai 30%. Dengan demikian batas fluida antara

So.V.Ø + Sg.V.Ø = (1 - Sw)V. Ø

St = 1 – (Swirr + Sgirr + Soirr)

22

air dan minyak tidak selalu jelas. Besarnya penjenuhan air di dalam

reservoir minyak menentukan dapat tidaknya lapisan minyak itu

diproduksikan. Penjenuhan air dinyatakan sebagai Sw (water saturation).

Jika Sw lebih besar dari 50%, minyak masih dapat keluar; akan tetapi pada

umumnya harus lebih kecil dari 50%. Penjenuhan air tidak mungkin kurang

dari 10% dan dinamakan penjenuhan air yang tak terkurangi (irreducible

water saturation).

Hal ini biasanya terdapat pada reservoir dimana airnya membasahi

butir. Juga harus diperhatikan bahwa kedudukan minyak terhadap air

tergantung sekali daripada apakah reservoir tersebut basah minyak (oil wet)

atau basah air (water wet). Pada umumnya batuan reservoir bersifat basah

air. Air antar butir selalu terdapat dalam lapisan minyak, malah pernah

ditemukan pada ketinggian lebih dari 650 meter di atas batas minyak-air.

Pori – pori batuan Reservoir selalu berisi fluida dan fluida tersebut bisa

berupa minyak dan Gas (dead oil). Gas – Minyak – Air atau Gas – Air –

Minyak. Atau air selalu berada didalam reservoir sebab air lebih dulu ada

sebelum minyak atau gas datang/bermigrasi. Pada umumnya lebih sarang

(porous) batuan reservoir, lebih kecil penjenuhan air. Kadar air yang tinggi

dalam reservoir minyak mengurangi daya pengambilannya (recoverability).

Air ini biasanya merupakan selaput tipis yang mengelilingi butir-butir

batuan reservoir dan dengan demikian merupakan pelumas untuk

bergeraknya minyak bumi, terutama dalam reservoir dimana butir-butirnya

bersifat basah air. Penentuan Sw ditentukan di laboratorium dengan

mengextraksinya dari inti pemboran, akan tetapi secara rutin dilakukan dari

analisa log listrik, terutama dari kurva SP.

Pernyataan diatas dapat ditulis secara matematis sebagai berikut:

a. Untuk pori – pori berisi miyak, air dan gas

Vp = Vo + Vw + Vg

Vp = Vo + Vw

Vp = Vg + Vw

23

b. Untuk pori – pori berisi minyak dan air

c. Untuk pori – pori berisi gas dan air

3.3 PERALATAN DAN BAHAN

3.3.1 Peralatan :

a) Retort

b) Solvent extractor termasuk reflux condensor (pendingin) water trap dan

pemanas listrik

c) Timbangan analisis dengan batu timbangan

d) Gelas ukur

e) Exicator

f) Oven

3.3.2 Bahan :

24

Gambar 3.1. Exicator

Gambar 3.3. Retort

Gambar 3.5. Solvent extractor

Gambar 3.2. Oven

Gambar 3.4. Gelas Ukur

Gambar 3.6. Skema Stark dan Distilation Apparatur

3.4 PROSEDUR PERCOBAAN

Metode Destilasi

Prosedur :

1. Ambil fersh Core yang telah dijenuhi dengan air dan minyak.

2. Timbang Core tersebut, missal beratnya = a gram.

3. Masukkan Core tersebut ke dalam labu Dean & Stark yang telah diisi

dengan toluena.

a) Fresh core

b) Air

c) Minyak

25

4. Lengkapi dengan water trap dan reflux condenser.

5. Panaskan selama 2 jam hingga air tidak nampak lagi.

6. Dinginkan dan baca air yang tertampung di water trap, misalnya = b cc =

b gram.

7. Sampel dikeringkan dalam oven 15 menit (pada suhu 110oC).

Dinginkan dalam exicator 15 menit, kemudian timbang Core kering

tersebut, misalnya = c gram.

8. Hitung berat minyak :

= a – (b + c) gram = d gram.

9. Hitung volume minyak :

V o=d

B .J min yak=

e cc

10. Hitung saturasi minyak dan air :

So=e

VpSw= b

Vp

3.5 DATA PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN

3.5.1 Analisa

a) Timbangan core kering = 34,3 gr

b) Timbangan core jenuh = 37 gr

c) Volume pori = 9,43 cc

(didapat dari metode penimbangan)

26

d) Volume air yang didapat = 0.4 cc

e) Berat air yang didapat = 0.4 cc

f) Densitas minyak = 0.793 gr/cc

3.5.2 Perhitungan

a) Berat minyak = berat core jenuh - berat core kering – berat air

= 37 gr – 34,3 gr – 0.4 gr

= 2.3 gr

b) Volume minyak

V o =2.3 gr0.793 gr / cc

= 2,90 cc

c) Saturasi minyak (So)

So =Vo

V p= 2,90 cc

9,43 cc= 0.30

d) Saturasi air (Sw )

Sw =VW

Vp=0.4 cc

9,43 cc= 0.04

e) Saturasi gas (Sg)

Sg = 1 – (So + Sw) = 1 –(0.30 + 0.04) = 0.66

3.6 PEMBAHASAN

Saturasi fluida adalah ukuran kejenuhan fluida di dalam formasi

batuan atau dapat juga diartikan sebagai perbandingan antara volume pori

batuan yang terisi fluida terhadap volume pori total batuan. Di dalam suatu

batuan reservoir biasanya terdapat tiga jenis fluida, yaitu oil, water dan

27

gas. Dari data percobaan yang telah diberikan dan sesuai dengan hasil

perhitungan, dapat dilihat bahwa gas memiliki saturasi paling besar

dibandingkan oil dan water.

Dalam percobaan ini kita menentukan saturasi sauatu core.

Pertama kita menentukan volume masing-masing fliuda (minyak, air, gas)

dengan cara metode destilasi. Setelah didapatkan hasilnya, kita akan

mendapatkan berat minyak yaitu 2,3gr. Setelah berat minyak didapat lalu

menghitung volum minyak, dan hasilnya 2,90cc. Dari situ kita bias

menghitung saturasi minyak (So) yaitu 0,30, Setelah itu kita juga bias

mencari saturasi airnya dari berat air yang didapat yaitu 0,04, dan saturasi

gasnya adalah 0.66. Hasil Sg didapat dari persamaan. Dari semua hasil

saturasi, saturasi gas (Sg) yang nilainya besar, berarti core tersebut dominan gas.

3.7 KESIMPULAN

1. Perbandingan total fluida yang mengisi batuan terhadap volume pori

batuan tidak akan lebih besar dari 1

2. Saturasi adalah perbandingan volume pori yang diisi fluida tertentu

terhadap volume pori total batuan.

3. Melalui saturasi dapat diketahui fluida mana yang lebih dominan

dalam mengisi ruang (pori) batuan, pada percobaaan yang lebih

dominan adalah gas sebesar 66% .

4. Volume pori total (Vp) batuan mempengaruhi saturasi batuan.

5. Pengukuran saturasi sangat penting dalam penentuan jenis reservoir,

apakah merupakan reservoir minyak atau merupakan reservoir gas.

28

BAB IV PENGUKURAN PERMEABILITAS

1.

2.

3.

4.


1. Menghitung permeabilitas

2. Untuk mengetahui alat dan bahan yang digunakan

3. Untuk dapat mengetahui cara pengukuran permeabilitas dengan cara

Gas Permeameter.

