MODUL III

PENGUKURAN VISKOSITAS DENGAN

REDWOOD VISCOMETER

Resume Laporan

Praktikum Fluida Reservoir

Nama : Singgih Suganda

NIM : 12208031

Kelompok : Jumat 1

Tanggal Praktikum : 16 Oktober 2009

Tanggal Penyerahan : 26 Oktober 2009

Dosen : Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana

Asisten : Danto Prihandono ( 12206010 )

Samuel Z. ( 12202046 )

LABORATORIUM ANALISA FLUIDA RESERVOIR

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2009

I. TUJUAN DAN PRINSIP PERCOBAAN

I. 1 Tujuan Percobaan

Mengetahui pemakaian Redwood viscometer untuk :

1. Mengukur keengganan suatu minyak untuk mengalir yang diperoleh sebagai

fungsi dari waktu pengaliran (dalam detik).

2. Menghitung Index Viscosity suatu sample minyak.

I.2 Prinsip Percobaan

Mengukur waktu yang dibutuhkan bagi 50 cc sampel minyak untuk mengalir /

menetes dari oil cup ke dalam flask pada temperature tertentu..

II. TEORI DASAR

Viskositas merupakan parameter penting yang memerlukan perhatian besar

tentang aliran fluida. Viskositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya

tekanan terhadap tekanan geser yang diberikan oleh fluida tersebut. Viskositas gas

akan bertambah besar dengan naiknya suhu, sedangkan viskositas cairan akan

berkurang dengan naiknya suhu.

Pada percobaan ini, waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan 50 cc sample

melalui viscometer redwood (dalam detik) diukur pada temperatur tertentu

dimana pada percobaan ini adalah 100, 120, 140 dan 210 0F. Harga viskositas

kinematik bisa dihitung dengan menggunakan hubungan:

TABEL 2-1

Skala Viskositas Waktu Viskositas kinematik (cm2/sec)

Saybolt universal 32<t<100 0,00226t – 1,95 /t

T>100 0,00220t – 1,35/t

Redwood 43<t<100 0,00269t – I,79/t

T>100 0,00247t – 0,50/t

Engler t<43 ( 0.00147 te2 -3.74) / te

te  = 1.8645 ( t*0.9923 )

Persamaan konversi viskositas kinematik

Index viskositas (VI) dari suatu sampel minyak adalah suatu bilangan yang

dapat menyatakan besarnya perubahan viskositas karena pengaruh temperatur

III. ALAT DAN BAHAN

III.1 Alat - alat

1. Oil cup

2. Thermometer support

3. Oil cup thermometer

4. Flask 50 cc

5. Heater

6. Picnometer

7. Stopwatch

8. Valve

III. 2 Bahan – bahan

1. Sampel crude oil ZRD

2. Sampel crude oil Jati Barang

IV. DATA PERCOBAAN

Volume picno = 10 mL

I II III

W picno kosong (gr) 19.63 19.63 19.62

Volume picno = 50 mL (210F)

I II III

W picno kosong (gr) 26.06 26.04 26.03

Sampel crude oil ZRD:

T (oF) W picno + sampel (gr) Waktu alir minyak (s)

I II III I II III

100 28.11 28.13 28.14 30 34 33

120 28.20 28.19 28.20 30 31 31

140 28.06 28.07 28.05 31 30 29

210 66.71 66.72 66.73 28.5 28.5 28.5

Sampel crude oil Jatibarang :

T (oF) W picno + sampel (gr) Waktu alir minyak (s)

I II III I II III

100 28.25 28.24 28.25 34 34 33

120 28.22 28.22 28.21 31 32 31

140 28.23 28.24 28.22 32 30 30

210 67.8 67.8 67.8 29 29 29

V. PENGOLAHAN DATA

Sample T (oF) tavg (s)

ZRD

100 32.3333

120 30.6667

140 30

210 28.5

Jatibarang

100 33.6667120 31.3333140 30.6667

210 29

  T (oF) Wavg (gr)

Wpicno1 - 19.6267

      Sample T (oF) (gr/cc)

           

Wpicno1+ZRD (gr)

100 28.1267

ZRD

100 0.85

120 28.1967 120 0.857140 28.06 140 0.84333210 66.72 210 0.8136

Wpicno1+Jatibarang (gr)100 28.2467 Jatibarang

100 0.862

140 28.2167 120 0.859

180 28.23 140 0.86033210 67.8 210 0.8352

1. Perhitungan densitas, SG, API

ρ oil =m sampel+ picno−m picnokosong

V picno

SG=ρ oil

ρ water

o API=141. 5SG

−131. 5

Sample T (oF)

