MODUL VI

PENENTUAN PERMEABILITAS GAS/OIL –

GAS/WATER DENGAN METODE PENDESAKAN LAPORAN PRAKTIKUM

Nama : Eric Chandra Junianto

NIM : 12213099

Kelompok : Kamis 2

Tanggal Praktikum : Kamis, 12 Maret 2014

Tanggal Penyerahan : Kamis, 19Maret 2014

Dosen : Prof.Dr.Ir. Pudji Permadi

Asisten : 1. Wardana Saputra 12211031

2. Ilham 12211056

LABORATORIUM PETROFISIKA

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2015

I. TUJUAN

1. Menentukan permeabilitas relatif Krg/Kro dengan sistem gas-minyak dan

permeabilitas relatif Krg/Krw dalam sistem gas-air.

2. Menentukan hubungan antara saturasi dengan permeabilitas relative.

II. PRINSIP PERCOBAAN

Prinsip percobaan ini adalah pendesakan sample core yang terjenuhi oleh

minyak dengan menggunakan gas sehingga terjadi aliran multifasa pada sample core

dan didapatkan laju alir minyak terhadap waktu, kemudian gas yang dipakai untuk

pendesakan akan mengalir ke alat VMS guna mengetahui laju alir pendesakan air oleh

gas terhadap waktu. Data-data tersebut akan dipakai untuk mencari harga Krg/Kro dan

Krg/Krw juga pengaluran hubungannya dengan harga saturasi air.

III. TEORI DASAR

Permeabilitas   suatu   formasi   reservoir   adalah   hal   yang   sangat   penting   dalam  

memperhitungkan   nilai   ekonomi   suatu   reservoir.   Berbeda   seperti   porositas   dan   saturasi  

yang   hanya   memperhitungkan   isi   atau   kandungan   dari   formasi   reservoir,   permeabilitas  

adalah   salah   satu   sifat   fisik   suatu   batuan   yang   menyatakan   kemampuannya   untuk  

mengalirkan   suatu   fluida.   Berhubungan   dengan   penilaian   suatu   formasi   reservoir,   dengan  

nilai   porositas   dan   saturasi   hidrokarbon   yang   baik,   suatu   formasi   reservoir   tidak   akan  

memiliki   nilai   ekonomis   yang   tinggi   apabila   kemampuannya  untuk  mengalirkan   fluida   yang  

ada  di  dalamnya  rendah.    

Dalam  analoginya  dengan   suatu   rangkaian   listrik,   permeabilitas  dapat  dianalogikan  

dengan   konduktivitas   suatu   bahan   untuk   mengalirkan   arus   listrik,   kebalikan   dari   nilai  

resistivitas  suatu  bahan.  

Perlu  diperhatikan  bahwa  ada  3  macam  permeabilitas  yang  dapat  diukur  dari  suatu  

batuan,  yaitu   :  

1. Permeabilitas  Absolut  

Adalah  permeabilitas  suatu  batuan  yang  dialiri  oleh  fluida  satu  fasa.  

2. Permeabilitas  Efektif  

Adalah  permeabilitas  suatu  batuan  yang  dialiri  oleh  dua  fasa  fluida  atau  lebih.  

3. Permeabilitas  Relatif  

Adalah  perbandingan  antara  nilai  permeabiilitas  absolut  dan  permeabilitas  relatif.  

Pada   Percobaan-­‐Percobaan   sebelum   modul   VI,   harga   permeabilitas   yang   dicari  

adalah   permeabilitas   absolut   dari   suatu   batuan.   Padahal   suatu   formasi   reservoir   biasanya  

tersaturasi   lebih   dari   satu   fasa   fluida.   Jadi   sebenarnya   harga   permeabilitas   absolut   kurang  

dapat   merepresentasikan   harga   permeabilitas   suatu   formasi   reservoir.   Jika   permeabilitas  

absolut   dilambangkan   dengan   k,   maka   permeabilitas   efektif   untuk   air,   minyak   dan   gas  

berturut-­‐turut  dinyatakan  dengan  kw,  ko,  dan  kg.    

