analisa fluida reservoir

118
i LAPORAN RESMI PRAKTIKUM ANALISA FLUIDA RESERVOIR DISUSUN OLEH : Nama : Muhammad Septian Pratama NIM : 1301331 Kelompok : 3 ( Tiga ) JURUSAN S1 TEKNIK PERMIYAKAN KONSENTRASI TEKNIK INDUSTRI SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI BALIKPAPAN 2014

Upload: muhammad-septian-pratama

Post on 02-Dec-2015

390 views

Category:

Documents


52 download

DESCRIPTION

Laporan Resmi Pratikum Analisa Fluida Reservoir

TRANSCRIPT

Page 1: Analisa Fluida Reservoir

i

LAPORAN RESMI PRAKTIKUM

ANALISA FLUIDA RESERVOIR

DISUSUN OLEH :

Nama : Muhammad Septian Pratama

NIM : 1301331

Kelompok : 3 ( Tiga )

JURUSAN S1 TEKNIK PERMIYAKANKONSENTRASI TEKNIK INDUSTRI

SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMIBALIKPAPAN

2014

Page 2: Analisa Fluida Reservoir

ii

LEMBAR PENGESAHAN

LAPORAN RESMI

ANALISA FLUIDA RESERVOIR

Diajukan untuk memenuhi persyaratan praktikum Analisa Fluida Resevoir

Tahun Akademik 2014 / 2015

Program Studi S1 Teknik Perminyakan Konsentrsi Teknik Industri

Sekolah Tinggi Tekonologi Minyak Dan Gas Bumi Balikpapan

Disusun Oleh,

Nama : Muhammad Septian Pratama

NIM : 1301331

Kelompok : 3 ( Tiga )

Dengan hasil penilaian :

Balikpapan, 03 Januari 2015

Dosen Pembimbing Praktikum Asisten Praktikum

( Natal Simatupang, ST. ) ( Nabila Mona Oktaviani )

Page 3: Analisa Fluida Reservoir

iii

LEMBAR ASISTENSI PRAKTIKUM

ANALISA FLUIDA RESERVOIR

NAMA : Muhammad Septian Pratama

NIM : 1301331

JURUSAN : S1 Teknik Industri

KELOMPOK : 3 ( Tiga )

No. Tanggal Keterangan Paraf

1.

2.

3.

4.

Page 4: Analisa Fluida Reservoir

iv

KATA PENGANTAR

Dengan memanjatkan puji syukur kehadirat Allah SWT, karena rahmat dan

hidayah-Nya sehingga pada kesempatan ini saya dapat menyusun laporan praktikum

Analisa Fluida Reservoir ini sebagaimana mestinya. Tidak lupa salam serta shalawat

kepada junjungan kita nabi besar Muhammad SAW beserta sahabatnya, karena tanpa

adanya rahmat dan syafaat dari Allah SWT dan Rasul-Nya, kita tidak akan pernah

berada di muka bumi ini.

Dalam upaya penulisan laporan ini tidak sedikit hambatan yang saya alami,

namun kebesaran-Nya dan bantuan atau dorongan dari berbagai pihak sehingga

hambatan-hambatan tersebut dapat diatasi. Untuk itu penulis mengucapkan terima

kasih kepada :

1. Natal Simatupang,ST. selaku dosen mata kuliah dan pembimbing

praktikum.

2. Saudara Nabila Mona Okataviani sebagai asisten praktikum Analisa

Fluida Reservoir

3. Kedua Orang tua saya dan Teman-teman yang telah membantu

menyelesaikan laporan ini.

Penulis menyadari bahwa laporan yang dibuat ini sangatlah jauh dari

kesempurnaan dan banyak kekurangannya, oleh karena itu penulis mengharapkan

saran dan kritik yang membangun agar penulis dapat meningkatkan kualitas

penulisan. Akhir kata saya berharap semoga laporan ini bermanfaat bagi yang

memerlukan. Dan semoga kita semua berada didalam lindungan-Nya dan selalu

mendapatkan ridho Allah SWT.

Balikpapan, 03 Januari 2015

Muhammad Septian Pratama

Page 5: Analisa Fluida Reservoir

v

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ...................................................................................... i

LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................... ii

LEMBAR ASISTENSI PRAKTIKUM........................................................ iii

KATA PENGANTAR.................................................................................... iv

DAFTAR ISI................................................................................................... v

DAFTAR GAMBAR...................................................................................... x

DAFTAR TABEL .......................................................................................... xii

DAFTAR GRAFIK ........................................................................................ xiii

DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................. xiv

BAB I PENDAHULUAN......................................................................... 1

BAB II PENENTUAN KANDUNGAN AIR DENGAN MENGGUNAKAN

DEAN & STARK METHOD

2.1. Tujuan Percobaan.................................................................. 7

2.2. Teori Dasar............................................................................ 7

2.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 10

2.3.1. Peralatan.................................................................... 10

2.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 10

2.4. Prosedur Percobaan............................................................... 12

2.5. Hasil Analisan dan Perhitungan ............................................ 12

2.5.1. Hasil Analisa ............................................................. 12

2.5.2. Perhitungan ............................................................... 12

2.6. Pembahasan........................................................................... 13

2.7. Kesimpulan ........................................................................... 16

Page 6: Analisa Fluida Reservoir

vi

BAB III PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN DENGAN (BS

& W) DENGAN CENTRIFUGE METHODE

3.1. Tujuan Percobaan.................................................................. 17

3.2. Teori Dasar............................................................................ 17

3.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 19

3.3.1. Peralatan.................................................................... 19

3.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 19

3.4. Prosedur Percobaan............................................................... 21

3.5. Hasil Analisa dan Perhitungan .............................................. 21

3.5.1. Hasil Analisa ............................................................. 21

3.5.2. Perhitungan ............................................................... 22

3.6. Pembahasan........................................................................... 24

3.7. Kesimpulan ........................................................................... 27

BAB IV PENENTUAN SPESIFIC GRAVITY

4.1. Tujuan Percobaan .................................................................. 28

4.2. Teori dasar............................................................................. 28

4.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 30

4.3.1. Peralatan.................................................................... 30

4.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 31

4.4. Prosedur Percobaan............................................................... 32

4.5 Hasil Analisa dan Perhitungan .............................................. 32

4.5.1 Hasil Analisa ............................................................. 32

4.5.2. Perhitungan .............................................................. 34

4.6. Pembahasan........................................................................... 36

4.7. Kesimpulan ........................................................................... 37

Page 7: Analisa Fluida Reservoir

vii

BAB V PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK BEKU, & TITIK TUANG

5.1. Tujuan Percobaan.................................................................. 38

5.2. Teori Dasar............................................................................ 38

5.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 39

5.3.1. Peralatan.................................................................... 39

5.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 39

5.4. Prosedur Percobaan............................................................... 41

5.4.1. Titik Kabut dan Titik Beku ....................................... 41

5.4.2. Titik tuang ................................................................. 42

5.5. Hasil Analisa dan Perhitungan .............................................. 42

5.5.1. Analisa....................................................................... 42

5.5.2. Perhitungan ............................................................... 42

5.6. Pembahasan........................................................................... 45

5.7. Kesimpulan ........................................................................... 48

BAB VI PENENTUAN TITIK NYALA (FLASH POINT) DAN TITIK

BAKAR (FIRE POINT)

6.1. Tujuan Percobaan.................................................................. 49

6.2. Teori Dasar............................................................................ 49

6.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 51

6.3.1. Peralatan.................................................................... 51

6.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 51

6.4. Prosedur Percobaan............................................................... 52

6.5. Hasil dan Perhitungan ........................................................... 53

6.5.1. Analisa....................................................................... 53

6.5.2. Perhitungan ............................................................... 53

6.6. Pembahasan........................................................................... 55

6.7. Kesimpulan ........................................................................... 58

Page 8: Analisa Fluida Reservoir

viii

BAB VII PENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARA COBA –COBA (TENTATIVE METHOD)

7.1. Tujuan Percobaan.................................................................. 59

7.2. Teori Dasar............................................................................ 59

7.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 63

7.3.1. Peralatan.................................................................... 63

7.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 66

7.4. Prosedur Percobaan............................................................... 67

7.5. Hasil Analisa dan Perhitungan .............................................. 69

7.5.1. Hasil Analisa ............................................................. 69

7.5.2. Perhitungan ............................................................... 69

7.6. Pembahasan........................................................................... 71

7.7. Kesimpulan ........................................................................... 72

BAB VIII ANALISA KIMIAWI AIR FORMASI

8.1. Tujuan Percobaan.................................................................. 73

8.2. Teori Dasar............................................................................ 73

8.3. Peralatan dan Bahan.............................................................. 79

8.3.1. Peralatan.................................................................... 79

8.3.2. Bahan yang digunakan .............................................. 79

8.4. Prosedur Percobaan............................................................... 81

8.4.1. Penentuan pH (elektrolit) .......................................... 81

8.4.2. Penentuan Alkalinitas................................................ 81

8.4.3. Penentuan Kalsium dan Magnesium......................... 82

8.4.4. Penentuan Klorida..................................................... 84

8.4.5. Penentuan Sodium..................................................... 84

8.4.6. Grafik Analisa Air..................................................... 85

8.4.7. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCo3 ........................ 85

Page 9: Analisa Fluida Reservoir

ix

8.5. Hasil Analisa dan Perhitungan .............................................. 88

8.5.1. Hasil Analisa ............................................................. 88

8.5.2. Perhitungan ............................................................... 92

8.6. Pembahasan........................................................................... 95

8.7. Kesimpulan ........................................................................... 97

BAB IX PEMBAHASAN UMUM............................................................. 96

BAB X KESIMPULAN UMUM .............................................................. 100

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

Page 10: Analisa Fluida Reservoir

x

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Ground Flask joint ................................................................... 11

Gambar 2.2. Dean & Stark Methode............................................................. 11

Gambar 2.3. Electric Oven............................................................................ 11

Gambar 3.1. Separator .................................................................................. 21

Gambar 3.2. Bak Sedimentation ................................................................... 21

Gambar 3.3. Centrifuge................................................................................. 21

Gambar 3.4. Centrifuge Tube 100ml ............................................................ 22

Gambar 3.5. Transformer.............................................................................. 22

Gambar 4.1. Thermohydrometer .................................................................. 33

Gambar 4.2. Minyak Solar ........................................................................... 33

Gambar 4.3. Gasoline ................................................................................... 33

Gambar 4.4. Hydrometer & Thermometer ................................................... 34

Gambar 5.1. Penutup Dari Gabus ................................................................. 43

Gambar 5.2 Thermometer ............................................................................ 43

Gambar 5.3. Tube Dari Kaca ........................................................................ 44

Gambar 5.4. Es Batu ..................................................................................... 44

Gambar 6.1. Alat Uji Cawan Tertutup Abel ................................................. 54

Gambar 6.2. Alat Uji Cawan Tertutup Pensky--Martens.............................. 54

Gambar 6.3. Tag Closed Taster .................................................................... 55

Gambar 7.1. Viskometer ............................................................................... 69

Gambar 7.2. Timer ........................................................................................ 69

Gambar 7.3. Cannon Viskometer.................................................................. 69

Gambar 8.1. Alat yang digunakan titrasi ...................................................... 83

Gambar 8.2. Gelas ukur ................................................................................ 83

Gambar 8.3. Kertas Lakmus ......................................................................... 84

Page 11: Analisa Fluida Reservoir

xi

Gambar 8.4. Pipet Tetes................................................................................ 84

Gambar 8.5. Larutan Buffer.......................................................................... 84

Page 12: Analisa Fluida Reservoir

xii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1. Hasil Perolehan Analisa % Kadar Air Pada Sampel Minyak Dengan

Metode Dean & Stark..................................................................... 14

Tabel 3.1. Sampel analisa umum .................................................................... 23

Tabel 3.2. Sampel analisa kolompok .............................................................. 23

Tabel 3.3. Sampel minyak % BS & W keseluruhan ....................................... 25

Tabel 4.1. Hasil Analisa .................................................................................. 34

Tabel 4.2. Koreksi oAPI .................................................................................. 35

Tabel 5.1. Hasil Analisa .................................................................................. 45

Tabel 5.2. Titik Kabut, Titik Beku dan Titik Tuang dari Data Tiap

Kelompok....................................................................................... 48

Tabel 6.1. Koreksi Tekanan barometer ........................................................... 56

Tabel 6.2. Hasil Analisa .................................................................................. 56

Tabel 6.3. Titik Nyala dan Titik Bakar dari Data Tiap Kelompok ................. 58

Tabel 7.1. ASTM Kinematic Thermometers................................................... 68

Tabel 7.2. Viskositas Standar.......................................................................... 71

Tabel 7.3. NBS Viscosity Standard................................................................. 71

Tabel 7.4. Data Analisa ................................................................................... 72

Tabel 8.1. Harga Konsentrasi Komponen ....................................................... 86

Tabel 8.2. Indeks Stabilitas ............................................................................. 89

Tabel 8.3. Perhitungan Tenaga ion.................................................................. 90

Tabel 8.4. Harga Faktor K dan Suhu............................................................... 91

Tabel 8.5. Tabulasi Konsentrasi Ion Kation dan Anion.................................. 91

Tabel 8.6. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCo3 ............................................ 92

Page 13: Analisa Fluida Reservoir

xiii

DAFTAR GRAFIK

Grafik 1.1. Grafik Black oil........................................................................... 2

Grafik 1.2. Grafik Volatile oil ....................................................................... 3

Grafik 1.3. Grafik Retrograde gas ................................................................. 4

Grafik 1.4. Wet Gas....................................................................................... 4

Grafik 1.5. Dry Gas ....................................................................................... 5

Grafik 2.1. Grafik Kelompok Vs %Kadar Air .............................................. 15

Grafik 2.2. Grafik Volume Kadar Air yang ditampung Vs % Kadar Air .... 16

Grafik 3.1. %BS & W Sampel Minyak I Dari Data Tiap Kelompok............ 26

Grafik 3.2. %BS & W Sampel Minyak II Dari Data Tiap Kelompok........... 27

Grafik 5.1. Titik Kabut, Titik Beku dan Titik Tuang Dari Data Tiap

Kelompok.................................................................................... 49

Grafik 5.2. Titik Kabut, Titik Beku dan Titik Tuang Dari Data Tiap

Kelompok dan umum.................................................................. 50

Grafik 6.1. Titik Nyala dan Titik Bakar Dari Data Tiap Kelompok ............. 59

Grafik 7.1. Viskositas Minyak sebagai Fungsi Tekanan ............................... 67

Grafik 7.2. Perbandingan Antara Shear Rate Dengan Shear Stress .............. 67

Grafik 8.1. Diagram Stiff-Davis .................................................................... 93

Grafik 8.2. Penentuan Harga K Pada CaCo3 ................................................. 94

Grafik 8.3. Penentuan pAlk dan pCa............................................................ 95

Grafik 8.4. Stabilitas Indeks Terhadap Temperature..................................... 99

Grafik 8.5. Ion Keseluruhan ( K ) Terhadap Temperature ............................ 100

Page 14: Analisa Fluida Reservoir

xiv

DAFTAR LAMPIRAN

1. Penentuan Kandungan Air dengan Dean & Stark Method

2. Penentuan Kandungan Air dan Endapan (% BS & W) dengan Centrifuge

3. Penentuan Specific Gravity

4. Penentuan Titik Kabut, Titik Beku, dan Titik Tuang

5. Penentuan Titik Nyala dan Titik Bakar dengan Tag Closed Tester

6. Penentuan Viskositas Kinematik Secara Coba – Coba (Tentative Method)

7. Analisa Kimiawi Air Formasi

Page 15: Analisa Fluida Reservoir

1

BAB I

PENDAHULUAN

Minyak bumi merupakan kebutuhan yang sangat penting bagi kehidupan

mahluk hidup, khususnya bagi manusia selain itu minyak bumi juga memberikan

pengaruh yang sangat penting bagi perkembangan dunia contohnya didalam

kehidupan sehari-hari hampir sebagian besar kita temui produk-produk yang

banyak menggunakan minyak bumi. Minyak mentah merupakan komponen

senyawa hidrokarbon yang terbentuk didalam bumi, yang berupa cairan, gas, dan

padat, karena tergantung dari komposisi mineralnya serta pengaruh dari tekanan

dan temperaturnya.

Senyawa hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan diantaranya:

1. Golongan Parafin

Parafin adalah kelompok senyawa hidrokarbon jenuh berantai lurus

(alkana), CnH2n+2. Contohnya adalah metana (CH4), etana (C2H6), n-butana

(C4H10), isobutana (2-metil propana, C4H10), isopentana (2-metilbutana,

C5H12), dan isooktana (2,2,4-trimetil pentana, C8H18). Jumlah senyawa yang

tergolong ke dalam senyawa isoparafin jauh lebih banyak daripada senyawa

yang tergolong n-parafin. Tetapi, di dalam minyak bumi mentah, kadar

senyawa isoparafin biasanya lebih kecil daripada n-parafin.

2. Golongan Naftan

Naftan adalah senyawa hidrokarbon jenuh yang membentuk struktur cincin

dengan rumus molekul CnH2n. Senyawa-senyawa kelompok naftan yang

banyak ditemukan adalah senyawa yang struktur cincinnya tersusun dari 5

atau 6 atom karbon. Contohnya adalah siklopentana (C5H10),

metilsiklopentana (C6H12) dan sikloheksana (C6H12). Umumnya, di dalam

minyak bumi mentah, naftan merupakan kelompok senyawa hidrokarbon

yang memiliki kadar terbanyak kedua setelah n-parafin.

Page 16: Analisa Fluida Reservoir

2

3. Golongan Aromatik

Aromatik adalah hidrokarbon-hidrokarbon tak jenuh yang berintikan atom-

atom karbon yang membentuk cincin benzen (C6H6). Contohnya benzen

(C6H6), metilbenzen (C7H8), dan naftalena (C10H8). Minyak bumi dari

Sumatera dan Kalimantan umumnya memiliki kadar aromat yang relatif

besar.