(gr/cc) SG oAPI

         

Jatibarang

1000.862

0.86799

31.5198

1200.859

0.86575

31.9416

1400.86033

0.87499

30.2152

2100.8352

0.87025

31.0973

ZRD

1000.85

0.85591

33.8213

1200.857

0.86374

32.323

140 0.843330.8577

133.4751

2100.8136

0.84774

35.414

2. (a) Perhitungan Viskositas Kinematik, Viskositas Dinamik dan Indeks Viscosity

(Untuk sampel ZRD)

Perhitungan viskositas kinematik dengan cara Engler

pers, Engler untuk t<43 s

te  = 1.8645 ( taverage0.9923 ) dan,

Sample T (oF) tavg (s) te (s)

ZRD

100 32.3333 58.6932120 30.6667 55.6906140 30 54.4891210 28.5 51.7851

v  = ( 0.00147 te2 -3.74) / te

Waktu alir (s) (te)

Perhitungan v (cst)

58.6932 (0.00147*58.6932) -(3.74/58.6932) 2.255793655.6906 (0.00147*55.6906) -(3.74/55.6906) 1.470849554.4891 (0.00147*54.4891) -(3.74/54.4891) 1.146145651.7851 (0.00147*51.7851) -(3.74/51.7851) 0.3902593

Perhitungan viskositas dinamik

μ = ρ x v

Sample T (oF) (poise)

ZRD

100 0.01917425120 0.01260518140 0.00966579210 0.00317515

Perhitungan Indeks Viscosity (VI)

VI= L−U

L−Hx100

di mana:

VI : index viscosity

L : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI = 0

U : viskositas minyak pada 100 0F minyak yang ditentukan

viskositasnya

H : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI =

100

Untuk minyak dengan viskositas kinematik di bawah 2,0 cSt

pada 210 oF digunakan persamaan:

L = Y (1,655 + 1,2665Y)

H = Y (0,1725 + 0,34984)

ZRD (stokes) (cst)

U0.022557

9 2.2557936

Y0.003902

6 0.3902593

L0.006478

1 0.8387699

H0.000678

5 0.1206012VI -277.2602 -197.3107

(b) Perhitungan Viskositas Kinematik, Viskositas Dinamik dan Indeks Viscosity

(Untuk sampel Jatibarang)

Perhitungan viskositas kinematik dengan cara Engler

pers, Engler untuk t<43 s

te  = 1.8645 ( taverage0.9923 ) dan,

Sample T (oF) tavg (s) te (s)

jatibarang

100 33.6667 61.0947120 31.3333 56.8917140 30.6667 55.6906210 29 52.6866

v  = ( 0.00147 te2 -3.74) / te

Waktu alir (s) (te)

Perhitungan v (cst)

61.0947 (0.00147*61.0947) -(3.74/61.0947) 2.859275456.8917 (0.00147*56.8917) -(3.74/56.8917) 1.789198655.6906 (0.00147*55.6906) -(3.74/55.6906) 1.470849552.6866 (0.00147*52.6866) -(3.74/52.6866) 0.6463424

Perhitungan viskositas dinamik

μ = ρ x v

Sample T (oF) (poise)

Jatibarang

100 0.02464695120 0.01536922140 0.01265416210 0.00539825

Perhitungan Indeks Viscosity (VI)

VI= L−U

L−Hx100

di mana:

VI : index viscosity

L : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI = 0

U : viskositas minyak pada 100 0F minyak yang ditentukan

viskositasnya

H : viskositas kinematik pada 100 0F untuk minyak dengan VI =

100

Untuk minyak dengan viskositas kinematik di bawah 2,0 cSt

pada 210 oF digunakan persamaan:

L = Y (1,655 + 1,2665Y)

H = Y (0,1725 + 0,34984)

Jatibarang (stokes) (cst)U 0.0285928 2.8592754Y 0.0064634 0.6463424L 0.0107499 1.5987879H 0.0011296 0.2576427VI -185.4707 -93.98591

VI. GRAFIK

- Grafik Viskositas Kinematik Vs Temperatur

80 100 120 140 160 180 200 2200

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

T vs n

ZRDJatibarang

T (oF)

()

nstokes

- Grafik Temperatur Vs Densitas

80 100 120 140 160 180 200 2200.780.790.80.810.820.830.840.850.860.87

T vs r

ZRDJatibarang

T (oF)

