laporan analisa inti batuan jhsdgfhsdgfkhgskjgfkjsghfjksdg

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Pengertian Analisa Inti Batuan

Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi

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

untuk menentukan secara langsung informasi tentang sifat – sifat fisik

batuan yang ditembus selama pemboran. Studi dari data analisa inti batuan

dalam pemboran eksplorasi dapat digunakan untuk mengevaluasi

kemungkinan dapat diproduksi hidrokarbon dari suatu sumur, sedangkan

tahap eksploitasi daripada suatu reservoir dapat digunakan untuk pegangan

melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi penting

untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery. Selain itu,

data inti batuan ini juga berguna sebagai bahan pembanding dan kalibrasi

pada metode logging.

Prosedur Analisa Inti Batuan pada dasarnya terdiri atas 2 bagian,

yaitu:

1. Analisa inti batuan rutin

2. Analisa inti batuan spesial

Analisa Inti Batuan Rutin umumnya berkisar tentang pengukuran

porositas, permeabilitas absolut dan saturasi fluida, sedangkan Analisa Inti

Batuan Spesial dapat dikelompokkan menjadi dua, yaitu pengukuran pada

kondisi statis dan pengukuran pada kondisi dinamis. Pengukuran pada

kondisi statis meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat listrik dan cepat rambat

suara, grain density, wettability, kompresibilitas batuan, permeabilitas dan

porositas fungsi tekanan (Net Over Burden) dan studi petrography.

Pengukuran pada kondisi dinamis meliputi permeabilitas relatif, thermal-

recovery, gas residual, water floodevaluation, liquid permeability

2

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

polymer).

1.2. Analisa Batuan Reservoir

Dalam operasi perminyakan hal-hal yang perlu dilakukan adalah

meneliti apa saja karakteristik dari batuan penyusun reservoir. Kegiatan

yang biasanya dilakukan untuk menganalisa reservoir adalah Analisa

Core, Analisa Cutting dan Analisa Logging.

Analisa Core biasanya dilakukan dengan mengambil sampel batuan

yang di bor dari dalam formasi dan selanjutnya core diteliti di

laboratorium.

Analisa logging dilakukan dengan cara menganalisa lapisan batuan

yang dibor dengan menggunakan peralatan logging(Tool Log). Peralatan

logging dimasukkan kedalam sumur, kemudian alat tersebut akan

mengeluarkan gelombang – gelombang khusus seperti listrik, gamma ray,

suara dan sebagainya (tergantung jenis loggingnya), kemudian gelombang

tersebut akan terpantul. kembali dan diterima oleh alat logging, dan

datanya kemudian dikirim ke peralatan dipermukaan untuk dianalisa.

Untuk analisa cutting, dilakukan dengan meneliti cutting yang

berasal dari lumpur pemboran yang disirkulasikan kedalam sumur

pemboran. Cutting dibersihkan dari lumpur pemboran, selanjutnya di teliti

di laboratorium untuk mengetahui sifat dari batuan reservoir tersebut.

3

Gambar 1.1. Core

Pada praktikum kali ini, kita akan menganalisa sifat batuan reservoir

dengan metode Analisa Core.

1.3. Karakteristik Batuan Reservoir

Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas

bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang

berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dan tekanan pada

tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir

minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan

reservoir, lapisan penutup dan perangkap.

Untuk dapat terakumulasinya minyak dan gas bumi ini, tempat atau

reservoir tersebut harus memenuhi beberapa syarat yang harus ada sebagai

berikut:

1. Adanya batuan Induk (Source Rock)

Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik

seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang telah mengalami proses

pematangan dengan waktu yang sangat lama sehingga menghasilkan

minyak dan gas bumi.

4

Gambar 1.2. Source Rock (Batuan Induk)

2. Adanya batuan waduk (Reservoir Rock)

Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga

minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan

terakumulasi.

Gambar 1.3. Reservoir Rock

5

3. Adanya struktur batuan perangkap (Trap)

Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang

bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh.

Adapun trap dibedakan menjadi 3, yaitu :

a. Trap Struktural

Trap ini dipengaruhi oleh kejadian deformasi dengan

terbentuknya struktur lipatan dan patahan yang merupakan

respon dari kejadian tektonik.

Gambar 1.4. Trap Struktural

b. Trap Stratigrafi

Jenis perangkap stratigrafi dipengaruhi oleh variasi perlapisan

secara vertikal dan lateral, perubahan facies batuan dan

ketidakselarasan dan variasi lateral dalam litologi pada suatu

lapisan reservoar dalam perpindahan minyak bumi. Prinsip

dalam perangkap stratigrafi adalah minyak dan gas bumi

terperangkap dalam perjalanan ke atas kemudian terhalang dari

segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, hal ini

dikarenakan batuan reservoar telah menghilang atau berubah

fasies menjadi batu lain sehingga merupakan penghalang

6

permeabilitas (Koesoemadinata, 1980, dengan modifikasinya).

Dan jebakan stratigrafi tidak berasosiasi dengan

ketidakselarasan seperti Channels, Barrier Bar, dan Reef,

namun berasosiasi dengan ketidakselarasan seperti Onlap

Pinchouts, dan Truncations.

Gambar 1.5. Trap Stratigrafi

c. Trap Kombinasi

Kemudian perangkap yang selanjutnya adalah perangkap

kombinasi antara struktural dan stratigrafi. Dimana pada

perangkap jenis ini merupakan faktor bersama dalam

membatasi bergeraknya atau menjebak minyak bumi. Dan,

pada jenis perangkap ini, terdapat leboh dari satu jenis

perangkap yang membenuk reservoar. Sebagai contohnya

antiklin patahan, terbentuk ketika patahan memotong tegak

lurus pada antiklin. Dan, pada perangkap ini kedua

perangkapnya tidak saling mengendalikan perangkap itu

sendiri.

7

Gambar 1.6. Trap Kombinasi Fault Anticline

Gambar 1.7. Trap Kombinasi Piercement Dome

4. Adanya batuan penutup (Cap Rockatau Seal Rock)

Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan

(impermeable), sehingga minyak dan gas bumi terjebak dalam

batuan tersebut.

8

Gambar 1.8. Cap Rock atau Seal Rock

5. Adanya jalur migrasi (Migration)

Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk

sampai terakumulasi pada perangkap.

Migrasi Primer : Migrasi yang terjadi dari Source Rock.

Migrasi Sekunder: Transportasi Carrier Bed menuju ke Trap

Gambar 1.9. Jalur Migrasi

9

Setelah elemen-elemen tersebut membentuk suatu reservoir, maka

akan ada proses-proses yang membuat hidrokarbon terakumulasi dari

source rock menuju trap, yaitu :

1. Generation, merupakan proses dimana batuan induk mengalami

pemanasan dan tekanan yang cukup untuk merubah material organik

menjadi hidrokarbon.

2. Migration, merupakan proses pergerakan atau perpindahan

hidrokarbon keluar dari batuan induk menuju dan masuk ke dalam

perangkap.

3. Accumulation, merupakan proses terakumulasinya volume

hidrokarbon setelah bermigrasi menuju perangkap.

4. Preservation, merupakan sisa hidrokarbon dalam reservoir dan tidak

terubah oleh proses biodegradation atau pun water – washing.

5. Timing, merupakan waktu yang dibutuhkan perangkap untuk

terbentuk sebelum dan selama hidrokarbon bermigrasi.

Jadi, digambarkan secara keseluruhan maka akan didapatkan

gambaran sebuah petroleum system process yang ada dalam formasi

sebagai berikut :

Gambar 1.10. Petroleum System Process

10

Untuk reservoir terbagi menjadi dua, yaitu :

1. Reservoir Jenuh

Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon

dalam bentuk minyak yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam

bentuk gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Bila

minyak dan gas diproduksikan, kemungkinan akan ada air yang ikut

terproduksi, tekanan reservoir akan turun. Dengan turunnya tekanan

reservoir, maka volume gas yang membentuk gas cap akan

mengembang dan merupakan pendorong keluarnya fluida dari dalam

reservoir. Selain pengembangan volume gas cap dan pembebasan

gas terlarut, mungkin juga terjadi perembesan air kedalam reservoir.

2. Reservoir Tak Jenuh

Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-

mula tidak terdapat gas bebas yang terakumulasi membentuk gas

cap. Apabila reservoir diproduksikan, maka gas akan mengalamai

pengembangan yang menyebabkan bertambahnya volume minyak.

Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan bubble point maka gas

akan keluar dari minyak.

Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang

berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperatur dan tekanan

pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya.

Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu

adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap.

1.4. Sifat-Sifat Fisik Batuan

Sifat-sifat fisik batuan reservoir tersebut antara lain:

1. Porositas (Ø)

Dalam reservoir minyak, porositas menggambarkan persentase

dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau

gas. Porositas dapat di definisikan sebagai perbandingan antara

11

volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan per satuan

volume tertentu.

2. Saturasi Fluida (S)

Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan

yang terisi fluida formasi tertentu terhadap total volume pori-pori

batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan

reservoir per satuan volume pori. Oleh karena didalam reservoir

terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu

saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg).

3. Permeabilitas (k)

Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk

meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak

saling berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai

permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan antara permeabilitas

batuan dengan porositas efektif. Semakin besar porositas efektif,

maka semakin besar juga permebilitasnya.

4. Resistivity

Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral,

fragmen dan pori-pori. Padatan-padatan mineral tersebut tidak dapat

menghantarkan arus listrik kecuali mineral clay. Sifat kelistrikan

batuan reservoir tergantung pada geometri pori-pori batuan dan

fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas bersifat tidak

menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan

arus listrik apabila air melarutkan garam. Arus listrik akan

terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-ion elektronik.

Untuk menentukan apakah material didalam reservoir bersifat

menghantar arus listrik atau tidak maka digunakan parameter

resistivity. Resistivity didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu

material untuk menghantarkan arus listrik.

12

5. Wettability

Wettability didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan

untuk dibasahi oleh fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida

untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan. Sebuah cairan

fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara batuan dan

partikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi antara partikel

cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan

permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga wettability

berhubungan dengan sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara

batuan dengan fasa fluidanya.

6. Tekanan Kapiler (Pc)

Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai

perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan

fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan

tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur

dalam kondisi statis.

BAB II

PENGUKURAN POROSITAS

2.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui pengertian porositas

2. Menentukan besarnya porositas dengan metode menimbang

3. Menentukan besarnya porositas efektif dengan mercury injection

pump

4. Mengetahui factor-faktor yang mempengaruhi besarnya suatu

porositas

5. Mengetahui ukuran porositas yang dimiliki oleh suatu formasi

2.2. Teori Dasar

2.2.1. Pengertian Porositas

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukan besar

rongga didalam batuan (menggambarkan presentase dari total

ruang yang ditempati oleh fluida). Akan tetapi porositas juga

dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori

– pori batuan dengan volume total batuan per satuan volume

tertentu. Porositas dari suatu batuan reservoir dipengaruhi oleh

beberapa faktor yaitu:

Sudut kemiringan batuan

Semakin miring bentuk butiran batuannya akan mempunyai

porositas yang buruk. Sudut yang seharusnya 90 menjadi

45 karena dipengaruhi oleh kemiringan butiran batuan

tersebut.

Bentuk butiran

Bentuk butir didasarkan pada bentuk penyudutan

(ketajaman) dari pinggir butir. Sebagai standar dipakai

bentuk bola, jika bentuk butiran mendekati bola maka

14

porositas batuan akan lebih meningkat dibandingkan bentuk

yang menyudut.

Distribusi (penyusunan) batuan

Distribusi maksudnya penyebaran dari berbagai macam

besar butir yang tergantung pada proses sedimentasi dari

batuan. Umumnya, jika batuan tersebut diendapkan oleh

arus kuat maka besar butir akan sama besar. Sedangkan

susunan adalah pengaturan butir saat batuan diendapkan.

Gambar 2.1. Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas

Ukuran Butiran Batuan

Ukuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari

seluruh batuan, tetapi mempengaruhi besar kecilnya pori-

pori antar butir.

Derajat Sementasi dan Kompaksi

Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya

pori batuan akibat adanya penekanan susunan batuan

menjadi rapat. Sedangkan sementasi pada batuan akan

menutup pori-pori batuan tersebut. Adapun gambaran dari

berbagai faktor tersebut di atas dapat dibuktikan dari hasil

15

penelitian yang dilakukan oleh Nanz dengan alat sieve

analysis sebagaimana yang terlihat pada gambar berikut :

Gambar 2.2. Distribusi Kumulatif Ukuran Butiran dari Graywacke

a). Shalysand b). SandStone

Semakin banyak material pengotor, seperti silt dan clay

yang terdapat dalam batuan akan menyebabkan mengecilnya

ukuran pori-pori batuan.

Pemilahan

Apabila butiran baik maka ada keseragaman sehingga

porositasnya akan baik pula. Pemilahan yang jelek

menyebabkan butiran yang berukuran kecil akan menempati

rongga diantara butiran yang lebih besar akibatnya

porositasnya rendah.

2.2.2. Klasifikasi Porositas

Berdasarkan proses terbentuknya porositas suatu batuan

reservoir, dibagi menjadi dua yaitu:

1. Porositas Primer

Porositas primer adalah porositas yang terjadi atau

terbentuk bersamaan saat proses sedimentasi atau

pengendapan berlangsung.

Contohbatuannya :Batuan konglomerat. Batupasir, dan

batukarbonat.

2. Porositas Sekunder

16

Porositas sekunder adalah porositas yang terjadi atau

terbentuk setelah proses sedimentasi berlangsung. Porositas

sekunder terbentuk bisa karena pelarutan air tanah atau

akibat rekahan (hydraulic fracturing).

Porositas sekunder terbagi lagi menjadi tiga, yaitu:

Porositas larutan yaitu ruang pori – pori yang terbentuk

karena adanya proses pelarutan batuan.

Porositas akibat rekahan, celah atau kekar yaitu ruang

pori – pori yang terbentuk karena adanya kerusakan

atau perubahan struktur batuan sebagai akibat dari

variasi beban seperti lipatan, patahan atau sesar.

Dolomitasi yaitu proses berubahnya batu gamping

(CaCO3) menjadi dolomite (CaMg(CO3)2).

Reaksi kimianya adalah sebagai berikut:

2CaCO3 + MgCl2 → CaMg(CO3)2 + CaCl2

Didalam sudut teknik reservoir, porositas dibagi menjadi

dua yaitu:

1. Porositas Absolut (Øabs)

Porositas absolut ialah perbandingan antara volume

seluruh pori – pori dengan volume total batuan (bulk

volume) atau dapat ditulis dalam persamaan:

∅ abs= V pV b

×100%= VpVg + Vp

×100%= V b-V gV b

x100%

Dimana:

∅ abs : Porositas Absolut (%)

V p : Volume pori – pori batuan (cc)

V b : Volume total batuan (cc)

Vg : Volume butiran (cc)

2. Porositas Effektif (Øeff)

17

Porositas effektif adalah perbandingan antara

volume pori – pori yang berhubungan terhadap volume total

batuan dan dinyatakan dalam fraksi (persen) dalam

persamaannya adalah:

∅eff =Vp yang berhubunganV b

×100%

Dimana:

∅ eff =Porositas Effektif (%)

V p=Volume pori – pori batuan yang berhubungan, cc

V b=Volume total batuan, cc

ρg =Densitas butiran, gr/cc

ρb =Densitas total, gr/cc

ρ f = Densitas formasi, gr/cc

Gambar 2.3. Perbandingan Porositas

Berdasarkan struktur pori:

18

Porositas antar butiran (intergranular dan

intragranular porosity)

Porositas rekahan (fracture porosity)

Selain menggunakan rumus diatas, porositas effektif

juga dapat diukur dengan metode:

1. Ekspansi Gas

∅eff = Volume total batuan sample – Volume butir effektif sampleVolume total batuan sample

×100%

2. Metode Saturation

∅eff = Volume pori yang effektifVolume total batuan

×100%

Volume pori yang efektif dapat ditentukan dengan

metode resaturation :

Berat air dalam ruang pori-pori.

Berat sample yang dijenuhi di udara – Berat

sample kering di udara.

Volume air dalam ruang pori-pori.

Volume pori yang effektif = Volume air dalam

pori

3. Metode Mercury Injection Pump

Penentuan Volume Picnometer:

Vol Picnometer kosong = vol awal skala – vol

akhir skala

Berat air dalam ruang pori-pori

B.J Air

19

Vol Picnometer + core = vol awal skala – vol

akhir skala terisi core

Penentuan Volume Bulk Batuan:

Vol bulk batuan = (vol picnometer + core) – (vol

picnometer kosong)

Penentuan Volume Pori:

Vol pori = vol awal skala – vol akhir skala

4. Metode Menimbang

Volume total batuan (Vb) =

W 3−W 2

B .J kerosin

Volume butiran (Vg) =

W 1−W 2

B . J kerosin

Volume pori (Vp) =

W 3−W 1

B . J kerosin

Porositas efektif (φeff ) =

Volume poriVolume total batuan

x 100%

W 3−W 1

B .J kerosinW 3−W 2

B .J kerosin

x 100%

Dalam usaha mencari batasan atau kisaran harga

porositas batuan, Slitcher&Graton serta Fraser mencoba

menghitung porositas batuan pada berbagai bidang bulatan

dengan susunan batuan yang seragam. Unit cell batuan yang

distudi terdiri atas 2 pack dalam bentuk kubus dan jajaran

genjang (rombohedral). Porositas dengan bentuk kubus

ternyatamempunyai porositas =47,6%, sedangkan porositas

20

pada bidang jajaran genjang (rombohedral) yang tidak

teratur mempunyai harga porositas =25,96%.

