BAB I

PENDAHULUAN

Minyak bumi atau bahan bakar fosil merupakan kebutuhan yang sangat

penting bagi kehidupan makhluk 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.

Pada prinsipnya minyak bumi terdapat dalam 2 cara utama, yaitu:

1. Pada permukaan bumi, terutama sebagai rembesan, kadang-kadang juga

sebagai suatu danau, sumber atau sebagai pasir yang dijenuhi minyak bumi.

2. Di dalam kerak bumi, sebagai suatu akumulasi, yaitu sebagai penjenuhan

batuan yang sebetulnya hanyalah satu-satunya cara terdapatnya yang

mempunyai arti ekonomi. Penjenuhan batuan dan menjenuhi seluruh batuan

tersebut. Tidak pernah minyak bumi didapatkan di dalam suatu rongga besar,

suatu ruangan, danau ataupun telaga di dalam tanah apalagi suatu laut di

bawah tanah. Ini bertentangan dengan pendapat umum yang populer mengenai

adanya lautan minyak ataupun telaga minyak di bawah permukaan bumi.

Minyak mentah (crude oil) merupakan komponen senyawa hidrokarbon

yang terbentuk dari fosil, lalu mengalami pengendapan serta mengalami

pemanasan dan mengalami sedimentasi di dalam bumi. Hidrokarbon adalah

golongan senyawa karbon yang paling sederhana. Hidrokarbon hanya terdiri dari

dua unsur karbon (C) dan hydrogen (H). walaupun hanya terdiri dari dua jenis

unsur hidrokarbon merupakan suatu senyawa kelompok yang besar. Dalam bagian

ini, akan dibahas tentang penggolongan hidrokarbon. Penggolongan

\hidrokarbon umumnya berdasarkan bentuk rantai karbon dan jenis

ikatannya. Senyawa hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan

diantaranya:

a. Golongan Asiklik

1

2

Golongan asiklis atau alifatik disebut juga alkan atau parafin. Golongan

asilklis dapat dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon jenuh

dan tak jenuh. Hidrokarbon alifatik memiliki rantai lingkar (cincin).

Berdasarkan jenis ikatan antar atom karbonnya, hidrokarbon di bedakan atas

jenuh dan tak jenuh. Hidrokarbon jenuh adalah jika semua ikatan karbon-

karbonnya merupakan ikatan tunggal. (− C − C −) sedangkan hidrokarbon tak

jenuh adalah jika terdapat satu ikatan rangkap (C − C = C −) atau ikatan

rangkap tiga (− C ≡ C −).

b. Golongan Siklik

Golongan siklis dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftalena dan

golongan aromatik. Hidrokarbon aromatik memiliki rantai lingkar (cincin).

Golongan hidrokarbon aromatik yang terdapat dalam minyak bumi adalah

benzena.

Gambar 1.1. Benzene

Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri

homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui

dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui.

Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah

atom karbon pada struktur kimianya.

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, hal

ini dilakukan dengan metode DST (Drill Steam Test).

3

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, viskositas, tekanan uap, dan analisa terhadap air formasi.

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. Studi 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.

Analisa reservoir sangat dibutuhkan untuk mengenali karakteristik

reservoir yang akan dikembangkan lebih lanjut. Analisa ini berguna pada

lapangan yang baru akan di eksplorasi maupun lapangan yang telah lama

diproduksi. Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Bentuk dari

senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dimana dapat berupa gas, cair

serta padatan bergantung pada komposisinya yang khusus serta tekanan yang

mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang berbentuk cair dikenal sebagai

minyak bumi, sedangkan yang berupa gas dikenal sebagai gas bumi. Air formasi

biasanya disebut dengan oil field water atau connate water intertial water adalah air yang

terproduksikan bersama-sama dengan minyak dan gas.

4

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.

Sifat-sifat fisik pada air formasi, yaitu :

1. Kompresibilitas

Kompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume air

formasi yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang

mempengaruhinya. 

2. Kelarutan gas di dalam air

3. Viskositas Air

Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkat

salinitas yang dikandung air formasi tersebut

4. Berat Jenis

Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakan

dengan massa per satuan volume

5. Konduktifitas

Dan sifat – sifat kimia pada air formasi ialah :

1. Ion-ion negative (anion)

2. Ion-ion positif (kation)

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

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

BAB II

PENENTUAN KANDUNGAN AIR

DENGAN MENGGUNAKAN DEAN & STARK METHOD

2.1. Tujuan Percobaan

1. Menentukan kandungan air dari minyak atau crude oil dengan metode

Dean & Stark.

2. Mengetahui sifat – sifat emulsi dan cara pencegahannya.

3. Mengetahui sifat – sifat air di reservoir yang mempunyai kemampuan

untuk melarutkan hidrokarbon, komposisi, faktor volume formasi dan

karakteristik viskositas pada suhu dan tekanan formasi.

4. Mengetahui dampak yang diakibatkan dari terikutnya air formasi

kepermukaan.

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.

Air mempunyai kemampuan untuk melarutkan banyak zat-zat

organik. Air sering terkandung dalam minyak mentah atau crude oil

sebagai fasa cair bersama dengan minyak atau gas yang terlarut

didalamnya. Air permukaan dan air produksi mengandung sejumlah zat

yang dihasilkan oleh kontak air dengan tanah dan batuan formasi sehingga

air melarutkan sejumlah komponen dari tanah dan batuan formasi tersebut.

Selain itu air mengandung padatan yang tersuspensi dari gas yang terlarut.

Sifat-sifat air reservoir ini mempunyai kemampuan untuk

melarutkan hidrokarbon, komposisi, faktor volume formasi, dan

karakteristik viskositas pada suhu dan tekanan formasi. Pemisahan antara

5

6

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 se-efisien

mungkin.

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

a. Air bebas, merupakan air yang terbebaskan dari minyak.

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

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 dalam suatu tempat, dicampur gas olise, bisulfide, atau

dipanaskan. Tetapi untuk air emulsi, pemisahannya memerlukan cara-cara

khusus.

Terjadinya emulsi ini memerlukan tiga syarat, yaitu :

a. Adanya dua zat cair yang tidak saling campur.

b. Adanya zat yang menyebabkan terjadinya emulsi (emulsifying agent).

c. Adanya agitasi.

Sifat – sifat emulsi antara lain :

a. 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 antara cairan minyak dan air. Di antara

zat-zat tersebut dengan emulsifying agent nya yang terkonsentrasi

antara dua fasa yang bersangkutan.

b. Pengemulsian juga dipengaruhi oleh sifat-sifat minyak. Semakin besar

viskositasnya, residu karbon, dan tegangan permukaan minyak

semakin terbentuk emulsi.

7

c. Semakin lama emulsi terbentuk semakin ketat atau semakin susah

untuk dipisahkan.

Setelah memahami syarat-syarat terjadinya emulsi, kemudian sifat-

sifat dari emulsi, maka akan mempermudah kita dalam proses pencegahan.

Adapun cara mencegah terjadinya peristiwa emulsifikasi ini antara lain:

a. Memperkecil tingkat agitasi dengan mengurangi kecepatan pompa.

b. Penggunaan zat anti emulsifikasi.

c. Pemisahan air sebelum terjadinya emulsifikasi.

Disamping cara pencegahan emulsi diatas, kita juga dapat

melakukan pemisahan jika telah terjadi emulsifikasi, yaitu dengan

menggunakan metode-metode berikut:

  Metode gravitasi settling (gaya berat)

  Metode pemanasan/heating (heat treatment)

  Metode elektrik (electrical dehydration)

  Metode kimiawi (chemistry dehydration)

  Metode sentrifugal

  Metode destilasi

  Metode absorbsi

Pemisahan minyak terhadap air mutlak dilakukan untuk

menghindari kerugian yaitu pipe line akan berkurang kapasitasnya karena

harus mentransport minyak dengan air.

Kadar air yang berlebih dapat menimbulkan :

Korosi : aliran fluida yang terjadi bersamaan dengan desakan O2 yang

terjadi didalam pipa sehingga menyebabkan pipa berkarat.

Scale : air formasi yang membawa zat yang dapat menyebabkan

penyumbatan pada pipa.

Emulsi : keadaan dimana zat cair tidak saling melarutkan atau sukar

larut dengan zat cair.

Untuk mengetahui kadar air dalam minyak ini dapat dilakukan

dengan mengujinya dengan metode destilasi yang disebut dengan istilah

Dean & Stark Method. Prinsip pengujian kadar  air ini adalah secara

8

destilasi atau pemanasan fluida sample pada suhu tertentu hingga terjadi

proses penguapan. Dengan adanya condensor, maka akan memungkinkan 

terjadinya kondensasi dari uap yang ditimbulkan oleh pemanasan tadi,

sehingga uap akan mengembun, dan akan tertampung didalam water trap,

sehingga akan dapat diketahui volume air yang terlarut didalam crude oil

tersebut.

Kandungan air ini perlu ditentukan agar bisa diketahui berapa

prosentase kandungan air ini didalam minyak bumi melalui percobaan di

laboratorium. Biasanya minyak bumi yang ditentukan kandungan airnya

dengan cara ini berasal dari crude oil yang sudah ada didalam tangki.

Salah satu fungsi dari penentuan kandungan air ini yaitu bisa dipakai

untuk melihat kualitas crude oil yang nantinya akan dapat berhubungan

dengan harga jualnya.

Jika kandungan airnya banyak maka mutu dari crude oil tersebut

adalah jelek sehingga harga jualnya semakin rendah ataupun sebaliknya.

2.3. Peralatan dan Bahan

2.3.1. Peralatan

1) Condensor

2) Receiver

3) Ground Flask Joint

4) Electrical Oven

Gambar 2.1. Ground Flask Joint

9

Gambar 2.2. Dean & Stark Method

Gambar 2.3. Electric Oven

2.3.2. Bahan yang digunakan

1. Sample minyak mentah 100 ml

2. Solvent ( kerosin ) 100 ml

3. Air

2.4. Prosedur Percobaan

1. Sirkulasi air dalam peralatan

2. Alat harus dalam keadaan bersih dan siap pakai

3. Ambil sample (minyak ringan atau berat) 100ml

4. Tambahkan kedalamnya solvent (bensin atau kerosin) 100ml

5. Masukkan campuran tersebut kedalam plask

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

jam pastikan telah terjadi kondensasi.

