isi laporan bab i-v
TRANSCRIPT
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
1/95
LEMBAR PENGESAHAN
(APPROVING SHEET)
LAPORAN RESMI
(OFFI CIAL REPORT)
PRAKTIKUM MEKANIKA RESERVOIR
(RESERVOIR MECHANI CAL COURSE)
DISETUJUI UNTUK
(AGREED FOR)
LABORATORIUM TEKNIK PERMINYAKAN
(LABORATORY OF PETROLEUM ENGINEERING)
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
(DEPARTMENT OF PETROLEUM ENGINEERING)
FAKULTAS TEKNIK
(ENGINEERING FACULTY)
UNIVERSITAS ISLAM RIAU
PEKANBARU
DISETUJUI OLEH :
(APPROVED BY)
(Dr. MURSYIDAH, M.sc) (IRA HERAWATI, ST, MT)
Ka. Lab Teknik Perminyakan Dosen Pengasuh
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
2/95
iii
KATA PENGANTAR
Assalamualaikum Warahmatullahi Wabarakatuh,
Puji syukur penulis panjatkan ke hadirat Allah SWT yang telah
memberikan rahmat dan anugerah-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan
Laporan Resmi Mekanika Reservoirini dengan baik dan tepat pada waktunya.
Laporan resmi ini disusun untuk memenuhi salah satu syarat untuk
kelulusan dari mata kuliah Praktikum Mekanika Reservoir, di Jurusan Teknik
Perminyakan Fakultas Teknik, Universitas Islam Riau, kemudian penulisan
laporan ini merupakan wujud pertanggung-jawaban penulis, setelah melakukan
kegiatan Praktikum Mekanika Reservoir pada kurikulum semester III Tahun
Akademik 2012/2013.
Tiada gading yang tak retak, segala usaha telah penulis lakukan dengan
sebaik-baiknya, namun penulis menyadari sepenuhnyabahwa isi dari laporan
resmi ini masih jauh dari kesempurnaan dan tidak luput dari kesalahan dan
kekurangan. Oleh karena itu penulis mengharapkan kepada semua pihak agar
dapat memberikan kritik dan saran yang bersifat membangun dami kesempurnaan
penulisan untuk masa yang akan datang.
Akhir kata penulis mengharapkan agar laporan ini sangat berguna baik
bagi penulis sendiri maupun bagi pembaca budiman sekalian.
Wassalamualaikum Warahmatull ahi Wabarakatuh,
Pekanbaru, 12 Desember 2012
Penulis,
Diko Deviko
113210712
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
3/95
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
4/95
iv
UCAPAN TERIMA KASIH
Assalamualaikum Warahmatullahi Wabarakatuh,
Dengan segala kerendahan hati penulis ingin mengucapkan banyak penghargaan
dan terimakasih kepada :
1. Ira Herawati. ST. MT sebagai dosen pengasuh mata kuliah PraktikumMekanika Reservoir.
2. Dr. Mursyidah, MSc Kepala Laboratorium Teknik PerminyakanUniversitas Islam Riau, yang telah banyak membimbing dan selalu
berinovasi demi kemajuan laboratorium, serta tidak pernah lelah memberi
semangat, motivasi dan bimbingan kepada penulis.
3. Eka Kusuma Dewi, ST selaku Instruktur Laboratorium yang telah banyakmembimbing dan memberikan saran-saran yang membangun.
4. Supriadi, ST selaku Teknisi Laboratorium, yang tidak pernah lelah dalammembantu praktikan (penulis) jika terjadi kesalahan dalam penggunaan
alat-alat dilaboratorium.
5. Asisten laboratorium, yang telah meluangkan banyak waktu, tenaga danpikirannya untuk membimbing praktikan (penulis), dalam praktikum
Mekanika Reservoir ini :
a. Tauviq Syarief (093210527) : percobaan Pengukuran Porositas(Porosity Measurement).
b. Bella Vista Nadia Kurnia (093210339) : Percobaan PengukuranPermeabilitas (Pemeability Measurement).
c. Iben Saptoyoso (093210241) : percobaan Pengukuran Saturasi Fluida(Measurement of Fluida Saturation).
d. Kefri Handa Yasni (093210237) : percobaan Penentuan Kadar LarutSampel Formasi dalam Larutan Asam (Determination of Solubility
Formation Sample in Acid Solution).
e. Bomantari Gilang Pratiwi (103210200) : percobaan Sieve Analysis.6. Ayahanda dan Ibunda tercinta, serta saudara-saudaraku yang tersayang.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
5/95
v
7. Untuk Teman-teman praktikan Mekanika Reservoir angkatan 2011, tetapsemangat untuk menyelesaikan kuliah.
Selain itu, penulis juga mengucapkan terimakasih kepada pihak-pihak
yang mungkin terlewat / tidak dapat penulis sebutkan satu persatu, yang telah
membantu penulis dalam menyelesaikan Laporan Resmi ini. Dukungan dan doa
kalian tetap penulis butuhkan.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
6/95
vi
DAFTAR ISI
(CONTENTS)
Halaman
KATA PENGANTAR ............................................................................. iii
(PREFACE)
UCAPAN TERIMA KASIH .................................................................. iv
(GRATITUDE)
DAFTAR ISI ............................................................................................ vi(CONTENTS)
DAFTAR GAMBAR ............................................................................... x
(LI ST OF F IGURE)
DAFTAR GRAFIK ................................................................................. xi
(LI ST OF GRAPH)
DAFTAR TABEL ................................................................................... xii
(LI ST OF TABLE)
PENDAHULUAN .................................................................................... 1
(INTRODUCTION)
A. Latar Belakang ........................................................... 1B. Tujuan Penulisan ........................................................ 2C. Batasan Masalah ......................................................... 2D. Sistematika Penulisan ................................................. 3
PERCOBAAN I PENGUKURAN POROSITAS ............................. 4
(EXPERIMENT I POROSITY MEASUREMENT)
1.1. Tujuan Percobaan ....................................................... 41.2. Teori Dasar ................................................................. 41.3. Alat dan Bahan ........................................................... 61.4. Gambar dan Alat ........................................................ 71.5. Prosedur Percobaan .................................................... 81.6. Hasil Pengamatan ....................................................... 9
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
7/95
vii
1.7. Hasil Perhitungan ....................................................... 111.8. Pembahasan ................................................................ 171.9. Kesimpulan ................................................................. 201.10.Tugas .......................................................................... 21
PERCOBAAN II PENGUKURAN PERMEABILITAS .................. 25
(EXPERIMENT I I PERMEABI LI TY MEASUREMENT)
2.1 Tujuan Percobaan ....................................................... 252.2 Teori Dasar ................................................................. 252.3 Alat dan Bahan ........................................................... 272.4 Gambar Alat ............................................................... 282.5 Prosedur Percobaan .................................................... 292.6 Hasil Pengamatan ....................................................... 302.7 Hasil Perhitungan ....................................................... 302.8 Pembahasan ................................................................ 322.9 Kesimpulan ................................................................. 342.10 Tugas .......................................................................... 34
PERCOBAAN III PENGUKURAN SATURASI FLUIDA ............. 36
(EXPERIMENT I I I MEASUREMENT OF FLUID SATURATION)
3.1 Tujuan Percobaan ....................................................... 363.2 Teori Dasar ................................................................. 363.3 Alat dan Bahan ........................................................... 393.4 Gambar dan Alat ........................................................ 403.5 Prosedur Percobaan .................................................... 413.6 Hasil Pengamatan ....................................................... 423.7 Hasil Perhitungan ....................................................... 423.8 Pembahasan ................................................................ 433.9 Kesimpulan ................................................................. 463.10 Tugas .......................................................................... 47
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
8/95
viii
PERCOBAAN IV PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL ..... 48
FORMASI DALAM LARUTAN ASAM
(EXPERIMENT IV DETERMI NATION OF SOLUBI LI TY FORMATION
SAMPLE I N ACID SOLUTION)
4.1 Tujuan Percobaan ....................................................... 484.2 Teori Dasar ................................................................. 484.3 Alat dan Bahan ........................................................... 494.4 Gambar dan Alat ........................................................ 504.5 Prosedur Percobaan .................................................... 514.6 Hasil Pengamatan ....................................................... 524.7 Hasil Perhitungan ....................................................... 524.8 Pembahasan ................................................................ 534.9 Kesimpulan ................................................................. 624.10 Tugas .......................................................................... 63
PERCOBAAN V SIEVE ANALISIS ................................................. 65
(EXPERIMENT V SIEVE ANAYSIS)
5.1 Tujuan Percobaan ....................................................... 655.2 Teori Dasar ................................................................. 655.3 Alat dan Bahan ........................................................... 655.4 Gambar dan Alat ........................................................ 665.5 Prosedur Percobaan .................................................... 675.6 Hasil Pengamatan ....................................................... 685.7 Hasil Perhitungan ....................................................... 715.8 Pembahasan ................................................................ 755.9 Kesimpulan ................................................................. 775.10 Tugas .......................................................................... 77
PENUTUP ............................................................................................. 79
(CLOSING)
A. Kesimpulan ................................................................. 79
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
9/95
ix
B. Saran ........................................................................... 80
DAFTAR PUSTAKA .............................................................................. xiii
(REVERENCES)
LAMPIRAN
(ATTACHMENTS)
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
10/95
x
DAFTAR GAMBAR
HalamanGambar 1.1 Peralatan Percobaan1 ............................................................ 7
Gambar 1.2 Diagram Komponen Penyusun Batuan ................................. 21
Gambar 1.3 Jenis Batu Pasir dan Limestone ............................................. 22
Gambar 1.4 Porositas Original atau Primer .............................................. 23
Gambar 1.5 Porositas Induced atau Skunder ............................................ 24
Gambar 2.1 Peralatan Percobaan II ........................................................... 28
Gambar 2.2 Hukum Darcy ........................................................................ 34
Gambar 3.1 Peralatan Percobaan III ......................................................... 40
Gambar 4.1 Peralatan Percobaan IV ......................................................... 50
Gambar 4.2 Pengerjaam Acidizing ........................................................... 54
Gambar 4.3 Perbedaan Sumur yang di fracturing dengan yang di asam .. 58
Gambar 5.1 Peralatan Percobaan V .......................................................... 66
Gambar 5.2 Screen and Liner Completion ................................................ 77
Gambar 5.3 Gravel Pack Completion ....................................................... 78
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
11/95
xi
DAFTAR GRAFIK
HalamanGrafik 5.1 Opening Diameter vs Cum % Retained ................................... 69
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
12/95
xii
DAFTAR TABEL
HalamanTabel 1.1 Tabel Hasil Pengamatan Percobaan I........................................ 10
Tabel 2.1 Tabel Hasil Pengamatan Percobaan II ...................................... 30
Tabel 4.1 Hasil Pengamatan IV ................................................................ 52
Tabel 5.1 Hasil Pengamatan V .................................................................. 68
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
13/95
1
PENDAHULUAN
(INTRODUCTION)
A. LATAR BELAKANG (STUDY CASE)Praktikum Mekanika Reservoir (Analisa Inti Batuan) bertujuan untuk
menentukan secara langsung informasi mengenai sifatsifat fisik batuan yang
ditembus pada target-target tertentu (kedalaman tertentu) yang diinginkan
Informasi informasi yang didapat dalam hal ini meliputi informasi sifat sifat
fisik batuan dan interaksinya dengan fluida reservoir seperti porositas,permeabilitas, saturasi, wettability, tekanan kapiler dan lain sebagainya. Studi
Analisa Inti Batuan dalam pemboran explorasi merupakan acuan alam
mengevaluasi kemungkinan tingkat keberhasilan suatu pemboran explorasi.