Gambar 2.4. Bentuk Butiran Batuan

a) Cubic Packing b) Rhombohedral Packing

Unit cell kubus mempunyai 2 sisi yang sama yaitu 2r,

dimana r adalah jari-jari lingkaran, sehingga:

Volume total (bulk) = (2r)3 = 8r3

Volume butiran = 4 πr3

3

Porositas =

Vb−VgVb

x 100%

=

8 r3−43πr3

8r 3 x100 %

=

8−43 π

8x 100 %

= 1− π

2(3 )x100%

21

= 47,6%

Unit cellrhombohedral mempunyai 2 sisi yang sama

yaitu 2r, dan kemiringannya membentuk sudut 45°, dimana r

adalah jari-jari lingkaran, sehingga:

Volume total (bulk) = alas x tinggi x lebar

= 2r x 2r sin 450 x 2r

= 4·(2)1/2 · r3

Volume butiran = 4 πr3

3

Porositas =

Vb−VgVb

x 100%

=(4·(2)1/2 · r3 – (4/3)·π· r3)/ 4·(2)1/2 · r3

= 0.2596 x 100%

= 25.96%

22

Untuk pegangan secara praktis dilapangan, ukuran porositas

dan kualitas:Tabel 2.1. Ukuran porositas dan kualitas

Porositas (%) Kualitas

0 – 5 Jelek sekali

5 – 10 Jelek

10 – 15 Sedang

15 – 20 Baik

> 20 Sangat bagus

Grafik 2.1. Grafik Skewness vs % porositas

Besarnya porositas itu ditentukan dengan berbagai cara,

yaitu:

1. Di laboratorium, dengan porosimeter yang didasarkan

hukum Boyle: Gas digunakan sebagai pengganti cairan

untuk menentukan volume pori tersebut.

2. Dari log listrik, sonic dan radioaktifitas.

3. Dari log kecepatan pemboran.

4. Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopis.

5. Dari hilangnya inti pemboran.

23

2.3. Peralatan dan Bahan

2.3.1. Peralatan

1. Timbangan & Anak timbangan

2. Vacum pump & Vacum desikator

3. Beaker glass ceper

4. Porometer

Gambar Alat :

Gambar 2.5. Timbangan Digital

Gambar 2.6. Vacum Pump dan Vacum Desikator

24

Gambar 2.7. Beaker Glass Ceper

Gambar 2.8. Rangkaian Porometer

2.3.2. Bahan

1. Inti Batuan (Core)

2. Kerosin

Gambar Bahan :

25

Gambar 2.9. Core

Gambar 2.10. kerosene

2.4. Waktu dan Tempat Praktikum

Hari : Senin

26

Tanggal : 26 Oktober 2015

Waktu : 10:30-Selesai

Tempat : Kampus 1 STT MIGAS

2.5. Prosedur Percobaan

2.5.1. Metode Pengukuran dengan cara Menimbang

1. Core (inti batuan) yang telah diekstrasi selama 3 jam

dengansoxlet dan didiamkan selama 24 jam, dikeluarkan dari

tabung ekstraksi dan didinginkan beberapa menit, kemudian

dikeringkan dalam oven pada temperatur 105-115 oC.

2. Ditimbang Core kering dalam mangkuk, misal berat Core

kering = W1 gram.

3. Dimasukkan Core kering tersebut kedalam vacum desikator

untuk dihampakan udara 1 jam dan saturasikan dengan

kerosin.

4. Diambil Core yang telah dijenuhi kerosin kemudian

ditimbang dalam kerosin, misal beratnya = W2 gram.

5. Diambil Core tersebut (yang masih jenuh dengan kerosin),

kemudian timbang di udara, misal beratnya = W3 gram.

6. Perhitungan :

Porositas efektif (φeff ) =

Volume poriVolume total batuan

x 100%

Volume total batuan (Vb) =

W 3−W 2

B . J kerosin

Volume grain (Vg) =

W 1−W 2

B . J kerosin

Volume pori (Vp) =

W 3−W 1

B . J kerosin

27

Atau

2.5.2. Metode Pengukuran dengan Mercury Injection Pump

2.5.2.1. Ketentuan Penggunaan Porometer

1. Plungger / cylinder dihampakan diudara sebelum

memulakan pekerjaan.

2. Diputar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam

sejauh mungkin.

3. Dipastikan penutup dan valve picnometer dalam keadaan

tertutup, dan fill valve dalam keadaan terbuka.

4. Dihidupkan pompa vacuum dan lakukan sampai ruang

cylinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan

terakhir matikan pompa vacuum.

5. Jika langkah 4 terpenuhi, dimasukkan Hg dalam flask ke

dalam cylinder sampai habis, selanjutnya tutup valve dan

terakhir matikan vakum.

6. Diputar lagi handwheel searah dengan arah jarum jam,

sampai pressure gauge menunjukkan harga suatu tertentu.

7. Diputar lagi handwheel berlawanan dengan arah jarum jam,

sampai jarum jam pada pressure gauge menunjukkan angka

nol pertama kali.

8. Dibuka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan

mercury, jika kedudukan mercury ada pada cylinder maka

ulangi lagi langkah 2 sampai langkah ke 8.

=

W 3−W 1

B . J kerosinW 3−W 2

B . J kerosin

x 100%

28

Jika kedudukan mercury ada pada ruang picnometer,

turunkan permukaan mercury sampai pada batas bawah

picnometer (jika ada yang menempel pada dinding harus

dibersihkan) dengan memutar handwheel berlawanan

dengan arah jarum jam.

2.5.2.1. Prosedur Penentuan Porositas

1. Dipastikan permukaan Hg pada posisi bagian bawah dari

picnometer.

2. Diutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.

3. Diatur volume scale pada harga tertentu, misalnya = 50 cc.

4. Diputar handwheel searah jarum jam sampai mercury

pertama kali muncul pada picnometer.

5. Dihentikan pemutaran handwheel dan baca volumscale dan

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

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

7. Dikembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula

dengan memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum

jam (pada volumscale = 50 cc)

8. Dibuka bagian penutup picnometer dan masukkan core

sampel. Kemudian tutup lagi picnometer (valve picnometer

tetap terbuka).

9. Diputar handwheel sampai mercury untuk pertama kali

muncul pada valve picnometer. Catat volumscale dan dial

handwheel (miring kanan), misalnya = 38,2 cc.

10. Dihitung volumpicnometer yang terisi sampel = (50 – 38,2)

cc = b cc.

11. Dihitung volume bulk dari core sampel = (b – a) cc = d cc

12. Dilanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori (Vp),

yaitu dengan menutup valve picnometer. Kemudian atur

pore space scale pada angka nol. Untuk langkah 12 ini, pada

29

saat meletakkan pore space scale pada angka nol,

kedudukan dial handwheel tidak harus pada angka nol. Akan

tetapi perlu dicatat esarnya angka yang ditunjukan dial

handwheel (miring kiri) setelah pengukuran Vb. harga

tersebut harus diperhitunhkan saat mengukur Vp.

13. Diputar handwheel searah jarum jam sampai tekanan pada

pressure gauge menunjukkan angka 750 Psig.

14. Dicatat perubahan volum pada pore space scale dan

handwheel dial (miring kiri) sebagai volum pori (Vp).

15. Dihitung besar porositas.

2.6. Hasil Analisa dan Perhitungan

2.6.1 Penentuan porositas dengan menimbang

1. Berat Core kering di udara (W1) = 44 gr

2. Berat Core jenuh di kerosin (W2) = 21 gr

3. Berat Core jenuh di udara (W3) = 44,7 gr

4. Densitas kerosin = 0,8 gr/cc

5. Volume bulk (Vb) =

W 3−W 2

B . J kerosin

=44,7 gr−21 gr

0,8 gr /cc

= 29,625 cc

6. Volume grain (Vg) =

W 1−W 2

B . J kerosin

= 44 gr−21 gr0,8 gr /cc

=28,75 cc

30

7. Volume pori (Vp) =

W 3−W 1

B . J kerosin

= 44,7 gr−44 gr

0,8 gr /cc

= 0,875 cc

8. φ eff = VpVb

×100 %

= 0,875 cc

29,625 cc×100 %

= 4,676 %

2.6.2 Penentuan porositas dengan Mercury Injection Pump

1. Penentuan skala picnometer

Skala awal = 55,4 cc

Skala akhir = 2,8 cc

Volume picnometer kosong = (skala awal – skala akhir)

= (55,4 cc – 2,8 cc)

= 52,6 cc

2. Penentuan Volume Bulk

Skala awal = 57,5 cc


Volume picnometer + Core = (skala awal - skala akhir)

= (57,5 cc – 33,4 cc)

= 24, cc

Volume Bulk Batuan = [(volume picnometer + core) –

(volume picnometer kosong)]

= [24,1 cc – 52,6 cc]

= 28,5 cc

3. Penentuan Volume Pori

Skala awal = 5,6 cc


31

Volume pori = (skala awal – skala akhir)

= ( 5,6 cc – 0,9 cc)

= 4,7 cc

φeff = VpVb

x 100% = 4,728 ,5

× 100 %

= 16,4 %

2.7 Pembahasan

Porositas yang dimiliki suatu formasi batuan reservoir bisa

digunakan sebagai petunjuk seberapa besar rongga pada formasi batuan

tersebut. Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas

penyimpanan fluida reservoir. Batuan reservoir yang memiliki porositas

yang baik, akan lebih banyak mengandung hidrokarbon di dalam reservoir

tersebut. Jadi, semakin besar porositas efektif suatu batuan reservoir, maka

akan semakin banyak pula hidrokarbon yang terkandung dalam reservoir

tersebu. Porositas diukur dengan dua cara yaitu, penentuan porositas

dengan cara menimbang dan penentuan porositas dengan cara mercury

injection pump.

Pada pengukuran porositas dengan cara menimbang diperoleh data

berat core kering diudara sebesar 44 gr, berat core jenuh diudara sebesar

44,7 gr, berat core jenuh di kerosene sebesar 21 gr dan dan densitas

kerosin sebesar 0,8 gr/cc. Dari data-data tersebut, diperoleh sesuai dalam

perhitungan besarnya volume total batuan sebesar 29,625 cc; volume

butiran sebesar 28,75 cc dan volume pori sebesar 0,875 cc. Dari data

volume tersebut dapat ditentukan harga porositas sebesar 2,95% untuk

metode menimbang yang digolongkan dalam porositas yang jelek.

Pada penentuan harga porositas dengan cara mercury injection pump

dimulai dengan penentuan skala picnometer yaitu skala awal sebesar 55,4

cc dan skala akhir 2,8 cc sehingga diperoleh harga volume piknometer

32

kosong sebesar 52,6 cc. Dilanjutkan dengan penentuan harga volume

piknometer berisi core dengan skala awal 57,5 cc dan skala akhir 33,4 cc,

diperoleh harga volume piknometer berisi core24,1 cc. Dan diperoleh

volume total core sebesar 28,5 cc demikian pula dengan volume pori

batuan yang diperoleh sebesar 4,7 cc. Selanjutnya diperoleh harga

porositas melalui mercury injection pump sebesar 16,4% yang

dikategorikan porositas sedang.

2.8 Kesimpulan

Dari percobaan yang telah dilakukan, dapat ditarik suatu kesimpulan

sebagai berikut:

1. Porositas adalah ukuran yang menunjukan besar rongga pada batuan.

2. Penentuan harga porositas dapat dilakukan melalui 2 cara, yaitu:

Cara menimbang

Cara mercury injection pump

3. Dari hasil percobaan diperoleh harga porositas. Dengan cara

menimbang, φeff = 2,95 %. Dan dengan cara mercury injection pump

φeff = 16,4 %. Porositas effektif yang diperoleh dari metode

Menimbang termasuk dalam porositas dengan kategori jelek,

sedangkan porositas effektif yang diperoleh dari metode Mercury

Injection Pump termasuk dalam porositas dengan kategori sedang.

4. Besarnya porositas efektif (φeff ) fresh Core yang disaturasi kerosin

menggunakan metode Mercury Injection Pump ternyata lebih besar

hasilnya dibandingkan dengan metode Menimbang. Ini dibuktikan

dengan hasil perhitungan porositas tersebut.

5. Semakin besar nilai porositas efektif dari suatu reservoir, maka harga

permebilitas reservoir tersebut semakin besar pula.

34

BAB III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA


1. Mengetahui pengertian saturasi.

2. Menentukan jumlah fluida pada suatu formasi.

3. Mengukur saturasi minyak, saturasi air dan saturasi gas pada

formasi.

4. Mengetahui factor-faktor yang mempengaruhi saturasi

5. Mengukur saturasi dengan metode destilasi

3.2. Teori Dasar

Di dalam batuan reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam

fluida, kemungkinan terdapat oil, gas, dan water yang tersebar ke seluruh

bagian reservoir. Ruang pori-pori reservoir mengandung fluida yang

biasanya terdiri dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah

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

tersebut. Saturasi adalah tingkat kejenuhan fluida dalam media berpori

antara volume air, minyak dan gas. Saturasi juga dapat didefinisikan

sebagai perbandingan antara volume fluida yang mengisi pori batuan

terhadap volume pori-pori batuan atau dalam persamaan dirumuskan

sebagai berikut:

1. Saturasi air didefinisikan sebagai :

2. Saturasi minyak didefinisikan sebagai :

Sw=Volume pori yang terisi airVolume PoriTotal

So=Volume pori yang terisi minyakVolume PoriTotal

Water

Gas Oil

Rock

35

3. Saturasi gas didefinisikan sebagai :

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida:

Apabila diisi oleh minyak dan air saja maka :

Gambar 3.1. Saturasi fluida pada batuan

Terdapat tiga faktor yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu :1. Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke

tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatif rendah. Demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini

Sg=Volume pori yang terisi GasVolume PoriTotal

Sw+So+Sg = 1

So+Sw = 1

St = 1 – (Swirr + Sgirr + Soirr)

36

disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

2. Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.

3. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume contoh batuan adalah V, ruang pori-porinya adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :

Gambar 3.2. Variasi Pc terhadap Sw

a) Untuk Sistem batuan yang Sama dengan Fluida yang berbeda.

b) Untuk Sistem Fluida yang Sama dengan Batuan yang Berbeda.(Amyx,J.W., Bass, MD., 1960)

So..V + Sg..V = (1-Sw)..V

37

Dimana :St = saturasi total fluida terproduksiSwirr = saturasi water tersisa (irreducible)Sgirr = saturasi gas tersisa (irreducible)Soirr = saturasi oil tersisa (irreducible)

Sementara itu faktor-faktor yang mempengaruhi saturasi fluida, yaitu :

1. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.

2. Ketinggian diatas free water level.

3. Adanya perbedaan tekanan kapiler.

Beberapa faktor lain yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir,

antara lain:

1. Pada batuan yang mudah dibasahi oleh air atau water wet, harga

saturasi air cenderung tinggi pada porositas yang lebih kecil.

2. Akibat adanya perbedaan berat jenis gas, minyak dan air maka

umumnya saturasi gas akan tinggi pada bagian atas dari jebakan

(perangkap).

38

Gambar 3.3. Distribusi saturasi mula-mula dalam combination drive reservoir

3. Reservoir, begitu juga untuk saturasi air akan tinggi pada bagian

bawah dari jebakan atau perangkap reservoir dengan combination

drive (Gambar 3.3.).

4. Produksi berlangsung karena adanya perubahan distribusi fluida. Jika

minyak diproduksikan maka tempatnya di dalam reservoir akan

digantikan oleh air atau gas bebas.

Di dalam suatu reservoir, jarang sekali minyak terdapat 100%

menjenuhi lapisan reservoir. Biasanya air terdapat sebagai interstitialwater

yang berkisar dari beberapa persen sampai kadang-kadang lebih dari 50%

tetapi biasanya antara 10 sampai 30%. Dengan demikian batas fluida

antara air dan minyak tidak selalu jelas. Besarnya penjenuhan air di dalam

reservoir minyak menentukan dapat tidaknya lapisan minyak itu

diproduksikan. Penjenuhan air dinyatakan sebagai Sw (water saturation).

