yg terbaru
Post on 28-Dec-2015
190 Views
Preview:
TRANSCRIPT
BAB I
PENDAHULUAN
Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi dibawah
permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari pada analisa inti batuan untuk menentukan
secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama
pemboran.
Studi dari data analisa inti batuan dalam pemboran eksplorasi dapat
digunakan untuk mengevaluasi kemungkinan dapat 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).
1
BAB II
PENGUKURAN POROSITAS
2.1 TUJUAN PERCOBAAN
Mengetahui besarnya porositas suatu batuan reservoir dengan metode
mercury injection pump dan metode penimbangan.
Dengan mengetahui besarnya porositas suatu batuan reservoar, kita dapat
memperkirakan volume fluida yang terkandung di dalam batuan tersebut, serta dapat
menghitung cadangan minyak mula-mula.
Selain itu, kita juga dapat mengidentifikasi suatu formasi, apakah kompak
atau tidak kompak. Hal ini selanjutnya diaplikasikan dalam menentukan tempat
dudukan casing, menentukan jenis lumpur pemboran, dan juga menentukan jenis
well completion yang akan digunakan.
Porositas batuan juga dibutuhkan sebagai bahan pertimbangan untuk
melaksanakan secondary recovery (misalnya : gas lift). Besarnya porositas
berdasarkan data laboratorium digunakan untuk menguji keakuratan data logging
(misalnya SP Log), sehingga kita memperoleh hasil interpretasi log yang lebih baik.
2.2 DASAR TEORI
Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan.
Menurut cara pembentukannya porositas dibagi menjadi dua yaitu :
Porositas Primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses
pengendapan batuan.
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 :
Porositas Absolut didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh
pori dengan volume total batuan (bulk volume) atau ditulis :
abs =
VpVb x 100 %
( Persamaan II.1 )
2
dimana :
Vp : Volume pori-pori batuan,cm3
Vb : Volume total batuan,cm3
Vg : Volume butiran,cm3
Porositas Efektif adalah perbandingan volume pori yang saling berhubungan
dengan volume total batuan atau dapat ditulis :
efektif =
VpyangberhubunganVb x 100 %
( Persamaan II.2 )
2.3 ALAT DAN BAHAN
2.3.1Alat :
Timbangan dan anak timbangan
vakum pump dengan vacum desikator
Beaker glass ceper
porometer
2.3.2 Bahan :
Core kering
Kerosin
Metode Pengukuran
Untuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu ditentukan adalah
volume total batuan ( Vb ),
volume pori ( Vp ), dan
Volume grain ( Vg ).
3
2.4 GAMBAR ALAT
anak timbangan ( gambar II.1 )
Timbangan ( gambar II.2 )
4
Vacum desikator dan vacum pump ( gambar II.3 )
Keterangan gambar :
1. Vacum pump
2. Vacuum desikator
5
2
1
Porosimeter
Rangkaian peralatan Porometer ( gambar II.4 )
Ket gambar :
1. Pressure gauge
2. Fill valve
3. Picnometer
4. Handwhell dial
5. Pump scale ( handwhell scale )
6
5
1
3
4
2
PROSEDUR PERCOBAAN
a. Pengukuran porositas dengan cara menimbang
Core yang telah di ekstrasi selama tiga jam dengan soxhlet dan didiamkan
selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung ekstrasi dan didinginkan beberapa
menit.
kemudian dikeringkan dalam oven pada suhu 105-115ºC
Timbang core kering dalam mangkok, misalnya berat core kering = W1
gram
Masukan core kering tersebut kedalam vacum desikator untuk dihampa
udarakan + 1 jam dan disaturasikan dengan kerosin
Ambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam kerosin,
misal beratnya =W2 gram
Ambil core tersebut ( yang masih jenuh dengan kerosin ), kemudian
timbang di udara. Misal beratnya : W3 gram
Perhitungan :
Volume total batuan =
W 3−W 2
bj . ker o sin ………………(persamaam II.3 )
Volume butiran =
W 1−W 2
bj . ker o sin
……………….( persamaan II.4 )
Volume pori pori =
W 3−W 1
bj . ker o sin
……………….( persamaan II.5 )
Porsitas efektif =
W 3−W 1
W 3−W 2 x 100 %..........( persamaan II.6 )
b. Pengukuran porositas dengan cara mercury injektion pump
Ketentuan penggunaan porometer
1. Plunger / cyclinder dihampa udarakan sebelum memulai pekerjaan.
2. Putar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam sejauh mungkin.
7
3. Pastikan penutup dan valve picnometer dalam keadaan tertutup, dan
fill valve dalam keadaan terbuka.
4. Hidupkan pompa vacun ( lihat prosedur ) dan lakukan sampai ruang
cylinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valvedan terakhir matikan
pompa vacum ( lihat prosedur ).
5. Jika langkah 4 terpenuhi, masukkan Hg dalam flask ke dalam cylinder
sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan vakum
( lihat prosedur ).
6. Putar handwhell searah jarum jam, sampai pressure gauge
menunjukkan suatu harga tertentu.
7. Puter lagi handwhell berlawanan dengan arah jarum jam, sampai
jarum jam pada pressure gauge menunjukkan angka nol pertama kali.
8. Buka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan mercury, jika
kedudukan mercury ada pada cylinder maka ulangi langkah 2 samapai
8.
c. Prosedur penentuan porositas
1. Pastikan permukaan Hg pada posisi bagian bawah dari picnometer.
2. Tutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.
3. Atur volume scale pada harga tertentu, misalnya 50 cc.
4. Putar handwheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali
muncul pada valve picnometer.
5. Hentikan pemutaran handwheel dan baca volume scale dan dial
handwheel ( miring kanan ), misalnya = 30,8 cc
6. Hitung volume picnometer = ( 50 – 30,8 ) cc = a cc.
7. Kembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan
memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam ( pada
volume scale 50 cc ).
8. Buka penutup picnometer dan masukkan core sample kemudian tutup
lagi penutup picnometer ( valve picnometer tetap terbuka ).
8
9. Putar handwheel sampai mercury untuk pertama kali muncul pada
valve picnometer. Catat volume scale dan dial hadwheel ( miring
kanan ), misalnya = 38,2 cc
10. Hitung volume picnometer yang terisi core sample = ( 50 – 38,2 ) cc =
b cc.
11. Hitung volume bulk dari core sample = ( b – a ) cc = d cc.
12. Lanjutkan percobaan untuk mementukan volume pori ( Vp ), yaiut
dengan menutup valve picnomter, kemudian atur pore space scale
pada angka nol.
Untuk langkah 12 ini, pada saat meletakkan pore space scala pada
angka nol,kedudukan dial handwheel tidak harus pada angka nol, akan
tetapi peril dicatat besarnya angka yang ditunjukkan dial handwheel
( miring kiri ) setelah pengukuran Vb. Harga tersebut harus
diperhitungkan saat mengukur Vp.
13. Putar handwheel searah jarum jam sampai kekanan pada pressure
gauge menunjukkan angka 750 Psig.
14. Catat perubahan volume pada pore space scale dan handwheel dial
( miring kiri ) sebagai volume pori ( Vp ).
15. Hitung besarnya porositas.
9
2.5 PERHITUNGAN
a) Pengukuran porositas dengan cara menimbang
Dik : Berat core kering di udara ( W1) = 25 gr
Berat core jenuh diudara ( W3 ) = 32 gr
Berat core jenuh dikorosin ( W2) = 15 gr
Berat jenis korosin ( Bj korosin ) = 0,8 gr/cc
Bulk volume = 32 cc
Grain volume = 30 cc
Pore volume = 3,5 cc
Penyelesaian :
Volume total batuan ( Vb ) ¿W 3−W 2
Bj korosin
¿ 32 gr−15 gr
0,8grcc
¿ 17 gr
0,8grcc
= 21,25 cc
Volume butiran ( Vg )¿W 1−W 2
Bj korosin
¿ 25 gr−15 gr
0,8grcc
¿ 10 gr
0,8grcc
= 12,5 cc
10
Volume pori ( Vp )¿W 3−W 1
Bj korosin
¿ 32 gr−25 gr
0,8grcc
¿ 7 gr
0,8grcc
= 8,75 cc
∅=V . pori yangsaling berhubungan(Vp)
V .total batuan (Vb)×100%
¿ 8,75 cc21,25 cc
×100 %=41%
b) Pengukuran porositas dengan cara Mercury Injection Pump
Data yang diperoleh :
skala picnometer kososng Awal : 50 cc
Akhir : 30,8 cc
Penentuan volume picnometer
Skala awal = 50 cc
Skala akhir = 30 ,8 cc
volume picnometer kosong = 19,2 cc
Penentuan Bulk volume (Vb)
Skala awal = 50 cc
Skala akhir = 3 7,9 cc
volume picnometer + core = 12,1 cc
Volume Bulk (Vb) = volume picnometer kosong - ( volume picnometer +
core )
= 19,2 cc – 12,1 cc
= 7,1 cc
c) Penentuan pori volume (Vp)
11
Data yang diperoleh skala awal 0,87 cc
skala akhir 3,77 cc
Vol pori = skala awal – skala akhir
= 0,8 cc – 3,77 cc
= -2,9 cc
= 2,9
Porositas
∅=V . pori yangsaling berhubungan(Vp)
V .total batuan (Vb)×100 %
¿ VpVb
x100 %
¿ 2,9 cc7,1 cc
×100 %
= 41 %
2.6 PEMBAHASAN
Dari hasil uji coba yang dilakukan, bisa dilihat bahwa pengukuran volume
porositas dengan cara menimbang mendapatkan volume porositas sebesar 41 % dan
volume porositas dengan cara mercury injection pump mendapatkan volume
porositas sebesar 41 %. Jika dilihat dari skala prositas batuan, porositas pada
umumnya berkisar antara 5% - 30%. Dan porositas batuan karbonat lebih besar.
Porositas dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan
12
5% - 10% Porositas buruk (Poor)
10% - 15% Porositas cukup (Fair)
15% - 20% Porositas baik (Good)
20% - 25% Porositas baik sekali (Very Good)
lebih dari 25% Porositas istimewa (Excellent
Bisa dikatakan volume porositas batuan dengan tingkat volume mencapai
41% bisa dimasukkan dalam kategori porositas istimewa karena lebih dari 25 %.
Sedangkan porositas dengan volume hanya 1,86% masuk dalam kategori porositas
sangat buruk dan dapat diabaikan.
Ada beberapa hal yang berpengaruh terhadap porositas suatu bauan
diantarnya adalah ukuran dan bentuk butir, variasi ukuran butir, susunan dimana
batuan diendapkan, kompaksi, jumlah clay dan material sebagai semen dan fragture
batuan.
Pada percobaan ini diperoleh dua nilai porositas yang berbeda. Hal ini
disebabkan oleh :
a. perbedaan sampel yang digunakan
b. kerusakan alat
c. ketelitian dalam pengukuran, penimbangan, dan perhitungan
d. lama penjenuhan core terhadap fluida.
Data volume porositas yang didapat ini nantinya akan sangat penting, karena
dari data porositas ini kita bisa menghitung cadangan hydrocarbon yang ada. Selain
itu, kita juga dapat mengidentifikasi suatu formasi, apakah kompak atau tidak
kompak. Hal ini selanjutnya diaplikasikan dalam menentukan tempat dudukan
casing, menentukan jenis lumpur pemboran, dan juga menentukan jenis well
completion yang akan digunakan.
2.7 KESIMPULAN
1. Dari percobaan diperoleh hasil :
porositas dengan penimbangan = 41 %
13
porositas dengan metode mercury injection pump = 41% ( kategori
exelent ).
