hendri laporan
-
Upload
dezi-kurniawan -
Category
Documents
-
view
405 -
download
35
Transcript of hendri laporan
PENDAHULUAN(INTRODUCTION)
Praktikum Mekanika Reservoir (Analisa Inti Batuan) bertujuan untuk
menentukan secara langsung informasi mengenai sifat-sifat fisik batuan yang
ditembus pada target-target tertentu (kedalaman tertentu) yang diinginkan.
Informasi-informasi yang didapat dalam hal ini meliputi informasi sifat-sifat fisik
batuan dan interaksinya dengan fluida reservoir, seperti porositas, permeabilitas,
saturasi, wettability, tekanan kapiler dan lain sebagainya. Studi Analisa Inti
Batuan dalam pemboran eksplorasi merupakan acuan alam mengevaluasi
kemungkinan tingkat keberhasilan suatu pemboran exsplorasi. Sedangkan dalam
tahap eksploitasi studi Analisa Inti Batuan merupakan acuan dalam pelaksanaan
well completion, well stimulation dan work over program. Dan merupakan
informasi penting untuk pelaksanaan proyek-proyek secondary dan tertiary
recovery. Disisi lain, data-data yang didapat dari informasi study Analisa Inti
Batuan sangat berguna sebagai pembanding dan kalibrasi dari metode logging.
Prosedur Analisa Inti Batuan ini pada dasarnya terdiri atas dua bagian,
yaitu analisa batuan rutin dan analisa batuan secara khusus. Analisa batuan rutin
umumnya berkisar pada pengukuran sifat-sifat fisik seperti porositas,
permeabilitas absolute dan saturasi fluida.
Sedangkan analisa batuan khusus dapat dikelompokkan lagi menjadi dua
tipe pengukuran, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran pada posisi
dinamis. Pengukuran pada kondisi statis ini meliputi pengukuran tekanan kapiler,
sifat-sifat listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability,
compresibilitas batuan, permeabilitas, porositas dan study petrografi. Sedangkan
yang termasuk alam pengukuran pada kondisi dinamis meliputi permeabilitas
relative, thermal recovery, residual saturasi, waterflood evaluation, special liquid
permeability (pengukuran permeabilitas terhadap cairan komplesi khusus seperti
surfactant, polymer dan sebagainya).
Guna lebih mendalami beberapa prinsip dasar dalam pengukuran sifat-sifat
fisik batuan serta dengan mempertimbangkan keterbatasan sarana dan peralatan
1
praktikum yang ada saat ini di laboratorium teknik perminyakan UIR, maka dalam
panduan praktikum ini akan diberikan beberapa modul analisa yang terdiri dari :
1. Pengukuran Porositas
2. Pengukuran Permeabilitas
3. Pengukuran Saturasi Fluida
4. Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi Dalam Larutan Asam
5. Sieve Analysis
2
PERCOBAAN I(EXPERIMENT I)
PENGUKURAN POROSITAS(POROSITY MEASUREMENT)
1.1 Tujuan PercobaanTujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya harga
volume total batuan, volume pori-pori batuan dan porositas batuan reservoir.
1.2 Teori Dasar
Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukan besar rongga dalam
batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor, antara lain
susunan dimana butiran diendapkan atau tersusun, lingkungan pengendapan,
ukuran dan bentuk partikel, variasi ukuran butiran, kompaksi serta jumlah clay
dan material lain sebagai semen (sementasi).
Menurut pembentukannya atau proses geologinya porositas dibagi dua,
yaitu :
Porositas Primer
Adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan
tersebut.
Porositas Sekunder
Adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan seperti yang
disebabkan karena proses pelarutan atau endapan.
Sedangkan ditinjau dari sudut teknik reservoir, porositas terbagi menjadi
dua :
Porositas absolut
Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori dengan volume
total batuan (bulk volume) atau ditulis :
Φabs = VpVb
x 100 % dan Φabs = Vb−Vg
Vb x 100 % .............. (2.1)
3
Dimana : Vb = Volume total batuan
Vp = Volume pori batuan
Vg = Volume butiran
Porositas effektif
Adalah perbandingan volume pori yang berhubungan dengan volume total
batuan atau ditulis :
Φeff = Vp yang berhubungan x 100 %
Vb .............................. (2.2)
Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling
berhubungan maka hal penting dalam industri perminyakan dan yang diukur
dalam percobaan ini adalah porositas effektif. Kegunaan dari pengukuran
porositas dalam perminyakan terutama dalam explorasi adalah untuk
menentukan cadangan atau IOIP ( Initial Oil In Place ) sedangkan dalam
exploitasi digunakan untuk komplesi sumur (Well Completion) dan Secondary
Recovery. Biasanya besarnya porositas berkisar antara 5 – 30 %. Porositas 5 %
biasanya dimasukan dalam porositas kecil. Secara teoritis besarnya porositas
tidak lebih dari 47 %. Dilapangan dapat kita dapatkan perkiraan secara visual,
dimana penentuan ini bersifat semi kuantitatif dan digunakan skala sebagai
berikut :
0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan
5% - 10% Porositas Buruk (POOR)
10% - 15% Porositas Cukup (FAIR)
15% - 20% Porositas Baik (GOOD)
20% - 25% Porositas sangat baik (VERY GOOD)
>25% Istimewa
Secara langsung, porositas dapat diukur menggunakan berbagai metode.
Pada umumnya metode pengukuran yang digunakan merupakan metode
pengukuran porositas effektif. Metode-metode tersebut antara lain :
4
1. Metode Grain-volume
2. Metode Bulk volume determination
3. Metode Boyles low porosimeter
4. Metode Pore-Gas injection
5. Metode Loos-Of-Weight
6. Metode Liquid saturation
7. Metode Porositas dari Large core samples
Secara tidak langsung, porositas dihitung berdasarkan hasil pengukuran
well-logging. Ada beberapa alat yang baik untuk menentukan porositas yaitu
sonic log dan density log.
1.3 Alat dan Bahan
1.3.1 Alat
1. Timbangan digital
2. Vacuum pump dengan vacuum desicator
3. Beker glass ceper
4. Gas porosimeter
5. Selembar kertas sebagai alas core
1.3.2 Bahan1. Kerosin dengan berat jenis 0.83
2. Sampel core
5
Timbngan Digital Vacum Desicator
Gelas kimia Gas Porosimeter
Steel plug Core
Gas Helium Jangka Sorong
Gambar 1.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Porositas
1.4 Prosedur Percobaan
Untuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu ditentukan adalah
volume total batuan (Vb), volume pori (Vp), dan volume butiran (Vg). Adapun
pengukuran dengan dua cara yaitu :
6
1.4.1 Cara Menimbang
Prosedur kerja:
1. Mengekstraksi core (inti batuan) selama 3 jam dengan soxlet dan
mendiamkan selama 24 jam, kemudian mengeluarkannya dari tabung
ekstraksi dan mendinginkannya beberapa menit, kemudian mengeringkan
didalam oven.
2. Menimbang core kering dalam mangkuk, misalnya berat core kering = W1
gram.
3. Masukan core kering tersebut dalam vacuum desicator untuk dihampa
udarakan dengan kira-kira selama 1 jam dan disaturasikan dengan kerosin.
4. Mengambil core yang telah dijenuhi kerosin, kemudian timbang dalam
kerosin, missal beratnya = W2 gram.
5. Mengambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian ditimbang diudara
missal beratnya = W3 gram.
6. Perhitungan :
Volume total batuan (Vb) = W 3−W 2bj Kerosin
Volume butiran (Vg) = W 1−W 2bj Kerosin
Volume pori (Vp) = W 3−W 1bj Kerosin
Porositas effactif = W 3−W 1W 3−W 2
X 100%
1.4.2 Gas Helium Porosimeter
Prosedur kerja :
1. Salurkan gas helium sebesar 95 Psi ke porosimeter.
2. Ukur diameter dan panjang core, kemudian cari volume core tersebut.
3. Timbang core tersebut, catat hasilnya.
4. Kemudian masukan steel plug kedalam tabung porosimeter.
5. Suplay gas ketabung, maka akan di dapat dead volumenya.
7
6. Masukkan core kedalam tabung.
7. Suplay gas ketabung maka didapat Gauge deading.
8. Ulangi prosedur diatas dengan 3 buah core.
1.5 Hasil Pengamatan
1.5.1 Cara Menimbang
Tabel 1.1. Hasil Pengamatan Pengukuran Porositas dengan Cara Menimbang
Kode
core
W1
(gr)
W1
(gr)
W3
(gr)
Vb
(cc)
Vg
(cc)
Vp
(cc) (%)
ρ
gr/cc
1 C 94.02 108.60 108.90 0.366 17.78 18.14 49.60 0.82
1.5.2 Gas Helium Porosimeter
Tabel 1.2 Hasil Pengamatan Pengukuran Porositas dengan Gas Helium
Porosimeter
Kode
Core
Diameter
(cm)
Tinggi
(cm)
Bulk
volume
(cm3)
Berat
core
(gr)
P close
(Psi)
P open
(Psi)
Dead
volume
(cm3)
1 Q 3.54 5.25 51.64 105.97 84.48 84.54 0.037
1 L 3.64 5.31 55.23 91.66 84.53 84.57 0.027
SOP
volume
(cm3)
P
close
(Psi)
P
open
(Psi)
Gauge
dead
(cm3)
Grain
volume
(cm3)
Pore
volume
(cm3)
Porosity
(%)
Grain
density
(gr/cm3)
58.71 84.49 84.42 0.0121 60.30 7.63 13.75 1.74
58.71 84.33 84.32 0.00607 60.28 5.05 3.503 1.77
1.6 Perhitungan
1.6.1 Cara Menimbang
Dik : W1 = 94.02 gram
W2 = 108.60 gram
8
W3 = 108.90 gram
Massa picnometer kosong = 15.6 gram
Massa picnometer + kerosin = 35.56 gram
Volume picnometer = 25 ml
Dit : a. ρkerosin ?
b. volumebatuan (Vb ) ?
c. volumebutiran (Vg ) ?
d. Volume pori (Vp )?
e. efektif ?
