batuan reservoir
Post on 17-Jul-2016
110 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
BAB I
PENDAHULUAN
Analisa inti batuan adalah tahanan analisa setelah contoh formasi dibawah
permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari pada analisa inti batuan untuk menentukan
secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama
pemboran. Studi dari data analisa inti batuan dalam pemboran eksplorasi dapat digunakan
untuk mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan hidrokarbon dari suatu sumur,
sedangkan tahap eksploitasi dari pada suatu reservoir dapat digunakan untuk pegangan
melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi penting untuk
melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery. Selan itu data inti batuan ini juga
berguna sebagai bahan pembanding dan kalibrasi dari pada metoda logging.
Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atats 2 bagian yaitu :
- Analisa inti batuan rutin
- Analisa inti batuan special.
Analisa inti batuan rutin umumnya berkisar tentang pengukuran
porositas,permeabilitas absolut dan saturasi fluida. Sedangkan analisa inti batuan special
dapat dikelompokan menjadi dua, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran
pada kondisi dinamis. Pengukuran pada kondisi statis meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat
listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability, komprebilitas batuan,
permeabilitas dan porositas fungsi tekanan (net Over Burden), studi petrographi. Yang
termasuk pengukuran pada kondisi dinamis meliputi : permeabilitas relatif, thermal
recovery, gas residual, water flood evaluation, liquid permeability (evaluasi completion,
work over dan injection fluid meliputi surfactant dan polymer).
BAB II
PENGUKURAN POROSITAS
2.1. TUJUAN PERCOBAAN
Untuk mengetahui kandungan minyak dalam reservoir, dengan cara
menentukan besarnya porositas pada batuan reservoir.
2.2. TEORI DASAR
Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam
batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara
lain : bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan pengendapan. Menurut
proses geologinyan (pembentukannya) porositas dibagi menjadi dua yaitu :
1. Porositas Primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan
proses pengendapan batuan.
2. Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses
pengendapan batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan
atau rekahan
Sedangkan ditinjau dari sudut teknik resrvoir porositas dibagi menjadi dua
yaitu :
1. Porositas Absolut didefinisikan sebagai perbandingan antara volume
seluruh pori dengan volume total batuan (bulk volume) atau ditulis :
Øabs =
VpVb
×100%
Øabs =
Vp−VgVb
×100%
dimana :
Vp : Volume pori-pori batuan, cm3
Vb : Volume total batuan, cm3
Vg : Volume butiran, cm3
2. Porositas Efektif adalah perbandingan volume pori yang berhubungan
dengan volume total batuan atau dapat ditulis :
Øeff =
VpyangberhubunganVb
×100 %
Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling
berhubungan maka yang penting dalam industry perminyakan dan yang
kita ukur dalam percobaan ini adalah porositas efktif.
Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan terutama
dalam eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau IOIP (Initial Oil
In Place), sedangkan dalam eksploitasi untuk komplesi sumur (well
completion) dan secondary recovery).
2.3. ALAT DAN BAHAN
ALAT
1. Timbangan dan anak timbangan
2. Vakum pump dengan vacum desicator
3. Beaker glass ceper
4. Porometer (Mercury Injection Pump)
5. Selembar kertas sebagai alas core
BAHAN
1. Sampel core
2. Kerosin
3. Mercury (air raksa)
2.4. PROSEDUR PERCOBAAN
PENGUKURAN POROSITAS DENGAN CARA MENIMBANG
1. Core yang telah diekstrasi selama 3 jam dengan soxhlet dan didiamkan
selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung ekstrasi dan didinginkan
beberapa menit, kemudian dikeringkan dalam oven pada suhu 105-
115ºC
2. Timbang core kering dalam mangkok, misalnya berat core kering =
W1 gram.
3. Masukan core kering tersebut ke dalam vacum desicator untuk
dihampa udarakan + 1 jam dan saturasikan dengan kerosin.
4. Ambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam
kerosin, misal beratnya =W2 gram.
5. Ambil core tersebut ( yang masih jenuh dengan kerosin ), kemudian
timbang di udara. Misal beratnya : W3 gram.
- 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 efektif =
W 3−W 1W 3−W 2
×100%
PENGUKURAN DENGAN CARA MERCURY INJECTION
Ketentuan Penggunaan Porometer :
1. Menghampa udarakan plunger/silinder sebelum memulai pekerjaan.
2. Memutar handwheel berlawanan arah dengan ajrum jam sejauh
mungkin.
3. Memastikan penutup dan valve picnometer dalam keadaan tertutup dan
fill valve dalam keadaan terbuka.
4. Menghidupkan vacum pump (lihat prosedur) dan lakukan sampai
ruangan silinder habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan
pompa vakum (lihat prosedur).
5. Jika langkah 4 terpenuhi, memasukkan Hg dalam flask ke dalam
silinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan
vacum pump (lihat prosedur).
6. Memutar handwheel searah jarum jam, sampai pressure gauge
menunjukkan suatu harga tertentu.
7. Memutar lagi handwheel berlawanan dengan arah jarum jam, sampai
jarum pada pressure gauge menunjukkan nagka 0 pertama kali.
8. Buka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan mercury, jika
kedudukan mercury ada pada silinder maka ulangi langkah 2 sampai 8.
Jika kedudukan mercury pada ruang picnometer, turunkan permukaan
mercury sampai pada batas bawah picnometer (jika ada yang menmpel
pada dinding harus dibersihkan) dengan memutar handwheel
berlawanan dengan arah jarum jam.
Prosedur Penentuan Porositas :
1. Memastikan permukaan Hg pada bagian bawah dari picnometer.
2. Menutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.
3. Mengatur volume skala pada harga tertentu, misal 50 cc.
4. Memutar handwheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali
muncul pada velve picnometer.
5. Menghentikan pemutaran handwheel dan baca volume skala dan dial
handwheel (miring kanan) misal 30.8 cc.
6. Menghitung volume picnometer = (50 – 30.8) cc = a cc.
7. Mengembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan
memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam (pada volume
skala 50 cc).
8. Membuka penutup picnometer dan masukkan core sample kemudian
tutup lagi penutup picnometer (valve picnometer tetap terbuka).
9. Memutar handwheel sampai mercury untuk pertama kalinya muncul
pada valve picnometer, catat volume skala dan dial handwheel (miring
kanan) misal 38.2 cc.
10. Menghitung volume picnometer yang terisi sampel core = (50 – 38.2)
cc = b cc.
11. Menghitung volume bulk dari sampel core = (b – a) cc = d cc.
12. Melanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori (Vp) yaitu
dengan menutup valve picnometer. Kemudian atur pore space scale
pada angka 0. Untuk langkah 12 ini, pada saat meletakkan pore space
scale pada angka 0, kedudukan dial handwheel tidak harus pada angka
0, akan tetapi perlu dicatat besarnya angka yang ditunjukkan dial
handwheel (miring kiri) setelah pengukuran Vb. Harga tersebut
diperlukan volume pori (Vp).
13. Memutar handwheel searah jarum jam sampai tekanan pada pressure
gauge menunjukkan angka 750 psig.
14. Mencatat perubahan volume pada pore space scale dan handwheel dial
(miring kiri) sebagai volume pori (Vp).