4.2. TEORI DASAR

Permeabilitas adalah sifat-sifat fisik batuan reservoir untuk dapat

melewatkan fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa

merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Di dalam reservoir fluida

yang mengalir biasanya lebih dari satu macam, sehingga permeabilitas

dapat dibagi menjadi :

a) Permeabilitas Absolut

Permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori terdiri

hanya satu macam fluida.

b) Permeabilitas Efektif

Permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori lebih dari

satu macam fluida (misal minyak, gas, cair).

c) Permeabilitas Relatif

Perbandingan antara permeabilitas efetif dengan permeabilitas absolut.

29

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan kemampuan

batuan untuk mengalirkan fluida, pengertian kuantitatif pertama kali telah

dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan

bentuk differensial sebagai berikut :

dimana :

V = kecepatan aliran fluida, cm / det

μ = viscositas fluida yg mengalir, cp

dp/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

k = permeabilitas dalam media berpori, darcy.

Tanda negatip dalam Persamaan diatas menunjukkan bahwa bila

tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan

dengan arah pertambahan tekanan tersebut.

Selain itu adapula salah satu buku yang menuliskan, ”Permeabilitas

atau kululusan adalah suatu sifat batuan reservoir untuk dapat meluluskan

cairan melalui pori-pori yang berhubungan, tanpa merusak partikel

pembentuk atau kerangka batuan tersebut”. Definisi permeabilitas dapat

dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :

dimana :

q = kecepatan alir fluida, cm/s

k = permeabilitas, darcy

m = viskoditas, cp

v = - k.dpμ.dL

q= k . dpm.dy

30

dpdy = gradient hidrolik, atm/cm

Definisi API untuk 1 darcy : Suatu medium berpori mempunyai

kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 Darcy, jika cairan berfasa satu dengan

kekentalan 1 sentipoise mengalir dengan kecepatan 1 cm/sekon melalui

penampang seluas 1 cm2 pada gradient hidrolik satu atmosfer (76,0

mmHg) per sentimeter dan jika cairan tersebut seluruhnya mengisi

medium tersebut.

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan

tersebut adalah:

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible.

Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa,

kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan

pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif.

Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana

masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Sedangkan permeabilitas

relatif dinyatakan sebagai berikut :

, ,

Dimana masing-masing untuk permeabilitas relatif minyak, gas,

dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk sistem satu fasa,

hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang dialirkan

bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan. Laju aliran minyak

31

adalah Qo dan air adalah Qw. Jadi volume total (Qo + Qw) akan mengalir

melalui pori-pori batuan per satuan waktu, dengan perbandingan minyak-

air permulaan, pada aliran ini tidak akan sama dengan Qo / Qw. Dari

percobaan ini dapat ditentukan harga saturasi minyak (So) dan saturasi air

(Sw) pada kondisi stabil. Harga permeabilitas efektip untuk minyak dan air

adalah :

dimana :

o = viskositas minyak

w = viskositas air.

Percobaan ini diulangi untuk laju permukaan (input rate) yang

berbeda untuk minyak dan air, dengan (Qo + Qw) tetap kontan. Harga-

harga Ko dan Kw pada Persamaan dan

jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang

ditunjukkan pada Gambar 4.2 Dari Gambar 4.2 dapat ditunjukkan bahwa

Ko pada Sw = 0 dan So = 1 akan sama dengan harga K absolut, demikian

juga untuk harga K absolutnya (titik A dan B pada Gambar 4.2)

32

Gambar 4.1 Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air

(Craft, B.C., Hawkins M.F., 1959)

Hal penting untuk kurva permeabilitas efektif sistem minyak-air, yaitu

1. Ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian

juga kw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu,

sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi

laju aliran minyak karena Ko-nya yang kecil, demikian pula untuk

air.

2. Harga Ko dan Kw selalu lebih kecil dari harga K, sehingga

diperoleh persamaan :


4.3.1 Peralatan :

1) Liquid parameter

a) Core Holder untuk Liquid Permeameter

b) Thermometer R, Fill Connection

c) Cut off valve

d) Special Lid an Over Flow Tube

e) Burette

f) Discharge-fill valve assemble

g) Gas pressure line and pressure regulator

h) Gas inlet

i) Pencatat waktu

2) Gas parameter

a) Core holder dan thermometer

k o + k w ≤ 1

33

b) Triple range flowmeter dengan selector valve

c) Selector valve (flowmeter selector valve)

d) Pressure gauge

e) Pressure regulator

f) Gas inlet

g) Gas outlet

4.3.2 Bahan :

a) Fresh Core

b) Gas

Gambar 4.2. Gas Permeameter Gambar 4.3. Burette Gambar 4.4.Pressure

gauge


Dengan menggunakan gas permeameter

1. Pastikan regulating valve tertutup, hubungkan saluran gas inlet.

2. Masukkan Core pada Core holder.

3. Putar flowmeter selector valve pada tanda “Large”.

4. Buka regulating valve, putar sampai pressure gauge menunjukkan

angka 0,25 atm.

5. Pilih range pembaca pada flowmeter antara 20 – 140 division.

34

6. Jika pembacaan pada flowmeter di bawah 20, putar selector valve ke

“Medium” dan naikkan tekanan sampai 0,5 atm.

7. Jika pembacaan pada flowmeter di bawah 20, putar selector valve ke

”Small” dan naikkan tekanan sampai 1,0 atm.

8. Jika flowmeter tetap tidak naik dari angka 20, hentikan percobaan dan

periksa Core pada Core holder (tentukan kemungkinan-kemungkinan

yang terjadi).

9. Jika flowmeter menunjukkan angka di atas 140 pada ”lange” tebu,

maka permeabilitas Core terlalu besar.

10. Percobaan kita hentikan atau coba naikkan panjang Core atau kuramgi

cross sectional area dari Core.

11. Catat temperature, tekanan dan pembacaan flowmeter.

12. Ubah tekanan ke 0,25 atm dengan regulator.

13. Ulangi percobaan sebanyak 3 kali.

14. Perhitungan :

Persamaan yang digunakan dalam percobaan ini adalah :

k=μg Qg L

A ΔPPengukuran Permeabilitas Absolut dengan Gas Permeameter

Persamaan yang digunakan :

Dimana : k = Permeabilitas, darcy

μ g = Viskositas gas yang digunakan (lihat grafik), cp

Qg = Flow rate rata-rata (cc/dt) pada tekanan rata-rata,

ditentukan dari grafik kalibrasi.

k=μg Qg L

A ΔP

35

L = Panjang sample, cm

A = Luas penampang dari sample, cm2

ΔP = Pressure gradient, atm (0,25 atm, 0,5 atm, 1 atm)

Catatan : Jika digunakan gas N2 maka Q = 1,0168 udara.