Jika Sw lebih besar dari 50%, minyak masih dapat keluar, akan tetapi pada

umumnya harus lebih kecil dari 50%. Penjenuhan air tidak mungkin

kurang dari 10% dan dinamakan penjenuhan air yang tak terkurangi

(irreducible watersaturation). Hal ini biasanya terdapat pada reservoir

dimana airnya membasahi butir. Juga harus diperhatikan bahwa

kedudukan minyak terhadap air tergantung sekali daripada apakah

reservoir tersebut basah minyak (oil wet) atau basah air (water wet). Pada

umumnya batuan reservoir bersifat basah air. Pori – pori batuan Reservoir

selalu berisi fluida dan fluida tersebut bisa berupa minyak dan Gas, Gas –

Minyak – Air atau Gas – Air – Minyak. Atau air yang selalu berada

didalam reservoir sebab air lebih dulu ada sebelum minyak atau gas

datang/bermigrasi. Kadar air yang tinggi dalam reservoir minyak

mengurangi daya pengambilannya (recoverability).Air ini biasanya merupakan selaput tipis yang mengelilingi butir-butir batuan reservoir dan dengan demikian merupakan pelumas untuk bergeraknya minyak bumi, terutama dalam

39

reservoir dimana butir-butirnya bersifat basah air. Penentuan Sw ditentukan di laboratorium dengan mengextraksinya dari inti pemboran, akan tetapi secara rutin dilakukan dari analisa log listrik, terutama dari kurva SP.

40

3.3. Peralatandan Bahan

3.3.1. Peralatan

1. Retort

2. Solvent extractor termasuk reflux condenser (pendingin)

water trap dan pemanas listrik

3. Timbangan analisis dengan batu timbangan

4. Gelas ukur

5. Exicator

6. Oven

Gambar Peralatan :

Gambar 3.4. Stark Dean Destilation Aparatus

41

Gambar 3.5. Retort

Gambar 3.6. Solvent Extractor

42

Gambar 3.7. TimbanganAnalisis

Gambar 3.8. Gelas Ukur

43

Gambar 3.9. Exicator

Gambar 3.10. Oven

3.3.2. Bahan :

44

1. Fresh core

2. Air

3. Minyak

4. Toluena

Gambar Bahan :

Gambar 3.11. Fresh Core

Gambar 3.12. Air

45

Gambar 3.13. Minyak

Gambar 3.14 Toluena


Hari : Senin

Tanggal : 26 Oktober 2015

Waktu : 10:30 – Selesai.


46

3.5. Posedur Percobaan

Pengukuran dengan metode destilasi:

1. Diambil fresh core yang telah dijenuhi dengan air dan minyak.

2. Ditimbang core tersebut, misal beratnya = a gram.

3. Dimasukkan core tersebut kedalam labu dean & stark yang telah

diisi dengan toluena. Lengkapi dengan water trap dan reflux

condensor.

4. Dipanaskan selama kurang lebih

2 jam hingga air tidak nampak

lagi.

5. Didinginkan dan baca air yang

tertampung di water trap, misalnya = b cc = b gram.

6. Sampel dikeringkan dalam oven ± 15 menit (pada suhu 110 oC).Dan didinginkan dalam exicator 15 menit, kemudian timbang Core kering tersebut, misalnya = c gram.

7. Dihitung berat minyak =

a – (b + c) gram = d gram.

8. Dihitung volume minyak:

9. Dihitung saturasi minyak dan air:

So=e

VpSw= b

Vp


Berat jemis Minyak = 0,793 gr/cc

Timbangan Core Kering = 29,7 gr

Vo=dB.J minyak

=e cc

47

Timbangan Core Jenuh = 30,6 gr

Volume pori = 14,9 gr

(didapat dari metode penimbangan)

Volume air yang didapat = 0,3 cc

Berat air yang didapat = 0,3 gr

Berat minyak = (Berat Core jenuh – Berat Core

kering – Berat air)

= (30,6 gr –29,7 gr – 0,3 gr)

= 0,6 gr

Volume minyak = Berat MinyakB .J Minyak

= 0,6 gr

0,793 grcc

= 3,632 cc

So = Volume Minyak

Volume Pori

= 0,756 cc14,9 gr

= 0,05 x 100% = 5%

Sw = Volume AirVolumePori

= 0,3 cc

14,9 gr

= 0,02 x 100% = 2%

Sg = 1 – (So + Sw)

= 1 – (0,05 + 0,02) \

48

= 0,93 x 100%

= 93%

3.7. Pembahasan

Dalam menentukan saturasi fluida dengan metode destilasi kita harus

menghitung berat core kering yang telah dijenuhi air dan minyak dengan

menggunakan timbangan.Berdasarkan data yang didapatkan pada

percobaan penentuan saturasi diperoleh data perhitungan, berat core

kering adalah 29,7 gr dan berat core yang telah dijenuhi air adalah 30,6

gr, sehingga dari data tersebut dapat ditentukan besarnya volume pori

pada sampelcore tersebut adalah sebesar 14,9 cc.

Sedangkan volume air yang didapat dari proses destilasi pada core

adalah 0,3 cc, yang besarnya sama dengan berat air tersebut, yaitu

sebesar0,3 gr didapatkan dari hasil perkalian antara massa jenis air (ρ)

dan volume air (V).

Untuk menentukan berat minyak dapat dilakukan dengan

memasukkan nilai berat core jenuh dikurang berat core kering dikurang

berat air, (30,6 gr – 29,7 gr – 0,3 gr) maka didapatkan berat minyak

sebesar 0,6 gr. Selanjutnya untuk menentukan volume minyak dapat

dilakukan dengan memasukkan nilai berat minyak dan harga berat jenis

minyak ke dalam perbandingan sehingga didapatkan volume sebesar 3,632

cc.

Setelah semua data didapatkan, maka kita dapat menentukan saturasi

tiap-tiap fluida, didapatkan saturasi oil (So) sebesar 5 %, saturasi water

(Sw) sebesar 2 %. Dari saturasi water dan saturasi oil dapat diukur harga saturasi gas dengan cara 1 dikurang jumlah saturasi water dan saturasi oilnya atau dengan persamaan So + Sw + Sg = 1, kemudian rumus tersebut diturunkan menjadi Sg = 1 – (So + Sw),sehingga diperoleh harga saturasi gas sebesar 93 %.

49

Dari data percobaan yang telah diberikan dan sesuai dengan hasil perhitungan, dapat dilihat bahwa gas memiliki saturasi paling besar yaitu 93 % dibandingkan oil dan water sehingga reservoir yang diamati digolongkan memiliki kandungan gas yang mendominasi.

Pengaplikasian saturasi dalam perminyakan, setelah kita mengukur

saturasi pada setiap sampel batuan reservoir maka kita dapat menentukan

jumlah kandungan oil, gas, dan water yang ada dalam reservoir, kemudian

kita dapat membuat analisa bahwa reservoir tersebut layak untuk

diproduksi. Dan dapat mengetahui jenis reservoir gas atau minyak.

50

3.8. Kesimpulan

1. Saturasi adalah jumlah kejenuhan fluida dalam reservoir.

2. Saturasi dapat diukur dengan metode destilasi.

3. Melalui saturasi dapat diketahui jumlah fluida yang terdapat dalam suatu

reservoir.

4. Saturasi oil (So) adalah perbandingan antar volume oil yang mengisi

pori-pori core terhadap volume pori-pori total core, dan pada percobaan

diperoleh So sebesar 5 %. Saturasi water (Sw) adalah perbandingan

antar volume water yang mengisi pori-pori core terhadap volume pori-

pori total core, dan pada percobaan diperoleh Sw sebesar 2 %. Setelah

diperoleh So dan Sw, maka saturasi gas (Sg) dengan menggunakan

rumus Sg = 1 – Sw – So, sehingga diperoleh Sg sebesar 93 %

5. Dari hasil perhitungan diperoleh untuk masing-masing presentasi

saturasi adalah:

Sg =93%

So = 5%

Sw = 2 %

Sehingga pada reservoir tersebut dapat disimpulkan bahwa harga Sg >

So > Sw. Artinya core yang diteliti lebih banyak mengandung gas.

6. Besar kecilnya volume fluida yang mengisi pori – pori batuan dapat

mempengaruhi besar kecilnya saturasi fluida tersebut di dalam suatu

formasi batuan reservoir.

51

BAB IV

PENGUKURAN PERMEABILITAS


1. Mengetahui pengertian permeabilitas.

2. Mengetahui factor-faktor yang mempengaruhi permeabilitas.

3. Mengetahui Mengetahui pengaruh beda tekanan terhadap

permeabilitas.

4. Menentukan harga permeabilitas absoulut menggunakan gas

parameter.

5. Mengetahui satuan permeabilitas.

4.2. Teori Dasar

Permeabilitas adalah sifat-sifat fisik batuan reservoir untuk dapat mengalirkan fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut.Satuan untuk permeabilitas adalah darcy. Satu darcy

dapat didefinisikan sebagai kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida

sebanyak 1 cc pada luas penampang 1 cm2 pada temperatur 1 derajat

celcius pada keadaan 1 atm dan kecepatan alir 1 cc/s serta viskositas 1

cp.Untuk lebih memahami tentang permeabilitas dapat di lihat pada gambar 4.1.

52

Gambar 4.1. Model Permeabilitas

Definisi kwantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh

Henry Darcy(1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk diferensial

sebagai berikut:

dimana :

V = kecepatan aliran, cm/sec

= viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

k = permeabilitas media berpori, mD

Tanda negatif dalam persamaan diatas menunjukkan bahwa bila

tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan

dengan arah pertambahan tekanan tersebut.

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan

tersebut adalah:

v = − kμ

x dPdL

53

1. Alirannya mantap (steady state).

2. Fluida yang mengalir satu fasa.

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan .

4. Kondisi aliran isothermal.

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.

6. Fluidanya incompressible.

Di dalam reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu macam, sehingga permeabilitas dapat dibagi menjadi:

Permeabilitas AbsolutAdalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori terdiri hanya satu macam fluida.

Permeabilitas EfektifAdalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori lebih dari satu macam fluida (misal minyak, gas, air).

Permeabilitas RelatifAdalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Tabel 4.1. Klasifikasi Permeabilitas

KualitasNilai Permeabilitas

(darcy)Sangat Buruk < 1 mD

Buruk 1 mD – 50 mDSedang 50 mD – 200 mD

Baik 200 mD – 500 mDSangat Baik > 500 mD

54

Gambar 4.2. Hubungan Ukuran Butiran dengan Permeabilitas

Gambar di atas memperlihatkan pengaruh besarnya ukuran butir terhadap permeabilitas. Dari gambar diatas dapat disimpulkan bahwa ukuran butir yang besar dengan tingkat keseragaman yang bagus akan memiliki permeabilitas yang besar dan sebaliknya.

Gambar 4.3. Diagram Percobaan Permeabilitas

Penentuan permeabilitas oleh Darcy pada Gambar 4.3 merupakan percobaan dengan batuan berbentuk silinder

55

untuk penampang A, panjang L, dimana batu pasir silinder ini dijenuhi dengan 100% cairan dengan viskositas µ. Kemudian dengan menutupi sekeliling batuan agar fluida tidak mengalir melalui dinding tersebut, serta memberi tekanan masuk sebesar P1 pada ujung sebelah kiri maka terjadi laju aliran sebesar q (volume persatuan waktu), sedangkan P2 adalah tekanan keluar.

Dari percobaan ini dapat ditunjukkan bahwa q.µ.L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Berdasarkan persamaan diatas dapat ditentukan besarnya permeabilitas absolut dengan anggapan-anggapan yang dipakai, yaitu:

k =

q . μ . LA ( P1−P2)

Setiap reservoir yang produktif paling sedikit didapatkan dua fasa fluida pada aliran di dalam reservoirnya. Apabila fasa gas dan minyak diproduksikan bersama-sama terdapat tiga fasa pada aliran fluida dalam reservoir tersebut. Rumus-rumus yang berlaku untuk permeabilitas effektif dan permeabilitas relatif pada fluida multi fasa bila aliran linier horizontal, steady state dan incompressible, yaitu sebagai berikut:

ko =

qo . μo . LA ( P1−P2) ; kg =

qg . μg . LA ( P1−P2) ; kw =

qw . μw . LA ( P1−P2)

56

Permeabilitas relatif :

kro = ko

k ; krg = k g

k ; krw = kw

k

Dimana :

qo,qg,qw = laju alir minyak/gas/air, cm3/sec

µo,µg,µw = viscositas minyak/gas/air, cp

ko,kg,kw = permeabilitas effektif minyak/gas/air, fraksi

kro, krg, krw = permeabilitas absolut, darcy

Grafik 4.1. Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air

Dari grafik diatas dapat dijelaskan bahwa: Begitu Sw mulai naik dari harga nol, ko akan turun dengan cepat.

Begitu juga untuk So yang mulai bertambah dari harga nol harga

kwakan turun dengan cepat, atau dapat dikatakan untuk So yang kecil

akan mengurangi laju aliran minyak karena ko yang kecil, demikian

juga untuk air.

57

Ko akan turun terus dengan turunnya harga So dan mencapai harga

nol meskipun harga So belum mencapai nol. Pada keadaan ini (titik

C) minyak sudah tidak bergerak lagi. Saturasi minimum dimana

minyak sudah tidak dapat bergerak lagi disebut dengan critical oil

saturation (Soc) atau residual oil saturation (Sor). Demikian juga

untuk air, keadaan ini disebut critical water saturation (Swc)

atauresidual water saturation (Swr).

Jumlah harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k absolut, kecuali

pada titik A dan B sehingga dapat ditulis sebagai berikut:

ko + kw< k

Sedangkan untuk system minyak-gas dan gas-air ditulis sebagai

berikut :

ko + kq< k

kq + kw< k

Untuk system minyak dan gas, hubungan permeabilitas efektif

dengan saturasi menunjukkan “k” tidak turun secara drastis dengan

turunnya saturasi dari 100% seperti pada kurva untuk minyak dan air. Sgr

atau Sgc lebih kecil dari Soc maupun Swc.

Cara penentuan permeabilitas adalah:

1. Dengan permeameter, suatu alat pengukur yang mempergunakan gas.

2. Dengan penaksiran kehilangan sirkulasi dalam pemboran.

3. Dari kecepatan pemboran.Berdasarkan test produksi terhadap penurunan tekanan dasar lubang (bottom-hole pressure-decline).

4.3. Peralatandan Bahan

4.3.1. Peralatan :

58

Core holder dan thermometer

Triple range flowmeter dengan selector valve

Selector valve ( flowmeter selection valve )

Pressure gauge

Gas inlet

Gas outlet

Gambar Alat :

Gambar 4.4. Core holder

59

Gambar 4.5. Triple range flowmeter

Gambar 4.6. Pressure Gauge

60

Gambar 4.7. Gas inlet

Gambar 4.8.Gas outlet

61

Gambar 4.9. Rangkaian Gas Permeameter

4.3.2. Bahan yang digunakan

Fresh core Gas

Gambar Bahan :

62


Gambar 4.11. Gas

4.4. Waktu dan Tempat PraktikumHari : SeninTanggal : 26 Oktober 2015Waktu : 10:30 - SelesaiTempat : Kampus 1 STT MIGAS

63

4.5. Prosedur Percobaan4.5.1. Prosedur Gas Permeameter

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

2. Masukkan core pada core holder.3. Putar flowmeter selector valve pada tanda

“Large”.4. Buka regulating valve, putar sampai pressure

gauge menunjukkan angka 0.25 atm.5. Pilih range pembaca pada flowmeter antara 20 –

140 division.6. Jika pembacaan pada flowmeter di bawah 20,

putar selector valve ke “Medium” dan naikkan tekanan sampai 0.5 atm.

7. Jika pembacaan pada flowmeter di bawah 20, putar selector valve ke ”Small” dan naikkan tekanan sampai 1.0 atm.

8. Jika flowmeter tetap tidak naik dari angka 20, hentikan percobaan dan periksa core pada core holder (tentukan kemungkinan-kemungkinan yang terjadi).

9. Jika flowmeter menunjukkan angka di atas 140 pada ”lange” tebu, maka permeabilitas core terlalu besar.

10. Percobaan kita hentikan atau coba naikkan panjang core atau kurangi cross sectional area dari core.

11. Catat temperature, tekanan dan pembacaan flowmeter.

64

12. Ubah tekanan ke 0.25 atm dengan regulator.13. Ulangi percobaan sebanyak 3 kali.

14. Perhitungan:Rumus yang digunakan dalam percobaan ini adalah:

k=μg Qg L

A ΔP

Dimana :

k = Permeabilitas, darcyμ g = Viskositas gas yang digunakan (lihat

grafik), cp

Qg = Flow rate rata-rata (cc/dt) pada tekanan rata-rata,ditentukan dari grafik kalibrasi.

L = Panjang sampel, cm

A = Luas penampang dari sampel, cm2

ΔP = Pressure gradient, atm (0.25 atm; 0.5 atm; 1 atm)

Catatan : Jika digunakan gas N2 maka Q = 1.0168 udara.


