hendri laporan

PENDAHULUAN(INTRODUCTION)

Praktikum Mekanika Reservoir (Analisa Inti Batuan) bertujuan untuk

menentukan secara langsung informasi mengenai sifat-sifat fisik batuan yang

ditembus pada target-target tertentu (kedalaman tertentu) yang diinginkan.

Informasi-informasi yang didapat dalam hal ini meliputi informasi sifat-sifat fisik

batuan dan interaksinya dengan fluida reservoir, seperti porositas, permeabilitas,

saturasi, wettability, tekanan kapiler dan lain sebagainya. Studi Analisa Inti

Batuan dalam pemboran eksplorasi merupakan acuan alam mengevaluasi

kemungkinan tingkat keberhasilan suatu pemboran exsplorasi. Sedangkan dalam

tahap eksploitasi studi Analisa Inti Batuan merupakan acuan dalam pelaksanaan

well completion, well stimulation dan work over program. Dan merupakan

informasi penting untuk pelaksanaan proyek-proyek secondary dan tertiary

recovery. Disisi lain, data-data yang didapat dari informasi study Analisa Inti

Batuan sangat berguna sebagai pembanding dan kalibrasi dari metode logging.

Prosedur Analisa Inti Batuan ini pada dasarnya terdiri atas dua bagian,

yaitu analisa batuan rutin dan analisa batuan secara khusus. Analisa batuan rutin

umumnya berkisar pada pengukuran sifat-sifat fisik seperti porositas,

permeabilitas absolute dan saturasi fluida.

Sedangkan analisa batuan khusus dapat dikelompokkan lagi menjadi dua

tipe pengukuran, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran pada posisi

dinamis. Pengukuran pada kondisi statis ini meliputi pengukuran tekanan kapiler,

sifat-sifat listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability,

compresibilitas batuan, permeabilitas, porositas dan study petrografi. Sedangkan

yang termasuk alam pengukuran pada kondisi dinamis meliputi permeabilitas

relative, thermal recovery, residual saturasi, waterflood evaluation, special liquid

permeability (pengukuran permeabilitas terhadap cairan komplesi khusus seperti

surfactant, polymer dan sebagainya).

Guna lebih mendalami beberapa prinsip dasar dalam pengukuran sifat-sifat

fisik batuan serta dengan mempertimbangkan keterbatasan sarana dan peralatan

1

praktikum yang ada saat ini di laboratorium teknik perminyakan UIR, maka dalam

panduan praktikum ini akan diberikan beberapa modul analisa yang terdiri dari :

1. Pengukuran Porositas

2. Pengukuran Permeabilitas

3. Pengukuran Saturasi Fluida

4. Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi Dalam Larutan Asam

5. Sieve Analysis

2

PERCOBAAN I(EXPERIMENT I)

PENGUKURAN POROSITAS(POROSITY MEASUREMENT)

1.1 Tujuan PercobaanTujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya harga

volume total batuan, volume pori-pori batuan dan porositas batuan reservoir.

1.2 Teori Dasar

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukan besar rongga dalam

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

susunan dimana butiran diendapkan atau tersusun, lingkungan pengendapan,

ukuran dan bentuk partikel, variasi ukuran butiran, kompaksi serta jumlah clay

dan material lain sebagai semen (sementasi).

Menurut pembentukannya atau proses geologinya porositas dibagi dua,

yaitu :

Porositas Primer

Adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan

tersebut.

Porositas Sekunder

Adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan seperti yang

disebabkan karena proses pelarutan atau endapan.

Sedangkan ditinjau dari sudut teknik reservoir, porositas terbagi menjadi

dua :

Porositas absolut

Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori dengan volume

total batuan (bulk volume) atau ditulis :

Φabs = VpVb

x 100 % dan Φabs = Vb−Vg

Vb x 100 % .............. (2.1)

3

Dimana : Vb = Volume total batuan

Vp = Volume pori batuan

Vg = Volume butiran

Porositas effektif

Adalah perbandingan volume pori yang berhubungan dengan volume total

batuan atau ditulis :

Φeff = Vp yang berhubungan x 100 %

Vb .............................. (2.2)

Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling

berhubungan maka hal penting dalam industri perminyakan dan yang diukur

dalam percobaan ini adalah porositas effektif. Kegunaan dari pengukuran

porositas dalam perminyakan terutama dalam explorasi adalah untuk

menentukan cadangan atau IOIP ( Initial Oil In Place ) sedangkan dalam

exploitasi digunakan untuk komplesi sumur (Well Completion) dan Secondary

Recovery. Biasanya besarnya porositas berkisar antara 5 – 30 %. Porositas 5 %

biasanya dimasukan dalam porositas kecil. Secara teoritis besarnya porositas

tidak lebih dari 47 %. Dilapangan dapat kita dapatkan perkiraan secara visual,

dimana penentuan ini bersifat semi kuantitatif dan digunakan skala sebagai

berikut :

0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan

5% - 10% Porositas Buruk (POOR)

10% - 15% Porositas Cukup (FAIR)

15% - 20% Porositas Baik (GOOD)

20% - 25% Porositas sangat baik (VERY GOOD)

>25% Istimewa

Secara langsung, porositas dapat diukur menggunakan berbagai metode.

Pada umumnya metode pengukuran yang digunakan merupakan metode

pengukuran porositas effektif. Metode-metode tersebut antara lain :

4

1. Metode Grain-volume

2. Metode Bulk volume determination

3. Metode Boyles low porosimeter

4. Metode Pore-Gas injection

5. Metode Loos-Of-Weight

6. Metode Liquid saturation

7. Metode Porositas dari Large core samples

Secara tidak langsung, porositas dihitung berdasarkan hasil pengukuran

well-logging. Ada beberapa alat yang baik untuk menentukan porositas yaitu

sonic log dan density log.

1.3 Alat dan Bahan

1.3.1 Alat

1. Timbangan digital

2. Vacuum pump dengan vacuum desicator

3. Beker glass ceper

4. Gas porosimeter

5. Selembar kertas sebagai alas core

1.3.2 Bahan1. Kerosin dengan berat jenis 0.83

2. Sampel core

5

Timbngan Digital Vacum Desicator

Gelas kimia Gas Porosimeter

Steel plug Core

Gas Helium Jangka Sorong

Gambar 1.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Porositas

1.4 Prosedur Percobaan

Untuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu ditentukan adalah

volume total batuan (Vb), volume pori (Vp), dan volume butiran (Vg). Adapun

pengukuran dengan dua cara yaitu :

6

1.4.1 Cara Menimbang

Prosedur kerja:

1. Mengekstraksi core (inti batuan) selama 3 jam dengan soxlet dan

mendiamkan selama 24 jam, kemudian mengeluarkannya dari tabung

ekstraksi dan mendinginkannya beberapa menit, kemudian mengeringkan

didalam oven.

2. Menimbang core kering dalam mangkuk, misalnya berat core kering = W1

gram.

3. Masukan core kering tersebut dalam vacuum desicator untuk dihampa

udarakan dengan kira-kira selama 1 jam dan disaturasikan dengan kerosin.

4. Mengambil core yang telah dijenuhi kerosin, kemudian timbang dalam

kerosin, missal beratnya = W2 gram.

5. Mengambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian ditimbang diudara

missal beratnya = W3 gram.

6. Perhitungan :

Volume total batuan (Vb) = W 3−W 2bj Kerosin

Volume butiran (Vg) = W 1−W 2bj Kerosin

Volume pori (Vp) = W 3−W 1bj Kerosin

Porositas effactif = W 3−W 1W 3−W 2

X 100%

1.4.2 Gas Helium Porosimeter

Prosedur kerja :

1. Salurkan gas helium sebesar 95 Psi ke porosimeter.

2. Ukur diameter dan panjang core, kemudian cari volume core tersebut.

3. Timbang core tersebut, catat hasilnya.

4. Kemudian masukan steel plug kedalam tabung porosimeter.

5. Suplay gas ketabung, maka akan di dapat dead volumenya.

7

6. Masukkan core kedalam tabung.

7. Suplay gas ketabung maka didapat Gauge deading.

8. Ulangi prosedur diatas dengan 3 buah core.

1.5 Hasil Pengamatan


Tabel 1.1. Hasil Pengamatan Pengukuran Porositas dengan Cara Menimbang

Kode

core

W1

(gr)

W1

(gr)

W3

(gr)

Vb

(cc)

Vg

(cc)

Vp

(cc) (%)

ρ

gr/cc

1 C 94.02 108.60 108.90 0.366 17.78 18.14 49.60 0.82

1.5.2 Gas Helium Porosimeter

Tabel 1.2 Hasil Pengamatan Pengukuran Porositas dengan Gas Helium

Porosimeter

Kode

Core

Diameter

(cm)

Tinggi

(cm)

Bulk

volume

(cm3)

Berat

core

(gr)

P close

(Psi)

P open

(Psi)

Dead

volume

(cm3)

1 Q 3.54 5.25 51.64 105.97 84.48 84.54 0.037

1 L 3.64 5.31 55.23 91.66 84.53 84.57 0.027

SOP

volume

(cm3)

P

close

(Psi)

P

open

(Psi)

Gauge

dead

(cm3)

Grain

volume

(cm3)

Pore

volume

(cm3)

Porosity

(%)

Grain

density

(gr/cm3)

58.71 84.49 84.42 0.0121 60.30 7.63 13.75 1.74

58.71 84.33 84.32 0.00607 60.28 5.05 3.503 1.77

1.6 Perhitungan


Dik : W1 = 94.02 gram

W2 = 108.60 gram

8

W3 = 108.90 gram

Massa picnometer kosong = 15.6 gram

Massa picnometer + kerosin = 35.56 gram

Volume picnometer = 25 ml

Dit : a. ρkerosin ?

b. volumebatuan (Vb ) ?

c. volumebutiran (Vg ) ?

d. Volume pori (Vp )?

e. efektif ?