2. Hal-hal yang mempengaruhi hasil percobaan :
- perbedaan sampel yang digunakan
- kerusakan alat
- ketelitian dalam pengukuran, penimbangan, dan perhitungan
- lama penjenuhan core terhadap fluida.
3. Porositas digunakan untuk menghitung cadangan hydrocarbon.
BAB III
PENGUKURAN SATURASI FLUIDA
3.1 TUJUAN PERCOBAAN
Praktikum ini dilaksanakan dengan tujuan :
Menentukan harga saturasi dari suatu sampel batuan, menemtukan besarnya
nilai saturasi fluida yang terdiri dari saturasi minyak (So), saturasi air (Sw),
dan saturasi gas (Sg) dalam suatu reservoir.
Dengan mengetahui harga saturasi ini nantinya kita akan mengetahui jenis
fluida yang terkandung didalam porositas, terdiri dari dua fasa atau tiga fasa.
Dengan mengetahui harga saturasi pula kita bisa mengetahui cadangan
hydrocarbon yang ada.
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. Umumnya pada formasi zona minyak kandungan air dalam
formasi disebut intertitial water atau connate water.
Saturasi water didefinisikan sebagai :
Sw ¿Volume pori yang diisiwater
Volume pori total ...................( persamaan
III.1 )
Saturasi oil didefiniskan sebagai :
14
So=Volume pori yangdi isi oilVolume total
.........................( persamssn III.2 )
Saturasi gas didefinisikan sebagai ;
Sw ¿Volume pori yang diisi gas
Volume poritotal .......................( persamaan III.3
)
Sedangkan, Sw + So + Sg = 1......................... ( persamaan III.4 )
3.3 ALAT DAN BAHAN
a. Alat :
Solvent extractor termasuk reflux condenser (pendingin) water trap dan
pemanas listrik
Retort
Timbangan analisis dengan batu timbangan
Gelas ukur
Exicator
Oven
b. Bahan :
Sample core
Air
Kerosin
Toluena
3.4 GAMBAR ALAT
15
Oven( gambar III.1 )
16
Timbangan Digital ( gambar III.2 )
Dean-Stark Destilation Apparatus( gambar III.3 )
Ket gambar
1. Condenser
2. Goos neck
3. Water trap
4. Core haolder
5. Labu dean dan stark
17
54
3
2
1
PROSEDUR PERCOBAAN
Metode distilasi
1. Mengambil fresh core atau yang telah dijenuhi dengan air dan minyak
2. Timbang core tersebut, misalnya : a gram
3. Core dimasukkan dalam labu dean dan stark yang telah diisi dengan
toluena kemudian kita lengkapi dengan water trap dan reflux
condenser
4. Dipanaskan selama 2 jam hingga air tidak nampak lagi.
5. Kita dinginkan volume air yang tertampung dalam water trap mialnya
:b gram.
6. Mengeringkan sampel dalam oven + 15 menit ( pada suhu 1100 c ).
Mendinginkan dalam exicator + 15 menit, kemudian menimbang core
kering tersebut, misalnya = c gram.
7. Maka kita dapat menghitung berat minyak dengan persamaan sebagai
berikut :
a – (b + c) gram = d gram
8. Lalu volume minyak dihitung dengan persamaan volume minyak :
d = e cc ……………….…………( persamaan III.5 )
Bj minyak
9. Hitung saturasi minyak dan air
So=e
V p
Sw= bV p
18
3.5 PERHITUNGAN
a) Pengukuran saturasi fluida reservoir dengan metode destilasi
Berat core kering = 15,59 gr
Berat core jenuh = 18,68 gr
Berat core jenuh dalam labu dean dan strak = 15,30 gr
Berat jenis minyak = 0,8 gr / cc
Berat air = 1,78 gr / cc
Volume pori =Berat core jenuh−berat core kering
Bjminyak
= 18,68 gr−15,30 gr
0,8 gr /cc
=3,38 gr
0,8 gr /cc
= 4,225 cc
Volume pori yang didapat = 4,225 cc
Berat minyak = Berat core jenuh – Berat core kering – Berat air
= ( 18,68 – 15,59 – 1,78 ) gr
= 1,31 gr
b) Volume minyak
Volume minyak = B minyakBj minyak
= 1,31 gr
0,8 gr /cc
=1,64 cc
c) Saturasi water
Sw = V w
V p
19
= 1,78 cc
4,225 cc
= 0,4
d) Saturasi oil
So= V o
V p
= 1,64 cc
4,225 cc
= 0,4
e) Saturasi gas
Sg + So + Sw = 1
Sg = 1 – So – Sw
= 1 – 0,4 – 0,4
= 0.2
Volume water = B waterBj water
= 1,78 gr1 gr /cc
=1,78 cc
3.6 PEMBAHASAN
Pada percobaan digunakan toluena sebagai zat pelarut karena titik didih
toluena lebih tinggi dari pada air, sehingga pada suhu 100ºC air yang berada
20
dalam core sudah teruapkan seluruhnya sedangkan zat pelarut belum
terlarutkan
Toluena tidak larut dalam air tetapi larut dalam minyak atau fluida
hidrokarbon reservoir
Pada metode ini di asumsikan minyak tetap dalam fasa cair (belum
menguap), dalam pemanasan air terekstrasi dan terdesak dari dalam core
sehingga penentuan saturasi minyak dilakukan secara tidak langsung, yaitu
dengan menimbang berat core jenuh dan setelah diekstrasikan core
dibersihkan dan dikeringkan dan ditimbang berat keringnya.
Pada aplikasinya di lapangan, saturasi digunakan untuk menghitung cadangan
hidrokarbon mula-mula di reservoir ( OOIP dan OGIP ), sehingga kita dapat
mengetahui besarnya hidrokarbon yang dapat diproduksi. Selain itu, saturasi
terutama saturasi air (Sw) merupakan salah satu dasar untuk menentukan
secara efisien letak kedalaman pemboran, agar diperoleh hasil produksi yang
maksimal.
21
3.7 KESIMPULAN
a) Dari percobaan dengan distilasi, batuan tersebut harga saturasinya sebagai
berikut:
Sw = 40 %
So = 40 % ;
Sg = 20 %
b) Pengukuran harga saturasi ini sangat penting untuk dilakukan karena dengan
mengetahui harga saturasi fluida ini maka dapat untuk menentukan
kandungan suatu reservoir.
c) Dari percobaan di atas dapat ditentukan bahwa reservoir diatas adalah
reservoir tiga fasa yaitu gas, oil dan water.
d) Pada saat proses produksi saturasi akan mengalami perubahan karena ruang
kosong pori yang ditinggalkan fluida yang diproduksi akan diisi oleh fluida
lain.
e) Semakin tinggi saturasi air, maka formasi menjadi kurang produktif.
Sebaliknya, jika saturasi air semakin kecil dan saturasi minyak atau gas
semakin besar, ini menandakan bahwa formasi tersebut produktif
22
BAB IV
PENGUKURAN PERMEABILITAS
4.1 TUJUAN PERCOBAAN
Praktikum ini dilaksanakan dengan tujuan :
Untuk menentukan nilai permeabilitas absolut dari sampel batuan dengan
menggunakan liquid permeater dan gas permeater.
Dengan mengetahui nilai permeabilitas suatu batuan reservoir, maka kita
dapat menentukan laju produksi suatu sumur, serta menentukan apakah suatu
reservoir ekonomis atau tidak berdasarkan laju produksinya.
Selain itu, nilai permeabilitas juga digunakan sebagai bahan pertimbangan
untuk menentukan komposisi lumpur pemboran yang tepat (mengurangi mud
filtrate). Dalam hubungannya dengan logging, nilai permeabilitas di laboratorium
digunakan sebagai pembanding dalam melaksanakan drill stem test dan well testing.
4.2 DASAR TEORI
Permeabilitas adalah sifat fisik batuan reservoir untuk dapat mengalirkan
fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk
batuan tersebut.
Di dalam reservoir, fluida yang mengalir lebih dari satu.Jadi permeabilitas
merupakan tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan.Definisi
API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya kelulusan
(permeabilitas) sebesar 1 darcy.
Secara matematis dapat didefinisikan sebagai berikut :
K = TPA
LV
..
..………………………( persamaan IV.1 )
23
dimana :
K : permeabilitas (Darcy)
V : laju air ( cc/sec)
µ : viscositas (cp)
A : luas penampang (cm2)
L : panjang (cm)
P1 – P2: beda tekanan (atm)
Permeabilitas dapat dicari dengan rumus :
1) Permeabilitas denganliquid
K = TPA
LV
..
..…………………. ( persamaan IV.2 )
Dimana :
K=permeabilitas dari sampel (Darcy)
=viskositas dari cairan test (cp = 0,895 cp)
V=volume cairan yang dialirkan melalui sampel (cm3)
A=luas penampang dari sampel (cm2)
P=gradient tekanan (atm)
T = waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan
melalui sampel (detik)
2) Permeabilitas dengan Gas
K = PA
LQ
.
..……………………. ( persamaan IV.3 )
Dimana : K= permeabilitas (Darcy)
= viskositas gas yang digunakan (lihat grafik)
Q= flow rate rata-rata (cc/dt)
L= panjang sampel (cm)
A= luas penampang dari sampel (cm2)
P= pressure gradient tekanan (atm)
24
4.3ALAT DAN BAHAN
Untuk menentukan besarnya permeabilitas absolute digunakan suatu alat
permeameter, yaitu dengan liquid permeameter dan gas permeameter.
a)Dengan menggunakan liquid permeameter
*Core holder untuk liquid permeameter
*Thrmometer R,fill connection
*Cut off valve
*Special lid and over flow tube
*Burrette
*Discharge – fill valve assemble
*Gas pressere line dan pressere regulator
*Gas inlet
*Pencatat waktu
b)Dengan menggunakan gas permeameter
*Core holder dan thermometer
*Triple range flowmeter dengan sektor valve
*Selektor valve
*Pressure valve
*Gas inlet
*Gas outlet
*Pressure regulator
25
4.4 GAMBAR ALAT
Rangkain liquid permeameter ( gambar IV.1 )
Ket gambar:
1) Discharge Fill Valve Assemble
2) Pressure gauge
3) Cut Off Valve
4) Pressure regulator
5) Core holder
6) Special Lid and Over Flow Tube
7) Fill connection
8) burette
26
1
2
83
7
6
54
Gas Permeameter ( gambar IV.2 )
Ket gambar :
1) pressure gauge
2) gas inlet
3) pressure regulator
4) Special lid and over flow tube
5) Core holder
6) Triple Range Flowmeter
7) Selector Valve
27
1
6
75
43
2
Metode pengukuran
Prosedur percobaan liquid permeameter
1) Masukkan core ke dalam core holder.
2) Isi burette dengan test liquid ( air ).
3) Buka core holder valve dan burette ( 8 ) akan terisi.
4) Jika burette sudah terisi melalui batas atas tutup cut off valve.
5) Atur tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur pressure
regulator.
6) Kembalikan discharge fill valve ke discharge.
7) Catat waktu yang dibutuhkan untik mengalirkan fluida dari batas atashingga
batas bawah burette ( 8 ).
Prosedur dari gas permeameter
1) Pastikan regulating valve tertutup, hubungkan saluran gas pada gas inlet.
2) Masukka core pada core holder.
3) Putar flow meter selector valve pada large
4) Buka regulating valve, putarkan sampai pressure gauge menunjukkan angka
0,25 atm.
5) Pilih range pembaca pada flow meter antara 20 – 140 divisiaon.
6) Jika pembaca pada flowmeter dibawa 20, putar selector valve ke “ medium “
dan naikkan tekanan sampai 0,5 atm.