Jawab :
a. Massa kerosin ¿ (massa picnometer + kerosin) - (massa picnometer
kosong)
¿35,56 gr−15,6 gr
¿19.96 gr
BJkerosin= massa kerosin
volume picnometer
¿ 19.96 gr25 ml
¿0.82 gr /ml
b. Volumebatuan (Vb )=W 3−W 2
BJkerosin
¿108.90 gr – 108.60 gr
0.82 gr /ml
¿0.3 gr
0.82 gr /ml
¿0.366 ml
c. Volumebutiran (Vg )=W 2−W 1
BJ kerosin
¿108.60 gr – 94.02 gr
0.82 gram /ml
9
¿14.58 gr
0.82 gr /ml
¿17.78 ml
d. Volume pori (Vp )=W 3−W 1
BJkerosin
¿108.90 gr – 90.02 gr
0.82 gr /ml
¿14.88 gr
0.82 gr /ml
¿18.15 ml
e. efektif = Volume pori
volume batuan× 100 %
= 18.15 ml0.366 ml
×100 %
= 49.60 % 1.6.2 Gas Helium Porosimeter
1. Sample Core 1QDik :
D = 3.54 cm
L = 5.12 cm
D Sop = 4.47 cm
LSop = 5.645 cm
D Sp = 3.64 cm
L Sp = 10.115 cm
P close = 84.48 Psi
P open = 84.54 Psi
W core = 105.97 gr
Dit :
a. Bulk Volume (Vb)?
10
b. Dead Volume ?
c. Gauge deading ?
d. Grain Volume (Vg) ?
e. Pore Volume (Vp) ?
f. Porositas (∅ ¿ ?
g. Grain Density ?
Jawab :
a. Bulk Volume ¿ 14
π D 2 L
= 14
(3.14 ) (3.54 cm )2 (10.115cm )
= 51.64 cm3
b. Dead Volume
Vsp = 14
π D 2 L
= 14
(3.14 )¿
= 105.20 cm3
Dead Volume ¿( P closeP open
−1)×Vsp
= ( 84.54 Psi84.48 Psi
−1)×105.20 cm3
= (1.00071−1 )×105.20 cm3
= 0.747 cm3
c. Gauge deading = ( P closeP open
−1)× Bulk volume
= ( 84.54 Psi84.48 Psi
−1)×51.64 cm3
11
= (1.00071−1 )×51.64 cm3
¿0.037 c m3
d. Grain Volume
Vsop = 14
π D 2 L
= 14
(3.14 )¿
= 58.71 cm3
Grain Volume = (Vsop –Gauge reading )+Dead volume
= (58.71 cm3−0.037 cm3 )+0.07 cm3
¿58.673 cm3+0.07 cm3
¿58.743 cm3
e. Pore Volume = Grain Volume – Bulk Volume
¿58.743 cm3−51.64 cm3
¿7.103 cm3
f. Porositas(∅ ) = VpVb
×100 %
= 7.103 cm3
51.64 cm3 ×100 %
= 13.75 %
g. Grain density¿Berat Core
GrainVolume
¿ 105.97 gr
58.743 cm3
¿1.804 gr /cm3
2. Sample Core 1LDik :
12
D = 3.64 cm
L = 5.31 cm
D Sop = 4.47 cm
LSop = 5.645 cm
D Sp = 3.64 cm
L Sp = 10.115 cm
P close = 84.57 Psi
P open = 84.53 Psi
W core = 91.66 gr
Dit :
a. Bulk Volume (Vb) ?
b. Dead Volume ?
c. Gauge reading ?
d. Grain Volume (Vg) ?
e. Pore Volume (Vp) ?
f. Porositas (∅ ¿ ?
g. Grain Density ?
Jawab :
a. Bulk Volume ¿ 14
π D 2 L
= 14
(3.14 ) (3.64 cm )2 (5.31 cm )
= 55.23 cm3
b. Dead Volume
Vsp = 14
π D 2 L
= 14
(3.14 )¿
= 105.20 cm3
13
Dead Volume ¿( P closeP open
−1)×Vsp
= ( 84.57 Psi84.53 Psi
−1)×105.20 cm3
= (1.00047−1 )× 105.20 cm3
= 0.0497 cm3
c. Gauge deading = ( P closeP open
−1)× Bulk volume
= ( 84.57 Psi84.53 Psi
−1)×55.23 cm3
= (1.00047−1 )× 55.23cm3
¿0.027 cm3
d. Grain Volume
Vsop = 14
π D 2 L
= 14
(3.14 )¿
= 58.71 cm3
Grain Volume = (Vsop –Gauge reading )+Dead volume
= (58.71cm3−0.027 cm3 )+0.049cm3
¿58.683 cm3+0.049 cm3
¿58.733 cm3
e. Pore Volume = Grain Volume – Bulk Volume
¿58.733 cm3−55.23 cm3
¿3.503 cm3
f. Porositas(∅ ) = VpVb
×100 %
= 3.503 cm3
55.23 cm3 ×100 %
14
= 6.53 %
g. Grain density ¿Berat Core
GrainVolume
¿ 91.66 gr
58.733 cm3
¿1.56 gr /cm3
1.7 Pembahasan
Faktor-faktor yang mempengaruhi ukuran besarnya porositas suatu
formasi adalah sebagai berikut :
a. Ukuran butiran atau grain size
Semakin kecil ukuran butir maka rongga yang terbentuk akan semakin kecil dan
sebaliknya jika ukuran butir semakin besar maka rongga yang terbentuk juga
semakin besar.
b. Bentuk butir atau sphericity
Batuan dengan butir jelek akan memiliki porositas yang besar, sedangkan jika
bentuk butir baik maka akan memiliki porositas yang kecil.
c. Susunan butiran
Apabila ukuran butir sama maka susunan butir sama dengan bentuk kubus dan
memiliki porositas yang sangat besar dibandingkan dengan bentuk rhombohedral.
d. Pemilahan
Apabila butiran baik maka ada keseragaman sehingga porositasnya akan baik
pula, pemilihan yang jelek menyebabkan butiran yang berukuran kecil akan
menenmpati rongga diantara butiran yang lebih besar akibatnya porositasnya
rendah.
e. Komposisi mineral
15
Apabila penyusun batuan terdiri dari mineral-mineral yang mudah larut seperti
golongan karbonat, maka porositasnya akan baik karena rongga-rongga akibat
proses pelarutan dari batuan tersebut.
f. Sementasi
Material semen pada dasarnya akan mengurangi harga porositas materi yang dapat
berwujud semen adalah silica, oksida besi dan mineal lempung.
g. Kompaksi dan pemampatan
Adanya kompaksi dan pemampatan akan mengurangi harga porositas. Apabila
batuan terkubur semakin dalam maka porositasnya akan semakin kecil yang
diakibatkan karena adanya penambahan beban.
Pada percobaan yang telah kami lakukan berat core diudara dan berat core
dalam kerosin memiliki berat yang berbeda. Karena saat core telah dijenuhi
kerosin kemudian dimasukkan kembali kedalam kerosin, core akan memiliki
massa jenis yang lebih ringan dibandingkan kerosin dan juga dipengaruhi oleh
adanya prinsip archimedes atau daya apung. Daya apung adalah daya yang
bertindak keatas objek yang terendam dan mengarah keatas, sehingga massa core
dalam kerosin lebih kecil dari massa core diudara.
1.7 Discussion
Factors that affect the size of the porosity of the formation is as follows:
a. Grain size or grain size
The smaller the grain size of the cavity that is formed will be smaller, and vice
versa if the larger grain size of the cavity formed also greater
b. Grain shape or sphericity
Rock with crappy items will have a large porosity, grain shape well whereas if it
will have a small porosity.
c. The composition of grain
If the same grain size composition of the grains with cube shape and has a very
large porosity compared to the rhombohedral form.
16
d. Sorting
If both the granular porosity of uniformity that would be good too, the selection of
an ugly cause small-sized grains will menenmpati cavity between the larger
grains consequently low porosity.
e. mineral composition
If the constituent rocks composed of minerals soluble carbonate group, the
porosity will be good because the cavities due to the dissolution of the rock.
f. cementation
Material cement would essentially reduce the price to tangible material porosity
cement is silica, iron oxide and clay mineal.
g. Compaction and compression
The existence of compaction and compression will reduce the price of porosity.
When rocks buried deeper then be smaller porosity resulting from the addition of
the load.
In experiment process there is different in result of core weight in kerosene and
out kerosene. These all happen because the kerosene ectracted to the core have a
lower density than the core core and make the core low density too, and the ree
space in core also govern the density of core, this space are issolated so then can
not filled by kerosene or fluid, and is also influenced by the presence of
archimedes prinsiple bouyancy, is the powe which acts upon a submerged object
and pointing up, so that the mass core in kerosene smaller mass of kerosene in the
air.
1.8 Kesimpulan
Dari percobaan pengukuran porositas yang telah kami lakukan dapat
disimpulkan bahwa besar kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan
kapasitas penyimpanan fluida reservoir, dan percobaan yang telah dilakukan
bahwa kode core 1 Q tergolong jenis porositas yang cukup karena mempunyai
nilai porositas sebesar 14.5 % dan kode core 1 L tergolong jenis porositas yang
buruk karena mempunyai nilai porositas sebesar 9.1 %.
17
1.8 CONCLUSION
From the experimental porosity measurements we have done can be concluded
that the size of the porosity of a rock will determine the storage capacity of the reservoir
fluid, and experiments have been conducted that 1 Q code core porosity kind enough
classified as having a porosity value of 14.5% and core code 1 L classified as type
porosity bad because it has a porosity value of 9.1%.
1.9 Tugas
1. Sebutkan pembagian porositas berdasarkan kualitatif ?
Jawab :
Porositas Kualitatif :
› Antar butir (inter granuler) › Celah dan rekah
› Antar kristal (inter cristalin) › Bintik-bintik jarum
› Ketat › Padat
› Growing › Covernous
2. Jelaskan mengenai Sonic Log ?
Jawab :
Fungsi Sonic Log
Menentukan porositas dan lithology
Menentukan RWA
Mengevaluasi rekahan dan permeabilitas
Mengevaluasi overpressure
Menentukan mechanical formation properties
Prinsip kerja Sonic Log
Mengirim gelombang suara
Mencatat / menerima suara
Menganalisa suara, kecepatan, kekuatan sinyal dan jenis
gelombang.
3. Jelaskan hubungan porositas dengan sifat fisik fluida lainnya !
18
a) Porositas dengan permeabilitas memiliki hubungan berbanding
lurus ketika porositas memiliki nilai yang besar maka begitu juga
dengan permeabilitas.
b) Poroitas dengan saturasi fluida ketika tinggi harga saturasi suatu
batuan maka tinggi pulalah tingkat porositas suatu batuan tersebut.
c) Kompresibilitas, ketika kompresibilitas tinggi maka porositas juga
memiliki nilai yang tinggi.
d) Resistivitas, makin besar harga resistivitas maka porositas juga
memiliki nilai yang tinggi.
e) Tekanan kapiler, semakin tinggi tekanan kapiler suatu batuan maka
semakin tinggi pula porositasnya.