Jawab :

a. Massa kerosin ¿ (massa picnometer + kerosin) - (massa picnometer

kosong)

¿35,56 gr−15,6 gr

¿19.96 gr

BJkerosin= massa kerosin

volume picnometer

¿ 19.96 gr25 ml

¿0.82 gr /ml

b. Volumebatuan (Vb )=W 3−W 2

BJkerosin

¿108.90 gr – 108.60 gr

0.82 gr /ml

¿0.3 gr

0.82 gr /ml

¿0.366 ml

c. Volumebutiran (Vg )=W 2−W 1

BJ kerosin

¿108.60 gr – 94.02 gr

0.82 gram /ml

9

¿14.58 gr

0.82 gr /ml

¿17.78 ml

d. Volume pori (Vp )=W 3−W 1

BJkerosin

¿108.90 gr – 90.02 gr

0.82 gr /ml

¿14.88 gr

0.82 gr /ml

¿18.15 ml

e. efektif = Volume pori

volume batuan× 100 %

= 18.15 ml0.366 ml

×100 %

= 49.60 % 1.6.2 Gas Helium Porosimeter

1. Sample Core 1QDik :

D = 3.54 cm

L = 5.12 cm

D Sop = 4.47 cm

LSop = 5.645 cm

D Sp = 3.64 cm

L Sp = 10.115 cm

P close = 84.48 Psi

P open = 84.54 Psi

W core = 105.97 gr

Dit :

a. Bulk Volume (Vb)?

10

b. Dead Volume ?

c. Gauge deading ?

d. Grain Volume (Vg) ?

e. Pore Volume (Vp) ?

f. Porositas (∅ ¿ ?

g. Grain Density ?

Jawab :

a. Bulk Volume ¿ 14

π D 2 L

= 14

(3.14 ) (3.54 cm )2 (10.115cm )

= 51.64 cm3

b. Dead Volume

Vsp = 14

π D 2 L

= 14

(3.14 )¿

= 105.20 cm3

Dead Volume ¿( P closeP open

−1)×Vsp

= ( 84.54 Psi84.48 Psi

−1)×105.20 cm3

= (1.00071−1 )×105.20 cm3

= 0.747 cm3

c. Gauge deading = ( P closeP open

−1)× Bulk volume

= ( 84.54 Psi84.48 Psi

−1)×51.64 cm3

11

= (1.00071−1 )×51.64 cm3

¿0.037 c m3

d. Grain Volume

Vsop = 14

π D 2 L

= 14

(3.14 )¿

= 58.71 cm3

Grain Volume = (Vsop –Gauge reading )+Dead volume

= (58.71 cm3−0.037 cm3 )+0.07 cm3

¿58.673 cm3+0.07 cm3

¿58.743 cm3

e. Pore Volume = Grain Volume – Bulk Volume

¿58.743 cm3−51.64 cm3

¿7.103 cm3

f. Porositas(∅ ) = VpVb

×100 %

= 7.103 cm3

51.64 cm3 ×100 %

= 13.75 %

g. Grain density¿Berat Core

GrainVolume

¿ 105.97 gr

58.743 cm3

¿1.804 gr /cm3

2. Sample Core 1LDik :

12

D = 3.64 cm

L = 5.31 cm

D Sop = 4.47 cm

LSop = 5.645 cm

D Sp = 3.64 cm

L Sp = 10.115 cm

P close = 84.57 Psi

P open = 84.53 Psi

W core = 91.66 gr

Dit :

a. Bulk Volume (Vb) ?

b. Dead Volume ?

c. Gauge reading ?

d. Grain Volume (Vg) ?

e. Pore Volume (Vp) ?

f. Porositas (∅ ¿ ?

g. Grain Density ?

Jawab :

a. Bulk Volume ¿ 14

π D 2 L

= 14

(3.14 ) (3.64 cm )2 (5.31 cm )

= 55.23 cm3

b. Dead Volume

Vsp = 14

π D 2 L

= 14

(3.14 )¿

= 105.20 cm3

13

Dead Volume ¿( P closeP open

−1)×Vsp

= ( 84.57 Psi84.53 Psi

−1)×105.20 cm3

= (1.00047−1 )× 105.20 cm3

= 0.0497 cm3

c. Gauge deading = ( P closeP open

−1)× Bulk volume

= ( 84.57 Psi84.53 Psi

−1)×55.23 cm3

= (1.00047−1 )× 55.23cm3

¿0.027 cm3

d. Grain Volume

Vsop = 14

π D 2 L

= 14

(3.14 )¿

= 58.71 cm3

Grain Volume = (Vsop –Gauge reading )+Dead volume

= (58.71cm3−0.027 cm3 )+0.049cm3

¿58.683 cm3+0.049 cm3

¿58.733 cm3

e. Pore Volume = Grain Volume – Bulk Volume

¿58.733 cm3−55.23 cm3

¿3.503 cm3

f. Porositas(∅ ) = VpVb

×100 %

= 3.503 cm3

55.23 cm3 ×100 %

14

= 6.53 %

g. Grain density ¿Berat Core

GrainVolume

¿ 91.66 gr

58.733 cm3

¿1.56 gr /cm3

1.7 Pembahasan

Faktor-faktor yang mempengaruhi ukuran besarnya porositas suatu

formasi adalah sebagai berikut :

a. Ukuran butiran atau grain size

Semakin kecil ukuran butir maka rongga yang terbentuk akan semakin kecil dan

sebaliknya jika ukuran butir semakin besar maka rongga yang terbentuk juga

semakin besar.

b. Bentuk butir atau sphericity

Batuan dengan butir jelek akan memiliki porositas yang besar, sedangkan jika

bentuk butir baik maka akan memiliki porositas yang kecil.

c. Susunan butiran

Apabila ukuran butir sama maka susunan butir sama dengan bentuk kubus dan

memiliki porositas yang sangat besar dibandingkan dengan bentuk rhombohedral.

d. Pemilahan

Apabila butiran baik maka ada keseragaman sehingga porositasnya akan baik

pula, pemilihan yang jelek menyebabkan butiran yang berukuran kecil akan

menenmpati rongga diantara butiran yang lebih besar akibatnya porositasnya

rendah.

e. Komposisi mineral

15

Apabila penyusun batuan terdiri dari mineral-mineral yang mudah larut seperti

golongan karbonat, maka porositasnya akan baik karena rongga-rongga akibat

proses pelarutan dari batuan tersebut.

f. Sementasi

Material semen pada dasarnya akan mengurangi harga porositas materi yang dapat

berwujud semen adalah silica, oksida besi dan mineal lempung.

g. Kompaksi dan pemampatan

Adanya kompaksi dan pemampatan akan mengurangi harga porositas. Apabila

batuan terkubur semakin dalam maka porositasnya akan semakin kecil yang

diakibatkan karena adanya penambahan beban.

Pada percobaan yang telah kami lakukan berat core diudara dan berat core

dalam kerosin memiliki berat yang berbeda. Karena saat core telah dijenuhi

kerosin kemudian dimasukkan kembali kedalam kerosin, core akan memiliki

massa jenis yang lebih ringan dibandingkan kerosin dan juga dipengaruhi oleh

adanya prinsip archimedes atau daya apung. Daya apung adalah daya yang

bertindak keatas objek yang terendam dan mengarah keatas, sehingga massa core

dalam kerosin lebih kecil dari massa core diudara.

1.7 Discussion

Factors that affect the size of the porosity of the formation is as follows:

a. Grain size or grain size

The smaller the grain size of the cavity that is formed will be smaller, and vice

versa if the larger grain size of the cavity formed also greater

b. Grain shape or sphericity

Rock with crappy items will have a large porosity, grain shape well whereas if it

will have a small porosity.

c. The composition of grain

If the same grain size composition of the grains with cube shape and has a very

large porosity compared to the rhombohedral form.

16

d. Sorting

If both the granular porosity of uniformity that would be good too, the selection of

an ugly cause small-sized grains will menenmpati cavity between the larger

grains consequently low porosity.

e. mineral composition

If the constituent rocks composed of minerals soluble carbonate group, the

porosity will be good because the cavities due to the dissolution of the rock.

f. cementation

Material cement would essentially reduce the price to tangible material porosity

cement is silica, iron oxide and clay mineal.

g. Compaction and compression

The existence of compaction and compression will reduce the price of porosity.

When rocks buried deeper then be smaller porosity resulting from the addition of

the load.

In experiment process there is different in result of core weight in kerosene and

out kerosene. These all happen because the kerosene ectracted to the core have a

lower density than the core core and make the core low density too, and the ree

space in core also govern the density of core, this space are issolated so then can

not filled by kerosene or fluid, and is also influenced by the presence of

archimedes prinsiple bouyancy, is the powe which acts upon a submerged object

and pointing up, so that the mass core in kerosene smaller mass of kerosene in the

air.

1.8 Kesimpulan

Dari percobaan pengukuran porositas yang telah kami lakukan dapat

disimpulkan bahwa besar kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan

kapasitas penyimpanan fluida reservoir, dan percobaan yang telah dilakukan

bahwa kode core 1 Q tergolong jenis porositas yang cukup karena mempunyai

nilai porositas sebesar 14.5 % dan kode core 1 L tergolong jenis porositas yang

buruk karena mempunyai nilai porositas sebesar 9.1 %.

17

1.8 CONCLUSION

From the experimental porosity measurements we have done can be concluded

that the size of the porosity of a rock will determine the storage capacity of the reservoir

fluid, and experiments have been conducted that 1 Q code core porosity kind enough

classified as having a porosity value of 14.5% and core code 1 L classified as type

porosity bad because it has a porosity value of 9.1%.

1.9 Tugas

1. Sebutkan pembagian porositas berdasarkan kualitatif ?

Jawab :

Porositas Kualitatif :

› Antar butir (inter granuler) › Celah dan rekah

› Antar kristal (inter cristalin) › Bintik-bintik jarum

› Ketat › Padat

› Growing › Covernous

2. Jelaskan mengenai Sonic Log ?

Jawab :

Fungsi Sonic Log

Menentukan porositas dan lithology

Menentukan RWA

Mengevaluasi rekahan dan permeabilitas

Mengevaluasi overpressure

Menentukan mechanical formation properties

Prinsip kerja Sonic Log

Mengirim gelombang suara

Mencatat / menerima suara

Menganalisa suara, kecepatan, kekuatan sinyal dan jenis

gelombang.

3. Jelaskan hubungan porositas dengan sifat fisik fluida lainnya !

18

a) Porositas dengan permeabilitas memiliki hubungan berbanding

lurus ketika porositas memiliki nilai yang besar maka begitu juga

dengan permeabilitas.

b) Poroitas dengan saturasi fluida ketika tinggi harga saturasi suatu

batuan maka tinggi pulalah tingkat porositas suatu batuan tersebut.

c) Kompresibilitas, ketika kompresibilitas tinggi maka porositas juga

memiliki nilai yang tinggi.

d) Resistivitas, makin besar harga resistivitas maka porositas juga

memiliki nilai yang tinggi.

e) Tekanan kapiler, semakin tinggi tekanan kapiler suatu batuan maka

semakin tinggi pula porositasnya.

