BAB IPENDAHULUAN

Analisa Fluida Reservoir adalah tahapan analisa setelah minyak mentah atau crude oil diambil dari sumur. Tujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan kualitas minyak yang nantinya akan berpengaruh terhadap harga dari minyak yang dihasilkan pada suatu reservoir produksi tersebut.Analisa Fluida Reservoir sangat dibutuhkan untuk mengenali karakteristik reservoir yang akan dikembangkan lebih lanjut. Analisa ini berguna pada lapangan yang baru akan di eksplorasi maupun lapangan yang telah lama diproduksi. Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dimana dapat berupa gas, cair serta padatan tergantung pada komposisinya yang khusus serta tekanan yang mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berupa gas dikenal sebagai gas bumi.Fluida formasi dari suatu lapisan produktif punya nilai ekonomis adalah minyak bumi atau crude oil, yang sering disebut denganFluida Reservoir. Fluida reservoir merupakan cairan yang terperangkap dalam suatu trap dimana cairan tersebut berasal dari source rock yang bermigrasi ke lapisan yang lebih porous (misal sandstone, carbonate). Cairan yang terperangkap tersebut terhalang oleh suatu cap yang menghalangi minyak bermigrasi ke permukaan. Cairan formasi dapat juga berasal dari kubah garam (salt dome) yang mempunyai kadar air formasi NaCl yang lebih tinggi. Tekanan statik dan temperatur reservoir merupakan faktor penentu besarnya fluida reservoir yang didapat jika lapisan diproduksikan.Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi yang terdiri dari hidrokarbon rantai terbuka yang meliputi golongan paraffin dan golongan hidrokarbon tak jenuh serta hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon rantai yang meliputi golongan sikloparafin dan golongan hidrokarbon aromatik. Senyawa hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan diantaranya :1. Golongan ParafinGolongan hidrokarbon ini memiliki rumus kimia CnH2n+2. Golongan ini memiliki ikatan rangkap satu. Nama lain dari golongan ini adalah alkana. Memiliki beberapa sifat diantaranya: Hidrokarbon jenuh (tidak ada ikatan atom C rangkap sehingga jumlah atom H nya maksimal). Disebut golongan parafin karena affinitas kecil (sedikit gaya gabung). Sukar bereaksi. Bentuk alkana dengan rantai C1C4 pada suhu kamar adalah gas, C4C17 pada suhu kamar adalah cair dan >C18 pada suhu kamar adalah padat. Titik didih makin tinggi bila unsur C nya bertambah dan bila jumlah atom C sama maka yang bercabang mempunyai titik didih yang lebih rendah. Sifat kelarutan : mudah larut dalam pelarut non polar. Massa jenisnya naik seiring dengan penambahan jumlah unsur C. Stabilitas yang sangat baik (ketahanan yang tinggi terhadap oksidasi). Titik tuang tinggi, viskositas tinggi dan spesifik grafitasi rendah. Kemudahan untuk menguap rendah sehingga flash point tinggi.2. Golongan OlefinGolongan hidrokarbon ini memiliki rumus kimia CnH2n. Golongan ini memiliki ikatan rangkap dua. Karena memiliki ikatan rangkap dua maka, olefin juga disebut sebagai undersaturated hydrocarbon.

3. Golongan NaphtanGolongan hidrokarbon ini memiliki rumus kimia yang sama seperti olefin, yaitu CnH2n.. Naftan memiliki cincin yang jenuh. Walaupun rumus kimianya sama dengan olefin, namun naftan memiliki konfigurasi struktur yang berbeda dengan olefin. Memiliki beberapa sifat antara lain : Golongan napthan merupakan hidrokarbon siklis, rantainya tertutup. Gerakan molekulnya lebih mudah bereaksi. Rantai atom C naftan memiliki ikatan kovalen tunggal. Titik tuang rendah (karena tidak adanya parafin), viskositas rendah dan spesifik gravitasi tinggi. Kemudahan untuk menguap tinggi sehingga flash point rendah.4. Golongan AromatikGolongan hidrokarbon ini memiliki satu inti benzene atau lebih. Memiliki beberapa sifat, antara lain yaitu : Zat cair tidak berwarna dan memiliki bau yang khas. Mudah menguap. Tidak larut dalam pelarut polar seperti air, tetapi larut dalam pelarut yang kurang polar atau nonpolar.

Analisa crude oil sangat dipengaruhi oleh metode pengambilan sampel fluida, karena fluida yang dihasilkan oleh sumur produksi dapat berupa gas, minyak, dan air. Adapun metoda pengambilan sampel tersebut ada dua cara, yaitu:1. Bottom hole sampling : sampel fluida diambil dari dasar lubang sumur, hal ini bertujuan agar didapat sampel yang lebih mendekati kondisi di reservoir.2. Surface sampling (sampling yang dilakukan di permukaan): cara ini biasanya dilakukan di well head (kepala sumur) atau separator.

Pemisahan zat padat, cair, dan gas dari minyak mutlak dilakukan sebelum minyak mencapai refinery, karena dengan memisahkan minyak dari zat-zat tersebut di lapangan akan dapat dihindari biaya-biaya yang seharusnya tidak perlu. Dari sini juga dapat diketahui perbandingan minyak dan air (WOR), perbandingan minyak dan gas (GOR), serta persentase padatan yang terkandung dalam minyak.Oleh karena itu, dalam memproduksi minyak, analisa fluida reservoir sangat penting dilakukan untuk menghindari hambatan-hambatan dalam operasinya. Studi dari analisa fluida reservoir ini sangat bermanfaat untuk mengevaluasi atau merancang peralatan produksi yang sesuai dengan keadaan reservoir, meningkatkan efisiensi, serta menunjang kelancaran proses produksi.Analisa terhadap fluida reservoir (antara lain minyak dan air) perlu dilakukan dilaboratorium karena hal ini berkaitan erat dengan metode produksi yang kita terapkan. Analisa dan pembahasan yang dilakukan dilaboratorium meliputi :1. Penentuan Kandungan Air dengan Dean & Stark Method2. Penentuan Kandungan Air dan Endapan (%BS&W) dengan Centrifuge Method3. Penentuan Specific Gravity4. Penentuan Titik Kabut (cloud point), Titik Tuang (pour point) dan Titik Beku (freeze point). 5. Penentuan Titik Nyala (flash point) dan Titik Bakar (fire point) dengan Tag Closed Tester6. Penentuan Viskositas Kinematik Secara CobaCoba (Tentative Method)7. Analisa Kimiawi Air Formasi.

Reservoir hidrokarbon adalah bagian dari kerak bumi yang dimana tempat terakumulasinya atau terkumpulnya hidrokarbon. Syarat terdapatnya hidrokarbon harus memenuhi beberapa syarat yang merupakan unsurunsur reservoir yaitu : 1. Adanya batuan induk (source rock)Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang telah mengalami proses pematangan dengan tekanan dan temperatur tinggi serta waktu yang sangat lama sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi.2. Adanya batuan waduk (reservoir rock)Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi.3. Adanya struktur batuan perangkap (trap)Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh.4. Adanya batuan penutup (cap rock)Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyak dan gas bumi terjebak dalam batuan tersebut.5. Adanya jalur migrasi (migration)Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai terakumulasi pada perangkap.

Di batuan reservoir yang berfungsi untuk tempat terakumulasinya hidrokarbon memiliki porositas dan permeabilitas yang cukup baik sehingga dapat menampung hidrokarbon dalam jumlah yang banyak. Di bawah ini ada beberapa jenis batuan reservoir yaitu :1. Batuan pasir2. Batuan karbonat3. Batuan shalePada prinsipnya minyak bumi terdapat dalam 2 cara utama, yaitu:1. Pada permukaan bumi, terutama sebagai rembesan, kadang-kadang juga sebagai suatu danau, sumber atau sebagai pasir yang dijenuhi minyak bumi.2. Di dalam kerak bumi, sebagai suatu akumulasi, yaitu sebagai penjenuhan batuan yang sebetulnya hanyalah satu-satunya cara terdapatnya yang mempunyai arti ekonomi. Penjenuhan batuan dan menjenuhi seluruh batuan tersebut. Tidak pernah minyak bumi didapatkan di dalam suatu rongga besar, suatu ruangan, danau ataupun telaga di dalam tanah apalagi suatu laut di bawah tanah. Ini bertentangan dengan pendapat umum yang populer mengenai adanya lautan minyak ataupun telaga minyak di bawah permukaan bumi.

BAB IIPENENTUAN KANDUNGAN AIR DENGAN DEAN & STARK METHOD

2.1. Tujuan Percobaan1. Menentukan kandungan air dari minyak mentah atau crude oil.2. Menentukan kandungan air dari minyak mentah atau crude oil dengan Dean & Stark Method.3. Mengetahui sifat-sifat emulsi dan cara mengatasinya.4. Memahami dengan jelas kualitas minyak dengan menentukan kandungan air di dalamnya.5. Mengetahui pengaruh kandungan air dalam minyak mentah atau crude oil.

2.2. Teori DasarAir mempunyai kemampuan untuk melarutkan banyak zat-zat organik. Air sering terkandung dalam minyak mentah atau crude oil sebagai fasa cair bersama dengan minyak atau gas yang terlarut didalamnya.Air permukaan dan air produksi mengandung sejumlah zat yang dihasilkan oleh kontak air dengan tanah dan batuan formasi sehingga air melarutkan sejumlah komponen dari tanah dan batuan formasi tersebut. Selain itu air mengandung padatan yang tersuspensi dari gas yang terlarut.Kandungan air dalam minyak bumi adalah banyaknya air dalam persen volume atau berat yang terdapat dalam minyak bumi. Pengetahuan akan besarnya kandungan air dalam minyak bumi sangat penting dalam proses pengolahan, pembelian, penjualan dan kualitas dari produk minyak tersebut. Dalam proses pengolahan, adanya air memicu kesulitan yang lebih besar seperti pengkaratan (corrosion) dan pelapukan pada peralatan, pemanasan dan penyumbatan yang seharusnya tidak terjadi dalam dapur dan penukar panas yang akan berpengaruh pada mutu produk. Air dapat tampak dalam minyak bumu dalam bentuk butiran atau sebagai emulsi dan dapat mengandung garam kimia dan substansi yang berbahaya lainnya.Minyak mentah yang diproduksi secara langsung dari dalam perut bumi pada kenyataannya bukan minyak murni (100% merupakan minyak) melainkan masih mengandung gas maupun air, hal ini nantinya akan mempengaruhi perhitungan jumlah minyak yang akan diproduksi, karena dalam suatu reservoir khususnya minyak, akan selalu didapatkan kandungan air. Pemisahan antara minyak dan air yang terkandung di dalamnya disebut dengan dehidrasi minyak bumi. Dehidrasi ini dilakukan baik pada pengilangan maupun transportasi, karena air yang terkandung dalam minyak dapat menyebabkan korosi pada pipapipa minyak, tempat penimbunan minyak, dan lain sebagainya. Dehidrasi ini merupakan persoalan kimia maupun fisika yang diperlukan untuk mendapatkan pemisahan yang se-efisien mungkin. Air dan pengotor endapan dalam minyak mentah dapat turut terproduksi kepermukaan karena minyak, gas maupun air tidak dapat secara langsung memisahkan diri pada waktu berada dalam suatu sistem jebakan. Akibatnya minyak pun terproduksi ke permukaan dengan memanfaatkan tenaga pendorong yang terdapat dalam jebakan itu sendiri. Dalam hal ini kita kenal dengan istilah water drive mekanis atau pendesak air yang terutama terjadi pada sumur-sumur produksi dengan tenaga pendorong alamiah.Kadar air yang terdapat dalam minyak mentah dapat diketahui dengan suatu teknik pengujian dengan Dean & Stark Method. Caranya menggunakan prinsip destilasi yaitu dengan mengkondesasikan minyak yang dipanaskan, maka akan tertampung cairan uap air dan minyak.Air formasi yang terkandung dalam minyak ada dua macam, yaitu :1. Air bebas, merupakan air yang terbebaskan dari minyak.2. Air emulsi, air yang melayanglayang di dalam minyak dan diperlukan cara khusus untuk memisahkannya.