PERCOBAAN II(EXPERIMENT II)
PENGUKURAN PERMEABILITASPERMEABILITY MEASURETMENT
2.1 Tujuan Percobaan
Tujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya
permeabilitas absolute dengan menggunakan Gas Permeameter dan Liquid
Permeameter.
2.2 Teori Dasar
19
Definisi Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat
meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa
merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan
tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan. Pada umumnya
hasil analisa sampel core yang diperoleh dari reservoir memberikan harga
permeabilitas yang berbeda, hal ini menunjukkan sifat ketidak-seragaman dari
batuan reservoir tersebut.
Karena Henry Darcy dianggap sebagai pelopor penyelidikan permeabilitas
maka satuan permeabilitas adalah darcy.
Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya
kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Jika cairan berfasa tunggal dengan
kekentalan (cp), mengalir dengan kecepatan (1 cm/sec), melalui penampang
seluas (1 cm2) pada gradient hidrolik 1 atm (76 mmHg) per cm dan jika cairan
tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut, secara matematis dapat
didefinisikan sebagai berikut :
K = μ Q L
A (P1−P 2) ................................................................... (3.1)
Dimana :
K = Permeabilitas (Darcy)
Q = Laju alir (cc/sec)
μ = Viscositas (cp)
A = Luas penampang (cm2)
L = Panjang (cm)
P = Tekanan (atm)
Didalam batuan reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu
macam sehingga permeabilitas dapat dibagi menjadi :
1. Permeabilitas Absolute
20
Merupakan harga permeabilitas suatu batuan apabila fluida yang mengalir
melalui pori-pori batuan hanya terdiri dari satu fasa. Misalnya yang mengalir
gas saja, minyak saja, atau air saja.
2. Permeabilitas Effektif
Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida
(misal minyak, gas, dan air).
3. Permeabilitas Relative
Adalah perbandingan antara permeabilitas effektif dengan permeabilitas
absolut.
Pengukuran permeabilitas batuan dapat dilakukan dengan beberapa cara,
yaitu :
a. Analisa Core (laboratorium test)
b. Analisa Log
c. Pengujian Sumur
Di laboratorium, analisa core untuk menentukan permeabilitas suatu
contoh batuan dilakukan dengan menggunakan gas nitrogen (N2) karena gas tidak
bersifat membasahi permukaan batuan dan mempunyai aliran yang seragam
melewati semua pori.
2.3 Alat dan Bahan2.3.1 Alat
2.3.1.1 Peralatan Liquid Permeameter
1. Core holder untuk liquid permeameter.
2. Thermometer R, fiil conection.
3. Cut off valve.
4. Special lid and over flow tube.
5. Burette.
6. Discharge fill valve assemble.
7. Gas inlet.
8. Pencatat waktu (Stopwatch).
21
9. Gas pressure line dan pressure regulator.
2.3.1.2 Peralatan Gas Permeameter
1. Core holder dan thermometer.
2. Triple range flowmeter dengan selector valve.
3. Selector valve.
4. Pressure gauge.
5. Gas inlet.
6. Gas outlet.
2.3.2 Bahan
1. Core
2. Air
3. Gas Nirogen
Gas Permeameter Thermometer
22
Stopwatch Labu Buret
Cut of Valve Pressure Regulator
Core
Gambar 2.1 Peralatan percobaan Pengukuran Permeabilitas
23
2.4 Prosedur Percobaan
2.4.1 Gas Permeameter
1. Pastikan tidak ada penghalang di dalam coreholder atau endstems.
Tempatkan jari Anda ke coreholder untuk memastikan sel bebas dari sisa-
sisa atau kelebihan butiran dari sampel sebelumnya.
2. Pastikan fitting tubing yang nyaman dan bebas kebocoran.
3. Ketika loading inti gembur, dianjurkan unutk menempatkan layar 200-
mesh dipotong berbentuk disk di atas dan bawah sampel untuk mencegah
migrasi pasir dari pemegang inti ke meter mengalir.
2.4.2 Menyiapkan Sample Core
1. Core sampel harus bersih dan kering untuk hasil terbaik. Core sampel
biasanya dibersihkan dengan pelarut dan dikeringkan dalam oven sebelum
pengukuran permeabilitas gas.
2. Minyak biasanya diangkat dengan toluene panas atau xilena dan garam.
Sampel biasanya dikeringkan dalam oven konveksi mekanik pada suhu
dari 240 derajat Fahrenheit selama paling sedikit 12 jam atau dalam oven
vakum di 180 derajat Fahrenheit selama minimal 4 jam. Core sampel
harus silinder. Contoh core plug harus tegak lurus berukuran ± 0,005 inci
untuk hasil terbaik.
2.4.3 Mengukur Permeabilitas Standar Gas
1. Set semua panel ke posisi bypass.
2. Ukur core (panjang, tinggi dan luasnya).
3. Masukkan core ke dalam coretest system.
4. Set tekanan dari compressor dan gas nitrogen.
5. Catat tekanan, dan laju alirnya.
6. Hitung permeablilitas dengan menggunakan rumus darcy.
2.5 Hasil Pengamatan
Tabel 2.1 Hasil Pengamatan Pengukuran Permeabilitas
24
D
(cm)
L
(cm)
A
(cm2)
Q
(cc/s)
μ
(cp)
∆ P
atm
K
(mD)
High
flow
Low
flow
High
DP
Low
DP
3.64 5.1 10.39 0.02 0.018 0.008 216 0.5 0.48 0.639 0.631
2.6 Perhitungan
Dik : D=3.6 cm
L=5.1 cm
μ=0.018 cp
Q1=33 cc /menit=3360
cc /detik
¿0.5 cc /detik
Q2=28. cc /menit=28.960
cc /detik
¿0.48 cc /detik
P1=9.4 Psi= 9.414.7
atm
¿0.639atm
P2=9.28 Psi=9.2814.7
atm
¿0.631atmDit : K ?
Jawab :
Q=Q 1−Q2
¿0.5 cc /detik−0.48 cc /detik
¿0.02 cc /detik
∆ P=P1−P2 ¿0.639 atm−0.631 atm
¿0.008 atm
A=π r2
25
¿ (3.14 )¿
¿ (3.14 )(3.31 cm2)
¿10.39 cm2
K= μQ LA ∆ P
¿ 0.018 cp0.02 cc /detik 5.1 cm
10.39 cm20.008 atm
¿ 0.0080.083
darcy
¿0.0216 darcy
2.7 Pembahasan
Percobaan pengukuran permeabilitas yang telah kami amati menggunakan
peralatan gas permeameter. Permeabilitas yang akan di ukur adalah permeabilitas
absolut, karena yang mengalir melalui pori-pori hanya satu fasa saja. Fluida yang
digunakan adalah gas nitrogen. Sebelum gas disalurkan, di ukur terlebih dahulu
diameter diametr dan panjang core dengan jangka sorong kemudian mencari
luasnya. Dari pengukuran di dapatkan diameter core 3.64 cm sedangkan panjang
core 5,1 cm.
Didalam percobaan pengukuran permeabilitas, kami menggunakan sampel
core berbentuk tabung. Sampel core yang kami gunakan adalah sampel core
buatan yang disesuaikan dengan alat yang digunakan steel plug. Permeabilitas
sangat menentukan suatu laju alir fluida untuk dapat diproduksikan ke permukaan.
Pada percobaan ini di dapatkan nilai permeabilitas sebesar 216 mD, dan hasil ini
dapat digolongkan sangat baik karena masuk pada skala permeabilitas 100-1000
mD yang nilainya sangat baik.
Sebelum kita memperoleh permeabilitas kita harus memerlukan beberapa
parameter yang mempengaruhi beberapa parameter yang mempengaruhi baik
buruknya permeabilitas tersebut,diantaranya :
26
Q = laju alir, cc/detik
μ = viskositas, cp
A = luas penampang, cm2
L = panjang, cm
∆P = beda tekanan, atm
Setelah kita mendapatkan nilai dari parameter-parameter tersebut lalu kita
mencari permeabilitas dengan rumus :
K= μ . Q. LA . ∆ P
Dari hasil perhitungan, kami mendapatkan nilai permeabilitas sebesar 53
milidarcy.
2.7 Discussion
Permeability measurement experiment we have observed using gas
appliances permeameter. Permeability is measured absolute permeability, becouse
the flow though the pores is only one phase. The fluid used is nitrogen gas. Before
the gas is channeled, in measuring the diameter and length of core with calipers
and look for breadth. Got the core diameter is 3,64 cm and the long 5,04 cm.
Were used core according to the tool used is stainless plug. Permeability
determine thr flow rate fluid to get the valve of the permeability is 410 mD. And
the result were classified criteria is very good becouse of the rating of 100-1000
mD permeability is very good.
Before we derive the permeability we must require some parameters that
affect some of the parameters that affect the permeability of the pros and cons,
including:
Q = flow rate, cc / sec
Μ = viscosity, cp
A = cross-sectional area, cm2
L = length, cm
ΔP = pressure difference, atm
27
Once we get the values of these parameters then we look for the
permeability of the formula:
K= μ . Q. LA . Δ P
From the calculation, we get the value of the permeability by 53 milidarcy.
2.8 Kesimpulan
Dari percobaan yang telah dilakukan dapat disimpulkan bahwa sampel
core yang kami gunakan dalam percobaan ini memiliki permeabilitas (k) sebesar
216 md dan tergolong skala nilai permeabilitas sangat baik, karena nilai skala
permeabilitas sangat baik adalah antara 100 md-1000 md. Gas yang digunakan
untuk disalurkan ke gas porosimeter adalah gas nitrogen (N2) karena gas ini tidak
merusak pori-pori batuan serta tidak membasahii pori-pori batuan.
2.8 Conclusion
From the experiments measurement permeability have result of 216 mD.
The permeability which got very good valve as beloging to the rating 100-1000
mD is very good.the gases used for this experiment is gas nitrogen, supplied to
gas porosimeter, becouse it does not damage porous rocks and easily flow into the
pores of the rock and not wet porous.
2.9 Tugas
1. Sebutkan hubungan antara permeabilitas terhadap porositas dan saturasi ?
Jawab :
Semakin besar permeabilitas maka nilai porositas juga besar, tetapi
semakin besar porositas belum tentu permeabilitasnya besar. Semakin
besar permeabilitas maka semakin besar saturasinya.
2. Apakah nilai permeabilitas dapat dirubah, berikan alasan dan upaya yang
dilakukan ?
Jawab:
28
3. Diketahui :
d = 0.8 → 24.4 cm
ρgas = 1lb
cuft → 1.486
grcc
μ = 0.003 P → 0.3 CP
m = 4 kg → 4000 gr
P1 = 5 atm
P2 = 10 psi → 6.803 atm
L = 20 mcl → 50.8 cm
t = 84 s
ditanya :
K = ….?