Pengukuran Permeabilitas Absolut dengan Gas Permeameter

Persamaan yang digunakan :

k=μg Qg L

A ΔP

65

1. Keadaan I

Diameter Core = 8 cm

Panjang Core (L) = 9,9 cm

Luas Penampang Core (A) =14

π d2

=14

π (8 cm)2

= 50,24 cm2

Beda Tekanan ( ΔP ) = 0,25 atm

1/Δ P = 4 atm-1

Flow Reading = 5 cm

Laju Aliran Gas (Q g¿ = 22,6 cc/dtk

Viscositas Gas (μg¿ = 0,01825 cp

Permeabilitas (k) = 0,01825 cp×22,6 cc

dtk×9,9cm

50,24 cm2× 0,25 atm

= 0,496 darcy

2. Keadaan II



Luas Penampang Core (A) =14

π d2

=14

π (8 cm)2

= 50,24 cm2

Beda Tekanan ( ΔP ) = 0,5 atm

1/Δ P = 2 atm-1

66

Flow Reading = 8 cm

Laju Aliran Gas (Q g¿ = 40,2 cc/dt


Permeabilitas (k) = 0,01825 cp× 40,2 cc

dtk×9,9 cm

50,24 cm2× 0,5 atm

= 0,289 darcy

3. Keadaan III



Luas Penampang Core (A) =

14

π d2

=14

π (8 cm)2

= 50,24 cm2

Beda Tekanan ( ΔP ) = 1 atm

1/Δ P = 1 atm-1

Flow Reading = 11 cm

Laju Aliran Gas (Q g¿ = 51,7 cc/dt


Permeabilitas (k) = 0,01825 cp×51,7 cc

dtk×9,9 cm

50,24 cm2× 1atm

= 0,185 darcy

4.7. Pembahasan

Permeabilitas digunakan untuk mengetahui kemampuan suatu batuan

untuk melewatkan fluida melalui pori – pori yang saling berhubungan

tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Sesuai dengan

persamaan permeabilitas yang telah di sampaikan pada poin sebelumnya,

67

permeabilitas berbanding lurus dengan viskositas gas, laju aliran gas dan

panjang core, dan juga berbanding terbalik dengan luas penampang core

dan beda tekanan yang bekerja pada core.Permeabilitas dibagi menjadi tiga

yaitu permeabilitas absolut, permeabilitas efektif dan permeabilitas

relatif.Pada percobaan ini kami menentukan permeabilitas absolut.

Permeabilitas dapat dicari dengan dua cara yaitu dengan

menggunakan liquid permeameter dan dapat pula dengan gas permeameter.

Namun pada percobaan ini kita hanya menggunakan gas

permeameter.Ada tiga macam data yang diberikan dalam percobaan ini, dengan flow reading, laju aliran gas serta beda tekanan yang berbeda – beda sebagai faktor yang mempengaruhi.

Table 4.2. Hasil perhitungan permeabilitas masing-masing tekanan

P (atm) K (darcy) 1/∆p (atm-1)

0,25 0,325 4

0,5 0,289 2

1 0,185 1

Seperti yang terlihat pada tabel4.2. di atas, Pada

percobaan ini dilakukan tiga kali percobaan dengan

menggunakan tekanan yang berbeda–beda (0,25 atm, 0,5 atm, dan 1

atm). Setelah melakukan perhitungan dengan viskositas, laju aliran,

panjang core. Luas penampang dan perbedaan tekanan sebagai faktor–faktor

yang mempengaruhi, kita dapatkan harga permeabilitas (k) 0,325 darcy

pada tekanan 0,25 atm.Pada tekanan 0,50 atm didapat harga

permeabilitas (k) 0,289 darcy. Dan pada tekanan 1 atm didapatkan harga

permeabilitas (k) 0,185 darcy.

68

Dari data-data antara permeabilitas (k) dan 1/ΔP pada tabel 4.2. di atas, kemudian kita plotkan ke dalam suatu grafik menjadi seperti grafik di bawah ini:

0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.50

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35 0.325000000000001

0.289

0.185

Permeabilitas vs 1/∆P

Permeabilitas

1/∆P

Perm

eabi

litas

Grafik 4.2.Grafik hubungan permeabilitas (k) dan 1/∆p

Dari tabel dan grafik di atas, dapat dilihat bahwa perjalanan grafik semakin lama semakin menurun. Cara pembacaan grafik di atas adalah dari kanan ke kiri. Pada grafik tampak bahwa permeabilitas semakin lama semakin menurun, karenasemakin besar gradien tekanan maka permeabilitas absolut dari core akan semakin kecil. Hal ini disebabkan karena semakin besar tekanan, maka pori-pori batuan akan semakin kompak, sehingga akan memperkecil kemampuan batuan reservoir untuk mengalirkan fluida (permeabilitasnya).

Permeabilitas dalam suatu reservoir atau dunia perminyakan sendiri

sangat erat kaitannya dengan porositas dimana,Porositas adalah

kemampuan untuk menyimpan, sedangkan permeabilitas atau kelulusan

69

yaitu kemampuan untuk melepaskan fluida tanpa merusak partikel

pembentuk atau kerangka batuan. Porositas dan permeabilitas sangat erat

hubungannya sehingga dapat dikatakan bahwa permeabilitas tidak

mungkin ada tanpa adanya porositas, walaupun sebaliknya belum tentu

demikian. Pengaplikasian dalam dunia perminyakan adalah dapat

menentukan laju alir dari suatu sumur produksi.

4.8. Kesimpulan

Dari hasil perhitungan yang diperoleh dari data – data yang telah

diberikan, maka dapat ditarik kesimpulan bahwa :

1. Permeabilitas adalah suatu ukuran yang menunujukan kemampuan

media berpori untuk meloloskan fluida.

2. Satuan untuk permeabilitas (k) adalah Darcy.

3. Permeabilitas absolut pada suatu formasi batuan dipengaruhi oleh

beberapa faktor, yaitu viscositas gas, laju aliran gas, panjang core, luas

penampang core dan juga beda tekanan. Semakin besar beda tekanan

yang berada pada batuan, maka harga permeabilitas absolutnya akan

semakin kecil. Sebaliknya, semakin kecil beda tekanan yang berada

pada batuan, maka harga permeabilitas absolut akan semakin besar.

4. Besar nilai permeabilitas untuk masing – masing Core adalah :

Core 1( ΔP = 0,2 ) = 0,325 Darcy= 325 mDarcy

Core 2( ΔP = 0,5) = 0,289 Darcy= 289 mDarcy

Core 3( ΔP = 1,0 ) = 0,185 Darcy= 185 mDarcy

Pada core 1, core 2 dan core 3 dikategorikan permeabilitas baik

sekali.

5. Hubungan antara beda tekanan dan Permeabilitas adalah berbanding

terbalik, jika semakin besar beda tekanannya maka harga permeabilitas

akan semakin kecil, dan begitu pun sebaliknya.

BAB V

SIEVE ANALYSIS


1. Mengetahui pengertian sieve analysis.

2. Mengetahui manfaat sieve analysis.

3. Mengetahui nilai koefisien keseragaman butir pasir (C).

4. Mengetahui aplikasi sieve analysis dalam perminyakan.

5. Mengetahui metode penanganan problem kepasiran.

5.2. Teori Dasar

Sieve analysis adalah penentuan persentase berat butiran agregat

yang lolos dari satu set sieve. 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 sensitive terhadap laju produksi. Apabila laju alirannya

rendah, pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya.

Formasi lepas adalah formasi yang tidak memiliki sementasi yang

baik, merupakan suatu sistem yang tidak stabil sehingga daya ikat antar

butiran yang ada pada batuan sangat kecil, sedangkan formasi lepas

merupakan formasi yang memiliki sementasi yang baik, merupakan suatu

sistem yag stabil sehingga daya ikat antar butiran pada formasi batuan

besar. Pemilihan besar keseragaman butiran menurut Schwartz yaitu :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3 < C < 5, merupakan pemilahan yang sedang

64

72

Analisa saringan atau analisa ayakan (Sieve Analysis) adalah prosedur yang digunakan untuk mengukur distribusi ukuran partikel dari suatu bahan.Analisis ayak

dilakukan dengan menggunakan seri yang ukuran lubangnya tertentu,

biasanya berbanding √2. Sebagai ukuran standar adalah lubang ayakan

yang dibuat dari kawat berdiameter 0.0021 inch, dianyam sehingga

menghasilkan lubang sebanyak 200 buah untuk tiap inch linear. Lubang

ayakan ini dinyatakan berukuran 0.0029 inch atau 74 mikron dan disebut

200 mesh.

Analisis ayak dilakukan dalam suatu alat yang terdiri dari susunan

ayakan dan mesin penggetar atau vibrator. Ayakan disusun dengan lubang

ayakan besar diatas dan ayakan berlubang kecil dibawah secara berurutan.

Kemudian sampel dimasukkan di ayakan teratas.

Gambar 5.1. Electric Sieve Shacker

Adapun beberapa gerakan dalam analisa ayakan yaitu sebagai

berikut:

a. Ayakan dengan gerakan melempar

Disini Gerakan dengan arah membuang bekerja pada sampel. Sampel terlempar keatas secara vertikal dengan sedikit gerakan

73

melingkar sehingga menyebabkan penyebaran pada sampel dan terjadi pemisahan secara menyeluruh, pada saat yang bersamaan sampel yang terlempar keatas akan berputar (rotasi) dan jatuh diatas permukaan ayakan, sampel dengan ukuran yang lebih kecil dari lubang ayakan akan melewati saringan dan yang ukuran lebih besar akan dilemparkan keatas lagi dan begitu seterusnya. Sieve shaker modern digerakkan dengan elektromagnetik yang bergerak dengan menggunakan sistem pegas yang mana getaran yang dihasilkan dialirkan ke ayakan dan dilengkapi dengan kontrol waktu.

Gambar 5.2. Ayakan dengan gerakan melempar

b. Ayakan dengan gerakan horisontalDalam metode ini sampel bergerak secara horisontal (mendatar)

pada bidang permukaan sieve (ayakan), metode ini baikdigunakan untuk sampel yang berbentuk jarum, datar panjang atau berbentuk serat.Metode ini cocok untuk melakukan analisa ukuran partikel bahan bangunan dan agregat.

74

Gambar 5.3. Ayakan dengan gerakan horizontal

Faktor–faktor yang membuat pasir ikut terproduksi :

1. Aliran multi fasaUmumnya masalah ini terjadi ketika sumur telah memproduksi air.

Diperkirakan karena telah terjadi perubahan kondisi sementasi

matriks formasi di sekitar lubang sumur.

Selain itu pula, perubahan fasa membuat semua fluida yang berada

di reservoir saling berkompetisi sehingga menimbulkan gaya gesek

antara fluida dengan batuan. Hal ini merangsang pelepasan

partikel pada formasi yang lemah.

2. Karakteristik reservoir

Umumnya di sumur yang dangkal dan muda memiliki potensi

yang besar untuk memproduksi pasir. Karena umurnya yang muda

sehingga tingkat kekompakan di formasi rendah.

3. Tekananformasi

Di daerah intermediate umumnya produksi pasir berhubungan erat

dengan rendahnya tekanan di formasi. Sumur horizontal sangat

sensitive terhadap perubahan tekanan di formasi karena

mempengaruhi kekompakan di formasi horizontal section.

75

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran

meliputi penggunaan slotted atau screen liner, dan gravel packing. Metode

penanggulangan ini memerlukan pengetahuaan tentang dstribusi ukuran

pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

Dengan menggunakan screen liner pasir tak dapat masuk ke dalam

lubang sumur. Namun pada formasi yang tak kompak, pasir akan banyak

terproduksi yang akhirnya menyebabkan sand-blocking atau robeknya

screen karena pasir yang begitu banyaknya. Kelebihan dari screen liner

ini biayanya lebih ekonomis, sedangkan kekurangannya belum dapat

memastikan ukuran screen nya yang tepat untuk menanggulangi

problem kepasiran. Karena jika ukuran pasirnya lebih kecil dari ukuran

screennya, maka pasir akan tetap ikut terproduksi pada zona perforasi

kita.

Metode lain untuk mengatasi masalah kepasiran jika dengan penggunaan screen liner mengalami kegagalan yaitu dengan pemasangan gravel pack. . Gravel pack dipasang diantara casing, annulus dan liner. Metode ini digunakan dengan menginjeksikan butiran pasir ke dalam zona perforasi yang ukurannya lebih kesil dari ukuran pasir yang ikut terproduksi, agar bisa menutupi rongga-rongga atau lubang perforasi kita. Alat untuk menginjeksikan pasir tersebut dikenal dengan coil tubing, alat ini semacam tubing yang bersifat elastis.

76

Gambar 5.4. Gravel Packing

Adapun pelaksanaan gravel pack adalah sebagai berikut:a. Pembersihan perforasi dengan clean fluid sebelum

gravel pack dipasang.b. Penentuan ukuran gravel pack sesuai dengan ukuran

butiran pasir formasi.c. Squeeze gravel pack ke dalam lubang perforasi,

digunakan water wet gravel jika digunakan oil placement fluid.

d. Produksikan sumur dengan segera setelah packing, aliran produksi dimulai dengan lajuproduksi rendah kemudian dilanjutkan dengan kenaikkan laju produksi sedikit demi sedikit.

77

Jenis gravel pack pada umumnya dapat dibagi dua, yaitu :1. Open Hole Gravel Pack (OHGP), yaitu gravel pack yang

ditempatkan di antarasaringan dengan dinding bor pada formasi produktif.

2. Inside Gravel Pack (IGP), yaitu gravel pack yang ditempatkan antara casing yang diperforasi dengan pipa saringan.

Ada beberapa faktor yang perlu dipertimbangkan di dalam perencanaan gravel pack, yaitu : Ukuran gravel pack yang tersedia

Gravel pack tersedia dalam beberapa ukuran. Apabila ukuran gravel hasil perhitungan tidak tersedia, umumnya memakai ukuran yang lebih kecil. Kadang-kadang memakai ukuran yanglebih besar apabila ukuran yang lebih kecil tidak tersedia.

Angularitas dan Besar Butir GravelPermeabilitas dan kompaksi gravel dapat

dipengaruhi oleh angularitas dan besar butir. Suman mengemukakan angularitas secara relatif tidak begitu mempengaruhi terhadap permeabilitas gravel. Akan tetapi Archie mengemukakan bahwa permeabilitas angular jauh lebih besar bila dibandingkan dengan permeabilitas yang bundar.

Kebasahan GravelMinyak kadang-kadang bersifat senyawa polar

yang apabila diserap oleh permukaan gravel,menyebabkan gravel cenderung bersifat basah minyak (oilwet). Oleh karena itu, jikaminyak digunakan

78

sebagai fasa kontinyu untuk fluida pembawa dalam penempatan gravel, material gravel sebaiknya dibasahi dulu dengan air sebelum dinjeksikan ke dalam sumur.Adapun prosedur pemasangan gravel pack di dalam

lubang sumur mengikuti urutan-urutansebagai berikut : Perbesar lubang pada formasi produktifnya dan

bersihkan dengan air garam. Turunkan rangkaian pipa dan injeksikan gravel ke

dalam sumur untuk mengisi lubang tadi dengan tekanan tertentu.

Turunkan pipa saringan dengan packer yang dilengkapi pipa pembersih (wash pipe)untuk membersihkan pasir yang ada di dalam lubang sumur. Biasanya dengan sirkulasibalik atau dengan sirkulasi biasa.

Setelah selesai penurunan pipa saringan pada kedalaman tertentu dudukkan packer,baru diangkat pipa pembersih.

Pemasangan gravel pack bertujuan untuk menghentikan pergerakan pasir formasi, serta memungkinkan produksi ditingkatkan sampai kapasitas maksimum. Pada kenyataannya, operasi gravel pack gagal meningkatkan kapasitas produksi, meskipun dapat menahan pergerakan pasir. Kelebihan dari metode ini yaitu lebih akurat dalam penyaringan pasirnya, sedangkan kekurangannya lebih mahal dan hanya bisa bertahan selama dua tahun.

Secara umum, problem kepasiran sebenarnya dapat diindikasikan

dengan kriteria parameter sebagai berikut:

1. Faktor sementasi batuan yang relatif kecil.

79

2. Kekuatan formasi yang relatifkecil.

3. Laju produksi yang besar (lebih besar dari laju produksi kritis)

menyebabkan gaya seret fluida menjadi besar. Hal ini

mengakibatkan kestabilan pasir menjadi runtuh.

4. Pertambahan saturasi air akan menyebabkan clay yang ada dalam

formasi mengembang. Hal ini mengakibatkan kestabilan menjadi

berkurang, sehingga kestabilan pasir mudah runtuh.

Gambar 5.5. Sieve Analysis

Penurunan produktivitas sumur dapat disebabkan oleh beberapa hal,yaitu kondisi reservoir, kondisi produksi, proses penyumbatan pada tubing, lubang bor dan perforasinya, ataukerusakan mekanis. Plugging atau penyumbatan pada tubing, lubang bor dan perforasinya dapatdisebabkan oleh pasir, partikel-partikel formasi termasuk batuannya, partikel-partikel lumpur,endapan paraffin, asphalt, scale atau collapse pada tubing/casing.

Terproduksinya air dalam sumur dapat menimbulkan bermacam-

macam masalah, diantaranya yaitu :

Kerusakan peralatan dan fasilitas produksi.

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Momentum1.png

80

Penyumbatan aliran fluida produksi dalam pipa alir.

Masalah-masalah lain yang sangat mengganggu produktivitas sumur.

Analisa butiran pasir adalah untuk mengetahui distribusi besar butir

dari pada formasi pasir. Tujuan menganalisa butir pasir untuk menentukan

metode-metode penanggulangan masalah kepasiran. Untuk mengkumulatifkan persen berat terhadap besar butir (grain

size) menentukan baik - buruknya pemilahan (sorted) diambil

perbandingan ukuran butiran pada kumulatif 40 % terhadap butiran pada

kumulatif 90 % berat, secara matematis ditulis :

Dengan mengetahi sifat-sifat butiran pasir dari analisa saringan

(sieve analysis) dapat dipakai sebagai penuntun untuk memilih sistem

penanggulangan kepasiran (sand control).