Pada   permeabilitas   absolut,   harga   saturasi   fluida   tidak   akan   mempengaruhi   nilai  

permeabilitas   absolut   itu   sendiri,   karena   batuan   tersaturasi   100%   dengan   satu   fasa   fluida  

sehingga  harga  permeabilitas  absolut  akan  tetap.  Sedangkan  pada  sistem  2  fasa  atau  lebih,  

saturasi  merupakan   fungsi   dari   permeabilitas   efektif.   Sehingga   harga   permeabilitas   efektif  

suatu   fasa   fluida   akan   berubah   seiring   dengan   perubahab   harga   saturasi   fluida   tersebut.  

Pada   suatu   formasi   reservoir,   harga   permeabilitas   efektif   dinyatakan   bersamaan   dengan  

harga   saturasi   fasa   fluida-­‐fluida   yang   terkandung   di   dalamnya.   Misalnya   saja   ko(60,30),  

maksudnya   adalah   harga   permeabilitas   efektif   fasa   minyak   pada   suatu   formasi   yang  

tersaturasi  dengan  60%  minyak,  30%  air,  dan  sisanya  10%  gas.  

Mengingat   banyaknya   variasi   saturasi   fasa   fluida   yang   dapat   muncul   pada   suatu  

formasi   reservoir,   maka   pelaporan   harga   permeabilitas   suatu   formasi   dirangkum   dalam  

bentuk   permeabilitas   relatif,   yang   merupakan   perbandingan   antara   harga   permeabilitas  

efektif   dengan   harga   permeabilitas   absolut   dari   fasa   fluida   tersebut.   Harga   permeabilitas  

relatif   dapat   dianggap   sebagai   harga   permeabilitas   suatu   media   berpori   karena   pada  

keadaan  absolut  atau  tersaturasi  100%  oleh  suatu  fasa  fluida,  harga  permabilitas  efektifnya  

akan  tetap.  

kk

k oro

)30,50()30,60( =  

kk

k wrw

)30,50()30,60( =  

kk

k grg

)30,50()30,60( =  

Di   laboratorium,   harga   permabilitas   efektif   dapat   diukur   dengan   berbagai  metode  

dan   alat.   Pada   percobaan   modul   VI   ini   dipakai   Hassler   Permeemeter   untuk   menentukan  

harga   krg/kro   yang   terhubung   dengan   Volumetric   Measurement   System   (VMS)   untuk  

menentukan   harga   krg/krw.   Prinsip   kerja   dari   alat   ini   adalah   pendesakan   core   sample   yang  

tersaturasi  100%  oleh  fasa  minyak  oleh  gas.  Pada  percobaan  ini  digunakan  gas  yang  bersifat  

inert  agar  struktur  internal  dari  batuan  tidak  berubah.  Gas  yang  telah  mendesak  minyak  akan  

mengalir   ke   VMS   untuk   kemudian   mendesak   air.   Data   yang   diperoleh   dari   percobaan   ini  

adalah   laju   alir   dari   minyak   dan   air   terhadap   waktu.   Melalui   proses   perhitungan   data   ini  

kemudian  dikonversikan  menjadi  krg/kro  dan  krg/krw.    

Peralatan   lain   yang  biasa   digunakan  di   laboratorium  antara   lain   adalah  Penn   State  

Relative-­‐Permeameter,  Hafford  Relative-­‐Permeameter,  dan  Dispersed  Relative-­‐Permeameter.    

 Kegunaan   dari   penentuan   harga   permeabilitas   relatif   dari   suatu   formasi   reservoir  

antara  lain  adalah   :  

1. Penentuan  free  water  level  atau  water  table,  

2. Salah  satu  parameter  untuk  Drill-­‐Stem  dan  Production  Test  suatu  formasi,  

3. Penentuan  saturasi  fluida  residual,  

4. Kalkulasi  fractional  flow  dan  frontal  advance  untuk  mengetahui  distribusi  fluida  

dalam  suatu  formasi,  

5. Prediksi   produksi   ke   depan   untuk   formasi   reservoir   dengan   sistem   aliran   dua  

fasa  atau  lebih.  