10

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 Method.

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

2.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan

2.5.1. Hasil Analisa

Data Umum Data Kelompok

Volume Sampel (ml) 50 ml 47 ml

Volume Solvent (ml) 50 ml 47 ml

Volume air yang tertampung (ml) 0,35 ml 0,43 ml

2.5.2. Perhitungan

a. Data Umum

Persen kandungan air dalam sample :

b. Data Kelompok

Persen kandungan air dalam sample :

11

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 banyak tergantung atas kondisi air didalam minyak,

karena berhubungan dengan 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 gravity minyak yang

bersangkutan. Kehilangan gravity 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. Grafik ini merupakan hubungan antara % kadar air yang

terkandung terhadap volume air tertampung dari masing-masing

kelompok.

12

Grafik 2.1. Kelompok Vs %Kadar Air

. Dalam percobaan kita menghitung persen kandungan air dalam

sampel dengan rumus dan

dihasilkan air sebanyak 0,7 % dalam 50 ml sampel minyak dari data

umum dan 0,914% dalam 50 ml sampel minyak dari data kelompok. Hal

ini menunjukkan bahwa sampel merupakan sampel minyak (crude oil)

yang baik, karena memiliki kandungan air dibawah 1 %.

2.7. Kesimpulan

Dari percobaan yang telah dilakukan, dapat disimpulkan :

1. Kerosin adalah campuran yang berfungsi sebagai katalis yang

mempercepat terjadinya penguapan, tetapi tidak ikut bereaksi ketika

terjadi pemanasan.

2. Agar data yang diperoleh lebih akurat, maka pemanasan minyak harus

dalam keadaan ruang an yang tertutup rapat, sehingga tidak ada uap

yang keluar.

3. Dari hasil perhitungan, didapatkan besar % kadar air yang terkandung

dalam minyak mentah adalah sangat kecil, kurang dari 1 % sehingga

13

minyak yang nantinya akan diproduksikan memiliki kualitas yang

baik.

4. Semakin besar volume air yang tertampung, maka semakin besar juga

% kadar airnya. Pada volume air tertampung sebesar 0,35 ml, didapat

% kadar air sebesar 0,7 % sedangkan pada volume air tertampung

sebesar 0,43 ml didapat % kadar air sebesar 0,914 %.

5. Agar data yang diperoleh lebih akurat, maka pemanasan minyak harus

dalam keadaan ruangan yang tertutup rapat, sehingga tidak ada uap

yang keluar.

6. Dari hasil percobaan ini yang di dapat kandungan air sebanyak kurang

dari 1 % sample minyak ,Jika ada kadar air yang berlebih

menimbulkan korosi, scale, dan emulsi.

7. Dari hasil percobaan diperoleh bahwa air biasanya selalu ada dalam

minyak mentah meskipun dalam prosentase yang kecil.

8. Adanya persentasi air yang cukup tinggi pada hasil percobaan, dapat

disebabkan oleh :

Kurang bersihnya alat praktikum

Kurang telitinya praktikan selama proses praktikum.

BAB III

PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN DENGAN

(BS & W) DENGAN CENTRIFUGE METHODE

3.1. Tujuan Percobaan

1. Menentukan kandungan air dan endapan sedimen dari crude oil atau

bahan bakar dengan metode centrifuge.

2. Menentukan separator yang digunakan sesuai dengan jenis fluida yang

diproduksi.

3. Memahami dengan benar akibat dari endapan yang terlalu banyak

melewati pipa produksi.

4. Mengetahui kualitas minyak dari kandungan air dan juga menentukan

endapan sedimen yang ikut terproduksi di dalam reservoir.

3.2. Teori Dasar

Pada dasarnya setiap orang yang ikut dalam proses penanganan

masalah air,penting untuk mengetahui:

1. Penyusun atau unsur-unsur yang terkandung dalam air dan sifat-

sifatnya.

2. Informasi tentang penyusun atau unsur tersebut dan sifat dari air

tersebut.

3. Metode analisa yang dipakai dalam analisa.

Penyusun utama air dan sifat-sifatnya yang penting untuk dipelajari

adalah ion-ion dan sifat yang berhubungan dengan plugging dan korosi.

Penyusun air serta sifatnya dapat dikemukakan sebagai berikut :

14

15

Tabel 3.1.Penyusun Air dan Sifatnya

KATION ANION SIFAT-SIFAT  pH

Calsium (Ca) Chlorida (Cl) Padatan yang tersuspensi

Magnesium

(Mg)

Carbonat (CO3) Padatan yang tersuspensi

Iron (Fe) Bicarbonat (HCO3) Turbidity

Sumur-sumur minyak atau crude oil yang dapat menghasilkan

minyak yang bersih dengan hanya sejumlah zat-zat tambahan, tetapi dilain

pihak sumur-sumur dapat menghasilkan air yang relatif besar atau padatan

yang jumlahnya besar pula. Sejumlah sumur akan sedikit sekali

memproduksi gas, sedangkan yang lain banyak sekali memproduksi gas.

Kemungkinan untuk memisahkan air dan padatan yang melayang-layang

(suspensi) terutama karena permintaan dari perusahaan pipa minyak agar

minyak atau crude oil yang dikehendaki ditransport tidak mengandung

lebih dari 2%-3% air dan padatan.

Zat-zat padat yang terdapat dalam minyak atau crude oil biasanya

adalah pasir dan serpih, yang mana pada umumnya terdapat pada  minyak-

minyak atau crude oil  yang diproduksikan pada  formasi porous yang tak

tersemenkan. Zat-zat padatan ini dapat menyebabkan gangguan dan

kerugian pada produksi minyak atau crude oil.

Minyak yang diproduksi ke permukaan seringkali bercampur

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 darat (on shore) maka dibuatkan kolam-

kolam pengendapan, sedangkan jika pemboran dilakukan di lepas

16

pantai (off shore) maka disamping dilakukan di separator juga

dilakukan pemisahan dengan zat-zat kimia tertentu.

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.

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 produksi.

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.

Persentase kandungan air dan endapan yang di dapat dari hasil

pengujian di laboratrium, dapat dijadikan sebagai acuan terhadap kualitas

dari minyak yang nantinya akan diproduksi, serta dapat dilakukan

antisipasi dini terhadap adanya endapan tersebut.

Metode Centrifuge ini mempunyai kelebihan antara lain :

17

1. Waktu yang diperlukan untuk memisahkan air dan minyak serta

endapan lain lebih singkat dari pada menggunakan Dean & Stark

Method.

2. Pemindahan alat yang sangat mudah dilakukan. Pengujian dan

peralatannya pun lebih mudah dari pada menggunakan metode Dean

& Stark

3.3. Peralatan Dan Bahan

3.3.1. Peralatan

1) Centrifuge

2) Centrifuge tube 100 ml

3) Transformer

Gambar 3.1. Centrifuge

Gambar 3.2. Centrifuge Tube 100 ml

18

Gambar 3.3. Transformer

3.3.2. Bahan yang digunakan

1) Sampel minyak

2) Air

3) Toluena / bensin

3.4. Prosedur Percobaan

1. Siapkan sampel minyak 100 ml ( 2 % ).

2. Masukkan ke dalam centrifuge dalam posisi berpasangan.

3. Centrifuge tube dimasukkan ke dalam centrifuge.

4. Hubungkan dengan transformer.

5. Atur timer dalam 10 menit.

6. Atur regulator pada posisi 8, dan baca RPM.

7. Setelah timer berhenti, tunggu beberapa menit hingga putaran

berhenti.

8. Ambil centrifuge dan laporkan BS & W dalam persen.

19

3.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan

3.5.1. Hasil Analisa

Parameter

Analisa

Sampel Minyak I Sampel Minyak II

Data

Umum

Data

Kelompok

Data

Umum

Data

Kelompok

Volume

air ( ml )80 ml

80 ml80 ml

80 ml

Lama

Pemutara

n (menit)

10 menit 10 menit 10 menit 10 menit

Rotation

Per

minute

(RPM)

1625 RPM 1625 RPM 1625 RPM 1625 RPM

Parameter

Analisa

Sampel Minyak I Sampel Minyak II

Data

Umum

Data

Kelompok

Data

Umum

Data

Kelompok

Volume Air

( ml )0,4 ml

0,5 ml0,05 ml

0,006 ml

Volume

Padatan

( ml )

0,06 ml

0,03 ml

0 ml

0 ml

% BS & W 0,637 0,662 0,062 0,007

20

Grafik 3.1. Kelompok Vs % Bs & W

Sampel Minyak I

Grafik 3.2. Kelompok Vs % Bs & W

Sampel Minyak II

21

3.5.2. Perhitungan

a. Data Umum

o Sample Minyak I

5,75.10-3

o Sample Minyak II

10-4

b. Data Kelompok

o Sample Minyak I

6,625.10-3

o Sample Minyak II

22

10-5

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 minyak yang

diproduksi. Percobaan dengan centrifuge method menghitung kandungan

air, minyak 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 yang terlempar menjauhi titik pusat

perputarannya. Selain itu, karena adanya gaya gravitasi maka molekul-

molekul fluida akan di endapkan berdasarkan berat jenisnya masing-

masing. Keuntungan menggunakan metode centrifuge :

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

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

minyak, air, dan endapan

Untuk mencari % BS & W adalah dengan menghitung volume air

ditambah dengan volume padatan berbanding terbalik dengan volume

sample dikalikan 100%. Dari hasil perhitungan tersebut, dapat diperoleh %

23

kadar air dan sedimen ( BS & W ). Pada percobaan diatas diperoleh

kandungan % BS & W (base sediment & water) untuk sampel I sebesar

0,637%, dan untuk % BS & W (base sediment & water) pada sample II

sebesar 0,062%. % BS & W (base sediment & water) pada sample

minyak I lebih besar dari % BS & W (base sediment & water) pada

sampel minyak II, diakibatkan karena volume air dan volume padatan

untuk sampel II sangat kecil dari pada volume air dan volume padatan

untuk sampel I, sedangkan volume sampelnya yaitu sebesar 80 ml.