15. Menghitung besarnya porositas.
2.5. HASIL PENGMATAN
Berat core kering di udara (W1) : 4.4 gram
Berat core jenuh dalam kerosin (W2) : 6.9 gram
Berat core jenuh di udara (W3 : 1.3 gram
Berat jenis kerosin : 0.8 gr/cc
Berikut adalah tabel data hasil percobaan tiap kelompok
Kelompok W1 (gr) W2 (gr) W3 (gr) ρ (gr/cc)
I 5.2 2 7.8 0.8
II 4,4 1,3 6,9 0,8
III 5.4 2.3 8 0.8
Tabel 2.1
Data Hasil pengamatan pada sampel core
2.6. PERHITUNGAN
a. Penentuan Porositas dengan Metode Timbangan
- Volume total batuan (Vb) =
¿(6,9−1,3 ) gr
0,8 grcc
= 7 cc
- Volume butiran (Vg) =
¿ (4,4−1,3 ) gr
0,8 grcc
= 3.875 cc
- Volume pori (Vp) =
¿
(6,9−4,4 ) gr
0,8 grcc
= 3.125 cc
- Porositas effektif (Øeff) =
¿(6,9−4,4 ) gr(6,9−1,3 ) gr
X 100 %
= 44.643 %
b. Penentuan Porositas Dengan Mercury Injection
- Penentuan volume Picnometer
Skala awal = 50.1 cc
Skala akhir = 38.6 cc _
Vol. Picnometer kosong = 11.5 cc
- Penentuan volume bulk (Vb)
Skala awal = 50.2 cc
Skala akhir = 30.1 cc _
Vol. Picnometer + core = 20.1 cc
Vb = (vol. Picnometer + core) – vol. Picnometer kosong
= 20.1 cc – 11.5 cc
= 8.6 cc
- Penentuan volume pori
Skala awal = 5.6 cc
Skala akhir = 0.5 cc _
Volume pori (Vp) = 5.1 cc
- Porositas =
=
= 59.3 %
2.7. Hasil Analisa
Berdasarkan perhitungan yang dilakukan didapat hasil analisa dari
sampel sebagai berikut;
a. Pengukuran dengan cara menimbang :
Nilai Volume batuan total (Vb) adalah 7cc
Nilai Volume butiran (Vg) adalah 3,875 cc
Nilai Volume pori (Vp) adalah 3,125 cc
Nilai Porositas efektif adalah 44,64 %
Nilai Porositas absolut adalah 44,64 %
b. Pengukuran dengan metode mercury injection :
Nilai Volume bulk adalah 8,6 cc
Nilai Volume pori (Vp) adalah 5,1 cc
Nilai Porositas adalah 59,3 %
Berikut adalah tabel hasil analisa tiap kelompok :
a. Pengukuran dengan cara menimbang
Kelompo
k
Vb
(cc)
Vg
(cc)
Vp
(cc)
∅ eff
(%)
∅|¿|
(%)
I,IV,V 7.5 4 3.25 44.83 44.83
II,VI 7 3,875 3,125 44,64 44,64
III,VII 7.125 3.875 3.25 45.61 45.61
Tabel 2.2
Data pengukuran porositas dengan cara menimbang
b. Pengukuran dengan metode mercury injection
Kelompok Vb (cc) Vp ∅|¿| (%)
I,IV,V 8.3 4.8 57.81
II,VI 8,6 5,1 59,3
III,VII 8.3 5.2 62.65
Tabel 2.3
Data pengukuran dengan metode mercury injection
2.8. PEMBAHASAN
Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga
dalam batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa
faktor antara lain : bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan
pengendapan. Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori
yang saling berhubungan maka yang penting dalam industry
perminyakan dan yang kita ukur dalam percobaan ini adalah porositas
efktif.
Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan
terutama dalam eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau
IOIP (Initial Oil In Place), sedangkan dalam eksploitasi untuk
komplesi sumur (well completion) dan secondary recovery).
Dari hasil uji coba yang dilakukan bisa dilihat bahwa
pengukuran volume porositas dengan cara menimbang mendapatkan
Vp sebesar 44.643% dan VP dengan cara Mercury Injection sebesar
59.3%
2.9. KESIMPULAN
1. Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga
dalam batuan.
2. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor
antara lain : bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan
pengendapan.
3. Pengukuran porositas dengan cara penimbangan sebesar
44.643% dan pengukuran porositas dengan mercury injection
sebesar 59.3%
BAB III
PENGUKURAN SATURASI FLUIDA
3.1 TUJUAN PERCOBAAN
Untuk menentukan nilai saturasi fluida yang terdiri dari saturasi minyak
(So), saturasi air (Sw) dan saturasi gas (Sg) dalam batuan reservoir dengan
metode destilasi.
3.2 TEORI DASAR
Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida.
Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi
masing-masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan
antara volume fluida tertentu terhadap jumlah volume pori-pori atau dalam
persamaan dapat dirumuskan sebagai berikut :
Saturasi air didefinisikan sebagai :
Sw = Volume pori yang di isi air
Volume pori total
Saturasi minyak didefinisikan sebagai :
So = Volume pori yang di isi minyak
Volume pori total
Saturasi gas didefinisikan seagai :
Sg = Volume pori yang di isi gas
Volume pori total
Sedangkan :
Sw + So + Sg = 1
Karena pengaruh proses geologi, kapilaritas, sifat batuan reservoir dan
sifat fluida yang akan mengakibatkan adanya sejumlah fluida yang tidak dapat
dikeluarkan dari dalam reservoir. Volume fluida tersebut dinyatakan dalam
saturasi, yaitu :
- Swi = irreducible water saturation (± 15% - 30%)
- Sor = residual oil saturation (± 10% - 20%)
3.3 ALAT DAN BAHAN
ALAT
1. Solvent extractor termasuk reflux condenser (pendingin) water trap dan
pemanas listrik.
2. Retort
3. Timbangan analisis dengan batu timbangan
4. Gelas ukur
5. Exicator
6. Oven
BAHAN
1. Sample core
2. Air
3. Kerosin
4. Toluena
5. Kerikil
3.4 PROSEDUR KERJA
1. Mengambil fresh core atau core yang telah dijenuhi dengan air dan minyak.
2. Timbang core tersebut, missal beratnya : a gram.
3. Core dimasukkan dalam labu dean dan stark yang telah diisi dengan toluene.
Lengkapi dengan water trap dan reflux condenser.
4. Panaskan selama ± 2 jam hingga air tidak tampak lagi.
5. Dinginkan dan baca volume air yang tertampung dalam water trap misalnya :
b cc = b gram.
6. Keringkan sampel dalam oven ± 15 menit (pada suhu 110°C). dinginkan
dalam exicator ± 15 menit, kemudian timbang core kering tersebut,
misalnya : c gram.
