YG TERBARU

123
BAB I PENDAHULUAN Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi dibawah permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari pada analisa inti batuan untuk menentukan secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama pemboran. Studi dari data analisa inti batuan dalam pemboran eksplorasi dapat digunakan untuk mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan hidrokarbon dari suatu sumur, sedangkan tahap eksploitasi dari pada suatu reservoir dapat digunakan untuk pegangan melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi penting untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery. Selan itu data inti batuan ini juga berguna sebagai bahan pembanding dan kalibrasi dari pada metoda logging. Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atats 2 bagian yaitu : - Analisa inti batuan rutin - Analisa inti batuan special. Analisa inti batuan rutin umumnya berkisar tentang pengukuran porositas,permeabilitas absolut dan saturasi fluida. Sedangkan analisa inti batuan special dapat dikelompokan menjadi dua, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran pada kondisi dinamis. 1

Transcript of YG TERBARU

Page 1: YG TERBARU

BAB I

PENDAHULUAN

Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi dibawah

permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari pada analisa inti batuan untuk menentukan

secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama

pemboran.

Studi dari data analisa inti batuan dalam pemboran eksplorasi dapat

digunakan untuk mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan hidrokarbon dari

suatu sumur, sedangkan tahap eksploitasi dari pada suatu reservoir dapat digunakan

untuk pegangan melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi

penting untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery. Selan itu data

inti batuan ini juga berguna sebagai bahan pembanding dan kalibrasi dari pada

metoda logging.

Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atats 2 bagian yaitu :

- Analisa inti batuan rutin

- Analisa inti batuan special.

Analisa inti batuan rutin umumnya berkisar tentang pengukuran

porositas,permeabilitas absolut dan saturasi fluida. Sedangkan analisa inti batuan

special dapat dikelompokan menjadi dua, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan

pengukuran pada kondisi dinamis.

Pengukuran pada kondisi statis meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat listrik dan

kecepatan rambat suara, grain density, wettability, komprebilitas batuan,

permeabilitas dan porositas fungsi tekanan (net Over Burden), studi

petrographi.Yang termasuk pengukuran pada kondisi dinamis meliputi :

permeabilitas relatif, thermal recovery, gas residual, water flood evaluation, liquid

permeability (evaluasi completion, work over dan injection fluid meliputi surfactant

dan polymer).

1

Page 2: YG TERBARU

BAB II

PENGUKURAN POROSITAS

2.1 TUJUAN PERCOBAAN

Mengetahui besarnya porositas suatu batuan reservoir dengan metode

mercury injection pump dan metode penimbangan.

Dengan mengetahui besarnya porositas suatu batuan reservoar, kita dapat

memperkirakan volume fluida yang terkandung di dalam batuan tersebut, serta dapat

menghitung cadangan minyak mula-mula.

Selain itu, kita juga dapat mengidentifikasi suatu formasi, apakah kompak

atau tidak kompak. Hal ini selanjutnya diaplikasikan dalam menentukan tempat

dudukan casing, menentukan jenis lumpur pemboran, dan juga menentukan jenis

well completion yang akan digunakan.

Porositas batuan juga dibutuhkan sebagai bahan pertimbangan untuk

melaksanakan secondary recovery (misalnya : gas lift). Besarnya porositas

berdasarkan data laboratorium digunakan untuk menguji keakuratan data logging

(misalnya SP Log), sehingga kita memperoleh hasil interpretasi log yang lebih baik.

2.2 DASAR TEORI

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan.

Menurut cara pembentukannya porositas dibagi menjadi dua yaitu :

Porositas Primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses

pengendapan batuan.

Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan

batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan atau rekahan.

Sedangkan ditinjau dari sudut teknik resrvoir porositas dibagi menjadi dua yaitu :

Porositas Absolut didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh

pori dengan volume total batuan (bulk volume) atau ditulis :

abs =

VpVb x 100 %

( Persamaan II.1 )

2

Page 3: YG TERBARU

dimana :

Vp : Volume pori-pori batuan,cm3

Vb : Volume total batuan,cm3

Vg : Volume butiran,cm3

Porositas Efektif adalah perbandingan volume pori yang saling berhubungan

dengan volume total batuan atau dapat ditulis :

efektif =

VpyangberhubunganVb x 100 %

( Persamaan II.2 )

2.3 ALAT DAN BAHAN

2.3.1Alat :

Timbangan dan anak timbangan

vakum pump dengan vacum desikator

Beaker glass ceper

porometer

2.3.2 Bahan :

Core kering

Kerosin

Metode Pengukuran

Untuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu ditentukan adalah

volume total batuan ( Vb ),

volume pori ( Vp ), dan

Volume grain ( Vg ).

3

Page 4: YG TERBARU

2.4 GAMBAR ALAT

anak timbangan ( gambar II.1 )

Timbangan ( gambar II.2 )

4

Page 5: YG TERBARU

Vacum desikator dan vacum pump ( gambar II.3 )

Keterangan gambar :

1. Vacum pump

2. Vacuum desikator

5

2

1

Page 6: YG TERBARU

Porosimeter

Rangkaian peralatan Porometer ( gambar II.4 )

Ket gambar :

1. Pressure gauge

2. Fill valve

3. Picnometer

4. Handwhell dial

5. Pump scale ( handwhell scale )

6

5

1

3

4

2

Page 7: YG TERBARU

PROSEDUR PERCOBAAN

a. Pengukuran porositas dengan cara menimbang

Core yang telah di ekstrasi selama tiga jam dengan soxhlet dan didiamkan

selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung ekstrasi dan didinginkan beberapa

menit.

kemudian dikeringkan dalam oven pada suhu 105-115ºC

Timbang core kering dalam mangkok, misalnya berat core kering = W1

gram

Masukan core kering tersebut kedalam vacum desikator untuk dihampa

udarakan + 1 jam dan disaturasikan dengan kerosin

Ambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam kerosin,

misal beratnya =W2 gram

Ambil core tersebut ( yang masih jenuh dengan kerosin ), kemudian

timbang di udara. Misal beratnya : W3 gram

Perhitungan :

Volume total batuan =

W 3−W 2

bj . ker o sin ………………(persamaam II.3 )

Volume butiran =

W 1−W 2

bj . ker o sin

……………….( persamaan II.4 )

Volume pori pori =

W 3−W 1

bj . ker o sin

……………….( persamaan II.5 )

Porsitas efektif =

W 3−W 1

W 3−W 2 x 100 %..........( persamaan II.6 )

b. Pengukuran porositas dengan cara mercury injektion pump

Ketentuan penggunaan porometer

1. Plunger / cyclinder dihampa udarakan sebelum memulai pekerjaan.

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

7

Page 8: YG TERBARU

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

fill valve dalam keadaan terbuka.

4. Hidupkan pompa vacun ( lihat prosedur ) dan lakukan sampai ruang

cylinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valvedan terakhir matikan

pompa vacum ( lihat prosedur ).

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

sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan vakum

( lihat prosedur ).

6. Putar handwhell searah jarum jam, sampai pressure gauge

menunjukkan suatu harga tertentu.

7. Puter lagi handwhell berlawanan dengan arah jarum jam, sampai

jarum jam pada pressure gauge menunjukkan angka nol pertama kali.

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

kedudukan mercury ada pada cylinder maka ulangi langkah 2 samapai

8.

c. Prosedur penentuan porositas

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

2. Tutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.

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

4. Putar handwheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali

muncul pada valve picnometer.

5. Hentikan pemutaran handwheel dan baca volume scale dan dial

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

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

7. Kembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan

memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam ( pada

volume scale 50 cc ).

8. Buka penutup picnometer dan masukkan core sample kemudian tutup

lagi penutup picnometer ( valve picnometer tetap terbuka ).

8

Page 9: YG TERBARU

9. Putar handwheel sampai mercury untuk pertama kali muncul pada

valve picnometer. Catat volume scale dan dial hadwheel ( miring

kanan ), misalnya = 38,2 cc

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

b cc.

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

12. Lanjutkan percobaan untuk mementukan volume pori ( Vp ), yaiut

dengan menutup valve picnomter, kemudian atur pore space scale

pada angka nol.

Untuk langkah 12 ini, pada saat meletakkan pore space scala pada

angka nol,kedudukan dial handwheel tidak harus pada angka nol, akan

tetapi peril dicatat besarnya angka yang ditunjukkan dial handwheel

( miring kiri ) setelah pengukuran Vb. Harga tersebut harus

diperhitungkan saat mengukur Vp.

13. Putar handwheel searah jarum jam sampai kekanan pada pressure

gauge menunjukkan angka 750 Psig.

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

( miring kiri ) sebagai volume pori ( Vp ).

15. Hitung besarnya porositas.

9

Page 10: YG TERBARU

2.5 PERHITUNGAN

a) Pengukuran porositas dengan cara menimbang

Dik : Berat core kering di udara ( W1) = 25 gr

Berat core jenuh diudara ( W3 ) = 32 gr

Berat core jenuh dikorosin ( W2) = 15 gr

Berat jenis korosin ( Bj korosin ) = 0,8 gr/cc

Bulk volume = 32 cc

Grain volume = 30 cc

Pore volume = 3,5 cc

Penyelesaian :

Volume total batuan ( Vb ) ¿W 3−W 2

Bj korosin

¿ 32 gr−15 gr

0,8grcc

¿ 17 gr

0,8grcc

= 21,25 cc

Volume butiran ( Vg )¿W 1−W 2

Bj korosin

¿ 25 gr−15 gr

0,8grcc

¿ 10 gr

0,8grcc

= 12,5 cc

10

Page 11: YG TERBARU

Volume pori ( Vp )¿W 3−W 1

Bj korosin

¿ 32 gr−25 gr

0,8grcc

¿ 7 gr

0,8grcc

= 8,75 cc

∅=V . pori yangsaling berhubungan(Vp)

V .total batuan (Vb)×100%

¿ 8,75 cc21,25 cc

×100 %=41%

b) Pengukuran porositas dengan cara Mercury Injection Pump

Data yang diperoleh :

skala picnometer kososng Awal : 50 cc

Akhir : 30,8 cc

Penentuan volume picnometer

Skala awal = 50 cc

Skala akhir = 30 ,8 cc

volume picnometer kosong = 19,2 cc

Penentuan Bulk volume (Vb)

Skala awal = 50 cc

Skala akhir = 3 7,9 cc

volume picnometer + core = 12,1 cc

Volume Bulk (Vb) = volume picnometer kosong - ( volume picnometer +

core )

= 19,2 cc – 12,1 cc

= 7,1 cc

c) Penentuan pori volume (Vp)

11

Page 12: YG TERBARU

Data yang diperoleh skala awal 0,87 cc

skala akhir 3,77 cc

Vol pori = skala awal – skala akhir

= 0,8 cc – 3,77 cc

= -2,9 cc

= 2,9

Porositas

∅=V . pori yangsaling berhubungan(Vp)

V .total batuan (Vb)×100 %

¿ VpVb

x100 %

¿ 2,9 cc7,1 cc

×100 %

= 41 %

2.6 PEMBAHASAN

Dari hasil uji coba yang dilakukan, bisa dilihat bahwa pengukuran volume

porositas dengan cara menimbang mendapatkan volume porositas sebesar 41 % dan

volume porositas dengan cara mercury injection pump mendapatkan volume

porositas sebesar 41 %. Jika dilihat dari skala prositas batuan, porositas pada

umumnya berkisar antara 5% - 30%. Dan porositas batuan karbonat lebih besar.

Porositas dapat diklasifikasikan sebagai berikut :

0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan

12

Page 13: YG TERBARU

5% - 10% Porositas buruk (Poor)

10% - 15% Porositas cukup (Fair)

15% - 20% Porositas baik (Good)

20% - 25% Porositas baik sekali (Very Good)

lebih dari 25% Porositas istimewa (Excellent

Bisa dikatakan volume porositas batuan dengan tingkat volume mencapai

41% bisa dimasukkan dalam kategori porositas istimewa karena lebih dari 25 %.

Sedangkan porositas dengan volume hanya 1,86% masuk dalam kategori porositas

sangat buruk dan dapat diabaikan.

Ada beberapa hal yang berpengaruh terhadap porositas suatu bauan

diantarnya adalah ukuran dan bentuk butir, variasi ukuran butir, susunan dimana

batuan diendapkan, kompaksi, jumlah clay dan material sebagai semen dan fragture

batuan.

Pada percobaan ini diperoleh dua nilai porositas yang berbeda. Hal ini

disebabkan oleh :

a. perbedaan sampel yang digunakan

b. kerusakan alat

c. ketelitian dalam pengukuran, penimbangan, dan perhitungan

d. lama penjenuhan core terhadap fluida.

