batuan reservoir

BAB I

PENDAHULUAN

Analisa inti batuan adalah tahanan analisa setelah contoh formasi dibawah

permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari pada analisa inti batuan untuk menentukan

secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama

pemboran. Studi dari data analisa inti batuan dalam pemboran eksplorasi dapat digunakan

untuk mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan hidrokarbon dari suatu sumur,

sedangkan tahap eksploitasi dari pada suatu reservoir dapat digunakan untuk pegangan

melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi penting untuk

melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery. Selan itu data inti batuan ini juga

berguna sebagai bahan pembanding dan kalibrasi dari pada metoda logging.

Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atats 2 bagian yaitu :

- Analisa inti batuan rutin

- Analisa inti batuan special.

Analisa inti batuan rutin umumnya berkisar tentang pengukuran

porositas,permeabilitas absolut dan saturasi fluida. Sedangkan analisa inti batuan special

dapat dikelompokan menjadi dua, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran

pada kondisi dinamis. Pengukuran pada kondisi statis meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat

listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability, komprebilitas batuan,

permeabilitas dan porositas fungsi tekanan (net Over Burden), studi petrographi. Yang

termasuk pengukuran pada kondisi dinamis meliputi : permeabilitas relatif, thermal

recovery, gas residual, water flood evaluation, liquid permeability (evaluasi completion,

work over dan injection fluid meliputi surfactant dan polymer).

BAB II

PENGUKURAN POROSITAS

2.1. TUJUAN PERCOBAAN

Untuk mengetahui kandungan minyak dalam reservoir, dengan cara

menentukan besarnya porositas pada batuan reservoir.

2.2. TEORI DASAR

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam

batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara

lain : bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan pengendapan. Menurut

proses geologinyan (pembentukannya) porositas dibagi menjadi dua yaitu :

1. Porositas Primer adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan

proses pengendapan batuan.

2. Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses

pengendapan batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan

atau rekahan

Sedangkan ditinjau dari sudut teknik resrvoir porositas dibagi menjadi dua

yaitu :

1. Porositas Absolut didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

seluruh pori dengan volume total batuan (bulk volume) atau ditulis :

Øabs =

VpVb

×100%

Øabs =

Vp−VgVb

×100%

dimana :

Vp : Volume pori-pori batuan, cm3

Vb : Volume total batuan, cm3

Vg : Volume butiran, cm3

2. Porositas Efektif adalah perbandingan volume pori yang berhubungan

dengan volume total batuan atau dapat ditulis :

Øeff =

VpyangberhubunganVb

×100 %

Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling

berhubungan maka yang penting dalam industry perminyakan dan yang

kita ukur dalam percobaan ini adalah porositas efktif.

Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan terutama

dalam eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau IOIP (Initial Oil

In Place), sedangkan dalam eksploitasi untuk komplesi sumur (well

completion) dan secondary recovery).

2.3. ALAT DAN BAHAN

ALAT

1. Timbangan dan anak timbangan

2. Vakum pump dengan vacum desicator

3. Beaker glass ceper

4. Porometer (Mercury Injection Pump)

5. Selembar kertas sebagai alas core

BAHAN

1. Sampel core

2. Kerosin

3. Mercury (air raksa)

2.4. PROSEDUR PERCOBAAN

PENGUKURAN POROSITAS DENGAN CARA MENIMBANG

1. Core yang telah diekstrasi selama 3 jam dengan soxhlet dan didiamkan

selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung ekstrasi dan didinginkan

beberapa menit, kemudian dikeringkan dalam oven pada suhu 105-

115ºC

2. Timbang core kering dalam mangkok, misalnya berat core kering =

W1 gram.

3. Masukan core kering tersebut ke dalam vacum desicator untuk

dihampa udarakan + 1 jam dan saturasikan dengan kerosin.

4. Ambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam

kerosin, misal beratnya =W2 gram.

5. Ambil core tersebut ( yang masih jenuh dengan kerosin ), kemudian

timbang di udara. Misal beratnya : W3 gram.

- Volume total batuan (Vb) =

W 3−W 2Bj . Kerosin

- Volume butiran (Vg) =


- Volume pori (Vp) =


- Porositas efektif =

W 3−W 1W 3−W 2

×100%

PENGUKURAN DENGAN CARA MERCURY INJECTION

Ketentuan Penggunaan Porometer :

1. Menghampa udarakan plunger/silinder sebelum memulai pekerjaan.

2. Memutar handwheel berlawanan arah dengan ajrum jam sejauh

mungkin.

3. Memastikan penutup dan valve picnometer dalam keadaan tertutup dan

fill valve dalam keadaan terbuka.

4. Menghidupkan vacum pump (lihat prosedur) dan lakukan sampai

ruangan silinder habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan

pompa vakum (lihat prosedur).

5. Jika langkah 4 terpenuhi, memasukkan Hg dalam flask ke dalam

silinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan

vacum pump (lihat prosedur).

6. Memutar handwheel searah jarum jam, sampai pressure gauge

menunjukkan suatu harga tertentu.

7. Memutar lagi handwheel berlawanan dengan arah jarum jam, sampai

jarum pada pressure gauge menunjukkan nagka 0 pertama kali.

8. Buka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan mercury, jika

kedudukan mercury ada pada silinder maka ulangi langkah 2 sampai 8.

Jika kedudukan mercury pada ruang picnometer, turunkan permukaan

mercury sampai pada batas bawah picnometer (jika ada yang menmpel

pada dinding harus dibersihkan) dengan memutar handwheel

berlawanan dengan arah jarum jam.

Prosedur Penentuan Porositas :

1. Memastikan permukaan Hg pada bagian bawah dari picnometer.

2. Menutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.

3. Mengatur volume skala pada harga tertentu, misal 50 cc.

4. Memutar handwheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali

muncul pada velve picnometer.

5. Menghentikan pemutaran handwheel dan baca volume skala dan dial

handwheel (miring kanan) misal 30.8 cc.

6. Menghitung volume picnometer = (50 – 30.8) cc = a cc.

7. Mengembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan

memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam (pada volume

skala 50 cc).

8. Membuka penutup picnometer dan masukkan core sample kemudian

tutup lagi penutup picnometer (valve picnometer tetap terbuka).

9. Memutar handwheel sampai mercury untuk pertama kalinya muncul

pada valve picnometer, catat volume skala dan dial handwheel (miring

kanan) misal 38.2 cc.

10. Menghitung volume picnometer yang terisi sampel core = (50 – 38.2)

cc = b cc.

11. Menghitung volume bulk dari sampel core = (b – a) cc = d cc.

12. Melanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori (Vp) yaitu

dengan menutup valve picnometer. Kemudian atur pore space scale

pada angka 0. Untuk langkah 12 ini, pada saat meletakkan pore space

scale pada angka 0, kedudukan dial handwheel tidak harus pada angka

0, akan tetapi perlu dicatat besarnya angka yang ditunjukkan dial

handwheel (miring kiri) setelah pengukuran Vb. Harga tersebut

diperlukan volume pori (Vp).

13. Memutar handwheel searah jarum jam sampai tekanan pada pressure

gauge menunjukkan angka 750 psig.

14. Mencatat perubahan volume pada pore space scale dan handwheel dial

(miring kiri) sebagai volume pori (Vp).