4.5. DATA PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN

4.5.1. Analisa

a) Panjang Core (L) = 2,8 cm

Luas Penampang Core (A) = 12,56 cm2

Beda Tekanan ( ΔP ) = 0,2 atm

Flow Reading = 4,5 cm

Laju Aliran Gas = 21,922 cc/dt

Viscositas Gas ( μg ) = 0,01825 cp

Permeabilitas (k) = 0,445 darcy

Diameter = 3.72 cm

b) Panjang Core (L) = 2,8 cm


Beda Tekanan ( ΔP ) = 0,5 atm

Flow Reading = 9 cm

Laju Aliran Gas = 40,625 cc/dt


Permeabilitas = 0,330 darcy

Diameter = 4 cm

c) Panjang Core (L) = 2.3 cm

36


Beda Tekanan ( ΔP ) = 1 atm

Flow Reading = 12 cm

Laju Aliran Gas = 50 cc/dt


Permeabilitas = 0.203 darcy

Diameter = 4 cm

4.5.2. Perhitungan

a) Luas penampang core (A) = 14

π d2

= 14 3,14 x (4 cm)2

= 12,56 cm2

b) Permeabilitas (k)

k1

k1 = μg qg LA ∆ P

= 0,01825 cp × 21,922cc / dtk × 2,8 cm12,56 cm2× 0,2 atm

= 0,445 darcy

k2


= 0,01825 cp × 40,625 cc / dtk × 2,8 cm12,56 cm2 × 0,5 atm

= 0,330 darcy

k3


= 0,01825 cp × 50 cc / dtk × 2,8 cm12,56 cm2 × 1 atm

= 0,203 darcy

4.6. PEMBAHASAN

37

Sesuai dengan persamaan permeabilitas yang telah di sampaikan

pada poin sebelumnya, permeabilitas berbanding lurus dengan viskositas

gas, laju aliran gas dan panjang core, dan juga berbanding terbalik dengan

luas penampang core dan beda tekanan yang bekerja pada core. Ada tiga

macam data yang diberikan dalam percobaan ini, dengan flow reading,

laju aliran gas serta beda tekanan yang berbeda – beda. Data pertama

memiliki laju aliran gas 21,922 cc/dtk, beda tekanan 0,2 atm dan

menghasilkan permeabilitas senilai 0,445 darcy. Data kedua memiliki

laju aliran gas 40,625 cc/dtk dengan beda tekanan 0,5 atm menghasilkan

permeabilitas sebesar 0,330 darcy. Dan data ketiga memiliki laju aliran

gas sebesar 50 cc/dtk dengan beda tekanan 1 atm sehingga menghasilkan

permeabilitas sebesar 0,203 darcy. Seperti yang terlihat pada tabel dan

grafik di bawah ini:

Tabel 4.1 Hasil Perhitungan Permeabilitas dan Pressure

P K 1/∆p0,2 0.445 50,5 0.33 21 0.203 1

Grafik 4.1 Grafik Hubungan Permeabilitas dengan 1/ΔP

38

0 1 2 3 4 5 60

0.1

0.2

0.3

0.4

0.50.445000000000

001

0.330000000000001

0.203

PERMEABILITAS VS 1/ΔP

PERMEABILITAS VS 1/ΔP

1/ΔP (1/atm)

Permeabilitas (darcy)

4.7. KESIMPULAN

1. Ukuran porositas efektif sangat mempengaruhi permeabilitas.

2. Permeabilitas adalah kemampuan dari batuan untuk mengalirkan fluida

3. Permeabilitas dibedakan menjadi permeabilitas absolute,efektif dan

relatif

4. Semakin besar perbedaan tekanan semakin besar laju alir fluida

5. Perhitungan permeabilitas dari ketiga percobaan, semakin besar

perbedaan tekanan semakin kecil permeabilitasnya.

39

BAB V

SIEVE ANALYSIS


1. Untuk menentukan keseragaman butiran pasir ( C ) pada formasi batuan.

2. Untuk mengetahui alat yang digunakan

3. Untuk dapat mengetahui metode / cara yang digunakan

5.2. TEORI DASAR

Sieve analysis adalah penentuan persentase berat butiran agregat

yang lolos dari satu set sieve. Tahap penyelesaian suatu sumur yang

menembus formasi lepas (unconsolidated) tidak sederhana seperti tahap

penyelesaian dengan formasi kompak (consolidated) karena harus

mempertimbangkan adanya pasir yang ikut terproduksi bersama fluida

produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol dapat menyebabkan

pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi. Disamping itu juga

menimbulkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir lepas ini, pada

umumnya sensitive terhadap laju produksi. Apabila laju alirannya rendah,

pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya.

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran

meliputi penggunaan slotted atau screen liner, dan gravel packing. Metode

penanggulangan ini memerlukan pengetahuaan tentang distribusi ukuran

pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

40

Gambar 5.1. Gravel Packing

Gambar 5.2. Sieve Analysis

Pemasangan gravel pack bertujuan untuk menghentikan pergerakan

pasir formasi, serta memungkinkan produksi ditingkatkan sampai kapasitas

maksimum. Pada kenyataannya, operasi gravel pack gagal meningkatkan

kapasitas produksi, meskipun dapat menahan pergerakan pasir.

Kegagalan ini disebabkan oleh karena berkurangnya permeabilitas

didepan zona produktif, akibat partikel-partikel halus bercampur dengan

gravel. Percampuran partikel-partikel ini dapat terjadi baik pada saat operasi

gravel packing sedang berjalan maupun sesudahnya.

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Momentum1.png

41

Untuk menentukan ukuran gravel, beberapa ahli lain memberikan

saran atau pendapat sebagai berikut :

a. Saucier : D50 = 5 sampai 6 d50

b. Sparlin : D50 = 4 sampai 8 d50

c. TauschCorley: 6 d50 D 4 d10

d. Schwartz : untuk C < 3 D10 = 6 d10

untuk C < 3 D40 = 6 d40.

Schwartz, memberikan pendekatan dalam menentukan ukuran

gravel, yaitu dengan memperhatikan hal-hal sebagai berikut :

1. Analisis butiran pasir formasi.

Setelah diperoleh kurva distribusi ukuran butir pasir formasi

produktif, maka kurva tersebut digunakan untuk perhitungan

selanjutnya.

2. Harga perbandingan gravel terhadap pasir formasi atau G-S ratio.

G-S ratio adalah perbandingan antara ukuran butiran gravel dengan

ukuran butir pasir formasi. G-S ratio sangat penting hubungannya

dengan pemilihan ukuran gravel. Beberapa bentuk persamaan yang

diberikan oleh para ahli, adalah sebagai berikut:

a. Saucier :

b. Schwartz :

atau

42

c. CoberlyHillWagnerGumpertz :


5.3.1. Peralatan

a. Torison balance dan anak timbangan

b. Mortar dan pastle

c. Tyler sieve ASTM (2 ; 1 ; 1 ; 5 ; ¾ ; 4 ; 10 ; 20 ; 60 ; 140 ; 200)


Batuan reservoir

Gambar 5.3 Elektrik Sieve ShackerGambar 5.4 Mortar dan pastle


43

1. Ambil contoh bantuan resrvoir yang sudah kering dan bebas minyak.

2. Batuan dipecah-pecah menjadi fragmen kecil-kecil dan dimasukkan

kedalam mortal digerus menjadi butiran-butiran pasir.

3. Periksa dengan binocular, apakah butiran-butiran pasir tersebut benar-

benar saling terpisah.

4. Sediakan timbangan yang teliti 200 gram pasir tersebut.

5. Sediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat bagian

bawahnya (hati-hati waktu membersihkanya).

6. Susunlah sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok pada dasarnya

sedangkan sieve diatur dari yang paling halus diatas mangkok dan yang

paling kasar ada dipuncak.

7. Tuangkan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gr) kedalam sieve yang

paling atas, kemudian dipasang tutup dan dikeraskan penguatnya.

8. Goncangkan selama 30menit.

9. Tuangkan isi sieve yang paling kasar (atas) kedalam mangkok kemudian

ditimbang.