Jawab :
Q= vt
→ V=mρ
V= 4000 gr
1.486grcc
=2.691 cc
Q=2.691 cc84 s
=0.032ccs
A=π d2
4=(3.14 ) ¿¿
=153 cm2
4
¿38.30 c m2
∆ P=P2−P1
¿6.803−5 atm
= 1.803 atm
K= μQ LA ∆ P
29
¿(0.3 CP )(0.032
ccgr )(50.8 cm)
( 38.30 cm2 ) (1.803 atm )
¿ 4.8769.05
= 0.069
4. Tuliskan dan jelaskan apa yang kamu ketahui tentang Darcy ?
Jawab :
Prinsip yang mengatur bagaimana cara bergerak dibawah permukaan
disebut hukum darcy. Hukum darcy adalah persamaan yang
mendefinisikan kemampuan suatu fluida mengalir melalui media berpori
seperti batu. Hal ini bergantung pada kenyataan bahwa jumlah aliran
dalam antara 2 titik secara langsung berkaitan dengan perbedaan tekanan
antara titik-titik dan terkonektifitas salur aliran dalam batuan antara titik-
titik. Aliran fluida dalam dan diatas lapisan batuan diatur oleh
permeabilitas batuan namun untuk memperhitungkan permeabilitas harus
diukur baik dalam arah vertikal maupun hotizontal, sebagai contoh
permeabilitas memiliki nilai jauh lebih rendah dari pada vertikal dan
horizontal. Hal ini berarti bahwa sulit untuk cairan naik turun melalui
tempat cairan serpih tetapi jauh lebih mudah untuk mengalir sepanjang
perlapisan horizontal dalam serpihan dimana aliran alami. Hukum darcy
adalah hubungan proposional sederhana antara tingkat debit sesaat melalui
media berpori dan penurunan tekanan lebih dari jarak tertentu.
5. Sebutkan jenis batuan reservoir dan skala permeabilitas ?
Jawab :
Jenis batuan reservoir :
Sandstone
Limestone
Dolomite
30
Skala permeablitas semi-kuantitatif
1) Ketat (tight), kurang dari 5 md
2) Cukup (fair), antara 5 sampai 10 md
3) Baik (good), antara 10 sampai 100 md
4) Baik sekali (very good), antara100 sampai 1000 md
6. Sebutkan dan jelaskan sifat fisik batuan reservoir !
Jawab :
Porositas : perbandingan antara volume total batuan dengan
volume pori-pori batuan
Permeabilitas : kemampuan batuan reservoir untuk meloloskan
fluida melalui pori yang saling berhubungan
Saturasi : perbandingan volume pori batuan yang terisi fluida
dengan volume pori total batuan
Wettability : kecenderungan suatu fluida untuk menyebar ke
permukaan batuan
Kompressibilitas : kemampuan batuan untuk dimampatkan fluida
Resistivitas : kemampuan dari suatu mineral untuk menghambat
listrik
Tekanan kapiler : perbedaan tekanan yang ada antara permukaan
dua fluida yang tidak bercampur sebagai akibat dari pertemuan
permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut.
31
PERCOBAAN III(EXPERIMENT III)
PENGUKURAN SATURASI FLUIDA(MEASUREMENT OF FLUID SATURATION)
3.1 Tujuan PercobaanTujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya harga
saturasi fluida didalam batuan reservoir sehingga dapat memperkirakan besarnya
cadangan minyak, mengetahui batas antara air-minyak dan mengetahui ketinggian
air dan minyak.
3.2 Teori Dasar
Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida
tertentu (air, minyak dan gas) terhadap jumlah volume pori-pori.
Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yang biasanya terdiri
dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida, maka
perlu diketahui saturasi masing-masing fluida. Jumlah volume pori. Umumnya
pada formasi zona minyak kandungan air dalam formasi tersebut dinamakan
interstitial water atau connate water yang didefinisikan sebagai air yang tertinggal
di dalam formasi pada saat reservoir terbentuk.
Dalam satu batuan reservoir biasanya akan terdapat 3 jenis saturasi yang
dalam persamaan dirumuskan:
1. Saturasi air
Didefinisikan sebagai: Perbandingan antara volume pori yang terisi air
terhadap volume pori batuan total.
sw= volume pori yang diisi airvolume pori total
........................................................ (4.1)
32
2. Saturasi minyak
Didefinisikan sebagai: Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh
minyak terhadap volume pori total.
so= volume pori yang diisi minyakvolume pori total
........................................................ (4.2)
3. Saturasi gas
Didefinisikan sebagai: perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas
terhadap volume pori total.
Sg= volume pori yang diisi gasvolume poritotal
.....................................................(4.3)
Apa bila dalam suatu pori berisi minyak, air dan gas maka berlaku hubungan:
Dimana :
Sw + So + Sg = 1 ........................................................(4.4)
Apabila upaya pencapaian kesetimbangan hidrostatik dalam proses migrasi
memungkinkan kondisi kejenuhan gas maka gas akan keluar dari minyak dan
akan menempati pula bagian ruangan pori-pori batuan reservoir tersebut sebagai
saturasi gas. Dengan demikian maka didalam ruangan batuan reservoiar akan
terdapat dua atau tiga macam fluida sekaligus. Karena pengaruh proses geologi,
kapilaritas, sifat batuan reservoir dan sifat fluida reservoir akan mengakibatkan
sejumlah fluida yang tidak dapat dikeluarkan dari dalam reservoir. Volume fluida
tersebut dinyatakan dalam saturasi yaitu:
Swirr = Irreducible water saturation, besarnya bekisar 15%-30%
Sor = Residual oil saturation, besarnya bekisar 10%-20%
Swirr sering juga disebut Swc = Connate water saturation
33
Pada umumnya hampir semua reservoir minyak memiliki air yang
terakumulasi disekitar daerah akumulasi minyak dan air tersebut sebagai air bebas
( free water ), sedangkan air yang terakumulasi dibawah minyak disebut air alas
(bottom water ).
Telah diketahui bahwa massa jenis minyak lebih ringan daripada massa
jenis air sehingga minyak cendrung keatas, sedangkan air cendrung kebawah.
Disamping itu, terdapat juga lapisan air pada dinding pori batuan yang disebut
dengan wetting water, sedangkan lapisan minyak yang melekat pada dinding pori
batuan disebut wetting oil.
Pada suatu reservoir, gas alam akan selalu berada bersama-sama dengan
minyak yang diproduksikan dari suatu reservoir. Energi yang dihasilkan oleh gas
dibawah tekanan merupakan suatu energi yang sangat berharga untuk mendorong
dari dalam reservoir menuju permukaan.
Saturasi fluida dalam suatu reservoir akan bervariasi dari suatu tepat
ketempat yang lain. Saturasi air akan cendrung lebih tinggi pada batuan yang
kurang berporous (porositas rendah). Harga saturasi pada lapangan minyak yang
berproduksi biasanya akan berkisar antara 0.1-0.5 dengan adanya perbedaan
densitas antara air, minyak dan gas maka pada dasar reservoir akan cenderung
mempunyai saturasi air lebih tinggi dibandingkan dengan struktur reservoir pada
bagian atas dan sebaliknya, pada reservoir bagian atas saturasi gas akan lebih
tinggi.
Saturasi fluida akan bervariasi terhadap kumulatif produksi minyak. Jika
minyak diiproduksi, maka posisi minyak dalam reservoir akan tergantikan oleh air
ataupun gas, sehingga pada formasi akan selalu terjadi perubahan saturasi minyak.
Dari korelasi yang dibuat oleh Ben A.Emdhal, formasi dengan
permeabilitas rendah dan saturasi air corenya adalah dianggap produktif. Untuk
formasi dengan permeabilitas lebih besar, batas tertinggi dari saturasi air adalah
sedikit lebih kurang dari 50%. Karena itu, hasil penyelidikan nilai saturasi dari
sampel core, maka akan didapatkan bahwa formasi akan produktif apabila saturasi
air dipermukaan pada sampel core adalah kurang dari 50%.
34
Dalam pengukuran saturasi fluida di laboratorium dapat ditentukan dengan
beberapa metode, yaitu:
a. Metode penjenuhan ( Rethort Summation Method )
b. Distilasi vakum ( Vaccum Distilation Method )
c. Metode Dean and Stark
Adapun manfaat dapat diketahuinya nilai masing-masing fluida adalah
sebagai berikut:
1. Dapat memperkirakan besar cadangan minyak
2. Dapat mengetahui batas antara air dan minyak
3. Dapat mengetahui ketinggian antara air dan minyak
3.3 Alat dan Bahan
3.3.1 Alat
1. Solvent ekstraktor termasuk condenser (pendingin) water up pemanas
listrik.
2. Timbangan analisis dengan batu timbangan.
3. Gelas ukur.
4. Exicator.
5. Oven.
3.3.2 Bahan
1. Sampel core.
2. Air.
3. Kerosin.
4. Toluena.
35
Timbangan Digital Core
Corong Water Trap
Penghubung Labu
Gambar 3.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Saturasi Fluida
3.4 Prosedur Percobaan
1. Mengambil fresh core atau yang telah dijenuhi dengan air dan minyak.
2. Menimbang core tersebut, misalnya beratnya a gram.
36
3. Memasukkan core tersebut dalam labu Dean & Stark yang telah diisi
dengan toluene. Kemudian kita lengkapi dengan water trap dan reflux
conndensor.
4. Memanaskan selama kurang lebih 30 menit hingga air tidak tampak lagi.
5. Mendinginkannya dan membaca volume air yang tertampung dalam water
trap, trap misalnya = b cc = b gram.
6. Mengeringkan sampel dalam oven selama 15 menit, kemudian
mendinginkannya dalam exicator. Lalu menimbang core kering tersebut,
misalnya = c gram.
7. Maka kita dapat menghitung berat minyak dengan persamaan berikut:
a−(b+c ) gram=d gram
8. Volume minyak dihitung dengan persamaan:
volumeminyaak= dbj minyak
=ecc ………………….. (3.5)
9. Saturasi minyak dan saturasi air:
So= eVp Sw= b
Vp …………... (3.6)
3.5 Hasil Pengamatan
Dari percobaan yang telah dilakukan didapat hasil sebagai berikut :
Picnometer kosong : 13.45 gram
Picnometer isi : 33.68 gram
Massa kerosin : 20.23 gram
Berat jenis kerosin : 0.81 gr
Volume picnometer : 25 ml
Core kering : 97.53 gram
Core jenuh : 105.81 gram
Volume oil yang tertampung : 2.1 ml
Volume total pori : 102 ml
Saturasi oil (So) : 20.6 %
37
3.6 Perhitungan
3.6.1 Menghitung Massa Kerosin
Dik : Picnometer kosong = 13.45 gram
Picnometer isi = 33.68 gram
Volume picnometer = 25 ml
Dit : mkerosin?