Dalam lapangan minyak, air bebas lebih mudah untuk dibebaskan (dipisahkan) dari minyaknya dibandingkan dengan air emulsi. Pemisahan air bebas dari minyaknya dapat dilakukan dengan mendiamkan atau settling dalam suatu tempat, dicampur gas olise, bisulfide, atau dipanaskan. Tetapi untuk air emulsi, pemisahannya memerlukan caracara khusus. Terjadinya emulsi ini memerlukan tiga syarat, yaitu :1. Adanya dua zat cair yang tidak saling campur.2. Adanya zat yang menyebabkan terjadinya emulsi (Emulsifying Agent).3. Adanya agitasi (pengadukan).Sifatsifat emulsi antara lain :1. Umumnya kadar air emulsi cukup tinggi. Hal ini disebabkan penguapan sejumlah air, gas alam sebelum terjadi emulsifikasi pada residu airnya. Kadar garam yang besar pada fasa cair berpengaruh besar pada gaya permukaan antara cairan minyak dan air. Diantara zatzat tersebut dengan emulsifying agent-nya yang terkonsentrasi antara dua fasa yang bersangkutan.2. Pengemulsian juga dipengaruhi oleh sifatsifat minyak. Semakin besar viskositasnya, residu karbon, dan tegangan permukaan minyak semakin terbentuk emulsi.3. Semakin lama emulsi terbentuk semakin ketat atau semakin susah untuk dipisahkan.Untuk mencegah terjadinya emulsifikasi, dapat dilakukan dengan cara :1. Memperkecil tingkat agitasi.2. Penggunaan zat anti emulsifikasi.3. Pemisahan air sebelum terjadinya emulsifikasi.Pemisahan minyak terhadap air mutlak dilakukan untuk menghindari kerugian antara lain :1. Pipe line akan berkurang kapasitasnya karena harus mentransport minyak dengan air.2. Air bisa menyebabkan korosi pada peralatan pengeboran.

2.3. Peralatan dan Bahan2.3.1. Alat1. Condensor2. Receiver3. Ground Flask Joint4. Electrical Oven2.3.2. Bahan1. Sampel minyak mentah (crude oil) 50 ml2. Solvent (kerosin) 50 ml3. Aquades

Gambar 2.1. Ground Flask Joint

Gambar 2.2. Electrical Oven

Gambar 2.3. Condensor

Gambar 2.4. Peralatan Dean & Stark

Gambar 2.5. Crude Oil

Gambar 2.6 Aquades

2.4. Prosedur Percobaan1. Sirkulasikan air dalam peralatan.2. Peralatan harus dalam keadaan bersih dan siap pakai.3. Ambil sampel (minyak ringan/berat) sebanyak 50 ml.4. Tambahkan ke dalamnya solvent (bensin/kerosin) 50 ml5. Masukkan campuran tersebut ke dalam flask.6. Hubungkan electrical oven dengan arus listrik, dan setelah beberapa jam pastikan telah terjadi kondensasi.7. Amati proses kondensasi dengan adanya air yang terdapat pada water trap.8. Jika pada water trap sudah tidak ada penambahan air lagi, laporkan % air dengan Dean and Stark Method.9. .......................................(2-1)

2.5. Analisa dan Perhitungan2.5.1. AnalisaData UmumData Kelompok

Volume Sampel (ml)5045

Volume Solvent (ml)5045

Volume Air yang Tertampung (ml)0,350,25

2.5.2. PerhitunganPersen Kandungan Air dalam sampel:Data Umum:

Data Kelompok:

Dari hasil perhitungan di atas, diplotkan ke dalam suatu tabel menjadi

Tabel 2.1 Volume air tertampung dan % kadar air tiap kelompokKelompok1234567

Volume air yang tertampung0,430,430,380,380,250,250,35

%Kadar Air0,9140,9140,8260,8260,5550,5550,7

2.6. PembahasanKandungan air yang berlebih di dalam crude oil dapat menimbulkan korosi, scale dan emulsi, oleh karena itu perlu dilakukan suatu proses guna mengurangi kandungan air yang terdapat dalam crude oil tersebut, salah satu metode yang digunakan adalah Dean and Stark Method. Sebelum proses pemanasan dilakukan sampel minyak yang akan digunakan terlebih dahulu dicampur dengan solvent yang pada percobaan ini menggunakan kerosin. Penggunaan solvent berupa kerosin bertujuan untuk mempercepat proses pemisahan air dari minyak serta proses pemanasannya. Untuk mencegah terjadinya ledakan maka digunakan kerikil yang ditaruh didalam ground flask joint supaya mengimbangi tekanan uap. Jumlah air yang terdapat dalam water trap merupakan fungsi waktu dari hasil destilasi, karena semakin lama waktu yang digunakan maka air yang didapat semakin banyak tergantung atas kondisi air didalam minyak.Dari analisa dan perhitungan di atas, kemudian diplotkan menjadi suatu grafik, dimana grafik tersebut (Gambar Grafik 2.1) merupakan grafik dari hasil volume air yang tertampung dengan % kadar air yang telah dilakukan perhitungan oleh masing-masing kelompok. Gambar Grafik 2.7. Hubungan % Kadar Air dari Data Tiap Kelompok

Gambar Grafik 2.8. Hubungan % Kadar Air dari Data Tiap Kelompok

Jika pada grafik 2.1 arah grafiknya semakin lama semakin naik, seiring dengan pertambahan volume air tertampungnya sedangkan, pada grafik 2.2 lebih terlihat seperti menurun (grafiknya terus menurun). Hal ini disebabkan karena volume air tertampung antara kelompok yang satu dengan yang lain itu berbeda-beda, dimana pada kelompok 1&2 memiliki volume air tertampung (0,43 ml) yang paling besar di antara data-data kelompok lain (bisa dilihat pada tabel 2.1 di atas) sehingga % kadar airnya pun juga besar. Besar % kadar air berbanding lurus terhadap volume air tertampung. Semakin besar volume air tertampung, maka semakin besar juga nilai % kadar air-nya.

2.7. Kesimpulan1. Semakin besar volume air yang tertampung dari minyak mentah (crude oil), maka semakin besar pula persentase kadar air yang didapatkan.2. Dari hasil perhitungan, didapatkan besar persentase kadar air yang terkandung dalam minyak mentah adalah sangat kecil, kurang dari 1% sehingga minyak yang natinya akan diproduksikan memiliki kualitas yang baik.3. Besarnya kandungan air pada proses produksi minyak mentah dapat mengakibatkan terjadinya korosi pada alat-alat produksi.4. Dengan mengetahui % kandungan air, kita dapat menentukan apakah minyak (crude oil) memiliki kualitas yang baik atau tidak, sehingga dapat diperoleh gambaran mengenai keadaan minyak mentah dan jumlah minyak mentah yang dapat diproduksikan.5. Persen kadar air yang didapat kelompok satu dan dua paling besar daripada kelompok lainnya, sehingga crude oil yang diproduksi lebih memungkinkan bisa menyebabkan korosi dan scale pada peralatan produksi, sehingga perlu di rencanakan dengan baik untuk penggunaan alat produksi yang tepat untuk mengatasinya.

BAB IIIPENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN (BS&W)DENGAN CENTRIFUGE METHOD

3.1. Tujuan Percobaan1. Menentukan kandungan air dan sedimen (base sediment&water) dari crude oil atau bahan bakar dengan menggunakan metode Centrifuge (baik centrifuge dengan tabung kecil maupun dengan tabung besar).2. Menentukan kandungan endapan (scale) yang ikut terproduksi dari dalam reservoir. 3. Membandingkan penentuan % kadar air dengan menggunakan centrifuge dan metode Dean & Stark.4. Menentukan kualitas dan kuantitas dari crude oil berdasarkan %BS&W-nya.5. Memahami dengan benar akibat dari endapan yang terlalu banyak melewati pipa produksi.

3.2. Teori DasarMinyak yang diproduksi ke permukaan seringkali bercampur dengan sedimen-sedimen yang dapat mempengaruhi proses atau laju produksi, untuk itu endapan tersebut harus dipisahkan dengan cara:1. Di LaboratoriumDengan menggunakan metode centrifuge yaitu dengan menggunakan gaya sentrifugal sehingga air, minyak dan endapan dapat terpisahkan.2. Di LapanganJika pemboran dilakukan di darat (on shore) maka dibuatkan kolam-kolam pengendapan, sedangkan jika pemboran dilakukan di lepas pantai (off shore) maka disamping dilakukan di separator juga dilakukan pemisahan dengan zat-zat kimia tertentu.

Sedimen-sedimen yang ikut terbawa bersama air biasa dikenal dengan istilah scale (endapan). Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan di permukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi.Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi.Mekanisme terbentuknya kristal-kristal pembentuk scale berhubungan dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen.Dalam pembahasan ini lebih dominan pada uji coba suatu sampel minyak, untuk memisahkan kandungan terikut-sertakan. Dalam hal ini, yang dimaksud kandungan tersebut adalah air dan sedimen. Untuk pengujiannya, dengan menggunakan metode Centrifuge, dimana prinsip dasarnya adalah memanfaatkan suatu gaya putar (gaya sentrifugal). Suatu suspensi atau campuran yang berada pada suatu tabung (baik itu tabung besar atau pun tabung kecil) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya sentrifugal dan berat jenis yang berbeda akan saling pisah, dimana zat dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis rendah berada di atas. Sebagai contoh, minyak dengan air. Minyak mempunyai berat jenis () sebesar 0,8 gr/cc sedangkan air mempunyai berat jenis () sebesar 1 gr/cc sehingga minyak akan berada di atas air.Persentase kandungan air dan endapan yang di dapat dari hasil pengujian di laboratrium, dapat dijadikan sebagai acuan terhadap kualitas dari minyak yang nantinya akan diproduksi, serta dapat dilakukan antisipasi dini terhadap adanya endapan tersebut. Metode Centrifuge ini mempunyai kelebihan antara lain :1. Waktu yang diperlukan untuk memisahkan air dan minyak serta endapan lain lebih singkat dari pada menggunakan Dean & Stark Method.2. Pemindahan peralatan yang sangat mudah dilakukan.3. Pengujian dan peralatannya pun lebih mudah dari pada menggunakan Dean & Stark Method.

3.3. Peralatan Dan Bahan3.3.1. Alat1. Centrifuge2. Centrifuge tube 100 ml3. Transformer3.3.2. Bahan1. Sampel minyak2. Air3. Toluena/bensin

Gambar 3.1. Centrifuge Tube 100 ml

Gambar 3.2. Manual Centrifuge

Gambar 3.3. Electric Centrifuge

Gambar 3.4. Transformer

Gambar 3.5. Crude Oil

Gambar 3.6. Toluena/bensin

Gambar 3.7. Aquades

3.4. Prosedur Percobaan3.4.1. Centrifuge Tabung Kecil1. Ambil 5 ml sampel, tambahkan toluena/bensin sebagai demulsifier sampai batas tabung, tutup dan goncangkan dengan kuat hingga campuran benar-benar homogen + 10 menit.2. Masukkan tabung ke dalam centrifuge dan putar +10 menit dengan kecepatan yang dihitung dengan persamaan :RPM= 265 (Ref/d)0,5.........................................................(3-1)Ref=relative centrifuge force diambil 500800d=diameter sayap (string) dalam inchi yang diukur dari puncak tabung yang berlawanan, kalikan dalam posisi tabung berputar.3. Baca dan catat kombinasi volume dari kandungan air dan sedimen di dasar tabung dengan pembacaan skala 0,05 ml; 0,1 ml; dan 1 ml.4. Ulangi putaran +10 menit pada putaran yang sama sampai kombinasi volume dari kandungan air dan sediment konstan untuk dua kali pembacaan.........................................(3-2)

3.4.2. Centrifuge Tabung Besar1. Siapkan sampel minyak 100 ml (2 %).2. Masukkan ke dalam centrifuge dalam posisi berpasangan.3. Centrifuge tube dimasukkan ke dalam centrifuge.4. Hubungkan dengan transformer.5. Atur timer dalam 10 menit.6. Atur regulator pada posisi 8, dan baca RPM.7. Setelah timer berhenti, tunggu beberapa menit hingga putaran berhenti.8. Ambil centrifuge dan laporkan BS & W dalam persen.