10. Tuangkan isi sieve yang paling halus (berikutnya) ke dalam mangkok

tadi juga, kemudian timbang berat kumulatif.

11. Teruskan cara penimbangan di atas sampai isi seluruh sieve ditimbang

secara kumulatif.

12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir

dalam tiap-tiap sieve.

13. Ulangi langkah 1 sampai dengan 11 untuk contoh bantuan reservoir yang

kedua.

14. Buat tabel dengan kolom, no sieve, opening diameter, % retained

cumulative, percent retained, seperti berikut ini:

15. Buat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative percent

retained

16. Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), hitung:

x

55,66

0,59 1,19

44,92

40

44

Sorting coefficient =

dia pada 25 %dia pada 75 %

Medium diameter pada 50% = ........................mm


5.5.1. HASIL PERCOBAAN

Berat sample : 100 grTabel 5.1 Hasil Percobaan Pengayaan

US Sieve

Series No

Opening Diameter

(mm)

Berat

(gr)

Berat

Kumulatif

% Berat

Kumulatif

16 1,19 46 46 44,92

30 0,59 11 57 55,66

40 0,42 18 75 73,24

50 0,297 27,4 102,4 100

5.5.2. Perhitungan

1. Berat kumulatif sieve no.16 = 46

% Berat kumulatif sieve no. 16 = 46/102,4 × 100% = 44,92%

2. Berat kumulatif sieve no. 30 = 46+ 11 = 57


3. Berat kumulatif sieve no. 40 = 57 + 18 = 75


4. Berat kumulatif sieve no. 50 = 75 + 27,4 = 102,4

% Berat kumulatif sieve no. 50=102,4/102,4 × 100% = 100%

Untuk 40%

1,19

55,66

0,59 x

50

44,92

45

55,66 – 44,92 0.59 – 1.19

55,66 – 40 0.59 – x

10,74 – 0.6

15,66 0,59 – x

x 1,404 cc

Untuk 50 %

55,66 – 50 0,59 – x

55,66 – 44,92 0,59 – 1.19

5,66 0,59 – x

10,74 – 0.6

x 0,906 cc

Untuk 90%

73,24

90100

46

100 – 90 0,297 – x

100 – 73,24 0,297 – 0,42

10 0,297 - x

26,76 –0,123

x 0,334 cc

Membuat grafik semilog, hubungan antara opening diameter vs % berat

kumulatif.

Dari hasil plot didapatkan:

1. Opening diameter pada berat kumulatif 50% : d50 : 0,906 mm



Koefisien keseragaman butir pasir (C) adalah :

C =

d40

d90= 1 ,404 mm

0 ,334 mm=

4,203

Menurut Schwartz adalah :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3 < C < 5, merupakan pemilahan yang sedang

5.6. PEMBAHASAN

Sieve analysis adalah metode untuk menentukan pembagian butir

atau gradasi dalam bentuk agregat kasar dan agregat halus dengan

menggunakan saringan atau sieve.. Dapat dilihat pada grafik dibawah ini:

0,297 x 0,42

47

Tabel 5.2. Opening diameter dan % berat kumulatif

Opening Diameter % Berat Komulatif

1.404 40

1.19 44.92

0.906 50

0.59 55.66

0.42 73.34

0.334 90

0.297 100

Grafik 5.1.Hubungan Opening diameter terhadap % berat kumulatif

0.1 1 100

20

40

60

80

100

120

4044.925055.66

73.34

90

100

Opening Diameter vs % Berat Komulatif

Opening Diameter vs % Berat Komulatif

Opening Diameter

% Berat Komulatif

Grafik diatas merupakan grafik hubungan antara % berat kumulatif dengan

opening diameter (mm). Karena nilai terkecil pada grafik adalah 44.92%,

sehingga untuk mendapatkan opening diameter pada 40% maka ditarik atau

memperpanjang garis dari grafik, dan didapatkan opening diameter pada

48

40%. Sesuai pada table 5.1 pada angka yang diberi warna merah,

merupakan angka sembarang untuk menentukan titik perpotongan % berat

kumulatif 40%. Dari titik perpotongan tersebut didapatkan d40 = 1,404mm.

Maka didapatkan C = 4,203 ,didapatkan dari C sama dengan perbandingan

antara d40 dengan d90.

Dalam ketentuan Schwartz 0>C > 5 dikatakan pemilahan yang sedang.

5.7. KESIMPULAN

1. Keseragaman butiran core yang diteliti merupakan pemilahan yang

sedang C = 4,203

2. Besar Opening Diameter & ayakan menentukan seberapa banyak butir

pasir yang tersaring

3. Semakin kecil ukuran opening diameter, semakin besar % berat

kumulatifnya.

4. Save analysis digunakan untuk menentukan keseragaman butir suatu

batuan

5. Ketika menghadapi masalah kepasiran pada formasi perlu dilakukan

sieve analysis guna untuk menentukan besar saringan yang akan

digunakan untuk menanggulanginya.

49

BAB VI

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPLE FORMASI

DALAM LARUTAN ASAM


1. Menghitung % berat solubility

2. Mengetahui cara perhitungannya

3. Mengetahui reaktivitas batuan terhadap asam

6.2. TEORI DASAR

Salah satu cara untuk meningkatkan produksi minyak pada batuan

resevoir carbonat adalah dengan cara pengasaman atau memompakan asam

(HCl) kedalam reservoir. Batuan reservoir yang bisa diasamkan dengan HCl

adalah : Limestone, Dolomit dan Dolomit Limestone.

Terlebih dahulu harus direncanakan dengan tepat data – data

laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi, fluida reservoir dan fluida

stimulasi. Informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat

digunakan engineer untuk merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, dan

pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai

dengan yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya

larut asam terhadap sample batuan (acid solubility).

Metode ini menggunakan teknik gravimetric untuk menentukan

reaktivitas formasi dengan asam

Dalam industri mineral Asam yang paling banyak digunakan dalam

acidizing antara lain:

1. Organic acid, HCH3Cos dan HCO2H

2. Hydrochloric acid, HF dan Hydrofluoric acid, HCL

50

Adapun syarat-syarat utama agar asam dapat digunakan dalam opeasi

acidizing (pengasaman) ini adalah:

1. Tidak terlampau reaktif terhadap peralatan logam.

2. Harus dapat bereaksi/melarutkan karbonat atau mineral endapan lainnya

sehingga membentuk soluble product atau hsil-hasil yang dapat larut.

Pada prinsipnya stimulasi dengan pengasaman dapat dibedakan menjadi

2(dua) kelompok yaitu;

Pengasaman pada perlatan produksi yaitu; tubing dan flowline.

Pengasaman pada formasi produktif yaitu; perforasi dan lapisan.

Organisme sangat berperan dalam pembentukan batuan karbonat,

yaitu sebagai penghasil unsur CaCo3. Organisme pembentuk batuan

karbonat dapat terdiri dari Koral, Ganggang, Molluska, Bryozoa,

Echinodermata, Brachiopoda, Ostracoda, Porifera dan beberapa jenis

organisme lainnya. Batuan karbonat sangat penting di dalam industri

perminyakan. Dari 75% daratan yang dibawahi oleh batuan sedimen, batuan

karbonat dapat dikelompokkan menjadi empat jenis, yaitu terumbu, dolomit,

gamping klastik dan gamping afanitik..