Jawab:
massa kerosin=picno isi−picno kosong
= 33.68 gr−13.45 gr
¿20.23 gr
3.6.2 Menghitung Saturasi Total
Dik : Core kering (w1) = 97.53 gram
Core jenuh (w2) = 105.81 gram
Volume oil tertampung = 2.1 ml
Berat jenis kerosin = 0.81
Dit :
a. volume total pori ?
b. So ?
Jawab :
a. volume total pori=w2−w1
Bjkerosin
¿ 105.81 gr−97.53 gr
0.81grml
¿ 8.28gr
0.81grml
¿102 ml
b. So= volumeoilvolume pori total
× 100 %
¿2.1 gr102ml
×100 %
¿20.6%
38
3.7 Pembahasan
Didalam percobaan pengukuran saturasi fluida kami menggunakan sampel
core batuan yang telah dijenuhi oleh kerosin ± 1 hari dengan kode core 1 J.
sebelum core dimasukkan kedalam labu destilat, labu diisi sedikit dengan air agar
saat labu dipanaskan akan terjadi penguapan yang akan mendorong minyak
terangkat menuju water trap dan oil trap . Air yang tertampung didalam water
trap bukan jumlah saturasi airnya dikarenakan air tersebut adalah hasil penguapan
dari air yang kita tambahkan sedikit kedalam labu destilat.
Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida
tertentu (air, minyak dan gas) terhadap jumlah volume pori-pori. Selama
percobaan berlangsung terdapat kondisi dimana tekanan reservoir lebih besar dari
tekanan gelembungnya P > Pb. Kondisi ini berupa fasa cair, So + Sw = 1 yang
disebut dengan kondisi undersaturated. Namun, disaat penurunan tekanan terjadi
dimana tekanan gelembung P = Pb. Hal ini menyebabkan komponen-komponen
yang mudah menguap terbebaskan So+Sw+Sg= 1 yang disebut dengan saturated.
Namun ada kondisi dimana tekanan reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung.
P < Pb, kondisi ini terdapat 2 fasa yaitu cair dan gas yang disebut dengan kondisi
gas cap.
Water wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak fluida
(minyak dan air) terdapat batuan itu sendiri lebih kecil dari 90° (0° < 90°).
Kejadian ini terjadi sebagai akibat dari gaya adhesi yang lebih besar pada sudut
lancip yang dibentuk antara air dengan batuan dibandingkan gaya adhesi pada
sudut yang tumpul yang dibentuk antara minyak dengan batuan.
Oil wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak antara fluida
(minyak dan gas) terhadap batuan itu sendiri dengan sudut kontak lebih besar dari
90°
(θ
> 90°) karakter oil wet pada kondisi batuan reservoir tidak diharapkan
39
terjadi karena akan menyebabkan jumlah minyak yang tertinggal pada batuan
reservoir saat diproduksikan lebih besar dari pada water wet.
3.7 Discussion
In this experiment we measure fluid saturation using core samples of rock
that has been saturated by the kerosene ± 1 day with 1 core code J. before the core
is inserted into the pumpkin distillate, a little pumpkin filled with water so that
when the flask is heated evaporation will occur that will push oil lifted towards
the water trap and oil trap . Water being stored in the water trap is not the amount
of saturation of the water because water is the result of evaporation of water we
add a little pumpkin into the distillate.
Fluid saturation is defined as the ratio between the volume of a particular
fluid (water, oil and gas) to total pore volume. During the experiment the state
where the reservoir pressure is greater than the bubble pressure P> Pb. These
conditions form a liquid phase, So + Sw = 1 is called undersaturated conditions.
However, when a pressure drop occurs where the bubble pressure P = Pb. This
causes the components of the volatile liberated So + Sw + Sg = 1 is called
saturated. But there are conditions where the reservoir pressure is smaller than the
bubble pressure. P <Pb, there are two conditions for the liquid and gas phase is
called the condition of the gas cap.
Water wet happen if a rock has a contact angle of fluid (oil and water)
rocks themselves are smaller than 90 ° (0 ° <90 °). This incident occurred as a
result of a greater adhesion force on the acute angle formed between the water
with rocks than the adhesion force on the obtuse angle formed between the oil
with a rock.
Oil wet rocks have happened if the contact angle between the fluid (oil and
gas) to the rock itself with a contact angle greater than 90 ° (θ> 90 °) the character
40
of the oil wet reservoir rock conditions are not expected to occur because it would
cause the amount of oil remain in the reservoir rocks is produced when water is
greater than the wet.
3.8 KESIMPULAN
Dari percobaan yang telah kami lakukan dapat dapat disimpulkan sebagai
berikut :
1. Dapat mengetahui dan menetukan jumlah cadangan minyak dari jumlah
kandungan air yang terdapat dalam suatu batuan sehingga kita dapat
menentukan apakah sumur tersebut layak diproduksi atau tidak.
2. Pada percobaan pengukuran saturasi fluida ini digunakan sedikit air
didalam labu destilat yang berfungsi untuk menghasilkan uap sehingga uap
tersebut mendorong minyak atau kerosin menuju water trap.
3.8 CONCLUSION
From the experiments we have done can be summed up as follows:
1.Can know and determine the amount of oil reserves are the amount of water
content in the rock so that we can determine whether the well was produced or
not feasible.
2. In experiments measuring fluid saturation is used less water in the distillate
flask which serves to generate steam so that the steam is pushed oil or kerosene to
the water trap.
3.9 TUGAS
1. Buatlah dan jelaskan grafik Kr vs Sw (water oil system)?
Jawab :
Oil water
41
swf isw
Ketika batuan berpori terisi penuh dengan air maka kurva
permeabilitas dan tekanan kapiler akan diartikan
Oil water
Swr 1- sor
Ketika proses dikembalikan saat semua air dikeluarkan dari formasi
dengan cara menyuntikan air dengan minyak
Kurva diatas menjelaskan tekanan kapiler akan memiliki bagian
negative pada saturasi air tinggi. Bentuk kurva akan bergantung pada
batu pembasahan karakteristik.
2. Kapankah Sw + So + Sg = 1 gambarkan dalam grafik 3 fasa ?
Sw + So = 1
Jawab :
42
Pada saat Sw + So = 1, apabila tekanan reservoir lebih besar dari Pb (P >
Pb) kondisi ini berupa fasa cair yang disebut juga undersaturated, dan
pada saat Sw + So = 1 apabila tekanan reservoir sama dengan ( P = Pb ),
peristiwa ini disebut saturated.
3. Apa yang dimaksud dengan 1-SOR !
Jawab :
4. Sebutkan factor-faktor yang mempengaruhi harga saturasi ?
Jawab :
Ukuran dan distribusi pori-pori batuan
Ketinggian diatas free water level
Adanya perbedaan tekanan kapiler
PERCOBAAN IV(EXPERIMENT IV)
PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASIDALAM LARUTAN ASAM
(DETERMINATION OF SOLUBILITY FORMATION SAMPLEIN ACID SOLUTION)
4.1 Tujuan Percobaan
Tujuan dari percobaan ini adalah untuk :
43
1. Menentukan daya larut asam terhadap sampel batuan dengan menggunakan
metode gravimetric, sehingga dapat diperoleh informasi atau data penting
sebelum melakukan stimulasi.
2. Menentukan % berat dari material yang larut dalam HCL 15%.
3. Penentuan % Solubility.
4.2 Teori Dasar
Salah satu cara stimulasi yang digunakan adalah pengasaman, dengan
menginjeksikan dalam reservoir untuk mendapatkan harga permeabilitas dan
porositas yang lebih besar atau lebih komersial disuatu lapangan minyak.
Asam yang digunakan adalah asam klorida 15% yang bereaksi dengan
batuan karbonat sesuai dengan persamaan :
CaCO3 + 2H2O CaCl2 + H2O + CO2
Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman, harus dilakukan dengan
tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari sample formasi, fluida reservoir
dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut
dapat digunakan untuk merencakan operasi stimulai dengan tepat. Sehingga pada
gilirannya dapat diperoleh penambahan produktifitas formasi yang diharapkan.
Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap
sampel batuan (acid solubility). Metode ini menggunakan teknik gravimetri untuk
menentukan reaktifitas formasi dengan asam.
Metode pengasaman (acidizing) dapat dibedakan menjadi tiga macam,
yaitu:
1. Matrix acidizing
2. Fracturing acidizing
3. Acidizing wash
Hydraulic fracturing adalah sebuah metoda memecahkan celah yang
terbuka disekitar zona produktif. Fluida fracturing ini dilakukan dengan
44
memasukan gel ke dalam formasi dengan tekanan yang cukup tinggi untuk
memecah formasi.
Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan untuk
reservoir yang terdiri atas batu gamping atau dolomite atau batuan reservoir yang
terlarut dalam asam. Acidization ini dilakukan dengan memasukan
asam/memompakan asam kedalam sumur agar melarutkan batu gamping untuk
memperbesar permeabilitas.
Pada umumnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh
perlakuan asam, meskipun demikian sebagian pasir mempunyai kandungan
karbonat yang cukup. Beberapa additive biasanya digunakan dalam pengasaman
hal in berguna untuk mencegah korosi pada casing dan tubing.
Selain menambah produktifitas, pekerjaan stimulasi juga diperlukan untuk
mengatsi kerusakan formasi. Kerusakan formasi yang disebabkan oleh masuknya
fluida atau solid asing pada bagian terbuka, yang terbatas dengan lubang sumur
yang akan menyebabkan menurunnya harga permeabilitas.
.
4.3 Alat dan Bahan
4.3.1 Alat
1. Mortar dan pastle
2. Timbangan
3. Corong dan pipet tetes
4. Kertas saring
5. Erlenmeyer
4.3.2 Bahan
1. Aquades
2. HCL 15%
3. Core karbonat
45
Mortar Timbangan
Corong Erlenmeyer
Core
Gambar 4.1 Peralatan Percobaan Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi dalam Larutan Asam
4.5 Prosedur Percobaan
1. Mengekstraksi core dengan toluena pada Soxhlet apparatus, kemudian
dikeringkan pada oven 105°C (220°F)
2. Menghancurkan sample kering pada Mortar hingga dapat lolos pada
ASTM 100 Mesh.
46
3. Mengambil sample yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkan pada
erlenmeyer 500 ml, kemudian dimasukkan 150 ml HCl 15 % dan
digoyangkan sehingga CO2 terbebaskan semua.