Fluida adalah suatu zat yang mempunyai kemampuan berubah-ubah secara

kontinyu apabila mengalami geseran, atau mempunyai reaksi terhadap tegangan

geser sekecil apapun.dalam keadaan diam atau dalam keadaan keseimbangan,

fluida tidak mampu menahan gaya geser yang bekerja padanya,dan oleh sebab itu

fluida mudah berubah bentuk tanpa pemisahan massa. Dalam industri

perminyakan, terdapat 5 jenis fluida reservoir yang memiliki jenis dan

karakteristik yang berbeda. 5 jenis fluida reservoir tersebut adalah :

Black Oil Reservoir

Pada diagram fasa tersebut dapat dilihat bahwa Temperatur Kritis (Tc) lebih

besar daripada Temperatur reservoir (Tr). Pada saat Pr lebih tinggi dari Pb,

fluida dalam kondisi tak jenuh (undersaturated) dimana pada kondisi ini

minyak dapat mengandung banyak gas. Ketika tekanan reservoir (Pr) turun

dan dibawah tekanan gelembung (Pb) maka fluida akan melepaskan gas

yang dikandungnya dalam reservoir hanya saja pada separator jumlah cairan

yang dihasilkan masih lebih besar.

Grafik 1.1. Black Oil

Page 17: Analisa Fluida Reservoir

3

Volatile Oil Reservoir

Terdiri dari rantai hidrokarbon ringan dan intermediate sehingga mudah

menguap. Temperatur kritis (Tc) lebih kecil daripada black oil bahkan

hampir sama dengan Temperatur reservoirnya (Tr). Rentang harga

temperatur cakupannya lebih kecil dibandingkan black oil. Penurunan

sedikit tekanan selama masa produksi akan mengakibatkan pelepasan gas

cukup besar di reservoir. Jumlah liquid yang dihasilkan pada separator lebih

sedikit dibandingkan black oil.

Grafik 1.2. Volatile Oil

Retrograde Gas Reservoir

Pada kondisi awal reservoir fluida berbentuk fasa gas, dengan seiring

penurunan tekanan reservoir maka gas akan mengalami pengembunan dan

terbentuklah cairan direservoir. Diagram fasa dari retrograde gas memiliki

temperatur kritik lebih kecil dari temperatur reservoir dan cricondentherm

lebih besar daripada temperatur reservoir. Cairan yang diproduksi inilah

yang disebut dengan gas kondensat.

Page 18: Analisa Fluida Reservoir

4

Grafik 1.3. Retrograde Gas

Wet Gas Reservoir / Gas Basah

Wet gas terjadi semata-mata sebagai gas di dalam reservoir sepanjang

penurunan tekanan reservoir. Jalur tekanan, garis 1-2, tidak masuk ke dalam

lengkungan fasa .Maka dari itu, tidak ada cairan yang terbentuk di dalam

reservoir. Walaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan

fasa, yang mengakibatkan sejumlah cairan terjadi di permukaan (disebut

kondensat). Kata “wet” (basah) pada wet gas (gas basah) bukan berarti gas

tersebut basah oleh air, tetapi mengacu pada cairan hidrokarbon yang

terkondensasi pada kondisi permukaan.

Grafik 1.4. Wet Gas

Page 19: Analisa Fluida Reservoir

5

Dry Gas Reservoir / Gas Kering

Dry gas terutama merupakan metana dengan sejumlah intermediates. Pada

diagram fasa menunjukkan bahwa campuran hidrokarbon semata-mata

berupa gas di reservoir dan kondisi separator permukaan yang normal

berada di luar lengkungan fasa. Maka dari itu, tidak terbentuk cairan di

permukaan. Reservoir dry gasbiasanya disebut reservoir gas.

Grafik 1.5. Dray Gas

Dengan teknik analisa dan perhitungan yang baik pada proses pengolahan

minyak akan didapatkan hasil yang baik pula. Hasil analisa crude oil juga sangat

dipengaruhi oleh cara atau metoda pengambilan sample fluida, karena fluida yang

dihasilkan oleh sumur produksi dapat berupa gas, minyak, dan air.

Adapun metoda pengambilan sample tersebut ada dua cara, yaitu :

1. Bottom hole sampling; Contoh fluida diambil dari dasar lubang sumur, hal

ini bertujuan agar didapat sample yang lebih mendekati kondisi di reservoir.

2. Surface sampling (sampling yang dilakukan dipermukaan); Cara ini

biasanya dilakukan pada well head atau pada separator.

Agar dihasilkan suatu produk reservoir yang sesuai dengan yang kita

harapkan, maka pada fluida tersebut perlu dilakukan beberapa analisa atau

pengukuran terhadap air, endapan, berat jenis, titik kabut, titik beku, titik tuang,

flash point, fire point, viscositas, tekanan uap, dan analisa terhadap air formasi.

Page 20: Analisa Fluida Reservoir

6

Pemisahan zat padat, cair, dan gas dari minyak mutlak dilakukan sebelum

minyak mencapai refinery, karena dengan memisahkan minyak dari zat-zat

tersebut di lapangan akan dapat dihindari biaya-biaya yang seharusnya tidak

perlu. Dari sini juga dapat diketahui perbandingan-perbandingan minyak dan air

(WOR), minyak dan gas (GOR), serta persentase padatan yang terkandung dalam

minyak.

Oleh karena itu, dalam memproduksi minyak, analisa fluida reservoir sangat

penting dilakukan guna menghindari hambatan-hambatan dalam operasinya. Hal

itu juga dapat membantu dalam pencapaian produktifitas secara maksimum

dengan baik. Study dari analisa fluida reservoir ini sangat bermanfaat untuk

mengevaluasi atau merancang peralatan produksi yang sesuai dengan keadaan di

suatu reservoir, meningkatkan efisiensi, serta guna menunjang kelancaran proses

produksi.

Praktikum yang dilakukan di laboratorium Analisa Fluida Reservoir

mempunyai tujuan yaitu memahami sifat – sifat fisik dan sifat kimia dari reservoir

terutama minyak mentah dan air formasi. Dalam praktikum ada beberapa hal yang

kami pelajari :

1. Penentuan Kandungan Air dengan Dean & Stark Method

2. Penentuan Kandungan Air dan Endapan (%BS & W) dengan Centrifuge

Method

3. Penentuan Specific Gravity

4. Penentuan Titik Kabut, Titik Beku, dan Titik Tuang

5. Penentuan Titik dan Titik Bakar dengan Tag Closed Tester

6. Penentuan Viskositas Kinematik Secara Coba – Coba (Tentative Method)

7. Analisa Kimiawi Air Formasi

Page 21: Analisa Fluida Reservoir

7

BAB II

PENENTUAN KANDUNGAN AIR

DENGAN DEAN & STARK METHODE

2.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui jenis-jenis air formasi yang terkandung dalam minyak.

2. Mengetahui akibat dari adanya kandungan air dalam minyak pada pipa

produksi.

3. Mengetahui syarat-syarat terjadinya emulsi.

4. Mengetahui faktor-faktor yang mempengaruhi kestabilan emulsi.

5. Mengetahui sifat-sifat emulsi.

2.2. Teori Dasar

Minyak mentah yang kita produksi secara langsung dari dalam perut

bumi pada kenyataannya bukan minyak murni melainkan masih mengandung

gas maupun air, hal ini nantinya akan mempengaruhi perhitungan jumlah

minyak yang akan diproduksi, karena dalam suatu reservoir khususnya

minyak, akan selalu didapatkan kandungan air. Sifat-sifat air reservoir ini

mempunyai kemampuan untuk melarutkan hidrokarbon, komposisi, faktor

volume formasi, dan karakteristik viscositas pada suhu dan tekanan formasi.

Pemisahan antara minyak dan air yang terkandung di dalamnya disebut “

Dehidrasi Minyak Bumi “. Dehidrasi ini dilakukan baik pada penghilangan

maupun transportasi minyak karena air yang terkandung dalam minyak dapat

menyebabkan korosi pada pipa – pipa minyak tempat penimbunan minyak,

dan lain sebagainya. Dehidrasi ini merupakan persoalan kimia maupun fisika

yang diperlukan untuk mendapatkan pemisahan yang seefisien mungkin.

Air dan pengotor endapan dalam minyak mentah dapat turut terproduksi

kepermukaan karena minyak, gas maupun air tidak dapat secara langsung

memisahkan diri pada waktu berada dalam suatu sistem jebakan. Akibatnya

minyak pun teproduksi kepermukaan dengan memanfaatkan tenaga

Page 22: Analisa Fluida Reservoir

8

pendorong yang terdapat dalam jebakan itu sendiri. Dalam hal ini kita kenal

dengan istilah water drive mekanis atau pendesak air yang terutama terjadi

pada sumur-sumur produksi dengan tenaga pendorong alamiah.

Air sebagai suatu fasa yang sering berada bersama-sama dengan minyak

dan/atau gas dalam suatu reservoir yang mengandung hidrokarbon tersebut

seringkali merupakan suatu fasa kontinu dalam suatu formasi sedimen yang

berdekatan dengan reservoir tersebut.

Perubahan tekanan dalam reservoir minyak sebagai akibat dan pada

produksi minyak melalui sumur akan diteruskan kedalam aquifer.

Terbentuknya gradient tekanan ini akan mengakibatkan air mengalir ke dalam

lapisan minyak (merembes) bila permeabilitas disekitarnya memungkinkan.

Secara umum dapat dikatakan bahwa aquifer merupakan suatu tenaga yang

membantu dalam hal pendorongan minyak.

Dilihat dari sudut gerakan air dari aquifer kedalam lapisan minyak, maka

aquifer dapat dibedakan atas 3 macam :

1. Gerakan air dari bawah (bottom water drive).

2. Gerakan air dari samping (edge water drive).

3. Gerakan air dari bawah dan dari samping (bottom & edge water drive).

Kadar air yang terdapat dalam minyak metah dapat diketahui dengan

suatu teknik pengujian dengan Dean & Stark methode. Caranya

menggunakan prinsip destilasi yaitu dengan mengkondesasikan minyak yang

dipanasi maka akan tertampung cairan uap air dan minyak.

Air formasi yang terkandung dalam minyak ada dua macam, yaitu:

1. Air bebas, merupakan air yang terbebaskan dari minyaknya.

2. Air emulsi, air yang melayang–layang di dalam minyak dan diperlukan

cara – cara khusus untuk memisahkannya.

Dalam lapangan minyak, air bebas lebih mudah untuk dibebaskan

(dipisahkan) dari minyaknya dibandingkan dengan air emulsi. Pemisahan air

bebas dari minyaknya dapat dilakukan dengan mendiamkan atau settling

Page 23: Analisa Fluida Reservoir

9

dalam suatu tempat, dicampur gasoline, bisulfide, atau dipanaskan. Tetapi

untuk air emulsi, pemisahannya memerlukan cara – cara khusus.

Terjadinya emulsi ini memerlukan tiga syarat, yaitu :

1. Adanya dua zat cair yang tidak saling campur.

2. Adanya zat yang menyebabkan terjadinya emulsi (Emulsifying Agent).

3. Adanya agitasi.

Sifat-sifat Emulsi antara lain :

1. Umumnya kadar air emulsi cukup tinggi.

Hal ini disebabkan penguapan sejumlah air, gas alam sebelum terjadi

emulsifikasi pada residu airnya. Kadar garam yang besar pada fasa cair

berpengaruh besar pada gaya permukaan pada gaya permukaan antara

cairan minyak dan air. Di antara zat – zat tersebut dengan emulsion flying

agentnya yang terkonsentrasi antara dua fasa yang bersangkutan.

2. Pengemulsian juga dipengaruhi oleh sifat – sifat minyak. Semakin besar

viscositasnya, residu karbon, dan tegangan permukaan minyak semakin

terbentuk emulsi.

3. Semakin lama emulsi terbentuk semakin ketat atau semakin susah untuk

dipisahkan.

Untuk mencegah terjadinya emulsifikasi, dapat dilakukan dengan cara :

1. Memperkecil tingkat agitasi, contohnya dengan menggunakan anker

pada sumur -sumur pompa, mengurangi kecepatan pompa, spasi plunger

( mengurangi slopage ), dan pompa dianjurkan untuk tenggelam.

2. Penggunaan zat anti emulsifikasi.

3. Pemisahan air sebelum terjadinya emulsifikasi.

Pemisahan minyak terhadap air mutlak dilakukan untuk menghindari

kerugian antara lain :

Page 24: Analisa Fluida Reservoir

10

1. Pipe line akan berkurang kapasitasnya karena harus mentransport

minyak dengan air.

2. Air bisa menyebabkan korosi pada peralatan pengeboran.

2.3. Peralatan Dan Bahan

2.3.1. Peralatan

1. Condenser

2. Receiver

3. Ground Flask Joint

4. Electrical Oven

2.3.2. Bahan

1. Sample minyak mentah 50 ml

2. Solvent 50 ml

3. Air sirkulasi

Gambar 2.1 Peralatan Dean & Stark Methode

Page 25: Analisa Fluida Reservoir

11

Gambar 2.2 Ground Flask Joint

Gambar 2.3 Electric Oven

Gambar 2.4 Minyak Mentah

Page 26: Analisa Fluida Reservoir

12

2.4. Prosedur Percobaan

1. Sirkulasikan air dalam peralatan.

2. Alat harus dalam keadaan bersih dan siap pakai.

3. Ambil sample (minyak ringan/berat) sebanyak 50 ml.

4. Tambahkan ke dalamnya solvent (bensin/kerosine) 50 ml

5. Masukkan campuran tersebut ke dalam plask.

6. Hubungkan electrical oven dengan arus listrik, dan setelah beberapa jam

pastikan telah terjadi kondensasi.

7. Amati proses kondensasi dengan adanya air yang terdapat pada water

trap.

8. Jika pada water trap sudah tidak ada penambahan air lagi, laporkan % air

dengan Dean and Stark Methode.

9. Kandungan air (%) = (volume air / volume sample) x 100%

2.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan

2.5.1. Analisa

Data Umum

Volume sampel ( crude oil ) = 36 ml

Volume Solvent ( kerosin ) = 36 ml

Volume air yang tertampung = 0.35 ml

Data Kelompok

Volume sampel ( crude oil ) = 44 ml

Volume Solvent ( kerosin ) = 44 ml

Volume air yang tertampung = 0.29 ml

2.5.2. Perhitungan

% = 100%

Page 27: Analisa Fluida Reservoir

13

Perhitungan Data Umum% = 100%= 0,3536 100%= . %

Perhitungan Data Kelompok% = 100%= 0,2946 100%= . %

Tabel 2.1 Hasil Perolehan Analisa % Kadar Air Pada Sampel Minyak Dengan Metode Dean &

Stark

Kelompok % Kadar Air1 0.792 0.9063 0.9564 1.0065 1.0696 0.962

2.6. Pembahasan

Crude Oil yang dihasilkan dari dalam sumur pemboran tidak semua

mengandung minyak, tetapi juga mengandung campuran air dan gas.

Sebelum proses pemanasan, sample minyak yang akan digunakan terlebih

dahulu dicampur dengan solvent (pelarut) yang pada percobaan ini

menggunakan kerosin, karena mempercepat proses penguapan, disamping itu

juga mengunakan kerikil yang ditaruh didalam ground flask joint supaya

mengimbangi tekanan uap agar tidak terjadi ledakan. Jumlah air yang terdapat

dalam water trap merupakan fungsi waktu dari hasil destilasi, karena semakin

lama waktu yang digunakan maka air yang didapat semakin bannyak

tergantung atas kondisi air didalam minyak, karena berhubungan dengan

Page 28: Analisa Fluida Reservoir

14

persen kandungan air. Dengan mengetahui % kandungan air ini nantinya

dapat diketahui minyak (crude oil) yang memiliki kualitas yang baik, yang

nantinya dapat diperoleh gambaran mengenai keadaann minyak mentah dan

jumlahnya yang memungkinkan untuk diproduksikan.

Percobaan dengan metode ini kurang efektif karena penguapan minyak

yang mengakibatkan berkurangnya grafity minyak yang bersangkutan.

Kehilangan grafity ini adalah karena penguapan fraksi-fraksi dari minyak.

Pengurangan penguapan dapat dilakukan dengan memanaskan minyak dalam

ruang yang tertutup rapat. Penggunaan solvent berupa kerosin bertujuan untuk

mempercepat proses pemisahan air dari minyak serta proses pemanasannya.

Dari analisa dan perhitungan di atas, kemudian diplotkan menjadi suatu

grafik, dimana terdapat dua grafik. Grafik pertama (Grafik 2.1) merupakan

hubungan antara % kadar air yang terkandung terhadap volume air

tertampung dari masing-masing kelompok, sedangkan pada grafik kedua

(Grafik 2.2) merupakan grafik dari hasil % kadar air yang telah dilakukan

perhitungan oleh masing-masing kelompok.

Grafik 2.1. % Kadar Air Terhadap Volume Air Tertampung

Dari grafik di atas dapat kita lihat, semakin besar volume air

tertampungnya, maka semakin besar juga % kadar airnya. Dapat kita lihat

0.61

0.642

0.659

0.6960.708

0.972

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 0.1 0.2 0.3 0.4

% K

adar

Air

Volume Air Yang Tertampung

Grafik Volume Air Yang Tertampung Vs %Kadar Air

% Kadar Air

Page 29: Analisa Fluida Reservoir

15

pada grafik di atas, pada volume air tertampung sebesar 0.35 ml, didapat %

kadar air sebesar 0.72 %,dan pada volume air tertampung sebesar 0.38,

didapat % kadar air sebesar 0.84. Hal ini menunjukkan bahwa sampel

merupakan sampel minyak (crude oil) dengan kualitas yang baik, karena

memiliki kandungan air di bawah 1 %, sehingga minyak tersebut bisa

diproduksikan dengan lancar, karena air yang terkandung di dalamnya hanya

sedikit.