6.3.1. Peralatan

1. Mortal dan pastle

2. Oven

3. Erlenmeyer

4. Kertas Saring

5. Soxhelet Aparatus

6. ASTM 100 Mesh

51

6.3.2.

Bahan yang digunakan

1. Core (Batu Gamping dan Batu pasir)

2. HCI 15% atau mud acid (15%HCI + 3%HF)

3. Larutan indicator methyl orange (1 gram methyl orange) dilarutkan

dalam 1 liter aquades atau air suling


1 Core diekstrasi terlebih dahulu dengan toluene/benzene pada soxhelt

Aparatus. Kemudian keringkan dalam oven dalam suhu 105oC (220oF).

2 Hancurkan sampel kering pada mortal hingga dapat lolos pada ASTM

100 Mesh.

3 Ambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan masukan pada

Erlenmeyer 500 ml, kemudian masukkan 150 ml HCI 15% dan

digoyangkan hingga CO2 terbebaskan semua.

4 Setelah reaksi selesai tuangkan sampel residu plus larutan Erlenmeyer

pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sampel dengan aquades sedemikian

rupa hingga air filtrate setelah ditetesi larutan methyl orange tidak

nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).

Gambar 6.1.Erlenmeyer Gambar 6.2. Kertas saring

Gambar 6.3.Soxhelet Aparatus

52

5 Keringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu 105oC

(220oF), kemudian dinginkan dan akhirnya ditimbang.

6 Hitung kelarutan sebagai % berat dari material yang larut dalam HCI

15%.


Berat Sampel Pasir

Berat sampel pasir sebelum pengasaman = 11 gr

Berat sampel pasir setelah pengasaman = 11 gr

% Berat Solubility Batu Pasir =

W − wW

× 100 %

=

11 gr − 11gr11 gr

× 100 %

= 0 %

Berat Sampel Karbonat

Berat sampel karbonat sebelum pengasaman = 38 gr

Berat sampel karbonat setelah pengasaman = 35 gr

% Berat Solubility Karbonat =

W − wW

× 100 %

=

38 gr − 35 gr38 gr

× 100%

= 7,894 %

6.6. PEMBAHASAN

Dalam percobaan ini kita akan menentukan % solubility batu pasir

dan batu karbonat. Pada batu pasir data diatas didapatkan dari berat batu

pasir sebelum pengasaman 11 gr dan sesudah pengasaman 11 gr, maka %

solubility dari batu pasir adalah 0 %. Pada batu karbonat berat batu pasir

53

sebelum pengasaman 38 gr dan setelah pengasaman 35 gr, maka %

solubility dari batu karbonat adalah 7,894 %. Dari data diatas dapat

dikatakan bahwa residu hasil pengasaman mempengaruhi besar kecilnya %

solubility yang dihasilkan. Di dalam dunia perminyakan pengasaman

berfungsi untuk membersihkan penyumbatan di dalam lubang perforasi

6.7. KESIMPULAN

1. Persentase berat solubility pada sampel batu karbonat lebih besar

dibanding dengan sampel batu pasir.

2. Persentase berat solubility adalah sebagai persentase berat material yang

larut dalam asam

3. Melalui data persentase berat solubility dapat direncanakan seberapa

pekat asam yang akan diinjeksikan ke formasi.

4. Penginjeksian asam ke formasi bertujuan untuk meningkatkan

produktifitas sumur

5. Acidizing merupakan salah satu cara dalam meningkatkan produktivitas

suatu sumur dengan menginjeksikan asam ke formasi.

BAB VII

54

PENENTUAN TEKANAN KAPILER PADA SAMPLE

BATUAN RESERVOIR


1. Menghitung Tekanan Kapiler

2. Mengetahui cara / metode yang digunakan dalam pengukuran tekanan

kapiler

3. Mengetahui pengaruh tekanan kapiler terhadap laju produksi

7.2. TEORI DASAR

Distribusi fluida vertical dalam reservoir memegang peranan penting

didalam perencanaan well completion. Distribution secara vertikal ini

mencerminkan distribusi saturasi fluida yang menepati setiap porsi rongga

pori. Adanya tekanan kapiler ( Pc ) mempengaruhi distribusi minyak dengan

gas didalam rongga pori tidak terdapat batas yang tajam atau berbentuk zona

transisi. Oleh tekanan kapiler dapat dikonversi menjadi ketinggian diatas

kontak minyak air ( H ), maka saturasi minyak, air dan gas yang menempati

level tertentu dalam reservoir dapat ditentukan. Dengan demikian distribusi

saturasi fluida ini merupakan salah satu dasar untuk menentukan secara

efisien letak kedalaman sumur yang akan dikomplesi.

Di dalam batuan reservoir, gas, minyak dan air biasanya terdapat

bersama-sama dalam pori-pori batuan, yang masing-masing fluida tersebut

mempunyai tegangan permukaan yang berbeda-beda.

Dalam sistem hidrokarbon di dalam reservoir, terjadi beberapa

tegangan permukaan antara fluida, yaitu antara gas dan cairan, antara dua

fasa cairan yang tidak bercampur ( immicible ) dan juga antara cairan atau

gas dengan padatan. Tekanan kapiler ( Pc ) didefinisikan sebagai perbedaan

55

tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur

( cairan-cairan atau gas-cairan ) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan

permukaan yang memisahkan mereka ( Amyx, J. W. 1960 ). Perbedaan

tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non wetting

fasa ( Pnw ) dengan fluida wetting fasa ( Pw ) atau :

Pc=Pnw−PwfTekanan kapiler mempunyai dua pengaruh yang penting dalam reservoir

minyak atau gas, yaitu :

a. Mengontrol distribusi fluida di dalam reservoir

b. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak

atau mengalir melalui pori-pori reservoir sampai mencapai

batuan yang impermeable.

Tekanan kapiler di dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori

dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan

sebagai berikut :

dimana :

Pc = tekanan kapiler

= tegangan permukaan antara dua fluida

cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida

r = jari-jari lengkung pori-pori

= perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kolom


7.3.1. Peralatan

56

Mercury Injection Capillary apparatus dengan komponen – komponen

sebagai berikut :

a. Pump cylinder

b. Measuring screw

c. Make up. Nut

d. Picnometer lid

e. Sampel holder

f. Observation window

g. Pump scale

h. Mecrometer dial

i. Pressure hoss

j. 0 – 2 atm ( 0 – 30 psi ) pressure gauge

k. 0 – 5 atm ( 0 – 200 psi ) pressure gauge

l. 0 – 15 atm ( 0 – 2000 psi ) Pressure gauge

m. Vacum gauge

n. Pressure control

o. Pressure relief valve

p. Pump plunger

q. Yoke stop

r. Travelling yoke


a. Fresh core

b. Gas

57

Gambar 7.1.Mercury Injection Capillary Pressure Apparatus Gambar 7.2.Vacuum Gauge

Gambar 7.3 Sample Holder

Gambar 7.4. Pump Plunger Gambar 7.5. Travelling Yoke Gambar 7.6. Make-up Nut

Gambar 7.7.Pump Cylinder Gambar 7.8.Picnometer Lid Gambar 7.9.Pressure Control

58

Gambar 7.10.Pressure relief valve


7.4.1.Kalibrasi Alat

Yaitu untuk menentukan volume picnometer (28; 150 cc).

1. Pasang picnometer lid (4) pada tempatnya, pump metering plunger

diputar penuh dengan manipulasi handwheel.