Sedangkan dalam tahap Eksploitasi study Analisa Inti Batuan merupakan acuan
dalam pelaksanakan well completion, well stimulation dan work over program.
Dan merupakan informasi penting untuk pelaksanaan proyek-proyek secondary
dan tertiary recovery. Disisi lain, data data yang didapat dari informasi study
Analisa Inti Batuan sangat berguna sebagai pembanding dan kalibrasi dari metode
logging.
Prosedur Analisa Inti Batuan ini pada dasarnya terdiri atas dua bagian
yaitu analisa batuan rutin dan analisa bataun secara khusus. Analisa batuan rutin
umumnya berkisar pada pengukuran sifatsifat fisik seperti porositas ,
permeabilitas absolut dan saturasi fluida.
Sedangkan analisa batuan khusus dapat dikelompokkan lagi menjadi dua tipe
pengukuran, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran pada kondisi
dinamis. Pengukuran pada kondisi statis meliputi pengukuran tekanan kapiler,
sifat-sifat listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability,
compresibilitas batuan, permeabilitas, porositas dan study petrografi. Sedangkan
yang termasuk dalam pengukuran pada kondisi dinamis meliputi permebilitas
relative, thermal recovery,
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
14/95
2
Residual saturasi, waterflood evaluasion, special liquid permeability
(pengukuran permeabilitas terhadap cairan komplesi khusus seperti surfactant,
polymer dan sebagainya).
Guna lebih mendalami beberapa prinsip dasar dalam pengukuran sifat
sifat fisik batuan serta dengan mempertimbangkan keterbatasan sarana dan
peralatan praktikum yang ada saat ini dilaboratorium teknik perminyakan UIR,
maka dalam panduan praktikum ini akan diberikan beberapa modul analisa yang
terdiri dari :
1. Pengukuran Porositas2. Pengukuran Permeabilitas3. Pengukuran Saturasi Fluida4. Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi Dalam Larutan Asam5. Sieve Analisys
B. TUJUAN PENULISAN (THE PURPOSE REPORT)Tujuan penulisan laporan ini adalah agar pembaca lebih mengerti dan
memahami dengan jelas percobaan-percobaan yang dilakukan di Laboratorium
dan informasi mengenai sifat-sifat fisik batuan yang ditembus pada target-target
tertentu (kedalaman tertentu) dalam hal ini meliputi informasi sifat-sifat fisik
batuan dan interaksinya dengan fluida reservoir. Dan dapat menerapkan
khususnya di dalam dunia perminyakan. Karena dalam dunia perminyakan erat
sekali hubungannya dengan ilmu Mekanika Reservoir.
C. BATASAN MASALAH ( BOUNDARIE CASE)Agar penulisan laporan ini terarah maka perlu adanya batasan masalah.
Batasan masalahnya adalah hanya mengenai percobaan-percobaan Mekanika
Reservoir yang telah dilakukan, seperti pengukuran porositas, pengukuran
permeabilitas, pengukuran saturasi fluida, penentuan kadar larut sampel formasi
dalam larutan asam, dan sieve analysis. Dalam penulisan Laporan ini, penulis
hanya membahas tentang apa yang tertera pada beberapa modul analisa.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
15/95
3
D. SISTEMATIKA PENULISAN (REPORT STRUCTURE)PENDAHULUAN : Berisikan latar belakang, tujuan penulisan, batasan
masalah dan sistematika penulisan.
PERCOBAAN I : Berisikan tentang Pengukuran Porositas yang
meliputi tujuan percobaan, teori dasar , alat dan
bahan, prosedur percobaan hasil pengamatan,
perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas.
PERCOBAAN II : Berisikan tentang Pengukuran Permeabilitas yang
meliputi tujuan percobaan, teori dasar , alat dan
bahan, prosedur percobaan hasil pengamatan,
perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas.
PERCOBAAN III : Berisikan tentang Pengukuran saturasi Fluida
yang meliputi tujuan percobaan, teori dasar, alat dan
bahan, prosedur percobaan hasil pengamatan,
perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas.
PERCOBAAN IV : Berisikan tentang Penentuan Kadar Larut sampel
Formasi Dalam Larutan Asam yang meliputi tujuan
percobaan, teori dasar , alat dan bahan, prosedur
percobaan hasil pengamatan, perhitungan,
pembahasan, kesimpulan dan tugas.
PERCOBAAN V : Berisikan tentang Sieve analysis yang meliputi
tujuan percobaan, teori dasar , alat dan bahan,
prosedur percobaan hasil pengamatan, perhitungan,
pembahasan, kesimpulan dan tugas.
KESIMPULAN : Berisikan tentang kesimpulan dan saran.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
16/95
4
PERCOBAAN I
PENGUKURAN POROSITAS(POROSITY MEASUREMENT)
1.1 TUJUAN PERCOBAAN
Menentukan besarnya harga volume total batuan, volume pori-pori batuan
dan porositas batuan reservoir.
1.2 TEORI DASAR
Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam
batuan. Porositas batuan reservoir di pengaruhi oleh beberapa factor, antara lain
susunan di mana butiran diendapkan atau tersusun, lingkungan pengendapan,
ukuran dan bentuk partikel, variasi ukuran butiran, kompaksi serta jumlah clay
dan material lain sebagai semen(sementasi).
Menurut pembentuknya atau proses geologinya , porositas di bagi dua,
yaitu:
Porositas primer
Adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan
tersebut.
Porositas skunder
Adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan seperti yang
di sebabkan karena proses pelarutan atau endapan.
Sedangkan di tinjau dari sudut teknik reservoir, porositas di bagi menjadi
dua:
Porositas absolute
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
17/95
5
Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori dengan
volume total batuan (bulk volume)atau di tulis:
abs =x 100% dan abs =
.................................... (2.1)
Ket: Vb: volume total batuan
Vp: volume pori batuan
Vg: volume butiran
Porositas efektif
Adalah perbandingan volume pori yang berhubungan dengan volume total
batuan atau di tulis :
eff =
........................................................... (2.2)
Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling
berhubungan maka hal penting dalam industry perminyakan dan yang di ukur
dalam percobaan ini adalah porositas efektif. Kegunaan dari pengukuran
porositas dalam perminyakan terutama dalam eksplorasi adalah untuk
menentukan cadangan atau IOIP (initial oil in place) sedangkan dalam
eksploitasi di gunakan untuk komplesi sumur (well completion) dan
secondary recovery. Biasanya besarnya porositas berkisar antara 5-30%.
Porositas 5% biasanya di masukkan dalam porositas kecil. Secara teoritis
besarnya porositas tidak lebih dari 47%. Di lapangan dapat kita dapatkanperkiraan secara visual, di mana penentuan ini bersifat semi kuantitatif dan di
gunakan skala sebagai berikut:
0% - 5% porositas sangat buruk dan dapat di abaikan
5% - 10% porositas buruk (POOR)
10% - 15% porositas cukup (FAIR)
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
18/95
6
15% - 20% porositas baik (GOOD)
20% - 25% porositas sangat baik (VERY GOOD)
>25% istimewa
Secara langsung, porositas dapat di ukur menggunakan berbagai
metode. Pada umumnya metode pengukuran yang di gunakan merupakan
metode pengukuran porositas efektif. Metode tersebut antara lain:
1. Metode grain volume2. Metode Bulk volume determination3. Metode Boyles low porosimeter4. Metode Pore-gas injection5. Metode Lost-of-weight6. Metode Liquid saturation7. Metode Porositas dari Large core samples
Secara tidak langsung, porositas di hitung berdasarkan hasil pengukuran
well-logging. Ada beberapa alat yang baik untuk menentukan porositas yaitu
sonic log dan density log.
1.3 ALAT DAN BAHAN
1.3.1 Alat
Alat-alat yang di gunakan dalam percobaan ini adalah:
1. Timbangan digital2. Vacum pumpdengan vacuum desicator3. Beker glass ceper4. Gas porosimeter5. Selembar kertas sebagai alas core
1.3.2 Bahan
Bahan-bahan yang di gunakan dalam percobaan ini adalah:
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
19/95
7
1. Kerosin dengan berat jenis 0,832. Sample core
1.4 GAMBAR ALAT
Tabung Gas Helium Gas
Porosimeter
Gelas Kimia Core
Picnometer Timbangan Digital
Gambar 1.1 Alat Percobaan I
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
20/95
8
1.5 PROSEDUR PERCOBAANUntuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu di tentukan adalah
volume total batuan (Vb), volume pori (Vp), dan volume butiran (Vg). Adapun
pengukurannya dengan dua cara, yaitu:
Pengukuran Porositas Dengan Cara MenimbangProsedur :
a. Mengekstraksi core (inti batuan) selama 3 jam dengan soxlet danmendiamkan selama 24 jam, kemudian mengeluarkannya dari
tabung ekstraksi dan mendinginkannya beberapa menit, kemudian
mengeringkan di dalam oven.
b. Menimbang core kering dalam mangkuk, misalnya beratnya corekering =gr.
c. Masukkan core kering tersebut dalam vacuum desicatoruntuk dihampa udarakan kira-kira selama 1 jam dan di saturasikan dengan
kerosin.
d. Mengambil core yang telah di jenuhi kerosin, kemudian timbangdalam kerosin, missal beratnya = gr.
e. Mengambil core yang telah di jenuhi kerosi kemudian ditimbangdi udara, missal beratnya = gr.
f. Perhitungan:Volume total batuan (Vb) =
Volume butiran (Vg) =
Volume pori (Vp) =
Porositas efektif =
x 100% ... (2.6)
Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Poroimeter
Prosedur kerja,
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
21/95
9
1. Salurkan gas helium sebesar 95 psi ke porosimeter2. Ukur diameter dan panjang core, kemudian cari volume core
tersebut
3. Timbang core tersebut, catat hasilnya4. Kemudian masukkan steel plug ke dalam tabung Porosimeter5. Suplay gas ke tabung, maka akan di dapat dead volumenya6. Masukkan core kedalam tabung7. Suplay gas ke tabung maka di dapat Gauge Reading8. Ulangi percobaan di atas dengan 3 buah core
1.6 HASIL PENGAMATAN
Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang Berat core kering (W1) = 97.01 gram Berat core yang dijenuhi kerosin dan ditimbang didalam kerosin (W2)
= 106.16 gram
Berat core yang dijenuhi kerosin dan ditimbang diudara (W3) =106.17 gram
Berat picnometer 50 ml = 15.67 gram Berat picnometer + kerosin = 35.60 gram Berat kerosin = 19.93 gram
Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Porosimeter.