PERCOBAAN II(EXPERIMENT II)

PENGUKURAN PERMEABILITASPERMEABILITY MEASURETMENT

2.1 Tujuan Percobaan

Tujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya

permeabilitas absolute dengan menggunakan Gas Permeameter dan Liquid

Permeameter.

2.2 Teori Dasar

19

Definisi 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. Pada umumnya

hasil analisa sampel core yang diperoleh dari reservoir memberikan harga

permeabilitas yang berbeda, hal ini menunjukkan sifat ketidak-seragaman dari

batuan reservoir tersebut.

Karena Henry Darcy dianggap sebagai pelopor penyelidikan permeabilitas

maka satuan permeabilitas adalah darcy.

Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya

kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Jika cairan berfasa tunggal dengan

kekentalan (cp), mengalir dengan kecepatan (1 cm/sec), melalui penampang

seluas (1 cm2) pada gradient hidrolik 1 atm (76 mmHg) per cm dan jika cairan

tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut, secara matematis dapat

didefinisikan sebagai berikut :

K = μ Q L

A (P1−P 2) ................................................................... (3.1)

Dimana :

K = Permeabilitas (Darcy)

Q = Laju alir (cc/sec)

μ = Viscositas (cp)

A = Luas penampang (cm2)

L = Panjang (cm)

P = Tekanan (atm)

Didalam batuan reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu

macam sehingga permeabilitas dapat dibagi menjadi :

1. Permeabilitas Absolute

20

Merupakan harga permeabilitas suatu batuan apabila fluida yang mengalir

melalui pori-pori batuan hanya terdiri dari satu fasa. Misalnya yang mengalir

gas saja, minyak saja, atau air saja.

2. Permeabilitas Effektif

Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida

(misal minyak, gas, dan air).

3. Permeabilitas Relative

Adalah perbandingan antara permeabilitas effektif dengan permeabilitas

absolut.

Pengukuran permeabilitas batuan dapat dilakukan dengan beberapa cara,

yaitu :

a. Analisa Core (laboratorium test)

b. Analisa Log

c. Pengujian Sumur

Di laboratorium, analisa core untuk menentukan permeabilitas suatu

contoh batuan dilakukan dengan menggunakan gas nitrogen (N2) karena gas tidak

bersifat membasahi permukaan batuan dan mempunyai aliran yang seragam

melewati semua pori.

2.3 Alat dan Bahan2.3.1 Alat

2.3.1.1 Peralatan Liquid Permeameter

1. Core holder untuk liquid permeameter.

2. Thermometer R, fiil conection.

3. Cut off valve.

4. Special lid and over flow tube.

5. Burette.

6. Discharge fill valve assemble.

7. Gas inlet.

8. Pencatat waktu (Stopwatch).

21

9. Gas pressure line dan pressure regulator.

2.3.1.2 Peralatan Gas Permeameter

1. Core holder dan thermometer.

2. Triple range flowmeter dengan selector valve.

3. Selector valve.

4. Pressure gauge.

5. Gas inlet.

6. Gas outlet.

2.3.2 Bahan

1. Core

2. Air

3. Gas Nirogen

Gas Permeameter Thermometer

22

Stopwatch Labu Buret

Cut of Valve Pressure Regulator

Core

Gambar 2.1 Peralatan percobaan Pengukuran Permeabilitas

23


2.4.1 Gas Permeameter

1. Pastikan tidak ada penghalang di dalam coreholder atau endstems.

Tempatkan jari Anda ke coreholder untuk memastikan sel bebas dari sisa-

sisa atau kelebihan butiran dari sampel sebelumnya.

2. Pastikan fitting tubing yang nyaman dan bebas kebocoran.

3. Ketika loading inti gembur, dianjurkan unutk menempatkan layar 200-

mesh dipotong berbentuk disk di atas dan bawah sampel untuk mencegah

migrasi pasir dari pemegang inti ke meter mengalir.

2.4.2 Menyiapkan Sample Core

1. Core sampel harus bersih dan kering untuk hasil terbaik. Core sampel

biasanya dibersihkan dengan pelarut dan dikeringkan dalam oven sebelum

pengukuran permeabilitas gas.

2. Minyak biasanya diangkat dengan toluene panas atau xilena dan garam.

Sampel biasanya dikeringkan dalam oven konveksi mekanik pada suhu

dari 240 derajat Fahrenheit selama paling sedikit 12 jam atau dalam oven

vakum di 180 derajat Fahrenheit selama minimal 4 jam. Core sampel

harus silinder. Contoh core plug harus tegak lurus berukuran ± 0,005 inci

untuk hasil terbaik.

2.4.3 Mengukur Permeabilitas Standar Gas

1. Set semua panel ke posisi bypass.

2. Ukur core (panjang, tinggi dan luasnya).

3. Masukkan core ke dalam coretest system.

4. Set tekanan dari compressor dan gas nitrogen.

5. Catat tekanan, dan laju alirnya.

6. Hitung permeablilitas dengan menggunakan rumus darcy.


Tabel 2.1 Hasil Pengamatan Pengukuran Permeabilitas

24

D

(cm)

L

(cm)

A

(cm2)

Q

(cc/s)

μ

(cp)

∆ P

atm

K

(mD)

High

flow

Low

flow

High

DP

Low

DP

3.64 5.1 10.39 0.02 0.018 0.008 216 0.5 0.48 0.639 0.631

2.6 Perhitungan

Dik : D=3.6 cm

L=5.1 cm

μ=0.018 cp

Q1=33 cc /menit=3360

cc /detik

¿0.5 cc /detik

Q2=28. cc /menit=28.960

cc /detik

¿0.48 cc /detik

P1=9.4 Psi= 9.414.7

atm

¿0.639atm

P2=9.28 Psi=9.2814.7

atm

¿0.631atmDit : K ?

Jawab :

Q=Q 1−Q2

¿0.5 cc /detik−0.48 cc /detik

¿0.02 cc /detik

∆ P=P1−P2 ¿0.639 atm−0.631 atm

¿0.008 atm

A=π r2

25

¿ (3.14 )¿

¿ (3.14 )(3.31 cm2)

¿10.39 cm2

K= μQ LA ∆ P

¿ 0.018 cp0.02 cc /detik 5.1 cm

10.39 cm20.008 atm

¿ 0.0080.083

darcy

¿0.0216 darcy

2.7 Pembahasan

Percobaan pengukuran permeabilitas yang telah kami amati menggunakan

peralatan gas permeameter. Permeabilitas yang akan di ukur adalah permeabilitas

absolut, karena yang mengalir melalui pori-pori hanya satu fasa saja. Fluida yang

digunakan adalah gas nitrogen. Sebelum gas disalurkan, di ukur terlebih dahulu

diameter diametr dan panjang core dengan jangka sorong kemudian mencari

luasnya. Dari pengukuran di dapatkan diameter core 3.64 cm sedangkan panjang

core 5,1 cm.

Didalam percobaan pengukuran permeabilitas, kami menggunakan sampel

core berbentuk tabung. Sampel core yang kami gunakan adalah sampel core

buatan yang disesuaikan dengan alat yang digunakan steel plug. Permeabilitas

sangat menentukan suatu laju alir fluida untuk dapat diproduksikan ke permukaan.

Pada percobaan ini di dapatkan nilai permeabilitas sebesar 216 mD, dan hasil ini

dapat digolongkan sangat baik karena masuk pada skala permeabilitas 100-1000

mD yang nilainya sangat baik.

Sebelum kita memperoleh permeabilitas kita harus memerlukan beberapa

parameter yang mempengaruhi beberapa parameter yang mempengaruhi baik

buruknya permeabilitas tersebut,diantaranya :

26

Q = laju alir, cc/detik

μ = viskositas, cp

A = luas penampang, cm2

L = panjang, cm

∆P = beda tekanan, atm

Setelah kita mendapatkan nilai dari parameter-parameter tersebut lalu kita

mencari permeabilitas dengan rumus :

K= μ . Q. LA . ∆ P

Dari hasil perhitungan, kami mendapatkan nilai permeabilitas sebesar 53

milidarcy.

2.7 Discussion

Permeability measurement experiment we have observed using gas

appliances permeameter. Permeability is measured absolute permeability, becouse

the flow though the pores is only one phase. The fluid used is nitrogen gas. Before

the gas is channeled, in measuring the diameter and length of core with calipers

and look for breadth. Got the core diameter is 3,64 cm and the long 5,04 cm.

Were used core according to the tool used is stainless plug. Permeability

determine thr flow rate fluid to get the valve of the permeability is 410 mD. And

the result were classified criteria is very good becouse of the rating of 100-1000

mD permeability is very good.

Before we derive the permeability we must require some parameters that

affect some of the parameters that affect the permeability of the pros and cons,

including:

Q = flow rate, cc / sec

Μ = viscosity, cp

A = cross-sectional area, cm2

L = length, cm

ΔP = pressure difference, atm

27

Once we get the values of these parameters then we look for the

permeability of the formula:

K= μ . Q. LA . Δ P

From the calculation, we get the value of the permeability by 53 milidarcy.

2.8 Kesimpulan

Dari percobaan yang telah dilakukan dapat disimpulkan bahwa sampel

core yang kami gunakan dalam percobaan ini memiliki permeabilitas (k) sebesar

216 md dan tergolong skala nilai permeabilitas sangat baik, karena nilai skala

permeabilitas sangat baik adalah antara 100 md-1000 md. Gas yang digunakan

untuk disalurkan ke gas porosimeter adalah gas nitrogen (N2) karena gas ini tidak

merusak pori-pori batuan serta tidak membasahii pori-pori batuan.

2.8 Conclusion

From the experiments measurement permeability have result of 216 mD.

The permeability which got very good valve as beloging to the rating 100-1000

mD is very good.the gases used for this experiment is gas nitrogen, supplied to

gas porosimeter, becouse it does not damage porous rocks and easily flow into the

pores of the rock and not wet porous.

2.9 Tugas

1. Sebutkan hubungan antara permeabilitas terhadap porositas dan saturasi ?

Jawab :

Semakin besar permeabilitas maka nilai porositas juga besar, tetapi

semakin besar porositas belum tentu permeabilitasnya besar. Semakin

besar permeabilitas maka semakin besar saturasinya.