2. Buka vacuum valve pada panel, system dikosongkan sampai small gauge

menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup, picnometer

dikosongkan sampai tekanan absolute kurang dari 20 micro.

3. Putar handwheel sampai metering plunger bergerak maju dan mercury

level mencapai lower reference mark.

4. Moveable scale ditetapkan dengan yoke stop (pada 28 cc) dan

handwheel dial diset pada pembacaan miring kanan pada angka 15.

5. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada upper reference mark,

skala dan dial menunujukkan angka nol. (0,000).

6. Jika pembacaan berbeda sedikit dari nol, perbedaan tersebut harus

ditentukan dan penentuan untuk dial handwheel setting pada step 4. Jika

59

perbedaan terlalu besar yoke stop harus direset kembali dan deviasi

pembacaan adalah 0,001 cc.

Karena dalam penggunaan alat ini memakai tekanan yang besar

tentu akan terjadi perubahan volume picnometer dan mercury. Untuk itu

perlu dilakukan Pressure-volume Correction yaitu :

1. Letakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger diputar

penuh dengan memanipulasi handwheel.

2. Ubah panel valve ke vacuum juga small pressure gauge dibuka, system

dikosongkan sampai absolut pressure kurang dari 20 micro.

3. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference amrk, adjust

moveable scale dan handwheel scale dial pada pembacaan 0,00 cc

kemudian tuutp vacuum valve.

4. Putar bleed valve mercury turun 3 mm di bawah upper reference mark.

5. Putar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark lagi dan

biarkan stabil selama 30 detik.

6. Baca dan catat tekanan pada small pressure gauge serta hubungan

volume scale dan dial handwheel (gunakan dial) yang miring kekiri

sebagai pengganti 0-5 cc. Graduated interval pada skala.

7. Ste d, e, f diulang untuk setiap kenaikkan pada sistem, kemudian catat

volume dan tekanan yang didapat. Jika tekanan telah mnecapai limit 1

atm, bukan Nitrogen valve.

8. Jika telah mencapai limit gunakan 0,150 atm gauge.

9. Jika test telah selesai tutup panel nitrogen valve, sistem tekanan

dikurangi dengan mengeluarkan gas sampai tekanan sistem mencapai 1

atm.

10. Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat bagaimana

terjadinya perubahan pressure-volume.

A – B = Perubahan volume oleh tekanan (pada tekanan rendah)

60

C – D = Perubahan volume pada tekanan tinggi

E = Inflection point

7.4.2.Prosedur Untuk Menentukan Tekanan kapiler

1. Siapkan Core (memp. Pore vol) yang telah diekstrasi dengan vol 1 – 2

cc, kemudian tempatkan pada Core holder.

2. Picnometer lid dipasang pada tempatnya dan putar handwheel secara

penuh.

3. Ubah panel valve ke vacuum dan pressure gauge dibuka, system

dikosongkan sampai absolut pressure kurang dari 29 micron.

4. Tutup vacuum, putar pump metering plunger sampai level mercury

mencapai lower reference mark.

5. Pump scale diikat dengan yoke stop dan dial handwheel diset pada

pembacaan 15 (miring kanan). Dan berikan pembacaan pertama 28,150

cc.

6. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark. Baca

besarnya bulk volume dari pump scale dan handwheel dial. Sebagai

contoh jika pembacaan skala lebih besar dari 12 cc dan dial handwheel

menunjukkan 32,5 maka bulk volume sample 12,325 cc.

7. Gerakkan pump scale dan handwheel dial pada pembacaan 0,000 cc.

8. Putar bleed valve, maka gas / udara mengalir ke sistem sampai level

mercury turun 3 sampai 5 mm di bawah upper reference mark.

9. Putar pompa sampai permukaan mercury mencapai tanda paling atas dan

usahakan konstan selama 30 detik.

10. Baca dan catat tekanan (low pressure gauge) dan volume scale beserta

handwheel dial (miring ke kiri) untuk mengganti 0-5 cc graduated

interval pada scale.

11. Step 8, 9, 10 diulang untuk beberapa kenaikkan tekanan. Jika tekanan

telah mencapai 1 atm buka nitrogen valve. Jika sistem telah mencapai

0

1

0,15 x

0,1

0

61

limit pada 0-2 atm gauge, gauge diisolasi dari sistem dan gunakan 0-150

atm gauge.

12. Step 11 diulangi sampai tekanan akhir didapat.

13. Catatan : fluktuasi thermometer 1 – 2 oC.

14. Jika test telah selesai, nitrogen valve ditutup. Tekanan sistem dikurangi

sampai mencapai tekanan atm dengan mengeluarkan gas lewat bleed

valve.


Perhitungan Kolom 2 :

Rumus:

1. 0,1 + 0,05 = 0,15 atm

2. 2,5 + 0,05 = 2,55 atm

3. 3,5 + 0,05 = 3,55 atm

4. 4 + 0,05 = 4,05 atm

5. 6,5 + 0,05 = 6,55 atm


Dengan cara Interpolasi mencari nilai pressure volume correct :

No. 1

1 – 0,1 0,15 - x

1 – 0 0,15 – 0

Indicator pressure + 0,05 atm

0,15

4

0,25 x

2,5

1

0,15

4

0,25 x

3,5

1

62

0,9 0,15 - x

1 0,15

x = 0.015 cc

No. 2

4 – 2,5 0,25 - x

4 – 1 0,25 – 0.15

1,5 0,25 - x

3 0,1

x = 0,2 cc

No. 3

4 – 3,5 0,25 - x

4 – 1 0,25 – 0,15

0.5 0,25 - x

0,15

9

0,35 x

4

1

0,25

9

0,35 x

6,5

4

63

3 0,1

x = 0,233 cc

No. 4

9 – 4 0,35 - x

9 – 1 0,35 – 0.15

5 0,35 - x

8 0,2

x = 0,25 cc

No. 5

9 – 6,5 0,35 - x

9 – 4 0,35 – 0,25

2,5 0,35 - x

5 0,1

64

x = 0,3 cc


Rumus:

1. 25,103 – 0,015 = 25,088 atm

2. 22,5 - 0,2 = 22,3 atm

3. 17,5 - 0,233 = 17,267 atm

4. 15 - 0,25 = 14,75 atm

5. 13 - 0,3 = 12,7atm


Rumus :

Volume Pori = 30 cc

1. = 83,627 %

2. = 74,333 %

3. = 57,557 %

4. = 49,167 %

5. = 42,333 %

Kolom3 – Kolom 4

Actual Volume Mercury of InjectionVolume pori

x 100 %

25 , 00830

x 100 %

22 , 330

x 100%

17 ,26730

x 100 %

14 ,7530

x 100%

12 ,730

x 100%

65

Tabel 7.1. Hubungan antara Mercury saturation dengan Correct Pressure

No. Indicator Pressure

(atm)

Correct Pressure

(atm)

Indicator Volume

of Mercury Injection

Pressure Volume

Correction (cc)

Actual Volume

of Mercury Injection

(cc)

Mercury saturation

(%)