1.
Core Ia. D core = 1 C
b. L core = 3,63 cmc. Panjang = 4,55 cmd. Berat core = 111,57 gre. Pclose = 90,93 psif. Popen = 90,91 psig. Steel out plug = 5,06 cmh. Pclose = 85,30 psii. Popen = 85,24 psi
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
22/95
10
2. Core IIa. D core = SY
b. L core = 3,63 cmc. Panjang = 5,35 cmd. Berat core = 111,57 gre. Pclose = 85,16 psif. Popen = 85,13 psig. Steel out plug = 5,645 cmh. Pclose = 85,30 psii. Popen = 85,24 psi
Tabel 1.1 Hasil Pengamatan
NOKode
Core
D
cm
T
cm
Bulk Volum
Berat Core
(gr)
P Close
psi
P Open
psi
Dead Volume
cm
1 1C 3,63 4,55 47,06 97,01 90,93 90,91 0,025
2 SY 3,63 5,35 57,20 97,01 85,16 85,13 0,0406
Kode
Core
P Close
(psi)
P Open
(psi)
Gauge
Reading
Grain Volume
Pori Volume
(%)
Grain Density
1C 90,93 90,91 0,033 57,642 10,582 2,48 1,93
SY 85,16 85,13 0,0402 64,320 7,12 12,44 1,47
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
23/95
11
1.7 HASIL PERHITUNGAN
Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Porosimeter.1. Core I (1C)
a. Volume bulkDik : Dcore = 3,63 cm
= 3,14
L = 4,55 cm
Dit : Vb ?
Jawab : Vb =
=
= 47,06cm3
b. Volume Steel PlugDik : Dcore = 3,81 cm
= 3,14
L = 10,12 cm
Dit : Vsp ?
Jawab : Vb =
=
= 115,3 cm3
c. Volume Steel Out PlugDik : Dcore = 3,81 cm
= 3,14
L = 5,06 cm
Dit : Vsop ?
Jawab : Vsop =
=
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
24/95
12
= 57,65 cm3
d. Dead VolumeDik : Pclose = 90,93 psi
Popen = 90,91 psi
: Vsp = 115,3 cm3
Dit : DV ?
Jawab : DV = ( )
=( )
= 0,025 m3
e. Gauge ReadingDik : Pclose = 85,30 psi
Popen = 85,24 psi
: Vcore = 47,06 cm3
Dit : GR ?
Jawab : GR = ( )
=( )
= 0,033 cm3
f. Grain VolumeDik : Vsop = 57,65 cm3
: GR = 0,033 cm3
DV = 0,025Dit : GV ?
Jawab : GV = ( VsopGR ) + DV
= ( 57,650,033 ) + 0,025
= 57,642 cm3
g. Volume PoriDik : GV = 57,642 cm3
Vb = 47,06 cm
3
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
25/95
13
Dit : Vp ?
Jawab : Vp = GVVb
= 57,64247,06
= 10,582
h. Porositas ()Dik : Vp = 10,582 cm3
: Vb = 47,06 cm3
Dit : ?
Jawab : =
=
= 22,48 %
i. Grain DensityDik : Berat core = 111,57 gr
: GV = 57,642 cm3
Dit : GD ?
Jawab : GD =
=
= 1,93 gr/ml
2. Core II (SY)a. Volume bulk
Dik : Dcore = 3,63 cm
= 3,14
L = 5,53 cm
Dit : Vb ?
Jawab : Vb =
=
= 57,20 cm3
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
26/95
14
b. Volume Steel PlugDik : D
core= 3,81 cm
= 3,14
L = 10,12 cm
Dit : Vsp ?
Jawab : Vb =
=
= 115,3 cm3
c. Volume Steel Out PlugDik : Dcore = 3,81 cm
= 3,14
L = 5,645 cm
Dit : Vsop ?
Jawab : Vsop =
= = 64,32 cm3
d. Dead VolumeDik : Pclose = 85,16 psi
Popen = 85,13 psi
: Vsp = 115,3 cm3
Dit : DV ?
Jawab : DV = ( )
=( )
= 0,0406 m3
e. Gauge ReadingDik : Pclose = 85,30 psi
Popen = 85,24 psi
: Vcore = 57,20 cm3
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
27/95
15
Dit : GR ?
Jawab : GR = ( )
=( )
= 0,0402 cm3
f. Grain VolumeDik : Vsop = 64,32 cm3
: GR = 0,0402 cm3
DV = 0,0406Dit : GV ?
Jawab : GV = ( VsopGR ) + DV
= ( 64,320,0402) + 0,0406
= 64,320 cm3
g. Volume PoriDik : GV = 64,320 cm3
Vb = 57,20 cm3
Dit : Vp ?
Jawab : Vp = GVVb
= 64,32057,20
= 7,12
h. Porositas ()Dik : Vp = 7,12 cm3
: Vb = 57,20 cm3
Dit : ?
Jawab : =
=
= 12,44 %
i. Grain DensityDik : Berat core = 94,68 gr
: GV = 64,320 cm3
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
28/95
16
Dit : GD ?
Jawab : GD =
=
= 1,47 gr/ml
Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang1. Volume Total Batuan
Dik : W3= 106,17 gr
W2= 106,16 gr
bj kerosin = 0,79 gr/ml
Dit : Vb ?
Jawab : Vb =
=
= 0,012 ml
2. Volume butiranDik : W1= 97,01 gr
W2= 106,16 gr
bj kerosin = 0,79 gr/ml
Dit : Vg ?
Jawab : Vg =
=
= - 11,58 ml
3. Volume PoriDik : W3= 106,17 gr
W2= 106,16 gr
bj kerosin = 0,79 gr/ml
Dit : Vb ?
Jawab : Vb =
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
29/95
17
=
= 0,012 ml
4. Porositas EfektifDik : W1= 97,01 gr
W2= 106,16 gr
W3= 106,17 gr
bj kerosin = 0,79 gr/ml
Dit : eff?
Jawab : eff = =
= %
1.8 PEMBAHASAN (DI SCUSSION)
Porositasmerupakan hal yang sangat penting untuk mengukur ruang
kosong yang tersedia bagi tempat menyimpan fluida hidrokarbon.Porositas()
adalah kemampuan suatu batuan untuk menyimpan fluida.Porositasadalah
perbandingan ruang kosong /pori-pori dalam batuan dengan keseluruhan volume
batuan dikali 100 (untuk menyatakan persen).
=
Dimana: Vb = volume batuan total (bulk volume)
Vs = Volume padatan batuan total (volume grain)
Vp = Volume ruang pori-pori batuan
Porositas dibagi 2 berdasarkan asal usulnya :
1. Original (Primary) Porosity
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
30/95
18
Porositas yang terbentuk ketika proses pengendapan batuan (deposisi)
tanpa ada faktor lain. Pada umumnya terjadi pada porositas antar butiran pada
batupasir, antar Kristal pada batukapur, atau porositas oolitic pada batukapur.
2. Induced (Secondary) PorosityPorositas yang terbentuk setelah proses deposisi batuan karena beberapa
proses geologi yang terjadi pada batuan tersebut, seperti proses intrusi, fault,
retakan, dan sebagainya. Proses tersebut akan mengakibatkan lapisan yang
sebelumnya non-porosity/permeabelitas menjadi lapisan berporositas. Contohnya
retakan pada shale dan batukapur, dan vugs atau lubang-lubang akibat pelarutan
pada batukapur.
Batuan yang berporositas original lebih seragam dalam karakteristik
batuannya daripada porositas induced.
Porositas berdasarkan kualitas :
Intergranuler : Pori-pori terdapat di antara butir.
Interkristalin : Pori-pori terdapat di antara kristal. Celah dan rekah : Pori- pori terdapat di antara celah/rekahan. Pin-point porosity : Pori-pori merupakan bintik-bintik terpisah-pisah,
tanpa terlihat bersambungan.
Tight : Butir-butir berdekatan dan kompak sehingga pori-pori kecil sekalidan hampir tidak ada porositas.
Dense : Batuan sangat kecil sehingga hampir tidak ada porositas. Vugular : Rongga-rongga besar yang berdiameter beberapa mili dan
kelihatan sekali bentuk bentuknya tidak beraturan, sehingga porositas
besar.
Cavernous : Rongga-rongga besar sekali yang merupakan gua-gua,sehingga porositasnya besar.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
31/95
19
Porosity is very important to measure the space available for a place to
store the hydrocarbon fluid. Porosity () is the ability of a rock to keep the fluid.
Porosity is the ratio of space / pores in the rock with the whole rock volume
multiplied by 100 (to declare percent).
=
Where : Vb = total rock volume (bulk volume)
Vs = Volume of rock total solids (grain volume)
Vp = volume of pore space rock
Porosity divided 2 by their origins:
1. Original (Primary) porosity
Porosity is formed when the rock deposition without any other factors. In
general, inter-granular porosity occurs in the sandstone, inter-crystal on
limestone, or the Oolitic limestone porosity.
2. Induced (Secondary) porosity
Porosity rocks formed after the deposition process due to some geological
processes that occur in these rocks, such as the intrusion, fault, cracks, and so on.
This process will result in the previous layer to layer non-porosity/permeabelitas.
For example, cracks in the shale and limestone, and vugs or holes caused by
dissolving the limestone.
The rock original porosity more uniform porosity characteristics of the
rock rather than induced.
Porosity based on quality:
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
32/95
20
Intergranuler: Pores occur between grains.
Interkristalin: The pores present in the crystal. Gaps and fracturing: Pores are among cracks / fractures. Pin-point porosity: pores are spots in isolation, without being seen
continuous.