15. Menghitung besarnya porositas.

2.5. HASIL PENGMATAN

Berat core kering di udara (W1) : 4.4 gram

Berat core jenuh dalam kerosin (W2) : 6.9 gram

Berat core jenuh di udara (W3 : 1.3 gram

Berat jenis kerosin : 0.8 gr/cc

Berikut adalah tabel data hasil percobaan tiap kelompok

Kelompok W1 (gr) W2 (gr) W3 (gr) ρ (gr/cc)

I 5.2 2 7.8 0.8

II 4,4 1,3 6,9 0,8

III 5.4 2.3 8 0.8

Tabel 2.1

Data Hasil pengamatan pada sampel core

2.6. PERHITUNGAN

a. Penentuan Porositas dengan Metode Timbangan

- Volume total batuan (Vb) =

¿(6,9−1,3 ) gr

0,8 grcc

= 7 cc

- Volume butiran (Vg) =

¿ (4,4−1,3 ) gr

0,8 grcc

= 3.875 cc

- Volume pori (Vp) =

¿

(6,9−4,4 ) gr

0,8 grcc

= 3.125 cc

- Porositas effektif (Øeff) =

¿(6,9−4,4 ) gr(6,9−1,3 ) gr

X 100 %

= 44.643 %

b. Penentuan Porositas Dengan Mercury Injection

- Penentuan volume Picnometer

Skala awal = 50.1 cc

Skala akhir = 38.6 cc _

Vol. Picnometer kosong = 11.5 cc

- Penentuan volume bulk (Vb)

Skala awal = 50.2 cc


Vol. Picnometer + core = 20.1 cc

Vb = (vol. Picnometer + core) – vol. Picnometer kosong

= 20.1 cc – 11.5 cc

= 8.6 cc

- Penentuan volume pori

Skala awal = 5.6 cc


Volume pori (Vp) = 5.1 cc

- Porositas =

=

= 59.3 %

2.7. Hasil Analisa

Berdasarkan perhitungan yang dilakukan didapat hasil analisa dari

sampel sebagai berikut;

a. Pengukuran dengan cara menimbang :

Nilai Volume batuan total (Vb) adalah 7cc

Nilai Volume butiran (Vg) adalah 3,875 cc

Nilai Volume pori (Vp) adalah 3,125 cc

Nilai Porositas efektif adalah 44,64 %

Nilai Porositas absolut adalah 44,64 %

b. Pengukuran dengan metode mercury injection :

Nilai Volume bulk adalah 8,6 cc

Nilai Volume pori (Vp) adalah 5,1 cc

Nilai Porositas adalah 59,3 %

Berikut adalah tabel hasil analisa tiap kelompok :

a. Pengukuran dengan cara menimbang

Kelompo

k

Vb

(cc)

Vg

(cc)

Vp

(cc)

∅ eff

(%)

∅|¿|

(%)

I,IV,V 7.5 4 3.25 44.83 44.83

II,VI 7 3,875 3,125 44,64 44,64

III,VII 7.125 3.875 3.25 45.61 45.61

Tabel 2.2

Data pengukuran porositas dengan cara menimbang

b. Pengukuran dengan metode mercury injection

Kelompok Vb (cc) Vp ∅|¿| (%)

I,IV,V 8.3 4.8 57.81

II,VI 8,6 5,1 59,3

III,VII 8.3 5.2 62.65

Tabel 2.3

Data pengukuran dengan metode mercury injection

2.8. PEMBAHASAN

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga

dalam batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa

faktor antara lain : bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan

pengendapan. Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori

yang saling berhubungan maka yang penting dalam industry

perminyakan dan yang kita ukur dalam percobaan ini adalah porositas

efktif.

Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan

terutama dalam eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau

IOIP (Initial Oil In Place), sedangkan dalam eksploitasi untuk

komplesi sumur (well completion) dan secondary recovery).

Dari hasil uji coba yang dilakukan bisa dilihat bahwa

pengukuran volume porositas dengan cara menimbang mendapatkan

Vp sebesar 44.643% dan VP dengan cara Mercury Injection sebesar

59.3%

2.9. KESIMPULAN

1. Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga

dalam batuan.

2. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor

antara lain : bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan

pengendapan.

3. Pengukuran porositas dengan cara penimbangan sebesar

44.643% dan pengukuran porositas dengan mercury injection

sebesar 59.3%

BAB III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA

3.1 TUJUAN PERCOBAAN

Untuk menentukan nilai saturasi fluida yang terdiri dari saturasi minyak

(So), saturasi air (Sw) dan saturasi gas (Sg) dalam batuan reservoir dengan

metode destilasi.

3.2 TEORI DASAR

Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida.

Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi

masing-masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan

antara volume fluida tertentu terhadap jumlah volume pori-pori atau dalam

persamaan dapat dirumuskan sebagai berikut :

Saturasi air didefinisikan sebagai :

Sw = Volume pori yang di isi air

Volume pori total

Saturasi minyak didefinisikan sebagai :

So = Volume pori yang di isi minyak

Volume pori total

Saturasi gas didefinisikan seagai :

Sg = Volume pori yang di isi gas

Volume pori total

Sedangkan :

Sw + So + Sg = 1

Karena pengaruh proses geologi, kapilaritas, sifat batuan reservoir dan

sifat fluida yang akan mengakibatkan adanya sejumlah fluida yang tidak dapat

dikeluarkan dari dalam reservoir. Volume fluida tersebut dinyatakan dalam

saturasi, yaitu :

- Swi = irreducible water saturation (± 15% - 30%)

- Sor = residual oil saturation (± 10% - 20%)

3.3 ALAT DAN BAHAN

ALAT

1. Solvent extractor termasuk reflux condenser (pendingin) water trap dan

pemanas listrik.

2. Retort

3. Timbangan analisis dengan batu timbangan

4. Gelas ukur

5. Exicator

6. Oven

BAHAN

1. Sample core

2. Air

3. Kerosin

4. Toluena

5. Kerikil

3.4 PROSEDUR KERJA

1. Mengambil fresh core atau core yang telah dijenuhi dengan air dan minyak.

2. Timbang core tersebut, missal beratnya : a gram.

3. Core dimasukkan dalam labu dean dan stark yang telah diisi dengan toluene.

Lengkapi dengan water trap dan reflux condenser.

4. Panaskan selama ± 2 jam hingga air tidak tampak lagi.

5. Dinginkan dan baca volume air yang tertampung dalam water trap misalnya :

b cc = b gram.

6. Keringkan sampel dalam oven ± 15 menit (pada suhu 110°C). dinginkan

dalam exicator ± 15 menit, kemudian timbang core kering tersebut,

misalnya : c gram.