IV. ALAT DAN BAHAN

4.1 Alat

1. Tabung  Nitrogen  2. Kompresor  3. Pompa  vakum  4. Hassler  core  holder  5. Volumetric  Measurement  

System  6. Stopwatch  7. Flask  berskala  8. Jangka  sorong  9. Picnometer  10. Neraca  analisis  11. Manometer

4.2 Bahan

1. Air  (aquades)  2. Crude  oil  (paraffin)  3. Core  

V. DATA PERCOBAAN

Data viskositas

µparafin = 22.49 cP

µudara kering = 0.0185 cP

Data core sample

k(mD) 23,68

Wkering = 41.5 gram

Wjenuh = 43.9 gram

d = 2.54 cm

t = 3.94 cm

k = 23.68 mD

Data picnometer

Wpicno+parafin = 17 gram

Wpicno = 12.10 gram

Vpicno = 5 mL

Data dimensi core

d = 2.54 cm

t = 3.94 cm

W = 43.99 gram

Data tekanan

PPCP = 15 psig

PN2 = 100 psig

Data Hassler core holder-Volumetric Measurement System

Waktu, t

(s)

Volume displaced

fluid, Vi (cc)

Volume flask, f (cc)

6 90 0.1

56.9 182 0.3

151.02 575 0.75

471 1118 1

700 1745 1.1

VI. PENGOLAHAN DATA

1) Tentukan Densitas Parafin

ρ!"#"$%& =W!"#$%!!"#"$%& −  W!"#$%

𝑉!"#$%

2) Tentukan Luas Penampang Core (A), Volume Bulk (Vb) dan Volume Pori

(Vp)

𝐴!"#$   =!!𝜋𝑑𝑎𝑣𝑔!

𝑉! =!!𝜋𝑑𝑎𝑣𝑔!𝑡𝑎𝑣𝑔

𝑉𝑝 =  ∅  .𝑉𝑏

3) Tentukan Penambahan Volume Pendesakan Air olleh Gas pada Tekanan

Atmosfir (cc)

∆𝑉𝑖 = 𝑉𝑛 − 𝑉𝑛 − 𝑖

4) Tentukan Penambahan Volume Produksi Minyak/Parafin (cc)

∆O! = O! − O!!!

5) Tentukan Penambahan Volume Produksi Gas pada Ujung Akhir Sampel

pada Tekanan Atmosfer (cc)

∆G! = ∆V! − ∆O

6) Tentukan Gas-Water Ratiio Produksi rata-rata pada tekanan atmosfer

untuk suatu interval produksi (cc/cc)

R! =∆G!∆𝑂

7) Tentukan perbedaan tekanan pendesakan (psia)

∆P = P!"! − P!"#$%

8) Tentukan factor koreksi hokum Boyle untuk harga rata-rata tekanan

C! =14,7

14,7 + ∆P2

9) Tentukan Gas-Oil Ratio aliran rata-rata dalam core pada tekanan rata-rata

untuk masing-masing interval produksi (cc/cc)

Rf = R!  x  C!

10) Tentukan viskositas absolute (𝜇!) gas yang mendesak (dalam cp) pada

temperature atmosfer (T) dekat core holder.

𝜇!"#$#  !"#$%&  (𝜇!)

11) Tentukan viskositas absolute minyak (𝜇!) pengisi core (dalam cp) pada

temperature atmosfer (T) dekat core holder.

𝜇!"#"$$%&'  (𝜇!)

12) Tentukan rasio viskositas 𝜇!/𝜇! (perbandingan antara viskositas gas

terhadap viskositas minyak) µμ!

µμ!

13) Tentukan permeabilitas relative

K!K! =

∆V! − ∆O!∆O!

×C!×µμ!

µμ!

14) Tentukan rata-rata mean-logaritma dari penambahan volume air dan gas

untuk suatu interval produksi ddiukur pada kondisi atmosfer (cc)

∆V! !"# = 0,414×∆V!