Tight: items contiguous and compact so tiny pores and almost no porosity. Dense: The rock is so small that almost no porosity. Vugular: Cavity-large cavity with a diameter of a few milli and look at all
forms of irregular shape, so the large porosity. Cavernous: The cavity is immense caves, so large porosity.
1. 9 KESIMPULAN (CONCLUSION)
Porositas merupakan salah satu faktor penting dalam reservoir, karena
jumlah cadangan hidrokarbon yang terakumulasi tergantung dari besarnya dan
kecilnya.
Harga porositas menurut teoritis besarnya tidak lebih 47% porositas yang
baik jika bernilai 20% - 25% dan yang istimewa 25% jika itu maka porositas
itu tidak bagus.
Porosity is one of the important factors in the reservoir, due to the amount
of hydrocarbon reserves accumulated depending on the size and detail.
Price porosity according to the theoretical size of not more 47% porosity
good if worth 20% - 25% and 25% special if is the porosity was not good.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
33/95
21
1.10 TUGAS
1.Apa yang dimagsud dengan batuan reservoir ? serta contoh batuannya.Jawab :
a. Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatumineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia
dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis
batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri dari
batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen
klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-
kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai
komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat
fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai
batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan
menyalurkan minyak bumi. Komponen penyusun batuan serta
macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1
Gambar 1.2
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
34/95
22
b. Contoh Batuan Reservoir.Hampir sebagian besar reservoir minyak dan gas bumi terdapat
pada batuan sediment yaitu pada batupasir (sandstone) dan
karbonat limestone
a) Reservoir batupasir (sandstone reservoir)sebagian besar (80%) reservoir yang ditemukan berada
pada reservoir batupasir dan hampir 60% -nya
mengandung minyak bumi. Struktur reservoir ini berlapis
- lapis, hal ini sebagai akibat proses pengendapan
batupasir seperti pada daerah pantai, dan delta
b) Reservoir Karbonat (carbonate reservoir)batuan karbonat terbentuk karena:
- Detritial- constructed, seperti terumbu karang- chemical, terbentuk oleh pengendapan bicarbonate
dan berasal dari marine muds
Jenis batu pasir dan limestone
Gambar 1.3
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
35/95
23
2. Jelaskan definisi porositas dan pembagiannya menurutpembentukann/proses geologi dan berdasarkan fungsinya.
Jawab :
Porositas adalah ukuran pori-pori batuan. Porositas didefinisikan
sebagai perbandingan antara pori batuan dengan volume total
batuan.
Porositas digolongkan menjadi dua yaitu:
1. Original atau primer2. Induced atau sekunder
a. Porositas original atau primer Pori-pori terbentuk pada saat pengendapan material-
material pembentuk batuan.
Porositas primer ditandai oleh susunan butir yangintergranular pada sandstones dan intercrystalline dan
oolitic pada limestones
Gambar 1.4
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
36/95
24
b. Porositas induced atau sekunder Terbentuk oleh proses geologi yang terjadi setelah
pengendapan.
Porositas sekunder ditandai oleh adanya rekahan sepertidijumpai pada shales dan limestones, dan vug seperti
dijumpai pada limestones.
Gambar 1.5
3. Jelaskan 5 sifat fisik batuan yang anda ketahui.Sifat fisik batuan :
- Bobot isi- Berat jenis- Porositas- Absorpsi- Void ratio
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
37/95
25
PERCOBAAN II
PENGUKURAN PERMEABILITAS(PERMEABI LI TY MEASUREMENT)
2.1 TUJUAN PERCOBAAN
Menentukan besarnya permeabilitas absolute dengan menggunakan Gas
Permeameter dan Liquid Permeameter.
2.2 TEORI DASAR
Definisi Permeabilitas adalah kemammpuan batuan reservoir untuk dapat
meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa
merusak prtikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan tingkat
kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan, pada umumnya hasil
analisa sampel core yang di peroleh dari reservoir memberikan harga
permeabilitas yang berbeda, hal ini menunjukkan sifat ketidak seragaman dari
batuan reservoir tersebut.
Karena Kenry Darcy di anggap sebagai pelopor penyelidikan
permeabilitas maka untuk satuan permeabilitas adalah darcy.
Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya
kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Jika cairan berfasa tunggal dengan
kekentalan cp mengalir dengan kecepatan 1 cm/sec melalui penampang seluas 1
pada gradient hidrolik I atm (76 mmHg) per cm dan jika cairan tersebutseluruhnya mengisi medium tersebut. Secara matematis dapat di definisak sebagai
berikut:
K =
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
38/95
26
Dimana :
K = Permeabilitas, Darcy
Q = Laju alir, cc/sec
= Viscositas, cp
A = Luas penampang,
L = Panjang, cm
P = Beda tekanan, atm
Di dalam batuan reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu
macam sehingga permeabilitas dapat di bagi menjadi :
1. Pemeabilitas absoluteAdalah harga permeabilitas suatu batuan apabila fluida yang mengalir
melalui pori-pori batuan hanya terdiri dari satu fasa. Misalnya yang
mengalir gas saja, minyak saja atau air saja.
2. Permeabilitas efektifAdalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam
fluida (missal minyak, gas dan air).
3. Permeabilitas relativeAdalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas
absolute.
Pengukuran permeabilitas batuan dapat di lakukan dengan beberapa cara,
yaitu:
a. Analisa core (laboratorium test)b. Analisa logc. Pengujian sumur
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
39/95
27
Di laboratorium, analisa core untuk menentukan permeabilitas suatu
contoh batuan di lakukan dengan menggunakan gas nitrogen karena gas tidak
bersifat membasahi permukaan batuan dan mempunyai aliran yang seragam
melewati semua pori.
2.3 ALAT DAN BAHAN
2.3.1. Alat
Peralatan percobaan dengan liquid permeameter:
1. Core holder untuk liquid permeameter2. Thermometer R, fill conection3. Cut off valve4. Special lid and over flow tube5. Burette6. Discharge fiil valve assemble7. Gas inlet8.
Pencatat waktu
9. Gas pressure line dan pressure regulatorPeralatan percobaan dengan menggunakan gas permeameter:
1. Core holder dan thermometer2. Triple range flowmeter dengan selector valve3. Selectore valve4. Pressure gauge5. Gas inlet6. Gas outlet
2.3.2. Bahan1. Core2. Air3. Gas nitrogen
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
40/95
28
2.4 GAMBAR ALAT
gas nitrogen gas parmeameter
Kompresor core
Gambar 2.1 Alat Percobaan II
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
41/95
29
2.5 PROSEDUR PERCOBAAN
GAS PERMEAMETER
1.Pastikan tidak ada penghalang di dalam coreholder atau endsteams.Tempatkan jari anda ke coreholder untuk memastikan sel bebas dari
sisa-sisa atau kelebihan butiran dari sampel sebelumnya.
2.Pastikan fitting tubing yang nyaman dan bebas kebocoran3.Ketika loading inti gembur, di anjurkan untuk menempatkan layar 200-
mesh di potong berbentuk disk di atas dan bawah sampel untuk
mencegah migrasi pasir dari pemegang inti ke meter mengalir.
Menyiapkan sampel core
Core sampel harus bersih dan kering untuk hasil terbaik. Core sampel biasanya di
bersihkan dengan pelarut dan di keringkan dalam oven sebelum pengukuran
permeabilitas gas.
Minyak biasanya di angkat dengan toluene panas atau xilena dan garam. Sampelbiasanya dikeringkan dalam oven konveksi mekanik pada suhu dari 240 derajat
Fahrenheit selama paling sedikit 12 jam atau dalam oven vakum di 180 derajat
Fahrenheit selama minimal 4 jam. Core sampel harus silinder. Contoh core plug
harus tegak lurus berukura +/- 0,005 inch untuk hasil terbaik.
MENGUKUR PERMEABILITAS STANDAR GAS
1. Set semua panel keposisi bypass2. Ukur core (panjang, tinggi, dan luasnya).3. Masukan Core ke dalam system coretest system.4. Set tekanan dari compressor dan gas nitrogen.5. Catat tekanan, dan laju alirnya.6. Hitung permeabilitas dengan menggunakan rumus darcy.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
42/95
30
2.6 HASIL PENGAMATAN
Tabel 2.1 Hasil Pengamatan
NoKode
Core
D
(cm)
(cm)
Q
(cc/dtk)
p
(atm)
(Cp)
K
(Darcy)
1 3F 3,605 5,24 79,72 0.39 0,05 0,018 0,0092 (10%)
2.7 HASIL PERHITUNGAN
Core 3F1. Hihg Flow = 128 cc/menit = cc/dtk
= 128 cc/menit
60
1menit/ detik
= 2,13 cc/dtk
2. Low Flow = 104,9 cc/menit = cc/dtk= 104,9 cc/menit
60
1menit/ detik
= 1,74 cc/dtk
3. High Dp = 9,15psi = atm= 9,15 psi
7,14
1atm/psi
= 0,62 atm
4. Low Dp = 08,5psi = atm= 08,5 psi
7,14
1atm/psi
= 0,57 atm
5. Menghitung Luas Area Tabung ( A )Dik : Dcore = 3,605, r = D = 1,8025 cm
= 3.14 Cp
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
43/95
31
t = 5,24 cm
Dit : A?
Jawab : A = 2r (r+t)
= 2. 3,14. 1,8025 (1,8025+5,24)
= 11,3197+6,3225 cm2
= 17,6422 cm2
6. Menghitung QDik : HFlow = 2,13 cc/dtk
LFlow = 1,74 cc/dtk
Dit : Q .?
Jawab : Q = HFlow LFlow
= 2,131,74
= 0,39 cc/dtk
7. Menghitung pDik : Phigh = 0,62 atm
Plow = 0,57 atm
Dit : p ?
Jawab : p = Phigh- Plow
= 0,620,75
= 0,05 atm
8. Menghitung Permeabilitas ( K )Dik : Q = 0,39 cc/dtk
= 0,018 Cp
L = 5,24 cm
A = 79,72 cm2
p = 0,05 atm
Dit : K ?
Jawab : K =
=
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
44/95
32
=
= 0,0092 darcy
= 10 %
2.8 PEMBAHASAN (DISCUSSION)Dari hasil data data dan cara kerja dapat disimpulkan bahwa
pengukuran permeabilitas dengan gas parameter hasil dapat dikoreksi karena
hasil yang didapat merupakan permeabilitas yang jauh lebih tinggi dibandingkan
dengan zat cair.