3.5.Analisa Dan Perhitungan3.5.1. AnalisaSampel minyak ISampel minyak II

Data UmumData KelompokData UmumData Kelompok

Volume Sampel (ml)80808080

Lama Pemutaran (menit)10101010

Rotation Per Minute (RPM)1625162516251625

Parameter AnalisaSampel minyak ISampel minyak II

Data UmumData KelompokData UmumData Kelompok

Volume Air (ml)0,40,90,050,007

Volume Padatan (ml)0,060,09500

%BS&W0,575%1,243%0,062%0,008%

3.5.2.PerhitunganA. Data Umum1. Sampel Minyak I

2. Sampel Minyak II

B. Data Kelompok1. Sampel Minyak I

2. Sampel Minyak II

3.6. PembahasanDengan menggunakan metode centrifuge yaitu dengan menggunakan gaya sentrifugal, kita dapat memisahkan antara air, minyak dan endapan pada suatu sampel. Ini merupakan cara yang lebih efektif untuk melakukan pemisahan dibandingkan dengan menggunakan Dean & Stark Method. Hal ini dikarenakan waktu yang dibutuhkan untuk pemisahan dengan menggunakan centrifuge lebih singkat. Campuran yang berada pada suatu tempat (tabung) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya sentrifugal dan berat jenis yang berbeda akan saling pisah dan terlempar menjauhi titik pusat perputarannya. Dimana zat dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis yang lebih rendah berada di atas.Tabel 3.1 % Base Sediment & Water pada Data UmumParameter AnalisaSampel Minyak ISampel Minyak II

Volume air (ml)0,40,05

Volume padatan (ml)0,060

BS & W (%)0,5750,062

Tabel 3.2 % Base Sediment & Water pada Data KelompokParameter AnalisaSampel Minyak ISampel Minyak II

Volume air (ml)0,90,07

Volume padatan (ml)0,0950

BS & W (%)1,2430,008

Tabel 3.3. %BS&W Masing-masing Sampel dari Data tiap KelompokData Kelompok

Kelompok% Base Sediment & Water

Sampel ISampel II

I & II0,6620,007

III & IV1,0430,010

V & VI1,2430,008

Bila kita plotkan data-data perhitungan base sediment & water (% BS&W) untuk sampel minyak I dan sampel minyak II, baik data umum (pada tabel 3.1 di atas) atau pun data kelompok (pada tabel 3.2 dan tabel 3.3 di atas) ke dalam suatu grafik, akan menjadi sebagai berikut:

Gambar Grafik 3.8. %BS&W Sampel Minyak I dari Data tiap Kelompok

Dari grafik di atas (grafik 3.1), arah grafiknya rata kemudian naik, hal ini disebabkan karena masing-masing kelompok volume air dan volume padatannya berbeda. Dimana pada sampel minyak I, kelompok 5 & 6 mempunyai nilai base sediment & water (%BS&W) yang paling besar di antara kelompok-kelompok yang lain.

Gambar Grafik 3.9. %BS&W Sampel Minyak II dari Data tiap Kelompok

Sedangkan untuk sampel minyak II yang diplot pada grafik selanjutnya (pada grafik 3.2 di atas), arah grafiknya terlihat rata kemudian naik kemudian menurun lalu naik kembali. Jika kita perhatikan grafik 3.2 di atas, nilai base sediment & water (%BS&W) untuk sampel minyak II lebih kecil dibandingkan nilai base sediment & water (%BS&W) untuk sampel minyak I. Hal ini dikarenakan, masing-masing kelompok mendapatkan data volume air dan volume padatannya yang jauh lebih kecil dari dari data untuk sampel minyak I, volume sampelnya berubah.Besar %BS&W (base sediment & water) juga mempengaruhi kualitas dari minyak yang nantinya akan kita produksi. Bila kita perhatikan, sampel minyak II memiliki kualitas yang lebih baik dari pada sampel minyak I karena nilai %BS&W (base sediment & water) lebih kecil dari pada nilai %BS&W (base sediment & water) pada sampel minyak I. Dari segi kualitas minyak yang diproduksi, sampel minyak I memiliki kualitas minyak yang cukup baik karena kandungan %BS&W yang melebihi 1 % sedangkan sampel minyak II memiliki kandungan %BS&W kurang dari 1% dan memiliki kualitas minyak bumi yang bagus.3.7 Kesimpulan1. Semakin besar volume air dan volume padatan yang dimiliki oleh suatu sampel, maka akan semakin besar pula %BS&W yang didapatkan, dan sebaliknya.2. Semakin tinggi laju produksi, maka semakin besar pula %BS&W yang terikut dalam produksi.3. Kandungan air dan endapan mempengaruhi mutu suatu minyak yang nantinya akan diproduksikan. Semakin kecil persentase kandungan air maka semakin baik mutu minyaknya, begitu juga sebaliknya.4. Semakin tinggi %BS&W (base sediment & water) maka akan semakin rendah kualitas minyak. Oleh karena itu, penentuan %BS&W (base sediment & water) sangatlah penting di dalam proses produksi.5. %BS&W (base sediment & water) juga berpengaruh terhadap kuantitas (jumlah) minyak yang nantinya akan diproduksikan.6. Prinsip pemisahan yang digunakan dalam metode sentrifugal ini adalah pemisahan zat berdasarkan perbedaan berat jenis zat tersebut.

BAB IVPENENTUAN SPECIFIC GRAVITY

4.1. Tujuan Percobaan1. Mengerti pengertian dari Specific Gravity.2. Menentukan harga specific gravity atau berat jenis minyak mentah (crude oil dan gas pada temperatur 60 oF.3. Menentukan kualitas minyak bumi berdasarkan Specific Gravity dan 0API.4. Mengetahui hubungan Specific Gravity dengan 0API.4.2. Teori DasarSpecific gravity cairan hidrokarbon (minyak) didefinisikan sebagai perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang diukur pada tekanan dan temperatur yang sama atau dapat ditulis :.................................................................................(4-1)dimana:0= spesifik gravitasi minyak0= densitas minyak mentah, lb/ft3w= densitas air, lb/ft3Biasanya specific gravity digunakan dalam pembicaraan tentang sifat fisik cairan yaitu specific gravity pada temperatur dan tekanan standar (temperatur 60F dan tekanan atmosfer pada 14,7 psia). Hubungan SG (specific gravity) minyak dan derajat API (American Petroleum Institute) dinyatakan :..............................................................(4-2)Harga API untuk berat jenis minyak antara lain :1. Minyak berat= 10 - 20 API2. Minyak sedang= 20 - 30 API3. Minyak ringan= > 30 API

Sedangkan untuk specific gravity gas atau campuran gas adalah perbandingan antara densitas gas atau campuran gas dengan udara, pada kondisi tekanan dan temperatur yang sama...................................................................................(4-3)dimana:g= spesifik gravitasi gasg= densitas gas, lb/ft3a= densitas udara, lb/ft3API minyak bumi menunjukkan kualitas minyak. Makin kecil berat jenisnya makin tinggi API-nya, maka minyak tersebut makin berharga karena lebih banyak mengandung bensin. Sebaliknya makin rendah API-nya, semakin besar berat jenisnya, maka mutu atau kualitas minyak bumi tersebut kurang baik, karena lebih banyak mengandung residu atau lilin.Dewasa ini dari minyak berat pun dapat dibuat bensin lebih banyak dengan sistem cracking dalam penyulingan, tetapi memerlukan biaya yang lebih tinggi.Selain API untuk menyatakan berat jenis, digunakan juga sistem baume, akan tetapi jarang digunakan karena Baume tidak dapat membedakan klasifikasi specific gravity gas yang satu dengan yang lainnya.............................................................(4-4)Percobaan ini dilakukan dengan menggunakan suatu peralatan yaitu hydrometer yang didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga mendekati densitas minyak yang akan dites. Peralatan ini dilengkapi dengan skala pembacaan sampai puluhan oBaume atau oAPI unit. Ada hidrometer yang khusus, disebut thermohydrometer yang terdiri dari termometer yang dipasang di bagian bawah hidrometer tersebut, yang dipakai untuk mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu peralatan saja.Specific gravity dari minyak bumi adalah perbandingan antara berat yang diberikan oleh minyak tersebut pada volume tertentu dengan berat air suling pada volume tertentu, dengan berat air suling pada volume yang sama dan diukur pada temperatur 60oF. Sedangkan oAPI minyak bumi menunjukkan kualitas minyak bumi tersebut berdasarkan dari standar Amerika. Makin kecil SG (specific gravity) atau makin besar oAPI nya akan sedikit mengandung lilin atau residu aspal atau parafin.

4.3. Peralatan Dan Bahan4.3.1. Alat1. Gelas Ukur 500 ml2. Hydrometer3. Thermometer

4.3.2. Bahan1. Sampel minyak 500 ml

Gambar 4.1. Hydrometer dan Thermometer

Gambar 4.2. Gelas Ukur

Gambar 4.3. Sampel Minyak

Gambar 4.4 Termometer

4.5. Prosedur Percobaan1. Ambil sampel minyak 500 ml.2. Masukkan ke dalam gelas ukur.3. Masukkan hydrometer mulai dari harga yang terendah (misal dari 0,6 sampai dengan 1,1).4. Masukkan thermometer derajat Fahrenheit, ke dalamnya.5. Baca harga SG dan temperaturnya.6. Dari hasil pembacaan, gunakan tabel untuk mendapatkan gravity API sebenarnya.

4.6. Analisa Dan Perhitungan4.6.1. AnalisaData UmumData Kelompok

Volume Sampel (ml)500500

Temperatur sampel250C27,80C

Specific gravity (SG) sampel0,8750,869

4.6.2. Koreksi APITabel 4.1. Harga Koreksi oAPIoAPI terukuroAPI 60/60 oF

3028.5

3129.5

3230.5

3331.5

3432.5

3533.5

4.6.3. Perhitungan1. Data Umum Konversi temperatur sampel Menghitung harga oAPI terukur

Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF

Menghitung harga SG koreksi pada 60/60 oF

Berdasarkan data-data analisis, diperoleh harga faktor koreksi (fcorr) dari tabel sebesar 0,00036 maka :

2. Data Kelompok Konversi temperatur sampel

Menghitung harga oAPI terukur

Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF

Menghitung harga SG koreksi pada 60/60 oF

Berdasarkan data-data analisis, diperoleh harga faktor koreksi (fcorr) dari tabel sebesar 0,00036 maka :

4.5. PembahasanSG (Spesific Gravity) merupakan perbandingan antara massa jenis suatu zat dengan massa jenis suatu zat standar. Semakin besar SG minyak atau fluida, maka semakin kecil harga oAPI minyak tersebut. Dengan kata lain minyak yang diperoleh lebih sedikit. Selain itu perubahan tekanan dan temperatur juga mempengaruhi besar kecilnya oAPI minyak.Jika ditanya besar SG minyak, berarti perbandingan massa jenis minyak dengan massa jenis air. Pada temperatur dan tekanan yang tinggi, air akan mengalami evaporasi. Dengan adanya evaporasi, berarti terjadinya ekspansi (pertambahan volume). Jika volume semakin besar, maka massa jenis air akan berkurang. Dan pada minyak, pada tekanan dan temperatur tinggi justru massa jenisnya semakin bertambah. Sehingga apabila diperhitungkan besar SG minyak, massa jenis minyak yang bertambah dibagi dengan massa jenis air yang berkurang, akan menghasilkan SG minyak yang besar. Jika SG semakin besar maka oAPI-nya semakin kecil. Jika oAPI kecil berarti klasifikasi minyak tergolong berat.Perubahan tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi besar kecilnya oAPI. Dengan adanya tekanan dan temperatur yang berbeda itulah yang menyebabkan crude oil dapat mengalir hingga ke permukaan. Hal ini dikarenakan bahwa temperatur dan tekanan dipermukaan lebih kecil dari pada temperatur dan tekanan yang ada di reservoir.Pada percobaan ini digunakan suatu alat, yaitu thermohydrometer yang terdiri dari thermometer yang dipasang dibagian bawah hydrometer tersebut, yang dipakai untuk mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu alat saja. Dari data umum yang diberikan dengan SG senilai 0,875, didapatkan SGtrue sebesar 0,889 dan oAPItrue sebesar 27,667 oAPI. Ini berarti sampel tersebut merupakan minyak sedang, karena menurut harga 0API diantara 2030 0API adalah merupakan minyak sedang. Sedangkan dari data kelompok yang diberikan dengan SG senilai 0,869, didapatkan SGtrue sebesar 0,884 dan oAPItrue sebesar 28,567 oAPI. Ini berarti sampel merupakan minyak sedang, karena 0APItrue-nya diantara 2030 0API.