7. Hitung berat minyak = a – (b + c) gram = d gram
8. Hitung volume minyak =
dBj .min yak = e cc
9. Hitung saturasi minyak dan air
So =
eVp Sw =
bVp
3.5 HASIL PENGAMATAN
Kelompo
k
Volume
Air
Percobaan
(cc)
Berat Core
Kering
(gram)
Berat Core
Jenuh
(gram)
Berat Jenis
Minyak
(gram/cc)
Berat Jenis
Minyak
(gram/cc)
I,IV,V 1.65 12.51 15.78 0.8 1
II,VI 1.65 12.51 15.78 0.8 1
III,VII 1.65 12.5 15.78 0.8 1
Tabel 3.1
Table hasil pengamatan pada sampel core
3.6 PERHITUNGAN
A. Menghitung Berat Minyak
Volume pori = berat core jenuh – berat core kering
Bj. Minyak
= = 4.09 cc
B. Berat air= Volume air X Bj. Air
= 1.65 cc X 1 gr/cc
= 1.65 gr
C. Berat minyak = berat core jenuh – berat core kering –berat air
= ( 15.78 – 12.51 – 1.65 ) gr
= 1.62 gr
D. Menghitung Volume Minyak
Volume minyak = Berat minyak
Bj. Minyak
= 1,65gr
0,8 gr /cc=2,025 cc
E. Menghitung Saturasi Air, Minyak dan Gas
Sw = V o
V p= 1,65
4,087=0,403
So = V o
V p=2,025
4,087=0,495
Sg = 1 – So – Sw
= 1 – 0.495 – 0.403
= 0.102
Jadi :
Sw = 0,403 X 100% = 40,3%
So = 0,495 X 100% = 49,5%
Sg = 0,102 X 100% = 10,2%
3.7 HASIL ANALISA
Kelom
pok
Tugas
Berat
Miny
ak
(gra
m)
Volum
e
Minya
k (Vo)
(cc)
Volum
e Pori
(Vp)
(cc)
Saturasi Saturasi (%)
Sg So Sw Sg So Sw
I,IV,V1.62 2.025 4.09
0.101
5 04951 0.4034 10.15 49.51 40.34
II,VI 1.62 2.025 4.087 0.102 0.495 0.403 10.2 49.5 40.3
III,VII1.62 2.025 4.09
0.101
5 0.495 0.4034 10.15 49.51 40.34
Tabel 3.2
Data hasil perhitungan Berat minyak, Vo, Vp, Saturasi, %Saturasi
3.8 PEMBAHASAN
Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida.
Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi
masing-masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan
antara volume fluida tertentu terhadap jumlah volume pori-pori. Pengukuran
harga saturasi sangat penting untuk dilakukan karena dengan mengetahui harga
saturasi fluida maka dapat ditentukan kandungan fluida suatu reservoir.
Dari percobaan penentuan saturasi yang dilakukan dengan menggunakan
metode destilasi maka didapatkan hasil untuk saturasi air sebesar 40.3%, saturasi
minyak sebesar 49.5% dan saturasi gas sebesar 10.2%.
3.9 KESIMPULAN
1. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida tertentu
terhadap jumlah volume pori-pori.
2. Dengan mengetahui harga saturasi fluida maka dapat ditentukan kandungan
fluida suatu reservoir.
3. Dari hasil percobaan diperoleh harga saturasi air (Sw) sebesar 40.3%, harga
saturasi minyak (So) sebesar 49.5% dan harga saturasi gas (Sg) sebesar
10.2%
BAB IV
PENGUKURAN PERMEABILITAS
4.1. TUJUAN PERCOBAAN
Untuk menentukan nilai permeabilitas absolut dengan menggunakan
rangkaian liquid permeameter dan gas permeameter.
4.2. TEORI DASAR
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. Di dalam
reservoir, fluida yang mengalir biasanya lebih dari 1 macam.
Permeabilitas dapat dibagi menjadi 3 :
1. Permeabilitas Absolut
Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori terdiri
hanya satu macam fluida.
2. Permeabilitas Efektif
Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida.
3. Permeabilitas Relatif
Adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas
absolut.
Definisi di atas pertama kali dikemukakan oleh Henry Darcy (1856).
Permeabilitas dalam batuan reservoir dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
- Cukup : 1 – 10 mD
- Baik : 10 – 102 mD
- Baik sekali : 102 – 103 mD
Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya
kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Secara matematis dapat
didefinisikan sebagai berikut :
K =
MQLA (P 1−P 2 )
dimana :
K : permeabilitas (Darcy)
Q : laju air ( cc/sec)
M : viscositas (cp)
A : luas penampang (cm2)
L : panjang (cm)
P1 – P2 : beda tekanan (atm)
Ukuran butir dan pemilahan juga akan memberikan pengaruh
pada harga permeabilitas. Ukuran butir (grain size) tidak terlalu
memberikan pengaruh, tetapi pemilahan (sorting) memberikan pengaruh
yang cukup besar. Dengan mengetahui nilai permeabilitas kita dapat
menghitung laju produksi sebuah sumur.
4.3. ALAT DAN BAHAN
ALAT
Liquid Permeameter :
1. Core holder untuk liquid permeameter
2. Thrmometer R,fill connection
3. Cut off valve
4. Special lid and over flow tube
5. Burrette
6. Discharge – fill valve assemble
7. Gas pressere line dan pressere regulator
8. Gas inlet
9. Pencatat waktu
Gas Permeameter :
1. Core holder dan thermometer
2. Triple range flowmeter dengan sektor valve
3. Selektor valve
4. Pressure valve
5. Gas inlet
6. Gas outlet
7. Pressure regulator
BAHAN
1. Sampel core
2. Toluena
3. Gas N2
4.4. PROSEDUR KERJA
A. LIQUID PERMEAMETER
1. Masukkan sampel core ke dalam core holder.
2. Isi burret dengan test liquid (air).
3. Buka core holder valve dan burret (5) akan terisi.
4. Jika burret sudah terisi melewati batas atas, tutup cut off valve.
5. Aturlah tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur
pressure regulator (7).
6. Kembalikan discharge fill valve ke discharge.
7. Catat waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida dari batas atas hingga
batas bawah burret (5).
8. Hitung permeabilitas dengan rumus :
K =
μVLAPT
dimana :
K : permeabilitas, Darcy
μ : viscositas, cp
V : volume cairan yang dialirkan melalui sampel, cm3
L : panjang sampel, cm
P : gradien tekanan (dibaca dari pressure gauge), atm
T : waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan
B. GAS PERMEAMETER
1. Pastikan regulating valve tertutup. Hubungkan saluran gas pada gas inlet.
2. Masukkan core pada core holder
3. Putar flow meter selector valve pada tanda ”Large”.
4. Buka regulating valve, putarlah sampai pressure gauge menunjukkan
angka 0.25 atm.
5. Pilih range pembacaan pada flow meter antara 20 – 140 division.
6. Jika pembacaan pada flow meter di bawah 20, putarlah selector valve ke
”Medium” dan naikkan tekanan sampai 0.5 atm.
7. Jika pembacaan pada flow meter di bawah 20, putar selector valve ke
”Small” dan naikkan tekanan sampi 1.0 atm.
8. Jika flow meter tetap tidak mau naik dari angka 20, hentikan percobaan
dan periksa core pada core holder, (menentukan kemungkina-
kemungkinan yang terjadi).
9. Jika flow meter menunjukkan angka di atas 140 pada ”Large” tube, maka
permeabilitas terlalu besar. Percobaan kita hentikan atau mencoba
menaikkan panjang core atau mengurangi cross sectional area dari core.