15) Tentukan volume total produksi gas dan air rata-rata pada suatu interval

produksi diukur pada tekanan atmosfer (cc)

V! = (V!)!!! + ∆V! !"#

16) Tentukan penambahan aliran rata-rata (arithmetic average) untuk suatu

interval produksi (cc)

∆O !"# = 0,5×∆O

17) Tentukan volume total oil yang diproduksi pada suatu interval produksi

(cc).

O = O !!! + ∆O !"#

18) Tentukan volume gas total rata-rata yang diproduksikan diujung sampel

pada suatu langkah produksi, berhubungan dengan kondisi atmosfer (cc)

G! = V! − O

19) Tentukan volume gas total yang diproduksikan rata-rata pada suatu interval

produksi, berhubungan dengan kondisi tekanan rata-rata (cc).

G = G!×C!

20) Tentukan volume gasas dan minyak total yang diproduksikan rata-rata

pada suatu interval produksi, berhubungan dengan kondisi tekanan rata-

rata (cc)

V = G+ O

21) Tentukan perbabandingan volume minyak dan gas total dengan volume air

(cc/cc)

1f! =

∆G!×C! + ∆O∆O = R! + 1

22) Tentukan penambahan saturasi antara saturasi gas rata-rata dan saturasi gas

terminal yang diperoleh dekat ujung akhir sampel (cc) dan saturasi gas terminal

yang diperoleh dekat ujung akhir sampel (cc)

∆S = f! G+ O = V f!

23) Tentukan saturasi gas pada ujung akhir sampel (cc)

V! = O− ∆S

24) Tentukan saturasi gas pada ujung akhir atau terminal, dinyatakan dalam fraksi

volume pori

S!" =V!V!

25) Tentukan penambahan waktu pada suatu langkah produksi (detik)

∆θ = θ! − θ!!!

26) Tentukan konstanta aliran dari sampel (detik/cc)

C! =µμ!×L×14,7×1000×C!

A×K!"#×∆P=0.0185x2.557x14.7x1000x0.658

5.181x2.54x15.3 = 2.2725detikcc

27) Tentukan laju aliran gas (cc/detik)

Q! =∆G!∆θ

28) Tentukan permeabilitas relative gas, fraksi terhadap permeabilitas udara pada

saturasi gas 100%

K!" = Q! C!

29) Tentukan saturasi oil rata-rata, fraksi terhadap volume pori.

S!" =OV!

30) Tentukan permeabilitas relative oil (Kro)

K!" =K!"

K!K!

∗

K!K!

∗  diperoleh  dari  plot  data  S!"  vs  (K! K!)

Waktu, t (s)

Volume displaced fluid, Vi

(cc)

Volume flask, f

(cc)

6 90 0.1 56.9 182 0.3

151.02 575 0.75 471 1118 1 700 1745 1.1

Interval   ΔVi  (cc)   ΔOi  (cc)   ΔGi  (cc)   Ri  (   Rfi  (Ri  x  C1)   (kg/ko)  

0   90   0,1   89,9   899   595,2279   0,489628518  

1   92   0,2   91,8   459   303,9039   0,249988309  

2   393   0,45   392,55   872   577,5719   0,475104869  

3   543   0,25   542,75   2171   1437,4191   1,182406577  

4   627   0,1   626,9   6269   4150,7049   3,414328344  

(ΔV1)ave (ΔO1)ave Gi G fo 37,26 0 0,05 0 0 0 0 0,001677211

38,088 38,088 0,1 0,1 37,988 25,1518548 25,2518548 0,003279722

162,702 200,79 0,225 0,325 200,465 132,7278765 132,9528765 0,001728394

224,802 425,592 0,125 0,45 425,142 281,4865182 281,6115182 0,000695208

259,578 685,17 0,05 0,5 684,67 453,320007 453,370007 0,000240865

iV iO V

ΔS Vg Sgl Δθi (s)