2. Apakah nilai permeabilitas dapat dirubah, berikan alasan dan upaya yang

dilakukan ?

Jawab:

28

3. Diketahui :

d = 0.8 → 24.4 cm

ρgas = 1lb

cuft → 1.486

grcc

μ = 0.003 P → 0.3 CP

m = 4 kg → 4000 gr

P1 = 5 atm

P2 = 10 psi → 6.803 atm

L = 20 mcl → 50.8 cm

t = 84 s

ditanya :

K = ….?

Jawab :

Q= vt

→ V=mρ

V= 4000 gr

1.486grcc

=2.691 cc

Q=2.691 cc84 s

=0.032ccs

A=π d2

4=(3.14 ) ¿¿

=153 cm2

4

¿38.30 c m2

∆ P=P2−P1

¿6.803−5 atm

= 1.803 atm

K= μQ LA ∆ P

29

¿(0.3 CP )(0.032

ccgr )(50.8 cm)

( 38.30 cm2 ) (1.803 atm )

¿ 4.8769.05

= 0.069

4. Tuliskan dan jelaskan apa yang kamu ketahui tentang Darcy ?

Jawab :

Prinsip yang mengatur bagaimana cara bergerak dibawah permukaan

disebut hukum darcy. Hukum darcy adalah persamaan yang

mendefinisikan kemampuan suatu fluida mengalir melalui media berpori

seperti batu. Hal ini bergantung pada kenyataan bahwa jumlah aliran

dalam antara 2 titik secara langsung berkaitan dengan perbedaan tekanan

antara titik-titik dan terkonektifitas salur aliran dalam batuan antara titik-

titik. Aliran fluida dalam dan diatas lapisan batuan diatur oleh

permeabilitas batuan namun untuk memperhitungkan permeabilitas harus

diukur baik dalam arah vertikal maupun hotizontal, sebagai contoh

permeabilitas memiliki nilai jauh lebih rendah dari pada vertikal dan

horizontal. Hal ini berarti bahwa sulit untuk cairan naik turun melalui

tempat cairan serpih tetapi jauh lebih mudah untuk mengalir sepanjang

perlapisan horizontal dalam serpihan dimana aliran alami. Hukum darcy

adalah hubungan proposional sederhana antara tingkat debit sesaat melalui

media berpori dan penurunan tekanan lebih dari jarak tertentu.

5. Sebutkan jenis batuan reservoir dan skala permeabilitas ?

Jawab :

Jenis batuan reservoir :

Sandstone

Limestone

Dolomite

30

Skala permeablitas semi-kuantitatif

1) Ketat (tight), kurang dari 5 md

2) Cukup (fair), antara 5 sampai 10 md

3) Baik (good), antara 10 sampai 100 md

4) Baik sekali (very good), antara100 sampai 1000 md

6. Sebutkan dan jelaskan sifat fisik batuan reservoir !

Jawab :

Porositas : perbandingan antara volume total batuan dengan

volume pori-pori batuan

Permeabilitas : kemampuan batuan reservoir untuk meloloskan

fluida melalui pori yang saling berhubungan

Saturasi : perbandingan volume pori batuan yang terisi fluida

dengan volume pori total batuan

Wettability : kecenderungan suatu fluida untuk menyebar ke

permukaan batuan

Kompressibilitas : kemampuan batuan untuk dimampatkan fluida

Resistivitas : kemampuan dari suatu mineral untuk menghambat

listrik

Tekanan kapiler : perbedaan tekanan yang ada antara permukaan

dua fluida yang tidak bercampur sebagai akibat dari pertemuan

permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut.

31

PERCOBAAN III(EXPERIMENT III)

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA(MEASUREMENT OF FLUID SATURATION)

3.1 Tujuan PercobaanTujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya harga

saturasi fluida didalam batuan reservoir sehingga dapat memperkirakan besarnya

cadangan minyak, mengetahui batas antara air-minyak dan mengetahui ketinggian

air dan minyak.

3.2 Teori Dasar

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida

tertentu (air, minyak dan gas) terhadap jumlah volume pori-pori.

Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yang biasanya terdiri

dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida, maka

perlu diketahui saturasi masing-masing fluida. Jumlah volume pori. Umumnya

pada formasi zona minyak kandungan air dalam formasi tersebut dinamakan

interstitial water atau connate water yang didefinisikan sebagai air yang tertinggal

di dalam formasi pada saat reservoir terbentuk.

Dalam satu batuan reservoir biasanya akan terdapat 3 jenis saturasi yang

dalam persamaan dirumuskan:

1. Saturasi air

Didefinisikan sebagai: Perbandingan antara volume pori yang terisi air

terhadap volume pori batuan total.

sw= volume pori yang diisi airvolume pori total

........................................................ (4.1)

32

2. Saturasi minyak

Didefinisikan sebagai: Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh

minyak terhadap volume pori total.

so= volume pori yang diisi minyakvolume pori total

........................................................ (4.2)

3. Saturasi gas

Didefinisikan sebagai: perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas

terhadap volume pori total.

Sg= volume pori yang diisi gasvolume poritotal

.....................................................(4.3)

Apa bila dalam suatu pori berisi minyak, air dan gas maka berlaku hubungan:

Dimana :

Sw + So + Sg = 1 ........................................................(4.4)

Apabila upaya pencapaian kesetimbangan hidrostatik dalam proses migrasi

memungkinkan kondisi kejenuhan gas maka gas akan keluar dari minyak dan

akan menempati pula bagian ruangan pori-pori batuan reservoir tersebut sebagai

saturasi gas. Dengan demikian maka didalam ruangan batuan reservoiar akan

terdapat dua atau tiga macam fluida sekaligus. Karena pengaruh proses geologi,

kapilaritas, sifat batuan reservoir dan sifat fluida reservoir akan mengakibatkan

sejumlah fluida yang tidak dapat dikeluarkan dari dalam reservoir. Volume fluida

tersebut dinyatakan dalam saturasi yaitu:

Swirr = Irreducible water saturation, besarnya bekisar 15%-30%

Sor = Residual oil saturation, besarnya bekisar 10%-20%

Swirr sering juga disebut Swc = Connate water saturation

33

Pada umumnya hampir semua reservoir minyak memiliki air yang

terakumulasi disekitar daerah akumulasi minyak dan air tersebut sebagai air bebas

( free water ), sedangkan air yang terakumulasi dibawah minyak disebut air alas

(bottom water ).

Telah diketahui bahwa massa jenis minyak lebih ringan daripada massa

jenis air sehingga minyak cendrung keatas, sedangkan air cendrung kebawah.

Disamping itu, terdapat juga lapisan air pada dinding pori batuan yang disebut

dengan wetting water, sedangkan lapisan minyak yang melekat pada dinding pori

batuan disebut wetting oil.

Pada suatu reservoir, gas alam akan selalu berada bersama-sama dengan

minyak yang diproduksikan dari suatu reservoir. Energi yang dihasilkan oleh gas

dibawah tekanan merupakan suatu energi yang sangat berharga untuk mendorong

dari dalam reservoir menuju permukaan.

Saturasi fluida dalam suatu reservoir akan bervariasi dari suatu tepat

ketempat yang lain. Saturasi air akan cendrung lebih tinggi pada batuan yang

kurang berporous (porositas rendah). Harga saturasi pada lapangan minyak yang

berproduksi biasanya akan berkisar antara 0.1-0.5 dengan adanya perbedaan

densitas antara air, minyak dan gas maka pada dasar reservoir akan cenderung

mempunyai saturasi air lebih tinggi dibandingkan dengan struktur reservoir pada

bagian atas dan sebaliknya, pada reservoir bagian atas saturasi gas akan lebih

tinggi.

Saturasi fluida akan bervariasi terhadap kumulatif produksi minyak. Jika

minyak diiproduksi, maka posisi minyak dalam reservoir akan tergantikan oleh air

ataupun gas, sehingga pada formasi akan selalu terjadi perubahan saturasi minyak.

Dari korelasi yang dibuat oleh Ben A.Emdhal, formasi dengan

permeabilitas rendah dan saturasi air corenya adalah dianggap produktif. Untuk

formasi dengan permeabilitas lebih besar, batas tertinggi dari saturasi air adalah

sedikit lebih kurang dari 50%. Karena itu, hasil penyelidikan nilai saturasi dari

sampel core, maka akan didapatkan bahwa formasi akan produktif apabila saturasi

air dipermukaan pada sampel core adalah kurang dari 50%.

34

Dalam pengukuran saturasi fluida di laboratorium dapat ditentukan dengan

beberapa metode, yaitu:

a. Metode penjenuhan ( Rethort Summation Method )

b. Distilasi vakum ( Vaccum Distilation Method )

c. Metode Dean and Stark

Adapun manfaat dapat diketahuinya nilai masing-masing fluida adalah

sebagai berikut:

1. Dapat memperkirakan besar cadangan minyak

2. Dapat mengetahui batas antara air dan minyak

3. Dapat mengetahui ketinggian antara air dan minyak

3.3 Alat dan Bahan

3.3.1 Alat

1. Solvent ekstraktor termasuk condenser (pendingin) water up pemanas

listrik.

2. Timbangan analisis dengan batu timbangan.

3. Gelas ukur.

4. Exicator.

5. Oven.

3.3.2 Bahan

1. Sampel core.

2. Air.

3. Kerosin.

4. Toluena.

35

Timbangan Digital Core

Corong Water Trap

Penghubung Labu

Gambar 3.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Saturasi Fluida


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

2. Menimbang core tersebut, misalnya beratnya a gram.

36

3. Memasukkan core tersebut dalam labu Dean & Stark yang telah diisi

dengan toluene. Kemudian kita lengkapi dengan water trap dan reflux

conndensor.

4. Memanaskan selama kurang lebih 30 menit hingga air tidak tampak lagi.

5. Mendinginkannya dan membaca volume air yang tertampung dalam water

trap, trap misalnya = b cc = b gram.

6. Mengeringkan sampel dalam oven selama 15 menit, kemudian

mendinginkannya dalam exicator. Lalu menimbang core kering tersebut,

misalnya = c gram.