7) Jika pembaca pada flowmeter dibawa 20, putar selector valve ke “ small “
dan naikkan tekanan sampai 1,0 atm.
8) Jika flow meter tetap tidak naik dari angka 20, hentikan percobaan dan
periksa core padacore holder, ( tentukan kemungkinan – kemungkunan yang
terjadi ).
9) Jika flowmeter menunjukkan angka diatas 140 pada “ lange “ tebu, maka
permeabilitascore terlalu besar. Percobaan kita hentikan atau coba naikkan
panjang core atau kurangi cross sectional area dari core.
10) Catat temperature, tekanan, dan pembacaan flowmeter.
11) Ubah tekanan ke 0,25 atmdengan regulator.
12) Ulangi percobaan sebnayak 3 kali.
28
4.5 PERHITUNGAN
Prosedur Kerja
Liquid Permeameter
1. Memasukkan core ke dalam core holder.
2. Mengisi burette dengan test liquid (air).
3. Membuka core holder valve dan burette akan terisi.
4. Menutup cut off valve jika burette sudah terisi melalui batas atas.
5. Mengatur tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur
pressure regulator.
6. Mengembalikan dicharge fill valve ke dicharge.
7. Mencatat waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida dari batas atas
hingga batas bawah burette.
8. Perhitungan :
Rumus yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah :
K=
μVLAPT
dimana :
K = Permeabilitas dari sampel, darcy
μ = Viskositas dari cairan test, cp = 0,895 cp
V = Volume cairan yang dialirkan melalui sampel,cm3
L = Panjang sampel, cm
A = Luas penampang dari sampel
P = Gradient tekanan, atm, dibaca dari pressure gauge
T = Waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan
sampel (50 cc, 10cc, 5 cc), detik
Catatan : apabila air digunakan sebagai test liquid, maka harga
viscositas air = 0,895
29
Gas Permeameter
1. Memastikan regulating valve tertutup, menghubungkan saluran gas pada
gas inlet (2).
2. Memasukkan core pada core holder (5).
3. Memutar flowmeter selector pada valve tanda “large”.
4. Membuka regulating valve, Memutarnya sampai pressure gauge
menunjukkan angka 0,25 atm.
5. Memilih range pembacaan pada flowmeter angaka 20 – 140 division.
6. Memutar selector valve ke “medium” dan menaikkan tekanan sampai 0,5
atm jika pembacaan flowmewter di bawah 20.
7. Memutar selector valve ke “small” dan menaikkan tekanan sampai 1 atm
Jika pembacaan flowmeter di bawah 20.
8. Menghentikan percobaan jika flowmeter tetap tidak naik dari angka 20,
dan memeriksa core pada core holder. (menentukan kemungkinan –
kemungkinan yang terjadi)
9. Menghentikan percobaan dab mencoba menaikkan panjang core atau
mengurangi cross sectional area dari core jika flowmeter menunjukkan
angka di atas 140 pada “lange” tebu, maka permeabilitas core terlalu
besar.
10. Mencatat temperatur, tekanan, dan dan pembacaan flowmeter.
11. Mengubah tekanan ke 0,25 atm dengan regulator.
12. Mengulangi percobaan sebanyak tiga kali.
13. Perhitungan :
Rumus yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah :
K =
μQLAP
dimana :
K = Permeabilitas, darcy
μ = Viscositas gas yang digunakan (lihat grafik), cp
Q = Flow rate cc/dt, pada tekanan rata – rata, ditetukan dari grafik
kalibrasi
L = Panjang sampel, cm
30
A = Luas penampang dari sampel, cm2
P = Pressure gradient, atm (0,25;0,5;1 atm)
Hasil Analisa
Hasil percobaan dan Perhitungan
Liquid Permeameter
Beda tekanan (ΔP) = 0,5 atm
Luas Core (A) ¿ 14
π d2
= ¼ x 3,14 x ( 1,3 cm )2
= 1,33 cm2
Panjang core (L) = 3,5 cm
Viskositas liquid (µ) = 0,876 cp
Volume liquid = 50 cc
Laju alir (v) = 45 cc / sec
Flow reading = 50 medium ( cm )
K = µ. v .LA . P .T
= 0,876 cp . 45
ccsec
.3,5cm
1,33 cm2 .3,5 atm .350
= 137,97232,75
= 0,59 darcy
31
Gas Permeameter
Percobaan I
Panjang core (L) = 2,5 cm
Luas penampang core (A) = 9,6 cm²
Beda tekanan (ΔP) = 0,5 atm
Flow reading = 50 medium ( cm ) dengan melihat grafik
hubugan antara laju alir ( Q ) dan flow reading kita bisa melihat laju alirnya.
Laju alir (Q) = 3,25 cc/detik
Temperature = 35 oC, dengan melihat grafik
hubungan antara temperature dan viskositas kita bisa menentukan
viskositasnya.
Viskositas (µ) = 0,18 cp
Permeabilitas (K) = µ. Q . LA . ΔP
=0,18 .3,25 .2,5
9,6 .0,5
= 1,464,8
= 0,30 darcy
32
4.6 PEMBAHASAN
Dari hasil percobaan didapatkan nilai permeabilitas sebesar 0,59darcy dengan
meggunakan alat lquid permeameter, dan nilai permeabilitas sebesar 0,30 darcy
ketika menggunakan gas permeameter. Pada percobaan dengan menggunakan gas
permeameter terjadi efek klikenberg atau gas slippage, yaitu keadaan dimana udara
melewati ruang antara core dan core holder sehingga perlu adanya dilakukan
peninjauan ulang agar didapat harga permeabilitas yang sebenarnya.
Nilai permeabilitas suatu batuan dapat dipengaruhi oleh beberapa factor
yaitu:
1. Bentuk dan ukuran batu
semakin beragam ukuran butir maka semakin kecil permeabilitasnya.
2. Susunan (packing) butiran, semakin rapi susunan butiran maka makin
besar harga permeabilitasnya.
3. Bentuk geometri batuan, semakin menyuduk bentuk geometri batuan,
maka semakin kecil permeabilitasnyan.
4. Jaringan antar pori, semakin bagus jaring antar pori maka semakin
besar permaebilitasnya.
5. Sementasi, semakin banyak semen dalam batuan, maka harga
permeabilitasnya akan semakin kecil.
6. Clay conten, semakin banyak mengandung clay maka semakin kecil
permeabilitas batuan tersebut.
Harga permeabilitas juga behubungan dengan harga porositas, itu karena jika
permeabilitas besar maka porositas juga akan besar, hal ini disebabkan banyaknya
pori yang saling berhubungan dengan aliran fluida, terutama pori-pori yang saling
berhubungan. Permeabilitas juga berhubungan dengan saturasi, hubungan antara
saturasi denga permeabilitas relative pada suatu reservoir berbeda dengan reservoir
lain, hal ini disebabkan adanya perbedaan tekanan antar permukaan, tekanan kapiler,
viskositas fluida dan saturasi residual masing-masing fluida.
33
4.7 Kesimpulan
1. Dari percobaan diperoleh hasil :
a. Permeabilitas dengan liquid permeameter = 0,59 darcy
b. Permeabilitas dengan gas permeameter
( dimana flow reading 50 medium ( cm ) dan Q = 3,25 cc / sec) =
0,30 darcy
2. Nilai permeabilitas nantinya dapat digunakan terutama untuk menghitung
laju alir fluida pada saat produksi, sehingga dari situ kita juga dapat
mengetahui jumlah fluida / hidrokarbon yang dapat diproduksi (recovery
factor).
34
BAB V
SIEVE ANALYSIS
5.1 TUJUAN PERCOBAAN
Menentukan ukuran dan keseragaman butiran pasir dari sampel core dengan
menggunakan sieve analysis. Menentukan besar sorting coefficient dan menentukan
distribusi sortasi pasir di Batuan reservoar.
Dengan demikian kita dapat mengetahui kompak tidaknya butiran pada
batuan reservoar tersebut. Pada zona yang kurang kompak biasanya akan terjadi
problem kepasiran, yaitu butiran-butiran pasir dapat terlepas dan ikut terproduksi.
Selain itu, dengan mengetahui besar sorting coefficient, kita juga dapat
menentukan ukuran screen liner (saringan) dan gravel packing yang tepat dalam well
completion, untuk selanjutnya beralih ke tahapan produksi.
Dengan pengontrolan pasir yang baik, diharapkan efektivitas dan efisiensi
peralatan produksi dapat terpelihara dengan baik sehingga kita memperoleh hasil
produksi yang optimal.
5.2 DASAR TEORI
Tahap penyelesaian suatu sumur yang menenbus 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. Disampi itu,
akan menimbulkan penyumbatan pada dasr sumur dan volume pipa akan berkurang.
Produksi pasir lepas ini pada umumnya sensitif terhadap laju produksi, apabila laju
alir fluida produksi rendah, pasir yang ikut terproduksi sedikit begitu juga
sebaliknya.
Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi
penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan ini
memerlukan pengetahuan distribusi ukuran pasir agar dapat menentukan pemilihan
ukuran screen dan gravel yang tepat.
35
Untuk menghitung distribusi ukuran pasir, digunakanlah koefisien
keseragaman butir pasir (sorting coefficient). Berdasarkan hasil percobaan Schwartz
diperoleh:
Sorting Coefficient =
Opening diameter berat kumulatif 25 %Opening diameter berat kumulatif 75 %
=
d25
d75
Schwartz mengklasifikasikan sorting coefficient menjadi:
- SC < 3 : distribusi pasir seragam
- 3 < SC < 5 : distribusi pasir tidak seragam
- 5 > SC : distribusi pasir sangat tidak seragam
Produksi pasir sangat erat kaitannya dengan kestabilan formasi. Kestabilan
formasi itu sendiri dipengaruhi oleh faktor – faktor sebagai berikut :
1.Kecepatan aliran
2.Sementasi batuan
3.Kandungan lempung formasi
4.Migrasi butir – butir halus formasi
5.3 ALAT DAN BAHAN
a) Alat :
- Torsion balance dan anak timbangan
- Mortal dan Pestel
- Tyler sieve ASTM ( 2,1.5,3/4,4,10,20,60,140,200 )
b) Bahan :
- Sample core (pasir)
36
Sieve electricshaker ( gambar V.1 )
37
Timbangan Digital( gambar V.2 )
5.4PROSEDUR PERCOBAAN
1) Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan
bebas minyak
2) Batuan di pecah-pecah menjadi fragmen kecil-kecil dan
dimasukan kedalam mortar di gerus menjdi batuan pasir
3) periksa dengan binocular, apakah butiran – butiran pasir
terebut benar – benar saling terpisah.
4) Menimbang 200 gr pasir batuan karbonat dengan teliti.
5) Menyusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok
pada dasarnya, sedangkan sieve disusun dari yang paling halus
di atas mangkok dan yang paling kasar di puncaknya.
38
6) Menuangkan 200 gr pasir batuan karbonat kedalam sieve yang
paling atas, kemudian di pasang penutup serta dikencangkan
penguatnya.
7) Menggoncangkan selama 30 menit.
8) Menimbang isi dari sieve yang paling atas.
9) Menimbang isi dari sieve yang berikutnya.
10) Meneruskan cara penimbangan tersebut sampai seluruh isi
sieve ditimbang secara kumulatif.
11) Membuat tabel dengan kolom no. Sieve, opening diameter,
berat, berat kumulatif, % berat kumulatif.
12) Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan
cumulative percent retained.
13) Menghitung sorting coefficient dengan bantuan grafik semi
log tersebut.