1 0.1 0.15 25.103 0.015 25.088 83.6272 2.5 2.55 22.5 0.2 22.3 74.3333 3.5 3.55 17.5 0.233 17.267 57.5574 4 4.05 15 0.25 14.75 49.1675 6.5 6.55 13 0.3 12.7 42.3336 7.5 7.55 10.333 0.32 10.013 33.3777 10.5 10.55 9.1 0.363 8.737 29.1238 15 15.05 9 0.4 8.6 28.6679 22 22.05 8.64 0.435 8.205 27.3510 35 35.05 8.6 0.48 8.12 27.06711 58 58.05 7.89 0.508 7.382 24.60712 70 70.05 7.6 0.518 7.082 23.60713 75 75.05 7.4 0.52 6.88 22.93314 80 80.05 7 0.523 6.477 21.5915 85 85.05 6.95 0.529 6.421 21.40316 90 90.05 6.9 0.531 6.369 21.2317 95 95.05 6.7 0.536 6.164 20.54718 105 105.05 6.5 0.547 5.953 19.84319 115 115.05 6.4 0.574 5.826 19.4220 120 120.05 6.3 0.59 5.71 19.033

Tabel 7.2 Pressure Volume Correction

Pressure (atm) Volume (cc)

0 0

1 0.15

4 0.25

9 0.35

15 0.4

25 0.45

35 0.48

40 0.49

50 0.5

60 0.51

100 0.54

110 0.56

120 0.59

125 0.62

128 0.64

130 0.67

131 0.69

132 0.71

133 0.74

134 0.77

135 0.8

136 0.83

137 0.87

139 0.99

140 1

66

7.6. PEMBAHASAN

Pada percobaan ini membahas mengenai tekanan kapiler yang

diberikan kepada suatu formasi batuan reservoir. Tekanan kapiler

merupakan perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang

tidak tercampur, sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang

memisahkan fluida tersebut. Ada dua grafik yang akan dibahas pada bab ini,

yaitu:

Grafik 7.1. Hubungan Correct Pressure (atm) dan Mercury Saturation (%)

10 20 30 40 50 60 70 80 900

20

40

60

80

100

120

Correct Pressure vs Mercury Sat-uration

Correct Pressure vs Mercury Saturation

Mercury Saturation (%)

Corr

ect P

ress

ure

(atm

)

Grafik di atas adalah grafik hubungan antara correct pressure dengan

mercury saturation. Titik perpotongan pada grafik didapatkan dari table 7.1,

dari garfik pada data pertama correct pressure 0,15 atm mercury

67

saturationnya adalah 83,67 %. Jika semakin naik correct preesure semaklin

turun mercury saturationnya seperti pada grfik pada correct pressure 2,55

atm mercury saturationnya menurun yaitu 74,33 %.

Grafik 7.2.Hubungan Pressure (atm) terhadap Volume (cc)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.50

102030405060708090

100110120130140150

Pressure vs Volume

Pressure vs Volume

Volume (cc)

Pres

sure

(atm

)

Grafik diatas merupakan grafik hubungan antara volume (cc)

dengan pressure (atm). Dari grafik dapat kita lihat bahwa semkain besar

volume suatu batuan dalam reservoir, semakin besar pula tekanan yang

diberikan pada batuan. Seperti pada data pada saat volum pada batuan

adalah 0,15 cc maka tekanan yang diberikan sebesar 1 atm. Dan ketika

volume dinaikkan menjadi 0,25 cc, pressure yang diberikan juga bertambah

besar yaitu 4 atm. Tekanan kapiler mempengaruhi distribusi minyak dengan

68

gas didalam rongga pori tidak terdapat batas yang tajam atau berbentuk zona

transisi.

7.3 KESIMPULAN

1. Tekanan kapiler adalah perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi

batuan terhadap fluida yang tidak membasahi batuan

2. Dalam sistem hidrokarbon di dalam reservoir, terjadi beberapa tegangan

permukaan antara fluida

3. Tekanan kapiler mempunyai dua pengaruh yang penting dalam reservoir

minyak atau gas, yaitu :Mengontrol distribusi fluida di dalam

reservoir.Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk

bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir sampai

mencapai batuan yang impermeable.4. Semkain besar volume suatu batuan dalam reservoir, semakin besar pula

tekanan yang diberikan pada batuan

5. Distribusi saturasi fluida ini merupakan salah satu dasar untuk

menentukan secara efisien letak kedalaman sumur yang akan

dikomplesi.

69

BAB VIII

PEMBAHASAN UMUM

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan

(menggambarkan prosentase dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh

fluida).Klasifikasi dari porositas, antara lain :

Berdasarkan proses pembentukannya :

Porositas Primer

Merupakan porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan

batuan.

Porositas Sekunder

Merupakan porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan

terjadi. Porositas sekunder dapat terjadi antara lain akibat aksi pelarutan air

tanah atau akibat rekahan (hydraulic fracturing).

Berdasarkan sudut teknik reservoir :

Porositas absolut (Øabs)

Didefenisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori dengan

volume total batuan ( bulk volume )

Porositas efektif (Øeff)

Porositas efektif adalah volume pori yang berhubungan dengan volume

total batuan.

Dalam hal ini atau percobaan ini kita akan menentukan porositas effektif yang

dilakukan dalam dua metode yaitu dengan cara menimbang sampel core dan

dengan mercury injection pump. Setelah kita ketahui hasil dari porositas maka kita

akan mengetahui jenis fluida yang akan melewati pori-pori batuan, untuk

mengetahui jenis fluida yang melewati pori-pori batuan kita bisa mengetahuinya

dengan cara mencari saturasinya. Porositas berhubungan dengan saturasi,semakin

70

besar besar porositas maka semakin besar saturainya. Dalam dunia perminyakan

penghitungan porositas sangat penting dilakukan terutama dalam pengestimasian

cadangan minyak suatu reservoir.

Saturasi fluida merupakan ukuran kejenuhan fluida di dalam formasi batuan

atau dapat juga didefinisikan perbandingan antara volume pori batuan yang terisi

fluida terhadap volume pori total batuan. Di dalam suatu batuan reservoir

biasanya terdapat tiga jenis fluida, yaitu oil, water dan gas. besar kecilnya volume

fluida yang mengisi pori – pori batuan dapat mempengaruhi besar kecilnya

saturasi fluida tersebut di dalam suatu formasi batuan reservoir. Dalam percobaan

ini kita akan menentukan saturasi sauatu core. Pertama kita akan menentukan

volume masing-masing fliuda (minyak, air, gas) dengan cara metode destilasi.

Setelah dapat mencari Saturasi fluidanya (oil, gas water). Setelah kita ketahui

jenis fluida apa yang melewati pori-pori batuan dari saturasi, maka kita juga harus

mengetahui kemampuan batuan tersebut untuk bisa melewatkan fluida ini. Untuk

itu kita harus menentukan dulu permeabilitas. Dalam dunia perminyakan saturasi

digunakan untuk menentukan jeniss reservoir, apakah dominan gas atau oil.

Sementara permeabilitas adalah sifat-sifat fisik batuan reservoir untuk dapat

mengalirkan fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak

partikel pembentuk batuan tersebut. Di dalam reservoir fluida yang mengalir

biasanya lebih dari satu macam, sehingga permeabilitas dapat dibagi menjadi.

Permeabilitas memiliki satuan yaitu darcy, Dimana satu darcy berlaku, dengan

viscositas 1 Cp, dengan laju alir 1 cc/dt melalui luas penampang 1 cm2 dan

mengalami penurunan tekanan 1 atm/ cm.Dalam percobaan ini kita akan

menentukan permeabilitas suatu sample (core) dengan menggunakan gas

permeameter. Percobaan dilakukan 3 kali. Setelah didapatkan hasil-hasilnya lalu

dimasukkan atau diplotkan ke dalam suatu grafik, seperti grafik 4.1 garfik

hubungan antara permeabilitas (k) dengan perbedaan tekanan (1/P).