7. Hitung berat minyak = a – (b + c) gram = d gram

8. Hitung volume minyak =

dBj .min yak = e cc

9. Hitung saturasi minyak dan air

So =

eVp Sw =

bVp

3.5 HASIL PENGAMATAN

Kelompo

k

Volume

Air

Percobaan

(cc)

Berat Core

Kering

(gram)

Berat Core

Jenuh

(gram)

Berat Jenis

Minyak

(gram/cc)

Berat Jenis

Minyak

(gram/cc)

I,IV,V 1.65 12.51 15.78 0.8 1

II,VI 1.65 12.51 15.78 0.8 1

III,VII 1.65 12.5 15.78 0.8 1

Tabel 3.1

Table hasil pengamatan pada sampel core

3.6 PERHITUNGAN

A. Menghitung Berat Minyak

Volume pori = berat core jenuh – berat core kering

Bj. Minyak

= = 4.09 cc

B. Berat air= Volume air X Bj. Air

= 1.65 cc X 1 gr/cc

= 1.65 gr

C. Berat minyak = berat core jenuh – berat core kering –berat air

= ( 15.78 – 12.51 – 1.65 ) gr

= 1.62 gr

D. Menghitung Volume Minyak

Volume minyak = Berat minyak

Bj. Minyak

= 1,65gr

0,8 gr /cc=2,025 cc

E. Menghitung Saturasi Air, Minyak dan Gas

Sw = V o

V p= 1,65

4,087=0,403

So = V o

V p=2,025

4,087=0,495

Sg = 1 – So – Sw

= 1 – 0.495 – 0.403

= 0.102

Jadi :

Sw = 0,403 X 100% = 40,3%

So = 0,495 X 100% = 49,5%

Sg = 0,102 X 100% = 10,2%

3.7 HASIL ANALISA

Kelom

pok

Tugas

Berat

Miny

ak

(gra

m)

Volum

e

Minya

k (Vo)

(cc)

Volum

e Pori

(Vp)

(cc)

Saturasi Saturasi (%)

Sg So Sw Sg So Sw

I,IV,V1.62 2.025 4.09

0.101

5 04951 0.4034 10.15 49.51 40.34

II,VI 1.62 2.025 4.087 0.102 0.495 0.403 10.2 49.5 40.3

III,VII1.62 2.025 4.09

0.101

5 0.495 0.4034 10.15 49.51 40.34

Tabel 3.2

Data hasil perhitungan Berat minyak, Vo, Vp, Saturasi, %Saturasi

3.8 PEMBAHASAN

Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida.

Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi

masing-masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan

antara volume fluida tertentu terhadap jumlah volume pori-pori. Pengukuran

harga saturasi sangat penting untuk dilakukan karena dengan mengetahui harga

saturasi fluida maka dapat ditentukan kandungan fluida suatu reservoir.

Dari percobaan penentuan saturasi yang dilakukan dengan menggunakan

metode destilasi maka didapatkan hasil untuk saturasi air sebesar 40.3%, saturasi

minyak sebesar 49.5% dan saturasi gas sebesar 10.2%.

3.9 KESIMPULAN

1. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida tertentu

terhadap jumlah volume pori-pori.

2. Dengan mengetahui harga saturasi fluida maka dapat ditentukan kandungan

fluida suatu reservoir.

3. Dari hasil percobaan diperoleh harga saturasi air (Sw) sebesar 40.3%, harga

saturasi minyak (So) sebesar 49.5% dan harga saturasi gas (Sg) sebesar

10.2%

BAB IV

PENGUKURAN PERMEABILITAS


Untuk menentukan nilai permeabilitas absolut dengan menggunakan

rangkaian liquid permeameter dan gas permeameter.

4.2. TEORI DASAR

Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat

meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa

merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan

tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan. Di dalam

reservoir, fluida yang mengalir biasanya lebih dari 1 macam.

Permeabilitas dapat dibagi menjadi 3 :

1. Permeabilitas Absolut

Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori terdiri

hanya satu macam fluida.

2. Permeabilitas Efektif

Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida.

3. Permeabilitas Relatif

Adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas

absolut.

Definisi di atas pertama kali dikemukakan oleh Henry Darcy (1856).

Permeabilitas dalam batuan reservoir dapat diklasifikasikan sebagai berikut :

- Cukup : 1 – 10 mD

- Baik : 10 – 102 mD

- Baik sekali : 102 – 103 mD

Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya

kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Secara matematis dapat

didefinisikan sebagai berikut :

K =

MQLA (P 1−P 2 )

dimana :

K : permeabilitas (Darcy)

Q : laju air ( cc/sec)

M : viscositas (cp)

A : luas penampang (cm2)

L : panjang (cm)

P1 – P2 : beda tekanan (atm)

Ukuran butir dan pemilahan juga akan memberikan pengaruh

pada harga permeabilitas. Ukuran butir (grain size) tidak terlalu

memberikan pengaruh, tetapi pemilahan (sorting) memberikan pengaruh

yang cukup besar. Dengan mengetahui nilai permeabilitas kita dapat

menghitung laju produksi sebuah sumur.

4.3. ALAT DAN BAHAN

ALAT

Liquid Permeameter :

1. Core holder untuk liquid permeameter

2. Thrmometer R,fill connection

3. Cut off valve

4. Special lid and over flow tube

5. Burrette

6. Discharge – fill valve assemble

7. Gas pressere line dan pressere regulator

8. Gas inlet

9. Pencatat waktu

Gas Permeameter :

1. Core holder dan thermometer

2. Triple range flowmeter dengan sektor valve

3. Selektor valve

4. Pressure valve

5. Gas inlet

6. Gas outlet

7. Pressure regulator

BAHAN

1. Sampel core

2. Toluena

3. Gas N2

4.4. PROSEDUR KERJA

A. LIQUID PERMEAMETER

1. Masukkan sampel core ke dalam core holder.

2. Isi burret dengan test liquid (air).

3. Buka core holder valve dan burret (5) akan terisi.

4. Jika burret sudah terisi melewati batas atas, tutup cut off valve.

5. Aturlah tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur

pressure regulator (7).

6. Kembalikan discharge fill valve ke discharge.

7. Catat waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida dari batas atas hingga

batas bawah burret (5).

8. Hitung permeabilitas dengan rumus :

K =

μVLAPT

dimana :

K : permeabilitas, Darcy

μ : viscositas, cp

V : volume cairan yang dialirkan melalui sampel, cm3

L : panjang sampel, cm

P : gradien tekanan (dibaca dari pressure gauge), atm

T : waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan

B. GAS PERMEAMETER

1. Pastikan regulating valve tertutup. Hubungkan saluran gas pada gas inlet.

2. Masukkan core pada core holder

3. Putar flow meter selector valve pada tanda ”Large”.

4. Buka regulating valve, putarlah sampai pressure gauge menunjukkan

angka 0.25 atm.

5. Pilih range pembacaan pada flow meter antara 20 – 140 division.

6. Jika pembacaan pada flow meter di bawah 20, putarlah selector valve ke

”Medium” dan naikkan tekanan sampai 0.5 atm.

7. Jika pembacaan pada flow meter di bawah 20, putar selector valve ke

”Small” dan naikkan tekanan sampi 1.0 atm.

8. Jika flow meter tetap tidak mau naik dari angka 20, hentikan percobaan

dan periksa core pada core holder, (menentukan kemungkina-

kemungkinan yang terjadi).

9. Jika flow meter menunjukkan angka di atas 140 pada ”Large” tube, maka

permeabilitas terlalu besar. Percobaan kita hentikan atau mencoba

menaikkan panjang core atau mengurangi cross sectional area dari core.

10. Catatlah temperatur, tekanan dan pembacaan flow meter.

11. Ubah tekanan ke 0.25 atm dengan regulator.

12. Ulangi percobaan sebanyak 3 kali.

13. Hitung permeabilitas dengan persamaan :

K =

μQLAP

dimana :

K : permeabilitas, Darcy

μ : viscositas, cp

Q : flow rate rata-rata pada tekanan rata-rata (ditentukan dari

grafik kalibrasi), cc/dt.