Data volume porositas yang didapat ini nantinya akan sangat penting, karena

dari data porositas ini kita bisa menghitung cadangan hydrocarbon yang ada. Selain

itu, kita juga dapat mengidentifikasi suatu formasi, apakah kompak atau tidak

kompak. Hal ini selanjutnya diaplikasikan dalam menentukan tempat dudukan

casing, menentukan jenis lumpur pemboran, dan juga menentukan jenis well

completion yang akan digunakan.

2.7 KESIMPULAN

1. Dari percobaan diperoleh hasil :

porositas dengan penimbangan = 41 %

13

Page 14: YG TERBARU

porositas dengan metode mercury injection pump = 41% ( kategori

exelent ).

2. Hal-hal yang mempengaruhi hasil percobaan :

- perbedaan sampel yang digunakan

- kerusakan alat

- ketelitian dalam pengukuran, penimbangan, dan perhitungan

- lama penjenuhan core terhadap fluida.

3. Porositas digunakan untuk menghitung cadangan hydrocarbon.

BAB III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA

3.1 TUJUAN PERCOBAAN

Praktikum ini dilaksanakan dengan tujuan :

Menentukan harga saturasi dari suatu sampel batuan, menemtukan besarnya

nilai saturasi fluida yang terdiri dari saturasi minyak (So), saturasi air (Sw),

dan saturasi gas (Sg) dalam suatu reservoir.

Dengan mengetahui harga saturasi ini nantinya kita akan mengetahui jenis

fluida yang terkandung didalam porositas, terdiri dari dua fasa atau tiga fasa.

Dengan mengetahui harga saturasi pula kita bisa mengetahui cadangan

hydrocarbon yang ada.

3.2 TEORI DASAR

Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida. Untuk

mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui, saturasi masing-

masing fluida tersebut. Umumnya pada formasi zona minyak kandungan air dalam

formasi disebut intertitial water atau connate water.

Saturasi water didefinisikan sebagai :

Sw ¿Volume pori yang diisiwater

Volume pori total ...................( persamaan

III.1 )

Saturasi oil didefiniskan sebagai :

14

Page 15: YG TERBARU

So=Volume pori yangdi isi oilVolume total

.........................( persamssn III.2 )

Saturasi gas didefinisikan sebagai ;

Sw ¿Volume pori yang diisi gas

Volume poritotal .......................( persamaan III.3

)

Sedangkan, Sw + So + Sg = 1......................... ( persamaan III.4 )

3.3 ALAT DAN BAHAN

a. Alat :

Solvent extractor termasuk reflux condenser (pendingin) water trap dan

pemanas listrik

Retort

Timbangan analisis dengan batu timbangan

Gelas ukur

Exicator

Oven

b. Bahan :

Sample core

Air

Kerosin

Toluena

3.4 GAMBAR ALAT

15

Page 16: YG TERBARU

Oven( gambar III.1 )

16

Page 17: YG TERBARU

Timbangan Digital ( gambar III.2 )

Dean-Stark Destilation Apparatus( gambar III.3 )

Ket gambar

1. Condenser

2. Goos neck

3. Water trap

4. Core haolder

5. Labu dean dan stark

17

54

3

2

1

Page 18: YG TERBARU

PROSEDUR PERCOBAAN

Metode distilasi

1. Mengambil fresh core atau yang telah dijenuhi dengan air dan minyak

2. Timbang core tersebut, misalnya : a gram

3. Core dimasukkan dalam labu dean dan stark yang telah diisi dengan

toluena kemudian kita lengkapi dengan water trap dan reflux

condenser

4. Dipanaskan selama 2 jam hingga air tidak nampak lagi.

5. Kita dinginkan volume air yang tertampung dalam water trap mialnya

:b gram.

6. Mengeringkan sampel dalam oven + 15 menit ( pada suhu 1100 c ).

Mendinginkan dalam exicator + 15 menit, kemudian menimbang core

kering tersebut, misalnya = c gram.

7. Maka kita dapat menghitung berat minyak dengan persamaan sebagai

berikut :

a – (b + c) gram = d gram

8. Lalu volume minyak dihitung dengan persamaan volume minyak :

d = e cc ……………….…………( persamaan III.5 )

Bj minyak

9. Hitung saturasi minyak dan air

So=e

V p

Sw= bV p

18

Page 19: YG TERBARU

3.5 PERHITUNGAN

a) Pengukuran saturasi fluida reservoir dengan metode destilasi

Berat core kering = 15,59 gr

Berat core jenuh = 18,68 gr

Berat core jenuh dalam labu dean dan strak = 15,30 gr

Berat jenis minyak = 0,8 gr / cc

Berat air = 1,78 gr / cc

Volume pori =Berat core jenuh−berat core kering

Bjminyak

= 18,68 gr−15,30 gr

0,8 gr /cc

=3,38 gr

0,8 gr /cc

= 4,225 cc

Volume pori yang didapat = 4,225 cc

Berat minyak = Berat core jenuh – Berat core kering – Berat air

= ( 18,68 – 15,59 – 1,78 ) gr

= 1,31 gr

b) Volume minyak

Volume minyak = B minyakBj minyak

= 1,31 gr

0,8 gr /cc

=1,64 cc

c) Saturasi water

Sw = V w

V p

19

Page 20: YG TERBARU

= 1,78 cc

4,225 cc

= 0,4

d) Saturasi oil

So= V o

V p

= 1,64 cc

4,225 cc

= 0,4

e) Saturasi gas

Sg + So + Sw = 1

Sg = 1 – So – Sw

= 1 – 0,4 – 0,4

= 0.2

Volume water = B waterBj water

= 1,78 gr1 gr /cc

=1,78 cc

3.6 PEMBAHASAN

Pada percobaan digunakan toluena sebagai zat pelarut karena titik didih

toluena lebih tinggi dari pada air, sehingga pada suhu 100ºC air yang berada

20

Page 21: YG TERBARU

dalam core sudah teruapkan seluruhnya sedangkan zat pelarut belum

terlarutkan

Toluena tidak larut dalam air tetapi larut dalam minyak atau fluida

hidrokarbon reservoir

Pada metode ini di asumsikan minyak tetap dalam fasa cair (belum

menguap), dalam pemanasan air terekstrasi dan terdesak dari dalam core

sehingga penentuan saturasi minyak dilakukan secara tidak langsung, yaitu

dengan menimbang berat core jenuh dan setelah diekstrasikan core

dibersihkan dan dikeringkan dan ditimbang berat keringnya.

Pada aplikasinya di lapangan, saturasi digunakan untuk menghitung cadangan

hidrokarbon mula-mula di reservoir ( OOIP dan OGIP ), sehingga kita dapat

mengetahui besarnya hidrokarbon yang dapat diproduksi. Selain itu, saturasi

terutama saturasi air (Sw) merupakan salah satu dasar untuk menentukan

secara efisien letak kedalaman pemboran, agar diperoleh hasil produksi yang

maksimal.

21

Page 22: YG TERBARU

3.7 KESIMPULAN

a) Dari percobaan dengan distilasi, batuan tersebut harga saturasinya sebagai

berikut:

Sw = 40 %

So = 40 % ;

Sg = 20 %

b) Pengukuran harga saturasi ini sangat penting untuk dilakukan karena dengan

mengetahui harga saturasi fluida ini maka dapat untuk menentukan

kandungan suatu reservoir.

c) Dari percobaan di atas dapat ditentukan bahwa reservoir diatas adalah

reservoir tiga fasa yaitu gas, oil dan water.

d) Pada saat proses produksi saturasi akan mengalami perubahan karena ruang

kosong pori yang ditinggalkan fluida yang diproduksi akan diisi oleh fluida

lain.

e) Semakin tinggi saturasi air, maka formasi menjadi kurang produktif.

Sebaliknya, jika saturasi air semakin kecil dan saturasi minyak atau gas

semakin besar, ini menandakan bahwa formasi tersebut produktif

22

Page 23: YG TERBARU

BAB IV

PENGUKURAN PERMEABILITAS

4.1 TUJUAN PERCOBAAN

Praktikum ini dilaksanakan dengan tujuan :

Untuk menentukan nilai permeabilitas absolut dari sampel batuan dengan

menggunakan liquid permeater dan gas permeater.

Dengan mengetahui nilai permeabilitas suatu batuan reservoir, maka kita

dapat menentukan laju produksi suatu sumur, serta menentukan apakah suatu

reservoir ekonomis atau tidak berdasarkan laju produksinya.

Selain itu, nilai permeabilitas juga digunakan sebagai bahan pertimbangan

untuk menentukan komposisi lumpur pemboran yang tepat (mengurangi mud

filtrate). Dalam hubungannya dengan logging, nilai permeabilitas di laboratorium

digunakan sebagai pembanding dalam melaksanakan drill stem test dan well testing.

4.2 DASAR TEORI

Permeabilitas adalah sifat fisik batuan reservoir untuk dapat mengalirkan

fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk

batuan tersebut.

Di dalam reservoir, fluida yang mengalir lebih dari satu.Jadi permeabilitas

merupakan tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan.Definisi

API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya kelulusan

(permeabilitas) sebesar 1 darcy.

Secara matematis dapat didefinisikan sebagai berikut :

K = TPA

LV

..

..………………………( persamaan IV.1 )

23

Page 24: YG TERBARU

dimana :

K : permeabilitas (Darcy)

V : laju air ( cc/sec)

µ : viscositas (cp)

A : luas penampang (cm2)

L : panjang (cm)

P1 – P2: beda tekanan (atm)

Permeabilitas dapat dicari dengan rumus :

1) Permeabilitas denganliquid

K = TPA

LV

..

..…………………. ( persamaan IV.2 )

Dimana :

K=permeabilitas dari sampel (Darcy)

=viskositas dari cairan test (cp = 0,895 cp)

V=volume cairan yang dialirkan melalui sampel (cm3)

A=luas penampang dari sampel (cm2)

P=gradient tekanan (atm)

T = waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan

melalui sampel (detik)

2) Permeabilitas dengan Gas

K = PA

LQ

.

..……………………. ( persamaan IV.3 )

Dimana : K= permeabilitas (Darcy)

= viskositas gas yang digunakan (lihat grafik)

Q= flow rate rata-rata (cc/dt)

L= panjang sampel (cm)

A= luas penampang dari sampel (cm2)

P= pressure gradient tekanan (atm)

24

Page 25: YG TERBARU

4.3ALAT DAN BAHAN

Untuk menentukan besarnya permeabilitas absolute digunakan suatu alat

permeameter, yaitu dengan liquid permeameter dan gas permeameter.

a)Dengan menggunakan liquid permeameter

*Core holder untuk liquid permeameter

*Thrmometer R,fill connection

*Cut off valve

*Special lid and over flow tube

*Burrette

*Discharge – fill valve assemble

*Gas pressere line dan pressere regulator

*Gas inlet

*Pencatat waktu

b)Dengan menggunakan gas permeameter

*Core holder dan thermometer

*Triple range flowmeter dengan sektor valve

*Selektor valve

*Pressure valve

*Gas inlet

*Gas outlet

*Pressure regulator

25

Page 26: YG TERBARU

4.4 GAMBAR ALAT

Rangkain liquid permeameter ( gambar IV.1 )

Ket gambar:

1) Discharge Fill Valve Assemble

2) Pressure gauge

3) Cut Off Valve

4) Pressure regulator

5) Core holder

6) Special Lid and Over Flow Tube

7) Fill connection

8) burette

26

1

2

83

7

6

54

Page 27: YG TERBARU

Gas Permeameter ( gambar IV.2 )

Ket gambar :

1) pressure gauge

2) gas inlet

3) pressure regulator

4) Special lid and over flow tube

5) Core holder

6) Triple Range Flowmeter

7) Selector Valve

27

1

6

75

43

2

Page 28: YG TERBARU

Metode pengukuran

Prosedur percobaan liquid permeameter

1) Masukkan core ke dalam core holder.

2) Isi burette dengan test liquid ( air ).

3) Buka core holder valve dan burette ( 8 ) akan terisi.

4) Jika burette sudah terisi melalui batas atas tutup cut off valve.

5) Atur tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur pressure

regulator.

6) Kembalikan discharge fill valve ke discharge.

7) Catat waktu yang dibutuhkan untik mengalirkan fluida dari batas atashingga

batas bawah burette ( 8 ).

Prosedur dari gas permeameter

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

2) Masukka core pada core holder.

3) Putar flow meter selector valve pada large

4) Buka regulating valve, putarkan sampai pressure gauge menunjukkan angka

0,25 atm.

5) Pilih range pembaca pada flow meter antara 20 – 140 divisiaon.