39
5.5 PERHITUNGAN
US Sieve
Series
Number
Opening
Diameter
mm/inc
Berat
gr
Berat
Kumulatif
gr
% Berat
Kumulatif
16 1,19 60,0 60 29,5 %
20 0,84 63,5 123,5 60,72 %
30 0,59 37,6 161,1 79,20 %
50 0,297 22,9 184 90,46 %
100 0,149 19,4 203,4 100 %
( Tabelsieve analisis V.I )
Perhitungan :
Berat kumulatif :
( 16 ) Berat sample = 60,0 gram
( 20 ) 60,0 + 63,5 = 123,5 gram
( 30 ) 123,5 + 37,6 = 161,1 gram
( 50 ) 161,1 + 22,9 = 184 gram
( 100 ) 184 + 19,4 = 203,4 gram
Perhitungan :
% Berat kumulatif :
Mesh no 16 ¿60,0
203,4× 100 %=29,5 %
Mesh no 20 ¿123,5203,4
× 100 %=60,72 %
Mesh no 30 ¿161,5203,4
× 100 %=79,20 %
Mesh no 50 ¿184
203,4× 100 %=90,46 %
Mesh no 100 ¿203,4203,4
× 100 %=100 %
40
41
Grafik 1.semilog opening diameter vs % berat kumulatif
42
Dari hasil grafik semilog di peroleh data :
opening diameter pada berat kumulatif 50 % = d50= 0,94 mm
Koefisien keseragaman butiran pasir (Sc ) adalah :
Sc = diameter pada 40 %diameter pada 90 %
=1,05 mm0,27 mm
= 3,89 (seragam)
Menurut Schwartz, C < 3 merupakan pemilahan yang seragam.
5.6PEMBAHASAN
Berdasarkan percobaan diperoleh hasil bahwa medium diameter butiran (pada
50%) adalah 0,94 mm. Dari percobaan juga diperoleh besarnya sortasi /sorting
coefficient = 3,89. Menurut Schwartz hal ini menunjukkan bahwa pemilahan butiran
pasir di dalam batuan reservoir tersebut seragam.
Data ini kemudian digunakan sebagai acuan untuk menentukan ukuran screen
liner dan gravel packing yang akan dipasang didepan formasi produktif. Hal ini
dilakukan untuk memungkinkan minyak bebas masuk ke lubang sumur tanpa disertai
43
butiran-butiran pasir didalamnya. Problem kepasiran ini biasanya terjadi pada zona
yang kurang kompak, di mana butiran-butiran pasir mudah terlepas dan bisa ikut
terproduksi.
Dengan menangani masalah kepasiran maka laju alir minyak dapat
ditingkatkan, atau paling tidak kita dapat mempertahankan angka laju produksi
dengan mencegah pasir ikut terproduksi. Hal ini disebabkan selain pasir yang ikut
terproduksi sulit dipisahkan dari fluida hidrokarbon, pasir juga bersifat abrasif,
sehingga dapat merusak peralatan produksi, dan bahkan dapat menimbulkan
penyumbatan yang berdampak pada kerugian.
Dari percobaan diperoleh harga sorting coefficient = 3,89 dari perbandingan
diameter pada 50% = 0,94 mm
44
5.7KESIMPULAN
1. Dari percobaan diperoleh :
sorting coefficient = 3,89 mm
diameter pada 50% = 0,94 mm
formasi memiliki distribusi pasir yang seragam
2. Dengan sieve analysis, kita mengetahui ukuran butiran pasir yang terdapat
dalam batuan reservoar, sehingga kita dapat pula menentukan ukuran
screen liner dan gravel packing yang tepat.
3. Sieve analysis berguna untuk mengatasi masalah kepasiran.
45
BAB VI
PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASI
DALAM LARUTAN ASAM
6.1 Tujuan Percobaan
Memperoleh data reaktivitas suatu formasi terhadap asam, sebagai acuan
dalam melakukan stimulasi sumur. Dengan mengetahui daya larut asam terhadap
sampel batuan (acid solubility), kita dapat memperoleh informasi untuk
merencanakan stimulasi sumur secara tepat.
Pengasaman membantu membuka atau menambah volume pori yang saling
berhubungan pada batuan reservoir, sehingga memperbesar nilai permeabilitas.
Selain itu, pengasaman juga dapat melarutkan kotoran-kotoran yang menutupi atau
menyumbat pori batuan, misalnya yang disebabkan oleh adanya “mud filtrat” atau
serbuk mesiu saat dilakukannya perforasi dalam well completion.
Pengasaman membantu dalam proses stimulasi sumur, yaitu suatu proses
untuk meningkatkan hasil produksihidrokarbon dengan jalan membuka pori-pori
batuan reservoir yang sebelumnya tersumbat. Dengan demikian, fluida hidrokarbon
yang semula alirannya terhambat akan mengalir dengan lancar.
6.2 Dasar Teori
Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan pada
reservoir yang terdiri atas batu gamping atau dolomit atau batuan reservoir yang
terlarut dalam asam. Pada proses ini, asam dipompakan ke dalam sumur agar
melarutkan batu gamping untuk memperbesar permeabilitas. Biasanya digunakan
asam hidrocoloic.
Agar asam tersebut tidak menyebabkan korosi pada pipa casing, digunakan
tubing penghalang untuk memperlambat reaksi yang tiba – tiba dari asam. Asam tadi
mengalir kembali ke dalam rekahan alami dari batu gamping dan larutannya.
Sebelum dilakukan operasi stimulasi dengan pengasaman, harus
direncanakan dengan tepat data – data laboratorium yang diperoleh dari sampel
46
formasi, fluida reservoir, dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh
dari laborartorium tersebut dapat digunakan engineer untuk merencanakan 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 solubility).
6.3 ALAT DAN BAHAN
Alat-alat yang dipergunakan pada percobaan ini adalah
1.Montar dan pastel
2.Timbangan
3.Corong
4.Kertas saring
5.Erlemeyer
Bahan – bahan yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah
1.Aquadest
2.HCL 15%
3.Indikator MO
4.Core karbonat
47
6.5 GAMBAR ALAT
UNTUK MENENTUKAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASIDALAM
LARUTAN ASAM
Timbangan Digital( gambar VI.1 )
48
Oven( gambar VI.2 )
6.4 PROSEDUR PERCOBAAN
Mengekstrasi core dengan toluene pada soxhlet apparatus , kemudian
dikeringkan dalam oven pada suhu 105°c (220°F)
Menghancurkan sampel kering pada mortar hingga dapat lolos pada ASTM
100 Mesh.
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.
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 laruta methyl orange tidak
nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).
Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu
105°C(220°F) kemudian didinginkan dan akhirnya ditimbang
Menghitung kelarutan sebagai berat dari material yang larut dalam HCL 15%
49
Solubitily % Berat = W−w
W x 100 %.................................( persamaan VI.1 )
Dimana : W = Berat sampel, gr
w = berat residu,gr
HASIL PERCOBAN DAN PERHITUNGAN
Hasil Percobaan :
A. sampel carbonat
Berat sampel ( W ) = 20 gr
Berat residu (w) = 16 gr
Perhitungan :
Solubility ,% berat = W−w
W× 100
= 20 gr−16 gr
20 gr×100 %
= 4 g
20 gr×100 %
= 20 %
B. sampel pasir
Berat sampel ( W ) = 18 gr
Berat residu (w) = 13 gr
Perhitungan :
Solubility ,% berat = W−w
W× 100
= 18 gr−13 gr
18 gr×100 %
= 5 g
18 gr× 100 %
= 27,8 %
50
6.6 PEMBAHASAN
Pada percobaan yang telah dilakukan diperoleh hasil persen berat solubility
carbonat adalah 20% dan pasir adalah 27,8% .Percobaan ini dilakukan dengan cara
penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam yang erat hubungannya
dengan proses stimulasi dengan cara acidization.
Penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam adalah suatu
informasi/data yang sangat penting sebelum melakukan stimulasi.
Dengan dilakukannya stimulasi diharapkan akan terjadi kenaikan produktifitas dari
formasi.
Ada tiga metoda untuk melakukan stimulasi yang dapat digunakan,berdasarkan
kondisi sumur, yaitu:
1.Hydroulic Fracturing
2.Acidization
3.Stem Stimulasion
Sample core dideteksi dengan toluena /benzena dan dikeringkan didalam
oven dimasukan agar core benar-benar terbebas dari fluida reseroir yang mungkin
masih tersisa pada core.
51
6.7 KESIMPULAN
1) Dari hasil percobaan sampel carbonat , didapatkan solubility sebesar 20% dan
sampel pasir sebesar 27,8%
2) Tujuan dari percobaan ini ialah untuk menentukan daya larut asam terhadap
sampel dengan metode gravimetri.
3) Dalam stimulasi jenis pengasaman diperlukan additive yang berfungsi untuk
memperlambat proses korosi pada casing, sehingga produktifitas formasi tetap sesuai
dengan yang diharapkan
52
BAB VII
PENENTUAN TEKANAN KAPILER
7.1 Tujuan Percobaan
Menentukan besarnya tekanan kapiler pada batuan reservoir dengan
menggunakan peralatan mercury injection capilary apparatus atau penginjeksian Hg
(mercury) pada kondisi khusus.
Penentuan tekanan kapiler pada sampel batuan reservoir merupakan dasar
dari distribusi saturasi fluida untuk dapat menentukan secara efisien letak kedalaman
sumur yang akan dikomplesikan. Tekanan kapiler mempengaruhi distribusi saturasi
fluida dimana hal ini merupakan cerminan distribusi secara vertikal oleh fluida di
dalam reservoir yang menempati setiap pori batuan.
Dalam kaitannya dengan kondisi fluida reservoir, apabila tekanan kapiler
diplot dengan saturasi air, maka akan diketahui besarnya Swc, tebal zona transisi serta
besarnya permeabilitas relatif.
Dengan mengetahui tekanan kapiler,kita dapat pulamengetahui zona yang
produktif, maka kita dapat menentukan secara efisien kedalaman sumur yang akan
diperforasi untuk memproduksi hidrokarbon.
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.
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
53
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 di dalam 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.
Tekanan kapiler dapat dibagi menjadi dua bagian yaitu :
a. Tekanan kapiler system udara – air
b. Tekanan kapiler system air – minyak
Dalam hubungan antara tekanan kapiler dengan saturasi,terdapat dua proses
yang secara sistematis menggambarkan hubungan tekanan kapiler dengan saturasi
yaitu :
a. Drainage merupakan penggantian fluida membasahi dengan fluida tidak
membasahi atau suatu proses aliran fluida yang mana saturasi nonwetting
phase meningkat.
b. Imbibition merupakan penggantian fluida tidak membasahi dengan fluida
membasahi atau proses aliran fluida yang mana saturasi wetting phase
meningkat dan saturasi nonwetting phase turun.
Dalam kaitannya dengan kondisi fluida reservoir, apabila tekanan kapiler
diplot dengan saturasi air, maka akan diketahui besarnya Swc, tebal zona transisi serta
besarnya permeabilitas relatif. Dengan diketahuinya zona produktif, maka perforasi
dapat dilakukan untuk memproduksi hidrokarbon.
Terdapat dua proses yang secara sistematis yang menggambarkan hubungan
Pc dan Sw seperti yang ditunjukkan pada gambar grafik VII-1 dimana :
a) Drainage
1. Proses aliran fluida dimana fasa saturasi nonwetting meningkat.
2. Mobilitas fasa fluida nonwetting meningkat sebagaimana saturasi fasa
nonwetting meningkat.
54
b) Imbibition
1. Proses aliran fluida dimana saturasi fasa wetting meningkat.
2. Mobilitas fasa wetting meningkat sebagaimana saturasi fasa wetting
meningkat.