L : panjang sampel, cm

P : gradien tekanan, atm

A : luas penampang dari sampel, cm2

4.5. HASIL PENGAMATAN


Data

Kelompok

I,IV,V II,VI III,VII

Beda Tekanan (P) (atm) 0.5 0.5 0.5

Luas Penampang Core (A) (cm) 12.56 9.616 14.18

Panjang Core (L) (cm) 2.5 2.3 2.3

Viskositas Liquid (m) (cp) 0.179 0.179 0.179

Volume Liquid (cc) 50 50 50

Laju Air (Q) (cc/sec.) 3.7 3.7 3.7

Flow Reading (medium) (cm) 5 5 5

Temperature (°C) 30 30 30

Tabel 4.1

Data hasil pengamatan pada sampel core dengan liquid permeameter

B. GAS PERMEAMETER

Percobaan

Kelompok

I II III

I,IV,V

Beda Tekanan (DP) (atm) 0.5 0.5 0.5

Panjang Core (L) (cm) 2.5 2.7 2


Laju Alir (Q) (cc/sec.) 5 2.6 5.4

Flow Reading (medium)

(cm) 6 4 6.5


Luas Penampang Core (A)

(cm) 11.039 11.039 11.039

II,VI

Beda Tekanan (DP) (atm) 0.5 0.5 0.5



Laju Alir (Q) (cc/sec.) 9.4 7.5 9.8


(cm) 9.5 8 10



(cm) 11.039 11.039 11.039

III,VIII Beda Tekanan (DP) (atm) 0.5 0.5 0.5



Laju Alir (Q) (cc/sec.) 2.8 1.2 0.5


(cm)

4 2.5 3



(cm) 11.039 11.039 11.039

Tabel 4.2 Data hasil pengamatan sampel core dengan Gas permeameter

4.6. PERHITUNGAN


K =

μ QLA . ΔP .T =

0.179× 3,7 ×2.39.616 ×0.5 ×30

= 1.52144.24

=0.0105 Darcy

B. GAS PERMEAMETER

- Percobaan I

K =

μ QLA . ΔP .T =

0.180× 2.6 ×2.711.039× 0.5

=1.26365.5195

=0.2289 Darcy

- Percobaan II

K =

μ QLA . ΔP .T =

0.180× 7.5 ×2.711.039× 0.5

= 3.6455.5195

=0.6603 Darcy

- Percobaan III

K =

μ QLA . ΔP .T =

0.180× 1.2× 2.711.039× 0.5

=0.58325.5195

=0.1056 Darcy

- Permeabilitas total (Ktotal)

K total =

K 1+K 2+K 33 =

0.2289+0.6603+0.10563

=0.99483

=0.3316 Darcy

4.7 HASIL ANALISA


KelompokPermeabilitas

(K) (Darcy)

I,IV,V 0.0081

II,VI 0.0105

III,VII 0.00715

Tabel 4.3

Data hasil perhitungan dengan liquid permeameter

B. GAS PERMEAMETER

KelompokPercobaan Permeabilitas (K) (Darcy) Permeabilitas Total

(K. Total) (Darcy)K1 K2 K3

I,IV,V 0.375 0.7345 0.2122 0.4405

II,VI 0.2289 0.6603 0.1056 0.3316

III,VII 0.35 0.66 0.104 0.37

Tabel 4.4

Data hasil perhitungan dengan gas permeameter

4.8 PEMBAHASAN

Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat

meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa

merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan

tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan. Di dalam

reservoir, fluida yang mengalir biasanya lebih dari 1 macam.

Dari hasil percobaan dengan menggunakan liquid permeameter

didapatkan harga permeabilitas sebesar 0.0105 Darcy. Sedangkan hasil

percobaan dengan menggunakan gas permeameter didapatkan harga

permeabilitas sebesar 0.3316 Darcy

4.9 KESIMPULAN

1. Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat meloloskan

fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa merusak

partikel pembentuk batuan tersebut.

2. Harga permeabilitas dari liquid permeameter adalah sebesar 0.0105 Darcy

dan harga permeabilitas dari gas permeameter adalah sebesar 0.3316 Darcy

BAB V

SIEVE ANALYSIS


Untuk mengetahui ukuran luas permukaan pasir, menentukan

ukuran screen/saringan dan menentukan klasifikasi butiran pasir

berdasarkan plot opening diameter vs berat kumulatif.

5.2. TEORI DASAR

Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas

(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan

formasi kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya

pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir

tersebut tidak terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan

pada peralatan produksi. Juga menyebabkan penyumbatan pada dasar

sumur. Produksi pasir lepas ini umumnya sensitif terhadap laju produksi,

apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit.

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran

meliputi penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode

penanggulangan ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran

pasir agar daapt ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

Produksi pasir sangat erat kaitannya dengan kestabilan formasi

yang dipengaruhi oleh faktor-faktor kecepatan aliran, sementasi batuan,

kandungan lempung formasi dan migrasi butir-butir halus formasi.

Pasir dari formasi yang tidak terkonsolidasi harus segera diatasi

untuk menghindari kerusakan-kerusakan yang lebih mahal seperti

penurunan hasil produksi akibat terendamnya pasir di dalam sumur,

kerusakan peralatan akibat sifat abrasi dari pasir, kerusakan casing serta

erosi. Untuk membersihkan endapan pasir dapat menggunakan macarony

tubing atau wash over.

Agar produksi pasir dapat senantiasa terkontrol dengan baik, dapat

digunakan 3 metode yaitu pengurangan drag force, mechanical

methodresin consolidated method. Dengan pengontrolan pasir yang baik

diharapkan efektifitas dan efisiensi peralatan produksi dapat dipelihara

dengan baik sehingga dapat mengoptimalkan hasil produksi.

Sorting coefficient dapat digolongkan menjadi :

- 0-3 : baik

- 3-5 : medium

- >5 : buruk

5.3. ALAT DAN BAHAN

ALAT

- Torsion balance dan anak timbangan

- Mortal dan Pestel

- Tyler sieve ASTM (2,1.5,3/4,4,10,20,60,140,200)

BAHAN

- Sample core (pasir)


1. Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan bebas

minyak.

2. Batuan dipecah-pecah menjadi fragmen kecil dan dimasukkan ke

dalam morttar, digerus menjadi butiran kecil.

3. Memeriksa binocular, apakah butiran pasir tersebut benar-benar

terpisah.

4. Menyediakan timbangan yang teliti 200 gram pasir tersebut.

5. Menyediakan sieve analisis yang telah dibersihkan dengan sikat bagian

bawahnya (hati-hati sewaktu membersihkan).

6. Menyusun sieve di atas alat penggoncang dengan mangkok pada

dasarnya sedangkan sieve diatur dari yang paling halus di atas

mangkok dan yang paling kasar di puncak.

7. Menuangkan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gr) ke dalam sieve

yang paling atas, kemudisn dipasang tutup dan dikeraskan penguatnya.

8. Menggoncangkan selama 30 menit.

9. Menuangkan isi dari sieve analisis yang paling kasar (atas) ke dalam

mangkok lalu ditimbang.

10. Menuangkan isi sieve yang lebih halus (berikutnya) ke dalam

mangkok tadi juga, lalu ditimbang.

11. Meneruskan cara penimbangan di atas sampai seluruh isi sieve

ditimbang secara kumulatif.

12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir

dalam tiap-tiap sieve.