Secara umum permeabilitas dapat dibagi atas 3 bagian :
1. Permebilitas absolute2. Permeabilitas efektif3. Permeabilitas relative
Pembagian ketiga permeabilitas tersebut didasarkan banyak fasa fluida yangmengalir didalam batuan dan tingkat kejenuhan. Untuk permeabilitas absolute
hanya mengalirkan satu fasa, sedangkan permeabilitas efektif lebih dari satu, dan
relatif merupakan perbandingan permeabilitas efektif dan absolute. Pada suatu
formasi sering ditemui adanya besaran permeabilitas arah vertikal dan horizontal.
Bila permeabilitas arah horizontal sama dengan vertikal maka dikatakan isotropik
sedangkan apabila berbeda maka disebut disebut anisotropic.
Pengukuran permeabilitas dengan menggunakan gas nitrogen harus
memperhitungkan adanya gas slipage yaitu suatu fenomena yang terjadi jika gas
melewati pipa kapiler dengan ukuran diameter mendekati ratarata gas mengalir
bebas merupakan fungsi dari ukuran molekul dan kinetik gas. Fenomena ini
disebut dengan klinkenberg efect. Akibat dari fenomena ini adalah pengukuran
permeabilitas menggunakan gas karena memberikan hasil yang berbeda setiap kali
tekanan pengukuran berubah. Oleh karena itu, perlu adanya faktor klinkenberg
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
45/95
33
untuk mengoreksi hasil pengukuran, sehinggah akan memberikan nilai
permeabilitas yang sama jika pengukuran menggunakan fluida cair.
From the results of the data and how to work it can be concluded that the
gas permeability measurement parameters can be corrected because the results
obtained are much higher permeability than the liquid.
In general, the permeability can be divided into 3 parts:
1. Absolute permeability
2. Effective permeability
3. Relative permeability
The third division is based a lot permeability phase fluid flow in rocks and
saturation levels. For absolute permeability drain only one phase, while the
effective permeability of more than one, and a comparison of the relative effective
permeability and absolute. In the presence of massive formations common vertical
and horizontal permeability. When the horizontal permeability equal to the
vertical direction it is said isotropic if different while it is called anisotropic.
Permeability measurements using nitrogen gas to take into account the
existence of gas slipage is a phenomenon that occurs when gas passes through a
capillary tube with a diameter close to average - the average free-flowing gas is a
function of molecular size and kinetic gas. This phenomenon is called klinkenberg
efect. As a result of this phenomenon is the use of gas permeability measurements
because it gives different results each time measuring pressure changes.
Therefore, the need for klinkenberg factor to correct measurement results, will
give the same permeability value if measurements using liquid fluid.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
46/95
34
2.9 KESIMPULAN (CONCLUSION)Permebilitas merupakan kemampuan batuan untuk melewatkan atau
meloloskan fluida didalam media berpori.
Didalam batuan terdapat berbagai jenis fluida, sehingga permeabilitas
untuk masingmasing jenis fluida akan berbeda. Untuk pengukuran / mengukur
permeabilitas dengan gas parameter harus dilakukan dengan koresi likekebrang
supaya hasil yang didapat lebih ekivalen.
Permebilitas rock is the ability to pass or pass fluids in porous media.
In the rocks there are different types of fluid, so that the permeability for of each
type of fluid will be different. For the measurement / measure the gas permeability
parameters have to do with koresi likekebrang that the results obtained over an
equivalent.
2.10 TUGAS1. Jelaskan definisi permeabilitas dan hubungannya terhadap hukum
Darcy.Jawab :
a. DefinisiAdalah ukuran kemampuan batuan reservoir (media berpori) untuk
mengalirkan/melalukan fluida.
b. Hukum DarcyPersamaan darcy mendeskripsi aliran fluida melalui media berpori :
Gambar 2.2
P2 P1
q A
L
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
47/95
35
Dimana :
k : permeabilitas, md
A : penampang aliran, ft2
P : perbedaan tekanan huluhilir, psig atau psia
: viskositas fluida, cp
L : panjang media berpori, ft 0,001127 adalah faktor konversi
satuan Hkm Kontinuitas Aliran
V : kecepatan
A : Area
2. Jelaskan pengaruh ukuran butir dan sortasi/pilihan terhadappermeabilitas.
Jawab :
- Butir-butir kasar dengan sortasi amat sangat bagus (extremelygood) mempunyai harga K terbesar /tertinggi.
- Sementara butir-butir sangat halus dengan sortasi jelek (poor)mempunyai harga K rendah.
3. Jelaskan pengaruh jenis-jenis batuan terhadap harga permeabilitas.Jawab :
a. Batupasir (SS);Sistem porinya merupakan tipikal intergranular
mempunyai K = 101000 md.
b. Karbonat (LS, Gp, Dolomit)Sistem porinya merupakan individual atau gabungan dari tipikal
pori antar matriks, porositas sekunder, atau rekahan-rekahan
alami.
Harga K bisa > 1000 md.
AxVq
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
48/95
36
PERCOBAAN III
PENGUKURAN SATURASI FLUIDA(MEASUREMENT OF FLUID SATURATION)
3.1 TUJUAN PERCOBAAN
Menentukan besarnya harga saturasi fluida di dalam batuan reservoir
sehingga dapat memperkirakan besarnya cadangan minyak, mengetahui batas
antara air-minyak dan mengetahui ketinggian air dan minyak.
3.2 TEORI DASAR
Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida
tertentu (air, minyak, dan gas) terhadap jumlah volume pori-pori.
Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yanng biasanya
terdiri dari air, minyak, dan gas. Untuk mengetahui jumlah masinng-masing
fluida, maka perlu diketahui saturasi masing-masing fluida jumlah volume pori.
Umumnya pada formasi zona minyak, kandungan air dalam formasi tersebut
dinamakan interstitial water atau connate water yang didefinisikan sebagai air
yang tertinggal di dalam formasi pada saat reservoir terbentuk.
Dalam satu batuan reservoir, biasanya akan terdapat 3 jenis saturasi yang
dalam persamaan dirumuskan :
1. Saturasi AirDidefinisikan sebagai : Perbandingan antara volume pori yang terisi air
terhadap volume pori batuan total.
.................................................................. (3.1)
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
49/95
37
2. Saturasi MinyakDidefinisikan sebagai : Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh
minyak terhadap volume pori total.
............................................................. (3.2)
3. Saturasi GasDidefinisikan sebagai : Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas
terhadap volume pori total.
............................................................ (3.3)
Apabila dalam suatu pori berisi minyak, air, dan gas, maka berlaku hubungan:
dimana ; Sw + So + Sg = 1 ....................................................................... (3.4)
Apabila upaya pencapaian kesetimbangan hidrostatik dalam proses migrasi
memungkinkan kondisi kejenuhan gas maka gas akan keluar dari minyak dan
akan menempati pula bagian ruangan pori-pori batuan reservoir tersebut sebagai
saturasi gas. Dengan demikian, maka di dalam ruangan batuan reservoir akan
terdapat dua atau tiga macam fluida sekaligus. Karena pengaruh proses geologis,
kapilaritas, sifat batuan reservoir, dan sifat fluida reservoir, akan mengakibatkan
sejumlah fluida yang tidak dapat dikeluarkan dari dalam reservoir. Volume fluida
tersebut dinyatakan dalam saturasi yaitu :
Swi = Irreducible Water Saturation,besarnya berkisar 15 % - 30 %
Sor = Residual Oil Saturation,besarnya berkisar 10 % - 20 %
Swirr sering juga disebut Swc = Connate Water Saturation
Pada umumnya, hampir semua reservoir minyak memiliki air yang
terakumulasi di sekitar daerah akumulasi minyak dan air tersebut sebagai air
bebas (free water), sedangkan air yang terakumulasi di bawah minyak disebut air
alas (bottom water).
Telah diketahui bahwa massa jenis minyak lebih ringan daripada massa
jenis air sehingga minyak cenderung ke atas, sedangkan air cenderung ke bawah.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
50/95
38
Disamping itu, terdapat juga lapisan air pada dinding pori batuan yang disebut
dengan wetting water, sedangkan lapisan minyak yang melekat pada dinding pori
batuan disebut wetting oil.
Pada suatu reservoi, gas alam akan selalu berada bersama-sama dengan
minyak yang terproduksikan dari suatu reservoir. Energi yang dihasilkan oleh gas
di bawah tekanan merupakan suatu energi yang sangat berharga untuk mendorong
dari dalam reservoir menuju permukaan.
Saturasi fluida dalam suatu reservoir akan bervariasi dari suatu tempat ke
tempat yang lain. Saturasi air akan cenderung lebih tinggi pada batuan yang
kurang berporous (porositas rendah). Harga saturasi pada lapangan minyak yang
berproduksi biasanya akan berkisar antara 0,1-0,5 dengan adanya perbedaan
densitas air, minyak, dan gas maka pada dasar reservoir akan cenderung
mempunyai saturasi air lebih tinggi dibandingkan dengan struktur reservoir pada
bagian atas, dan sebaliknya pada reservoir bagian atas saturasi gas akan lebih
tinggi.
Saturasi fluida akan bervariasi terhadap kumulatif produksi minyak. Jika
minyak diproduksi, maka posisi minyak dalam reservoir akan tergantikan oleh air
ataupun gas, sehingga pada formasi akan selalu terjadi perubahan saturasi minyak.
Dari korelasi yang dibuat oleh Ben A. Emdhal, formasi dengan
permeabilitas rendah dan saturasi air corenya adalah dianggap produktif. Untuk
formasi dengan permeabilitas lebih besar, batas tertinggi dari saturasi air adalah
sedikit lebih kurang dari 50 %. Karena itu, hasil penyelidikan nilai saturasi dari
sampel core, maka akan didapatkan bahwa formasi akan produktif apabila saturasi
air dipermukaan pada sampel core adalah kurang dari 50%.
Dalam pengukuran saturasi fluida di laboratorium dapat ditentukan dengan
beberapa metode, yaitu :
a) Metode Penjenuhan (Rethort Summation Methode)b) Distilasi Vacum (Vaccum Distilation Methode)c) Metode Dean and Stark
Adapun manfaat dapat diketahuinya nilai masing-masing fluida adalah sebagai
berikut:
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
51/95
39
1. Dapat memperkirakan besarnya cadangan minyak2. Dapat mengetahui batas antara air dan minyak3. Dapat mengetahui ketinggian antara air dan minyak
3.3 ALAT DAN BAHAN3.3.1 Alat-alat yang digunakan adalah :
1. Solvent ekstraktor termasuk condensor (pendingin) water uppemanas listrik
2. Timbangan analisis dengan batu timbangan3. Gelas ukur4. Exicator5. Oven
3.3.2 Bahan-bahan yang digunakan adalah :1. Sampel core2. Air3. Kerosin4. Toluena
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
52/95
40
3.4 GAMBAR ALAT
Gelas Ukur Picnometer Labu Destilat
Gelas Beaker Timbangan Analitik
Pemanas Listrik (Heater Electric) Destilator
Gambar 3.1 Alat Percobaan III
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
53/95
41
3.5 PROSEDUR PERCOBAAN
1. Mengambil fresh core atau yang telah dijenuhi dengan air danminyak.
2. Menimbang core tersebut, misalnya beratnya a gram.3. Memasukkan core tersebut kedalam labu Dean and Stark yang telah
diisi dengan toluena. Kemudian kita lengkapi dengan water trap dan
reflux condensor.