7. Maka kita dapat menghitung berat minyak dengan persamaan berikut:

a−(b+c ) gram=d gram

8. Volume minyak dihitung dengan persamaan:

volumeminyaak= dbj minyak

=ecc ………………….. (3.5)

9. Saturasi minyak dan saturasi air:

So= eVp Sw= b

Vp …………... (3.6)


Dari percobaan yang telah dilakukan didapat hasil sebagai berikut :

Picnometer kosong : 13.45 gram

Picnometer isi : 33.68 gram

Massa kerosin : 20.23 gram

Berat jenis kerosin : 0.81 gr

Volume picnometer : 25 ml

Core kering : 97.53 gram

Core jenuh : 105.81 gram

Volume oil yang tertampung : 2.1 ml

Volume total pori : 102 ml

Saturasi oil (So) : 20.6 %

37

3.6 Perhitungan

3.6.1 Menghitung Massa Kerosin

Dik : Picnometer kosong = 13.45 gram

Picnometer isi = 33.68 gram

Volume picnometer = 25 ml

Dit : mkerosin?

Jawab:

massa kerosin=picno isi−picno kosong

= 33.68 gr−13.45 gr

¿20.23 gr

3.6.2 Menghitung Saturasi Total

Dik : Core kering (w1) = 97.53 gram

Core jenuh (w2) = 105.81 gram

Volume oil tertampung = 2.1 ml

Berat jenis kerosin = 0.81

Dit :

a. volume total pori ?

b. So ?

Jawab :

a. volume total pori=w2−w1

Bjkerosin

¿ 105.81 gr−97.53 gr

0.81grml

¿ 8.28gr

0.81grml

¿102 ml

b. So= volumeoilvolume pori total

× 100 %

¿2.1 gr102ml

×100 %

¿20.6%

38

3.7 Pembahasan

Didalam percobaan pengukuran saturasi fluida kami menggunakan sampel

core batuan yang telah dijenuhi oleh kerosin ± 1 hari dengan kode core 1 J.

sebelum core dimasukkan kedalam labu destilat, labu diisi sedikit dengan air agar

saat labu dipanaskan akan terjadi penguapan yang akan mendorong minyak

terangkat menuju water trap dan oil trap . Air yang tertampung didalam water

trap bukan jumlah saturasi airnya dikarenakan air tersebut adalah hasil penguapan

dari air yang kita tambahkan sedikit kedalam labu destilat.

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida

tertentu (air, minyak dan gas) terhadap jumlah volume pori-pori. Selama

percobaan berlangsung terdapat kondisi dimana tekanan reservoir lebih besar dari

tekanan gelembungnya P > Pb. Kondisi ini berupa fasa cair, So + Sw = 1 yang

disebut dengan kondisi undersaturated. Namun, disaat penurunan tekanan terjadi

dimana tekanan gelembung P = Pb. Hal ini menyebabkan komponen-komponen

yang mudah menguap terbebaskan So+Sw+Sg= 1 yang disebut dengan saturated.

Namun ada kondisi dimana tekanan reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung.

P < Pb, kondisi ini terdapat 2 fasa yaitu cair dan gas yang disebut dengan kondisi

gas cap.

Water wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak fluida

(minyak dan air) terdapat batuan itu sendiri lebih kecil dari 90° (0° < 90°).

Kejadian ini terjadi sebagai akibat dari gaya adhesi yang lebih besar pada sudut

lancip yang dibentuk antara air dengan batuan dibandingkan gaya adhesi pada

sudut yang tumpul yang dibentuk antara minyak dengan batuan.

Oil wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak antara fluida

(minyak dan gas) terhadap batuan itu sendiri dengan sudut kontak lebih besar dari

90°

(θ

> 90°) karakter oil wet pada kondisi batuan reservoir tidak diharapkan

39

terjadi karena akan menyebabkan jumlah minyak yang tertinggal pada batuan

reservoir saat diproduksikan lebih besar dari pada water wet.

3.7 Discussion

In this experiment we measure fluid saturation using core samples of rock

that has been saturated by the kerosene ± 1 day with 1 core code J. before the core

is inserted into the pumpkin distillate, a little pumpkin filled with water so that

when the flask is heated evaporation will occur that will push oil lifted towards

the water trap and oil trap . Water being stored in the water trap is not the amount

of saturation of the water because water is the result of evaporation of water we

add a little pumpkin into the distillate.

Fluid saturation is defined as the ratio between the volume of a particular

fluid (water, oil and gas) to total pore volume. During the experiment the state

where the reservoir pressure is greater than the bubble pressure P> Pb. These

conditions form a liquid phase, So + Sw = 1 is called undersaturated conditions.

However, when a pressure drop occurs where the bubble pressure P = Pb. This

causes the components of the volatile liberated So + Sw + Sg = 1 is called

saturated. But there are conditions where the reservoir pressure is smaller than the

bubble pressure. P <Pb, there are two conditions for the liquid and gas phase is

called the condition of the gas cap.

Water wet happen if a rock has a contact angle of fluid (oil and water)

rocks themselves are smaller than 90 ° (0 ° <90 °). This incident occurred as a

result of a greater adhesion force on the acute angle formed between the water

with rocks than the adhesion force on the obtuse angle formed between the oil

with a rock.

Oil wet rocks have happened if the contact angle between the fluid (oil and

gas) to the rock itself with a contact angle greater than 90 ° (θ> 90 °) the character

40

of the oil wet reservoir rock conditions are not expected to occur because it would

cause the amount of oil remain in the reservoir rocks is produced when water is

greater than the wet.

3.8 KESIMPULAN

Dari percobaan yang telah kami lakukan dapat dapat disimpulkan sebagai

berikut :

1. Dapat mengetahui dan menetukan jumlah cadangan minyak dari jumlah

kandungan air yang terdapat dalam suatu batuan sehingga kita dapat

menentukan apakah sumur tersebut layak diproduksi atau tidak.

2. Pada percobaan pengukuran saturasi fluida ini digunakan sedikit air

didalam labu destilat yang berfungsi untuk menghasilkan uap sehingga uap

tersebut mendorong minyak atau kerosin menuju water trap.

3.8 CONCLUSION

From the experiments we have done can be summed up as follows:

1.Can know and determine the amount of oil reserves are the amount of water

content in the rock so that we can determine whether the well was produced or

not feasible.

2. In experiments measuring fluid saturation is used less water in the distillate

flask which serves to generate steam so that the steam is pushed oil or kerosene to

the water trap.

3.9 TUGAS

1. Buatlah dan jelaskan grafik Kr vs Sw (water oil system)?

Jawab :

Oil water

41

swf isw

Ketika batuan berpori terisi penuh dengan air maka kurva

permeabilitas dan tekanan kapiler akan diartikan

Oil water

Swr 1- sor

Ketika proses dikembalikan saat semua air dikeluarkan dari formasi

dengan cara menyuntikan air dengan minyak

Kurva diatas menjelaskan tekanan kapiler akan memiliki bagian

negative pada saturasi air tinggi. Bentuk kurva akan bergantung pada

batu pembasahan karakteristik.

2. Kapankah Sw + So + Sg = 1 gambarkan dalam grafik 3 fasa ?

Sw + So = 1

Jawab :

42

Pada saat Sw + So = 1, apabila tekanan reservoir lebih besar dari Pb (P >

Pb) kondisi ini berupa fasa cair yang disebut juga undersaturated, dan

pada saat Sw + So = 1 apabila tekanan reservoir sama dengan ( P = Pb ),

peristiwa ini disebut saturated.

3. Apa yang dimaksud dengan 1-SOR !

Jawab :

4. Sebutkan factor-faktor yang mempengaruhi harga saturasi ?

Jawab :

Ukuran dan distribusi pori-pori batuan

Ketinggian diatas free water level

Adanya perbedaan tekanan kapiler

PERCOBAAN IV(EXPERIMENT IV)

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASIDALAM LARUTAN ASAM

(DETERMINATION OF SOLUBILITY FORMATION SAMPLEIN ACID SOLUTION)


Tujuan dari percobaan ini adalah untuk :

43

1. Menentukan daya larut asam terhadap sampel batuan dengan menggunakan

metode gravimetric, sehingga dapat diperoleh informasi atau data penting

sebelum melakukan stimulasi.

2. Menentukan % berat dari material yang larut dalam HCL 15%.

3. Penentuan % Solubility.

4.2 Teori Dasar

Salah satu cara stimulasi yang digunakan adalah pengasaman, dengan

menginjeksikan dalam reservoir untuk mendapatkan harga permeabilitas dan

porositas yang lebih besar atau lebih komersial disuatu lapangan minyak.

Asam yang digunakan adalah asam klorida 15% yang bereaksi dengan

batuan karbonat sesuai dengan persamaan :

CaCO3 + 2H2O CaCl2 + H2O + CO2

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman, harus dilakukan dengan

tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari sample formasi, fluida reservoir

dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut

dapat digunakan untuk merencakan operasi stimulai dengan tepat. Sehingga pada

gilirannya dapat diperoleh penambahan produktifitas formasi yang diharapkan.

Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap

sampel batuan (acid solubility). Metode ini menggunakan teknik gravimetri untuk

menentukan reaktifitas formasi dengan asam.

Metode pengasaman (acidizing) dapat dibedakan menjadi tiga macam,

yaitu:

1. Matrix acidizing

2. Fracturing acidizing

3. Acidizing wash

Hydraulic fracturing adalah sebuah metoda memecahkan celah yang

terbuka disekitar zona produktif. Fluida fracturing ini dilakukan dengan

44

memasukan gel ke dalam formasi dengan tekanan yang cukup tinggi untuk

memecah formasi.

Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan untuk

reservoir yang terdiri atas batu gamping atau dolomite atau batuan reservoir yang

terlarut dalam asam. Acidization ini dilakukan dengan memasukan

asam/memompakan asam kedalam sumur agar melarutkan batu gamping untuk

memperbesar permeabilitas.

Pada umumnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh

perlakuan asam, meskipun demikian sebagian pasir mempunyai kandungan

karbonat yang cukup. Beberapa additive biasanya digunakan dalam pengasaman

hal in berguna untuk mencegah korosi pada casing dan tubing.

Selain menambah produktifitas, pekerjaan stimulasi juga diperlukan untuk

mengatsi kerusakan formasi. Kerusakan formasi yang disebabkan oleh masuknya

fluida atau solid asing pada bagian terbuka, yang terbatas dengan lubang sumur

yang akan menyebabkan menurunnya harga permeabilitas.

.