13. Mengulangi langkah 1 sampai 11 untuk contoh batuan reservoir yang

ke dua.

14. Membuat tabel dengan kolom no. Sieve, opening diameter, berat

kumulatif, dan % berat kumulatif.

15. Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan % berat

kumulatif.

16. Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), hitung :

Sorting coefficient =

dia . pada 25 %dia . pada 75 %

Medium diameter pada 50% = ................mm

5.5. DATA PERCOBAAN

Tabel 5.1.

Hasil Percobaan Sieve Analysis

Berikut adalah tabel data hasil percobaan dari tiap kelompok :

Kelompok 1,4,5

US SIEVE

SERIES

NUMBER

OPENING

DIAMETER

MM/INCH

BERAT

GRAM

16 1.19 62

20 0.84 63.2

30 0.59 35.5

50 0.297 22.9

100 0.149 21.4

US SIEVE

SERIES

NUMBER

OPENING

DIAMETER

MM/INCH

BERAT

GRAM

16 1.19 60

20 0.84 63.2

30 0.59 35.5

50 0.297 22.9

100 0.149 21.4

Kelompok 2,6

US SIEVE

SERIES

NUMBER

OPENING

DIAMETER

MM/INCH

BERAT

GRAM

16 1.19 62

20 0.84 63.2

30 0.59 35.5

50 0.297 22.9

100 0.149 21.4

Kelompok 3,7

US SIEVE

SERIES

NUMBER

OPENING

DIAMETER

MM/INCH

BERAT

GRAM

16 1.19 62

20 0.84 63.2

30 0.59 35.5

50 0.297 22.9

100 0.149 21.4

5.6. PERHITUNGAN

Menentukan berat kumulatif

(16) berat sampel = 62 gram

(20) 62 gram + 63.2 gram = 125,2 gram

(30) 125,2 gram + 35.5 gram = 160,7 gram

(50) 160,7 gram + 22.9 gram = 183,6 gram

(100) 183,6 gram + 21.4 gram = 205 gram

Menentukan prosentase berat kumulatif

Mesh no. 16 =

62205

×100 %=30 ,2 %

Mesh no. 20 =

125 , 2205

×100 %=61 , 1%

Mesh no. 30 =

160 , 7205

×100 %=78 , 3 %

Mesh no. 50 =

183 , 6205

×100 %=89 ,5 %

Mesh no. 100=

205205

×100 %=100 %

Tabel 5.2

Hasil Perhitungan Berat Kumulatif Dan % Berat Kumulatif Pada Percobaan Sieve

Analysis

Berdasarkan grafik Opening Diameter Vs % Berat Kumulatif pada

Gambar 5.1. maka dapat ditentukan :

Opening diameter pada 25% = 1.22 mm,

Opening diameter pada 50% = 0.91 mm dan

Opening diameter pada 75% = 0.64 mm

Menghitung Sorting Coefficient dengan persamaan :

Sc =

dia . pada 25 %dia . pada 75 % =

1.2mm0 , 62mm = 1,93

20 30 40 50 60 70 80 90 1000.1

1

10

Kelompok I, IV, VKelompok II, VIKelompok III, VII

% Berat Kumulatif

Ope

ning

Dia

met

er

US SIEVE

SERIES

NUMBER

OPENING

DIAMETER

MM/INCH

BERAT

GRAM

BERAT

KUMULATIF

GRAM

% BERAT

KUMULATIF

16 1.19 58 62 30,2

20 0.84 63.2 125,2 61,1

30 0.59 35.5 160,7 78,3

50 0.297 22.9 183,6 89,5

100 0.149 21.4 205 100

Grafik 5.1

Opening Diameter Vs % Berat Kumulatif

5.7. Hasil Analisa

US SIEVE

SERIES

NUMBER

OPENING

DIAMETER

(mm/inch)

BERAT KUMULATIF % BERAT KUMULATIF

KELOMPOK KELOMPOK

I, IV, V II, VI III, VII I, IV, V II, VI III, VII

16 1,19 60 62 58 29,56 30,24 30,2

20 0,84 123,2 125,2 121,2 60,69 60,97 61,1

30 0,59 158,7 160,7 156,7 78,18 78,39 78,3

50 0,297 181,6 183,6 179,6 89,46 89,56 89,5

100 0,149 203 205 201 100 100 100

Tabel 5.2.

Hasil Perhitungan Berat Kumulatif Dan % Berat Kumulatif

KELOMPOKSORTING COEFFICIENT

25 % 50 % 75 %

I, IV, V 1,2 0,91 0,62

II, VI 1,2 0,91 0,62

III, VII 1,2 0,91 0,62

Tabel. 5.3.

Sorting Coefficient berdasarkan Opening Diameter pada grafik semilog

5.8. PEMBAHASAN


(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan

formasi kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya

pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir

tersebut tidak terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan

pada peralatan produksi. Juga menyebabkan penyumbatan pada dasar

sumur. Produksi pasir lepas ini umumnya sensitif terhadap laju produksi,

apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit.

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran

meliputi penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode

penanggulangan ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran

pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.


digunakan 3 metode yaitu pengurangan drag force, mechanical methodresin

consolidated method. Dengan pengontrolan pasir yang baik diharapkan

efektifitas dan efisiensi peralatan produksi dapat dipelihara dengan baik

sehingga dapat mengoptimalkan hasil produksi.

Berdasarkan percobaan diperoleh hasil bahwa diameter pada 25%

sebesar 1.2 mm, medium diameter butiran (diameter pada 50%) adalah 0.91

mm dan diameter pada 75% sebesar 0.62 mm. Sedangkan harga sorting

coefficient (Sc) adalah sebesar 1,93.

Menurut Schwarts, butiran dianggap seragam apabila harga sorting

coefficient (Sc) < 3. Dari hasil perhitungan ternyata harga sorting coefficient

(Sc) sebesar 1,93 sehingga dianggap butirnya seragam.

5.9. KESIMPULAN

1. Pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir

tersebut tidak terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan

penyumbatan pada peralatan produksi. Juga menyebabkan

penyumbatan pada dasar sumur.

2. Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi

penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing.

3. Dari percobaan didapatkan harga diameter butiran pada 25% sebesar

1.2 mm, harga diameter butiran pada 50% sebesar 0.91 mm, harga

diameter butiran pada 75% sebesar 0.62 mm dan harga sorting

coefficient butiran sebesar 1,93 maka ukuran seragam.

BAB VI

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASI

DALAM LARUTAN ASAM


Untuk menentukan kadar larut formasi dalam larutan asam

sehingga dapat diperoleh informasi atau data yang penting sebelum

melakukan stimulasi.

6.2. DASAR TEORI

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus

direncanakan dengan tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari

sampel formasi, fluida reservoir dan fluida stimulasi. Sehingga informasi

yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk

merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat

diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang

diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam

terhadap sampel batuan (acid slubility). Metoda ini menggunakan teknik

gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam. Batuan

karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCL, sedangkan

silikat (mineral clay) larut dalam mud acid.

6.3. ALAT DAN BAHAN

ALAT

1. Montar dan pastel

2. Timbangan dan Corong

3. Kertas saring

4. Erlemeyer

BAHAN

1. Aquadest

2. HCL 15%

3. Indikator MO

4. Core karbonat


1. Mengekstrasi core dengan toluene/benzena pada soxhlet apparatus,

kemudian dikeringkan dalam oven pada suhu 105°C (220°F).