6) Jika pembaca pada flowmeter dibawa 20, putar selector valve ke “ medium “

dan naikkan tekanan sampai 0,5 atm.

7) Jika pembaca pada flowmeter dibawa 20, putar selector valve ke “ small “

dan naikkan tekanan sampai 1,0 atm.

8) Jika flow meter tetap tidak naik dari angka 20, hentikan percobaan dan

periksa core padacore holder, ( tentukan kemungkinan – kemungkunan yang

terjadi ).

9) Jika flowmeter menunjukkan angka diatas 140 pada “ lange “ tebu, maka

permeabilitascore terlalu besar. Percobaan kita hentikan atau coba naikkan

panjang core atau kurangi cross sectional area dari core.

10) Catat temperature, tekanan, dan pembacaan flowmeter.

11) Ubah tekanan ke 0,25 atmdengan regulator.

12) Ulangi percobaan sebnayak 3 kali.

28

Page 29: YG TERBARU

4.5 PERHITUNGAN

Prosedur Kerja

Liquid Permeameter

1. Memasukkan core ke dalam core holder.

2. Mengisi burette dengan test liquid (air).

3. Membuka core holder valve dan burette akan terisi.

4. Menutup cut off valve jika burette sudah terisi melalui batas atas.

5. Mengatur tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur

pressure regulator.

6. Mengembalikan dicharge fill valve ke dicharge.

7. Mencatat waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida dari batas atas

hingga batas bawah burette.

8. Perhitungan :

Rumus yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah :

K=

μVLAPT

dimana :

K = Permeabilitas dari sampel, darcy

μ = Viskositas dari cairan test, cp = 0,895 cp

V = Volume cairan yang dialirkan melalui sampel,cm3

L = Panjang sampel, cm

A = Luas penampang dari sampel

P = Gradient tekanan, atm, dibaca dari pressure gauge

T = Waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan

sampel (50 cc, 10cc, 5 cc), detik

Catatan : apabila air digunakan sebagai test liquid, maka harga

viscositas air = 0,895

29

Page 30: YG TERBARU

Gas Permeameter

1. Memastikan regulating valve tertutup, menghubungkan saluran gas pada

gas inlet (2).

2. Memasukkan core pada core holder (5).

3. Memutar flowmeter selector pada valve tanda “large”.

4. Membuka regulating valve, Memutarnya sampai pressure gauge

menunjukkan angka 0,25 atm.

5. Memilih range pembacaan pada flowmeter angaka 20 – 140 division.

6. Memutar selector valve ke “medium” dan menaikkan tekanan sampai 0,5

atm jika pembacaan flowmewter di bawah 20.

7. Memutar selector valve ke “small” dan menaikkan tekanan sampai 1 atm

Jika pembacaan flowmeter di bawah 20.

8. Menghentikan percobaan jika flowmeter tetap tidak naik dari angka 20,

dan memeriksa core pada core holder. (menentukan kemungkinan –

kemungkinan yang terjadi)

9. Menghentikan percobaan dab mencoba menaikkan panjang core atau

mengurangi cross sectional area dari core jika flowmeter menunjukkan

angka di atas 140 pada “lange” tebu, maka permeabilitas core terlalu

besar.

10. Mencatat temperatur, tekanan, dan dan pembacaan flowmeter.

11. Mengubah tekanan ke 0,25 atm dengan regulator.

12. Mengulangi percobaan sebanyak tiga kali.

13. Perhitungan :

Rumus yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah :

K =

μQLAP

dimana :

K = Permeabilitas, darcy

μ = Viscositas gas yang digunakan (lihat grafik), cp

Q = Flow rate cc/dt, pada tekanan rata – rata, ditetukan dari grafik

kalibrasi

L = Panjang sampel, cm

30

Page 31: YG TERBARU

A = Luas penampang dari sampel, cm2

P = Pressure gradient, atm (0,25;0,5;1 atm)

Hasil Analisa

Hasil percobaan dan Perhitungan

Liquid Permeameter

Beda tekanan (ΔP) = 0,5 atm

Luas Core (A) ¿ 14

π d2

= ¼ x 3,14 x ( 1,3 cm )2

= 1,33 cm2

Panjang core (L) = 3,5 cm

Viskositas liquid (µ) = 0,876 cp

Volume liquid = 50 cc

Laju alir (v) = 45 cc / sec

Flow reading = 50 medium ( cm )

K = µ. v .LA . P .T

= 0,876 cp . 45

ccsec

.3,5cm

1,33 cm2 .3,5 atm .350

= 137,97232,75

= 0,59 darcy

31

Page 32: YG TERBARU

Gas Permeameter

Percobaan I

Panjang core (L) = 2,5 cm

Luas penampang core (A) = 9,6 cm²

Beda tekanan (ΔP) = 0,5 atm

Flow reading = 50 medium ( cm ) dengan melihat grafik

hubugan antara laju alir ( Q ) dan flow reading kita bisa melihat laju alirnya.

Laju alir (Q) = 3,25 cc/detik

Temperature = 35 oC, dengan melihat grafik

hubungan antara temperature dan viskositas kita bisa menentukan

viskositasnya.

Viskositas (µ) = 0,18 cp

Permeabilitas (K) = µ. Q . LA . ΔP

=0,18 .3,25 .2,5

9,6 .0,5

= 1,464,8

= 0,30 darcy

32

Page 33: YG TERBARU

4.6 PEMBAHASAN

Dari hasil percobaan didapatkan nilai permeabilitas sebesar 0,59darcy dengan

meggunakan alat lquid permeameter, dan nilai permeabilitas sebesar 0,30 darcy

ketika menggunakan gas permeameter. Pada percobaan dengan menggunakan gas

permeameter terjadi efek klikenberg atau gas slippage, yaitu keadaan dimana udara

melewati ruang antara core dan core holder sehingga perlu adanya dilakukan

peninjauan ulang agar didapat harga permeabilitas yang sebenarnya.

Nilai permeabilitas suatu batuan dapat dipengaruhi oleh beberapa factor

yaitu:

1. Bentuk dan ukuran batu

semakin beragam ukuran butir maka semakin kecil permeabilitasnya.

2. Susunan (packing) butiran, semakin rapi susunan butiran maka makin

besar harga permeabilitasnya.

3. Bentuk geometri batuan, semakin menyuduk bentuk geometri batuan,

maka semakin kecil permeabilitasnyan.

4. Jaringan antar pori, semakin bagus jaring antar pori maka semakin

besar permaebilitasnya.

5. Sementasi, semakin banyak semen dalam batuan, maka harga

permeabilitasnya akan semakin kecil.

6. Clay conten, semakin banyak mengandung clay maka semakin kecil

permeabilitas batuan tersebut.

Harga permeabilitas juga behubungan dengan harga porositas, itu karena jika

permeabilitas besar maka porositas juga akan besar, hal ini disebabkan banyaknya

pori yang saling berhubungan dengan aliran fluida, terutama pori-pori yang saling

berhubungan. Permeabilitas juga berhubungan dengan saturasi, hubungan antara

saturasi denga permeabilitas relative pada suatu reservoir berbeda dengan reservoir

lain, hal ini disebabkan adanya perbedaan tekanan antar permukaan, tekanan kapiler,

viskositas fluida dan saturasi residual masing-masing fluida.

33

Page 34: YG TERBARU

4.7 Kesimpulan

1. Dari percobaan diperoleh hasil :

a. Permeabilitas dengan liquid permeameter = 0,59 darcy

b. Permeabilitas dengan gas permeameter

( dimana flow reading 50 medium ( cm ) dan Q = 3,25 cc / sec) =

0,30 darcy

2. Nilai permeabilitas nantinya dapat digunakan terutama untuk menghitung

laju alir fluida pada saat produksi, sehingga dari situ kita juga dapat

mengetahui jumlah fluida / hidrokarbon yang dapat diproduksi (recovery

factor).

34

Page 35: YG TERBARU

BAB V

SIEVE ANALYSIS

5.1 TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan ukuran dan keseragaman butiran pasir dari sampel core dengan

menggunakan sieve analysis. Menentukan besar sorting coefficient dan menentukan

distribusi sortasi pasir di Batuan reservoar.

Dengan demikian kita dapat mengetahui kompak tidaknya butiran pada

batuan reservoar tersebut. Pada zona yang kurang kompak biasanya akan terjadi

problem kepasiran, yaitu butiran-butiran pasir dapat terlepas dan ikut terproduksi.

Selain itu, dengan mengetahui besar sorting coefficient, kita juga dapat

menentukan ukuran screen liner (saringan) dan gravel packing yang tepat dalam well

completion, untuk selanjutnya beralih ke tahapan produksi.

Dengan pengontrolan pasir yang baik, diharapkan efektivitas dan efisiensi

peralatan produksi dapat terpelihara dengan baik sehingga kita memperoleh hasil

produksi yang optimal.

5.2 DASAR TEORI

Tahap penyelesaian suatu sumur yang menenbus formasi lepas

(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi

kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut

terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak terkontrol dapat

menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi. Disampi itu,

akan menimbulkan penyumbatan pada dasr sumur dan volume pipa akan berkurang.

Produksi pasir lepas ini pada umumnya sensitif terhadap laju produksi, apabila laju

alir fluida produksi rendah, pasir yang ikut terproduksi sedikit begitu juga

sebaliknya.

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi

penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan ini

memerlukan pengetahuan distribusi ukuran pasir agar dapat menentukan pemilihan

ukuran screen dan gravel yang tepat.

35

Page 36: YG TERBARU

Untuk menghitung distribusi ukuran pasir, digunakanlah koefisien

keseragaman butir pasir (sorting coefficient). Berdasarkan hasil percobaan Schwartz

diperoleh:

Sorting Coefficient =

Opening diameter berat kumulatif 25 %Opening diameter berat kumulatif 75 %

=

d25

d75

Schwartz mengklasifikasikan sorting coefficient menjadi:

- SC < 3 : distribusi pasir seragam

- 3 < SC < 5 : distribusi pasir tidak seragam

- 5 > SC : distribusi pasir sangat tidak seragam

Produksi pasir sangat erat kaitannya dengan kestabilan formasi. Kestabilan

formasi itu sendiri dipengaruhi oleh faktor – faktor sebagai berikut :

1.Kecepatan aliran

2.Sementasi batuan

3.Kandungan lempung formasi

4.Migrasi butir – butir halus formasi

5.3 ALAT DAN BAHAN

a) Alat :

- Torsion balance dan anak timbangan

- Mortal dan Pestel

- Tyler sieve ASTM ( 2,1.5,3/4,4,10,20,60,140,200 )

b) Bahan :

- Sample core (pasir)

36

Page 37: YG TERBARU

Sieve electricshaker ( gambar V.1 )

37

Page 38: YG TERBARU

Timbangan Digital( gambar V.2 )

5.4PROSEDUR PERCOBAAN

1) Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan

bebas minyak

2) Batuan di pecah-pecah menjadi fragmen kecil-kecil dan

dimasukan kedalam mortar di gerus menjdi batuan pasir

3) periksa dengan binocular, apakah butiran – butiran pasir

terebut benar – benar saling terpisah.

4) Menimbang 200 gr pasir batuan karbonat dengan teliti.

5) Menyusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok

pada dasarnya, sedangkan sieve disusun dari yang paling halus

di atas mangkok dan yang paling kasar di puncaknya.

38

Page 39: YG TERBARU

6) Menuangkan 200 gr pasir batuan karbonat kedalam sieve yang

paling atas, kemudian di pasang penutup serta dikencangkan

penguatnya.

7) Menggoncangkan selama 30 menit.

8) Menimbang isi dari sieve yang paling atas.

9) Menimbang isi dari sieve yang berikutnya.

10) Meneruskan cara penimbangan tersebut sampai seluruh isi

sieve ditimbang secara kumulatif.

11) Membuat tabel dengan kolom no. Sieve, opening diameter,

berat, berat kumulatif, % berat kumulatif.

12) Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan

cumulative percent retained.

13) Menghitung sorting coefficient dengan bantuan grafik semi

log tersebut.