Grafik 2.2. % Kadar Air Dari Data Tiap Kelompok

Bila kita perhatikan pada grafik di atas (grafik 2.2) tidak sama bentuk

grafiknya seperti pada grafik sebelumnya (Grafik 2.1). Jika pada grafik 2.1

arah grafiknya semakin lama semakin naik, seiring dengan pertambahan

volume air tertampungnya sedangkan, pada grafik 2.2 grafiknya naik

kemudian terus turun. Hal ini disebabkan karena volume air tertampung

antara kelompok yang satu dengan yang lain itu berbeda-beda, dimana pada

0.61 0.642 0.659 0.696 0.708

0.972

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 2 4 6 8

% K

adar

Air

Kelompok

Hubungan Grafik Kelompok Vs %Kadar Air

% Kadar Air

Page 30: Analisa Fluida Reservoir

16

kelompok 1 (satu) dan 2 (dua) memiliki volume air tertampung (0,5 ml) yang

paling besar di antara data-data kelompok lain (bisa dilihat pada tabel 2.1 di

atas) sehingga % kadar airnya pun juga besar. Besar % kadar air berbanding

lurus terhadap volume air tertampung. Semakin besar volume air tertampung,

maka semakin besar juga nilai % kadar air-nya.

2.7. Kesimpulan

1. Jenis-jenis air formasi yang terkandung dalam minyak adalah air bebas

dan air emulsi.

2. Jika di dalam minyak kandungan airnya bayak mengandung asam maka

menyebabkan korosi pada pipa, dan jika bersifat basa maka akan

menimbulkan scale.

3. Syarat-syarat terjadinya emulsi adalah adanya 2 zat acir yang tidak saling

bercampur, adanya emulsifying agent, dan agitasi (pengadukan).

4. Faktor yag mempengaruhin kestabilan emulsi antara lain emulsying

agent, viscositas, spesificgrafity dan persentase air.

5. Sifat-sifat emulsi antara lain semakin lama emulsi terbentuk semakin

sulit untuk dipisahkan .

.

Page 31: Analisa Fluida Reservoir

17

BAB III

PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN (BS & W)

DENGAN CENTRIFUGE METHODE

3.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui cara memisahkan endapan di lapangan.

2. Mengetahui cara memisahkan endapan di laboratorium.

3. Mengetahui pengertin scale.

4. Mengetahui berat jenis minyak dan berat jenis minyak.

5. Mengetahui alat dan bahan yang digunakan di dalam percobaan.

3.2. Dasar Teori

Minyak yang kita produksi ke permukaan sering kali tercampur dengan

sedimen-sedimen yang dapat mempengaruhi proses/laju produksi, untuk itu

endapan tersebut harus dipisahkan dengan cara:

1. Di Laboratorium

Dengan menggunakan metode centrifuge yaitu dengan menggunakan

gaya centrifugal sehingga air, minyak dan endapan dapat terpisahkan.

2. Di Lapangan

Jika pemboran dilakukan di daratan maka dibuatkan kolam-kolam

pengendapan, sedangkan jika pemboran di lepas pantai maka disamping

dilakukan diseparator juga dilakukan pemisahan dengan zat-zat kimia

tertentu.

Sedimen-sedimen yang ikut terbawa bersama air biasa dikenal dengan

istilah scale (endapan). Scale merupakan endapan kristal yang menempel

pada matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan

dipermukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci

ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh

terhadap penurunan laju produksi.

Page 32: Analisa Fluida Reservoir

18

Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat

dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut

terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga

tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi.

Mekanisme terbentuknya kristal-kristal pembentuk scale berhubungan

dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan

kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi,

terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan

berpengaruh terhadap kelarutan komponen.

Dalam pembahasan ini lebih dominan pada uji coba suatu sampel

minyak, untuk memisahkan kandungan terikut-sertakan. Dalam hal ini, yang

dimaksud kandungan tersebut adalah air dan sedimen. Untuk pengujiannya,

dengan menggunakan metode Centrifuge, dimana prinsip dasarnya adalah

memanfaatkan suatu gaya putar (gaya centrifugal). Suatu suspensi atau

campuran yang berada pada suatu tabung (baik itu tabung besar atau pun

tabung kecil) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya

centrifugal dan berat jenis yang berbeda akan saling pisah, dimana zat

dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan

berat jenis rendah berada di atas. Sebagai contoh minyak dengan air.

Minyak mempunyai berat jenis (ρ) sebesar 0,8 gr/cc sedangkan air

mempunyai berat jenis (ρ) sebesar 1 gr/cc sehingga minyak akan berada di

atas air.

Persentase kandungan air dan endapan yang di dapat dari hasil

pengujian di laboratorium, dapat dijadikan sebagai acuan terhadap kualitas

dari minyak yang nantinya akan diproduksi, serta dapat dilakukan antisipasi

dini terhadap adanya endapan tersebut.

Suatu suspensi atau campuran yang berada pada suatu tempat (tabung)

apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya centrifugal dan berat

jenis yang berbeda akan saling pisah, dimana zat dengan berat jenis yang

Page 33: Analisa Fluida Reservoir

19

lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis rendah berada

di atas.

Metode Centrifuge ini mempunyai kelebihan antara lain :

1. Waktu yang diperlukan untuk memisahkan air dan minyak serta

endapan lain lebih singkat daripada Dean & Stark Method.

2. Pemindahan alat yang sangat mudah dilakukan.

3. Pengujian dan peralatannya pun lebih mudah dari pada menggunakan

Dean & Stark Method.

3.3. Peralatan Dan Bahan

3.3.1. Peralatan

1. Centrifuge

2. Centrifuge tube 100 ml

3. Transformer

3.3.2. Bahan

1. Sampel minyak

2. Air

3. Toluene / bensin

Gambar 3.1. Centrifuge Tube 100 ml

Page 34: Analisa Fluida Reservoir

20

Gambar 3.2. Centrifuge

Gambar 3.3. Transformer

Gambar 3.4 Kerosin

Page 35: Analisa Fluida Reservoir

21

Gambar 3.5 Minyak Mentah

3.4. Prosedur Percobaan

1. Disiapkan sampel minyak sebanyak 100 ml (2%) dan memasukkannya

ke dalam centrifuge tube dalam posisi berpasangan

2. Dimasukkan centrifuge tube ke dalam centrifuge dan menghubungkan

nya dengan transformer.

3. Diatur timer dalam 10 menit.

4. Diatur regulator dalam posisi 8 dan baca rpm.

5. Setelah timer berhenti, menunggu beberapa menit sehingga putaran

berhenti.

6. Diambil centrifuge dan laporkan BS & W dalam prosen.

3.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan

3.5.1. Analisa

Data Umum

Volume sample : 80 ml

Lama pemutaran : 10 menit

Rpm yang digunakan : 1625 rpm

Page 36: Analisa Fluida Reservoir

22

Tabel 3.1. Sampel Analisa Umum

Parameter analisa Sample I Sample II

Volume air (ml) 0.7 0,086

Volume padatan (ml) 0.07 0

Data Kelompok

Volume sample : 80 ml

Lama pemutaran : 10 menit

Rpm yang digunakan : 1625 rpm

Tabel 3.2 Sampel Analisa Kelompok

Parameter analisa Sample I Sample II

Volume air (ml) 0.68 0,0083

Volume padatan (ml) 0.085 0

3.5.2. Perhitungan

% & 100% Perhitungan Data Umum

Sample Minyak I :% & 100%0.7 0.0780 100%. %

Sample Minyak II :% & 100%

Page 37: Analisa Fluida Reservoir

23

0,86 080 100% . % Perhitungan Data Kelompok

Sample Minyak I :% & 100%0.68 0.08580 100%. %

Sample Minyak II :% & 100% 0.0083 080 100%. %

Tabel 3.3 Sample Minyak % BS & W Keseluruhan

Kelompok

Sample Minyak I Sample Minyak II

Volume

Air (ml)

Volume

Padatan (ml)

% BS &

W

Volume

Air (ml)

Volume

Padatan (ml)

% BS &

W

1 0,5 0,03 0,794 0,005 0 0,008

2 0,5 0,03 0,906 0,005 0 0,008

3 0,68 0,085 0.956 0,0083 0 0,104

4 0,8 0,04 1.006 0,007 0 0,011

5 0,9 0,02 1.069 0,006 0 0,011

6 0,9 0,02 0.962 0,006 0 0,0175

Page 38: Analisa Fluida Reservoir

24

3.6. Pembahasan

Dari percobaan kita dapat mengetahui bahwa kandungan air dalam

sample minyak dalam suatu sumur ternyata dapat berbeda. Faktor-faktor

yang dapat mempengaruhi BS & W, antara lain :

1. Penyebaran air yang tidak merata dalam batuan reservoir

2. Kondisi dari formasi (kompak atau tidak kompak)

Selain mengandung air, crude oil juga mengandung padatan yang

berupa pasir dan butiran-butiran yang berasal dari reservoir. Padatan akan

masuk ke lubang bor dan akan ikut naik ke permukaan.

Sama seperti air, padatan juga mempengaruhi mutu minyak yang

diproduksi. Percobaan dengan Centrifuge Method menghitung kandungan

air dan endapan. Pada dasarnya metode yang dipakai pada percobaan ini

adalah metode perputaran yang mengakibatkan gaya centrifugal. Pada

waktu perputaran akan bekerja gaya centrifugal yang menyebabkan molekul

- molekul fluida terlempar menjauhi titik pusat perputarannya. Selain itu,

karena adanya gaya gravitasi maka molekul-molekul fluida akan

diendapkan menurut berat jenisnya masing - masing.

Bila kita plotkan data-data perhitungan base sediment & water (% BS

& W) untuk sampel minyak I dan sampel minyak II, baik data umum (pada

tabel 3.1. di atas) atau pun data kelompok (pada tabel 3.2. dan tabel 3.3. di

atas) ke dalam suatu grafik, menjadi sebagai berikut :

Page 39: Analisa Fluida Reservoir

25

Grafik 3.1. % BS & W Sampel Minyak I Dari Data Tiap Kelompok

Dari grafik di atas (grafik 3.1), arah grafiknya meningkat, hal ini

disebabkan karena masing-masing kelompok volume air dan volume

padatannya berbeda. Dimana pada sampel minyak I, kelompok V dan VI

mempunyai nilai base sediment & water (% BS & W) yang paling besar di

antara kelompok-kelompok yang lain.

Grafik 3.2. % BS & W Sampel Minyak II Dari Data Tiap Kelompok

0.7940.906 0.956 1.006 1.069

0.9625

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 2 4 6 8

% B

S &

W

Kelompok

Grafik % BS & W Untuk Setiap KelompokSampel Minyak I

% BS & W

0.008 0.008

0.104

0.011 0.0110.0175

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0 2 4 6 8

% B

S &

W

Kelompok

Grafik % BS & W Untuk Setiap KelompokSampel Minyak II

% BS & W

Page 40: Analisa Fluida Reservoir

26

Sedangkan untuk sampel minyak II yang diplot pada grafik selanjutnya

(pada grafik 3.2. di atas), arah grafiknya terlihat menurun kemudian naik

kemudian menurun lagi. Kalau dalam istilah fisika, kenampakan grafik

tersebut seperti sebuah panjang gelombang (λ), dimana terbentuk satu

lembah dan satu gunung. Jika kita perhatikan grafik 3.2. di atas, nilai base

sediment & water (% BS & W) untuk sampel minyak II lebih kecil

dibandingkan nilai base sediment & water (% BS & W) untuk sampel

minyak I. Hal ini dikarenakan, masing-masing kelompok mendapatkan data

volume air dan volume padatannya yang jauh lebih kecil dari dari data untuk

sampel minyak I begitu juga dengan volume sampelnya yang berbeda.

Besar % BS & W (base sediment & water) juga mempengaruhi kualitas

dari minyak yang nantinya akan kita produksi. Bila kita perhatikan, sampel

minyak II memiliki kualitas yang lebih baik dari pada sampel minyak I

karena nilai % BS & W (base sediment & water) pada sampel minyak II

lebih kecil dari pada nilai % BS & W (base sediment & water) pada sampel

minyak I. Maka dari itu, sample minyak II termasuk minyak dengan kualitas

yang baik, karena nilai % BS & W-nya ( base sediment & water ) kurang

dari 1 %.

Dalam dunia perminyakan, kegiatan ini dilakukan untuk mengetahui

seberapa baik kualitas minyak dan juga dapat digunakan sebagai data dalam

menanggulangi problem kepasiran yang dapat mengakibatkan korosi

maupun penyumbatan pada alat-alat produksi. Sehingga secara sekilas dapat

diasumsikan bahwa kegiatan ini memiliki tujuan dengan percobaan pertama.

Namun pada kenyataannya keduanya pun memiliki keunggulan maupun

kekurangan.

Keunggulan dan kekurangan yang dimiliki percobaan ini ( dengan

centrifigue method) adalah sebagai berikut :

1. Dapat memisahkan antar air,minyak dan endapant sediment sekaligus

dalam satu wadah adalahkeunggulan yang dimiliki pada percobaan ini.

2. Waktu yang diperlukan dalam proses pemisahan campuran cukup lama.

Page 41: Analisa Fluida Reservoir

27

Keunggulan dan kekurangan yang dimiliki pada percobaan pertama ( Dean

& Stark Methode ) adalah sebagai berikut :

1. Waktu yang diperlukan untuk pemisahan campuran cukup singgkat.

2. Perbedaan batas antar minyak dan air terlihat dengan jelas.

3. Pemisahan hanya dilakukan untuk zat-zat yang tergolong memiliki sifatliquid.

3.7. Kesimpulan

1. Cara memisahkan endapan dilapangan dengan membuat kolam

pengendapan.

2. Cara memisahaakan endapan dilaboratorium dengan metode

centrifuge.

3. Scale adalah endapan kristal yang menempel pada martik batuan

maupun dinding pipa.

4. Berat jenis minyak adalah 0,8 dan berat jenis air adalah 1

.

5. Alat yang digunakan adalah centrifuge, centrifuge tube 100 ml dan

transformer. Bahan yang digunakan adalah sampel minyak mentah

dan kerosin.

Page 42: Analisa Fluida Reservoir

28

BAB IV

PENENTUAN SPESIFIC GRAVITY

4.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui pengertian Specific Gravity cairan hidrokarbon.

2. Mengetahui API sebagai berat jenis minyak.

3. Mengetahui rumus SG gas.

4. Mengetahui rumus SG oil

5. Mengetahui alat dan bahan yang digunakan dalam percobaan

4.2. Dasar Teori

Specific grafity cairan hidrokarbon ( minyak ) didefinisikan sebagai

perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang diukur pada

tekanan dan temperatur yang sama atau dapat ditulis :

SG =water

oil

Biasanya specific grafity digunakan dalam pembicaraan tentang sifat

fisik cairan yaitu specific grafity pada temperatur 60 F dan tekanan

atmosfer pada 14,7 psia. Hubungan SG minyak dan derajat API

dinyatakan:

5,1315,141

OilSGAPI

Harga API untuk berat jenis minyak antara lain :

Minyak berat = 10 - 20 API

Minyak sedang = 20 - 30 API

Minyak ringan = > 30 API

Page 43: Analisa Fluida Reservoir

29

Sedangkan untuk specific gravity gas atau campuran gas adalah

perbandingan antara densitas gas atau campuran gas dengan udara, pada

kondisi tekanan dan temperature yang sama.

Specific grafity gas dengan rumus :

Dimana :

Sg = Spesifik correction gravity gas atau campuran gas

t1 = Waktu yang diperlukan sample gas dari batas bawah sampai batas

atas, detik.

t2 = Waktu yang diperlukan udara dari batas bawah sampai dengan

batas atas, detik.

API minyak bumi mmenunjukkan kualitas minyak, makin kecil berat

jenisnya makin tinggi API – nya. Minyak tersebut makin berhharga karena

lebih banyak mengandung bensin. Sebaliknya makin rendah API – nya,

semakin besar berat jenisnya, maka mutu atau kualitas minyak bumi

tersebut kurang, karena lebih banyak mengandung residu atau lilin.

Dewasa ini dari minyak berat pun dapat dibuat bensin lebih banyak

dengan sistem cracking dalam penyulingan, tetapi memerlukan biaya yang

lebih tinggi.

Selain API untuk menyatakan berat jenis, digunakan juga sistem

baume, akan tetapi jarang digunakan karena Baume tidak dapat

membedakan klasifikasi specific grafity gas yang satu dengan yang lainnya.

130140

OilBJ

Baume

22

21

t

tSg

Page 44: Analisa Fluida Reservoir

30

Percobaan ini dilakukan dengan menggunakan Hydrometer yang

didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga mendekati densitas

minyak yang akan ditest. Alat ini dilengkapi dengan skala pembacaan

sampai puluhan derajat Baume atau API unit. Ada Hydrometer yang khusus,

disebut Thermohydrometer yang terdiri dari thermometer yang dipasang di

bagaian bawah hydrometer tersebut, yang dipakai untuk mendeterminasikan

specific gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu alat

saja.

Specific gravity dari minyak bumi adalah perbandingan anatara berat

yang diberikan oleh minyak tersebut pada volume tertentu dengan berat air

suling pada volume tertentu, dengan berat air suling pada volume yang sama

dan diukur pada temperature 60 oF. Sedangkan oAPI minyak bumi

menunjukkan kualitas minyak bumi tersebut berdasarkan dari standar

America. Makin kecil SG (specific grafity) atau makin besar oAPI nya akan

sedikit mengandung lilin atau residu aspal atau paraffin. Namun, dewasa ini

minyak bumi berat dapat dibuat fraksi bensin lebih banyak dengan

menggunakan metode cracking dalam penyulingan, namun proses ini

memerlukan banyak biaya.