4.3 Alat dan Bahan

4.3.1 Alat

1. Mortar dan pastle

2. Timbangan

3. Corong dan pipet tetes

4. Kertas saring

5. Erlenmeyer

4.3.2 Bahan

1. Aquades

2. HCL 15%

3. Core karbonat

45

Mortar Timbangan

Corong Erlenmeyer

Core

Gambar 4.1 Peralatan Percobaan Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi dalam Larutan Asam


1. Mengekstraksi core dengan toluena pada Soxhlet apparatus, kemudian

dikeringkan pada oven 105°C (220°F)

2. Menghancurkan sample kering pada Mortar hingga dapat lolos pada

ASTM 100 Mesh.

46

3. Mengambil sample yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkan pada

erlenmeyer 500 ml, kemudian dimasukkan 150 ml HCl 15 % dan

digoyangkan sehingga CO2 terbebaskan semua.

4. Setelah reaksi selesai tuangkan sample residu plus larutan dalam

Erlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sample dengan aquades

sedemikian rupa hingga air filtrat setelah ditetesi larutan mehtyl orange

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

5. Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu 105

C (220°F), kemudian dinginkan dan akhirnya timbang

6. Menghitung kelarutan sebagian % berat dari material yang larut di HCl

15%

Solubility % berat : W−w

W x 100 %

Dimana : W = berat sample, gr

w = berat residu, gr


Tabel 4.1 Hasil Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi dalam Larutan Asam

No

.

Sampel Berat sampel

(gr)

Berat residu

(gr)

Solubility

(%)

1 Sandstone 20 gr 16.72 16.4

2 Carbonate 20 gr 16.77 16.15

4.6 Perhitungan

4.6.1 Menetukan solubility %

1. sampel batuan sandstone

Dik : W carbonat : 20 gr

Wsandstone : 20 gr

w residu 1 : 16.72 gr

w residu 2 : 16.77 gr

47

Dit : solubility % ?

Jawab :

solubility % core 1 = W sandstone−wresidu

W sandstone

×100 %

= 20 gr−16.72 gr

20 gr× 100 %

= 16.4 %

solubility % core 2 = W sandstone−wresidu

W sandstone

×100 %

= 20 gr−16.77 gr

20 gr×100 %

= 16.15 %

4.7 Pembahasan

Didalam percobaan penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan

asam kami menggunakan dua sampel core yaitu core karbonat dan core

sandstone. Dimana pada kedua sampel tersebut kami melakukan prosedur

percobaan yang sama terhadap keduanya dan menentukan solubility % berat dari

kedua sampel. Pertamakali kami menghancurkan kedua sampel didalam Mortar

yang berbeda sampai halus hingga lolos pada ASTM 100 Mesh kemudian

ditimbang sebesar 20 gram. Kemudian memasukkan kedua sampel kedalam

erlenmeyer 500 ml yang berbeda.

Didalam percobaan ini kedua sampel akan diekstraksi dengan larutan HCI

15% sebanyak 100 ml untuk mendapatkan pengaruh sampel terhadap larutan asam

setelah itu digoyangkan sehingga CO2 terbebaskan semua.

Setelah reaksi selesai menuangkan kedua sampel residu dan larutannya

dari dalam Erlenmeyer pada kertas saring kegelas ukur 500 ml. Setelah itu

memanaskan kedua sampel residu dengan menggunakan kompor listrik pada

temperatur 150°C (220°F). Kemudian mengukur berat kosong cawan + berat

residu dengan menggunakan timbangan. Setelah air filtrat diteteskan dengan

48

larutan methyl orange sampai tidak ada lagi warna kemerah-merahan sebanyak 3

tetes.

Dari data yang diperoleh bahwa massa residu sandstone lebih besar yaitu

16.40 gram dibandingkan massa residu karbonat sebesar 16.15 gram. Jika semakin

banyak residu sampel yang tersisa maka semakin tidak bagus karena larutan asam

tersebut tidak mampu melarutkan batuannya dan sebaliknya jika semakin sedikit

residu sampel yang tersisa maka semakin bagus karena semakin banyak pori-pori

batuan yang tersisa oleh minyak.

Setelah mendapatkan data-data yang diperlukan maka kita menentukan

solubility % berat dengan rumus :

Solubility %berat=W −wW

×100 %

Dimana : W = Berat sampel core

w = Berat residu

Percobaan ini bertujuan untuk mengetahui apakah didalam dunia

perminyakan itu sendiri lapisan karbonat dan sandstone akan dapat menghasilkan

produksifitas sumur meningkat, namun dengan percobaan ini kita dapat

mengetahui bahwa batuan karbonat memiliki pengaruh terhadap produktifitas

sumur minyak lebih baik dibandingkan dengan sandstone.

4.7 Discussion

In the experimental determination of the sample dissolved in a solution of

acid formation we used two core samples of the core carbonate and sandstone

cores. Where the second sample we perform the same experiment procedure and

determine the solubility of both wt% of both samples. We destroyed the first two

samples in different Mortar until smooth to pass the ASTM 100 mesh and then

weighed in at 20 grams. Then insert the two samples into 500 ml erlenmeyer

different.

49

Once the reaction is complete and the residue poured two samples of the

solution in the Erlenmeyer kegelas on filter paper measuring 500 ml. After that

second heat residue samples using an electric stove at 150°C (221 ° F). Then

measure the weight of the empty dish + residue weight using scales. After the

filtrate water is dripped with methyl orange solution until no more reddish color as

much as 3 drops.

From the data obtained that the sandstone residual mass greater than the

mass of the 16.40 gram at 16.15 gram carbonate residue. If more residue

remaining sample, the more acidic the solution is not good because it is not

capable of dissolving rock and vice versa if the less residue remaining sample then

the better because the more rock pores left by oil.

After getting the required data then we determine the solubility % by

weight of the formula:

Solubility weight % ¿W−w

W× 100 %

Where : W = weight of the sample cores

w = weight residue

This trial aims to determine whether the oil itself in layers of carbonate

and sandstone wells will be able to generate produksifitas increase, but with this

experiment we can see that the carbonate rocks have an influence on the

productivity of oil wells better than the sandstone.

4.8 Kesimpulan

Dari percobaan yang telah kami lakukan didapatkan kesimpulan sebagai

berikut :

1. Menggunakan dua sampel core yang berbeda yaitu sampel core batuan

karbonat dan sampel core batuan pasir.

2. Tujuan penggunaan metode pengasaman dalam percobaan ini adalah cara

penanggulangan scale dengan menginjeksikan asam untuk melarutkan

scale yang terjadi.

50

3. Kadar larut solubility batuan karbonat lebih besar dibandingkan dengan

batuan pasir sehingga banyak pori-pori kosong pada batuan karbonat dari

pada batuan pasir, oleh karena itu minyak lebih banyak mengisi pori-pori

kosong pada batuan karbonat.

4. Massa residu batuan pasir lebih besar dibandingkan batuan karbonat. Pada

dasarnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh perlakuan

asam, namun batuan pasir juga dapat dipengaruhi oleh asam tetapi hanya

sedikit.

4.8 CONCLUSION

From the experiments we have done was concluded as follows:

1. Using two different core samples are carbonate rock core samples and

rock core samples of sand.

3. The purpose of the use of methods of acidification in these experiments is

how the response scale by injecting acid to dissolve the scale that

occurred.

3. Levels of soluble carbonate rocks greater solubility than the sandstone

so many empty pores in carbonate rocks of the sandstone, therefore more

oil to fill the empty pores in carbonate rocks.

4. Sandstone residual mass greater than the carbonate rocks. Basically the

only carbonate rocks which can be affected by acid treatment, but also

sandstone can be affected by acid but only slightly.

4.9 Tugas

1. Apa yang dimaksud dengan stimulasi dan jelaskan macam-macam

stimulasi ?

Jawab :

Stimulasi adalah pengasaman dengan menginjeksikan dalam reservoir

untuk mendapatkan harga permeabilitas dan porositas yang lebih besar

atau lebih komersial suatu lapangan minyak.

Macam-macam stimulasi :

a. Matrix acidizing

51

Matriks acidizing dilakukan dengan cara menginjeksikan larutan asam dan

additif tertentu secara langsung kedalam pori-pori batuan formasi disekitar

lubang sumur dengan tekanan penginjeksian dibawah tekanan rekah

formasi dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi secara radial.

Asam akan menaikkan permeabilitas matriks baik dengan cara

memperbesarkan lubang pori-pori ataupun melarutkan partikel-partikel

yang membantu saluran pori-pori tersebut. Matriks acidizing digunakan

baik untuk batuan karbonat (limestone / dolomite) maupun sandstone.

b. Fracturing acidizing

Metode ini sama dengan matrix acidizing hanya berbeda pada tekanan

injeksinya lebih besar dari tekanan rekah formasi. Digunakan hanya untuk

batuan karbonat (limstone/dolomite). Penginjeksian asam dialirkan melalui

rekahan atau fracture. Pada fracturing acidizing ini dua permukaan yang

terbelah kiri dan kanan akan dilarutkan, sehingga waktu rekahan menutup

bagian-bagian yang terlarut tak dapat menutup rapat kembali. Dalam hal

ini pola aliran disumur produksi akan menjadi lebih linier dan kurang

radial disekitar sumurnya. Dalam fraturing acidizing diperlukan jumlah

acid yang relatif lebih bananyak dibanding matriks acidizing, tetapi

hasilnya pun akan cukup memadai.

2. Apa yang dimaksud dengan Solubility !

Jawab :

Solubility adalah jumlah maksimum zat yang dapat larut dalam sejumlah

pelarut tertentu dan pada suhu tertentu .

3. Diketahui :

M1 = 35 %

M2 = 17 %

V2 = 250 ml

Ditanya :

V1 = ….?

52

Jawab :

V 1 ∙M 1=V 2 ∙ M 2

V 1 ∙35 %=250 ml ∙ 17 %

V 1=250 ml×17 %

35 %

V1 = 121.428571 ml

4. Jelaskan acidizing / hydrolic fracturing dilapangan ?

Jawab :

Acidizing dilapangan adalah metode stimulasi sumur dengan

menginjeksikan asam kedalam formasi agar asam melarutkan batuan

reservoir dan memperbesar harga permeabilitas serta porositas batuan

reservoir. Acidizing dilakukan pada saat sumur mengalami penurunan

harga permeabilitas pada formasi seperti penyumbatan limestone, dolomite

dan sandstone.