39

Page 40: YG TERBARU

5.5 PERHITUNGAN

US Sieve

Series

Number

Opening

Diameter

mm/inc

Berat

gr

Berat

Kumulatif

gr

% Berat

Kumulatif

16 1,19 60,0 60 29,5 %

20 0,84 63,5 123,5 60,72 %

30 0,59 37,6 161,1 79,20 %

50 0,297 22,9 184 90,46 %

100 0,149 19,4 203,4 100 %

( Tabelsieve analisis V.I )

Perhitungan :

Berat kumulatif :

( 16 ) Berat sample = 60,0 gram

( 20 ) 60,0 + 63,5 = 123,5 gram

( 30 ) 123,5 + 37,6 = 161,1 gram

( 50 ) 161,1 + 22,9 = 184 gram

( 100 ) 184 + 19,4 = 203,4 gram

Perhitungan :

% Berat kumulatif :

Mesh no 16 ¿60,0

203,4× 100 %=29,5 %

Mesh no 20 ¿123,5203,4

× 100 %=60,72 %

Mesh no 30 ¿161,5203,4

× 100 %=79,20 %

Mesh no 50 ¿184

203,4× 100 %=90,46 %

Mesh no 100 ¿203,4203,4

× 100 %=100 %

40

Page 41: YG TERBARU

41

Page 42: YG TERBARU

Grafik 1.semilog opening diameter vs % berat kumulatif

42

Page 43: YG TERBARU

Dari hasil grafik semilog di peroleh data :

opening diameter pada berat kumulatif 50 % = d50= 0,94 mm

Koefisien keseragaman butiran pasir (Sc ) adalah :

Sc = diameter pada 40 %diameter pada 90 %

=1,05 mm0,27 mm

= 3,89 (seragam)

Menurut Schwartz, C < 3 merupakan pemilahan yang seragam.

5.6PEMBAHASAN

Berdasarkan percobaan diperoleh hasil bahwa medium diameter butiran (pada

50%) adalah 0,94 mm. Dari percobaan juga diperoleh besarnya sortasi /sorting

coefficient = 3,89. Menurut Schwartz hal ini menunjukkan bahwa pemilahan butiran

pasir di dalam batuan reservoir tersebut seragam.

Data ini kemudian digunakan sebagai acuan untuk menentukan ukuran screen

liner dan gravel packing yang akan dipasang didepan formasi produktif. Hal ini

dilakukan untuk memungkinkan minyak bebas masuk ke lubang sumur tanpa disertai

43

Page 44: YG TERBARU

butiran-butiran pasir didalamnya. Problem kepasiran ini biasanya terjadi pada zona

yang kurang kompak, di mana butiran-butiran pasir mudah terlepas dan bisa ikut

terproduksi.

Dengan menangani masalah kepasiran maka laju alir minyak dapat

ditingkatkan, atau paling tidak kita dapat mempertahankan angka laju produksi

dengan mencegah pasir ikut terproduksi. Hal ini disebabkan selain pasir yang ikut

terproduksi sulit dipisahkan dari fluida hidrokarbon, pasir juga bersifat abrasif,

sehingga dapat merusak peralatan produksi, dan bahkan dapat menimbulkan

penyumbatan yang berdampak pada kerugian.

Dari percobaan diperoleh harga sorting coefficient = 3,89 dari perbandingan

diameter pada 50% = 0,94 mm

44

Page 45: YG TERBARU

5.7KESIMPULAN

1. Dari percobaan diperoleh :

sorting coefficient = 3,89 mm

diameter pada 50% = 0,94 mm

formasi memiliki distribusi pasir yang seragam

2. Dengan sieve analysis, kita mengetahui ukuran butiran pasir yang terdapat

dalam batuan reservoar, sehingga kita dapat pula menentukan ukuran

screen liner dan gravel packing yang tepat.

3. Sieve analysis berguna untuk mengatasi masalah kepasiran.

45

Page 46: YG TERBARU

BAB VI

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASI

DALAM LARUTAN ASAM

6.1 Tujuan Percobaan

Memperoleh data reaktivitas suatu formasi terhadap asam, sebagai acuan

dalam melakukan stimulasi sumur. Dengan mengetahui daya larut asam terhadap

sampel batuan (acid solubility), kita dapat memperoleh informasi untuk

merencanakan stimulasi sumur secara tepat.

Pengasaman membantu membuka atau menambah volume pori yang saling

berhubungan pada batuan reservoir, sehingga memperbesar nilai permeabilitas.

Selain itu, pengasaman juga dapat melarutkan kotoran-kotoran yang menutupi atau

menyumbat pori batuan, misalnya yang disebabkan oleh adanya “mud filtrat” atau

serbuk mesiu saat dilakukannya perforasi dalam well completion.

Pengasaman membantu dalam proses stimulasi sumur, yaitu suatu proses

untuk meningkatkan hasil produksihidrokarbon dengan jalan membuka pori-pori

batuan reservoir yang sebelumnya tersumbat. Dengan demikian, fluida hidrokarbon

yang semula alirannya terhambat akan mengalir dengan lancar.

6.2 Dasar Teori

Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan pada

reservoir yang terdiri atas batu gamping atau dolomit atau batuan reservoir yang

terlarut dalam asam. Pada proses ini, asam dipompakan ke dalam sumur agar

melarutkan batu gamping untuk memperbesar permeabilitas. Biasanya digunakan

asam hidrocoloic.

Agar asam tersebut tidak menyebabkan korosi pada pipa casing, digunakan

tubing penghalang untuk memperlambat reaksi yang tiba – tiba dari asam. Asam tadi

mengalir kembali ke dalam rekahan alami dari batu gamping dan larutannya.

Sebelum dilakukan operasi stimulasi dengan pengasaman, harus

direncanakan dengan tepat data – data laboratorium yang diperoleh dari sampel

46

Page 47: YG TERBARU

formasi, fluida reservoir, dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh

dari laborartorium tersebut dapat digunakan engineer untuk merencanakan stimulasi

dengan tepat, pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktivitas formasi

sesuai dengan yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya

larut asam terhadap sampel batuan (acid solubility).

6.3 ALAT DAN BAHAN

Alat-alat yang dipergunakan pada percobaan ini adalah

1.Montar dan pastel

2.Timbangan

3.Corong

4.Kertas saring

5.Erlemeyer

Bahan – bahan yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah

1.Aquadest

2.HCL 15%

3.Indikator MO

4.Core karbonat

47

Page 48: YG TERBARU

6.5 GAMBAR ALAT

UNTUK MENENTUKAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASIDALAM

LARUTAN ASAM

Timbangan Digital( gambar VI.1 )

48

Page 49: YG TERBARU

Oven( gambar VI.2 )

6.4 PROSEDUR PERCOBAAN

Mengekstrasi core dengan toluene pada soxhlet apparatus , kemudian

dikeringkan dalam oven pada suhu 105°c (220°F)

Menghancurkan sampel kering pada mortar hingga dapat lolos pada ASTM

100 Mesh.

Mengambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkan pada

erlemeyer 500 ml, kemudian dimasukan. 150 ml HCL 15 % dan digoyangkan

sehingga CO2 terbebaskan semua.

Setelah reaksi selesai menuangkan sample residu plus larutan dalam

erlemeyer pada kertas saring , bilas sisa-sisa sampel dengan aquadest

sedemikian rupa sehingga air filtrat setelah ditetesi laruta methyl orange tidak

nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).

Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu

105°C(220°F) kemudian didinginkan dan akhirnya ditimbang

Menghitung kelarutan sebagai berat dari material yang larut dalam HCL 15%

49

Page 50: YG TERBARU

Solubitily % Berat = W−w

W x 100 %.................................( persamaan VI.1 )

Dimana : W = Berat sampel, gr

w = berat residu,gr

HASIL PERCOBAN DAN PERHITUNGAN

Hasil Percobaan :

A. sampel carbonat

Berat sampel ( W ) = 20 gr

Berat residu (w) = 16 gr

Perhitungan :

Solubility ,% berat = W−w

W× 100

= 20 gr−16 gr

20 gr×100 %

= 4 g

20 gr×100 %

= 20 %

B. sampel pasir

Berat sampel ( W ) = 18 gr

Berat residu (w) = 13 gr

Perhitungan :

Solubility ,% berat = W−w

W× 100

= 18 gr−13 gr

18 gr×100 %

= 5 g

18 gr× 100 %

= 27,8 %

50

Page 51: YG TERBARU

6.6 PEMBAHASAN

Pada percobaan yang telah dilakukan diperoleh hasil persen berat solubility

carbonat adalah 20% dan pasir adalah 27,8% .Percobaan ini dilakukan dengan cara

penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam yang erat hubungannya

dengan proses stimulasi dengan cara acidization.

Penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam adalah suatu

informasi/data yang sangat penting sebelum melakukan stimulasi.

Dengan dilakukannya stimulasi diharapkan akan terjadi kenaikan produktifitas dari

formasi.

Ada tiga metoda untuk melakukan stimulasi yang dapat digunakan,berdasarkan

kondisi sumur, yaitu:

1.Hydroulic Fracturing

2.Acidization

3.Stem Stimulasion

Sample core dideteksi dengan toluena /benzena dan dikeringkan didalam

oven dimasukan agar core benar-benar terbebas dari fluida reseroir yang mungkin

masih tersisa pada core.

51

Page 52: YG TERBARU

6.7 KESIMPULAN

1) Dari hasil percobaan sampel carbonat , didapatkan solubility sebesar 20% dan

sampel pasir sebesar 27,8%

2) Tujuan dari percobaan ini ialah untuk menentukan daya larut asam terhadap

sampel dengan metode gravimetri.

3) Dalam stimulasi jenis pengasaman diperlukan additive yang berfungsi untuk

memperlambat proses korosi pada casing, sehingga produktifitas formasi tetap sesuai

dengan yang diharapkan

52

Page 53: YG TERBARU

BAB VII

PENENTUAN TEKANAN KAPILER

7.1 Tujuan Percobaan

Menentukan besarnya tekanan kapiler pada batuan reservoir dengan

menggunakan peralatan mercury injection capilary apparatus atau penginjeksian Hg

(mercury) pada kondisi khusus.

Penentuan tekanan kapiler pada sampel batuan reservoir merupakan dasar

dari distribusi saturasi fluida untuk dapat menentukan secara efisien letak kedalaman

sumur yang akan dikomplesikan. Tekanan kapiler mempengaruhi distribusi saturasi

fluida dimana hal ini merupakan cerminan distribusi secara vertikal oleh fluida di

dalam reservoir yang menempati setiap pori batuan.

Dalam kaitannya dengan kondisi fluida reservoir, apabila tekanan kapiler

diplot dengan saturasi air, maka akan diketahui besarnya Swc, tebal zona transisi serta

besarnya permeabilitas relatif.

Dengan mengetahui tekanan kapiler,kita dapat pulamengetahui zona yang

produktif, maka kita dapat menentukan secara efisien kedalaman sumur yang akan

diperforasi untuk memproduksi hidrokarbon.

7.2 TEORI DASAR

Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface antara

dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler.Penginjeksian Hg pada kondisi

tertentu merupakan salah satu metode untuk menjelaskan tatacara penentuan tekanan

kapiler dalam sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia, dalam hal ini Hg.

Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena didalam

reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan fluida yang satu

dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh

penting dalam reservoir minyak dan gas antara lain :

a) Mengontrol distribusi fluida dalam reservoir

b) Merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi untuk gerak pada

daerah dimana minyak dan gas tertangkap.

Distribusi fluida secara vertikal dalam reservoir memegang peranan penting

didalamperencanaan well completion, distribusi secara vertikal ini mencerminkan

53

Page 54: YG TERBARU

distribusi saturasi fluida yang menempati setiap posisi rongga pori. Adanya tekanan

kapiler (Pc) mempengaruhi distribusi secara vertikal ini mencerminkan distribusi

saturasi fluida tersebut, maka kontak antara minyak dengan air dan air dengan

minyak dan gas di dalam rogga pori tidak terdapat batas yang tajam, atau berbentuk

zona transisi. Oleh karena tekanan kapiler dapat di konversikan menjadi ketinggian

diatas kontak minyak-air (H), maka saturasi mnyak, minyak air dan gas yang

menmpati level tertentu dalam reservoir dapat ditentukan. Dengan demikian

distribusi saturasi fluida ini merupakan salah satu dasar untuk menentukan secara

efifien letak ke dalam sumur yang akan dikomplesi.

Tekanan kapiler dapat dibagi menjadi dua bagian yaitu :

a. Tekanan kapiler system udara – air

b. Tekanan kapiler system air – minyak

Dalam hubungan antara tekanan kapiler dengan saturasi,terdapat dua proses

yang secara sistematis menggambarkan hubungan tekanan kapiler dengan saturasi

yaitu :

a. Drainage merupakan penggantian fluida membasahi dengan fluida tidak

membasahi atau suatu proses aliran fluida yang mana saturasi nonwetting

phase meningkat.

b. Imbibition merupakan penggantian fluida tidak membasahi dengan fluida

membasahi atau proses aliran fluida yang mana saturasi wetting phase

meningkat dan saturasi nonwetting phase turun.