10. Catatlah temperatur, tekanan dan pembacaan flow meter.
11. Ubah tekanan ke 0.25 atm dengan regulator.
12. Ulangi percobaan sebanyak 3 kali.
13. Hitung permeabilitas dengan persamaan :
K =
μQLAP
dimana :
K : permeabilitas, Darcy
μ : viscositas, cp
Q : flow rate rata-rata pada tekanan rata-rata (ditentukan dari
grafik kalibrasi), cc/dt.
L : panjang sampel, cm
P : gradien tekanan, atm
A : luas penampang dari sampel, cm2
4.5. HASIL PENGAMATAN
A. LIQUID PERMEAMETER
Data
Kelompok
I,IV,V II,VI III,VII
Beda Tekanan (P) (atm) 0.5 0.5 0.5
Luas Penampang Core (A) (cm) 12.56 9.616 14.18
Panjang Core (L) (cm) 2.5 2.3 2.3
Viskositas Liquid (m) (cp) 0.179 0.179 0.179
Volume Liquid (cc) 50 50 50
Laju Air (Q) (cc/sec.) 3.7 3.7 3.7
Flow Reading (medium) (cm) 5 5 5
Temperature (°C) 30 30 30
Tabel 4.1
Data hasil pengamatan pada sampel core dengan liquid permeameter
B. GAS PERMEAMETER
Percobaan
Kelompok
I II III
I,IV,V
Beda Tekanan (DP) (atm) 0.5 0.5 0.5
Panjang Core (L) (cm) 2.5 2.7 2
Viskositas Liquid (m) (cp) 0.179 0.180 0.179
Laju Alir (Q) (cc/sec.) 5 2.6 5.4
Flow Reading (medium)
(cm) 6 4 6.5
Temperature (°C) 30 30 30
Luas Penampang Core (A)
(cm) 11.039 11.039 11.039
II,VI
Beda Tekanan (DP) (atm) 0.5 0.5 0.5
Panjang Core (L) (cm) 2.5 2.7 2
Viskositas Liquid (m) (cp) 0.1802 0.180 0.179
Laju Alir (Q) (cc/sec.) 9.4 7.5 9.8
Flow Reading (medium)
(cm) 9.5 8 10
Temperature (°C) 30 30 30
Luas Penampang Core (A)
(cm) 11.039 11.039 11.039
III,VIII Beda Tekanan (DP) (atm) 0.5 0.5 0.5
Panjang Core (L) (cm) 2.5 2.7 2
Viskositas Liquid (m) (cp) 0.179 0.180 0.179
Laju Alir (Q) (cc/sec.) 2.8 1.2 0.5
Flow Reading (medium)
(cm)
4 2.5 3
Temperature (°C) 30 30 30
Luas Penampang Core (A)
(cm) 11.039 11.039 11.039
Tabel 4.2 Data hasil pengamatan sampel core dengan Gas permeameter
4.6. PERHITUNGAN
A. LIQUID PERMEAMETER
K =
μ QLA . ΔP .T =
0.179× 3,7 ×2.39.616 ×0.5 ×30
= 1.52144.24
=0.0105 Darcy
B. GAS PERMEAMETER
- Percobaan I
K =
μ QLA . ΔP .T =
0.180× 2.6 ×2.711.039× 0.5
=1.26365.5195
=0.2289 Darcy
- Percobaan II
K =
μ QLA . ΔP .T =
0.180× 7.5 ×2.711.039× 0.5
= 3.6455.5195
=0.6603 Darcy
- Percobaan III
K =
μ QLA . ΔP .T =
0.180× 1.2× 2.711.039× 0.5
=0.58325.5195
=0.1056 Darcy
- Permeabilitas total (Ktotal)
K total =
K 1+K 2+K 33 =
0.2289+0.6603+0.10563
=0.99483
=0.3316 Darcy
4.7 HASIL ANALISA
A. LIQUID PERMEAMETER
KelompokPermeabilitas
(K) (Darcy)
I,IV,V 0.0081
II,VI 0.0105
III,VII 0.00715
Tabel 4.3
Data hasil perhitungan dengan liquid permeameter
B. GAS PERMEAMETER
KelompokPercobaan Permeabilitas (K) (Darcy) Permeabilitas Total
(K. Total) (Darcy)K1 K2 K3
I,IV,V 0.375 0.7345 0.2122 0.4405
II,VI 0.2289 0.6603 0.1056 0.3316
III,VII 0.35 0.66 0.104 0.37
Tabel 4.4
Data hasil perhitungan dengan gas permeameter
4.8 PEMBAHASAN
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. Di dalam
reservoir, fluida yang mengalir biasanya lebih dari 1 macam.
Dari hasil percobaan dengan menggunakan liquid permeameter
didapatkan harga permeabilitas sebesar 0.0105 Darcy. Sedangkan hasil
percobaan dengan menggunakan gas permeameter didapatkan harga
permeabilitas sebesar 0.3316 Darcy
4.9 KESIMPULAN
1. Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat meloloskan
fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa merusak
partikel pembentuk batuan tersebut.
2. Harga permeabilitas dari liquid permeameter adalah sebesar 0.0105 Darcy
dan harga permeabilitas dari gas permeameter adalah sebesar 0.3316 Darcy
BAB V
SIEVE ANALYSIS
5.1. TUJUAN PERCOBAAN
Untuk mengetahui ukuran luas permukaan pasir, menentukan
ukuran screen/saringan dan menentukan klasifikasi butiran pasir
berdasarkan plot opening diameter vs berat kumulatif.
5.2. TEORI DASAR
Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas
(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan
formasi kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya
pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir
tersebut tidak terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan
pada peralatan produksi. Juga menyebabkan penyumbatan pada dasar
sumur. Produksi pasir lepas ini umumnya sensitif terhadap laju produksi,
apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit.
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 daapt ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.
Produksi pasir sangat erat kaitannya dengan kestabilan formasi
yang dipengaruhi oleh faktor-faktor kecepatan aliran, sementasi batuan,
kandungan lempung formasi dan migrasi butir-butir halus formasi.
Pasir dari formasi yang tidak terkonsolidasi harus segera diatasi
untuk menghindari kerusakan-kerusakan yang lebih mahal seperti
penurunan hasil produksi akibat terendamnya pasir di dalam sumur,
kerusakan peralatan akibat sifat abrasi dari pasir, kerusakan casing serta
erosi. Untuk membersihkan endapan pasir dapat menggunakan macarony
tubing atau wash over.
Agar produksi pasir dapat senantiasa terkontrol dengan baik, dapat
digunakan 3 metode yaitu pengurangan drag force, mechanical
methodresin consolidated method. Dengan pengontrolan pasir yang baik
diharapkan efektifitas dan efisiensi peralatan produksi dapat dipelihara
dengan baik sehingga dapat mengoptimalkan hasil produksi.
Sorting coefficient dapat digolongkan menjadi :
- 0-3 : baik
- 3-5 : medium
- >5 : buruk
5.3. ALAT DAN BAHAN
ALAT
- Torsion balance dan anak timbangan
- Mortal dan Pestel
- Tyler sieve ASTM (2,1.5,3/4,4,10,20,60,140,200)
BAHAN
- Sample core (pasir)
5.4. PROSEDUR PERCOBAAN
1. Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan bebas
minyak.
2. Batuan dipecah-pecah menjadi fragmen kecil dan dimasukkan ke
dalam morttar, digerus menjadi butiran kecil.
3. Memeriksa binocular, apakah butiran pasir tersebut benar-benar
terpisah.