Perbedaan tekanan antara permukaan air (fasa pembasah) dan udara (fasa
non-pembasah) serta pada permukaan air (fasa pembasah) dengan minyak (fasa non
pembasah) dapat dilihat pada gambar berikut :
55
Gambar 7.1 Capilary Pressure (air-water system)
Gambar 7.2 Capilary Pressure (oil-water system)
Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan
permukaan fluida immiscible yang cembung. Pada formasi yang water wet,tekanan
kapiler merupakan selisih antara tekanan minyak dengan tekanan air. Di Reservoir
biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa),sedangkan minyak dan gas
sebagai non wetting fasa atau tidak membasahi.
Pc = Po-Pw
Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan dengan
perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air.
Pc = (ρw – ρo) g h
Dalam satuan lapangan :
Pc = 0,433 (Δγ) h
Keterangan :
ρw : Densitas air,gr/cm3
ρo : Densitas minyak, gr/cm3
Δγ : Perbedaan specific gravity,γw – γo dyne/cm
h : Ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, cm
Dengan melihat kesetimbangan gaya pada kapiler, maka gaya adhesi
adalahsama dengan energy potensial yang digambarkan oleh kenaikan air pada pipa
kapiler.2 π r AT = π r2 Δρ g h dan,
Pc = Δρ g h , AT = σ cos θ
maka, Pc¿2 σ cosθ
r = Δρ g h
keterangan :
Pc = Tekanan kapiler, atm
σ = Tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm
cos θ = Sudut kontak permukaan antara dua fluida , dyne/cm
r = Jari-jari lengkung pori-pori, cm
Δρ = Perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3
g = Percepatan gravitasi,cm/dt2
h = Tinggi kolom, cm
56
Pori-pori dalam tipikal batuan reservoir adalah mikroskopis.Ukuran pori-pori
yang kecil berkombinasi dengan tegangan ambang permukaan antara fluida-fluida
reservoir yang tidak saling campur menghasilkan tekanan kapiler.Tekanan kapiler
inilah merupakan faktor utama memantapkan distribusi fluida.Kenyataanya,batuan
reservoir yang porus dapat dipertimbangkan sebagai suatu pipa-pipa atau saluran-
saluran kapiler kecil.Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva
interfase antara dua fase yang tidak tercampur dalam sistem kapiler. Penginjeksian
Hg pada kondisi tertentu merupakan salah satu metode untuk menjelaskan tata cara
penentuan tekanan kapiler dalam sampel dengan penginjeksian suatu zat kimia dalam
hal ini Hg. Metode yang dapat menentukan permeabilitas secara konvensional untuk
sampel dalam bentuk yang tidak beraturan.
7.3 ALAT DAN BAHAN
Alat :
Mercury Injection Capillary Apparatus
Bahan :
1.Sampel core
2.Mercury
57
Mercury Injection Capillary Apparatus( gambar VII.1 )
58
7.4 PROSEDUR PERCOBAAN
Kalibrasi alat
1. Memasang picnometer lid (4) pada tempatnya, pump metering plunger diputar
dengan manipulasi handwheel.
2. Membuka vacum valve pada panel, sistem dikosongkan sampai small gouge
menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup picnometer dikosongkan sampai
tekanan absolute kurang dari 20 micro
3.Memutar handwheel sampai meteran 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, scale 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
kurang lebih 0,001 cc dan mercury.
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:
a.Meletakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger diputar penuh
dengan memanipulasi handwheel.
b.Mengubah panel valve ke vacum juga small presure gouge dibuka, sistem
dikosongkn sampai absolute pressure kurang dari 2 micro.
c.Mercuy diinjectikan sampai mencapai upper reference mark, adjust moveable scale
dan handwheel scale dial pada pembacaan 0,00 cc kemudian tutup vacuum valve.
d.Memutar bleed valve mercury turun 3 mm dibawah upper reference mark.
e.Memutar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark lagi dan biarkan
stabil selama kurang lebih 30 detik.
f.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.
59
g.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.
h.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.
i.Jika test telah selesai tutup panel nitrogen valve, sistem tekanan dikurangi dengan
mengeluarkan gas sampai tekanan sistem mencapai atm.
J.Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat bagaimana terjadinya
pressure volume
PROSEDUR UNTUK MENENTUKAN TEKANAN KAPILER
Siapkan core (mempunyai.pore vol) yang telah diekstrasi dengan vol 1 – 2 cc,
kemudiantempatkan pada core holder.
1. Picnometer dipasang pada tempatnya dan putar handwheel secara penuh.
2. Ubah panel valve ke vacum dan pressure gauge dibuka, sistem dikosogkan
sampai absolut pressure kurang dari 29 micron.
3. Tutup vacum, putar pumpmatering plunger sampai level mercury mencapai
lower reference mark.
4. Pump scale diikat dengan yoke stop dan handwheel dial diset pada
pembacaan 15 (miring kanan), dan berikan pembacaan pertama 28,150 cc.
5. 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.
6. Gerakan pump scale dan handwheel dial pada pembacaan 0,000 cc.
7. Putar bleed valve, maka gas / udara mengalir ke sistem sampai level mercury
turun 3 sampai mm dibawah upper reference mark.
8. Putar pompa sampai permukaan mercury mencapai tanda paling atas dan
usahakan konstan selama 30 detik.
60
9. 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.
10. 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.
11. Step 11 diulang sampai tekanan akhir didapat.
Catatan : fluktuasi temperatur 1 – 2 o C.
1. Jika test telah selesai, nitrogen valve ditutup. Tekanan sistem dikurangi
sampai mencapai tekanan atm dengan mengeluarkan gas lewat bleed valve.
7.5 PERHITUNGAN :
Keterangan :
Kol.1 dan 3 didapat dari percobaan
Kol.2 = kolom 1 + 0,05 atm (mercury Hydrostatic head correction).
Kol.4 = didapat dari grafik pressure – volume correction dengan tekanan yang
diambil dari kol.1
Kol.5 = kolom 3 - kolom 4
Kol.6 = (kol 5V p
) x 100%
(0,2646,79
) x 100% =3,9%
(0,3416,79
) x 100% = 5 %
(0,5426,79
) x 100% = 8 %
(0,9676,79
) x 100% = 14 %
(1,5396,79
) x 100% = 22,6 %
61
(1,8055
6,79) x 100% =26,6 %
(2,2326,79
) x 100% = 32,9 %
(2,636,79
) x 100% = 32,9 %
(2,7726,79
) x 100% = 40,8 %
(2,8516,79
) x 100% = 41,5 %
(2,876,79
) x 100% =42,3 %
( 2,946,79
) x 100% = 43,3 %
( 3,3286,79
) x 100% =49 %
(3,2936,79
) x 100% = 48,5 %
(3,6526,79
) x 100% = 53,8 %
Perhitungan kolom 2 dan 5
Kol 1 Kol 2 Kol 5
62
Indic. Press Correc.
Press ( kol 1 + 0,05 )
Actual Vol.of
Mercury
Inject ( kol 3 – ko 4 )
0,1 0.1 + 0,05 = 0,15 0,3 – 0,036 = 0,264
0,24 0,24 + 0,05 = 0,29 0,39 – 0,049 = 0,341
0,43 0,43 + 0,05 = 0,48 0,60 – 0,058 = 0,542
0,53 0,53 + 0,05 = 0,58 1,03 – 0,063 = 0,967
0,59 0,59 + 0,05 = 0,64 1,60 – 0,064 = 1,536
0,60 0,60 + 0,05 = 0,65 1,87 – 0,0645 = 1,8055
0,67 0,67 + 0,05 = 0,72 2,30 – 0,068 = 2,232
0,72 0,72 + 0,05 = 0,77 2,70 – 0,070 =2,63
1,20 1,20 + 0,05 = 1,25 2,85 – 0,078 =2,772
1,80 1,80 + 0,05 = 1,85 2,90 – 0,085 = 2,815
2,65 2,65 + 0,05 = 2,7 2,96 – 0,09 = 2,87
3,50 3,50 + 0,05 = 3,55 3,04 – 0,10 =2,94
4,53 4,53 + 0,05 = 4,58 3,34 – 0,102 = 3,238
5,81 5,81 + 0,05 = 5,86 3,40 – 0,107 = 3,293
7,82 7,82 + 0,05 = 7,87 3,64 – 0,18 = 3,652
( Tabel VII.1 )
Tabel yang didapat dari :
1. Data dari pressure – volume corrected.
Data dari penentuan tekanan kapiler
63
Tabel tekanan kapiler dan mercury sat % of
Pore volume
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
Inject
Mercury
Sat.
% of Pore
vol
0,1 0,15 0,3 0,036 0,264 3,9 %
0,24 0,29 0,39 0,049 0,341 5 %
0,43 0,48 0,60 0,058 0,642 8 %
0,53 0,58 1,03 0,063 0,967 14 %
0,59 0,64 1,60 0,064 1,536 22,6 %
0,60 0,65 1,87 0,0645 1,8055 26,6 %
0,67 0,72 2,30 0,068 2,232 32,9 %
0,72 0,77 2,70 0,070 2,63 38,8 %
1,20 1,25 2,85 0,078 2,772 40,8 %
1,80 1,85 2,90 0,085 2,815 41,5 %
2,65 2,7 2,96 0,09 2,87 42,3 %
3,50 3,55 3,04 0,10 2,94 43,3 %
4,53 4,58 3,34 0,102 3,328 49 %
5,81 5,86 3,40 0,107 3,293 48,5 %
7,82 7,87 3,67 0,018 3,652 53,8 %
( Tabel VII.2 )
64
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.1
1
10
Grafik Correction Pressure vs Mercury Saturation % of Pore Volume
Mercury Saturation % of Pore VolumeC
orre
ctio
n P
ress
ure
Grafik 2. Correction pressure vs mercury saturation % of pore volum
65
7.6 PEMBAHASAN
Dari hasil percobaan diatas dapat di tunjukkan grafik Correct press (kolom 2) vs
Mercury saturation % of volume (kolom 6). Hal diatas dapat pula diartikan bahwa
jika tekanannya besar maka besar pula saturasi volume porinya.
Tekanan kapiler ialah perbedaan tekanan antara fasa tidak membasahi (non wetting
phase dan wetting phase).
Tekanan kapiler dapat dibagi atas:
Tekanan kapiler sistem udara-air
Tekanan kapiler sistem air-minyak
Hubungan tekanan kapiler dengan saturasi.:
Terdapat dua proses yang secara skematis mengambarkan hubungan tekanan kapiler
dengan saturasi:
*Drainage ialah pengertian flida membasahi dengan fluida tidak membasahi.
*Imbitation ialah penggantian fluida tidak membasahi dengan fluida membasahi.
* Hubungan ini dipengaruhi oleh: Permeabilitas,Porositas,Distribusi Ukuran.Pori.
7.7 KESIMPULAN
1.Hasil percobaan didapat semakin besar correct press, maka semakin besar pula
Mercury Saturasi % of Pore Volume
2.Adanya tekann kapiler ,maka kontak antara minyak dengan air ,dan minyak dengan
gas didalam rongga pori tidak terdapat batas zona transisi.
3.Tekanan kapiler adalah tekanan yang didapat darihasil kombinasi antara tegangan
permukaan dengan wetabilitas.
4.Hubungan tekanan kapiler dengan saturasi tergantung dari :
-Ukuran dan distribusi pori
-Fluida dan zat padat dalam sistem
Proses saturasi
66
BAB VIII
PEMBAHASAN UMUM
Setelah melaksanakan semua acara praktikum, selaku praktikan mencoba memaparkan
pembahasan umum yang mencakup semua materi praktikum ataupun yang bukan tetapitermasuk
didalam sifat fisik batuan, karena adanya keterkaitan diantara semua sifat fisik batuan.