4.3. Peralatan Dan Bahan

4.3.1. Peralatan

1. Gelas ukur

2. Hidrometer

3. Thermometer

4. Crude oil

5. Toluena

6. Effusicmeter

7. Stop watch

8. Thermometer

9. Liquid petroleum gas

Page 45: Analisa Fluida Reservoir

31

4.3.2. Bahan

1. Sampel minyak mentah

Gambar 4.1 Hydrometer

Gambar 4.2 Gelas Ukur

Gambar 4.3 Stopwatch

Page 46: Analisa Fluida Reservoir

32

Gambar 4.4 Minyak Mentah

4.4. Prosedur Percobaan

1. Diambil sample minyak 500 ml.

2. Dimasukkan ke dalam gelas ukur

3. Dimasukkan hydrometer mulai dari harga yang terendah (misal dari 0.6

sampai dengan 1.1).

4. Dimasukkan thermometer derajat Fahrenheit kedalamnya.

5. Dibaca harga SG dan temperaturnya.

6. Dari hasil pembacaan, digunakan table untuk mendapatkan gravity API

sebenarnya.

4.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan

4.5.1. Analisa

DATA UMUM KELOMPOKVolume Sampel 678 ml 678 ml

Temperatur Sampel 25.6 °C = 78.08 °F 25.6 °C = 78.08 °FSpecific Grafity (SG) Sampel 0.875 0.869

Page 47: Analisa Fluida Reservoir

33

Tabel 4.1 Harga Koreksi °API

° API Terukur API 60/60° F

30 28,5

31 29,5

32 30,5

33 31,5

34 32,5

35 33,5

36 34,5

37 35,5

38 36,5

39 37,5

40 38,5

41 39,5

42 40,5

43 41,5

44 42,5

45 43,5

46 44,5

47 45,5

48 46,5

Page 48: Analisa Fluida Reservoir

34

4.5.2. Perhitungan

1. Perhitungan Data Umum

° API Terukur° = 141,5 − 131,5= 141,50.864 − 131,5= . °

Koreksi °API pada 60/60°F

31.5 x 30.5

33 − 32.27333 − 32 = 31.5 −31.5 − 30.50.7271 = 31.5 −1− = 0.727 − 31.5= .Jadi koreksi °API pada 60/60°F = .maka, 6060 °F = 141,5131,5 + 30.773= .

SGtrue = SG 60/60°F + {fcorr + (T - 60°F)}

= 0,872 + {0,00036 x (77.72 – 60)}

= 0,872 + 6.379 x 10-3

= 0.878

32

32.273

320

Page 49: Analisa Fluida Reservoir

35

APItrueAPItrue = 141,5 − 131,5= 141.50,878 − 131,5= , °

2. Perhitungan Data Kelompok

° API Terukur° = 141,5 − 131,5= 141,50.869 − 131,5= . °

Koreksi °API pada 60/60°F

30.5 x 29.5

32 − 31.33132 − 31 = 30.5 −30.5 − 29.50.6691 = 30.5 −1− = 0.669 − 30.5= .Jadi koreksi °API pada 60/60°F = 29.831maka, 6060 °F = 141,5131,5 + 29.831= .

32

31.331

31

Page 50: Analisa Fluida Reservoir

36

SGtrue = SG 60/60°F + {fcorr + (T - 60°F)}

= 0.877 + {0,00036 x (80.06 – 60)}

= 0.877 + 7,2216 x 10-3

= 0.884

APItrueAPItrue = 141,5 − 131,5= 141.50.884 − 131,5= . °

4.6. Pembahasan

SG (Spesific Grafity) merupakan perbandingan antara massa jenis

dengan massa jenis. Semakin besar SG minyak atau fluida, maka semakin

kecil harga oAPI minyak tersebut. Dengan kata lain minyak yang diperoleh

lebih sedikit. Selain itu perubahan tekanan dan temperatur juga

mempengaruhi besar kecilnya oAPI minyak.

Jika ditanya besar SG minyak, berarti perbandingan massa jenis minyak

dengan massa jenis air. Pada temperatur dan tekanan yang tinggi, air akan

mengalami evaporasi. Dengan adanya evaporasi, berarti terjadinya ekspansi

(pertambahan volume). Jika volume semakin besar, maka massa jenis air

akan berkurang. Dan pada minyak, pada tekanan dan temperatur tinggi

justru massa jenisnya semakin bertambah. Sehingga apabila diperhitungkan

besar SG minyak, massa jenis minyak yang bertambah dibagi dengan massa

jenis air yang berkurang, akan menghasilkan SG minyak yang besar. Jika

SG semakin besar maka oAPI-nya semakin kecil. Jika oAPI kecil berarti

klasifikasi minyak tergolong berat.

Dari hasil perhitungan data umum, dapat diperoleh oAPI sebesar

27.5424. Hasil tersebut dapat dikatakan sebagai hasil kategori minyak

sedang. Di dalam dunia perminyakan, hasil suatu formasi diharapkan

memiliki oAPI (>30) yaitu kategori minyak ringan, karena minyak ringan

memiliki berat jenis kecil dan mudah diproduksi. Sedangkan pada hasil

Page 51: Analisa Fluida Reservoir

37

perhitungan data kelompok,dapat diperoleh oAPI sebesar 28.6403 yang

berarti termasuk ke dalam kategori minyak sedang.

Perubahan tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi besar kecilnyaoAPI. Dengan adanya tekanan dan temperatur yang berbeda itulah yang

menyebabkan crude oil dapat mengalir hingga ke permukaan. Hal ini

dikarenakan bahwa temperatur dan tekanan dipermukaan lebih kecil dari

pada temperatur dan tekanan yang ada di reservoir.

4.7. Kesimpulan

1. Specific Gravity Hidrokarbon adalah perbandingan densitas fluida

hidrokarbon dengan densitas fluida standar yang diukur padaa tekanan

dan suhu yang sama.

2. Minyak Berat = 10-20 oAPI, Minyak Sedang = 20-30 oAPI, Minyak

Ringan > 30 oAPI.

3. SG oil = .

4. SG gas = .

5. Alat yang digunakan adalah Hydiomater, Termometer. Bahan yang

digunakan adalah sampel crude oil.

Page 52: Analisa Fluida Reservoir

38

BAB V

PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK BEKU, & TITIK TUANG

5.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui definisi dari Titik Kabut, Titik Tuang dan Titik Beku.

2. Mengetahui cara membersihkan minyak yang membeku di pipa line.

3. Mengetahui cara kerja proses pigging.

4. Mengetahui hubungan viscositas dengan titik beku.

5. Mengetahui alat dan bahan yang dipakai dalam percobaan.

5.2. Teori Dasar

Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi

mengalami penurunan temperatur dan tekanan. Apabila hal ini tidak

diwaspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa, sehingga

menghambat proses produksi karena minyak tidak lagi mengalir.

Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi

besar akibatnya apabila tidak segera dapat diatasi.

Untuk mengatasi hal tersebut di atas, kita dapat mengambil sample

minyak formasi dan mengadakan uji coba di laboratorium untuk mengetahui

titk kabut, titik tuang, dan titik beku dari minyak mentah tersebut.

Yang dimaksud dengan :

1. Titik kabut adalah dimana padatan mulai mengkristal atau memisahkan

diri dari larutan bila minyak didinginkan.

2. Titik tuang adalah temperatur terendah dimana minyak mentah dapat

tertuang setelah mengalami pembekuan.

3. Sedang titik beku adalah temperatur terendah dimana minyak sudah

tidak dapat mengalir lagi.

Page 53: Analisa Fluida Reservoir

39

Titik kabut dan titik tuang berfungsi untuk menderterminasi jumlah

relatif kandungan lilin pada crude oil, namun test ini tidak menyatakan

jmlah kandungan lilin secara absolut, begitu juga kandungan materi solid

lainnya di dalam minyak.

Dikarenakan pada transportasi minyak dari formasi ke permukaan

mengalami penurunan temperatur dan tekanan sehingga membuat kita harus

memperhatikan kapan minyak mengalami pembekuan dan cara bagaimana

supaya tidak terjadi proses pembekuan dengan mengetahui besar dari titik

kabut, titik beku, dan titik tuangnya.

Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi

penyusun minyak. Maksudnya, pada minyak berat lebih banyak

mengandung padatan-padatan jika dibandingkan dengan minyak ringan

yang lebih banyak mengandung gas sehingga minyak berat yang lebih dulu

mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari

pembekuan maka diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi tetap

stabil.

5.3. Peralatan dan Bahan

5.3.1.Peralatan

1. Penutup dari gabus

2. Thermometer

3. Tube kaca sebagai tempat sampel

4. Bath sebagai tempat untuk mengkondisikan sampel

5.3.2.Bahan

1. Sampel minyak mentah

2. Es batu sebagai pendingin

3. Air dan garam

Page 54: Analisa Fluida Reservoir

40

Gambar 5.1. Penutup Dari Gabus

Gambar 5.2. Thermometer

Gambar 5.3 Tube Kaca

Page 55: Analisa Fluida Reservoir

41

Gambar 5.4 Es batu

Gambar 5.5 Air

5.4. Prosedur Percobaan

Percobaan dilakukan dengan melakukan pengamatan untuk titik kabut

dan titik beku terlebih dahulu, baru dikondisikan untuk menentukan titik

tuang.

5.4.1. Titik Kabut dan Titik Beku

1. Ambil sampel dan masukkan ke dalam tube sampai garis batas.

2. Siapkan es batu kemudian ditambahkan garam secukupnya

untuk menjaga agar es batu tidak cepat mencair.

3. Masukkan thermometer.

4. Amati temperature dan kondisi sampel yang diteliti setiap 3

menit.

5. Laporkan pembacaan temperature (dalam Celcius atau

Fahrenheit) pada saat terjadinya kabut dan lanjutkan sampai

sampel diyakini membeku.

Page 56: Analisa Fluida Reservoir

42

5.4.2. Titik Tuang

1. Setelah didapatkan titik beku, maka percobaan dilanjutkan untuk

menentukan titik tuang.

2. Keluarkan tube yang berisi sampel dari dalam bath pada kondisi

sampel masih membeku.

3. Diamkan pada temperature permukaan.

4. Amati perubahan temperature pada saat seluruh permukaan

sampel dapat dituangkan. Laporkan temperature tersebut sebagai

titik tuang.

5.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

5.5.1. Analisa

Tabel 5.1 Analisa Sampel

Parameter Data Umum Data KelompokTitik Kabut 18,8 °C = 65.84 °F 17.4 °C = 63.32 °FTitik Beku 4.9 °C = 40.82 °F 4.7 °C = 40.46 °F

Titik Tuang 15.7 °C = 60.26 °F 14.8 °C = 58.64 °F

5.2.2. Perhitungan

1. Perhitungan Data Umum

Titik Kabut :

18,8 ºC = ………. ºF

= (9/5 x 18,8 ºC) + 32

= 65.84 ºF

18,8 ºC = …………. K

= 18,8 + 273

= 291,8 K

18,8 ºC = …………. R

= (ºC x 1,8 ) + 491,67

= 525,51 R

Page 57: Analisa Fluida Reservoir

43

Titik Beku :

4,9 ºC = ………. ºF

= (9/5 x 4,9 ºC) + 32

= 40,82 ºF

4,9ºC = …………. K

= 4,9 + 273

= 277,9 K

4,9 ºC = …………. R

= (ºC x 1,8 ) + 491,67

= 500,49 R

Titik Tuang :

15,7 ºC = ………. ºF

= (9/5 x 15,7 ºC) + 32

= 60,26 ºF

15,7 ºC = …………. K

= 15,7 + 273

= 288,7 K

15,7ºC = …………. R

= (ºC x 1,8 ) + 491,67

= 519,93 R

2. Perhitungan Data Kelompok

Titik Kabut :

17,4 ºC = ………. ºF

= (9/5 x 17,4 ºC) + 32

= 63.32 ºF

17,4 ºC = …………. K

= 17,4 + 273

= 290,4 K

17,4 ºC = …………. R

= (ºC x 1,8 ) + 491,67

= 522,99 R

Page 58: Analisa Fluida Reservoir

44

Titik Beku :

4,7 ºC = ………. ºF

= (9/5 x 4,7 ºC) + 32

= 40,46 ºF

4,7 ºC = …………. K

= 4,7 + 273

= 277,7 K

4,7 ºC = …………. R

= (ºC x 1,8 ) + 491,67

= 500,13 R

Titik Tuang :

14,8ºC = ………. ºF

= (9/5 x 14,8ºC) + 32

= 58,64 ºF

14,8ºC = …………. K

= 14,8+ 273

= 287,8 K

14,8ºC = …………. R

= (ºC x 1,8 ) + 491,67

= 518,31 R

Tabel 5.2 Hasil Perolehan Analisa Keseluruhan

Kelompok Titik Kabut Titik Beku Titik Tuang1 83.48 74.66 82.222 83.48 74.66 82.223 82.04 69.08 77.364 82.04 69.08 77.365 85.1 76.82 82.766 85.1 76.82 82.767 64.4 41.9 59.36

Kelompok 7 diperoleh dari data umum.

Page 59: Analisa Fluida Reservoir

45

5.5. Pembahasan

Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi

penyusun minyak. Maksudnya, pada minyak berat lebih banyak

mengandung padatan-padatan jika dibandingkan dengan minyak ringan

yang lebih banyak mengandung gas sehingga minyak berat yang lebih dulu

mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari

pembekuan maka diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi tetap

stabil.

Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi

mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak di waspadai, maka

akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa. Jika pipa tersumbat karena

pembekuan, minyak yang kita produksi tidak bisa lagi mengalir.

Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan

menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi. Untuk mengatasi hal

tersebut, kita dapat mengambil formasi sample minyak dan dilakukan uji

coba di laboratorium untuk menentukan titik kabut, titik beku, dan titik

tuang.

Setelah kita mendapatkan titik kabut, titik beku, dan titik tuang, kita

dapat mengantisipasi titik-titik dimana kemungkinan terjadinya pembekuan

sehingga dapat segera diantisipasi dengan memasang heater pada flow line,

atau dengan mengisolasi pipa-pipa untuk menjaga kestabilan temperatur.

Dari data-data perhitungan telah dilakukan sebelumnya, kemudian

diplotkan ke dalam suatu grafik, dimana dijelaskan besar dari titik kabut

(cloud point), titik beku, dan titik tuang (pour point) dari suatu minyak

mentah dari data masing-masing kelompok.

Page 60: Analisa Fluida Reservoir

46

Grafik 5.1. Titik Kabut, Titik Beku, Titik Tuang Dari Data Tiap Kelompok dan Data

Umum

Jika dilihat dari hasil perhitungan yang kemudian diplot ke dalam suatu

grafik (seperti grafik 5.1. di atas), baik data umum maupun data kelompok,

dapat kita ketahui bahwa titik kabut memiliki temperatur tertinggi, dan titik

beku memiliki temperatur terendah sedangkan titik tuang memiliki

temperatur di antara keduanya (antara titik kabut dan titik beku). Pada data

kelompok diperoleh nilai untuk titik kabut, titik tuang, dan titik beku. Pada

data kelompok I & II diperoleh nilai untuk titik kabut sebesar 83.48°F,titk

tuang sebesar 82.22 F,dan titik beku sebesar 74.66°F, pada kelompok III &

IV diperoleh nilai titik kabut sebesar 82.04°F,titik tuang sebesar

77.36°F,dan titik beku sebesar 69.08 °F, pada data kelompok V & VI

diperoleh nilai titik tuang sebesar 85.1°F,titik tuang sebesar 82.76°F,dan

titik beku sebesar 76.82°F. Sedangkan kelompok VII diperoleh dari data

umum.

83.48 83.48 82.04 82.0485.1 85.1

64.474.66 74.66

69.08 69.0876.82 76.82

41.9

82.22 82.22 77.36 77.3682.76 82.76

59.36

0102030405060708090

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Temperature°F

Kelompok

Titik Kabut Titik Beku Titik Tuang

Page 61: Analisa Fluida Reservoir

47

Grafik 5.2. Titik Kabut, Titik Beku, Titik Tuang Dari Data Tiap Kelompok

Jika dilihat dari hasil perhitungan yang kemudian diplot ke dalam suatu

grafik (seperti grafik 5.2. di atas), dapat kita ketahui bahwa titik kabut

memiliki temperatur tertinggi, dan titik beku memiliki temperatur terendah

sedangkan titik tuang memiliki temperatur di antara keduanya (antara titik

kabut dan titik beku). Pada data kelompok diperoleh nilai untuk titik kabut,

titik tuang, dan titik beku. Pada data kelompok I & II diperoleh nilai untuk

titik kabut sebesar 83.48°F,titk tuang sebesar 82.22 F,dan titik beku sebesar

74.66°F, pada kelompok III & IV diperoleh nilai titik kabut sebesar

82.04°F,titik tuang sebesar 77.36°F,dan titik beku sebesar 69.08 °F, pada

data kelompok V & VI diperoleh nilai titik tuang sebesar 85.1°F,titik tuang

sebesar 82.76°F,dan titik beku sebesar 76.82°F

83.48 83.48 82.04 82.04 85.1 85.1

74.66 74.6669.08 69.08

76.82 76.8282.22 82.2277.36 77.36

82.76 82.76

0102030405060708090

0 1 2 3 4 5 6 7

Temperature°F

Kelompok

Titik Kabut Titik Beku Titik Tuang

Page 62: Analisa Fluida Reservoir

48

5.7. Kesimpulan

1. Titik kabut adalah titik dimana padatan dalam minyak mengkristal dan

mulai berkabut, Titik tuang adalah titik dimana minyak bias mengalir

setelah membeku, Titik beku adalah titik dimana minyak tidak dapat

mengalir lagi.

2. Pigging dilakukan dengan memasukan alat yang menggerus paratin di

pipa line.

3. Dengan memasang heater, acidzing dan pigging.

4. Semakin tinggi viscositas minyak, semakin mudah membeku.

5. Alat adalah tube kaca, thermometer, penutupgabus dan bath. Bahan

adalah crude oil, es batu sebagai pendingin, air dan garam.

Page 63: Analisa Fluida Reservoir

49

BAB VI

PENENTUAN TITIK NYALA (FLASH POINT)

DAN TITIK BAKAR (FIRE POINT)

6.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui pengertian Titik nyala ( flash point ).