4. Menyediakan timbangan yang teliti 200 gram pasir tersebut.
5. Menyediakan sieve analisis yang telah dibersihkan dengan sikat bagian
bawahnya (hati-hati sewaktu membersihkan).
6. Menyusun sieve di atas alat penggoncang dengan mangkok pada
dasarnya sedangkan sieve diatur dari yang paling halus di atas
mangkok dan yang paling kasar di puncak.
7. Menuangkan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gr) ke dalam sieve
yang paling atas, kemudisn dipasang tutup dan dikeraskan penguatnya.
8. Menggoncangkan selama 30 menit.
9. Menuangkan isi dari sieve analisis yang paling kasar (atas) ke dalam
mangkok lalu ditimbang.
10. Menuangkan isi sieve yang lebih halus (berikutnya) ke dalam
mangkok tadi juga, lalu ditimbang.
11. Meneruskan cara penimbangan di atas sampai seluruh isi sieve
ditimbang secara kumulatif.
12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir
dalam tiap-tiap sieve.
13. Mengulangi langkah 1 sampai 11 untuk contoh batuan reservoir yang
ke dua.
14. Membuat tabel dengan kolom no. Sieve, opening diameter, berat
kumulatif, dan % berat kumulatif.
15. Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan % berat
kumulatif.
16. Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), hitung :
Sorting coefficient =
dia . pada 25 %dia . pada 75 %
Medium diameter pada 50% = ................mm
5.5. DATA PERCOBAAN
Tabel 5.1.
Hasil Percobaan Sieve Analysis
Berikut adalah tabel data hasil percobaan dari tiap kelompok :
Kelompok 1,4,5
US SIEVE
SERIES
NUMBER
OPENING
DIAMETER
MM/INCH
BERAT
GRAM
16 1.19 62
20 0.84 63.2
30 0.59 35.5
50 0.297 22.9
100 0.149 21.4
US SIEVE
SERIES
NUMBER
OPENING
DIAMETER
MM/INCH
BERAT
GRAM
16 1.19 60
20 0.84 63.2
30 0.59 35.5
50 0.297 22.9
100 0.149 21.4
Kelompok 2,6
US SIEVE
SERIES
NUMBER
OPENING
DIAMETER
MM/INCH
BERAT
GRAM
16 1.19 62
20 0.84 63.2
30 0.59 35.5
50 0.297 22.9
100 0.149 21.4
Kelompok 3,7
US SIEVE
SERIES
NUMBER
OPENING
DIAMETER
MM/INCH
BERAT
GRAM
16 1.19 62
20 0.84 63.2
30 0.59 35.5
50 0.297 22.9
100 0.149 21.4
5.6. PERHITUNGAN
Menentukan berat kumulatif
(16) berat sampel = 62 gram
(20) 62 gram + 63.2 gram = 125,2 gram
(30) 125,2 gram + 35.5 gram = 160,7 gram
(50) 160,7 gram + 22.9 gram = 183,6 gram
(100) 183,6 gram + 21.4 gram = 205 gram
Menentukan prosentase berat kumulatif
Mesh no. 16 =
62205
×100 %=30 ,2 %
Mesh no. 20 =
125 , 2205
×100 %=61 , 1%
Mesh no. 30 =
160 , 7205
×100 %=78 , 3 %
Mesh no. 50 =
183 , 6205
×100 %=89 ,5 %
Mesh no. 100=
205205
×100 %=100 %
Tabel 5.2
Hasil Perhitungan Berat Kumulatif Dan % Berat Kumulatif Pada Percobaan Sieve
Analysis
Berdasarkan grafik Opening Diameter Vs % Berat Kumulatif pada
Gambar 5.1. maka dapat ditentukan :
Opening diameter pada 25% = 1.22 mm,
Opening diameter pada 50% = 0.91 mm dan
Opening diameter pada 75% = 0.64 mm
Menghitung Sorting Coefficient dengan persamaan :
Sc =
dia . pada 25 %dia . pada 75 % =
1.2mm0 , 62mm = 1,93
20 30 40 50 60 70 80 90 1000.1
1
10
Kelompok I, IV, VKelompok II, VIKelompok III, VII
% Berat Kumulatif
Ope
ning
Dia
met
er
US SIEVE
SERIES
NUMBER
OPENING
DIAMETER
MM/INCH
BERAT
GRAM
BERAT
KUMULATIF
GRAM
% BERAT
KUMULATIF
16 1.19 58 62 30,2
20 0.84 63.2 125,2 61,1
30 0.59 35.5 160,7 78,3
50 0.297 22.9 183,6 89,5
100 0.149 21.4 205 100
Grafik 5.1
Opening Diameter Vs % Berat Kumulatif
5.7. Hasil Analisa
US SIEVE
SERIES
NUMBER
OPENING
DIAMETER
(mm/inch)
BERAT KUMULATIF % BERAT KUMULATIF
KELOMPOK KELOMPOK
I, IV, V II, VI III, VII I, IV, V II, VI III, VII
16 1,19 60 62 58 29,56 30,24 30,2
20 0,84 123,2 125,2 121,2 60,69 60,97 61,1
30 0,59 158,7 160,7 156,7 78,18 78,39 78,3
50 0,297 181,6 183,6 179,6 89,46 89,56 89,5
100 0,149 203 205 201 100 100 100
Tabel 5.2.
Hasil Perhitungan Berat Kumulatif Dan % Berat Kumulatif
KELOMPOKSORTING COEFFICIENT
25 % 50 % 75 %
I, IV, V 1,2 0,91 0,62
II, VI 1,2 0,91 0,62
III, VII 1,2 0,91 0,62
Tabel. 5.3.
Sorting Coefficient berdasarkan Opening Diameter pada grafik semilog
5.8. PEMBAHASAN
Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas
(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan
formasi kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya
pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir
tersebut tidak terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan
pada peralatan produksi. Juga menyebabkan penyumbatan pada dasar
sumur. Produksi pasir lepas ini umumnya sensitif terhadap laju produksi,
apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit.
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.
Agar produksi pasir dapat senantiasa terkontrol dengan baik, dapat
digunakan 3 metode yaitu pengurangan drag force, mechanical methodresin
consolidated method. Dengan pengontrolan pasir yang baik diharapkan
efektifitas dan efisiensi peralatan produksi dapat dipelihara dengan baik
sehingga dapat mengoptimalkan hasil produksi.
Berdasarkan percobaan diperoleh hasil bahwa diameter pada 25%
sebesar 1.2 mm, medium diameter butiran (diameter pada 50%) adalah 0.91
mm dan diameter pada 75% sebesar 0.62 mm. Sedangkan harga sorting
coefficient (Sc) adalah sebesar 1,93.
Menurut Schwarts, butiran dianggap seragam apabila harga sorting
coefficient (Sc) < 3. Dari hasil perhitungan ternyata harga sorting coefficient
(Sc) sebesar 1,93 sehingga dianggap butirnya seragam.
5.9. KESIMPULAN
1. Pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir
tersebut tidak terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan
penyumbatan pada peralatan produksi. Juga menyebabkan
penyumbatan pada dasar sumur.
2. Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi
penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing.
3. Dari percobaan didapatkan harga diameter butiran pada 25% sebesar
1.2 mm, harga diameter butiran pada 50% sebesar 0.91 mm, harga
diameter butiran pada 75% sebesar 0.62 mm dan harga sorting
coefficient butiran sebesar 1,93 maka ukuran seragam.