Reservoir hydrocarbon adalah batuan porous dan permeable yang menjadi tempat
terakumulasinya fluida hydrocarbon dibawah permukaan tanah yang memiliki satu sitem tekanan tertentu.
Batuan reservoir memiliki sifat – sifat fisik anatar lain :
1. Porositas
2. Saturasi
3. Permeabilitas
4. Kompresibilitas
5. Wetabilitas ( derajat kebasahan )
6. Tekanan kapiler.
Tidak semua sifat fisik batuan ini kami coba dan praktekan di laboratorium dikarenakan
keterbatasan, dan kelengkapan laboratorium.
A. Porositas
adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan. Makin
besar porositas, maka dapat dimungkinkan akan semakin besar pula fluida reservoir
yang tertampung di dalamnya. Fluida tersebut bisa berupa, minyak, atau
gas.Porositas merupakan hal yang sangat penting untuk mengukur ruang kosong
yang tersedia bagi tempat penyimpanan fluida hydrocarbon.Menurut cara
pembentukannya porositas dibagi menjadi dua yaitu :
Porositas Primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses
pengendapan batuan.
Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan
batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan atau rekahan
Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah
batuankonglomerat, batupasir, dan batu gamping. Porositas sekunder dapat
diklasifikasikanmenjadi 3 golongan , yaitu :
1. Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses
pelarutan batuan.
67
2. Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya
kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti : lipatan,
sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara
kuantitatif karena bentuknya tidak teratur.
3. Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi
dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :
2CaCO3 + MgCl3 CaMg(CO3)2 + CaCl2
Gambar porositas batuan( gambar VIII.1 )
Menurut para ahli, batugamping yang terdolomitasi mempunyai porositas
yang lebihbesar dari pada batugamping sendiri. Besar-kecilnya porositas dipengaruhi
oleh beberapa faktor
Faktor Yang Mempengaruhi Porositas
1) Susunan Batuan
Pemeriksaan porositas batuan salah satunya dengan melihat porositas
gabungan batuan. Dalam memperkirakan nilai porositas, Slichter dan kemudian
Graton dan Fraser menghitung porositas berbagai susunan batuan serupa. Porositas
68
dengan susunan kubik atau biasa disebut cubic packing (agak kompak) adalah 47.6
%, sedangkan rombohedral (seperti belah ketupat, lebih kompak) adalah 25,96 %.
( Gambar VIII.2 )
Berdasarkan susunan kubik, porositas dapat dihitung :
r adalah jari-jari, sehingga tingginya 2r.
69
karena ada 8 butir (1/8) maka volume butir pasirnya :
2) Distribusi Batuan
Kita tahu bahwa di alam, batuan terdiri dari berbagai jenis dan ukuran yang
tidak hanya menyebabkan perbedaan susunannya saja tapi juga angularity dan
distribusi dari berbagai ukuran partikel akan mempengaruhi nilai porositas batuan.
Distribusi suatu batuan berhubungan erat dengan komposisi butiran dari
batuan tersebut. Batuan dengan satu jenis unsur penyusun bisa memiliki porositas
yang lebih besar daripada porositas batuan yang terdiri dari berbagai macam unsur
penyusun. Misalnya saja batupasir dapat tersusun dari butiran kuarsa, feldspar,
limestone, fossil, dan chert. Keberagaman penyusun batuan ini sangat mempengaruhi
besarnya porositas dari suatu batuan karena bentuk dan ukuran dari masing-masing
penyusun yang berbeda. Jelas akan sangat berbeda perhitungannya dengan ukuran
partikel yang seragam.
Semakin besar ukuran butiran, semakin besar ruang kosong yang akan diisi
dengan batu lempung atau partikel-partikel lebih kecil dan materi semen. Semakin
banyak partikel kecil yang masuk, mengurangi jumlah pori-pori batuan. Seperti
contoh hasil pengayakan antara batupasir (a) dengan batupasir serpihan (b)
70
( Gambar VIII.3 )
Distribusi ukuran batuan dapat dilihat dari skewness (kecondongan). Eksperimen
yang dilakukan oleh Tickell di pasir Ottawa menunjukkan bahwa porositas adalah
fungsi dari skewness distribusi ukuran batuan. Secara umum, semakin kecil butiran
dan semakin besar angularity maka porositas semakin besar. Semakin besar ukuran
butiran maka semakin kecil porositas.
( Gambar VIII.4 )
Material semen juga perlu diperhatikan karena semen akan menyegel batuan
sehingga fluida tidak dapat mengalir.
71
3) Sementasi
Sementasi juga merupakan salah satu faktor penting yang dapat
mempengaruhi porositas. Material semen juga perlu diperhatikan karena semen akan
menyegel batuan sehingga fluida tidak dapat mengalir. Jika suatu batuan
tersementasi dengan baik, maka kemungkinan besar akan terdapat banyak pori yang
tidak berhubungan. Hal ini dapat menyebabkan porositas efektif dari batuan itu
menjadi kecil, sebaliknya jika suatu batuan tidak tersementasi dengan baik,
kemungkinan besar semakin banyak pori yang terhubungkan, sehingga harga
porositas efektif semakin besar.
4) Kompaksi
Kompaksi dapat mempengaruhi harga dari porositas. Semakin dalam posisi
batuan dari permukaan, beban yang diterima semakin besar. Tekanan yang
disebabkan oleh akumulasi beban batuan yang berada di atasnya disebut tekanan
overburden. Jika suatu batuan terkompaksi dengan baik artinya semakin dalam dari
permukaan, pori-pori dari batuan itu akan semakin kecil karena butiran penyusun
semakin merapat, contohnya pada rhombohedral packing. Begitu pula sebaliknya,
jika kompaksi semakin rendah maka presentasi pori akan semakin besar, contohnya
saja pada cubic packing.
5) Angularitas
Jika derajat angularitas butiran penyusun batuan semakin besar (semakin jauh
dari kebundaran/roundness), bentuk butirannya akan semakin menyudut. Hal ini akan
menyebabkan daerah sentuh antar butiran yang satu dengan yang lainnya akan
semakin besar jika dibandingkan dengan bidang sentuh antar butiran yang
roundness-nya tinggi (daerah sentuhnya kecil). Sehingga, mengakibatkan ruang yang
dapat ditempati fluida akan semakin berkurang dan porositasnya menurun.
Porositas pada umumnya berkisar antara 5% - 30%. Dan porositas batuan
karbonat lebih besar. Porositas dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan
72
5% - 10% Porositas buruk (Poor)
10% - 15% Porositas cukup (Fair)
15% - 20% Porositas baik (Good)
20% - 25% Porositas baik sekali (Very Good)
lebih dari 25% Porositas istimewa (Excellent)
Fungsi Porositas
1. Menentukan OOIP (original oil in place).
2. Menentukan probable recovery / recovery factor.
3. Mengambil keputusan apakah minyak yang terdapat pada reservoir
tersebut layak diproduksi atau tidak dilihat dari segi ekonomi.
4. Mengetahui posisi kedalaman reservoir.
5. Menentukan jenis batuan.
6. Menentukan kemungkinan susunan butir pada batuan reservoir.
7. Menentukan besar permeabilitas pada pori-pori batuan.
8. Menentukan cadangan potensial dari suatu reservoir minyak/gas.
9. Menentukan selang waktu untuk perforasi atau acidizing.
Pengukuran porositas dapat dilakukan dengan dua metode, yaitu:1. Pengukuran laboratorium dengan menggunakan sampel batuan
(core).2. Pengukuran dengan menggunakan logging tool, seperti neutron log,
density log dansonic log.
B. SATURASI
Untuk mengetahui perbandingan fluida yang terdapat pada suatu batuan
reservoir maka kita harus mengetahui besar perbandingan antara masing-masing
pori yang berisi fluida tertentu dengan pori total, definisi tersebutlah yang dinamakan
dengan saturasi. Misalnya, saturasi air dalam suatu source rock adalah besarnya
volume air dibanding volume total pori-pori batuan tersebut.
(Catatan: pada umumnya saturasi dihitung berdasarkan volume pori-pori
efektif. Hal ini karena adanya isolated pore yang tidak berpengaruh pada
produktivitas reservoir), sehingga dapat dikatakan bahwa saturasi adalah berapa
persen bagian dari suatu pori yang terisi fluida. Karena saturasi merupakan
73
perbandingan atau persentase, maka secara matematis saturasi tidak memiliki satuan.
Saturasi dilambangkan dengan Sw untuk air, So untuk minyak, dan Sg untuk gas.
Pada pengukuran saturasi fluida digunakan metode distilasi dengan cara
memanaskan core yang dijenuhi dengan minyak dan air diatas toluena. Pengukuran
saturasi fluida suatu reservoir sangat menunjang keberhasilan produksi hidrokarbon
pada reservoir tertentu, selain itu pengukuran saturasi juga dapat untuk mengetahui
besar kandungan fluida dalam suatu reservoir / cekungan, yang secara langsung
berkaitan dengan perkiraan cadangan fluida dalam suatu cekungan reservoir.
Saturasi air suatu reservoir harus secepat mungkin diketahui atau ditentukan
karena dapat digunakan dalam hal-hal berikut :
a. Mengenal macam fluida dalam reservoir
b. Menghitung besarnya cadangan minyak
c. Menentukan factor pendapatan (recovery factor)
Saturasi air sangat penting diketahui dalam bidang teknik perminyakan, sebab
air juga mengisi ruang pori-pori batuan. Di dalam reservoir air selalu ada bersama –
sama dengan minyak atau gas bahkan ketiganya. Dengan demikian maka akan dapat
diperkirakan cadangan minyak atau gas yang terdapat dalam reservoir tersebut,
dimana nantinya akan mempengaruhi produksi hidrocarbon.
Terdapat 3 faktor yang penting mengenai saturasi fluida :
1) Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam
reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan
yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatip
akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah. Demikian
juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini
disebapkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing – masing fluda.
2) Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika
minyak diproduksi maka tempatnya di resevoir digantikan oleh air atau
gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksi minyak, saturasi
akan berubah secara kontinyu.
3) Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori
yang diisi oleh hidrokarbon.
74
Karena tidak mungkin ada pori-pori yang kosong oleh fluida (vakum) maka
Sw+So+Sg=1. Secara umum ada 2 cara untuk menentukan saturasi, yaitu dengan
analisis laboratorium atas sampel core dari reservoir, dan dengan log.
C. PERMEABILITAS
Suatu hitungan permeabilitas dapat digunakan untuk mengetahui keadaan atau kondisi fisik dari
suatu fluida hidrokarbon. Dalam pengukuran permeabilitas dapat juga diketahui kekentalan fluida
reservoir yang berhubungan langsungdengan laju produksi suatu reservoir.
Permeabilitas dalam batuan reservoar diklasifikasikan berdasarkan skalanya, yaitu :
a. Cukup : 1 – 10 mD
b. Baik : 10 - 102 mD
c. Baik sekali : 102 – 103 mD
Reservoir hidrokarbon mempunyai dua jenis permeabilitas, yaitu
permeabilitas primer yang biasa dikenal dengan permeabilitas matriks dan
permeabilitas sekunder. Permeabilitas sekunder dihasilkan dari proses alterasi matrik
batuan karena kompaksi, sementasi retakan dan pelarut. Kompaksi dan sementasi
secara umum mengurangi permeabilitas primer, sementara retakan dan pelarutan
cekungan memperbesar permeabilitas. Pada batuan reservoir yang sama, khususnya
karbonat dengan porositas rendah, permeabilitas sangat berperan penting dalam
mengontrol migrasinya fluida ke reservoir.