4. Memanaskan selama kurang lebih 30 menit hingga air tidak tampaklagi.
5. Mendinginkannya dan membaca volume air yang tertampung dalamwater trap,misalnya trap = b cc = b gram.
6. Mengeringkan sampel dalam oven selama 15 menit, kemudianmendinginkannya dalam exicator. Lalu menimbang core kering
tersebut, misalnya = c gram.
7. Maka kita dapat menghitung berat minyak dengan persamaan berikut:a (b + c) gram = d gram
8. Volume minyak dihitung denga persamaan:
.................................... (3.5)
9. Saturasi minyak dan saturasi air :
............................................ (3.6)
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
54/95
42
3.6 HASIL PENGAMATAN
Massa core yang dijenuhi kerosin (a) = 105.58 gr Water Trap (b) = 2,43 gr Massa core (c) = 100,78 gr Volume total = Vo + Vw = 3 ml + 2,43 ml = 5,43 ml Berat jenis minyak = 0,79 gr/cc Volume Fluida = 4,8 gr Berat Minyak = 2,37 gr Volume Air = 2,43 gr Volume Minyak = 3 cc Saturasi Oil = 0,55 Saturasi Water = 0,45 Saturasi Total = 1
3.7 HASIL PERHITUNGAN
Volume fluida = 105,58 gr100,78 gr= 4,8 gr
Menghitung berat minyakBerat minyak = a( b + c )
= 105.58 gr( 2,43 gr + 100,78 gr )
= 105.58 gr103,21 gr
= 2,37 gr
Volume air = Vf2,37 gr= 4,8 gr2,37 gr
= 2,43 gr x 1 gr/ml
= 2,43 ml
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
55/95
43
Volume minyak = =
= 3 cc
Saturasi minyak dan Saturasi airSo =
Sw =
St = So + Sw
=
= = 0,55 + 0,45
= 0.55 = 0.45 = 1
3.8 PEMBAHASAN (DI SCUSSION)
Saturasi adalah perbandingan volume fluida yang dapat menjenuhi
ruangan pori pori didalam suatu batuan reservoir terhadap volume total pori
batuan tersebut. Sebagaimana diketahui bahwa fluida yang mengisi batuan
reservoir tidak selalu terdiri dari suatu jenis fluida namun bisa terdiri beberapa
jenis fluida misalnya air, minyak, dan gas bergabung bersama menepati ruang pori
pori batuan tersebut.
Secara matematik saturasi dari berbagai fluida yang mengisi pori pori
batuan terdiri dari beberapa jenis :
1. Saturasi AirDidefinisikan sebagai Perbandingan antara volume pori yang terisi air
terhadap volume pori batuan total.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
56/95
44
2. Saturasi MinyakDidefinisikan sebagai Perbandingan volume pori yang terisi oleh minyak
terhadap volume pori total.
3. Saturasi GasDidefinisikan sebagai Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas
terhadap volume pori total.
Apabila dalam suatu pori berisi minyak, air, dan gas, maka berlaku
hubungan dimana :
Sw + So + Sg = 1
Pengukuran saturasi sampel core dengan metoda destilasi disebut juga
dengan metode ekstrasi dengan suatu solvent, dimana fluida didalam sampel core
diuapkan oleh solvent dan kemudian diinginkan dan mengendap dalam suatu
tabung condesor sehingga dapat dibaca volume air yang ekstrak.
Fungsi core dalam menentukan saturasi fluida. Core sebagai hasil dari oil
based muds sangat cocok untuk digunakan sebagai standar perhitungan saturasi
air sedangkan core hasil dari water based muds dapat digunakan untuk
menghitung original oil-gas contact, original oil-water contact, dan jumlah pasir
yang terbawa saat produksi.
Perubahan saturasi saat pengangkatan core dapat kita jadikan sebagai alat
untuk menghitung water oil contact. Alasannya adalah saturasi minyak akan
menurun secara konstan pada regional minyak namun pada regional air saturasi
minyak adalah konstan. Fungsi lain dari menentukan saturasi fluida pada sample
core adalah untuk mendapatkan hubungan antara metoda langsung dan tidak
langsung dalam menentukan sifat fisik core di resevoir
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
57/95
45
Saturation is the ratio of the volume of fluid that can pore space within a
reservoir rock pores to the total pore volume of rock. As we know that the fluid
that fills the reservoir rock is not always made up of a type of fluid but may
comprise several types of fluids such as water, oil, and gas combined with keeping
the pore space the rock pores.
Mathematically saturation of the various fluid that fills the pres, pore rock
consists of several types:
4. Water saturation
Defined as the ratio between the water-filled pore volume to the total pore volume
of rock.
2. Oil saturation
Defined as the ratio pore volume occupied by oil on the total pore volume.
3. Gas saturation
Defined as the ratio between the pore volume occupied by gas to the total pore
volume.
If in a pore filled with oil, water and gas, then apply a relationship where:
So + Sw + Sg = 1
Measurement of saturation of core samples by distillation method is also
called the method of extraction with a solvent, wherein the fluid in the core
sample and the solvent is evaporated by then desirable and settle in a tube so it
can be read condesor volume of water extracts.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
58/95
46
Core functions in determining fluid saturation. Core as a result of oil-
based muds are very suitable for use as a standard calculation of water saturation
while the core results of water-based muds can be used to calculate the original
oil-gas contact, original oil-water contact, and the amount of sand carried by the
current production.
Upon appointment core saturation changes we can make as a tool to
calculate the oil water contact. The reason is that the oil saturation will decrease
constantly in the oil region, but the regional water oil saturation is constant.
Another function of determining fluid saturation in the core sample is to
get the relationship between direct and indirect methods in determining the
physical properties of cores in reservoir
3.9 KESIMPULAN (CONCLUSION)
Saturasi adalah perbandingan antara volume pori pori batuan yang terisifluida formasi terhadap total volume poripori batuan.
Dimana saturasi itu sendiri terbagi atas :
Saturasi air Saturasi gas Saturasi minyak
Didalam produksi, apa bila saturasinya tinggi maka produksi akan tinggi
pula, begitu sebaliknya.
Saturation is the ratio between the volume of pores filled rock formation fluid to
the total volume of pores rock.
Where saturation itself is divided into:
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
59/95
47
Water Saturation
Gas Saturation Oil Saturation
In the production, what if a high saturated then the production will be high as
well, and vice versa.
3.10 TUGAS
1. Jelaskan definisi dari Saturasi.Jawab :
Saturasi
Fraksi dari suatu fluida (minyak, air atau gas) di dalam mediaberpori.
Ada dua metode untuk menentukan saturasi awal fluida di dalambatuan reservoir.
- Metode langsung adalah dengan mengukur saturasi dari sampelcore yang diambil dari formasi (laboratorium).
- Metode tidak langsung menentukan saturasi dengan mengukursifat-sifat batuan yang berkaitan dengan saturasi (logging).
2. Apa yang dimagsud dengan Swi, Swirr dan Sor.Jawab :
Swi = Irreducible Water Saturation, besarnya bekisar 15%-30%
Sor = Residual Oil Saturation, besarnya bekisar 10%-20%
Swirr sering juga disebut Swc = Connate Water Saturation.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
60/95
48
PERCOBAAN IV
PENGUKURAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASIDALAM LARUTAN ASAM
(DETERM INATION OF SOLUBI LI TY FORMATION SAMPLE
IN ACID SOLUTI ON)
4.1 TUJUAN PERCOBAAN
Menentukan daya larut asam terhadap sampel batuan denganmenggunakan metode gravimetric, sehingga dapat diperoleh informasi
atau data penting sebelum melakukan stimulasi. Menentukan % barat dari material yang larut dalam HCl 15% Penentuan % solubility.
4.2 TEORI DASAR
Salah satu cara stimulasi yang digunakan adalah pengasaman, dengan
menginjeksikan dalam reservoir untuk mendapatkan harga permeabilitas dan
porositas yang lebih besar atau lebih komersial disuatu lapangan minyak.
Asam yang digunakan adalah asam chlorida 15% yang bereaksi dengan
batun karbonat sesuai dengan persamaan:
CaCO3 + 2H2O CaCl2+ H2O + CO2
Sebelum dilakukanstimulasidengan pengasaman, harus dilakukan dengan
tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi, fluida reservoir
dan fluidastimulasi, sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut
dapat digunakan untuk merencanakan operasi stimulasi dengan tepat. Sehingga
pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktifitas formasi yang
diharapkan.
Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap
sample batuan (acid solubility). Metode ini menggunakan teknik gravimetriuntuk
menentukan reaktivitas formasi dengan asam.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
61/95
49
Metode pengasaman (acidizing) dapat dibedakan menjadi tiga macam, yaitu:
1. Matrix acidizing2. Fracturing acidizing3. Acidizing wash
Hydraulic Fracturing adalah sebuah metoda memecahkan celah yang
terbuka disekitar zona produktif. Fluida fracturing ini dilakukan dengan
memasukkan gel kedalam formasi dengan tekanan yang cukup tinggi untuk
memecah formasi.
Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan untuk
reservoir yang terdiri atas batu gamping atau dolomit atau batuan reservoir yang
terlarut dalam asam. Acidization ini dilakukan dengan memsukan
asam/memompakan asam kedalam sumur agar melarutkan batu gamping untuk
memperbesar permeabilitas.
Pada umumnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh
perlakuan asam, meskipun demikian sebagian pasir mempunyai kandungan
karbonat yang cukup. Beberapa additive biasanya digunakan dalam pengasaman.
Hal ini berguna untuk mencegah korosi pada casing dan tubing.
Selain menambah produktifitas, pekerjaan stimulasi juga diperlukan untuk
mengatasi kerusakan formasi. Kerusakan formasi yang disebabkan oleh masuknya
fluida atau solid asing pada bagian terbuka, yang terbatas dengan lubang sumur
yang akan menyebabkan menurunnya harga permeabilitas.