BAB VI
PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASI
DALAM LARUTAN ASAM
6.1. TUJUAN PERCOBAAN
Untuk menentukan kadar larut formasi dalam larutan asam
sehingga dapat diperoleh informasi atau data yang penting sebelum
melakukan stimulasi.
6.2. DASAR TEORI
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 laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk
merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat
diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang
diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam
terhadap sampel batuan (acid slubility). Metoda ini menggunakan teknik
gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam. Batuan
karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCL, sedangkan
silikat (mineral clay) larut dalam mud acid.
6.3. ALAT DAN BAHAN
ALAT
1. Montar dan pastel
2. Timbangan dan Corong
3. Kertas saring
4. Erlemeyer
BAHAN
1. Aquadest
2. HCL 15%
3. Indikator MO
4. Core karbonat
6.4. PROSEDUR PERCOBAAN
1. Mengekstrasi core dengan toluene/benzena pada soxhlet apparatus,
kemudian dikeringkan dalam oven pada suhu 105°C (220°F).
2. Menimbang sampel core karbonat.
3. Menghancurkan sampel kering pada mortar hingga dapat lolos pada
ASTM 100 Mesh.
4. Mengambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkan
pada erlemeyer 500 ml, kemudian dimasukan. 150 ml HCL 15 % dan
digoyangkan sehingga CO2 terbebaskan semua.
5. Setelah reaksi selesai, menuangkan sample residu plus larutan dalam
erlemeyer pada kertas saring, bilas sisa-sisa sampel dengan aquadest
sedemikian rupa sehingga air filtrat setelah ditetesi larutan methyl
orange tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).
6. Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu
105°C (220°F) kemudian didinginkan dan akhirnya ditimbang.
7. Hitung kelarutan sebagai berat dari material terlarut dalam HCL 15%.
Solubitily, % Berat =
W−wW
×100 %
Dimana : W = Berat sampel, gr
w = berat residu,gr
6.5. HASIL PENGAMATAN
Berat sampel (W) = 20 gram
Berat residu (w) = 3,1 gram
Volume HCl 25% = 150 ml
Volume HCl 15%, V1M1 = V2M2
KELOMPOK Berat Sampel (W) Berat Residu (w)
I,IV,V 20 gram 3.0 gram
II,VI 20 gram 3,1 gram
III,VII 20 gram 3,2 gram
Tabel. 6.1
Hasil pengamatan pada sampel core
6.5. PERHITUNGAN
V1 =
V 2×M 2M 1
=150×1525
=90ml
Volume aquadest yang digunakan = V2 – V1 = 150 – 90 = 60ml
Solubility, % berat =
W−wW
×100 %=20−3,120
×100 %=84 ,5 %
6.6. HASIL ANALISA
KELOMPOK V1
(ml)
Volume Aquadest
(ml)
Solubility
(%)
I,IV,V 90 60 85
II,VI 90 60 84,5
III,VII 90 60 84
Tabel 6.2
Hasil perhitungan data sampel yang di peroleh
6.7. PEMBAHASAN
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 laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk
merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat
diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang
diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam
terhadap sampel batuan (acid slubility). Metoda ini menggunakan teknik
gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam. Batuan
karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCL, sedangkan
silikat (mineral clay) larut dalam mud acid. Dari percobaan diperoleh
hasil untuk solubility adalah sebesar 84,5 %.
6.8. KESIMPULAN
1. Salah satu informasi yang diperlukan sebelum melakukan stimulasi
sumur adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid
solubility).
2. Metode gravimetri merupakan cara untuk menentukan reaktivitas
formasi dengan asam.
3. Batuan karbonat biasanya larut dalam HCL.
4. Silikat (mineral clay) biasanya larut dalam mud acid.
5. Dari percobaan diperoleh harga solubility adalah sebesar 84,5 %.
BAB VII
PENENTUAN TEKANAN KAPILER
7.1. TUJUAN PERCOBAAN
Untuk mengetahui saturasi fluida yang dipengaruhi oleh tekanan
kapiler pada batuan reservoir.
7.2. TEORI DASAR
Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva
interface antara dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem
kapiler .Penginjeksian Hg pada kondisi tertentu merupakan salah satu
metode untuk menjelaskan tatacara penentuan tekanan kapiler dalam
sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia dalam hal ini Hg. Metode
yang dapat menentukan permeabilitas secara konvensional untuk sampel
dalam bentuk yang tidak beraturan.
Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena
didalam reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan
fluida yang satu dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan
kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir minyak dan gas
antara lain :
a. Mengontrol distribusi fluida dalam reservoir
b. Merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi untuk gerak
pada daerah dimana minyak dan gas tertangkap.
Distribusi fluida secara vertikal dalam reservoir memegang
peranan penting didalamperencanaan well completion distribusi secara
vertikal ini mencerminkan distribusi saturasi fluida yang menempati setiap
posisi rongga pori. Adanya tekanan kapiler (Pc) mempengaruhi distribusi
secara vertikal ini mencerminkan distribusi saturasi fluida tersebut, maka
kontak antara minyak dengan air dan air dengan minyak dan gas didalam
rogga pori tidak terdapat batas yang tajam, atau berbentuk zona transisi.
Oleh karena tekanan kapiler dapat di konversikan menjadi ketinggian
diatas kontak minyak-air (H), maka saturasi mnyak, minyak air dan gas
yang menmpati level tertentu dalam reservoir dapat ditentukan. Dengan
demikian distribusi saturasi fluida ini merupakan salah satu dasar untuk
menentukan secara efifien letak ke dalam sumur yang akan dikomplesi.
7.3. ALAT DAN BAHAN
A. ALAT
Mercury Injection Capillary Apparatus
B. BAHAN
1.Sampel core
2.Mercury
7.4. PROSEDUR PERCOBAAN
KALIBRASI ALAT
1. Memasang picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger
diputar penuh dengan memanipulasi handwheel.
2. Membuka vacum valve pada panel, sistem dikosongkan sampai small
gauge menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup, picnometer
dikosongkan sampai tekanan absolute kurang dari 20 micro.
3. Memutar handwheel sampai metering plunger bergerak maju dan level
mencapai lower refence mark.
4. Moveable scale ditetapkan dengan yoke stop (pada 28 cc) dan
handwheel dial diset pada pembacaan miring kanan pada angka 15.
5. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada uper reference mark,
skala dan dial menunjukkan angka nol.
6. Jika pembacaan berbeda sedikit dari nol, perbedaan tersebut harus
ditentukan dan penentuan untuk dial handwheel setting pada step 4.
Jika perbedaaan terlalu besar yoke stop harus direset dan deviasi
pembacaan adalah ± 0,001 cc.
Karena dalam pengunaan alat ini memakai tekanan yang besar
tentu akan terjadi perubahan volume picnometer dan mercury. Untuk itu
perlu dilakukan pressure volume correction yaitu:
1. Meletakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger
diputar penuh dengan memanipulasi handwheel.
2. Mengubah panel valve ke vacum juga small presure gouge dibuka,
sistem dikosongkn sampai absolute pressure kurang dari 2 micro.