5.3.1. Peralatan

1. Torison balance dan anak timbangan

2. Mortal dan Pastle

3. Tyler sieve ASTM (2, 1, 1, 5, 3

4 , 4, 10, 20, 60, 140, 200)

Gambar Alat :

C = d 40d 90

81

Gambar 5.6. Torison Balance

Gambar 5.7. Mortal dan Pastle

82

Gambar 5.8. Tyler Sieve ASTM

5.3.2. Bahan

1. Batuan reservoir

Gambar 5.9. Batuan Reservoir

5.4. Waktu dan Tempat Praktikum.

Hari : Kamis

Tanggal : 05 November 2015

Waktu : 10.30-Selesai

83


5.5. Prosedur Kerja

1. Ambil contoh bantuan reservoir yang sudah kering dan bebas

minyak.

2. Batuan dipecah-pecah menjadi fragmen kecil-kecil dan dimasukkan

kedalam mortal digerus menjadi butiran-butiran pasir.

3. Periksa dengan binocular, apakah butiran-butiran pasir tersebut

benar-benar saling terpisah.

4. Timbang yang teliti 200 gram pasir tersebut.

5. Sediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat bagian

bawahnya (hati-hati waktu membersihkannya).

6. Susunlah sieve diatas alat pengguncang dengan mangkok pada

dasarnya, sedangkan sieve diatur dari yang paling halus diatas

mangkok dan yang paling kasar ada dipuncak.

7. Tuangkan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gram) kedalam sieve

yang paling atas, kemudian dipasang tutup dan dikeraskan

penguatnya.

8. Goncangkan selama 30menit.

9. Tuangkan isi sieve yang paling kasar (atas) kedalam mangkok

kemudian ditimbang.

10. Tuangkan isi dari sieve yang paling halus (berikutnya) ke dalam

mangkok tadi juga, kemudian timbang berat kumulatif.

11. Teruskan cara penimbangan di atas sampai isi seluruh sieve

ditimbang secara kumulatif.

12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir

dalam tiap-tiap sieve.

13. Ulangi langkah 1 sampai dengan 11 untuk contoh batuan reservoir

yang kedua.

14. Buat tabel dengan kolom, nomor sieve, opening diameter, %

retained cumulative, percent retained.

84

15. Buat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative

percent retained.

16. Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), hitung:

a. Sorting coefficient =diameter pada 25%diameter pada 75%

b. Medium diameter pada 50% = ........................mm


Berat Sampel : 100 gr

Tabel 5.1. Tabel Perhitungan Sieve Analysis

US Sieve Series

No

Opening Diameter

(mm)

Berat

(gr)

Berat Kumulatif

(gr) (%)

16 1.19 39,3 39,3 40,143

30 0.59 30,2 69,5 70,991

40 0.42 18,6 88,1 89,989

50 0.297 9,8 97,9 100

Berat Kumulatif :

1. Berat kumulatif (a) = 0 + berat a

= 0 gr + 39,3 gr = 39,3 gr

2. Berat kumulatif (b) = berat kumulatif a + berat b

= 39,3 gr + 30,2 gr = 69,5 gr

3. Berat kumulatif (c) = berat kumulatif b + berat c

= 69,5 gr + 18,6 gr = 88,1 gr

4. Berat kumulatif (d) = berat kumulatif c + berat d

= 88,1 gr + 9,8 gr = 97,9 gr

x

70,991

0,59 1,19

40,143

40

85

Perhitungan % berat komulatif:

% berat komulatif(16)= Berat komulatif

∑ Berat kumulatif= 39,3 gr

97,9 g rx 100 % = 40,143 %


∑ Berat kumulatif=69,5 gr

97,9 grx 100 % = 70,991 %


∑ Berat kumulatif= 88,1 gr

97,9 grx 100 % = 89,989 %


∑ Berat kumulatif=97,9 gr

97,9 grx 100 % = 100 %

Mencari Opening Diameter pada % berat komulatif dengan cara

interpolasi:

Untuk 40%

70,991−40,14370,991−40

=0,59−1,190,59−x

30,84830,991

= −0,60,59−x

x=1,187 mm

1,19

70,991

0,59 x

50

40,143

86

Untuk 50 %

Untuk 90%

Dari hasil plot didapatkan :

1. Opening diameter pada berat kumulatif 40%, d40 = 1,187mm

0,42

100

0,297 x

90

89,989

70,991−5070,991−40,143

= 0,59−x0,59−1,19

20,99130,848

=0,59−x−0,6

x=0,998 mm

100−90100−89,989

= 0,297−x0,297−0,42

1010,011

=0,297−x−0,123

x=0,419 mm

87



Koefisien keseragaman butir pasir (C) adalah :

C = d40

d90=1,187mm

0,419mm=2, 833 mm

Menurut Schwartz adalah :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3< C < 5, merupakan pemilahan yang sedang

Tabel 5.2. Opening Diameter dan % Berat Kumulatif

Opening Diameter (mm)

% Berat Kumulatif

1,187 401,19 40,143

0,998 500,59 70,9910,42 89,989

0,419 900,297 100

Membuat grafik semilog, hubungan antara opening diameter vs % berat

kumulatif.

5.7. Pembahasan

Pada percobaan penentuan ukuran butir sampel core yaitu core yang

kita gunakan adalah core kering kemudian ditumbuk hingga menjadi

butiran yang halus kemudian dilihat dengan binocular untuk memastikan

butiran telah lepas-lepas, kemudian di masukkan pada set analysis

selanjutnya di ayak selama kurang lebih 30 menit untuk menentukan

ukuran butirannya. Kemudian butiran yang ada pada setiap sieveditimbang

88

dan ditentukan Opening diameter dari setiap butiran. Didapatkan Opening

Diameter dan Berat masing-masing adalah 1,19 mm/inch, 39,3 gr ; 0,59

mm/inch, 30,2 gr ; 0,42 mm/inch, 18,6 gr ; 0,297 mm/inch, 9,8 gr, lalu

ditentukan Berat kumulatif dan % berat kumulatif didapatkan masing-

masing dari data yang diperoleh adalah 39,3 gr, 40,143 % ; 69,5 gr,

70,991 % ; 88,1 gr, 89,989 % ; 97,9 gr, 100 %.

Dari grafik semilog hubungan antara opening diameter Vs % berat

kumulatif berdasarkan dari tabel percobaannya, diperoleh gambar grafik

hubungan antara opening diameter Vs % berat kumulatif tersebut.

Kemudian plotkan pada berat kumulatif 50%, 40% dan 90% masing-

masing terhadap garis grafik, kemudian tarik garis ke bawah untuk

mendapatkan besarnya opening diameter dari persen berat kumulatif

masing-masing yang telah ditentukan sebelumnya. Besar nilai opening

diameter-nya pada d50 adalah 0,998 mm, pada d40 1,187 mm, dan pada d90

adalah 0,419 mm.

0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.40

20

40

60

80

100

120

1,187; 401,19; 40,143

0,998; 50

0,59; 70,991

0,42; 89,989

0,419; 90

0,297; 100

Opening Diameter VS % Berat Kumu-latif

OPENING DIAMETER (mm)

% B

ERAT

KUM

ULAT

IF

89

Gambar garik 5.1 hubungan Opening Diameter Vs Berat Kumulatif

Dari perhitungan menggunakan persamaan di atas diperoleh nilai

koefisien keseragaman butir pasir berharga = 2,833 mm dan menurut

Schwartz pemilahan tersebut termasuk dalam kategori pemilahan yang

seragam.

Sieve analysis ini sendiri berfungsi dalam menghitung besar

keseragam dan ukuran dari butiran pasir pada suatu formasi batuan.

Sehingga dapat memudahkan kita dalam memperhitungkan dan mengatasi

problem kepasiran, yaitu penggunaan screen liner atau grapel pack.

5.8. Kesimpulan

1. Ternyata saringan yang disusun sedemikian rupa adalah berbanding

terbalik dengan ukuran opening sizenya, dimana opening sizenya

makin ke bawah (makin besar ukuran meshnya) makin kecil.

2. Dari percobaan ini kita dapat memperkirakan atau mensimulasikan

rencana pemasangan sand pack, screen di lapangan sesuai analisa

batuan pada suatu formasi, perencanaan yang baik akan mencegah atau

setidaknya dapat mengurangi pasir yang ikut terproduksi.

3. Dari percobaan dan perhitungan diperoleh nilai koefisien keseragaman

butir pasir 2,833 mm, yang menurut pengklasifikasian berdasarkan

Schwartz bahwa pemilahan yang dilakukan termasuk ke dalam

kategori seragam.

4. Semakin kecil nilai keseragaman butir suatu core, maka semakin bagus

pula pemilahan yang dimiliki core tersebut, karena sesuai dengan

ketentuan Schwartz, core yang C < 3 memiliki pemilahan yang

seragam.

5. Jika pemilahan pada batuan jelek, maka dapat dikategorikan

kekompakan dan sementasi pada batuan jelek juga.

BAB VI

PENENTUAN KADAR LARUTAN SAMPEL FORMASI

DALAM LARUTAN ASAM


1. Menentukan reaktif formasi dengan asam.

2. Mengetahui kadar larut batu pasir dan batu gamping.

3. Mengetahui kegunaan stimulasi asam.

4. Mengetahui macam-macam asam dan kegunaanya.

5. Mengetahui presentase berat solubility formasi.

6.2. Teori Dasar

Salah satu cara untuk meningkatkan produksi minyak pada batuan

resevoir carbonat adalah dengan cara pengasaman atau memompakan

asam (HCl) kedalam reservoir. Batuan reservoir yang bisa diasamkan

dengan HCl adalahLimestone, Dolomit, dan dolomit limestone.

Semua asam memiliki satu persamaan, yaitu asam akan terpecah

menjadi kation dan anion. Kation adalah atom unsur yang melepaskan satu

atau lebih elektron. Sedangkan Anion adalah atom unsur yang menangkap

satu atau lebih elektron. Ion hidrogen akan bereaksi dengan batuan

calcerous menjadi air (H2O) dan CO2. Asam yang dipakai di industri

minyak dapat inorganik (mineral) yaitu asamchlorida dan asam flourida,

atau organik asam acetic (asetat) dan asam formic (format).

Program acidizing ini untuk membersihkan lubang bor serta

membersihkan formasi dari scale yang bisa mengurangi rate produksi

sumur. Acidizing atau pengasaman, dilakukan juga diperuntukkan untuk

meningkatkan permeabilitas dari sumur, sehingga penurunan permeabilitas

yang disebabkan oleh scale pada formasi, bisa terselesaikan dengan

metode pengasaman ini.

69

91

Ada 3 jenis pengasaman, antara lain :

1. Matrix acidizing

Asam di injeksikan ke formasi pada tekanan di bawah tekanan rekah,

dengan tujuan agar reaksi asam menyebar ke formasi secara radial.

Matrix Acidizing digunakan baik untuk batuan Karbonat

(limestone/dolomite) maupun sand stone. Teknik ini akan berhasil

untuk sumur dengan damage sedalam 1-2 ft.

2. Acid Fracturing

Digunakan hanya untuk karbonat,kenaikan produksi diakibatkan oleh

kenaikan permeabilitas sampai jauh melampaui zone damage-nya.

3. Acid Washing

Untuk melarutkan material atau scale sekitar sumur, meliputi pipa

atau juga perforasinya.

Dalam penggunaannya pun, tidak sembarang asam dapat digunakan

dalam proses pengasaman. Ada beberapa jenis asam yang dipakai dalam

program pengasaman, antara lain :

1. Asam Chlorida

Asam HCl atau Muriatic Acid adalah asam yang paling banyak

digunakan, Asam ini harganya murah dan dapat diberi inhibitor, dan

hasil reaksi terlarut dalam air. Merupakan Reaksi HCl terhadap

Limestone, dolomite dan sandstone.

Pada umumnya HCl digunakan dilapangan dengan konsentrasi

berat 15% hal ini akan mempengaruhi titik beku dari asam yang

bersangkutan. Kerugian pemakian asam HCl terutama pada sifat

korosif yang tinggi, terutama pada temperatur diatas 250oF. Untuk

pencegahan perlu ditambah Corrosion inhibitor.

2. Asam Fluorida

Hydrofloric Acid (HF) digunakan untuk sandstone karena dapat

melarutkan Silikat, HF dapat bereaksi dengan Ca dan Mg akan tetapi

membentuk endapan . Penggunaan HCl yang dicampur HF dapat

menghilangkan scale pada sandstone karena sementasi sandstone

92

terdiri dari Ca dan Mg. Asam HF mempunyai kemampuan

melarutkan padatan lumpur,mineral Clay , feldspar dan silika .

3. Asam Acetic (CH3COOH)

Merupakan asam organik yang dapat melarutkan Carbonat,

laju reaksi asam acetic lebih lambat dibanding dengan HCl, asam

acetic tidak bersifat korosif.

4. Asam Formic

Merupakan jenis asam yang terionisasi sangat lemah, sehingga

reaksi akan berjalan lambat.

a. Reaction of hydrochloric acid with limestone, dolomite, sand,

and various iron minerals

http://3.bp.blogspot.com/_7sG8LjlKzyE/THFmpMGTtxI/AAAAAAAAACw/qnPDeuTXboY/s1600/sad.JPG

93

b. Reaction of hydroflouric acid with limestone, dolomite, sand, and

clay

Dengan adanya pengasaman ini, diharapkan setelah sumur kembali

diinstal pompa ESP baru, produksi dapat kembali optimum karena scale

sudah berkurang dari formasi. Pompa ESP yang baru akan didisain

sedemikian rupa sehingga rate yang didapat dari sumur dapat optimum.

Adapun syarat-syarat utama agar asam dapat digunakan dalam

opeasi acidizing (pengasaman) ini adalah:

1. Tidak terlampau reaktif terhadap peralatan logam.

2. Segi keselamatan penanganannya harus dapat menunjukkan indikasi

atau jaminan keberhasilan proyek acidizing ini.

3. Harus dapat bereaksi melarutkan karbonat atau mineral endapan

lainnya sehingga membentuk soluble product atau hsil-hasil yang

dapat larut.

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus

direncanakan dengan tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari

sampel formasi, fluida reservoir dan fluida stimulasi. Sehingga informasi

yang diperoleh dari labiratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk

merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat

http://3.bp.blogspot.com/_7sG8LjlKzyE/THFmpSgeoKI/AAAAAAAAAC4/VUzkwgbBYek/s1600/sk.JPG

94

diperoleh penambahan produktivitas informasi sesuai dengan yang

diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam

terhadap sampel batuan (acidsolubility).

Metode ini menggunakan teknik gravimetric untuk menentukan

reaktivitas formasi dengan asam. Batuan karbonat (mineral limetone)

biasanya larut dalam HCI, sedangkan silikat (mineral clay) larut dalam

mud acid.

6.3. Alat dan Bahan

6.3.1. Peralatan

1. Mortal dan pastle

2. Oven

3. Erlenmeyer

4. Kertas Saring

5. Soxhlet Aparatus

6. ASTM 100Mesh

Gambar Alat :

Gambar 6.1.Mortar dan Pestle

95

Gambar 6.2. Oven

Gambar 6.3 Erlenmeyer

96

Gambar 6.4 Soxhelet Aparatus

Gambar 6.5. Kertas Saring

97

Gambar 6.6. ASTM 100 Mesh

6.3.2. Bahan

1. Core (Batu Gamping dan Batu pasir)

2. HCI 15% atau mud acid (15%HCI + 3%HF)

3. Larutan indicator methyl orange (1 gram) dilarutkan dalam

aquades atau air suling

Gambar Bahan :

Gambar 6.7.Core

98

Gambar 6.8. HCI 15% atau mud acid (15%HCI + 3%HF)

Gambar 6.9.Larutan Indicator Methyl Orange

6.4. Waktu dan tempat praktikum

Hari : Kamis

Tanggal : 05 November 2015

Waktu : 10:30-Selesai


6.5. Prosedur Kerja

99

1 Core diekstrasi terlebih dahulu dengan toluene/benzene pada soxhelt

Aparatus. Kemudian keringkan dalam oven dalam suhu 105oC

(220oF).

2 Hancurkan sampel kering pada mortal hingga dapat lolos pada

ASTM 100 Mesh.

3 Ambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan masukan pada

Erlenmeyer 500 ml, kemudian masukkan 150 ml HCI 15% dan

digoyangkan hingga CO2 terbebaskan semua.

4 Setelah reaksi selesai tuangkan sampel residu plus larutan

Erlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sampel dengan

aquades sedemikian rupa hingga air filtrate setelah ditetesi larutan

methyl orange tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-

merahan).

5 Keringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu

105oC (220oF), kemudian dinginkan dan akhirnya ditimbang.

6 Hitung kelarutan sebagai % berat dari material yang larut dalam HCI

15%.