4.6. Kesimpulan1. Semakin besar harga specific gravity minyak, semakin kecil harga oAPI minyak tersebut. Semakin kecil harga specific gravity minyak, semakin besar harga oAPI minyak tersebut.2. Jika oAPI crude oil tinggi, maka crude oil tersebut mengandung fraksi ringan dalam jumlah yang besar, dan sebaliknya.3. Crude oil memiliki beberapa kategori yaitu kategori minyak berat (10-20), minyak sedang (20-30) dan minyak ringan (> 30), tetapi yang diharapkan pada suatu formasi adalah minyak yang memiliki oAPI (>30) kategori minyak ringan, sebab berat jenisnya kecil dan mudah diproduksi, serta nilai jualnya semakin tinggi.4. Perubahan tekanan dan temperatur juga berpengaruh terhadap oAPI.5. Diperoleh data umum dan data kelompok berturut-turut oAPI sebesar 27,667 oAPI dan 28,567 oAPI. Data umum dan data kelompok menunjukan minyak sedang .

BAB VPENENTUAN TITIK KABUT, TITIK TUANG, DAN TITIK BEKU

5.1. Tujuan Percobaan1. Menentukan titik kabut (cloud point) untuk minyak mentah atau (crude oil).2. Menentukan titik tuang (pour point) untuk minyak mentah atau (crude oil).3. Menentukan titik beku (freeze point) untuk minyak mentah atau (crude oil).5.2. Teori DasarPada perjalanan dari formasi menuju ke permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak diwaspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa, sehingga minyak bumi tidak bisa lagi untuk mengalir. Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi.Untuk mengatasi hal di atas, kita dapat mengambil sampel minyak formasi dan mengadakan uji coba untuk mengetahui titik kabut, titik tuang, dan titik beku minyak tersebut.1. Titik kabut adalah temperatur terendah dimana paraffin atau padatan lain mulai mengkristal atau memisahkan diri dari larutan bila minyak mentah didinginkan.2. Titik tuang adalah temperatur terendah dimana minyak mentah masih dapat dituangkan (sebelum mengalami pembekuan).3. Titik beku adalah temperatur terendah dimana minyak sudah tidak dapat bergerak (mengalir) lagi.Titik kabut dan titik tuang berfungsi untuk menderterminasi jumlah relatif kandungan lilin pada crude oil. Titik kabut digunakan untuk mengetahui suhu pada saat kabut pertama kali terlihat, sedangkan titik tuang digunakan untuk mengetahui suhu terendah pada saat minyak masih dapat mengalir bila didinginkan pada kondisi tertentu. Dikarenakan pada transportasi minyak dari formasi ke permukaan mengalami penurunan temperatur sehingga membuat kita harus memperhatikan kapan minyak mengalami pembekuan dan cara bagaimana supaya tidak terjadi proses pembekuan maka kita harus mengetahui halhal yang berkaitan dengan titik kabut, titik tuang dan juga titik beku.Dikarenakan pada transportasi minyak dari formasi ke permukaan mengalami penurunan temperatur sehingga membuat kita harus memperhatikan kapan minyak mengalami pembekuan dan cara bagaimana supaya tidak terjadi proses pembekuan maka kita harus mengetahui halhal yang berkaitan dengan titik kabut, titik tuang dan juga titik beku.Sumur-sumur produksi biasanya memiliki jarak yang cukup jauh antara sumur yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu, akan lebih efektif jika dibangun satu atau beberapa stasiun pengumpul untuk beberapa lapangan produksi. Pada kasus ini, transportasi minyak menggunakan pipeline merupakan salah satu alternatif terbaik untuk mengirim minyak dari lapangan produksi menuju stasiun pengumpul dan dari stasiun pengumpul menuju export station.Untuk minyak yang memiliki titik tuang rendah, transportasi minyak dari sumur produksi menuju stasiun pengumpul dan dari stasiun pengumpul menuju export station relatif sederhana karena kondisi aliran dapat diasumsikan isotermal, yaitu kondisi temperatur yang sama sepanjang aliran pipa. Akan tetapi, pada aliran minyak yang memiliki titik tuang tinggi, transportasi minyak menggunakan pipeline akan kompleks, karena alirannya tidak isotermal. Temperatur minyak akan turun di sepanjang aliran pipa karena adanya transfer panas dari minyak ke lingkungan. Temperatur akan turun sampai di bawah titik tuang minyak dan akan menyebabkan aliran minyak terhenti akibat minyak berubah menjadi parafin. Agar minyak dapat ditransportasikan dengan aman dari sumur produksi menuju stasiun pengumpul kemudian ke export station, maka temperatur minyak harus senantiasa berada di atas titik tuangnya. Salah satu cara untuk mempertahankan temperatur minyak tetap di atas titik tuangnya adalah dengan pemasangan alat pemanas. Bagi operator lapangan minyak yang memiliki titik tuang tinggi, analisa yang baik mengenai masalah penurunan tekanan dan temperatur di sepanjang aliran dalam sistem jaringan pipa akan sangat membantu dalam memperkirakan ukuran diameter pipa, daya pompa serta jumlah panas yang dibutuhkan dan lokasi sistem pemanas untuk memastikan minyak akan mengalir ke tempat tujuan tanpa mengalami pembekuan, sehingga pada akhirnya diperoleh sistem transportasi minyak titik tuang tinggi yang paling ekonomis.5.3. Peralatan Dan Bahan5.3.1. Alat1. Tube kaca sebagai tempat sampel2. Thermometer3. Penutup dari gabus4. Bath sebagai tempat untuk mengkondisikan sampel5.3.2. Bahan1. Sampel minyak mentah2. Es batu sebagai pendingin3. Air dan garam

Gambar 5.1 Penutup dari Gabus

Gambar 5.2 Thermometer

Gambar 5.3 Es Batu

Gambar 5.4. Tube kaca

5.5. Sampel Minyak

Gambar 5.6 Garam

5.4. Prosedur PercobaanPercobaan dilakukan dengan melakukan pengamatan untuk titik kabut dan titik beku terlebih dahulu, baru dikondisikan untuk menentukan titik tuang.5.4.1. Titik Kabut Dan Titik Beku1. Ambil sampel dan masukkan ke dalam tube sampai garis batas.2. Siapkan es batu kemudian ditambahkan garam secukupnya untuk menjaga agar es batu tidak cepat mencair.3. Masukkan thermometer.4. Amati temperatur dan kondisi sampel yang diteliti setiap 3 menit.5. Laporkan pembacaan temperatur (dalam Celcius atau Fahrenheit) pada saat terjadinya kabut dan lanjutkan sampai sampel diyakini membeku.

5.4.2. Titik Tuang1. Setelah didapatkan titik beku, maka percobaan dilanjutkan untuk menentukan titik tuang.2. Keluarkan tube yang berisi sampel dari dalam bath pada kondisi sampel masih membeku.3. Diamkan pada temperatur permukaan.4. Amati perubahan temperatur pada saat seluruh permukaan sampel dapat dituangkan. Laporkan temperatur tersebut sebagai titik tuang.

5.5. Analisa Dan Perhitungan5.5.1. AnalisaParameterSampel Umum Sampel Kelompok

Titik Kabut17.6 oC29.5 oC

Titik Tuang4.5 oC24.9 oC

Titik Beku16.2 oC27.2 oC

Tabel 5.3. Titik kabut, titik beku, dan titik tuang dari data tiap kelompokKelompokTitik Kabut (oF)Titik Tuang(oF)Titik Beku (oF)

1 & 265.48 oF60.44 oF38.66 oF

3 & 462.24 oF59.36 oF36.68 oF

5 & 685,1 oF80.96 oF76.82 oF

5.5.2. Perhitungan1. Data Umuma. Titik Kabut (17.6 oC)==63,68 oFb. Titik Beku (4.5 oC)= =40,1 oFc. Titik Tuang (16.2 oC)= =61,16 oF2. Data Kelompoka. Titik Kabut (29,5 oC)==85,1 oFb. Titik Beku (24.9 oC)==76,82 oFc. Titik Tuang (27,2 oC)==80,96 oF

5.6. PembahasanMenentukan titik kabut, titik tuang serta titik beku pada minyak mentah sangat diperlukan, agar kita dapat mengetahui kapan titik kabut, titik tuang dan titik beku pada suatu minyak terjadi. Kita perlu mengetahui kapan minyak mentah akan mulai mengkristal, kapan minyak mentah masih dapat dituangkan dan kapan minyak mentah akan mengalami pembekuan. Dengan kata lain, titik kabut dan titik tuang digunakan untuk mendeterminasi jumlah relatif kandungan lilin pada crude oil. Dan titik beku itu sendiri digunakan agar kita mengetahui kapan minyak mentah akan mengalami pembekuan. Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak di waspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa. Jika pipa tersumbat karena pembekuan, minyak yang kita produksi tidak bisa lagi mengalir.Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi. Untuk mengatasi hal tersebut, kita dapat mengambil formasi sampel minyak dan dilakukan uji coba di laboratorium untuk menentukan titik kabut, titik beku, dan titik tuang.Setelah kita mendapatkan titik kabut, titik beku, dan titik tuang, kita dapat mengantisipasi titik-titik dimana kemungkinan terjadinya pembekuan sehingga dapat segera diantisipasi dengan memasang heater pada flow line, atau dengan mengisolasi pipa-pipa untuk menjaga kestabilan temperatur.Dari data-data perhitungan telah dilakukan sebelumnya, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik, dimana dijelaskan besar dari titik kabut (cloud point), titik tuang (pour point), dan titik beku (freeze point) dari suatu minyak mentah dari data masing-masing kelompok.

Gambar grafik 5.7. Titik kabut, titik beku, titik tuang dari data tiap kelompok

Jika dilihat dari hasil perhitungan yang kemudian diplot ke dalam suatu grafik (seperti grafik 5.1. di atas), baik data umum maupun data kelompok, dapat kita ketahui bahwa titik kabut memiliki temperatur tertinggi, dan titik beku memiliki temperatur terendah sedangkan titik tuang memiliki temperatur di antara keduanya (antara titik kabut dan titik beku).

5.7. Kesimpulan1. Yang mempengaruhi titik kabut, titik tuang, dan titik beku yaitu komposisi penyusun minyak tersebut. Semakin berat minyak tersebut semakin cepat membeku.2. Penentuan titik kabut, titik beku dan titik tuang dari minyak pada sumur produksi sangat penting karena mencegah terjadinya pembekuan, yang akan mempengaruhi proses produksi.3. Untuk mengantisipasi timbulnya masalah saat proses produksi minyak, terutama mengenai pembekuan minyak pada flow line akibat penurunan temperatur, maka dipasang heater pada jarak-jarak tertentu di flow line atau pemasangan isolasi pada pipa-pipa produksi.4. Minyak berat lebih cepat mengalami pembekuan daripada minyak ringan, dikarenakan banyaknya padatan yang terkandung dalam minyak berat.5. Semakin besar berat jenis minyak, maka semakin tinggi nilai dari titik kabut, titik tuang, dan titik beku minyak tersebut.

BAB VIPENENTUAN TITIK NYALA (FLASH POINT) DAN TITIK BAKAR (FIRE POINT)

1. 2. 3. 4. 5. 6. 6.1. Tujuan Percobaan1. Untuk mengetahui titik nyala dari crued oil.2. Untuk mengetahui titik bakar daricrued oil.3. Untuk mengetahui hubungan antara titik nyala dan titik bakar.