(/

)r

grcc

- Grafik Viskositas Dinamik Vs Temperatur

80 100 120 140 160 180 200 2200

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03T vs m

ZRDJatibarang

T (oF)

()

mpoise

- Grafik Spesific gravity Vs Temperatur

80 100 120 140 160 180 200 2200.83

0.84

0.85

0.86

0.87

0.88T vs SG

ZRDJatibarang

T (oF)

SG

- Grafik Temperatur Vs API

80 100 120 140 160 180 200 22027282930313233343536

T vs oAPI

ZRDJatibarang

T (oF)

oA

PI

- Grafik Densitas Vs Viskositas dinamik

0.81 0.82 0.83 0.84 0.85 0.86 0.870

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

r vs m

ZRDJatibarang

( / )r gr cc

()

mpoise

- Grafik Viskositas Kinematik Vs Densitas

0.81 0.82 0.83 0.84 0.85 0.86 0.870

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

r vs n

ZRDJatibarang

( / )r gr cc

()

nstoke

- Grafik Viskositas Dinamik Vs Spesific gravity

0.845 0.85 0.855 0.86 0.865 0.87 0.875 0.880

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03SG vs m

ZRDJatibarang

SG

()

mpoise

- Grafik Viskositas Kinematik Vs Spesific gravity

0.845 0.85 0.855 0.86 0.865 0.87 0.875 0.880

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035SG vs n

ZRDJatibarang

SG

()

nstoke

- Grafik Viskositas Dinamik Vs API

29 30 31 32 33 34 35 360

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03oAPI vs m

ZRDJatibarang

oAPI

()

mpoise

- Grafik Viskositas Kinematik Vs API

29 30 31 32 33 34 35 360

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035oAPI vs n

ZRDJatibarang

oAPI

()

nstoke

VII. ANALISA

1. Analisa percobaan

Dalam percobaan ini terlihat bahwa waktu alir relatif lebih cepat pada saat

kenaikan temperatur, karena sampel crude oil pada temperatur tinggi menjadi

lebih encer. Pada sampel crude oil ZRD seiring dengan kenaikan temperatur, laju

alirnya bertambah cepat hingga pada temperatur maksimum (210F) mencapai

waktu 28,5 second. Sedangkan sampel crude oil Jatibarang mencapai waktu 29

second. Hasil API gravity pada sampel crude oil ZRD dipengaruhi oleh

viskositas. Fluida yang semakin encer, kualitasnya semakin baik. API gravity

menandakan kualitas dari crude oil. Semakin tinggi API gravitynya maka

semakin baik kualitasnya. Crude oil yang berkualitas baik adalah crude oil yang

memiliki lebih banyak fraksi ringan daripada fraksi berat. Karena crude oil lebih

fluid, maka seolah-olah fraksi ringan lebih banyak konsentrasinya, sehingga API

gravitynya naik.

Dari data-data yang telah diperoleh di atas, kita dapat menghitung

besarnya Viscosity Index sampel oil. Dari hasil perhitungan didapatkan Viscosity

Index untuk crude oil ZRD adalah 197.3107 cst Sedangkan untuk sampel

Jatibarang adalah 93.985 cst. Viscosity Index ini menunjukkan besarnya

pengaruh perubahan temperatur terhadap nilai viskositas fluida (minyak).

Kenaikan temperatur mempengaruhi besarnya nilai viskositas. Hal ini

dikarenakan kenaikan suhu akan menyebabkan pergerakan molekul molekul

semakin aktif dan gaya tarik antar molekul ( kohesi ) semakin lemah sehingga

nilai viskositasnya juga menurun.

5

6

4

2

3

1

7

8

Beberapa kesalahan yang perlu diperhatikan ketika melaksanakan

praktikum ini adalah:

Ketidaktelitian praktikan dalam pembacaan skala flask berkala

Ketidaktelitian praktikan dalam pencatatan waktu pada stopwatch.

Ketidaktelitian alat karena usia

Temperatur yang tidak dapat mencapai suhu 210 oF

Penurunan temperatur sampel sesaat setelah pencatatan waktu alir dapat

diabaikan.