Di dalam reservoir, fluida yang mengalir lebih dari satu macam, sehingga
permeabilitas dapat dibagi menjadi :
a. Permeabilitas Absolut
adalah permeabilitas bila fluida yang mengisi ruang pori dan mengalir
dalam media berpori terdiri hanya satu macam fluida.
b.Permeabilitas Efektif
adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam
fluida ( misal minyak, gas dan air ).
75
c. Permeabilitas Relatif
adalah Perbandingan antara permeabilitas efektif dengan
permeabilitas absolut.
Faktor-faktor yang Mempengaruhi Permeabilitas.
Permeabilitas batuan reservoir dapat berkisar 0,1 sampai 1,000 md atau
lebih. Batuan reservoir yang memiliki permeabilitas1 md dianggap ketat, hal ini
dapat dijumpai pada batuan gamping. Faktior yang mempengaruhi permeabilitas
adalah :
1. Bentuk dan ukuran buitr
Ukuran butiran yang semakin beragam dalam suatu batuan, maka pori-pori
akan semakin kecil dan permeabilitas juga akan semakin kecil. Ukuran butir dan
pemilahan juga akan memberi pengaruh pada harga permeabilitas tetapi tidak
berpengaruh terlalu besar, Tetapi pemilahan (sorting) memberi pengaruh yang cukup
besar.
Dengan mengetahui nilai permeabilitas kita dapat menghitung laju produksi
sebuah sumur, jika batuan tersusun oleh butiran yang besar,pipih dan seragam
dengan dimensi horizontal lebih panjang, maka permeabilitas horizontal (kh) akan
lebih besar. Sedangkan permeabilitas vertical (kv) sedang - tinggi. Jika batuan yang
tersusun berbutir dominan kasar, membulat dan seragam, maka permeabilitas akan
lebih besar dari kedua dimensinya. Permeabilitas batuan reservoir secara umum lebih
rendah, khusunya pada dimensi vertikalnya, jika butirannya berupa pasir dan
bentuknya tidak teratur. Sebagian besar reservoir minyak seperti ini.
2. Susunan (packing) butiran.
Susunan butiran yang semakin rapi, maka makin besar harga
permeabilitasnya.
3. Geometri butiran.
Semakin menyudut geometri butiran, maka permeabilitasnya semakin kecil.
4. Jaringan antar pori (pore network).
Semakin bagus jaringan antar pori, maka permeabilitasnya semakin besar.
76
5. Sementasi.
Semakin banyak semen dalam suatu batuan, maka harga permeabilitas akan
semakin kecil.
6. Clays content.
Semakin banyak mengandung clay, maka semakin kecil permeabilitas
batuan tersebut.
7. Retakan dan pelarutan
Pada batuan pasir, retakan tidak dapat menyebabkan permeabilitas
sekunder, kecuali pada batuan pasir yang interbedded dengan shale, limestone dan
dolomite. Pada batuan karbonat, proses pelarut oleh larutan asam yang berasal dari
perokolasi air permukaan akan melalui pori – pori primer batuan, bidang celah dan
rekahan akan menambah permeabilitas reservoir.
Oleh Klinkenberg, dinyatakan suatu persamaan untuk mengkoreksi
permeabilitas absolut sehingga didapat permeabilitas sebenarnya.
Persamaan tersebut adalah :
Ka= K (1+ bΡ )
……………………… ( persamaaan VIII.1 )
dimana :
Ka = Permeabilitas terukur pada tekanan rata – rata
K = Permeabilitas sebenarnya dari batuan
B = Konstanta yang tergantung pada ukuran pori yang mana akan
mempengaruhi harga permeabilitas
p = Tekanan rata –rata = P atm + p
2……………. ( persamaan VIII.2)
Koreksi Klinkenberg dilakukan dengan cara memplot Ka vs 1/p , dimana
ekstrapolasi ke 1/ p = 0 akan menghasilkan permeabilitas yang sebenarnya.
Definisi di atas pertama kali dikemukakan oleh Henry Darcy (1856).
Permeabilitas dalam batuan reservoir dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
Cukup : 1 – 10 miliDarcy
77
Baik : 10 – 102 miliDarcy
Baik sekali : 102 –103 miliDarcy
Harga permeabilitas dapat diperoleh dengan dua cara, yaitu cara langsung dan
cara tidak langsung. Cara langsung yaitu dengan percobaan di Laboratorium, dan
cara tidak langsung yaitu dari hasil well loging.
Log SP (Spontaneus Potensial) dan microlog memberikan indikasi zona yang
porous dan permeable. Log dipmeter memberikan indikasi endapan lumpur pada
zona permeable.
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.
Pengaruh ukuran butir dan sortasi terhadap permeabilitas yaitu, untuk butir –
butir kasar dengan sortasi (derajat pemilahan) bagus akan mempunyai harga
permeabilitas besar, sebaliknya butir – butir halus dengan sortasi buruk akan
mempunyai harga permeabilitas yang rendah.
Pengaruh jenis batuan terjadap permeabilitas :
1. Batu Pasir (Sandstone)
Sistem porinya merupakan tipikal intergranular yang mempunyai
harga K = 10 – 1000 md.
2. Karbonate (Limestone, Gypsum, Dolomite, dll)
Sistem porinya merupakan individual atau merupakan gabungan dari tipikal
pori antar matriks, porositas sekunder, atau rekahan – rekahan alami.
Skala permeabilitas di Lapangan
Skala Permeabilitas
(mD)
Keterangan
< 5 Ketat
5 – 10 Cukup
10 – 100 Baik
100 – 1000 Baik sekali
( Tabel VIII.1 )
78
Permeabilitas dapat ditentukan dengan tiga metode, yaitu:
1) Analisa Core di laboratorium
2) Pressure Transient Analysis
3) Logging
D. SIEVE ANALYSIS
Dalam perhitungan pengukuran pada percobaan sieve analisis dapat dikelompokkan butiran
pasir penyusun menjadi beberapa berdasarkan opening diameter dan ukuran meshnya. Aplikasi
pengukuran sieve analysis digunakan untuk menangani dan mencegah terjadinya problem kepasiran yaitu
masalah penyumbatan dan pengikisan sumur produksi. Secara langsung problem ini akan berpengaruh
terhadap penurunan laju produksi dan terjadinya kerusakkan pada alat - alat produksi.
E. PENGASAMAN
Dengan adanya fluida reservoir yang tidak dapat diproduksi secara wajar
dan normal karena pengaruh kondisi tertentu pada batuan reservoir, akan
memberikan suatu masukkan data untuk dapat digunakan dalam upaya peningkatan
produktivitas dari produksi reservoir. Cara yang ditempuh dalam peningkatan
produktivitas antara lain dengan menggunakan operasi stimulasi reservoir, yang
didasarkan pada perencanaan data yang diperoleh dari kegiatan laboratorium
mengenai daya larut asam terhadap batuan reservoir tersebut dapat dilakukan dengan
metode gravimetri atau mereaksikan sampel batuan dengan asam.
Metode gravimetri digunakan untuk menentukan aktivitas formasi dengan
asam. Batuan karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCl,
sedangkan silikat (mineral clay) larut dalam mud acid.
Setelah sumur diproduksi, laju rata-rata produksi sumur kemungkinan
menurun. Cara yang umum untuk menaikkan laju rata-rata produksi sumur dengan
destimulasi. Ada beberapa cara menstimulasi sumur, yang biasa dilakukan adalah
pengasaman. Pengasaman adalah salah satu cara menstimulasi reservoir yang terdiri
atas batu gamping atau dolomite serta batuan reservoir yang terlarut dalam asam. Hal
ini dilakukan dengan menginjeksikan asam ke dalam reservoir untuk mendapatkan
79
harga permeabilitas dan porositas yang lebih besar atau lebih komersial di suatu
lapangan minyak.
Asam yang digunakan adalah asam chloride 15% yang akan bereaksi dengan
batuan karbonat sesuai dengan persamaan :
CaCO3 + 2 HCl CaCl2 + H2O + CO2
Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus direncanakan tepat
data-data laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi, fluida reservoir dan
fluida stimulasi sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat
digunakan untuk merencanakan operasi stimulasi dengan tepat. Dan pada gilirannya
dapat diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang diharapkan.
Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap sampel batuan
(acid solubility). Metode ini menggunakan teknik gravimetric untuk menentukan
reaktivitas formasi dengan asam.
Metode pengasaman (Acidizing) dapat dibedakan menjadi 2 macam yaitu :
1. Matrix Acidizing
Dalam metode ini, larutan asam dipompakan atau dinjeksikan agar
melarutkan batuan formasi dan endapan disekitar lubang sumur. Tekanan yang
digunakan lebih kecil daripada tekanan rekah formasi. Dengan demikian asam dapt
bereaksi dengan dinding pori-pori batuan dan akhirnya akan memperbesar pori.
Maksimum radial penetrasi dan larutan asam ini tergantung pada kecepatan zat asam
di dalam pori-pori.
Beberapa asumsi yang dipakai dalam melaksanakan metode ini adalah
sebagai berikut :
a. Formasi homogen
b. Ukuran pori-porinya seragam
c. Penetrasi larutan asam secara uniform dan radial
d. Kecepatan reaksi menurun secara uniform dengan berkurangnya
konsentrasi asam
e. Berat limestone yang terlarut pada setiap penambahan jarak menurun
secara uniform sampai seluruh asam terpakai.
80
Berdasar asumsi di atas, jarak radial larutan asam akan menembus formasi
sebelum larutan asam terpakai seluruhnya, dapat dirumuskan dengan persamaan
sebagai berikut :
Volume asam yang diinjeksikan = volume pori-pori terinvasi :
qi t = h (ra2 – rw2)
ra =
qi . tΦ .h + rw2……………………( persamaan VIII.3)
Jika qi dinyatakan dalam barrel / menit dan t dalam detik, maka di dapat
persamaan :
ra =
5615 qi . t60 .Φ .h + rw2............................( persamaan VIII.4 )
Dimana :
ra = jarak radial penetrasi zat asam, ft.
= porositas, fraksi.
qi = injection rate zat asam, bgl/menit.
rw = jari-jari lubang sumur, ft.
h = ketebalan formasi.
Dalam persamaan di atas, factor yang tidak diketahui adalah spending time,
yang harus ditentukan dalam laboratorium. Spending time tergantung pada
perbandingan luas batuan dengan larutan asam, yang disebut surface area. Untuk
matrix acidizing specific areanya adalah :
S = 102 x 102
12. F . K
……………….( persamaan VIII.5 )
Dimana :
K = permeabilitas (darcy)
S = specific surface (cm2/cm3)
F = faktor tahanan formasi
Untuk mendapatkan hasil penetrasi dan fluida asam yang baik, perlu
pengurangan kecepatan reaksi dan menaikkan rate injeksi larutan asam ke dalam
81
formasi. Spending time asam tergantung pula pada tekanan, temperature, kecepatan
asam dalam batuan dan retarding additivesnya.
2. Fracturing Acidizing
Di dalam operasi acidizing, lrutan zat asam dialirkan melalui rekahan atau
fracturing. Operasi ini dapat dibagi menjadi dua yaitu :
a. Acidizing melalui rekahan yang sudah ada.
Pada metode ini formasi harus terdiri dari banyak rekahan, sehingga tujuan
dari acidizing di sini adalah untuk melarutkan batuan-batuan dari rekahan tersebut.