6.2. Dasar TeoriFlash point (titik nyala) adalah temperatur terendah dimana suatu material mudah terbakar dan menimbulkan uap tertentu sehingga akan bercampur dengan udara, campuran tersebut mudah terbakar. Fire point (titik bakar) adalah temperatur dimana suatu produk petroleum terbakar untuk sementara (ignites momentarialy) tetapi tidak selamanya, sekurang-kurangnya 5 detik.Suatu larutan yang dipanaskan pada suatu temperatur dan tekanan tetap akan terjadi penguapan pada temperatur tertentu. Sedangkan penguapan sendiri merupakan proses pemisahan molekul dari larutan dalam bentuk gas yang ringan. Adanya pemanasan yang meningkat akan menyebabkan gerakangerakan partikel penyusun larutan akan lepas dan meninggalkan larutan.Demikian pula halnya pada minyak mentah, pada suhu tertentu ada gas yang terbebaskan di atas permukaan, apabila disulut dengan api, maka minyak mentah tersebut akan menyala. Titik nyala secara prinsip ditentukan untuk minyak bumi sehingga dengan demikian dapat mengantisipasi bahaya terbakarnya produk produk minyak bumi. Semakin kecil SG minyak mentah maka semakin tinggi oAPI-nya, berarti minyak tergolong minyak ringan, maka jumlah C1 C4 semakin banyak, dengan semakin banyak gas, semakin rendah titik nyala dan titik bakarnya, maka akan semakin mudah terbakar produk petroleum yang akan diproduksi.Minyak bumi yang memiliki flash point (titik nyala) terendah akan membahayakan, karena minyak tersebut mudah terbakar apabila minyak tersebut memiliki titik nyala tinggi juga kurang baik, karena akan susah mengalami pembakaran. Jika ditinjau dari segi keselamatan, maka minyak yang baik mempunyai nilai flash point (titik nyala) yang tinggi karena tidak mudah terbakar. Akan tetapi, jika ditinjau dari segi profit (keuntungan) minyak dengan nilai flash point (titik nyala) yang rendah mempunyai nilai jual yang tinggi, karena tidak mengandung residu atau lilin.Flash point (titik nyala) ditentukan dengan jalan memanaskan sample dengan pemanasan yang tetap. Setelah tercapai suhu tertentu, nyala penguji atau test flame diarahkan pada permukaan sample. Test flame ini terus diarahkan pada permukaan sample secara bergantian sehingga mencapai atau terjadi semacam ledakan karena adanya tekanan dan api yang terdapat pada test flame akan mati. Inilah yang disebut flash point. Sedangkan, penentuan fire pointini sebagai kelanjutan dari flash point dimana apabila contoh akan terbakar/menyala kurang lebih lima detik maka lihat suhunya sebagai fire point.Penentuan titik nyala tidak dapat dilakukakan pada produk-produk yang volatile seperti gasoline dan solvent-solvent ringan, karena mempunyai flash point di bawah temperature atmosfer normal.Flash point dan fire point juga berhubungan dengan SG minyak mentah dan juga oAPI-nya. Semakin tinggi titik nyala dan titik bakar dari suatu minyak mentah, maka minyak tersebut tidak mudah terbakar (unflameable). Jika tidak mudah terbakar, berarti SG minyak tersebut tinggi, sedangkan oAPI kecil. Sehingga minyak tersebut dapat diklasifikasikan sebagai minyak berat, karena banyak mengandung fraksi berat (residu atau lilin). Dan begitu juga sebaliknya, jika titik nyala dan titik bakar rendah, maka minyak tersebut mudah terbakar (flammable) karena di dalam minyak tersebut terdapat fraksi ringan (gas).

6.3. Peralatan dan Bahan6.3.1. Peralatan1. Tag Closed Tester.2. Shield ukuran 46 cm luas dan 61 cm tinggi, terbuka dibagian depan.3. Thermometer.

Gambar 6.1. Tag Closed Tester Gambar 6.2. Thermometer

6.3.2. Bahan 1. Minyak mentah2. Air

Gambar 6.3. Sampel Minyak Mentah Gambar 6.4. Air

6.4. Prosedur Percobaan1. Untuk minyak mentah dengan titik nyala 55 oF atau yang lebih tinggi, isi bath dengan air hingga tumpah, untuk minyak mentah yang mempunyai titik nyala yang rendah digunakan cairan yang berupa campuran air dengan ethylene glycol atau cairan dengan viskositas yang rendah dan mempunyai titik beku yang rendah.2. Temperatur dari cairan di dalam bath harus berada pada temperatur lebih rendah atau kurang dari 20 F dibawah perkiraan titik nyala dari sample.3. Mengisi mangkok (test cup) dengan sample hingga batas (kira-kira 50 ml) dan membersihkan bila ada sample yang membasahi dinding mangkok, memasang penutup (lid) yang telah diberi thermometer ke dalam bath.4. Menyalakan test flame, mengatur nyala pada test flame sehingga mencapai ukuran sebesar bead yang terdapat pada penutup, mengatur pula kenaikan temperatur sebesar 1 derajat setiap 30 60 detik.5. Jika temperatur sample di dalam mangkok 10 F di bawah titik nyala yang diperkirakan, menyulutkan test flame ke dalam mangkok sample dengan memutar peralatan pada penutup mangkok. Mengulangi cara ini setiap kenaikan 1, sehingga menyusutkan test flame menyebabkan uap mangkok sample menyala, mencatat temperatur saat sample menyala.6. Untuk menentukan titik bakar, lanjutkan pemanasan dengan perlahan - lahan, dengan kenaikan kurang lebih 10 F setiap menit, melanjutkan penyulutan dengan test flame setiap kenaikan 5 F hingga sample menyala atau menyala 5 detik, mencatat temperatur tersebut sebagai titik bakar.

6.5. Hasil Analisa dan Perhitungan6.5.1. Hasil Analisa1. Data Umum Tabel 6.2. Parameter data umumParameterSampel

Titik Nyala79,2 oC174,56 oF

Titik Bakar92,8 oC199,04 oF

2. Data Kelompok Tabel 6.3. Parameter data kelompok Parameter Sampel

Titik Nyala76,8 oC170,24 oF

Titik Bakar93,5 oC200,3 oF

6.5.2. Perhitungan1. Data Umum

Titik Nyala ( 79,2 oC )==174,56 oF

Titik Bakar ( 92,8 oC )==199,04 oF2. Data Kelompok

Titik Nyala ( 75,4 oC )==170,24 oF

Titik Bakar ( 91,7 oC )==200,3 oF

Tabel 6.4. Titik nyala dan titik bakar dari data tiap kelompokDATA KELOMPOK

kelompoktitik123456

Titik Nyala (oF)173,66173,66167,72167,72170,24170,24

Titik Bakar (oF)202.28202,28197,06197,06200,3200,3

6.6. Pembahasan Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar. Hal ini juga dipengaruhi oleh temperatur.Dalam percobaan kali ini, pada percobaan umum didapatkan temperatur flash point (titik nyala) sebesar 79,2 oC = 174,56 oF sedangkan untuk fire point (titik bakar) didapat sebesar 92,8 oC = 199,04 oF. Sedangkan pada percobaan kelompok temperature flash point (titik nyala) sebesar 76,8 oC = 170,24 oF dan fire point (titik bakar) didapat sebesar 93,5 oC = 200,3 oF. Untuk percobaan penentuan flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar), praktikan melakukan pengetesan tentang titik nyala dan titik bakar pada sampel minyak yang telah disediakan. Dimana sampel minyak mentah dimasukkan ke dalam test cup dan air ke dalam bath kemudian dipanasi. Setelah beberapa menit dipanasi, kita dapat mengamati terjadinya flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar).Flash point (titik nyala) dapat kita amati apabila dilakukan penyulutan, sampel akan menyala beberapa saat saja. Sedangkan fire point (titik bakar) terjadi bila nyala yang dihasilkan lebih lama dari flash point (minimal/kira-kira berlangsung selama 5 detik).Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar. Penentuan titik nyala dan titik bakar dari minyak mentah ini sangat penting dalam mengatisipasi timbulnya kebakaran pada peralatan produksi, karena temperatur minyak terlalu tinggi yang biasanya terjadi akibat adanya gesekan antara minyak dengan flow line, sehingga kita dapat melakukan pencegahan lebih dini.Dari analisa dan perhitungan di atas Jika kita perhatikan grafik di bawah, nilai dari titik bakar lebih besar dari pada titik nyala. Hasil percobaan dari masing-masing kelompok tidak memperlihatkan perbedaan yang signifikan dan kelompok 3 dan 4 mendapatkan hasil titk nyala dan titik bakar terendah, hal ini menunjukkan bahwa sampel minyak tersebut memiliki harga jual yang tinggi. Dari bentuk grafik antara titik bakar dan titik nyala itu sejajar, karena titik nyala berbanding lurus terhadap titik bakar.

Gambar grafik 6.5. Titik nyala dan titik bakar dari data tiap kelompok

6.7. Kesimpulan1. Titik nyala dari crued oil yang diteliti sebesar 79,2 oC atau 174,56 oF untuk sampel umum, sedangkan 76,8 oC atau 170,24 oF untuk sampel kelompok.2. Titik bakar crued oil yang diteliti sebesar 92,8 oC atau 199,04 oF untuk sampel umum, sedangkan 93,5 oC atau 200,3 oF untuk sampel kelompok.3. Penentuan titik nyala dan titik bakar adalah untuk mengantisipasi bahaya terbakarnya produk produk minyak bumi.4. Hubungan titik nyala dan titik bakar berbanding lurus, jika titik nyala besar maka titik bakar juga akan besar dan jika titik nyala kecil maka titik bakar akan kecil.5. Faktor yang mempengaruhi titik nyala dan titik bakar adalah komposisi dari crued oil tersebut dan jenis dari crued oil

26

1

BAB VIIPENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARACOBA-COBA (TENTATIVE METHOD)

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 7.1. Tujuan Percobaan1. Untuk mengetahui prosedur penentuan viskositas kinematik.2. Untuk mengetahui faktor-faktor yang mempengaruhi harga viskositas kinematik.3. Untuk mengetahui hubungan viskositas dengan laju alir.

7.2. Dasar TeoriViskositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya tahanan tegangan geser oleh fluida tersebut. Viskositas berhubungan dengan fluida yang tidak encer. Adanya gesekan atau friksi antar lapisan-lapisan fluida menyebabkan kehilangan energi. Viskositas gas meningkat dengan suhu, tetapi Viskositas cairan berkurang dengan naiknya suhu. Karena Cairan dengan molekul-molekul yang jauh lebih rapat daripada gas, mempunyai gaya-gaya kohesi yang jauh lebih besar daripada gas.Viskositas dapat juga diartikan sebagai keengganan cairan untuk mengalir, yang didefinisikan sebagai gaya yang bekerja pada suatu bidang horizontal yang terpisah pada satuan jarak dari kedua bidang, dimana bidang pertama bergerak sepenjang suatu satuan kecepatan.Ada dua macam viscositas, yaitu :1. Viskositas dinamis atau viskositas absolut unit cgs dari viskositas dinamis (Va) adalah poise, yang mana mempunyai dimensi gram / cm / detik. 2. Viskositas kinematik merupakan waktu aliran atau eflux timer teratur atau viskositas dinamik dibagi dengan densitas (Va/d), dimana keduanya diukur pada temperatur yang sama.Peralatan ini dikalibrasikan dengan suatu minyak standar yang mempunyai viskositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap air di dalam Master Viskosimeter atau dengan perbandingan langsung dengan Viskosimeter yang dikalibrasikan secara teliti. Sample dengan volume tertentu dan temperatur tertentu dialirkan melalui pipa kapiler yang telah dikalibrasi dan waktunya telah diukur. Unit dari viskositas kinematik adalah stoke, yang mempunyai dimensi cm2/detik, tetapi dalam industri perminyakan biasanya dinyatakan dengan centi stoke (stoke/100).Viscositas merupakan sifat fisik yang akan berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan mengalir dengan kecepatan yang rendah. Dengan demikian viscositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, yang merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk menentukan karakteristik alirannya. Untuk menjamin aliran dalam aliran pipa, harus digunakan viscometri yang memiliki ukuran viscometer dengan pipa kapiler tertentu sehingga alirannya lebih dari 200 detik.Kekentalan kinematik dapat diukur dengan persamaan dibawah ini :

V = C x T......................................................................................(7-1)Dimana :V= kekentalan kinematis (centistoke).C= konstanta kalibrasi viscometer.T= waktu alir (detik).

