isi laporan bab i-v

Upload: dikodev73

Post on 16-Oct-2015

214 views

Category:

Documents


0 download

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 :