3.7. Kesimpulan

Dari hasil analisa dan perhitungan dapat disimpulkan sebagai berikut ini :

1. Dengan centrifuge method pemisahan fasa-fasa fluida yang bercampur

dapat dilakukan secara langsung berdasarkan densitynya. Fluida yang

memiliki densitas lebih besar akan mengendap di bagian dasar

centrifuge tube dan diikuti endapan fluida yang densitasnya lebih kecil.

2. Metode centrifuge mempunyai proses pemisahan yang lebih cepat dan

lebih akurat dibandingkan dengan metode Dean dan Stark.

3. Kandungan air dan endapan mempengaruhi mutu suatu minyak yang

nantinya akan diproduksikan. Semakin kecil persentase kandungan air

maka semakin baik mutu minyaknya, begitu juga sebaliknya.

4. Pada percobaan diperoleh kandungan % BS & W (base sediment &

water) untuk sampel I sebesar 0,637 %, dan untuk % BS & W (base

sediment & water) pada sample II sebesar 0,062%. % BS & W (base

sediment & water) pada sample minyak I lebih besar dari % BS & W

(base sediment & water) pada sampel minyak II, diakibatkan karena

volume air dan volume padatan untuk sampel II sangat kecil dari pada

volume air dan volume padatan untuk sampel I, sedangkan volume

sampelnya yaitu sebesar 80ml.

5. Padatan yang ikut terproduksi akan menyebabkan gangguan dan

kerugian dalam proses produksi sehingga penentuan BS & W akan

sangat penting dalam menentukan peralatan yang akan dipakai.

24

6. Keuntungan menggunakan metode Centrifuge :

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

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

minyak, air, dan endapan

9. Adanya padatan yang terdapat dalam crude oil diakibatkan oleh

pencampuran hidrokarbon yang terdapat dalam formasi yang

mengandung kotoran seperti tetesan air dari batuan dalam formasi

tersebut.

BAB IV

PENENTUAN SPECIFIC GRAVITY

4.1. Tujuan Percobaan

1. Agar kita mengerti pengertian dari specific gravity.

2. Menentukan harga specific gravity atau berat jenis minyak mentah dan

gas pada temperatur 60 oF.

3. Menentukan kualitas minyak bumi berdasarkan SG dan 0API.

4. Menentukan faktor besarnya specific gravity (SG).

5. Menentukan perbandingan antara viskositas dengan specific gravity

(SG).

4.2. Teori Dasar

Specific gravity cairan hidrokarbon ( minyak ) didefinisikan

sebagai perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang

diukur pada tekanan dan temperatur yang sama atau dapat ditulis :

SG =

Biasanya specific gravity digunakan dalam pembicaraan tentang

sifat fisik cairan yaitu specific gravity pada temperatur dan tekanan standar

( temperatur 60 oF dan tekanan atmosfer pada 14,7 psia ). Hubungan SG (

specific grafity ) minyak dan derajat oAPI (American Petroleum Institute)

dinyatakan :

Harga oAPI untuk berat jenis minyak antara lain :

25

26

- Minyak berat = 10 - 20 oAPI

- Minyak sedang = 20 - 30 oAPI

- Minyak ringan = > 30 oAPI

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.

oAPI minyak bumi menunjukkan kualitas minyak. Makin kecil

berat jenisnya makin tinggi oAPI-nya, maka minyak tersebut makin

berharga karena lebih banyak mengandung bensin. Sebaliknya makin

rendah oAPI-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 oAPI untuk menyatakan berat jenis, digunakan juga sistem

baume, akan tetapi jarang digunakan karena oBaume tidak dapat

membedakan klasifikasi specific grafity gas yang satu dengan yang

lainnya.

27

Percobaan ini dilakukan dengan menggunakan suatu peralatan

yaitu hydrometer yang didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga

mendekati densitas minyak yang akan ditest. Peralatan ini dilengkapi

dengan skala pembacaan sampai puluhan derajat Baume atau oAPI unit.

Ada hydrometer yang khusus, disebut Thermohydrometer yang terdiri dari

thermometer yang dipasang di bagian bawah hydrometer tersebut, yang

dipakai untuk mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak

secara langsung dengan satu peralatan saja.

Specific gravity dari minyak bumi adalah perbandingan antara

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 temperatur 60 oF. Sedangkan oAPI minyak

bumi menunjukkan kualitas minyak bumi tersebut berdasarkan dari

standar Amerika. Makin kecil SG (specific gravity) 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.

Dalam industri perminyakan, density merupakan spesifikasi

penting untuk produk- produk kilang karena dapat digunakan untuk

prediksi kandungan gasoline, dan kerosin dan minyak solar dalam minyak

bumi. Hubungan antara density minyak bumi dan komposisi fraksinasi

hanya valid (dapat dibenarkan) apabila digunakan untuk jenis minyak

tertentu sedang untuk jenis minyak yang berbeda hubungan tersebut tidak

berlaku. Namun demikian sampai saat sekarang masih digunakan untuk

estimasi sifat – sifat minyak bumi dan produk minyak bumi secara kasar.

Density suatu minyak bumi dipengaruhi oleh komposisinya, tetapi

hubungan secara kuantitatif sulit untuk memperolehnya. Umumnya density

28

rendah menunjukkan bahwa kandungan parafin besar, sebaliknya density

besar maka kandungan aromanya tinggi. Disamping itu terdapat hubungan

antara density dan kadar sulfur, conradson carbon residue, viskositas,

aspaltin danresin.

4.3. Peralatan Dan Bahan

4.3.1. Peralatan

1. Hydrometer dan Thermometer

2. Gelas Ukur 500 ml

Gambar 4.1. Hydrometer & Thermometer

Gambar 4.2. Gelas Ukur

4.3.2. Bahan yang digunakan

1. Sampel minyak 500 ml

4.4. Prosedur Percobaan

1. Ambil sampel minyak 500 ml.

2. Masukkan ke dalam gelas ukur.

29

3. Masukkan hydrometer mulai dari harga yang terendah ( misal dari 0,6

sampai dengan 1,1 ).

4. Masukkan thermometer derajat Farenheit, ke dalamnya.

5. Baca harga SG dan temperaturnya.

6. Dari hasil pembacaan, gunakan tabel untuk mendapatkan gravity API

sebenarnya.

4.5. Analisa Dan Perhitungan

4.5.1. Analisa

Data Umum Data Kelompok

Volume sampel (ml) 500 ml 500 ml

Temperatur sampel 25 oC = 77 oF 25 oC = 46,08 oF

Specific Grafity (SG) sampel 0,875 0,867

4.5.2. Koreksi oAPI

Tabel 4.1.

Harga Koreksi oAPI

oAPI terukur oAPI 60/60 oF

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

30

41 39,5

42 40,5

43 41,5

44 42,5

45 43,5

46 44,5

47 45,5

4.5.3. Perhitungan

a. Data Umum

Konversi temperatur sampel

25 oC =

= 77

o

F

Menghitung harga oAPI terukur

oAPI terukur =

=

= 30,214

Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF

oAPI pada 60/60 oF : =

=

0,786 = 29,5 – X

X = 29,5 – 0,786

28,5

31

29,5 X

30,213

30

31

= 28,714

Menghitung harga SG Koreksi pada 60/60 oF

SG 60/60 oF =

=

=

= 0,883

Berdasarkan data-data analisis, diperoleh harga faktor koreksi

(fcorr) dari tabel sebesar 3,6 x 10-4 maka :

SGtrue =

=

= 0,883 + 0,00612

= 0,889

oAPItrue =

=

= 27,667

b. Data Kelompok

Konversi temperatur sampel

25,6 oC =

= 78,08 oF

Menghitung harga oAPI terukur

oAPI terukur =

32

=

= 31,706

Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF

oAPI pada 60/60 oF : =

=

0,294 = 30,5 – X

X = 30,5 – 0,294

= 30,206

Menghitung harga SG Koreksi pada 60/60 oF

SG 60/60 oF =

=

=

= 0,875

Berdasarkan data-data analisis, diperoleh harga faktor koreksi

(fcorr) dari tabel sebesar 3,6 x 10-4 maka :

SGtrue =

=

= 0,875 + 0,0065088

= 0,881

oAPItrue =

29,5

32

30,5 X

31,706

31

33

=

= 29,112

4.6. Pembahasan

Specific gravity cairan hidrokarbon (minyak) didefinisikan sebagai

perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang diukur pada

tekanan dan temperatur yang sama. Penentuan specific gravity minyak,

diperoleh dari pengukuran berat jenis pada kondisi standar yaitu pada

temperatur 60 F dan tekanan 14,7 Psia. 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.

Dimana harga derajat API untuk berat jenis minyak antara lain :

a. Minyak berat : 10 - 20 API

b. Minyak sedang : 20 - 30 API

c. Minyak ringan : > 30 API

API minyak yang menunjukkan kualitas minyak, makin kecil berat

jenisnya maka makin tinggi API sehingga minyak tersebut makin

berharga karena lebih sedikit mengandung pengotor. Sebaliknya, makin

rendah API maka semakin besar berat jenisnya, sehingga mutu atau

kualitas minyak tersebut kurang baik karena mengandung residu.

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

34

bagaian bawah hydrometer tersebut, yang dipakai untuk

mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak secara

langsung dengan satu alat saja.

Dari hasil perhitungan data, dapat diperoleh data umum oAPI

sebesar 27,667 dan data kelompok °API sebesar 29,112. Hasil tersebut

dapat dikatakan sebagai hasil kategori minyak sedang. Di dalam dunia

perminyakan, diharapkan hasil suatu formasi diharapkan memiliki oAPI

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

jenis kecil dan mudah diproduksi dan nilai jualnya semakin tinggi.