4. Setelah reaksi selesai tuangkan sample residu plus larutan dalam
Erlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sample dengan aquades
sedemikian rupa hingga air filtrat setelah ditetesi larutan mehtyl orange
tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).
5. Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu 105
C (220°F), kemudian dinginkan dan akhirnya timbang
6. Menghitung kelarutan sebagian % berat dari material yang larut di HCl
15%
Solubility % berat : W−w
W x 100 %
Dimana : W = berat sample, gr
w = berat residu, gr
4.6 Hasil Pengamatan
Tabel 4.1 Hasil Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi dalam Larutan Asam
No
.
Sampel Berat sampel
(gr)
Berat residu
(gr)
Solubility
(%)
1 Sandstone 20 gr 16.72 16.4
2 Carbonate 20 gr 16.77 16.15
4.6 Perhitungan
4.6.1 Menetukan solubility %
1. sampel batuan sandstone
Dik : W carbonat : 20 gr
Wsandstone : 20 gr
w residu 1 : 16.72 gr
w residu 2 : 16.77 gr
47
Dit : solubility % ?
Jawab :
solubility % core 1 = W sandstone−wresidu
W sandstone
×100 %
= 20 gr−16.72 gr
20 gr× 100 %
= 16.4 %
solubility % core 2 = W sandstone−wresidu
W sandstone
×100 %
= 20 gr−16.77 gr
20 gr×100 %
= 16.15 %
4.7 Pembahasan
Didalam percobaan penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan
asam kami menggunakan dua sampel core yaitu core karbonat dan core
sandstone. Dimana pada kedua sampel tersebut kami melakukan prosedur
percobaan yang sama terhadap keduanya dan menentukan solubility % berat dari
kedua sampel. Pertamakali kami menghancurkan kedua sampel didalam Mortar
yang berbeda sampai halus hingga lolos pada ASTM 100 Mesh kemudian
ditimbang sebesar 20 gram. Kemudian memasukkan kedua sampel kedalam
erlenmeyer 500 ml yang berbeda.
Didalam percobaan ini kedua sampel akan diekstraksi dengan larutan HCI
15% sebanyak 100 ml untuk mendapatkan pengaruh sampel terhadap larutan asam
setelah itu digoyangkan sehingga CO2 terbebaskan semua.
Setelah reaksi selesai menuangkan kedua sampel residu dan larutannya
dari dalam Erlenmeyer pada kertas saring kegelas ukur 500 ml. Setelah itu
memanaskan kedua sampel residu dengan menggunakan kompor listrik pada
temperatur 150°C (220°F). Kemudian mengukur berat kosong cawan + berat
residu dengan menggunakan timbangan. Setelah air filtrat diteteskan dengan
48
larutan methyl orange sampai tidak ada lagi warna kemerah-merahan sebanyak 3
tetes.
Dari data yang diperoleh bahwa massa residu sandstone lebih besar yaitu
16.40 gram dibandingkan massa residu karbonat sebesar 16.15 gram. Jika semakin
banyak residu sampel yang tersisa maka semakin tidak bagus karena larutan asam
tersebut tidak mampu melarutkan batuannya dan sebaliknya jika semakin sedikit
residu sampel yang tersisa maka semakin bagus karena semakin banyak pori-pori
batuan yang tersisa oleh minyak.
Setelah mendapatkan data-data yang diperlukan maka kita menentukan
solubility % berat dengan rumus :
Solubility %berat=W −wW
×100 %
Dimana : W = Berat sampel core
w = Berat residu
Percobaan ini bertujuan untuk mengetahui apakah didalam dunia
perminyakan itu sendiri lapisan karbonat dan sandstone akan dapat menghasilkan
produksifitas sumur meningkat, namun dengan percobaan ini kita dapat
mengetahui bahwa batuan karbonat memiliki pengaruh terhadap produktifitas
sumur minyak lebih baik dibandingkan dengan sandstone.
4.7 Discussion
In the experimental determination of the sample dissolved in a solution of
acid formation we used two core samples of the core carbonate and sandstone
cores. Where the second sample we perform the same experiment procedure and
determine the solubility of both wt% of both samples. We destroyed the first two
samples in different Mortar until smooth to pass the ASTM 100 mesh and then
weighed in at 20 grams. Then insert the two samples into 500 ml erlenmeyer
different.
49
Once the reaction is complete and the residue poured two samples of the
solution in the Erlenmeyer kegelas on filter paper measuring 500 ml. After that
second heat residue samples using an electric stove at 150°C (221 ° F). Then
measure the weight of the empty dish + residue weight using scales. After the
filtrate water is dripped with methyl orange solution until no more reddish color as
much as 3 drops.
From the data obtained that the sandstone residual mass greater than the
mass of the 16.40 gram at 16.15 gram carbonate residue. If more residue
remaining sample, the more acidic the solution is not good because it is not
capable of dissolving rock and vice versa if the less residue remaining sample then
the better because the more rock pores left by oil.
After getting the required data then we determine the solubility % by
weight of the formula:
Solubility weight % ¿W−w
W× 100 %
Where : W = weight of the sample cores
w = weight residue
This trial aims to determine whether the oil itself in layers of carbonate
and sandstone wells will be able to generate produksifitas increase, but with this
experiment we can see that the carbonate rocks have an influence on the
productivity of oil wells better than the sandstone.
4.8 Kesimpulan
Dari percobaan yang telah kami lakukan didapatkan kesimpulan sebagai
berikut :
1. Menggunakan dua sampel core yang berbeda yaitu sampel core batuan
karbonat dan sampel core batuan pasir.
2. Tujuan penggunaan metode pengasaman dalam percobaan ini adalah cara
penanggulangan scale dengan menginjeksikan asam untuk melarutkan
scale yang terjadi.
50
3. Kadar larut solubility batuan karbonat lebih besar dibandingkan dengan
batuan pasir sehingga banyak pori-pori kosong pada batuan karbonat dari
pada batuan pasir, oleh karena itu minyak lebih banyak mengisi pori-pori
kosong pada batuan karbonat.
4. Massa residu batuan pasir lebih besar dibandingkan batuan karbonat. Pada
dasarnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh perlakuan
asam, namun batuan pasir juga dapat dipengaruhi oleh asam tetapi hanya
sedikit.
4.8 CONCLUSION
From the experiments we have done was concluded as follows:
1. Using two different core samples are carbonate rock core samples and
rock core samples of sand.
3. The purpose of the use of methods of acidification in these experiments is
how the response scale by injecting acid to dissolve the scale that
occurred.
3. Levels of soluble carbonate rocks greater solubility than the sandstone
so many empty pores in carbonate rocks of the sandstone, therefore more
oil to fill the empty pores in carbonate rocks.
4. Sandstone residual mass greater than the carbonate rocks. Basically the
only carbonate rocks which can be affected by acid treatment, but also
sandstone can be affected by acid but only slightly.
4.9 Tugas
1. Apa yang dimaksud dengan stimulasi dan jelaskan macam-macam
stimulasi ?
Jawab :
Stimulasi adalah pengasaman dengan menginjeksikan dalam reservoir
untuk mendapatkan harga permeabilitas dan porositas yang lebih besar
atau lebih komersial suatu lapangan minyak.
Macam-macam stimulasi :
a. Matrix acidizing
51
Matriks acidizing dilakukan dengan cara menginjeksikan larutan asam dan
additif tertentu secara langsung kedalam pori-pori batuan formasi disekitar
lubang sumur dengan tekanan penginjeksian dibawah tekanan rekah
formasi dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi secara radial.
Asam akan menaikkan permeabilitas matriks baik dengan cara
memperbesarkan lubang pori-pori ataupun melarutkan partikel-partikel
yang membantu saluran pori-pori tersebut. Matriks acidizing digunakan
baik untuk batuan karbonat (limestone / dolomite) maupun sandstone.
b. Fracturing acidizing
Metode ini sama dengan matrix acidizing hanya berbeda pada tekanan
injeksinya lebih besar dari tekanan rekah formasi. Digunakan hanya untuk
batuan karbonat (limstone/dolomite). Penginjeksian asam dialirkan melalui
rekahan atau fracture. Pada fracturing acidizing ini dua permukaan yang
terbelah kiri dan kanan akan dilarutkan, sehingga waktu rekahan menutup
bagian-bagian yang terlarut tak dapat menutup rapat kembali. Dalam hal
ini pola aliran disumur produksi akan menjadi lebih linier dan kurang
radial disekitar sumurnya. Dalam fraturing acidizing diperlukan jumlah
acid yang relatif lebih bananyak dibanding matriks acidizing, tetapi
hasilnya pun akan cukup memadai.
2. Apa yang dimaksud dengan Solubility !
Jawab :
Solubility adalah jumlah maksimum zat yang dapat larut dalam sejumlah
pelarut tertentu dan pada suhu tertentu .
3. Diketahui :
M1 = 35 %
M2 = 17 %
V2 = 250 ml
Ditanya :
V1 = ….?
52
Jawab :
V 1 ∙M 1=V 2 ∙ M 2
V 1 ∙35 %=250 ml ∙ 17 %
V 1=250 ml×17 %
35 %
V1 = 121.428571 ml
4. Jelaskan acidizing / hydrolic fracturing dilapangan ?
Jawab :
Acidizing dilapangan adalah metode stimulasi sumur dengan
menginjeksikan asam kedalam formasi agar asam melarutkan batuan
reservoir dan memperbesar harga permeabilitas serta porositas batuan
reservoir. Acidizing dilakukan pada saat sumur mengalami penurunan
harga permeabilitas pada formasi seperti penyumbatan limestone, dolomite
dan sandstone.
5. Berikan kesimpulan pada percobaan keempat ini ?
Jawab :
kita bisa mengetahui apablia suatu sumur sedang mengalami penurunan
kualitas atau harga permeabilitas pada formasi yang mengalami
penyumbatan yang mengakibatkan kerusakan pada fornasi
53
PERCOBAAN V(EXPERIMENT V)
SIEVE ANALYSIS
3.1 Tujuan Percobaan
Tujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya coring
coefisien dan menentukan baik buruknya sortasi batuan pasir reservoir.
3.2 Teori Dasar
Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas
(unconsolidated) tidak sederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi
kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut
terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol
dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi.
Disamping itu, juga menimbulkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir
lepas ini, pasa umumnya sensitif terhadap laju produksi, apabila laju alirannya
rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya.
Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi
penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan
ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan
pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.