2. Mengetahui pengertian Titik bakar ( fire point ).

3. Mengetahui hubungan viscositas dengan flash point dan fire point

4. Menentukan fungsi mempelajari titik nyala dan titik bakar.

5. Mengetahui alat dan bahan yang dipaki pada percobaan.

6.2. Dasar Teori

Flash point (titik nyala) adalah temperatur terendah dimana suatu

material mudah terbakar dan menimbulkan uap tertentu sehingga akan

bercampur dengan udara, campuran tersebut mudah terbakar. Fire point

(titik bakar) adalah temperatur dimana suatu produk petroleum terbakar

untuk sementara (ignites momentarialy) tetapi tidak selamanya, sekurang-

kurangnya 5 detik.

Suatu larutan yang dipanaskan pada suatu temperatur dan tekanan tetap

akan terjadi penguapan pada temperatur tertentu. Sedangkan penguapan

sendiri merupakan proses pemisahan molekul dari larutan dalam bentuk gas

yang ringan. Adanya pemanasan yang meningkat akan menyebabkan

gerakan – gerakan partikel penyusun larutan akan lepas dan meninggalkan

larutan.

Demikian pula halnya pada minyak mentah, pada suhu tertentu ada gas

yang terbebaskan di atas permukaan, apabila disulut dengan api, maka

minyak mentah tersebut akan menyala. Titik nyala secara prinsip ditentukan

untuk minyak bumi sehingga dengan demikian dapat mengantisipasi bahaya

terbakarnya produk – produk minyak bumi. Semakin kecil SG minyak

mentah maka semakin tinggi oAPI-nya, berarti minyak tergolong minyak

Page 64: Analisa Fluida Reservoir

50

ringan, maka jumlah C1 – C4 semakin banyak, dengan semakin banyak gas,

semakin rendah titik nyala dan titik bakarnya, maka akan semakin mudah

terbakar produk petroleum yang akan diproduksi.

Minyak bumi yang memiliki flash point (titik nyala) terendah akan

membahayakan, karena minyak tersebut mudah terbakar apabila minyak

tersebut memiliki titik nyala tinggi juga kurang baik, karena akan susah

mengalami pembakaran. Jika ditinjau dari segi keselamatan, maka minyak

yang baik mempunyai nilai flash point (titik nyala) yang tinggi karena tidak

mudah terbakar. Akan tetapi, jika ditinjau dari segi profit (keuntungan)

minyak dengan nilai flash point (titik nyala) yang rendah mempunyai nilai

jual yang tinggi, karena tidak mengandung residu atau lilin.

Flash point (titik nyala) ditentukan dengan jalan memanaskan sample

dengan pemanasan yang tetap. Setelah tercapai suhu tertentu, nyala penguji

atau test flame diarahkan pada permukaan sample. Test flame ini terus

diarahkan pada permukaan sample secara bergantian sehingga mencapai

atau terjadi semacam ledakan karena adanya tekanan dan api yang terdapat

pada test flame akan mati. Inilah yang disebut flash point (titik nyala).

Sedangkan, penentuan fire point (titik bakar) ini sebagai kelanjutan dari

flash point dimana apabila contoh akan terbakar / menyala kurang lebih lima

detik maka lihat suhunya sebagai fire point (titik bakar).

Penentuan titik nyala tidak dapat dilakukakan pada produk-produk yang

volatile seperti gasoline dan solvent-solvent ringan, karena mempunyai

flash point (titik nyala) di bawah temperature atmosfer normal.

Flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar) juga berhubungan

dengan SG minyak mentah dan juga oAPI-nya. Semakin tinggi titik nyala

(flash point) dan titik bakar (fire point) dari suatu minyak mentah, maka

minyak tersebut tidak mudah terbakar (unflameable). Jika tidak mudah

terbakar, berarti SG minyak tersebut tinggi, sedangkan oAPI kecil. Sehingga

minyak tersebut dapat diklasifikasikan sebagai minyak berat, karena banyak

mengandung fraksi berat (residu atau lilin). Dan begitu juga sebaliknya, jika

titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point) rendah, maka minyak

Page 65: Analisa Fluida Reservoir

51

tersebut mudah terbakar (flameable) karena di dalam minyak tersebut

terdapat fraksi ringan (gas).

6.3. Peralatan Dan Bahan

6.3.1. Peralatan

1. Tag Closed Tester.

2. Shield ukuran 46 cm luas dan 61 cm tinggi, terbuka dibagian

depan.

3. Thermometer.

6.3.2. Bahan

1. Minyak mentah

2. Air

Gambar 6.1 Tag Closed Teste

Gambar 6.2. Thermometer

Page 66: Analisa Fluida Reservoir

52

Gambar 6.3 Minyak Mentah

6.4. Prosedur Percobaan

1. Untuk minyak mentah dengan titik nyala 55 oF atau yang lebih tinggi,

isi bath dengan air hingga tumpah, untuk minyak mentah yang

mempunyai titik nyala yang rendah digunakan cairan yang berupa

campuran air dengan ethylene glycol atau cairan dengan viskositas yang

rendah dan mempunyai titik beku yang rendah.

2. Temperatur dari cairan di dalam bath harus berada pada temperatur

lebih rendah atau kurang dari 20 F dibawah perkiraan titik nyala dari

sample.

3. Mengisi mangkok (test cup)dengan sample hingga batas (kira-kira 50

ml) dan membersihkan bila ada sample yang membasahi dinding

mangkok, memasang penutup (lid) yang telah diberi thermometer ke

dalam bath.

4. Menyalakan test flame, mengatur nyala pada test flame sehingga

mencapai ukuran sebesar bead yang terdapat pada penutup, mengatur

pula kenaikan temperatur sebesar 1 derajat setiap 30 – 60 detik.

5. Jika temperatur sample di dalam mangkok 10 F di bawah titik nyala

yang diperkirakan, menyulutkan test flame ke dalam mangkok sample

dengan memutar peralatan pada penutup mangkok. Mengulangi cara ini

setiap kenaikan 1, sehingga menyusutkan test flame menyebabkan uap

mangkok sample menyala, mencatat temperatur saat sample menyala.

6. Untuk menentukan titik bakar, lanjutkan pemanasan dengan perlahan -

lahan, dengan kenaikan kurang lebih 10 F setiap menit, melanjutkan

Page 67: Analisa Fluida Reservoir

53

penyulutan dengan test flame setiap kenaikan 5 F hingga sample

menyala atau menyala 5 detik, mencatat temperatur tersebut sebagai

titik bakar.

7. Lakukan koreksi jika terdapat tekanan barometer lebih kecil dari pada

tabel di bawah ini :

Tabel 6.1. Koreksi Tekanan Barometer

6.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan

6.5.1. Analisa

Tabel 6.1 Data Sampel

Parameter Data Umum Data KelompokTitik Nyala 77.5 °C = 171.5 °F 75.6 °C = 168.08 °FTitik Bakar 93.5 °C = 200.3 °F 90.6 °C = 195.08 °F

6.5.2. Perhitungan

1. Perhitungan Data Umum

Flash Point :

77.5˚C = ……… ˚F

= (9/5 x 77.5 ) + 32

= 171.5 ˚F

77.5˚C = ……… ˚K

= 77.5+ 273

= 350.5 ˚K

77.5˚C = ……… ˚Rn

= (77,5 x 1.8) 460

= 631.17 R

Tekanan Barometer ( mm Hg )

Koreksi

F C

751 – 835 5 2,8

634 – 550 10 5,5

Page 68: Analisa Fluida Reservoir

54

Fire Point

93.5˚C = ……… ˚F

= (9/5 x 93.5) + 32

= 200.3 ˚F

93.5˚C = ……… ˚K

= 93.5+ 273

= 366.5 ˚K

93.5˚C = ……… ˚Rn

= (93.5 x 1.8) 460

= 659.97 R

2.Perhitungan Data Kelompok

Flash Point :

75.6˚C = ……… ˚F

= (9/5 x 75.6) + 32

= 168.08 ˚F

75.6˚C = ……… ˚K

= 75.6+ 273

= 348.6 ˚K

75.6˚C = ……… ˚Rn

= (75.6 x 1.8) 460

= 627.75 R

Fire Point

90.6˚C = ……… ˚F

= (9/5 x 90.6) + 32

= 195.08 ˚F

90.6˚C = ……… ˚K

= 90.6+ 273

= 363.6 ˚K

90.6˚C = ……… ˚Rn

Page 69: Analisa Fluida Reservoir

55

= (90.6 x 1.8) 460

= 654.75 R

Tabel 6.2 Hasil Perolehan Analisa Kelompok

Kelompok Titik Nyala Titik Bakar1 194.34 158.722 202.28 160.883 198.68 168.084 200.48 169.705 200.48 177.686 171.5 171.50

6.6. Pembahasan

Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak

yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin

tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar. Hal ini juga dipengaruhi

oleh temperatur.

Dalam percobaan kali ini pada data umum, temperatur flash point (titik

nyala) sebesar 80.3 oC = 176.54 oF sedangkan untuk fire point (titik bakar)

didapat sebesar 94.8 oC = 202.64 oF. Dan untuk data kelompoknya yaitu

temperatur flash point (titik nyala) sebesar 77.8 oC = 172.04 oF sedangkan

untuk fire point (titik bakar) didapat sebesar 93.6 oC = 200.48 oF. Untuk

percobaan penentuan flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar),

praktikan melakukan pengetesan tentang titik nyala dan titik bakar pada

sampel minyak yang telah disediakan. Dimana sampel minyak mentah

dimasukkan ke dalam test cup dan air ke dalam bath kemudian dipanasi.

Setelah beberapa menit dipanasi, kita dapat mengamati terjadinya flash

point (titik nyala) dan fire point (titik bakar).

Flash point (titik nyala) dapat kita amati apabila dilakukan penyulutan,

sampel akan menyala beberapa saat saja. Sedangkan fire point (titik bakar)

terjadi bila nyala yang dihasilkan lebih lama dari flash point (minimal / kira-

kira berlangsung selama 5 detik).

Page 70: Analisa Fluida Reservoir

56

Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak

yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin

tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar. Penentuan titik nyala dan

titik bakar dari minyak mentah ini sangat penting dalam mengatisipasi

timbulnya kebakaran pada peralatan produksi, karena temperatur minyak

terlalu tinggi yang biasanya terjadi akibat adanya gesekan antara minyak

dengan flow line, sehingga kita dapat melakukan pencegahan lebih dini.

Dari analisa dan perhitungan di atas juga disertakan data dari tiap

kelompok, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik di bawah ini :

Grafik 6.1 Titik Nyala Dan Titik Bakar Dari Data Tiap Kelompok dan Data Umum

Jika kita perhatikan grafik di atas, nilai dari titik bakar lebih besar dari

pada titik nyala. Pada data kelompok I, titik nyala = 172.04 oF dan titik

bakar = 200.48 oF, juga pada data kelompok II, kelompok III, IV,V maupun

kelompok VI. Dan kelompok VII yang diperoleh dari data umum.

158.72160.88 168.08 169.7 171.68

200.3194.36 202.28 196.68 200.48 200.48

171.5

0

50

100

150

200

250

0 2 4 6 8

Titik

Nya

la d

an T

itik

Baka

r

Kelompok

Grafik Titik Nyala dan Titik BakarSetiap Kelompok

Tititk Bakar

Titik Nyala

Page 71: Analisa Fluida Reservoir

57

Grafik 6.2 Titik Nyala Dan Titik Bakar Dari Data Tiap Kelompok

Jika kita perhatikan grafik di atas, nilai dari titik bakar lebih besar dari

pada titik nyala. Pada data kelompok I, titik nyala = 172.04 oF dan titik

bakar = 200.48 oF, juga pada data kelompok II, kelompok III, IV,V maupun

kelompok VI. Akan tetapi, bentuk dari grafik tersebut kurang begitu tepat,

mungkin karena adanya kesalahan di dalam praktikum. Seharusnya, bentuk

grafik antara titik bakar (fire point) dan titik nyala (fire point) itu sama

karena titik nyala (flash point) berbanding lurus terhadap titik bakar (fire

point).

158.72160.88 168.08 169.7 171.68

200.3194.36 202.28 196.68 200.48 200.48

171.5

0

50

100

150

200

250

0 2 4 6 8

Titik

Nya

la d

an T

itik

Baka

r

Kelompok

Grafik Titik Nyala dan Titik BakarSetiap Kelompok

Tititk Bakar

Titik Nyala

Page 72: Analisa Fluida Reservoir

58

6.7. Kesimpulan

1. Titik nyala adalah titik terendah diman crude oil mudah terbakar, tapi

hanya sebagai kedipan sesaat.

2. Titik bakar adalah titik terendah dimana suatu produk petroleum

terbakar 5 detik.

3. Semakin tinggi viscositasnya semakin sulit terbakar, begitu juga

sebaliknya.

4. Fungsi mempelajarin titik nyala dan titik bakar adalah untuk safety atau

keselamatan di lapangan.

5. Alat yang digunakan adalah tag closed tested, shield, dan thermometer.

Bahan yang digunakan adalah crude oil dan water

Page 73: Analisa Fluida Reservoir

59

BAB VII

PENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARA

COBA-COBA (TENTATIVE METHODE)

7.1. Tujuan Percobaan

1. Mengetahui definisi viscositas.

2. Mengetahui jenis-jenis viscositas.

3. Mengetahui definisi cairan newtonia dan contohnya.

4. Mengetahui definisi cairan non-newtonia dan contohnya.

5. Mengetahui hubungan viscositas gass dan cairan deengan suhu.

7.2. Teori Dasar

Viscositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya tahanan

tegangan geser oleh fluida tersebut. Viskositas berhubungan dengan fluida

yang tidak encer. Adanya gesekan atau friksi antar lapisan lapisan fluida

menyebabkan kehilangan energi. Viskositas gas meningkat dengan suhu,

tetapi Viskositas cairan berkurang dengan naiknya suhu. Karena Cairan

dengan molekul-molekul yang jauh lebih rapat daripada gas, mempunyai

gaya-gaya kohesi yang jauh lebih besar daripada gas.

Viscositas dapat juga diartikan sebagai keengganan cairan untuk

mengalir, yang didefinisikan sebagai gaya yang bekerja pada suatu bidang

horizontal yang terpisah pada satuan jarak dari kedua bidang, dimana bidang

pertama bergerak sepenjang suatu satuan kecepatan.

Ada dua macam viscositas, yaitu :

1. Viskositas kinematik merupakan waktu aliran atau eflux timer teratur.

Peralatan ini dikalibrasikan dengansuatu minyak standar yang

mempunyai viskositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap

air didalam Master Viskosimeter atau dengan perbandingan langsung

dengan Viskosimeter yang dikalibrasikan secara teliti. Sample dengan

Page 74: Analisa Fluida Reservoir

60

volume tertentu dan temperatur tertentu dialirkan melalui pipa kapiler

yang telah dikalibrasi dan waktunya telah diukur.

2. Viskositas dinamis atau viskositas absolut unit cgs dari viskositas

dinamis (Va) adalah poise, yang mana mempunyai dimensi gram / cm /

detik. Viskositas kinematik (Vk) adalah viskositas dinamik dibagi

dengan densitas (Va/d), dimana keduanya diukur pada temperatur yang

sama.

Unit dari viskositas kinematik adalah stoke, yang mempunyai dimensi

cm2/detik, tetapi dalam industri perminyakan biasanya dinyatakan dengan

centi stoke (stoke / 100).

Viscositas merupakan sifat fisik yang akan berpengaruh terhadap fluida

untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan mengalir dengan kecepatan

yang rendah. Dengan demikian viscositas berbanding terbalik dengan

kecepatan alirnya, yang merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk

menentukan karakteristik alirannya. Untuk menjamin aliran dalam aliran

pipa, harus digunakan viscometri yang memiliki ukuran viscometer dengan

pipa kapiler tertentu sehingga alirannya lebih dari 200 detik.

Kekentalan kinematik dapat diukur dengan persamaan dibawah ini :

V = C x T

Dimana :

V = kekentalan kinematis (centistoke).

C = konstanta kalibrasi viscometer.

T = waktu alir (dedik).

Dalam cairan hidrokarbon dapat dibuat suatu generalisasi, yaitu :

viscositas naik dengan naiknya tekanan

viscositas turun dengan bertambahnya gas dalam larutan

Umumnya pengaruh pemampatan dalam kenaikan viscositas

dikalahkkan oleh pengaruh gas yang terlarut sehingga viscositasnya

menurun dengan naiknya tekanan, karena bertambahnya gas yang terlarut.

Page 75: Analisa Fluida Reservoir

61

Penurunan viscositas dengan naiknya tekanan ini hanya sampai batas

kejenuhan (tekanan). Tekanan yang lebih besar tidak akan menambah

jumlah gas yang terlarut.

Fluida adalah zat yang berubah bentuk secara kontinu bila terkena

tegangan geser, betapun kecilnya tegangan geser itu. Atau bisa juga

didefinisikan sebagai zat yang mengalir.

Fluida diklasifikasikan menjadi:

1. Fluida Newtonian

Fluida yang tegangan gesernya berbanding lurus secara linier dengan

gradien kecepatan pada arah tegak lurus dengan bidang geser. Fluida

newtonian akan mengalir terus tanpa dipengaruhi gaya-gaya yang

bekerja pada fluida. Sebagai contoh, air.

2. Fluida non-Newtonian

Fluida yang akan mengalami perubahan viskositas ketika terdapat gaya

yang bekerja pada Fluida tersebut atau terdapat hubungan tak linier

antara besarnya tegangan geser yang diterapkan dan laju perubahan

sudut.

Grafik 7.1. Viscositas Minyak Sebagai Fungsi Tekanan

Viscositas

Tekanan

Page 76: Analisa Fluida Reservoir

62

Sedangkan cairan Newtonia adalah cairan yang memiliki perbandingan

antara shear dengan shear strees.