Permeabilitas sangat dipengaruhi oleh perbedaan tekanan dan viskositas fluidanya

artnya berhubungan dengan tekanan kapiler dan saturasinya. Dalam dunia

71

perminyakan permeabilitas digunakan sebagai acuan dalam menentukan laju

produksi suatu sumur, jika permeabilitas baik maka laju alirnya pun baik

Sieve analysis digunakan dalam teknik reservoir untuk menentukan

keseragaman butiran , yaitu antara butiran yang halus dan butiran yang kasar. Di

dalam menentukan keseragaman butiran, digunakan ketentuan Schwartz, yaitu:

C < 3 merupakan pemilahan yang sedang

C > 5 merupakan pemilahan yang jelek

3 < C < 5 merupakan pemilahan yang sedang.

Dari ketentuan Schwartz tersebut, kita dapat mengetahui seberapa baiknya

pemilahan yang terdapat pada formasi batuan reservoir tersebut, sedangkan pada

tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas (unconsolidated)

tidak sederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi kompak (consolidated)

karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut terproduksi bersama

fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol dapat menyebabkan

pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi. Disamping itu, juga

menimbulkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir lepas ini, pada

umumnya sensitive terhadap laju produksi, apabila laju alirannya rendah pasir

yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya. Metode yang umum untuk

menanggulangi masalah kepasiran meliputi penggunaan slotted atau screen liner,

dan gravel packing. Metode penanggulangan ini memerlukan pengetahuaan

tentang dstribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan

gravel yang tepat. Dalam percobaan ini menentukan keseragaman butir (C)

dengan cara menghitung berat kumulatif dan % berat kumulatif lalu, dari data

tersebut diplotkan kedalam suatu grafik hubungan antara opening diameter dengan

% berat kumulatif. Keseragaman butiran akan mempengaruhi porositasnya, dan

saturasi serta permeabilitas secara relatif.

Stimulasi dengan pengasaman, sebelum melakukannya harus direncanakan

dengan tepat dengan data-data laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi,

fluida reservoir dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh dari

72

laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk merencanakan stimulasi

dengan tepat , pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktivitas formasi

sesuai dengan yang diharapkan . Salah satu informasi yang diperlukan adalah

daya larut asam terhadap sampel batuan ( acid solubility ). Metoda ini

menggunakan teknik gravimetric untuk menentukan reaktivitas formasi dengan

asam. Batuan karbonat (mineral limestone) biasanya larut dalam HCl, sedangkan

silikat (mineral Clay) larut dalam mud acid. Hubungan pelarutan ini, lebih kepada

permeabilitas formasi, dengan mengasamkan formasi atau menginjeksikan asam

ke dalam formasi, maka akan menaikan permeabilitas formasi dengan cara

menurunkan viskositasnya fluidanya. Penerapan pengasaman ini dalam dunia

perminyakan, ada pada metode acidizing, hydrolic fracturing.

Tekanan kapiler merupakan perbedaan tekanan yang ada antara permukaan

dua fluida yang tidak tercampur, sebagai akibat dari terjadinya pertemuan

permukaan yang memisahkan fluida tersebut. Correct pressure sangat

mempengaruhi besar kecilnya mercury saturation suatu batuan reservoir, karena

apabila correct pressure semakin besar maka mercury saturation pada batuan akan

semakin kecil. Semakin besar volume yang terdapat dalam batuan, maka semakin

besar pula pressure yang diberikan kepada batuan tersebut. Dalam percobaan ini

kita menentukan hubungan antara correct pressure dengan mercury saturation

seperti pada grafik 7.1, dapat kita simpulkan bahwa mercury saturation

mempengaruhi crrect pressure karena apabila tekanan naik maka mercury

saturation menurun. Pada grafik 7.2 adalah menentukan hubungan antara volume

dengan tekanan, dari grafik kita lihat semakin besar volume semakin besar pula

tekanan yang diberikan. Tekana Kapiler erat kaitannya dengan saturasi dari fluida,

artinya perbedaan tekanan juga dipengaruhi oleh volume daru fluidanya. Dalam

dunia perminyakan tekanan kapiler digunakan untuk menentukan kedalaman

sumur yang akan dikomplesi.

74

BAB IX

KESIMPULAN UMUM

1. Analisa inti batuan adalah merupakan tahapan analisa setelah contoh formasi

di bawah permukaan (core) diambil.

2. Terdapat 5 macam sifat fisik fluida yaitu porositas, saturasi, permeabilitas,

resistivity dan wetabiliti.

3. Porositas adalah perbandingan volume pori batuan dengan volume total

batuan.

4. Saturasi oil merupakan perbandingan antara volume pori core yang diisi oleh

oil dengan volume pori total core. Saturasi water merupakan perbandingan

antara volume pori core yang diisi oleh water dengan volume pori total core.

5. Besar kecilnya volume fluida yang mengisi pori – pori batuan dapat

mempengaruhi besar kecilnya saturasi fluida tersebut di dalam suatu formasi

batuan reservoir.

6. Permeabilitas adalah kemampuan dari suatu batuan untuk melewatkan fluida.

7. Sieve analysis merupakan metode dalam menentukan keseragaman butiran

dari batuan.

8. Pasir merupakan permasalah di formasi untuk mencegahnya dapat

menggunakan slotted liner namun sebelumnya ditentukan ukuran slotted.

9. Keseragaman butiran pada batuan formasi penting diketahui karena sebagai

referensi data dalam penentuan besar pengayak pasir dalam formasi (slotted).

75

10. Menurut Schwartz keseragaman butir dibedakan menjadi, C < 3 merupakan

pemilahan yang sedang,C > 5 merupakan pemilahan yang jelek, 3 < C < 5

merupakan pemilahan yang sedang.

11. Stimulasi adalah upaya dalam peningkatan produktifitas sumur, salah satunya

adalah menggunakan metode acidizing.

12. Sebelum melakukan acidizing terlebih dahulu ditentukan %berat solubility

batuan.

13. Persentase berat solubility adalah persentase berat material yang larut dalam

asam.

14. Tekanan Kapiler adalah perbedaan tekanan antara fluida yang bersifat

membashi batuan dengan fluida yang tidak membasahi batuan.

15. Semakin besar correct pressure yang ada pada sample batuan, maka mercury

saturationnya akan semakin kecil.

78

DAFTAR PUSTAKA

.....................http://Nanang Blog’s/Dasar-dasar Teknik Reservoir.htm

STT MIGAS BALIKPAPAN. Modul Praktikum Analisa Inti Batuan. 2009

Irawan Sony, Ir. Diktat kuliah Mekanika reservoir,. MT . 2000

Sukoco, Muhammad. Laporan Praktikum Analisa Inti Batuan. 2009

.....................www.migasnet04sholeh779.blogspot.com

.....................www.glossary.oilfield.slb.com

.....................www.migasnet01_fatniasi710.blogspot.com

http://www.migasnet01_fatniasi710.blogspot.com/

http://www.glossary.oilfield.slb.com/

http://www.migasnet04sholeh779.blogspot.com/

http://Nanang/

79

LAMPIRAN

komangsudiarta28.files.wordpress.com file · Web viewReservoir adalah bagian kerak bumi yang...

Documents

Transcript of komangsudiarta28.files.wordpress.com file · Web viewReservoir adalah bagian kerak bumi yang...