Dalam kaitannya dengan kondisi fluida reservoir, apabila tekanan kapiler

diplot dengan saturasi air, maka akan diketahui besarnya Swc, tebal zona transisi serta

besarnya permeabilitas relatif. Dengan diketahuinya zona produktif, maka perforasi

dapat dilakukan untuk memproduksi hidrokarbon.

Terdapat dua proses yang secara sistematis yang menggambarkan hubungan

Pc dan Sw seperti yang ditunjukkan pada gambar grafik VII-1 dimana :

a) Drainage

1. Proses aliran fluida dimana fasa saturasi nonwetting meningkat.

2. Mobilitas fasa fluida nonwetting meningkat sebagaimana saturasi fasa

nonwetting meningkat.

54

Page 55: YG TERBARU

b) Imbibition

1. Proses aliran fluida dimana saturasi fasa wetting meningkat.

2. Mobilitas fasa wetting meningkat sebagaimana saturasi fasa wetting

meningkat.

Perbedaan tekanan antara permukaan air (fasa pembasah) dan udara (fasa

non-pembasah) serta pada permukaan air (fasa pembasah) dengan minyak (fasa non

pembasah) dapat dilihat pada gambar berikut :

55

Gambar 7.1 Capilary Pressure (air-water system)

Gambar 7.2 Capilary Pressure (oil-water system)

Page 56: YG TERBARU

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan

permukaan fluida immiscible yang cembung. Pada formasi yang water wet,tekanan

kapiler merupakan selisih antara tekanan minyak dengan tekanan air. Di Reservoir

biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa),sedangkan minyak dan gas

sebagai non wetting fasa atau tidak membasahi.

Pc = Po-Pw

Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan dengan

perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air.

Pc = (ρw – ρo) g h

Dalam satuan lapangan :

Pc = 0,433 (Δγ) h

Keterangan :

ρw : Densitas air,gr/cm3

ρo : Densitas minyak, gr/cm3

Δγ : Perbedaan specific gravity,γw – γo dyne/cm

h : Ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, cm

Dengan melihat kesetimbangan gaya pada kapiler, maka gaya adhesi

adalahsama dengan energy potensial yang digambarkan oleh kenaikan air pada pipa

kapiler.2 π r AT = π r2 Δρ g h dan,

Pc = Δρ g h , AT = σ cos θ

maka, Pc¿2 σ cosθ

r = Δρ g h

keterangan :

Pc = Tekanan kapiler, atm

σ = Tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm

cos θ = Sudut kontak permukaan antara dua fluida , dyne/cm

r = Jari-jari lengkung pori-pori, cm

Δρ = Perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3

g = Percepatan gravitasi,cm/dt2

h = Tinggi kolom, cm

56

Page 57: YG TERBARU

Pori-pori dalam tipikal batuan reservoir adalah mikroskopis.Ukuran pori-pori

yang kecil berkombinasi dengan tegangan ambang permukaan antara fluida-fluida

reservoir yang tidak saling campur menghasilkan tekanan kapiler.Tekanan kapiler

inilah merupakan faktor utama memantapkan distribusi fluida.Kenyataanya,batuan

reservoir yang porus dapat dipertimbangkan sebagai suatu pipa-pipa atau saluran-

saluran kapiler kecil.Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva

interfase antara dua fase yang tidak tercampur dalam sistem kapiler. Penginjeksian

Hg pada kondisi tertentu merupakan salah satu metode untuk menjelaskan tata cara

penentuan tekanan kapiler dalam sampel dengan penginjeksian suatu zat kimia dalam

hal ini Hg. Metode yang dapat menentukan permeabilitas secara konvensional untuk

sampel dalam bentuk yang tidak beraturan.

7.3 ALAT DAN BAHAN

Alat :

Mercury Injection Capillary Apparatus

Bahan :

1.Sampel core

2.Mercury

57

Page 58: YG TERBARU

Mercury Injection Capillary Apparatus( gambar VII.1 )

58

Page 59: YG TERBARU

7.4 PROSEDUR PERCOBAAN

Kalibrasi alat

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

dengan manipulasi handwheel.

2. Membuka vacum valve pada panel, sistem dikosongkan sampai small gouge

menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup picnometer dikosongkan sampai

tekanan absolute kurang dari 20 micro

3.Memutar handwheel sampai meteran plunger bergerak maju dan level mencapai

lower refence mark.

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

pada pembacaan miring kanan pada angka 15

5.Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada uper reference mark, scale dan

dial menunjukkan angka nol.

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

penentuan untuk dial handwheel setting pada step 4,

Jika perbedaaan terlalu besar yoke stop harus direset dan deviasi pembacaan adalah

kurang lebih 0,001 cc dan mercury.

Karena dalam pengunaan alat ini memakai tekanan yang besar tentu akan terjadi

perubahan volume picnometer dan mercury. Untuk itu perlu dilakukan pressure

volume correction yaitu:

a.Meletakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger diputar penuh

dengan memanipulasi handwheel.

b.Mengubah panel valve ke vacum juga small presure gouge dibuka, sistem

dikosongkn sampai absolute pressure kurang dari 2 micro.

c.Mercuy diinjectikan sampai mencapai upper reference mark, adjust moveable scale

dan handwheel scale dial pada pembacaan 0,00 cc kemudian tutup vacuum valve.

d.Memutar bleed valve mercury turun 3 mm dibawah upper reference mark.

e.Memutar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark lagi dan biarkan

stabil selama kurang lebih 30 detik.

f.Membaca dan catat tekanan pada small pressure gouge serta hubungan volume

scale dan dial handwheel (gunakan dial) yang memiring kekiri sebagai pengganti 0-5

cc graduated interval pada scala.

59

Page 60: YG TERBARU

g.Step d,e,f, diulang untuk setiap kenaikan tekanan pada sistem, kemdian catat

volume dan tekanan yang didapat. Jika tekanan telah mencapai limit mencapai 1 atm,

buka nitrogen valve.

h.Jika sistem mencapai limit pada 0-2 atm gauge, gauge diisolasi dari sistem dengan

penutup valve . Selanjutnya gunakan 0-5 atm gauge dan selanjutnya sama jika telah

Mencapai limit gunakan 0-15 atm gauge.

i.Jika test telah selesai tutup panel nitrogen valve, sistem tekanan dikurangi dengan

mengeluarkan gas sampai tekanan sistem mencapai atm.

J.Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat bagaimana terjadinya

pressure volume

PROSEDUR UNTUK MENENTUKAN TEKANAN KAPILER

Siapkan core (mempunyai.pore vol) yang telah diekstrasi dengan vol 1 – 2 cc,

kemudiantempatkan pada core holder.

1. Picnometer dipasang pada tempatnya dan putar handwheel secara penuh.

2. Ubah panel valve ke vacum dan pressure gauge dibuka, sistem dikosogkan

sampai absolut pressure kurang dari 29 micron.

3. Tutup vacum, putar pumpmatering plunger sampai level mercury mencapai

lower reference mark.

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

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

5. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark. Baca besarnya

bulk volume dari pump scale dan handwheel dial. Sebagai contoh jika

pembacaan skala lebih besar dari 12 cc dan dial menunjukan 32,5 maka bulk

volume sample 12,325 cc.

6. Gerakan pump scale dan handwheel dial pada pembacaan 0,000 cc.

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

turun 3 sampai mm dibawah upper reference mark.

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

usahakan konstan selama 30 detik.

60

Page 61: YG TERBARU

9. Baca dan catat tekanan ( low pressure gauge ) dan volume scala beserta

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

pada scale.

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

mencapai 1 atm buka nitrogen valve, jika sistem telah mencapai limit pada 0

– 2 atm gauge, gauge diisolasi dari sistem dan gunakan 0 – 15 atm gauge dan

terakhir gunakan 0 – 150 atm gauge.

11. Step 11 diulang sampai tekanan akhir didapat.

Catatan : fluktuasi temperatur 1 – 2 o C.

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

sampai mencapai tekanan atm dengan mengeluarkan gas lewat bleed valve.

7.5 PERHITUNGAN :

Keterangan :

Kol.1 dan 3 didapat dari percobaan

Kol.2 = kolom 1 + 0,05 atm (mercury Hydrostatic head correction).

Kol.4 = didapat dari grafik pressure – volume correction dengan tekanan yang

diambil dari kol.1

Kol.5 = kolom 3 - kolom 4

Kol.6 = (kol 5V p

) x 100%

(0,2646,79

) x 100% =3,9%

(0,3416,79

) x 100% = 5 %

(0,5426,79

) x 100% = 8 %

(0,9676,79

) x 100% = 14 %

(1,5396,79

) x 100% = 22,6 %

61

Page 62: YG TERBARU

(1,8055

6,79) x 100% =26,6 %

(2,2326,79

) x 100% = 32,9 %

(2,636,79

) x 100% = 32,9 %

(2,7726,79

) x 100% = 40,8 %

(2,8516,79

) x 100% = 41,5 %

(2,876,79

) x 100% =42,3 %

( 2,946,79

) x 100% = 43,3 %

( 3,3286,79

) x 100% =49 %

(3,2936,79

) x 100% = 48,5 %

(3,6526,79

) x 100% = 53,8 %

Perhitungan kolom 2 dan 5

Kol 1 Kol 2 Kol 5

62

Page 63: YG TERBARU

Indic. Press Correc.

Press ( kol 1 + 0,05 )

Actual Vol.of

Mercury

Inject ( kol 3 – ko 4 )

0,1 0.1 + 0,05 = 0,15 0,3 – 0,036 = 0,264

0,24 0,24 + 0,05 = 0,29 0,39 – 0,049 = 0,341

0,43 0,43 + 0,05 = 0,48 0,60 – 0,058 = 0,542

0,53 0,53 + 0,05 = 0,58 1,03 – 0,063 = 0,967

0,59 0,59 + 0,05 = 0,64 1,60 – 0,064 = 1,536

0,60 0,60 + 0,05 = 0,65 1,87 – 0,0645 = 1,8055

0,67 0,67 + 0,05 = 0,72 2,30 – 0,068 = 2,232

0,72 0,72 + 0,05 = 0,77 2,70 – 0,070 =2,63

1,20 1,20 + 0,05 = 1,25 2,85 – 0,078 =2,772

1,80 1,80 + 0,05 = 1,85 2,90 – 0,085 = 2,815

2,65 2,65 + 0,05 = 2,7 2,96 – 0,09 = 2,87

3,50 3,50 + 0,05 = 3,55 3,04 – 0,10 =2,94

4,53 4,53 + 0,05 = 4,58 3,34 – 0,102 = 3,238

5,81 5,81 + 0,05 = 5,86 3,40 – 0,107 = 3,293

7,82 7,82 + 0,05 = 7,87 3,64 – 0,18 = 3,652

( Tabel VII.1 )

Tabel yang didapat dari :

1. Data dari pressure – volume corrected.

Data dari penentuan tekanan kapiler

63

Page 64: YG TERBARU

Tabel tekanan kapiler dan mercury sat % of

Pore volume

Kol 1 Kol 2 Kol 3 Kol 4 Kol 5 Kol 6

Indic. Press Correc.

Press

Indic.

Vol.of.

Mercury

Press.Vol.

Correc

Actual Vol.of

Mercury

Inject

Mercury

Sat.

% of Pore

vol

0,1 0,15 0,3 0,036 0,264 3,9 %

0,24 0,29 0,39 0,049 0,341 5 %

0,43 0,48 0,60 0,058 0,642 8 %

0,53 0,58 1,03 0,063 0,967 14 %

0,59 0,64 1,60 0,064 1,536 22,6 %

0,60 0,65 1,87 0,0645 1,8055 26,6 %

0,67 0,72 2,30 0,068 2,232 32,9 %

0,72 0,77 2,70 0,070 2,63 38,8 %

1,20 1,25 2,85 0,078 2,772 40,8 %

1,80 1,85 2,90 0,085 2,815 41,5 %

2,65 2,7 2,96 0,09 2,87 42,3 %

3,50 3,55 3,04 0,10 2,94 43,3 %

4,53 4,58 3,34 0,102 3,328 49 %

5,81 5,86 3,40 0,107 3,293 48,5 %

7,82 7,87 3,67 0,018 3,652 53,8 %

( Tabel VII.2 )

64

Page 65: YG TERBARU

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0.1

1

10

Grafik Correction Pressure vs Mercury Saturation % of Pore Volume

Mercury Saturation % of Pore VolumeC

orre

ctio

n P

ress

ure

Grafik 2. Correction pressure vs mercury saturation % of pore volum

65

Page 66: YG TERBARU

7.6 PEMBAHASAN

Dari hasil percobaan diatas dapat di tunjukkan grafik Correct press (kolom 2) vs

Mercury saturation % of volume (kolom 6). Hal diatas dapat pula diartikan bahwa

jika tekanannya besar maka besar pula saturasi volume porinya.