3. Mercuy diinjectikan sampai mencapai upper reference mark, adjust
moveable scale dan handwheel scale dial pada pembacaan 0,00 cc
kemudian tutup vacuum valve.
4. Memutar bleed valve mercury turun 3 mm dibawah upper reference
mark.
5. Memutar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark lagi
dan biarkan stabil selama kurang lebih 30 detik.
6. Membaca dan catat tekanan pada small pressure gouge serta hubungan
volume scale dan dial handwheel (gunakan dial) yang memiring kekiri
sebagai pengganti 0-5 cc graduated interval pada scala.
7. Step d,e,f, diulang untuk setiap kenaikan tekanan pada sistem, kemdian
catat volume dan tekanan yang didapat. Jika tekanan telah mencapai
limit mencapai 1 atm, buka nitrogen valve.
8. Jika sistem mencapai limit pada 0-2 atm gauge, gauge diisolasi dari
sistem dengan penutup valve Selanjutnya gunakan 0-5 atm gauge dan
selanjutnya sama jika telah mencapai limit gunakan 0-15 atm gauge.
9. Jika test telah selesai tutup panel nitrogen valve, sistem tekanan
dikurangi dengan mengeluarkan gas sampai tekanan sistem mencapai
atm.
10. Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat bagaimana
terjadinya pressure volume
PROSEDUR UNTUK MENENTUKAN TEKANAN KAPILER
1. Siapkan core (mempunyai.pore vol) yang telah diekstrasi dengan vol 1 – 2
cc, kemudiantempatkan pada core holder.
2. Picnometer dipasang pada tempatnya dan putar handwheel secara penuh.
3. Ubah panel valve ke vacum dan pressure gauge dibuka, sistem dikosogkan
sampai absolut pressure kurang dari 29 micron.
4. Tutup vacum, putar pumpmatering plunger sampai level mercury
mencapai lower reference mark.
5. Pump scale diikat dengan yoke stop dan handwheel dial diset pada
pembacaan 15 (miring 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 besar dari 12 cc dan dial menunjukan
32,5 maka bulk volume sample 12,325 cc.
7. Gerakan 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 mm dibawah 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 scala 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 – 15 atm gauge
dan terakhir gunakan 0 – 150 atm gauge.
12. Step 11 diulang sampai tekanan akhir didapat.
Catatan : fluktuasi temperatur 1 – 2 o C.
11. Jika test telah selesai, nitrogen valve ditutup. Tekanan sistem dikurangi
sampai mencapai tekanan atm dengan mengeluarkan gas lewat bleed
valve.
7.5. HASIL PENGAMATAN
Kol. 1 Kol. 2 Kol. 3 Kol. 4 Kol. 5 Kol. 6
Indic.
Press
Correc
Press.
Indic. Vol.
Of
Mercury
Press.
Vol.
Correc.
Actual
Vol. Of
Mercury
Injection
Mercury
Sat. % of
Pore Vol.
0,12 0,30 0,036
0,26 0,385 0,049
0,45 0,65 0,058
0,55 1,055 0,063
0,61 1,527 0,064
0,63 1,919 0,065
0,67 2,295 0,067
0,73 2,671 0,070
1,23 2,771 0,070
1,83 2,801 0,086
2,65 2,949 0,091
3,57 3,104 0,093
4,55 3,325 0,102
5,83 3,408 0,107
7,84 3,519 0,018
Tabel 7.1
Data Percobaan Tekanan Kapiler Dengan Mercury Injection
7.6. PERHITUNGAN
a. Kolom 2 = Kolom 1 + 0.05 atm
0,12 + 0,05 = 0,17
0,26 + 0,05 = 0,31
0,45 + 0,05 = 0,50
0,55 + 0,05 = 0,60
0,61 + 0,05 = 0,66
0,63 + 0,05 = 0,68
0,67 + 0,05 = 0,72
0,73 + 0,05 = 0,78
1,23 + 0,05 = 1,28
1,83 + 0,05 = 1,88
2,65 + 0,05 = 2,70
3,57 + 0,05 = 3,62
4,55 + 0,05 = 4,60
5,83 + 0,05 = 5,88
7,84 + 0,05 = 7,89
b. Kolom 5 = Kolom 3 – Kolom 4
0,30 – 0,036 = 0,264
0,385 – 0,049 = 0,336
0,65 – 0,058 = 0,592
1,055 – 0,063 = 0,992
1,527 – 0,064 = 1,463
1,919 – 0,065 = 1,854
2,295 – 0,067 = 2,228
2,671 – 0,070 = 2,601
2,771 – 0,070 = 2,701
2,801 – 0,086 = 2,715
2,949 – 0,091 = 2,858
3,104 – 0,093 = 3,011
3,325 – 0,102 = 3,223
3,408 – 0,107 = 3,301
3,519 – 0,018 = 3,501
c. Kolom 6 = Kolom 5 / Vp x 100% dimana Vp = 3,9 cc
0,264/3,9 x 100% = 6,77
0,336/3,9 x 100% = 8,61
0,592/3,9 x 100% = 15,18
0,992/3,9 x 100% = 25,44
1,463/3,9 x 100% = 37,51
1,854/3,9 x 100% = 47,54
2,228/3,9 x 100% = 57,13
2,601/3,9 x 100% = 66,69
2,701/3,9 x 100% = 69,26
2,715/3,9 x 100% = 69,61
2,858/3,9 x 100% = 73,28
3,011/3,9 x 100% = 77,20
3,223/3,9 x 100% = 82,64
3,301/3,9 x 100% = 84,64
3,501/3,9 x 100% = 89,77
7.7. HASIL ANALISA
CORRECT PRESSUREMERCURY
SATURATION % OF PORE VOL.
Kelompok Kelompok
I, IV, V II, VI III, VII I, IV, V II, VI III, VII
0,18 0,17 0,19 7,14 6,77 6,350,32 0,31 0,33 9,08 8,61 8,40,51 0,5 0,52 16 15,18 14,80,61 0,6 0,62 26,81 25,44 24,80,67 0,66 0,68 39,54 37,51 36,580,69 0,68 0,7 50,11 47,54 46,350,73 0,72 0,74 60,22 57,13 55,70,79 0,78 0,8 70,3 66,69 65,031,29 1,28 1,3 73 69,26 67,521,89 1,88 1,9 73,38 69,61 67,882,71 2,7 2,72 77,24 73,28 71,453,63 3,62 3,64 81,38 77,20 75,284,61 4,6 4,62 87,11 82,64 80,835,89 5,88 5,9 89,22 84,64 82,537,9 7,89 7,91 94,62 89,77 87,53
Tabel 7.2
Hasil Perhitungan Tekanan Kapiler Dan Mercury Sat. % Of Pore Volume
Grafik 7.1
Grafik Semilog Correct. Pressure Vs Mercury Sat. % Of Pore Volume
7.8. PEMBAHASAN
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000.1
1
10
Kelompok I, IV, VKelompok II, VIKelompok III, VII
Mercury Saturation % of Pore Volume
Corr
ectio
n Pr
essu
re
Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva
interface antara dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem
kapiler .Penginjeksian Hg pada kondisi tertentu merupakan salah satu
metode untuk menjelaskan tatacara penentuan tekanan kapiler dalam
sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia dalam hal ini Hg. Metode
yang dapat menentukan permeabilitas secara konvensional untuk sampel
dalam bentuk yang tidak beraturan.
Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena
didalam reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan
fluida yang satu dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan
kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir minyak dan gas
antara lain mengontrol distribusi fluida dalam reservoir dan merupakan
tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi untuk gerak pada daerah
dimana minyak dan gas tertangkap.
Dari hasil percobaan dengan menggunakan Mercury Injection
Capillary Apparatus yang diplot ke dalam grafik antara correct. Pressure
dengan mercury sat. % of pore volume dapat dilihat apabila tekanan
semakin besar nilainya maka saturasi volume pori juga akan semakin besar
atau saturasi volume pori berbanding terhadap tekanan.
7.9. KESIMPULAN
1. Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface
antara dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler.
2. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir
minyak dan gas antara lain mengontrol distribusi fluida dalam
reservoir dan merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi
untuk gerak pada daerah dimana minyak dan gas tertangkap.
3. Dari grafik antara correct. Pressure dengan mercury sat. % of pore
volume dapat dilihat apabila tekanan semakin besar nilainya maka
saturasi volume pori juga akan semakin besar atau saturasi volume
pori berbanding terhadap tekanan.
BAB VIII
PEMBAHASAN UMUM
Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam
batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain :
bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan pengendapan. Oleh karena minyak
hanya dapat mengalir melalui pori yang saling berhubungan maka yang penting
dalam industry perminyakan dan yang kita ukur dalam percobaan ini adalah
porositas efktif.
Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan terutama dalam
eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau IOIP (Initial Oil In Place),
sedangkan dalam eksploitasi untuk komplesi sumur (well completion) dan
secondary recovery).
Dari hasil uji coba yang dilakukan bisa dilihat bahwa pengukuran volume
porositas dengan cara menimbang mendapatkan Vp sebesar 44.64% dan VP
dengan cara Mercury Injection sebesar 59.3%.
Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida. Untuk
mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi masing-
masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume
fluida tertentu terhadap jumlah volume pori-pori. Pengukuran harga saturasi
sangat penting untuk dilakukan karena dengan mengetahui harga saturasi fluida
maka dapat ditentukan kandungan fluida suatu reservoir.
Dari percobaan penentuan saturasi yang dilakukan dengan menggunakan
metode destilasi maka didapatkan hasil untuk saturasi air sebesar 40.3%, saturasi
minyak sebesar 49.5% dan saturasi gas sebesar 10.2%.
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. Di dalam reservoir,
fluida yang mengalir biasanya lebih dari 1 macam.
Dari hasil percobaan dengan menggunakan liquid permeameter didapatkan
harga permeabilitas sebesar 0.0105 darcy. Sedangkan hasil percobaan dengan
menggunakan gas permeameter didapatkan harga permeabilitas sebesar 0.3316
darcy.
Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas
(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi
kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut
terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak terkontrol
dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi. Juga
menyebabkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir lepas ini umumnya
sensitif terhadap laju produksi, apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut
terproduksi sedikit.
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.
Agar produksi pasir dapat senantiasa terkontrol dengan baik, dapat
digunakan 3 metode yaitu pengurangan drag force, mechanical methodresin
consolidated method. Dengan pengontrolan pasir yang baik diharapkan efektifitas
dan efisiensi peralatan produksi dapat dipelihara dengan baik sehingga dapat
mengoptimalkan hasil produksi.
Berdasarkan percobaan diperoleh hasil bahwa diameter pada 25% sebesar
1.2 mm, medium diameter butiran (diameter pada 50%) adalah 0.91 mm dan
diameter pada 75% sebesar 0.62 mm. Sedangkan harga sorting coefficient (Sc)
adalah sebesar 1.93.
Menurut Schwarts, butiran dianggap seragam apabila harga sorting
coefficient (Sc) < 3. Dari hasil perhitungan ternyata harga sorting coefficient (Sc)
sebesar 1.93 sehingga dianggap ukuran butiran tidak seragam.
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
laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk merencanakan operasi
stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktivitas
formasi sesuai dengan yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan
adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid slubility). Metode ini
menggunakan teknik gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan
asam. Batuan karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCL,
sedangkan silikat (mineral clay) larut dalam mud acid. Dari percobaan diperoleh
hasil untuk solubility adalah sebesar 84.5 %.
Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface antara
dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler .Penginjeksian Hg pada
kondisi tertentu merupakan salah satu metode untuk menjelaskan tatacara
penentuan tekanan kapiler dalam sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia
dalam hal ini Hg. Metode yang dapat menentukan permeabilitas secara
konvensional untuk sampel dalam bentuk yang tidak beraturan.
Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena didalam
reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan fluida yang satu
dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh
penting dalam reservoir minyak dan gas antara lain mengontrol distribusi fluida
dalam reservoir dan merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi
untuk gerak pada daerah dimana minyak dan gas tertangkap.
Dari hasil percobaan dengan menggunakan Mercury Injection Capillary
Apparatus yang diplot ke dalam grafik antara correct. Pressure dengan mercury
sat. % of pore volume dapat dilihat apabila tekanan semakin besar nilainya maka
saturasi volume pori juga akan semakin besar atau saturasi volume pori
berbanding terhadap tekanan.
BAB IX
KESIMPULAN UMUM
1. Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam
batuan.
2. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain :
bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan pengendapan.
3. Pengukuran porositas dengan cara penimbangan sebesar 44.64% dan
pengukuran porositas dengan mercury injection sebesar 59.3%.
4. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida tertentu
terhadap jumlah volume pori-pori.
5. Dengan mengetahui harga saturasi fluida maka dapat ditentukan kandungan
fluida suatu reservoir.
6. Dari hasil percobaan diperoleh harga saturasi air (Sw) sebesar 40.3%, harga
saturasi minyak (So) sebesar 49.5% dan harga saturasi gas (Sg) sebesar
10.2%.
7. Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat meloloskan
fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa merusak
partikel pembentuk batuan tersebut.
8. Harga permeabilitas dari liquid permeameter adalah sebesar 0.0105 darcy
dan harga permeabilitas dari gas permeameter adalah sebesar 0.3316 darcy.
9. Salah satu informasi yang diperlukan sebelum melakukan stimulasi sumur
adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid solubility).
10. Metode gravimetri merupakan cara untuk menentukan reaktivitas formasi
dengan asam.
11. Batuan karbonat biasanya larut dalam HCL.
12. Silikat (mineral clay) biasanya larut dalam mud acid.
13. Dari percobaan diperoleh harga solubility adalah sebesar 84.5 %.
14. Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface antara
dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler.
DAFTAR PUSTAKA
1. Allen, J.O. And Robert, A.P, “Production Operation”. Gas
Consultant Internasional Inc. Vol.l, Second Edition, Oklahoma,
1982.
2. Amyx, J.W, Bass, D.M Jr, Whiting, R, R.L, “Petroleum Reservoir
Engeneering”, Mc. Graw-Hill Book Co. Toronto London, 1960.
3. Fric, T.C. Taylor, W.R, : “Petroleum Production Handbook”. SPE
of AIME, Volume l-ll, Dallas, Texas, 1962.
4. Gatline, W.C, “Petroleum Pruduction Engineering, Drilling and
Well Completion”. Hill Book Co. Tulsa, Oklaholma, 1960.
top related