Dalam cairan hidrokarbon dapat dibuat suatu generalisasi, yaitu :1. Viscositas naik dengan naiknya tekanan2. Viscositas turun dengan bertambahnya gas dalam larutanUmumnya pengaruh pemampatan dalam kenaikan viscositas dikalahkkan oleh pengaruh gas yang terlarut sehingga viscositasnya menurun dengan naiknya tekanan, karena bertambahnya gas yang terlarut. Penurunan viscositas dengan naiknya tekanan ini hanya sampai batas kejenuhan (tekanan). Tekanan yang lebih besar tidak akan menambah jumlah gas yang terlarut.

Grafik 7.1. Viscositas minyak sebagai fungsi tekanan

ViscositasTekananCA

B

Grafik di atas menjelaskan hubungan viskositas minyak terhadap tekanan pada saat produksi. Pembacaan grafiknya dari kanan ke kiri (dari titik A menuju C), titik A ke titik B merupakan grafik yang menggambarkan mengecilnya viskositas karena bergeraknya fluida menuju surface yang semakin kehilangan tekanan, sehingga gas yang terkandung dalam minyak berekspansi yang mengakibatkan viskositas minyak menurun. Tetapi, ketika mencapai buble pressure (titik B) grafik kembali bergerak ke atas, itu dikarenakan gas yang berekspansi mulai berpisah/melepaskan diri dari minyak akibat semakin mengecilnya tekanan, sehingga viskositas dari minyak tersebut meningkat.Fluida adalah zat yang berubah bentuk secara kontinu bila terkena tegangan geser, berapapun kecilnya tegangan geser itu. Atau bisa juga didefinisikan sebagai zat yang mengalir.Fluida diklasifikasikan menjadi:1. Fluida NewtonianFluida Newtonian adalah cairan yang memiliki perbandingan antara shear rate dengan shear stress. Fluida yang tegangan gesernya berbanding lurus secara linier dengan gradient kecepatan pada arah tegak lurus dengan bidang geser. fluida newtonian akan mengalir terus tanpa dipengaruhi gaya-gaya yang bekerja pada fluida. Sebagai contoh, air.2. Fluida non-NewtonianFluida yang akan mengalami perubahan viskositas ketika terdapat gaya yang bekerja pada Fluida tersebut atau terdapat hubungan tak linier antara besarnya tegangan geser yang diterapkan dan laju perubahan sudut.

Gambar grafik 7.2. Perbandingan antara Shear Stress dengan Shear Rate

Shear stress SherasSS

Newtonian

Shear rateAdapaun prinsip pengukuran pada acara praktikum kali ini, yaitu sample dengan volume tertentu dan temperature dialirkan melalui suatu pipa yang telah dikalibrasikan dan diukur waktunya. Viskositas kinematika merupakan waktu alir dari efflux time terukur. Peralatan dikalibrasikan dengan suatu cairan standard yang mempunyai viskositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap air dalam master viscometer atau dengan perbandingan langsung dengan viscometer yang dikalibrasikan secara teliti.

7.3. Peralatan dan Bahan7.3.1. Peralatan1. Master Viskometer merupakan pipa kapiler dari kaca yang mempunyai harga (B/t) kurang dari 0,1 % dari harga (C x t). 2. Viskometer, terbuat dari kaca, dipakai untuk mengukur dalam percobaan ini.3. Thermometer, yang mempunyai range pengukuran seperti pada table di bawah ini :4. Bath5. Timer6. Kalibrasi-kalibrasi sesuai dengan salah satu metode di bawah ini :a. Basic CalibrationMenentukan waktu air dalam detik dari destilated water pada master viscometer. Air harus mempunyai waktu alir minimum 200 detik pada temperature test. Kemudian hitung konstanta C dengan persamaan:

C = Vh / t...................................................................................(7-2)Dimana :Vh =viscositas kinematik air (1,0038 cs pada 20 C)C =konstanta viscometert =waktu alir (detik)Maka harga konstanta C dapat ditentukan :C = 1.0038/tKemudian menentukan viscositas sample hidrokarbon ke-1 yang lebih viscous dari air pada viscometer yang sama, dan kemudian gunakan harga viscositas di atas untuk kalibrasi pada viscometer ke-2 dengan diameter kapiler yang lebih besar. Gunakan persamaan C = V-h2 / t untuk menghitung harga konstanta C dari master viscometer kedua :C = Vh2/t...................................................................(7-3)Dimana :Vh2 =viscositas kinematik dari hidrokarbon yang digunakan untuk kalibrasi.

Setelah viscometer ke-2 dikalibrasi, harga viscositas kinematik dapat ditentukan untuk sample hidrokarbon dengan viscositas yang lebih besar. Harga viscositas tersebut digunakan untuk menentukan kalibrasi viscometer ke- 3. Seperti pada viscometer ke-2, jadi untuk viscometer ke-3 perlu dua hidrokarbon untuk menentukan konstanta viscometernya.

b. Kalibrasi Viscometer dengan Minyak StandardLihat table 7.2. dan 7.3. Ukur waktu alirna untuk cairan (air destilasi, table 7.2. dan 7.3.). Minimum waktu aliran untuk setiap minyak standard pada setiap tabung yang dikalibrasi harus kurang dari 200 detik. Koefisien viscometer B adalah koefisien energy kinematik yang digunakan pada viscometer yang mempunyai aliran kapiler sangat kecil dan konstanta C berharga 0,05 atau lebih kecil.

...............................(7-4)

Dimana:t1 =waktu alir (minimum 200 detik) untuk hidrokarbon yang mempunyai viscositas kinematik Vh2 t2 =waktu alir untuk hydrocarbon yang mempunyai viscositas kinematik Vh2Hitung konstanta C:

.................................................................(7-5)Dimana:Vh=viscositas kinematik hydrocarbon yang dgunakan untuk kalibrasi B=koefisien viscometer dari persamaan sebelumnyaTerakhir ulangi viscositas kinematik dari suatu hydrocarbon yang diinginkan dalam centistokes, sebagai berikut:Viscositas kinematik (Vh) : (C x t) (B/t)

Tabel 7.1. ASTM Kinematic ThermometersRange Temperatur ( oF )

Sub Difii ( oF )ASTM Temperatur ( oF )

-61 -290,243

-67,5 -62,50,174

-42,5 -37,50,173

-2,5 2,50,172

66,5 71,50,144

74,5 79,50,145

97,5 102,50,128

119,5 124,50,146

127,5 132,50,129

137,5 142,50,147

177,5 162,50,148

207,5 212,50,130

Gambar 7.1. Viskometer

Gambar 7.2. Stopwatch

Gambar 7.3 Thermometer

7.3.2. Bahan1. Cairan Newtonian (sampel)2. Air3. Obat penyaring Gambar 7.4. Air

7.4. Prosedur Percobaan1. Atur temperatur bath dengan thermometer berketelitian sampai dengan 0,02 oF, atau dengan thermometer berketelitian sampai 0,05 oF, temperature lebih kecil dari 60 oF.2. Saring sample secukupnya dengan saringan 200 mesh atau penyaring lain yang sesuai, untuk membuang partikel-partikel padat atau air. Bila temperatur kurang rendah gunakan obat penyaring.3. Ambil viscometer yang bersih dan kering dengan waktu alir lebih dari 200 detik.4. Pasang pemegang viscometer di dalam bath sampai viscometer mencapai temperatur pengukuran yang dinginkan (selama 5 menit untuk mencapai temperatur 100 oF atau 10 menit untuk mencapai temperatur 210 oF).5. Gunakan peralatan penghisap untuk menaikkan sampel masuk ke dalam pipa kapiler sampai batas bawah sampel kurang lebih 5 mm di atas garis batas atas sampai dari viscometer (pada awal pengukuran).6. Catat waktu yang diperlukan (dengan ketelitian 0,1 detik) sampel untuk bergerak (mengalir) dari garis batas (awal pengukuran).7. Catat waktu yang diperlukan (dengan ketelitian 0,1 detik) sampel untuk bergerak (mengalir) dari garis batas (awal pengukuran) pada viscometer. Bila waktu yang diperlukan kurang dari 2 detik, ganti viscometer dengan viscometer yang mempunyai pipa kapiler yang lebih kecil, ulangi prosedur tersebut.8. Lakukan percobaan 2 (dua) kali, bila hasil yang diperoleh dari kedua percobaan sasuai dengan repeatabilitas, maka gunakan harga rata-rata untuk menghitung viscositas kinematiknya.9. Hitung viscositas kinematika dalam centistokes dengan cara perhitungan diatas.

7.5. Hasil Analisa dan Perhitungan7.5.1. Analisa

Tabel 7.3. Data Perhitungan Konstanta Viskositas Kinematik SampelViscometerViscometer Kinematik(cs)Waktu Alir(dtk)Konstanta(cs/dtk)

Kalibrasi pada suhu 20 oCAirI (25)Vha =1.0038 243

Minyak StandartII (50)Vh = 1.4912419 361

AnalisaMinyak SampelI (50)Vh1= 1.4912419 361

Minyak SampelII (100)Vh2= 1.7804023431

7.5.2. Perhitungan Konstanta (CA) :

Viscometer Kinematik I (50) :

Viscometer Kinematik II (50) :

Konstanta (C2A) :

Viscometer Kinematik II (100) :

1. Kalibrasi alat untuk menentukan koefisien viskometer (B)

2. Konstanta Alat Keseluruhan (C)

3. Menghitung harga viskositas kinematik dengan ketentuan :a. Jika harga (B/T2B) (0,001 x C x T2B) maka menggunakan persamaan viskositas kinematik = C x T2Bb. Jika harga (B/T2B) < (0,001 x C x T2B) maka menggunakan persamaan viskositas kinematik = C x T2B - (B/T)

Harga (B/T2B) :

Harga (0,001 x C x T2B) :

Dari perhitungan tersebut, maka (B/T2B) (0,001 x C x T2B) sehingga persamaan viskositas kinematiknya adalah :

cs

7.6. PembahasanLangkah pertama adalah mengisi data pada tabel analisa untuk kolom waktu alir, kemudian menghitung konstanta (CA) berdasarkan perhitungan nilai konstanta (CA) . Dilanjutkan menghitung besar viskometer kinematik pada sampel minyak standar pada viscometer I (50), berdasarkan perhitungan besar viskometer kinematik adalah 1,490569. Setelah itu menghitung viscometer kinematik pada sampel minyak dengan viskometer II (50), berdasarkan perhitungan besar viskometer kinematiknya adalah 1,490569. Langkah berikutnya adalah menentukan konstanta (C2A), berdasarkan perhitungan besarnya konstanta (C2A) 0,004129. Kemudian menghitung viskometer kinematik pada sampel minyak dengan viskometer II (100), berdasarkan perhitungan besarnya viskometer kinematik adalah 1,779599.Setelah data dalam tabel lengkap, maka selanjutnya menentukan kalibrasi alat utuk menentukan koefisien viskometer (B). Berdasarkan perhitungan besar kalibrasi alat untuk menentukan koefisien viskometer adalah . Kemudian menghitung konstanta alat keseluruhan (C), berdasarkan perhitungan konstanta alat keseluruhan (C) sebesar . Langkah terakhir adalah menentukan persamaan viskositas kinematik yang akan digunakan, untuk menentukan persamaan yang akan digunakan dengan membandingkan harga (B/T2B) dengan (0,001 x C x T2B). Berdasarkan perhitungan harga (B/T2B) sebesar dan harga (0,001 x C x T2B) sebesar , dengan demikian harga (B/T2B) (0,001 x C x T2B). Sehingga persamaan viskositas kinematik menggunakan persamaan = C x T2B. Untuk harga viskositas kinematik berdasarkan perhitungan sebesar .7.7. Kesimpulan1. Penentuan viskositas dapat dilakukan dengan menggunakan alat viskometer.2. Faktor yang mempengaruhi viskositas adalah temperatur, komposisi dari fluida, dan residu yang ada di dalam fluida.3. Vikositas gas berbanding lurus dengan temperature, tetapi viskositas minyak berbanding terbalik dengan temperature.4. Jika viskositasnya tinggi maka laju alir menurun, sedangkan jika viskositas rendah maka laju alir meningkat.5. Menghitung viskositas kinematik dengan ketentuan :Jika (B/T) (0,001 x C x T), maka persamaannya = C x T.Jika (B/T) (0,001 x C x T), maka persamaannya = C x T - (B/T)

BAB VIIIANALISA KIMIAWI AIR FORMASI

8.1. Tujuan Percobaan1. Menentukan sifat dari air formasi, apakah stabil, mengendap atau korosif.2. Menentukan pH; alkalinitas; kandungan kalsium, magnesium, barium, sulfat, ferro, klorida, sodium. 3. Menentukan nilai indeks stabilitas kalsium karbonat (CaCO3).4. Mengetahui perbandingan indeks stabilitas dengan temperatur.