Perubahan tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi besar

kecilnya oAPI. 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. Semakin besar harga specific gravity

minyak, semakin kecil harga oAPI minyak tersebut. Semakin kecil

harga specific gravity minyak, maka semakin besar harga oAPI minyak

tersebut.

2. 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.

3. Dari hasil perhitungan data, dapat diperoleh

data umum oAPI sebesar 27,667 dan data kelompok °API sebesar

29,112. Hasil tersebut dapat dikatakan sebagai hasil kategori minyak

sedang.

35

4. Faktor utama yang mempengaruhi besar

kecilnya oAPI minyak adalah perubahan tekanan dan temperatur.

5. Pada percobaan ini dengan adanya tekanan

dan temperatur yang berbeda itulah yang menyebabkan crude oil dapat

mengalir hingga ke permukaan.

BAB V

PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK BEKU, & TITIK TUANG

5.1. Tujuan Percobaan

1. Menentukan titik kabut (cloud point) untuk minyak mentah.

2. Menentukan titik tuang (pour point) untuk minyak mentah.

3. Menentukan titik beku (freeze point) untuk minyak mentah.

4. Mengetahui kapan minyak mengalami pembekuan dan untuk

mengetahui bagaimana caranya supaya tidak terjadi proses pembekuan

tersebut.

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 teratasi.

Untuk mengatasi hal tersebut di atas, kita dapat mengambil sample

minyak formasi dan mengadakan uji coba di laboratorium untuk

mengetahui titk kabut, titik beku, dan titik tuang dari minyak mentah

tersebut. Definisi dari titik kabut, titik beku dan titik tuang adalah sebagai

berikut:

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.

36

37

Titik kabut dan titik tuang berfungsi untuk mendeterminasi jumlah

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

jumlah 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 dati 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.

Titik beku suatu minyak memiliki angka temperature yang lebih

rendah dibandingkan dengan angka temperature titik tuang maupun titik

kabutnya. Dan titik kabut merupakan angka temperature yang paling tinggi

dibandingkan titil tuang maupun titik beku.

Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi

penyusun minyak. Maksudnya, seperti yang kita ketahui pada minyak

berat lebih banyak mengandung padatan-padatan apabila dibandingkan

dengan minyak ringan yang lebih banyak mengandung gas. Hal ini

menyebabkan minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari

pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari pembekuan maka diusahakan

agar temperatur minyak yang diproduksi tetap stabil.

Dalam gambarannya sesuai dengan definisi titik tuang, titik kabut

dan titik beku di atas dapat diperkirakan bahwa titik kabut minyak

memiliki temperature lebih rendah daripada titik kabutnya, dan titik kabut

minyak memiliki temperature lebih rendah daripada titik tuangnya.

38

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. Heater ialah alat yang dipasang pada pipa dimana

minyak mengalir kepermukaan pada saat produksi (flow line). Alat ini

berfungsi sebagai penstabilitas temperature agar minyak yang diproduksi

kepemukaan tidak mencapai titik bekunya atau agar minyak tersebut tidak

mengalami pembekuan. Dengan kata lain menstabilitaskan temperature

agar tetap stabil sejak direservoir hingga mencapai permukaan.

5.3.Peralatan Dan Bahan

5.3.1. Peralatan

1. Tube kaca sebagai tempat sampel

2. Thermometer

3. Penutup dari gabus

4. Bath sebagai tempat untuk mengkondisikan sampel

Gambar 5.1. Penutup dari gabus

39

Gambar 5.2. Thermometer

Gambar 5.3. Tube dari kaca

Gambar 5.4. Es batu

5.3.2. Bahan yang digunakan

1. Sampel minyak mentah

2. Es batu sebai pendingin

3. Air dan garam

40

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.

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. Analisa Dan Perhitungan

5.5.1. Analisa

Parameter Sampel Umum Sampel Kelompok

Titik Kabut 17,6 oC = 63,68 oF 18,6 oC = 65,48 oF

Titik Beku 4,5 oC = 40,1 oF 3,7 oC = 38,66 oF

Titik Tuang 16,2 oC = 61,16 oF 15,8 oC = 60,44 oF

41

Tabel 5.1.

Titik kabut, titik beku, dan titik tuang dari data tiap kelompok

KELOMPOKTitik Kabut

(oF)

Titik

Tuang(oF)

Titik

Beku (oF)

1 & 2 63,68 oF 61,16 oF 40,1 oF

3 & 4 62,24 oF 59,36 oF 36,68 oF

5 & 6 85,1 oF 76,82 oF 80,96 oF

5.5.2. Perhitungan

a. Sampel Umum

Titik Kabut ( 17,6 oC ) =

= 31,68 + 32o

= 63,68 oF

Titik Beku ( 4,5 oC ) =

= 8,1 + 32

= 40,1 oF

Titik Tuang ( 16,2 oC ) =

= 29,16 + 32o

= 61,16 oF

b. Data Kelompok

Titik Kabut ( 18,6 oC ) =

= 33,48 + 32o

= 65,48 oF

42

Titik Beku ( 3,7 oC ) =

= 6,66 + 32o

= 38,66 oF

Titik Tuang ( 15,8 oC ) =

= 28,44 + 32o

= 60,44 oF

5.6. Pembahasan

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, sehingga 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 mengadakan

uji coba untuk menentukan titik kabut, titik beku, dan titik tuang.

Dari titik kabut, titik tuang, dan titik beku yang diperoleh , kita

dapat mengetahui pada temperatur berapa minyak tersebut masih dapat

mengalir, padatannya mengkristal, hingga saat minyak mulai membeku

(tidak dapat mengalir lagi) sehingga kita dapat mengantisipasinya dengan

memasang heater pada jarak-jarak tertentu pada pipa atau dengan

memasang isolasi pada pipa untuk mempertahankan temperaturnya dalam

kondisi yang diinginkan dan minyak pada flow line tetap mengalir lancar.

Pada percobaan ini diketahui dari data awalnya oC kita harus

mengubahnya ke oF, karena pada standar Nasional harus menggunakan

satuan oF .

Dari sample data umum diatas maka diperoleh , titik kabut 63,68 oF, titik beku 40,1 oF, titik tuang 61,16 oF, sedangkan dari sample data

43

kelompok diatas maka diperoleh, titik kabut 65,48 oF, titik beku 38,66 oF,

titik tuang 60,44 oF. Percobaan ini dari titik rendah ke titik yang paling

tinggi yaitu titik beku>titik tuang>titik kabut.

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.

Grafik 5.1. Titik kabut, titik beku, titik tuang dari data tiap kelompok

Jika dilihat dari hasil perhitungan yang kemudian diplot ke dalam

suatu grafik ( seperti grafik 5.1. 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).

Dan dari hasil percobaan diatas diperoleh bahwa minyak berat yang

lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Karena pada

44

minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan jika dibanding

minyak ringan. Jadi untuk menghindari pembekuan maka haruslah

diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi pada alat-alat flow

line tetap stabil.

5.7. Kesimpulan

1. Dari sample data umum diatas maka diperoleh, titik kabut 63,68 oF,

titik beku 40,1 oF, titik tuang 61,16 oF, sedangkan dari sample data

kelompok diatas maka diperoleh , titik kabut 65,48 oF, titik beku 38,66 oF, titik tuang 60,44 oF.

2. Percobaan ini penentuan titik kabut, titik beku, titik tuang dari minyak

pada sumur yang mempengaruhi produksi sangat penting guna

mencegah terjadinya flow rate dan menaikkan bahan pompa serta

menurunkan jumlah produksi.

3. Semakin berat minyak tersebut semakin cepat membeku karena yang

mempengaruhi titik kabut, titik tuang, dan titik beku yaitu komposisi

penyusun minyak tersebut.

4. Percobaan ini dari titik rendah ke titik yang paling tinggi yaitu titik

beku>titik tuang>titik kabut.

5. Untuk mencegah timbulnya masalah (problem) pada minyak yang

sedang di produksi, terutama mengenai pembekuan minyak pada flow

line akibat penurunan temperatur, maka dipasang heater pada jarak-

jarak tertentu di flow line atau pemasangan isolasi pada pipa.

BAB VI

PENENTUAN TITIK NYALA ( FLASH POINT )

DAN TITIK BAKAR ( FIRE POINT )

6.1.Tujuan Percobaan

1. Memahami pengertian dari titik nyala dan titik bakar.

2. Menentukan titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point) dari

minyak mentah.

3. Menentukan antisipasi dari meningkatnya suhu minyak bumi di flow

line.

4. Untuk menentukan hubungan antara flash point dan fire point dengan

SG minyak mentah dan juga oAPI-nya.

6.2.Teori Dasar

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

45

46

mengantisipasi bahaya terbakarnya produk – produk minyak bumi.

Semakin kecil SG minyak mentah maka semakin tinggi °API-nya, berarti

minyak tergolong minyak 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

47

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 tersebut mudah terbakar (flameable) karena di

dalam minyak tersebut terdapat fraksi ringan (gas). Titik nyala dan titik

bakar ini berbanding terbalik dengan oAPI.

6.3.Peralatan Dan Bahan

6.3.1. Peralatan

1. Tag Closed Tester.

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

1. Thermometer.

Gambar 6.1. Tag Closed Tester

48

Gambar 6.2. Thermometer

6.3.2. Bahan yang digunakan

1. Minyak mentah

2. Air

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

49

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

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.Analisa Dan Perhitungan

6.5.1. Analisa

Parameter Sampel Umum Sampel Kelompok

Titik Nyala 79,2 oC = 174,56 oF 78,7 oC = 173,66 oF

Titik Bakar 92,8 oC = 199,04 oF 94,6 oC = 202,28 oF

Tabel 6.2. Titik nyala dan titik bakar dari data tiap kelompok

KELOMPOK Titik Nyala Titik Bakar

1 & 2 174,92 oF 205,34 oF

3 & 4 169,34 oF 200,12 oF

5 & 6 171,14 oF 203,36 oF

Tekanan Barometer ( mm Hg )Koreksi

F C

751 – 835 5 2,8

634 – 550 10 5,5

50

6.5.2. Perhitungan

a. Data Umum

Titik Nyala ( 79,2oC ) =

= 174,56 oF

Titik Bakar ( 92,8 oC ) =

= 199,04 oF

b. Data Kelompok

Titik Nyala ( 78,7 oC ) =

= 173,66 oF

Titik Bakar ( 94,6 oC ) =

= 202,28 oF

6.6.Pembahasan

Untuk percobaan penentuan flash point dan fire point, praktikan

melakukan pengetesan tentang titik nyala dan titik bakar pada sampel

minyak yang telah disediakan. Dimana sampel minyak mentah

dimasukkan kedalam test cup dan air kedalam bath kemudian dipanasi.