Tekanan kapiler ialah perbedaan tekanan antara fasa tidak membasahi (non wetting

phase dan wetting phase).

Tekanan kapiler dapat dibagi atas:

Tekanan kapiler sistem udara-air

Tekanan kapiler sistem air-minyak

Hubungan tekanan kapiler dengan saturasi.:

Terdapat dua proses yang secara skematis mengambarkan hubungan tekanan kapiler

dengan saturasi:

*Drainage ialah pengertian flida membasahi dengan fluida tidak membasahi.

*Imbitation ialah penggantian fluida tidak membasahi dengan fluida membasahi.

* Hubungan ini dipengaruhi oleh: Permeabilitas,Porositas,Distribusi Ukuran.Pori.

7.7 KESIMPULAN

1.Hasil percobaan didapat semakin besar correct press, maka semakin besar pula

Mercury Saturasi % of Pore Volume

2.Adanya tekann kapiler ,maka kontak antara minyak dengan air ,dan minyak dengan

gas didalam rongga pori tidak terdapat batas zona transisi.

3.Tekanan kapiler adalah tekanan yang didapat darihasil kombinasi antara tegangan

permukaan dengan wetabilitas.

4.Hubungan tekanan kapiler dengan saturasi tergantung dari :

-Ukuran dan distribusi pori

-Fluida dan zat padat dalam sistem

Proses saturasi

66

Page 67: YG TERBARU

BAB VIII

PEMBAHASAN UMUM

Setelah melaksanakan semua acara praktikum, selaku praktikan mencoba memaparkan

pembahasan umum yang mencakup semua materi praktikum ataupun yang bukan tetapitermasuk

didalam sifat fisik batuan, karena adanya keterkaitan diantara semua sifat fisik batuan.

Reservoir hydrocarbon adalah batuan porous dan permeable yang menjadi tempat

terakumulasinya fluida hydrocarbon dibawah permukaan tanah yang memiliki satu sitem tekanan tertentu.

Batuan reservoir memiliki sifat – sifat fisik anatar lain :

1. Porositas

2. Saturasi

3. Permeabilitas

4. Kompresibilitas

5. Wetabilitas ( derajat kebasahan )

6. Tekanan kapiler.

Tidak semua sifat fisik batuan ini kami coba dan praktekan di laboratorium dikarenakan

keterbatasan, dan kelengkapan laboratorium.

A. Porositas

adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan. Makin

besar porositas, maka dapat dimungkinkan akan semakin besar pula fluida reservoir

yang tertampung di dalamnya. Fluida tersebut bisa berupa, minyak, atau

gas.Porositas merupakan hal yang sangat penting untuk mengukur ruang kosong

yang tersedia bagi tempat penyimpanan fluida hydrocarbon.Menurut cara

pembentukannya porositas dibagi menjadi dua yaitu :

Porositas Primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses

pengendapan batuan.

Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan

batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan atau rekahan

Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah

batuankonglomerat, batupasir, dan batu gamping. Porositas sekunder dapat

diklasifikasikanmenjadi 3 golongan , yaitu :

1. Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses

pelarutan batuan.

67

Page 68: YG TERBARU

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

kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti : lipatan,

sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara

kuantitatif karena bentuknya tidak teratur.

3. Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi

dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl3 CaMg(CO3)2 + CaCl2

Gambar porositas batuan( gambar VIII.1 )

Menurut para ahli, batugamping yang terdolomitasi mempunyai porositas

yang lebihbesar dari pada batugamping sendiri. Besar-kecilnya porositas dipengaruhi

oleh beberapa faktor

Faktor Yang Mempengaruhi Porositas

1) Susunan Batuan

Pemeriksaan porositas batuan salah satunya dengan melihat porositas

gabungan batuan. Dalam memperkirakan nilai porositas, Slichter dan kemudian

Graton dan Fraser menghitung porositas berbagai susunan batuan serupa. Porositas

68

Page 69: YG TERBARU

dengan susunan kubik atau biasa disebut cubic packing (agak kompak) adalah 47.6

%, sedangkan rombohedral (seperti belah ketupat, lebih kompak) adalah 25,96 %.

( Gambar VIII.2 )

Berdasarkan susunan kubik, porositas dapat dihitung :

r adalah jari-jari, sehingga tingginya 2r.

69

Page 70: YG TERBARU

karena  ada 8 butir (1/8) maka volume butir pasirnya :

2) Distribusi Batuan

Kita tahu bahwa di alam, batuan terdiri dari berbagai jenis dan ukuran yang

tidak hanya menyebabkan perbedaan susunannya saja tapi juga angularity dan

distribusi dari berbagai ukuran partikel akan mempengaruhi nilai porositas batuan.

Distribusi suatu batuan berhubungan erat dengan komposisi butiran dari

batuan tersebut. Batuan dengan satu jenis unsur penyusun bisa memiliki porositas

yang lebih besar daripada porositas batuan yang terdiri dari berbagai macam unsur

penyusun. Misalnya saja  batupasir dapat tersusun dari butiran kuarsa, feldspar,

limestone, fossil, dan chert. Keberagaman penyusun batuan ini sangat mempengaruhi

besarnya porositas dari suatu batuan karena bentuk dan ukuran dari masing-masing

penyusun yang berbeda. Jelas akan sangat berbeda perhitungannya dengan ukuran

partikel yang seragam.

Semakin besar ukuran butiran, semakin besar ruang kosong yang akan diisi

dengan batu lempung atau partikel-partikel  lebih kecil dan materi semen. Semakin

banyak partikel kecil yang masuk, mengurangi jumlah pori-pori batuan. Seperti

contoh hasil pengayakan antara batupasir (a) dengan batupasir serpihan (b)

70

Page 71: YG TERBARU

( Gambar VIII.3 )

Distribusi ukuran batuan dapat dilihat dari skewness (kecondongan). Eksperimen

yang dilakukan oleh Tickell di pasir Ottawa menunjukkan bahwa porositas adalah

fungsi dari skewness distribusi ukuran batuan. Secara umum, semakin kecil butiran

dan semakin besar angularity maka porositas semakin besar. Semakin besar ukuran

butiran maka semakin kecil porositas.

( Gambar VIII.4 )

Material semen juga perlu diperhatikan karena semen akan menyegel batuan

sehingga fluida tidak dapat mengalir.

71

Page 72: YG TERBARU

3) Sementasi

Sementasi juga merupakan salah satu faktor penting yang dapat

mempengaruhi porositas. Material semen juga perlu diperhatikan karena semen akan

menyegel batuan sehingga fluida tidak dapat mengalir. Jika suatu batuan

tersementasi dengan baik, maka kemungkinan besar akan terdapat banyak pori yang

tidak berhubungan. Hal ini dapat menyebabkan porositas efektif dari batuan itu

menjadi kecil, sebaliknya jika suatu batuan tidak tersementasi dengan baik,

kemungkinan besar semakin banyak pori yang terhubungkan, sehingga harga

porositas efektif semakin besar.

4) Kompaksi

Kompaksi dapat mempengaruhi harga dari porositas. Semakin dalam posisi

batuan dari permukaan, beban yang diterima semakin besar. Tekanan yang

disebabkan oleh akumulasi beban batuan yang berada di atasnya disebut tekanan

overburden. Jika suatu batuan terkompaksi dengan baik artinya semakin dalam dari

permukaan,  pori-pori dari batuan itu akan semakin kecil karena butiran penyusun

semakin merapat, contohnya pada rhombohedral packing. Begitu pula sebaliknya,

jika kompaksi semakin rendah maka presentasi pori akan semakin besar, contohnya

saja pada cubic packing.

5) Angularitas

Jika derajat angularitas butiran penyusun batuan semakin besar (semakin jauh

dari kebundaran/roundness), bentuk butirannya akan semakin menyudut. Hal ini akan

menyebabkan daerah sentuh antar butiran yang satu dengan yang lainnya akan

semakin besar jika dibandingkan dengan bidang sentuh antar butiran yang

roundness-nya tinggi (daerah sentuhnya kecil). Sehingga, mengakibatkan ruang yang

dapat ditempati fluida akan semakin berkurang dan porositasnya menurun.

Porositas pada umumnya berkisar antara 5% - 30%. Dan porositas batuan

karbonat lebih besar. Porositas dapat diklasifikasikan sebagai berikut :

0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan

72

Page 73: YG TERBARU

5% - 10% Porositas buruk (Poor)

10% - 15% Porositas cukup (Fair)

15% - 20% Porositas baik (Good)

20% - 25% Porositas baik sekali (Very Good)

lebih dari 25% Porositas istimewa (Excellent)

Fungsi Porositas

1. Menentukan OOIP (original oil in place).

2. Menentukan probable recovery / recovery factor.

3. Mengambil keputusan apakah minyak yang terdapat pada reservoir

tersebut layak diproduksi atau tidak dilihat dari segi ekonomi.

4. Mengetahui posisi kedalaman reservoir.

5. Menentukan jenis batuan.

6. Menentukan kemungkinan susunan butir pada batuan reservoir.

7. Menentukan besar permeabilitas pada pori-pori batuan.

8. Menentukan cadangan potensial dari suatu reservoir minyak/gas.

9. Menentukan selang waktu untuk perforasi atau acidizing.

Pengukuran porositas dapat dilakukan dengan dua metode, yaitu:1. Pengukuran laboratorium dengan menggunakan sampel batuan

(core).2. Pengukuran dengan menggunakan logging tool, seperti neutron log,

density log dansonic log.

B. SATURASI

Untuk mengetahui perbandingan fluida yang terdapat pada suatu batuan

reservoir maka kita harus mengetahui besar perbandingan antara masing-masing

pori yang berisi fluida tertentu dengan pori total, definisi tersebutlah yang dinamakan

dengan saturasi. Misalnya, saturasi air dalam suatu source rock adalah besarnya

volume air dibanding volume total pori-pori batuan tersebut.

(Catatan: pada umumnya saturasi dihitung berdasarkan volume pori-pori

efektif. Hal ini karena adanya isolated pore yang tidak berpengaruh pada

produktivitas reservoir), sehingga dapat dikatakan bahwa saturasi adalah berapa

persen bagian dari suatu pori yang terisi fluida. Karena saturasi merupakan

73

Page 74: YG TERBARU

perbandingan atau persentase, maka secara matematis saturasi tidak memiliki satuan.

Saturasi dilambangkan dengan Sw untuk air, So untuk minyak, dan Sg untuk gas.

Pada pengukuran saturasi fluida digunakan metode distilasi dengan cara

memanaskan core yang dijenuhi dengan minyak dan air diatas toluena. Pengukuran

saturasi fluida suatu reservoir sangat menunjang keberhasilan produksi hidrokarbon

pada reservoir tertentu, selain itu pengukuran saturasi juga dapat untuk mengetahui

besar kandungan fluida dalam suatu reservoir / cekungan, yang secara langsung

berkaitan dengan perkiraan cadangan fluida dalam suatu cekungan reservoir.

Saturasi air suatu reservoir harus secepat mungkin diketahui atau ditentukan

karena dapat digunakan dalam hal-hal berikut :

a. Mengenal macam fluida dalam reservoir

b. Menghitung besarnya cadangan minyak

c. Menentukan factor pendapatan (recovery factor)

Saturasi air sangat penting diketahui dalam bidang teknik perminyakan, sebab

air juga mengisi ruang pori-pori batuan. Di dalam reservoir air selalu ada bersama –

sama dengan minyak atau gas bahkan ketiganya. Dengan demikian maka akan dapat

diperkirakan cadangan minyak atau gas yang terdapat dalam reservoir tersebut,

dimana nantinya akan mempengaruhi produksi hidrocarbon.

Terdapat 3 faktor yang penting mengenai saturasi fluida :

1) Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam

reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan

yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatip

akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah. Demikian

juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini

disebapkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing – masing fluda.

2) Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika

minyak diproduksi maka tempatnya di resevoir digantikan oleh air atau

gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksi minyak, saturasi

akan berubah secara kontinyu.

3) Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori

yang diisi oleh hidrokarbon.

74

Page 75: YG TERBARU

Karena tidak mungkin ada pori-pori yang kosong oleh fluida (vakum) maka

Sw+So+Sg=1. Secara umum ada 2 cara untuk menentukan saturasi, yaitu dengan

analisis laboratorium atas sampel core dari reservoir, dan dengan log.

C. PERMEABILITAS

Suatu hitungan permeabilitas dapat digunakan untuk mengetahui keadaan atau kondisi fisik dari

suatu fluida hidrokarbon. Dalam pengukuran permeabilitas dapat juga diketahui kekentalan fluida

reservoir yang berhubungan langsungdengan laju produksi suatu reservoir.