8.2. Teori DasarAir formasi merupakan faktor utama yang berkaitan dengan pembentukan scale. Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matriks batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan di permukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi produksi. Bisa juga disederhanakan, scale adalah hasil kristalisasi dan pengendapan mineral dari air formasi yang terproduksi bersama minyak dan gasTerbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi.Mekanisme terbentuknya kristal-kristal pembentuk scale berhubungan dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen.Air formasi biasanya disebut dengan oilfieldwater atau connatewaterintertialwater adalah air yang diproduksikan ikut bersama-sama dengan minyak dan gas. Air ini biasanya mengandung bermacam-macam garam dan asam, terutama NaCl sehingga merupakan air yang asam bahkan asam sekali.Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon karena memang di dalam suatu akumulasi minyak, air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan maksimal 100% dari keseluruhan pori.Untuk menganalisa air formasi secara tepat, dipakai klasifikasi air formasi yang digambarkan, secara grafis hal ini dimaksudkan untuk mengidentifikasi sifat air formasi dengan cara yang paling sederhana tetapi dapat dipertanggung- jawabkan, hanya kelemahannya tergantung pada spesifikasinya.Pengambilan sampel air formasi dilakukan di kepala sumur dan atau di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari kaca atau plastik agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion hidrogen karena akan mempengaruhi kebasahan sampel.Percobaan yang dilakukan adalah dengan menentukan pH, Alkalinitas, penentuan kandungan Kalsium, Magnesium, Barium, Sulfat, Ferro, Klorida, Sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat (CaCO3).1. Penentuan Kalsium dan MagnesiumUntuk kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan kesadahan totalnya.2. Penentuan AlkalinitasAlkalinitas dari suatu cairan biasa dilaporkan sebagai CO3-, HCO3- dan OH-, yaitu dengan menitrasi air sampel dengan larutan asam yang lemah dan larutan indikator. larutan penunjuk (indicator) yang digunakan dalam penentuan kebasahan CO3- dan OH- adalah Phenolphtalein (Pp), sedangkan Methyl Orange (MO) digunakan sebagai indicator dalam penentuan HCO3-.3. Penentuan KloridaUnsur ion baku ditentukan dalam air formasi ialah Cl, yang konsentrasinya lemah sampai pekat. Metode Mohr selalu digunakan dalam penentuan kadar klorit, tanpa perbaikan nilai pH. Cara pengujian dapat ditentukan untuk fluida yang bernilai pH antara 6 sampai 8.5 dan hanya ion SO yang sering mengganggu. Gangguan dapat diketahui dari warna setelah titrasi dengan larutan AgNO3 warna abu-abu sampai hitam. Bila hal ini dapat diketahui sebelumnya, ion ini dapat dihilangkan dengan cara mengasamkan contoh air yang akan diperiksa dengan larutan asam senyawa (HNO) dan dimasak selama 10 menit. setelah didinginkan, naikan pH sampai 6 hingga 8.5 dengan NHOH., larutan bufferkesadahan total atau larutan bufferCalver, dan tidak sekali-sekali mengurangi pH dengan HCL.4. Penentuan SodiumSodium tidak ditentukan di lapangan, karena nilai sodium tidak dapat dianggap nilai yang nyata atau absolut. Perhitungannya ialah dengan pengurangan jumlah anion dengan jumlah kation dengan me/L kesadahan total tidak dimasukkan dalam jumlah perhitungan ini. Air formasi selain berasal dari lapisan lain yang masuk ke dalam lapisan produktivitasnya yang disebabkan oleh : Penyemenan yang kurang baik Kebocoran casing yang disebabkan oleh: Korosi pada casing. Sambungan kurang dapat. Pengaruh gaya tektonik (patahan).Adapun keadaan air formasi mempunyai sifat-sifat :1. Sifat fisika , dimana meliputi :a. Kompresibilitasb. Kelarutan gas didalam airc. Viskositas aird. Berat jenise. Konduktivitas2. Sifat kimiawi, dimana meliputi :a. Ion-ion negatif (Anion)b. Ion-ion positif (Kation)Pengambilan contoh air formasi sebaiknya dari kepala sumur dan atau separator dengan pipa plastik lentur jangan dari bahan tembaga (Cu) karena mudah larut. Peralatan harus bersih dari bekas noda dan di cuci alirkan dengan air formasi yang akan diambil.Alkalinitas CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan di tempat pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil seiring dengan waktu dan suhu. Untuk itu pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium harus dilakukan segera setelah contoh diterima, karena unsur BaSO4 terbatas kelarutannya, karena barium bereaksi dengan cepat terhadap SO4 sehingga akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kesalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun.Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sistem klasifikasi dari air formasi, hal ini dapat memudahkan pengerjaan pengidentifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplotanalisa air formasi tersebut, hal ini memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan lapisan batuan dari sumur secara tepat.Beberapa kegunaan yang paling penting dari analisa air formasi ini adalah:1. Untuk korelasi lapisan batuan2. Menentukan kebocoran casing3. Menentukan kualitas sumber air untuk proses waterflooding

Identifikasi terhadap mekanisme dan kondisi pembentukan, lokasi terbentuknya scale serta komposisi endapan yang terbentuk merupakan langkah awal dalam perencanaan program penanganan, baik pencegahan maupun penanggulangan yang efektif.Hasil perhitungan SI digunakan untuk identifikasi terbentuknya scale dengan kriteria :1. Jika SI negatif berarti air tidak di jenuhi CaCO3 atau kelarutan yang dihasilkan lebih besar dari padatan yang dilarutkan,pada konsentrasi ini air tersebut bersifat korosif.2. Jika SI positif berarti air di jenuhi CaCO3sehingga cenderung terbentuk scale.3. Jika harga SI = 0 , berarti air berada dalam kondisi jenuhPencegahan dan penanggulangan scale:1. Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha yang preventif yang dilakukan sebelum terbentuk endapan scale2. Apabila endapan scale telah terbentuk maka harus ditanggulangi untuk menghilangkan scale yang telah terbentuk tersebut. Penanggulangan endapan scale ini dapat dilakukan secara mekanik, kimiawi ataupun secara kombinasi antara mekanik dan kimia.

Mengatasi endapan scale :1. Menghilangkan scale dipipa-pipa dengan kombinasi penggunaan zat kimia dan linepigging2. Menghilangkan scaledi dalam sumur dan formasi Pembersihan scale pada tubing dan perforasi Pembersihan scale dari ruang pori dan rekahan (WellStimulation) Dengan cara menginjeksikan asam kedalam formasi produktif.

8.3. Peralatan Dan Bahan8.3.1. Alat1. Alat yang digunakan titrasi2. Gelas ukur3. Kertas lakmus4. Pipet8.3.2. Bahan 1. Sampel air formasi2. Larutan indikator3. Larutan buffer

Gambar 8.1. Alat yang digunakan titrasi

Gambar 8.2. Gelas ukur

Gambar 8.3. Kertas lakmus

Gambar 8.4 Pipet tetes

Gambar 8.5. Larutan buffer Gambar 8.6. Larutan indikator

8.4. Prosedur Kerja 8.4.1. Penentuan pH (elektrolit):1. Dengan menggunakan pHpaper strip dapat langsung menentukan harga pH dari sampel setelah mencocokkan warna pada standar pHpaper strip, maka diperlukan kejelian dalam memilih dan mencocokkan warna dari paper strip.2. Dengan alat yang digunakanukur elektrolit, kalibrasi alat yang digunakan sebelum digunakan dengan cara: isi botol dengan larutan buffer yang telah diketahui harga pH-nya, masukkan elektrode pada botol yang berisi larutan buffer. Putar tombol kalibrasi sampai digit menunjukkan harga pH larutan buffer.3. Cuci botol dan elektrodenya sebelum digunakan untuk menguji sampel dengan air distilasi untuk mencegah terjadinya kontaminasi.8.4.2. Penentuan Alkalinitas1. Mengambil contoh air formasi 1 cc dan menambahkan PP 2 tetes.2. Mentitrasi dengan larutan H2SO4 0,02 N. Bila larutan telah jernih, mencatat jumlah larutan pentitrasi yang digunakan.3. Menetesi dengan larutan MO 2 tetes.4. Mentitrasi kembali sampai ada perubahan yang digunakan warna menjadi pink, mencatat volume larutan pentitrasi.5. Perhitungan :(8-1)(8-2)Penentuan untuk setiap ion dalam mili ekuivalen (me/L) dapat ditentukan dari tabel berikut:

Tabel 8.1. Harga kebasahan setiap ionHCO3CO3OH

P = 0M 2000

P = M0020 P

2P = M040 P0

2P < M20 (M 2P)40 P0

2P > M040 (M P)20 (2P M)

8.4.3. Penentuan Kalsium dan Magnesium1. Penentuan kesadahan total : Mengambil 20 ml air suling dan menambahkan 2 tetes larutan bufferkesadahan total dan 1 tetes indikator, warna harus biru asli (jernih). Menambah 5 ml contoh air, warna akan berubah merah. Mentitrasi dengan larutan kesadahan total hingga warna kembali jernih, mencatat volume pentitrasi. Perhitungan :Bila menggunakan larutan 1 ml = 2 epm(8-3)Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm(8-4)

2. Penentuan Kalsium (Ca): Mengambil 20 ml air suling, menambahkan 2 tetes larutan buffercalver dan 1 tepung indicatorcalver II, warna akan berubah menjadi cerah. Menambahkan 5 cc air yang dianalisa. Bila ada Ca larutan yang berubah menjadi kemerahan. Mentitrasi dengan larutan kesadahan total 20 epm, warna akan berubah jernih, mencatat volume titrasi.