Grafik 7.2. Perbandingan Antara Shear Stress Dengan Shear Rate

Shear Strees Bahan plastik

Newtonian

Shear rate

Definisi :

1. Viscositas Dinamika atau Viscositas Absolut Unit cgs dari viscositas

dinamis (va) adalah poise, yang mempunyai dimensi gram/cm detik.

2. Viscositas Kinematika (vk) adalah viscositas dinamika dibagi dengan

densitas, dimana kinematika diukur pada temperatur yang sama. Unit

dari viscositas kinemtika adalah stoke, yang mempunyai dimensi

cm2/detik, tetapi dalam industry perminyakan biasanya dinyatakan

dalam sentistoke (stoke/100).

3. Cairan Newtonian (sample) adalah cairan yang mempunyai

perbandingan yang linier anatara shear rate dengan shear stress.

Prinsip Pengukuran :

Sample dengan volume tertentu dan temperature dialirkan melalui suatu

pipa yang telah dikalibrasikan dan diukur waktunya. Viskositas kinematika

merupakan waktu alir dari efflux time terukur. Peralatan dikalibrasikan

dengan suatu cairan standard yang mempunyai viscositas yang ditentukan

dengan cara referensi terhadap air dalam master viscometer atau dengan

perbandingan langsung dengan viscometer yang dikalibrasikan secara teliti.

Page 77: Analisa Fluida Reservoir

63

7.3. Peralatan dan Bahan

7.3.1. Peralatan

1. Master Viskometer merupakan pipa kapiler dari kaca yang

mempunyai harga (B/t) kurang dari 0,1 % dari harga (C x t).

2. Viskometer, terbuat dari kaca, dipakai untuk mengukur dalam

percobaan ini.

3. Thermometer, yang mempunyai range pengukuran seperti pada

table di bawah ini :

4. Bath

5. Timer

6. Kalibrasi-kalibrasi sesuai dengan salah satu metode di bawah ini :

Basic Calibration

Menentukan waktu air dalam detik dari destilated water

pada master viscometer. Air harus mempunyai waktu alir

minimum 200 detik pada temperature test. Kemudian hitung

konstanta C dengan persamaan:

C = Vh / t

Dimana :

Vh = viscositas kinematik air (1,0038 cs pada 20 C)

C = konstanta viscometer

t = waktu alir (detik)

Maka harga konstanta C dapat ditentukan :

C = 1.0038/t

Kemudian menentukan viscositas sample hidrokarbon ke-1

yang lebih viscous dari air pada viscometer yang sama, dan

kemudian gunakan harga viscositas di atas untuk kalibrasi pada

viscometer ke-2 dengan diameter kapiler yang lebih besar.

Gunakan persamaan C = V-h2 / t untuk menghitung harga

konstanta C dari master viscometer kedua :

Page 78: Analisa Fluida Reservoir

64

C = Vh2/t

Dimana :

Vh2 = viscositas kinematik dari hidrokarbon yang digunakan

untuk kalibrasi.

Setelah viscometer ke-2 dikalibrasi, harga viscositas kinematik

dapat ditentukan untuk sample hidrokarbon dengan viscositas

yang lebih besar. Harga viscositas tersebut digunakan untuk

menentukan kalibrasi viscometer ke- 3. Seperti pada

viscometer ke-2, jadi untuk viscometer ke-3 perlu dua

hidrokarbon untuk menentukan konstanta viscometernya.

Kalibrasi Viscometer dengan Minyak Standard

Lihat table 7.2. dan 7.3. Ukur waktu aliran untuk cairan

(air destilasi, table 7.2. dan 7.3.). Minimum waktu aliran untuk

setiap minyak standard pada setiap tabung yang dikalibrasi

harus kurang dari 200 detik. Koefisien viscometer B adalah

koefisien energy kinematik yang digunakan pada viscometer

yang mempunyai aliran kapiler sangat kecil dan konstanta C

berharga 0,05 atau lebih kecil.

)()()(

)(22122

12

2

21 xtVxtVtt

xttB hh

Dimana:

t1 = waktu alir (minimum 200 detik) untuk hidrokarbon

yang mempunyai viscositas kinematik Vh2

t2 = waktu alir untuk hydrocarbon yang mempunyai

viscositas kinematik Vh2

Hitung konstanta C :

t

BtVC h )(

Page 79: Analisa Fluida Reservoir

65

Dimana:

Vh = viscositas kinematik hydrocarbon yang dgunakan

untuk kalibrasi

B = koefisien viscometer dari persamaan sebelumnya

Terkahir ulangi viscositas kinematik dari suatu hydrocarbon

yang diinginkan dalam centistokes, sebagai berikut:

Viscositas kinematik (Vh) :

(C x t) – (B/t)

Tabel 7.1 ASTM Kinematic Thermometers

Range Temperatur

( oF )

Sub

Difision

( oF )

ASTM

Temperatur

( oF )

-61 ≈ -29 0,2 43

-67,5 ≈ -62,5 0,1 74

-42,5 ≈ -37,5 0,1 73

-2,5 ≈ 2,5 0,1 72

66,5 ≈ 71,5 0,1 44

74,5 ≈ 79,5 0,1 45

97,5 ≈ 102,5 0,1 28

119,5 ≈ 124,5 0,1 46

127,5 ≈ 132,5 0,1 29

137,5 ≈ 142,5 0,1 47

177,5 ≈ 162,5 0,1 48

207,5 ≈ 212,5 0,1 30

Page 80: Analisa Fluida Reservoir

66

7.3.2. Bahan

1. Cairan Newtonian (sampel)

2. Air

3. Obat penyaring

Gambar 7.1 Viskometer

Gambar 7.2 Timer

Gambar 7.3 Minyak Mentah

Page 81: Analisa Fluida Reservoir

67

7.4. Prosedur Percobaan

1. Atur temperatur bath dengan thermometer berketelitian sampai dengan

0,02 oF, atau dengan thermometer berketelitian sampai 0,05 oF,

temperature lebih kecil dari 60 oF.

2. Saring sample secukupnya dengan saringan 200 mesh atau penyaring

lain yang sesuai, untuk membuang partikel-partikel padat atau air. Bila

temperatur kurang rendah gunakan obat penyaring.

3. Ambil viscometer yang bersih dan kering dengan waktu alir lebih dari

200 detik.

4. Pasang pemegang viscometer di dalam bath sampai viscometer

mencapai temperatur pengukuran yang dinginkan (selama 5 menit

untuk mencapai temperatur 100 oF atau 10 menit untuk mencapai

temperatur 210 oF).

5. Gunakan peralatan penghisap untuk menaikkan sampel masuk ke dalam

pipa kapiler sampai batas bawah sampel kurang lebih 5 mm di atas

garis batas atas sampai dari viscometer (pada awal pengukuran).

6. Catat waktu yang diperlukan (dengan ketelitian 0,1 detik) sampel untuk

bergerak (mengalir) dari garis batas (awal pengukuran).

7. Catat waktu yang diperlukan (dengan ketelitian 0,1 detik) sampel untuk

bergerak (mengalir) dari garis batas (awal pengukuran) pada

viscometer. Bila waktu yang diperlukan kurang dari 2 detik, ganti

viscometer dengan viscometer yang mempunyai pipa kapiler yang lebih

kecil, ulangi prosedur tersebut.

8. Lakukan percobaan 2 (dua) kali, bila hasil yang diperoleh dari kedua

percobaan sasuai dengan repeatabilitas, maka gunakan harga rata-rata

untuk menghitung viscositas kinematiknya.

9. Hitung viscositas kinematika dalam centistokes dengan cara

perhitungan diatas.

Catatan : Untuk viscometer dengan harga B/t besar atau sama dengan

(0,001 x C x t), maka gunakan persamaan sebagai berikut :

Viscositas kinematik :

Page 82: Analisa Fluida Reservoir

68

Cs = C x t

Table 7.2. Viscositas standard

Table 7.3. NBS Viscosity Standard

Viscosita

s Minyak

Standard

(ASTM)

Approximate Kinematic Viscosity

600F 770F 860F 1000F 1040F 1220F

D 2.5 2.2 1.8

H 9.1 7.7 5.4

I 15 12 8

J 25 20 12

K 50 39 22

L 110 64 43

M 390 280 130

N 1600 1100 460

OB 38000 24000 7000

P 30000 22000 10000

Viscositas Minyak

Standard

(ASTM)

Approximate Kinematic Viscosity

-650F -400F -1000F -1220F -2100F

S 3 340 66 3

S 6 6

S 20 20

S 60 60

S 200 200

S 600 60 280 32

S 2000 2000

Page 83: Analisa Fluida Reservoir

69

7.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

7.5.1 Analisa

Tabel 7.4. Data Hasil Analisazx

7.5.2. Perhitungan

CA =241

0038.1

A

hA

T

V= 0.004165

Vh = CA x T1

= 0.004165. 362

= 1.50773 cs

Vh1 = CA x T2A

= 0.004165. 362

= 1.50773 cs

Sampel ViscometerViscometer

Kinematic

Waktu

Alir (dt)Konstanta

Kalibrasi

pada suhu

20 oC

Air I (25) VhA = 1,0038 cs AT 241

CA = (VhA/TA)

= 0.004165

Minyak I (50) Vh = 1.50773 cs 1T 362

Analisa

Minyak

SampelII (50) Vh1 = 1.50773 cs AT2 362

C2A = (Vh1/T2A)

= 0.004165Minyak

SampelII (100) Vh2 = 1,803445cs BT2 433

Page 84: Analisa Fluida Reservoir

70

C2A =623

.507731

2

1 A

h

T

V= 0.004165

Vh2 = C2A x T2B

= 0.004165 x 433

= 1.803445 cs

1. Kalibrasi peralatan untuk menentukan koefisien viscometer (B)

B = BA

BA

BA xTVhxTVhxTT

xTT22212

22

2

22

=

433803445,136250772,1433362

43336222

xxxx

= 093425.235445.56

746.156 x

= 652.8470901 cs.dt

2. Konstanta Peralatan Keseluruhan ( C )

C =2

BA CC

=2

2

228

2

21

B

B

A

A

T

T

BVh

T

T

BVh

=

2

433433

8470901.652803445.1

362362

8470901.65250773.1

Page 85: Analisa Fluida Reservoir

71

=2

007647.0009147.0

= 0,008397 cs/dt

3. Menghitung harga viskositas kinematik

BT

B

2

=334

1652.847090= 1.50773 cs

0,001 x C x T2B = 0,001 . 0.008397 cs/dt. 433 dt

= 0.003636 cs

Maka, harga viscositas kinematik = C . T2B

= 0.008397 cs/dt . 433 dt

= 3.635901 cs

7.5. Pembahasan

Dalam percobaan sebelumnya (Spesific Gravity), kita menentukan SG

suatu minyak. Spesifik Grafity memiliki hubungan dengan viskositas,

dimana minyak yang memiliki Spesific grafity yang lebih besar, maka

memiliki viskositas yang tinggi pula.

Viscositas merupakan sifat fisik yang akan berpengaruh terhadap fluida

untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan mengalir dengan kecepatan

yang rendah. Dengan demikian viscositas berbanding terbalik dengan

kecepatan alirnya, yang merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk

menentukan karakteristik alirannya. Dengan mengetahui harga kinematik

dari suatu minyak maka dapat pula ditentukan besarnya tekanan yang

diperlukan untuk mengalirkan minyak tersebut melalui pipa.

Page 86: Analisa Fluida Reservoir

72

7.6. Kesimpulan

1. Viscositas adalah keengganan fluida untuk mengalir.

2. Viscositas dibagi menjadi 2 yaitu, Viscositas Kinematik dan Viscositas

Dinamik.

3. Cairan newtoinan adalah cairan yang bila diberi gaya dari luar

viscositas nya tetap, contohnya : air.

4. Cairan non newtoinan adalah cairan yang bila diberi gaya dari luar

viscositas nya berubah, contohnya : minyak.

5. Viscositas gas meningkat seiring naiknya suhu dan viscositass cairan

seiring naiknya suhu.

Page 87: Analisa Fluida Reservoir

73

BAB VIII

ANALISA KIMIAWI AIR FORMASI

8.1. TujuanPercobaan

1. Mengetahui definisi air formasi.

2. Mengetahui kegunaan air formasi.

3. Mengetahui sifat-sifat fisik air formasi

4. Mengetahui efek air formasi terhadap pipa produksi.

5. Mengetahui kandungan yang ada di air formasi.

8.2. TeoriDasar

Air formasi merupakan faktor utama yang berkaitan dengan

pembentukan scale. Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada

matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan di

permukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci

ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh

terhadap penurunan laju produksi produksi. Bisa juga disederhanakan, scale

adalah hasil kristalisasi dan pengendapan mineral dari air formasi yang

terproduksi bersama minyak dan gas

Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat

dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut

terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga

tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi.

Mekanisme terbentuknya kristal-kristal pembentuk scale berhubungan

dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan

kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi,

terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan

berpengaruh terhadap kelarutan komponen.

Air formasi biasanya disebut dengan oil field water atau connate

waterintertial water adalah air yang diproduksikan ikut bersama-sama

dengan minyak dan gas. Air ini biasanya mengandung bermacam-macam

Page 88: Analisa Fluida Reservoir

74

garam dan asam, terutama NaCl sehingga merupakan air yang asam bahkan

asam sekali.

Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon

karena memang di dalam suatu akumulasi minyak, air selalu menempati

sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan maksimal 100% dari

keseluruhan pori.

Untuk menganalisa air formasi secara tepat, dipakai klasifikasi air

formasi yang digambarkan, secara grafis hal ini dimaksudkan untuk

mengidentifikasi sifat air formasi dengan cara yang paling sederhana tetapi

dapat dipertanggungjawabkan, hanya kelemahannya tergantung pada

spesifikasinya.

Pengambilan sample air formasi dilakukan di kepala sumur dan atau di

separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari kaca atau

plastic agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion Hidrogen karena

akan mempengaruhi kebasahan sample.

Percobaan yang dilakukan adalah dengan menentukan pH, Alkalinitas,

penentuan kandungan kalsium, Magnesium, Barium, Sulfat, Ferro, Klorida,

Sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat (CaCO3).

1. Penentuan Kalsium dan Magnesium

Untuk kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan

kesadahan totalnya.

2. Penentuan Alkalinitas

Alakalinitas dari suatu cairan biasa dilaporkan sebagai CO3-, HCO3

- dan

OH-, yaitu dengan menitrasi air sample dengan larutan asam yang

lemah dan larutan indicator. larutan penunjuk (indicator) yang

digunakan dalam penentuan kebasahan CO3- dan OH- adalah

Phenolphtelein (PP), sedangkan Methyl Orange ( MO ) digunakan

sebagai indicator dalam penentuan HCO3-.

3. Penentuan Klorida

Unsur ion baku ditentukan dalam air formasi ialah Cl, yang

konsentrasinya lemah sampai pekat. Metode mohr selalu digunakan

Page 89: Analisa Fluida Reservoir

75

dalam penentuan kadar klorit, tanpa perbaikan nilai pH. Cara pengujian

dapat ditentukan untuk fluida yang bernilai pH antara 6 sampai 8.5 dan

hanya ion SO yang sering mengganggu. gangguan dapat diketahui dari

warna etelah titrasi dengan larutan AgNO3 warna abu-abu sampai hitam.

Bila hal ini dapat diketahui sebelumnya, ion ini dapat dihilangkan

dengan cara mengasamkan contoh air yang akan diperiksa dengan

larutan asam senyawa (HNO) dan dimasak selama 10 menit. setelah

didinginkan, naikan pH samapi 6 hingga 8.5 dengan NHOH., larutan

buffer kesadahan total atau larutan buffer Calver, dan tidak sekali-sekali

mengurangi pH dengan HCL.

4. Penentuan Sodium

Sodium tidak ditentukan di lapangan, karena nilai sodium tidak dapat

dianggap nilai yang nyata atau absolut. Perhitungannya ialah dengan

pengurangan jumlah anion dengan jumlah kation dengan me/L

kesadahan total tidak dimasukkan dalam jumlah perhitungan ini. Air

formasi selain berasal dari lapisan lain yang masuk ke dalam lapisan

produktivitasnya yang disebabkan oleh :

1. Penyemenan yang kurang baik

2. Kebocoran casing yang disebabkan oleh:

Korosi pada casing.

Sambungan kurangrapat.

Pengaruh gaya tektonik (patahan).

Adapun keadaan air formasi mempunyai sifat-sifat :

1. Sifat fisika , dimana meliputi :

Kompresibilitas

Kelarutan gas didalam air

Viskositas air

Berat jenis

Konduktifitas

Page 90: Analisa Fluida Reservoir

76

2. Sifat kimiawi, dimana meliputi :

Ion-ion negative (Anion)

Ion-ion positif (Kation)

Pengambilan contoh air formasi sebaiknya dari kepala sumur dan atau

separator dengan pipa plastic lentur jangan dari bahan tembaga (Cu) karena

mudah larut. Peralatan harus bersih dari bekas noda dan di cuci alirkan

dengan air formasi yang akan diambil.

Alkalinitas CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan di tempat pengambilan

contoh, karena ion-ion ini tidak stabil seiring dengan waktu dan suhu. Untuk

itu pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar

barium harus dilkukan segera setelah contoh diterima, karena unsur BaSO4

terbatas kelarutannya, karena barium bereaksi dengan cepat terhadap SO4

sehingga akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan

kesalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO4 juga cepat bereaksi

dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun.

Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sisem

klasifikasi dari air formasi, hal ini dapat memudahkan pengerjaan

pengidentifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplot hasil

analisa air formasi tersebut, hal ini memudahkan kita dalam korelasi

terhadap lapisan –lapisan batuan dari sumur secara tepat.