Dari percobaaan diatas, dapat kita lihat bahwa kualitas dari sampel crude

oil ZRD lebih baik dari sampel crude oil Jatibarang. Hal ini terjadi dikarenakan

bahwa sampel crude oil ZRD mengandung fraksi ringan yang lebih banyak

dibandingkan dengan sampel crude oil Jatibarang. Akan tetapi ketika dipanaskan,

terjadi penguapan fraksi ringan hidrokarbon sehingga yang tersisa adalah fraksi

berat saja. Hal ini akan mengakibatkan kualitas crude oil akan turun sehingga

API gravitynya juga turun. Pemanasan lebih lanjut akan menyebabkan crude oil

lebih fluid, tetapi penguapan fraksi ringan hidrokabon tetap berlanjut, sehingga

API gravitynya menjadi tidak stabil, maka grafik menjadi berlekuk-lekuk atau

tidak linear atau tidak lurus.

2. Analisa alat percobaan

Alat yang digunakan adalah reedwood viscometer

Keterangan Gambar:

1. Oil cup 5. Stirrer

2. Water 6. Thermometer

3. Heater 7. Flask

4. Valve 8. Water bath

Saat percobaan, memerlukan waktu pemanasan waterbath yang agak lama, dikarenakan

banyak kalor yang terserap oleh dinding waterbath maupun oil cup. Yang lain lagi

adalah valve yang ujungnya mudah terlepas, harusnya ini lebih diperkuat kembali.

3. Analisa data percobaan

Terlihat dari data percobaan yang dihimpun, bahwa semakin tinggi temperatur,

akan semakin kecil waktu alir yang juga mengakibatkan viskositasny semakin

menurun. Di samping itu, dari data, terlihat bahwa waktu alir sampel crude oil

jatibarang lebih lama dari ZRD, sehingga viskositas sampel crude oil jatibarang

lebih besar. Hal ini disebabkan sampel ZRD mempunyai fraksi ringan lebih

banyak daripada sampel jatibarang.

VIII. KESIMPULAN

1. Kenaikan temperature dapat menurunkan nilai viskositas.

2. Redwood Viscometer berfungsi untuk menentukan nilai viskositas dan

Indeks Viscosity ( VI ) sampel crude oil berfraksi berat.

3. Semakin kental suatu sampel semakin sulit sampel tersebut untuk mengalir.

4. Semakin besar nilai Indeks Viscosity (VI) dari suatu sampel crude oil maka

akan semakin kecil pengaruh perubahan temperatur terhadap perubahan

viskositas sampel crude oil tersebut.

5. Viskositas kinematik berbanding lurus dengan viskositas dinamik.

IX. DAFTAR PUSTAKA

McCain, William D, “The Properties of Petroleum Fluids”, second edition,

Penwellbook Co,1989.

Siagian, Ucok, “Diktat Kuliah Fluida Reservoir”, ITB,2002

X. KESAN DAN PESAN

Kesan : Praktikumnya asyik, kita jadi benar-benar mengerti bagaimana

pengaruh viskositas terhadap laju alir minyak yang diakibatkan oleh fungsi

temperatur. Saat tes awal dan juga test alat, asisten bersikap professional.

Terlihat suasananya begitu serius, hhe…

Pesan : Terima kasih untuk kesempatan praktikumnya.. Alat-alat di

laboratorium sepertinya perlu mendapatkan sentuhan, (karena usianya yg telah

terlalu tua). Buat bang Danto, klo ngasih test awal jangan terlalu serius

bang… hhe…

XI. TUGAS RESUME PAPER

“Reservoir Crude Oil Viscosity Estimation From Wireline NMR

Measurement – Rajasthan, India.” Viskositas minyak merupakan factor

penting dalam mengontrol tingkah laku fluida dari reservoir ini, lebih

khususnya untuk reservoir yang ditemukan di Rajasthan, India. Untuk

menghitung profil dari viskositasnya diperlukan suatu cara yaitu Nuclear

Magnetic Resonance (NMR). NMR ini menyediakan berbagai data dan

mengkalibrasinya ke PVT dan geochemistry, sehingga bisa menyediakan

berbagai variasi dari viskositas minyak tersebut. Paper ini mengestimasikan

berapa viskositas minyak di Rajasthan field menggunakan variasi dari

wireline yang digunakan. Tujuannya untuk mengetahui hubungan antara

wireline dan pengukuran NMR di laboratorium dan property dari PVT (dalam

hal ini viskositas minyak) sampel minyak dari lapangan. Hasilnya berupa

estimasi dari in-situ viskositas minyak berupa fungsi dari kedalaman sumur

lalu dengan field-wide korelasi dari viskositasnya berupa fungsi dari

ketinggian OWC (Oil Water Contact).