2. Menimbang sampel core karbonat.

3. Menghancurkan sampel kering pada mortar hingga dapat lolos pada

ASTM 100 Mesh.

4. Mengambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkan

pada erlemeyer 500 ml, kemudian dimasukan. 150 ml HCL 15 % dan

digoyangkan sehingga CO2 terbebaskan semua.

5. Setelah reaksi selesai, menuangkan sample residu plus larutan dalam

erlemeyer pada kertas saring, bilas sisa-sisa sampel dengan aquadest

sedemikian rupa sehingga air filtrat setelah ditetesi larutan methyl

orange tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).

6. Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu

105°C (220°F) kemudian didinginkan dan akhirnya ditimbang.

7. Hitung kelarutan sebagai berat dari material terlarut dalam HCL 15%.

Solubitily, % Berat =

W−wW

×100 %

Dimana : W = Berat sampel, gr

w = berat residu,gr


Berat sampel (W) = 20 gram

Berat residu (w) = 3,1 gram

Volume HCl 25% = 150 ml

Volume HCl 15%, V1M1 = V2M2

KELOMPOK Berat Sampel (W) Berat Residu (w)

I,IV,V 20 gram 3.0 gram

II,VI 20 gram 3,1 gram

III,VII 20 gram 3,2 gram

Tabel. 6.1

Hasil pengamatan pada sampel core

6.5. PERHITUNGAN

V1 =

V 2×M 2M 1

=150×1525

=90ml

Volume aquadest yang digunakan = V2 – V1 = 150 – 90 = 60ml

Solubility, % berat =

W−wW

×100 %=20−3,120

×100 %=84 ,5 %

6.6. HASIL ANALISA

KELOMPOK V1

(ml)

Volume Aquadest

(ml)

Solubility

(%)

I,IV,V 90 60 85

II,VI 90 60 84,5

III,VII 90 60 84

Tabel 6.2

Hasil perhitungan data sampel yang di peroleh

6.7. PEMBAHASAN

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus

direncanakan dengan tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari

sampel formasi, fluida reservoir dan fluida stimulasi. Sehingga informasi

yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk

merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat

diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang

diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam

terhadap sampel batuan (acid slubility). Metoda ini menggunakan teknik

gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam. Batuan

karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCL, sedangkan

silikat (mineral clay) larut dalam mud acid. Dari percobaan diperoleh

hasil untuk solubility adalah sebesar 84,5 %.

6.8. KESIMPULAN

1. Salah satu informasi yang diperlukan sebelum melakukan stimulasi

sumur adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid

solubility).

2. Metode gravimetri merupakan cara untuk menentukan reaktivitas

formasi dengan asam.

3. Batuan karbonat biasanya larut dalam HCL.

4. Silikat (mineral clay) biasanya larut dalam mud acid.

5. Dari percobaan diperoleh harga solubility adalah sebesar 84,5 %.

BAB VII

PENENTUAN TEKANAN KAPILER


Untuk mengetahui saturasi fluida yang dipengaruhi oleh tekanan

kapiler pada batuan reservoir.

7.2. TEORI DASAR

Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva

interface antara dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem

kapiler .Penginjeksian Hg pada kondisi tertentu merupakan salah satu

metode untuk menjelaskan tatacara penentuan tekanan kapiler dalam

sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia dalam hal ini Hg. Metode

yang dapat menentukan permeabilitas secara konvensional untuk sampel

dalam bentuk yang tidak beraturan.

Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena

didalam reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan

fluida yang satu dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan

kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir minyak dan gas

antara lain :

a. Mengontrol distribusi fluida dalam reservoir

b. Merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi untuk gerak

pada daerah dimana minyak dan gas tertangkap.

Distribusi fluida secara vertikal dalam reservoir memegang

peranan penting didalamperencanaan well completion distribusi secara

vertikal ini mencerminkan distribusi saturasi fluida yang menempati setiap

posisi rongga pori. Adanya tekanan kapiler (Pc) mempengaruhi distribusi

secara vertikal ini mencerminkan distribusi saturasi fluida tersebut, maka

kontak antara minyak dengan air dan air dengan minyak dan gas didalam

rogga pori tidak terdapat batas yang tajam, atau berbentuk zona transisi.

Oleh karena tekanan kapiler dapat di konversikan menjadi ketinggian

diatas kontak minyak-air (H), maka saturasi mnyak, minyak air dan gas

yang menmpati level tertentu dalam reservoir dapat ditentukan. Dengan

demikian distribusi saturasi fluida ini merupakan salah satu dasar untuk

menentukan secara efifien letak ke dalam sumur yang akan dikomplesi.

7.3. ALAT DAN BAHAN

A. ALAT

Mercury Injection Capillary Apparatus

B. BAHAN

1.Sampel core

2.Mercury


KALIBRASI ALAT

1. Memasang picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger

diputar penuh dengan memanipulasi handwheel.

2. Membuka vacum valve pada panel, sistem dikosongkan sampai small

gauge menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup, picnometer

dikosongkan sampai tekanan absolute kurang dari 20 micro.

3. Memutar handwheel sampai metering plunger bergerak maju dan level

mencapai lower refence mark.

4. Moveable scale ditetapkan dengan yoke stop (pada 28 cc) dan

handwheel dial diset pada pembacaan miring kanan pada angka 15.

5. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada uper reference mark,

skala dan dial menunjukkan angka nol.

6. Jika pembacaan berbeda sedikit dari nol, perbedaan tersebut harus

ditentukan dan penentuan untuk dial handwheel setting pada step 4.

Jika perbedaaan terlalu besar yoke stop harus direset dan deviasi

pembacaan adalah ± 0,001 cc.

Karena dalam pengunaan alat ini memakai tekanan yang besar

tentu akan terjadi perubahan volume picnometer dan mercury. Untuk itu

perlu dilakukan pressure volume correction yaitu:

1. Meletakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger

diputar penuh dengan memanipulasi handwheel.

2. Mengubah panel valve ke vacum juga small presure gouge dibuka,

sistem dikosongkn sampai absolute pressure kurang dari 2 micro.

3. Mercuy diinjectikan sampai mencapai upper reference mark, adjust

moveable scale dan handwheel scale dial pada pembacaan 0,00 cc

kemudian tutup vacuum valve.

4. Memutar bleed valve mercury turun 3 mm dibawah upper reference

mark.

5. Memutar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark lagi

dan biarkan stabil selama kurang lebih 30 detik.

6. Membaca dan catat tekanan pada small pressure gouge serta hubungan

volume scale dan dial handwheel (gunakan dial) yang memiring kekiri

sebagai pengganti 0-5 cc graduated interval pada scala.

7. Step d,e,f, diulang untuk setiap kenaikan tekanan pada sistem, kemdian

catat volume dan tekanan yang didapat. Jika tekanan telah mencapai

limit mencapai 1 atm, buka nitrogen valve.

8. Jika sistem mencapai limit pada 0-2 atm gauge, gauge diisolasi dari

sistem dengan penutup valve Selanjutnya gunakan 0-5 atm gauge dan

selanjutnya sama jika telah mencapai limit gunakan 0-15 atm gauge.

9. Jika test telah selesai tutup panel nitrogen valve, sistem tekanan

dikurangi dengan mengeluarkan gas sampai tekanan sistem mencapai

atm.

10. Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat bagaimana

terjadinya pressure volume

PROSEDUR UNTUK MENENTUKAN TEKANAN KAPILER

1. Siapkan core (mempunyai.pore vol) yang telah diekstrasi dengan vol 1 – 2

cc, kemudiantempatkan pada core holder.

2. Picnometer dipasang pada tempatnya dan putar handwheel secara penuh.

3. Ubah panel valve ke vacum dan pressure gauge dibuka, sistem dikosogkan

sampai absolut pressure kurang dari 29 micron.

4. Tutup vacum, putar pumpmatering plunger sampai level mercury

mencapai lower reference mark.

5. Pump scale diikat dengan yoke stop dan handwheel dial diset pada

pembacaan 15 (miring kanan), dan berikan pembacaan pertama 28,150 cc.

6. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark. Baca

besarnya bulk volume dari pump scale dan handwheel dial. Sebagai

contoh jika pembacaan skala lebih besar dari 12 cc dan dial menunjukan

32,5 maka bulk volume sample 12,325 cc.

7. Gerakan pump scale dan handwheel dial pada pembacaan 0,000 cc.

8. Putar bleed valve, maka gas / udara mengalir ke sistem sampai level

mercury turun 3 sampai mm dibawah upper reference mark.

9. Putar pompa sampai permukaan mercury mencapai tanda paling atas dan

usahakan konstan selama 30 detik.

10. Baca dan catat tekanan ( low pressure gauge ) dan volume scala beserta

handwheel dial (miring ke kiri) untuk mengganti 0 – 5 cc graduated

interval pada scale.

11. Step 8, 9, 10 diulang untuk beberapa kenaikkan tekanan. Jika tekanan telah

mencapai 1 atm buka nitrogen valve, jika sistem telah mencapai limit pada

0 – 2 atm gauge, gauge diisolasi dari sistem dan gunakan 0 – 15 atm gauge

dan terakhir gunakan 0 – 150 atm gauge.

12. Step 11 diulang sampai tekanan akhir didapat.

Catatan : fluktuasi temperatur 1 – 2 o C.

11. Jika test telah selesai, nitrogen valve ditutup. Tekanan sistem dikurangi

sampai mencapai tekanan atm dengan mengeluarkan gas lewat bleed

valve.


Kol. 1 Kol. 2 Kol. 3 Kol. 4 Kol. 5 Kol. 6

Indic.

Press

Correc

Press.

Indic. Vol.

Of

Mercury

Press.

Vol.

Correc.

Actual

Vol. Of

Mercury

Injection

Mercury

Sat. % of

Pore Vol.

0,12 0,30 0,036

0,26 0,385 0,049

0,45 0,65 0,058

0,55 1,055 0,063

0,61 1,527 0,064

0,63 1,919 0,065

0,67 2,295 0,067

0,73 2,671 0,070

1,23 2,771 0,070

1,83 2,801 0,086

2,65 2,949 0,091

3,57 3,104 0,093

4,55 3,325 0,102

5,83 3,408 0,107

7,84 3,519 0,018

Tabel 7.1

Data Percobaan Tekanan Kapiler Dengan Mercury Injection

7.6. PERHITUNGAN

a. Kolom 2 = Kolom 1 + 0.05 atm

0,12 + 0,05 = 0,17

0,26 + 0,05 = 0,31

0,45 + 0,05 = 0,50

0,55 + 0,05 = 0,60

0,61 + 0,05 = 0,66

0,63 + 0,05 = 0,68

0,67 + 0,05 = 0,72

0,73 + 0,05 = 0,78

1,23 + 0,05 = 1,28

1,83 + 0,05 = 1,88

2,65 + 0,05 = 2,70

3,57 + 0,05 = 3,62

4,55 + 0,05 = 4,60

5,83 + 0,05 = 5,88

7,84 + 0,05 = 7,89

b. Kolom 5 = Kolom 3 – Kolom 4

0,30 – 0,036 = 0,264

0,385 – 0,049 = 0,336

0,65 – 0,058 = 0,592

1,055 – 0,063 = 0,992

1,527 – 0,064 = 1,463

1,919 – 0,065 = 1,854

2,295 – 0,067 = 2,228

2,671 – 0,070 = 2,601

2,771 – 0,070 = 2,701

2,801 – 0,086 = 2,715

2,949 – 0,091 = 2,858

3,104 – 0,093 = 3,011

3,325 – 0,102 = 3,223

3,408 – 0,107 = 3,301

3,519 – 0,018 = 3,501

c. Kolom 6 = Kolom 5 / Vp x 100% dimana Vp = 3,9 cc

0,264/3,9 x 100% = 6,77

0,336/3,9 x 100% = 8,61

0,592/3,9 x 100% = 15,18

0,992/3,9 x 100% = 25,44

1,463/3,9 x 100% = 37,51

1,854/3,9 x 100% = 47,54

2,228/3,9 x 100% = 57,13

2,601/3,9 x 100% = 66,69

2,701/3,9 x 100% = 69,26

2,715/3,9 x 100% = 69,61

2,858/3,9 x 100% = 73,28

3,011/3,9 x 100% = 77,20

3,223/3,9 x 100% = 82,64

3,301/3,9 x 100% = 84,64

3,501/3,9 x 100% = 89,77

7.7. HASIL ANALISA

CORRECT PRESSUREMERCURY

SATURATION % OF PORE VOL.

Kelompok Kelompok

I, IV, V II, VI III, VII I, IV, V II, VI III, VII

0,18 0,17 0,19 7,14 6,77 6,350,32 0,31 0,33 9,08 8,61 8,40,51 0,5 0,52 16 15,18 14,80,61 0,6 0,62 26,81 25,44 24,80,67 0,66 0,68 39,54 37,51 36,580,69 0,68 0,7 50,11 47,54 46,350,73 0,72 0,74 60,22 57,13 55,70,79 0,78 0,8 70,3 66,69 65,031,29 1,28 1,3 73 69,26 67,521,89 1,88 1,9 73,38 69,61 67,882,71 2,7 2,72 77,24 73,28 71,453,63 3,62 3,64 81,38 77,20 75,284,61 4,6 4,62 87,11 82,64 80,835,89 5,88 5,9 89,22 84,64 82,537,9 7,89 7,91 94,62 89,77 87,53

Tabel 7.2

Hasil Perhitungan Tekanan Kapiler Dan Mercury Sat. % Of Pore Volume

Grafik 7.1

Grafik Semilog Correct. Pressure Vs Mercury Sat. % Of Pore Volume

7.8. PEMBAHASAN

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000.1

1

10

Kelompok I, IV, VKelompok II, VIKelompok III, VII

Mercury Saturation % of Pore Volume

Corr

ectio

n Pr

essu

re

Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva

interface antara dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem

kapiler .Penginjeksian Hg pada kondisi tertentu merupakan salah satu

metode untuk menjelaskan tatacara penentuan tekanan kapiler dalam

sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia dalam hal ini Hg. Metode

yang dapat menentukan permeabilitas secara konvensional untuk sampel

dalam bentuk yang tidak beraturan.

Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena

didalam reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan

fluida yang satu dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan

kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir minyak dan gas

antara lain mengontrol distribusi fluida dalam reservoir dan merupakan

tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi untuk gerak pada daerah

dimana minyak dan gas tertangkap.