4.3 ALAT DAN BAHAN
4.3.1 Alat-alat yang dipergunakan pada percobaan ini adalah :
1. Mortar dan Pestle2. Timbangan3. Corong dan pinset4. Kertas saring5. Erlenmeyer6. Mangkuk kosong
4.3.2 Bahan yang digunakan pada percobaan ini adalah:
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
62/95
50
1. Aquadest 4. Core (Carbonat)2. HCl 15% 5. Filtrat3. Core karbonat 6. Residu
4.4 GAMBAR ALAT
Gelas Beaker Mortal dan Pestle
Erlemneyer Kertas Saring Gelas Ukur
Pemanas Listrik Timbangan Analitis
Gambar 4.1 Alat Percobaan IV
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
63/95
51
4.5 PROSEDUR PERCOBAAN
1. Menghancurkan sampel kering pada mortar hingga dapat lolos padaASTM 100 mesh.
2. Mengambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkanpada Erlenmeyer 500 ml, kemudian dimasukkan 150 ml HCl 15% dan
digoyangkan sehingga CO2terbebaskan semua.
3. Setelah reaksi selesai tuangkan sampel residu plus larutan dalamErlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sampel dengan aquades
sedemikian rupa hingga air filtrat setelah ditetesi larutan methyl orange
tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).
4. Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama jam dengan suhu105C (220F), kemudian dinginkan dan akhirnya ditimbang.
5. Menghitung kelarutan sebagai % berat dari material yang larut dalamHCl 15%.
Solubility, %100% xW
wW
Berat
Dimana :
W = berat sampel, gram
w = berat residu, gram
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
64/95
52
4.6 HASIL PENGAMATAN
Tabel 4.1 Hasil pengamatan
NoBerat Mangkuk
KosongBerat Sample Volume Filtrat % Solubility
1 Sample 1 = 101,01 gr Sample 1 = 20 gr Sample 1 = 375 gr Sample 1 = 20,05 %
2 Sample 2 = 98,67 gr Sample 2 = 20 gr Sample 2 = 250 gr Sample 2 = 75.5 %
4.7 HASIL PERHITUNGAN Sample I
Dik : W = 20 gr
w = 15,99 gr
Dit : solubility % berat ?
Jawab : solubility % berat =
=
= 20,05 %
Sample 2Dik : W = 20 gr
w = 4,9 gr
Dit : solubility % berat ?
Jawab : solubility % berat =
=
= 75,5 %
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
65/95
53
4.8 PEMBAHASAN(DISCUSSION)
Acidizing dilakukan apabila suatu sumur rusak, dimana kerusakan itu
seperti permeabilitas, porositas yang rusak. Jadi acidizing bertujuan untuk
meningkatkan permeabilitas batuan formasi disekitar lubang bor, sehingga dengan
begitu akan meningkatkan jumlah produksi oil. Larutas HCL akan membuka celah
batuan yang lebih besar sehingga memperbesar permeabilitas.
Dalam acidizing yang harus diperhatikan adalah jenis stimulasi untuk
menghindarkan terjadinya faktor mekanis skin dimana stimulasi menghasilkan
kerusakan formasi menjadi lebih besar. Untuk itu perlu dilakukan pengontrol
terhadap kualitas asam. Asam yang biasa digunakan sebagai tambahan untuk
melarutkan partikel partikel padatan yaitu asam clorida ( HCL ) dengan reaksi
sebagai berikut :
2HCL + CaCO3 Cacl2 + H2O + 2Co2
4HCL + CaMg (Co3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + Co2
Acidizing terbagi atas 2 bagian :
1. Pengasaman matrix , bertujuan untuk memperbaiki porositas yangdilakukan dengan menginjeksikan asam asam seperti HCL yang
sesuai dengan asamasam batuan.
2. Pengasaman rekahan yang sesuai dengan bertujuan untuk memperbaikipada reservoir.
Oleh karena itu, disaat penambahan addetive perlu diadakan kecocokan
keaktifan dengan fluida dan mineral formasi.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
66/95
54
Pengasaman (Acidizing)
Ada tiga cara yang dipakai dalam pengasaman :
Matrik Acidizing, Tujuan : untuk mendapatkan penetrasi yang uniformsecara radial pada formasi
Acid Fracturing, kemampuan asam memakan (etched) permukaan rekahanbatuan dan meningkatkan konduktivitas fluida pada rekahan.
Acid Washing, menghilangkan endapan yang dapat larut dalam asam atauuntuk membuka saluran-saluran pada lubang perforasi.
Gambar 4.2 Pengerjaan Acidizing
Asam konvensional dapat digolongkan sebagai :
- Asam Mineral Asam Hydro chlorida Asam hydro chloride-florida
- Asam Organik Asam formic
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
67/95
55
Asam asetat- Asam Tepung
Asam sulfamic dan Asam chloriacetic- Campuran Asam Hybrid
Asam Acetic-hydrochloric Asam formic-hydrochloric
Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Reaksi Pengasaman
Tekanan Konsentrasi alam Temperatur Tipe Asam Keseimbangan Kimia Perbandingan luas permukaan dengan volume asam Karakteristik formasi
Pemilihan Cara Pengasaman
Pengasaman Matrik, digunakan untuk tujuan berikut :
Menghilangkan formation damage baik pada lime stone atau sandstone Untuk mendapatkan kenaikan produktivitas sebesar 1 - 1/2 pada formasi
yang tidak ada damage
Fracturing dengan asam dipilih dalam hal :
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
68/95
56
Formasi sangat dalam dan keras sehingga penggunaan propping agentstidak cukup untuk menahan fracture tetap terbuka.
Konduktivitas fracture yang ada ditingkatkan Membuat suatu daerah dengan permeabilitas yang kontras dengan cara
memakan permukaan fracture yang ada
Bahan-bahan Kimia Tambahan untuk Asam (additives)
Inhibitors : Pencegahan korosi paa pipa Surfactant : Membuat batuan tetap suka akan air Complexing Agents : Bila ada unsur besi dalam formasi Gelling Agents : Mempunyai dua tujuan dalam pengasaman, yaitu :
- Mengurangi Friksi
- Memperlambat reaksi asam
Diverting Agents : Membuat pengasaman terdistribusi lebih meratadengan cara menutup sementara zona yang lebih permabel
Pengasaman batuan pasir (sandstone) Pengasaman pada batuan pasir darilimestone terletak pada sifat-sifat batuan pasir
Sifat-sifat asam hydrochlorida-Hydrofluorida (HCl-HF)Disebut mud acid karena kemampuannya untuk melarutkan partikel lumpur
pemboran
Salah satu yang ditimbulkan oleh asam ini adalah pori-pori batuan dapattersumbat karena endapan hasil reaksi HF dengan pasir (SiO2)
Tetapi endapan ini terjadi bila ada sentuhan dengan air garam.
Treatment dengan Asam HCl-HF
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
69/95
57
Preflush, Sebagai bahan preflush yang dipakai adalah hydrochlorida yangberfungsi ganda.
Mud Acid, Berfungsi untuk membersihkan dan bisanya adalah campuran(3% HF, 12% HCl) dengan kandungan inhibitor yang cukup dan
surfactant.
After Flush, Terdiri dari diesel yang mengandung 10% mutual solvent(EGMBE, ethylene glycol monobutyl ether)
Mutual solvent membuat permukaan formasi tetap Water wet.
Feacturing dengan asam, Suatu rekahan (crach) atau fracture terbentuk
dalam formasi, selanjutnya asam dipompakan untuk memakai dinding rekahan
dan membentuk aliran yang tetap terbuka waktu sumur berproduksi.
Desain Fracturing, Prosedur berikut disarankan untuk mendesain suatu fracturing :
Kumpulkan semua data yang diperlukan oleh perusahaan jasa untukmembuat suatu program komputer untuk desain.
Tentukan fluida apa yang akan dipakai sebagai pemula (pad) Suatu program untuk memperkirakan rate injeksi diperlukan Pilih dan tentukan volume pemula untuk mendapatkan fracture yang cukup
panjang. Volume yang semakin besar adalah semakin baik.
Gunakan kira-kira 50 ga asam/ft vertikal untuk tiap 25 - 50 ft panjangfracture
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
70/95
58
Gambar 4.3 Perbedaan antara Sumur yang Difracturing dengan sumur yang di
Asam
Acidizing do when the well is damaged, where the damage was like
permeability, porosity damaged. So acidizing aims to increase the permeability of
the rock formation surrounding the wellbore, so that doing so will increase the
amount of oil production. HCL will open a gap larger rocks thus increasing
permeability.
In acidizing to consider is the type of stimulation to avoid the occurrence
of mechanical factors skin where stimulation produces a greater formation
damage. It is necessary for controlling the quality of the acid. Acid is commonly
used as an adjunct to dissolve the particles - ie solid particles clorida acid (HCL)
with the following reaction:
2HCL + CaCO3 Cacl2 + H2O + 2Co2
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
71/95
59
4HCL + CaMg (Co3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + Co2
Acidizing divided into 2 parts:
1. Acidification matrix, aiming to improve the porosity is done byinjecting acid - acid like HCL to suit acid - acid rock.
2. Acidification fracture according to the aim to improve the reservoir.Therefore, when adding liveliness addetive need to hold a match to the
fluid and mineral formations.
Acidif ication (acidizing)
There are three methods used in the acidification:
matrix acidizing, objective: to get penetration in the formation of uniformradially
Acid fracturing, acid-consuming capacity (etched) rock fracture surfacesand improves conductivity on the fracture fluid.
Acid Washing, remove sediment that can be dissolved in acid or to openthe channels of the perforation holes.
Conventional acids can be classified as:
- Mineral Acid
Hydro acid chloride
Acid chloride hydro-florida
- Organic Acid
formic acid Acetic acid
- Acid Flour
sulfamic acid and acid chloriacetic
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
72/95
60
- Mixed Acid Hybrid
Acetic acid-hydrochloric formic acid-hydrochloric
Factors That Affect Reaction Acidification
Pressure Concentration of nature Temperature Type of Acid Balance Chemical Comparison of surface area to volume of acid Characteristics of formation
Selection Method acidification
Acidification matrix, is used for the following purposes:
Eliminates formation damage either on lime stone or sandstone To get a productivity increase by 1 - 1/2 in a formation that no damage
Fracturing with acid selected in terms of:
Formation so deep and hard that the use of propping agents is not enoughto hold the fractures open.