5. Berikan kesimpulan pada percobaan keempat ini ?

Jawab :

kita bisa mengetahui apablia suatu sumur sedang mengalami penurunan

kualitas atau harga permeabilitas pada formasi yang mengalami

penyumbatan yang mengakibatkan kerusakan pada fornasi

53

PERCOBAAN V(EXPERIMENT V)

SIEVE ANALYSIS


Tujuan dari percobaan ini adalah untuk menentukan besarnya coring

coefisien dan menentukan baik buruknya sortasi batuan pasir reservoir.

3.2 Teori Dasar

Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas

(unconsolidated) tidak sederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi

kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut

terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol

dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi.

Disamping itu, juga menimbulkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir

lepas ini, pasa umumnya sensitif terhadap laju produksi, apabila laju alirannya

rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya.

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.

54

3.3 Alat dan Bahan

5.3.1 Alat

1. Torsion balance dan anak timbangan

2. Mortar dan pastle

3. Tyler Sieve ASTM (2; 1; 5; 34 ; 4; 10; 20; 60; 140; 200)

5.3.2 Bahan

1. Sampel Batuan Reservoir

Sieve Analysis Mortar

Gambar 5.1 Peralatan percobaan Sieve Analysis


1. Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan bebas minyak.

2. Memecah-mecah batuan menjadi fragmen kecil-kecil dan memasukkan

kedalam mortar digerus menjadi butiran-butiran pasir.

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

benar saling terpisah.

4. Menimbang dengan teliti 200 gram pasir tersebut.

5. Menyediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat dari

bagian bawahnya.

55

6. Menyusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok pada dasarnya,

sedangkan sieve diatur dari yang halus diatas mangkok dan yang paling

kasar di puncaknya.

7. Menuangkan dengan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gram) kedalam

sieve yang paling atas, memasang tutup dan mengencangkan penguatnya.

8. Menggoncang selama 30 menit.

9. Menuangkan dari sieve yang paling kasar (atas) ke dalam mangkok,

kemudian menimbang.

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

juga, kemudian menimbang secara kumulatif.

11. Meneruskan cara penimbangan diatas sampai isi seluruh sieve ditimbang

secara kumulatif.

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

tiap-tiap sieve.

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

yang kedua.

14. Membuat tabel dengan kolom nomor sieve, opening diameter, % retained

cumulative percent retained.

15. Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative

percent retained.

16. Dari grafik ysng didapat (seperti huruf S ), menghitung :

- Sorting Coefficient = Dia . Pada 40 %Dia . pada 90 %

- Medium diameter pada 50 % = ….. mm


Berat cawan = 98.69 gr

Berat core = 200 gr

Berat cawan + core = 298.69 gr

56

Tabel 5.1 Hasil Pengamatan Sieve Analysis

Nomor sieve Opening

diameter(mm)

Weight

retained (gr)

Percent

retained (%)

Cum Percent

retained (%)

10

20

30

40

50

60

80

100

200

1.651

0.833

0.522

0.371

0.283

0.246

0.175

0.147

0.074

-

-

-

-

0.81

14.27

136.03

40.01

8.88

-

-

-

-

0.405

7.135

68.015

20.005

4.44

-

-

-

-

0.405

7.54

75.555

95.56

100

57

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.80

2

4

6

8

10

12

opening diameter vs persen cumulative

opening diameter vs persen cumulative

opening diameter

pers

en cu

mul

atife

Grafik 5.1 Opening diameter Vs Percent Cumulative

3.6 Perhitungan

3.6.1 Percent Retained (%)

Dik : Weight retained Sieve No. 50 = 0.81 gr

No. 60 = 14.27 gr

No. 80 = 136.03 gr

58

No. 100 = 40.01 gr

No. 200 = 8.88 gr

Berat core = 200 gr

Dit : Percent retained (%) masing-masing sieve ?

Jawab :

a. Sieve no. 50

Percent retained= Weight retained

Berat Core×100 %

= 0.81 gr200 gr

x 100 %

= 0.405 %

b. Sieve no. 60


Berat Core×100 %

= 14.27 gr200 gr

x 100 %

= 7.135 %

c. Sieve no. 80


Berat Core×100 %

= 136.03 gr

200 gr× 100 %

= 68.015 %

d. Sieve no. 100


Berat Core×100 %

= 40.01 gr200 gr

×100 %

= 20.005 %

59

e. Sieve no. 200


Berat Core×100 %

= 8.88 gr200 gr

×100 %

= 4.44 %

3.6.2 Cummulative Percent Retained (%)

a. Sieve no. 50

Dik : Cummulative percent retained 40 % = 0 %

Percent retained = 0.045 %

Dit : Cummulative percent retained Sieve no. 50 ?

Jawab :

Cum Percent retained = Cum Percent retained no. 40 + Percent retained

= 0 % + 0.405 %

= 0.405 %

b. Sieve no. 60

Dik : Cummulative percent retained no. 50 = 0.405 %


Dit : Cummulative percent retained ?

Jawab :

Cum Percent retained = Cum Percent retained no.50 + Percent retained

= 0.405 %+ 7.135 %

= 7.54 %

c. Sieve no. 80

Dik : Cummulative percent retained no. 60 = 7.54 %



60

Jawab :

Cum percent retained = Cum percent retained no.60 + Percent retained

= 7.54 % + 68.015 %

= 75.555 %

d. Sieve no. 100

Dik : Cummulative percent retained no.80 = 75.555 %



Jawab :

Cum percent retained = Cum percent retained no. 80 + Percent retained

= 75.555 % + 20.005 %

= 95.56 %

e. Sieve no. 200

Dik : Cummulative percent retained no.100 = 95.56 %


Dit : Cummulative Percent retained ?

Jawab :

Cum percent retained = Cum percent retained no.50 + Percent retained

= 95.56 % + 4.44 %

= 100 %

3.6.3 Opening Diameter

a. D15:

Dik: D10 = 1.651 mm

D20 = 0.833 mm

Dit: D15?

Jawab: D15 = D10+D 20

2

= 1.651mm+0.833 mm

2

61

=2.484 mm

2

= 1.242 mm

b. D25:

dik: D20 = 0.833 mm

D30 = 0.522 mm

Dit: D25?

Jwb: D25 = D20+ D30

2

= 0.833 mm+0.522 mm

2

= 0.677 mm

c. D75:

dik: D60 = 0.246mm

D80 = 0.175mm

Dit: D75?

Jwb: D70 = D60+ D80

2

= 0.246 mm+0.175 mm

2

= 0.2105 mm

D75 = D70+D 80

2

= 0.2105 mm+0.175 mm

2

= 0.19275 mm

d. D90:

dik: D80 = 0.175mm

D100 = 0.147mm

Dit: D90?

62

Jwb: D90 = D80+ D100

2

= 0.175 mm+0.147 mm

2

= 0.161 mm

5.6.4 Median Diameter

D 50 = 0.283 mm

5.6.5 Koefisien Kekompakan

Dik : D 25 = 0.6775 mm

D 75 = 0.19275 mm

Dit : δ ?

δ=√ D 25D75

= √ 0.6775 mm0.19275 mm

= 2.091 mm

5.6.6 Koefisien Keseragaman

Dik : D 40 = 0.371 mm

D 90 = 0.161 mm

Dit : C ?

Jawab :

C = D 40D 90

= 0,371 mm0.161 mm

= 2.3043

5.6.7 Metode Yang Digunakan

a. Metode Coberly

63

Dik : D10 = 1.651 mm

Dit :W ?

Jawab :

W = 2Y × D10

W = 2 × 1.651 mm

W = 3.302 mm

b. Metode Gill :

Dik : D15 = 1.242 mm

Dit : W ?

Jawab :

W = D15

W = 1.242 mm

c. Metode Wilson

W = D 10

W = 1.651 mm

3.7 Pembahasan

Didalam percobaan sieve analysis ini kami menggunakan sieve no

50,60,80,100 dan 200, dan didapatkan data sebagai berikut :

Berat core = 200 gr

Berat cawan = 98.69 gr

Berat cawan + core = 298.69 gr

Berat sieve no 50 = 0.81 gr





Setiap nomor sieve mempunyai opening diameter tetapi terdapat nomor

sieve yang tidak mempunyai opening diameter, nomor sieve yang tidak

mempunyai opening diameter yaitu : sieve nomor 15,25,75 dan 90. Untuk

64

mendapatkan opening diameter untuk setiap nomor sieve menggunakan rumus

sebagai berikut :

Openingdiameter=nomor sieve sebelum+nomor sieve sesudah2

Contoh:

Opening diameter untuk nomor sieve 15

Sieve nomor 15 = sieve nomor 10+sieve nomor 20

2

= 1.651mm+0.833 mm

2

= 1.242 mm

Opening diameter untuk sieve 15 adalah sebesar 1.242 mm. Untuk

mencari nomor sieve yang lainnya kita menggunakan rumus yang sama dan Untuk

mencari opening diameter pada sieve nomor 75, terlebih dahulu kita mencari

opening diameter pada sieve nomor 70. Dari perhitungan yang kami dapatkan dari

masing-masing sieve sebagai berikut :

Sieve nomor 15 = 1.2 42 mm

Sieve nomor 50 = 0.6775 mm



Setelah menetukan opening diameter dari setiap nomor sieve, selanjutnya

kita menentukan Percent retained dari setiap nomor sieve yang kami gunakan

dalam percobaan ini. Untuk mencari Percent retained dari setiap nomor sieve kita

menggunakan rumus sebagai berikut :

Percent retained = wei ght retained

berat core×100 %

Contoh :

Percent retained untuk sieve nomor sieve 50

Percent retained sieve no. 50 = 0.81 gr200 gr

× 100 %

= 0.405 %

65

Untuk mencari Percent retained untuk nomor sieve yang lainnya, kita

menggunakan rumus yang sama. Dari perhitungan kami mendapatkan Percent

retained dari masing-masing nomor sieve sebagai berikut :

Sieve nomor 15 = 0.405 %



Sieve nomor 100 = 20.005 %


Setelah menentukan Percent retained, selanjutnya kita ,menentukan Cum

Percent retained untuk menentukan nilai Cum Percent retained kita gunakan

rumus sebagai berikut :

Cum Percent retained = Cum Percent retained sebelum + Percent

retained sieve

Contoh

Cum Percent retained untuk sieve no. 50

Dik : Cum Percent retained sebelum = 0 %

Percent retained sieve no. 50 = 0.405 %

Dit :

Cum retained untuk sieve no. 50 = 0 % + 0.405 %

= 0.405 %

Nilai dari Cum Percent retained adalah 0 %, dikarenakan kami tidak

menggunakan peralatan sieve no. 40. Dari perhitungan, kami mendapatkan Cum

Percent retained sebagai berikut :





Sieve nomor 200 = 100 %

Satuan dari Percent retained dan Cum Percent retained adalah Percent

(%), maka hasil penjumlahannya adalah 100 %. Media diameter dari penentuan

celah screen adalah diameter pada titik 50 % (D50) yaitu sebesar 0.283 mm.