Qg krg Sot Sgt

0 0 0 6 14,9833333 5,78956 0 1  

0,082819061 0,182819061 0,074653543 50,9 1,80353635 0,696886444 0,04083466 0,959166667  

0,229967747 0,454967747 0,185784535 94,12 4,17073948 1,611573736 0,132712646 0,867291667  

0,196004432 0,321004432 0,13108107 319,98 1,69619976 0,655411588 0,183755972 0,81625  

0,109309312 0,159309312 0,065053417 229 2,73755459 1,057791092 0,204173302 0,795833333  

                                     Sgt                                (kg/ko)   x          y  1   0,48967319   1   100  

0,959166667   0,25001112   2   200  0,867291667   0,47514821   3   350  

0,81625   1,18251445   4   600  0,795833333   3,41463984   5   1200  

(Kg/Ko)* diperoleh dari plot kurva (kg/ko) vs Sgt dari tabel pengolahan data di atas.

Berdasarkan grafik di atas didapatkan persamaan :

y = 2451e-9,11x

Nilai kro didapatkan dengan persamaan berikut :

*⎟⎠⎞⎜

⎝⎛

=

kokgk

k rgro

Akhirnya didapatkan data sebagai berikut :

Interval   (kg/ko)*   kro  

y  =  2451.1e-­‐9.118x  R²  =  0.6421  

0  

0.5  

1  

1.5  

2  

2.5  

3  

3.5  

4  

0   0.2   0.4   0.6   0.8   1   1.2  

(kg/ko)  

0   0,2688   21,53854167  1   0,3900431   1,786690933  2   0,9013637   1,787928433  3   1,4355033   0,456572676  4   1,7292025   0,611721926  

K!K!

∗= b×e!×!!"

VII. ANALISIS DAN PEMBAHASAN

Pada   percobaan   ini   juga   diperlukan   beberapa   asumsi   agar   hasil   dari   percobaan   ini  

valid.  Beberapa  asumsi  ini  antara  lain  adalah   :  

⇒ Gas   yang   dipakai   untuk   pendesakan   adalah   gas   yang   inert   agar   struktur   internal  

batuan   tidak   berubah   dan   permeabilitas   yang   terukur   adalah   permeabilitas   asli   dari  

batuan   tersebut.   Pada   percobaan   ini   dipakai   udara   kering   sebagai   fluida   pendesak.  

Sebenarnya   hal   ini   kurang   ideal   untuk   percobaan   ini,   karena   di   dalam   udara   kering  

masih  terkandung  unsur-­‐unsur  yang  dapat  bereaksi  dengan  batuan.  Tetapi  karena  78%  

udara  kering  terdiri  dari  N2  yang  inert,  maka  hal  ini  dapat  diabaikan.  

⇒ Alat  yang  digunakan,  yaitu  Hassler  Permeameter  dan  VMS  tidak  bocor,  sehingga  tidak  

ada  loss  yang  terjadi  pada  aliran  fluida.  

⇒ Bentuk sample core silinder sempurna, karena apabila bentuk tidak sempurna

akan sulit untuk praktikan menentukan volumenya.  

⇒ Tekanan yang diberikan oleh kompresor dan tabung N2 tetap agar tidak terjadi

perubahan laju alir saat dilakukan pendesakan.  

⇒ Fluida  yang  dipakai  adalah  fluida  yang  immiscible  (tidak  saling  melarut  satu  sama  lain).  

Sehingga   aliran   kedua   fasa   fluida   dalam   sample   core   berada   pada   jalur   terpisah.  

Asumsi  ini  bertujuan  agar  persamaan  Darcy  masih  dapat  dipakai,  dan  langkah-­‐langkah  

perhitungan  pada  pengolahan  data  menghasilkan  data  yang  valid.  Hal  ini  secara  lebih  

jelas  diungkapkan  oleh  Kazemi.  