Lapangan minyak Mangala dan Aishwariya terdapat di Barmer Basin dan

lapangan ini tebentuk pada zaman palaeocene di barat laut India. Minyaknya

terdapat pada sandstone yang terjebak pada fault yang miring (Fatehgarh

Group sandstones). Minyak yang ada di lapangan ini bertipe paraffinic,

dengan temperature reservoirnya dekat dengan Pour Point (WPP) dan Wax

Appereance Temperature (WAT). Contohnya lapangan mangala temperature

reservoirnya 65 oC, WAT 60oC, WPP 40oC, GORnya rendah dan tekanan

buble pointnya di bawah tekanan reservoir. Densitas minyaknya bervariasi

dari 21-30oAPI dan viskositasnya antara 9cp-60cp, rata-ratanya 13cp.

Waterflooding bisa terjadi saat produksi minyak dikarenakan GOR rendah dan

tekanan buble pointnya cukup tinggi. Untuk injeksi minyak biasanya

digunakan air yang dipanaskan untuk mencegah keluarnya wax di leher bor.

Viskositas minyak di lapangan ini sangat bervariasi Karena beberpa pengaruh

seperti dilihat dari geological time-nya yang sangat kompleks. Viskositas dan

API gratity sangat bervariasi dan untuk mengukur keheterogenan fluida ini

digunakan close-interval core geochemistry yang didasarkan pada core solvent

extraction, thermal extraction chromatography, bulk compositional analysis

untuk saturates, aspalthanes, resins dan aromatics (SARA). Hasil dari SARA

ini ditunjukan pada Figure 1 dan 2 pada lampiran paper dan Figure 3

merupakan indikasi dari keheterogenan minyak di lapangan Mangala.

Dari variasi minyak yang ada didapat suatu persamaan untuk menghitung

viskositas minyaknya ηoil , persamaan Kleinbergh-Vinegar yaitu

ηoil (cP) = 4(Temp +273.16) / T2

T2 = rata-rata dari tdistribusi bulk oil

Temp = temperature dalam oC

Pengukuran T2 dari reservoir minyak di lapangan ditunjukan pada Figure

4 pada lampiran, data-data yang didapat di lapangan Mangala dan ishwariya

menimbulkan spekulasi bahwa viskositasnya dapat diukur dari wireline MNR

dengan menggunakan persamaan Kleinbergh-Vinegar di atas. Salah satu

penyebabnya karena pada titik puncak pada figure 4 dekat 150 ms

menunjukan sedikit dan hamper tidak ada pengaruh dari fraksi airnya. Hal ini

disebabkan karena tidak adanya pengaruh dari difusi dan efek lainnya, oleh

sebab itu dalam kasus ini perhitungan viskositasnya bisa dihitung dari

persamaan Kleinbergh-Vinegar. Tetapi nilai viskositas yang didapat dari

perhitungan ini merupakan viskositas yang belum dikalibrasi, setelah itu

dibandingkan dengan viskosits yang didapat dari data PVT uttuk mendapatkan

factor kalibrasi dari tiap lapangan, contoh utnuk Mangala, faktor kalibrasinya

2.73 dan untuk Aishwariya 3.94. Setelah itu kalibrasi lagi dengan PVT oil

viscosity pada kedalaman tertentu. Keabsahan prosedur di atas bergantung

pada data dari wirelin NMR di lubang bor dan log di water-based mud, bulk

voulume reservoirnya tinggi seprti porositasnya dan saturasi airnya kecil,

reservoirnya tidak terpengaruh invasi, jadi reservoirnya itu sendiri harus

memiliki tingkat kejenuhan minyak yang tinggi dan viskositasnya relatif

tinggi. Dari perhitungan data dan grafi yang ada di paper, viskositas minyak

bertambah dengan kedalaman reservoir.

Selain itu persamaan lain yang bisa digunakn untuk menghitung viskositas

berdasarkan close-interval core geochemistry data dan data dari bulk PVT

viscosity yaitu

API = 4(NSO/(A+NSO)) + 16

ηoil (cP) = 130-4.3×API

NSO = jumlah dari resin

(A+NSO) = jumlah dari resin dan aspalthan

Dan nilai viskositas yang didapat dikomparasikan lagi dengan estimated

viskositas dari PVT data dan wireline NMR, selnjutnya prosedur untuk

mendapatkan perbandingan viskositas terhadap ketinggian sama dengan

prosedur sebelumnya.