Kecepatan injeksi selama proses ini dijaga agar tidak melebihi rekahan
formasi.Dalam mengadakan evaluasi dan acidizing ini, dipakai asumsi sebagai
berikut :
Rekahan horizontal dan ketebalannya seragam, berkembang
secara radial dari lubang sumur.
Larutan asam yang bocor ke formasi diabaikan.
Kecepatan reaksi dari larutan adalah sebanding dengan
konsentrasinya, dan jumlahnya (batuan) yang terlarut
berkurang dengan bertambahnya penetrasi dari larutan asam.
Pada kecepatan injeksi yang konstan, penambahan jumlah
asam ke dalam rekahan tersebut tidak akan memperluas proses
acidizing, tetapi hanya menambah lebarnya tekanan.
b. Acidizing dengan tekanan yang tinggi melalui tekanan.
Pada operasi stimulasi ini, larutan asam diinjeksikan ke dalam formasi
dengan tekanan tinggi yang melebihi tekanan rekah formasi. Sehingga diharapkan
menghasilkan permeabilitas yang lebih tinggi.Asumsi yang dipakai adalah :
- Rekahan yang timbul adalah horizontal & vertikal.
82
- Sebagian besar dari larutan asam masuk ke dalam rekahan, dan yang
masuk ke dalam matrix dari lubang sumur diabaikan.
- Luas dan volume rekahan tergantung pada volume asam, rate
injeksi, lebar rekahan selama stimulasi & karakteristik fisik dari
batuan reservoir.
Di dalam acidizing dengan tekanan melalui rekahan ini, penetrasi
yang terjadi jauh lebih besar yang disebabkan oleh :
- Spending time akan bertambah karena specific surface areanya
mengecil.
- Rate injeksinya lebih besar.
Keuntungan dari fracturing acidizing adalah efektif untuk formasi
karbonat, ongkos (biaya) operasi lebih murah dan dapat membersihkan
impurities disekitar lubang bor. Sedangkan kerugiannya tidak efektif dapa
formasi non-karbonat dan bisa menimbulkan korosi pada peralatan yang
digunakan
F. TEKANAN KAPILER
Penentuan tekanan kapiler pada sampel batuan reservoir merupakan dasar
dari distribusi saturasi fluida untuk dapat menentukan secara efisien letak kedalaman
sumur yang akan dikomplesikan. Tekanan kapiler mempengaruhi distribusi saturasi
fluida dimana hal ini merupakan cerminan distribusi secara vertikal oleh fluida di
dalam reservoir yang menempati setiap pori batuan.
Tekanan kapiler juga dapat dinyatakan sebagai fungsi ketinggian. Adanya
connate water yang terdapat pada keliling butiran akan cenderung mengisi celah
celah yang sempit maka akan terdapat beda tekanan pada sebelah menyebelah batas
antara permukaan dari kedua fasa tersebut.
G. WETTABILITAS
Wettabilitas didefenisikan sebagai suatu kecendrungan dari adanya fluida
lain yang tidak saling mencampur. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda
padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat
83
tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Dalam sistem minyak-air benda
padat, gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :
AT =σ so - σ sw = σ wo. Cos θwo
dimana :
σ so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm
σ sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm
σ wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm
θ wo = sudut kontak minyak-air
Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif
(θ< 90o), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak membasahi
zat padat maka tegangan adhesinya negatif (θ> 90o), yang berarti batuan bersifat oil
wet.
Wettabilitas ini penting peranannya dalam ulah laku kerja reservoir, sebab
akan menimbulkan tekanan kapiler yang akan memberikan dorongan sehingga min
yak ataugas dapat bergerak. Besaran wettabilitas ini sangat dipengaruhi oleh
beberapa faktor, yaitu :
1. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir
2. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin besar gaya
adhesi yang terjadi
3. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah (crude oil)
Wettabilitas terbagi menjadi dua kategori berdasarkan pada jenis komponen yang
mempengaruhi, yaitu :
1. Water wet
Water wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak fluida (minyak
dan air) terhadap batuan itu sendiri lebih kecil dari 90o (θ < 90o). 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.
2. Oil wet
Oil wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak antara fluida
(minyak dan air) terhadap batuan itu sendiri dengan sudut lebih besar dari 90o (θ >
90o). Karakter oil wet pada kondisi batuan reservoar tidak diharapkan terjadi sebab
84
akan menyebabkan jumlah minyak yang tertinggal pada batuan reservoar saat
diproduksi lebih besar daripada water wet.
H. KOMPRESSIBILITAS
Kompresibilitas batuan adalah perubahan volume batuan akibat perubahan
tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan overburden.
Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompresibilitas batuan yaitu :
1) Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume
material padatan(grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
2) Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk
batuan terhadapsatuan perubahan tekanan.
3) Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-
pori batuanperubahan tekanan.
Diantara konsep diatas, kompresibilitas pori-pori batuan dianggap yang
paling penting dalam teknik reservoir khususnya. Batuan yang berada pada
kedalaman tertentu akan mengalami dua macam
tekanan, antara lain :
I. Tekanan dalam (internal stress) yang disebabkan oleh tekanan
hidrostatik fluidayang terkandung dalam pori-pori batuan.
II. Tekanan luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang
adadiatasnya (overburdan pressure).
Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan
mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan
pada batuan akanmengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan
mengakibatkanperubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk)
batuan reservoir.Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa
apabila mendapattekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.
85
Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai
kompresibilitas Cr atau
C r=1
V r
×dV r
dP……………………..( persamaan VIII.6 )
Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan
sebagaikompresibilitas Cp atau :
C p=1
V p
×d V p
d P¿ ………………………………….( persmaan VIII.7 )
dimana :
Vr = volume padatan batuan (grains)
Vp= volume pori-pori batuan
P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batauan
P* = tekanan luar (tekanan overburden)
Pada saat fluida dalam pori batuan berkurang maka terjadi pengosongan
ruang pori,kondisi ini menyebabkan tekanan di dalam pori berkurang karena berat
batuan diatasnya maka batuan akan terkompaksi dan ruang pori semakin mengecil.
Jika suatusaat akan dilakukan perhitungan cadangan setelah produksi berjalan
beberapa waktu,maka faktor kompresibilitas ini perlu dipertimbangkan. Hal
menyatakan bahwakompresibilitas volume pori adalah merupakan fungsi porositas.
86
BAB IX
KESIMPULAN UMUM
Analisa Inti Batuan adalah suatu tahapan analisa setelah contoh formasi di
bawah permukaan (core) diperoleh. Tujuannya adalah untuk menentukan
secara langsung informasi tentang sifat fisik batuan yang ditembus selama
pemboran. Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atas dua bagian
yaitu :
a. Analisa inti batuan rutin.
b. Analisa inti batuan spesial.
Porositas adalah sifat fisik batuan reservoir yng menunjukkan ukuran besar
rongga dalam batuan. Berdasarkan terbentuknya, porositas dibagi menjadi :
a. Porositas primer.
b. Porositas sekunder.
Sedangkan ditinjau dari teknik reserrvoir, porositas dibagi menjadi :
a. Porositas absolut
b. Porositas efektif
Dari percobaan diperoleh hasil :
porositas dengan mercury injection pump = 4,25 % ( kategori buruk )
porositas dengan metode penimbangan = 40,9 % ( kategori sangat baik ).
Hal-hal yang mempengaruhi hasil percobaan :
a. perbedaan sampel yang digunakan
b. kerusakan alat
c. ketelitian dalam pengukuran, penimbangan, dan perhitungan
d. lama penjenuhan core terhadap fluida.
87
Porositas digunakan untuk menghitung OOIP dan OGIP. Dengan
diketahuinya nilai porositas suatu batuan reservoir akan diketahui jumlah
cadangan minyak (dalam bidang eksplorasi) dan untuk komplesi sumur serta
secondary recovery (dalam bidang eksploitasi).
Saturasi fluida merupakan perbandingan antara volume pori-pori yang
ditempati oleh fluida tertentu, dengan volume pori batuan.
Dari percobaan diperoleh hasil :
saturasi minyak = 49,57 %
saturasi air = 40,34 %
saturasi gas = 11,00 %
Saturasi digunakan terutama untuk menghitung cadangan hidrokarbon mula-
mula di dalam reservoir ( OOIP dan OGIP ).
Semakin tinggi saturasi air, maka formasi menjadi kurang produktif.
Sebaliknya, jika saturasi air semakin kecil dan saturasi minyak atau gas
semakin besar, ini menandakan bahwa formasi tersebut produktif.
Permeabilitas adalah sifat fisik batuan reservoir untuk dapat melewatkan
fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel
penyusun batuan tersebut.
Dari percobaan diperoleh hasil :
a. Permeabilitas dengan liquid permeameter = 0.0092 darcy
b. Permeabilitas dengan gas permeameter
( dimana flow reading 50 medium ( cm ) dan Q = 3,7 cc / sec)
= 0,277 darcy
( dimana flow reading 100 medium ( cm ) dan Q = 9,8 cc / sec)
= 0,73 darcy
( dimana flow reading 39 medium ( cm ) dan Q = 2,4 cc / sec )
= 0,18 darcy
c. Permeabilitas absolut sebenarnya = 0,395 darcy
88
Nilai permeabilitas diaplikasikan terutama untuk menghitung laju alir fluida
pada saat produksi, sehingga dari situ kita juga dapat mengetahui jumlah
fluida/hidrokarbon yang dapat diproduksi (recovery factor).
Sieve analysis berguna untuk mengetahui ukuran butiran pasir maka dapat
ditentukan ukuran screen linier atau gravel yang sesuai, sehingga masalah
kepasiran pada sumur dengan formasi unconsolidated dapat diatasi.
Dari percobaan diperoleh :
sorting coefficient = 2,09 mm
diameter pada 50% = 0,92 mm
formasi memiliki distribusi pasir yang seragam
Dengan sieve analysis, kita mengetahui ukuran butiran pasir yang terdapat
dalam batuan reservoar, sehingga kita dapat pula menentukan ukuran screen
liner dan gravel packing yang tepat.
Pengasaman (Acidizing) adalah suatu cara untuk menstimulasi sumur yang
sudah berkurang produktivitasnya karena permeabilitas kurang.
Dari percobaan diperoleh harga solubility batuan karbonat sebesar 8,3%
Besar harga solubility ditentukan oleh jenis batuan dan besar konsentrasi
asam yang digunakan.
Tujuan dari pengasaman adalah :
a. Membersihkan lubang sumur.
b. Membantu perekahan batuan.
c. Meningkatkan produktivitas sumur.
Dengan adanya tekanan kapiler akan mempengaruhi besarnya distribusi
saturasi fluida di dalam reservoir, yang merupakan salah satu dasar untuk
menentukan secara efisien letak kedalaman sumur yang bisa dikomplesi.
89
BAB X
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) Clark, W.L. “Tensioning System, Tecnology of Offshore Drilling”.
Completion and Production, ETA Off-shore Seminars Inc, The
Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1976
4) Fric, T.C. Taylor, W.R, : “Petroleum Production Handbook”.
5) SPE of AIME, Volume l-ll, Dallas, Texas, 1962.
6) Gatline, W.C, “Petroleum Pruduction Engineering, Drilling and Well
Completion”. Hill Book Co. Tulsa, Oklaholma, 1960.
7) Uren, L.C., “Petroleum Production Engineering Oil Field
Exploitation”, Mc. Graw Hill Book Co., Inc., New York, 1953.
8) Warno Husodo, “Teknik Produksi dan Peralatannya”, Fak. Teknik
Perminyakan UPN “Veteran”, Yogyakarta, 1986.
9) Production Department, API ( AIME ), Dallas, Texas, 1968.
90
91
top related