Setelah beberapa menit dipanasi, kita dapat mengamati terjadinya flash

point dan fire point.

Flash point dapat kita amati apabila dilakukan penyulutan, sampel

akan menyala beberapa saat saja. Sedangkan fire point terjadi bila nyala

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

selama 5 detik).

51

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.

Dalam percobaan kali ini, pada sampel umum temperatur flash

point (titik nyala) sebesar 79,2 oC = 174,56 oF sedangkan untuk fire point

(titik bakar) didapat sebesar 92,8 oC = 199,04 oF. Sedangkan pada sampel

kelompok temperatur flash point (titik nyala) sebesar 78,7 oC = 173,28 oF

sedangkan untuk fire point ( titik bakar ) didapat sebesar 94,6 oC = 202,28 oF.

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. Disamping itu, penentuan titik nyala

dan titik bakar dapat juga dipakai sebagai petunjuk tingkat penguapan

relative dari produksi minyak bumi.

Dari analisa dan perhitungan di atas juga disertakan data dari tiap

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

52

Grafik 6.1. 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 sama dengan 173,66 oF

dan titik bakar sama dengan 202,28 oF, juga pada data kelompok I titik nyala

sama dengan, kelompok III, maupun kelompok IV.

6.7.Kesimpulan

1. Dari percobaan yang dilakukan, didapat harga – harga sbb. :

Titik nyala (flash point) pada temperatur : 174,56 F

Titik bakar (fire point) pada temperatur : 199,04 F

2. Semakin tinggi titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point)

maka minyak semakin tidak mudah terbakar (unflameable).

3. Semakin tidak mudah terbakar (unflameable) maka minyak tersebut

memiliki fraksi-fraksi berat di dalamnya. Sehingga bisa dikatakan

53

minyak tersebut mempunyai SG yang tinggi dan atau oAPI yang

rendah.

4. Semakin tinggi titik nyala (flash point) maka semakin tinggi juga titik

bakar (fire point). Sehingga dapat disimpulkan bahwa titik nyala (flash

point) itu berbanding lurus terhadap titik bakar (fire point).

5. Di dunia perminyakan dan di suatu perusahaan lebih cenderung

memilih titik nyala tinggi, hal ini dikarenakan pencegahan terjadinya

kebakaran meskipun pada titik nyala rendah.

6. Dengan mengetahui titik nyala dan titik bakar dari suatu crude oil,

maka kita dapat mempertimbangkan hitungan pendistribusian minyak

dengan pipe line, sehinggga jangan sampai melampaui batas kondisi

titik batasnya karena pengaruh kondisi lingkungan dengan

penambahan selubung gas.

7. Besarnya flash point dan fire point sangat dipengaruhi oleh komponen-

komponen penyusun hidrokarbon atau crude oil itu sendiri.

8. Penentuan flash point dan fire point sangat penting artinya dikaitkan

dengan keselamatan dan pencegahan dari bahaya kebakaran.

9. Minyak ringan mempunyai titik nyala dan titik bakar yang lebih

rendah dibandingkan minyak berat, karena pada minyak ringan

komponen fraksi beratnya lebih sedikit dibandingkan pada minyak

berat.

BAB VII

PENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARA

COBA-COBA ( TENTATIVE METHOD )

7.1. Tujuan Percobaan

1. Menentukan viskositas kinematik untuk cairan newtonian pada

temperature 20 oC.

2. Mengetahui jenis-jenis fluida dan viskositas.

3. Mengetahui hubungan viskositas dan faktor-faktor yang

mempengaruhinya.

7.2. Teori Dasar

Viskositas 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.

Viskositas 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 viskositas, yaitu :

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

Peralatan ini dikalibrasikan dengan suatu 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

54

55

volume tertentu dan temperatur tertentu dialirkan melalui pipa kapiler

yang telah dikalibrasi dan waktunya telah diukur.

b. 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).

Viskositas merupakan sifat fisik yang akan berpengaruh terhadap

fluida untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan mengalir dengan

kecepatan yang rendah. Dengan demikian viskositas 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 (detik).

Dalam cairan hidrokarbon dapat dibuat suatu generalisasi, yaitu :

viskositas naik dengan naiknya tekanan

viskositas turun dengan bertambahnya gas dalam larutan

Umumnya pengaruh pemampatan dalam kenaikan viskositas

dikalahkkan oleh pengaruh gas yang terlarut sehingga viskositasnya

menurun dengan naiknya tekanan, karena bertambahnya gas yang terlarut.

Penurunan viskositas dengan naiknya tekanan ini hanya sampai batas

56

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, betapapun kecilnya tegangan geser itu. Atau bisa juga

didefinisikan sebagai zat yang mengalir.

Fluida diklarifikasikan menjadi:

a. 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.

b. 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

7.2.1. 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 kinematika adalah stoke, yang mempunyai dimensi

Viscositas

Tekanan

57

cm2/detik, tetapi dalam industri perminyakan biasanya dinyatakan

dalam sentistoke ( stoke/100 ).

3. Cairan Newtonian (sample) adalah cairan yang mempunyai

perbandingan yang linier anatara shear rate dengan shear stress.

7.2.2. 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.

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:

a. 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:

58

vC = 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 viskositas sample hidrokarbon ke-1

yang lebih viscous dari air pada viscometer yang sama, dan

kemudian gunakan harga viskositas 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 :

C = Vh2/t

Dimana :

Vh2 = Viskositas kinematik dari hidrokarbon yang digunakan

untuk kalibrasi.

Setelah viscometer ke-2 dikalibrasi, harga viskositas

kinematik dapat ditentukan untuk sample hidrokarbon dengan

viskositas yang lebih besar. Harga viskositas 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.

59

b. Kalibrasi Viscometer dengan Minyak Standard

Lihat table 7.2. dan 7.3. Ukur waktu alirnya 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

energi kinematik yang digunakan pada viscometer yang

mempunyai aliran kapiler sangat kecil dan konstanta C berharga

0,05 atau lebih kecil.

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:

Dimana:

Vh = viscositas kinematik hydrocarbon yang digunakan

untuk kalibrasi

B = koefisien viscometer dari persamaan sebelumnya

Terkahir ulangi viskositas kinematik dari suatu

hydrocarbon yang diinginkan dalam centistokes, sebagai berikut:

Viscositas kinematik ( Vh ) :

(C x t) – (B/t)

60

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

7.3.2 Bahan yang digunakan

1. Cairan Newtonian (sampel)

2. Air

3. Obat penyaring

Gambar 7.1. Viskometer

61

Gambar 7.2. Timer

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.

62

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.

63

Catatan:

Untuk viscometer dengan harga B/t besar atau sama dengan ( 0,001 x C x t

), maka gunakan persamaan sebagai berikut :

Viskositas kinematik :

Cs = C x t

Table 7.2. Viscositas standard

Table 7.3. NBS Viscosity Standard

Viscositas

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

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

64

M 390 280 130

N 1600 1100 460

OB 38000 24000 7000

P 30000 22000 10000

7.5. Analisa Dan Perhitungan

7.5.1. Analisa

Tabel 7.4. Data Analisa

Sam

pelViscometer

Viscometer

Kinematic

Waktu

Alir (dt)Konstanta

Kalibrasi pada

suhu 20 oC

Air I ( 25 ) VhA = 1,0038 243

CA = 4,130 x 10-3

cs/dt

Miny

ak

Stand

ar

I ( 50 ) Vh = 1,445 cs 361

Analisa

Miny

ak

Samp

el

II ( 50 ) Vh1 = 1,4518 cs 361

C2A = 4,148 x 10-3

cs/dtMiny

ak

Samp

el

II ( 100 ) Vh2 = 1,7836 cs 431

7.5.2. Perhitungan

CA = = 4,148 x 10-3 cs/dt

Vh = CA x T1

65

= 4,130 x 10-3 cs/dt . 350 dt

= 1,445 cs

Vh1 = CA x T2A

= 4,130 x 10-3 cs/dt . 361 dt

= 1,490 cs

C2A = = 4,127 x 10-3 cs/dt

Vh2 = C2A x T2B

= 4,127 x 10-3 cs/dt . 431 dt

= 1,778 cs

1. Kalibrasi peralatan untuk menentukan koefisien viscometer ( B )

B =

=

=

= 624,241 cs dt

2. Konstanta Peralatan Keseluruhan ( )

=

=

66

=

=

= 8,3925 x 10-3 cs/dt

3. Menghitung harga viskositas kinematik dengan ketentutan

a. Jika harga (B/T) ≥ (0,001 x C x T) maka menggunakan persamaan

viskositas kinematic = C x T

b. Jika harga (B/T) (0,001 x C x T) maka menggunakan persamaan

viskositas kinematic = C x T – (B/T)

Viskositas kinematic = ≥ (0,001 x 0,008 x 431)

= 1,487 ≥ 0,003

Karena 1,487 ≥ 0,003, jadi menggunakan persamaan viskositas

kinematiK sebagai berikut:

Harga viscositas kinematik = x T

= 0,008 x 431

= 3,448 cs

7.6. Pembahasan

Dari percobaan yang dilakukan, dapat diketahui bahwa viskositas

minyak sangat dipengaruhi oleh komposisi dari minyak itu sendiri

(berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir). Dimana minyak berat

memiliki viskositas yang lebih tinggi daripada minyak ringan, sehingga

dalam viscometer akan memiliki waktu alir yang lebih lama jika

diibandingkan dengan minyak ringan (viskositas berbanding terbalik

dengan kecepatan alir /waktu alir).