66

koefisien kekompakan atau yang dilambangkan dengan σ didapatkan dengan

rumus σ=√ D 2575

, serta koefisien keseragaman (C) dengan rumus C= D 40D 90

menandakan bahwa diameter pada titik 40 % atau 90 % berat kumulatif. Metode

coberly dengan koefisien keseragaman 2.5-7.5 sebagai berikut : W =2× D10,

metode gill W =D15, dan metode Wilson W =D10. Ukuran saringan dapat

dipilih sesuai dengan metode yang digunakan.

5.7 Discussion

In the experiment sieve analysis we use sieve no 50,60,80,100 and 200,

and obtained the following data:

core weight = 200 gr

Weight cup = 98.69 gr

Weight cup + core = 298.69 gr

Weight sieve no 50 = 0.81 gr

Weight sieve no 60 = 14:27 gr



Weight sieve No. 200 = 8.88 gr

Each number has a sieve opening sieve diameter but there are numbers

that have no opening diameter, number sieve that has no opening diameteris: sieve

numbers 15,25,75, and 90. To get the opening diameterfor each of the sieve using

the following formula:

Openingdiameter=number sieve before+number sieve after2

Example:

Opening diametersieve for number 15

Sieve number 15 = number sieve before+number sieve after

2

= 1.651mm+0.833 mm

2

= 1.242 mm

67

Opening diameterfor sieve 15 is equal to 1242 mm. To find other sieve

numbers we use the same formula and to find the opening diametersieve number

75, we first look at the opening diametersieve number 70. From this calculation

we get from each sieve as follows:

Sieve number 15 = 1.2 42 mm

Sieve number 50 = 0.6775 mm



After opening determine the diameter of each number sieve, then we

determine the percent retained from each sieve numbers that we use in this

experiment. To find the percent of each number sieve retained us using the

following formula:

Percent retained = Weight retained

weight core×100 %

Example:

Percent retained on sieve number 50

Percent retained sieve no. 50 = 0.81 g r200 g r

×100 %

= 0.405%

To find the percent retained on sieve number of others, we use the same formula.

From this calculation we get the percent retained from each sieve numbers as

follows:

Sieve number 15 = 0405%

Sieve number 60 = 7.54%

Sieve number 80 = 68 015%



After determining the percent retained, then we, determine the percent cum cum

retained to determine the percent retained value we use the following formula:

Cum cum percent = percent retained retained retained sieve before + percent

Example :

Cum percent retained on sieve no. 50th

68

Dik: Cum percent retained before = 0%

Percent retained sieve no. 50 = 0.405%

Dit:

Cum retained on sieve no. 50 = 0% + 0405%

= 0.405%

The value of the retained cum percent is 0%, because we do not use the

equipment sieve no. 40. From this calculation, we get the cum per cent retained as

follows:

Sieve number 15 = 0405%




Sieve the 200 = 100%

Units of percent retained and cum percent retained is the percent (%), then

the result is the sum of 100%. Media diameter of determination slit screen is the

diameter at the point of 50% (D50) is equal to 0283 mm. coefficient of

compactness or represented by σ obtained by the formula σ=√ D 25D 75

and the

coefficient of uniformity (C) by the formula C= D 40D 90

indicates that the diameter

at the point of 40% or 90% cumulative weight. Methods coberly with uniformity

coefficient 2.5-7.5 as follows: W = 2 × D10, D15 W = gill method, and the

method of Wilson W = D10. Sieve size can be selected according to the method

used.

3.8 Kesimpulan

Pada lapangan minyak sangat sering dijumpai gejala kepasiran. Gejala ini

menandakan terproduksinya pasir dari reservoir ke permukaan. Kepasiran

merupakan suatu hal yang merugikan dalam produksi minyak dari reservoir.

Dampak negatif dari adanya pasir adalah :

Kerusakan peralatan dan fasilitas produksi

69

Menurunnya laju produksi

Penyumbatan aliran fluida produksi dalam pipa alir.

Maka untuk mengatasi masalah kepasiran dapat digunakan metode gravel

pack dan slotted atau screen linear dalam proses produksi. Setelah melakukan

percobaan ini kita akan mendapatkan data berupa berat sampel dan opening

diameterogravel pack dan slotted atau screen linear yang dapat digunakan,

penyebaran dan keseragaman butir pada formasi reservoir.

5.7 Conlusion

In the oil field kepasiran very common symptom. This phenomenon indicates

terproduksinya sand from the reservoir to the surface. Kepasiran is something that

is detrimental to the production of oil from the reservoir. The negative impact of

the presence of sand are:

Damage to equipment and production facilities

Decreased production rate

The blockage of fluid flow in the production flowline.

So to solve the problem can be used kepasiran gravel pack method and linear

slotted or screen in the production process. After doing this experiment we will

get the data in the form of sample weight and pack and slotted opening

diameterogravel linear or screen that can be used, deployment and uniformity of

grains in the reservoir formations.

3.9 Tugas

1. Jelaskan metode apa saja yang digunakan untuk mengatasi masalah

kepasiran!

Jawab :

a. Gravel packing

Suatu cara yang menggunakan Kristal (gravel) didepan formasi

prokduktif dengan cara diinjeksikan yang mana gravel dapat menahan

butiran yang lepas dan berfungsi sebagai penyaring pada prinsipnya

gravel ditempatkan pada anulus antara screen atau sloted dengan

casing atau lubang bor

b. Screen line atau slotted

70

Menggunakan screen yang ditempatkan didepan purporasi untuk

mencegah dan menyaring pasir dari lubang purporasi ukuran lubang

dari screen ditentukan oleh analisa butiran ( sieve analisa )

Jenis-jenis screen slot yang digunakan mempunyai sifat:

1. Stainless stel

2. Memiliki daya tahan yang tinggi terhadap korosi

3. Memberikan kepastian aliran yang optimal

KESIMPULAN(CONCLUSION)

Kesimpulan

Dari seluruh percobaan yang dilakukan pada praktikum Analisa Inti Batuan

Reservoir ini dapat ditarik kesimpulan umum yaitu :

Praktikum ini bertujuan untuk menentukan secara langsung informasi

mengenai sifat-sifat fisik batuan reservoir yang sangat dipengaruhi oleh

komposisi, matrik batuan.

71

Praktikum ini memberikan informasi-informasi mengenai sifat fisik batuan

antara lain : porositas, permeabilitias batuan, saturasi fluida, kadar larutan

sample formasi dalam lariutan asam dan sieve analisis.

Pada pengukuran porositas bertujuan mengetahui besarnya pori dalam

batuan sehingga kita dapat mengetahui cadangan dalam batuan reservoir

dan pada tahap exsplorasi digunakan untuk komplesi sumur.

Pengukuran permebilitas bertujuan untuk mengetahui kemampuan suatu

batuan dalam meloloskan fluida. Sehingga kita dapat mengetahui baik dan

buruknya permeabilitas dan jumlah cadangan minyak yang

terproduksikan. Bila permeabilitas baik, dipastikan porositas bernilai besar

dan saling berhubungan.

Pengukuran saturasi fluida bertujuan untuk memperkirakan besarnya

cadangan minyak (OOIP), batas air dan minyak. Serta dalam pengukuran

saturasi fluida ini dapat mengetahui kondisi reservoir yang meliputi

kondisi saturated dan undersaturated.

Penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam dapat

meningkatkan nilai permeabilitas yang lebih bernilai ekonomis dan

komersial dengan melakukan stimulasi (pengerjaan ulang sumur) dengan

pengasaman yaitu menginjeksikan asam ke reservoir (acidizing).

Sieve analisis menentukan besarnya coring coefisien dan juga baik

buruknya sortasi pasir reservoir. Dengan terproduksinya pasir bersamaan

fluida tentu saja akan menghambat jumlah produksi dan menimbulkan

kerusakan, dan tahapan dalam menanggulangi ikut terproduksi nya pasir

yaitu dengan screen liner dan gravel packing.

Saran

Penulis menyadari masih terdapat banyak kekurangan dalam penyelesaian

Laporan Mekanika Reservoir ini sehingga kritik dan saran dari pembaca

yang bersifat membangun sangat Penulis harapkan agar tercapaianya

Laporan Mekanika Reservoir ini yang lebih sempurna. Semoga laporan ini

dapat bermanfaat bagi penulis khususnya dan bagi pembaca umumnya.

72

Peralatan-peralatan Analisa Inti Batuan diperbarui lagi agar praktikan lebih

maksimal dalam melakukan percobaan, sehingga Laboratorium Teknik

Perminyakan Universitas Islam Riau menjadi salah satu Laboratorium

yang terbaik tingkat Nasional.

Bimbingan untuk pembuatan laporan resmi harus jelas dan tidak ada

perbedaan pendapat antara asisten dosen dan instruktur.

Pekanbaru, Januari 2013Mengesahkan

(Kefri Handa Yesni)093210237

DAFTAR PUSTAKA(REFERENCE)

Diktat praktikum mekanika reservoir. Laboratorium Universitas Islam Riau.

Teknik Perminyakan 2011.

PDF ”Reservoir Porosity and Permeability”.

Buku Pintar Migas Indonesia. Reservoir Minyak Dan Gas Bumi oleh Sudjati

Rachmat.

Wahyono, Kuswo.2008. Dasar-dasar Teknik Reservoir Miga. Jakarta.

73

http://www.migas-indonesia.com/

http://migasnet01melinda8007.blogspot.com/20/01/sifat-fisikbatuanreservoir.html

www.chem-is-try.org/tabel-periodik/helium/

nugra.net/gas-helium-he/

http://dc151.4shared.com/doc/L4xJz3RQ/Preview.html

74

http://dc151.4shared.com/doc/L4xJz3RQ/Preview.html

http://www.chem-is-try.org/tabel-periodik/helium/

http://migasnet01melinda8007.blogspot.com/20/01/sifat-fisikbatuanreservoir.html

hendri laporan

Documents