54
3.3 Alat dan Bahan
5.3.1 Alat
1. Torsion balance dan anak timbangan
2. Mortar dan pastle
3. Tyler Sieve ASTM (2; 1; 5; 34 ; 4; 10; 20; 60; 140; 200)
5.3.2 Bahan
1. Sampel Batuan Reservoir
Sieve Analysis Mortar
Gambar 5.1 Peralatan percobaan Sieve Analysis
3.4 Prosedur Percobaan
1. Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan bebas minyak.
2. Memecah-mecah batuan menjadi fragmen kecil-kecil dan memasukkan
kedalam mortar digerus menjadi butiran-butiran pasir.
3. Memeriksa dengan binocular, apakah butiran-butiran pasir tersebut benar-
benar saling terpisah.
4. Menimbang dengan teliti 200 gram pasir tersebut.
5. Menyediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat dari
bagian bawahnya.
55
6. Menyusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok pada dasarnya,
sedangkan sieve diatur dari yang halus diatas mangkok dan yang paling
kasar di puncaknya.
7. Menuangkan dengan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gram) kedalam
sieve yang paling atas, memasang tutup dan mengencangkan penguatnya.
8. Menggoncang selama 30 menit.
9. Menuangkan dari sieve yang paling kasar (atas) ke dalam mangkok,
kemudian menimbang.
10. Menuangkan isi sieve yang halus (berikutnya) ke dalam mangkok tadi
juga, kemudian menimbang secara kumulatif.
11. Meneruskan cara penimbangan diatas sampai isi seluruh sieve ditimbang
secara kumulatif.
12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir dari
tiap-tiap sieve.
13. Mengulangi langkah 1 sampai dengan 11 untuk contoh batuan reservoir
yang kedua.
14. Membuat tabel dengan kolom nomor sieve, opening diameter, % retained
cumulative percent retained.
15. Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative
percent retained.
16. Dari grafik ysng didapat (seperti huruf S ), menghitung :
- Sorting Coefficient = Dia . Pada 40 %Dia . pada 90 %
- Medium diameter pada 50 % = ….. mm
3.5 Hasil Pengamatan
Berat cawan = 98.69 gr
Berat core = 200 gr
Berat cawan + core = 298.69 gr
56
Tabel 5.1 Hasil Pengamatan Sieve Analysis
Nomor sieve Opening
diameter(mm)
Weight
retained (gr)
Percent
retained (%)
Cum Percent
retained (%)
10
20
30
40
50
60
80
100
200
1.651
0.833
0.522
0.371
0.283
0.246
0.175
0.147
0.074
-
-
-
-
0.81
14.27
136.03
40.01
8.88
-
-
-
-
0.405
7.135
68.015
20.005
4.44
-
-
-
-
0.405
7.54
75.555
95.56
100
57
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.80
2
4
6
8
10
12
opening diameter vs persen cumulative
opening diameter vs persen cumulative
opening diameter
pers
en cu
mul
atife
Grafik 5.1 Opening diameter Vs Percent Cumulative
3.6 Perhitungan
3.6.1 Percent Retained (%)
Dik : Weight retained Sieve No. 50 = 0.81 gr
No. 60 = 14.27 gr
No. 80 = 136.03 gr
58
No. 100 = 40.01 gr
No. 200 = 8.88 gr
Berat core = 200 gr
Dit : Percent retained (%) masing-masing sieve ?
Jawab :
a. Sieve no. 50
Percent retained= Weight retained
Berat Core×100 %
= 0.81 gr200 gr
x 100 %
= 0.405 %
b. Sieve no. 60
Percent retained= Weight retained
Berat Core×100 %
= 14.27 gr200 gr
x 100 %
= 7.135 %
c. Sieve no. 80
Percent retained= Weight retained
Berat Core×100 %
= 136.03 gr
200 gr× 100 %
= 68.015 %
d. Sieve no. 100
Percent retained= Weight retained
Berat Core×100 %
= 40.01 gr200 gr
×100 %
= 20.005 %
59
e. Sieve no. 200
Percent retained= Weight retained
Berat Core×100 %
= 8.88 gr200 gr
×100 %
= 4.44 %
3.6.2 Cummulative Percent Retained (%)
a. Sieve no. 50
Dik : Cummulative percent retained 40 % = 0 %
Percent retained = 0.045 %
Dit : Cummulative percent retained Sieve no. 50 ?
Jawab :
Cum Percent retained = Cum Percent retained no. 40 + Percent retained
= 0 % + 0.405 %
= 0.405 %
b. Sieve no. 60
Dik : Cummulative percent retained no. 50 = 0.405 %
Percent retained = 7.135 %
Dit : Cummulative percent retained ?
Jawab :
Cum Percent retained = Cum Percent retained no.50 + Percent retained
= 0.405 %+ 7.135 %
= 7.54 %
c. Sieve no. 80
Dik : Cummulative percent retained no. 60 = 7.54 %
Percent retained = 68.015 %
Dit : Cummulative percent retained ?
60
Jawab :
Cum percent retained = Cum percent retained no.60 + Percent retained
= 7.54 % + 68.015 %
= 75.555 %
d. Sieve no. 100
Dik : Cummulative percent retained no.80 = 75.555 %
Percent retained = 20.005 %
Dit : Cummulative percent retained ?
Jawab :
Cum percent retained = Cum percent retained no. 80 + Percent retained
= 75.555 % + 20.005 %
= 95.56 %
e. Sieve no. 200
Dik : Cummulative percent retained no.100 = 95.56 %
Percent retained = 4.44 %
Dit : Cummulative Percent retained ?
Jawab :
Cum percent retained = Cum percent retained no.50 + Percent retained
= 95.56 % + 4.44 %
= 100 %
3.6.3 Opening Diameter
a. D15:
Dik: D10 = 1.651 mm
D20 = 0.833 mm
Dit: D15?
Jawab: D15 = D10+D 20
2
= 1.651mm+0.833 mm
2
61
=2.484 mm
2
= 1.242 mm
b. D25:
dik: D20 = 0.833 mm
D30 = 0.522 mm
Dit: D25?
Jwb: D25 = D20+ D30
2
= 0.833 mm+0.522 mm
2
= 0.677 mm
c. D75:
dik: D60 = 0.246mm
D80 = 0.175mm
Dit: D75?
Jwb: D70 = D60+ D80
2
= 0.246 mm+0.175 mm
2
= 0.2105 mm
D75 = D70+D 80
2
= 0.2105 mm+0.175 mm
2
= 0.19275 mm
d. D90:
dik: D80 = 0.175mm
D100 = 0.147mm
Dit: D90?
62
Jwb: D90 = D80+ D100
2
= 0.175 mm+0.147 mm
2
= 0.161 mm
5.6.4 Median Diameter
D 50 = 0.283 mm
5.6.5 Koefisien Kekompakan
Dik : D 25 = 0.6775 mm
D 75 = 0.19275 mm
Dit : δ ?
δ=√ D 25D75
= √ 0.6775 mm0.19275 mm
= 2.091 mm
5.6.6 Koefisien Keseragaman
Dik : D 40 = 0.371 mm
D 90 = 0.161 mm
Dit : C ?
Jawab :
C = D 40D 90
= 0,371 mm0.161 mm
= 2.3043
5.6.7 Metode Yang Digunakan
a. Metode Coberly
63
Dik : D10 = 1.651 mm
Dit :W ?
Jawab :
W = 2Y × D10
W = 2 × 1.651 mm
W = 3.302 mm
b. Metode Gill :
Dik : D15 = 1.242 mm
Dit : W ?
Jawab :
W = D15
W = 1.242 mm
c. Metode Wilson
W = D 10
W = 1.651 mm
3.7 Pembahasan
Didalam percobaan sieve analysis ini kami menggunakan sieve no
50,60,80,100 dan 200, dan didapatkan data sebagai berikut :
Berat core = 200 gr
Berat cawan = 98.69 gr
Berat cawan + core = 298.69 gr
Berat sieve no 50 = 0.81 gr
Berat sieve no 60 = 14.27 gr
Berat sieve no 80 = 136.03 gr
Berat sieve no 100 = 40.01 gr
Berat sieve no 200 = 8.88 gr
Setiap nomor sieve mempunyai opening diameter tetapi terdapat nomor
sieve yang tidak mempunyai opening diameter, nomor sieve yang tidak
mempunyai opening diameter yaitu : sieve nomor 15,25,75 dan 90. Untuk
64
mendapatkan opening diameter untuk setiap nomor sieve menggunakan rumus
sebagai berikut :
Openingdiameter=nomor sieve sebelum+nomor sieve sesudah2
Contoh:
Opening diameter untuk nomor sieve 15
Sieve nomor 15 = sieve nomor 10+sieve nomor 20
2
= 1.651mm+0.833 mm
2
= 1.242 mm
Opening diameter untuk sieve 15 adalah sebesar 1.242 mm. Untuk
mencari nomor sieve yang lainnya kita menggunakan rumus yang sama dan Untuk
mencari opening diameter pada sieve nomor 75, terlebih dahulu kita mencari
opening diameter pada sieve nomor 70. Dari perhitungan yang kami dapatkan dari
masing-masing sieve sebagai berikut :
Sieve nomor 15 = 1.2 42 mm
Sieve nomor 50 = 0.6775 mm
Sieve nomor 75 = 0.19275 mm
Sieve nomor 90 = 0.161 mm
Setelah menetukan opening diameter dari setiap nomor sieve, selanjutnya
kita menentukan Percent retained dari setiap nomor sieve yang kami gunakan
dalam percobaan ini. Untuk mencari Percent retained dari setiap nomor sieve kita
menggunakan rumus sebagai berikut :
Percent retained = wei ght retained
berat core×100 %
Contoh :
Percent retained untuk sieve nomor sieve 50
Percent retained sieve no. 50 = 0.81 gr200 gr
× 100 %
= 0.405 %
65
Untuk mencari Percent retained untuk nomor sieve yang lainnya, kita
menggunakan rumus yang sama. Dari perhitungan kami mendapatkan Percent
retained dari masing-masing nomor sieve sebagai berikut :
Sieve nomor 15 = 0.405 %
Sieve nomor 60 = 7.54 %
Sieve nomor 80 = 68.015 %
Sieve nomor 100 = 20.005 %
Sieve nomor 200 = 4.44 %
Setelah menentukan Percent retained, selanjutnya kita ,menentukan Cum
Percent retained untuk menentukan nilai Cum Percent retained kita gunakan
rumus sebagai berikut :
Cum Percent retained = Cum Percent retained sebelum + Percent
retained sieve
Contoh
Cum Percent retained untuk sieve no. 50
Dik : Cum Percent retained sebelum = 0 %
Percent retained sieve no. 50 = 0.405 %
Dit :
Cum retained untuk sieve no. 50 = 0 % + 0.405 %
= 0.405 %
Nilai dari Cum Percent retained adalah 0 %, dikarenakan kami tidak
menggunakan peralatan sieve no. 40. Dari perhitungan, kami mendapatkan Cum
Percent retained sebagai berikut :
Sieve nomor 15 = 0.405 %
Sieve nomor 60 = 7.54 %
Sieve nomor 80 = 75.555 %
Sieve nomor 100 = 95.56 %
Sieve nomor 200 = 100 %
Satuan dari Percent retained dan Cum Percent retained adalah Percent
(%), maka hasil penjumlahannya adalah 100 %. Media diameter dari penentuan
celah screen adalah diameter pada titik 50 % (D50) yaitu sebesar 0.283 mm.