Beberapa kegunaan yang paling penting dari analisa air formasi ini adalah:

1. Untuk korelasi lapisan batuan

2. Menentukan kebocoran casing

3. Menentukan kualitas sumber air untuk proses water flooding

Identifikasi kecenderungan pembentukan scale juga dapat dilakukan

secara matematik dengan menghitung besarnya harga kecenderungan

pembentukan scale (scale tendency). Metode yang digunakan berbeda-beda

untuk tiap jenis scale. Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan

scale kalsium karbonat dapat dilakukan dengan menggunakan metode

Langelier, Ryznar, Stiff-Davis, serta metode Oddo-Tompson. Sedangkan

Page 91: Analisa Fluida Reservoir

77

perkiraan kecenderungan terbentuknya scale kalsium sulfat dilakukan

dengan menggunakan metode Case dan metode Skillman-McDonald-Stiff.

Metode-metode tersebut diatas mempunyai keterbatasan-keterbatasan dan

keakuratan hasilnya tergantung pada data analisa air yang representatif

untuk tiap kondisi yang dianalisa.

Hal-hal pokok yang perlu diperhatikan dalam pemilihan dan

penggunaan metode perhitungan kelarutan antara lain adalah sebagai

berikut:

1. Metode Langelier hanya diperuntukkan untuk air tawar dan tidak

dapat digunakan pada analisa air formasi, sehingga membutuhkan

perhitungan konversi untuk digunakan pada air formasi.

2. Metode Stiff and Davis merupakan modifikasi dari metode

Langelier, dan dapat digunakan untuk menganalisa air formasi,

tetapi hanya pada kondisi tertentu, sehingga untuk menganalisa

pada kondisi reservoir diperlukan perhitungan ekstrapolasi.

3. Perhitungan kecenderungan pembentukan scale kalsium sulfat

dengan menggunakan metode Skillman-McDonald-Stiff, hanya

dapat digunakan pada air formasi dengan kandungan total padatan

(total dissolved solids, TDS) kurang dari 150.000 mg/lt, sehingga

untuk air formasi dengan TDS lebih besar dari batas tersebut harus

ditentukan dengan ekstrapolasi.

Identifikasi terhadap mekanisme dan kondisi pembentukan, lokasi

terbentuknya scale serta komposisi endapan yang terbentuk merupakan

langkah awal dalam perencanaan program penanganan, baik pencegahan

maupun penanggulangan yang effektif.

Page 92: Analisa Fluida Reservoir

78

Hasil Perhitungan SI digunakan untuk identifikasi terbentuknya Scale

dengan kriteria :

1. Jika SI negatif berarti air tidak di jenuhi CaCO3 atau kelarutan yang

dihasilkan lebih besar dari padatan yang dilarutkan,pada

konsentrasi ini cenderung terbentuk scale dan air tersebut bersifat

korosif.

2. Jika SI positip berarti air di jenuhi CaCO3 sehingga cenderung

terbentuk scale.

3. Jika harga SI = O , berarti air berada dalam kondisi jenuh

Pencegahan dan Penanggulangan Scale :

1. Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha yang preventif yang

dilakukan sebelum terbentuk endapan scale.

2. Apabila endapan scale telah terbentuk maka harus ditanggulangi

untuk menghilangkan scale yang telah terbentuk tersebut.

Penanggulangan endapan scale ini dapat dilakukan secara mekanik,

kimiawi ataupun secara kombinasi antara mekanik dan kimia.

Mengatasi Endapan Scale :

1. Menghilangkan Scale di Pipa-Pipa

Dengan kombinasi penggunaan zat kimia dan line Scrapper atau

line pigging

2. Menghilangkan Scale Di dalam Sumur dan Formasi

1. Pembersihan Scale pada tubing dan perforasi

2. Pembersihan scale dari ruang pori dan rekahan (Well

Stimulation) dengan cara menginjeksikan asam kedalam

formasi produktif.

Ada 3 metode pengasaman meliputi :

1. Matrix Acidizing.

2. Acid Fracturing.

3. Acid Washing.

Page 93: Analisa Fluida Reservoir

79

8.3. PeralatandanBahan

8.3.1. Peralatan

1. Alat titrasi

2. Labu ukur

3. pH paper strip

4. Alat ukur elektrolit

5. Pipet

8.3.2. Bahan

1. Sample air formasi

Gambar 8.1Alat Titrasi

Gambar 8.2Labu Ukur

Page 94: Analisa Fluida Reservoir

80

Gambar 8.3pH Paper Strip

Gambar 8.4.Pipet Ukur

Gambar 8.5 Pipet Tetes

Page 95: Analisa Fluida Reservoir

81

8.4. ProsedurPercobaan

8.4.1. Penentuan pH (Elektrolit)

1. Dengan menggunakan pH paper strip dapat langsung

menentukan harga pH dari sample setelah mencocokkan warna

pada standar pH paper strip, maka diperlukan kejelian dalam

memilih dan mencocokkan warna dari paper strip.

2. Dengan alat ukur elektrolit, kalibrasi alat sebelum digunakan

dengan cara : isi botol dengan larutan Buffer yang telah

diketahui harga pH-nya, masukkan elektroda pada botol yang

berisi larutan buffer. Putar tombol kalibrasi sampai digit

menunjukkan harga pH larutan buffer.

3. Cuci botol dan elektrodanya sebelum digunakan untuk menguji

sample dengan air destilasi untuk mencegah terjadinya

kontaminasi.

8.4.2. Penentuan Alkalinitas

1. Ambil contoh air pada gelas titrasi sebanyak 1 cc dan

tambahkan larutan PP (Phenolptalein) sebanyak 2 tetes.

2. Titrasi dengan larutan H2SO4 0,02 M sambil digoyang. Warna

akan berubah dari pink menjadi jernih. Catat jumlah larutan

asam tersebut sebagai Vp.

3. Tetesi lagi dengan 2 tetes MO (Metyl Orange), warna akan

berubah menjadi orange.

4. Titrasi lagi dengan H2SO4 0,02 M sampai warna menjadi merah

/ merah muda. Catat banyaknya larutan asam total yaitu jumlah

asam (2) + asam (4) sebagai Vm.

Perhitungan

Kebasahan P = Vp / banyaknya cc contoh air

Kebasahan M = Vm / banyaknya cc contoh air

Konsentrasi untuk setiap ion dalam mili ekivalen (me/L) dapat

ditentukan dari tabel berikut :

Page 96: Analisa Fluida Reservoir

82

Tabel 8.1Harga Kebasahan Setiap Ion

HCO3 CO3

OH

P = 0 M 20 0 0

P = M 0 0 20 P

2P = M 0 40 P 0

2P < M 20 ( M 2P ) 40 P 0

2P > M 0 40 ( M P ) 20 ( 2P M )

8.4.3. Penentuan Kalsium dan Magnesium

Untuk menentukan kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu

ditentukan kesadahan totalnya.

1. Penentuan Kesadahan Total

Ambil 20 ml air suling dalam gelas titrasi, tambahkan 2 tetes

larutan buffer kesadahan total, dan 1 tetes laarutan indicator.

Warnanya harus biru asli (vivid blue) atau jernih sekali.

Kalau terdapat kemerah-merahan, tetsi sedikit dengan larutan

titrasi kesadahan total (1 ml = 2 epm) sambil digoyang

hingga berwarna biru asli (jernih). Jangan sampai berlebihan,

volume titrasi ini tidak dihitung.

Tambah 5 ml contoh air, warna akan berubah menjadi merah

(bila kesadahan memang ada).

Titrasi dengan larutan kesadahan total (1 ml = 20 epm) tetes

demi tetes sambil digoyang hingga warna berubah menjadi

biru asli (jernih).

Catat volume titrasi dan hitung kesadahan totalnya.

Perhitungan

Bila menggunakan larutan 1 ml = 2 epm

Kesadahan total, me/L =aircontohVolume

2* titrasiVolume

Page 97: Analisa Fluida Reservoir

83

Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm

Kesadahan total, me/L =aircontohVolume

20* titrasiVolume

2. Penentuan Kalsium

Ambil 20 ml air suling, tambah 2 tetes larutan buffer calver

dan 1 tepung indicator calcer II, warna akan berubah menjadi

cerah.Bila warnanya kemerahan, titrasi dengan larutan

kesadahan total sampai warna kemerahan hilang.

Tambahkan 5 cc air yang dianalisa. Bila ada Ca, warna

larutan berubah menjadi kemerahan.

Titer dengan larutan titrasi kesadahan total (1 ml = 20 epm)

sambil digoyang sehingga warna berubah menjadi biru cerah

(jernih). Catat volume titrasi.

Perhitungan

Bila menggunakan larutan 1 ml = 2 epm

Kalsium, me/L =aircontohml

2* titerml

Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm

Kalsium, me/L =aircontohml

20* titerml

Konversi kadar Ca dalam mg/L = Ca, mg/L * 20

3. Penentuan Magnesium

Magnesium ditentukan dengan dua cara sebagai berikut :

Magnesium, me/L =( kesadahan total, me/L)– ( kalsium, me.L )

Magnesium, me/L =Magnesium, me/L * 12,2

Page 98: Analisa Fluida Reservoir

84

8.4.4. Penentuan Klorida

1. Mengambil 20 ml air sample, menambahkan 5 tetes KcrO,

warna akan menjadi bening.

2. Mentitrasi dengan larutan AgNO3 1 ml = 0,001 g Cl sampai

warna coklat kemerahan, mencatat volume pentitrasi.

3. Jika menggunakan AgNO3 0,001 N :

Kadar Cl, mg/L=aircontohml

titerml 1000*

Jika menggunakan AgNO3 0,01 N :

Kadar Cl, mg/L=aircontohml

titerml 10000*

8.4.5. Penentuan Sodium

1. Mengkonversikan mg/L anion dengan me/L dan

menjumlahkan harganya.

5.35

/, LmgCl +

48

/,4 LmgSO

+30

/,3 LmgCO

+61

/,3 LmgHCO

+17

/, LmgOH

2. Mengkonversikan mg/L kation menjadi me/L dan

menjumlahkan harganya.

7.68

/,

6.18

/,

2.12

/,

20

/, LmgBaLmgFeLmgMgLmgCa

3. Kadar sodium ( Na ), mg/L = ( anion – kation ) 23

Page 99: Analisa Fluida Reservoir

85

8.4.6. Grafik Hasil Analisa Air

Hasil analisa air sering dinyatakan dengan bentuk grafik. Kita

dapat menandai perbedaan dari contoh air dengan membandingkan

dua macam contoh air (atau lebih) dari grafik tersebut. Metode yang

umum digunakan adalah metode stiff. Metode ini dapat diplot secara

logaritma atau normal antara konsentrasi kation pada sisi kiri titik

pusat dan konsentrasi anion diplot pada sisi kanan pusat.

Contoh :

Tabel 8.2.Harga Konsentrasi Komponen

KOMPONEN KONSENTRASI

Mg/L meL

Natrium

Kalsium

Magnesium

Barium

Klorrida

Sulfat

Karbonat

Bikarbonat

Iron

1794

39

19

0

1248

645

280

1440

13

78.04

1.95

1.65

0

39.19

13.43

9.33

23.80

0.23

8.4.7. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3

Air yang mengandung CO3 dalam bentuk apapun akan membentuk

kerak atau korosi , tergantung pH dan suhu . Hal ini dapat diketahui

dengan perhitungan indeks stabilitas air. CO3 yang terdapat didalam

air tersebut mungkin akan tersebut sebagai asam arang (H2CO3),

bikarbonat (HCO3), atau karbonat (CO3). Asam arang terdapat bila air

tersebut terlalu jenuh dengan CO3, bikarbonat terdapat bila nilai pH

air pada range 4 - 8.3, karbonat terdapat bila nilai pH air pada range

8.3 – 11. Rumusuntuk menghitung indeksstabilitas CaCO3 adalah:

SI = pH – K – pCa – pAlk

Page 100: Analisa Fluida Reservoir

86

Bila indeks berharga 0, berarti air tersebut secara kimiawi seimbang.

Bila indeks berharga positif, air tersebut mempunyai gejala membentuk

endapan. Bila indeks berharga negative, air tersebut bersifat korosif.

Nilai pH dan Konsentrasi ion Ca++, Mg++, Na++, CO-, SO4-, HCO3

-

Dimana : pH = Nilai pH pada pengukuran contoh air

K = Tenaga ion (ditandai m) dan suhu

Tenaga ion ini terdapat pada grafik I. Jumlah tenaga ion didapat dengan

mengalikan factor tiap - tiap ion dengan konsentrasi dalam air (dalam

me/L atau mg/L) kemudian dijumlahkan dan K ditentukan dari grafik

II.

pCa = konversi ion Ca++ dalam mg/L, lihat grafik II

pAlk = konversi ion HCO3- dalam mg/L, lihat grafik II

Setelah selesai perhitungan dapat digambarkan suatu kurva indeks

stabilitas terhadap suhu agar diperhatikan gejala relative pada air dari

segi – segi sistemnya.

Contoh permasalahan :

Hitung indeks stabilitas air pada suhu 50, 77, 177, dan 158 oF dengan

air pH = 6.9

Tabel 8.3.Indeks Stabilitas

Dengan menggunakan factor- factor yang terdapat pada grafik I, jumlah

tenaga ion dapat dihitung sebagai berikut:

ION me/L mg/L

Ca++

Mg++

Na+

Cl-

SO4-

HCO3-

12.0

20.4

295.5

253.5

41.7

13.8

240

249

6769

9000

2000

841

Page 101: Analisa Fluida Reservoir

87

Tabel 8.4.Perhitungan Tenaga Ion

Setelah menggunakan ion dari air dapat dihitung, tentukan nilai L dari

grafik I dimulai dari bawah grafik jumlah tenaga ion (µ), ikuti garis

tegak lurus hingga bertemu dengan kurva suhu, kemudian baca nilai K

ke sisi kiri.

Tabel 8.5.Harga Faktor K dan Suhu

SUHU Faktor K

50 oF

77 oF

122 oF

156 oF

2.9

2.65

2.15

1.5

Grafik II digunakan untuk menentukan nilai pCa dan pAlk. Tentukan

titik konsentrasi Ca++ pada nilai sebelah kiri grafik, tarik garis lurus

hingga bertemu pada kurva kiri. Ikuti garis kebawah untuk

menentukan nilai pCa. Cara yang sama untuk konsentrasi HCO3-

dengan kurva kekanan dan ke bawah untuk pAlk. Setelah didapat

harga pCa dan pAlk, maka hitung indeks stabilitas dengan rumus :

Indeks Stabilitas = pH – K pCa – pAlk

SI/50 oF = 6.9 – 2.90 -2.2 -1.85 = -0.05

SI/77 oF = 6.9 – 2.65 -2.2 -1.85 = 0.20

ION ( me/L ) *Faktor = me/L

Ca++

Mg++

Na+

Cl-

SO4-

HCO3-

12.0

20.4

295.5

253.5

41.7

13.8

* 5 x 10-5

* 1 x 10-3

* 1 x 10-3

* 5 x 10-5

* 1 x 10-5

* 5 x 10-5

= 0.1476

= 0.012

= 0.0204

= 0.1268

= 0.0417

= 0.0069

Jumlah tenaga ion = 0.3554

Page 102: Analisa Fluida Reservoir

88

SI/50 oF = 6.9 – 2.15 -2.2 -1.85 = -0.70

SI/50 oF = 6.9 – 1.50 -2.2 -1.85 = 1.35

Kesimpulan :

Air tersebut bergejala scalling pada suhu 54 oF ke atas

Air tersebut bergejala corrosive pada suhu 54 oF ke bawah

8.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

8.5.1. Analisa

pH air = 8

Volume sample = 10 cc

Konsentrasi ion CO3- = 10 me/l

Konsentarasi ion OH- = 3 me/l

Tabel 8.6.Tabulasi Konsentrasi Ion Anion dan Kation

Konsentrasi Anion Konsentrasi Kation

Anion BM Mg/L Me/ L(*) Kation BM Mg/L Me/L

Cl 35.5 24400 687,324 Ca++ 40 40 2

SO42 96 300 6,250 Mg++ 24 0 0

CO32 60 300 10 Fe++ 56 1000 35,714

HCO3 61 0 0 Ba++ 137 - -

OH 17 51 3 Na+

Anion 706,574 Kation 37,714

konversi mg/L ke me/L = ((mg/L)* valensi/BM)

Kadar Sodium ( Na+ ) = Anion Kation

= ( 706,574 37,714 ) mg/l

= 668,86

Page 103: Analisa Fluida Reservoir

89

OH-

HCO3-

CO3-

SO4-

(102) Cl-

Ba++

Fe3+ (10)

Ca++

Mg++

Na++ (102)

Grafik 8.1. Diagram Stiff – Davis

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tabel 8.6. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3

Ion Konsentrasi Faktor Koreksi Ion strengthMe/L x Koreksi

Me/L Me/LCl 687,324 6 104 0,412

SO42- 6,250 1 103 6,250 103

CO32- 10 1,5 103 0,015

HCO3- 0 5 103 0

Ca 2+ 2 2 103 4 103

Mg 2+ 0 1 103 0

Fe 3+ 35,714 1,5 103 0,0536

Ba 2+ - - -

Na + 668,86 2 104 1,34

Σ molar Ionic Strength 0,62485

Page 104: Analisa Fluida Reservoir

90

Grafik 8.2. Penentuan harga k pada CaCO3

Page 105: Analisa Fluida Reservoir

91

Gambar 8.3. Penentuan pAlk dan pCa

Page 106: Analisa Fluida Reservoir

92

Dari grafik diperoleh:

Tenaga ion keseluruhan ( k, dari grafik 8.1. ) pada suhu:

Pada temperatur 0 C = 3,64

Pada temperatur 20 C = 3,36

Pada temperatur 40 C = 2,92

Pada temperatur 60 C = 2,32

Pada temperatur 80 C = 1,68

Pada temperatur 100 C = 0,92

Harga pCa = 3,0

pAlk = 3,0

Harga indeks stabilitas CaCO3 ( SI ) = pH – K – pCa – palk

8.4.1. Perhitungan

Konversi Satuan

Cl - elektron valensi = 1

Konversi mg/L ke me/L =5.35

124400 x

= 687,323943 me/L

SO42- elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L =96

2300 x

= 6.25 me/L

CO32- elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L =60

2300 x

= 10 me/L

HCO3- elektron valensi = 1

Konversi mg/L ke me/L =61

10 x

= 0 me/L

Page 107: Analisa Fluida Reservoir

93

OH - elektron valensi = 1

Konversi mg/L ke me/L =17

151x

= 3 me/L

Ca 2+ elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L =40

240 x

= 2 me/L

Mg 2+ elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L =24

20 x

= 0 me/L

Fe 3+ elektron valensi = 3

Konversi mg/L ke me/L =56

31000 x

= 53.571 me/L

Ba+ electron valensi = 2

Konversi Mg/L ke me/L = -

Ion Strength

Cl - = (Me/L) x Koreksi

= 687,324 x 6 x 10-4

= 0,4124

SO42- = (Me/L) x Koreksi

= 6,250 x 1 x 10-3

= 6,250 x 10-3

CO32- = (Me/L) x Koreksi

= 10 x 1,5 x 10-3

= 0,015

HCO3- = (Me/L) x Koreksi

= 0 x 5 x 10-3

Page 108: Analisa Fluida Reservoir

94

= 0

Ca 2+ = (Me/L) x Koreksi

= 2 x 2 x 10-3

= 0,004

Mg 2+ = (Me/L) x Koreksi

= 0 x 1 x 10-3

= 0

Fe 3+ = (Me/L) x Koreksi

= 53,571 x 1,5 x 10-3

= 8,04 x 10-2

Ba 2+ = (Me/L) x Koreksi

= negatif

Na + = (Me/L) x Koreksi

= 651,003 x 2 x 10-4

= 1,302 x 10-1

Nilai SI ( Indeks Stabilitas )

SI 0 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 3,64 – 3,0 – 3,2

= -1,64

SI 20 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 3,36 – 3,0 – 3,2

= -1,36

SI 40 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 2,92 – 3,0 – 3,2

= -0,92

SI 60 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 2,32 – 3,0 – 3,2

= -0,32

SI 80 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 1,68 – 3,0 – 3,2

Page 109: Analisa Fluida Reservoir

95

= 0,32

SI 100 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 0,92 – 3,0 – 3,2

= 1,08

8.6. Pembahasan

Pengambilan sample air formasi dilakukan di kepala sumur dan / atau

di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari kaca

atau plastic agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion Hidrogen

karena akan mempengaruhi kebasahan sample. SI ( Stabilitas Indeks )

didapatkan dari beberapa data yaitu: temperatur, pH, K ( tenaga ion

keseluruhan ), pAlk, dan pCa. Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam

reservoir hidrokarbon karena memang di dalam suatau akumulasi minyak,

air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan

maksimal 100% dari keseluruhan pori. Pada data yang telah diberikan,

diketahui bahwa pH = 8, pCa = 3,0, pAlkali = 3,2. Untuk nilai k ( tenaga ion

keseluruhan ) didapat dengan membaca grafik Ionic Strength ( terlampir

dalam bagian lampiran ). Setelah pembacaan grafik kita lakukan, barulah

kita bisa menentukan harga SI (Stabilitas Indeks) pada temperatur tertentu

dimana kita mendapatkan pembacaan nilai k ( tenaga ion keseluruhan ).

Dari data tabel 8.8 di atas, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik

menjadi grafik seperti di bawah ini :

Page 110: Analisa Fluida Reservoir

96

Grafik 8.4. Stabilitas Indeks terhadap Temperatur ( oC )

Hari hasil perhitungan indeks stabilitas (SI), maka akan dapat diketahui

sifat – sifat dari air formasi yang diteliti dengan memperhatikan hubungan antara

pH air formasi, tenaga ion keseluruhan, temperatur, serta pCa dan pAlk, dimana

jika SI menunjukkan hasil yang positif, maka pada temperatur tersebut akan

cenderung untuk membentuk scale (bersifat basa). Sebaliknya, jika SI

menunjukkan hasil negatif maka pada temperatur tersebut air formasi akan

cenderung untuk membentuk korosi pada Alat yang digunakan – Alat yang

digunakan produksi (bersifat asam), akan tetapi jika SI menunjukkan hasil nol (SI

= 0) maka pada temperatur tersebut air formasi dalam keadaan setimbang dimana

tidak terbentuk scale maupun korosi.

-1.06:0

-1.36:20-0.92:40

-0.32:60

0.32:80

1.08:100

0

20

40

60

80

100

120

-2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5

Tem

pera

ture

C

Indeks Stabilitas

Tabel Data Indeks Stabilitas DenganTemperature

Temperature

Page 111: Analisa Fluida Reservoir

97

Grafik 8.5. Ion Keseluruhan (k) dan Temperature ( oC )

Grafik 8.2. merupakan hasil plot dari gambar 8.7.diatas maka jika dibuat

sebuah grafik hasil plot tersebut terlihat seperti pada grafik yang mana

menunjukkan bahwa jika semakin tinggin temperature maka nilai ion keseluruhan

(k) akan semakin kecil dan sebaliknya jika temperature semakin rendah maka nilai

ion keseluruhan akan semakin tinggi.

8.7. Kesimpulan

1. Air formasi adalah air yang ikut terproduksi bersama minyak pada saat

proses produksi.

2. Kegunaan air formasi antara lain untuk mengetahui kebocoran casing,

untuk korelasi lapisan batuan, dan pentuan kualitas air untuk water

flowding.

3. Sifat fisika air formasi, kompresibilitas, viscositas, densitass,

kunduktifitas dan kelarutan gas.

4. Jika air formasi bersifat asam akan menimbulkan sifat korosi pada pipa

produksi, sedangkan jika bersifat basa akan menimbulkan scale.

5. Kandungan air formasi antara lain kalsium, magnesium, dan klorida.

3.643.36

2.922.32

1.68

0.92

00.511.522.533.54

0 20 40 60 80 100 120

Tem

pera

ture

K (Tenaga Ion Keseluruhan)

Grafik Hubungan Tenaga Ion KeseluruhanVs Temperature.

Temperature

Page 112: Analisa Fluida Reservoir

96

BAB IX

PEMBAHASAN UMUM

Penentuan Kandungan Air dengan Dean dan Stark Method

Crude Oil yang dihasilkan dari dalam sumur pemboran tidak semua

mengandung minyak, tetapi jugam engandung campuran air dan gas. Sebelum

proses pemanasan, sample minyak yang akan digunakant erlebihdahulu dicampur

dengan solvent (pelarut) yang padap ercobaan ini menggunakan kerosin,

karenamempercepat proses penguapan, disamping itu juga mengunakan kerikil

yang ditaruh di dalam ground flask joint supayamengimbangitekananuap agar

tidak terjadi ledakan. Jumlah air yang terdapat dalam water trap merupakan

fungsi waktu darihasil destilasi, karenasemakin lama waktu yang digunakanmaka

air yang didapatsemakinbannyaktergantungataskondisi air didalamminyak,

karenaberhubungandenganpersenkandungan air. Denganmengetahui% kandungan

air ininantinyadapatdiketahuiminyak (crude oil) yang memilikikualitas yang baik,

yang

nantinyadapatdiperolehgambaranmengenaikeadaannminyakmentahdanjumlahnya

yang memungkinkanuntukdiproduksikan.

Percobaan dengan metode ini kurang efektif karena penguapan minyak yang

mengakibatkan berkurangnya grafity minyak yang bersangkutan. Kehilangan

grafity ini adalah karena penguapan fraksi-fraksi dari minyak. Pengurangan

penguapan dapat dilakukan dengan memanaskan minyak dalam ruang yang

tertutup rapat. Penggunaan solvent berupa kerosin bertujuan untuk mempercepat

proses pemisahan air dari minyak serta proses pemanasannya.

Dengan mengetahui % kadar air ini nantinya dapat diketahui minyak (crude

oil) yang memiliki kualitas yang baik, yang nantinya dapat diperoleh gambaran

mengenai keadaann minyak mentah dan jumlahnya yang memungkinkan untuk

diproduksikan.

Page 113: Analisa Fluida Reservoir

97

Penentuan Kandungan Air dan Sedimen dengan Centrifuge Method

Dari percobaan kita dapat mengetahui bahwa kandungan air dalam sample

minya kdalam suatu sumur ternyata dapat berbeda. Faktor-faktor yang dapat

mempengaruhi BS & W, antara lain :

1. Penyebaran air yang tidak merata dalam batuan reservoir

2. Kondisi dari formasi (kompak atau tidak kompak)

Selain mengandung air, crude oil juga mengandung padatan yang berupa

pasir dan butiran-butiran yang berasal dari reservoir. Padatan akan masuk ke

lubang bor dan akan ikut naik ke permukaan.

Sama seperti air, padatan juga mempengaruhi mutu minyak yang

diproduksi. Percobaan dengan Centrifuge Method menghitung kandungan air dan

endapan. Pada dasarnya metode yang dipakai pada percobaan ini adalah metode

perputaran yang mengakibatkan gaya centrifugal. Pada waktu perputaran akan

bekerja gaya centrifugal yang menyebabkan molekul - molekul fluida terlempar

menjauhi titik pusat perputarannya. Selain itu, karena adanya gaya gravitasi maka

molekul-molekul fluida akan diendapkan menurut berat jenisnya masing - masing.

Menentukan Spesific Gravity

Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang

bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian

juga titik nyala dan titik bakar. Hal ini juga dipengaruhi oleh temperatur.

Dalam percobaan kali inipada data umum, temperatur flash point (titik

nyala) sebesar 80.3oC = 176.54oF sedangkan untuk fire point (titik bakar) didapat

sebesar 94.8oC = 202.64oF. Dan untuk data kelompoknya yaitutemperatur flash

point (titik nyala) sebesar 77.8oC = 172.04oF sedangkan untuk fire point (titik

bakar) didapat sebesar 93.6oC = 200.48oF. Untuk percobaan penentuan flash point

(titik nyala) dan fire point (titik bakar), praktikan melakukan pengetesan tentang

titik nyala dan titik bakar pada sampel minyak yang telah disediakan. Dimana

sampel minyak mentah dimasukkan ke dalam test cup dan air ke dalam bath

Page 114: Analisa Fluida Reservoir

98

kemudian dipanasi. Setelah beberapa menit dipanasi, kita dapat mengamati

terjadinya flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar).

Flash point (titik nyala) dapat kita amati apabila dilakukan penyulutan,

sampel akan menyala beberapa saat saja. Sedangkan fire point (titik bakar) terjadi

bila nyala yang dihasilkan lebih lama dari flash point (minimal / kira-kira

berlangsung selama 5 detik).

Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang

bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian

juga titik nyala dan titik bakar. Penentuan titik nyala dan titik bakar dari minyak

mentah ini sangat penting dalam mengatisipasi timbulnya kebakaran pada

peralatan produksi, karena temperatur minyak terlalu tinggi yang biasanya terjadi

akibat adanya gesekan antara minyak dengan flow line, sehingga kita dapat

melakukan pencegahan lebih dini.

Penentuan Titik Kabut, Titik Tuang dan Titik Beku

Titik kabut lebih besar dari pada titik beku dan titik tuang. Titik beku

merupakan temperatur terendah dimana suatu fluida tidak dapat mengalir

(terjadinya pembekuan). Jika dihubungkan dengan komposisi minyak, minyak

berat lebih cepat mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Karena pada

minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan (residu atau lilin),

sedangkan pada minyak ringan justru banyak terkandung gas.

Penentuan Titik Nyala dan Titik Bakar dengan Tag Closed Tester

Penentuan titik nyala dan titik bakar juga tergantung dari komposisi minyak

yang bersangkutan. Semakin berat (SG-nya tinggi dan atau oAPI rendah) minyak

maka titik nyala dan titik bakarnya juga akan semakin tinggi, sehingga minyak

tersebut tidak mudah terbakar (unflameable).

Page 115: Analisa Fluida Reservoir

99

Penentuan Viscositas Kinematik Secara Coba-Coba (Tentaive Method)

Spesifik Grafity memiliki hubungan dengan viskositas, dengan viskositas

yang tinggi berarti minyak semakin kental. Jika semakin kental berarti minyak

tersebut mempunyai SG yang besar pula. Viscositas merupakan sifat fisik yang

akan berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan

mengalir dengan kecepatan yang rendah, serta waktu alirnya juga lama. Dengan

demikian viscositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, dan berbanding

lurus terhadap waktu alirnya. Dengan mengetahui harga kinematik dari suatu

minyak maka dapat pula ditentukan besarnya tekanan yang diperlukan untuk

mengalirkan minyak tersebut melalui pipa.

Dari hasil percobaan, diketahui bahwa viskositas kinematis sampel minyak

tersebut adalah 3,576cs (centistokes).

Analisa Kimia Air Formasi

Jika perhitungan indeks stabilitas (SI) di atas menghasilkan suatu angka-

angka, maka akan dapat diketahui sifat-sifat dari air formasi yang diteliti dengan

memperhatikan hubungan antara pH air formasi, tenaga ion keseluruhan,

temperatur, serta pCa dan palk, dimana jika SI menunjukkan hasil yang positif,

maka pada temperatur tersebut akan cenderung untuk membentuk scale

(endapan). Sebaliknya, jika SI menunjukkan hasil negatif maka pada temperatur

tersebut air formasi akan cenderung untuk membentuk korosi pada alat-alat

produksi, akan tetapi jika SI menunjukkan hasil nol (SI = 0) maka pada

temperatur tersebut air formasi dalam keadaan setimbang dimana tidak terbentuk

scale maupun korosi.

Page 116: Analisa Fluida Reservoir

100

BAB X

KESIMPULAN UMUM

1. Metode Dean & Stark merupakan salah satu metode untuk menentukan

besarnya kandungan air dalam crude oil dengan prinsip destilasi,

kondensasi, serta berat jenis dari masing -masing elemen yang

terkondensasi di trap.

2. Kandungan air ini penting untuk mengetahui perkiraan cadangan,

perencanaan dan penanganan peralatan produksi, dan untuk persyaratan

export minyak mentah yang menggunakan standar air yang diizinkan.

3. Kerosin adalah campuran berfungsi sebagai katalis yang mempercepat

terjadinya penguapan, tetapi tidak ikut bereaksi ketika terjadi pemanasan

4. Metode Centrifuge bermanfaat untuk menentukan kadar air dan base

sediment yang terdapat dalam crude oil dengan prinsip menggunakan gaya

centrifugal (gaya putar).

5. Semakin besar gaya centrifugal yang digunakan, semakin baik pemisahan

antara minyak, air, dan padatan.

6. Keuntungan menggunakan metode Centrifuge :

1. Hasil yang didapat lebih banyak (minyak, air, dan endapan)

2. Semakin besar nilai rpm, semakin cepat proses pemisahan antara

minyak, air, dan endapan..

7. Semakin besar harga specific grafity minyak, semakin kecil harga oAPI

minyak tersebut. Semakin kecil harga specific grafity minyak, semakin

besar harga oAPI minyak tersebut.

8. Crude oil memiliki beberapa kategori yaitu kategori minyak berat (10-20),

minyak sedang (20-30) dan minyak ringan (> 30), tetapi yang diharapkan

pada suatu formasi adalah minyak yang memiliki oAPI (>30) kategori

minyak ringan, sebab berat jenisnya kecil dan mudah diproduksi, serta nilai

jualnya semakin tinggi.

Page 117: Analisa Fluida Reservoir

101

9. Prinsip dasar penentuan spesific grafity (SG) adalah dengan mencelupkan

hidrometer ke dalam minyak, sedangkan untuk SG gas digunakan

effusiometer yang memanfaatkan kecepatan aliran gas untuk menentukan

SG dengan suatu zat standar untuk pembanding. oAPI dijadikan standar

penentu kualitas suatu crude oil.

10. Penentuan titik kabut, titik tuang, dan titik beku tergantung pada

perbandingan komposisi kimia dari suatu crude oil.

11. Semakin berat suatu minyak, maka semakin tinggi titik titik bekunya,

sehingga semakin mudah terjadi pembekuan.

12. Semakin tinggi titik nyala dan titik bakar, maka semakin berat minyak yang

akan diproduksi, sehingga minyak tersebut semakin tidak mudah terbakar

(unflameable).

13. Di dunia perminyakan dan di suatu perusahaan lebih cenderung memilih

titik nyala tinggi, hal ini dikarenakan pencegahan terjadinya kebakaran

meskipun pada titik nyala rendah, harga jual minyaknya lebih tinggi.

14. Pada penentuan viscositas dari suatu sample harus disesuaikan dengan

viscometer yang digunakan.

15. Viscositas suatu fluida tergantung pada komposisi fluida tersebut, serta

tekanan dan temperatur fluida.

Dari percobaan penentuan viskositas minyak didapatkan:

16. Harga viskositas kinematiknya untuk persamaan C x T2B dikarenakan

(B/T2B)> (0.001 x C x T2B)

17. Besarnya viscositas kinematik dapat dipengaruhi oleh beberapa hal, seperti

besarnya koefisien viscometer (B), konstanta peralatan keseluruhan ( C ).

18. Semakin lama waktu alir yang dibutuhkan oleh fluida maka semakin besar

viscositas kinematiknya dan sebaliknya.

19. Viscositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, yang merupakan

sifat fisik penting dari fluida untuk menentukan karakteristik alirannya.

20. Viskositas berbanding lurus terhadap waktu alir tetapi berbanding terbalik

terhadap kecepatan alirnya.

Page 118: Analisa Fluida Reservoir

102

21. Analisa kimiawi pada air formasi dimaksudkan untuk mengetahui dan

mengantisipasi timbulnya permasalahan dalam proses produksi berupa scale

maupun korosi yang terjadi pada alat – alat produksi.

22. Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matrik batuan

maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan dipermukaan, seperti

halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk

memasak air.

23. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi

produksi.

24. Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan

air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut

terproduksi ke permukaan.

25. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi

komponen-komponen penyusun air formasi.Mekanisme terbentuknya

kristal-kristal pembentuk scale berhubungan dengan kelarutan masing-

masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan

scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan

temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap

kelarutan komponen.