Solubility,

Di mana :

W = Berat Sampel, gram

w = Berat Residu, gram

6.6. Hasil Percobaan dan Perhitungan

a. Jenis Core : Batu Pasir

Berat Core sebelum Pengasaman (W) = 12,4 gr

Berat Core setelah Pengasaman (w) = 12,4 gr

Berat SolubilityCore =W−w

W× 100 %

=12,4 gr−12,4 gr

12,4 gr×100 %

% berat=W −wW

x100%

100

= 0%

b. Jenis Core : Batu Gamping

Berat Core sebelum Pengasaman (W) = 36,4 gr

Berat Core setelah Pengasaman (w) = 33,1 gr

Berat SolubilityCore =W−w

W× 100 %

=36,4 gr−33,1 gr

36,4 gr×100 %

= 9,066 %

6.7. Pembahasan

Pada percobaan kelarutan formasi terhadap asam dilakukan dua kali

yaitu pada sampel batua pasir dan batu karbonat.Hal ini terjadi karena

pada batuan pasir, ketika sebelum pengasaman dan setelah pengasaman,

berat sampel tidak berubah (tetap), sedangkan pada batuan karbonat, berat

sampel sebelum dan setelah pengasaman mengalami perubahan. Pertama

kita gunakan batu pasir, berat batuan pasir sebelum pengasaman adalah

12,4 gr dan setelah pengasaman berat batuan pasir tetap 12.4 gr, tidak

mengalami penambahan berat. Ini berarti batu pasir tidak bereaksi dengan

HCl.

Sedangkan, pada batuan karbonat berat sebelum pengasaman 36,4 gr

dan setelah pengasaman menjadi 33,1 gr. Ini berarti bahwa batu karbonat

bereaksi dengan HCl. Dari hasil perhitungan data – data yang telah

diberikan, diketahui bahwa % berat solubility batu pasir bernilai 0%,

sedangkan % berat solubility karbonat bernilai 9,066%. Semakin besar

berat residu (selisihnya kecil dengan berat awal), maka semakin kecil

persentase berat solubility-nya. Dari percobaan diatas menunjukkan

bahwa pasir tak larut dengan asam klorida (HCl), lain halnya dengan

karbonat yang larut. Solubility menunjukkan persentase sample yang larut.

101

Hal ini berarti daya tahan pasir lebih besar dibanding karbonat terhadap

asam klorida.


resevoir carbonat adalah dengan cara memompakan asam (HCl) kedalam

reservoir. Fungsi dari larutan asam ini untuk memperbesar permeabilitas.

Selain itu, asam tersebut berfungsi untuk mengencerkan oil yang memiliki

viskositas besar. Sehingga dapat produksi dapat berjalan secara optimal.

Dari percobaan diatas dapat memudahkan dalam menentukan kadar

larut formasi terhadap asam, dapat dijadikan sebagai penentuan asam yang

akan digunakan dan tidak menghambat pada proses produksi, serta

menentukan jumlah asam yang efektif untuk digunakan.

6.8. Kesimpulan

1. Pengasaman bertujuan untuk mengoptimalkan lubang perforasi.

2. Dalam dunia Perminyakan aplikasi pengasaman ini untuk metode-

metode seperti Hydrolic fracturing dan acidizing.

3. Persentase berat solubility pada sampel batu karbonat lebih besar

dibanding dengan sampel batu pasir.

4. Pemberian stimulan pada sumur merupakan alternatif yang cukup baik

guna memaksimalkan kembali produksi minyak pada sumur tersebut.

5. Setelah dilakukan pengasaman berat pada batuan pasir tidak berubah,

yaitu tetap 12,4 gram, tetapi untuk batuan karbonat, beratnya berubah,

dari 36,4 gram berubah menjadi 33,1 gram.

6. Setelah dilakukan pengasaman % Berat Solubility pada batuan Pasir

benilai 0% dan % Berat Solubility batuan karbonat bernilai 9,066%.

102

BAB VII

PENENTUAN TEKANAN KAPILER PADA SAMPEL

BATUAN RESERVOIR


1. Mengetahui pengertian tekanan kapiler.

2. Menentukan perbandingan antara mercury saturation dengan

indicator pressure.

3. Untuk menunjukkan semakin besar volume maka tekanan kapiler

semakin meningkat.

4. Mengetahui fungsi tekanan kapiler pada batuan reservoir

5. Mengetahui pengaruh tekanan kapiler dalm reservoir

7.2. Teori Dasar

Distribusi fluida vertikal dalam reservoir memegang peranan penting

didalam perencanaan well completion. Distribution secara vertikal ini

mencerminkan distribusi saturasi fluida yang menempati setiap porsi

rongga pori. Adanya tekanan kapiler ( Pc ) mempengaruhi distribusi

minyak dengan gas didalam rongga pori tidak terdapat batas yang tajam

atau berbentuk zona transisi. Oleh tekanan kapiler dapat dikonversi

menjadi ketinggian diatas kontak minyak air ( H ), maka saturasi minyak,

air dan gas yang menempati level tertentu dalam reservoir dapat

ditentukan. Dengan demikian distribusi saturasi fluida ini merupakan salah

satu dasar untuk menentukan secara efisien letak kedalaman sumur yang

akan dikomplesi.

Di dalam batuan reservoir, gas, minyak dan air biasanya terdapat

bersama-sama dalam pori-pori batuan, yang masing-masing fluida tersebut

mempunyai tegangan permukaan yang berbeda-beda.

103

Dalam sistem hidrokarbon di dalam reservoir, terjadi beberapa

tegangan permukaan antara fluida, yaitu antara gas dan cairan, antara dua

fasa cairan yang tidak bercampur ( immicible ) dan juga antara cairan atau

gas dengan padatan. Kombinasi dari semua tegangan permukaan yang

aktif akan menentukan tekanan kapiler dan kebasahan dari batuan porous.

Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan

tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat

tidak membasahi batuan jika di dalam media berpori tersebut terdapat dua

atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis.

Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida

“non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting fasa” (Pw) atau secara

matematis dapat dilihat bahwa :

Dimana :

Pc = Tekanan Kapiler, dyne/cm2

Pnw = Tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2

Pw = Tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi

pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir

biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting phase), sedangkan

minyak dan gas sebagai non-wetting phase atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir

minyak atau gas, yaitu:

1. Mengontrol distribusi fluida di dalam reservoir.

2. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak

atau mengalir melalui pori-pori reservoir sampai mencapai batuan

yang impermeabledalam arah vertikal.

3. Mengetahui batas antara air dan minyak.

4. Mengetahui halus – kasarnya suatu batuan reservoir.

Pc = Pnw - Pw

104

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-

pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam

hubungan sebagai berikut :

Dimana :

Pc = Tekanan Kapiler, dyne/cm2

σ = Tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm2

Cos Ө = sudut kontak permukaan antara dua fluida

r = jari – jari pori – pori, cm

∆ ρ = Perbedaan densitas fluida, gr/cm3

g = percepatan gravitasi, cm/s2

h = tinggi kolom, cm

Persamaan diatas dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan

dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water contact),

sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h

versus saturasi air (Sw). Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida

akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona

transisi.

Dari Persamaan diatas ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika

perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal

ini berarti bahwa reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan

densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona

transisi minimum.Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai

API gravity rendah maka kontak minyak – air akan mempunyai zona

transisi yang panjang.

Ukuran pori – pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan

besaran permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang

Pc=2 . σ . cosθ

r=Δ ρ . g .h

105

rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada reservoir

dengan permeabilitas yang rendah.

Gambar 7.1. Hubungan Antara Tekanan Kapiler dan Saturasi

Gambar di atas menjelaskan hubungan antara tekanan kapiler dan

saturasi water dimana menghasilkan dua aliran fuida yaitu :

a. Imbibisi: adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah

(water) meningkat sedangkan saturasi non weting (oil) menurun.

b . Drainage: adalah proses kebalikan dari imbibisi, dimana saturasi fasa

pembasah menurun dan saturasi non wetting meningkat.

Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat

dilukiskan dengan sebuah sistem tabung kapiler. Dimana cairan fluida

akan cenderung untuk naik bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler

dengan jari-jari yang sangat kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya

tegangan adhesi yang bekerja pada permukaan tabung. Besarnya tegangan

adhesi dapat diukur dari kenaikkan fluida, dimana gaya total untuk

menaikkan cairan sama dengan berat kolom fluida. Sehingga dapat

dikatakan bahwa tekanan kapiler merupakan kecenderungan rongga pori

106

batuan untuk menata atau mengisi setiap pori batuan dengan fluida yang

berisi bersifat membasahi.

Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara

permukaan dua fasa fluida. Fluida pada sisi concave (cekung) mempunyai

tekanan lebih besar dari pada sisi convec (cembung). Perbedaan tekanan

diantara dua fasa fluida terebut merupakan besarnya tekanan kapiler di

dalam tabung.

Gambar 7.2. Tekanan Kapiler di dalam Tabung

a. Untuk sistem udara-air :

Pa – Pw = Pc

Pa = Pw

Pa + ρa . g . h = Pw + ρw . g . h

Pa - Pw = (ρw – ρa) . g . h

http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image52.png

107

Karena nilai ρa sangat kecil maka :

Dimana :

Pa = Tekanan udara, dyne/cm2

Pw = Tekanan air, dyne/cm2

Pc = Tekanan kapiler, dyne/cm2

ρw = Densitas air, gr/cc

ρo = Densitas minyak, gr/cc

g = Percepatan gravitasi, m/det2

h = tinggi kolom, m

Kenaikan fluida di dalam tabung kapiler juga dapat diamati dari

keseimbangan gaya – gaya yang bekerja pada permukaan tabung. Gaya –

gaya yang bekerja pada permukaan tabung kapiler adalah :

Fa = AT . 2π . r (Gaya ke atas)Fa = π r2 . ρw . g . h (Gaya ke

bawah)

Dalam keadaan seimbang, maka gaya – gaya ini akan dapat dibuat

menjadi persamaan tekanan kapiler, yakni :

Fa = Fb

AT . 2π . R = π r2 . ρw . g . h

2 . AT= r . ρw . g . h

2 σow .cosθr = ρw . g . h

2 σow .cosθr = Pc

Dimana :

σow = Tegangan permukaan antar fluida, dyne/cm2

r = Jari – jari tabung, cm

Pc = ρw . g . h

108

Pc = Tekanan kapiler, dyne/cm2

b. Untuk sistem minyak-air :

Untuk sistem minyak – air penurunan persamaannya sama

dengan sistem udara – air, hanya saja pada sistem minyak – air nilai

dari densitas minyak diperhitungkan, sehingga persamaannya menjadi:

Pc=2 σow . cosθr


7.3.1. Peralatan

Mercury Injection Capillary Pressure Apparatus dengan

komponen – komponen sebagai berikut:

1. Pump Cylinder

2. Measuring Screw

3. Make Up.Nut

4. Picnometer Lid

5. Sample Holder

6. Observation Window

7. Pump Scale

8. Mecrometer Dial

9. Pressure Hoss

10. 0 – 2 atm (0 – 30 psi) Pressure Gauge



13. Vacuum Gauge

14. 14 - 15 Pressure Control

Pc = (ρw – ρo) . g . h

109

15. 16 - 17 dan 21 Pressure Relief Velve

16. Pump Plunger

17. Yoke Stop

18. Traveling Yoke

Gambar 7.3. Mercury Injection Capillary Pressure Apparatus

Gambar 7.4. Pump Cylinder

110

Gambar 7.5. Measuring Screw

Gambar 7.6. Make Up. Nut

111

Gambar 7.7. Picnometer Lid

Gambar 7.8. Sample Holder

112

Gambar 7.9. Pump Scale

Gambar 7.10. Micrometer Dial

113

Gambar 7.12. Pressure Control

Gambar 7.13. Pressure Relief Valve

114

Gambar 7.14. Pump Plunger

Gambar 7.15. Pressure Hoss

115

Gambar 7.16. Travelling Yoke

7.3.2. Bahan :

1. Fresh Core

2. Gas


116

Gambar 7.18. Gas


Hari : KamisTanggal : 05 November 2015Waktu : 10.30-SelesaiTempat : Kampus II STT MIGAS

7.5. Prosedur Kerja

7.5.1. Kalibrasi Alat

Yaitu untuk menentukan volume picnometer (28; 150 cc).

1. Pasang picnometer lidpada tempatnya, pump metering plunger

diputar penuh dengan manipulasi handwheel.

2. Buka vacuum valve pada panel, sistem dikosongkan sampai

small gauge menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup,

picnometer dikosongkan sampai tekanan absolute kurang dari

20 micro.

3. Putar handwheel sampai metering plunger bergerak maju dan

mercury level mencapai lower reference mark.

117

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

handwheel dial diset pada pembacaan miring kanan pada angka

15.

5. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada upper

referencemark, skala dan dial menunjukkan angka nol(0).

6. Jika pembacaan berbeda sedikit dari nol, perbedaan tersebut

harus ditentukan dan penentuan untuk dial handwheel setting

pada step 4. Jika perbedaan terlalu besar yoke stop harus direset

kembali dan deviasi pembacaan adalah 0,001 cc.

Karena dalam penggunaan alat ini memakai tekanan yang besar

tentu akan terjadi perubahan volume picnometer dan mercury.

Untuk itu perlu dilakukan Pressure-volume Correction yaitu :

a. Letakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering

plunger diputar penuh dengan memanipulasi handwheel.

b. Ubah panel valve ke vacuum juga small pressure gauge

dibuka, sistem dikosongkan sampai absolut pressure kurang

dari 20 micro.

c. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark,

adjust moveable scale dan handwheel scale dial pada

pembacaan 0,00 cc kemudian tutup vacuum valve.

d. Putar bleed valvemercury turun 3 mm di bawah upper

reference mark.

e. Putar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark

lagi dan biarkan stabil selama 30 detik.

f. Baca dan catat tekanan pada small pressure gauge serta

hubungan volume scale dan dial handwheel (gunakan dial)

yang miring kekiri sebagai pengganti 0-5 cc, Graduated

interval pada skala.

118

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

kemudian catat volume dan tekanan yang didapat. Jika tekanan

telah mencapai limit 1 atm, bukan Nitrogen valve.

h. Jika telah mencapai limit gunakan 0,150 atm gauge.

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

dikurangi dengan mengeluarkan gas sampai tekanan sistem

mencapai 1 atm.

j. Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat

bagaimana terjadinya perubahan pressure-volume.

A – B = Perubahan volume oleh tekanan (pada tekanan rendah)

C – D = Perubahan volume pada tekanan tinggi

E = Inflection point

7.5.2. Prosedur Untuk Menentukan Tekanan kapiler

1. Siapkan core (memperoleh core vol) yang telah diekstraksi

dengan volume 1 – 2 cc, kemudian tempatkan pada core

holder.

2. Picnometer lid dipasang pada tempatnya dan putar

handwheel secara penuh.

3. Ubah panel valve ke vacum dan pressure gauge dibuka,

sistem dikosongkan sampai absolut pressure kurang dari 29

micron.

4. Tutup vacuum, putar pump metering plunger sampai level

mercury mencapai lower reference mark.

5. Pump scale diikat dengan yoke stop dan dial handwheeldiset

pada pembacaan 15 (miring ke kanan). Dan berikan

pembacaan pertama 28,150 cc.

6. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference

mark. Baca besarnya bulk volume dari pump scale dan

handwheel dial. Sebagai contoh jika pembacaan skala lebih

119

besar dari 12 cc dan dial handwheel menunjukkan 32,5 maka

bulk volume sample 12,325 cc.

7. Gerakkan pump scale dan handwheel dial pada pembacaan

0,000 cc.

8. Putar bleed valve, maka gas / udara mengalir ke sistem

sampai level mercury turun 3 sampai 5 mm di bawah upper

reference mark.

9. Putar pompa sampai permukaan mercury mencapai tanda

paling atas dan usahakan konstan selama 30 detik.

10. Baca dan catat tekanan (low pressure gauge) dan volume

scale beserta handwheel dial (miring ke kiri) untuk

mengganti 0-5 cc graduated interval pada scale.

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

tekanan telah mencapai 1 atm buka nitrogen valve. Jika

sistem telah mencapai limit pada 0-2 atm gauge, gauge

diisolasi dari sistem dan gunakan 0-150 atm gauge.

12. Step 11 diulangi sampai tekanan akhir didapat.

Catatan : fluktuasi thermometer 1 – 2 oC.

13. Jika test telah selesai, nitrogen valve ditutup. Tekanan sistem

dikurangi sampai mencapai tekanan atm dengan

mengeluarkan gas lewat bleed valve.