66
koefisien kekompakan atau yang dilambangkan dengan σ didapatkan dengan
rumus σ=√ D 2575
, serta koefisien keseragaman (C) dengan rumus C= D 40D 90
menandakan bahwa diameter pada titik 40 % atau 90 % berat kumulatif. Metode
coberly dengan koefisien keseragaman 2.5-7.5 sebagai berikut : W =2× D10,
metode gill W =D15, dan metode Wilson W =D10. Ukuran saringan dapat
dipilih sesuai dengan metode yang digunakan.
5.7 Discussion
In the experiment sieve analysis we use sieve no 50,60,80,100 and 200,
and obtained the following data:
core weight = 200 gr
Weight cup = 98.69 gr
Weight cup + core = 298.69 gr
Weight sieve no 50 = 0.81 gr
Weight sieve no 60 = 14:27 gr
Weight sieve no 80 = 136.03 gr
Weight sieve no 100 = 40.01 gr
Weight sieve No. 200 = 8.88 gr
Each number has a sieve opening sieve diameter but there are numbers
that have no opening diameter, number sieve that has no opening diameteris: sieve
numbers 15,25,75, and 90. To get the opening diameterfor each of the sieve using
the following formula:
Openingdiameter=number sieve before+number sieve after2
Example:
Opening diametersieve for number 15
Sieve number 15 = number sieve before+number sieve after
2
= 1.651mm+0.833 mm
2
= 1.242 mm
67
Opening diameterfor sieve 15 is equal to 1242 mm. To find other sieve
numbers we use the same formula and to find the opening diametersieve number
75, we first look at the opening diametersieve number 70. From this calculation
we get from each sieve as follows:
Sieve number 15 = 1.2 42 mm
Sieve number 50 = 0.6775 mm
Sieve number 75 = 0.19275 mm
Sieve number 90 = 0.161 mm
After opening determine the diameter of each number sieve, then we
determine the percent retained from each sieve numbers that we use in this
experiment. To find the percent of each number sieve retained us using the
following formula:
Percent retained = Weight retained
weight core×100 %
Example:
Percent retained on sieve number 50
Percent retained sieve no. 50 = 0.81 g r200 g r
×100 %
= 0.405%
To find the percent retained on sieve number of others, we use the same formula.
From this calculation we get the percent retained from each sieve numbers as
follows:
Sieve number 15 = 0405%
Sieve number 60 = 7.54%
Sieve number 80 = 68 015%
Sieve number 100 = 20 005%
Sieve number 200 = 4.44%
After determining the percent retained, then we, determine the percent cum cum
retained to determine the percent retained value we use the following formula:
Cum cum percent = percent retained retained retained sieve before + percent
Example :
Cum percent retained on sieve no. 50th
68
Dik: Cum percent retained before = 0%
Percent retained sieve no. 50 = 0.405%
Dit:
Cum retained on sieve no. 50 = 0% + 0405%
= 0.405%
The value of the retained cum percent is 0%, because we do not use the
equipment sieve no. 40. From this calculation, we get the cum per cent retained as
follows:
Sieve number 15 = 0405%
Sieve number 60 = 7.54%
Sieve number 80 = 75 555%
Sieve number 100 = 95.56%
Sieve the 200 = 100%
Units of percent retained and cum percent retained is the percent (%), then
the result is the sum of 100%. Media diameter of determination slit screen is the
diameter at the point of 50% (D50) is equal to 0283 mm. coefficient of
compactness or represented by σ obtained by the formula σ=√ D 25D 75
and the
coefficient of uniformity (C) by the formula C= D 40D 90
indicates that the diameter
at the point of 40% or 90% cumulative weight. Methods coberly with uniformity
coefficient 2.5-7.5 as follows: W = 2 × D10, D15 W = gill method, and the
method of Wilson W = D10. Sieve size can be selected according to the method
used.
3.8 Kesimpulan
Pada lapangan minyak sangat sering dijumpai gejala kepasiran. Gejala ini
menandakan terproduksinya pasir dari reservoir ke permukaan. Kepasiran
merupakan suatu hal yang merugikan dalam produksi minyak dari reservoir.
Dampak negatif dari adanya pasir adalah :
Kerusakan peralatan dan fasilitas produksi
69
Menurunnya laju produksi
Penyumbatan aliran fluida produksi dalam pipa alir.
Maka untuk mengatasi masalah kepasiran dapat digunakan metode gravel
pack dan slotted atau screen linear dalam proses produksi. Setelah melakukan
percobaan ini kita akan mendapatkan data berupa berat sampel dan opening
diameterogravel pack dan slotted atau screen linear yang dapat digunakan,
penyebaran dan keseragaman butir pada formasi reservoir.
5.7 Conlusion
In the oil field kepasiran very common symptom. This phenomenon indicates
terproduksinya sand from the reservoir to the surface. Kepasiran is something that
is detrimental to the production of oil from the reservoir. The negative impact of
the presence of sand are:
Damage to equipment and production facilities
Decreased production rate
The blockage of fluid flow in the production flowline.
So to solve the problem can be used kepasiran gravel pack method and linear
slotted or screen in the production process. After doing this experiment we will
get the data in the form of sample weight and pack and slotted opening
diameterogravel linear or screen that can be used, deployment and uniformity of
grains in the reservoir formations.
3.9 Tugas
1. Jelaskan metode apa saja yang digunakan untuk mengatasi masalah
kepasiran!
Jawab :
a. Gravel packing
Suatu cara yang menggunakan Kristal (gravel) didepan formasi
prokduktif dengan cara diinjeksikan yang mana gravel dapat menahan
butiran yang lepas dan berfungsi sebagai penyaring pada prinsipnya
gravel ditempatkan pada anulus antara screen atau sloted dengan
casing atau lubang bor
b. Screen line atau slotted
70
Menggunakan screen yang ditempatkan didepan purporasi untuk
mencegah dan menyaring pasir dari lubang purporasi ukuran lubang
dari screen ditentukan oleh analisa butiran ( sieve analisa )
Jenis-jenis screen slot yang digunakan mempunyai sifat:
1. Stainless stel
2. Memiliki daya tahan yang tinggi terhadap korosi
3. Memberikan kepastian aliran yang optimal
KESIMPULAN(CONCLUSION)
Kesimpulan
Dari seluruh percobaan yang dilakukan pada praktikum Analisa Inti Batuan
Reservoir ini dapat ditarik kesimpulan umum yaitu :
Praktikum ini bertujuan untuk menentukan secara langsung informasi
mengenai sifat-sifat fisik batuan reservoir yang sangat dipengaruhi oleh
komposisi, matrik batuan.
71
Praktikum ini memberikan informasi-informasi mengenai sifat fisik batuan
antara lain : porositas, permeabilitias batuan, saturasi fluida, kadar larutan
sample formasi dalam lariutan asam dan sieve analisis.
Pada pengukuran porositas bertujuan mengetahui besarnya pori dalam
batuan sehingga kita dapat mengetahui cadangan dalam batuan reservoir
dan pada tahap exsplorasi digunakan untuk komplesi sumur.
Pengukuran permebilitas bertujuan untuk mengetahui kemampuan suatu
batuan dalam meloloskan fluida. Sehingga kita dapat mengetahui baik dan
buruknya permeabilitas dan jumlah cadangan minyak yang
terproduksikan. Bila permeabilitas baik, dipastikan porositas bernilai besar
dan saling berhubungan.
Pengukuran saturasi fluida bertujuan untuk memperkirakan besarnya
cadangan minyak (OOIP), batas air dan minyak. Serta dalam pengukuran
saturasi fluida ini dapat mengetahui kondisi reservoir yang meliputi
kondisi saturated dan undersaturated.
Penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam dapat
meningkatkan nilai permeabilitas yang lebih bernilai ekonomis dan
komersial dengan melakukan stimulasi (pengerjaan ulang sumur) dengan
pengasaman yaitu menginjeksikan asam ke reservoir (acidizing).
Sieve analisis menentukan besarnya coring coefisien dan juga baik
buruknya sortasi pasir reservoir. Dengan terproduksinya pasir bersamaan
fluida tentu saja akan menghambat jumlah produksi dan menimbulkan
kerusakan, dan tahapan dalam menanggulangi ikut terproduksi nya pasir
yaitu dengan screen liner dan gravel packing.
Saran
Penulis menyadari masih terdapat banyak kekurangan dalam penyelesaian
Laporan Mekanika Reservoir ini sehingga kritik dan saran dari pembaca
yang bersifat membangun sangat Penulis harapkan agar tercapaianya
Laporan Mekanika Reservoir ini yang lebih sempurna. Semoga laporan ini
dapat bermanfaat bagi penulis khususnya dan bagi pembaca umumnya.
72
Peralatan-peralatan Analisa Inti Batuan diperbarui lagi agar praktikan lebih
maksimal dalam melakukan percobaan, sehingga Laboratorium Teknik
Perminyakan Universitas Islam Riau menjadi salah satu Laboratorium
yang terbaik tingkat Nasional.
Bimbingan untuk pembuatan laporan resmi harus jelas dan tidak ada
perbedaan pendapat antara asisten dosen dan instruktur.
Pekanbaru, Januari 2013Mengesahkan
(Kefri Handa Yesni)093210237
DAFTAR PUSTAKA(REFERENCE)
Diktat praktikum mekanika reservoir. Laboratorium Universitas Islam Riau.
Teknik Perminyakan 2011.
PDF ”Reservoir Porosity and Permeability”.
Buku Pintar Migas Indonesia. Reservoir Minyak Dan Gas Bumi oleh Sudjati
Rachmat.
Wahyono, Kuswo.2008. Dasar-dasar Teknik Reservoir Miga. Jakarta.
73
http://migasnet01melinda8007.blogspot.com/20/01/sifat-fisikbatuanreservoir.html
www.chem-is-try.org/tabel-periodik/helium/
nugra.net/gas-helium-he/
http://dc151.4shared.com/doc/L4xJz3RQ/Preview.html
74