Permeabilitas dalam batuan reservoar diklasifikasikan berdasarkan skalanya, yaitu :

a. Cukup : 1 – 10 mD

b. Baik : 10 - 102 mD

c. Baik sekali : 102 – 103 mD

Reservoir hidrokarbon mempunyai dua jenis permeabilitas, yaitu

permeabilitas primer yang biasa dikenal dengan permeabilitas matriks dan

permeabilitas sekunder. Permeabilitas sekunder dihasilkan dari proses alterasi matrik

batuan karena kompaksi, sementasi retakan dan pelarut. Kompaksi dan sementasi

secara umum mengurangi permeabilitas primer, sementara retakan dan pelarutan

cekungan memperbesar permeabilitas. Pada batuan reservoir yang sama, khususnya

karbonat dengan porositas rendah, permeabilitas sangat berperan penting dalam

mengontrol migrasinya fluida ke reservoir.

Di dalam reservoir, fluida yang mengalir lebih dari satu macam, sehingga

permeabilitas dapat dibagi menjadi :

a. Permeabilitas Absolut

adalah permeabilitas bila fluida yang mengisi ruang pori dan mengalir

dalam media berpori terdiri hanya satu macam fluida.

b.Permeabilitas Efektif

adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam

fluida ( misal minyak, gas dan air ).

75

Page 76: YG TERBARU

c. Permeabilitas Relatif

adalah Perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas absolut.

Faktor-faktor yang Mempengaruhi Permeabilitas.

Permeabilitas batuan reservoir dapat berkisar 0,1 sampai 1,000 md atau

lebih. Batuan reservoir yang memiliki permeabilitas1 md dianggap ketat, hal ini

dapat dijumpai pada batuan gamping. Faktior yang mempengaruhi permeabilitas

adalah :

1. Bentuk dan ukuran buitr

Ukuran butiran yang semakin beragam dalam suatu batuan, maka pori-pori

akan semakin kecil dan permeabilitas juga akan semakin kecil. Ukuran butir dan

pemilahan juga akan memberi pengaruh pada harga permeabilitas tetapi tidak

berpengaruh terlalu besar, Tetapi pemilahan (sorting) memberi pengaruh yang cukup

besar.

Dengan mengetahui nilai permeabilitas kita dapat menghitung laju produksi

sebuah sumur, jika batuan tersusun oleh butiran yang besar,pipih dan seragam

dengan dimensi horizontal lebih panjang, maka permeabilitas horizontal (kh) akan

lebih besar. Sedangkan permeabilitas vertical (kv) sedang - tinggi. Jika batuan yang

tersusun berbutir dominan kasar, membulat dan seragam, maka permeabilitas akan

lebih besar dari kedua dimensinya. Permeabilitas batuan reservoir secara umum lebih

rendah, khusunya pada dimensi vertikalnya, jika butirannya berupa pasir dan

bentuknya tidak teratur. Sebagian besar reservoir minyak seperti ini.

2. Susunan (packing) butiran.

Susunan butiran yang semakin rapi, maka makin besar harga

permeabilitasnya.

3. Geometri butiran.

Semakin menyudut geometri butiran, maka permeabilitasnya semakin kecil.

4. Jaringan antar pori (pore network).

Semakin bagus jaringan antar pori, maka permeabilitasnya semakin besar.

76

Page 77: YG TERBARU

5. Sementasi.

Semakin banyak semen dalam suatu batuan, maka harga permeabilitas akan

semakin kecil.

6. Clays content.

Semakin banyak mengandung clay, maka semakin kecil permeabilitas

batuan tersebut.

7. Retakan dan pelarutan

Pada batuan pasir, retakan tidak dapat menyebabkan permeabilitas

sekunder, kecuali pada batuan pasir yang interbedded dengan shale, limestone dan

dolomite. Pada batuan karbonat, proses pelarut oleh larutan asam yang berasal dari

perokolasi air permukaan akan melalui pori – pori primer batuan, bidang celah dan

rekahan akan menambah permeabilitas reservoir.

Oleh Klinkenberg, dinyatakan suatu persamaan untuk mengkoreksi

permeabilitas absolut sehingga didapat permeabilitas sebenarnya.

Persamaan tersebut adalah :

Ka= K (1+ bΡ )

……………………… ( persamaaan VIII.1 )

dimana :

Ka = Permeabilitas terukur pada tekanan rata – rata

K = Permeabilitas sebenarnya dari batuan

B = Konstanta yang tergantung pada ukuran pori yang mana akan

mempengaruhi harga permeabilitas

p = Tekanan rata –rata = P atm + p

2……………. ( persamaan VIII.2)

Koreksi Klinkenberg dilakukan dengan cara memplot Ka vs 1/p , dimana

ekstrapolasi ke 1/ p = 0 akan menghasilkan permeabilitas yang sebenarnya.

Definisi di atas pertama kali dikemukakan oleh Henry Darcy (1856).

Permeabilitas dalam batuan reservoir dapat diklasifikasikan sebagai berikut :

Cukup : 1 – 10 miliDarcy

77

Page 78: YG TERBARU

Baik : 10 – 102 miliDarcy

Baik sekali : 102 –103 miliDarcy

Harga permeabilitas dapat diperoleh dengan dua cara, yaitu cara langsung dan

cara tidak langsung. Cara langsung yaitu dengan percobaan di Laboratorium, dan

cara tidak langsung yaitu dari hasil well loging.

Log SP (Spontaneus Potensial) dan microlog memberikan indikasi zona yang

porous dan permeable. Log dipmeter memberikan indikasi endapan lumpur pada

zona permeable.

Ukuran butir dan pemilahan juga akan memberikan pengaruh pada harga

permeabilitas. Ukuran butir (grain size) tidak terlalu memberikan pengaruh, tetapi

pemilahan (sorting) memberikan pengaruh yang cukup besar. Dengan mengetahui

nilai permeabilitas kita dapat menghitung laju produksi sebuah sumur.

Pengaruh ukuran butir dan sortasi terhadap permeabilitas yaitu, untuk butir –

butir kasar dengan sortasi (derajat pemilahan) bagus akan mempunyai harga

permeabilitas besar, sebaliknya butir – butir halus dengan sortasi buruk akan

mempunyai harga permeabilitas yang rendah.

Pengaruh jenis batuan terjadap permeabilitas :

1. Batu Pasir (Sandstone)

Sistem porinya merupakan tipikal intergranular yang mempunyai

harga K = 10 – 1000 md.

2. Karbonate (Limestone, Gypsum, Dolomite, dll)

Sistem porinya merupakan individual atau merupakan gabungan dari tipikal

pori antar matriks, porositas sekunder, atau rekahan – rekahan alami.

Skala permeabilitas di Lapangan

Skala Permeabilitas

(mD)

Keterangan

< 5 Ketat

5 – 10 Cukup

10 – 100 Baik

100 – 1000 Baik sekali

( Tabel VIII.1 )

78

Page 79: YG TERBARU

Permeabilitas dapat ditentukan dengan tiga metode, yaitu:

1) Analisa Core di laboratorium

2) Pressure Transient Analysis

3) Logging

D. SIEVE ANALYSIS

Dalam perhitungan pengukuran pada percobaan sieve analisis dapat dikelompokkan butiran

pasir penyusun menjadi beberapa berdasarkan opening diameter dan ukuran meshnya. Aplikasi

pengukuran sieve analysis digunakan untuk menangani dan mencegah terjadinya problem kepasiran yaitu

masalah penyumbatan dan pengikisan sumur produksi. Secara langsung problem ini akan berpengaruh

terhadap penurunan laju produksi dan terjadinya kerusakkan pada alat - alat produksi.

E. PENGASAMAN

Dengan adanya fluida reservoir yang tidak dapat diproduksi secara wajar

dan normal karena pengaruh kondisi tertentu pada batuan reservoir, akan

memberikan suatu masukkan data untuk dapat digunakan dalam upaya peningkatan

produktivitas dari produksi reservoir. Cara yang ditempuh dalam peningkatan

produktivitas antara lain dengan menggunakan operasi stimulasi reservoir, yang

didasarkan pada perencanaan data yang diperoleh dari kegiatan laboratorium

mengenai daya larut asam terhadap batuan reservoir tersebut dapat dilakukan dengan

metode gravimetri atau mereaksikan sampel batuan dengan asam.

Metode gravimetri digunakan untuk menentukan aktivitas formasi dengan

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

sedangkan silikat (mineral clay) larut dalam mud acid.

Setelah sumur diproduksi, laju rata-rata produksi sumur kemungkinan

menurun. Cara yang umum untuk menaikkan laju rata-rata produksi sumur dengan

destimulasi. Ada beberapa cara menstimulasi sumur, yang biasa dilakukan adalah

pengasaman. Pengasaman adalah salah satu cara menstimulasi reservoir yang terdiri

atas batu gamping atau dolomite serta batuan reservoir yang terlarut dalam asam. Hal

ini dilakukan dengan menginjeksikan asam ke dalam reservoir untuk mendapatkan

79

Page 80: YG TERBARU

harga permeabilitas dan porositas yang lebih besar atau lebih komersial di suatu

lapangan minyak.

Asam yang digunakan adalah asam chloride 15% yang akan bereaksi dengan

batuan karbonat sesuai dengan persamaan :

CaCO3 + 2 HCl CaCl2 + H2O + CO2

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus direncanakan tepat

data-data laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi, fluida reservoir dan

fluida stimulasi sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat

digunakan untuk merencanakan operasi stimulasi dengan tepat. Dan pada gilirannya

dapat diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang diharapkan.

Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap sampel batuan

(acid solubility). Metode ini menggunakan teknik gravimetric untuk menentukan

reaktivitas formasi dengan asam.

Metode pengasaman (Acidizing) dapat dibedakan menjadi 2 macam yaitu :

1. Matrix Acidizing

Dalam metode ini, larutan asam dipompakan atau dinjeksikan agar

melarutkan batuan formasi dan endapan disekitar lubang sumur. Tekanan yang

digunakan lebih kecil daripada tekanan rekah formasi. Dengan demikian asam dapt

bereaksi dengan dinding pori-pori batuan dan akhirnya akan memperbesar pori.

Maksimum radial penetrasi dan larutan asam ini tergantung pada kecepatan zat asam

di dalam pori-pori.

Beberapa asumsi yang dipakai dalam melaksanakan metode ini adalah

sebagai berikut :

a. Formasi homogen

b. Ukuran pori-porinya seragam

c. Penetrasi larutan asam secara uniform dan radial

d. Kecepatan reaksi menurun secara uniform dengan berkurangnya

konsentrasi asam

e. Berat limestone yang terlarut pada setiap penambahan jarak menurun

secara uniform sampai seluruh asam terpakai.

80

Page 81: YG TERBARU

Berdasar asumsi di atas, jarak radial larutan asam akan menembus formasi

sebelum larutan asam terpakai seluruhnya, dapat dirumuskan dengan persamaan

sebagai berikut :

Volume asam yang diinjeksikan = volume pori-pori terinvasi :

qi t = h (ra2 – rw2)

ra =

qi . tΦ .h + rw2……………………( persamaan VIII.3)

Jika qi dinyatakan dalam barrel / menit dan t dalam detik, maka di dapat

persamaan :

ra =

5615 qi . t60 .Φ .h + rw2............................( persamaan VIII.4 )

Dimana :

ra = jarak radial penetrasi zat asam, ft.

= porositas, fraksi.

qi = injection rate zat asam, bgl/menit.

rw = jari-jari lubang sumur, ft.

h = ketebalan formasi.

Dalam persamaan di atas, factor yang tidak diketahui adalah spending time,

yang harus ditentukan dalam laboratorium. Spending time tergantung pada

perbandingan luas batuan dengan larutan asam, yang disebut surface area. Untuk

matrix acidizing specific areanya adalah :

S = 102 x 102

12. F . K

……………….( persamaan VIII.5 )

Dimana :

K = permeabilitas (darcy)

S = specific surface (cm2/cm3)

F = faktor tahanan formasi

Untuk mendapatkan hasil penetrasi dan fluida asam yang baik, perlu

pengurangan kecepatan reaksi dan menaikkan rate injeksi larutan asam ke dalam

81

Page 82: YG TERBARU

formasi. Spending time asam tergantung pula pada tekanan, temperature, kecepatan

asam dalam batuan dan retarding additivesnya.

2. Fracturing Acidizing

Di dalam operasi acidizing, lrutan zat asam dialirkan melalui rekahan atau

fracturing. Operasi ini dapat dibagi menjadi dua yaitu :

a. Acidizing melalui rekahan yang sudah ada.

Pada metode ini formasi harus terdiri dari banyak rekahan, sehingga tujuan

dari acidizing di sini adalah untuk melarutkan batuan-batuan dari rekahan tersebut.