67

Selain itu, waktu alir juga sangat dipengaruhi oleh temperatur

sample, tekanan yang bekerja pada sample, serta banyaknya kandungan

gas yang ada pada sample (minyak).

Dalam percobaan ini praktikan harus melihat skala suhu pada

termometer (peralatan) dan mempertahankan supaya suhu tetap konstan

seperti yang diinginkan. Selain itu faktor kebersihan alat perlu

dipertahankan agar tidak mempengaruhi hasil viskositas kinematik

minyak. Dan penting juga kita melakukan pengkalibrasian alat terlebih

dahulu sebelum praktikan menggunakan alat-alat viscometer.

Dengan mengetahui harga kinematik dari suatu minyak maka dapat

pula ditentukan besarnya tekanan yang diperlukan untuk mengalirkan

minyak tersebut melalui pipa.

Pada dasarnya besarnya viskositas kinematik dapat dipengaruhi

oleh beberapa hal, seperti besarnya koefisien viscometer (B), konstanta

alat keseluruhan ( ). Dalam percobaan kali ini, terdapat hasil

viscometernya (B) 640,968 cs/dt, dan terdapat hasil konstanta peralatan

keseluruhan ( ) 0,008 cs/dt, dan terdapat harga viskositas kinematik

3,448 cs. Jadi, semakin lama waktu alir yang dibutuhkan oleh fluida maka

semakin besar viscositas kinematiknya dan sebaliknya.

7.7. Kesimpulan

Dari analisa yang telah dilakukan, dapat disimpulkan :

1. Besarnya viskositas kinematik d apat dipengaruhi oleh beberapa hal,

seperti besarnya koefisien viscometer (B), konstanta peralatan

keseluruhan ( ).

2. Semakin lama waktu alir yang dibutuhkan oleh fluida maka semakin

besar viskositas kinematiknya dan sebaliknya.

3. Viskositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, yang

merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk menentukan

karakteristik alirannya.

4. Viskositas berbanding terbalik dengan temperaturnya.

68

5. Viskositas berbanding lurus terhadap waktu alir tetapi berbanding

terbalik terhadap kecepatan alir dan temperaturnya.

6. Semakin berat jenis minyak, maka semakin besar viskositas minyak

tersebut, yang berarti minyak tersebut memiliki komposisi yang

semakin kompleks, dimana diperlukan tekanan yang lebih besar untuk

mengalirkannya dengan tanpa mengabaikan temperatur yang terjadi

pada minyak akibat gesekan yang ditimbulkan pada pipe line.

7. Dalam memproduksikan minyak ke permukaan, selalu diusahakan

agar yang dihasilkan encer atau viscositasnya rendah, hal ini

dimaksudkan agar diperoleh flow rate yang besar

BAB VIII

ANALISA KIMIAWI AIR FORMASI

8.1. Tujuan Percobaan

1. Menentukan sifat dari air formasi, apakah stabil, mengendap atau

korosif.

2. Menentukan pH; alkalinitas; kandungan kalsium, magnesium, barium,

sulfat, ferro, klorida, sodium,

3. Mengetahui perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat.

8.2. Teori Dasar

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

water intertial water adalah air yang diproduksikan ikut bersama-sama

69

70

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

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.

Air formasi selain berasal dari lapisan itu sendiri atau juga berasal

dari air formasi dari lapisan lain yang masuk kedalam lapisan produktif,

biasanya disebabkan oleh :

a.       Penyemenan yang kurang baik.

b.      Kebocoran casing yang disebabkan oleh :

1.       Korosi pada casing.

2.       Sambungan kurang rapat.

3.       Pengaruh gaya tektonik rapat (patahan).

Sifat-sifat yang terkandung dalam air formasi :

1.       Sifat fisika,meliputi :

a. Kompresibilitas

b. Kelarutan gas didalam air

c. Viskositas air.

d. Berat jenis

e. Konduktifitas.

2.       Sifat kimiawi, meliputi :

a. Ion-ion negatif. (Anion)

b. Ion-ion positif.  (Kation)

Alkalinitas, CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan ditempat

pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil (dapat mengurai)

seiring dengan perubahan waktu dan suhu. Untuk itu, pH perlu diturunkan

sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium (Ba) harus 

dilakukan   segera   setelah  contoh  diterima,  karena  unsur  BaSO4

terbatas kelarutannya, karena reaksi barium cepat dengan SO4, akan

71

mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kasalahan 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

sistem klasifikasi dari air formasi air, hal ini dapat memudahkan

pengerjaan pengindetifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat

memplot hasil analisa air formasi tersebut kedalam grafik, hal ini akan

memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan-lapisan batuan dari

sumur secara tepat..

Beberapa kegunaan yang paling penting dari analisa air formasi ini

adalah :

a. Untuk korelasi lapisan batuan

b. Menentukan kebocoran casing

c.  Menentukan kualitas sumber air untuk proses water flooding.

Dampak dari air formasi dapat dilihat pada grafik di bawah ini:

Gambar 8.1. Grafik Indeks Stabilitas Vs Temperature

Pengambilan sample air formasi dilakukan di kepala sumur dan

atau di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari

kaca atau plastik agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion hidrogen

karena akan mempengaruhi kebasahan sample.

72

Percobaan yang dilakukan adalah dengan menentukan pH,

Alkalinitas, penentuan kandungan kalsium, magnesium, barium, sulfat,

ferro, klorida, sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat

( CaCO3).

8.2.1. Penentuan Percobaan

a. Penentuan Kalsium dan Magnesium

Untuk kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan

kesadahan totalnya.

b. Penentuan Alkalinitas

Alkalinitas dari suatu cairan biasa dilaporkan sebagai CO3-, HCO3

-

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

lemah dan larutan indikator. Larutan penunjuk (indikator) yang

digunakan dalam penentuan kebasahan CO3- dan OH- adalah

phenolphtelein (PP), sedangkan methyl orange (MO) digunakan

sebagai indikator dalam penentuan HCO3-.

c. Penentuan Klorida

Unsur ion baku ditentukan dalam air formasi ialah Cl, yang

konsentrasinya lemah sampai pekat. Metode mohr selalu digunakan

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 telah 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 sampai 6 hingga 8.5 dengan

NHOH., larutan buffer kesadahan total atau larutan buffer Calver, dan

tidak sekali-sekali mengurangi pH dengan HCL.

73

d. 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 :

a. Penyemenan yang kurang baik

b. Kebocoran casing yang disebabkan oleh:

Korosi pada casing.

Sambungan kurang rapat.

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

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 plastik 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

74

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

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:

Untuk korelasi lapisan batuan

Menentukan kebocoran casing

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 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:

a. Metode Langelier hanya diperuntukkan untuk air tawar dan tidak

dapat digunakan pada analisa air formasi, sehingga membutuhkan

perhitungan konversi untuk digunakan pada air formasi.

75

b. 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.

c. 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.

Hasil Perhitungan SI digunakan untuk identifikasi terbentuknya

Scale dengan kriteria :

Jika SI negatif berarti air tidak di jenuhi CaCO3 atau kelarutan

yang dihasilkan lebih besar dari padatan yang dilarutkan, pada

konsentrasi ini air tersebut bersifat korosif.

Jika SI positif berarti air di jenuhi CaCO3 sehingga cenderung

terbentuk scale.

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

8.2.2. Pencegahan dan Penanggulangan Scale

Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha yang preventif yang

dilakukan sebelum terbentuk endapan scale

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.

Cara mengatasi endapan scale di area tertentu:

76

Menghilangkan Scale di Pipa-Pipa

Dengan kombinasi penggunaan zat kimia dan line pigging

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.

8.3. Peralatan dan Bahan

8.3.1. Peralatan

1) Alat titrasi

2) Labu ukur

3) pH paper strip

4) Alat ukur elektrolit

5) Pipet

Gambar 8.1. Alat titrasi

Gambar 8.2. Labu Ukur

77

Gambar 8.3. pH paper strip

Gambar 8.4. Pipet tetes

Gambar 8.5. Pipet Ukur

8.3.2. Bahan yang digunakan

1. Sampel air formasi

2. Larutan buffer

3. Larutan indicator

4. Larutan H2SO4

5. Larutan AgNO3

78

8.4. Prosedur Percobaan

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 :

79

Tabel 8.1. Harga 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.

Penentuan Kesadahan Total

1. 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.

2. Tambah 5 ml contoh air, warna akan berubah menjadi merah (bila

kesadahan memang ada).

3. 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 =

Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm

80

Kesadahan total, me/L =

Penentuan Kalsium

1. 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.

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

berubah menjadi kemerahan.

3. 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 =

Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm

Kalsium, me/L =

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

Penentuan Magnesium

Magnesium ditentukan dengan dua cara sebagai berikut :

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

me.L )

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

8.4.4. Penentuan Klorida

81

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 =

Jika menggunakan AgNO3 0,01 N :

Kadar Cl, mg/L =

8.4.5. Penentuan Sodium

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

harganya.

+ + + +

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

harganya.

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

8.4.6. Grafik Analisa Air

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.

82

Contoh :

Tabel 8.2. Harga Konsentrasi Komponen

KOMPONENKONSENTRASI

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 indeks stabilitas CaCO3 adalah:

SI = pH – K – pCa – pAlk

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.