Vb = 60 cc

Vp = 30 cc

120

Tabel 7.1. Hasil Perhitungan Tekanan Kapiler

NO

Indicator

Pressure

(atm)

Correct

Pressure

(atm)

Indicator

Volume of

Injection

Mercury

Pressure

Volume

Correction

(cc)

Actual

Volume of

Mercury

Injection

(cc)

Mercury

Saturation

(%)

1. 0,52 0,57 25 0,078 24,922 83,073

2. 1,51 1,56 22,5 0,167 22,333 74,443

3. 3,7 3,75 15,9 0,24 15,66 52,2

4. 4,52 4,57 15,2 0,2604 14,9396 49,799

5. 6,59 6,64 13,5 0,3018 13,1982 43,994

6. 8,6 8,65 11 0,342 10,658 35,527

7. 11,8 11,85 9,7 0,373 9,327 31,09

8. 16,2 16,25 9,3 0,406 8,894 29,647

9. 23,6 23,65 8,61 0,443 8,167 27,223

10. 36,4 36,45 8,6 0,4828 8,1172 27,057

11. 58,1 58,15 7,89 0,5081 7,3819 24,606

12. 75,7 75,75 7,3 0,52178 6,77822 22,594

13. 80,4 80,45 7,7 0,5253 7,1747 23,916

14. 85,9 85,95 7,2 0,52943 6,67057 22,235

15. 90,2 90,25 6,95 0,53265 6,41735 21,391

16. 95,6 95,65 6,1 0,5367 5,5633 18,544

17. 100,9 100,95 6,9 0,5418 6,3582 21,194

18. 105,3 105,35 6,4 0,5506 5,8494 19,498

19. 115,1 115,15 6,6 0,5753 6,0247 20,082

20. 120,7 120,75 6,2 0,5942 5,6058 18,686

Tabel 7.2. Pressure dan Volume

121

Pressure (atm) Volume (cc)

0 0

1 0.15

4 0.25

9 0.35

15 0.4

25 0.45

35 0.48

40 0.49

50 0.5

60 0.51

100 0.54

110 0.56

120 0.59

125 0.62

128 0.64

130 0.67

131 0.69

132 0.71

133 0.74

134 0.77

135 0.8

136 0.83

137 0.87

139 0.99

140 1

122

a. Correct Pressure (atm) [Kolom 2]

Rumus:

1. 0,52atm + 0,05 atm = 0,57 atm

2. 1,51 atm + 0,05 atm = 1,56 atm

3. 3,7 atm + 0,05 atm = 3,75 atm

4. 4,52 atm + 0,05 atm = 4,57 atm

5. 6,59 atm + 0,05 atm = 6,64 atm

6. 8,6 atm + 0,05 atm = 8,65 atm

7. 11,8 atm + 0,05 atm = 11,85 atm

8. 16,2 atm + 0,05 atm = 16,25 atm

9. 23,6 atm + 0,05 atm = 23,65 atm

10. 36,4 atm + 0,05 atm = 36,45 atm

11. 58,1 atm + 0,05 atm = 58,15 atm

12. 75,7 atm + 0,05 atm = 75,75 atm

13. 80,4 atm + 0,05 atm = 80,45 atm

14. 85,9 atm + 0,05 atm = 85,95 atm

15. 90,2 atm + 0,05 atm= 90,25 atm

16. 95,6 atm + 0,05 atm = 95,65 atm

17. 100,9 atm + 0,05 atm= 109,5 atm

18. 105,3 atm + 0,05 atm= 105,35 atm

19. 115,1 atm + 0,05 atm= 115,15 atm

20. 120,7 atm + 0,05 atm= 120,75 atm

Indicator pressure (Kolom 1) + 0,05 atm

0

1

0,15 x

0,52

0

0,15

4

0,25 x

1,51

1

0,15

4

0,25 x

3,7

1

0,25

9

0,35 x

4,52

4

123

b. Pressure Volume Correction (cc) [Kolom 4]

Rumus :

1.1−0 , 52

1−0=0 ,15−x

0 ,15−0

0,481

=0 ,15−x0 ,15

0,072 ¿ 0,15 – xx ¿0,078 cc

2. 4−1,514−1

= 0 ,25−x0 ,25−0,15

2,493

=0 ,25−x0 ,10

0,75 – 3x¿ 0,249

x = 0,167 cc

3.

4−3,74−1 =

2,5−x0 ,25−0 ,15

0,33 =

2,5−x0 ,10

0,75 – 3x= 0,03

x =0,24 cc

4.

9−4 ,529−4 =

0 ,35−x0 ,35−0 ,25

4 , 485 =

0 ,35−x0,1

1,75 - 5x = 0,448

x =0,2604 cc

Interpolasi PV Correction dengan Indicator Pressure

0,25

9

0,35 x

6,59

4

0,25

9

0,35 x

8,6

4

0,35

15

0,4 x

11,8

9

0,4

25

0,45 x

16,2

15

124

5.

9−6 ,599−4 =

0 ,35−x0 ,35−0 ,25

2, 415 =

0 ,35−x0,1

1,75 – 5x = 0,241

x =0,3018 cc

6.

9−8,69−4 =

0 ,35−x0 ,35−0 ,25

0,45 =

0 ,35−x0,1

1,75 – 5x = 0,04

x =0,342 cc

7.

15−23 ,625−9 =

0,4−x0,4−0 , 35

3,26 =

0,4−x0 , 05

2,4 – 6x = 0,16

x =0,373 cc

8.

25−16 ,225−15 =

0 , 45−x0 ,45−0,4

8,810 =

0 ,45−x0 ,05

0,4

25

0,45 x

23,6

15

0,48

40

0,49 x

36,4

35

0,5

60

0,51 x

58,1

50

125

4,5 – 10x = 0,44

x =0,406 cc

9.

25−23 ,625−15 =

0 , 45−x0 ,45−0,4

1,410 =

0 ,45−x0 ,05

4,5 – 10x= 0,07

x =0,443 cc

10.

40−36 , 440−35 =

0 , 49−x0 ,49−0 , 48

3,65 =

0 ,49−x0 ,01

2,45 – 5x = 0,036

x =0,4828 cc

11.

60−58 ,160−50 =

0 ,51− x0 ,51−0,5

1,910 =

0 ,51−x0 ,01

5,1 – 10x = 0,019

x =0,5081 cc

0,51

100

0,54 x

75,7

60

0,51

100

0,54 x

80,4

60

0,51

100

0,54 x

85,9

60

0,51

100

0,54 x

90,2

60

126

12.

100−75 ,7100−60 =

0 , 54−x0 ,54−0 ,51

24 ,340 =

0 ,54−x0 ,03

21,6 – 40x= 0,729

x =0,52178 cc

13.

100−80 ,4100−60 =

0 , 54−x0 ,54−0 ,51

19 , 640 =

0 ,54−x0 ,03

21,6 – 40x= 0,588

x =0,5253 cc

14.

100−85 , 9100−60 = 51,054,0

54,0 x

14 , 140 = 03,0

54,0 x

21,6 – 40x= 0,423

x =0,52943 cc

15. 601007,75100

= 51,054,054,0 x

0,51

100

0,54 x

95,6

60

0,54

110

0,56 x

100,9

100

0,54

110

0,56 x

105,3

100

127

9,840 = 03,0

54,0 x

21,6 – 40x= 0,294

x =0,53265 cc

16. 601007,75100

= 51,054,054,0 x

4,440 = 03,0

54,0 x

21,6 – 40x= 0,132

x =0,5367 cc

17.

110−100 , 9110−100 =

0 ,56−x0 ,56−0 , 54

9,110 =

0 ,56−x0 , 02

5,6 – 10x= 0,182

x =0,5418 cc

18.

110−105 ,3110−100 =

0 ,56−x0 ,56−0 , 54

4,710 =

0 ,56−x0 , 02

0,56

120

0,59 x

115,1

110

0,59

125

0,62 x

120,7

120

128

5,6 – 10x= 0,094

x =0,5506 cc

19.

120−115 , 1120−110 =

0 ,59−x0 ,59−0 ,56

4,910 =

0 ,59−x0 ,03

5,9 – 10x= 0,147

x =0,5753 cc

20.

125−120 ,7125−120 =

0 , 62−x0 , 62−0 , 59

4,35 =

0 ,62−x0 , 03

3,1 – 5x= 0,129

x =0,5942 cc

c. Actual Volume of Mercury Injection (cc) [Kolom 5]

Rumus :

1. 25cc– 0,078cc = 24,922 cc2. 22,5cc- 0,167cc = 22,333 cc3. 15,9cc - 0,24cc = 15,66 cc4. 15,2cc- 0,2604cc = 14,75 cc5. 13,5cc- 0,3018cc = 13,19 cc

Kolom3 – Kolom 4

129

6. 11cc – 0,342cc = 10,658 cc7. 9,7cc- 0,373cc = 9,327 cc8. 9,3cc – 0,406cc = 8,894 cc9. 8,61cc- 0,443cc = 8,167 cc10. 8,6cc – 0,4828cc = 8,1172 cc11. 7,86cc – 0,5081cc = 7,3819 cc12. 7,3cc - 0,52178cc = 6,77822 cc13. 7,7cc – 0,5253cc = 7,1747 cc14. 7,2cc – 0,52943cc = 6,67057 cc15. 6,95cc – 0,53265cc = 6,41735 cc16. 6,1cc – 0,5367cc = 5,5633 cc17. 6,9cc- 0,5418cc = 6,3582 cc18. 6,4cc – 0,5418cc = 5,8494 cc19. 6,6cc- 0,5753cc = 6,0247 cc20. 6,2cc- 0,5942cc = 5,6058 cc

d. Mercury Saturation (%) [Kolom 6]Rumus :

1. = 83,073 %

Actual Volume Mercury of InjectionVolume Pori

×100 %

24 ,922 cc30 cc

x 100 %

2233 cc30 cc

x 100 %

130

2. = 74,443 %

3. = 52,2 %

4. = 49,799%

5. = 43,994 %

6. = 35,57 %

7. = 31,09 %

8. = 27,223 %

9. = 27,223 %

10. = 27,057 %

11. = 24,606 %

12. = 22,594 %

13. = 23,916 %

14. = 22,235 %

15 , 66 cc30 cc

x 100 %

14 , 9396 cc30 cc

x 100 %

13 , 1982cc30 cc

x 100 %

10 , 658 cc30 cc

x 100 %

9 ,327 cc30 cc

x 100 %

8 ,894 cc30 cc

x 100 %

8 ,167 cc30 cc

x 100 %

8 ,1172 cc30 cc

x 100 %

7 ,3819 cc30 cc

x 100 %

6 ,77822 cc30 cc

x 100 %

7 ,1747 cc30 cc

x 100 %

6 ,67057 cc30cc

x 100%

6 ,41735 cc30 cc

x 100 %

131

15. = 21,391 %

16. = 18,544 %

17. = 21,194 %

18. = 19,498 %

19. = 20,082 %

20. = 18,686 %

7.7. Pembahasan

Pada percobaan 6, kita menghitung tekanan kapiler dari 20 sampel

reservoir dan yang pertama kita hitung adalah correct pressure (kolom 2)

dengan menembahkan 0,05 dari indicator pressure. Tahap 2 kita

menghitung pressure volume correction dengan metode interpolasi dan

hasilnya pressure volume correction berbanding lurus dengan indicator

pressure dan correct pressure sedangkan pressure volume correction

berbanding terbalik dengan indicator volume of mercury injection.

Tahap 3 kita menghitung actual volume of mercury injection

dengan mengurangkan hasil dari indicator volume of mercury

injection(kolom 3) dengan pressure volume correction(kolom

4).Selanjutnya tahap 4,kita menghitung mercury saturation dengan

menggunakan rumus :

ActualVolumeofMercuryInjectionVp

x100 %

5 ,5633 cc30 cc

x 100 %

6 ,3582 cc30 cc

x 100%

5 ,8494 cc30 cc

x 100%

6 ,0247 cc30 cc

x 100 %

5 ,6058 cc30cc

x 100 %

132

Hasilnya nilai mercury satutarion berbanding lurus dengan indicator

volume of mercuryinjection danactual volume of mercury injection,

dimana dari 20 sampel apabila indicator pressurenya dinaikkan maka nilai

indicator volume of mercuryinjection, actual volumeof mercury injection

dan mercury saturation akan semakin berkurang nilainya.

Dalam menghitung pressure volume correction , kami menggunakan

kolom antara tekanan dan volume yang kami gambarkan dengan grafik di

bawah ini :

133

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.20

20

40

60

80

100

120

140

160Pressure Vs Volume

Pressure Vs Volume

Volume (cc)

Pres

sure

(atm

)

0,0

1, 140

Grafik 7.1. Hubungan Antara Volume (cc) dan Pressure (atm)

Grafik di atas membahas mengenai hubungan antara volume dengan

pressure yang terdapat dalam suatu formasi batuan reservoir. Dilihat dari

grafik di atas, dapat kita ketahui bahwa semakin besar volume yang

terdapat dalam batuan, maka semakin besar pula pressure yang diberikan

kepada batuan tersebut. Seperti halnya pada grafik, ketika volume pada

batuan sebesar 0,15 cc, maka pressure yang diberikan adalah sebesar 1

atm. Dan ketika volume dinaikkan menjadi 0,25 cc, pressure yang

diberikan juga bertambah besar yaitu 4 atm.

134

10 20 30 40 50 60 70 80 900

20

40

60

80

100

120

140

120.75

Correct Pressure vs Mercury Satu-ration

Correct Pressure vs Mercury Saturation

Mercury Saturation (%)

Corr

ect P

ress

ure

(atm

)

83.073, 0.57

Grafik 7.2. Hubungan Mercury Saturation (%) dan Correct Pressure (atm)

Grafik di atas merupakan grafik mercury saturation pada suatu

batuan reservoir terhadap correct pressure. Dari grafik tersebut dapat kita

ketahui bahwa correct pressure sangat mempengaruhi besar kecilnya

mercury saturation suatu batuan reservoir, karena apabila correct pressure

semakin besar maka mercury saturation pada batuan akan semakin kecil.

Misal, pada data ke-1 correct pressure sebesar 0,5atm dan mercury

saturationnya sebesar 83,073 %. Akan tetapi, pada data ke-2 ketika

correct pressure diperbesar menjadi 1,5 atm batuan tersebut menghasilkan

mercury saturation lebih kecil, yaitu 74,443 %.

Tekanan kapiler mempunyai hubungan denganporositas,

pemeabilitas dan saturasi karena apabila menghitung porositas dan

permeabilitas baik maka keseragaman, bentuk dan ukuran butiran baik

dan akan lebih mudah menghitung tekanan kapiler, karena setiap pori di

dalam batuan dianggap sebagai tabung kapiler, dan tekanan kapiler juga

135

berhubungan dengan saturasi karena apabila Pc besar maka Sw kecil

begitu pula sebaliknya.

Pada percobaan ini penentuan tekanan kapiler dengan menggunakan

mercury sebagai fluida yang diinjeksikan, diperoleh bahwa untuk setiap

perubahan saturasi mercury terjadi pula perubahan tekanan koreksi. Hal

ini juga dapat dianalogikan pada reservoir, dimana untuk perbedaan

saturasi fluida yang tidak saling larut maka akan diperoleh nilai tekanan

kapiler yang berbeda pula.

Pengaplikasian Tekanan Kapiler dalam dunia perminyakan adalah

sebagai tahap awal untuk menentukan kedalaman zona perforasi dan

sebagai tahap awal dalam menentukan Well komplesi.

136

7.8. Kesimpulan

1. Perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak

tercampur sebagai akibat dari pertemuan permukaan yang

memisahkan kedua fluida tersebut.

2. Correct pressure berbanding terbalik dengan mercury saturation

yaitu dengan berkurangnya Correct pressure akan meningkatkan

mercury saturation.Sedangkan padahubungan tekanandengan

volume berbanding lurus, semakin besar volume maka nilai tekanan

akan semakin menigkat.

3. Nilai dari pressure berbanding lurus dengan volume.

4. Dengan mengetahui tekanan kapiler suatu formasi kita dapat

menentukan secara efesien letak kedalaman sumur yang akan di

komplesi.

5. Hubungan Pc dan Sw, jika Pc meningkat maka Sw menurun.

BAB VIII

PEMBAHASAN UMUM

Pada percobaan penentuan porositas ada dua cara untuk menentukan

yaitu dengan cara menimbang dan dengan menggunakan porometer atau

mercury injection pump. Dengan cara menimbang, dilakukan

penimbangan terahadap core kering lalu core dijenuhkan dengan kerosin

dan ditimbang di udara serta di dalam kerosin. Setelah itu harga porositas

dapat dihitung dengan membandingkan volume pori batuan 0,875 cc

terhadap volume total batuan 29,625 cc tersebut kemudian dikali seratus

persen. Hasil yang diperoleh dari percobaan didapatkan harga porositas

adalah 2,97 %

Kemudian dilakukan percobaan kembali dengan menggunakan

mercury injection pump. Percobaan dilakukan dengan menggunakan

sample core yang sama. Dengan cara perhitungan yang sama harga

porositas dicari. Pertama ditentukan terlebih dahulu volume picnometer

kosong yaitu selisih skala awal dan akhir, kemudian dicari volume

picnometer yang terisi core dan dicari volume picnometer yang terisi core

dengan mencari selisih skala awal dan akhir pada picnometer, lalu

ditentukan volume bulk dengan mencari selisih volume picnometer yang

terisih core dengan volume picnometer kosong. Dan dicari lagi volume

pori dengan cara yang sama seperti penentuan volume picnometer yaitu

selisih skala awal dan akhir. Porositas dicari yaitu volume pori dibagi

volume bulk, didapatkan harga porositas dengan mercury injection pump

adalah 16,4 %

Dilihat dari dua hasil percobaan penentuan porositas dan

dibandingkan dengan parameter porositas maka harga porositas pada

sample batuan dengan cara menimbang adalah baik dan dengan cara

mercury injection pump adalah baik.