Kecepatan injeksi selama proses ini dijaga agar tidak melebihi rekahan

formasi.Dalam mengadakan evaluasi dan acidizing ini, dipakai asumsi sebagai

berikut :

Rekahan horizontal dan ketebalannya seragam, berkembang

secara radial dari lubang sumur.

Larutan asam yang bocor ke formasi diabaikan.

Kecepatan reaksi dari larutan adalah sebanding dengan

konsentrasinya, dan jumlahnya (batuan) yang terlarut

berkurang dengan bertambahnya penetrasi dari larutan asam.

Pada kecepatan injeksi yang konstan, penambahan jumlah

asam ke dalam rekahan tersebut tidak akan memperluas proses

acidizing, tetapi hanya menambah lebarnya tekanan.

b. Acidizing dengan tekanan yang tinggi melalui tekanan.

Pada operasi stimulasi ini, larutan asam diinjeksikan ke dalam formasi

dengan tekanan tinggi yang melebihi tekanan rekah formasi. Sehingga diharapkan

menghasilkan permeabilitas yang lebih tinggi.Asumsi yang dipakai adalah :

- Rekahan yang timbul adalah horizontal & vertikal.

82

Page 83: YG TERBARU

- Sebagian besar dari larutan asam masuk ke dalam rekahan, dan yang

masuk ke dalam matrix dari lubang sumur diabaikan.

- Luas dan volume rekahan tergantung pada volume asam, rate

injeksi, lebar rekahan selama stimulasi & karakteristik fisik dari

batuan reservoir.

Di dalam acidizing dengan tekanan melalui rekahan ini, penetrasi

yang terjadi jauh lebih besar yang disebabkan oleh :

- Spending time akan bertambah karena specific surface areanya

mengecil.

- Rate injeksinya lebih besar.

Keuntungan dari fracturing acidizing adalah efektif untuk formasi

karbonat, ongkos (biaya) operasi lebih murah dan dapat membersihkan

impurities disekitar lubang bor. Sedangkan kerugiannya tidak efektif dapa

formasi non-karbonat dan bisa menimbulkan korosi pada peralatan yang

digunakan

F. TEKANAN KAPILER

Penentuan tekanan kapiler pada sampel batuan reservoir merupakan dasar

dari distribusi saturasi fluida untuk dapat menentukan secara efisien letak kedalaman

sumur yang akan dikomplesikan. Tekanan kapiler mempengaruhi distribusi saturasi

fluida dimana hal ini merupakan cerminan distribusi secara vertikal oleh fluida di

dalam reservoir yang menempati setiap pori batuan.

Tekanan kapiler juga dapat dinyatakan sebagai fungsi ketinggian. Adanya

connate water yang terdapat pada keliling butiran akan cenderung mengisi celah

celah yang sempit maka akan terdapat beda tekanan pada sebelah menyebelah batas

antara permukaan dari kedua fasa tersebut.

G. WETTABILITAS

Wettabilitas didefenisikan sebagai suatu kecendrungan dari adanya fluida

lain yang tidak saling mencampur. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda

padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat

83

Page 84: YG TERBARU

tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Dalam sistem minyak-air benda

padat, gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT =σ so - σ sw = σ wo. Cos θwo

dimana :

σ so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm

σ sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm

σ wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

θ wo = sudut kontak minyak-air

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif

(θ< 90o), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak membasahi

zat padat maka tegangan adhesinya negatif (θ> 90o), yang berarti batuan bersifat oil

wet.

Wettabilitas ini penting peranannya dalam ulah laku kerja reservoir, sebab

akan menimbulkan tekanan kapiler yang akan memberikan dorongan sehingga min

yak ataugas dapat bergerak. Besaran wettabilitas ini sangat dipengaruhi oleh

beberapa faktor, yaitu :

1. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir

2. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin besar gaya

adhesi yang terjadi

3. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah (crude oil)

Wettabilitas terbagi menjadi dua kategori berdasarkan pada jenis komponen yang

mempengaruhi, yaitu :

1. Water wet

Water wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak fluida (minyak

dan air) terhadap batuan itu sendiri lebih kecil dari 90o (θ < 90o). Kejadian ini terjadi

sebagai akibat dari gaya adhesi yang lebih besar pada sudut lancip yang dibentuk

antara air dengan batuan dibandingkan gaya adhesi pada sudut yang tumpul yang

dibentuk antara minyak dengan batuan.

2. Oil wet

Oil wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak antara fluida

(minyak dan air) terhadap batuan itu sendiri dengan sudut lebih besar dari 90o (θ >

90o). Karakter oil wet pada kondisi batuan reservoar tidak diharapkan terjadi sebab

84

Page 85: YG TERBARU

akan menyebabkan jumlah minyak yang tertinggal pada batuan reservoar saat

diproduksi lebih besar daripada water wet.

H. KOMPRESSIBILITAS

Kompresibilitas batuan adalah perubahan volume batuan akibat perubahan

tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan overburden.

Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompresibilitas batuan yaitu :

1) Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume

material padatan(grains) terhadap satuan perubahan tekanan.

2) Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk

batuan terhadapsatuan perubahan tekanan.

3) Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-

pori batuanperubahan tekanan.

Diantara konsep diatas, kompresibilitas pori-pori batuan dianggap yang

paling penting dalam teknik reservoir khususnya. Batuan yang berada pada

kedalaman tertentu akan mengalami dua macam

tekanan, antara lain :

I. Tekanan dalam (internal stress) yang disebabkan oleh tekanan

hidrostatik fluidayang terkandung dalam pori-pori batuan.

II. Tekanan luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang

adadiatasnya (overburdan pressure).

Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan

mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan

pada batuan akanmengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan

mengakibatkanperubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk)

batuan reservoir.Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa

apabila mendapattekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.

85

Page 86: YG TERBARU

Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai

kompresibilitas Cr atau

C r=1

V r

×dV r

dP……………………..( persamaan VIII.6 )

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan

sebagaikompresibilitas Cp atau :

C p=1

V p

×d V p

d P¿ ………………………………….( persmaan VIII.7 )

dimana :

Vr = volume padatan batuan (grains)

Vp= volume pori-pori batuan

P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batauan

P* = tekanan luar (tekanan overburden)

Pada saat fluida dalam pori batuan berkurang maka terjadi pengosongan

ruang pori,kondisi ini menyebabkan tekanan di dalam pori berkurang karena berat

batuan diatasnya maka batuan akan terkompaksi dan ruang pori semakin mengecil.

Jika suatusaat akan dilakukan perhitungan cadangan setelah produksi berjalan

beberapa waktu,maka faktor kompresibilitas ini perlu dipertimbangkan. Hal

menyatakan bahwakompresibilitas volume pori adalah merupakan fungsi porositas.

86

Page 87: YG TERBARU

BAB IX

KESIMPULAN UMUM

Analisa Inti Batuan adalah suatu tahapan analisa setelah contoh formasi di

bawah permukaan (core) diperoleh. Tujuannya adalah untuk menentukan

secara langsung informasi tentang sifat fisik batuan yang ditembus selama

pemboran. Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atas dua bagian

yaitu :

a. Analisa inti batuan rutin.

b. Analisa inti batuan spesial.

Porositas adalah sifat fisik batuan reservoir yng menunjukkan ukuran besar

rongga dalam batuan. Berdasarkan terbentuknya, porositas dibagi menjadi :

a. Porositas primer.

b. Porositas sekunder.

Sedangkan ditinjau dari teknik reserrvoir, porositas dibagi menjadi :

a. Porositas absolut

b. Porositas efektif

Dari percobaan diperoleh hasil :

porositas dengan mercury injection pump = 4,25 % ( kategori buruk )

porositas dengan metode penimbangan = 40,9 % ( kategori sangat baik ).

Hal-hal yang mempengaruhi hasil percobaan :

a. perbedaan sampel yang digunakan

b. kerusakan alat

c. ketelitian dalam pengukuran, penimbangan, dan perhitungan

d. lama penjenuhan core terhadap fluida.

87

Page 88: YG TERBARU

Porositas digunakan untuk menghitung OOIP dan OGIP. Dengan

diketahuinya nilai porositas suatu batuan reservoir akan diketahui jumlah

cadangan minyak (dalam bidang eksplorasi) dan untuk komplesi sumur serta

secondary recovery (dalam bidang eksploitasi).

Saturasi fluida merupakan perbandingan antara volume pori-pori yang

ditempati oleh fluida tertentu, dengan volume pori batuan.

Dari percobaan diperoleh hasil :

saturasi minyak = 49,57 %

saturasi air = 40,34 %

saturasi gas = 11,00 %

Saturasi digunakan terutama untuk menghitung cadangan hidrokarbon mula-

mula di dalam reservoir ( OOIP dan OGIP ).

Semakin tinggi saturasi air, maka formasi menjadi kurang produktif.

Sebaliknya, jika saturasi air semakin kecil dan saturasi minyak atau gas

semakin besar, ini menandakan bahwa formasi tersebut produktif.

Permeabilitas adalah sifat fisik batuan reservoir untuk dapat melewatkan

fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel

penyusun batuan tersebut.

Dari percobaan diperoleh hasil :

a. Permeabilitas dengan liquid permeameter = 0.0092 darcy

b. Permeabilitas dengan gas permeameter

( dimana flow reading 50 medium ( cm ) dan Q = 3,7 cc / sec)

= 0,277 darcy

( dimana flow reading 100 medium ( cm ) dan Q = 9,8 cc / sec)

= 0,73 darcy

( dimana flow reading 39 medium ( cm ) dan Q = 2,4 cc / sec )

= 0,18 darcy

c. Permeabilitas absolut sebenarnya = 0,395 darcy

88

Page 89: YG TERBARU

Nilai permeabilitas diaplikasikan terutama untuk menghitung laju alir fluida

pada saat produksi, sehingga dari situ kita juga dapat mengetahui jumlah

fluida/hidrokarbon yang dapat diproduksi (recovery factor).

Sieve analysis berguna untuk mengetahui ukuran butiran pasir maka dapat

ditentukan ukuran screen linier atau gravel yang sesuai, sehingga masalah

kepasiran pada sumur dengan formasi unconsolidated dapat diatasi.

Dari percobaan diperoleh :

sorting coefficient = 2,09 mm

diameter pada 50% = 0,92 mm

formasi memiliki distribusi pasir yang seragam

Dengan sieve analysis, kita mengetahui ukuran butiran pasir yang terdapat

dalam batuan reservoar, sehingga kita dapat pula menentukan ukuran screen

liner dan gravel packing yang tepat.

Pengasaman (Acidizing) adalah suatu cara untuk menstimulasi sumur yang

sudah berkurang produktivitasnya karena permeabilitas kurang.

Dari percobaan diperoleh harga solubility batuan karbonat sebesar 8,3%

Besar harga solubility ditentukan oleh jenis batuan dan besar konsentrasi

asam yang digunakan.

Tujuan dari pengasaman adalah :

a. Membersihkan lubang sumur.

b. Membantu perekahan batuan.

c. Meningkatkan produktivitas sumur.

Dengan adanya tekanan kapiler akan mempengaruhi besarnya distribusi

saturasi fluida di dalam reservoir, yang merupakan salah satu dasar untuk

menentukan secara efisien letak kedalaman sumur yang bisa dikomplesi.

89

Page 90: YG TERBARU

BAB X

DAFTAR PUSTAKA

1) Allen, J.O. And Robert, A.P, “Production Operation”. Gas Consultant

Internasional Inc. Vol.l, Second Edition, Oklahoma, 1982

2) Amyx, J.W, Bass, D.M Jr, Whiting, R, R.L, “Petroleum Reservoir

Engeneering”, Mc. Graw-Hill Book Co. Toronto London, 1960.

3) Clark, W.L. “Tensioning System, Tecnology of Offshore Drilling”.

Completion and Production, ETA Off-shore Seminars Inc, The

Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1976

4) Fric, T.C. Taylor, W.R, : “Petroleum Production Handbook”.

5) SPE of AIME, Volume l-ll, Dallas, Texas, 1962.

6) Gatline, W.C, “Petroleum Pruduction Engineering, Drilling and Well

Completion”. Hill Book Co. Tulsa, Oklaholma, 1960.

7) Uren, L.C., “Petroleum Production Engineering Oil Field

Exploitation”, Mc. Graw Hill Book Co., Inc., New York, 1953.

8) Warno Husodo, “Teknik Produksi dan Peralatannya”, Fak. Teknik

Perminyakan UPN “Veteran”, Yogyakarta, 1986.

9) Production Department, API ( AIME ), Dallas, Texas, 1968.

90

Page 91: YG TERBARU

91