83

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 faktor 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

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

Dengan menggunakan faktor- faktor yang terdapat pada grafik I,

jumlah tenaga ion dapat dihitung sebagai berikut:

Tabel 8.4. Perhitungan Tenaga Ion

ION ( me/L ) *factor = ...me/L

Ca++

Mg++

12.0

20.4

* 5 x 10-5

* 1 x 10-3

= 0.1476

= 0.012

84

Na++

Cl-

SO4-

HCO3-

295.5

253.5

41.7

13.8

* 1 x 10-3

* 5 x 10-5

* 1 x 10-5

* 5 x 10-5

= 0.0204

= 0.1268

= 0.0417

= 0.0069

Jumlah tenaga ion = 0.3554

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 Factor 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

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

10 9 8 6 5 47 3 2 1 0 1098654 7321

(101) CO32-

HCO3-

OH-

Anion

Na+ (102)

Mg++

Ca++ (100)

Fe+++ (102)

Ba++

Kation

(100) SO42-

(102) Cl-

85

Kesimpulan :

Air tersebut bergejala scalling pada suhu 54 oF ke atas

Air tersebut bergejala corrosive pada suhu 54 oF ke bawah

8.5. Analisa Dan Perhitungan

8.5.1. Analisa

pH air : 8

Volume Sampel : 10

Konsentrasi Ion CO3- : 10

Konsentrasi Ion OH- : 3

Penentuan Sodium (Na+)Tabulasi Hasil Analisa

Konsentrasi Anion Konsentrasi Kation

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

Cl 35.5 24400 687,32 Ca2++ 40 40 2

SO42 96 300 6,25 Mg2++ 24 0 0

CO32 60 300 10 Fe2++ 56 1000 53,571

HCO3 61 0 0 Ba2+ 137 - -

OH 17 51 3

Anion 706,574 Kation 55,571

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

Kadar Sodium ( Na+ ) = Anion Kation

= ( 706.57 55.571 ) mg/l

= 651,003

Grafik 8.1.

Diagram Stiff – Davis

86

Tabel 8.6.

Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3

IonKonsentrasi Faktor Koreksi

Ion strength

Me/L x Koreksi

PPM Me/L PPM Me/L

Cl - 687,324 2,4 105 6 104 0,412

SO4 2- - 6,25 2,1 105 1 103 0,006

CO3 2- - 10 3,3 105 1,5 103 0,015

HCO3 - - 0 0,8 105 5 103 0

Ca 2+ - 2 3 105 2 103 0,004

Mg 2+ - 0 8,2 105 1 103 0

Fe 3+ 1000 53,571 8,1 105 1,5 103 0,080

Ba 2+ Negative Negative Negatif Negatif -

Na + - 651,003 2,2 105 2 104 0,130

Σ molar Ionic Strength 0,647

Grafik 8.2. Penentuan harga k pada CaCO3

0

0

-

87

Dari grafik diperoleh:

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

Pada temperatur 0 C = 3,65

Pada temperatur 20 C = 3,5

Pada temperatur 40 C = 2,98

Pada temperatur 60 C = 2,4

Pada temperatur 80 C = 1,77

88

Pada temperatur 100 C = 0,96

Harga pCa = 3,0 ( dari grafik 8.3.) pAlk = 3,0 ( dari grafik 8.3 )

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

8.5.2. Perhitungan

Konversi Satuan Konsentrasi Anion

Cl - elektron valensi = 1

Konversi mg/L ke me/L = = 687,324 me/L

SO4 2- elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L = = 6,25 me/L

CO3 2- elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L = = 10 me/L

HCO3 - elektron valensi = 1

Konversi mg/L ke me/L = = 0 me/L

OH - elektron valensi = 1

Konversi mg/L ke me/L = = 3 me/L

Konversi Satuan Konsentrasi Kation

Ca 2+ elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L = = 2 me/L

Mg 2+ elektron valensi = 2

Konversi mg/L ke me/L = = 0 me/L

Fe 3+ elektron valensi = 3

Konversi mg/L ke me/L = = 53,571 me/L

89

Ba+ electron valensi = 2

Konversi Mg/L ke me/L = -

Ion Strength

Cl - = (Me/L) x Koreksi

= 687,324 x 6 x 10-4

= 0,412

SO4 2- = (Me/L) x Koreksi

= 6,25 x 1 x 10-3

= 6,25 x 10-3

CO3 2- = (Me/L) x Koreksi

= 10 x 1,5 x 10-3

= 0,015

HCO3 - = (Me/L) x Koreksi

= 0 x 5 x 10-3

= 0

Ca 2+ = (Me/L) x Koreksi

= 2 x 2 x 10-3

= 0,004

90

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

= 8,0355 x 10-2

Ba 2+ = (Me/L) x Koreksi

= -

Na + = (Me/L) x Koreksi

= 651,003 x 2 x 10-4

= 1,302 x 10-1

Nilai SI

Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 0 oC ; K = 3,65

SI 0 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 3,65 – 3,0 – 3,0

= -1,65

Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 20 oC ; K = 3,5

SI 20 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 3,5 – 3,0 – 3,0

= -1,5

Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 40 oC ; K = 2,98

SI 40 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 2,98 – 3,0 – 3,0

= -0,98

Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 60 oC ; K = 2,4

SI 60 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 2,4 – 3,0 – 3,0

= -0,4

91

Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 80 oC ; K = 1,77

SI 80 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 1,77 – 3,0 – 3,0

= 0,23

Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 100 oC ; K = 0,96

SI 100 oC = pH – K – pCa - pAlk

= 8 – 0,96 – 3,0 – 3,0

= 1,04

Tabel 8.7. Harga Indeks Stabilitas

Temperatur ( oC ) pH K P Ca p Alk SI Sifat

0 8 3,65 3 3 -1,65 Asam

20 8 3,5 3 3 -1,5 Asam

40 8 2,98 3 3 -0,98 Asam

60 8 2,4 3 3 -0,4 Asam

80 8 1,77 3 3 0,23 Basa

100 8 0,96 3 3 1,04 Basa

8.6. Pembahasan

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 karena bersifat basa. Sebaliknya, jika SI menunjukkan

hasil negatif maka pada temperatur tersebut air formasi akan cenderung

untuk membentuk korosi pada alat-alat produksi karena 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.

92

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 unsure

BaSO4 terbatas kelarutannya karena reaksi barium cepat dengan SO4, akan

mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kesalahan dalam

penelitian. Selain denga barium ,SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium

menjadi CaSO4 pada saat suhu turun.

Tetapi, secara garis besar, penelitian air formasi ini akan dapat

memberikan informasi mengenai seberapa banyak kadar unsur dan ion

yang terkandung dalam air formasi tersebut, sehingga dapat digunakan

untuk mengantisipasi dampak berupa kerusakan terhadap pipa pemboran

maupun alat – alat produksi lainnya akibat adanya scale dan korosi.

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 :

93

Grafik 8.3.

Harga K terhadap temperatur

Dari grafik di atas kita dapat mengetahui bahwa semakin rendah suhu

maka nilai K semakin besar. Dan dapat dikatakan bahwa hubungan suhu

terhadap nilai K adalah berbanding terbalik.

Grafik 8.4.Stabilitas Indeks terhadap Temperatur ( oC )

94

8.7. Kesimpulan

Dari data dan analisa yang telah dilakukan, dapat disimpulkan :

1. Stabilitas indeks (SI) dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu pH,

tenaga ion keseluruhan (K), konversi ion Ca 2+ dan konversi ion HCO3.

2. Dari data yang diberikan, dapat disimpulkan bahwa semakin tinggi

temperatur, maka semakin rendah tenaga ion keseluruhan (K) pada

suatu larutan.

3. Untuk mendapatkan kandungan air formasi yang lebih akurat, sample

harus diambil langsung dari separator atau kepala sumur dan kemudian

disimpan pada wadah tertutup yang terbuat dari kaca atau plastik,

sehingga kebasahan sample masih seperti semula.

4. Faktor-faktor yang sangat berpengaruh dalam penentuan tingkat

pengendapan dan pelarutan dalam air formasi adalah pH, temperatur,

serta total tenaga ion keseluruhan dari air formasi tersebut.

5. Harga SI positif mempengaruhi masalah produksi, masalah yang

timbul dari air formasi bersifat scale. Apabila bernilai negatif, masalah

yang timbul dari air formasi akan bersifat korosif.

6. Jika harga SI bernilai negatif berarti bersifat asam, dan jika bernilai

positif berarti bersifat basa.

BAB IX

PEMBAHASAN UMUM

Metode Dean & Stark merupakan salah satu metode untuk menentukan

besarnya kandungan air dalam crude oil dengan prinsip destilasi, dan kondensasi.

Kandungan air ini penting untuk mengetahui perkiraan cadangan, perencanaan

dan penanganan peralatan produksi, dan untuk persyaratan ekspor minyak mentah

yang menggunakan standart air yang diijinkan.

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 banyak tergantung atas kondisi air didalam minyak, karena

berhubungan dengan 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 gravity minyak yang bersangkutan.

Kehilangan gravity 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.

Metode centrifuge bermanfaat untuk menentukan kadar air dan base

sediment yang terdapat dalam crude oil. Prinsip dasar yang digunakan adalah

pemisahan penyusun crude oil berdasarkan perbedaan berat jenisnya. Pada hasil

95

96

akhir akan terpisah antara crude oil, air , dan padatan karena berat jenis padatan >

berat jenis air > berat jenis crude oil.

Dari percobaan penentuan kandungan air dan endapan (BS & W) dengan

centrifuge method kita dapat mengetahui bahwa kandungan air dalam sample

minyak dalam suatu sumur ternyata berbeda-beda. 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.

Metode dasar dalam percobaan penentuan specific gravity (SG) adalah

dengan mencelupkan hidrometer ke dalam minyak dan membaca skala yang

didapat, kemudian mencocokkannya pada tabel SG..

Besarnya spesific gravity (SG) dari suatu fluida ditentukan oleh berbagai

faktor. Pada kesempatan ini penentuan SG crude oil ditentukan oleh keadaan suhu

kamar. Dalam menentukan SG crude oil maka hal yang perlu diperhatikan sekali

yaitu ketelitian pada saat menghitung SG terukur dengan menggunakan

hydrometer. Hal ini dikarenakan hasil dari pengukuran hydrometer merupakan

data awal sekaligus data penentu untuk menghitung baik SG maupun oAPI yang

dibagi menjadi tahap perhitungan harga terukur, perhitungan koreksi pada 60/60 oF hingga perhitungan untuk mendapatkan harga sebenarnya.