Dari hasil percobaan dengan menggunakan Mercury Injection

Capillary Apparatus yang diplot ke dalam grafik antara correct. Pressure

dengan mercury sat. % of pore volume dapat dilihat apabila tekanan

semakin besar nilainya maka saturasi volume pori juga akan semakin besar

atau saturasi volume pori berbanding terhadap tekanan.

7.9. KESIMPULAN

1. Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface

antara dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler.

2. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir

minyak dan gas antara lain mengontrol distribusi fluida dalam

reservoir dan merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi

untuk gerak pada daerah dimana minyak dan gas tertangkap.

3. Dari grafik antara correct. Pressure dengan mercury sat. % of pore

volume dapat dilihat apabila tekanan semakin besar nilainya maka

saturasi volume pori juga akan semakin besar atau saturasi volume

pori berbanding terhadap tekanan.

BAB VIII

PEMBAHASAN UMUM

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam

batuan. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain :

bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan pengendapan. Oleh karena minyak

hanya dapat mengalir melalui pori yang saling berhubungan maka yang penting

dalam industry perminyakan dan yang kita ukur dalam percobaan ini adalah

porositas efktif.

Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan terutama dalam

eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau IOIP (Initial Oil In Place),

sedangkan dalam eksploitasi untuk komplesi sumur (well completion) dan

secondary recovery).

Dari hasil uji coba yang dilakukan bisa dilihat bahwa pengukuran volume

porositas dengan cara menimbang mendapatkan Vp sebesar 44.64% dan VP

dengan cara Mercury Injection sebesar 59.3%.

Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida. Untuk

mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi masing-

masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

fluida tertentu terhadap jumlah volume pori-pori. Pengukuran harga saturasi

sangat penting untuk dilakukan karena dengan mengetahui harga saturasi fluida

maka dapat ditentukan kandungan fluida suatu reservoir.

Dari percobaan penentuan saturasi yang dilakukan dengan menggunakan

metode destilasi maka didapatkan hasil untuk saturasi air sebesar 40.3%, saturasi

minyak sebesar 49.5% dan saturasi gas sebesar 10.2%.

Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat meloloskan


partikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan tingkat

kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan. Di dalam reservoir,

fluida yang mengalir biasanya lebih dari 1 macam.

Dari hasil percobaan dengan menggunakan liquid permeameter didapatkan

harga permeabilitas sebesar 0.0105 darcy. Sedangkan hasil percobaan dengan

menggunakan gas permeameter didapatkan harga permeabilitas sebesar 0.3316

darcy.


(unconsolidated) tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi

kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut

terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak terkontrol

dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi. Juga

menyebabkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir lepas ini umumnya

sensitif terhadap laju produksi, apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut

terproduksi sedikit.

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi

penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan

ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan

pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.


digunakan 3 metode yaitu pengurangan drag force, mechanical methodresin

consolidated method. Dengan pengontrolan pasir yang baik diharapkan efektifitas

dan efisiensi peralatan produksi dapat dipelihara dengan baik sehingga dapat

mengoptimalkan hasil produksi.

Berdasarkan percobaan diperoleh hasil bahwa diameter pada 25% sebesar

1.2 mm, medium diameter butiran (diameter pada 50%) adalah 0.91 mm dan

diameter pada 75% sebesar 0.62 mm. Sedangkan harga sorting coefficient (Sc)

adalah sebesar 1.93.

Menurut Schwarts, butiran dianggap seragam apabila harga sorting

coefficient (Sc) < 3. Dari hasil perhitungan ternyata harga sorting coefficient (Sc)

sebesar 1.93 sehingga dianggap ukuran butiran tidak seragam.

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus direncanakan

dengan tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi, fluida

reservoir dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh dari

laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk merencanakan operasi

stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktivitas

formasi sesuai dengan yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan

adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid slubility). Metode ini

menggunakan teknik gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan

asam. Batuan karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam asam HCL,

sedangkan silikat (mineral clay) larut dalam mud acid. Dari percobaan diperoleh

hasil untuk solubility adalah sebesar 84.5 %.

Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface antara

dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler .Penginjeksian Hg pada

kondisi tertentu merupakan salah satu metode untuk menjelaskan tatacara

penentuan tekanan kapiler dalam sampel dengan menginjesikan suatu zat kimia

dalam hal ini Hg. Metode yang dapat menentukan permeabilitas secara

konvensional untuk sampel dalam bentuk yang tidak beraturan.

Tekanan kapiler pada umumnya terjadi pada reservoir karena didalam

reservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama-sama dan fluida yang satu

dengan yang lain tidak saling melarutkan. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh

penting dalam reservoir minyak dan gas antara lain mengontrol distribusi fluida

dalam reservoir dan merupakan tenaga pendorong bagi minyak dan gasbumi

untuk gerak pada daerah dimana minyak dan gas tertangkap.

Dari hasil percobaan dengan menggunakan Mercury Injection Capillary

Apparatus yang diplot ke dalam grafik antara correct. Pressure dengan mercury

sat. % of pore volume dapat dilihat apabila tekanan semakin besar nilainya maka

saturasi volume pori juga akan semakin besar atau saturasi volume pori

berbanding terhadap tekanan.

BAB IX

KESIMPULAN UMUM

1. Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam

batuan.

2. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain :

bentuk butiran, cara susunannya, lingkungan pengendapan.

3. Pengukuran porositas dengan cara penimbangan sebesar 44.64% dan

pengukuran porositas dengan mercury injection sebesar 59.3%.

4. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida tertentu

terhadap jumlah volume pori-pori.

5. Dengan mengetahui harga saturasi fluida maka dapat ditentukan kandungan

fluida suatu reservoir.

6. Dari hasil percobaan diperoleh harga saturasi air (Sw) sebesar 40.3%, harga

saturasi minyak (So) sebesar 49.5% dan harga saturasi gas (Sg) sebesar

10.2%.

7. Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat meloloskan


partikel pembentuk batuan tersebut.

8. Harga permeabilitas dari liquid permeameter adalah sebesar 0.0105 darcy

dan harga permeabilitas dari gas permeameter adalah sebesar 0.3316 darcy.

9. Salah satu informasi yang diperlukan sebelum melakukan stimulasi sumur

adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid solubility).

10. Metode gravimetri merupakan cara untuk menentukan reaktivitas formasi

dengan asam.

11. Batuan karbonat biasanya larut dalam HCL.

12. Silikat (mineral clay) biasanya larut dalam mud acid.

13. Dari percobaan diperoleh harga solubility adalah sebesar 84.5 %.

14. Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva interface antara

dua fasa yang tidak tercampur dalam sistem kapiler.

DAFTAR PUSTAKA

1. Allen, J.O. And Robert, A.P, “Production Operation”. Gas

Consultant Internasional Inc. Vol.l, Second Edition, Oklahoma,

1982.

2. Amyx, J.W, Bass, D.M Jr, Whiting, R, R.L, “Petroleum Reservoir

Engeneering”, Mc. Graw-Hill Book Co. Toronto London, 1960.

3. Fric, T.C. Taylor, W.R, : “Petroleum Production Handbook”. SPE

of AIME, Volume l-ll, Dallas, Texas, 1962.

4. Gatline, W.C, “Petroleum Pruduction Engineering, Drilling and

Well Completion”. Hill Book Co. Tulsa, Oklaholma, 1960.

5. . Production Department, API ( AIME ), Dallas, Texas, 1968.

batuan reservoir

Documents