Pada percobaan modul enam ini, perhitungan permeabilitas dilakukan dengan

dua buah alat utama yaitu Hassler Core Holder dan Volumetric Measurement System

(VMS).Pada percobaan ini dilakukan metode pendesakan untuk menentukan harga

permeabilitas gas/oil. Metode pendesakan ini menggunakan gas sebagai fluida yang

mendesak pada sampel core yang telah terjenuhi satu fasa sebelumnya. Akibat dari

metode pendesakan ini terdapat aliran dua fasa yaitu fluida wetting phase dan non

wetting phase. Proses yang terjadi pada praktikum ini adalah proses drainage di mana

fluida wetting phase didesak oleh fluida non wetting phase.

Untuk keberjalanan praktikum terdapat kesalahan pada praktikan. Praktikan terlambat dalam perhitungan laju alir. Sehingga dari percobaan ini hanya didapatkan lima data percobaan. Kesalahan dalam praktikan lain adalah penafsiran dalam volume yang terukur di dalam flask. Karena saat volume dibawah satu ml tidak terdapat skala. Hal ini akan membuat galat semakin besar dalam proses penghitungan.

Dari  hasil  percobaan  yang  telah  dilakukan,  kami  mendapatkan:  

Sot                      kro   Sgt krg 0 21,54121   1 5,790739835

0,040833333 1,786861   0,959166667 0,69702846 0,132708333 1,787983   0,867291667 1,611902153

0,18375 0,45657   0,81625 0,655545152 0,204166667 0,61171   0,795833333 1,058006655

 

                         

0  

1  

2  

3  

4  

5  

6  

7  

0   0.05   0.1   0.15   0.2   0.25  

Krg  

So  

Krg  vs  So  

krg  

0  

5  

10  

15  

20  

25  

0   0.05   0.1   0.15   0.2   0.25  

Kro  

So  

Kro  vs  So  

kro  

Berdasarkan perolehan data dan hasil dari perhitungan sesuai dengan modul, dapat diperoleh nilai dari Krg dan Kro. Namun hasil yang didapatkan oleh kelompok kami tidak masuk akal. Hal ini terlihat dari nilai Kr yang menunjukan adanya hasil diatas satu. Padahal kita ketahui bahwa Kr yang merupakan nilai perbandingan permeabilitas efektf pada saturasi tertentu dan permeabilitas efektif pada saturasi jenuh yang nilaiya seharusnya tidak lebih dari satu. Namun berdasarkan referensi, dimana berdasarkan pendekatan dari Darcean mengenai Viscous Coupling Effect yang menyatakan adanya transfer momentum antara fasa-fasa dalam media berpori. Transfer momentum inilah yang diasumsikan tidak ada ketika kita menghitung permeabilitas melalui hukum Darcy.

Dari grafik kurva tersebut juga dapat dilihat bahwa nilai dari permeabilitas

relative minyak dan gas. menurun ketika saturasi gas meningkat dan nilai dari

permeabilitas relative gas meningkat. Padahal seperti yang kita ketahui Secara

konseptual permebilitas relatif fluida meningkat jika saturasi dalam batuan meningkat

dan berlaku sebaliknya.

VIII. KESIMPULAN

1) Pada praktikum ini nilai dari permeabilitas relative yang diperoleh adalah

(kg/ko)*   kro  0,2688   21,53854167  

0,3900431   1,786690933  0,9013637   1,787928433  1,4355033   0,456572676  1,7292025   0,611721926  

2) Secara konseptual permebilitas relatif fluida meningkat jika saturasi dalam batuan meningkat dan berlaku sebaliknya. Konsep ini sesuai dengan hukum Darcy dengan asumsi tidak terjadi interaksi dengan fasa fluida lain saat suatu fasa fluid mengalir. Namun pada percobaan ini gagal didapatkan hubungan ini.

IX. DAFTAR PUSTAKA

Ahmed, Tarek.2000. Reservoir Engineering Handbook. Houston : Gulf Publishing

Amyx, James W. 1960. “Petroleum Reservoir Engineering, Physical Properties”,

McGraw-Hill Book Company: New York

Latifa, Zilfa Rifanti. Catatan Kuliah Petrofisika.