Adapun faktor-faktor yang mempengaruhi ketepatan test dengan

menggunakan hydrometer diantaranya adalah sebagai berikut :

97

1. Ukuran hydrometer yang dapat mendetermnasikan gravity mnyak

mentah yang bebas air dengan ketelitian yang tinggi.

2. Adanya campuran fluida lain seperti air.

Hal ini akan menyebabkan kekurangan ke akuratan, sebab gelembung-

gelembung gas yang sering timbul pada suspense akan menempel pada

hydrometer dan akan cenderung menahan instrument, sehingga sulit

mencapai posisi yang diharapkan.

3. Titik air pada permukaan hydrometer

Hal ini menyebabkan instrument tenggelam melewati posisi

sebenarnya.

Penggolongan oAPI didasarkan pada kemampuan fluida mengalir, sebab

semakin tingi SG (oAPI semakin kecil), maka aliran fluida tersebut semakin

lambat, sehingga hal ini mengganggu proses produksi , sebab dengan semakin

tingginya SG suatu crude oil, maka memiliki kecendrungan membeku lebih cepat

pada suhu normal yang dapat menyumbat pipa produksi karena semakin tinggi

harga SG yang didapat maka makin kecil nilai oAPI. oAPI dijadikan standard

penentu kualitas suatu crude oil. Untuk nilai oAPI 10 – 20 digolongkan minyak

berat, 20 – 30 digolongkan minyak sedang, sedangkan untuk nilai oAPI lebih

besar dari 30 maka digolongkan minyak ringan.

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.

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, sehingga tidak bisa lagi mengalir.

Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan

menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi. Untuk mengatasi al tersebut,

98

kita dapat mengambil formasi sample minyak dan mengadakan uji coba untuk

menentukan titik kabut, titik beku, dan titik tuang.

Dalam aplikasi di lapangan biasanya percobaan ini digunakan sebagai

bahan dalam merencanakan minyak yang nantinya akan diproduksi dapat terus

mengalir hingga ke fasilitas-fasilitas produksi yang dituju. Dari bahan yang

diperoleh selanjutnya akan digunakan untuk mengkondisikan suhu yang berada

dalam pipa-pipa yang dilewati oleh minyak metah. Dimana salah satu car yaitu

dengan mengisolasi pipa atau dengan jalan diberi heater agar aliran dari flow line

tetap lancar.

Bahwa minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan daripada

minyak ringan. Karena pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-

padatan jika dibanding minyak ringan. Jadi untuk menghindari pembekuan maka

haruslah diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi pada alat-alat flow

line tetap stabil.

Besarnya flash point dan fire point dipengaruhi oleh komposisi minyak

yang bersangkutan. Selain itu juga dipengaruhi oleh kecepatan fluida tersebut

untuk menguap dan bercampur dengan udara. Untuk minyak berat yang banyak

mengandung fraksi berat akan lebih sukar terbakar (titik nyala dan titik bakarnya

tinggi). Semakin cepat fluida tersebut untuk menguap dan bercampur dengan

udara maka semakin mudah ia untuk terbakar (titik nyala dan titik bakarnya

rendah). Bila dihubungkan dengan nilai oAPI maka semakin tinggi nilai oAPI

suatu oil, maka semakin rendah titik nyala dan titik bakar oil tersebut (semakin

mudah terbakar).

Pada penentuan viskositas dari suatu sample, viscometer harus

dikalibrasikan terlebih dahulu. Ada 2 cara yang dapat digunakan yaitu kalibrasi

dasar dan kalibrasi dengan menggunakan minyak standar. Pada kenyataannya,

secara sederhana besar – kecilnya viskositas dapat dilihat dari kecepatan alir suatu

fluida dalam suatu media alir (pipa kapiler). Semakin lambat laju alirnya maka

nilai viskositasnya adalah semakin besar. Demikian sebaliknya semakin cepat laju

alirnya maka semakin kecil nilai viskositasnya.

99

Dalam percobaan sebelumnya (Spesific Gravity), kita menentukan SG

suatu minyak. Spesific Gravity memiliki hubungan dengan viskositas, dimana

minyak yang memiliki spesific grafity yang lebih besar, maka memiliki viskositas

yang tinggi pula.

Dalam percobaan ini praktikan harus melihat skala suhu pada thermometer

dan mempertahankan supaya suhu tetap konstan seperti yang diinginkan. Selain

itu faktor kebersihan alat perlu dipertahankan agar tidak mempengaruhi hasil

viskositas kinematik minyak. Dengan mengetahui harga kinematik dari suatu

minyak maka dapat pula ditentukan besarnya tekanan yang diperlukan untuk

mengalirkan minyak tersebut melalui pipa.

Analisa kimiawi pada air formasi dimaksudkan untuk mengetahui dan

mengantisipasi timbulnya problem – problem produksi berupa scale maupun

korosi yang terjadi pada peralatan – peralatan produksi agar tidak terlambat dalam

mengambil tindakan. yang pada prinsipnya dilakukan untuk mengetahui

kandungan ion dan pH dari air formasi tersebut.

Apabila SI bernilai positif maka air formasi tersebut bersifat basa dan

berpotensi menimbulkan masalah berupa endapan (scaling) yang berakibat pada

mengecilnya luas media alir utnuk fluida yang dimaksud. Apabila SI bernilai

negatif maka air formasi tersebut bersifat asam dan berpotensi menimbulkan

masalah korosi yang bila dalam skala besar dapat menimbulkan bocornya

peralatan.

BAB X

KESIMPULAN UMUM

1. Analisa yang kita lakukan untuk mengetahui karakteristik reservoir

yang akan kita kembangkan, analisa ini bisa di lakukan di lapangan yang baru

atau lapangan yang sudah ada. Tahapan analisa seperti Metode Dean & Stark,

Centrifuge, Titik beku dan Titik tuang serta titik kabut, flash point (titik nyala)

dan fire point (titik bakar), specific gravity, pengukuran viskositas dan

pengukuran air formasi.

2. 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. Kandungan air ini penting untuk mengetahui perkiraan cadangan,

perencanaan dan penanganan peralatan produksi, dan untuk persyaratan export

minyak mentah yang menggunakan standart air yang diijinkan.

3. Metode centrifuge bermanfaat untuk menentukan kadar air dan

base sediment yang terdapat dalam crude oil. Semakin besar gaya centrifugal

yang digunakan, semakin baik pemisahan antara minyak, air, dan padatan.

Pada percobaan diperoleh kandungan % BS & W untuk sampel I sebesar

0,575 %

Untuk % BS & W pada sample II pada % BS & W sebesar 0,062%

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

perbandingan komposisi kimia dari suatu crude oil. Titik beku itu sendiri

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.

100

101

Dari sample maka diperoleh :

Titik kabut : 63,68 ºF

Titik beku : 40,1 ºF

Titik tuang : 61,16 ºF

5. Besarnya flash point dan fire point dipengaruhi oleh komposisi

minyak yang bersangkutan. Selain itu juga dipengaruhi oleh kecepatan fluida

tersebut untuk menguap dan bercampur dengan udara. Semakin cepat fluida

tersebut untuk menguap dan bercampur dengan udara maka semakin mudah ia

untuk terbakar (titik nyala dan titik bakarnya rendah). Bila dihubungkan

dengan nilai derajat API maka semakin tinggi nilai derajat API suatu oil, maka

semakin rendah titik nyala dan titik bakar oil tersebut (semakin mudah

terbakar). Dari hasil percobaan dan analisa didapat flash point 79,2 ˚C =

174,56 ˚F dan fire point 92,8 ˚C = 199,04 ˚F.

6. Prinsip dasar penentuan specific gravity (SG) adalah dengan

mencelupkan hidrometer ke dalam minyak, sedangkan untuk SG gas

digunakan effusiometer yang memanfaatkan kecepatan aliran aliran gas untuk

menentukan SG dengan suatu zat standart untuk pembanding. Derajat API

dijadikan standart penentu kualitas suatu crude oil.

Harga SG minyak yang sebenarnya yang diperoleh dari percobaan SG

adalah 0,881

Harga APItrue adalah 29,112

7. Pada penentuan viskositas dari suatu sample harus disesuaikan

dengan viscometer yang digunakan. Viskositas suatu fluida tergantung pada

komposisi fluida tersebut, serta tekanan dan temperatur fluida. Viscometer

harus dikalibrasikan terlebih dahulu, ada 2 cara yang dapat digunakan yaitu

kalibrasi dasar dan kalibrasi dengan menggunakan minyak standar. Pada

kenyataannya, secara sederhana besar – kecilnya viskositas dapat dilihat dari

kecepatan alir suatu fluida dalam suatu media alir (pipa kapiler). Semakin

lambat laju alirnya maka nilai viskositasnya adalah semakin besar. Demikian

sebaliknya semakin cepat laju alirnya maka semakin kecil nilai viskositasnya.

Dari percobaan penentuan viskositas minyak didapatkan:

102

Koefisien Viscometer (B) sebesar 640,968

Konstanta alat keselruhan sebesar 0.008

Harga viskositas kinematiknya untuk persamaan C x T dikarenakan

(B/T2b)> (0.001 x C x T2b )

8. Analisa kimiawi pada air formasi dimaksudkan untuk mengetahui

dan mengantisipasi timbulnya problem – problem produksi berupa scale

maupun korosi yang terjadi pada peralatan – peralatan produksi agar tidak

terlambat dalam mengambil tindakan. yang pada prinsipnya dilakukan untuk

mengetahui kandungan ion dan pH dari air formasi tersebut. Apabila SI

bernilai positif maka air formasi tersebut bersifat basa dan berpotensi

menimbulkan masalah berupa endapan (scaling) yang berakibat pada

mengecilnya luas media alir utnuk fluida yang dimaksud. Apabila SI bernilai

negatif maka air formasi tersebut bersifat asam dan berpotensi menimbulkan

masalah korosi yang biladalam skala besar dapat melimbulkan bocornya

peralatan.

9. Temperatur tinggi = Viskositasnya rendah (encer) = SG rendah = oAPI nya tinggi Minyak ringan = kualitasnya bagus.

103

LAMPIRAN