Existing fracture conductivity increased Create an area with permeability contrasts fracture surface by consuming
the existing
Additional materials for Acid Chemistry (additives)
Inhibitors: Corrosion prevention paa pipe Surfactant: Making rock would still like water Complexing Agents: If there are elements in the formation of iron
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
73/95
61
Gelling Agents: Has two goals in acidification, namely:- Reduce Friction
- Slowing acid reaction
Diverting Agents: Making acidification evenly distributed over the zone byclosing while the more permabel
Acidification sandstone (sandstone) Acidification in sandstone oflimestone lies in the properties of sandstone
The properties of acid-Hydrofluorida hydrochlorida (HCl-HF)Called mud acid because of its ability to dissolve the drilling mud particles
One of these is caused by acid rock pores can be blocked due to depositionof the reaction of HF with sand (SiO2)
But this deposition occurs when there is contact with salt water.Treatment with HCl-HF acid
Preflush, as the material used is hydrochlorida preflush that double. Mud Acid, Functions to clean and usually is a mixture (3% HF, 12% HCl)
with a considerable content of inhibitors and surfactants.
After Flush, consists of diesel containing 10% mutual solvent (EGMBE,ethylene glycol monobutyl ether)
Mutual solvent makes surface Water formation remains wet.
Feacturing with acid, A fracture (crach) or fractures created in the
formation, subsequent acid is pumped to put on the wall and form a flow vents
that stay open while producing wells.
Fracturing design, the following procedure is suggested for designing a
fracturing:
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
74/95
62
Collect all data required by the carrier to create a computer program todesign.
Determine fluid that will be used as a novice (pad) A program to estimate the required injection rate Select and specify volume fracture starters to get long enough. Volume
bigger is better.
Use about 50 ga acid / ft vertically for every 25-50 ft long fracture
4.9 KESIMPULAN (CONCLUSION)
Dari percobaan ini kita mencari berat residu dimana semakin tinggi residu
maka solubilitynya semakin kecil (tidak bagus).
Acidizing merupakan suatu cara mekanisme stimulasi dengan rangka
meningkatkan produktivitas sumur dengan cara melarutkan mineral penyumbat
yang reaktif terhadap asam sehingga permeabilitas batuan bertambah dan
menyebabkan produksi minyak bertambah juga. Dalam rangka melaksanakan
acidizing diperlukan perencanaan yang matang untuk menghindari kerusakan
pada formasi pada umumnya disebabkan oleh kegiatan pengeboran, kegiatan
penyemenan, dan sebaliknya. Perbaikan formasi dapat dilakukan dengan cara :
acidizing dan hidrolic fracturing.
From this experiment we find where the higher residual weight of the
residue solubilitynya smaller (not good).
Acidizing is a stimulation mechanism means to increase well productivity
by dissolving minerals plug-reactive so acid rock permeability increase and cause
increased oil production as well. In order to implement the acidizing required
careful planning to avoid formation damage is generally caused by drilling,
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
75/95
63
cementing activities, and vice versa. Improvements formation can be done by:
acidizing and fracturing hidrolic.
4.10 TUGAS
1. 1. Apa yang dimaksud dengan pengasaman/acidizing ?Jawab :
Yaitu salah satu cara stimulasi yang digunakan untuk memperbaiki
produktivitas sumur. Suatu sumur di acidizing yaitu pada kondisi
zona yang rusak atau permeabilitasnya berkurang di sekitar sumur.
Selain itu kondisi sumur yang mengharuskannya untuk dikerahkan
dengan menginjeksikan volume asam yang relative besar. Pengasaman
dilakukan ke dalam formasi selama proses pemboran, komplesi
sumur, dan proses produksi karena dapat melarutkan partikel-partikel
formasi dan material-material asing yang masuk. Kerusakan formasi
akibat cairan filtrate, bahkan pemberat lumpur, clay, bahan pengatur
viskositas lumpur, bahan pencegah lost circulation, dan bahan padat
yang berasal dari endapan reaksi kimia yang harus di acidizing, serta
jika ada scale.
2. Jelaskan 3 metode pengasaman/acidizing yang anda ketahui.Jawab :
a. Acid WashingAcid washing adalah operasi yang direncanakan untuk
menghilangkan endapan scale yang dapat larut dalam larutan asam
yang terdapat dalam lubang sumur untuk membuka perforasi yang
tersumbat.
b. Acid fracturingAcid fracturing adalah penginjeksian asam ke dalam formasi pada
tekanan yang cukup tinggi untuk merekahkan formasi atau
membuka rekahan yang sudah ada. Aplikasi acid fracturing ini
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
76/95
64
hanya terbatas untuk formasi karbonat, karena jika dilakukan pada
formasi batu pasir dapat menyebabkan keruntuhan formasinya dan
mengakibatkan problem kepasiran.
c. Matrix acidizingMatriks acidizing dilakukan dengan cara menginjeksikan larutan
asam dan additif tertentu secara langsung ke dalam pori-pori
batuan formasi disekitar lubang sumur dengan tekanan
penginjeksian di bawah tekanan rekah formasi, dengan tujuan agar
reaksi menyebar ke formasi secara radial.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
77/95
65
PERCOBAAN V
SIEVE ANALISIS(SIEVE ANALYSIS)
5.1 TUJUAN PERCOBAAN
Untuk menentukan besarnya coring coefisien dan menentukan baik
buruknya sortasi batuan pasir reservoir.
5.2 TEORI DASAR
Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas
(unconsolidated) tidak sederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi
kompak (consolidated), karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut
terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol
dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi.
Disamping itu, juga menimbulkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir
lepas ini pada umumnya sensitif terhadap laju produksi, apabila laju alirnya
rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya.
Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi
penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan
ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan
pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.
5.3 ALAT DAN BAHAN
5.3.1 Alat yang digunakan :
Torsion balance dan anak timbangan Mortar dan pestle Tyler Sieve ASTM ( 2; 1,5; ; 4; 10; 20; 60; 140; 200).
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
78/95
66
5.3.2 Bahan
Sample batuan reservoir
5.4 GAMBAR ALAT
Mortar & Pestle
Tyler Sieve Sieve Analysis ASTM
Timbangan Analitik
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
79/95
67
Gambar 5.1 Alat Percobaan V
5.5 PROSEDUR PERCOBAAN1. Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan bebas
minyak.
2. Memecah-mecah batuan menjadi fragmen kecil-kecil danmemasukkan kedalam mortar digerus menjadi butiran-butiran pasir.
3. Memeriksa dengan binocular, apakah butiran-butiran pasir tersebutbenar-benar saling terpisah.
4. Menimbang dengan teliti 200 gram pasir tersebut.5. Menyediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat dari
bagian bawahnya.
6. Menyusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok padadasarnya, sedangkan sieve diatur dari yang halus diatas mangkok dan
yang paling kasar di puncaknya.
7. Menuangkan dengan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gram)kedalam sieve yang paling atas, memasang tutup dan mengencangkan
penguatnya.
8. Menggoncang selama 30 menit.9. Menuangkan dari sieve yang paling kasar (atas) ke dalam mangkok,
kemudian menimbang.
10.Menuangkan isi sieve yang halus (berikutnya) ke dalam mangkok tadijuga, kemudian menimbang secara kumulatif.
11.Meneruskan cara penimbangan diatas sampai isi seluruh sieveditimbang secara kumulatif.
12.Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasirdari tiap-tiap sieve.
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
80/95
68
13.Mengulangi langkah 1 sampai dengan 11 untuk contoh batuanreservoir yang kedua.
14.Membuat tabel dengan kolom nomor sieve, opening diameter, %retained cumulative percent retained.
15.Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulativepercent retained.
16.Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), menghitung :- Sorting coefficient = - Medium diameter pada 50% = ..mm
5.6 HASIL PENGAMATAN
Tabel 5.1 Hasil pengamatan
Berat cawan = 98,70 gr Berat core = 200 gr Berat cawan + core = 298,7 gr
Sieve
No
Opening Diametr
(mm)
WeightRetaned
(gr)
Persen Retained
(%)
Cum PersenRetained
(%)
10 1,651 0 0 0
20 0,833 5,02 2,51 2,51
30 0,522 32,96 16,48 18,99
40 0,371 26,32 13,16 32,15
50 0,283 58,98 29,49 61,64
60 0,246 6,18 3,09 64,73
80 0,175 33,60 16,8 81,53
100 0,147 12,17 6,085 87,615
140 0,106 22,71 11,355 98,97
200 0,074 2,06 1,03 100
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
81/95
69
GRAFIK :
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
82/95
70
Grafik 5.1 Opening Diameter vs Cum % Retained
Pengolahan data
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
83/95
71
1. Berdasarkan data diatas, buat grafik antara ukuran sieve dengan persentasecumulative pada kertas grafik semilog.
2. Medium diameter : D50 = 0,29 mm3. Koefisien kekompakan : = = = 1,48 mm4. Koefisien keseragaman : C = D40 / D90 = 0,32/0,16 = 25. Berdasarkan grafik yang telah di buat tentukan :
D10 : 0,68 mm
D15 : 0,54 mm
D20 : 0,45 mm
D25 : 0,37 mm
D50 : 0,29 mm
D60 : 0,27 mm
D75 : 0,25 mm
D80 : 0,23 mm
D90 : 0,16 mm
D100 : 0,084 mmBerdasarkan grafik yang telah dibuat, ukuran saringan dapat dipilih sesuai
dengan metode yang digunakan :
- Tiga metode sreen liner :1. Metode coberly : W = 2 x D10 = 2 x 0,68 mm = 1,36 mm
Metode Gill : W = D15 = 0,54 mm
2. Metode Wilson : W = D10 = 0,68 mm- Dua metode gravel pack :
1. Metode coberly : W = D10 x 10 = 0,68 mm x 10 = 6,8 mm2. Metode Gill : W = D80 x 10 = 0,23 mm x 10 = 2,3 mm
5.7 HASIL PERHITUNGAN
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
84/95
72
a. Mencari Persen Retained1. Sieve 10
Dik : Weight Retained = 0 gr
Berat core = 200 gr
Dit : Persen Retained ?
Jawab : Persen Retained =
=
= 0 %
2. Sieve 20Dik : Weight Retained = 5,02 gr
Berat core = 200 gr
Dit : Persen Retained ?
Jawab : Persen Retained =
=
= 2,51 %3. Sieve 30
Dik : Weight Retained = 32,96 gr
Berat core = 200 gr
Dit : Persen Retained ?
Jawab : Persen Retained =
=
= 16,48 %
4. Sieve 40Dik : Weight Retained = 26,32 gr
Berat core = 200 gr
Dit : Persen Retained ?
Jawab : Persen Retained =
=
-
5/26/2018 Isi Laporan BAB I-V
85/95
73
= 13,16 %
5. Sieve 50Dik :