3. Penentuan Magnesium (Mg) :(8-5)(8-6)

8.4.4. Penentuan Klorida1. Mengambil 20 ml air sampel, menambahkan 5 tetes KCrO, warna akan menjadi bening.2. Mentitrasi dengan larutan AgNO3 1 ml = 0,001 g Cl sampai warna cokelat kemerahan, mencatat volume pentitrasi.3. Jika menggunakan AgNO3 0,001 N :(8-7)4. Jika menggunakan AgNO3 0,01 N :(8-8)

8.4.5. Penentuan Sodium1. Mengonversikan mg/L anion dengan me/L dan menjumlahkan harganya.(8-9)2. Mengonversikan mg/L kation menjadi me/L dan menjumlahkan harganya.(8-10)3. (8-11)a. Grafik hasil analisa airHasil analisa air sering dinyatakan dengan bentuk grafik. Kita dapat menandai perbedaan dari contoh air dengan membandingkan dua macam contoh air (atau lebih) dari grafik tersebut. Metode yang umum digunakan adalah metode stiff. Metode ini dapat diplot secara logaritma atau normal antara konsentrasi kation pada sisi kiri titik pusat dan konsentrasi aniondiplot pada sisi kanan pusat.Contoh :

KomponenKonsentrasi

mg/Lme/L

NatriumKalsiumMagnesiumBariumKloridaSulfatKarbonatBikarbonatIron179439190124864528014401378.041.951.65039.1913.439.3323.800.23

Tabel 8.2.Harga Konsentrasi Komponen

8.4.6. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3Air yang mengandung CO3 dalam bentuk apapun akan membentuk kerak atau korosi, tergantung pH dan suhu. Hal ini dapat diketahui dengan perhitungan indeks stabilitas air. CO3 yang terdapat didalam air tersebut mungkin akan tersebut sebagai asam arang (H2CO3), bikarbonat (HCO3), atau karbonat (CO3). Asam arang terdapat bila air tersebut terlalu jenuh dengan CO3, bikarbonat terdapat bila nilai pH air pada range 48.3, karbonat terdapat bila nilai pH air pada range 8.311. Rumusuntuk menghitung indeksstabilitas CaCO3 adalah:(8-12)Bila indeks berharga 0, berarti air tersebut secara kimiawi seimbang. Bila indeks berharga positif, air tersebut mempunyai gejala membentuk endapan. Bila indeks berharga negatif, air tersebut bersifat korosif.Nilai pH dan Konsentrasi ion Ca2+, Mg2+, Na+, CO32-, SO42-, HCO3-Dimana:pH = Nilai pH pada pengukuran contoh airK = Tenaga ion (ditandai m) dan suhu Tenaga ion ini terdapat pada gambar grafik 8.8. Jumlah tenaga ion didapat dengan mengalikan faktor tiap-tiap ion dengan konsentrasi dalam air (dalam me/L atau mg/L) kemudian dijumlahkan dan k ditentukan dari gambar grafik 8.8.(8-13).(8-14)

Setelah selesai perhitungan dapat digambarkan suatu kurva indeks stabilitas terhadap suhu agar diperhatikan gejala relatif pada air dari segisegi sistemnya.Contoh permasalahan :Hitung indeks stabilitas air pada suhu 50, 77, 177, dan 158 oF dengan air pH = 6.9

Tabel 8.3. Indeks StabilitasIonme/Lmg/L

Ca++Mg++Na+Cl-SO4-HCO3-12.020.4295.5253.541.713.8240249676990002000841

Dengan menggunakan faktor-faktor yang terdapat pada grafik I, jumlah tenaga ion dapat dihitung sebagai berikut:

Tabel 8.4. Perhitungan Tenaga IonIon(me/L)* faktor= ...me/L

Ca++Mg++Na+Cl-SO4-HCO3-12.020.4295.5253.541.713.8* 5 x 10-5* 1 x 10-3* 1 x 10-3* 5 x 10-5* 1 x 10-5* 5 x 10-5= 0.1476= 0.012= 0.0204= 0.1268= 0.0417= 0.0069

Jumlah tenaga ion= 0.3554

Setelah menggunakan ion dari air dapat dihitung, tentukan nilai L dari grafik I dimulai dari bawah grafik jumlah tenaga ion (), ikuti garis tegak lurus hingga bertemu dengan kurva suhu, kemudian baca nilai K ke sisi kiri.

Tabel 8.5. Harga Faktor K dan SuhuSuhuFaktor K

50 oF77 oF122 oF156 oF2.92.652.151.5

Gambar grafik 8.9 digunakan untuk menentukan nilai pCa dan pAlk. Tentukan titik konsentrasi Ca++ pada nilai sebelah kiri grafik, tarik garis lurus hingga bertemu pada kurva kiri. Ikuti garis kebawah untuk menentukan nilai pCa. Cara yang sama untuk konsentrasi HCO3- dengan kurva kekanan dan ke bawah untuk pAlk. Setelah didapat harga pCa dan pAlk, maka hitung indeks stabilitas dengan rumus 8-12.SI/50 oF = 6.92.90 -2.2 -1.85 = -0.05SI/77 oF = 6.92.65 -2.2 -1.85 = 0.20SI/50 oF = 6.92.15 -2.2 -1.85 = -0.70SI/50 oF = 6.91.50 -2.2 -1.85 = 1.35Kesimpulan : a. Air tersebut bergejala scalling pada suhu 54 oF ke atas.b. Air tersebut bergejala corrosive pada suhu 54 oF ke bawah.

8.5. Analisa Dan Perhitungan8.5.1. Analisa

Tabel 8.6. Tabulasi Konsentrasi Ion Anion dan KationKonsentrasi AnionKonsentrasi Kation

AnionBMMg/LMe/ L(*)KationBMMg/LMe/L

Cl35,524.400687,323943Ca++40402

SO42963006,25Mg++2400

CO326030010Fe+++56100053,571428

HCO36100Ba++137

OH17513Na+

Anion706,573943Kation55,571428

konversi mg/L ke me/L =((mg/L)* valensi/BM)(8-15)Kadar Sodium (Na+) =Anion Kation =(706,573943 55,571428)Me/L =651,002515Me/L

Gambar grafik 8.8. Diagram StiffDavisOH-Ba2+

Fe3+(10)

Ca2+

Mg2+

Na+ (102)

(102) Cl-SO42-CO32-HCO3- 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tabel 8.7. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3IonKonsentrasiFaktor KoreksiIon strengthMe/L x Koreksi

PPMMe/LPPMMe/L

Cl 687,324\39432,4 1056 1040,412394

SO4 2-6,252,1 1051 1030,006250

CO3 2-103,3 1051,5 1030,015000

HCO3 -00,8 1055 1030,000000

Ca2+23 1052 1030,004000

Mg2+08,2 1051 1030,000000

Fe3+100053,5714288,1 1051,5 1030,080357

Ba2+NegatifNegatif---

Na +651,0025152,2 1052 1040,0130200

Molar IonicStrength0,648201

Gambar grafik 8.9. Penentuan harga k pada CaCO3

Dari grafik diperoleh:Tenaga ion keseluruhan (k, dari gambar grafik 8.8) pada suhu:Pada temperatur 0 C=3,65Pada temperatur 20 C=3,39Pada temperatur 40 C=2,95Pada temperatur 60 C=2,36Pada temperatur 80 C=1,72Pada temperatur 100 C=0,94

Gambar grafik 8.10. Penentuan harga pCa dan pAlk

Dari grafik diperoleh:Harga pCa = 3,0pAlk = 3,2 Harga indeks stabilitas CaCO3 (SI) = pHkpCapAlk

8.5.2. Perhitungana. Konversi SatuanCl- elektron valensi=1

Konversi mg/L ke me/L==687,323943me/LSO42- elektron valensi=2

Konversi mg/L ke me/L==6,25 me/LCO32- elektron valensi= 2

Konversi mg/L ke me/L==10 me/LHCO3 - elektron valensi=1

Konversi mg/L ke me/L== 0 me/LOH- elektron valensi=1

Konversi mg/L ke me/L==3 me/LCa2+ elektron valensi=2

Konversi mg/L ke me/L==2 me/LMg2+ elektron valensi=2

Konversi mg/L ke me/L==0 me/LFe3+ elektron valensi=3

Konversi mg/L ke me/L== 53,571 me/L

b. Ion StrengthCl-:687,324 x (6 x 10-4)=0,412394SO42-:6,25 x (1 x 10-3)=0,006350CO32-:10 x (1,5 x 10-3)=0,015000HCO3-:0 x (5 x 10-3)=0Ca2+:2 x (2 x 10-3)=0,004000Mg2+:0 x (1 x 10-3)=0Fe3+:53,571428 x (1,5 x 10-3)=0,080357Ba2+:NegatifNa+:651,002515 x (2 x 10-4)=0,130200

c. Nilai SISI0 oC=83,653,03,2=1,85SI 20 oC=83,393,03,2=1,59SI 40 oC=82,953,03,2=1,15SI 60 oC=82,363,03,2=0,56SI 80 oC=81,723,03,2= 0,08SI 100 oC= 80,943,03,2=0,86

8.6. PembahasanPengambilan sampel air formasi dilakukan di kepala sumur dan / atau di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari kaca atau plastik agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion hidrogen (H+) karena akan mempengaruhi kebasahan sampel. SI (Stabilitas Indeks) didapatkan dari beberapa data yaitu: temperatur, pH, k(tenaga ion keseluruhan), pAlk, dan pCa. Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon karena memang di dalam suatu akumulasi minyak (reservoir), air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan maksimal 100% dari keseluruhan pori. Pada data yang telah diberikan, diketahui bahwa pH = 8, pCa = 3,0, pAlkali = 3,2. Untuk nilai k (tenaga ion keseluruhan) didapat dengan membaca grafik IonicStrength(gambar grafik 8.8). Setelah pembacaan grafik kita lakukan, barulah kita bisa menentukan harga SI (Stabilitas Indeks) pada temperatur tertentu dimana kita mendapatkan pembacaan nilai k (tenaga ion keseluruhan).Dari data tersebut, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik menjadi grafik seperti di bawah ini :

Gambar grafik 8.11. Hubungan Indeks Stabilitas dengan Temperatur

Dari hasil perhitungan indeks stabilitas (SI), maka akan dapat diketahui sifatsifat dari air formasi yang diteliti dengan memperhatikan hubungan antara pH air formasi, tenaga ion keseluruhan, temperatur, serta pCa dan pAlk, dimana jika SI menunjukkan hasil yang positif, maka pada temperatur tersebut akan cenderung untuk membentuk scale (bersifat basa). Sebaliknya, jika SI menunjukkan hasil negatif maka pada temperatur tersebut air formasi akan cenderung menyebabkan korosi pada peralatan yang digunakan untuk produksi (bersifat asam), akan tetapi jika SI menunjukkan hasil nol (SI = 0) maka pada temperatur tersebut air formasi dalam keadaan seimbang dimana tidak terbentuk scale maupun korosi. Hubungan indeks stabilitas dengan temperatur adalah berbanding lurus, di mana apabila temperaturnya tinggi maka indeks stabilitasnya juga besar, dan sebaliknya.

Gambar Grafik 8.11 Hubungan Tenaga Ion Keseluruhan dengan TemperaturDari grafik di atas menunjukkan bahwa jika semakin tinggi temperatur maka nilai ion keseluruhan (k) akan semakin kecil dan sebaliknya, jika temperatur semakin rendah maka nilai ion keseluruhan akan semakin tinggi.Hubungan temperatur dengan tenaga ion keseluruhan adalah berbanding terbalik.8.7. Kesimpulan 1. Stabilitas indeks (SI) dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu pH, tenaga ion keseluruhan (k), konversi ion Ca2+ dan konversi ion HCO3 .2. Dari data yang diberikan, dapat disimpulkan bahwa semakin tinggi temperatur, maka semakin rendah tenaga ion keseluruhan (k) pada suatu larutan.3. Faktor-faktor yang sangat berpengaruh dalam penentuan tingkat pengendapan dan pelarutan dalam air formasi adalah pH, temperatur, serta total tenaga ion keseluruhan dari air formasi tersebut.4. Jika harga SI bernilai negatif berarti bersifat asam, dan akan menimbulkan masalah karena air formasi bersifat korosif. Dan jika harga SI bernilai positif berarti bersifat basa, dan akan menimbulkan masalah yaitu pembentukan scale. 5. Dari data di atas, air formasi dalam keadaan stabil pada kondisi temperatur 80 0C karena SI mendekati 0, yaitu 0,008.6. Hubungan indeks stabilitas dengan temperatur alah berbanding lurus, di mana apabila temperaturnya tinggi maka indeks stabilitasnya juga besar, dan sebaliknya.7. Hubungan temperatur dengan tenaga ion keseluruhan adalah berbanding terbalik.

63

BAB IXPEMBAHASAM UMUM

Reservoir adalah bagian kerak bumi yang mengandung minyak dan gas bumi. Pada proses pembentukan minyak bumi, ada tahapan-tahapan yang disebut petroleum process yang terdiri dari preservation, generation, migration, accumulation, dan timing. Selain itu ada juga petroleun system, sebagai unsur-unsur penyusun reservoir yang terdiri dari batuan induk (source rock), batuan waduk (reservoir rock), batuan perangkap (trap), batuan penutup (cap rock), dan waktu (timing).Senyawa hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan diantaranya:1. Golongan ParafinGolongan hidrokarbon ini memiliki rumus kimia CnH2n+2. Golongan ini memiliki ikatan rangkap satu. Nama lain dari golongan ini adalah alkana2. Golongan OlefinGolongan hidrokarbon ini m