69

138

Dalam menentukan saturasi fluida dengan metode destilasi pertama-

tama kita harus menghitung berat core kering yang telah dijenuhi air dan

minyak dengan menggunakan timbangan. Berdasarkan data yang

didapatkan, berat core kering adalah 29,7 gram dan berat core yang telah

dijenuhi air adalah 30,6 gram sehingga dari data tersebut dapat ditentukan

besarnya volume pori pada sampele core tersebut adalah sebesar 14,9 gr

didapat dari metode penimbangan.

Sedangkan volume air yang didapat dari prosedur kerja adalah 0,3

cc, yang besarnya sama dengan berat air tersebut, berat air sebesar 0,3

gram didapatkan dari hasil perkalian antara massa jenis air (ρ) dan

volume air (V).

Untuk menentukan berat minyak dapat dilakukan dengan

memasukkan nilai berat core jenuh dikurang berat core jenuh dikurang

berat air maka didapatkan berat minyak sebesar 0,6 gram

Untuk menentukan volume minyak dapat dilakukan dengan

memasukkan nilai berat minyak dan harga berat jenis minyak ke dalam

perbandingan sehingga didapatkan volume sebesar 0.756 cc

Setelah semua data didapatkan, maka kita dapat menentukan saturasi

oil (So) sebesar 5%, saturasi water (Sw) sebesar 2%. Pada saturasi

gas(Sg) dapat diketahui dengan memasukkan harga saturasi oil dan harga

saturasi water kedalam persamaan So + Sw + Sg = 1, kemudian rumus

tersebut diturunkan menjadi Sg = 1 – (So + Sw), sehingga didapatkan nilai

specific gravity sebesar 93%

Hubungan pengukuran saturasi dengan perminyakan, setelah kita

mengukur saturasi pada setiap sampel batuan reservoir maka kita dapat

menentukan jumlah kandungan oil, gas, dan water yang ada dalam

reservoir, kemudian kita dapat membuat analisa bahwa reservoir tersebut

layak untuk diproduksi.

Permeabilitas ialah sifat–sifat fisik batuan reservoir untuk

melewatkan fluida melalui pori yang saling berhubungan tanpa merusak

139

partikel penyusunan. Permeabilitas dibagi menjadi tiga yaitu permeabilitas

absolut, permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif.

Pada percobaan ini kami menentukan permeabilitas absolut.

Permeabilitas dapat dicari dengan dua cara yaitu dengan menggunakan

liquid permeameter dan dapat pula dengan gas permeameter. Namun pada

percobaan ini kita hanya menggunakan gas permeameter.

Pada percobaan ini dilakukan tiga kali percobaan dengan

menggunakan tekanan yang berbeda–beda (0,25 atm, 0,5 atm, dan 1

atm). Setelah melakukan perhitungan dengan viskositas, laju aliran,

panjang core. Luas penampang dan perbedaan tekanan sebagai faktor–faktor

yang mempengaruhi.

Dan kita dapatkan harga permeabilitas (k) 0,325 Darcy pada tekanan

0,25 atm. Pada tekanan 0,5 atm didapat harga permeabilitas (k) 0,289

Darcy. Dan pada tekanan 1 atm didapatkan harga permeabilitas (k) 0,185

Darcy.

Dari data tersebut dapat dilihat bahwa semakin besar perbedaan

tekanan maka semakin kecil nilai permeabilitasnya dengan syarat

menggunakan jenis core yang sama panjang dan luas permukaannya juga

sama begitu pula dengan viskositasnya. Dapat dilihat di (grafik 4.1.)

bahwa permeabilitas dan perbedaan tekanan berbanding terbalik.

Pasir merupakan salah satu permasalah di formasi. Untuk

menanggulanginya ketika pasir telah terproduksi membutuhkan resiko dan

biaya yang besar. Oleh karena itu masalah ini harus di cegah dengan

slotted liner atau gravel pack. Dan untuk menentukan ukuran slotted liner

yang akan kita gunakan, kita harus mengetahui ukuran butir pasir pada

reservoir tersebut. Oleh karena itu kita melakukan sieve analysis.

Pada percobaan ini core digerus hingga menjadi butiran– butiran

pasir. Setelah itu kita masukkan butir yang paling kasar pada sieve kemudian

yang halus juga dimasukkan dimangkok sieve yang berbeda sesuai

dengan ukuran saringan dan begitu seterusnya hingga pasir habis.

Kemudian sieve disusun. Yang berisikan pasir yang masih berbutir

140

kasar di atas, dan yang paling halus dibawah secara runut. Yang kemudian

sieve ditutup dan digoncangakan selama 30 menit. Kemudian isi dari

masing– masing sieve ditimbang satu per satu hingga habis. Dan dapat

kita lihat (Tabel 5.1) sebagai hasilnya.

Kemudian grafik semilog dibuat antara persen berat kumulatif

terhadap opening diameter dengan log di opening diameter. Dapat dilihat

pada grafik 5.1. dari grafik tersebut kita dapat menentukan opening

diameter pada berat kumulatif 50% (0,998 mm), opening diameter pada

berat kumulatif 40% (1,187 mm) dan opening diameter pada berat

kumulatif 90%(0.419 mm). Dengan cara memberi sedikit perpanjangan

pada grafik yang sesuai dengan lajurnya. Seterlah itu kita dapat mengitung

koefisien keseragaman butir pasir (C= 2,833) dengan membandingkan

opening diameter pada berat kumulatif 40% dengan opening diameter pada

berat kumulatif 90%. Dari hasil perhitungan menurut Schwartz koefisien

keseragaman butir pasir pada sample ini ialah sedang. Keseragaman butir

buruk karena koefisien butir lima yang menunjukan butiran besar berarti

rongga butiran juga besar yang berarti dapat lebih banyak melewatkan

partikel-partikelyang lebih kecil hingga dapat terikut terproduksi. Serta

kekompakkan formasi juga buruk karena rongga diantara butir besar.

Setelah melakukan percobaan dengan benzene lalu dikeringkan dan

dihancur hingga dapat melewati mortal. Lalu dimasukan di erlenmeyer

yang telah terisi HCl 15% dan di goyangkan hingga CO2 hilang lalu

disaring dan dibilas.

Pertama digunakan sampel batu pasir, ketika sebelum pengasaman

dan setelah pengasaman, berat sampel tidak berubah (tetap), sedangkan

pada batuan karbonat, berat sampel sebelum dan setelah pengasaman

mengalami perubahan. Pertama kita gunakan batu pasir, berat batuan pasir

sebelum pengasaman adalah 12,4 gr dan setelah pengasaman berat batuan

pasir tetap 12.4 gr, tidak mengalami penambahan berat. Ini berarti batu

pasir tidak bereaksi dengan HCl.

141

Sedangkan, pada batuan karbonat berat sebelum pengasaman 36,4 gr

dan stetelah pengasaman menjadi 33,1 gr. Dari hasil perhitungan data –

data yang telah diberikan, diketahui bahwa % berat solubility batu pasir

bernilai 0%, sedangkan % berat solubility karbonat bernilai 9,066 %. Ini

berarti bahwa batu karbonat bereaksi dengan HCl. Semakin besar berat

residu (selisihnya kecil dengan berat awal), maka semakin kecil persentase

berat solubility-nya. Dari percobaan diatas menunjukkan bahwa pasir

tak larut dengan asam klorida (HCl), lain halnya dengan karbonat yang

larut. Solubility menunjukkan persentase sample yang larut. Hal ini berarti

daya tahan pasir lebih besar dibanding karbonat terhadap asam klorida.


resevoir carbonat adalah dengan cara memompakan asam (HCl) kedalam

reservoir. Fungsi dari larutan asam ini untuk memperbesar permeabilitas.

Selain itu, asam tersebut berfungsi untuk mengencerkan oil yang memiliki

viskositas besar. Sehingga dapat produksi dapat berjalan secara optimal.

Dari percobaan diatas dapat memudahkan dalam menentukan kadar

larut formasi terhadap asam, dapat dijadikan sebagai penentuan asam yang

akan digunakan dan tidak menghambat pada proses produksi, serta

menentukan jumlah asam yang efektif untuk digunakan.

Pada percobaan yang menentukan tekanan kapiler , kita menghitung

tekanan kapiler dari 20 sampel reservoir dan yang pertama kita hitung

adalah correct pressure (kolom 2) dengan menembahkan 0,05 dari

indicator pressure. Tahap 2 kita menghitung pressure volume correction

dengan metode interpolasi dan hasilnya pressure volume correction

berbanding lurus dengan indicator pressure dan correct pressure

sedangkan pressure volume correction berbanding terbalik dengan

indicator volume of mercury injection.

Tahap 3 kita menghitung actual volume of mercury injection

dengan mengurangkan hasil dari indicator volume of mercury

injection(kolom 3) dengan pressure volume correction(kolom 4).

142

Selanjutnya tahap 4,kita menghitung mercury saturation dengan Actual

volume of mercury injection dibagi volume pori dikali 100%.

Pada grafik (7.1). hubungan volume vs pressure, ketika volume pada

batuan sebesar 0,15 cc, maka pressure yang diberikan adalah sebesar 1

atm. Dan ketika volume dinaikkan menjadi 0,25 cc, pressure yang

diberikan juga bertambah besar yaitu 4 atm. Grafik di atas merupakan

grafik mercury saturation pada suatu batuan reservoir terhadap correct

pressure. Pada grafik (7.2) dapat kita ketahui bahwa correct pressure

sangat mempengaruhi besar kecilnya mercury saturation suatu batuan

reservoir, karena apabila correct pressure semakin besar maka mercury

saturation pada batuan akan semakin kecil. Misal, pada data ke-1 correct

pressure sebesar 0,5atm dan mercury saturationnya sebesar 83,073 %.

Akan tetapi, pada data ke-2 ketika correct pressure diperbesar menjadi 1,5

atm batuan tersebut menghasilkan mercury saturation lebih kecil, yaitu

74,443 %.

Pada percobaan ini penentuan tekanan kapiler dengan menggunakan

mercury sebagai fluida yang diinjeksikan, diperoleh bahwa untuk setiap

perubahan saturasi mercury terjadi pula perubahan tekanan koreksi. Hal

ini juga dapat dianalogikan pada reservoir, dimana untuk perbedaan

saturasi fluida yang tidak saling larut maka akan diperoleh nilai tekanan

kapiler yang berbeda pula. Pengaplikasian Tekanan Kapiler dalam dunia

perminyakan adalah sebagai tahap awal untuk menentukan kedalaman

zona perforasi dan sebagai tahap awal dalam menentukan Well komplesi.

143

BAB IX

KESIMPULAN UMUM

1. Penentuan porositas yaitu dengan cara menimbang dan dengan

menggunakan Mercury Injection Pump kita dapat menentukan harga

porositas dari suatu sample core.

2. Porositas yang diperoleh dengan cara menimbang (2,95 %) lebih

kecil dari hasil perhitungan dengan menggunakan Mercury Injection

Pump (16,4 %).

3. Nilai porositas dengan cara menimbang dalam klasifikasi harga

porositas tergolong baik, sedangkan dengan Mercury Injection Pump

tergolong baik.

4. Penyebab harga porositas berbeda yaitu bisa dari sudut kemiringan

butiran batuan, ukuran butiran batuan dan komposisi mineral

pembentuk batuan.

5. Saturasi fluida dapat diukur dengan metode destilasi.

6. Hasil perhitungan besarnya saturasi water (2%), oil (5%) dan gas

(93%).

7. Sg > So > Sw, sehingga sumur dapat dikatakan lebih berpotensi

menghasilkan fluida gas, dari pada oil ataupun water.

8. Besar kecilnya volume fluida yang mengisi pori – pori batuan dapat

mempengaruhi besar kecilnya saturasi fluida tersebut di dalam suatu

formasi batuan reservoir.

9. Besar penjenuhan air didalam reservoir menentukan dapat tidaknya

lapisan minyak diproduksi.

10. Dari hasil perhitungan saturasi masing-masing fluida sebagaimana

diatas, dapat disimpulkan bahwa reservoir yang diteliti memiliki

kandungan gas yang banyak.

11. Dengan adanya saturasi fluida, kita dapat menentukan suatu reservoir

layak untuk diproduksi.

144

12. Permeabilitas absolut pada suatu formasi batuan dipengaruhi oleh

beberapa faktor, yaitu viscositas gas, laju aliran gas, panjang core,

luas penampang core dan juga beda tekanan.

13. Besar nilai permeabilitas untuk masing – masing Core adalah :

Core 1( ΔP = 0 ,25atm ) = 0,325 Darcy = 325 mDarcy

Core 2( ΔP = 0 ,50 atm ) = 0,289 Darcy = 289 mDarcy

Core 3( ΔP = 1 atm ) = 0,185 Darcy = 185 mDarcy

Pada core 1, core 2 dan core 3 dikategorikan permeabilitasnya sangat baik.

14. Hubungan antara beda tekanan dan Permeabilitas adalah berbanding terbalik, jika semakin besar beda tekanannya maka harga permeabilitas akan semakin kecil, dan begitu pun sebaliknya.

15. Pada grafik hubungan antara permeabilitas ( k ) terhadap 1/ΔP adalah

berbanding lurus. Jika nilai 1/ΔP semakin kecil maka permebilitas

nya pun juga semakin berkurang.

16. Koefisien keseragaman butir pasir dari sampel yang kita analisa yaitu

3 < c < 5, merupakan pemilahan yang sedang.

17. Dapat mengetahui nilai opening diameter pada berat kumulatif yang

kita ingin dengan menggunakan interpolasi.

18. Dapat mengetahui nilai persentase berat kumulatif dari sampel

analisa.

19. Sehingga opening size inilah yang menentukan rencana pemasangan

sand pack atau gravel pack, atau dapat di ambil dari data sorting

coefficient. Karena dari distribusi pasir dapat ditentukan pemilihan

ukuran screen dan gravel yang tepat.

20. Perhitungan dari percobaan di peroleh nilai Koefisien keseragaman

butir pasir 2,833 mm

21. Dari percobaan ini kita dapat memperkirakan atau mensimulasikan

rencana pemasangan sand pack, screen di lapangan sesuai analisa

145

batuan pada formasi tadi, perencanaan yang baik akan mencegah

atau setidaknya dapat mengurangi pasir yang ikut terproduksi.

22. Berat solubility batu pasir 0%, dan batu karbonat 9,066%. Dari hasil

tersebut persentase berat solubility pada sampel batu karbonat lebih

besar dibanding dengan sampel batu pasir.

23. Semakin besar berat residunya, maka semakin kecil persentase berat

solubility-nya, begitu juga sebaliknya.

24. Larutan asam berfungsi untuk meningkatkan permeabilitas, dengan

membuat rekahan pada formasi.

25. Daya larut asam terhadap carbonat lebih besar dari pada batu

pasir.Larutan asam juga dapat menurunkan vikositas minyak.

26. Pengijeksian larutan asam HCl tidak cocok untuk batuan pasir, tetapi

lebih cocok untuk batu karbonat.

27. Pengasaman merupakan suatu tahapan dalam produksi untuk

meningkatkan laju produksi yang optimal.

28. Penentuan tekanan kapiler dari suatu sampel formasi dapat dikatakan

lebih cepat dan efisien pada distribusi saturasi fluidanya dari sumur.

29. Correct pressure berbanding terbalik dengan mercury saturation

yaitu dengan berkurangnya Correct pressure akan meningkatkan

mercury saturation.Sedangkan padahubungan tekanandengan

volume berbanding lurus, semakin besar volume maka nilai tekanan

akan semakin menigkat.

30. Dapat mengetahui hasil dari pressure volume correction dengan

metode interpolasi antara pressure dan volume.

31. Dari percobaan diperoleh adanya distribusi tersebut, maka akan

terdapat zona transisi karena tidak terdapat batas fluida yang jelas.

32. Dalam menghitung tekanan kapiler, dapat membantu kita dalam

analisa untuk melakukan tahapan awal perforasi.

DAFTAR PUSTAKA

Adi Saputra, Rahmat 2012. Laporan Resmi Analisa Inti Batuan. STT-MIGAS

BALIKPAPAN, Balikpapan.

Kasrani, S.T, M.T, Mayda Waruni, 2012 . Buku Petunjuk Praktikum Analisa Inti

Batuan. STT-MIGAS BALIKPAPAN, Balikpapan.

Kosasih, Rizky Arya 2012. Laporan Resmi Praktikum Analisa Inti Batuan. STT-

MIGAS BALIKPAPAN, Balikpapan.

Kustanty, Arie 2012. Laporan Resmi Praktikum Analisa Inti Batuan. STT-


Muhammad, Jeprih 2012. Laporan Resmi Praktikum Analisa Inti Batuan. STT-


glossary.oilfield.slb.com

http://www.comparestoreprices.co.uk/images/unbranded/c/unbranded-ceramic-mortar-&-pestle.jpg

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/3/3a/Diamond_Core.jpeg/300px-Diamond_Core.jpeg

semuasayangeko.wordpress.com



laporan analisa inti batuan jhsdgfhsdgfkhgskjgfkjsghfjksdg

Documents